来源：雪球App，作者： 未来智库，（https://xueqiu.com/9508834377/245023847）

（报告出品方/作者：东吴证券，陈淑娴、郭晶晶）

1.1. 全产业链布局的炼化一体龙头

中国石油化工股份有限公司是一家上中下游一体化、石油石化主业突出、拥有比较 完备销售网络的股份制企业，是中国最大的成品油和石化产品供应商、第二大油气生产 商，是世界第一大炼油公司、第二大化工公司。公司于 2000 年 2 月由中国石油化工集 团公司设立。中国石化 H 股于 2000 年在香港、纽约、伦敦三地交易所上市；A 股于 2001 年 8 月 8 日在上海证券交易所上市。中国石化主要从事石油与天然气勘探开采、管道运 输、销售；石油炼制、石油化工、煤化工、化纤及其他化工产品的生产与销售、储运； 石油、天然气、石油产品、石油化工及其他化工产品和其他商品、技术的进出口、代理 进出口业务；技术、信息的研究、开发、应用；氢气的制备、储存、运输和销售等氢能 业务及相关服务；新能源汽车充换电，太阳能、风能等新能源发电业务及相关服务。

国资委实际控股，子公司业务广泛。根据 2022 年三季度报，公司的直接控股股东 为中国石油化工集团有限公司，其持有 68.31%的公司股权。中国石油化工集团有限公司 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。公司总股本近 1199 亿股，其中 A 股 951 亿股，H 股 248 亿股。

公司目前在世界范围内拥有 12 家全资子公司、11 家控股子公司和 10 家联营公司， 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等活动。

中国石化主营业务分为 3 大环节：上游主要从事上游石油天然气勘探开发；中游管 道运输、储存、LNG 接收站和液化站；下游石油等化工产品的生产与销售等相关业务。

1.2. 抵御油价波动风险，公司业绩表现稳健

作为上、中、下游一体化的大型能源化工公司，在油价高度波动下仍保持相对稳定 的业绩表现。2020 年新冠疫情冲击，国内生产生活停滞，公司盈利受到较大影响。截止 2022 年前三季度，油价继续高位震荡，维持在 95 美元/桶以上的高位水平，受益于油气 开采业务，但疫情防控下出行需求不振抑制了成品油需求，2022 年前三季度公司归母净 利润同比下降 5.4%。2023 年，油价持续高位，国内疫情防控政策优化，上下游共同发 力，有望实现业绩反弹。

炼油及销售板块是公司利润主要来源。从营收构成来看，炼油及营销分销板块在近 十年公司营收中的占比稳定在 60%左右。从利润贡献来看，勘探开发板块毛利率跟随油 价正向波动，炼油、化工板块毛利率跟随油价负向波动，营销及分销板块毛利率稳定在 6-7%左右，一体化特征可较好抵御周期性波动风险。

2020 年受到新冠疫情的影响，国际油价低位震荡，主营业务利润均大幅下降。2021 年，国际油价震荡上行，国内经济逐渐复苏，公司上游勘探开发板块和炼油板块实现扭 亏为盈，营业利润分别为 6 亿元和 654 亿元，同比上涨 103%和 1102%。截止 2022 年三 季度，俄乌冲突催化国际油价冲上百元大关，勘探及开发板块业绩表现亮眼，其营业利 润同比增长 385.97%，毛利率同增长 8.4pct 至 23.9%。

资本开支持续增长，化工板块占比提升。2016 年以来，中石化不断提升其资本开支 水平，2022 年计划资本开支达到 1980 亿元。其中，化工业务的资本开支增长较快，到 2022 年占比达到 30%以上，公司对于乙烯及下游高附加值化工品项目规划较多。

1.3. 公司财务状况良好，经营现金流充裕

公司的销售净利率和净资产收益率受油价影响小，盈利能力稳定。2011-2021 年油 价周期波动中，公司的净利率一直稳定在 1.7%-3.1%，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净资产收益率，盈利能力稳定。 2019-2021 年，与 BP、Exxon Mobil、中海油相比，公司 ROE 相对更平稳，与中石油相 比，公司 ROE 整体更高。2022 年前三季度，受油价大幅上涨和国内疫情影响，公司 ROE 小幅下滑。作为炼化一体的石化产业龙头，公司即使在油价波动时也能够保证利润稳定。

