（报告出品方/作者：东吴证券，陈淑娴，郭晶晶）

1.航母级的油气龙头

1.1.公司基本概况

中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中国石油”或“公司”）是中国油气行 业占主导地位的最大的油气生产和销售商，也是世界最大的石油公司之一。公司创立 于 1999 年 11 月 5 日，是在原中国石油天然气集团公司（现中国石油天然气集团有限公 司，简称 “中国石油集团”）重组改制基础上设立的股份有限公司。公司发行的 H 股及 A 股于 2000 年 4 月 7 日及 2007 年 11 月 5 日分别在香港联合交易所有限公司（“香港联 交所”）及上海证券交易所挂牌上市（香港联合交易所股票代码 857，上海证券交易所 股票代码 601857）。中国石油广泛从事与石油、天然气有关的各项业务，是集国内外油 气勘探开发和新能源、炼化销售和新材料、支持和服务、资本和金融等业务于一体的 综合性国际能源公司。

国资委实际控股，子公司业务广泛。公司的直接控股股东为中国石油天然气集团 有限公司，其持有 82.46%的公司股权，而中国石油天然气集团有限公司是国务院国有 资产监督管理委员会直属的特大型国有企业，故国务院国资委为公司实际控股人。 公司目前在世界范围内拥有多家全资子公司、合营联营公司，业务覆盖石油天然 气勘探开采、运输销售，石油炼制、石油化工及其它化工产品和新材料的生产与储运 销，石油、天然气、石化产品及其他服务与技术的进出口，新能源开发等活动。

中国石油主营业务分为 4 大板块：油气和新能源、炼油化工和新材料、天然气销 售、销售。其中油气和新能源涉及原油和天然气的勘探、开发、生产和销售以及新能 源业务，炼油化工和新材料板块主要包括原油及石油产品的炼制，基本及衍生化工产 品、其他化工产品的生产和销售以及新材料业务，销售板块主要涉及炼油产品和非油 品的销售以及贸易业务，天然气和管道板块主要包括天然气销售，以及油气管道输送。

1.2.公司业绩情况

公司净利润与油价呈高度正相关。2020 年新冠疫情冲击，国内生产生活停滞，油 价暴跌，公司盈利受到较大影响，营业收入下降 23.2%，归母净利润下降 58.4%。随着 疫情影响减弱以及国际油价回升，公司盈利大幅度回升，2021 年营业收入上涨 35.2%， 归母净利润上涨 385.0%；2022 年俄乌冲突催化下国际油价创新高，公司盈利继续上涨， 公司营业收入为 32391.7 亿元，同比上涨 23.9%，归母净利润为 1493.8 亿元，同比上涨 62.1%。

2022 年油气和新能源板块是主要利润来源。从营收来看，销售板块对公司营业收 入的贡献最大。从毛利率来看，油气和新能源板块与油价高度正相关，炼化和新材料 板块、销售板块与油价负相关，天然气销售板块的毛利率长期处于低位。从毛利来看， 高油价时期主要由油气和新能源板块贡献业绩，低油价时期主要由销售板块贡献业绩， 2022 年油价高企，油气和新能源板块毛利达到 2400 亿元，同比增长 67.5%。

资本开支水平稳定，炼化投资高峰已过。2018 年以来，中石油资本开支水平基本 保持稳定。2021-2023E，油气和新能源板块支出占比稳定在 80%，炼化和新材料板块 支出占比由 21.7%持续降至 14.0%，炼化项目投资高峰即将过去。2022 年公司实际资本 开支为 2743 亿元，2023 年公司计划资本开支为 2435 亿元，相比去年同期计划资本开 支水平提升 0.62%，相比去年同期实际资本开支水平降低 11.23%。

1.3.公司财务状况

疫后销售净利率和净资产收益率回升，盈利能力提升。2011-2022 年油价周期波动 中，公司的销售净利率波动，在 1.5%~7.5%范围内，且在 2016 年和 2020 年油价低迷时 也显示出了较强的抗冲击性，仍然保持正销售净利率和 ROE。2020 年疫情冲击后，中 石油的销售净利率和 ROE 明显回升。公司资产负债率稳定且适中。近十年，公司的资产负债率稳定在 45%左右，体现 了公司稳健的财务状况。与国内外石油公司相比，公司资产负债率处于适中水平。 公司经营现金流增加，夯实财务基础。近五年，公司经营性现金流充足且稳定维 持在 3500-4000 亿元，且 2021~2022 年连续上涨，为公司运营发展所需的高强度资本支 出提供了资金支持。

2.油气和新能源：稳油增气步伐不停，新能源业务全面提速

2.1.油气和新能源业务板块情况

中国石油是我国最大的油气生产商，公司在上游主营石油与天然气勘探开采业务， 拥有大庆、长庆、塔里木、西南、*疆新**、辽河等多个大型油气区。其中，大庆油区是中 国最大的油田，2022年全年实现原油产量3003万吨，已连续8年保持在3000万吨以上； 长庆油田是中国最大的油气田，2022 年产原油 2570 万吨、天然气 506.5 亿立方米，全年 油气产量当量攀上 6500万吨新高峰。此外，在非常规领域，中石油还积极推进页岩油、 页岩气国家级示范区建设，一体化全力推进页岩油气勘探开发，2022 年页岩油气总产量 分别较 2018 年增长 2.9 倍、2.3 倍。

油气和新能源板块经营效益与油价高度相关。公司油气和新能源板块经营收入与 油价波动正相关，板块毛利率随油价波动较大。2022 年，油价大幅上涨环境下，板块 毛利同比+67.5%至 2400.1 亿元，毛利率同比+5pct 至 26.40%。

公司上游资本支出变化与油价正相关，同时也受到国家增储上产政策影响。2022 年公司资本性支出 2743亿元。其中，油气和新能源部分资本支出为人民币 2216 亿元， 主要用于：国内塔里木、四川、鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾等重点盆地的规模 效益勘探生产，加大页岩气、页岩油等非常规资源开发力度，推进清洁电力、CCUS 等 新能源工程；海外积极应对形势变化，聚焦重点区块深化规模效益勘探，加强中东、 中亚、美洲等重点项目产能建设，持续优化业务布局和资产结构。

