中国石油天然气股份有限公司（601857.SH / 0857.HK）深度投资分析报告

一、投资摘要

评级：增持（Accumulate）— 偏谨慎。12 个月目标价 ¥13.5（A 股，区间 ¥11–15），建仓区 ¥10–11。截至 2026-07-28，A 股收盘价 ¥11.10，对应 PE(TTM) 约 12.8 倍、PB 1.25 倍、股息率约 4.2%，总市值约 2.03 万亿元；2026 年 8 月 12 日收盘 ¥10.66，股息率升至约 4.4%。

核心论断：市场长期将中国石油视作"纯周期油企"并据此给予估值折价，但其真实属性是上下游一体化、天然气占比持续抬升的防御型能源平台。2025 年国际油价同比下跌 14.6% 的背景下，公司净利仅回落 4.5%（净利润对油价弹性仅 0.31），低于纯上游的中国海油（2025 年净利 -11.5%）。这种结构性缓冲能力、叠加 860 亿元历史最高分红与约 4.2% 股息率，使当前约 12.8 倍 PE 具备一定的防御属性；但需强调，公司上游（油气和新能源）仍是最大利润来源，盈利并非与油价"弱相关"到可忽略，估值也不应简单等同公用事业。

二、资深 PM 七问检验

三、公司概况与业务架构

中国石油是中国最大的油气生产商和供应商之一，业务覆盖勘探与生产、炼油与化工、成品油及天然气销售、管道储运全链条，并形成"油气和新能源""炼化新材料""销售""天然气销售"四大经营分部。2025 年油气当量产量 1,841.9 百万桶（同比 +2.5%），其中天然气产量占比持续提升；新能源（风光发电、地热、CCUS）加速布局，2025 年风光发电量 79.3 亿千瓦时（同比 +68%）。

与纯上游的中国海油相比，中国石油的本质差异在于：上游利润会被下游炼化、销售、天然气管销所对冲——油价上涨时上游受益但下游成本承压，油价下跌时上游受压但下游与天然气销售托底，从而形成"双向缓冲"。

四、业务与产品线演变（近年的结构性变化）

从公司年报"主营构成"披露口径看，收入结构呈现清晰的"销售占比下降、天然气与炼化占比上升"趋势。下图采用港股年报主营构成（更直观、不含大规模内部抵销）：

关键变化：

• 销售分部（成品油+贸易）：收入占比从 2019 年 73.5% 降至 2024 年 63.9%，五年下降约 9.6 个百分点。主因是国内成品油需求见顶、新能源车替代导致汽油柴油销量承压，销售板块从"规模驱动"转向"利润与结构驱动"。
• 天然气销售：占比从 2019 年 13.9% 升至 2024 年 19.0%（+5.0pct），是结构改善最明确的板块。2025 年 A 股口径"天然气销售收入"达 5,784 亿元、占主营 20.2%。
• 炼化新材料：占比从 2019 年 7.6% 升至 2024 年 11.7%，反映"减油增化、减油增特"战略——化工新材料产量 2025 年达 332.7 万吨（同比 +62.7%），连续四年约 50% 高增长。
• 油气和新能源（对外收入）：因上游产量多数内部加工，对外收入占比小（约 5%），但 2025 年该分部经营利润高达 1,360.65 亿元，是公司利润核心来源。

4.1 天然气：占比提升的逻辑与证据

天然气占比提升并非单纯口径变化，而是由销量增长 + 顺价机制改善 + 经营利润抬升三重驱动：

• 销量：销售天然气从 2023 年 2,735.5 亿方增至 2025 年 3,147.1 亿方（CAGR 约 7.2%），国内销量份额保持 60% 以上。
• 经营利润：天然气销售分部经营利润从 2023 年 430.4 亿增至 2025 年 608.0 亿（同比 +12.6%），在 2025 油价下跌年份逆势增长，成为最稳定的利润"压舱石"。
• 原因：进口气（LNG 长协+现货）成本下行、国产气成本优势、以及终端直销与气电客户开发提升顺价能力。天然气显现一定的"类公用事业"特征——需求刚性、顺价机制、弱于原油的周期；但仍受进口 LNG/管道气采购成本、终端价格调节时滞、区域供需与长协/现货结构影响，单位毛利与成本传导弹性尚未充分量化，不宜直接等同于低风险公用事业现金流。

2026 年一季度延续该趋势：天然气销售量 938.9 亿方（同比 +6.9%）、天然气销售经营利润 188.7 亿元（同比 +39.7%），印证资源优化与成本管控持续见效；但进口气损益与顺价时滞仍未充分量化，仅能判断其为重要的利润稳定器。

