维持增持评级，上调盈利预测：因公司持续降本增效，原油价格强于市场预期，我们上调公司2024/2025/2026年EPS为0.95/1.01/1.03元（原来为0.94/1/1.02元），综合考虑，我们采用EV/EBITDA估值，可比公司EV/EBITDA平均为5.91，2024年预计公司EBITDA为335899百万元，对应目标价为10.84元，我们下调公司目标价为10.84元（原为12.37元），维持“增持”评级。 中报业绩符合预期：公司2024上半年实现归母净利886.1亿元，同比+3.9%，其中Q2实现归母净利润429亿元，同比+3.07%，环比-6.03%。公司中报业绩符合市场预期。此外，公司拟派发中期股息每股0.22元，中期总派息额人民币402.6亿元，派息率为45.4%，中期股息连续三年创历史同期最好水平。分板块来看，油气与新能源/炼油/化工/销售/天然气销售经营利润分别为487/35.3/19.8/33.4/44.9亿元，同比+9.38%/-61.24%/+159.0%/+19.8%/+12.7%。 上游板块增利，化工业务盈利能力提升：2024H1油气和新能源/化工板块经营业绩同比+9.38%/+159%。上游板块增利原因主要得益于油气产品价格上涨，2024H1布油均价84.26美元//桶，同比2023H1的79.77美元/桶增加5.6%，2024H1油气产品价格变化增加收入213.6亿元，油气产品销量变化增加收入16亿元。2024H1油气单位操作成本11.03美元/桶，同比2023H1的10.82美元/桶增加1.9%。 化工板块2024H1改善明显。得益于化工品销量增加以及价格回暖，2024H1经营利润增加32.9亿元。化工品销量增加增加收入149.8亿元，产品价格变化增加收入74.3亿元。 海内外业务加速推进，资本开支保证油气稳产：2024H1公司国内油气勘探获得重大突破1项，重要发现3项，落实多个规模油气储量区。公司海外业务持续推进。公司上游资本性支出保持稳定，2024H1资本性支出为人民币789.42亿元，同比-7.3%。其中油气和新能源板块资本性支出673亿元，占比85.4%。公司高强度上游资本性支出保障公司油气增储上产。 风险提示：原油价格大幅波动风险，化工品复苏低于预期。

上半年归母净利润同比增长 3.9%， 第二季度扣非归母净利润环比持平， 业绩符合预期。 2024年上半年公司实现营收 1.55万亿元（同比+5.0%） ， 归母净利润 886.1亿元（同比+3.9%） ， 扣非归母净利润 915.9亿元（同比+4.8%）。 2024年第二季度公司实现营收 7416.9亿元（同比-0.8%， 环比-8.7%） ， 归母净利润 429.3亿元（同比+3.1%， 环比-6.0%） ， 扣非归母净利润 458.0亿元（同比+5.9%， 环比持平） ， 业绩符合预期。 油气产量稳健增长， 成品油利润承压， 化工业务扭亏为盈。 2024年上半年公司油气与新能源板块、炼油业务、化工业务分别实现经营利润 916.6亿元（同比+7.2%） 、 105.5亿元（同比-43.3%） 、 31.3亿元（同比扭亏， 增利 32.9亿元） 。 2024年上半年公司实现油气当量产量 905.5百万桶油当量（同比+1.3%） ， 原油平均实现价格为 77.5美元/桶（同比+4.5%） ； 实现原油加工量 693.3百万桶（同比+3.0%） ， 生产成品油 6011.9万吨（同比+2.1%） ，化工产品商品量 1904.3万吨（同比+10.2%） ， 其中新材料产量 107.4万吨（同比+72.0%） ； 实现风光发电量 21.7亿千瓦时（同比+154.5%） 。 成品油销售市场需求承压， 天然气需求延续增长态势。 2024年上半年销售板块、 天然气销售板块分别实现经营利润 101.0亿元（同比-7.7%） 、 168.1亿元（同比+19.0%） 。 2024年上半年公司实现成品油销售 7905.3万吨（同比-2.0%） ， 其中国内销量 5844.7万吨（同比-1.5%） ； 实现天然气销售 1472.2亿立方米（同比+12.9%），其中国内销售天然气1149.4亿立方米（同比+5.8%），天然气平均实现价格 2.22元/立方米（同比-6.5%） 。 全年资本开支维持 2580亿元， 中期分红率达到 45.4%。 2024年上半年公司资本开支为 789.4亿元（同比-7.3%） ， 全年资本开支计划维持 2580亿元不变， 公司加大页岩气、 页岩油等非常规资源开发力度， 吉林石化、 广西石化转型升级项目稳步推进， 塔里木 120万吨/年二期乙烯项目开工建设。 公司全资子公司大庆油田拟以 59.8亿元收购大庆石油管理局持有的中油电能100%股权， 中油电能主要从事发电、 供电、 售电、 供热及电力工程设计施工等业务。 公司 2024年半年度拟派发现金红利人民币 0.22元（含税） /股，合计拟派发现金红利人民币 402.65亿元（含税） ， 中期分红率达到 45.4%。 风险提示： 油价大幅波动风险； 需求复苏不达预期； 国内气价上涨不达预期。 投资建议： 维持盈利预测， 预计公司 2024-2026年归母净利润为1735/1863/2029亿元， 摊薄 EPS 为 0.95/1.02/1.11元， 对于当前 A 股 PE 为9.5/8.9/8.2x， 对于 H 股 PE 为 6.5/6.2/5.7x， 维持“优于大市” 评级。

事件：2024年8月26日，公司发布2024年半年度报告。2024年上半年，公司实现营业收入15538.7亿元，同比增长5.0%；归母净利润为886.1亿元，同比增长3.9%；扣非归母净利润915.9亿元，同比增长4.8%。24Q2扣非归母净利润同比增长，环比持平。24Q2，公司实现营业收入7416.9亿元，同比略降0.8%、环比下降8.7%；实现归母净利润429.3亿元，同比增长3.1%、环比下降6.0%；实现扣非归母净利润458.0亿元，同比增长5.8%、环比持平。 聚焦储采平衡，落实稳油增气，油气和新能源业务效益提升。1）储产情况：公司大力实施高效勘探，在塔里木盆地、四川盆地、准噶尔盆地取得多项重大突破和重要发现，落实多个规模油气储量区，同时加强老油气田控制递减率和提高采收率。24H1公司油气当量产量为9.06亿桶油当量，同比增长1.3%。分品种看，公司生产原油4.75亿桶，同比微增0.1%；生产天然气25842亿立方英尺，同比增长2.7%。2）价格和成本：24H1，公司原油平均实现价格77.45美元/桶，同比增长4.5%；油气单位操作成本为11.03美元/桶，同比增长1.9%。4）盈利能力：24H1，油气和新能源板块实现经营利润916.6亿元，同比增长7.2%。 天然气销量快速提升，驱动销售利润同比高增。24H1，公司销售天然气1472.2亿立方米，同比增长12.9%。其中，国内销售1149.4亿立方米，同比增长5.8%；据此计算，国际贸易量为322.8亿立方米，同比增长48.7%。公司持续优化资源池结构，降低综合采购成本，同时大力开发直销客户和终端用户，24H1实现经营利润168.1亿元，同比大幅增长19.0%。 炼油产品毛利收窄，化工业务大幅扭亏。24H1公司原油加工量为6.93亿桶，同比增长3.0%。其中，成品油产量6011.9万吨，同比增长2.1%；化工产品商品量1904.3万吨，同比增长10.2%。同期，炼油业务实现经营利润105.0亿元，同比下滑43.3%，主要是于炼油业务毛利空间收窄；化工业务实现经营利润31.3亿元，相比上年同期-1.6亿元的利润大幅扭亏，此外，吉林石化炼油化工转型升级项目、广西石化炼化一体化转型升级项目、独山子石化塔里木120万吨/年二期乙烯项目等重点项目建设均平稳有序推进。 汽柴油销量下滑，煤油销售表现亮眼。24H1，公司汽油/柴油/煤油的销量分别为3250/3631/1024万吨，同比-2.7%/-5.6%/+16.4%。其中，国内销量分别为2522/2806/517万吨，同比-1.3%/-3.2%/+7.7%；国际销量分别为729/825/507万吨，同比-7.2%/-13.0%/+27.0%。24H1公司销售业务经营利润为101.0亿元，同比下降7.7%。中期分红率46%，A/H股股息率分别为2.4%/3.5%。公司拟派发现金红利每股0.22元（含税），中期分红率为45.8%，以2024年8月26日的收盘价和汇率（1港元=0.9126人民币）计算，A股股息率为2.4%，H股股息率为3.5%。 投资建议：公司是国内油气龙头企业，油气上游资源丰富，下游产业链完整。我们预计公司2024-2026年归母净利润分别为1728.66/1808.58/1883.75亿元，EPS分别为0.94/0.99/1.03元/股，对应2024年8月26日收盘价的PE分别为10/9/9倍，维持“推荐”评级。 风险提示：原油价格大幅波动的风险，化工品所需原材料价格上涨的风险，需求复苏不及预期的风险。

