王者归来  ——中国石油（601857）公司深度报告

王者归来

——中国石油（601857）公司深度报告

◆ 原油迈向中高油价时代，公司石油资源价值凸显

由于OPEC减产协议进展顺利，OECD 原油库存已下降至五年平均水平以下。美国退出伊核协议，预计到18年11月伊朗原油出口量将下降100万桶/天。委内瑞拉的原油供应预计到年底将下降到100 万桶/天。预计到18年年底全球剩余产能将缩减到240 万桶/天，处于历史较低水平，原油价格从中期来看迈入中高油价时代。

公司是全球最大的石油上市公司，原油产量全球第一，原油储量全球第二，是油价上涨的最大受益者。我们测算油价每上涨10美元/桶，公司EPS将增厚0.21元/股。

◆公司坐拥禀赋资源，受益于天然气价格市场化

受煤改气等政策的实行影响，国内天然气消费大幅增长，供需持续偏紧。公司作为国内天然气巨头，市场份额高达78%，坐拥全国约70%的油气管道，是行业向好的最大受益者。发改委调整居民用气门站价格与非居民用气价格衔接，建立由市场决定的价格机制，直接提高公司天然气业务利润。按照天然气0.35元/m3的涨幅计算，公司EPS将增厚0.035元/股。

◆炼化一体化升级，公司炼化能力改善

目前国内炼油行业以中石油、中石化两大集团为主，多方企业共同参与。公司作为国内第二大炼化企业，市场份额稳定，炼化升级布局有序进行，将在未来我国炼能过剩的激烈竞争中增强自身竞争力。

◆成品油双寡头之一，公司销售趋势良好

公司是国内成品油销售双寡头之一，在成品油盈利能力提升的有利形势下受益。同时，公司注重非油业务发展，增强自身规模化、多元化营销能力，从而加大加油站资源价值和网点吸引力。

◆盈利预测、估值与评级

受益于油价大幅上涨，公司业绩将随之提升。我们预计公司18-20年归母净利润分别为697、908、1109亿元，EPS分别为0.38、0.50、0.61元，归母净资产分别为12479、13176和13909亿元，BPS分别为6.82、7.20和7.64元。给予公司2018年1.39倍PB，对应目标价9.5元，首次覆盖，给予“买入”评级。

◆风险提示

油价上涨、天然气需求增长不及预期风险，民营炼化冲击公司化工品市场份额风险，新能源汽车快速发展冲击公司成品油销量风险。

投资聚焦

关键假设

（1）假设18-20年原油年均价分别为70、80和 85美元/桶，公司原油平均实现价格分别为3349、3827和4066元/吨。销量分别为1.20、1.22、1.25亿吨。

（2）假设18-20年公司天然气平均实现价分别为1250、1300和1315元/m3，销量分别为1.99、2.07、2.15亿立方米。

（3）假设18-20年公司汽油平均实现价格分别为8000、9260和9898元/吨，销量分别为67、68和69百万吨；柴油平均实现价格分别为5750、6670和7130元/吨，销量分别为96、102和107百万吨；煤油平均实现价格分别为4440、5150和5506元/吨，销量分别为1742、1783和1829万吨。

（4）假设18-20年公司重油的平均实现价格分别为2975、3451和3689元/吨，销量分别为2442、2533和2619万吨；润滑油的平均实现价格分别为9616、10770和1115元/吨，销量分别为139、151和160万吨；聚乙烯的期末平均实现价格分别为10699、12411和13266元/吨，销量分别为485、502和524万吨。

（5）假设18-20年公司油气加工成本维持在51美元/桶左右，炼化业务毛利率稳定在38%左右，成品油销售业务毛利率维持在4%左右。

（6）假设18-20年国家在原油、天然气以及下游化工品、成品油方面政策没有重大变化，税率基本稳定不变。

我们区别于市场的观点

目前市场普遍认为原油价格将在短期内大幅上升，但是在中长期将逐渐下降。但我们认为随着限产国持续减产执行以及中东地缘政治紧张局势逐渐升级，原油价格在中期迈向中高油价时代。受益于原油价格上涨，公司原油勘探与开采业务盈利能力将大幅增强，而下游炼化业务盈利能力稳定。根据我们的测算，在油价低于135美元/桶时，随着油价的上升，公司的盈利将随之提升，公司是油价上涨最受益的标的。

股价上涨的催化因素

1、国际原油价格上涨；2、公司在国内天然气销售量价齐升；3、下游炼化业务销量增加带来业绩超预期。

估值与目标价

我们预计公司18-20年营业收入分别为28828、35210、38698亿元，归母净利润分别为697、908、1109亿元，对应EPS分别为0.38、0.50、0.61元；归母净资产分别为12524、13208和14025亿元，对应BPS分别为6.84、7.22和7.66元。给予公司2018年1.39倍PB，对应目标价9.5元，首次覆盖，给予“买入”评级。