预计 2023年油气和新能源分部的资本性支出为人民币 1955 亿元，主要是继续加强 国内松辽、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、四川、渤海湾等重点盆地的规模效益勘探开 发，加大页岩气、页岩油等非常规资源开发力度，推进清洁电力、CCUS、氢能示范等 新能源工程；海外提高业务发展集中度，推动高效发展，做好中东、中亚、美洲、亚 太等合作区现有项目的经营同时，加大优质项目获取力度，持续优化资产结构、业务 结构和区域布局。中石油油气操作成本优势突出。过去五年，中石油、中石化的油气操作成本较为 稳定，分别在 11-13 美元/桶、14-17 美元/桶之间浮动，且中石油的单桶油气操作成本更 低。较低的油气操作成本使公司即使在油价低谷期也能维持正常经营。油气操作成本 优势有效地保证了公司的盈利空间，巩固了龙头的竞争优势。

公司坚持高效勘测，稳油增气取得新进展。在原油开发方面，公司立足重点区带 加大风险勘探力度，强化鄂尔多斯中生界常规油、松辽古龙页岩油等增储领域集中勘 探，同时抓好准噶尔玛湖沙湾新层系、四川栖霞—茅口等战略接替领域甩开勘探，力 争取得战略性发现和突破。2022 年，公司原油产量 9.06 亿桶，同比增长约 2.1%。2023 年，公司计划原油产量为 9.13 亿桶，同比增长 0.7%。 在天然气开发方面，公司加快推进气田产能建设。其中，长庆、西南、塔里木三 大气区是产量及产量增量的主体。2022 年，公司天然气产量为 46750 亿立方英尺，在 油气产量当量中占比达 46.23%。2023 年，公司计划天然气产量为 48889 亿立方英尺， 同比增长 4.6%。 综合来看，2022 年公司油气产量当量为 16.9 亿桶，同比增长约 3.73%。2023 年， 公司计划油气产量当量为 17.28 亿桶，同比增长 2.51%。

公司油藏开发充分，天然气储量平稳。原油方面，其一，经济可采储量跟随油价 调整，油价下跌导致公司经济开采储量下降；其二，随着稳定持续的原油生产，已探 明可采储量不断消耗，两方原因导致公司剩余原油可采储量在 2014 年后出现大幅下降， 从 2014 年的 105.9 亿桶跌至 2022 年的 64.2 亿桶。天然气方面，2014 至 2016 年公司稳 油增气的总体战略推动了天然气的增储上产，2016 年至今，剩余天然气可采储量平稳 中略有下降，2022 年为 73.5 万亿立方英尺。 横向对比来看，中石油剩余油气可采储量在“三桶油”公司中的占比最大，但由 于我国陆上油气田开采年限较长，衰减问题更为明显，近年来中石油在“三桶油”中 的储量占比持续下降，2022 年以 186.6 亿桶油当量的储量水平占比 67.5%。

中石油的储采比在“三桶油”中位居首位，2020-2022 年公司储采比相对稳定， 2022 年公司的油气可采年限为 11 年。由于陆上油气田开采时间较长，近五年公司储量 接替率不及另外“两桶油”。

2.2.保障国家能源安全，增储上产进行时

推动能源革命需要保持原油、天然气产能稳定增长。能源是国民经济的重要物质 基础，影响国家宏观经济的发展，掌控着国家未来命运。随着能源革命的愈演愈烈， 加快推进我国能源结构的战略性调整迫在眉睫。夯实国内能源生产基础、保障基础民 生是能源革命的前提条件。在“双碳”目标的大背景下，石油与天然气作为除煤炭之 外最重要的一次能源，保持原油、天然气产能稳定增长，是国家能源结构调整的重要 基础举措。

我国原油需求量持续增长，对外依存度逐渐攀升。从 2003 年起，中国成为世界第 二大石油消费国和最大原油进口国。2017 年，中国超越美国成为世界第一大原油净进 口国。实际上，我国的油气资源较为丰富。根据 2022 年中国矿产资源报告，我国已探 明石油储量达到近 37 亿吨；在第三次石油资源评估中，我国海上石油总储量可达近 250 亿吨。尽管我国石油资源较为丰富，但囿于地理条件与开采难度，我国原油开采投 资成本较高，因此开采量始终维持在中等水平。

近十年，我国原油产量增长缓慢，自 2015 年达到阶段性峰值2.15亿吨，随后开始下降态势。另一方面，国内原油需求量在 近十年一直稳定增长，2021年达到7.18亿吨，同比增长 6.33%。在开采问题与高强度 消费的双重夹击下，中国石油资源对外依存度逐渐攀升、居高不下，2022年我国原油产量为2.04亿吨，净进口量达到5.20亿吨，进口依赖度高达72%。

天然气需求将大幅增加，我国产量仍有待提升。天然气是一种洁净环保的优质能 源，随着我国能源结构转型步伐的加快，市场对天然气资源勘探开发和生产供应能力 提出了更高的要求。尽管我国天然气勘探开发取得了显著成绩，生产供应能力逐步提 升，近十年天然气产量的复合增长率达到 7.23%，但仍然供不应求。近十一年来，我国 天然气需求大幅增加，2010 年我国天然气需求量为 1089 亿立方米，到 2021 年，我国 天然气消费量达到 3787 亿立方米，增长超过两倍，复合增长率高达 12 %。因此我国天 然气的对外依存度也在逐渐增长。2021 年我国天然气产量为 2092 亿立方米，净进口量 为 1695 亿立方米，进口依赖度为 45%。随着环保政策趋严，煤改气工程进程加快，中 国未来天然气需求将持续大幅增加，其对外依存度或将超过 50%。

政策层面促进、支持和推动油气产量快速增长。我国日益增长的能源需求与实际 供给情况出现了矛盾，制约着我国未来的可持续发展，降低石油、天然气的对外依存 度迫在眉睫。2021 年 3 月，十四五规划中明确要求油气勘探开发被列入国家科技攻关 的核心技术；强调夯实国内产量基础，保持原油和天然气稳产增产，做好煤制油气战 略基地规划布局和管控。2022 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局发布“关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见”，再次强调完善油气清洁高效利用机制、 提升油气田清洁高效开采能力。未来，随着石油、天然气资源勘探开发力度不断加大， 政策层面促进、支持和推动石油、天然气产量快速增长，特别是清洁能源天然气将迎 来高速增长的突破期。

2.3.油价或持续稳定在高位运行

2.3.1.供给侧：全球上游资本开支增幅有限，原油主产国供给弹性下降

2015-2021年全球原油上游投资不足导致当下原油供应紧张，2022年油价高位并未 带动上游资本开支积极性。2020 年，新冠疫情冲击国际油价，全球上游资本支出较 2019 年收缩 1490 亿美元，同比减少 31%。2021 年，全球经济复苏叠加 OPEC+联盟减 产，Brent 油价均值达到 70.94 美元/桶，相比 2020 年涨幅为 64%，但全球上游计划资本 开支较 2020年增加 250亿美元，仅同比上涨 7.7%，但是仍明显低于 2019年水平。2022 年初，国际油价一路上涨至 90 美元/桶以上，但全球油气公司年初制定的 2022 年上游 计划开支仅比 2021 年实际资本开支增长 330 亿美元，同比增速仅 8.6%，并且仍明显低 于 2019 年水平。

