1.1 世界级石化航母，国资委间接实控
四十载耕耘筚路蓝缕，成就世界级石化航母。中国石油化工集团有限公 司前身中国石油化工总公司成立于 1983 年 7 月。1998 年 7 月，基于党 中央石油石化行业战略性重组部署要求，在原中国石油化工总公司的基 础上重组成立中国石油化工集团公司并在 2000 年 2 月设立股份制公司。 同年 10 月，中国石化以 167.8 亿股 H 股股票在纽约、香港、伦敦三地 正式挂牌交易，进军国际资本市场。2001 年 8 月，公司登陆上交所主 板。历经数十年砥砺奋进，公司打通上中下游全产业链，炼油能力国内 第一、乙烯产能全国首位，是世界第一大炼油公司、第二大化工公司。 作为国内最大的成品油提供商，公司在国内拥有完善的成品油销售网络， 加油站总数全球第二。2023 年，中石化易捷销售公司品牌价值位列国内 零售业榜首。
集团公司直接控股，下设上市主体多样。截至 2024 年 2 月，公司控股 股东中国石油化工集团有限公司持有公司 67.6%的股权。从组织结构上 看，除股份公司外，集团公司还分别持有四川美丰、岳阳兴长、石化机 械、石化油服、中石化炼化工程 12.6%、22.8%、51.1%、56.5%、67.0% 的股权。中国石化下设上市主体上海石化、中石化冠德和泰山石油，分 别持股 60.3%、50.6%和 24.6%。
国资委是实控人，中下游分支众多。鉴于中国石油化工总公司是一个综 合利用石油资源的跨行业、跨地区经济实体，1988 年 2 月，国务院总理 办公室决定中国石化暂归国务院直属。截至目前，国资委作为公司的实 际控制人，通过中国石化集团间接持股 67.6%。作为国内最大的石化一 体化企业之一，公司现有全资子公司、控股和参股子公司、分公司等百 余家，包括油气勘探开发、炼油、化工、产品销售以及科研、外贸等企 业和单位。其中，炼油化工公司和油品销售分（子）公司数量均超过 40 家，经营资产和主要市场集中在国内经济最为发达和活跃的东部、南部 和中部地区。
1.2 一体化协同布局，中下游实力突出
一基两翼三新发展，四大主业齐头并进。作为国内最大的一体化能源化 工公司之一，公司主营业务涵盖上游勘探及开发、中游炼油和化工和下 游营销及分销，着力构建以能源资源为基础，洁净油品和现代化工为两 翼，以新能源、新经济、新领域为重要增长极的“一基两翼三新”产业 格局。根据公告，截至 2023 年前三季度，公司四大主业勘探及开发、炼 油、营销和分销和化工板块息税前利润分别为 416.20、187.00、265.28 和-67.07 亿元，同比分别-46.25、-19.45、+33.74 和-56.46 亿元。
产业链聚焦中下游，原油加工外购为主。从业务结构上看，不同于中国 石油侧重上游能源开采环节，公司中游炼油和化工业务表现强势。炼油 方面，2022 年公司合计加工原油 2.42 亿吨，较中国石油相比高出约 0.78 亿吨。化工方面，2022 年公司乙烯、合成树脂、合成橡胶、合成纤维及 单体累计生产量分别为 1344、1854、128、889 万吨，分别高于中国石 油 602、692、24、779 万吨。此外，不同于中国石油的原油加工以自产 为主，公司原油加工多依赖于外购原油，在 2022 年合计 2.42 亿吨的原 油加工量中，外购原油加工量超 2 亿吨（占比约 83.4%）。
销售贡献主要收入，炼油毛利占比过半。我们复盘了 2011-2022 年间公 司各业务板块的营业收入和毛利表现。营收方面，炼油业务与营销分销 基本平分秋色，两业务营收贡献维持在 30%附近。2022 年公司营销及 分销和炼油业务营收分别为 17139 和 15751 亿元，占比分别为 28.9% 和 26.5%，营收表现同比增长 21.4%和 13.7%。毛利方面，在不考虑内 部抵消的前提下，炼油业务毛利占比自 2015 年以来始终保持在 50%以 上。2022 年炼油业务合计贡献约 2573 亿元的毛利润，占比高达 51.4%。
1.3 业绩强油价相关，盈利高抗风险性
业绩经营稳健增长。从整体趋势上看，公司营业收入与归母净利整体表 现均与 Brent 油价走势呈强正相关。营业收入方面，自 2001 年公司上 市以来，营业收入由 3043 亿元增至 2022 年的 33182 亿元，CAGR 约 12.0%。2023 年前三季度实现营业收入 24699 亿元，同比+0.7%。归母 净利方面，除2008 年因国际金融危机蔓延叠加国内成品油价从紧控制、 罕见特大自然灾害影响需求导致公司归母净利与油价走势相背外，整体 趋势仍与油价表现密切挂钩，2001-2022 年归母净利 CAGR 约 7.7%。 2023 年前三季度，公司实现归母净利 530 亿元，同比-7.5%。
我们采用杜邦分析法对公司及海内外同业巨头的盈利表现展开讨论。 盈利能力：稳定。首先，公司净资产收益率（ROE）整体居于行业中游， 但波动率显著小于国内民营大炼化和国际石化巨头，且从未出现极端负 值。2001-2022 年 ROE 中枢约 11.4%；2023 年前三季度 ROE约 6.6%， 同比-0.62pct。
毛利率和净利率方面，2001-2022 年公司毛利率和净利率中枢约 18.1% 和 3.5%，位于行业中游水平。进入 2023 年，海外高通胀叠加欧美加息 持续，能源价格同比有所下滑。与此同时，国内化工品仍处高产能释放 阶段，供过于求导致化工业务承压明显。2023 年前三季度，公司分别实 现毛利率和净利率 15.5%和 2.5%，同比-0.21pct 和-0.06pct。
