国内油气一体化龙头，能源安全压舱石
中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中国石油”或“公司”）是我国油气行业产业链 龙头，在原油开采及贸易、原油加工、成品油批发及零售、化工及新材料生产的全产业链， 及在天然气开采、进口、贸易、运输（参股）、销售的全产业链占据主导地位。2022 年公 司实现营收 32392 亿元（yoy+24%），归母净利 1494 亿元（yoy+62%），公司依托天然气 板块的持续增长及炼化方面改造升级，持续优化业务结构，降低油价敏感性。作为国内能 源安全压舱石的同时，注重经营效益，持续提升经营质量，探索新能源等领域的新兴机遇。
据中国石油年报，2022 年公司原油产量 1.23 亿吨，同比增 2.1%（2023 年前三季度产量 9555 万吨，同比增 4.3%），其中国内 1.04 亿吨，占我国原油产量 51%。可销售天然气量 1324 亿立方米，同比增 5.8%（2023 年前三季度为 1035 亿立方米，同比增 6.1%），其中 国内 1266 亿立方米，占我国天然气产量 58%，2023 年前三季度油气当量产量 1685 百万 桶，同比增 3.7%。公司首个新能源风光储一体化开发项目并网落地，累计建成风光发电装 机规模超 140 万千瓦，地热供暖面积达 2500 万平方米。中下游方面，全年加工原油 1.64 亿吨，汽、柴、煤油产量 1.05 亿吨，国内销售量 1.05 亿吨，成品油零售市场份额占比 34.4%。 化工板块乙烯产量 742 万吨，年内全面建成广东石化炼化一体化等项目，推动吉林石化炼 油化工转型升级等项目建设。全年国内天然气销售量 2071 亿立方米，占全国消费量 57%。
截至 2023 年 9 月 30 日，公司的控股股东中国石油集团持股比例为 82.46%，公司旗下子 公司及分公司众多，主要涉及油气勘探生产、炼油及化工、成品油销售及天然气销售，控 股的昆仑能源从事城市燃气销售；部分参股及合资企业主要经营投资和股权管理、存贷款 及拆借、保险与再保险、咨询等业务，如中油财务、中石油专属保险、中石油香港、Mangistau Investment B.V.等。同时公司积极优化海外油气资产结构、业务结构和区域布局，通过子 公司中油勘探持股哈萨克斯坦石油公司（“PKZ 公司”）布局“一带一路国家”。
业务结构优化应对原油价格周期，盈利重回历史高位
2022 年公司实现营收 32392 亿元，同比增+24%，归母净利 1494 亿元，同比增 62%。尽 管 2022 年平均布伦特油价低于 2012 及 2013 年水平，公司归母净利润创历史新高，23 年 前三季度公司实现归母净利润 1317 亿元，同比增长 9.8%。营收分板块来看，销售板块对 公司营业收入的贡献最大，营业收入贡献 19385 亿元。油气和新能源、炼油化工和新材料 和天然气销售由于油气价格波动， 23 年前三季度同比 -6.0%/+2.6%/+6.1% 至 6478/9028/3927 亿元。2023 前三季度，公司总部及其他板块实现营收 22.35 亿元，内部 抵消事业部间销售额-16017.93 亿元。
按中国企业会计准则计算，2022 年公司油气和新能源分部实现经营利润 1657 亿元 （yoy+142%），毛利率 yoy+5.0pct 至 26.4%，主要由于原油、天然气等产品量价齐增；炼 油化工和新材料分部实现经营利润 406 亿元（yoy-18%），毛利率 yoy-1.8pct 至 7.1%，其 中炼油业务贡献经营利润 412 亿元（yoy+9.1%），化工业务经营亏损 6.0 亿元（同比减利 126 亿元）；销售分部贡献营业利润 144 亿元（yoy+8.3%），毛利率 yoy+0.6pct 至 3.7%； 天然气销售分部实现经营利润 130 亿元（yoy-71%），毛利率 yoy-3.0pct 至 2.6%，主要缘 于进口天然气成本及优化终端网络所致。2023 年前三季度，四个主版块经营利润分别同比 -4.5%/+5.5%/+139%/+24.5%至 1327/278/173/195 亿元。