受新旧能源转型影响，未来传统油气投资意愿不足。我们认为，在新旧能源结构 转型过程中，2027 年左右原油需求或将达峰，如果现在加大力度投资，传统油田开发 生产周期需 3-5 年，投产后需求反而下降，传统原油项目长期回报率存在不确定性。面 对这一问题，欧洲系公司（如壳牌）向综合能源服务商转型，油气产量下降；美国系 公司（如雪佛龙、康菲石油、西方石油）以传统能源为主业，但油气产量也仅维持平 稳，大幅增产意愿不强。当前俄罗斯原油产量下降有限。2022 年 4 月，俄乌冲突影响显现，俄罗斯原油产 量环比下降 90 万桶/天至 910 万桶/天。但从 2022 年 5 月以来，随着俄罗斯原油出口贸 易向印度和中国转移，俄罗斯原油产量逐步回升，截至 2023 年 2 月，原油产量已恢复 至 991 万桶/天，比俄乌冲突前（指 2022 年 1-2 月，下同）下降 17 万桶/日，下降幅度 有限。

截至 2023年 2月，受欧盟禁运俄罗斯成品油、G7对俄罗斯成品油限价政策影响， 俄罗斯石油出口下降。2023 年 2 月，俄罗斯石油出口总量为 750 万桶/天，较冲突前水 平减少 60 万桶/天，较 2023 年 1 月减少 50万桶/天，其中，原油出口量为 490万桶/天， 较冲突前减少 10 万桶/天，环比减少 20 万桶/天，成品油出口量为 260 万桶/天，较冲突 前减少 50 万桶/天，环比减少 30 万桶/天。 资本开支不足，俄罗斯原油产量已达产能瓶颈。根据国际能源信息署 IEA，俄罗 斯原油产能已从 2021 年 10 月的 1042 万桶/天下降至 2023 年的 1020 万桶/天，俄罗斯原 油产能已经出现了衰减的问题。2023 年 3 月，俄罗斯计划减产 50 万桶/天，或造成供给 进一步收缩。

截至 2022 年 10 月，OPEC+实际增产情况仍未达到计划目标。一方面，沙特、阿 联酋等有增产能力的国家维持谨慎增产，另一方面，其他 OPEC+国已达生产瓶颈，无 力增产。2022 年 10 月部长级会议上，OPEC+决定在 2022 年 8 月产量目标基准上继续 减产 200 万桶/天，减产区间为 2022 年 11 月至 2023 年 12 月。本轮减产开始至 2023 年 2 月，OPEC+实际产量稳定在 4000 万桶/天以下，减产执行情况良好。自 2023 年 5 月 起至 2023年年底，沙特以及其他 OPEC和多个非 OPEC成员国自愿削减石油产量，减 产规模超 160 万桶/天。

本轮减产面临增产能力不足的客观约束。一方面，OPEC+减产负担国能够较好执 行减产计划。另一方面，未达产量目标的国家受产能不足影响难以实现大幅增产。因 此我们对本轮减产计划执行情况的预期较为乐观。 在 OPEC+部分国家产量达到极限、全球原油供给紧张未有效缓解的情况下，仅沙 特和阿联酋拥有剩余产能，截至 2023 年 2 月两国剩余产能分别为 175、89 万桶/天，我 们认为沙特内部协调能力和油价调控能力进一步增强，其维持油价高位的意愿非常强 烈，其控制产量托底油价的措施或将有更大成效。

疫情后美国原油供给恢复缓慢。其一，在投资者愈加严格的资本约束下，美国主 要页岩油气公司选择将更多的收益返还给股东，而非扩大投资；其二，前期疫情冲击 下，页岩油公司利用库存井维持生产，疫后油气公司需要更高的成本加快打新井，弥 补过去优质油井的消耗，来实现增产。其三，人力物力短缺及成本上升成为美国页岩 油公司进行油气生产时所面临的主要问题，使得公司油气开采周期拉长，增产速度放 缓。 根据美国能源信息署 EIA，预计 2023年美国原油增产 56万桶/天至 1244万桶/天， 美国原油逐步恢复增产，但是产量增幅有限，年均增产不及疫情前 150 万桶/天的水平。

2.3.2.需求侧：原油需求达峰尚需时日

交通用汽柴油占据了全球油品消费的半壁江山，主要考虑新能源汽车替代效应的 影响。 考虑传统能源价格高涨推动新能源汽车渗透加速，我们采用新能源车渗透率按照 S 型上升的情景假设。 根据我们搭建的模型，我们预测到 2025 年，全球交通领域汽柴油消费量达峰，对 应 2025 年全球新能源汽车销售渗透为 24%。 随后由于新能源汽车的快速渗透，全球新能源汽车保有量持续加速增长，全球交 通用汽柴油需求量加速下降，到 2040 年全球新能源汽车销售渗透将达到 100%。

基于全球交通用汽柴油需求量将在 2025 年达峰的预测结论，以及我们对航空煤油、 工业用油、化工用油和其他用油的假设和模型，我们预计全球原油总需求量将在 2027 年左右达峰，2027年需求达峰量与 2022年需求总量之间还存在约 400万桶/天的增长空 间。 2027-2040 年，新能源汽车的快速替代导致交通用汽柴油逐年大幅下降，原油总需 求加速下降，2040-2060 年，市场不再销售传统燃油车，交通用汽柴油年消耗量随着传 统能源保有车辆的报废而逐年缓慢下降，原油需求下降速度随之放缓。 预计 2022-2023 年全球原油需求增量在 150-200 万桶/天，2024-2026 年全球原油需 求增量约为 100 万桶/天， 2027 年全球原油需求实现达峰。中长期来看，全球原油需求 仍保持增长趋势，达峰时刻尚未来临。

从长期需求结构来看，交通用汽柴油消费量占比将逐年递减，化工用油占比将逐 年提升，化工用油成为未来原油需求的主要增量来源。预计 2023 年油价仍然高位运行。供给端，紧张。能源结构转型背景下，国际石油 公司依旧保持谨慎克制的生产节奏，资本开支有限，增产意愿不足；受制裁影响，俄 罗斯原油增产能力不足且会一定程度下降；OPEC+供给弹性下降，减产托底油价意愿 强烈，沙特控价能力增强；美国原油增产有限，长期存在生产瓶颈，且从 2022 年释放 战略原油库存转而进入 2023 年补库周期。