控费能力：优化。根据公告，2023 年前三季度公司原油实现价格为 75.73 美元/桶，同比-19.6%。在此基础上，经过我们的测算，2023 年前三季 度公司桶油完全成本约 47.53 美元/桶，同比-22.1%。期间费用率方面， 公司整体期间费用率已由 2001 年上市初的 9.9%下降至 2022 年底的 4.2%。2023 年前三季度，公司期间费用率合计约 4.2%，同比+0.16pct。 其中，管理费用率（含研发，可比口径）、销售费用率和财务费用率分别 为 2.1%、1.8%和 0.3%，同比分别+0.12pct、+0.07pct 和-0.03pct。
在手现金：充沛。现金流方面，受原油、成品油存货净占用比例下降以 及 2022 年同期支付缓缴税款等影响，2023 年前三季度公司经营活动产 生的现金流量净额大幅增长，累计实现 983.09 亿元，同比+65.9%。趋 势上看，公司在手现金流表现良好，整体上看稳中有升，2001-2022 年 CAGR 约 3.2%。对比同业，2023 年前三季度，尽管公司现金流表现低 于另两桶油，但显著高于民营大炼化代表荣盛石化、恒力石化、东方盛 虹，且从未出现极端负值。
财务杠杆：稳健。资产负债率与权益乘数呈正相关。公司上市至今大致 可分为两大阶段。2015 年因销售公司引资款到位，经营现金流大幅改善， 资产负债率同比下降 9.85pct。2023 年前三季度，公司资产负债率约 54.2%，对应权益乘数约 2.19，同比-0.03。对比另两桶油，2023 年前三 季度，公司权益乘数分别领先中国石油、中国海油 0.44、0.60。对比荣 盛石化、恒力石化、东方盛虹（国内民营大炼化龙头），公司分别-1.70、 -2.27、-2.79。对标国际公司，公司较埃克森美孚、雪佛龙、英国石油和 道达尔相比分别+0.39、+0.60、-1.01、-0.26。
资本开支保持强劲。2016 年以来，公司资本开支增势强劲。截至 2023 年前三季度，公司累计资本支出 1081.64 亿元，同比+4.0%。分业务看， 上游勘探开发和中游化工占比较高，“十三五”规划（2016-2020）至今， 勘探及开发和化工业务资本支出占比分别约 40.7%和 23.0%。随着公司 上游油气产能及储运设施建设提速，叠加化工项目高附加值化转型，产 能兑现后，成长性可期。
2.1 不同油价环境，公司主业毛利表现出现分化
主业盈利表现与油价走势强相关。历史数据上看，公司下游营销及分销 业务与油价相关性相对较小，近年来毛利表现稳中有升，整体与公司自 身成品油销量密切相关；上游勘探及开发业务油价敏感度极高，反映出 强油价正相关性，即油价越高对应业务板块的盈利越高；中游业务上看， 炼油业务在油价处于 40-80 美元/桶时盈利表现较强，这主要与国内成品 油定价机制有关；化工业务受油价和供需格局的双重影响，油价缓慢上 行叠加需求表现良好时，利好化工品景气提升。
2.2 原油供需紧平衡延续，油价或维持偏强震荡
低供给：OPEC+维持减产、美页岩油增速放缓、南美贡献主要增量
（一）OPEC+护盘持续然力度下降，OPEC+豁免国存较强增产意愿
1）OPEC+：本轮减产不同以往，继续深化难度加深。
减产护盘动作：2023 年 11 月 30 日，第 36 届 OPEC+部长级会议决定 2024Q1 自愿减产 219.3 万桶/日。从减产力度上看，同年 4 月的 OPEC+ 会议已决定自愿减产 165.7 万桶/日，叠加沙特于 7 月起额外减产的 100 万桶/日，OPEC+整体自愿性减产规模已达 265.7 万桶/日，因而本次自 愿减产额度实际较此前相比仅增加 3.6 万桶/日（沙特此次 11 月减产较 4 月相比增加 50 万桶/日）。
执行难度上升：近年来，OPEC+在全球油价定价中的话语权和议价权显 著上升，产量政策的执行直接影响全球原油供需格局。从本轮 OPEC+ 会议上看，中东国家主动减产以维持高油价的诉求并未发生改变，然而 变化点主要有三：①类似于 2023 年 4 月份所提出的减产政策，2024Q1 的减产仍为自愿性减产，其约束强度的相对偏弱或将对成员国后续减产 实际执行效果产生直接影响；②2023H2，OPEC+维持深化减产政策， 然油价表现前高后低，到 2023 年底，WTI 油价和 Brent 油价均已跌破 减产执行初期的价格水平；③海外宏观经济走弱易引发原油需求增速放 缓，金融市场的系统性风险扰动同步增强，如此因素均易导致油价表现 进一步下探，届时 OPEC+或在低产的同时面临更低的油价。
警惕放松减产：OPEC+是全球原油的主要提供方，中东国家的财政平衡 诉求为全球油价的定价提供托底支撑。但需警惕的是，当前沙特产量表 现已低于减产后目标值，反映出其减产效果已达预期，后续进一步深化 减产的空间相对有限。减产执行难度提升下，一旦 OPEC+放弃减产或 放松减产力度，全球原油市场或呈供过于求的局面，届时油价中枢也将 相应下移。
关注非洲三国：在 2023 年 11 月底召开的 OPEC+部长级会议上，除宣 布 2024Q1 减产动作外，同样对同年 6 月所提出的产量配额进行调整。 根据 OPEC，调整后安哥拉、刚果、尼日利亚的产量配额分别为 110、 27.7、150 万桶/日，较前值分别-18、+0.1、+12 万桶/日，较 2023 年产 量配额分别-35.5、-3.3、-24.2 万桶/日。后续看，一方面，结合 IEA 最 近三个月月报数据可知，非洲三国产量整体均已低于 2024Q1 既定产量 目标；另一方面，IEA 最新 2 月月报数据显示，刚果和尼日利亚的原油 产能余量仅 2 万桶/日和 1 万桶/日，产能瓶颈限制增产空间。对于安哥 拉，尽管该国政府因不满原油产量份额下调而强硬退出 OPEC，但该国 也同样受到产能瓶颈的制约（IEA 在 23 年 12 月月报中显示，安哥拉剩 余有效产能为 3 万桶/日），退出后大幅增产的可能性仍然偏低。
2）OPEC+豁免国表现出偏强的增产意愿。