伴随传统能源增长乏力、新能源需求扩大，公司持续加强油气和新能源产能建设，优化资 本支出结构，据公司公告，中国石油 2022 全年资本性开支为 2743 亿元，同比增长 9%， 其中油气和新能源/炼油化工和新材料板块的资本性支出分别为 2216/418 亿元，同比 +24%/-23%，2023 年公司预计实现资本性支出 2435 亿元，同比下降 11%。2010 年来中 国石油股利支付率持续不低于 45%，即便在 2015-2016 年业绩低迷阶段仍保持较高绝对分 红额。2022 年公司归母净利润创历史新高之际，股利支付率为 52%。高于历史高盈利年的 股利支付率。
我们对中国石油 A/H 股价进行复盘，07 年股价走高主因国际原油价格上升，带动业绩大幅 改善，同时 A 股整体牛市助力估值。09 年公司股价迎来显著反弹，主因金融危机后，国际 原油价格触底后大幅反弹；15 年公司股价阶段性抬升，主因 A 股牛市，叠加国企改革预期， 同期港股涨幅不明显，后期公司股价一度抬升至 09 年高位；19-20 年公司股价趋势性下跌 主因管道资产出售，及国际油价暴跌所致；23-24 年公司股价走强主因国际油价高位稳固， 天然气贡献稳定业绩增量，公司现金流及分红水平受认可，迎来价值重估。 据中国证券报，2024 年央企负责人业绩考核指标有望落地，其中将增加市值管理考核相关 指标，并按“一企一策”进行设计。在去年中国宝武和中国建筑两家央企试点的基础上， 今年将全面推开央企控股上市公司市值管理考核。中国石油在投资者互动平台表示，已将 市值表现纳入管理层年度业绩考核，从股价变化和市场形象两个方面进行量化评价。我们 预计公司将更加重视中小股东利益，提升质量效益，加快建设世界一流企业，通过卓越的 价值创造回馈股东。
稳油增气带动业务结构性变化，天然气业务持续增长
稳油增气带动业务结构优化。公司业务包括上游油气勘探、中游炼油与化工及下游油气销 售，2022 年油气和新能源业务实现营收 9293 亿元（yoy +35.0%），毛利率 26.4%（同比 增5.0 pct）。原油产量1.23亿吨（yoy +2.1%），可销售天然气量达1315亿立方米（yoy+5.1%）， 对应 0.94 亿吨，占油气总产量 43%，较 2016 年提升 9pct，稳油增气成果显著。22 年该板 块原油平均实现价格为 4578 元/吨（92 美元/桶），同比增 46%，低于 Brent 原油价格 9.2 美元/桶；所开采的天然气内部经由天然气销售板块外售。公司 2022 年油气操作成本 649 元/吨，同比增 5.7%，原油及凝析油储量替代率 139%，天然气储量替代率 69%。
炼油板块稳定贡献利润，化工及新材料业务持续优化。2022 年，公司炼油板块贡献营入 9068 亿元（yoy+23.2%），主要依靠产品价格上涨，原油加工量同比降 1.0%至 1.64 亿吨，汽/ 煤/柴油产量分别同比变动-12%/-26%/+11%至 4351/819/5365 万吨，化工轻油收率下降 0.5pct 至 76.5%，炼油实现经营利润 412 亿元（yoy+9.1%）。化工和新材料板块 22 年贡献 营收2578亿元（yoy+7.9%），公司乙烯/合成树脂/化工新材料产量分别yoy+10%/+7%/+56% 至 742/1162/86 万吨，经营亏损 6.0 亿元，较 21 年下降 126 亿元。依靠长庆及塔里木石化 乙烷裂解制乙烯项目公司持续增产低成本乙烯及下游衍生品，提升化工及新材料板块成本 优势。