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 50%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，适中且 稳定的资产负债率说明公司善于利用债务杠杆提高收益。 公司经营现金流增加，夯实财务基础。近十年来，公司经营性现金流充足且稳定维 持在 1500-2000 亿元，为公司运营发展所需的高强度资本支出提供了资金支持。

2.1. 勘探及开发板块业务情况

中国石化是我国最大的一体化能源化工公司之一，上游主营石油与天然气勘探开采 业务。公司在上游板块拥有 15 家分公司，油气资源覆盖国内各地与海外 26 个国家和地 区。其中，公司在国内拥有中国石化勘探分公司作为专业勘探公司；拥有胜利油田分公 司、中原油田分公司、河南油田分公司、江汉油田分公司、江苏油田分公司、上海海洋 油气分公司、华东油气分公司、东北油气分公司、西南油气分公司、西北油气分公司、 华北石油局、新星石油有限责任公司、天然气分公司共 13 家油气生产公司。在海外地 区，公司成立了国际勘探公分司，在全球 6 大资源区 26 个国家拥有 50 多个油气勘探开 发项目，具备多种油气资源类型，包括常规石油、凝析油、沥青油（加拿大油砂）、溶解 气、天然气、凝析气、煤层气和天然气液等。目前，公司已初步形成非洲、南美、中东、 亚太、俄罗斯-中亚、北美 6 大油气生产区。

勘探开发板块经营效益与油价高度相关。公司勘探开发板块收入主要源于少部分自 产原油与大部分自产天然气的外销，其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 年上半年，油价大幅上涨环境下，板块收益同比+321.98%至 263.02 亿 元，毛利率同比+8.40pct 至 23.90%。

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。2021 年 公司资本支出 1679 亿元，其中勘探及开发板块资本支出 681 亿元，主要用于顺北等原 油产能建设，川西、涪陵、威荣等天然气产能建设，天津 LNG 二期、青岛 LNG 三期等 储运设施，以及胜利 CCUS 等项目建设。2022 年公司预计资本支出 1980 亿元，其中， 勘探及开发板块资本支出 815 亿元，主要用于顺北、塔河等原油产能建设，川西、东胜、 中江等天然气产能建设，龙口 LNG 等储运设施建设。未来公司将秉承稳油增气的战略 规划，不断推进油气田产能建设、大力开发天然气资源，实现增储上产的发展目标。

降本成效显著，油气操作成本连年下降。近年来，公司始终强调持续推进降本减费， 以抵御低油价风险，促进油气盈亏平衡点稳步下降。2014-2020 年，公司油气操作成本 由 18.43 美元/桶稳定下降至 14.89 美元/桶，降本成效显著。2022 上半年，受油价上涨影 响，油气操作成本小幅回升至 16.67 美元/桶。

公司加快天然气产供储销体系建设，稳油增气取得新进展。近年来，公司坚持“原 油可持续、天然气快增长”的发展战略，持续加强高质量勘探和效益开发。在原油开发 方面，推进顺北、准西缘等油田产能建设，加大提高采收率技术攻关和应用，夯实稳产 基础。2022 年公司原油产量为 2.8 亿桶，其中境内原油产量 2.5 亿桶，整体来看，公司 原油业务核心集中在国内地区，境内产量占比高达 89%。 在天然气开发方面，公司加快推进川西、东胜、威荣等气田产能建设，近十年来天 然气产量持续正增长。2010 年公司天然气产量仅为 4414 亿立方英尺，至 2022 年产量上升至 12488 亿立方英尺，复合增长率高达 9.05%，产量再创新高。综合来看，公司 2022 年全年油气当量产量 489.07 百万桶，同比增长 1.9%，稳油增气成果显著。

公司稳定推进高质量勘探活动。2014 年油价暴跌后，公司上游勘探投资大幅减少。 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，到 2021 年为 14.4 亿桶。天然气方面，公司稳油 增气的总体战略推动了天然气的增储上产，近年来剩余天然气可采储量不断提升，到 2021 年已超过 8 万亿立方英尺。 横向对比来看，中石化剩余油气可采储量在“三桶油”公司中的占比最小，但近五 年稳中有升，2021 年以 28 亿桶油当量的储量水平占比 10.65%，主要是受中石油剩余油 气可采储量下降的影响。