伊拉克：2023 年 3 月，伊拉克库尔德自治区（库区）输送的 40 万桶原 油和从伊拉克联邦输送的 7 万桶原油管道关闭。同年 10 月，土耳其能 源部长和伊拉克驻安卡拉大使先后证实土耳其已同意恢复通过伊土管 道（ITP）的石油出口，但截至目前该管线仍未恢复。若后续管线输送恢 复运营，预计将带来约 50 万桶/日的原油供给增量。
伊朗：2023 年，伊朗原油供应超预期回升。根据 IEA，2024 年 1 月， 伊朗当地原油日产量为 315 万桶，为 2019 年以来的最高值。另据伊朗 石油部，预计到 2024Q1 当地石油日产量将增至 4 百万桶/日，为先前从 未企及的量值，可见其增产意愿强烈。沙特伊朗关系修复下，OPEC+或 也将默许伊朗额外增加石油供应。
委内瑞拉：2023 年 10 月，美国财政部海外资产控制办公室宣布解除对 委内瑞拉部分能源贸易制裁，授权开放涉及委内瑞拉石油和天然气的行 业交易（为期 6 个月）。同年 11 月，委国家石油公司副总裁表示，在美 国部分解除制裁后，该国原油日产量现已提升至约 85 万桶的水平，委 政府正考虑将产量进一步提升至 100 万桶/日。然而受自身产能瓶颈以 及当地发展落后等因素制约，后续出现大幅增量的可能性较小。
（二）美国页岩油增量边际减弱，南美海上油田或贡献增量
1）美国产量惯性增长，但边际增速或放缓。
2023 年超预期增长：尽管 2023 年美国上游油气企业资本开支表现较 弱，但源于库存井的释放以及钻机使用效率的提升，全年原油产量表现 强势。根据 EIA，2023 年美国原油产量自 7 月底起实现快速增长，到年 底最高达 1330 万桶/日，连续 9 个月超越公共卫生事件前原油产量水平， 并创下近五年历史新高。分产区看，Permian 产区是美国页岩油产量增 量的主要来源。然而，随着 DUC 库存的持续消耗以及钻机数量的接连 下滑，Permian 产量的同比增速也在逐步下降。
2024 年增量或放缓：从原油产量的前置指标钻机数量和压裂车队数上 看，2023 年前三季度美国钻机数持续下滑，较 2022 年底的峰值相比下 降约 125 部。进入四季度，美国原油钻机数量见底后逐步企稳，基本保 持在 500 部。压裂车队数量自 2023 年 12 月起下滑明显，单月降幅约 40 支。2024 年以来，钻机数量仍维持在 500 部附近，压裂车队数较 2023 年年底略有增长，但仍处历史低位。受高利率宏观环境影响，美国页岩 油企生产成本逐年提升。根据 Dallasfed，2023 年，北美主要页岩油产 地 Permian 产区和 Eagle Ford 产地的新井开采成本均出现不同程度的抬升，进一步抑制上游油气企业资本开支，进而挤压当地原油产量增长。 单井产油效率提升下的原油增量幅度预计也会受到一定程度的挤压，整 体看，美国 2024 年原油产量增长基本确定但增量空间较 2023 年相比 预计会有所收窄。
2）南美或成为非 OPEC+供应的主要增长来源。
海上油田开采重启，低碳成本优势共振。不同于常规油田的开采，海上 油田的勘探周期更长、投资成本和技术难度要求更高。过去几年间，受 公共卫生事件影响，大量海上钻井巨头遭受重创，项目延期率明显增加。 随着疫情带来的影响逐步减退，海上油田凭借更强的成本和清洁优势， 成为美洲甚至全球原油供给增量的重要组成部分。根据《全球油气勘探 开发形势及油公司动态（2023 年）》，在 2022 年全球新发现的 31 个常 规大-中型油气田中，有 21 个集中分布于深水-超深水领域。从地理区位 上看，美洲地区位居前列，新发现的常规油气可采储量约 14.22 亿吨油 当量，主要来自圭亚那盆地、坎波斯盆地、阿拉斯加北坡盆地和苏瑞斯 特盆地。其中，圭亚那盆地新发现油气可采储量 6.83 亿吨油当量，约占 美洲地区总量的 48.1%。
低成本：根据国际石油经济，以圭亚那斯塔布鲁克区块为例，Liza 一期 开发的盈亏平衡点 35 美元/桶，随 Liza 二期达峰，盈亏平衡点将降至 25 美元/桶。对于即将投产的 Payara 和 Yellowtail 项目，预计分别在 32 和 29 美元/桶实现盈亏平衡，显著低于美国常规油田新井开采成本。
高增量：根据 IEA，圭亚那和巴西将是未来全球原油增量的主要来源， 到 2035 年，两地原油日产量增量较 2022 年相比增量分别为 130 和 100万桶。具体看，巴西原油开采主要由 Petrobras 主导，增量贡献主要源 于 FSCO 装置，预计 2024-2028 年间还将新增 14 套 FPSO 装置（10 套装置已签署合同）。对于圭亚那，当地目前石油产量已接近 40 万桶/日。 根据国际石油经济，截至 2022 年底，仅斯塔布鲁克区块已获得累计超 30 个新油田发现。根据埃克森美孚的预测，到 2027 年该区块原油产量 有望达到 120 万桶/日。
稳需求：美国缓增、欧洲衰退、国内复苏
（一）海外：高利率环境+新能源转型，美欧需求动能仍旧不足
进入货币周期后半程，美欧衰退预期仍存。自 2022 年 3 月起，欧元区 和美国同步开启加息周期，分别完成 10 轮（累计 450bp）和 11 轮（累 计 525bp）的加息。通胀表现上看，尽管 2024 年 1 月欧美通胀数据均 超预期，但整体延续 2023 年以来的回落趋势。根据 Wind，1 月美国 CPI 和欧元区HICP同比分别为3.1%和2.8%，环比上月-0.30pct和-0.10pct， 较 2023 年初-3.30pct 和-5.80pct。PMI 指数上看，2023 年美国制造业 PMI 基本位于荣枯线下。欧元区走弱更为明显，自 2023 年 5 月起连续 8 个月低于 45。2024 年 1 月，欧美制造业 PMI 分别为 46.6 和 50.7。