据公司公告和隆众资讯，我们梳理了公司旗下各经营主体的炼油及乙烯业务的主要情况。 截至 2022 年底，中石油旗下炼厂总炼油设计能力 2.24 亿吨/年，其中 44%位于东北区域， 32%位于华北及西北区域，24%位于南方地区。合计 27 家炼厂，平均炼油规模 829 万吨/ 年，其中 8 家炼厂配套乙烯产能，加上塔里木石化及兰州石化长庆的乙烷裂解制乙烯，合 计 851 万吨/年乙烯产能，规划及在建乙烯产能 480 万吨/年。 销售板块主要包括国内成品油零售、批发及国际油气、化工品贸易。板块 2022 年实现销售 收入 27719 亿元，同比增 28%，毛利率 3.7%，同比上升 1pct。2022 年公司成品油总销量 1.51 亿吨，同比降 8%，其中国内市场销量 1.05 亿吨，同比降 7%，国外市场销量 0.45 亿 吨，同比降 10%，公司零售市场份额同比下降 1pct 至 34%，单站加油量同比下滑 3.2%至 7.8 吨 ， 自 营 加 油 站 / 非自营加油站 / 便利店数量分别同比降 0.8%/2.1%/2.1% 至 20564/2022/20600 座。2022 年在国际石油及天然气价格宽幅波动背景下，公司海外贸易 及时研判市场变化，抢抓市场机遇，大力实施全球一体化市场运作，积极推动开源增效。
公司天然气销售板块在 2022 年量价齐增，该板块主要经营国内天然气销售，实现营业收入 5192 亿元，同比增 25%，但由于成本增加板块毛利率同比下滑 3.0pct 至 2.6%。据公司公 告，2022 年公司销售天然气 2602 亿立方米（yoy-5%），其中国内/国外天然气销售分别 同比+6%/-33%至 2071/532 亿立方米。公司国内销售气约 40%气源为进口，根据海关数据， 2022 年中国进口 LNG/管道气均价同比大幅上涨 53%/48%至 3.97/1.88 元/方，导致成本端 压力骤增。根据控股公司昆仑能源公告，2022 年昆仑能源销售天然气 450 亿立方米，同比 增 7.1%，销售及采购均价分别上涨 17%、20%至 2.87、2.36 元/方。
“碳中和”桥梁天然气消费量稳增，国内终端气价市场化改革推进
伴随全球“碳中和”下的绿色发展趋势，石油、煤炭在一次能源中的占比长期趋势性下降， 天然气作为实用方便且低碳排放的化石能源，成为碳中和道路上的“桥梁”，在发电、取暖、 黑色、化工等领域对煤炭形成替代，在交通运输、居民生活等领域对石油形成替代。2022 年受能源危机影响导致价格高企，天然气在全球一次能源消费占比下降 2pct 至 23%，但未 来需求前景仍显著向好。根据 EI 统计，一次能源中煤炭占比自 2007 年以来持续下降，石 油占比自 2019 年以来持续回落，天然气及可再生能源成为 2010 年以来占比提升最快的两 大一次能源，2022 年天然气占比 8.5%，同比回落 0.2pct。
根据中国能源统计年鉴，我国天然气消费分布广泛。2021 年制造业占需求总量 47.7%，化 工、非金属矿制品、黑色、燃料加工分别占比 14.2%/7.7%/4.1%/4.7%。公用事业、交通运 输及居民生活分别占比 18.1%/9.7%/15.7%，2015-2021 年需求增长最快的主要包括化工、 非金属矿制品、其他制造业、公用事业及居民生活，整体受益于煤改气的趋势。未来基于 农村用气渗透率提升、重卡由于成本效应燃料迭代及部分散煤替代，我国天然气需求仍将 稳步增长。
从我国天然气市场供需情况来看，根据国家统计局及海关总署数据。2023 年国内产量达 2297 亿立方米，同比增长 5.5%，进口量 1673 亿立方米，同比增长 9.8%，其中管道气进 口增长 6.2%至 678 亿立方米，LNG 进口量由于价格下滑较 22 年增长 12.4%至 994 亿立方 米。我国整体天然气获取成本仍受海外进口价格影响。2023 年天然气表观消费量 3900 亿 立方米，同比增长 7.2%。
