中国石油发布2022年年报及2023年一季报：公司2022年实现营收32391.67亿元，同比增长23.90%；实现归母净利润1493.75亿元，同比增长62.08%；实现扣非后归母净利润1708.97亿元，同比增长71.70%。 公司2023年一季度实现营业收入7324.71亿元，同比下降6.02%；实现归母净利润436.30万元，同比增长12.17%；实现扣非后归母净利润441.21亿元，同比增长11.80%。 投资要点油气价格中枢上移，营收净利润创新高2022年，公司业绩大幅增长，主要由于大部分油气产品价格上涨，其中原油、汽油、柴油、煤油平均实现价格分别为4645元/吨、8686元/吨、7861元/吨、6771元/吨，天然气平均实现价格为2684元/千立方米，分别同比增长45.2%、23.8%、45.7%、84.9%、55.2%。分业务来看，油气和新能源、炼油化工和新材料、销售、天然气分别实现营收9292.79亿元、11645.96亿元、27718.94亿元、5192.11亿元，分别同比增长35.0%、19.4%、27.9%、24.5%。 国际原油市场2022年供需维持紧平衡状态，原油价格保持高位震荡。公司抓住油价上涨的有利时机，加强效益勘探开发，聚焦油气增储上产，坚持绿色低碳转型，严格控制费用，实现经营利润2167亿元，同比增长34.4%。 降本增效成果显著，盈利能力持续提升2023Q1，公司原油平均实现价格75.98美元/桶，同比下降11.9%，但油气需求逐步复苏、销量增加，以及降本增效工作持续推进，公司经营业绩保持增长，净利率增长至6.62%（同比+1.02pct）。分业务来看，油气和新能源、炼油化工和新材料、销售、天然气销售分别实现经营利润409.96亿元、84.70亿元、81.56亿元、101.36亿元，分别同比+5.7%、-21.3%、+79.0%、+13.3%。随着国央企改革的逐步深入，公司将进一步控制各项费用，持续提高经营效率和盈利能力，在中国特色估值体系下，公司估值有望持续修复。布局新能源业务，炼化转型升级进程加速公司新能源业务发展全面提速，与油气业务深度融合。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140万千瓦，累计地热供暖面积达到2500万平方米，新能源开发利用能力达到800万吨标煤/年。随着碳达峰行动方案的全面实施，公司绿色低碳转型将稳步推进，新能源业务有望保持盈利高增。 而由于成品油及化工产品毛利下降，公司炼油化工和新材料业绩承压。未来公司将充分发挥特色原油资源与炼厂装置优势，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；优化乙烯原料供应，努力增产高附加值化工产品，并大力发展新材料业务；着力提速炼化业务转型升级，坚持减油增化、减油增特，继续扩大领先优势，巩固炼化龙头地位。随着炼化板块景气度回升、下游需求逐步回暖，公司产能释放有望打开炼化业务的增量空间。 盈利预测预测公司2023-2025年收入分别为31027、32064、33122亿元，EPS分别为0.79、0.83、0.88元，当前股价对应PE分别为9.7、9.1、8.7倍，首次覆盖，给予“买入”投资评级。 风险提示经济下行；原材料价格大幅波动；产能投放不及预期；下游需求不及预期；公司产品价格大幅波动等

事件:2023年4月28日，中国石油发布一季报，2023Q1实现营业收入7324.7亿元，同比-6.0%，环比-6.5%；实现归母净利润436.3亿元，同比+12.2%，环比+49.9%；实现扣非后归母净利润441.2亿元，同比+11.8%。销售毛利率为21.2%，同比+1.2个pct，环比-3.4个pct；销售净利率为6.6%，同比+1.0个pct，环比+2.8个pct。经营活动现金流净额为1263.8元，同比+49.7%。 投资要点:2023Q1业绩逆势增长，提质增效成效显著据Wind数据，2023Q1国际原油价格回落，Brent原油均价为82.10美元/桶，同比-16%，环比-7%，但公司业绩同比/环比均实现增长，主要由于公司油气产品国内销量增加，以及提质增效工作持续深入开展，成效显著。公司抓住国内经济稳步发展的有利时机，落实高质量发展要求，持续优化生产运行和产品结构，加强市场营销，严格控制投资和成本费用，生产经营平稳高效运行。 同比来看，2023Q1实现归母净利润436.3亿元，同比+47.3亿元，油品和化工品价格下降导致营收规模同比下降，毛利润同比略降2.8亿元，期间费用方面，管理费用/研发费用/财务费用同比均有所增加，同比分别+21.2/+10.2/+5.6亿元，但税金及附加同比-43.3亿元，其他收益和公允价值变动净收益同比分别+13.8/+40.3亿元。 环比来看，2023Q1归母净利润环比+145.2亿元，油品和化工品价格下降导致营收规模和毛利率水平环比均有所下降，毛利润环比-371.7亿元，管理费用环比+12.3亿元，其他收益环比-33.2亿元，但销售费用环比-26.9亿元，投资净收益/公允价值变动净收益环比分别+41.8/+49.3亿元，信用减值损失和营业外支出环比分别减少11.7/166.5亿元。 Q2来看，原油价格有望维持中高位水平，中国经济企稳回升，下游化工价格有望逐渐反弹，叠加公司降本增效持续推进，公司有望保原油、天然气销量增长，油气和新能源业务效益提升2023Q1，公司油气和新能源业务实现经营利润410.0亿元，同比+5.7%。