事件：2024年7月27日，中国石油集团2024年年中工作会议在北京召开。 点评：一、深入学习贯彻党的二十届三中全会精神，进一步全面深化改革，加快建设世界一流企业1、纵深推进全面深化改革，公司治理体系和治理能力现代化建设成效显著中国石油集团董事长、党组书记戴厚良作题为《深入学习贯彻党的二十届三中全会精神，进一步全面深化改革，加快建设世界一流企业》的主题讲话。中国石油集团纵深推进全面深化改革，公司治理体系和治理能力现代化建设成效显著。在深化改革的过程中，公司：（1）坚持“两个一贯之”，党的领导与公司治理有机融合；（2）加强战略谋划，公司战略体系不断健全完善；（3）改革完善管理体制，组织体系得到系统性重塑；（4）深化供给侧结构性改革，业务转型升级和结构调整实现整体性优化；（5）完善科技创新体制机制，科技治理效能大幅提升；（6）加快推荐市场化改革，运行机制更加灵活高效。 2021年以来，中国石油推动构建新型高效的管理体制和组织体系，提升治理效能，推动体制改革全面铺开。同时，中国石油持续深化市场化改革，加快转换企业经营机制，增强企业发展活力。两方面改革驱动中国石油形成更加成熟的中国特色现代企业制度，加快构建起与世界一流企业相适应的管理体制和组织体系，对企业效益的提升起到了显著的助力作用。2023年以来，在新一轮油价波动周期中，中国石油的归母净利润大幅高于历史归母净利润数据形成的趋势线，23年公司归母净利润同比+8.3%，经营活动现金流、净现金流分别同比+16.0%、+6.3%。好于历史上的高油价时期，表明公司应对油价、炼化产品需求等行业周期性变化的韧性明显增强，全产业链一体化优势愈加凸显。 2、进一步全面深化改革，推进治理能力和治理体系现代化，打造世界一流企业中国石油将继续完善和发展中国特色现代企业制度，推进公司治理体系和治理能力现代化。中国石油集团到2030年，全面实现高质量发展、基本建成世界一流企业之时，将基本实现公司治理体系和治理能力现代化；到2035年建成世界一流企业之时，将实现公司治理体系和治理能力现代化，为到本世纪中叶全面建成基业长青的世界一流企业奠定坚实基础。 党和国家多次强调建设世界一流企业的目标，二十届三中全会指出，要完善中国特色现代企业制度，弘扬企业家精神，支持和引导各类企业提高资源要素利用效率和经营管理水平、履行社会责任，加快建设更多世界一流企业。中国石油按照“两个阶段、各三步走”战略路径，目标建设世界一流。2020年以来，中国石油的改革全面加速，新一轮国有企业改革深化提升行动征程开启，公司治理体系和治理能力现代化水平不断提高，在提质增效、增产保供、转型升级等领域成效斐然，有望加速建成穿越周期的世界一流企业。二、推动业务高质量发展，做好下半年生产经营工作公司总经理、党组副书记侯启军通报业绩考核和生产经营情况。侯启军指出，今年以来，集团公司上下坚决贯彻党中央、国务院决策部署，认真落实党组、董事会部署安排，坚持稳中求进工作总基调，统筹推进业务发展、提质增效、改革创新、安全环保等工作，加快发展新质生产力，以开展党纪学习教育、整改中央巡视反馈问题和国家审计发现问题为契机全面强化管理，油气两大产业链和各项业务平稳顺畅运行，主要生产经营指标稳定增长，经营业绩再创历史同期新高。 就做好下半年生产经营工作，侯启军强调：（1）要大力推动主营业务高质量发展，加快布局发展新兴产业和未来产业，着力高水平科技自立自强，进一步全面深化改革，持续强化管理，更好统筹发展和安全，全面完成年度生产经营任务目标，为保障国家能源安全、巩固和增强我国经济回升向好态势作出积极贡献。 （2）坚持全面从严，扎实做好QHSE工作。（3）加强统筹融合，提高油气新能源供给质量。加快转型升级，推进炼油化工业务高端化、智能化、绿色化发展。 （4）坚持技术立企，增强支持和服务业务战略支持能力。（5）深化产融结合，增强资本和金融业务服务主业能力。（6）强化市场攻坚，全力提升营销工作质效。强化科技创新，切实发挥支撑引领作用。（7）深化改革强化管理，有效激发内生动力活力。 2022年以来，国际地缘政治局势复杂，我国能源安全环境受到较大挑战，炼油化工行业景气度低迷，天然气需求保持增长。公司上游业务大力加强“增储上产”，巩固油气产量格局，国内原油产量、国内天然气产量当量和海外油气权益产量当量“三个1亿吨”的格局进一步巩固发展。天然气业务把握国内天然气需求提升、价格机制改革的机遇，盈利能力有望进一步增厚。炼化业务推动转型升级，周期波动下经营利润高位运行。我们认为中国石油将持续推动全产业链高质量发展，有望在波动剧烈的外部环境下实现较好经营业绩。 盈利预测、估值与评级公司持续深化改革，建设世界一流企业，盈利抗周期波动能力显著增强，随着公司“增储上产”持续推进，天然气销售量效齐升，炼油化工转型加速，公司有望持续实现较好业绩。我们维持对公司的盈利预测，预计公司24-26年归母净利润分别为1716/1777/1820亿元，对应EPS分别为0.94/0.97/0.99元/股，维持公司A+H股的“买入”评级。 风险提示：原油和天然气价格下行风险，炼油和化工景气度下行风险。

事项：近日，我国首个页岩油水力压裂试验场在长庆庆城油田正式建成，为提高单井产量及下一步页岩油效益开发提供坚实基础。 国信化工观点：1）页岩油分布广泛，美国凭借页岩油革命实现能源独立：页岩油主要分布在北美和欧亚大陆，截至2017年底，全球页岩油地质资源总量为9368亿吨，技术可采资源量为618亿吨，可采资源量排名前三的分别为美国、俄罗斯和中国。美国页岩油开发最为成功，2000年以来，随着水平井和分段压裂等技术在页岩油勘探开发中的探索应用，美国页岩油开发成本不断降低，实现了多个页岩油项目的商业性开发。美国页岩油的快速发展使曾经全球最大的油气进口国美国实现了“能源独立”，深刻改变了世界油气供给格局。据EIA预测，在基准情景下，2040年美国的页岩油产量将达到154.4万立方米，约占美国石油总产量的67.3%。 2）我国页岩油赋存条件复杂，目前处于效益建产阶段，未来前景广阔。中国的页岩油资源主要赋存于陆相地层中，与北美地区相比中国富有机质页岩具有“一深、二杂、三多”的特点。这些特点决定了中国页岩油气的资源特征与美国广泛发育的海相页岩油气的资源特征有着显著的差别。我国鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地和四川盆地等5大盆地的页岩油地质资源量均超过20亿吨，合计在我国页岩油地质资源量占比超过95％。中国的页岩油开发起步较晚，还处于总体规划到技术突破的阶段，离实现工程巨大变革和全面规模效益开发阶段尚有差距，但从资源基础、工程技术能力和产量预期来看，中国具备页岩油革命能够取得成功的基本条件。2022年我国页岩油产量首次突破340万吨，较2018年产量翻了两倍。 3）中国石油不断推进技术创新与管理创新，页岩油开发成果不断涌现。经过多年技术攻关和实践，中石油已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术。中国石油坚持“全生命周期管理”理念，探索形成了“一全六化”页岩油勘探开发模式，推进“五提产、五降本”系统工程，建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，推动内部市场承包商联动创效，搭建油气生产物联网系统，促进了规模增储、效益开发。庆城油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油油田，预计2025年页岩油产量超300万吨；吉庆油田是我国首个国家级陆相页岩油示范区，预计2025年产量页岩油产量达140万吨；大庆油田长期探索页岩油力争2025年产油量达100万吨；大港油田目前处于效益开发先导阶段，2025年产量有望达25万吨。 1）4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1735/1863/2029亿元的预测，摊薄EPS分别为0.95/1.02/1.11元，对于当前A股PE为11.2/10.5/9.6x，对于H股PE为7.8/7.3/6.7x，维持“优于大市”评级。评论：页岩油概述与美国页岩油革命页岩油是指已经生成但仍滞留于富有机质泥页岩微米、纳米级储集空间中的石油。从页岩油的概念而言，国外油气行业所界定的页岩油具有广义性，泛指了含泥页岩层系中页岩、砂岩、碳酸盐岩等各层位石油资源的统称，更接近国内所指的致密油的概念。EIA和USGS有关研究和报告中页岩油和致密油相互替代的情况也非常普遍。从严格意义上讲，美国实际勘探开发的页岩油大致包括了国内业界所指的页岩油和部分类型的致密油。中国将致密油和页岩油进行了区分，简单来说，页岩油无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量，而致密油在一定经济条件和技术措施下可以获得商业石油产量。 全球页岩油资源丰富，分布广泛。截至2017年底，全球页岩油地质资源总量为9368.4亿吨，技术可采资源量为618.5亿吨，主要分布在北美和欧亚大陆。北美地区页岩油技术可采资源量为185.5亿吨，占比30%；其次为包括俄罗斯在内的东欧地区，技术可采资源量为117.5亿吨，占比19%；亚太地区可采资源量为111.3亿吨，占全球的18%，技术可采资源量排名前三的国家依次为美国（21%）、俄罗斯（14%）和中国（7%）。美国页岩油开发最为成功，加拿大、中国、俄罗斯等国紧随其后。2000年以来，随着水平井和分段压裂技术在页岩油勘探开发中的探索应用，美国实现了多个页岩油项目的商业性开发。2020年，美国页岩油产量达3.5亿吨，占其石油总产量的50%以上，石油年产量超过沙特阿拉伯，居世界第一。此外，加拿大的页岩油产量也在不断增加，其他国家如中国、俄罗斯、阿根廷等，对页岩油的开发仍然处于早期阶段。 美国页岩油快速发展，使美国实现了能源独立。美国在近50年的发展中，页岩油气异军突起，使曾经全球最大的油气进口国美国实现了“能源独立”，深刻改变了世界油气供给格局。全美页岩油资源分布呈东多西少、主要赋存区占主导、其他区域零星分布的特点，Bakken、EagleFord页岩区带、Permian盆地是美国主要的页岩油产区，总技术可采储量高达262亿吨，占全美页岩油总量的80%。