2023 年 7 月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于进一步深化石油天然 气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》，会议再次强调要围绕提升国家油 气安全保障能力的目标，积极稳妥推进油气行业上、中、下游体制机制改革，确保稳定可 靠供应。 由于我国进口气源价格较高而终端特别是民用气价格较低，22 年国内出现阶段性用气高峰 断气现象，为保证能源供应稳定，根据各政府网站，23 年 4 月以来，包括重庆、陕西西安、 内蒙古各大城市、四川成都、江苏南京等城市均上调第一阶段天然气终端价格，保障天然 气产业链各环节积极稳定运行。正如 2021 年发改委通知中所提到的，天然气价格市场化改 革将完善终端销售价格与采购成本联动机制。通过市场化手段调动上游勘探、中游分销企 业积极性，保障国内能源安全加码。 据隆众资讯，2023-2024 年中国石油与下游签署的管道气合同价格政策有所上调，居民价 格较基准价上浮比例由 5%提升至 15%，非采暖季非管制气上浮比例由 40%-80%提升至 80%，采暖季非管制气上浮比例由 70%-80%提升至 80%-120%。气源企业提升供气价格， 将减少进口天然气业务的亏损问题，同时通过梳理顺畅上下游价格机制，保障国内供气的 安全、稳定。
自产气持续增量，进口管道气获取优质资源
据 国 家 统 计 局 2023 年新疆 / 四 川 / 陕 西 及 内 蒙 古 分 别 占 国 内 自 产 气 产 量 的 18.2%/25.9%/26.8%，按照企业主体，2022 年中国石油产量占比 69%，中国石化、中国海 油分别占比 17%、10%。根据国家能源局统计，2019 年以来我国天然气年新增探明地质储 量持续高于 10000 亿立方米，2022 年为 11323 亿立方米。为我国天然气未来产量增长打 下坚实基础。
根据国家能源局数据，2022 年中国天然气产量结构中，常规气占比 82.4%，较 2021 年下 降 0.5pct ，产量占比自 2017 年以来连续 5 年下滑。非常规气中，2022 年页岩气产量占比 10.9%，较 2021 年下降 0.3pct，但较 2020-2022 年产量占比已较 2017 年的 6.1%显著上 升，煤层气和煤制气产量占比分别为 3.8%、2.8%，由于资源量较少及产能较小，占比保持 低位。伴随页岩气开发能力的进步，我们预计页岩气在天然气产量中占比仍将稳步提升。 据石油科学通报：《深层—超深层天然气勘探研究进展与展望》，我国常规气、页岩气资源 量分别为 30.8、19.4 万亿立方米，中深层-超深层资源量占比分别达 68%、57%，而煤层 气仅为 29%，天然气具有清洁、低碳、高效等多方面综合优势，是实现能源低碳转型的现 实选择，加大天然气的勘探开发力度是我国重要的能源发展战略。我国天然气勘探已经进 入到深层—超深层领域，深层—超深层资源剩余量大，整体探明率低于 15%，仍然具有较 大的勘探空间。而伴随着深层气勘探开发技术的提升，亦有望降低我国自产天然气成本。
进口气方面，据 EI 数据，2022 年我国进口管道气主要来自于土库曼斯坦、哈萨克斯坦、缅 甸、乌兹别克斯坦及俄罗斯，中亚三国天然气均通过新疆输入我国，缅甸天然气自云南输 入我国，2017-2022 年土库曼斯坦/缅甸平均出口至中国的天然气为 314/37 亿立方米， 而 自俄罗斯西伯利亚力量管道投产以来，2019 年我国自俄罗斯进口天然气量快速增长，2022 年达 147 亿立方米，据卫星通讯社报道，俄副总理预计 2023 年输气量将达到 220 亿立方 米。当前俄气主要自黑龙江省进入我国，较中亚气距离河北等用气主要区域距离更近，对 中国石油而言将持续降低气源成本。中俄东线（西伯利亚力量管道）设计能力 380 亿立方 米/年，且有计划改造至 440 亿立方米/年，预计 2025 年输气量达到当前设计产能。此外中 俄之间计划合作的远东管道、力量 2 号及中俄西线等项目亦将增加输气量。
进口气价格端而言，据隆众资讯，我国进口气价格由于长期合同签订时订立的框架因素， 定价基准主要是挂钩国际油价，且与当期油价存在一定时间延迟。2022Q2 国际原油价格冲 高后，持续回落，我国进口管道气月均价最高为 2022 年 11 月的 2277 元/千方，2023 年 11 月已下降至 1913 元/千方，另一方面，在欧洲能源危机后全球 LNG 现货市场渐显供过于 求，我国 LNG 进口均价自 2022 年 10 月的 4974 元/千方回落至 2023 年 10 月的 2891 元/ 千方，对于进口气源企业而言，天然气获取成本有望显著下降。