一方面，主要由于原油、天然气销量增长，2023Q1公司实现油气当量产量452.0百万桶，同比+4.9%，其中，国内油气当量产量402.6百万桶，同比+3.3%。公司持续推进“稳油增气”，2023Q1原油产量236.3百万桶，同比+5.1%；天然气产量1.29万亿立方英尺，同比+4.7%，其中，国内天然气产量1.24万亿立方英尺，同比+5.1%。另一方面，公司坚持精细勘探、效益开发，单位油气操作成本10.57美元/桶，同比-2.3%。 优化产品结构+加强成本控制，持续提升炼化产品竞争力2023Q1，公司炼油化工和新材料业务实现经营利润84.7亿元，同比-21.3%。其中，炼油业务实现经营利润94.0亿元，同比-12.6%，主要由于成品油毛利减少的不利影响超过销量增长的影响；化工业务经营亏损9.3亿元，同比减利9.4亿元，主要由于化工产品价格下降、毛利减少。公司持续优化产品结构，推进减油增化、减油增特，加强高附加值产品开发；加强成本费用控制，提升炼化产品竞争力；稳步推进乙烯等转型升级项目建设。2023Q1原油加工量326.9百万桶，同比+8.1%，其中成品油产量2775.4万吨，同比+5.7%，乙烯产量200万吨，同比+2.1%，化工产品商品量849.1万吨，同比+3.5%。 国内成品油销售回暖，国际贸易利润大幅增长2023Q1，公司销售业务实现经营利润81.6亿元，同比+79.0%。一方面，公司抓住国内成品油市场需求回暖的有利时机，加强精准营销，努力扩销、降库、提效；另一方面，公司精心组织国际贸易，积极研判市场价格走势，有效控制市场风险，不断提升产业链整体效益，贸易利润大幅增长。2023Q1公司销售成品油3757.5万吨，同比+6.5%，其中国内销售成品油2729.0万吨，同比+9.5%。 进口气控成本，国产气销售效益提升2023Q1，公司天然气销售业务实现经营利润101.4亿元，同比+13.3%。主要由于国产气销售及终端零售业务利润增加，2023Q1，公司持续优化资源结构，控制进口天然气采购成本；大力加强市场营销，积极开拓高端高效市场和直销客户，加强终端零售网络建设，不断提升销售效益，国内天然气销量2.2万亿立方英尺，同比+2.9%。 盈利预测和投资评级预计公司2023/2024/2025年归母净利润分别为1505、1606、1685亿元，EPS为0.82、0.88、0.92元/股，对应PE为9.7、9.1、8.7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，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示国际原油/成品油和天然气价格波动风险、行业监管及税费政策风险、汇率风险、市场竞争加剧风险、油气储量的不确定性风险、海外经营风险。

业绩简评中国石油于2023 年4 月28 日发布公司2023 年一季度报告，公司2023Q1 业绩实现双增，实现营业收入7324.71 亿元，同比减少6%；实现归母净利润436.24 亿元，同比增加12.10%，环比增加43.75%，公司业绩在油价同比下跌16%的大环境下，业绩逆势创同期新高，充分展现了龙头央企的改革决心和执行力。 经营分析公司原油天然气产量双增，增储上产结硕果：公司原油产量及天然气产量分别为2.36 亿桶、1.29 兆立方英尺，分别同比增加5.07%、4.75%。2023 年公司原油、天然气产量指引分别为9.13亿桶、4.89 兆立方英尺，分别同比增加0.76%、4.58%。 成品油需求强劲，公司炼油、销售板块稀缺性凸显：公司2023Q1原油加工量达4424 万吨，分别生产柴油/汽油/煤油1358/1126/292万吨，2023 年公司计划加工原油1.75 亿吨。汽柴油裂解价差持续修复，截至目前柴油、汽油裂解价差分别为1168 元/吨和1399元/吨，公司炼油业务优势显著。与此同时，成品油销售量显著修复，Q1 柴油销售量为1799 万吨，同比增加11.00%，汽油销售量为1569 万吨，同比增加0.80%，伴随出行需求持续复苏，公司炼油及销售板块业绩有望持续获得提振。 公司计划进行股份回购，彰显管理层信心：公司已获得单独或同时回购不超过公司已发行的A 股或H股各自数量的10%股份回购授权，体现了管理层对公司内在价值的肯定，反映出公司业绩长期向好的态势。 盈利预测与评级我们认为公司在央企改革的大背景下，经营指标的提升可以部分对冲原油价格的负面波动，公司的核心竞争力将持续体现，我们上调了2023-2025 年盈利预测，上调幅度分别为7%、11%和14%，预计2023-2025 年公司归母净利润1400.73 亿元/1503.23 亿元/1602.40 亿元，对应EPS 为0.77 元/0.82 元/0.88 元，对应PE为10.3X/9.6X/9.0X，维持“买入”评级。 风险提示（1）油气田投产进度不及预期；（2）成品油价格放开风险；（3）终端需求不景气风险；（4）三方数据误差影响；（5）海外经营风险；（6）汇率风险。

