公司2023年一季度业绩概要

1） 营业收入：7324.7亿元，同比下降6%。

2） 经营利润：624亿元，同比增长9%。

3） 归属于母公司股东净利润：436亿元，同比增长12.1%。

4） 每股基本盈利：0.24元/股，同比增加0.03元/股。

今年一季度，公司抓住世界经济缓慢复苏、国内经济稳步回升的有利时机，持续推动高质量发展，统筹生产经营、体制增效、改革创新和绿色转型，持续优化生产运行和产品结构，大力加强市场营销，严格控制投资和成本费用，生产经营得以平稳高效运行。在国际油价同比下降的情况下，公司一季度业绩实现开门红，继续保持高幅度增长，财务状况健康良好。

各业务板块经营业绩

1） 油气和新能源业务：

①量：Q1公司坚持精细勘探、效益开发，稳步推进增储上产，持续推进稳油增汽，继续加大国内天然气开发力度，保持国内天然气产量较快增长。扎实推进油气和新能源业务融合发展，新能源业务规模持续增长，实现油气当量产量4.52亿桶。

②利润：今年Q1，在公司原油实现价格同比下降12%的情况下，油气和新能源业务实现经营利润409.96亿元，比上年同期的387.98亿元增长5.7%，主要是由于原油、天然气产销量增加、成本费用得到有效管控等因素的综合影响。

③成本：单位油气操作成本10.57美元/桶，比上年同期的10.82美元/桶下降2.3%。

2） 炼化和新材料业务：

①量：加工原油326.9百万桶，同比增长8.1%；生产成品油2775.4万吨，同比增长5.7%；稳步推进乙烯等转型升级项目的建设，化工产品商品量达到849.1万吨，比上年同期的820.7万吨增长了3.5%。

②利润：实现经营利润84.7亿元，其中炼油业务实现经营利润93.96亿元，同比下降12.6%，主要是由于成品油毛利减少、销量增长等因素的综合影响；化工业务经营亏损9.26亿元，主要是由于化工产品销量和价格下降、毛利减少等因素的综合影响。

3） 成品油销售业务：

①量：抓住国内成品油市场需求回暖的有利时机，大力加强精准营销，努力扩销降库提效。公司精心组织国际贸易，积极研判市场价格走势，不断提升产业链整体效益。今年Q1，国内销售成品油2729万吨，比上年同期的2491.9万吨增长了9.5%。

②利润：实现经营利润81.56亿元，比上年同期的45.56亿元增长了79%。

4） 天然气销售业务：

①量：持续优化资源结构，努力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用户，加强终端零售网络建设，不断提升销售效益。今年Q1，公司国内销售天然气623.92亿立方米，比上年同期的606.15亿立方米增长了2.9%。

②利润：实现经营利润101.36亿元，比上年同期的89.46亿元增长了13.3%，主要是由于国产气销售及终端零售业务的利润增加。

三、Q&A

1.油气业务

Q：Q1国际油价整体下跌幅度较大，但公司业绩非常好，而且单位油气操作成本也大幅下降。公司管理层是如何实现业绩增长的？在成本控制上未来的规划如何？

A：1）业绩增长原因：

①首先，今年Q1油价按照美元计价同比下降11.9%，按照人民币计价则同比下降5.1%。由于油价的变动影响是以人民币计价来判断其影响程度，因此油价本身下降的影响并没有那么大。

②其次，油价对于公司而言并不一定是越高越好，因为国内油价在产业链上游有特别收益金的要求，（更多纪要加微：Syfbbd123）油价超过65美元/桶的时候就开始征收。公司Q1特别收益金同比下降接近40亿元，因此如果把特别收益金考虑进来，油价的影响就更小了。

③此外，公司原油产量增长5.1%，天然气产量增长4.7%，原油产量与天然气产量的高增使得上游利润增加接近80亿元。高油价下新增的产量对公司整体效益的边际贡献影响较大，因为固定成本很多都已发生。

2）油气操作成本：公司Q1油气操作成本为10.57美元/桶，同比下降2.3%，其中国内油气操作成本为11.28美元/桶，同比下降0.45%；海外油气操作成本为6.19美元/桶，同比下降15.9%。油气操作成本变动涉及到四个因素：

