事项：

    　　国家统计局数据显示，2023 年上半年天然气生产平稳增长，进口增速较快。上半年全国天然气产量1155亿立方米，同比增长5.4%；天然气进口量5663 万吨，同比增长5.8%。天然气维持较快增速，中国石油作为龙头公司有望受益。

    　　国信化工观点：1）自产气方面，中国石油是国内自产气增产主力，未来增长主要来自长庆油田、西南油气田、塔里木油田等区块；2）进口管道气方面，进口气资源主要由中国石油掌握，未来增量主要依靠中俄管线和中亚D 线；3）天然气市场化改革效果显著，价格机制逐步理顺，今年以来全国多地开始推动天然气上下游联动，居民气价格有所调涨，未来天然气顺价仍具备空间；4）我们认为，中国石油作为天然气行业的龙头公司，在国内自产气和进口管道气上面有充足的资源优势，未来在天然气行业的快速发展下，增长前景将非常可观。我们看好天然气顺价给公司带来的业绩弹性，上调公司2023-2025 年净利润预测为1707/2050/2390 亿元（ 原值1390/1579/1753 亿元） ， 摊薄EPS=0.93/1.12/1.31 元/ 股， 对应PE 为8.6/7.2/6.1x，维持“买入”评级。

    　　风险提示：油气田开发不及预期；进口管道建设进度不及预期；LNG 接收站建设进度不及预期；国内经济复苏不及预期导致天然气增速不及预期。

    　　评论：

    　　自产天然气：中国石油是国内自产气增产主力中国石油是国内天然气龙头公司，自产气市场份额接近60%。根据中国石油官网，公司天然气产量主要来自于长庆油田、西南油气田、塔里木油田等区块，核心三大区块占据公司83%的产量份额，也是未来公司核心的增产区域。

    　　1）长庆油田

    　　鄂尔多斯盆地油气资源，是国际上典型的低渗、低压、低丰度“三低”油气田。鄂尔多斯盆地石油资源量为169 亿吨，天然气资源量为16.3 万亿方，长庆探区石油和天然气资源探明率分别为40.4%、42.1%，勘探处于中期阶段，具有较好的勘探前景。基于国内快速增长的天然气需求，长庆油田把增储上产的重心放在基础研究、科技攻关基点上，打破国际石油公司技术垄断，突破低渗、特低渗、致密气田勘探、开发关键核心技术，推动油气资源发现，加速可采储量转化，让“三低”油气藏爆发出巨大能量。

    　　长庆油田天然气起步于20 世纪90 年代靖边气田开发，目前是中国产量最高的油气田，连续13 年蝉联我国最大产气区。50 多年来，先后发现并成功开发马岭、安塞、靖安、西峰、姬塬、华庆、庆城等35 个油田，靖边、榆林、苏里格、神木等13 个气田，历年累计生产原油4.4 亿吨、天然气5648 亿方，累计生产油气当量超9 亿吨。

    　　2023 年上半年长庆油田实现天然气产量265.2 亿立方米，同比增加4.9%。“十四五”期间，长庆油田规划油气年产量将达到6800 万吨

    　　2）西南油气田

    　　四川盆地具有丰富的天然气储量，但是开采难度很高。四川盆地面积18 万平方千米，天然气总资源量40万亿方，居全国之首，累计探明储量7.3 万亿方，探明率仅18.3%，是我国天然气勘探开发最具潜力的盆地。四川盆地天然气储层具有“三低三高三多”的特征，即层系多、类型多、领域多，高温、高压、高含硫，以及低孔、低渗、低丰度，因此开发难度很大。并且从井深情况来看，西南油气田近年来的开采已经逐渐从中浅层向深层超深层拓展：2000 年之前平均井深2500 米，“十二五”期间平均井深增加到4500 米，“十三五”期间增加到5800 米，目前蓬莱气区灯四埋深7000-7500 米。

    　　中国石油西南油气田分公司成立于1999 年，主要经营四川、西昌盆地的油气勘探开发、炼油化工、油气集输和销售业务，现辖重庆、蜀南、川中、川西北、川东北五大油气区。西南油气田公司致力于寻找大场面、建设大气田，勘探上统筹“海陆并举、常非并重、油气兼顾”，形成了蓬莱气区、深层页岩气、盆地二叠系、陆相致密气四个万亿级增储新阵地；开发上坚持“新区上产、老区稳产”并重，快速推进川南页岩气、川中古隆起、老区气田、盆地致密气四大上产稳产工程，形成“2211”开发新格局，有力支撑了公司规模增储和效益上产。西南油气田公司目前已形成了常规气、页岩气、致密气“三驾马车”齐发力的局面，其中常规气占比约61.7%，页岩气占比约31.7%，致密气占比约6.6%。