业绩简评中国石油于 2023年 3月 29日发布公司 2022年年度报告，公司2022年业绩实现双增，全年实现营业收入 32391.7亿元，同比增加 23.9%；实现归母净利润 1493.8亿元，同比增加 62.1%。其中，2022Q4公司实现归母净利润 291.1亿元，同比增加 70.8%，环比减少 23.2%，公司业绩符合预期。 经营分析 1、原油价格中枢稳健叠加产量稳健，勘探及生产板块或业绩稳定： 当前全球原油价格预计持续维持中高位震荡，公司预计 2023年资本开支约为 2435亿元，2023年油气产量目标分别为 9.13亿桶和4.89兆立方英尺。原油价格中枢持续维持中高位叠加公司油气产量稳健，公司未来维持相对稳健业绩的确定性较强。 2、成品油终端需求边际回暖及裂解价差修复增强业绩稳健性： 2022年公司成品油零售量仍然维持稳定，全年成品油零售量为6421万吨，同比减少 4.14%，但仍维持在较高水平。受益于原油价格维持中枢震荡及汽柴油价差持续修复，公司炼油和化工及销售业务板块盈利能力维持稳定。与此同时，同时受益于海外炼能退出，公司业绩持续稳健值得期待。 3、高股利支付率持续回报股东：公司 2022年现金分红共计 773.41亿元，股利支付率达 51.78%，以 2022年 12月 31日收盘价为基准计算，2022年公司现金分红对应股息率为 8.50%，公司股息率持续维持在较高水平。2023年原油价格或维持中高位震荡，伴随中国经济回暖，成品油终端需求及裂解价差有望修复，公司 2023年业绩确定性较强，而公司近十年股利支付率超 55%，股东回报丰厚。 盈利预测与评级我们认为在原油价格维持稳健中枢的前提下，盈利能力稳健是公司核心竞争力，由于 2023年原油价格下滑，我们下调了2023-2024年盈利预测，下调幅度分别为 19%/17%，预计2023-2025年公司归母净利润 1307亿元/1355亿元/1405亿元，对应 EPS 为 0.71元/0.74元/0.77元，对应 PE 为 7.9X/7.6X/7.3X，维持“买入”评级。 风险提示 （1）油气田投产进度不及预期； （2）成品油价格放开风险； （3）终端需求不景气风险； （4）三方数据误差影响； （5）海外经营风险； （6）汇率风险。

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。

公司简介 中国石油是中国最大体量的石油开采及炼化企业之一，2021年公司已探明原油、天然气储量分别为60.64亿桶和74.92兆立方英尺。2022年前三季度公司原油、天然气产量分别为6.77亿桶和3.44兆立方英尺，原油加工量为8.96亿桶，是国内重点上下游全网络的大型石油化工企业。 投资逻辑 中国石油的成品油业务保证了公司业绩的相对稳定性，与此同时伴随着全球原油价格中枢维持相对高位，上游业务优势显著，且海外炼能出清以及天然气短缺，成品油裂解价差以及海外天然气价格持续维持相对高位，公司投资价值逐步显著。 1、“双碳”政策推动下，上游油气价格中枢有望维持较高水平。由于全球上游油气企业开采意愿不足，供需中长期偏向紧或推动原油价格中枢维持中高位。公司上游油气产量稳定，业绩或持续稳健。与此同时，受地缘政治等多因素影响，欧洲LNG或持续紧缺，而公司拥有较大体量的天然气产能及大体量LNG长协，或有望获得业绩弹性。 2、成品油批零价差稳健带来业绩确定性。国内成品油批零价差持续维持较为稳健的状态，其中柴油批零价差中枢维持在1000元/吨，汽油批零价差中枢维持在400元/吨，公司仅成品油零售业务贡献毛利占比达15%左右，且2009年以来成品油销售板块业务业绩毛利率维持3-7%。而海外炼能近年来持续出清，促使柴汽油海外裂解价差以及成品油批发及出口价差呈走阔趋势，伴随需求回暖，有望获得业绩弹性。 3、资产强防御属性逐步显现。通过对公司股利支付率和股息率的回溯，公司股利支付率2016年以来持续维持45%以上，受益于业绩未来的稳定性以及全球原油价格中枢维持高位震荡格局，在悲观/中性/乐观不同油价情景假设下，公司A股股息率有望维持5-8%，H股股息率有望维持7-12%，公司资产防御属性显著。 盈利预测、估值和评级 我们看好原油价格中枢长期维持高位以及中国石油稳定生产带来的业绩稳健性，在2022-2024年全球原油平均价格在100/90/90美元/桶的中性假设下，2022-2024年公司预计实现归母净利润1601.97亿元/1608.87亿元/1629.63亿元，对应EPS为0.88元/0.88元/0.89元。我们参考了同业公司及稳健股利支付公司当前市盈率，给予公司2023年7.5倍PE，目标价6.56元，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示 1.油气田投产进度不及预期；2.原油供需受到异常扰动；3.成品油价格放开风险；4.终端需求不景气；5.三方数据误差影响；6.海外经营风险；7.汇率风险。