目   录

1、 中国石油——全球油气行业的绝对龙头

1.1、 全球最强的油气上市公司

1.2、 油价上涨驱动公司业绩回升

1.3、 油气业务遍布全球，集团战略布局带来额外收益

2、 原油迈向中高油价时代，公司石油资源价值凸显

2.1、 伊朗出口受限、委内瑞拉产量下滑，原油市场供给预期收缩

2.2、 OECD库存降至五年均值以下，全球剩余产能降至历史低位

2.3、 美国页岩油持续增产，基本抵销全球需求增速

2.4、 国内原油消费提升，进口依赖度持续加大

2.5、 石油资源国内第一，公司核心资产开发稳定

2.6、 生产成本逐渐下降巩固公司上游盈利能力

3、 公司坐拥禀赋资源，受益于天然气价格市场化

3.1、 国内天然气需求快速提升，供需持续偏紧

3.2、 公司天然气资源禀赋，产销增长可期

3.3、 居民用气门站价格改革，公司有望增加利润

3.4、 公司主导国内中长途天然气管网

4、 炼化一体化升级，公司炼化能力改善

4.1、 全球炼化缓慢增长，盈利稳步提升

4.2、 国内炼化产能过剩，公司转型升级加快

5、 成品油市场双寡头之一，公司销售趋势向好

5.1、 供需较为宽松，终端拥有者最终受益

5.2、 公司销量持续增长，销售到价率提升

5.3、 非油业务布局良好，多元化营销增强竞争力

6、 油价上涨直接驱动公司盈利攀升——公司随油价盈利情况分析

6.1、 上游业务比重更大，资产质量更优

6.2、 油价超过110美元/桶时，炼油板块亏损

6.3、 油价在135美元/桶时，公司业绩达到顶峰

7、 盈利预测和估值

8、 风险分析

中国石油天然气股份有限公司（PTR.N，0857.HK，601857.SH，简称“中国石油”）是中国油气行业最大的油气生产商、销售商，是中国销售收入最高的公司之一，也是世界最大的石油公司之一。中国石油是根据《公司法》和《国务院关于股份有限公司境外募集股份及上市的特别规定》，由中国石油天然气集团公司独家发起设立的股份有限公司，成立于1999年11月5日。公司于2000年4月6日及4月7日分别在纽约和香港挂牌上市，2007年11月5日在上海上市。

公司的股权结构较为集中，中国石油集团拥有公司82.5%的股权，且尚无其他持股超过10%的法人股东。公司的实际控制人为国务院国资委。

根据美国《石油情报周刊》（简称PIW）公布的2017年世界最大50家石油公司综合排名，2017年世界前五大石油公司分别是沙特阿美石油、伊朗国家石油、中国石油、委内瑞拉石油和埃克森美孚。中石油综合排名继续保持第3位，天然气产量由第6位上升至第4位，其他多项指标保持上年排名。在上市公司中，中石油综合实力连续5年排名第一，是全球油气行业最强的上市公司。

作为国内“三桶油”之一，中国石油在油气储量、产量等指标上均遥遥领先于中石化和中海油，在国内均处于绝对统治地位。

中国石油致力于发展成为具有较强竞争力的国际能源公司，成为全球石油石化产品重要的生产和销售商之一。中国石油广泛从事与石油、天然气有关的各项业务，主要包括：原油和天然气的勘探、开发、生产和销售；原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售；基本石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售；天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。公司完整的一体化油气产业链极大的提高了公司的经营效率，降低了成本，增强了公司的核心竞争力和整体抗风险能力。

作为全球最大的油气公司，公司业绩与全球原油价格呈现高度正相关性。自2008年全球金融危机以来，油价从107美元/桶的高点逐渐回落至2016年的40美元/桶，公司净利润也持续下滑，从2008年的1346亿元下降至2016年的79亿元。

受益于2017年油价反弹，公司业绩也随之回暖。2017年公司营收20159亿元，同比增长24.68%，归母净利润228亿元，同比大幅增长188.52%。2018一季度公司营收5427亿元，同比增长9.95%，净利润102亿元，同比增长78.1%。

2017年公司最主要的营收来源为成品油的销售部分，占公司总营收的52%，其次为炼油与化工板块，占比22%。但近年来营业利润最高的则是炼油与化工业务，主要是由于原油价格回落，炼化成本下降，利润提升。公司产品主要销售至中国大陆地区，占比64%，海外业务占比36%。

2017年，集团公司利用“一带一路”倡议带来的战略机遇，在海外有效开展新项目开发，新增阿布扎比陆上、伊朗南帕斯、巴西盐下佩罗巴勘探区块等重要油气合作项目，与美国、俄罗斯、哈萨克斯坦等国油气公司新签订了一批合作协议（详细项目见附录）。目前，集团公司已形成五大国际油气合作区、四大油气战略通道和三大油气运营中心。

2017年集团公司通过强化对勘探项目整体研究，持续优化开发方案，加大高效项目开发力度，实现全年海外新增油气可采储量当量9093万吨，原油权益产量6880万吨，天然气权益产量255亿立方米。

2017年集团海外重点项目建设成果丰硕，俄罗斯亚马尔LNG、哈萨克斯坦炼厂升级改造、土库曼斯坦增压工程等项目顺利投产。在国际贸易业务上，集团充分发挥国际油气运营中心的作用，扩大成品油出口，全年实现贸易量4.7亿吨，贸易额1844亿美元。

2016年11月30日，OPEC达成8年来首次减产协议，产油国的减产执行率较高，石油生产大国沙特为阿美公司上市，积极投入减产行动。国际油价水平随之不断攀升，原油市场于2017年年中开始逐渐回暖。

进入2018年以来，国际原油市场受地缘政治影响较大，原油价格保持上行趋势。截至6月1日收盘，Brent和WTI原油现货价格分别为77.13和67.04美元/桶，较年初累计涨幅分别为15.65%和11.05%，Brent与WTI的价差由年初的6.23美元/桶扩大至10.09美元/桶。

短期来看，OPEC可能放宽减产协议限额成为影响原油市场走势的主要因素。从中期6个月以上的时间维度来看，原油价格趋势进入了中高油价时代。

特朗普退出核协议，伊朗原油出口将受限

5月9日，特朗普在最终仲裁日之前便宣布退出伊朗核协议，恢复对伊朗的“最高级别”经济制裁，任何帮助伊朗获得核武器的国家也都将面临美国的制裁。据CNBC报道，美国对此次制裁启动90天-180天的缓冲期。这一举动将原油市场的注意力从基本面分析转向地缘政治事件。

根据OPEC数据，2012-2015年美国对伊朗制裁时，伊朗原油出口量由2012年的210万桶/天降至2015年的108万桶/天，下降约100万桶/天；原油产量持续由2012年的374万桶/天降至2015年的315万桶/天，三年降幅累计达15.7%。伊朗原油出口受限对原油价格产生重大影响，出口大幅下降使得原油市场供给收紧，油价经历过2012年原油市场需求低谷下挫后持续回升，最终原油价格一直到2014年下半年都维持在100美元/桶以上。