在中国石油近年来大力发展天然气业务后，公司业绩对油价敏感性变低，我们以公司 2018 年至 2023 年前三季度披露业绩为基准，假设其他业务因素不变情况下，分析公司归母净利 润对原油实现价格的敏感性情况。2018-2023 年，在 50-85 美元/桶的油价区间，公司业绩原油价格的曲线渐显平缓，且整体上移，显示出天然气及下游石油加工板块对公司整体利 润的支撑，减弱了原油实现价格对公司效益的影响力。
存量时代原油对于供给国而言利重于量
原油供给端而言，2015 年以来全球油气资本开支显著下滑，2020 年更是进一步下台阶， 新能源的威胁下产油国协同欲盖弥彰，OPEC 及 OPEC+自 2021 年以来持续保持着超额减 产的行为。2024 年沙特阿拉伯、科威特、利比亚、阿联酋等主力产油国的财政盈亏平衡油 价亦处于 60-80 美元/桶，OPEC+成员国自 23 年 5 月至年底的自愿性减产维护油价处于财 政盈亏平衡价格附近，叠加俄罗斯遭受制裁后石油出口量有所抑制，以及 2023 年 10 月以 来巴以冲突爆发引发原油供应端的潜在担忧，我们认为在当前格局下油价将保持在 80 美元 /桶附近震荡。预计 24-25 年布伦特平均油价分别为 82/80 美元/桶。
增量供给方面，美国页岩油气行业自 2010 年开始发展以来，经历了非常快速的增长期，当 下已进入成熟阶段。2020 年下半年至 2022 年底，美国未完井数量由此前的高位值 8790 口下降 41.9%至 5108 口，表明 2021 年以来美国产量的增长是依靠 DUC（已钻未完井） 下滑来实现的。截止 2023 年 12 月，美国 DUC 进一步下滑至 4374 口，按照当前钻井数的 走势看，美国持续提升原油产量动能削弱。 另一方面，伊朗、委内瑞拉、巴西和圭亚那四国有望在原油供应端贡献增量。据 IEA 报告 称，巴西、伊朗和委内瑞拉 2023 年 11 月原油供应量分别为 362、313 万桶/天和 78 万桶/ 天，其中伊朗产量创五年以来的新高，有望在 2023 年成为仅次于美国的全球第二大原油供 应增长来源。同时，圭亚那的 Payara Gold 原油于 2023 年 11 月正式开始装船，预计 2023 年产量将增加 11 万桶/天至 39 万桶/天，2024 年预计仍将增加 21 万桶/天至 60 万桶/天。
需求端中期增速减弱，短期承压
据 IEA 预计 2024 年全球原油需求将较 2023 年增长 122 万桶/天，2023 年全球原油需求增 量主要来自于中国、巴西、印度三个国家，其中中国需求增长 170 万桶/天，巴西需求增长 12 万桶/天，印度需求增长 22 万桶/天，2024 年全球原油需求重心预计仍将来自上述三国， 预计增量在 96 万桶/天，占全球增长的 80%，按地区看，亚太区域贡献原油需求增量 106 万桶/天，印度及中国贡献占比将超过 70%。 短期而言，尽管 OPEC+集体减产和沙特 2023 年 7 月开始的 100 万桶/日的单边额外减产， 起到了预期的效果，原油供应紧张局面在需求旺季已显现，但 23 年底的淡季却改变需求端 的预期。IEA 数据显示，23 年 9 月份全球石油库存增至 2021 年 12 月以来的最高水平，主 要系中国和日本库存增加抵消了美国和欧洲的库存下降。美国经济的强劲表现使市场对加 息造成的原油需求走弱有所担忧，美国下游成品油库存在 23 年 5 月中旬下降至 3.22 亿桶， 为近五年同期最低点。23 年 6 月以来美国成品油库存触底后反弹，而进入 23 年 11 月后伴 随出行旺季结束，美国成品油累库显著，24 年 1 月底库存水平已回升至近 6 年中性水平， 北半球因冬季导致需求边际弱化，抑制短期需求预期。