事件：2022 年10 月27 日，公司发布2022 年第三季度报告。2022 年前三季度，公司实现营业收入24554.01 亿元，同增30.58%；归母净利润1202.66亿元，同增60.09%；扣非归母净利润1296.07 亿元，同增89.92%。 22Q3 营收创历史新高，业绩环比有所下滑。2022Q3，公司实现营业收入8407.80 亿元，同比增长22.96%，环比增长0.66%，为单季收入历史新高；实现归母净利润378.78 亿元，同比增长71.50%，环比下滑12.58%。 量价齐升，油气业务经营利润大幅增长。（1）产量方面，2022 年前三季度公司油气当量产量为12.51 亿桶油当量，同比增长3.5%。其中，公司生产原油6.77 亿桶，同比增长2.2%；生产天然气34448 亿立方英尺，同比增长5.0%。 （2）价格方面，22Q1-Q3 公司原油平均实现价格为95.19 美元/桶，同比增长51.9%；天然气实现价格7.78 美元/千立方英尺，同比增长31.2%。（3）成本方面，公司成本控制能力良好，油气单位操作成本为11.73 美元/桶，同比仅增长3.3%。（4）综合来看，油气和新能源板块实现经营利润1389.33 亿元，同比增长138.0%，占公司经营总利润的比重为79.5%；天然气销售板块经营利润156.44 亿元，同比减少57.4%，剔除上年管道重组收益影响后，比上年同期下降15.0%，主要是由于进口天然气成本上升。 “减油增化”成效显著，短期化工业务业绩承压。公司持续优化产品结构，成立了日本新材料研究院，加大化工新材料研发力度，提升高端专用料和高附加值产品比例，新材料产量明显增加。2022 年前三季度，公司汽油、柴油、煤油的产量分别为3277、3852、617 万吨，成品油合计产量为7746 万吨，同比减少387 万吨；而主要化工品的产量增加了173 万吨，其中，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550、862、84、80、200万吨，同比分别增加74、79、-2.5、3.4、19 万吨。从经营业绩来看，22Q1-Q3公司炼油业务实现经营利润265.87 亿元，同比增长32.1%；化工业务受原料成本上升和下游需求较弱的影响，经营亏损2.21 亿元。 销售业务毛利收窄。在疫情局部反弹、原料成本上升的背景下，成品油需求有所下滑，2022Q1-Q3，公司销售汽油、煤油、柴油合计11075 万吨，同比下降10.5%，同时销售业务毛利收窄，经营利润为72.42 亿元，同比下降17.5%。 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2022-2024 年归母净利润分别为1553.91/1585.25/1589.46 亿元，EPS 分别为0.85/0.87/0.87 元/股，对应2022 年10 月28 日的PE 均为6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，疫情反复导致需求不及预期的风险。

事件 1：公司发布《关于国有股份无偿划转的提示性公告》，中国石油集团拟通过无偿划转方式将其持有的公司约 18.3亿股 A 股股份（占公司总股本的 1%）划转给中国石化集团。 事件 2：9月 6日，在第七届东方经济论坛期间，中国石油集团董事长戴厚良同俄罗斯天然气工业股份公司总裁米勒举行视频会议，双方就天然气领域广泛合作进行交流。会议期间，双方签署《中俄东线天然气购销协议》相关补充协议。 点评： 1、“两桶油”战略合作持续深化，强强联合共筑发展新篇章21年 12月 1日，中国石油与中国石化在京签署战略合作框架协议。双方共同承担国家油气安全保障重要任务，将为保障国家能源安全作出新贡献，同时以协议签署为契机，在油气业务、新能源、信息化与数字化等领域全面深化合作。我们认为本次两大集团的股权划转是继 21年中国石油与中国石化签署战略合作框架协议之后的又一关键节点，从中长期看有助于两大集团在油气及能源保障领域的合作与实质性落地。目前，中国石油与中国石化共同承担国家油气安全保障重要任务，分别在上游油气资源和下游化工领域占据国内主导地位，并在新能源领域均有重要战略布局。在当前国际地缘政治复杂的大背景下，中石油与中石化的战略合作，有助于发挥各自优势，在油气业务、新能源、信息化与数字化等领域全面深化合作，共同开启高质量发展新征程。 能源安全不容动摇，增储上产任重道远。尽管我国已成为世界第二大石油消费国和世界第三大天然气消费国，但我国原油、天然气对外依赖度极高，2021年石油、天然气对外依存度分别攀升至 72%和 45%。国家层面高度重视能源安全问题，强调石油企业要不折不扣完成“七年行动方案”要求，落实增储上产主体责任。中国石油与中国石化持续推进高质量勘探开发，强化页岩油气攻关，在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地取得一批油气新发现，并在渤海湾、四川和苏北盆地陆相页岩油勘探取得重大突破。中国石油与中国石化战略合作持续深化，是我国能源安全把控迈出的重要一步，增储上产有望迎来政策加码，推动油气储量、产量进一步上行。 能源转型正当时，新能源领域强强联合。在碳达峰、碳中和的战略目标下，全球将逐步进入新能源时代，油气消费比例将持续下滑，油气企业转型为大势所趋。 中国石油与中国石化战略合作持续深化落地，表明了其积极拥抱碳中和的决心，依靠资本优势与技术优势加速向氢能、光伏等新能源领域转型，其中氢能领域是油气企业转型的关键领域。绿氢生产所需设备投资巨大，产能 5万吨/年项目中仅电力生产、制氢两个环节就需要 70-100亿元的资金支持。资本雄厚的两大石油公司强强联合，有望加速氢能产业的发展。中国石油已正式将油气和新能源并列为第一大业务，参与的张家口氢储能发电工程是目前全球最大的氢储能发电项目；中国石化作为国内规模最大的制氢公司，2021年产氢气 350万吨，占全国 14%，并计划在“十四五”期间规划建设 1000座加氢站或油氢合建站，大力发展可再生能源制氢，累计规划绿氢产量超百万吨，其投资的全球最大的光伏绿氢生产项目已于 2021年 11月 30日正式启动。 