11月5日之后，美国对伊朗的制裁将正式生效。我们预期伊朗的原油出口量将回到2012 下半年-2015 年被制裁时的水平，即在目前的水平下将至少降低100万桶/天。另外也不能排除由于特朗普强硬的风格，伊朗原油出口的量有可能下降更多。

委内瑞拉陷“经济危机”，石油产量连年下滑

作为OPEC主要产油国，由于对石油产业的过分依赖，委内瑞拉自国际油价暴跌之后便引发了经济危机，2017年4月之后国内又爆发了对于总统马杜罗的持续抗议活动。经济衰退和政治动荡直接打击了其石油基础设施，原油产量加速下滑，实际减产量比维也纳减产协议多出55万桶/日, 仅是超额减产的部分都已高出了沙特的总减产承诺。

2016年以来，委内瑞拉产油由232万桶/日的产油水平逐渐下滑到2018年3月149万桶/日的水平，下滑幅度达36%，而这种下行趋势仍未改变，预计到年底将下降到100万桶/天。IMF于5月2日威胁称将开除委内瑞拉的成员国资格，进一步引发了市场担忧情绪。未来委内瑞拉的产量如果进一步下滑，对原油市场供给面将会产生较大影响。

另外，委内瑞拉于5月20日举行总统选举投票，但美国副国务卿沙利文(John Sullivan)在21日表示，美国不会承认委内瑞拉总统选举结果，可能会对委内瑞拉进行进一步制裁，包括禁止美国炼油厂从委内瑞拉购买原油等。若美国对委内瑞拉开启制裁，这对其石油产量又会产生负面影响。

2016年11月，OPEC、俄罗斯和其他九个产油国达成了一份8年来最大规模的减产协议，宣布将在2017年1月至6月减产180万桶/日，旨在将经济合作暨发展组织(OECD)国家的原油库存降至五年均值。2017年上半年，自减产协议正式生效开始，产油国的执行率一直保持在90%以上。

2017年5月25日，OPEC召开第172届维也纳会议，将石油减产协议延长9个月至2018年3月，维持减产约180万桶/日不变。2017年12月1日，OPEC产油国维也纳年度会议，与会产油国同意将减产协议延长9个月，至2018年年底。同时，两个减产豁免国——尼日利亚与利比亚加入减产阵营，承诺2018年起产油量不会超过2017年。

目前来看，OPEC减产协议进展顺利，原油供给持续减少。 自2016年底，OPEC与俄罗斯一致达成的减产协议进展顺利，OPEC原油产量由2016年11月的3337.4万桶/天降低至2018年3月的3195.8万桶/天，下降141.6万桶/天，累计降幅达到4.2%。由于OPEC及其盟友不断收紧原油供给，供需缺口逐渐收缩，国际原油价格逐渐回升。

减产执行以来，OPEC减产执行率维持在较高水平。 2018年3月OPEC原油产量为3195.8万桶/日，较上月减少20.1万桶/日。沙特产量为993.4万桶/日，较上月减少4.7万桶/日；利比亚产量为96.8万桶/日，较上月减少3.7万桶/日。由于OPEC成员国委内瑞拉受经济危机等因素影响，产量大幅下降，使得OPEC原油产量也有较大下滑。委内瑞拉2018年3月减产执行率达613%；沙特、阿尔及利亚减产3月执行率也较高，分别为125%、212%。

库存方面，自从减产协议达成后，全球原油市场明显进入了去库存“快车道”，OECD月均库存持续下降。 在OPEC的减产协议驱动下，截至2018年5月IEA数据显示，OECD的月均库存为2819百万桶，较五年内平均水平低100万桶。而进入2018年以来，美国商业原油库存量持续上升，较年初增长1424万桶；馏分油库存呈下降趋势，较年初已下降2805万桶。另一石油消费大国中国的原油和成品油库存小幅上升，但是总体量基本保持稳定。

另外，伊朗的制裁将于11月5日生效，其出口量将逐步降低。预计到11月份其出口量将下降100万桶/天；委内瑞拉的原油供应从去年6月200万桶/天下降到目前140万桶/天，预计到年底将下降到100万桶/天。3月份OECD的库存下降2860万桶，也就是说全球有95万桶/天的供应短缺。

这就意味着到2018年底，全球将有200万桶/天的原油产能退出市场。在此之前本来OPEC有324万桶/天的剩余产能，以俄罗斯为首的非OPEC国家有55万桶/天的剩余生产能力。也就是说全球有380万桶/天的剩余生产能力。为了应对上述产能退出，全球剩余产能将缩减到240万桶/天，仅仅占全球需求的2.5%，且剩余产能主要集中在以沙特为首的海湾核心三国（沙特、科威特和阿联酋）。

目前，北美三大核心页岩油产区分别是Permian（二叠纪盆地）、Eagle Ford和Bakken（又称Williston），其他的产区包括Niobrara and Anadarko等。三大核心产区中，二叠纪盆地的油层厚，储量大，采油成本低，是美国页岩油增产的最重要的产区。目前，北美近一半的水平井钻机也都活跃在二叠纪盆地，其被称为美国页岩油生产的“超级油田之王”。

二叠纪盆地的原油产量有望赶上伊朗或伊拉克的水平，并且已推动美国原油总产量升至历史高位，与Eagle Ford产区加起来贡献了全美三分之二的原油产量。2018年以来，美国钻井更加活跃，钻机数较2017年末的929台增加至2018年3月的1045台，累计增幅达12.5%。