五、收入的相对稳定性

中国石油的收入稳定性体现在两个层面：一是营收规模大、波动小（全产业链天然平滑），二是净利润对油价敏感度低。近五年归母净利润轨迹如下：

稳定性量化结论：

• 2025 年油价下跌 14.6%，中石油净利仅 -4.5%，而中海油 -11.5%；这反映出中石油对油价的敏感度较低。但单一年的净利变化同时受产量、油价实现价差、炼化裂解、库存损益、汇率等多因素影响，不能机械外推为固定的"油价弹性系数"或精确的抗跌倍数——它更多是对多年数据的方向性观察。
• 中石油 2021–2025 年净利标准差显著小于中海油，且其净利从未跌破 900 亿（即使 2021 低油价年份也有 921 亿），而中海油在低油价情景下弹性更大、回撤更深。
• 板块间对冲机制：2025 年上游（油气新能源）经营利润同比 -14.8%，但天然气销售 +12.6%、炼化新材料 +13.4%、销售 +6.4% 同期增长，三者合计抵消了上游的下滑。
• 2026 年一季度进一步印证稳健但非"脱钩"：归母净利 483.33 亿元（同比 +1.9%）、油气当量产量 470.2 百万桶（同比 +0.7%），在布伦特均价 78.38 美元/桶（同比 +4.5%）环境下延续高位；但上游（油气和新能源）分部经营利润 410.5 亿元（同比 -11.0%），仍是四分部简单加总的最大来源（约 55%），说明"去油价化"不应被夸大。

5.1 核心悖论拆解：为何 2021 年油价更高、2025 年净利反而更高？

前述稳定性数据引出一个反直觉现象：2021 年布伦特均价约 70.9 美元/桶，高于 2025 年的约 69.1 美元/桶（低约 2.5%）；但中石油归母净利润却从 2021 年的 921.7 亿元 升至 2025 年的 1,573.2 亿元（高约 70.7%）。"油价更高→利润更高"的直觉在此失效。根因是：净利润并非油价的简单线性函数，油价联动部分在总利润中的占比已显著下降，真正抬升 2025 年利润的是"与油价弱相关的结构性底座"。

5.1.1 机制一：2021 是"低基数修复年"，并非常态高油价年

2020 年疫情冲击下布伦特均价仅 41.96 美元/桶，中石油归母净利仅 190.1 亿元，且炼化与销售板块连续亏损（2020 年炼油化工经营利润 -18.34 亿元、销售板块亦为亏损）。2021 年油价回升，下游从亏损中"翻身"贡献巨额增量：炼油化工经营利润 497.4 亿元（较 2020 年的 -18.34 亿元扭亏并创纪录）、销售 132.8 亿元（扭亏）。即 2021 年 921.7 亿元中相当部分是周期性修复的一次性追赶，并非可持续的利润底座。

5.1.2 机制二："防御底座"（天然气 + 稳定下游）2021 偏弱、2025 走强

表中最关键的两点：① 2021 年天然气板块虽列 439.65 亿元，但同比下降 39.3%（2020 年含管网重组一次性收益致基数虚高），且仍背负 进口天然气亏损 72.12 亿元（2019 年曾亏 307 亿、2020 年亏 141.6 亿）——即 2021 年的"防御底座"本身是被削弱、不完整的。到 2025 年，天然气销售经营利润升至 608.0 亿元（+38%），进口气亏损在 LNG 低价与顺价改善下大幅收窄乃至接近盈亏平衡，防御底座才真正成型并持续抬升。② 反观下游：2021 年炼油化工 497.4 亿元是油价上行期的库存收益高点（低价库存+高价销售），属不可持续的顺风；2025 年该板块回落至 242.5 亿元。即即便扣除 2021 年那笔不可持续的下游顺风，2025 年总利润仍更高——差额完全由"更强的上游（量+成本）与更扎实的天然气底座"贡献。

5.1.3 机制三：上游对油价的敏感度被"量 + 成本 + 气配比"稀释

最具说服力的一组对照：2021 年公司原油实现价 65.58 美元/桶、2025 年为 64.1 美元/桶，油价几乎持平；但上游（勘探与生产 → 油气和新能源）经营利润从 684.5 亿元升至 1,360.7 亿元，接近翻番。需注意：2021 与 2025 年分部口径与边界已调整（见本节脚注），该对比用于展示战略演进方向，不可视为严格的因果加总。增量主要来自：①天然气产量持续放量（2025 年天然气产量同比 +4.5%，多年累积增长显著）；② lifting cost 管控见效（2025 前三季度同比下降 6.1% 至 10.79 美元/桶）；③ 油气当量中天然气占比提升，而天然气价格与油价低相关。结果是：同样一桶油的利润贡献，被"更多气、更低成本、更优结构"放大，油价波动的边际影响趋于减小。