    　　2023 上半年，西南油气田公司累计生产天然气206.1 亿方，同比增加22.5 亿方，增幅12.3%，完成股份公司全年考核指标410 亿方的50.3%。其中生产页岩气64.97 亿方，同比增加9.32 亿方，增幅16.75%，创历史新高。西南油气田已全面开启“上产500 亿、奋斗800 亿”的发展目标：力争2025 年，天然气产量达到500 亿立方米；到2035 年，天然气产量达到800 亿立方米。

    　　3）塔里木油田

    　　塔里木盆地位于古特提斯构造油气富集带，与中亚含油气盆地中新生代具有统一连通的“大盆地”地质背景，这一纬向“黄金带”内找到了数目众多的巨型特大型、大型油气田群，油气储量占全球总储量的44%以上。塔里木盆地是全球唯一的超大超深盆地，也是国内增储上产潜力最大的盆地，探明地质储量石油14.97 亿吨、天然气2.53 万亿方，其中超深层探明地质储量石油9.47 亿吨、天然气1.75 万方。塔里木盆地油气藏埋深6000 米至8000 米，普遍具有超深、高温、高压、高含硫、高含蜡的特征，勘探开发和钻井难度极大。

    　　塔里木油田位于西部新疆维吾尔自治区境内的塔克拉玛干大沙漠中，是中国陆上第三大油气田，也是中国西气东输的主力气源地，为新疆南部和下游沿线15 个省区市民生用气提供保障，其中博孜―大北气区将是未来天然气增产的主要动力。博孜―大北气区位于新疆天山南麓、塔里木盆地北缘，是继克拉―克深万亿立方米大气区发现后，近年在超深层发现的又一个万亿立方米大气区，预计到“十四五”末，博孜―大北气区天然气年产量将达100 亿立方米、凝析油产量将达102 万吨，将是我国“十四五”天然气清洁能源增储上产主力气区之一。

    　　2023 年上半年塔里木油田生产石油液体410.2 万吨、天然气170.5 亿立方米，油气产量当量达到1769 万吨，同比增加51 万吨，实现石油液体、天然气、油气当量“三个硬过半”，再创历史新高。未来塔里木油田公司将积极落实中国石油资源战略，深入开展增储上产行动，加快寻找战略接替领域和优质规模储量，力争到2025 年实现油气产量当量3,600 万吨，到2030 年油气产量当量达到4,000 万吨。

    　　进口管道气：资源主要由中国石油掌握，未来增量主要依靠中俄管线和中亚D 线

    目前我国进口管道气主要来自中亚线、中缅线、中俄线三条管线，其中中亚线是我国发展时间最久，也是进口量最大的管线。目前进口管道气资源主要由中国石油掌握，在中国石油的国内天然气销售结构中占比达到30%左右，“十四五”期间进口管道气增量主要来自中俄东线，“十五五”期间预期中俄西线、远东管线和中亚D 线将带来更大的增长空间。

    　　中亚天然气管道是我国首条从陆路引进的天然气跨国能源通道，气源主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦以及哈萨克斯坦。管道西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，经我国新疆霍尔果斯口岸入境，AB 线与“西气东输”二线相连，C 线与“西气东输”三线相连。目前中亚管道总输气能力达到550 亿方，近几年基本维持在80%左右的高负荷，2022 年实际输气量达到432 亿方。

    　　未来中亚管道增量主要来自中亚D 线，按照此前规划，D 线的气源主要来自土库曼斯坦复兴气田，经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦，从新疆乌恰入境，输气能力为300 亿方。今年5 月19 日，在中国－中亚峰会上，中方倡议建立中国－中亚能源发展伙伴关系，加快推进中国－中亚天然气管道D 线建设，预期中亚D 线的进度有望加快。