需求端，增长。今年上半年国内经济恢复但 海外经济衰退，下半年国内外经济都进一步恢复，需求端呈现前低后高的格局。综合 国内外来看，全球原油需求仍保持增长态势。另外，我们认为，2023 年即便发生经济 衰退，但由于美联储为了复苏经济将加息趋缓甚至采取降息措施、沙特主导的 OPEC+ 通过控制产量支撑油价、非 OPEC 无法大规模增产，油价出现大幅暴跌可能性较小。 在没有突发大型冲击事件的情况下，油价或将持续且较为稳定的处于高位运行。中石 油的油气和新能源板块业绩或将继续维持稳定且良好的业绩。

2.4.新能源业务全面提速

公司新能源业务加速发展。2022年，中石油新能源投资 76.7亿元，同比增长252%， 重点项目建设加快推进，生产用能清洁替代和对外清洁供能市场开拓成效明显。积极 获取清洁电力并网指标，大力发展风力、光伏发电、地热供暖以及碳捕集、利用和封 存（“CCUS”）业务，首个风光储一体化开发项目——大庆油田葡二联小型分布式电源 集群应用示范一期工程并网发电，累计建成风光发电装机规模超过140万千瓦，累计地 热供暖面积达到 2,500 万平方米，新能源开发利用能力达到 800 万吨标煤/年。公司目标到 2025 年实现新能源产能比重达到一次能源生产的 7%，力争到 2035 年 外供绿色零碳能源超过自身消耗的化石能源，基本实现热、电、氢对油气业务的战略 替代，力争 2050 年实现“近零”排放，新能源业务产能占据半壁江山。

3.炼化和新材料：政策趋严+行业好转，板块业绩有望迎来改善

3.1.炼化项目审批趋严，中石油更显存量优势

2021 年 9 月以来，*共中**中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做 好碳达峰碳中和工作的意见》，国务院发布《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知 （国发〔2021〕23 号）》，国家发展改革委发布《关于严格能效约束推动重点领域节能 降碳的若干意见》和《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021- 2025 年）》，推动石化行业碳达峰，严控新增炼油能力，到 2025 年国内一次加工能力控 制在 10 亿吨以内，主要产品产能利用率提升至 80%以上。2021 年 12 月，中央经济会 议指出新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。我们认为，在供给侧发 展受限的环境下，后续大幅新增炼化产能有限。

2023 年及以后仅有不到 1 亿吨/年的大炼化产能在建或规划中。中国石油旗下广东 石化 2000 万吨/年炼化一体化项目在 2023 年 2 月实现全面投产，山东裕龙岛一期 2000 万吨/年项目和镇海炼化 1100 万吨/年项目有望于 2023 年建设完成。

另一方面，根据石油和化学工业规划院给出的“十四五”石油化工行业规划指南， 十四五期间，中国将持续推动炼油企业“降油增化”，新增炼化项目成品油收率较低。 “十四五”石油化工行业规划的重点在于淘汰小产能，整合炼油指标，建设流程更长、 开工率更高、产品更加多样化的炼化一体化项目，提升我国石油化工生产的效率，减 少生产环节对油品的浪费，做到对资源“吃干榨尽”。 随着国家政策方向的发展和实际运营过程中不断发掘出来的下游化工品的精细化 和差异化的价值，在双碳大背景下，向下游化工材料延伸、走小油头大化工路径的炼 厂成为未来发展趋势。

从中国“降油增化”政策导向和大炼化项目成品油收率角度来看，虽然未来几年 中国的炼油能力增加，但成品油收率不高，对成品油供给贡献力度有限。在此情况下， 中石油炼油板块或将尤其受益于即将迎来的成品油供给端收缩。目前，公司仍然有多 个重点炼化项目在投建，炼化板块未来依然可期。

3.2.炼油化工与新材料业务基本情况

公司炼化产能居全国第二。中石油不断提升炼化装置平稳运行水平，全年装置运 行平稳率达到 99.7%。截至 2021 年底，公司国内共拥有大型炼化一体化企业 8 个，千 万吨规模炼厂 13 个。炼油毛利率与原油价格负相关。2022 年，俄乌冲突催化作用下，国际原油价格高 企，原油价格上涨导致炼油原料采购成本上升，进而导致炼油毛利率环比下降 1.8pct至 7.1%。2022 年公司炼油与化工营业收入达 11579.18 亿元，同比增长 36%；营业利润 822.12 亿元。同比减少 5%。得益于公司不断地拓展和升级炼化项目，提升效率，2021- 2022 年炼油与化工板块利润以逼近 2016-2018 年低油价时期的水平。2023 年，经济复 苏伴随出行需求提升，公司成品油板块业绩有望改善。

3.2.1.炼油业务基本情况

炼油结构按需调整，降油增化正在进行时。公司炼油产品主要包括汽油、柴油、 煤油。公司的成品油收率在 2010-2019年整体呈上升趋势，2020年后公司持续推进转型 升级，降油增化，到 2022 年公司成品油收率为 64.2%，降至近 10 年低点。根据市场需 求，近 10 年公司柴汽比持续下降，从 2010 年的 2.31 下降至 2021 年的 0.98，2022 年， 国内出行受疫情影响，汽油需求出现下滑，柴油稍好，公司及时上调柴汽比至 1.23。 此外，公司也将推进区域资源优化配置，充分发挥特色原油资源与炼厂装置优势， 优化生产路线及产品方案，加大低硫船用燃料油、石蜡、润滑油、沥青等特色产品生 产力度。

3.2.2.化工业务基本情况

公司化工板块主要有五大类产品，分别是乙烯、合成树脂、合成纤维原料及聚合 物、合成橡胶、尿素。公司坚持“减油增化”“减油增特”，持续优化产品结构；成立 日本新材料研究院，加大化工新材料研发力度，努力提升高端专用料和高附加值产品 比例，新材料产量大幅增加。近 5 年，公司化工品产量不断提升，2022 年公司化工品 产量合计为 2373 万吨，同比增长 6.8%。

3.3.炼油：消费税监管趋严，利好国营炼油龙头

3.3.1.原油价格稳定高位，价差有望达到近期最高

2016 年 1 月，发改委发布《石油价格管理办法》，其中第六条较为明确地规范了国 内成品油市场的定价问题，即“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，按照兼顾生产 者、消费者利益，保持国民经济平稳运行的原则，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。”