①汇率方面，Q1人民币对美元平均汇率为6.8476，同比贬值7.26%；

②油气当量方面，公司Q1油气当量同比增加；

③人工成本方面，由于年末工资发放导致公司Q1人工成本上升；

④原材料以及运费方面，公司Q1材料费、燃料费、基本运费等同比增加。在这四项因素综合影响下公司Q1油气操作成本同比下降了0.45%。

Q：公司Q1原油产量同比上升5.1%，而公司全年指引中原油产量的目标增长率仅为0.7%，公司中长期的原油产量增速是否有上调空间、是否会更新全年指引？公司计划到2025年和2030年达到怎样的油气比例？

A：1）公司的原油产量的增长率虽然在Q1高于全年的目标增长率，但是目前公司还没有计划对指引值进行调整，需要结合后续产能建设和市场发展情况才能确定。

2）公司将持续加大勘探开发力度，不断提高、推动稳油增气，预计未来天然气占比将持续提高。

Q：公司在海外产品分成的合同模式，是否给Q1盈利带来了正面贡献？

A：Q1国际油价同比下降，公司涉及海外的产品分成项目，包括中东服务合同项目，净产量同比增长，贡献较大。产品分成合同在低油价下，对销售收入起着稳定作用。随着油价下降，对应分成的产量上升之后，采取控制成本的措施，对应单位操作成本也有所下降，为海外收入和利润上升做出正面贡献。

Q：我国天然气市场化改革进展推进顺利，公司天然气业绩亮眼。公司对天然气增储上产、顺价，以及未来行业变化趋势的评价如何？

A：Q1公司天然气销售业务抓住市场需求回暖的有利时机，实现经营利润101.36亿元，比上年同期的89.46亿元增长了13.3%。增长的主要原因包括：

①公司优化了气源结构，加大了国产气比例：Q1公司天然气国内销售达到624亿方，其中进口天然气215亿方，国产气则达到409亿方。

②公司持续加大终端零售市场的开拓力度，终端销售业务利润同比增加。

③公司遵照国家天然气销售的价格政策对非管制气价格按照市场供需情况进行了适当的调整。公司Q1根据整体资源量情况，LNG现货采购量同比减少1.6亿方。LNG现货价格方面，公司按照和客户签订的协议，做到了能够顺价则尽量顺价。

2023年公司将严格执行国家天然气相关价格政策，在价格政策范围内继续优化调整好居民用气价格的上调比例，同时对非管制气部分按照市场的需求情况和客户的承受能力做好顺价相关工作。目前公司正与城燃公司等用户开展合同签订工作，预计5月下旬可以全面完成。

Q：公司Q1天然气进口量同比仅上升1.5%左右，公司全年天然气进口量指引大概是多少？Q1天然气进口亏损大致是多少？

A：1）目前公司天然气进口量根据市场的情况按照原计划执行。后续公司会结合市场的变化，根据合同签订情况进一步确定LNG的现货进口量。

2）Q1公司天然气进口量为215亿方，同比增长约为1.5%，Q1退税后公司天然气进口净亏损超过20亿元，同比有所增加。主要原因是Q1油价相对仍较高。去年下半年以来，国际油价缓慢震荡下行，随着国际油价下降，未来几个季度公司天然气进口成本相对Q1会逐步下降。此外，公司也会针对不同的气源结构，优化市场营销策略，充分利用国家的天然气价格政策，尽量缩小后期的成本亏损。公司相信通过供给侧和需求侧共同发力，今年天然气进口亏损会控制在一个合理的水平。

Q：关于天然气，最近市场非常关注公司与下游客户的谈判情况，预计非管制气的比例和价格都有所提升，请问今年公司天然气平均实现价格相比去年将如何变化？

A：1）Q1天然气价格：由于Q1为取暖季，天然气消费量比较多，Q1公司天然气价格达到2.26元/方，同比上升了9.5%。全年天然气需求来看，随着一些特殊因素的消除，全年天然气需求量呈现出正增长态势。公司将根据公司的资源情况、市场需求情况，做好相关的分析和预测。在国家政策允许的范围内，实现有利价格。

2）管制气和非管制气的比例和价格：两者比例大约是60%和40%。对于60%部分，公司会严格按照国家的政策来执行，40%部分会根据市场需求的状况制定合理的价格策略，在客户能够承受的前提下，努力提升资源效益。如果管制气占比提高，价格增长幅度不会很大。如果非管制气占比提高，实现价格可能同比提高。管制气，根据现在已经签订的合同和兄弟公司的市场情况，以及今年国家对于管制气价格也在逐步放开市场化，所以管制气销售价格也有增长。