    　　中缅天然气管道起自缅甸西海岸皎漂，从云南瑞丽进入中国，终点为广西贵港，设计年输气量120 亿立方米，于2010 年开始建设，2013 年正式投产，管道干线全长2520 公里，其中缅甸段793 公里，中国段1727公里。目前中缅天然气管道的年输气量仅达到45 亿方左右，一方面由于缅甸天然气开采能力不强，另一方面缅甸天然气的进口成本较高，对需求有一定抑制，预计未来中缅天然气进口增量有限。

    　　中俄天然气管道是我国陆上第三条进口天然气管线，目前中俄东线（西伯利亚力量管道）已于19 年底贯通，首期每年50 亿立方米，此后逐年增长到380 亿立方米的设计供应量。东线自俄罗斯境内的科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等3 个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的中俄边境，管道全长约3000 公里；中国境内段从黑龙江省黑河市入境，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海9 个省、市、自治区，全长5111 公里。未来中俄管道将是中国进口管道气最大的增量来源，除东线的增量外，目前还在规划西线（西伯利亚力量2 号管道）以及远东管道，其中西线规划输气量500 亿方，途径蒙古国，由于涉及到较多地缘政治问题，进度相对缓慢；远东管道起点位于达利涅列琴斯克，跨越乌苏里江到达黑龙江的虎林，设计年供气能力100 亿方。

    　　进口LNG：中国石油拥有2 座大型LNG 接收站，进口规模维持相对稳定

    中国石油目前已经建成4 座LNG 接收站：江苏如东LNG 接收站、河北唐山LNG 接收站、辽宁大连LNG 接收站以及海南澄迈LNG 储备站，其中大连LNG 接收站于2020 年划拨至国家管网公司，未来还在规划建设1座福建LNG 接收站。由于公司LNG 主要以长协为主，因此近年来进口LNG 规模基本维持稳定。2023 年6 月20 日，中国石油与卡塔尔能源公司签署北方气田扩容项目合作文件，卡塔尔能源公司将在未来27 年内持续向中国石油供应400 万吨/年的LNG 资源，中国石油进口规模获得有力保障。

    　　中石油江苏LNG 接收站是江苏省首座投产运行的接收站，也是长三角地区存储能力最大、调峰能力最强的接收站，现有6 座储罐，总罐容108 万方，满库容情况下最大储气能力为6.7 亿立方米，在冬季用气高峰时期，能够保证2300 万户家庭连续1 个月的用气量，最大日供气量可达3900 万立方米，可保障江苏省全行业两天的用气量。江苏LNG 接收站一期工程于2008 年4 月开工，2011 年5 月投产，一期设计周转能力为300 万吨；二期工程于2013 年9 月开工，2016 年11 月全面投产，接卸周转能力达到650 万吨；三期工程于2018 年10 月开工，2021 年9 月正式投产，接卸周转能力达到1000 万吨。未来江苏LNG 接收站还在规划四期项目，计划再建一座LNG 储罐及相应的配套工艺设施，实现天然气供应保障能力提升30%。

    　　中石油唐山LNG 接收站是中国石油自主设计、自主采办、自主施工、自主运营的首批LNG 接收站之一，也是当前国内LNG 存储能力最大、天然气调峰能力最强的接收站，是保障京津冀地区用气的可靠气源之一。

    　　项目共有8 台16 万立方米LNG 储罐，一座LNG 专用码头，LNG 储存能力达128 万立方米，最大外输能力达4200 万方/天，LNG 装车能力90 万吨/年。项目于2010 年10 月获得国家发改委核准，一期于2011 年3 月正式开工建设，2013 年11 月投产，设计接卸周转能力为350 万吨；二期于2014 年11 月投产，接卸周转能力达到650 万吨；三期工程于2018 年3 月开工，2020 年12 月完成全部建设工作，2021 年5 月完成三期投产工作，新增4 座16 万立方米LNG 储罐，其中2 座是北京市委托唐山LNG 接收站建设、管理和运营，总体接卸周转能力超过1000 万吨。

    　　中石油海南LNG 储备库是国内首套自主工艺技术及国内设备建设的小型LNG 接收站，项目位于海南省澄迈县。项目于2012 年3 月开工，2014 年11 月正式投产，共有2 座2 万立方米储罐，LNG 周转能力约27 万吨，码头可满足1-4 万立方米小型LNG 运输船的靠泊需求，早期规划建设后续二期三期各建设8 万立方米LNG 罐。根据国家发改委，后续海南LNG 储备库二期扩建项目将规划建设LNG 仓储转运中心，设立LNG 保税仓，开发LNG 转口贸易。