5.2 上游产量增长与降本的量化拆解（2021–2025）

前述"悖论"的第三层机制（上游对油价敏感度被稀释）依赖两个硬事实：产量在涨、成本在控。以下用五年数据把这两点坐实。

5.2.1 油气当量产量五年序列与年增长率

结构性结论：2021→2025 油气当量 CAGR ≈ 3.2%，其中天然气 CAGR ≈ 5.0%、原油 CAGR ≈ 1.6%。即增量引擎是天然气、原油基本稳产微增——这正解释了上游经营利润在油价持平下近乎翻番：是"更多气 + 略增油"撑起的量，而非油价。

5.2.2 桶油成本（单位油气操作成本）：2021 与 2025 对比

关于"天然气桶油成本"的说明（披露边界）：中石油年报仅披露综合口径的"单位油气操作成本"（桶油当量，boe），并未将原油与天然气操作成本分列。该 boe 口径已将天然气按约 5,800 立方英尺 = 1 桶油当量折算并入，因此 12.04 美元/桶本身已是"油+气"的混合成本，而非原油单独成本。通常气田单位 boe 操作成本低于油田，故天然气占比提升（见 5.2.1）本身还温和压低了综合桶油成本——这是"气配比提升稀释油价敏感度"的又一佐证。但原油、天然气各自的精确桶油成本不属于公司标准披露，本报告中不臆造分拆数字。

六、为什么比中国海油收入波动性更小（核心机制）

这一问题本质是产业链位置决定的盈利结构差异，可拆为三层：

6.1 业务结构：全产业链 vs 纯上游

机制一：内部对冲。中石油自产原油多数进入自有炼厂，油价上涨时炼化成本上升、但销售端成品油定价随调价机制传导，上游增利与下游增本部分抵消；油价下跌时上游减利，但下游采购成本下降、化工与销售毛利改善。这种"左脚右脚"结构使单一年份净利波动被压缩。

机制二：天然气销售的"类公用事业"特征。天然气销售占总收入约 19–20%，其需求刚性（居民、工业、气电）、顺价机制（门站价+浮动）、长协资源池，使其利润与油价低相关；2025 年油价下跌年份该板块逆势 +12.6%，确为平滑器。但"类公用事业"是估值语言而非既成事实——进口 LNG/管道气采购成本、终端价格调节时滞、单位毛利与成本传导弹性均需量化，方能确认其防御成色；当前仅能判定其为重要的稳定器。

机制三：规模与需求两端锁定。中石油拥有全国约 60% 的天然气市场份额、超 2 万座加油站终端，终端网络形成需求侧粘性；而中海油产量几乎 100% 外售给国际市场，完全暴露于布伦特价格波动。

七、财务质量与股东回报

7.1 盈利与现金流

• 毛利率 21.59%、净利率 6.00%、ROE 10.10%（2025），盈利能力稳健但低于上游纯玩家（中海油 ROE 约 19%、净利率 30%+）——这是产业链位置的必然结果，而非经营劣势。
• 自由现金流 1,201.89 亿元（同比 +15.2%）。经营现金流净额 4,125 亿元，资本开支约 2,700 亿（重资产维持性投入），最终自由现金流转正且增长，为高额分红提供真实支撑。但 2026 年一季度经营现金流 845 亿元（同比 -39.4%，主因油价阶段性承压与存货资金占用）、自由现金流阶段性为负，凸显重资产与油价周期下的现金流波动——这也是 FCF 外推需谨慎的原因之一。
• 2025 年"十四五"累计归母净利超 7,000 亿，每股累计派息 2.03 元，年均派息率 51%（远超章程 30% 下限）。

7.2 资产负债表：稳健但非净现金

7.3 分红记录

八、估值

当前估值处于历史中低区间：PE(TTM) 约 12.8 倍（以 2026-07-28 收盘 ¥11.10、LTM 归母净利约 1,588 亿元测算）、PB 1.25 倍、股息率约 4.2%；PE 历史分位受样本区间与利润口径影响，不作精确断言。与同业及国际 oil major 对比：

8.1 估值框架：为何以 DCF 为主、相对 PE 为辅

对一家盈利能力稳定、自由现金流为正、资本开支可预期、且兼具"资源储量 + 下游现金流"的一体化油企，现金流折现（DCF）比单纯引述券商 PE 目标更可靠：PE 只反映市场情绪与盈利周期位置，DCF 直接拷问"这块资产在当前与未来能挤出多少自由现金"。上图 PE 对比仅作相对位置锚（中石油 12.5x 处于三桶油中枢），下文给出完整两阶段 DCF 计算过程，并以年报"资源现值"作保守下限交叉验证。

