深度报告：源浚流长，根深叶茂

中国石油从事油气勘探、炼油化工和运输销售，国内油气龙头地位稳固。中国石油作为国内油气龙头公司，布局了从油气上游勘探到中下游的炼油化工和运输销售整个产业链。2022H1，公司油气销售业务收入占比最大，但贡献主要业绩的是勘探生产和炼油化工业务，毛利占比分别为40.4%和36.1%。 全球油气供需紧张，油气价格中枢有望抬升。全球上游资本开支自2015年开始呈现阶梯式下滑，2020年因疫情影响再度大幅下降，尽管当前有所修复，但因企业资本投入意愿低，后续持续增长的空间较小，全球上游供给增长乏力的态势将越发凸显，而俄乌冲突的发生恰使供给约束问题加速暴露出来。原油方面：欧美国家对俄罗斯进行制裁后，俄油供给将长期性收缩，同时美国的产量增长也已达到瓶颈，OPEC则保持着较强的挺价意愿，随着需求端边际改善，原油基本面依旧紧张。天然气方面：2021年欧洲从俄进口占总进口量的38.6%。据IMF数据，俄罗斯主力管道断供后，欧洲天然气仍存在48亿立方米/年的缺口；若全部管道断供，则缺口高达360亿立方米/年。目前，欧洲冬季降温还在持续，供需矛盾或将在2023年2月左右显现，且因后续补库速度下降，新一年的储气率将难以达到100%的水平，从而供需偏紧的局面将中长期维持。 公司油气储量规模国内最大，且盈利能力有望随油气价格提升而增强。截至2021年末，公司的石油和天然气探明储量分别为60.64亿桶、74.92万亿立方英尺，油气储量均为国内最高，资源优势显著。公司原油产量稳定输出，天然气产量快速提升，2022年前三季度分别实现产量5.77亿桶和3.30万亿立方英尺； 在油气价格高涨的背景下，2022H1勘探毛利率为32.3%。预计全球能源紧张具有中长期性，从而公司勘探业务的高盈利能力可持续。 炼油化工业务具有规模化、产业化特点，且不断向高端化升级。公司2021年炼油产能为2.1亿吨/年，为国内第二大炼油企业，且拥有13个千万吨级炼油基地，2022H1的炼油单位现金加工成本为209.5元/吨，规模化优势突出。此外，公司不断延伸产业布局，化工品方面，采用炼化一体的模式增强成本优势、提高石油利用率，增产增效高端化工品以提升内在价值；成品油方面，不断推进零售业务，一方面采用炼销一体获取渠道溢价，另一方面开拓加油站非油连带业务进行创收，最大化渠道价值。 投资建议：中国石油作为国内油气储量规模最大和炼油产能第二大的石油公司，具有显著的资源和规模优势，且公司产业结构完整，具有较强的抗风险能力。 我们预计2022-2024年公司的归母净利润分别为1542.33/1581.00/1597.81亿元，对应EPS分别为0.84/0.86/0.87元，对应12月28日收盘价的PE均为6倍，维持“推荐”评级。 风险提示：勘探进程不及预期的风险，地缘政治风险；全球需求衰退的风险。 盈利预测与财务指标项目/年度 1公司介绍：历史悠久的国内油气龙头 1.1上中下游全方位布局，龙头地位稳固 中国石油从事上游的油气勘探生产和中下游的炼油化工、运输销售，是国内最大的油气生产和销售商。中国石油成立于1999年11月5日，由中国石油集团独家发起设立；2000年4月，公司在纽约证交所和香港联交所分别上市，并于2007年11月在上海证券交易所挂牌；2022年8月，公司申请将ADS从纽交所退市。 目前，公司的主营业务包括勘探与生产、炼油与化工、成品油销售和天然气与管道业务。在上游的勘探生产方面，公司在国内占据主导地位，拥有大庆、长庆、塔里木、西南、新疆、辽河等多个大型油气区；中下游方面，公司的运输管道和炼化产能等均具备规模化优势，从而形成油气上下游的一体化，有利于抵御行业波动风险。 图1：公司的主营业务 公司背靠国资委，历史根基深厚。截至2022年三季度末，公司控股股东为中国石油集团，持股比例81.54%，实际控制人为国务院国资委。