    　　除上述三座LNG 接收站外，中国石油正在规划建设福建LNG 接收站。项目位于福建省福清市，规划接卸周转能力650 万吨，储存能力60 万立方米，设计气化能力为2700 万方/天，建设20 万立方米储罐3 座，1座可靠泊8 万―26.6 万立方米LNG 专用泊位，配套外输管道、气化、公用工程及辅助工程设施。项目计划建成投产时间为2025 年12 月。

    　　天然气市场化改革正在加快推进

    　　新中国成立以来，我国天然气定价模式经历了政府定价、双轨制定价、成本加成定价、市场净回值定价的变迁，逐步向市场化定价转型。尤其自2015 年以来，秉承着“管住中间、放开两头”的思路，天然气上下游价格逐步放开，天然气市场化进程在逐步加快。

    　　第一阶段：新中国成立至1982 年，在计划经济下，天然气由国家统一定价，上游企业没有自主定价权，并且在国家物价稳定的情况下，天然气价格保持总体稳定。

    　　第二阶段：1982 年至2005 年，天然气实行计划垄断性定价和市场定价的双轨制定价机制，这一阶段对天然气实行包干制，包干内的天然气由国家统一分配和定价，而包干外的天然气由企业自主销售和定价，但是不能超过最高限价。

    　　第三阶段：2005 年至2011 年，双轨制逐步取消，采用成本加成定价，天然气基准价格由原油、液化石油气和煤炭价格加权平均决定，出厂价格由供需双方协商，在基准价格的基础上可上浮10%、下浮不限。

    　　第四阶段：2011 年至2015 年，实行市场净回值定价，将出厂价管理模式改为门站价管理，门站价挂钩可替代能源价格，实行政府指导价，供需双方可在不超过最高门站价的范围内协商门站价，在此基础上倒扣管输费计算各环节价格。

    　　第五阶段：2015 年至今，天然气市场化改革加快步伐，先后通过非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理、居民用气与非居民用气门站价并轨、管输费监审、成立国家管网公司等一系列改革手段，推动天然气市场化进程。

    　　天然气市场化改革效果显著，价格机制逐步理顺

    随着天然气市场化改革的不断推进，顺价机制也在不断完善。2017-2018 年在国内“煤改气”等政策的推动下，国内天然气需求增长迅速，彼时国内天然气供需存在一定错配，市场化定价的LNG（液化天然气）价格突破万元，价格中枢显著提升。然而当时管道气价格虽然也有所提升，但因为涨幅存在天花板，因此实际上资源方更多只是承担了保供的责任，并且从头部燃气企业的采购成本来看，其成本上涨浮动不大（大多数成本来自中石油管道气），管道气价格仍然受到较大的管制。

    　　2018 年以来，随着居民气与非居民气实现门站价并轨，天然气市场化改革进一步迈进。此前出于政策的要求，居民气门站价相对非居民气较低，因此国内市场存在违规倒卖等行为，严重制约天然气行业发展，因此居民气与非居民气实现门站价并轨以后，资源方利益得到保障，更有利于提升其生产积极性。从头部燃气公司的数据上也明显看出，并轨后虽然销气价格有所提升，但是由于购气成本的提升，毛差有所下滑，表明行业利润向上游有所转移。

    　　2020 年以来，随着国家管网公司的成立，“管住中间、放开两头”成为了如今天然气行业发展的主旋律。

    　　《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》提出，“到2025 年，竞争性领域和环节价格主要由市场决定，网络型自然垄断环节科学定价机制全面确立，能源资源价格形成机制进一步完善”，目前上游企业顺价机制相对比较成熟，上游企业可以通过基准门站价格的上下浮动和通过交易中心竞拍的方式，来反映天然气价格成本的变化。以中国石油为例，即便2022 年在下游需求表现不佳的情况下，公司依然可以通过提价的方式将高额的进口成本向下游传导。

    　　然而，目前城燃企业的顺价则受终端用户类型差异、地方管制等因素，顺价仍然存在一定限制，尤其是在居民气方面，由于居民气涨价需要通过听证会的方式，因此顺价相比合同定价的非居民气难度更大。