美国：软着陆可能性增强，能源转型压制需求。美联储 12 月公开纪要 表示，当前政策利率或已见顶。软着陆预期增强下，预计 2024 年上半 年美国原油存量需求有望维持，下半年随货币政策紧缩以及滞后性的进 一步显现，叠加新能源渗透率的不断提升，预计原油需求将出现较为明 显的放缓。EIA 和 OPEC 两大机构 2024 年 2 月的预测数据基本趋同， 分别预计 2024 年美国原油需求总量分别为 20.50 和 20.48 百万桶/日， 同比+15 和+18 万桶/日，较前值-6 和+7 万桶/日。我们判断，2024 年美 国当地原油需求有望维持低基数增长，增量大小需关注美联储降息的具 体时间和频次以及当地制造业的修复程度等。
欧洲：制造业表现仍疲软，需求短期难有增长。根据欧盟委员会冬季经 济预测报告，受高通胀影响，2024 年经济增速或继续放缓，预计 2024 年 欧盟和欧元区经济增长率分别为 0.9%和 0.8%，较前值相比均下调 0.40pct。 经济表现持续低迷叠加欧元区政府维持鹰派论调，即便 2024 年欧央行 态度由鹰转鸽且降息，政策落地实施尚需传导时间，短期内认为当地原 油需求大幅提升的可能性不大。EIA 和 OPEC 在 2024 年 2 月的预测中继续保持谨慎悲观态度，预计 2024 年欧元区原油需求分别为 14.24 和 13.44 百万桶/日，同比均+3 万桶/日，较前值持平和-3 万桶/日。我们认 为，欧央行转鸽的时间及降息后对经济的影响或成为影响其原油需求的 关键变量。
（二）国内：2023 年快速修复，2024 年增速趋缓
2023 年：国内原油消费显著增长。随着疫情影响转淡，国内经济逐步恢 复下用油需求量出现显著增长。根据 Wind，2023 年国内累计加工原油 6.22 亿吨，同比+10.9%，较 2019 年公共卫生事件前相比+13.9%。全 年累计进口原油 5.64 亿吨，同比+11.0%，较 2019 年公共卫生事件前 相比+11.5%。终端消费上看，2023 年国内汽油、柴油和煤油产量的累 计值分别为 1.61、2.17 和 0.50 亿吨，同比+10.1%、+13.3%和+68.3%。 与此同时，除需求端增量外，2023 年新增的成品油出口配额同样提供了 额外的炼油需求。根据金联创，2023 年国内成品油出口配额累计下发 3999 万吨，相较 2022 年全年总量增加 274 万吨。
2024 年：预计原油需求增速放缓。在国内经济稳步恢复的背景下，预计 原油的消费量有望继续维持增长态势。但从增速上看，一方面，能源转 型下，国内新能源车渗透率已由 2021 年底的 17.6%提升至 2023 年 12 月的 37.5%。在新能源汽车占比不断的提升背景下，传统汽车对于汽油 用量的贡献将出现不可逆地减少。另一方面，2022 年低基数效应不再体 现且疫后需求的大幅提升也已在 2023 年基本兑现。由此我们预计，2024 年我国原油需求有望进一步增长，但增速上看，会出现一定程度的放缓。
EIA 和 OPEC 均维持谨慎乐观态度。根据 EIA 和 OPEC 两大机构 2024 年 2 月最新预测数据显示，预计 2024 年国内原油总消费量分别为 16.27 和 16.82 百万桶/日，较 2023 年全年消费量分别增长 33 和 63 万桶/日， 相较前预测值分别持平和+4 万桶/日。然而从需求增速上看，EIA 预测 2023-2025 年国内需求增速分别为 5.2%、2.1%、1.5%；OPEC 预测 2023-2025 年我国原油需求增速分别为 8.0%、3.9%、2.4%，均有显著 的放缓迹象。
紧平衡：供需博弈持续，油价偏强震荡
1）EIA：同步下调供需预测，维持一贯谨慎态度。根据 EIA 机构 2 月最 新预测数据，2024 年全球原油供需分别为 102.30 和 102.42 百万桶/日， 较 1 月预测值相比均-4 万桶/日。分季度看，全球原油整体供需由紧向 松，除 2024Q1 存 80 万桶/日的缺口外（较前预测值相比缺口缩小 1 万 桶/日），自 2024Q2 起，单季度供需差分别为 15/11/8 万桶/日，较 1 月 预测值相比分别持平/-2/+4 万桶/日。供给方面，OPEC+现有产量目标将 于 2024 年年底到期，因此预测 2025 年有望带来 70 万桶/日的增量，非 OPEC 国家（以美国、加拿大、巴西和圭亚那为代表）预计 2025 年原 油产量增量为 120 万桶/日。需求方面，全球原油消费量增集中在中国和 印度，预计 2024 和 2025 年的增量分别为 60 和 50 万桶/日。油价方面， EIA 最新 2 月预测数据与上月保持一致，预计 2024/2025 年 Brent 油价 分别为 82/79 美元/桶，其中 2024 年的油价预测值较 2023 年 12 月相比 下调 1 美元/桶。
2）IEA：1 月供应同比骤降，供需整体增速放缓。供给方面，受 OPEC+ 深化减产叠加北美停产影响，2024 年 1 月全球原油供应同比大幅下滑 140 万桶/日。展望 2024 年，美国、巴西、圭亚那和加拿大仍将主导原 油攻击增长，预计非 OPEC+国家 2024 年供应量将增加 160 万桶/日， 较 2023 年相比放缓约 80 万桶/日。需求方面，IEA 认为当前全球需求 增长正逐步失去动力，数据上看，原油需求年增长率已由 2023Q3 的 280 万桶/日下降至 2023Q4 的 180 万桶/日，主要受国内原油需求的急剧下 降所致。预计 2024 年全球原油需求的扩张速度将进一步放缓至 120 万 桶/日。其中，中国、印度和巴西仍将继续主导增长。
