中國(guó)石油各項(xiàng)業(yè)務(wù)布局情況如何？

精細(xì)勘探和高效開發(fā)成效顯著，穩(wěn)步推進(jìn)增儲(chǔ)上產(chǎn)。

1. 油田開發(fā)積累雄厚，陸上開采成本優(yōu)勢(shì)突出

公司油氣資源稟賦良好，油氣產(chǎn)量主要來自前六大油氣田。公司在上游勘探開發(fā)業(yè)務(wù)板塊 擁有大慶、長(zhǎng)慶、塔里木、西南、新疆、遼河等多個(gè)大型油氣區(qū)，其中，長(zhǎng)慶油田是中國(guó) 最大的油氣田，2022 年全年生產(chǎn)油氣當(dāng)量達(dá) 6501.55 萬噸，占公司國(guó)內(nèi)總產(chǎn)量的 1/6。公司整體油氣產(chǎn)量主要集中在前六大油氣田，根據(jù)我們統(tǒng)計(jì)，2022 年公司長(zhǎng)慶、大慶、塔里 木、西南、新疆、遼河六大油氣產(chǎn)區(qū)合計(jì)生產(chǎn)約 1.9 億噸油氣產(chǎn)量當(dāng)量，約占公司 2022 年 油氣總產(chǎn)量的 83%。

公司海外油氣資產(chǎn)布局優(yōu)化，持續(xù)夯實(shí)增儲(chǔ)上產(chǎn)基礎(chǔ)。2015-2020 年，公司海外油氣產(chǎn)量當(dāng) 量占其總產(chǎn)量約 14%左右，2021 年公司處置了一批海外低效油氣資產(chǎn)，海外油氣資產(chǎn)占比有 所下滑，但整體資產(chǎn)質(zhì)量提升。2023 年公司完成卡塔爾北方氣田擴(kuò)容項(xiàng)目、伊拉克西古爾 納 1 項(xiàng)目作業(yè)權(quán)移交協(xié)議簽約，公司在乍得多賽歐坳陷、濱里海東緣獲得新發(fā)現(xiàn)，海外油 氣業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)、資產(chǎn)結(jié)構(gòu)和區(qū)域布局持續(xù)優(yōu)化，海外油氣產(chǎn)量占比有所提升。2023 年全年完 成海外油氣產(chǎn)量當(dāng)量為 195.7 百萬桶，同比增長(zhǎng) 13.2%，其中原油產(chǎn)量 163.4 百萬桶，同比 增長(zhǎng) 17.7%；可銷售天然氣產(chǎn)量 1934 億立方英尺，同比下降 5.1%。

公司油氣產(chǎn)量穩(wěn)中有升，高效勘探開發(fā)成效顯著。近年來公司原油產(chǎn)量穩(wěn)中有升，天然氣 產(chǎn)量增長(zhǎng)潛力持續(xù)釋放。原油方面，2023 年公司原油產(chǎn)量為 9.37 億桶，同比增長(zhǎng) 3%；截 至 2023 年，公司剩余原油可采儲(chǔ)量為 62 億桶，同比下降 3%。天然氣方面，2023 年公司天 然氣產(chǎn)量 3.66 萬億立方英尺，同比增長(zhǎng) 6%，從儲(chǔ)量角度看，截至 2023 年，公司剩余可采 天然氣儲(chǔ)量達(dá)到 73 萬億立方英尺，同比減少 1%。2023 年公司油氣產(chǎn)量當(dāng)量為 17.59 億桶， 同比增長(zhǎng) 4.4%，根據(jù)我們測(cè)算，2023 年公司油氣產(chǎn)量當(dāng)量約占全國(guó)的 59%，在上游勘探開 發(fā)領(lǐng)域具備明顯龍頭優(yōu)勢(shì)。近年來公司加大老區(qū)油氣穩(wěn)產(chǎn)，新區(qū)增量上產(chǎn)策略，同時(shí)推動(dòng) 非常規(guī)油氣高效勘探開發(fā)，2023 年中國(guó)石油在四川盆地、塔里木盆地等區(qū)域獲得了 11 項(xiàng)重 要發(fā)現(xiàn)和 6 項(xiàng)重大突破，增儲(chǔ)上產(chǎn)潛力持續(xù)提升。