根据 2016 年 1 月以来的国际油价和国内汽油、柴油零售价的散点图，可以发现这 种规则在实际使用中具有明确的指导意义。当国际原油价格高于 80 美元/桶时，国内汽、 柴油价格基本不再变动，由企业承担成本变动带来的利润削减。当国际原油价格处于 80 美元/桶时，国内汽、柴油与原油价差分别达到阶段性高点。我们认为，在没有突发大型冲击事件的情况下，油价或将持续且较为稳定的处于 高位运行，中枢略低于 2022 年，考虑沙特财政平衡油价，油价底部将处于 70-80 美元/ 桶。因此，我们看好炼油板块未来的业绩好转。

3.3.2.国内成品油分项需求回暖，助力炼化业务利润抬升

2022Q4，受国内疫情感染高峰影响，经济处于低谷期。利用 PMI 辅助分析，2022 年 11 月份 PMI 指数为 48.0%，同比下降 2.1pct，环比下降 1.2pct；2022 年 12 月 PMI 指 数为 47%，同比下降 3.3pct，环比下降 1.0pct。 2023Q1，PMI 水平达近年最高，疫后经济复苏趋势显著。2023 年 2 月份 PMI指数 为 52.6%，同比上升 2.4pct，环比上升 2.5pct，达到 2018 年以来最高值。2023 年 3 月 PMI 指数为 51.9%，同比提升 2.4pct，环比下降 0.7pct，产需两端扩张有所放缓。整体 来看，2023 年有望迎来疫后经济快速复苏，驶上了近年少有的快速路。

汽油：城市交通状况良好，印证汽油需求长期持续稳定。汽油需求不再受疫情制约，需求迅速回暖。2022Q4 汽油消费受阻，2023 年正迅速 回暖。受国内 2022 年四季度疫情和上游原油价格高位影响，汽油需求受到了较强的抑 制作用，2022Q4 国内汽油产量 3561.3 万吨，相比于 2021 年 Q4 的 4017.9 万吨有所降 低，但是相比于 2020 年 Q4 的 3535.3 万吨有所提升。 2023 年年初城市交通机动车数量相比于往年同期有较大的增长。2023 年 2 月北京 市拥堵指数达 172，同比增长 92.96%；上海市拥堵指数达 146，同比增长 73.83%；广 州市拥堵指数达 167，同比增长 96.97%；深圳市拥堵指数达 164，同比增长 115.29%。 其余主要城市拥堵指数相比往年也均呈现增长趋势。

柴油：基建复苏信号明显，助力柴油需求上升。2022Q4 柴油产量相比于 2021Q4 均有大幅增长，增长态势良好。这种强势增长有 望延续到 2023 年。 2023 年春节后基建复苏信号明显，预计将助力柴油需求迅速上升。根据百年建筑 网的统计，2023 年正月初十开复工率 10.5%、劳动到位率 14.69%，低于 2021 与 2022 年同期水平。但随后迅速上升，正月廿四的开复工率达到 76.5%、劳动到位率达到 68.20%，与 2021 年同期水平几乎无异。到了二月初二开复工率达到了 86.1%、劳务到 位率达到了 83.9%，虽然 2023 年开复工率和劳务到位率尚未完全恢复到 2021 年水平， 但相比于 2022 年已经有了显著提高。这预示着基础建设需求将会迅速抬升，2023 年柴 油需求将迎来上涨。

航空煤油：消费稳步攀升，预计需求将有大幅增长。煤油产量于 2022 年底逐渐攀升。2022 年底，随着防控政策放开，我国煤油产量超 过 2021 年同期水平，但尚未恢复到 2020 年年底水平。 航线运输量上升带动航空煤油需求增加。国内运输周转总量从 2022年 10月的 42.6 亿吨公里增加至 2023 年 1 月的 73.9 亿吨公里，运输旅客人数也从去年 10 月的 1592.4 万人提升至 2023 年 1 月的 3977.5 万人。 航空燃油预期需求情况持续向好。从未来 12 周国内始发的航班情况来看，预计航 空燃油消耗数从 2023 年 2 月 28 日的 8.42 万吨上/天涨到 5 月 16 日的 13 万吨/天，涨幅 54.39%，其中国内航线航空燃油消耗数将从 7.86 万吨/天涨至 12 万吨/天；预计航班量 将从 2 月 28 日的 1.30 万班/天上升到 5 月 16 日的 2.02 万班/天，其中国内航线将从 1.28 万班/天上升到 5 月 16 日的 1.97 万班/天。

3.3.3.海外成品油价差扩大+出口配额增加，盈利空间有望释放

受 2020 年疫情冲击下海外炼厂关停潮以及 2022 年初俄乌冲突战争影响，当前海 外成品油价差仍处高位。自 2022 年 3 月以来，海外成品油价格大幅扩张，价差不断突 破历史新高。2022年 6-7月份以来，美联储持续加息下，市场信心薄弱推动油价重心下 行，海外成品油价差一定程度上收缩，但仍在高位震荡。截止至 2023 年 03 月 31 日当 周，美国柴油、汽油、航煤周均价分别为 113.86、112.33、114.49 美元/桶；与原油差价 分别为 35.24、33.71、35.87 美元/桶。欧洲柴油、汽油、航煤周均价分别为 104.68、 119.25、108.21 美元/桶；与原油差价分别为 26.07、40.63、29.59 美元/桶。新加坡柴油、 汽油、航煤周均价分别为 99.69、94.67、94.61 美元/桶；与原油差价分别为 21.13、 16.05、16.04 美元/桶。

西方制裁下，俄罗斯成品油贸易转移较为费力。2023 年 2 月 3 日，欧盟成员国、 七国集团（G7）和澳洲表示，已就俄罗斯石油产品的价格上限敲定协议。其中，对石 油产品价格上限涉及 2 个价格等级，俄罗斯石油产品（例如柴油）设定 100 美元/桶的 最高限价，燃料油等俄罗斯低质量产品的最高限价达成协议，设定为 45 美元/桶。2023 年 2 月 5 日，俄罗斯石油产品海运价格上限措施开始执行。同时，2023 年 2 月 5 日，欧 盟全面禁止海运进口俄罗斯成品油。