8.2 两阶段 DCF 模型（含计算过程）

关键假设（显式列出）：

第一步：预测期自由现金流与现值（WACC = 7.5%）

第二步：终值与股权价值

• 终值 TV(2030) = FCF₂₀₃₀ × (1+g) / (WACC−g) = 1,614 × 1.025 / (0.075−0.025) = 33,087 亿元
• 终值现值 PV(TV) = 33,087 × 0.6966 = 23,032 亿元
• 企业价值 EV = 预测期现值 6,252.6 + 终值现值 23,032 = 29,285 亿元
• 股权价值 = EV − 净债务 1,517 = 27,768 亿元
• 每股内在价值 = 27,768 / 1,830.21 = ¥15.2（基准情景）

模型依赖性提示：终值现值 23,032 亿元占企业价值（29,285 亿元）的 78.65%，高于审慎 DCF 通常希望的 50%–70% 区间，说明每股价值主要由 WACC 与永续增长率决定，而非显式预测期的经营预测。这本身不推翻基准值，但显著降低目标价的置信度，下文据此给予不确定性折让。

第三步：敏感性分析（每股内在价值，元）

8.3 交叉验证：年报"资源现值"（标准化度量）作为保守下限

中石油年报"原油天然气产量及储量资料"章节披露经贴现的未来净现金流量的标准化度量（Standardized Measure of Discounted Future Net Cash Flows，即探明储量的资源现值）。2025 年末原油证实储量 6,049 百万桶、天然气证实储量 73,121 Bcf（其中证实已开发原油 4,644、天然气 41,396）。该指标系统性低估资产真实价值，恰如市场直觉所言"略微低估"，原因有四：

• ① 折现率过高：标准化度量固定使用 10% 折现率，高于本 DCF 的 7.5% WACC，机械压低现值；
• ② 价格不滚动：采用年末油价固定不变（2025 年末 Brent ~73 美元），不含长期价格正常化/回升，而真实资源价值定价应包含周期均值回归；
• ③ 仅计 1P 探明储量：排除概率/可能储量（2P/3P）与未来发现，而公司储量接替率与增储上产持续进行；
• ④ 不含下游：标准化度量仅覆盖上游探明储量，完全剔除炼化、销售、天然气管道与终端、新能源等整条下游现金流——它连"半家公司"都没定价。

因此，年报资源现值是上游探明储量的保守参照，远非公司整体内在价值；一个含价格正常化、更低 WACC、且纳入下游现金流的 DCF（如 8.2）必然显著高于它。该指标的正确用法是作为上游资产质量的保守锚而非目标价——若股价逼近甚至低于此下限，仅说明市场给下游与未来发现的估值极低，而非必然按破产清算定价（标准化度量本身已扣除税费、弃置义务、开发资本与会计限制，与股权价值不可直接等同）。结合 DCF 基准 ¥15.2 与敏感性下限 ¥11.0，目标价定为 ¥13.5（区间 ¥11–15）：基准值对终值高度依赖（占 EV 78.65%）、FCF 口径与 WACC 未完全闭环，故对基准值给予约 11% 的模型不确定性折让（15.2 × 0.89 ≈ 13.5）。当前价约 ¥11.10（8 月 12 日收 ¥10.66）已靠近 DCF 悲观角落，下行受资源现值参照与约 4.2%–4.4% 股息率一定保护，但确定性低于此前表述；目标价待 2026 年中报、"十五五"资本开支框架与可复算 FCF 模型进一步确认。

九、风险与多空观点

多头论点

• 一体化结构使盈利波动远低于纯上游，防御属性在油价下行周期相对占优。
• 天然气占比提升 + 顺价改善，提供"类公用事业"稳定现金流，弱化周期标签。
• 约 4.2% 股息率 + 54.7% 派息率（近五年最高）构成一定下行保护；"十四五"年均派息率 51% 远超章程下限。
• 负债率历史最低、自由现金流为正且增长，财务安全边际充足。
• 新能源（风光、地热、CCUS）布局提前，2030 年目标新能源占能源总供给 20%+，具备转型期权。

空头论点

• 成品油需求长期见顶（新能源车替代），销售板块量价承压，长期收入结构面临收缩风险。
• 化工板块产能过剩、毛利收窄，2025 化工经营利润同比 -19.4%，"减油增化"兑现存不确定性。
• 若油价长期低于 60 美元，上游利润大幅压缩，天然气与下游难以完全对冲。
• 能源转型政策压制传统油气估值中枢，ESG 资金持续低配。
• 非净现金、年资本开支刚性 ~2,700 亿，自由现金流对分红的覆盖弹性弱于中海油。

关键跟踪指标

• 布伦特油价中枢、天然气门站价与进口气成本差（顺价能力）
• 成品油销量同比、化工新材料产量与毛利
• 自由现金流与派息率是否维持 50%+
• 新能源发电量增速与盈利贡献披露

十、投资结论