    　　今年以来，天然气上下游价格联动工作正在积极推动之中。2023 年2 月，国家发改委价格司要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见建议，包括如何确定综合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期和调价幅度等。目前，包括内蒙、湖南、河北等多地已经开始启动顺价方案，其中内蒙发布《内蒙古自治区发展和改革委员会关于调整居民和非居民用管道天然气销售价格的通知》，宣布4 月1 日起居民和非居民用气全部联动顺价；湖南省发布《关于召开湖南省天然气上下游价格联动机制听证会的公告》称，当气源采购平均成本波动幅度达到基准门站价格5%，应适时启动气价联动机制，天然气终端销售价格同步同向调整；河北省相关政策明确指出，如果城燃企业出现气价倒挂，政府补贴标准将根据“综合采购成本+配气价”与居民终端销售价格的差额，即倒挂金额，给与财政补贴。

    　　此外，国家管网公司成立以后，广东、海南、湖北、湖南、福建、浙江等部分省网已经纳入国家管网中，推动“全国一张网”的形成，有助于为各类资源主体和下游市场用户提供公平开放和公平竞争的服务平台，加快天然气价格机制市场化改革，使气价更为合理。未来随着天然气市场化改革的不断推动，天然气需求在我国仍将维持较高增速，在“全国一张网”的背景下，管输规模的提升有望带动国家管网公司盈利上行，中国石油作为国家管网公司股权占比29.9%的第一大股东，也有望受益。

    　　从天然气经济性、进口LNG 价格倒挂考虑，顺价具备空间

    从居民消费成本考虑，一般国内家庭年用气量大约200-300 方，按照300 方测算，如果气价上涨1 元/方（较为乐观的情形），对应家庭使用天然气的成本增加100 元/年。考虑到供暖情形，一般100 平方米采暖季用气大约1200 方左右，气价上涨1 元对应家庭采暖成本提升1200 元。当前城镇、农村居民可支配收入分别为49283 元/年、20133 元/年，因此对于居民来说，天然气涨价仍在可承受范围内。

    　　从天然气与替代能源的经济性考虑，在民生方面，天然气与电存在替代关系，以上海为例，按照天然气价格3 元/方、平均电价0.5 元/kwh 测算，居民使用天然气仍然比用电更具经济性；在工业方面，天然气与燃料油、LPG 存在替代关系，在同热值下，当前天然气的经济性仍然好于LPG，与燃料油基本相当。因此我们认为从经济性角度考虑，天然气与替代能源相比仍有经济性优势，天然气顺价仍具备空间。

    　　2022 年国内天然气供应，59%的供应来自于成本较低的国产气，上游综合成本平均低于1 元/立方米（气态），占比17%的进口管道气成本稍高，平均1.88 元/立方米，这两类资源基本由“三桶油”供应。进口LNG 占比24%，价格波动较大，2022 年平均进口成本约3,96 元/立方米，“三桶油”也是进口主力。虽然2023年海外天然气价格有所回落，但目前JKM 与TTF 价格分别约2.35、2.44 元/方，相比国内门站价仍然存在一定倒挂，因此我们认为通过顺价来减轻上游负担是势在必行。

    　　投资建议：看好公司天然气弹性，维持“买入”评级

    根据财新网消息，相比2022 年，中国石油2023 年的居民气价调整为在门站价基础上上浮15%，而2022 年为上浮5%。非管制气的均衡气量部分，2022 年非采暖季上浮40%-80%、旺季上浮70%-80%，而2023 年则统一调整为上浮80%。此外，全国管道气均有3%的气量挂靠JKM 现货价格。我们测算，在成本相对稳定的基础上，按照公司国内2000 亿方销量，实现气价每增长0.1 元/方，中国石油天然气利润增厚约138 亿元。

    　　我们认为，中国石油作为天然气行业的龙头公司，在国内自产气和进口管道气上面有充足的资源优势，未来在天然气行业的快速发展下，增长前景将非常可观。我们看好天然气顺价给公司带来的业绩弹性，上调公司2023-2025 年净利润预测为1707/2050/2390 亿元（ 原值1390/1579/1753 亿元） ， 摊薄EPS=0.93/1.12/1.31 元/股，对应PE 为8.6/7.2/6.1x，维持“买入”评级。

    　　风险提示

    　　油气田开发不及预期；进口管道建设进度不及预期；LNG 接收站建设进度不及预期；国内经济复苏不及预期导致天然气增速不及预期。

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