其中Permian盆地为美国丰度最好、产量最高的页岩油富集带，Bakken和EagleFord页岩区带位居二、三位，而Wolfcamp、Spraberry及Fortworth等盆地虽也有页岩油发现，但受储量、地质环境等条件的限制，开发价值不高。 Bakken盆地最早实现页岩油成功开发。美国的页岩油发展大致可划分为3个阶段，分别为发现探索阶段、转变思路和技术突破阶段以及快速发展阶段。 发现探索阶段（1999年之前）：1953年发现了Antelope油田，建立了Bakken组和ThreeForks组油气生产系统，1961年Shell公司在Billings鼻状构造区发现了较好的沉积区带，认识到Bakken组上段页岩可以生成油气。Bakken组上段页岩的第一口水平井于1987年开钻，水平段长794米，该井的成功钻探揭开了Bakken组上段页岩水平井钻井的新时代。到20世纪90年代，有超过20家公司参与了相关的勘探开发活动。但随着20世纪90年代油价的显著下降，以及Bakken组上段页岩产量不稳定及产量衰减等问题影响，Bakken组重新回到次要勘探开发目的层的状态。 思路转变与技术突破阶段（2000-2008年）：Bakken组中段的水平井钻井开始于2000年，发现了ElmCoulee油田，对每口水平井均进行了加砂或水力压裂，估计整个油田的最终可采储量大于3180万立方米，截至2011年底，该油田完钻水平井已超过4000口。随着水平井和水力压裂技术的成功应用，页岩油产量得以迅速提高。 快速发展阶段（2009年至今）：由于2009年起美国国内天然气价格持续低迷，因此各公司纷纷转向页岩油领域，Bakken页岩区的作业量和产量快速提升。以水平井分段压裂技术的应用为标志，页岩油勘探开发工作进一步向其他页岩区拓展，美国页岩油正式进入快速发展阶段。EagleFord、二叠纪盆地成为新的页岩油勘探开发热点地区，每年页岩油新钻井数及单井产量持续攀升，页岩油产量占比迅速增大。根据EIA统计数据，2011年美国页岩油产量首次突破5000万吨，2012年达1亿吨，2014年达2亿吨，2018年美国页岩油产量达到3.2亿吨，占美国石油总产量的58.7%，据EIA预测，在基准情景下，2040年美国的页岩油产量将达到154.4万立方米，约占美国石油总产量的67.3%。美国页岩油开发通过复制页岩气开发技术实现了产量的跨越式突破，其中两个关键技术为水平井钻井技术和水力压裂技术。美国统计数据中页岩油是致密油的重要组成部分，2004年美国仅有约15%的致密油通过水平井生产，2018年大幅增加至97%。据ENVERUS数据，2010年美国Permian盆地水平井平均长度为3879英尺，2022年增加至10000英尺。2015-2016年的全球油价暴跌后，美国油气公司优化了水平井压裂技术，提高了页岩油的单井产量。持续的技术进步促持续的技术进步促进美国页岩油开发成本不断下降。美国页岩油开发技术包括选区与甜点评价、超长水平井、“一趟钻”钻井、立体井网（多分支）布井、细切割及重复水力压裂等技术。美国页岩油开发采取“工厂式”密集钻水平井的方法，目前美国生产页岩油的水平井超过10万口，钻井规模化降低了生产成本；由于钻头等技术的改进，从过去钻完一口水平井要更换多次钻头，发展到不用更换钻头“一趟钻”即可完成钻井，最长水平段可一次钻进近6000米。钻井用时从2008年的35-40天，减少到2018年的10天左右，效率提高了3-4倍；完井设计从最初的裸井一段压裂，发展到目前水平井压裂分30-65段；压裂完井时间从原来的3-4周，发展到目前的不到2周，如果同时考虑到压裂段的增加，单段压裂完井效率提高了5-6倍。在不断增加完井难度和复杂性的前提下，整体钻完井周期从原来的7-8周降低到目中国页岩油资源页岩油是未来我国原油稳产的重要资源领域。中国是一个“富煤、少油、缺气”的国家，我国实现“双碳”目标的基本路径是减煤、稳油、增气，大力发展可再生能源。在可再生能源具备足够规模，形成有效接替之前，国内2亿吨原油年产量的硬稳定是中国深入推进能源革命、建设新型能源体系的必要条件。目前，中国东部陆上油气勘探处于中高勘探程度阶段，且老油田进入开发后期阶段，面临高含水、储量动用难度大等问题，给原油产量硬稳定的目标带来了诸多挑战。页岩油开发利用对稳定国内原油产量，实现“双碳”目标意义重大。 我国陆相页岩油资源潜力大、分布广，具备加快发展的基础。2017年EIA发布中国页岩油技术可采资源量为43.9亿吨，位居世界第三位。近年来，随着勘探开发技术的进步，页岩油产量快速增长，中国石油企业“十四五”规划均将页岩油作为重点开发领域，预计2025年中国可实现页岩油年产量650万吨。未来5-10年是页岩油发展关键期，对于缓解我国油气供给形势、保持我国原油2亿吨稳产具有重要意义。中国页岩油主要分布在鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔和四川五大盆地。中国页岩油在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、柴达木、渤海湾、四川、三塘湖、酒泉等盆地均有分布。据中国石油勘探开发院数据，全国10大盆地的页岩油地质资源总量为319.0亿吨，技术可采资源总量为22.8亿吨。鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地和四川盆地5大盆地的页岩油地质资源量均超过20亿吨，在页岩油地质资源量中的总占比超95％。目前我国主要开发中高成熟度页岩油，中低页岩油资源总量巨大，前景可期。按照有机质热成熟度的高低，我国陆上页岩油分为中低成熟度和中高成熟度两大类。根据2019年自然资源部初步评价，中高成熟度页岩油地质资源量为145亿至215亿吨，中低成熟度页岩油技术可采资源量为200亿至250亿吨。中高成熟度页岩油在我国起步较早，现实性强，已开展相关工业试验。中低成熟度页岩油资源总量巨大，需要通过地下原位加热，把多类有机物降质改造，产生轻质油和天然气。中低成熟度页岩油开发目前正在进行先导试验研究，一旦取得技术和经济突破，有望在我国油气增储上产建设中发挥重要支撑作用，前景可期。我国页岩主要为陆相页岩，赋存条件复杂。根据页岩沉积环境，将页岩划分为海相、海陆过渡相和陆相页岩。中国的页岩油资源主要赋存于陆相地层中，与北美地区相比，中国富有机质页岩具有“一深、二杂、三多”的特点。“一深”指富有机质页岩的埋深大（埋深在3500米以深的页岩约占65%）；“二杂”指富有机质页岩的形成演化历史复杂、地表条件复杂；“三多”指富有机质页岩的类型多样、页岩的形成与分布时代广泛（多期）、页岩油气富集及成藏的控制因素众多。这些特点决定了中国页岩油气的资源特征与美国广泛发育的海相页岩油气的资源特征有着显著的差别。 中国页岩油资源主要分布在白垩系、上三叠统和古近系，埋深大部分小于3500米。中国页岩油的主要分布层系按照地层从新到老依次为新近系、古近系、白垩系、侏罗系、上三叠统和二叠系，页岩油资源主要集中分布在白垩系、上三叠统和古近系。中国重点盆地的页岩油资源主要富集在浅层（埋深＜2000米）和中—深层（埋深为2000-3500米）页岩中，浅层页岩油地质资源量和技术可采资源量分别为61.8亿吨、3.3亿吨，中—深层页岩油地质资源量和技术可采资源量分别为107.7亿吨、8.5亿吨。中国陆上页岩油勘探大致经历3个主要阶段：1）勘探探索阶段（1970-1998年）：相继在渤海湾盆地、江汉盆地、松辽盆地等泥页岩裂缝获得突破，同时鄂尔多斯盆地直井压裂砂岩获得工业油流，但受限于钻井和压裂工艺技术，未获实质性勘探突破。 2）快速突破阶段（2009-2018年）：鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地相继获得突破，水平钻井、体积压裂技术逐步应用，单井产量提升，实现了夹层型与混积型页岩油勘探快速突破。 3）多类页岩油规模勘探、逐步效益建产阶段（2018年至今）：松辽盆地古龙凹陷的历史性突破，揭开页岩型页岩油的勘探序幕。同时夹层型和混积型页岩油规模勘探不断扩大，效益建产逐渐实现。相继建成鄂尔多斯盆地陇东页岩油示范区、准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组国家级陆相页岩油示范区、大庆古龙陆相页岩油国家级示范区以及渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组国家级示范区，页岩油勘探开发进入新阶段。2022年页岩油产量首次突破340万吨，较2018年的产量翻了两番。其中长庆油田庆城页岩油初步实现规模效益开发，已形成200万吨生产规模。对比美国页岩油发展历史，中国页岩油开发大体需要经历3个阶段：第一阶段：资源边际开发阶段，以油藏评价、技术攻关配套、开发先导试验及小规模开发为主，投资成本较高（高于常规油），负向拉动作用明显；第二阶段：可规模开发、产能正向拉动阶段，技术明显进步、大幅度提高单井可采储量（EUR），投资成本大幅度下降，百万吨产能投资低于特低渗透储层或致密油，实现正向拉动，从而进入大规模开发；第三阶段：进一步提高采收率阶段，不同于美国页岩油资本市场的短周期、高衰竭开采模式，中国页岩油开发要着眼于将资源最大化转为产量，要以提高采收率为核心，采收率要达到20%-30%。 目前中国页岩油处于资源边际开发阶段，但中国具备页岩油革命成功的条件。中国的页岩油开发起步较晚，还处于总体规划到技术突破的阶段，离实现工程巨大变革和全面规模效益开发阶段尚有差距，但从资源基础、工程技术能力和产量预期来看，中国具备页岩油革命能够取得成功的基本条件。