储量接替率平稳提升，可持续发展潜力较高。由于先天油气资源禀赋局限，中石化 在储采比方面仍处劣势。除 2015-2016 年油价低迷导致公司储量接替率降为负数，其他 时期均在 100%以上，且保持小幅增长态势，截至 2021 年公司储量接替率达到 150%， 已超过中石油、直逼中海油。公司油田稳产能力与可持续发展态势值得看好。

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 2019 年资源报告显示，我国已探明石油 储量达到 35 亿吨，居世界第 13 位；在第三次石油资源评估中，我国海上石油总储量可 达 250 亿吨左右。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，2021 年我国原油产 量为 1.99 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 1 月，原油产量已恢复至977 万桶/天，比俄乌冲突前（指 2022 年 1-2 月，下同）下降 31 万桶/日，下降幅度有 限。 截至 2023 年 1 月，俄罗斯石油出口已达到历史高位水平。2023 年 1 月，俄罗斯石 油出口总量为 820 万桶/天，已恢复至冲突前水平，较 2022 年 12 月增加 30 万桶/天，其 中，原油出口量为 510 万桶/天，较冲突前增加 10 万桶/天，较 2022 年 12 月增加 30 万 桶/天，成品油出口量为 310 万桶/天，与冲突前持平，与 2022 年 12 月持平。 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。 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 1 月两国剩余产能分别为 181、87 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 59 万桶/天至 1249 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 年需求总量之间尚有约 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。 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。中石化的勘探开发板 块业绩或将继续维持稳定且良好的业绩。

3.1. 炼化项目审批趋严，中石化更显存量优势

2021 年 9 月以来，中共中央、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。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，中石化古雷炼化、华锦阿美以及恒 逸文莱二期项目正有序推进。

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 石化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：消费税监管趋严，利好国营炼油龙头

3.2.1. 炼油业务基本情况

公司炼油业务包括从第三方及勘探及开发事业部购入原油，并将原油加工成石油产 品，汽油、柴油、煤油内部销售给营销及分销板块，部分化工原料油内部销售给化工板 块，其他精炼石油产品由炼油板块外销给国内外客户。 公司炼油能力全国第一。公司作为中国最大的炼油企业，旗下炼厂超过三十座，而 且近年来继续投入资本扩建炼厂，加快建设世界级炼化基地。2010-2021 年，公司炼油 营收波动上升，至 2021 年炼油营收达到 13856 亿元，为近 10 年来最高。2022 年前半年 炼油营收达到 7756 亿元，同比增长 23.9%。 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下降。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。

原油加工量逐年提升，但高度依赖外购原油。原油加工是炼油产品的基础，公司的 原油加工量在近十年间保持相对稳定，2022 年为 2.42 亿吨。受上游资源有限影响，公 司原油加工高度依赖外购原油，2022 年上半年外购原油加工量占比达到 93%。 炼油产品产量稳定，结构逐步调整。公司炼油产品主要包括汽油、柴油、煤油、化 工轻油。近些年来，公司以市场需求为导向，加快推进“油转化”“油转特”，大力增产 汽油和化工轻油。2010-2022 年，汽油产量从 3587 万吨增加到 5905 万吨，复合增速达 4.24%；化工轻油产量从 3500 万吨增加到 4265 万吨，尤其是 2021 年产量快速提升，同 比增加 12.9%；柴油产量呈现下降趋势；煤油产量在 2019 年后下降明显。

3.2.2. 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。

3.2.3. 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 4.19%，环比下降 2.44%；2022 年 12 月 PMI 指 数为 47 同比下降 6.56%，环比下降 2.08%。 2023Q1，PMI 水平达近年最高，疫后经济复苏趋势显著。2023 年 1 月份 PMI 指数 为 50.1，同比持平，环比上升 6.60%；2023 年 2 月份 PMI 指数为 52.6，同比上升 4.78%， 环比上升 4.99%。同时 2023 年 2 月的 PMI 也是 2018 年以来的最高值，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。