但目前，二叠纪盆地地区的原油生产商正开始遭遇管道超负荷以及原材料和工人短缺问题，可能会限制美国页岩油的增产。另外，除了一些潜在的炼油厂限制以外，美国墨西哥湾沿岸出口码头的基础设施可能会限制近期美国原油的出口规模。尽管美国原油产量持续增长，页岩油生产能力较强，但短期内美国原油供给或将受到基础设施及管道限制。

根据IEA5月月报，预测2018年全球原油需求增速将维持1.4百万桶/天。 相比2017年，2018年全球原油需求增长1.53%，总需求量约为99.3百万桶/日。美国页新增的页岩油产量主要用来满足全球新增的需求，全球原油需求的增长预期是140万桶/天，美国页岩油的产量增长是150万桶/天，刚好满足需求增长。除非页岩油每年能够以150-200万桶/天的产量增加，否则全球原油边际的掌控能力将重新回归以沙特为首的海湾核心三国。

在中东地缘政治局势持续紧张的背景下，伊朗原油出口量的大幅下降和委内瑞拉原油产量的下滑使得全球剩余生产能力处于较低水平。我们预期中期内全球石油市场供需总体维持紧平衡，油价进入中高油价时代。

原油产量持续下降

在国际油价仍较低迷的大背景下，中国石油上游生产企业兼顾能源安全与经济效益，继2016年首次大幅调减原油产量之后，2017年中国原油产量持续下降，全年产量1.92亿吨，同比下降3.1%，较上年的降幅收窄4.3个百分点。

原油消费回升，对外依存度再创新高

2017年，中国经济企稳向好，获得“两权”（原油进口权和使用权）的地炼数量增加，国内炼油能力由近两年的停滞转而进入增长轨道，这些均拉动石油消费增长。全年原油表观消费量为6.10亿吨，同比增长6.0%。且由于国内产量下滑，炼油能力较快增长等原因，2017年原油净进口量继续较快增长，全年石油净进口量约为4.2亿吨，同比增长10.7%。原油对外依存度达到68.6%，较上年提高2.9个百分点。

公司石油资源储量丰富，国内市场份额居首位

油田是公司的核心资产，也是公司核心竞争力和国际化的基石。公司石油资源在国内占绝对优势：2017年已证实总储量为74.81亿桶，证实已开发原油储量55.93亿桶。公司2017年新增已探明储量9.31亿桶，储量替代率为105%，较之前两年的新增储量负增长大幅好转。公司石油资源主要分布在大庆、新疆、长庆等多个大型油气区。

2017年公司原油产量8.87亿桶（243万桶/天），国内产量占比高达63%。大庆油田仍以67万桶/天（2.44亿桶）的原油产量位居第一位；销量8.49亿桶，同比增长14.81%。

勘探开发持续布局

油田的勘探开发是公司的生存之本、发展之基和效益之源。2017年，公司持续优化勘探部署，通过实施集中勘探、深化精细勘探、推进综合勘探等措施，提高勘探效率和效益，实现规模增储上产，进一步夯实稳油增气的资源基础。2017年公司勘探费用为238.84亿元，同比增长28.6%，钻井数总共增加了5794个，油田勘探面积增加了15万英亩。此外，公司在新疆准噶尔盆地开辟了新的储量战略接替区，其中玛湖地区获得重大勘探发现，塔里木盆地、四川盆地相继取得油气勘探新突破，鄂尔多斯、松辽、渤海湾等盆地均落实了一批优质规模可建产储量。

公司原油单位生产成本从2007年到2014年呈现一个直线上升态势，单位操作成本和折旧摊销不断加大，加之2014以来国际油价大幅下跌，给公司上游的生产经营带来了巨大挑战。为应对经营亏损，抵御低油价冲击，公司提出降低桶油完全成本行动计划，并将其作为四大发展战略之一。

桶油完全成本由操作成本、折旧折耗、期间费用和税费构成。从结构上看，实现桶油成本下降重点是实现“两增两降”。“两增”是增加已探明储量和原油产量。增加储量可以降低折耗，增加产量可以摊薄人工、期间费用等相对固定成本。“两降”是降低投资、降低成本。降低投资，要有效控制资产规模，降低成本就要降低直接生产成本。

三大难点制约成本降低

（1）资源品质差、效益储量不足

近年来，公司新增探明储量中低渗透、低丰度、低产占绝大多数，且戈壁、沙漠、深水等开发恶劣的资源越来越多，从而严重制约了低品位储量大规模开发。公司新增储量盈亏平衡价格集中在40-70美元/桶之间。

（2）油田开发含水上升、产液量增加、单井产量下降

由于历史原因，公司老油田整体处于高含水、高采出程度的“双高”阶段——截至2016年底，综合含水率87.7%，采出程度78.1%——导致产液量增加，产出液处理费用加大，无效水循环严重，水驱效率下降，吨油耗水成本上升，进而造成公司套损井逐年攀升，单井产量持续下降。

（3）人工费用增长、原材料价格上涨、环保日趋严格以及人民币升值压缩降本增效的潜力空间

由于对人工成本的控制，造成员工收入或多或少受到影响。再对人工费用进行控减，对于稳定队伍、调动员工的生产积极性有不良影响。

原材料上涨增加了投资控制难度。尤其是2017年以来，随着国家淘汰落后产能和过剩产能，导致原材料价格大幅上涨。另外，环保、土地等政策趋严。新“两法”实施后，环保标准越来越高，环保投入大幅增加，环境保护税于今年1月1日起正式开征，对城镇土地使用税征收标准提高5倍。国家对生态保护红线的划定，部分生产井面临关停。

石油作为以美元计价的大宗商品，人民币升值直接影响到上游的成本和效益。据公司披露，按单一因素分析，人民币升值1%，降低原油均价25元/吨左右，推升原油完全成本0.52美元/桶、油气操作成本0.13美元/桶。