关键在于技术进步大幅度提高单井EUR，美国二叠盆地单井EUR从初期的2万吨提高至目前的8万吨以上，极大地促动了桶油完全成本的降低，从2014年的101.5美元降低至2022年的36.6美元。我国页岩油革命要成功，必须要有理念突破和管理创新，坚持全生命周期管理模式、一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数字化管理、绿色化发展的“一全六化”非常规发展管理理念。中国石油天然气集团公司（中国石油）页岩油地质资源量约201亿吨，主体分布于鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔4大盆地（地质资源量共计172亿吨），年产量自2010年的2.5万吨增至2023年的391.6万吨，呈现了良好开发前景。中石油页岩油技术工艺创新：经过多年技术攻关和实践，中石油已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术，主要包括岩相评价、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析技术。 页岩油地球物理“甜点”识别与预测技术：应用三维地震高精度曲率、井控地震相、高分辨率反演等技术精细刻画微构造和页岩分布，形成了三维地震岩性、含油性、变系数脆性等多信息融合甜点预测技术，水平井甜点段钻遇率提高10.5%，单井产量提升86%；综合页岩油储层厚度、物性、视电阻增大率等参数构建了视储能系数模型，进行测井产能预测，庆城油田82口试油井图版符合率达到81.7%，有效支撑了庆城油田探明储量提交。 长水平井段优快钻完井技术与大平台丛式井立体开发技术模式：地质工程一体化全生命周期管理，已成为页岩油规模效益开发的重要理念。水平井与大规模体积压裂成为中高熟陆相页岩油开发重要手段。针对大面积连续分布的页岩油资源丰度较低和储层物性较差特征，创新采用三维地震多属性精细刻画与旋转地质导向相结合技术，实现了长水平井段钻探控制更大面积的目标。中国石油在鄂尔多斯盆地实施的华H90-3井水平井段长达5060米，刷新亚洲陆上最长水平井纪录；针对中国复杂的地表地貌条件和地下构造特征，以及陆相页岩油层段多、厚度大的特点，创新形成了水平井小井距、大平台和丛式井立体开发技术模式；庆城页岩油田华H100平台布井数达31口，纵向上实现了单平台三层系的一次性动用，节约土面积217.84平方千米，平均钻井周期降至18天，为庆城300万吨页岩油产能建设提供了有力支撑。 细分切割体积压裂技术工艺与“一段一策”差异化压裂模式：中石油长庆油田针对鄂尔多斯盆地长7段页岩储层裂缝条带状分布和低压特点，研发了以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为核心的细分切割压裂技术工艺，创建了“造缝、补能、渗吸”一体化体积压裂模式，单井平均初期产量由前期的9.6吨/天提升到18.6吨/天，单井EUR由前期1.8万吨提升2.6万吨；针对页岩油储层物性差、非均质性强的特点，通过精细评价储层岩石力学参数和可压性指数，制定了“一段一策”差异化压裂施工模式，采用超密切割、连续铺砂和多级暂堵转向等工艺技术，提高裂缝导流能力，实现致密页岩油储层的有效改造。创新形成了以“水平井+体积压裂”为核心的页岩油“甜点”优选、三维丛式水平井优快钻完井等五大技术系列，催生了10亿吨规模页岩油探明储量顺利发现，建成了亚洲陆上最大水平井平台华H100平台，与常规井相比，平台占地面积减少6成以上，实现了以最少的用地动用地下最多的储量。在地面仅占30多亩地，但在地下实际开采储层面积达4万多亩，打造了隐形“采油航母”。中石油页岩油运营模式创新中国石油坚持“全生命周期管理”理念，探索形成了“一全六化”页岩油勘探开发模式，推进“五提产、五降本”系统工程，建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，推动内部市场承包商联动创效，搭建油气生产物联网系统，促进了规模增储、效益开发。大庆古龙按照“会战传统+项目管理+市场化模式”，成立页岩油勘探开发会战前线指挥部，构建“六化”全生命周期管理体系，建设形成了以“精确甜点预测与靶层优选、立体开发井网设计与排采制度优化、水平井优快钻完井、缝控体积改造2.0”为核心的地质工程一体化技术体系，建立“百万吨百人”高效模式。吉木萨尔构建“新型油田作业区+项目经理部”综合管理体制，做实责任主体。长庆油田建立油气田勘探开发一体化事业部，成立页岩油开发分公司，创新大项目组产建开发模式，构建“中石油队伍、社会化资源、内部模拟市场主体”三位一体的市场化体系，推行物资采购“工厂到现场”直达，实施智能化配套工程，促进了页岩油效益开发。 庆城油田页岩油开发庆城油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油油田。庆城油田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，其行政区隶属于甘肃省庆城县、合水县及华池县。2019年，中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部庆城地区长7油岩层组的生油岩层系内发现了10亿吨级源内非常规大油田-庆城油田，至2022年底，评价资源量35亿吨，累计落实地质储量18.4亿吨，探明地质储量11.5亿吨。该地区整体呈层薄、非均质性强等特点，堪称“磨刀石中的磨刀石”，开发难度极大。 庆城油田目前处于规模开发示范区建设阶段。鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油的早期勘探和基础地质研究可以追溯到20世纪70年代。勘探开发过程以2011年和2017年为界可划分为3个阶段：2011年之前为生烃评价和兼探认识阶段；2011-2017年为勘探评价、探索技术和提产提效阶段；2018年以来为整体勘探与水平井规模开发示范区建设阶段。通过技术研发，庆城油田实现了规模效益开发。通过自主研发技术，庆城油田长7油层组页岩油储层实现了“千方砂、万方液、十方排量”的水平井体积压裂目标。井下微地震监测结果表明，体积压裂后形成的复杂裂缝体系有利于提高单井产量。创新形成了高密度细分切割、压裂前注水补能、提升油水置换率3项核心设计，研发了长水平段细分切割体积压裂技术，研制了可溶球座多功能驱油型滑溜水2项关键工具材料，集成了关键参数经济优化、多簇裂缝精细控制、工具材料自研自产3项降本措施，攻关形成了特色的长水平井细分切割体积压裂技术，实现了庆城油田页岩油规模效益开发。庆城油田建设国内首个水力压裂试验场，对推广非常规油气开发技术意义重大。2024年6月20日，在庆城油田，国内首个水力压裂试验场顺利完成2口检查井现场取心工作，并完成了岩心基础资料及各项配套测试资料的搜集整理，这标志着我国首个页岩油水力压裂试验场正式建成。该试验场集成光纤、微地震、示踪剂等多种先进测试分析手段，并开展取心验证，进而分析水力压裂裂缝特征，深化认识不同压裂工艺的裂缝扩展形态、支撑裂缝分布、支撑剂运移等关键问题，为井网井距优化、段簇设计、压裂顺序及提高采收率研究等提供依据，为后续工程地质方案优化调整提供了直观可靠的第一手资料，对助推非常规油气开发技术升级及实现页岩油规模效益开发具有重大意义。庆城油田预计2025年页岩油产量超300万吨。通过页岩油试验区的技术探索和庆城油田的勘探开发实践，中国石油长庆油田公司在地震、测井、储层改造等方面已形成一系列关键配套技术，实现了页岩油规模勘探开发的实质性突破。2022年庆城油田年产量达到164万吨。预计“十四五”末，庆城油田页岩油产能将超过500万吨，产量超300万吨，相当于增加一个中型油田。 吉庆油田页岩油开发吉庆油田是我国首个国家级陆相页岩油示范区，目前处于技术定型和规模化扩产阶段。由新疆油田公司吉庆油田作业区开发管理的新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区，是中国首个国家级陆相页岩油示范区。 吉庆油田作业区位于准噶尔盆地东部，面积1278平方千米，资源储量估算超过10亿吨。2023年，吉木萨尔凹陷页岩油产量达到63.5万吨。吉木萨尔页岩油的勘探开发可以划分为3个阶段:（1）勘探及开发先导试验阶段（2011-2015年）：2011年，吉25井在芦二段获得产量为18.3吨/天的工业油流，提交预测地质储量6115万吨。在这一阶段通过开展不同完井方式和不同压裂工艺的开发先导性试验，试验井在初期的井均产油量为21.0吨/天，一年期产油量仅2110吨，生产效果未达预期。主要原因是一类油层钻遇率低(平均为33.9%)，储层改造的加砂强度较低(平均为0.9m3/m)。 （2）评价及工业化试验阶段（2016-2020）：通过强化“甜点”选区、优化水平井设计、精细控制钻井轨迹，2016年在“上甜点段”部署实施了JHW023井、JHW025井两口水平井，其优质储层的钻遇率达85%以上。采用套管完井、密切割、大排量、大砂量压裂工艺进行储层改造，加砂强度达2.0m3/m，两口井投产后一年期的累积产油量均突破万吨。该阶段累积探明石油地质储量为1.53亿吨，预测储量为2.76亿吨。2020年3月，国家能源局、自然资源部联合，在吉木萨尔凹陷设立了“新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区”。 （3）技术定型及规模化建产阶段（2021年至今）：该阶段水平井立体开发模式形成，钻井、压裂工艺技术实现了成熟配套，降本提产效益明显。