2、与俄罗斯签署天然气补充协议，持续拓展上游资源池保障我国能源安全中国石油集团与俄罗斯天然气工业股份公司签署《中俄东线天然气购销协议》相关补充协议，公司加强与俄罗斯在天然气供应方面的合作，此次补充协议的签署是公司在上游资源领域，尤其是在天然气领域的重要布局，有助于公司拓展上游资源池，为我国能源安全，尤其是临近取暖季的保供增加了重要安全保障。 欧洲天然气价格大幅上涨，凸显上游资源价值。9月 2日 Gazprom 宣布“北溪一号”管道无法重启供气，并宣称无法获知管道恢复时间，这意味着当前时点看俄罗斯通往欧洲的重要供气管道之一“北溪一号”短期或将持续停止供气。俄罗斯官方宣布，断气将维持到欧洲对俄制裁解除，但俄罗斯目前仍通过位于乌克兰的苏联时代建造的天然气管道以及土耳其的“南溪”管道向欧洲供应天然气。 北溪 1号完全停止导致欧洲天然气供给危机加剧，截至 9月 4日荷兰 TTF 天然气报收 218欧元/兆瓦时，较 22年初上涨 211%。我们认为在欧洲天然气价格大幅上涨背景下，上游资源价值将持续抬升，公司在此背景下持续扩充上游资源池，一方面有望保障我国能源供给，另一方面也将受益于能源价格的上涨。 3、公司大力提升上游资本开支，有望长期受益于油价高景气，当前 PB 估值不足 1倍被显著低估中长期油价有望维持高位，公司大力提升上游资本开支有望持续受益。展望中长期，全球原油巨头的资本开支增长计划较为谨慎，23-25年国际巨头资本开支的上限将回到 2019年水平，无法回归 15年以前的高开支时期，长期资本开支增速较低，造成中长期原油供给增速低迷。我们认为中长期国际原油供需将维持紧平衡，油价有望维持高位。在此背景下，公司大力提升资本开支，2022H1公司实现资本开支 923亿元，同比+24.9%，勘探与开采、炼化、销售、天然气销售实现资本开支分别为 728、168、8.3、14.2亿元，分别同比+34.7%、1.1%、-24.3%、-21.4%。公司上游板块加强塔里木、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开发，加大页岩气、页岩油等非常规资源开发力度，持续优化业务布局和资产结构，公司预计 2022年度资本开支为 2420亿元，其中上游资本开支 1812亿元。公司 2022年上游资本开支持续增长，有望持续扩大上游油气资源优势，从而充分受益于油价高景气。 截至 2022年 9月 6日，中国石油 A、H 股 PB（MRQ）分别为 0.77、0.45倍，PB 估值不足 1倍。我们认为 22年油价有望维持高位，海外上游资本开支下滑背景下，中长期看原油供需仍偏紧，油价有望维持高位，公司大力提升资本开支，上游油气资源池不断扩产，有望充分受益于油气价格上涨，当前时点被显著低估。 盈利预测、估值与评级公司是国内油气生产龙头，稳定增加上游资本开支，大力推进增储上产，布局新能源产业链，有望充分受益于原油行业高景气，因此我们维持对公司的盈利预测，预计公司 2022-2024年归母净利润分别为 1458、1527、1609亿元，折合 EPS 分别为 0.80、0.83、0.88元/股。维持公司 A+H 股的“买入”评级。 风险提示：原油价格大幅下行风险，炼油和化工景气度下行风险，战略合作落地进度不及预期风险。

事件： 2022年 7月 15日，公司发布 2022年半年度业绩预增公告，2022H1公司预计实现归母净利润 795-850亿元，同比增长 50%-60%；2022Q2单季，公司预计实现归母净利润 405-460亿元，同比增长 60%-82%，环比增长 4%-18%。 点评： 上半年油价高涨 61%，油气行业景气助力公司业绩高增长2022年上半年，在地缘冲突和供需紧张格局共同催化下，国际油气市场维持高景气，上半年布伦特原油期货均价为 104.94美元/桶，同比增长 61%，创 2015年以来新高；地缘政治背景下欧洲面临俄罗斯天然气断供风险，美国增加对欧 LNG 出口，但产能不足以覆盖俄气供给缺口，多重因素影响下天然气供需持续趋紧，上半年 NYMEX 天然气期货均价为 6.04美元/百万英热单位，同比大增 112%，创十年以来新高。公司大力加强油气勘探开发，持续提升炼销一体化水平，统筹优化天然气资源调配，稳步推进新能源新材料业务布局，充分发挥业务板块协同作用。公司油气业务稳步推进，主要油气产品销售实现量价齐升，叠加降本增效，有效控制经营成本，公司 22年 H1业绩同比大幅增长。 中长期油价有望维持高位，公司业绩可期近期由于经济衰退预期加剧和原油供给紧张态势趋于缓和，油价出现较大幅度回调。但是，考虑到 22年供需基本面维持紧张、长期原油供需仍维持紧平衡，我们维持对 22年及中长期油价景气度的判断。 原油需求方面，2022年全球原油需求复苏趋势不变，IEA 预计 2022年全球原油需求增长 170万桶/日，2023年全球原油需求增速进一步增长至 210万桶/日；长期来看，石油作为有机化工最常见的碳源，性能优良，目前难以找到合适的替代品，石油不可替代的化工需求和大量现存燃油车支撑的燃料需求将使 2030年以前原油需求偏刚性。 