四大核心驱动桶油成本降低

（1）关键技术的创新和突破是实现降本增效的核心动力

科学技术是实现降本增效的核心要素。美国自2008年以来油气产量实现跨越式上升，通过技术与管理创新，实现了成本低于40美元/桶的有效生产。我国油田开发进入非常规资源开发时代，由于水平井+体积压裂技术尚未完全成熟配套，制约了低品位资源的大规模开发。做优增量、做大分母、摊薄成本是实现降低桶油成本的主要途径。一旦核心技术实现突破，将有可能复制美国非常规油气革命，对石油公司提升产量、降低桶油成本具有重要意义。

从存量看，公司老油田开发历史长，常规水驱挖潜与调整对于降低原油操作成本幅度有限。将二次采油和三次采油统筹考虑的“二三”结合模式将是实现老油田大幅提高采收率、实现可持续发展的必由之路。但是，目前由于三次采油注入介质成本相对较高，制约了“二三”结合规模推广应用。由此可见，技术突破是实现低成本三次采油的核心，从而支撑老油田规模性有效开发方式转换，实质性地降低成本。

（2）深化管理改革与创新，依托信息化、大数据建设提升精细化管理能力，形成降本良性循环机制，将低成本发展由被动行为转向主动作为健全机制建设。把降本增效真正落实到每个岗位上。通过成本倒逼，层层加压，逐项分解降本增效指标。堵住成本“出血点”，找到潜力点和增长点。建立考核和激励机制，形成桶油成本下降与员工收入增长联动挂钩机制，将低成本发展带来的收益反馈到员工收入增长上。通过充分挖掘人力资源潜力，实现降本由被动转向主动。

加强信息化、智能化建设，整合ERP、财务、油田生产、工程造价等系统资源，进一步畅通生产经营各环节的切块状态，形成关联性、制约性的大数据分析与处理平台，助力提升降本增效。

（3）发挥公司一体化的优势，通过各个专业协同配合，提高勘探开发效益，降低桶油成本

公司充分发挥一体化的优势，建立石油公司和工程技术服务公司一体化合作新模式，基于“风险共担、成本共享、合作共赢”的原则，形成甲乙方协同提高效益的机制，实现关键成本控制、施工质量、运行效率全面提升。工程技术服务公司应着力提高项目管理能力，形成合力。推动工程技术服务企业内部信息共享，专业协同配合，提供一体化服务的能力。同时，工程技术企业应尽可能引进、吸收国内外先进的技术，提高勘探开发效益。

（4）争取国家财税政策支持，突出对低品位资源、尾矿资源开采税费减免及其他税费政策的扶持

第一，争取国家财税政策支持。第一类：目前大量未动用储量因经济效益较差无法有效投入开发，建议国家分级制定特低渗、超低渗、致密油等难采区块税费减免政策，促进新区资源有效开发。第二类：老油田进入开采后期，效益差，现行资源税征收政策并未体现对尾矿开采企业的扶持。建议国家免征尾矿资源税，以支持老油田进一步挖掘资源潜力，提高资源综合利用率。第三类：建议国家规范土地核定标准，严格界定城镇土地性质。自2015年7月1日恢复土地使用税后，公司石油税费负担增加。建议对油气行业继续实施减税降费政策，降低企业生产成本。

第二，理顺环境保护和资源开发的关系，加强与当地政府沟通，基于遵循历史原则，妥善解决环境敏感区的油井生产问题，研究制定与环境保护有关的国有资产处置政策。

五大措施促进公司低成本发展

（1）系统性降本

公司通过对生产成本的细分，优化油田各生产环节，结构化、精细化实现成本控制，从而进行“全方位、立体式”的系统性降本。公司将操作成本分解为人员费、维修费、租赁费等细分项，逐项探讨并明确降本措施与空间，从而使操作费用持续下降。

（2）控投资降本

与国外绝大多数石油公司普遍做法一致，公司同样采取了优化投资结构，压缩投资规模，通过“控产建、压辅助”实现降本增效。在“控产建”方面，公司根据油价和汇率变化情况，加强项目排队优选，调减无效低效产能；在“压辅助”上，公司大幅度压减非安装设备和辅助工程等非生产性支出。

（3）保规模降本

公司提出保持1亿吨原油生产底线，“做大蛋糕”摊薄成本。由于我国石油公司的体制特点，人员费等固定费用、高油价时期积累的高折旧折耗将长时间存在，稳定产量对降低桶油完全成本、提高效益至关重要。公司根据油价变化，组织开展中期储量评估，增加原油已探明储量，减少折旧规模。同时，公司强化自然递减率控制以及长停井治理和恢复，最大限度地保持产量规模。

（4）靠管理降本

公司开展管理体制改革与创新。首先是精简机构、压缩层级，推进机关职能优化和机构改革，降低运行成本；其次是扩大生产经营自主权改革试点，形成有利于低成本发展的内在机能和运行机制——如公司在辽河、吉林等6家油田进行了改革试点；再就是实施内部矿权管理改革，推进矿权内部流转，化解资源结构布局不平衡问题；最后是探索区块建产总承包、井下作业等专业化承包模式，通过提升效率降低成本——如公司在15家油田推广井下作业联产承包管理模式。

（5）靠科技降本

在低油价时期，公司大力推进“三新三化”，即“新材料、新工艺、新方法和简易化、标准化、国产化”，统一部署油、气、水、电处理调配中心，多维度、多角度进行方案优化，用技术创新引领油田开发实现降本增效。

降低桶油成本是储量、产量、投资、成本、技术、管理一体化运营驱动的结果，是综合性的价值工程、系统工程，需要全员参与、全业务协同、全过程管控，多措并举，打好“组合拳”，才能够实现低成本发展，提高生产盈利能力和抗风险能力。