单井评估的最终可采储量(EUR)提高到3.82万吨，单井的钻压成本下降了42.7%，油藏进入规模化建产阶段。截至2023年底，吉木萨尔凹陷昌吉页岩油田累计完钻水平井252口，开井181口，产油量为2423吨/天，含水率为55.7%。昌吉页岩油田累计新建产能157.5万吨，产油量达63.5万吨，累积产油量为216.0万吨，预测最终采收率可达12.6%。公司通过科研攻关，提高了“黄金靶体”钻遇率，有效降低了开发成本。吉木萨尔凹陷的页岩油为源-储一体，决定水平井产能高低的关键因素是“甜点”中的“黄金靶体”，即一、二类“甜点”的油层。吉木萨尔凹陷页岩油“黄金靶体”的厚度为1.5-2.0米，井轨迹的控制难度很大，中国石油新疆油田公司为提高其钻遇率进行了技术攻关，“黄金靶体”钻遇率从43.4%提升至83.6%，资源动用程度由50%提高至89%，单井综合投资降至4500万元，实现了效益建产。 吉庆油田产能建设加快，预计2025年产量页岩油产量达140万吨。截至2024年一季度，吉庆油田围绕页岩油开发已取得1项理论创新与7项技术突破，陆相页岩油开发技术整体达到国际领先水平。截至2023年底，吉庆油田作业区页岩油累计完钻产能井252口，建成产能129.3万吨，2023年吉木萨尔页岩油产量达到63.5万吨，2024年页岩油计划产量突破90万吨，较2023年增加30万吨。按照计划，吉庆油田作业区今年将完成钻井100口，压裂井110口，2025年页岩油年产量将达到140万吨。大庆古龙页岩油开发大庆油田长期探索页岩油，2020年获得突破。松辽盆地是世界十大超级盆地之一，大庆油田位于松辽盆地北部，20世纪80年代开始探索页岩油。2016年以来，中国地质调查局联合大庆油田实施了松辽盆地陆相页岩油科技攻坚战，针对青山口组部署实施的7口钻井均获工业油气流，其中，松辽盆地北部松页油1HF井、松页油2HF井日产页岩油分别为14.37立方米、10.06立方米，松辽盆地南部吉页油1HF井日产页岩油16.4立方米，引领带动了松辽盆地的页岩油勘查。2020年4月，为探索古龙凹陷深部青山口组泥页岩油气富集规律而钻探的古页油平1井试油，试油期间最高日产油30.52吨，日产气13032立方米，成为古龙凹陷陆相页岩油勘探的战略突破井。 古龙页岩油资源禀赋好，价值高。与国内“非常规”油气开采成本高、递减快相比，古龙页岩油具有“三高”特点，游离烃的含量高、气油比高、压力系数高，因此流动性较好，易高产。油的品质好、密度低、黏度低、烃质组分高，一吨油可以产出27%的轻烃，天然气里面还有大量乙烷，价值较普通页岩油气更高。 能源局批准古龙油田设立国家级示范区，力争2025年产油量达100万吨。2021年公司提交石油预测地质储量12.68亿吨，开辟了5个先导试验井组。经国家能源局批准正式设立大庆油田古龙陆相页岩油国家级示范区。2023年成功交规模探明储量超2亿吨，青山口组Q9油层新部署的水平井全部达产达效，截至2023年底，示范区累产油27.8万。庆油田古龙陆相页岩油国家级示范区覆盖面积2778平方公里，设计水平井井位500口，建设产能300万吨，力争2025年年产油量100万吨以上。古龙页岩油是大庆油田战略接替资源，发展前景广阔。古龙页岩油地质储量30亿吨为目标，推动页岩油成为油田新的战略增长点。中长期规划致力于解决剩余储采比低、储采失衡的问题，支撑油田稳产，建成页岩油勘探开发国家示范区，引领中国陆相页岩油革命。 大港油田页岩油开发大港油田目前处于效益开发先导阶段。大港油田探区内页岩油资源丰富，主要分布在沧东凹陷孔二段和歧口凹陷沙三段、沙一段，早在2013年就开始陆相页岩油探索。经历研究探索、勘探突破、产能评价、先导试验4个阶段，目前基本实现效益开发。 （1）2013年开始，在常规油气勘探开发研究成果的基础上，中国石油大港油田开始进行页岩油的基础地质研究，以落实页岩油富集规律。同时，公司对对沧东凹陷老井复查与改造，通过压裂改造与试油测试，有13口井获得工业油流；（2）2017年以后，大港油田设计了两口先导试验水平井，均稳定生产700天以上，累计产油量达2万吨以上，实现了页岩油水平井高产稳产的重大突破，为后期页岩油水平井的部署和经济化勘探开发奠定了重要基础；（3）2019-2021年，在勘探获得突破基础上，总结形成了适合黄骅坳陷的页岩油开发模式，页岩油日产油量3年上了3个台阶，2021年建成10万吨/年生产能力，率先在渤海湾盆地实现湖相页岩油工业化开发；（4）2022年至今，沧东凹陷孔二段页岩油正处于效益开发先导试验阶段，依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量。2022年，在产能评价的基础上，优选沧东凹陷页岩油5号平台开展先导试验，测试单井峰值产量为39.6-122.3吨，单井评估的最终可采储量（EUR）为4.34-4.47万吨，建成了10万吨级效益开发示范平台。2024年大港油田新建成效益开发试验平台，试采实现产量效益达标。至此，大港油田在沧东、歧口两个凹陷均建立效益开发先导试验平台，形成了陆相纹层型页岩油效益建产技术序列。大港油田依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量。大港页岩油2025年产量有望达25万吨。大港油田页岩油走过10年艰辛探索历程，沧东凹陷孔二段形成一套可复制的效益开发技术序列，公司结合大港油田页岩油复杂小断块、纵向甜点多的特点，制定了“以效益开发为中心，边评价边实施”开发原则，按照“成熟区拓展效益建产规模、接替区加强效益建产试验、潜力区加大勘探评价力度”整体思路，力争实现2025年25万吨、2030年50万吨和2035年100万吨页岩油上产目标。 2025年我国页岩油产量预计为650万吨，公司产量占据大部分，2030年我国页岩油产量预计达到1000万吨，成为我国原油稳产2亿吨重要保障。预计2025年我国页岩油产量为650万吨，中国石油庆城油田页岩油产量预计超300万吨；吉庆油田作业区岩油年产量将达到140万吨；2025年吉木萨尔页岩油原油产量预计将达到140万吨；古龙页岩油力争2025年年产油量100万吨以上；大港页岩油产量达到25万吨。2023年中国石油和化学工业联合会副会长孙伟善表示，2026年-2030年通过升级和优化技术，持续降低成本，中国页岩油产量预计达到1000万吨/年以上，成为中国原油年产2亿吨以上稳定的重要保障。投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1735/1863/2029亿元的预测，摊薄EPS分别为0.95/1.02/1.11元，对于当前A股PE为11.2/10.5/9.6x，对于H股PE为7.8/7.3/6.7x，维持“优于大市”评级。风险提示原油价格大幅波动的风险；自然灾害频发的风险；新项目投产不及预期的风险；地缘政治风险；政策风险等

对比中国石油历史 ROE 变化和油价关系，我们发现了系统性的改善。2022-2024Q1 均值 88 美金/桶，相比 2011-2014 年油价 108 美金/桶，仍远未回到上一轮高点。而中国石油 2022-2024Q1 的 ROE 平均 11.7%，与2011-2014 年平均 ROE11.5%已经持平略超。中国石油 ROE 系统性改善，主要来自三个方面：1） 政策红利：天然气市场化改革，推动实现价格持续提升， 从 2018 年的 1.37 元/方，提升到 2023 年的 2.08 元/方。 以及公司持续开拓天然气下游价值链。2） 乙烷裂解重塑炼化价值：公司目前轻质路线乙烯占比 16%。 预计“十五五”完全达产后，公司轻质路线乙烯产能占中国石油乙烯产能比例 29%。3） 降本减费：公司 2014-2023 年十年来三费累积下降 293 亿元，主要来自管理费用的持续下降。盈利预测： 维持 24/25/26 年盈利预测（归母净利润） 1703/1793/1901 亿元， A 股对应 PE10.75/10.21/9.63 倍， H 股对应 PE 8.3/7.8/7.4 倍。 假设分红比例 50%， A 股对应 24 年分红收益率 4.7%， H 股对应 24 年分红收益率 6.0%。 维持“买入”评级。 风险提示： 全球经济衰退带来原油需求下降，从而导致油价大幅跌落的风险；天然气市场化政策推进不力的风险；公司乙烷裂解等新项目投产不及预期的风险