橫向?qū)Ρ龋臼Ｓ嘤蜌饪刹蓛?chǔ)量潛力釋放空間大，陸上油氣開采成本優(yōu)勢(shì)凸顯。從儲(chǔ)量 上看，中國(guó)石油剩余油氣可采儲(chǔ)量在“三桶油”中具備明顯優(yōu)勢(shì)，但由于我國(guó)陸上油氣田 開采年限較長(zhǎng)，衰減問題更為明顯，2014-2019 年剩余油氣可采儲(chǔ)量出現(xiàn)下滑，但近年來 受益于增儲(chǔ)上產(chǎn)政策支持及公司高效開發(fā)力度提升，2020-2023 年公司剩余油氣可采儲(chǔ)量 有所回升。從油氣操作成本上看，近年來公司油氣操作成本總體穩(wěn)定，2017-2023 年公司 油氣操作成本中樞為 11.42 美元/桶，受益于公司區(qū)塊優(yōu)勢(shì)及成本管控能力提升，公司陸上 油氣開采成本具有相對(duì)優(yōu)勢(shì)。

2.公司礦權(quán)基礎(chǔ)雄厚，內(nèi)部礦權(quán)流轉(zhuǎn)助力開發(fā)效率提升

公司礦權(quán)基礎(chǔ)優(yōu)勢(shì)突出，助力公司增儲(chǔ)上產(chǎn)。近年來，由于競(jìng)爭(zhēng)性出讓政策出臺(tái)，疊加國(guó) 家劃定并嚴(yán)守生態(tài)保護(hù)紅線，“三桶油”整體礦權(quán)面積處于下行趨勢(shì)。在礦權(quán)登記面積方面， 2023 年中國(guó)石油礦業(yè)權(quán)為 94.2 萬平方千米，相較于其它國(guó)內(nèi)油氣企業(yè)，中國(guó)石油的礦權(quán) 面積在“三桶油”中具有明顯優(yōu)勢(shì)，有利于推進(jìn)公司增儲(chǔ)上產(chǎn)潛力釋放。從礦權(quán)區(qū)塊面積 分布看，公司主要礦權(quán)面積集中在主力油田中，其中塔里木油田、長(zhǎng)慶油田、大慶油田、 西南油氣田礦業(yè)權(quán)面積合計(jì)占比達(dá)到 54%。

公司礦權(quán)區(qū)塊內(nèi)部市場(chǎng)化流轉(zhuǎn)改革深化，上游資產(chǎn)優(yōu)化配置進(jìn)一步升級(jí)。自 2017 年來， 中國(guó)石油主動(dòng)適應(yīng)國(guó)家油氣體制改革新形勢(shì)，加強(qiáng)優(yōu)質(zhì)礦權(quán)內(nèi)部勘探開發(fā)突破、資源探明 和儲(chǔ)量動(dòng)用，實(shí)現(xiàn)油氣勘探開發(fā)資源的有效配置。截至 2023 年 1 月，公司基于不同階段的 礦權(quán)政策，設(shè)定流轉(zhuǎn)目標(biāo)，制定流轉(zhuǎn)原則和流轉(zhuǎn)方案，實(shí)施了三批礦權(quán)內(nèi)部流轉(zhuǎn)與優(yōu)化配 置，合計(jì)共 35 個(gè)區(qū)塊，總面積達(dá) 11.7 萬平方公里，礦權(quán)內(nèi)部流轉(zhuǎn)涉及 38 個(gè)探礦權(quán)、11 個(gè) 未動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)塊。從成效角度看，公司在流轉(zhuǎn)區(qū)塊中取得了 3項(xiàng)重大突破、3項(xiàng)重要發(fā)現(xiàn)、 5 項(xiàng)新進(jìn)展，一批儲(chǔ)量得以有效動(dòng)用，總轉(zhuǎn)采面積可達(dá) 3135 平方公里，有效提升了儲(chǔ)量增 長(zhǎng)潛力。