3）OPEC：下调原油供给预测，需求预测维持不变。供给方面，OPEC 在 2 月月报中下调对非 OPEC 国家液体原油产量的预测，新预测值为 120 万桶/日，较前值相比下调 10 万桶/日；对 2025 年的预测值仍为 130 万桶/日。美国、巴西、加拿大、挪威、哈萨克斯坦和圭亚那将主导全球 原油供给增量。需求方面，OPEC 认为 2024-2025 年全球原油需求增量 仍为 220 和 180 万桶/日，与前值持平。鉴于美国经济预期的改善，对 美国当地原油需求量略有上调，抵消 OPEC 成员国中欧洲国家预测值的下调影响。预计 2024-2025 年 OPEC 成员国的需求增量分别约 30 和 10 万桶/日，非 OPEC 原油需求增量约 200 和 170 万桶/日。
综合看，三大机构一致认为 2024 年全球原油供需增速均有所放缓，供 给端增量主要来自美国、加拿大、巴西和圭亚那，而中国和印度则将主 导全球原油需求增量。油价变化的关键在于欧美宏观环境对需求端冲击 力度及 OPEC+实际减产力度的强弱。
2.3 勘探开发：增储上产能源保供，油价高位支撑盈利
油价可解释大部分盈利变化。从 2007 年至 2022 年的数据上看，公司勘 探与开发业务营收同比和毛利同比均与 Brent 油价同比高度相关，相关 性系数高达 0.97 和 0.95；从简单线性回归方程结果上看，桶油价格同 比每上升 1 美元时，公司营收平均同比预计将上升 96 亿元且模型的 RSquare 指标为 0.95，反映出油价的变化基本可完全演绎勘探开发营收 的变动情况；从毛利变化上看，R-Square 值同样位于 0.90 以上，说明 公司上游勘探与开发业务的利润水平基本由油价决定。根据我们对油价 的判断，中高位偏强震荡下，预计公司整体上游勘探开发板块盈利可期。
产量稳增但对盈利影响较弱。国家能源安全自主可控背景下，公司增储 上产推动产量稳步增加。原油方面，2023 年前三季度公司境内外合计原 油产量 210.59 百万桶，同比+0.1%。天然气方面，2023 年前三季度公 司天然气累计产量 992.98 十亿立方英尺，同比+8.7%，2011-2022 年 CAGR 约 8.3%。然而，从公司原油产量同比表现与上游板块整体毛利 同比的相关性上看，二者间相关系数仅 0.23，显著低于油价波动对公司 利润增长的影响。
实际桶油成本有望逐步下降。对于勘探开发板块盈利，除受油价影响外， 桶油成本也将产生重要作用。一般情况下，桶油成本主要包括折旧、折 耗及摊销（DD&A），作业费，弃置费，石油特别收益金等。其中，DD&A 与公司探明已开发储量呈负相关。根据公告，2022 年公司原油探明储量 19.62 亿桶，同比+12.2%。桶油成本上看，在 2022 年国内另“两桶油” 成本均出现不同程度上行的背景下，公司桶油成本于油价高位阶段逆势 下降。往后看，随增储上产持续深化，叠加技术赋能下的新油田开发数 量提升，公司桶油成本有望继续实现下降。
2.4 炼油业务：中高油价保障盈利，能源革命显稀缺性
油价波动影响炼厂成本和利润。原油作为炼油的重要原料，历史数据上 看，Brent 油价与国内炼油综合利润间存在明显的负相关性。2020 年受 公共卫生事件影响，需求极端下滑下油价跌至 20 美元/桶以下时，国内 原油炼油综合毛利升至高位时的 1000 元/吨以上。相比之下，在 2022 年 初俄乌地缘冲突背景下引起的原油价格飙涨至最高近 130 美元/桶时，国 内炼油装置税后利润则跌至-500 元/吨的水平。
成品油定价机制决定炼油厂利润。2016 年 1 月，国家发改委颁布《石油 价格管理办法》。根据价格制定与调整要求，当国际市场油价高于每桶 40 美元低于 80 美元（含）时，按正常加工利润率计算成品油价格。不同的 是，对炼厂而言，在油价低于 40 美元/桶（含）时触发地板价机制，一 律按原油价格 40 美元/桶、正常加工利润率计算成品油价格。而在原油 价格高于 80 美元/桶时，则开始扣减加工利润率直至为零；当油价超过 130 美元/桶（含）时，国家发改委将采取适当的财税政策以保证成品油 生产和供应，汽、柴油价格原则上不提或少提。
60-80 美元油价下炼厂盈利良好。我们复盘了 2018Q1-2023Q4 国内炼 厂炼油税后毛利与 Brent 油价的相关性。在油价高位运行且处在上行通 道期间（如 2022Q1-2 对应国际油价分别为 99/112 美元/桶），炼厂炼油 利润下滑明显，2021Q4-2022Q2 单季度国内炼厂炼油装置综合税后毛 利分别为 722/247/-53 元/吨。而随着油价的见顶回落，结合国内成品油 定价机制看，特别是在油价位于 40-80 美元/桶区间且处于下行通道时， 炼厂盈利提振明显，如 2020Q1-2020Q2 以及 2022Q3-2023Q2，对应两阶段内国内炼厂原油炼油综合税后装置毛利分别为 236/360 元/吨和 225/323/721/539 元/吨。而从行业炼油厂整体盈利表现上看，油价运行 在 60-80 美元/桶时，对应国内炼厂炼油综合税后毛利相对较高。
炼油业务与油价波动深度挂钩。复盘 2006-2022 年 Brent 油价与公司炼 油营收、成本、毛利和毛利率表现的相关性，若以上轮油价低点时的 2016 年为起点，从炼油业绩表现上看，2016-2022 年间油价与营收、成本的 正相关性分别高达 96.3%和 96.2%，反映出尽管公司炼油业务营收会随 油价上行而提升，但随着油价的走高，原料价格上涨下对应公司炼油业 务成本也会显著抬升。对应到盈利能力上，2016-2022 年油价与炼油业 务毛利率的负相关性达 84.8%，这也说明了过高的油价会相应压制炼油 业务的利润水平，而在油价处于 40-80 美元/桶时，公司炼油业务的毛利 率水平可达到 20%以上。相较行业整体，公司炼厂对油价波动的容忍度 更高，体现出企业的强盈利抗风险能力。