自 2022 年下半年起，欧洲买家希望在 2023 年 2 月俄罗斯成品油禁运前重建柴油库 存，欧盟柴油进口量大幅提升，同时从俄罗斯进口柴油占比不断下降，2023 年 1 月， 俄罗斯对欧盟的油品出口量已经环比大幅下降了 50 万桶/天，欧盟进口的俄罗斯柴油占 比已 2022 年 7 月的 62%降至 41%，俄罗斯与欧盟之间的柴油贸易量还有 70 万桶/天。

自欧盟从 2023 年 2 月 5 日开始对海运俄罗斯石油产品实施新的价格上限后，航运 数据显示，2023年 2月俄罗斯海运成品油日均出口量为 213万桶，较 2023年 1月约 270 万桶/日的近期高位下降了 21%，比俄乌战前平均水平低 24%，且降至 2022 年 5 月以来的最低水平，主要原因为非洲的新买家未能吸收从欧洲转移的俄罗斯成品油，导致俄 罗斯成品油出口大幅下滑。 我们认为，相比于原油贸易，俄罗斯较难将成品油贸易转向亚洲市场，原因是中 国和印度为成品油净出口国，较难承接大量的俄罗斯成品油输入。未来俄罗斯油品出 口下降或将进一步倒逼其国内炼能下降，导致全球炼油供给出现收缩，推动以柴油为 代表的成品油价差水平上移。

成品油出口配额放宽，助力出口油企增收创效。2023 年第一批成品油出口配额共 计下发 1899 万吨，同比上涨 46%，各油企出口配额相比去年同期也有不同程度的增长， 中国石化和中国石油出口配额最高，分别为 741 和 596 万吨，同比分别增长 71.93%和 41.57%。两者合计占据了全部成品油出口配额的 70.41%。首批配额已落地，相较十四 五开端出口政策收紧时期，成品油出口配额趋向放松，提振油企出口心态，助力企业 缓解库存压力、增收创效。

中石油出口配额占比第二，海外市场前景广阔。2018-2022 年，中国石油成品油出 口配额占比始终保持在仅次于中国石化的第二位，分别为 33.06%、32.83%、34.69%、 33.58%、28.75%。2023 年第一批成品油出口配额已落地，中国石油延续高点，占比为 31.38%。目前，海外成品油价差仍维持高盈利水平，配合成品油出口政策放宽迹象， 中石油海外业务前景广阔，盈利空间有望进一步释放。

3.3.4.成品油消费税逐渐规范化，国营炼化竞争优势增强

油品出厂方面： 由于石油在我国属于稀缺性资源，并且汽柴油在燃烧过程中会对环境产生一定的 影响，因此我国自 1994 年以来就在生产环节（即炼厂）对汽油和柴油按量征收消费税， 以督促最终消费者（汽车、卡车等）节约用油。至今我国成品油消费税已历经4次大幅 上调，汽油消费税从 0.2 元/升（约 278 元/吨）增至 1.52 元/升（约 2110 元/吨），柴油消 费税从 0.1 元/升（约 118 元/吨）增至 1.2 元/升（约 1411 元/吨）。

由于成品油消费税是在炼厂环节征收，若炼厂按照成品油的实际生产量缴纳消费 税，则成品油出厂价势必较高，在面对下游成品油批发商及终端零售加油站时没有* 格价**上的竞争优势。考虑到成品油的产品属性较难判断（似油非油），因此一直以来部分 炼厂（尤其是地方炼厂）通过“变名销售（把成品油当做化工品来卖）”的方式避免缴 纳成品油消费税，从而获得更高的盈利。但是，炼厂这种*税偷***税漏**的行为一方面没有 尽到诚信缴税的义务，另一方面也破坏了成品油市场的正常运行。

因此，国家税务总局发布了 2012 年第 47 号文和 2013 年第 50 号文严格定义了成品 油消费税的征收范围，以对炼厂的变名销售行为进行针对性堵漏： 一、纳税人以原油或其他原料生产加工的在常温常压下呈液态状的产品（长得像 油的产品）对外销售按以下规则征收消费税： 1、符合汽油、柴油、石脑油、溶剂油、航空煤油、润滑油和燃料油这 7 大油种标 准的产品，按照相应的规定征收增值税； 2、规定 1 以外的符合国家标准或石油化工行业标准，且事先将省级以上（含）质 量技术监督部门（仅对送检样品负责）出具的相关产品质量检验证明报主管税务机关 进行备案的产品，不征收消费税； 3、规定 1 和 2 以外的产品，视同石脑油征收消费税。

二、纳税人以原油或其他原料生产加工产品如以沥青产品（长得像沥青的产品） 对外销售按以下规则征收消费税： 1、符合沥青产品的国家标准或石油化工行业标准，且事先将省级以上（含）质量 技术监督部门（仅对送检样品负责）出具的相关产品质量检验证明报主管税务机关进 行备案，不征收消费税； 2、规定 1 以外的产品，视同燃料油征收消费税。 由于消费税完税信息传递不畅通、成品油和其他石油化工产品难以区分、对炼化 企业的生产行为缺乏有效监管和省级政府及其税务机关对消费税征收不严格不积极等 原因，国家税务总局 2012年第 47 号文执行多年但是堵漏效果不明显，以地炼为代表的 炼厂仍然在变名销售不缴纳消费税。

为进一步解决炼厂少交成品油消费税的问题，国家税务总局发布了 2018 年第 1 号 文：自 2018 年 3 月 1 日起，所有成品油发票均须通过增值税发票管理新系统中的成品 油发票开具模块开具，通过该模块可开具成品油增值税专用发票、普通发票和电子普 通发票，并且必须在发票左上角打印“成品油”字样，目前对加油站开具的卷式增值 税普通发票暂无此要求。

3.4.化工：乙烯仍有进口替代空间，化工板块有望迎改善

中石油作为全国第二的乙烯生产企业，2022 年产能占比 12%左右。2022 年，公司 加快进行广东石化、吉林石化、广西石化乙烯项目建设，继续推进塔里木乙烯二期项 目以及抚顺、兰州乙烯改造项目工作。2022 年 11 月，中国石油吉林石化公司 120 万吨/ 年乙烯装置建设项目正式开工。2023 年 2 月，广东石化炼化一体化项目全面投产，120 万吨/年乙烯装置产出合格产品。2023 年 3 月，广西石化炼化一体化转型升级项目已完 成第一批次主项的基础设计审查工作。

随着中国经济的快速发展，人民生活水平得到了很大的提升，中国乙烯市场也正 蓬勃发展。2019 年至今，随着民营炼化一体化项目的集中投产，我国进入新一轮扩产 周期，2021 年国内乙烯产能 4191 万吨，产量 3817 万吨，开工率 91.10%，近 5 年开工 率一直维持在 90%以上的水平。然而目前国内供给仍无法满足乙烯需求，2021 年国内 乙烯消费当量达 6296 万吨(含乙烯下游衍生物折当量净进口)，2021 年进口依赖度接近 40%，供需缺口为 2479 万吨/年，乙烯未来仍有较大进口替代空间。