近日， 中国石油西南油气田非常规天然气勘探获得新进展， 该油气田梓潼区块 SXM 组水平井文浅 4 井测试获日产致密气 80 多万方， 无阻流量超 200 万方。 国信化工观点：1） 中长期角度我国天然气需求维持较快增长， 非常规天然气成为增产重要力量： 2023 年我国天然气需求呈现恢复性增长， 全年天然气消费量为 3900 亿立方米， 同比增长 7.2%。 按照十四五现代能源体系规划，2025 年天然气消费量将达到 4200-4600 亿立方米， 复合增速达到 7%左右， 天然气的消费峰值预计出现在2040 年， 约为 7000 亿立方米。 非常规天然气占全国天然气产量比例自 2018 年的 35%上升至 43%， 成为天然气产量重要增长力量。 目前我国非常规天然气处于勘探中早期， 探明率明显偏低， 是未来增储上产的主力。 2） 非常规天然气主要包括致密气、 页岩气和煤层气， 我国均实现了商业化开采： 非常规天然气是指用传统技术无法获得自然工业产量、 需用新技术改善储集层渗透率或流体黏度等手段才能经济开采的天然气，主要包括致密气、 页岩气、 煤层气等。 我国致密气勘探处于早中期， 致密气具有储量落实程度高、 储层认识相对清楚、 已形成适用的开发技术体系、 开发风险相对较低的优势， 鄂尔多斯盆地是致密气开发重点，远景产量规模为 700-800 万亿立方米。 中国页岩气开发处于起步阶段， 目前页岩气开采技术实现了独立自主， 未来勘探开发重点为新区新领域的勘探开发和老区挖潜及提高采收率， 新区带、 新层系及新类型领域发展空间广阔， 2030 年页岩气产量有望达到 400 亿立方米。 我国煤层气目前在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘成功建立了两大煤层气产业基地， 未来发展方向为中浅层新区域开发及深层煤层气规模化开发， 规划2030 年实现煤层气产量达 300 亿立方米， 长远时期逐步实现 1000 亿立方米年产量。 3） 公司非常规天然气业务规划明确， 增产前景广阔： 公司矿权区页岩气、 致密气及煤层气资源量分别为46.7 万亿立方米、 19.96 万亿立方米、 13.4 万亿立方米。 公司“十四五” 期间天然气增量部分主要来自非常规资源， 预计非常规天然气产量比“十三五” 末增长 3 倍。 公司致密气在鄂尔多斯等区新增探明储量 1.4万亿立方米， 新建产能 655 亿立方米/年， 2025 年产量达到 400-450 亿立方米； 页岩气预计在川南中-深层3500-4000m 探明或基本探明储量 4 万亿立方米， 新建产能 350 亿立方米/年， 2025 年产量达到 270-300 亿立方米； 煤层气新增探明储量 1100 亿立方米， 2025 年产量达到 30 亿立方米。 4） 投资建议： 我们维持对公司 2024-2026 年归母净利润 1735/1863/2029 亿元的预测， 摊薄 EPS 分别为0.95/1.02/1.11 元， 对于当前 A 股 PE 为 10.6/9.9/9.1x， 对于 H 股 PE 为 7.5/7.0/6.4x， 维持“买入” 评级 风险提示原油价格大幅波动的风险； 自然灾害频发的风险； 新项目投产不及预期的风险； 地缘政治风险； 政策风险等。

事件描述公司披露2024年第一季度报告，2024年一季度公司实现营业收入8,121.84亿元，同比增加10.88%；实现归母净利润456.81亿元，同比增加4.70%。 事件评论油气产量增加成本控制显著，油气和新能源业务业绩增幅优于同期油价波动。2024年Q1布伦特现货均价同比上涨2.5%。公司实现油气当量产量463.7百万桶，同比上升2.6%。 其中，其中国内油气当量产量413.0百万桶，同比增长2.6%；海外油气当量产量50.7百万桶，同比增长2.6%。单位油气操作成本10.38美元/桶，同比下降1.8%。在产量提升以及成本下降背景下，油气和新能源业务实现经营利润429.65亿元，同比增长4.8%，高于同期油价涨幅。 炼油产品毛利收窄，化工业务扭亏为盈。2024年Q1加工原油353.8百万桶，同比增长8.2%；生产成品油3,048.2万吨，同比增长9.8%；生产乙烯227.0万吨，同比增长13.5%；化工产品商品量990.8万吨，同比增长16.7%。炼油化工和新材料业务实现经营利润81.15亿元，同比下降4.2%。其中由于炼油产品毛利收窄，炼油业务实现经营利润69.70亿元，同比减少24.26亿元；由于化工产品销量增加以及广东石化扭亏增利，化工业务经营利润11.45亿元，实现扭亏为盈，同比增利20.71亿元。 销量增加及进口气成本降低，天然气销售业务盈利能力大幅提高。天然气销售业务持续优化进口气资源池结构，有效控制采购成本，大力开拓高端高效市场，努力增加直供直销客户和终端市场销售比例，持续提升销售量效。2024年Q1销售天然气833.69亿立方米，同比增长14.2%，其中国内销售天然气671.02亿立方米，同比增长7.5%。主要由于天然气销量增加以及进口气采购成本降低，天然气销售业务实现经营利润人民币123.16亿元，同比增加21.80亿元。 注重股东回报，估值仍有修复空间。2023年公司拟派发末期含税现金红利0.23元/股，加上中期每股股息计划全年派发0.44元/股，对应的现金分红比例为50%，合计派息约805.29亿元，创造历史新高。今年以来，以三桶油为代表的央国企能源板块，在保障能源安全以及新能源转型的背景下，股票价格、企业估值提升明显。但和国内同行业非国企以及海外同行业企业分别进行对比，目前估值仍相对较低，随着以三桶油为代表的央国企盈利能力差距逐渐缩小，中国石油等央国企龙头企业估值仍有较大提升前景，估值或将持续修复。 预计公司2024-2026EPS分别为0.99元、1.04元和1.12元。对应2024年4月30日收盘价的PE分别为10.39X、9.91X和9.16X，维持“买入”评级。 风险提示1、国际油价大幅下跌；2、地缘政治风险。

中国石油2024Q1业绩符合预期，上游板块提质增效以及天然气销量增长与结构调整带动业绩稳步提升。 维持增持评级，上调目标价与盈利预测：因公司持续降本增效，原油价格强于市场预期，我们维持公司2024/2025/2026年EPS为0.94/1/1.02元，参考可比公司估值EV/EBITDA为6.68，我们上调公司目标价为12.66元（原为10.66元），维持“增持”评级。 2024Q1业绩符合预期：得益于上游板块提质增效以及天然气销售高增。2024Q1公司实现营收8122亿元，同比+10.9%，归母净利457亿元，同比+4.7%。2024Q1布油均价83.16美元/桶，同比+2.5%。分版块来看，油气与新能源/炼油/化工/销售/天然气销售经营利润分别为430/70/11/68/123亿元，同比+20/-24/+21/-14/+22亿元。 上游板块提质增效，化工板块扭亏增利：上游板块提质增效，稳油增气带动经营业绩增长：2024Q1公司油气当量产量413百万桶，同比2.6%，其中原油产量197.3百万桶，同比+0.9%，国内可销售天然气产量1294.5十亿立方英尺，同比+4.2%。油气单位操作成本10.38美元/桶，同比-1.8%。2024Q1原油加工量/成品油产量/化工品同比+8.2%/+9.8%/+16.7%。炼油毛差受油价上行有所拖累，化工业务受益下游补库需求以及广州石化扭亏实现扭亏增利。 销量增长带动天然气销售高增：2024Q1天然气销售经营业绩123亿元，同比增加22亿元，同比+21.5%。2024Q1国内天然气销量671亿立方，同比+7.5%，销量增长与直供比例增加带来盈利高增长。 风险提示：原油价格大幅波动风险，化工品复苏低于预期。

国内油气开采龙头，全产业链一体化竞争优势显著。 公司是中国油气行业占主导地位的油气生产和销售商， 全球资产布局具备国际竞争力， 同时兼具炼油、化工等石化下游产业链，国内油气龙头地位稳固。公司盈利能力与油、气价格高度相关， 同时炼化资产近年来抗风险能力持续提升，在油价中高位背景下依旧实现了盈利正向贡献。从财务表现看，公司资产负债率稳定，经营性现金流充沛，近十年来公司经营活动现金流基本维持在 2500 亿以上；资本开支方面， 在上下游景气度切换背景下，公司油气板块资本开支仍占主导，推动业绩潜力持续释放。 公司上游资产规模质量全球领先， 油气量价齐升助力勘探开发板块业绩高增。 公司油气资源禀赋良好，近年来原油产量稳中有升，天然气产量增长潜力持续释放。公司实现了国内领先、全球优化布局的资产格局，国内采取加大老区油气稳产、 新区增量上产策略，同时推动非常规油气高效勘探开发，发现和落实了一批亿吨级和千亿立方米级规模储量区，未来产量提升和桶油成本降低均有较大空间。 油气价格方面， 我们认为，预计未来全球供给受控、边际供应成本上升、需求有望上涨或将对中高位的原油价格形成较好支撑，国际 LNG 价格在以需定供的市场特点和俄乌冲突的中期扰动下或仍将保持较强的脆弱性和潜在的上行动力，国内逐步推行的气价改革和顺价措施也有望为公司售价提升打开空间。公司勘探开发板块业绩贡献可期。 炼化板块资产质量稳步提升， 气头产业链发展有望助力公司业绩抗风险能力进一步增强。 炼油板块，公司千万吨级炼厂达 13 座，占全国千万吨级炼厂数量的 38%，平均炼厂规模高达 900 万吨，规模化优势突出。公司油品供给位居国内前列，作为国内合规经营龙头，在成品油消费税趋紧及产能优化、双碳目标推进的供给侧改革背景下，行业集中度有望进一步提升。此外， 2023 年疫后复苏表现可观，国内出行带来成品油消费表现明显提升，公司炼销一体化在油价中高位背景下有望增强盈利保障能力。化工板块，公司化工业务基石稳固，同时化工装置大型化增强竞争优势。此外，公司实现了勘探开发副产物利用，打造乙烷等原料的资源壁垒，同时带来化工板块新的业绩增长极， 根据我们测算， 基于 2011- 2023 年数据，预计单套 120 万吨乙烷制乙烯项目 EBITDA 中枢或为 40-50亿左右， 或能有效抵御国际油价大幅波动对炼化板块盈利的影响， 化解高油价下炼化板块业绩承压掣肘，公司炼化资产有望迎来重估。 资产质量优化及央国企改革深化，公司价值重估仍处半途。 我们复盘了公司及石油工业改革历程，近年来公司深化市场化改革，强调创新驱动与高质量发展战略， 国资委于 2022 年提出《提高央企控股上市公司质量工作方案》 ， 在方案指导下， 公司生产经营活力、经营效率有望进一步提升。在考核体系方面，伴随“一利五率”、市值管理等体系化、指标化考核手段加码，公司经营效益有望提升。此外，我们通过横向对比三桶油及海外油气公司，公司持续深化改革成效显著、经营效益有所提升，尤其是其自由现金流优异， 但其估值仍未被市场完全反映，特别在与海外油气龙头估值对比仍处于相对低位。 伴随近年来公司资产质量提升，业绩释放潜力仍值得期待， 我们认为， 公司仍具备较高的投资价值。 