供需错配下利好炼厂利润抬升。根据《2030 年前碳达峰行动方案》，到 2025 年国内原油一次加工能力需控制在 10 亿吨以内。根据中国化工报， 2022 年国内总炼油能力已达 9.37 亿吨，几近产能天花板。与此同时， 能源革命驱动海外炼能同步加速出清；经济复苏大环境下，成品油消费 有望实现增长。稳定生产下，成品油裂解价差反映炼油毛利。往后看， 全球炼油供需错配+油价中高位震荡，成品油裂解价差有望维持在较高 水平，利好公司炼油盈利维稳。
2.5 营销分销：经销量增批零增扩，加油站布局网络化
把握机遇拓市扩销，经销同比大幅提升。进入 2023 年，政策优化调整 带动国内用油需求快速恢复。公司作为国内最大的成品油供应商，依托 完善的成品油销售网络，全力拓市扩销，根据业绩发布材料，2023 年前 三季度公司成品油总经销量 1.81 亿吨，同比+19.1%；成品油销售营业 利润 241.2 亿元，同比+10.9%。加油站作为油品销售的终端环节，根据 卓创资讯，2023 年公司加油站数量占比约 26.2%，位居国内第一。考虑 到新建加油站面临较高的资金成本壁垒且需经多方部门审批，其他企业 难以在短时间内形成完整的网络布局，公司规模、成本、市场优势显著。
国内成品油定价遵从政府指导。2016 年，国家发改委颁布《石油价格管 理办法》，从原油价格与成品油的供应价格、批发价格、零售价格四个维 度明确国内石油价格定价机制。其中，原油价格采用市场调节价，成品 油价格分情况实行政府指导价和政府定价。从实际定价策略上看，成品 油供应、批发价格因批发市场及上游炼化市场竞争激烈，实际定价远低 于政府最高指导价格；零售价主要参考公司和中国石油的加油站挂牌价。
我们以国内领先的地方性民营成品油批发、零售企业和顺石油为例，对 原油从出厂到批发至零售环节的加价情况进行测算。
采购及批发环节加价幅度较小。根据和顺石油招股说明书，从采购环节 上看，2017-2019 年山东地炼 0#柴油、92#汽油、95#汽油的出厂价均价 分别为 5259、5771、5916 元/吨；公司各成品油的采购价均价分别为 5335、5840、5964 元/吨。由此可知，各成品于采购环节的加价幅度分 别为 77、69、48 元/吨。从批发环节上看，2017-2019 年公司 0#柴油、 92#汽油、95#汽油的批发价均价分别为 5443、5930、6179 元/吨，较 采购价相比，加价幅度分别为 108、90、215 元/吨。
零售是成品油增值的主要环节。根据和顺石油招股说明书，从零售环节 上看，2017-2019 年公司 0#柴油、92#汽油、95#汽油的零售价均价分别 为 6566、7700、8241 元/吨，较采购价相比，加价幅度分别为 1231、 1860、2277 元/吨，显著高于采购和批发环节的加价幅度。由此可见， 零售环节贡献成品油销售的主要利润。
原油价格走势与成品油价基本趋同。根据 Wind，以 92#汽油为例，我们 复盘了 2016 年以来 Brent 油价与山东地炼出厂价、批发价和零售价间 的相关性。从走势上看，四者价格波动基本一致。从相关系数上看，根 据我们的测算，Brent 油价与各类 92#汽油价格的相关系数分别为 0.94、 0.95、0.93。我们认为，根据国内成品油价格制定机制，炼厂的加工利 润与国际油价直接挂钩，因此炼油厂出厂价与油价的相关性更强。相比 之下，根据国家发改委调价机制规定，我国成品油最高零售价的调价周 期为每 10 个工作日，相比之下，成品油零售价格波动较炼厂出厂价相比 存在一定的滞后性。
国际油价趋稳时批零价差相对稳定。2023 年国内成品油零售价经历 26 次调价，分别为 10 涨 13 跌 3 搁浅。综合看，全年汽油和柴油的最高零 售价整体均下调 50 元/吨。在此基础上，根据 Wind，我们分别复盘了 2016 年至今 92#汽油和 0#柴油批零价差与国际油价走势间的相关性。 从走势上看，在油价表现相对稳定时，汽/柴油批零价差基本分别维持在 1000/700 元/吨的中枢水平，而在油价出现暴涨或暴跌时，汽柴油批零 价差或出现分化（如 2021H1，在国际原油价格步入上行通道期间，国内 92#汽油批零价差整体收窄，但 0#柴油批零价差持续增扩），但不排除二 者批零价差同时出现快速冲高的情形（如 2022 年初受俄乌冲突影响国 际油价快速提涨，国家发改委随之调高汽柴油最高零售价，带动批零价 差最高冲高至 1547/1098 元/吨）。
2.6 非油业务：易捷便利店高价值，油气氢电服一体化
擦亮易捷品牌，综合能源转型。易捷作为公司非油业务的运营主体创立 于 2008 年，随着 2014 年中石化易捷销售有限公司的成立，非油业务正 式迈向市场化、专业化方向。根据中国品牌建设促进会，2023 年品牌强 度和品牌价值分别达到 910 和 206.97 亿元，位列国内零售业榜首。通 过探索“互联网+加油站+便利店+第三方”新经济商业模式，持续赋能公 司销售企业向“油气氢电服”综合能源服务商转型。
打造氢能排头，减碳降本蓄势。2023 年 9 月，中国石化销售股份有限公 司应用技术研究院（销研院）挂牌成立，赋能新能源+传统能源耦合。1） 氢能：打造“中国第一氢能公司”，2022 年合计发展加氢站 24 座，国内 网络占有率超 30%，建设运营量全球第一；外销氢气 1735 吨，市占率 达 40%。2）“光伏+”：2022 年累计发展分布式光伏站 1199 座（88MW）， 发电量超 5000 万千瓦时，单站平均可节约电费约 2 万元。3）CCUS： 2022 年 8 月，国内首个百万吨级项目“齐鲁石化-胜利油田百万吨级 CCUS 项目”正式注气运行，技术引领+集群效应突出。