3.天然氣市場(chǎng)化改革推進(jìn)，公司有望迎來價(jià)量齊升

中國(guó)天然氣行業(yè)消費(fèi)持續(xù)增長(zhǎng)，進(jìn)口依賴度仍較高。近年來我國(guó)天然氣產(chǎn)量、消費(fèi)量持續(xù) 抬升，2022 年受俄烏沖突影響，天然氣價(jià)格大幅抬升，消費(fèi)量同比小幅下降，2023 年伴隨 國(guó)內(nèi)疫情影響減弱后，經(jīng)濟(jì)持續(xù)回暖，天然氣消費(fèi)量明顯上行。根據(jù)我們測(cè)算 2010-2023 年，我國(guó)天然氣表觀消費(fèi)量復(fù)合增長(zhǎng)率為 10%。從消費(fèi)結(jié)構(gòu)上看，我國(guó)天然氣近年來進(jìn)口 量快速增長(zhǎng)，2023 年中國(guó)進(jìn)口天然氣 1.2 億噸，較上年增長(zhǎng) 11%，其中管道氣和 LNG 占比 分別為 41%、59%。從進(jìn)口來源分布看，我國(guó) LNG 主要來自澳大利亞、卡塔爾等國(guó)家，進(jìn)口 來源分布較廣；管道氣主要依賴中亞、俄羅斯地區(qū)供氣，其中土庫(kù)曼斯坦是我國(guó)管道氣的 核心來源，2021 年其進(jìn)口占比達(dá)到 56%。

公司為我國(guó)天然氣供應(yīng)商龍頭，市場(chǎng)占有率較高，但天然氣板塊經(jīng)營(yíng)利潤(rùn)易受國(guó)際天然氣 價(jià)格影響。2023 年公司國(guó)內(nèi)天然氣銷售量為 2198 億立方米，占國(guó)內(nèi)總天然氣消費(fèi)量比重 為 56%，近年來公司國(guó)內(nèi)天然氣消費(fèi)量市場(chǎng)占比在 50%以上，行業(yè)龍頭地位穩(wěn)固。從經(jīng)營(yíng)效 益角度看，公司天然氣銷售資源結(jié)構(gòu)多樣，近年來其國(guó)內(nèi)可銷售天然氣產(chǎn)量占銷售量比例 在 64%左右，部分天然氣供應(yīng)仍需要外采，而成本端氣源采購(gòu)價(jià)易受國(guó)際天然氣價(jià)格波動(dòng) 影響，因此公司天然氣板塊經(jīng)營(yíng)利潤(rùn)易受國(guó)際天然氣價(jià)格影響。2022 年受俄烏沖突影響， 國(guó)際天然氣價(jià)格大幅波動(dòng)，公司天然氣經(jīng)營(yíng)利潤(rùn)明顯下降，2023 年伴隨國(guó)際天然氣價(jià)格回 落，公司實(shí)現(xiàn)天然氣經(jīng)營(yíng)利潤(rùn) 430.44 億元，較上年同期增長(zhǎng) 301 億元。

我們比較了公司國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)量及銷量情況，根據(jù)我們測(cè)算，2023 年，公司國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn) 量約為 1396.7 億立方米，公司國(guó)內(nèi)天然氣銷售量為 2198 億立方米，公司國(guó)內(nèi)產(chǎn)量占其國(guó) 內(nèi)銷售量比例約為 56%。2010-2023 年，公司國(guó)內(nèi)天然氣自供率平均為 63%，部分國(guó)內(nèi)天然 氣供給需要外購(gòu)。我們認(rèn)為，公司通過合理利用天然氣外采及自供比例，能夠有效調(diào)整天 然氣供給成本結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)天然氣銷售板塊的效益優(yōu)化。