1988年3月，我国政府撤销了国内的石油工业部，组建了中国石油天然气总公司，并由其接管原归属于石油工业部管理的陆上油气勘探与生产单位。1998年，国家对中国石油天然气总公司和中国石油化工总公司进行重组，创立了两大集团——中国石油集团和中国石化集团，经过一系列资产置换，中国石油集团的主要资产集中在北部、东北和西北地区。作为国家授权的大型石化企业，中国石油集团见证了石化行业的发展和改革，具有深厚且牢固的历史根基。 图2：公司的股权结构 1.2勘探业务贡献业绩弹性，油价为主要驱动因素 公司营收和油价相关性较强，归母净利同随油价波动。公司作为上下游一体化的油气公司，营业收入和归母净利润的波动趋势和油价波动的相关性较强。截至2022年三季度末，公司营业收入为24554.01亿元，同比增长30.58%，归母净利润为1202.66亿元，同比增长60.09%，营收和业绩均为近十年同期最高水平。 图3：2012~2022Q1-Q3公司的营业收入 图4：2012~2022Q1-Q3公司的归母净利润 图5：2012~2022Q1-Q3公司的净利率 图6：2012~2022Q1-Q3公司的综合毛利率 销售业务收入占比最高，勘探业务贡献盈利弹性。从收入结构来看，油气的零售终端销售是公司主要的收入来源，2022年上半年收入占比达到83.13%；从毛利结构来看，勘探生产和炼油化工两大业务为公司主要的利润来源，2022年上半年毛利占比分别为40.40%和36.09%，毛利率分别为32.31%和21.82%。此外，由于勘探生产和炼油化工为上下游业务，因此毛利率变化趋势相反，使得公司近年的综合毛利率基本稳定，从而强化公司抵御风险的能力。 图7：2012~2022H1公司各业务的收入（亿元） 图8：2012~2022H1公司各业务的毛利（亿元） 图9：2012~2022H1公司各业务的毛利率 2勘探生产：油气价格中枢抬升，公司盈利能力增强 2.1资本支出不足，上游供给增长乏力 资本开支相比2015年之前发生阶梯式下滑，中长期资本开支不足导致供给增量有限。据OPEC数据，全球上游的资本开支自2015年开始呈现阶梯式下滑，2020年因疫情影响再度大幅下降。随着疫后经济的复苏，2021年资本支出增长约6%，预计2022年同比增长将超20%，但仍低于疫前水平。较低的资本开支意味着可投产的新区块有限，且随着在产井逐步枯竭，供给端增长乏力将越发凸显。 图10：全球上游资本开支增长有限 2.2原油供给弹性缺失，地缘冲突加速供需矛盾的暴露 11月俄油产量下滑，欧盟禁令实施和俄油限价后供给将进一步缩减。据Rystad Energy数据，自俄乌冲突后俄罗斯原油产量相比目标产量差距较大，11月俄罗斯原油产量为945万桶/日，相比11月的计划产量少102万桶/日。从当前的贸易流向来看，截至12月14日，Bloomberg统计11月俄罗斯流向西欧的原油仍有2642万桶，因此，欧盟对俄罗斯的原油和石油产品的禁令分别于2022年12月和2023年2月落地后，俄罗斯的供给量仍有一定下降空间。此外，俄油被欧美国家限定的价格上限为60美元/桶，超过上限欧美企业将不提供金融、保险等服务，这可能造成的油轮堵塞和运力问题可能会使得俄罗斯原油的流动性下降。综合来看，俄罗斯海运前往欧盟的石油供给中断和海运流动性问题预计将导致俄油供给再次收缩，参考4-5月的低位水平，预计12月开始俄油产量还有25万桶/日的下降空间。 图12：11月俄罗斯出口至西欧的原油量有2642万桶（百万桶） 图11：俄罗斯原油产量（万桶/日） 美国原油产量增长疲软，提产速度和提产空间均有限。在欧洲能源危机背景下，美国成为欧盟能源供应的主要替代国，但从美国当前的产量情况来看，主要页岩油产区新井单口井产量不断下滑，若想使得产量快速提升，则需要打更多的井，需要更高的投入，且加快单井的上产速度也会导致生产成本提升，而考虑到目前美国大型能源企业对于油气资本开支投入的意愿较低，产量难以快速提升。