非油业务利润稳增，多维赋能增量可期。根据业绩发布报告，2019 年至 2023 年前三季度，公司非油业务利润增长稳健，平均增长率约 10%。 一方面，随着国内出行消费的持续复苏，依附于广阔加油站网络的易捷 便利店持续扩大业务规模，在数量占优的基础上培育孵化自有品牌，综 合发展汽服、餐饮、广告、金融等多种业态，现已建成加油站汽服网点 9400 余座、拓展餐饮门店 1400 余座、开发广告媒体 15 万块、全渠道 会员超 2.5 亿。在此基础上，公司稳步推进氢能交通建设布局，已建成 的氢提纯及充装设备产能 1.65 万吨/年、2022 年全年供应燃料电池用高 纯氢约 1700 吨，同比增幅高达 244%。随“源网荷储氢”一体化项目的 持续推进，公司新能源开发利用有望打造全新利润增长点，赋能高成长。
2.7 化工业务：基础化工尚处底部，提质升级高端转型
传统化工品：短期承压、长期向好。
化工产品的产业链定位决定盈利能力相关性。炼化一体化项目通常指的 是以原油为生产原料进行油品和化工产品生产的项目，主要包括成品油 （汽油、柴油、煤油等）和化工品（烯烃、芳烃、合成纤维等）。对化工 品而言，越靠近上游原料的产品，其盈利表现与油价波动相关性更强。 相反，随产业链持续延伸，下游产品则受其本身供需格局的影响更大。
公司是国内最大的石化产品生产和分销商，主要生产厂区遍布国内东部、 中部及南部等经济、市场发达地区，核心产品包括中间石化产品、合成 树脂、合纤单体及聚合物、合成纤维、合成橡胶和化肥等。炼化一体化 下，原料轻烃和部分石油产品（如石脑油）主要由公司内部炼油企业提 供，一体化网络布局竞争优势突出。
短期来看，2021 年高盈利驱使下，化工扩产潮仍在持续，需求偏弱导致 整体基础化工产品呈现供过于求的局面，价格价差处于历史相对底部区 间。往后看，我们认为随国内稳增长政策发力，宏观环境的预期转暖或 助推产品需求底部复苏，价差表现有望企稳回升。
中长期看，结合石油和化工采供资讯和石化智汇网可知，到 2022 年底， 公司已具备 17 家千吨级炼厂和 11 套百万吨级乙烯装置。根据《2030 年 前碳达峰行动方案》，到 2025 年国内原油一次加工能力须控制在 10 亿 吨以内。炼能红线约束下，存量资产更显稀缺性。在此基础上，巴陵石 化年产 60 万吨己内酰胺产业链搬迁与升级转型发展项目全线贯通，茂 名石化炼油转型升级及乙烯提质改造项目及镇海基地 150 万吨/年乙烯 及下游高端新材料产业集聚项目开工，古雷炼化项目同样有望在三年内 投产。随优质新装置上马，整体化工品结构有望优化。
高端新材料：技术赋能、尖端突破。“油转化、油转特”方针下，一批以 POE、EVA、聚 1-丁烯、PVA 光学膜等为代表的高附加值产品和特种产 品实现进口替代。2023 年 8 月，公司把握新材料发展窗口机遇，拟向控 股股东中国石化集团募资不超过 120 亿元加码布局 POE、EVA 等高附 加值材料，在深入推进内部化工产品结构转型升级的同时，助力化工业 务逐步迈向中高端化新市场。
3.1 市值管理拟纳入考核，内在价值本质已提升
央企经营考核指标体系已历经四轮迭代。2015 年 8 月，中共中央、国务 院印发《关于深化国有企业改革的指导意见》，央企功能分类考核开始推 进。2019 年至今，经营指标体系历经“两利一率”、“两利三率”、“两利 四率”、“一利五率”的四轮迭代。2024 年 1 月，国资委提出将进一步研 究将市值管理纳入中央企业负责人业绩考核。另在中央企业、地方国资 委考核分配工作会议上，国资委也提出将在 2024 年全面实施“一企一 策”考核，引导央企努力实现高质量发展。
“一利五率”要求“一利一率”须双升。2023 年，国资委在提出“一利 五率”经营指标体系的同时，将“一利五率”的目标定位为“一增一稳 四提升”。根据要求，央企利润总额和 ROE 均须提升，也就是说，央企 的高质量发展须保证扩能与提效并重。而根据杜邦分析框架，ROE 受销 售净利率、总资产周转率和净资产负债率三种影响，这也意味着“一率” 与“四率”密切相关。值得注意的是，国资委特别强调“稳资产负债率”， 也就是说企业不能通过一味地提高财务杠杆的方式提高 ROE，而须实质 性提升自身的业务质量水平。
公司作为改革排头兵，市值可优化空间广阔。新一轮深化改革背景下， 基于“一利五率”及“市值管理”考核目标，央企在资本市场的价值创 造能力有望得到进一步提升。根据 Wind，截至 2 月 8 日，中国石化（A/H）、 中国石油（A/H）和中国海油（A/H）的总市值分别为 7149/4953 亿元、 15154/10304 亿元、10869/6964 亿元。短期看，公司通过增持、回购等 市场化手段持续稳定市场预期、提振投资者信心；中长期看，公司在提 升活力效率和治理能力的同时，着力优化 HSE 管理水平、完善市场化运 营机制、深化国际化体制改革，不断提高自身内部资产质地的投资价值 属性，彰显长期发展信心和动能。
3.2 质地优化+资产稀缺，估值可修复空间广阔
两维度看，公司估值可修复空间充足。 （1）对标同业，公司 PB/PB-ROE 估值均低于同业龙头。 PB 估值方面，2023 年，中国石化（A/H）PB 估值分别为 0.87x/0.60x， 低于另两桶油和国内民营大炼化代表性龙头企业。对标国际，在我们所 选取的 7 家海外石化巨头企业中，2023 年 PB 估值均处于 1.3-4.5 的区 间内。若以 2024 年 2 月 8 日收盘价计算，公司（A/H）的 PB 估值分别 为 0.89x/0.56x，低于同期另两桶油和民企龙头，且明显低于同期沙特阿 美、西方石油、埃克森美孚等海外油气巨头企业。
PB-ROE 方面，为考量不同企业的远期成长能力，我们引入 ROE 指标， 在采用 PB-ROE 估值法对公司及其他油气巨头进行对比后发现，2022 年国内三桶油 A/H 股的平均 PB/ROE 分别为 6.6x/4.3x，均显著低于国 际巨头均值 11.6x。