分氣源來看，中石油天然氣主要包括國(guó)產(chǎn)氣、進(jìn)口管道氣及進(jìn)口 LNG。在進(jìn)口氣方面，公 司作為國(guó)內(nèi)進(jìn)口管道氣主體，根據(jù)中國(guó)海關(guān)數(shù)據(jù)，2023 年公司進(jìn)口天然氣約 4867 萬噸， 約占公司天然氣銷售量的 30%，根據(jù)我們測(cè)算，2023 年公司進(jìn)口管道氣成本約 2806 元/ 噸，同比增長(zhǎng) 7%；我們以公司天然氣銷量-國(guó)產(chǎn)氣產(chǎn)量-管道天然氣進(jìn)口量計(jì)算公司 LNG 進(jìn) 口量，根據(jù)測(cè)算結(jié)果，2023 年公司進(jìn)口 LNG 為 1135 萬噸，約占公司銷售量的 7%。近年來 伴隨公司國(guó)產(chǎn)氣增儲(chǔ)上產(chǎn)加速，公司整體進(jìn)口氣源占比較 2018 年有所下降。

“三桶油”橫向?qū)Ρ龋咎烊粴鈨?chǔ)量及產(chǎn)量規(guī)模位居三桶油首位，公司剩余可開采儲(chǔ)量 充足，產(chǎn)量釋放潛力空間廣闊，2023 年公司天然氣剩余可采儲(chǔ)量為 2.04 萬億立方米，約 為中石化、中海油的 8 倍。在天然氣產(chǎn)量方面，2023 年公司實(shí)現(xiàn)可銷售天然氣產(chǎn)量為 1381 億立方米，同比增長(zhǎng) 6%；從增速看，2010-2023 年公司天然氣產(chǎn)量復(fù)合增速為 6.3%，高于 中國(guó)海油，略低于中國(guó)石化。

公司 LNG 國(guó)際合作持續(xù)加深，氣源供應(yīng)保障能力持續(xù)提升。近年來公司與國(guó)際主產(chǎn)氣國(guó)簽 訂了多項(xiàng)供應(yīng)合作協(xié)議，其中卡塔爾北方氣田擴(kuò)容項(xiàng)目、俄羅斯北極 LNG2 項(xiàng)目、莫桑比克 超深水 LNG 項(xiàng)目等重點(diǎn)項(xiàng)目有效提升了公司資源保障能力。從 LNG 處理能力看，截至 2022 年底，公司共擁有江蘇、唐山 2 座 LNG 接收站，全年氣化和裝車總量共計(jì) 158.3 億立方米； 實(shí)現(xiàn) 15 座 LNG 工廠運(yùn)行生產(chǎn)，LNG 加工量共計(jì) 27.8 億立方米。

公司管道資產(chǎn)并入國(guó)家管網(wǎng)，資源統(tǒng)籌規(guī)劃能力有效提升。2020 年 7 月 23 日，中石油公 告擬將所持有的主要油氣管道、部分儲(chǔ)氣庫(kù)、LNG 接收站及鋪底油氣等相關(guān)資產(chǎn)出售給國(guó) 家管網(wǎng)集團(tuán)，獲得國(guó)家管網(wǎng)集團(tuán) 29.9%股權(quán)。截至 2022 年，公司天然氣管道長(zhǎng)度為 1.7 萬 公里，公司 LNG 接站的總設(shè)計(jì)產(chǎn)能 1650 萬噸/年，占全國(guó)接收站設(shè)計(jì)產(chǎn)能的 15%；儲(chǔ)罐 能力 236 萬立方米，占全國(guó)儲(chǔ)罐能力的 17%。我們認(rèn)為，公司管道資產(chǎn)并入國(guó)家管網(wǎng)后， 有望實(shí)現(xiàn)全國(guó)范圍內(nèi)油氣資源的有效調(diào)配，同時(shí)統(tǒng)籌規(guī)劃建設(shè)運(yùn)營(yíng)，提升天然氣一體化供 應(yīng)能力，進(jìn)一步降低管道投資成本。