此外，截至12月16日，美国钻机数量已恢复至776台，原油日产量恢复至1210万桶/日，低于疫前的高位水平，且增长已展现出疲态，后续产量继续进行释放的空间有限。 图13：美国新井单口井产量下滑（桶/日） 图14：美国原油产量和钻机数量均低于疫前高位 OPEC+宣布减产200万桶/日，护盘决心较强。10月5日，OPEC+部长级会议宣布，从2022年11月开始，协议国的产量将在8月目标的基础上下调200万桶/日，其中包含OPEC减产的127万桶/日和非OPEC减产的73万桶/日，同时，减产协议有效期延长至2023年12月，并将部长级监督委员会的会议频次从一个月一次调整为两个月一次。OPEC+组织对全球原油的供给调配重要性再度凸显，其强烈的护盘决心为高油价提供了保障。 表1：OPEC+11月的计划产量（万桶/日） 11月OPEC减产整体落实较好，考虑有效闲置产能较低，后续有望维持当前产量。考虑到OPEC协议国的实际产量持续低于目标产量，因此11月相比8月的实际可减产量要远低于200万桶/日，其中，主力减产国是沙特阿拉伯、阿联酋、科威特等国家。截至11月，OPEC参与减产协议的10个成员国产量合计为2447.8万桶/日，相比目标值低93.8万桶/日，其中，安哥拉和尼日利亚实际产量远低于目标值，阿尔及利亚、伊拉克、科威特、阿联酋、加蓬的产量略高于目标值，但超产总量之和仅为10.6万桶/日。后续来看，由于高闲置产能的沙特阿拉伯和阿联酋的产量释放持续低于目标产量，提产意愿不强；安哥拉和尼日利亚自疫后产量基本稳定，预计可利用的有效产能低于统计的闲置产能；而其他国家的闲置产能则较为有限，因此，未来OPEC协议10国的产量有望维持在当前水平。 图15：OPEC实际产量长期低于目标产量（万桶/日） 图17：11月OPEC协议国产量低于目标93.8万桶/日（万桶/日） 图16：减产主力国是沙特、阿联酋、科威特（万桶/日） 图18：安哥拉和尼日利亚产量长期低于11月目标值（万桶/日） 图19：11月OPEC协议国闲置产能有限（万桶/日） 非OPEC协议国潜在产量难以释放。OPEC未参与减产协议的国家中，闲置产能较高的有伊朗和委内瑞拉：（1）伊朗：在伊朗和美国新一轮的谈判后，伊核协议进展再次陷入停滞，且9月发生的“头巾事件”使得双方进入新一轮的博弈，目前来看，双方仍处于僵持状态。即使伊朗的闲置产能有希望释放，放量也需要一定时间；（2）委内瑞拉：今年以来，委内瑞拉的产量基本呈现稳定状态，预计12万桶/日的闲置产能中可释放的有效产量有限。非OPEC但参与了减产协议的OPEC+国家中，俄罗斯和哈萨克斯坦10月闲置产能较高，其中，哈国前期因为内乱、卡沙干大油田天然气泄露供应中断以及CPC管道在黑海的两个系泊点进行了维修，今年产量波动较大，但11月产量已经环比提升17.4万桶/日，恢复至正常水平162.0万桶/日。 图20：11月非OPEC和非协议国闲置产能（万桶/日） 图21：委内瑞拉和哈萨克斯坦的原油产量（万桶/日） 原油库存低位，持续释放存在压力。为应对能源危机，美国11月份将从战略石油储备中再释放1000万桶石油，但当前美国的石油库存已下降至2004年左右的水平，达到了美国完成页岩油革命之后的最低点，这可能对美国本土的能源安全造成威胁，因此预期美国后续的石油库存释放将存在压力。 图22：美国的原油库存处于低位水平 外部加息节奏可能放缓，内部政策释放积极信号，需求端边际改善。国际方面，在美联储连续加息的影响下，美国10、11月的CPI同比超预期回落至7.7%、7.1%，后续加息节奏或将放缓，需求端颓势或将见底。国内方面，地产连发“三箭”，政府相继出台银行信贷支持、债券融资帮扶、股权融资重启的相关政策，以期稳定房地产市场、稳定经济大盘，同时，疫情管控也在逐步优化，旅游出行等行业正在复苏，因此，国内需求端呈现边际改善局面，原油炼化需求将逐渐回暖。 2.3国际天然气景气度上行，国内天然气加速发展 2.3.1全球天然气供需关系紧张