此外，自2014年起，公司加大了天然气生产力度。由于天然气单位操作成本较之原油更低，且公司天然气生产当量在油气中占比逐渐走高，从而在另一定层面上降低了公司的操作成本。公司油气操作成本从2014年的13.76美元/桶降低至2017年的11.53美元/桶，与全球顶尖石油公司差距逐渐缩小，且未来将进一步下降；同时，随着公司折旧摊销增速的放缓，公司的单位生产成本也将从现阶段的29美元/桶开始逐渐降低。

受全球原油价格回暖影响，公司原油平均实现价格自2016年触底后开始反弹，2017年为47.89美元/桶；桶油盈利能力也随之回升，从2016年3.22美元/桶的历史低点回升至2017年的9.78美元/桶，从而为公司带来利润的增长，且未来将继续上行。

2017年公司在原油勘探与生产板块实现营业收入4888.76亿元，同比增长22.59%，营业利润875.56亿元，同比大幅提升131%，毛利率也是从2016年的10%提升至18%。根据公司现有产销情况，我们预测原油价格每上涨10美元，公司将拥有约1250亿的营收增量，增厚EPS约0.21元。

各行业用气量大幅增加，天然气消费淡季不淡、旺季更旺

近两年，受宏观经济向好以及煤改气政策的实行，天然气作为清洁能源，其消费量呈现不断增长的趋势。2017年全年天然气消费量2373亿立方米，同比增长15.30%，增速较2016年的6.54%大幅提升。

天然气消费量具有较强的季节性，一、四季度天然气需求量较为旺盛，二、三季度为需求淡季。2017年全国天然气消费呈现淡季不淡、旺季更旺的特点。一季度天然气总消费量为638亿立方米，增速9.1%；二、三季度消费量分别同比增长19.5%和23.5%；四季度受采暖煤改气及天然气限供综合影响，增速18.2%。2018年一季度天然气消费量为690亿立方米，同比增长8.15%。

从行业分布来看，城市燃气和工业燃料是天然气的主要消费端。2017年四季度“煤改气”的实施大大提高了城市燃气的用量。京津冀及周边“2+26”地区共有394万户完成煤改气和煤改电“双替代”，多个城市对居民煤改气实施补贴，推进采暖煤改气，并积极建设“禁煤区”，居民和采暖用气快速增长。2017年，城市燃气用量732亿立方米，同比增长18.41%。在工业用气上，山东、四川、江苏等多地工业企业实施煤改气工程，带动工业用气增长。2017年工业用气934亿立方米，同比增长16.31%。

产量快速增长，对外依存度增加

受需求快速增长的拉动，中国天然气产量快速增加， 2017年产量为1480亿立方米，同比增长8.16%，增速较2016年的1.68%有显著提高。但为了满足消费需求，我国需要进口很大一部分天然气，主要以LNG为主，管道气进口也呈现不断扩大的趋势。近年来，我国天然气的对外依存度持续走高，2017年为39%，供需持续偏紧。

公司天然气储量丰富，国内市场份额居首位

公司天然气资源在全国拥有无可比拟的优势。2017年公司天然气已探明储量21772亿立方米（76888Bcf），远超中石化和中海油储量；探明已开发储量7376亿立方米（39243Bcf）。2017年公司新增已探明储量为949亿立方米，储量替代率为48%。公司天然气资源主要分布在长庆、塔里木和川渝等气田区。此外，公司具备全国最广最全的天然气产业链，覆盖上游勘探生产业、中游运输业、小部分下游分销行业。

2017年，公司将天然气勘探工作重点放在可升级可动用储量方面，在塔里木、四川、柴达木等6大盆地取得重要油气勘探发现，形成6个亿吨级整装规模石油储量区和6个千亿立方米级整装规模天然气储量区，新探明天然气储量949亿立方米。2017年公司天然气田钻井数总共增加了1864个，气田勘探面积增加了21万英亩至1115万英亩。

销量增长为公司主要营收增量

2017年公司可销售天然气产量893亿立方米（3153Bcf），同比增长4.81%，占国内天然气总产量的60%；销量1866亿立方米，同比小幅增长1.83%，拥有国内78%的市场份额。2017年公司进口天然气973亿立方米，进口率高达52%。

受天然气价格回升，且国内需求增大影响，公司2017年天然气部分营收2306亿元，同比增长9.86%。由于国内天然气进口价格高于公司销售年均价，且公司销量占比中有52%均为进口天然气销量。但公司在进口天然气销售方面持续亏损，主要利润来源为自产天然气销量。由于国内天然气需求量持续增大，且天然气价格市场化改革后将小幅提升，我们认为公司未来将适当维持天然气进口量，加大天然气开采力度，增加国内自产天然气的产量和销量，从而加大公司盈利。

2018年5月25日，国家发改委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》，对居民用气门站价格进行改革，将居民用气门站价格水平按非居民用气基准门站价格水平（增值税税率10%）安排，实现两类用户用气价格机制和价格水平衔接。

理顺居民用气门站价格，建立反映供求变化的弹性价格机制

通知决定，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平安排。供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。方案实施时门站价格暂不上浮，自2019年6月10日起允许上浮。目前居民与非居民用气门站价差较大的，此次最大调整幅度原则上不超过每立方米0.35元，剩余价差一年后适时理顺。门站价格理顺后，门站环节不再区分居民和非居民用气价格。同时，鉴于天然气增值税税率由11%降低至10%，现行非居民基准门站价格也作了相应调整，统一执行新的价格水平。

推行季节性差价政策，鼓励市场化交易

通知强调，供需双方要充分利用弹性价格机制，鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力，在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系——消费旺季适当上浮，淡季适当下浮。此外，方案还包含合理疏导终端销售价格，从紧安排调价幅度与对低收入群体等给予适当补贴，保障基本民生等内容。

调整居民用气门站价格与非居民用气价格衔接，建立由市场决定的价格机制，可以还原能源商品属性，有助于构建起有效竞争的市场结构和市场体系。将竞争环节留给市场，将促进天然气产业链在开采、进口、管道建设、接收站建设等环节的公平开放，发挥市场的决定作用，通过增加竞争来降本增效，推动国内天然气行业稳步发展。