3.2.4. 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 10 日当周， 美国柴油、汽油、航煤周均价分别为 117.95、113.95、123.02 美元/桶；与原油差价分别 为 33.83、29.82、38.90 美元/桶。欧洲柴油、汽油、航煤周均价分别为 112.03、114.39、 117.73 美元/桶；与原油差价分别为 27.91、30.27、33.61 美元/桶。新加坡柴油、汽油、 航煤周均价分别为 109.01、98.05、105.83 美元/桶；与原油差价分别为 24.51、13.84、 21.26 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， 其中，中国石化涨幅最高，为 71.93%，中国海油、中国航油次之，分别为 49.15%、50.00%。 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。 中石化出口配额占比最高，海外市场前景广阔。2018-2022 年，中国石化成品油出 口配额占比始终保持最高位，分别为 47.42%、47.50%、44.77%、39.17%、41.23%。2023 年第一批成品油出口配额已落地，中国石化延续最高点，占比为 39.02%。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，中石化海外业务前景广阔， 盈利空间有望进一步释放。

3.2.5. 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价格上的 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，炼厂这种偷税漏税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。

2021年以来，相关部门在全国多地掀起了一场针对偷逃成品油消费税问题的督查、 整治行动。2021 年初，辽宁省税务局稽查局根据有关信息和反映以及税收大数据分析， 发现辽宁省盘锦市部分企业存在数额巨大的涉嫌虚开发票偷逃成品油消费税问题。国家 税务总局高度重视，会同辽宁省及有关部门，共同指导辽宁省税务局稽查局对案件进行 了深入调查。国家税务总局海南省税务局（下称“海南税务局”）同年发布的《税务行政 处罚事项告知书》（琼税稽罚告〔2021〕4 号）显示，海南默克埃诺石油化工有限公司（下称“默克埃诺石油”）因多项偷逃成品油消费税等违法行为，被海南税务局处以补缴税 款、行政处罚合计金额近 4.6 亿元。

国家税务总局坚决依法打击偷逃成品油消费税违法犯罪行为，相关部门的行动力度 超出预期，一个更加规范、公平的成品油市场非常可期，利于国营炼厂的竞争力。 油品进口方面： “稀释沥青”是以天然沥青、石油沥青、矿物焦油或矿物焦油沥青为基本成分的沥 青混合物，一度是我国地方炼厂的热门炼油原料，其原因在于：1）我国的稀释沥青主要 来源于马来西亚，根据中国-东盟自贸区协定属于无关税商品；2）委内瑞拉生产的重油 曾是我国最重要的沥青生产原料，但在美国 2019 年对委内瑞拉制裁的一系列影响下， 委内瑞拉原油进口量腰斩，而稀释沥青成为很好的替代品；3）由于 2020 年油价处于低 位，民营石化企业迅速消耗原油进口配额，为避免无油可炼的局面，大幅度进口不占用 配额的稀释沥青作为炼化原料。

2020 年 6 月，国家发改委和国家能源局发布了《关于做好 2020 年能源安全保障工 作的指导意见》，其中提到将加大成品油打击走私、偷税漏税等非法行为力度，对具有原 油进口使用资质但发生严重偷漏税等违法违规行为的地方炼油企业，一经执法部门查实， 取消资质。2021 年 6 月，国家开始对“轻循环油”、“混合芳烃”、“稀释沥青”视同石脑 油或燃料油征收进口环节消费税。“‘轻循环油’、‘混合芳烃’、‘稀释沥青’通常含有较 多芳烃或沥青成分，一般不用作燃油。近年来，少数企业大量进口，加工生产为不符合 国家标准的燃油，流向非法经营渠道，危害成品油市场公平，存在较大社会安全隐患， 造成环境污染。” 消费税相关举措将进一步整顿油品市场，保证油品质量，有利于提升合法经营的国 内民营加油站的品牌认可度。对以上三种成品油征收消费税后，合规经营的国有炼厂和 民营大炼化企业并不会因此加重自身税负，但是小型独立炼厂将因此丧失低价劣质的炼 油原料，而被迫提升自身运营成本。因此，在竞争激化的格局下，国有大型炼厂如中石 化将逐渐获得更强的竞争力。