另一方面，美国商业原油库存低位徘徊，1 月 26 日回落至 4.22 亿桶，较前期 11 月 24 日 4.50 亿桶下滑 0.28 亿桶，但战略石油储备库存持续回补至 3.57 亿桶，较此前 23 年 7 月低 位已累计修复 1064 万桶，我们预计仍将回补，但力度有限。全球而言，2023 年中国经济 复苏带动需求端回暖，2023 年中国经济回暖，特别是出行需求旺盛，带动全球原油需求端 向好，23 年中国原油进口量达 5.64 亿吨，同比增长 11%，但进入 Q4 后进口量增幅显著下 滑。2024 年尽管中国需求稳中向好，但我们认为国内出行及工业运输对应的汽柴油需求改 善幅度不大将致中国原油需求改善幅度不大。
下游方面，22Q2 以来欧洲能源危机导致的供需结构转变，及出行需求的复苏，带动全球汽、 柴油盈利进入快速上升期。而 23Q4 在供给几乎无显著增长情况下需求偏弱致美湾、鹿特 丹及新加坡汽油裂解价差自22Q4回落至历史常规水平约10美元/桶；柴油裂解价差在23Q3 反 弹 后 亦 显 著 回 落 ， 2024 年 1 月 26 日 美 湾 / 鹿特丹 / 新加坡裂解价差分别为 37.81/25.54/23.81 美元/桶，均较 23Q3 平均水平下滑约 5 美元/桶。
根据《石油价格管理办法》，我国成品油区别情况，分别实行政府指导价和政府定价。汽、 柴油零售价格和批发价格，向社会批发企业和铁路、交通等专项用户供应汽、柴油供应价 格，实行政府指导价。汽、柴油最高零售价格以国际市场原油价格为基础,考虑国内平均加 工成本、税金、合理流通环节费用和适当利润确定。油品最高批发价在最高零售价基础上 减 300 元/吨，最高出厂价在最高零售价基础上减 400 元/吨。成品油最高零售价每 10 个工 作日调整一次，具体调整办法为： 当国际市场原油价格低于每桶 40 美元（含）时，按原油价格每桶 40 美元、正常加工利润 率计算成品油价格。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。高于每桶 80 美元时，开始扣减加工利润率，直至按加工零利润计算成品油价格。 高于每桶 130 美元（含）时，采取适当财税政策保证成品油生产和供应，汽、柴油价格原 则上不提或少提。零售环节加油站具备区域垄断性，在竞争相对不激烈的地区一般以最高 零售价销售成品油，而批发环节由于成品油的大宗属性，销售价格经常显著低于最高批发 价，价格波动取决于国内市场供需情况。
我们选取国内成品油最高零售价与某消费大省市场批发价作价差。2023 年初以来，汽油零 批价差先降后升，2023 年整体处于 2019 年以来历史同期偏低位置，至 24 年 2 月 4 日为 1291 元/吨，处于 2019 年以来历史同期低水平，表明汽油批发资源偏紧。柴油零批价差 2022 年下半年出现过极低状况，显示出当时批发端柴油资源的紧张，2023 年以来整体处于回升 态势，且处于 2019 年以来历史同期中位水平，24 年 2 月 4 日为 1022 元/吨。在 2022 年 9-11 月，国内柴油零批价差持续处于 300 元/吨的最低区间。
炼厂端的汽油及柴油价差则体现为炼油业务的盈利状况，2023 年整体处于相对高位，进入 Q3 后显著回调，主要由于炼厂开工率显著走高所致。据隆众资讯，24 年 2 月 2 日为 1323 元吨，处于 2018 年以来较好水平。23 年以来成品油的主要增量供给依靠开工率提升。从 产出结果而言，23 年中国汽油产量 1.76 亿吨，同比增长 3.8%，调和汽油量 967 万吨，同 比有所回升，柴油产量为 2.36 亿吨，同比增长 5.1%，调和柴油量 913 万吨，同比下降 17%。 我国汽柴油调和量自 2022 年以来较 2018-2021 年显著下滑，与成品油消费税规范化相关 举措有关。