公司受益于居民门站价格上涨

目前，居民用气平均门站价格为每立方米1.4元左右，不仅低于进口气供应成本，也低于国产气供应成本。这部分供气成本实际上一直由上游石油公司来补贴。此次调整后，中石油不再承担居民用气的补贴压力，利润水平将得到提升。

我们按照2017年中国石油居民用气销售量占比情况 ，测算在居民用气价格的不同涨幅下，公司毛利增加、天然气板块经营利润增幅和公司EPS增厚情况。

中国石油2017年国内天然气销售量1201.1亿立方米，居民用气销量占总销售量占比22%。天然气与管道板块经营利润为156.88亿元，上市公司总股本为1830.21亿股。据此数据测算结果如下：

通过敏感性分析可以看到，在居民用气销售价格调整后，在居民用气门站价涨幅从0.05-0.35元/立方米时，中国石油天然气与管道板块毛利将增加13.21-92.48亿元；将对公司EPS增厚0.005-0.035元/股。

管道属国家战略资源，受政策影响大

2017年1月，国家发展和改革委员会印发《石油发展“十三五”规划》、《天然气发展“十三五”规划》，对此前发布的《能源发展“十三五”规划》做了进一步细化。《石油发展“十三五”规划》显示，在“十三五”期间，成品油管道里程将从2.1万公里提高到3.3万公里，增长57%；《天然气发展“十三五”规划》显示，天然气管道里程将从6.4万公里提高到10.4万公里，增加量相当于中石化现有管道里程数的5倍。

2017年5月，国家发展和改革委员会和国家能源局联合印发《中长期油气管网规划》，其中指出当前我国油气管网发展存在总体规模偏小、应急调峰能力不足，布局结构不合理，建设难度不断加大，体制机制难以适应等问题。同时，《中长期油气管网规划》提出，到2020年，全国油气管网规模将达到16.9万公里，其中原油、成品油、天然气管道里程分别为3.2万、3.3万、10.4万公里；到2025年，我国油气管网规模将达24万公里。全国省区市成品油、天然气主干管网全部连通，100万人口以上的城市成品油管道基本接入，50万人口以上的城市天然气管道基本接入。要求加快启动新一轮油气管网建设。

公司拥有国内最长管道里程

公司拥有全国最长的陆上油气管道里程，包括石油管道、成品油管道和天然气管道。截至2017年底，公司国内运营的油气管道总里程达到8.56万千米。其中，原油管道2.03万千米，占全国的68.9%；天然气管道5.38万千米，占全国的76.2%；成品油管道1.14万千米，占全国的43.2%。

公司施行油气管输与天然气销售分开运营后，充分发挥调整后的专业化优势，天然气与管道业务发展迅速，油气管网运行优化提升，重点管道建设顺利推进。西气东输三线、忠武线、陕京管道等输气管道共22台压缩机组先后投产运行，极大地提升了天然气管输能力，其中，西部地区天然气管道输送能力与2016年相比提高30%。2017年，中国石油天然气长输管道年度一次管输量首次突破1000亿立方米。

新建项目布局顺利，海外项目运行良好

为积极配合国家油气管道战略布局，公司提出西北、西南、东北及海上通道四大油气管道战略布局。2017年公司国内管道投产总里程达4806千米。西气东输三线中卫-靖边联络线、陕京四线输气管道、云南成品油管道等项目建成投运，老东北管网改造升级项目完成，锦州-郑州成品油管道建设进入收尾阶段。

西北通道主要是中哈和中亚天然气管道。中国与哈萨克斯坦的原油管道是中国第一条战略级跨国原油进口管道，全长2798千米。中哈天然气管道二期（哈南线）巴佐伊压气站和卡拉奥杰克压气站先后投运，管道全线输气能力达到100亿立方米/年。中亚天然气管道西起土库曼斯坦，到达新疆的霍尔果斯，管道全长1833千米，年输气量约400亿立方米，目前A、B、C线已相继建成，D线处于详细勘察阶段。西南通道主要是中缅油气管道，全长2380千米，输送能力120亿立方米天然气。东北通道则主要是与俄罗斯的合作项目，线路全长942.8千米，是中国油气进口东北方的一条战略要道。中亚、中俄、中缅油气管道分别架起了西北、东北和西南方向的油气桥梁。目前中缅原油管道、中俄原油管道二线工程相继投产，中俄东线天然气管道北段全面开工建设，加拿大激流管道实现投油，月输油量近10万吨。海上通道主要是从非洲、中东、澳洲将天然气输送奥东部沿海一带，目前已建成3个沿海LNG接收站，接卸能力大1300万吨/年。

作为公司最重要的战略资源，公司在油气管道方面拥有全面的布局规划。在国家政策的引导下，公司管道业务十分稳健，未来形势良好。

亚太炼油地位提升

2007-2017年，全球炼油能力由9078万桶/天增至1.02亿桶/天（50亿吨/年），年均增长率为1.2%。新增炼能主要来自于亚太、中东地区。2017年，亚太地区炼油能力达到3687万桶/天，已超过北美和西欧炼油能力总和。在企业炼油能力上，中石化以2.6亿吨/年加工能力成为全球最大炼油公司，埃克森美孚以2.49亿吨屈居第二，中石油以2.02亿吨位居第三。此外，随着我国在2015年放开地方炼厂原油进口政策，地方炼厂开工率稳步提升，使我国有效炼能显著增长。

未来全球炼油能力将继续增长。据中石油经研院预测，2018年全球炼油能力将净增91万桶/天至1.02亿桶/天，2020年全球将净增708万桶/天的炼油能力，全球炼油能力将达到1.07亿桶/天（53亿吨/年）。