乙烯生产工艺路线走向多元化。2021 年，我国乙烯生产路线主要以石脑油裂解为 主，约占 73%，CTO/MTO 工艺占比约 21%，其他生产路线占比 6.6%。乙烷裂解制乙 烯（含混合烷烃裂解）、重油催化热裂解制烯烃、原油直接裂解制烯烃、乙醇脱水制乙 烯等技术均已实现工业化，乙烯原料呈现出轻质化、多元化、一体化发展趋势。

中国石化和中国石油占领导地位。2015 年中国放开地方炼油企业进口原油使用权 并下放省级石化项目审批权限后，以及外资准入要求放宽，以四大民营炼化一体化项 目为代表的聚酯企业开始向产业链上游延伸投资，外资石化公司大举进入中国市场， 中国石化、中国石油、中国海油和中化集团等国有石化企业在此期间也大规模进行扩 张，乙烯市场参与主体愈加多元化。2022 年，中国石化及其合资公司的总产能为 1364.5 万吨/年，市场份额超过 30%；其次是中国石油，总产能为 531 万吨/年，市场份 额为 12%；中国海油的总产能为 220 万吨/年，占比 5%；产能在 100 万吨/年及以上的 生产企业的合计产能为 1120 万吨/年，占比 25%；小于 100 万吨/年的生产企业占比 3%。

4.销售：油品业务盈利回升，非油业务加快发展

4.1.销售业务总体情况

公司销售板块收入疫后迅速回升。2020 年，受全球新冠疫情的影响，公司大部分 油气产品销售量减少、价格也大幅下降，导致销售业务营收大幅缩减近 1/3。随着疫情 影响的减弱，国内成品油市场需求逐步恢复，公司大力加强精细营销，积极开发零售 和终端客户，同时积极统筹国内国际市场，合理安排成品油批发和出口，2021 年销售 业务营收迅速恢复到疫前水平，达到 2.14 万亿元，同比增长 45.4%。2022 年，受油价 高企影响，公司成品油销售价格提升，销售业务营收继续保持高增长，达到 2.74 万亿 元，同比增长 27.96%。公司销售业务板块毛利和经营利润显著上升。近年来，公司加强优化成品油配置 和流向，努力控制营销成本。2022年，公司销售业务板块毛利为 1014.68 亿元，同比增 长 52.73%，毛利率为 3.70%，经营利润为 143.74 亿元，同比上涨 8.26%。

疫后成品油需求有望回暖，成品油总经销量仍具备上升潜力。近几年由于市场竞 争激烈以及疫情的影响，成品油市场需求收缩，公司成品油销售受到一定阻碍，2022 年成品油总销量为 1.51 亿吨，同比下降 7.75%，其中汽油、柴油和煤油销量均有一定 程度下降。2023 年初，疫情消退，经济复苏，国内出行量和基建全面逐渐回暖，成品 油总销量有望回升。

加油站规模优势显著。十几年来，公司加油站数量持续增长，至 2022 年达到 22586座，国内排第二位，仅次于中石化，加油站规模优势显著。2020年后，受疫情冲 击影响，公司单站加油量一直呈现下降趋势，2021 年下降到 8.05 吨/日，同比下降 5.07%，2022 年下降到 7.79 吨/日，同比下降 3.23%，下降趋势变缓。公司加油站属于 自营性质，由于新建自营加油站的资金壁垒、时间成本极高，民营和外企炼化难以在 短时间内获得与中石化同等数量的能够施加完全影响力的自营加油站，中石油加油站 的规模优势将长期存在。

4.3.非油业务加快发展步伐

昆仑好客作为中国石油旗下非油业务品牌，其便利店于 2007 年开始规模发展。中 国石油非油业务加快市场化、专业化发展步伐，以加油站为平台，做大做精便利店业 务，做实做强汽服及集采、自有商品业务，加快推进加油站快餐、生鲜等业务，探索 广告、金融、保险、专卖、车辅产品、便民服务等跨界经营，通过融合、共享、跨界， 为消费者提供“一站式”的服务，着力构建“人·车·生活”生态圈。目前，昆仑好 客便利店遍布全国 31 个省区市，总量超过 2 万座，日服务进站客户达千万人次，成为 展示中国石油良好形象的重要窗口。

积极布局新能源站点，坚持油气与新能源融合发展。公司积极响应碳达峰、碳中 和战略目标，灵活运用合资合作、特许经营、延期租赁等轻资产方式开发加油加气站， 控制常规站特别是区外高价站开发，加快光伏站、充换电站、加氢站（综合能源服务 站）等新能源站点布局。2021年2月7日，公司合资建设的太子城服务区加氢站正式 投入使用，为冬奥崇礼赛区 50 辆氢能源大巴供应氢燃料加出中国石油加氢业务“第一枪”。同时公司坚持油气与新能源融合发展，扎实推进风光发电、地热、碳捕获、利 用与封存（CCUS）等新能源业务。

5.天然气销售：政策发力+国际气价回落，板块业绩有望改善

5.1.天然气产销业务情况

公司为我国最主要的天然气供应商。2022 年，公司销售天然气 2602.8 亿方，国内 天然气总需求为 3786.94 亿方，公司销售的天然气占国内总需求的 70.35%。在公司销 售的天然气中，外购气和自产气各占约 50%。

自产气： 中石油天然气探明储量位列国内第一，贡献我国超 60%的天然气产量。公司拥有 全国最大的天然气探明储量，约为中石化、中海油探明储量的 8 倍。2022 年，公司天 然气探明储量为 734530 亿立方英尺（20799 亿方），其中探明已开发储量、探明未开发 储量占比分别 57%、43%，尚有较大的开采潜力。在天然气产量贡献方面，中石油是 国内天然气产量贡献最大的公司，2022 年天然气产量占国内天然气产量的 61%，远高 于其余天然气企业。中石油在我国天然气领域拥有不可撼动的龙头地位，是保障我国 天然气能源安全的排头兵。

油气结构优化，天然气占公司能源结构比重近 50%。公司持续推进常规天然气以 及致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气的勘探开发，多渠道引进国外天然气资源， 构筑多元化能源供应体系。2021 年，公司低碳天然气资源产量首次超过重碳石油资源 产量，是一次具有里程碑意义的油气结构转型。公司将继续实施“稳油增气”战略， 推动天然气产量快速增长，目标到 2025E 天然气产量占国内油气产量的比例将提升至 55%，实现从油气供应商向综合性能源公司的转型。