3）2023年天然气价格判断：总体来看，近期国际油气价格呈现下降的趋势。公司判断全年天然气实现价格同比会略有增长，但幅度不会很大。2023年公司会严格执行国家天然气价格政策，积极做好各种资源价格策略的制定。目前公司正在用户开展签订合同工作，这项工作近期结束后，公司可能会对价值再做重新评估。

Q：公司去年国际贸易的天然气部分非常不错，今年若想维持这个盈利，基础是什么？

A：公司国际贸易中天然气只是一部分，其他的害包括原油、其他化工产品，还有一些代理业务，去年由于多方面的因素影响，导致国际市场上天然气的价格比较高，公司国际贸易业务抓住了这个市场机遇，锁定了一部分产品，所以取得了较好的业绩。

Q：公司去年油气开采业务折旧增加较多的原因以及今年对于该项折旧的展望是怎样的？

A：2022年累计折旧是2120亿元，比上年同期的2047亿元增加了80多亿元。按照国际会计准则，折旧折耗放在一起，因此2022比2021年增加了大约46亿元。总体来看，两年折旧折耗加摊销加资产减值变化不大，主要是有新投产的油气资产和炼化资产。

2023年Q1公司折旧折耗是增加的。上游增加是由于油气资产转固，和海外合并的里贝拉项目去年上半年没有进入合并报表，所以今年折耗有所体现，剔除该影响，在可比口径下折旧折耗基本持平；炼化方面，广东石化全面投产会增加折耗。总体而言，公司的折旧折耗及摊销今年会有所增加，但不会增加很多。

2022年和2021年折旧折耗增加主要由于炼化装置投产，油气业务基本持平。

公司按照产量法进行折旧，今年Q1油气的产量虽然同比增长，但是折旧折耗基本持平，因此完全成本中折旧折耗的占比不会增长，甚至会略有下降。

2.炼油化工业务

Q：关于炼油板块，从Q1的产销情况看，柴油和航煤同比都有较快增长，汽油同比有小幅下降，请问在今年汽油需求持续提升的情况下，公司后续会不会考虑提汽柴油产销比例？A：从目前的市场情况看，成品油消费好于预期，未来公司将根据市场和效益情况适当优化汽柴油比例。从刚刚过去的五一来看，汽油销售全面超越2019年，同比实现两位数增长。目前成品油消费持续提升，Q1汽油的销量同比持平。

疫情防控解除带动居民出行，汽油的产销量提升较快；柴油由于最近尤其是4月份春耕的需求增加，柴油产销也在增加。公司后续将根据市场的变化，按照3个月滚动安排产销。

Q：关于化工板块，去年四季度和今年Q1化工经营亏损均有效得到控制，请问公司做了哪些举措来控制化工板块亏损？报表提到稳步推进乙烯等项目转型建设，请介绍一下乙烯等大化工项目建设进度。

A：主要采取两方面措施降低成本：

①高效化工装置满负载运行，一季度PX产量同比增长27%；

②按照效益最大化原则优化两套生产装置，乙烷制乙烯装置则保持满负荷运行。

从Q1情况可以看出，市场需求比较好，公司成品油产量增长5.7%；化工市场比较疲软，化工产品产量只增长了3.5%。

Q：降本增效的措施具体有哪些方面？公司原油进口渠道会否有成本优势？

A：Q1的炼油化工新材料板块经营利润为85亿元，虽然同比减少了，但是相比兄弟炼化企业降低的幅度还是比较小。

从成本角度来看，公司有一定的优势。Q1公司的原油加工量约4400多万吨，其中：

①自产原油有2600多万吨，再加上公司还有一些管道原油，这些原油都是比较稳定的，而且受市场油价波动的影响没有滞后性。

②海上进口原油，（更多纪要加微：Syfbbd123）公司这几年加大了对进口原油采购流程和成本管控力度，且通过套期保值等方式，对原油成本进行锁定，有效的管控了海上进口原油的成本。

Q：公司后续对北方中小炼厂和旧装置有什么打算？

A：目前广东石化在全面投产的基础上加工负荷持续提升，增强了中石油的整体竞争力和市场灵活度。未来公司炼油化工业务将持续推进转型升级，吉林石化、广西石化以及项目正在有序推进。