炼油装置复杂程度提高，盈利能力逐渐回升

近年来，随着全球炼油能力逐步提高，炼厂装置复杂程度也越来越高，炼油二次加工能力不断提高，原油加工的适应性和灵活性也不断增强。

2015年以来，国际原油价格下跌使炼油业低迷的状况有所好转，且在美国页岩油革命，西欧、日本等地区进行炼油结构调整的格局下，现存炼厂经营利润明显改善。2017年三大炼油中心加工仍保持不错的收益。美湾WTI原油收益保持在12美元/桶以上，炼油毛利率接近25%；新加坡加工收益也稳定在7美元/桶的健康水平，炼油毛利率为13%左右。

炼能重新快速增长，产能过剩加剧

目前国内炼油行业以中石油、中石化两大集团为主，中海油、中国化工、中化、地方炼厂等多方企业共同参与。2017年中国炼油能力为7.72亿吨/年，同比增长2.3%；新增炼油能力4000万吨/年，以国有企业为主；原油加工量5.68亿吨，同比增长4.95%，全国炼厂开工率近几年也在稳定增长，其中主营炼厂开工率稳步提升。然而，2017年中国原油表观消费量仅为5.9亿吨，同比增长4.6%，产能过剩较为严重。

随着民营企业炼化项目特别是恒力石化、舟山石化、盛虹石化3个千万吨级一体化项目的建成投产，未来我国炼油能力将继续上升。预计2018年我国炼油能力将达到8.08亿吨，原油加工量5.98亿吨；2020年我国炼油能力达10.7亿吨，地方炼厂产能约4亿吨，占比约26%。我国的炼油行业将由现在的国企主导、民企紧跟转变为中石化、中石油和民营炼化“三分天下”的新竞争格局。

一体化转型迫在眉睫，公司炼化布局改善加快

在国内炼油产能过剩、竞争加剧的大格局下，未来我国炼化领域将朝着一体化、规模化、集群化的方向发展。目前国内新建的炼化项目均为千万吨级大型炼化装置，能够有效的降低生产成本和原料成本，拓宽石化原料来源，提升生产灵活性，加大产品多样化。装置投产后，未来我国一体化程度低、受原料及成品油价格波动影响较大的小型燃料型炼厂将逐步被淘汰，行业整体集中度和竞争力将大幅提高。

中国石油拥有25座炼厂，原油加工能力1.8亿吨，2017年加工量1.4亿吨（10.17亿桶），占全国炼油能力的25%，国内排名第二。但是，受制于成品油销售终端能力不足、汽油产销结构不理想、高端化工产品比重偏低等短板，中国石油炼化业务竞争力与业务规模还不相匹配。

由于历史沿革问题，中石油和中石化的炼厂地理位置布局分界明显——以黄河为界，南北布局。公司炼厂从规划初期便承担保上游后路重任，导致中国石油炼化企业多位于大型油田周围。我国东北、西北集中了中石油70%以上的炼油能力、86%以上的乙烯能力。特别在东北地区，炼油能力就占中石油近50%，拥有7家炼厂的辽宁炼油能力占东北地区的73%。 这种产业布局在早期为国民经济发展做出重要贡献，但随着社会经济不断发展，产业布局过于集中并远离消费市场的弊端开始逐渐显现。

公司现拥有8个千万吨级总计9500万吨的大型炼化装置，但就单个企业而言，生产汽柴油的燃料型公司多、产量大，生产化工产品的一体化企业少、产量小，区域油大化小，炼化企业油小化大。在拥有年7000万吨炼油能力的辽宁省，抚顺石化乙烯原料仍在进口，区域产业链条显然没有理顺，资源统筹优化空间还很大。因此， 在现有产业布局下进一步优化资源配置，提升上下游整体创效能力成为中国石油炼化业务转型升级的重中之重。

2017年，公司将炼化业务转型升级列为重点课题——与国家油气体制改革、供给侧结构性改革结合，对国内外、上下游、新老厂、炼销、区域等进行统筹， 新项目突出结构优化，要朝大型化、一体化、基地化、园区化方向发展，提高炼化业务的核心竞争力。

具体来讲，公司重点规划了五大项目：云南石化1300万吨/年炼油项目已经正式开工，华北石化千万吨炼油升级改造项目也计划于今年投产，中俄东方石化（天津）1600万吨/年炼油项目、大连石化长兴岛（一期）1500万吨/年炼化项目、中委广东石化2000万吨/年重油加工工程也进入了规划阶段。这五大项目建成后，中石油炼化业务的局面将更加开阔。此外，中石油还对已有的炼化业务进行优化调整。以独山子石化为例，千万吨炼油百万吨乙烯工程的建成每年将为企业增加350亿元以上的收入。

种种信号表明，中石油有意在炼化板块进行重大调整，从炼化一体化、高端化出发，打造出中石油炼化业务的新布局。

乙烯供需偏紧、盈利提升推动公司炼化业务改善

目前乙烯生产主要以油基为主，煤基为辅。2017年，国内乙烯产能2456吨，同比增长6.3%，中石化、中石油占主导地位，分别占比44.1%和24.3%。

2017年我国乙烯产量1822万吨，同比增长2.28%；表观消费量2037万吨，同比增长4.68%，供需略微偏紧。但“十三五”期间是乙烯产能建设并投产的高峰期，以石脑油为主要原料的数个百万吨级乙烯装置将集中投产。预计在2020年我国乙烯产能将达到3516万吨，中石化、中石油和民营企业“三足鼎立”。

由于国家供给侧改革的持续推进与环保政策的实施，再加上油价上涨推动化工产品价格上扬，乙烯价格及其盈利能力能力在2017年下半年开始回升，年均盈利约430元/吨。2017年公司板块营收为7010亿元，同比增长21.7%；营业利润2550亿元，同比增长3.28%，毛利率36.4%。公司炼化板块整体得到改善，大部分产品实现量价齐升，且未来盈利能力将持续提升。