除通过炼厂产出的组分油进行调和以外，国内调油商大量进口海外炼厂副产的混合芳烃及 轻循环油进行汽、柴油调和。2021 年 6 月 12 日起，中国海关对进口的归入税号 2707.5000 且 200 摄氏度以下时蒸馏出的芳烃以体积计小于 95%的进口产品，视同石脑油按 1.52 元/ 升的单位税额征收进口环节消费税，主要包括“混合芳烃”；对归入税号 2707.9990、 2710.1299 的进口产品，视同石脑油按 1.52 元/升的单位税额征收进口环节消费税，主要包 括“轻循环油”。进口料征税后调油利润大幅下降，导致非合规调和油产出显著缩量，23 年我国进口混合芳烃及轻循环油分别同比下降 59%、36%，促使国内汽、柴油调油产量继 续显著萎缩，合规炼厂受益。
中长期而言，2016 年以来国内炼能总体由 8.20 亿吨/年增长至 2022 年的 9.82 亿吨/年，主 要为中科炼化、恒力炼化、浙江石化、盛虹炼化等一体化炼厂，成品油产出比例较低，《2030 年前碳达峰行动方案》明确要求 2025 年国内原油一次加工能力控制在 10 亿吨/年以内，未 来我国炼能增长或停滞。而 2017 年以来国内原有炼厂“减油增化”持续推进，累计新增 826 万吨/年乙烯产能，对应炼厂的炼油能力增长较少，以石脑油裂解 33%的产出率计，对 应约减少 2478 万吨/年油品产出。另一方面，由于地炼亦积极转型化工及炼能退出，除民 营大炼化之外其他独立炼厂的原油使用配额自 2019 年以来显著下滑，2023 年为 10794 万 吨，较 2019 年减少 442 万吨。
化工业务方面，公司主要包括合成树脂、合成纤维原料及聚合物、合成橡胶、尿素 4 大板 块。据隆众资讯，2023 年底公司乙烯产能 851 万吨/年，其中含 140 万吨/年乙烷裂解制乙 烯产能，聚乙烯/乙二醇/苯乙烯三大乙烯衍生产品产能分别达 766/82/207 万吨/年，丙烯产 能达 684 万吨/年，以石脑油裂解及催化裂解工艺为主，PP 产能达 450 万吨/年，纯苯及 PX 产能分别为 355/535 万吨/年。石脑油作为炼油板块及化工板块的衔接产品，23Q3 由于化 工品需求低迷及炼厂开工率走高，东北亚石脑油价差自 22Q3 后再次出现罕见的负值，且 持续保持低位，而 12 月以来伴随炼厂开工率的下滑，石脑油供给减少，裂解价差修复，24 年 1 月平均为 758 元/吨，较 23Q3 底部的平均价差提升 584 元/吨。
另一方面，烯烃及衍生物仍显低迷，22H2 以来国内乙烯石脑油裂解价差整体回落，据百川 盈孚，23 年 1 月一度下行至不足 1000 元/吨的历史低点。23 年整体有所改善，24 年 2 月 2 日修复至 2299 元/吨，但仍处于 2016 年以来低位。乙二醇、丙烯、苯乙烯、聚乙烯、聚 丙烯等烯烃及衍生产品价格亦自 2022H2 以来处于低位，24 年 2 月 2 日苯乙烯/乙二醇 /HDPE/PP/丙烯报价分别为 8700/4630/8067/7467/6780 元/吨，24H2 以来整体处于跟随上 游原材料的低位区间震荡。相比之下，芳烃价格走势更强，24 年 2 月 2 日纯苯/PX 报价分 别为 8149/8700 元/吨，高于烯烃及衍生产品价格，与 2016-2019 年强弱对比迥异。
相较于国内一般石化企业，中国石油具备更强资源优势，依托天然气开采中副产的乙烷， 公司 21 年投产了长庆石化（80 万吨/年）及塔里木石化（60 万吨/年）乙烷裂解制乙烯项目， 提升公司乙烯产业链竞争力，后续依托液化气等其他副产气体资源，公司继续扩产塔里木 乙烯二期项目，含 120 万吨/年乙烯产能，预计 2026 年 6 月投产。另一方面，公司大力推 进传统炼化企业升级转型，2023 年投产的 2000 万吨/年广东石化炼化一体化项目进一步加 强公司在乙烯及 PX 领域的市场影响力，2025 年将相继投产的吉林石化 120 万吨/年乙烯项 目及广西石化 120 万吨/年乙烯项目亦是公司炼化产业链走向高端化的转型之举。
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