盈利预测与投资评级： 我们预测公司 2024-2026 年的营业收入将分别达到 31912.72、 32998.73 和 33290.05 亿元，同比增速分别为 5.99%、3.40% 和 0.88%。 2024-2026 年归母净利润分别为 1844.15、 1980.44 和2096.82 亿元，同比增速分别为 14.44%、 7.39%、 5.88%， EPS（摊薄）分别为 1.01、 1.08 和 1.15 元/股。对应 2024 年 4 月 30 日收盘价,我们预计 2024-2026 年中国石油 A 股 PE 分别为 10.19、 9.49、 8.96 倍，中国石油 H 股 PE 分别为 6.41、 5.97、 5.64 倍，低于行业平均水平。考虑到公司作为国内陆上油气勘探开发龙头，同时上游板块景气度仍处于相对高位，叠加公司一体化布局，在油价中高位背景下业绩释放潜力较大，同时公司作为油气领域国央企龙头，有望受益于国央企深化改革，其内生成长性或将持续释放， 2024-2026 年公司业绩有望稳步增长，对公司 A 股及 H 股给予首次覆盖“买入”评级。 股价催化剂： 公司增储上产与油价中高位运行共振、公司资产质量优化、国央企市场化改革带来业绩增长潜力、全产业链抗风险能力优异、“双碳”背景下市场集中度加速提升、顺周期背景下需求端动能释放。 风险因素： 1） 原油、国际天然气价格剧烈波动的风险。 2） 增储上产不及预期风险。 3） 全国炼能过剩风险。 4） 新能源汽车对成品油消费替代过快风险。 5） 化工品过剩风险。 6） 终端需求恢复不及预期的风险。7）新投产项目盈利不及预期风险

公司公告：2024年一季度公司实现营业收入 8121.84亿，同比提升 10.9%；归母净利润约 456.81亿元，同比提升约 4.7%；实现扣非归母净利润约为 457.88亿元，同比提升约3.8%，业绩表现符合我们预期。24Q1公司整体毛利率水平达到 20.38%，同比下滑0.84pct，主要系炼油价差和国际贸易价差下滑所致。公司持续推动降本增效，24Q1期间费用率达到 5.02%，同比下滑 0.55pct，除管理费率基本持平外，其他费率均有不同程度下降。 稳油增气战略下，上游板块利润有所提升。24Q1公司油气产量达到 4.64亿桶油当量，同比增长 2.6%，其中原油产量 2.4亿桶，同比增长 1.4%；可销售天然气产量 13447亿立方英尺，同比增长 3.9%，整体来看公司上游业务增长稳健。成本端，公司成本管控力度持续加强，24Q1油气单位操作成本达到 10.38美元/桶，同比下降 1.8%。24Q1公司实现油价 75.41美元/桶，同比基本持平，因此在产量增长和成本下降的作用下，公司上游板块实现经营利润 429.65亿元，同比增长 4.8%。预期未来油价维持高位震荡走势，公司上游板块盈利有望维持较高水平。 炼油业绩有所下滑，化工扭亏为盈。24Q1公司炼化业务显著复苏，实现原油加工量 3.54亿桶，同比增长 8.2%；生产成品油 3,048.2万吨，同比增长 9.8%；化工产品商品量 990.8万吨，同比增长 16.7%。24Q1炼化板块实现经营利润 81.15亿元，同比下降 4.2%，其中炼油业务实现经营利润人民币 69.7亿元，同比下滑 25.8%，主要由于成品油价差收窄； 化工业务实现经营利润人民币 11.45亿元，同比扭亏增利 20.71亿元，主要由于化工产品销量增加以及广东石化扭亏增利。预期随着市场回暖，公司炼油业绩有望合理水平，化工业绩有望随需求逐步复苏。 成品油销量稳定增长，天然气弹性逐步体现。24Q1公司成品油销售业务稳定提升，成品油销量达到 3,925.8万吨，同比增长 4.5%，其中国内销量 2,854.5万吨，同比增长 4.6%。 销售板块实现经营利润 67.63亿元，同比下滑 17.1%，主要系国际贸易业务利润减少所致。 24Q1公司销售天然气 833.69亿立方米，同比增长 14.2%，其中国内销售天然气 671.02亿立方米，同比增长 7.5%。天然气销售板块实现经营利润人民币 123.16亿元，同比增长21.5%，主要系天然气销量增加以及进口气采购成本降低。未来随着海外气价的下跌，预期公司天然气进口成本下降带来的业绩弹性将逐步显现。 投资分析意见：我们维持 2024-2026年盈利预测 1807、1916、1994亿，对应 PE 分别为 10X、10X、9X，看好公司的油气弹性，维持“买入”评级。 风险提示：油价大幅下跌风险；炼化回暖不及预期；海外天然气价格上涨等。

2024Q1业绩符合预期公司 2024Q1营收 8122亿元，同比+10.9%，其中归母净利润 457亿元，同比+4.7%，符合预期。 上游板块Q1原油产量同比+1.4%，天然气产量+3.9%。原油实现价格同比-0.57美金/桶；天然气实现价格基本持平（气价同比表现好于另外两家同行）。经营利润 430亿元，同比+20亿。 炼化板块Q1原油加工量同比+8.2%，成品油产量同比+9.8%，乙烯产量同比+13.5%。 炼化板块经营利润 81亿，同比小幅减少约 4亿；其中化工业务实现经营利润 11.5亿，同比扭亏。 化工板块表现比较优秀，主要原因是化工产品销量增加以及广东石化扭亏。 炼油板块同比下降（同比变化趋势与中石化一致）， 主要是由于炼油毛利收窄， 两者之间的同比变化幅度差异有合理性， 我们猜测与两者炼厂原油结构和库存周期差异有关。 天然气销售板块经营利润 123亿元，同比+22亿，主要来自销量增加。国内天然气销售同比+7.5%，公司强调增加直供和终端市场销售比例。 盈利预测与投资评级: 维持 24/25/26年盈利预测 1703/1793/1901亿元， A股对应 PE11/10/10倍， H 股对应 PE7.8/7.4/7.0倍。 A 股对应 24年分红收益率 4.6%， H 股对应 24年分红收益率 6.4%。维持“买入”评级。 风险提示： 经济衰退带来原油需求下降，从而导致油价大幅跌落的风险； 未来新项目投产不及预期的风险。

事项：中国石油深入推进炼化转型升级，向产业链和价值链中高端迈进，不断优化产品结构，提高炼油特色产品和高端化工产品比例，加大化工新材料研发力度。2023年，公司化工新材料产量137万吨，同比增长60%，炼化新材料业务实现经营利润369.4亿元。近期，兰州石化120万吨/年乙烯改造项目预可研报告获中国石油集团公司批复；吉林石化炼油化工转型升级项目年产380万吨常减压装置常压塔顺利安装完成；广西石化炼化一体化转型升级项目土方平整工作全部完成。 国信化工观点：1）我国原油加工能力过剩，产能有望向头部企业集中：截至2023年底，我国原油一次加工能力为9.36亿吨/年，2023年炼厂开工率为78.5%，炼能处于过剩状态。目前在建及已批待建炼油产能达1.22亿吨/年，产能增量较大。发改委、国家能源局多次指出至2025年，国内原油一次加工能力控制在10亿吨以内。 在产能空间有限背景下，单吨操作成本高、不具备转型条件的小型炼厂面临淘汰，炼油产能有望进一步向头部企业集中。 2）我国成品油需求增量有限，“减油增化”是炼厂转型必由之路：汽油方面：由于电动车对汽油车替代加速，我国2025年汽油车保有量有望达到峰值。同时传统燃油车节能降耗的趋势也压低了汽油消耗的增长空间，我国汽油消费增长率预期不超2%。柴油方面：我国目前处于工业化中后期，第二产业增加值占GDP比重约40%，未来预计稳中有降，生产性柴油消费呈现下滑趋势。运输领域“以铁替公”战略及LNG重卡也替代部分柴油需求，目前我国柴油消费处于下降阶段。煤油方面：由于居民可支配收入的提高和消费升级将带动民航运输长期增长，煤油消费增速有望中期保持8%左右。总体来看我国成品油需求增量有限。 我国部分化工产品目前还面临产能不足的情况，2023年聚乙烯进口依赖度为33.1%，预计2025年进口依赖度仍超20%。2023年我国聚丙烯进口依赖度8.0%，虽然预计2025年聚丙烯有望实现进出口的平衡，但高端牌号产品仍需突破。在油品产能过剩，化工产品产能不足的行业背景下，“减油增化”是炼厂转型的必然。 3）公司通过新建大型炼化一体化项目及进行炼厂升级改造，积极践行“减油增化”战略。公司2023年投产的广东石化炼化一体化项目为国内一次性建设规模最大的世界级炼化项目，炼油能力达到2000万吨/年，主要化工产品产能包括260万吨/年对二甲苯及120万吨/年乙烯。“宜油则油、宜芳则芳、宜烯则烯”的设计增加了广东石化的灵活性，是“减油增化”的典型案例。目前吉林石化公司炼油化工转型升级项目、广西石化公司炼化一体化转型升级项目、独山子石化公司塔里木120万吨/年二期乙烯项目等重点项目正稳步推进，这些项目都将有力助推公司“减油增化”战略。 4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1735/1863/2029亿元的预测，2024-2026年摊薄EPS为0.95/1.02/1.11元，当前A股PE为11.2/10.4/9.6x，对于H股PE为7.1/6.6/6.1x，维持“买入”评级。