Q：目前公司来自俄罗斯的原油占整个原油加工量的比重以及采购成本？

A：中石油进口原油一贯坚持市场化原则，统筹考虑原油品质、炼厂加工适应性和效益情况，优化海上进口原油采购。价格整体是市场化水平，Q1俄油进口与去年同期相当。

3.销售业务

Q：关于销售板块，因为Q1盈利增长较快，是近年来盈利最好的一个季度。能否详细介绍其中国际贸易与国内销售的表现，如果是国际贸易增长较快，该趋势能否持续？

A：增长的主要原因是国际贸易业务，通过对市场形势的研判、走势准确的把握和判断，贸易利益有一定幅度增长，当然也有偶然性因素。目个整个宏观经济形复杂多变，市场机会有可能抓不住。公司对国际贸易保持增长的势头有信心。公司国际贸易业务采取衍生金融工具，做套期保值等业务，坚守风险可控原则，国际贸易业务将稳中有增。

就销售业务整体而言，即便扣除国际贸易，其他成品销售业务Q1也实现了盈利，不过同比略有下降，主要原因还是受油价变化对库存的影响所致。如果剔除库存减值，Q1公司成品油销售利润是大幅增长的。

Q：第一批成品油出口配额的使用情况？后续会不会拿到比第一期更大的出口配额？

A：国务院办公厅4月份印发了《关于推动外贸稳规模优结构的意见》，有利于中石油充分利用国际市场提升产业链的整体运作。Q1中石油成品油出口大幅增长，未来将根据国内市场和国际出口效应申请成品油出口相关配额。

Q：公司今年新能源业务的计划是怎样的？特别是氢能源业务规划如何？

A：新能源业务从快速起步到去年的提速发展，今年处于规模发展阶段。Q1公司下达的投资计划已经超过全年计划的90%，全力保证新能源业务的稳步推进。Q1阶段性成果和突破：

①加快推进已建成风光发电项目并网，目前累计建成风光装机超过160万千瓦，其中已经实现并网125万千瓦。Q1累计风光发电3.3亿千瓦，同比增长2.7倍。

②加速推动重点项目落地。Q1在建风光装机达150万千瓦。

③加快推进项目的前期工作。在审项目风光装机达290万千瓦。Q1在建、在审新能源项目的风光装机超过430万千瓦，全年目标开工600-800千瓦、建成400千瓦。

④指标获取获得积极进展。Q1清洁指标获得270万千瓦；在第三轮国家大型风电光伏新能源大基地项目上也取得了突破，国家能源局已经将6个项目（总计850万千瓦）纳入国家第三批大型风电光伏新能源基地的项目清单。

去年公司已建成的产能为（标煤）3000吨/天，今年按照年度计划案来推进，公司已成立新疆、内蒙和青海三个工作专班，有信心完成1000万吨标煤的清洁能源开发利用能力的目标，新能源项目，包括氢能项目，必须要达到规定的投资回报率才可以投资。

4.回购

Q：公司有回购授权，目前大股东持股比例较高，会不会因为大股东持股比例过高对回购有限制？

A：董事会通过的决议是回购不超过A股和H股已发行股份10%的股票。董事会决议还要经过6月8号股东大会批准后才可以实施。股东大会批准后，即便公司按照最高限额实施回购，小股东的持股比例也是符合监管要求的。

Q：在股东大会批准回购以后，时间窗口和回购目标的价格上有没有原则性指导？

A：1）目标价格：议案中没有设定目标价格。

2）回购的时间窗口：股东大会后会开展这项工作。上交所和联交所关于回购的时间窗口、审批程序略有不同，会按照两地监管机构要求来进行操作。

5.资本性支出

Q：Q1资本开支情况？

A：公司将按照严谨投资、精准投资和效益投资的这个原则，坚持实施低成本发展的战略，严控投资总量，防范投资风险。年初计划安排同比去年是下降11.2%，实际运行将根据国际油气价格、宏观形势变化以及公司发展需求，对资本开支的结构和规模进行优化调整。

Q1资本性支出同比下降1.9%，因为去年大型化工项目广东石化资本支出较高，有30亿元的影响。今年的大型炼化项目包括吉林乙烯、广西乙烯两大乙烯工程，目前在项目开工阶段，随着下半年进入全面建设阶段，资本开支会有大幅度增长。目前整体在年初计划范围内运行。