（2）从自身看，炼能红线约束更显存量资产的强稀缺性。
炼化大型化、基地化、一体化趋势明确。2021 年 10 月，国务院在《2030 年前碳达峰行动方案》中明确提出，到 2025 年，国内原油一次加工能 力控制在 10 亿吨以内，主要产品产能利用率提升至 80%以上。根据中 国化工报，2022 年国内总炼油能力已达到 9.37 亿吨，几近炼能红线。 在产能过剩且国家严控产能总量的背景下，炼化行业转型已成定局。
公司炼厂强存量+高增量凸显稀缺属性。2022 年 4 月，国家工信部等联 合发布《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》，明 确提出要推动产业机构调整，有序推进炼化项目“降油增化”。公司是国 内老牌炼化领军企业，下设 40 家炼油化工分（子）公司，拥有 17 家千 万吨炼油企业。根据中石油经研院统计，截至 2022 年底，公司已具备 28500 万吨/年炼厂原油一次加工能力，约占国内总炼能的 30.4%，高居 全国榜首。
在建产能方面，1）高端化转型：镇海炼化项目已于 2023 年 11 月开工， 古雷炼化项目有望在三年内投产。2）智能化改造：现阶段，公司已启动 中科炼化、镇海炼化、海南炼化、九江石化智能工厂 3.0 可行性研究， 6 家企业入选工业和信息化部 2023 年 5G 工厂名录，8 家企业报送的智 能巡检、精益生产管理等 10 个场景获评智能制造优秀场景。随新增优 质产能逐步达产兑现增量，公司或充分受益于炼能供给端收缩后带来的 稀缺性特征，行业新一轮洗牌后，有助于公司进一步发挥存量、增量优 势，在稳坐国内炼化“头把交椅”的同时，带动估值逐步回归至合理水 平。
3.3 持续深化分红回购，高股息彰显强防御属性
A+H 股持续回购，集团股东大额增持。2022 年，公司实施史上首次 A 股回购，累计回购公司 A 股股份 4.42 亿股，累计回购金额（不含交易 费用）为人民币 18.88 亿元。H 股方面，2022 年公司合计回购 7.33 亿 股，总回购金额约人民币 22.77 亿元。2023 年 8 月，公司再发布回购预 案。根据 Wind，2023 年全年公司累计回购 A 股和 H 股 1.44 和 4.04 亿 股，累计回购金额（不含交易费用）分别为 8.16 亿元和 15.06 亿元。与 此同时，根据公告，基于公司对未来发展前景的信心，公司控股股东中 国石化集团拟自 2023 年 11 月起，在 12 个月内通过自身及其全资子公 司的自有资金增持 A 股、H 股股份的金额累计不少于人民币 10 亿元（含 本数），不超过人民币 20 亿元（含本数）。
低利率环境，高股息资产具备配置性价比。
（1）行情上看，2023 年以来高股息组合超额受益明显。不同于 A 股市 场的震荡下行，自 2023 年以来，高股息策略整体表现强势。根据 Wind， 若以 2023 年 1 月 3 日各指数收盘价为基准，截至 2 月 8 日，中证红利 全收益和万得全 A 指数较基准日涨幅分别为 11.4%和-16.0%。超额收益 表现上看，对比其他 A 股主流宽基指数，中证红利全收益指数涨幅较上 证指数、上证 50、沪深 300、中证 500 和创业板指分别领先 19.45pct、 22.35pct、24.86pct、24.94pct 和 38.13pct。
（2）配置上看，高股息兼具抗风险性和性价比属性。中证红利全收益指 数于 2008 年 5 月 26 日对外发布。若以该指数为高股息策略代表，复盘 2009 年至 2023 年 14 年间的执行效果可见，无论是从年化收益率还是 从胜率的角度看，高股息策略均具备明显的比较优势，且尤为适用于大 盘震荡下行期。在万得全 A 下跌的 6 年中，仅 2010 年高股息策略跑输 大盘，而在其余五年时间内均取得超额收益，反映出高股息资产的强抗 风险能力。在此基础上，对比国债收益率和申万一级行业指数股息率 （TTM）可知，截至 2 月 8 日，我国 10 年期、5 年期、3 年期、1 年期 国债到期收益率分别为 2.4%、2.3%、2.2%和 1.9%，石油石化行业指数 位居申万（2021）一级行业低于煤炭和银行行业指数、位居第三。
本质上看，高股息策略尤为适用于市场震荡期。一般情况下，高股息率 企业的业绩盈利相对稳健、估值水平表现整体偏低、分红比例长期高而 持续且多以成熟型企业为主。因此，特别是在市场震荡期间，随市场预 期走弱以及投资者风险偏好的降低，相比于其他权益资产，高股息资产 兼具投资确定性和强安全边际；相较于债券等其他固收类资产，高股息 资产的低估值、高分红属性则可带来更高的投资回报率。
（3）公司上看，分红股息率显著高于国内外同业龙头。尽管近年来国际 油价频繁震荡，但公司作为国内央企标杆，长期高分红属性不改。自 2014 年起，公司股息支付率均保持在 50%以上且对分红比例做出明确承诺。 根据公司章程，中国石化在当年实现的归属于母公司净利润及累计未分 配利润为正，且现金流可以满足公司正常经营和可持续发展情况下，现 金分红的比例不少于当年实现的归属于母公司净利润的 30%。根据 Wind，截至 2 月 8 日，公司（A/H）股息率（TTM）为 5.68/9.17，高于 中国石油（A/H）的 5.19/8.38 和中国海油（A/H）的 5.33/9.15，显著高 于民营炼化龙头荣盛石化（1.44）和东方盛虹（0.96）以及国际巨头埃 克森美孚（3.65）、康菲石油（3.53）等。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