公司天然氣實(shí)現(xiàn)價(jià)穩(wěn)健增長(zhǎng)，有效抵御國(guó)際市場(chǎng)價(jià)格沖擊。為應(yīng)對(duì)國(guó)際市場(chǎng)沖擊，國(guó)家多 舉措穩(wěn)定天然氣價(jià)格，有效緩解國(guó)際市場(chǎng)傳導(dǎo)沖擊，公司作為國(guó)內(nèi)三大天然氣源供應(yīng)商之 一，自 2014 年以來，公司天然氣實(shí)現(xiàn)價(jià)與 國(guó)際天然氣價(jià)格基本同頻變化，2023 年公司天 然氣實(shí)現(xiàn)銷售均價(jià) 2076 元/千立方米，同比下降 23%，而國(guó)際天然氣價(jià)格同期回落 60%， 公司天然氣實(shí)現(xiàn)價(jià)更加趨于市場(chǎng)化，有效抵御國(guó)際市場(chǎng)價(jià)格沖擊所帶來的盈利下行風(fēng)險(xiǎn)。

天然氣上下游定價(jià)機(jī)制存在差異。天然氣的終端銷售價(jià)是由上游氣源價(jià)，加上中游長(zhǎng)輸管 輸費(fèi)形成省級(jí)門站價(jià)，再加上部分省內(nèi)短途管輸費(fèi)和下游的配氣費(fèi)形成，即“門站價(jià)+省內(nèi) 短途管輸費(fèi)+配氣費(fèi)=終端用戶價(jià)”。其中，上游氣源的進(jìn)口和開采以中國(guó)石油、中國(guó)石化 和中國(guó)海油三家國(guó)企為主，LNG接收站和 LNG液化廠出廠價(jià)基本實(shí)現(xiàn)了市場(chǎng)化定價(jià)，而管 道天然氣出廠價(jià)實(shí)施政府指導(dǎo)定價(jià)。國(guó)家發(fā)展改革委對(duì)門站銷售價(jià)格采取“基準(zhǔn)價(jià)+浮動(dòng)幅 度”的價(jià)格管理方式，這是一種政府管控與市場(chǎng)調(diào)節(jié)相結(jié)合的價(jià)格管理方式。中游管輸費(fèi)、 下游配氣費(fèi)以及終端用戶價(jià)均實(shí)行政府定價(jià)。在天然氣終端用氣過程中，上游供應(yīng)商通過 市場(chǎng)化定價(jià)方式將氣源成本向下游用戶疏導(dǎo)，若上游氣源價(jià)格抬升，下游城燃企業(yè)無法及 時(shí)順價(jià)，則產(chǎn)生氣價(jià)倒掛的情況，影響下游企業(yè)回報(bào)。