原油供给方面，俄罗斯 6月份石油出口量下降 250万桶/日至 740万桶/日，为2021年 8月以来的最低水平，IEA 预计 2022年俄罗斯原油供给减少量可达 200万桶/日；OPEC+7月起每月计划增产 64.8万桶/日，但闲置产能的缺乏增大了 OPEC+的达产难度，且增产幅度难以抵消俄油供给的退出；展望中长期，全球原油巨头的资本开支增长计划较为谨慎，23-25年国际巨头资本开支的上限将回到 2019年水平，无法回归 15年以前的高开支时期，长期资本开支增速较低，造成中长期原油供给增速低迷。综上所述，2022年原油价格仍受到供需基本面的支撑，中长期国际原油供需将维持紧平衡，油价有望维持高位。 公司大力提升资本开支，2022年公司计划资本开支 2420亿元，同比-4%，上游、炼化、销售、天然气与管道计划资本开支分别为 18 12、445、75、80亿元，分别同比+2%、-18%、-32%、+19%；公司计划 2022年生产原油 8.99亿桶，同比+1.2%，生产天然气 4.62万亿立方英尺，同比+4.6%。截至 2022年 7月 18日，公司塔里木盆地累计生产凝析油气突破 1.5亿吨，年产油气当量突破 1200万吨，有力保障了我国高端石化原料供给。公司 2022年上游资本开支持续增长，将为公司产品产量的增长和盈利能力的提高打下坚实基础，从而充分受益于油价高景气。 天然气行业空间广阔，自产气龙头有望充分受益天然气是相对清洁的化石能源，加大天然气产销量是实现“碳达峰”的重要过渡手段，“碳中和”背景下我国天然气产销量有望持续增长，根据发改委、能源局《“十四五”现代能源体系规划》，2025年我国天然气产量目标为 2300亿立方米，2022-2025年天然气产量年均增速可达 7.8%。公司是国内天然气产储量龙头企业，截至 2021年 12月拥有天然气已探明储量 76万亿立方英尺，2021年生产天然气超过 4万亿立方英尺，产量、储量均位居国内第一。作为我国天然气生产龙头企业，公司有望充分受益于天然气行业增长。 聚焦 CCUS 前沿技术，助力公司低碳发展“双碳”目标推动我国能源结构向绿色低碳转型，CCUS 成为实现碳中和的重要渠道。公司 CCUS 工程建设方案及先导试验稳步推进，在二氧化碳捕集方面，大庆石化、吉林石化分别完成 40万吨和 60万吨二氧化碳回收项目可行性研究。在二氧化碳管输方面，大庆油田完成超临界态二氧化碳年输量 100万吨和 300万吨的管输设计方案。在驱油与埋存先导性试验方面，大庆敖南油田CCUS 一期工业化试验方案完成，长庆油田、新疆油田开展了试验方案的论证和优化，持续推动方案编制和现场实施。公司将加大全产业链统筹协调力度，加快科技创新步伐，推进方案审查审批工作，切实保障 CCUS 产业高质量发展。 盈利预测、估值与评级考虑到目前原油供给偏紧和地缘政治紧张持续，原油有望维持高位景气，我们上调对公司的盈利预测，预计公司 2022-2024年归母净利润分别为 1351（上调 19%）、1381（上调 17%）、1408（上调 15%）亿元，折合 EPS 分别为 0.74、0.75、0.77元/股。公司是国内油气生产龙头，稳定增加上游资本开支，大力推进增储上产，布局新能源产业链，有望充分受益于原油行业高景气，维持公司A+H 股的“买入”评级。 风险提示：原油价格大幅下行风险，炼油和化工景气度下行风险。

事件： 2021 年3 月31 日，公司发布2021 年年报，21 年公司实现营业收入2.61 万亿元，同比+35%；实现归母公司净利润922 亿元，同比+385%。其中Q4 单季实现营收7340 亿元，同比+45%，环比+7%；实现归母净利润170 亿元，同比+91%， 环比-23%。 点评： 一、行业高景气助推业绩创七年新高 1、上游：油气价格上行提升公司上游业绩，天然气产量创历史新高 公司2021 年上游板块实现经营利润685 亿元，同比+196 %，创七年新高，主要由于全球经济复苏改善能源市场整体需求叠加油气供给偏紧，国际油气价格大幅上涨：2021 年，布伦特原油期货均价70.94 美元/桶，同比+64.2%；公司原油实现价格65.58 美元/桶，同比+62.6%；天然气实现价格7.59 美元/千立方英尺，同比+58.1%。公司坚持稳油增气，深入推进老油田稳产和新区效益建产，国内油气产量实现双增，天然气产量创历史新高。2021 年公司国内原油产量753.4 百万桶，同比+1.3%；国内可销售天然气产量4.22 万亿立方英尺，同比+5.7%，创历史新高，天然气产量占油气当量的比重持续提升。 2、炼化：减油增化优化产品结构，化工品产量利润创历史最好水平 公司2021 年炼化板块实现经营利润497.4 亿元，同比+515 亿元。其中，炼油业务经营利润377 亿元，同比+505 亿元；化工业务经营利润120 亿元，同比+9.5%， 主要由于成品油价格上行，公司加强成本费用管控，在油价上升的情况下实现单位加工成本持续下降。2021 年公司总共加工原油12.25 亿桶，同比+4%，分别生产汽、柴、煤油4939、4825、1108 万吨，同比分别+6.72%、-4.88%、+10.32%；公司积极推进减油增化，成品油收率同比降低1.60pct 至65.6%，化工品收率同比增加2pct 至28.3%，公司持续优化炼油产品结构，柴汽比同比降低0.12 至0.98。公司坚持炼化业务转型升级，保持乙烯等重点化工装置高负荷运行，广东石化炼化一体化项目、塔里木和长庆乙烷制乙烯等重点工程有序推进，大力加强科技创新，积极推进化工新产品新材料研发。