外购气： 我国进口气主要分为 LNG 和管输气。由于管道气进口具有局限性，跨国输气管道 建设周期偏长，且较容易受地缘政治问题的影响。而 LNG的进口是通过 LNG接收站进 入到国内，气态天然气液化之后体积缩小，运输灵活。因此，相比管道气而言，LNG 通常更受青睐。2022 年，我国进口天然气 1519 亿方，同比减少近 10%，其中 LNG 进 口占比 58.5%。我国 LNG 主要进口来源为澳大利亚和卡塔尔，两国合计占比近 60%； 管输气主要进口自土库曼斯坦，占比达 56%。此外，俄罗斯也是我国天然气重要进口 来源国。

国际天然气价格与原油价格高度相关，LNG 波动尤为剧烈，管输气价格相对稳定。 2023年初以来，原油价格持续在 80美元/桶附近震荡，较上年有明显回落，对气价产生 下拉作用；叠加冬季气温偏暖、欧洲有意需求压减以及地缘政治溢价减弱等原因，国 际气价出现下行趋势，我国 LNG 和管输气进口价也环比回落。2023 年中石油外购天然 气成本相比 2022 年有望下降，板块业绩有望改善。

天然气价格改革稳步推进，上下游价格有望实现联动。我国现行的天然气定价机 制为基准门站价格管理。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。目前，我国国产陆上气和 2014 年底投产的进口管道 气的基准门站价由政府管制；海上气、页岩气、LNG、直供用户、2015 年投产的进口 管道气等门站价由市场形成。当前，国内天然气上游门站价格市场化程度已超过 50%， 且波动频繁，但下游价格疏导不够顺畅。未来有关部门或将建立健全规则相对统一的 天然气上下游价格联动机制，公司天然气销售的成本传导压力将进一步减小。

5.2.公司管道资产并入国家管网

管道资产注入国家管网集团。2020 年 7 月 23 日，中石油公告拟将所持有的主要油 气管道、部分储气库、LNG 接收站及铺底油气等相关资产出售给国家管网集团，获得 国家管网集团 29.9%股权，并成为国家管网的最大股东。自 2021 年 3 月 31日 24时起， 昆仑能源持有的北京管道公司 60%股权、大连 LNG 公司 75%股权全部转移至国家管网 集团。 管道重组后，公司天然气管道长度 1.7 万公里（截至 2021 年底），共计拥有 3 座 LNG 接收站（截至 2022 年 10 月），分别为：江苏如东 LNG 接收站、河北曹妃甸 LNG 接收站和中油深南 LNG接收站。公司重组后的 LNG接收站设计产能和储存能力仍然充 足，截至 2022 年 10 月，公司 LNG 接收站的总设计产能 1677 万吨/年，占全国接收站 设计产能的 15%；储罐能力 240 万立方米，占全国储罐能力的 17%。

此外，公司可以充分利用国家管网全国油气储运设施，提升运营效率及价值创造 能力。截至 2021 年 9 月末，天然气管道方面，国家管网在役天然气管道总里程 4.9 万 公里，约占全国干线管网的 62%，拥有 5 座地下储气库；LNG 接收站方面，国家管网 拥有 7 座 LNG 接收站，建成 21 座储罐。同时，根据国家管网集团提供的发展规划，随 着新建管道的逐步投运，国家管网集团具有良好的成长潜力，预计可为公司带来积极 的财务影响，支持核心业务发展。

5.3.国际气价下行，欧洲或尽早开启天然气补库

天然气是目前全球范围内比较稳定的清洁能源，其二氧化碳排放强度小于石油和 煤炭，且在解决风电、光伏发电存在的间歇式、不稳定问题上也可以发挥重要作用。 当前天然气的供给主要分为管道气和液化天然气（LNG）。相连大陆之间多采用管道输 送，而液化天然气多用于跨洋运输。由于全球天然气资源分布不均，主要的天然气生 产国家为美国、俄罗斯、伊朗、中国、卡塔尔等国。结合各国国内天然气消费需求量 来看，欧洲和亚太地区是主要的进口地区，而澳大利亚、卡塔尔、美国、俄罗斯是主 要的出口地区。

俄罗斯曾是欧洲最重要的天然气供给国。据国际能源署（IEA）数据显示，2021 年，欧洲从俄罗斯进口天然气总量约 1550 亿立方米，其中约 1400 亿立方米为管道气， 还有大约 150 亿立方米以 LNG 形式交付。整体来看，从俄罗斯进口天然气总量占欧洲 2021 年天然气进口量的 37%左右。而这一比例在 2022 年出现大幅下降，2022 年 1-10 月俄罗斯进口天然气占比只有约 20%，这一下降的主要原因是俄乌冲突导致俄罗斯向 欧洲停供天然气。

俄罗斯停供管道天然气，LNG 成供应欧洲主力。欧洲从俄罗斯运输天然气的主要 管道有北溪管线、乌克兰管线和土耳其流管线等，其中北溪管线的运输量最大，单管 线设计供气量为 550 亿方/年。而俄乌战争发生后，俄罗斯方宣布北溪 1 号天然气管道 因突发故障，将无限期关闭，这导致俄罗斯出口欧洲的天然气量大幅减少。为弥补俄 罗斯出口量的下降，欧洲加大了 LNG 的采购力度。

RepowerEU能源独立计划:可再生能源替代天然气。为加速摆脱对俄罗斯的化石燃 料的依赖，欧盟委员会 2022 年于 5 月正式公布了 “RepowerEU” 能源转型行动方案，该 方案计划在 2030 年前投资 3000 亿欧元，通过加快可再生能源产能部署、能源供应多样 化、提高能效等措施实现欧洲能源独立。在该政策推动下，可再生能源将逐渐取代部 分天然气需求。 供需矛盾尚不显著，海外天然气价格持续下降。2023 年初，欧洲地区平均气温高 于预期，1-3月供暖季的需求偏低，工业用气量减少，居民用气量有所控制；同时，欧 洲 LNG 进口量持续保持高位，供需矛盾尚不显著，天然气价格持续下降。欧洲的冬季 供暖从每年 9月开始，次年3月结束。供暖季结束后，欧洲各国的天然气储备将达到谷 值。由于欧洲进口结构已然发生变化，通过进口LNG实现储气的周期更长，欧洲或将 在今年早些时候开启储气。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】「链接」