順價(jià)機(jī)制推進(jìn)，公司天然氣業(yè)務(wù)價(jià)量齊升空間有望打開。進(jìn)入 2023 年后，天然氣上下游 價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制在全國(guó)多地開始施行，截至 2023 年 7 月，全國(guó)已有 30 個(gè)地區(qū)在天然氣價(jià)格 聯(lián)動(dòng)機(jī)制方面出臺(tái)政策。根據(jù) 2024 年三桶油出臺(tái)的合同年管道氣的定價(jià)方案，2023-2024 合同年居民氣價(jià)較基準(zhǔn)門站價(jià)上浮 15%，非居民氣價(jià)較基準(zhǔn)門站價(jià)上浮 20%。2024-2025 合同年定價(jià)方案上調(diào)居民氣價(jià)格上浮比例，下調(diào)非居民氣價(jià)格上浮比例，將管制氣價(jià)格制 定為在門站價(jià)基礎(chǔ)上統(tǒng)一上浮 18.5%，實(shí)現(xiàn)居民與非居民氣價(jià)格的并軌。天然氣價(jià)格聯(lián)動(dòng) 機(jī)制是天然氣價(jià)格市場(chǎng)化推進(jìn)的關(guān)鍵舉措，一方面能夠促進(jìn)價(jià)格順暢傳導(dǎo)，增強(qiáng)下游城燃市場(chǎng)的供應(yīng)能力；另一方面，天然氣定價(jià)市場(chǎng)化有望進(jìn)一步激發(fā)上游氣源增儲(chǔ)上產(chǎn)活力， 公司作為國(guó)內(nèi)天然氣供應(yīng)的關(guān)鍵氣源，在天然氣供應(yīng)方面具有較強(qiáng)的定價(jià)權(quán)，順價(jià)機(jī)制推 進(jìn)后，公司天然氣業(yè)務(wù)有望迎來價(jià)量齊升空間。

4.推進(jìn)油氣新能源融合發(fā)展，打造“油氣熱電氫”綜合能源公司

公司新能源業(yè)務(wù)穩(wěn)步發(fā)展。2022 年 8 月，根據(jù)公司新能源戰(zhàn)略規(guī)劃，中石油將其“勘探與 生產(chǎn)分公司”更名為“油氣和新能源分公司”，標(biāo)志公司新能源板塊邁入新階段。從布局戰(zhàn) 略看，公司新能源產(chǎn)業(yè)覆蓋氫能、風(fēng)光發(fā)電、地?zé)帷⒊鋼Q電等板塊。氫能方面，公司氫能業(yè)務(wù)從 2021 年開始快速發(fā)力，2023 年公司高純氫總產(chǎn)能達(dá)到 6600 噸/年。在地?zé)岱矫妫?2023 年，公司累計(jì)地?zé)峁┡娣e超 3,500 萬平方米，新簽地?zé)峁┡贤娣e超 4000 萬平 方米。在風(fēng)電光伏方面，2023 年公司風(fēng)電光伏發(fā)電量 22 億千瓦時(shí)，新增風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)規(guī) 模 370 萬千瓦。整體來看，公司 2023 年新能源開發(fā)利用能力達(dá)到 1150 萬噸標(biāo)煤/年，同比 增長(zhǎng) 44%，公司新能源業(yè)務(wù)發(fā)展勢(shì)頭正勁。

公司綠色低碳轉(zhuǎn)型路徑明晰，新能源接替潛力持續(xù)釋放。公司將綠色低碳納入發(fā)展戰(zhàn)略， 制定了碳達(dá)峰碳中和路線圖，確定了綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展“清潔替代、戰(zhàn)略接替、綠色轉(zhuǎn)型” 三步走總體部署，明確將新能源作為公司主營(yíng)業(yè)務(wù)發(fā)展，組織制定了新能源新業(yè)務(wù)發(fā)展專 項(xiàng)規(guī)劃，推動(dòng)公司向“油氣熱電氫”綜合性能源公司轉(zhuǎn)型。公司目標(biāo)到 2025 年實(shí)現(xiàn)新能 源產(chǎn)能比重達(dá)到一次能源生產(chǎn)的 7%，力爭(zhēng)到 2035 年外供綠色零碳能源超過自身消耗的化 石能源，基本實(shí)現(xiàn)熱、電、氫對(duì)油氣業(yè)務(wù)的戰(zhàn)略替代，力爭(zhēng) 2050 年左右實(shí)現(xiàn)“近零”排 放，新能源新業(yè)務(wù)產(chǎn)能占據(jù)半壁江山。