2021 年公司分别生产乙烯、树脂、纤维、橡胶、尿素671、1090、114、104、242 万吨，同比分别+5.8%、+6.0%、-10.3%、+4.3%、+12.0%。公司化工产品商品量、炼油业务利润、化工业务利润均创历史最好水平。 3、销售：需求复苏推动销售利润回暖，成品油销量稳步增长 公司2021 年销售板块实现经营利润132 亿元，同比增加161 亿元，主要由于国内宏观经济呈现稳中向好推动成品油需求逐步复苏，国内成品油供应平稳，市场供过于求形势缓解。公司根据市场变化加强产销衔接，统筹优化资源流向，加强成品油库存管理，实现了成品油销量的稳步增长：2021 年公司分别销售汽、柴、煤油6598、8173、1560 万吨，同比分别-0.16%、+1.15%、+8.70%。此外，积极创新经营模式，加快直销批发APP 推广应用，灵活调整汽柴油销售策略，首批商用智能加油机器人上岗运行，不断提升零售业务质量和效率。加大优势市场和高效地区加油站开发力度，运营加油站数量增加181 座达到22800 座。 4、天然气和管道：国内天然气需求高速增长，公司天然气销量提升公司2021 年天然气和管道板块实现经营利润439 亿元，同比减少39.3%， 主要由于2021 年管道资产重组收益比2020 年减少，造成天然气板块利润下滑。2021 年公司进口天然气业务亏损72.12 亿元，同比减亏69.47 亿元。公司抓住国内经济稳定增长、市场需求回升的有利时机，积极开拓直销和终端客户，不断提升服务质量，努力增加销量；大力加强天然气采购成本管控，持续提升销售效益。2021 年，公司销售天然气2740 亿立方米，同比增长10.1%。 二、资本支出稳中有升，22 年持续加强上游勘探力度2016-2019 年，公司资本支出稳步提升，从2016 年的1724 亿元增长至2019 年的2968 亿元，其中2019 年勘探与生产板块资本性支出同比增长17.3%，达到2301 亿元。2014-2019 年，中石油上游勘探与生产板块资本性支出约占总资本性支出的四分之三左右，占比最大。2017-2019 年上游勘探生产板块资本支出占比稳步提升，2020 年，国际油价跌至低点，海外油气巨头资本开支缩减幅度接近30%，公司克服行业低迷的困难，控制资本开支跌幅为17%。 2021 年，公司坚持严谨投资、精准投资、效益投资，持续提高投资管理水平，不断优化投资结构，努力提升投资效益。全年资本支出为2512 亿元，同比+ 1.9%，上游、炼化、销售、天然气与管道四大板块资本支出分别为1783、545、110、67 亿元，分别同比-4%、+150%、-33%、-68%。2022 年公司计划资本支出2420 亿元，同比-4%，上游、炼化、销售、天然气与管道计划资本支出分别为1812、445、75、80 亿元，分别同比+2%、-18%、-32%、+19%。公司2021 年总资本开支稳中有升，2022 年上游资本开支持续增长，将为公司产品产量的增长和盈利能力的提高打下坚实基础。 三、增储上产成绩斐然，原油储量大幅上升公司持续响应国家“增储上产”号召，国内勘探开发业务推进重点盆地、重点区带集中勘探、精细勘探和高效评价，在四川、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木等盆地取得多项战略突破和重要勘探成果，发现和落实鄂尔多斯庆城地区长7 页岩油、四川川中台内天然气等规模储量区。 2016 年以来，公司新增可采储量连续增加，2021 年全力推进高效勘探和油气增储上产，在鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、四川等重点盆地取得多项重大突破和重要发现，国内油气储量接替率147%，其中原油储量接替率221%，创历史新高。2021 年新增原油储量17.45 亿桶，原油证实储量达60.6 亿桶，同比大幅增长16.5%；新增油气总储量22.29 亿桶当量，油气总储量达185.5 亿桶当量， 同比增长3.4%。公司原油储量大幅增长，储量接替率保持健康，成为未来产量进一步提高的根基。 四、高油价时代来临，公司上游有望显著受益2022 年全球原油需求恢复叠加增产缓慢，供需格局偏紧，地缘政治影响下油价维持高位；资本开支不足，使得全球原油长期增产空间有限，叠加地缘政治不稳定因素提高原油的风险溢价，我们认为高油价时代正式来临，原油高景气度仍将持续。 中石油拥有大规模的上游资产和业务，将充分受益于原油高景气。根据我们在3 月27 日发布的《高油价时代，“三桶油”业绩弹性几何？--能源结构转型系列报告之“三桶油”利润弹性测算》测算，中石油的上游业务在布油价格超过50 美元/桶之后开始逐渐进入盈利，在100 美元/桶的布油价格下，公司上游的净利润可达1658 亿元；边际利润方面，当油价处于70-80 美元/桶的范围内时，公司边际净利润弹性为32 亿元左右，而当油价高于100 美元/桶后，公司边际净利润弹性将稳定在24 亿元。 五、落实“双碳”目标，加快绿色低碳转型在碳达峰、碳中和的战略目标下，公司积极落实“双碳”目标，加快推进绿色低碳转型。公司计划在2025 年前大力部署氢能产业链、化石能源清洁转化及CCS/CCUS，探索以更低成本实现化石能源的清洁开发利用。 氢能方面，2021 年，中国石油氢气总产能已超过260 万吨/年。公司目前在北京、河北、重庆等地建成8 座加氢站、6 座换电站、3 座综合能源服务站，在环渤海、陕甘宁等7 个区域部署建设19 个氢提纯项目，发挥现有制氢能力和副产氢资源与二氧化碳捕集利用相结合，实现“蓝氢”供应。