3.3. 化工：乙烯仍有进口替代空间，化工板块有望迎改善

3.3.1. 化工业务基本情况

化工营收波动上升，2022 年有望创新高。2010-2021 年，公司化工营收波动上升， 至 2021 年达到 5055 亿元，同比增长 43.7%。2022 年上半年，化工营收达到 2782 亿元， 同比增长 22.7%，全年化工营收有望创新高。 化工板块毛利率与原油价格负相关。2022 年上半年，受油价高企、需求弱势影响， 化工毛利率出现下滑。2023 年，随着疫后经济恢复，下游需求反弹，公司化工板块业绩有望迎来好转。

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、合成纤维单 体及聚合物、合成橡胶。近十年，随着炼化项目改造扩建，宁夏能化煤化工项目投产， 公司化工品产量稳步提升。2022 年前三季度，面对产业链高成本、高库存、低负荷、低 毛利的困难局面，公司根据市场需求动态优化装置、原料和产品结构，科学安排检修作 业，保持盈利装置高负荷生产。全面推进镇海、九江、天津南港、海南等先进产能建设。

加大化工科技开发，提高化工资本开支。公司长期坚持实施创新驱动战略，加大科 技投入力度，加强科技成果转化，深化产业竞争优势，确保发展质量稳步提高。化工发 面，取得一系列科技成果创新，比如在国内率先完成原油直接裂解制乙烯工业试验；成 功开发碳纤维增强环氧树脂复合材料等 15 类绿色环保汽车轻量化新产品；系列氢化苯 乙烯类弹性体开发取得突破。同时，也不断提高化工资本开支，从而达到优化资源综合利用、调整产品结构的目的。2021 年化工资本开支达到 516 亿元，同比增加 96.9%， 2022 年计划化工资本开支再次增加，达到 661 亿元，是 2010-2020 年平均化工资本开支 的 3.56 倍。

3.3.2. 乙烯未来仍有较大进口替代空间

中石化作为全国第一的乙烯生产企业，产能占比 30%左右。2021 年，中国石化古 雷石化 80 万吨乙烯已顺利投产。2022 年，中国石化镇海炼化 120 万吨/年乙烯改扩建项 目已实现投产。2023 年 2 月，海南炼化 100 万吨/年乙烯装置实现投产。未来，公司在 建及拟建乙烯产能合计 840 万吨/年。

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。目前，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。 在中国能源禀赋为“富煤、贫油、少气”的背景下，中国走出了独具特色的 CTO/MTO 乙烯路线，并成为现代煤化工的六大路线之一，中石化也在积极发展相关煤化工产业链。 目前，具有国内煤制烯烃最大规模（年处理 800 万吨煤炭生产 137 万吨烯烃产品）的中 天合创鄂尔多斯煤炭深加工示范项目已处于工程收尾及试生产阶段，配套的门克庆煤矿和葫芦素煤矿已建成；安徽淮南的煤制烯烃项目化工部分已开始工程建设，配套煤矿已 投入试生产；贵州毕节的煤制烯烃项目正在开展可研优化和核准报批等前期工作。

中国石化和中国石油占绝对领导地位。自 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%。

2023 年我国预计新增乙烯产能 1040 万吨/年，“三桶油”也在陆续发力，中国石油、 中国石化分别计划投产 120、220 万吨/年。2024 年国内仍有大量乙烯项目投产。其中， 油基乙烯将占绝大多数；气基乙烯新增产能面临较大不确定性，主要受限于海外乙烷供 应稳定性；煤/甲醇基乙烯新增产能规模将较为有限。

在石油化工原料中，以乙烯、丙烯为原料所衍生的 C2 和 C3 产业链从传统大宗商 品的普通标号聚烯烃向精细化、高端化的新材料和精细化工品发展为主，例如聚碳酸酯、 锂电隔膜、聚苯乙烯、EVA、POE 等，实现大宗原料的有效消化和附加值提升。 从具体消费端看，乙烯下游主要应用在聚乙烯领域，占比达到 64%。其它下游产品 为环氧乙烷、乙二醇、苯乙烯、聚氯乙烯等，产品可作为部分下游新材料产品的主要原 料，伴随炼化企业持续推进下游新材料产能配套布局，乙烯需求有望稳步提升。

（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。）

详见报告原文。   

精选报告来源：【未来智库】