2024年 3月 25日， 中国石油发布 2023年报： 2023年公司实现营业收入 30110亿元，同比减少 7%； 实现归母净利润 1611亿元，同比增加 8%； 扣非后归母净利润 1871亿元， 同比增加 10%； 加权平均净资产收益率为 11.4%， 同比上升 0.1个百分点。 销售毛利率 23.5%， 同比增加 1.6个百分点； 销售净利率 6.0%， 同比增加 0.9个百分点。 经营活动现金流量净额 4566亿元。 其中， 公司 2023Q4实现营收 7289亿元， 同比-7%， 环比-9%； 实现归母净利润 295亿元， 同比+1%， 环比-36%； 扣非后归母净利润 526亿元； ROE 为 2.1%， 同比下降 0.1个百分点， 环比下降 1.2个百分点。 销售毛利率 29.3%， 同比上升 4.7个百分点， 环比上升 6.9个百分点； 销售净利率 4.7%， 同比上升 0.8个百分点， 环比下降 1.8个百分点。 投资要点: 国际油价下滑背景下， 公司经营业绩彰显韧性2023年布伦特原油平均价格 82.64美元/桶， 同比下降 18.4%， 在国际原油价格宽幅下降背景下， 公司经营业绩仍保持稳健增长， 连续两年创历史新高， 产业链应对油价等宏观因素变化的韧性明显增强。 2023年公司实现营业收入 30110亿元， 同比下滑 7%， 归母净利润 1611亿元， 同比增长 8.3%。 分部来看， 1）油气与新能源业务实现营收 8923亿元， 同比-4%， 实现经营利润 1657亿元， 同比-10%。 一方面， 受到原油、 天然气价格下降影响， 公司全年原油平均实现价格 76.60美元/桶， 同比下滑16.8%； 另一方面， 公司持续推进“稳油增气” ， 2023年油气当量产量17.59亿桶， 同比+4.4%， 其中天然气产量增长较快。 2） 炼油化工和新材料业务实现营收 12212亿元， 同比增长 5%， 实现经营利润 369亿元， 同比-9%。 一方面， 公司全力提升负荷， 广东石化一体化项目投入运行， 2023年加工原油 13.99亿桶， 同比+15%， 生产成品油 12274万吨， 同比+17%， 化工产品商品量 3431万吨， 同比+9%。 另一方面， 炼化产品销售价格有所下降， 叠加受到广东石化投产初期消耗高的影响， 公司炼油单位现金加工成本同比上升 7%至 231元/吨。 3） 销售业务实现营收 25271亿元， 同比下降 9%， 主要由于成品油价格下降和国际贸易收入减少， 但成品油销量和市占率明显提升， 2023年公司共销售汽油、 煤油、 柴油 16580万吨， 同比+10%。 得益于原油产业链的一体化协同以及非油业务毛利的增长， 销售业务 2023年实现经营利润240亿元， 同比增长 67%。 4）天然气销售业务实现营收 5612亿元， 同比+8%， 经营利润 430亿元，同比增长 301亿元。 一方面， 国内天然气销售量价齐增； 另一方面， 公司优化进口气资源池， 合理安排天然气进口节奏， 有效控制进口气成本，持续优化资源配置， 加大高端高效市场和终端市场开发力度。 此外，中国政府自 2023年 5月 1日起施行《矿业权出让收益金征收办法》，2023年公司新增缴纳矿业权出让收益 237亿元。 高分红注重股东回报， 彰显央企投资价值 公司注重股东回报，加大分红力度。董事会建议派发2023年末期股息每 股 0.23元（含税） ， 加上 2023年中期派息每股 0.21元（含税） ， 全年股息每股 0.44元（含税）， 总派息金额约 805.3亿元， 分红比例为 50％，2023年股息率约为 6.2%。 2023年末期和全年每股股息均创历史同期最好水平， 公司持续保持较高现金分红水平， 维护股东权益， 彰显央企投资价值。 持续加大资本开支， 上游勘探、 中游炼化升级改造有序推进资本开支方面， 2023年公司资本性支出 2753亿元， 同比+0.4%， 油气与新能源分部资本性支出占比 90%， 公司 2023年原油证实储量 62.19亿桶， 同比-3.1%， 天然气证实储量 72794十亿立方英尺， 同比-0.9%。 2024年公司持续维持资本开支高位， 资本性支出预算为 2580亿元， 较2023年初预算值增长 6%， 其中油气与新能源分部占比 83%， 主要用于国内松辽、 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以及页岩气、 页岩油开发， 加快储气能力建设， 以及持续推进海外重点项目产能建设。 2024年公司计划原油产量为 909.2百万桶， 可销售天然气产量为 5142.6十亿立方英尺， 油气当量合计为1,766.3百万桶。 炼油化工和新材料分部占比 11%， 主要用于吉林石化和广西石化转型升级项目、 塔里木 120万吨/年二期乙烯项目、 兰州石化转型升级项目。 2024年， 公司计划原油加工量为 1403.9百万桶。 盈利预测和投资评级预计公司 2024/2025/2026年归母净利润分别为 1736、1798、1869亿元，对应 PE 为 9.7、 9.4、 9.0倍。 公司作为国内油气行业龙头， 油价中高位下， 公司有望受益， 叠加公司降本增效成果显著， 彰显央企改革决心，维持“买入” 评级。

事件： 2024年 3月 26日，公司发布 2023年年度报告。 2023年，公司实现营业收入 30110.1亿元，同比下降 7.0%；归母净利润为 1611.4亿元，同比增长 8.3%； 扣非归母净利润 1871.3亿元，同比增长 9.9%。 23Q4扣非归母净利润同环比高增，全年税金及附加占比提升。 23Q4，公司营业收入为 7288.8亿元，同比下降 7.0%，环比下降 9.1%；归母净利润为294.9亿元，同比增长 2.4%，环比下降 36.4%；扣非净利润为 525.7亿元，同比增长 28.2%，环比增长 11.4%。 全年来看，由于 2023年 5月 1日我国开始实行《矿业权出让收益征收办法》， 对石油、天然气等矿种，按矿业权出让收益率形式向矿业权人征收矿业权出让收益，其中， 陆域矿业权出让收益率为 0.8%、海域为 0.6%、 煤层气为 0.3%，从而尽管油价下滑， 2023年公司税金及附加依然同比增长 6.6%至 2950.2亿元，税金及附加占收入比重为 9.8%，同比提升1.3pct，其中，公司新增缴纳矿业权出让收益 236.9亿元。 油气当量稳步增长，降本提效效益显著。 1）油气产量： 2023年，公司推进高效勘探，强化老油气田稳产和新区效益建产，实施深地塔科 1井、川科 1井两口万米科探井，全年油气当量产量为 17.59亿桶油当量，同比增长 4.4%。分品种看，原油产量 9.37亿桶，同比增长 3.4%；天然气产量 49324亿立方英尺，同比增长 5.5%。 2024年，公司计划原油产量 9.09亿桶、天然气产量 51426亿立方英尺，合计油气当量 17.66亿桶。 2）油气价格： 2023年，公司原油平均实现价格为 76.6美元/桶，同比下降 16.8%；天然气平均实现价格 2.076元/立方米，同比下降 22.7%，主要是海外转口贸易价格降幅较大。 3）油气成本： 2023年油气单位操作成本 12.0美元/桶，同比下降 3.8%。 4）新能源： 2023年公司新能源业务实现规模化跨越式发展，风电光伏发电量 22亿千瓦时，新增风光发电装机规模 370万千瓦；新能源开发利用能力达到 1150万吨标煤/年； CCUS 注入二氧化碳 159.2万吨。 5）从盈利能力来看， 2023年，油气和新能源板块实现经营利润 1487.0亿元，同比下滑 10.3%，显著小于原油和天然气的价格降幅。 天然气销售盈利能力大幅提高。 2023年，公司销售天然气 2735.5亿立方米，同比增长 5.1%；同时，公司统筹各类天然气资源采购，优化进口气资源池结构，努力控制采购成本， 提升终端业务创效能力，板块实现经营利润 430.4亿元，同比大增 232.2%，其中， 23Q4在顺价降本的驱动下，经营利润实现 235.7亿元，环比大增 340.0%。 增产高端特色炼油化工产品， 化工业务扭亏为盈。 2023年，公司汽/柴/煤油的产量分别为 4977.6/5839.9/1456.1万吨，同比+14.4%/+8.9%/+77.7%。 主要化工品中，乙烯/合成树脂/合成纤维原料及聚合物/合成橡胶/尿素产量分别为 800.1/1257.9/109.8/96.6/230.0万吨，同比+7.8%/+8.3%/-0.1%/-7.5%/-9.8%。从经营业绩来看， 2023年炼油业务实现经营利润 362.5亿元， 同比下降 11.9%， 主要由于炼油毛利空间收窄和产量增加综合影响；化工业务实现经营利润 6.84亿元，同比扭亏。 成品油市场需求回暖，销售业务利润大增。 公司销售业务强化产销协同，保障 原 油 产 业 链 顺 畅 运 行 ， 2023年 实 现 国 内 汽 / 柴 / 煤 油 销 量5154.1/6189.0/995.5万吨， 同比变化+16.4%/+11.7%/+82.1%；国际销量分别为 1559.5/1781.0/900.7万吨， 同比变化+12.0%/-23.7%/+9.7%。 全年销售业务经营利润为 239.62亿元，同比增长 66.7%。 拟派发末期现金股利 0.23元/股，全年股利 0.44元/股，分红率 50%，A/H 股股息率为 4.7%/7.5%。 公司拟派发末期含税现金红利 0.23元/股， 加上中期每股股息计划全年派发 0.44元/股，对应的现金分红比例为 50%，按照2024年 3月 25日的收盘价和汇率计算， A 股和 H 股股息率分别为 4.7%和7.5%。 投资建议： 公司是国内油气龙头企业，油气上游资源丰富，下游产业链完整。我们预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 1728.84/1810.12/1885.31亿元， EPS 分别为 0.94/0.99/1.03元/股，对应 2024年 3月 25日收盘价的 PE分别为 10/9/9倍，维持“推荐”评级。 风险提示： 原油价格波动的风险，化工品景气度下行的风险，下游需求不及预期的风险。