公司充分发挥在化学化工和新材料领域的基础优势，构建“蓝氢”、“绿氢”等多元供氢，进行氢- 电、电-氢相互转化，建立氢气储存、运输、终端加注供应链。公司按照“战略布局、稳步推广、规模发展”三步走阶段部署，坚持系统发展多元化制氢、低成本高效储运氢，积极布局氢能领域。 光伏方面，2021 年玉门20 万千瓦光伏发电项目建成投产，实现了对外清洁电力供应零的突破，公司在宁夏建成国内首座BIPV 光伏发电油气合建站，相比传统的BAPV 光伏发电模式，效率高、寿命长、成本低。塔里木油田已有12 座泵站建设太阳能光伏发电灌溉示范站，替代柴油机发电灌溉。目前公司正在建设塔中沙漠公路太阳能利用工程，完工后将实现全长436 公里的沙漠公路光电抽水灌溉全覆盖。截至21 年末，公司新增光伏装机20 万千瓦，已有117 座加油站开展充电业务、91 座加油站开展光伏发电业务。 CCUS 方面，吉林、大庆等一批风光发电项目及CCUS 项目正在稳步推进。公司在CCUS 产业发展方面具备显著的资源与技术优势，拥有国内数量最多、规模最大的CCUS-EOR 工业项目，其中吉林油田二氧化碳驱油是全国首个全流程示范工程，累计封存二氧化碳已超过200 万吨；公司主导的新疆CCUS 中心是油气行业气候倡议组织在全球部署的首批5 个CCUS 产业促进中心之一， CCUS 能力为100 万吨/年的一期方案设计通过专家论证，二期能力将达到300 万吨/年。 盈利预测、估值与评级2022 年年初以来，在原油供需格局偏紧的背景下，俄乌冲突持续升级，使得原油价格持续上涨，截至2022 年3 月30 日，布伦特原油期货价格涨至113.45 美元/桶。我们认为高油价叠加公司原油产量持续增长，公司上游业务有望充分受益于高油价。但考虑到目前俄乌冲突仍在持续，地缘政治局势波诡云谲，而油价受地缘政治影响较大，因此我们保守起见维持对公司2022-2023 年盈利预测， 新增2024 年盈利预测，预计公司 2022-2024 年归母净利润分别为999、1054、1102 亿元，折合EPS 分别为0.55、0.58、0.60 元/股。公司是国内油气生产龙头，稳定增加上游资本开支，大力推进增储上产，布局新能源产业链，有望充分受益于原油行业高景气，维持公司A+H 股的“买入”评级。 风险提示：原油价格大幅下行风险，炼油和化工景气度下行风险。

事件：2022年1月13日，公司发布2021年度业绩预增公告，预计2021年实现归母净利润同比增加人民币710-750亿元，同比增长374%-395%；跟2019年相比，归母净利润将增加人民币443-483亿元，增长97%-106%，两年平均增长40%-43%，创近7年同期最好水平。此外，公司预计扣非净利润比2020年增加人民币1100-1200亿元，即21Q4扣非净利润为538-638亿元。 受益于油价上涨，公司油气销售业务利润大幅提升。根据万得数据，2021年布伦特原油的平均价格为70.94美元/桶，同比增加27.73美元/桶，同比增长64.17%，WTI原油均价为68.10美元/桶，同比增加28.63美元/桶，同比增长72.52%。假设公司油气成本及各费用不变，以2020年原油产量9.22亿桶为基数计算，公司油气销售业务的利润增长约260亿美元，约合人民币1677亿元左右（以2021年美元兑人民币的平均汇率6.45元/美元计算）。 展望未来，看好油价继续上涨带来业绩提升。勘探与生产及油气销售业务，短期来看，据IEA数据，截止1月7日当周，美国原油库存下降455万桶，连续第七周下降，支撑油价走势向上；长期来看，在全球油气上游投资减少和疫情控制后各国经济的逐步恢复的推动下，我们认为2022年原油价格中枢有望继续抬升，进而推动公司勘探与生产及油气销售业务盈利的提升。炼油及化工业务，我们认为，随着疫情控制后，全球成品油市场需求有望继续复苏，特别是航空煤油需求受全球航空业复苏的带动有望贡献2022年成品油的大部分需求增量，成品油价差或将继续拉大，进而带动炼油及化工业务的增长。天然气与管道业务，公司分别于2020年和2021年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（包含所持公司股权）出售给国家管网集团，获得国家管网集团股权及相应的现金对价；公司通过资产出让，有望优化销售结构。 布局新能源，积极推进能源转型。公司2021年将“绿色低碳”纳入公司五大战略之一，新能源开发利用总能力接近700万吨标准煤/年，21年新增新能源开发利用总能力350万吨标准煤/年，增长迅猛。其中，建成投产光伏发电项目24万千瓦，建成氢提纯能力4吨/日，建成投运8座加氢站；新获风光发电资源和上网指标120万千瓦，为后续规模发展奠定了基础。公司绿色低碳转型路线清晰，资源禀赋强，在新能源领域的发展未来可期，有望为公司带来估值提升。 投资建议：考虑到原油价格继续快速上涨势头较之前有所放缓，下调2021-2023年归母净利润至920/1100/1107亿元，对应2022年1月13日收盘价的PB为0.7/0.6/0.6倍，考虑公司PB估值处于2012年初至今的底部位置，未来随着公司盈利的提升和在新能源领域的布局，估值有望修复，维持“推荐”评级。 风险提示：原油价格下跌或者波动的风险；主要石化产品价格下跌的风险；疫情反复对石化产品需求产生影响的风险。