中国石油（601857）

　　1、经营情况讨论与分析
　　2024年上半年，世界经济保持增长，中国经济运行总体平稳，延续回升向好态势，国内生产总值（“GDP”）同比增长5.0%。全球石油市场需求回暖、供应偏紧，叠加地缘政治影响，国际原油价格总体呈上行走势，均价比上年同期有所增长；国内成品油市场需求放缓，天然气市场需求持续快速增长。
　　本集团主动应对各种风险挑战，落实高质量发展要求，坚持稳中求进工作总基调，加强市场形势分析研判，统筹推进安全环保、生产经营、提质增效、改革创新等工作，油气两大产业链平稳高效运行，油气增储上产保持良好态势，炼油化工转型升级扎实推进，成品油销售市场份额持续提升，天然气销售量效双增，新能源新材料等新兴产业快速发展，产业链上下游一体化协同优势有效发挥，主要成本费用有效控制，安全环保形势保持稳定，签署《石油天然气脱碳宪章》，ESG工作深入开展，经营效益实现稳定增长，再创历史同期新高，各业务分部全面盈利，财务状况健康良好。
　　（1）市场回顾原油市场
　　2024年上半年，世界经济增长带动原油需求回暖，产油国联盟延续减产策略导致供应偏紧，地缘政治冲突多点频发，国际油价同比上升。布伦特原油现货平均价格为84.06美元/桶，比上年同期的79.66美元/桶上升5.5%；美国西得克萨斯中质原油现货平均价格为78.95美元/桶，比上年同期的74.76美元/桶上升5.6%。
　　据国家统计局资料显示，2024年上半年国内规模以上工业原油产量10,705万吨，同比增长1.9%；原油进口量27,548万吨，同比下降2.3%。
　　成品油市场2024年上半年，受替代能源竞争影响，国内成品油市场消费受到抑制，供需维持宽松格局，行业监管持续发力，成品油市场竞争秩序不断规范。
　　据国家统计局资料显示，2024年上半年国内规模以上工业原油加工量36,009万吨，同比下降0.4%。国内成品油价格走势与国际市场油价变化趋势基本保持一致，国家10次调整国内汽油、柴油价格，汽油、柴油标准品价格分别累计上调人民币590元/吨、570元/吨。
　　化工市场2024年上半年，化工产品市场需求稳步提高，供应侧新增产能投放不及预期，装置检修规模明显扩大，供需基本面有所好转，国内化工市场主要产品价格普遍上涨，生产利润从历史低位缓慢回升。
　　天然气市场2024年上半年，全球天然气市场供需基本面保持宽松，中国经济稳步回升，天然气消费快速增长。据国家统计局、国家发展和改革委员会资料显示，2024年上半年国内规模以上工业天然气产量1,236亿立方米，同比增长6.0%；天然气进口量6,465万吨，同比增长14.3%；天然气表观消费量2,137.5亿立方米，同比增长10.1%。
　　（2）业务回顾油气和新能源业务
　　国内油气业务2024年上半年，本集团国内油气业务聚焦储采平衡，大力实施高效勘探，在塔里木盆地、四川盆地、准噶尔盆地取得多项重大突破和重要发现，落实多个规模油气储量区；扎实推进万米深地油气科探预探工程，深地塔科1井突破万米大关并刷新亚洲最深直井记录；系统优化开发部署，按照效益情况安排产能建设项目，加强老油气田控制递减率和提高采收率。上半年国内实现原油产量392.8百万桶，比上年同期的392.3百万桶增长0.1%；可销售天然气产量2,486.8十亿立方英尺，比上年同期的2,417.3十亿立方英尺增长2.9%；油气当量产量807.3百万桶，比上年同期的795.1百万桶增长1.5%。
　　海外油气业务2024年上半年，本集团海外油气业务突出效益勘探、规模增储，乍得PSA项目获得高产油流；科学统筹油气生产，伊拉克哈法亚天然气处理厂投产运行；积极推动新项目开发，持续优化海外资产结构，卡塔尔北方气田扩容项目顺利交割。上半年海外实现原油产量82.0百万桶，与上年同期的82.0百万桶基本持平；可销售天然气产量97.4十亿立方英尺，比上年同期的99.8十亿立方英尺下降2.5%；油气当量产量98.2百万桶，比上年同期的98.7百万桶下降0.5%，占本集团油气当量产量的10.8%。
　　2024年上半年，本集团原油产量474.8百万桶，比上年同期的474.3百万桶增长0.1%；可销售天然气产量2,584.2十亿立方英尺，比上年同期的2,517.1十亿立方英尺增长2.7%；油气当量产量905.5百万桶，比上年同期的893.8百万桶增长1.3%。天然气产量占油气当量产量的比重进一步提升，稳油增气策略扎实有效推进。
　　新能源业务2024年上半年，本集团积极推动新能源大基地布局和新能源指标竞配，新获风光发电指标725万千瓦，签订地热供暖合同面积4,615万平方米。加快推进重点项目实施，大庆油田林甸160万千瓦风电、新疆油田煤电一体化264万千瓦光伏项目开工建设，塔里木油田喀什110万千瓦光伏项目全容量并网，新开工建设库尔勒130万千瓦光伏项目。2024年上半年风光发电量21.7亿千瓦时，比上年同期的8.5亿千瓦时增长154.5%。深入推进全产业链碳捕集、利用及封存（CCUS）业务发展，注入二氧化碳83.7万吨。
　　炼油化工和新材料业务2024年上半年，本集团密切关注市场需求变化，统筹优化原油资源、加工负荷、产品结构和装置检维修，强化产业链运行衔接，上半年加工原油693.3百万桶，比上年同期的673.0百万桶增长3.0%；生产成品油6,011.9万吨，比上年同期的5,885.6万吨增长2.1%，其中航空煤油产量大幅增长42.4%。加强原料互供，保持乙烯、芳烃等装置高负荷运行，积极开发化工新产品、新材料，注册成立蓝海新材料（通州湾）有限责任公司（“蓝海新材料”），化工产品商品量1,904.3万吨，比上年同期的1,728.6万吨增长10.2%，其中合成树脂产量659.0万吨，比上年同期的622.6万吨增长5.8%；合成纤维原料及聚合物产量58.4万吨，比上年同期的54.6万吨增长7.0%；新材料产量107.4万吨，比上年同期的62.4万吨增长72.0%。优化完善化工产品营销机制，抢抓市场回暖机遇，加大直销客户开发力度，拓展高端和特色产品市场，化工产品和炼油特色产品销量大幅增长。
　　坚持高端化、智能化、绿色化方向，持续推动炼化转型升级，吉林石化公司炼油化工转型升级项目、广西石化公司炼化一体化转型升级项目、独山子石化公司塔里木120万吨/年二期乙烯项目等重点项目建设平稳有序推进。
　　销售业务国内业务2024年上半年，本集团强化成品油市场形势分析研判，深入实施差异化营销策略，加强批发零售一体、油品非油品一体、线上线下一体营销，加大新客户开发力度，在市场竞争激烈的情况下努力稳定成品油销量，提高市场占有率，保障产业链平稳高效运行。加快绿色低碳转型，积极推进加油（气）站、光伏库站、充（换）电站、加氢站、“油气氢电非”综合能源站布局，持续完善营销网络体系，不断增强服务能力。推进“便利店+N”运营模式，深耕重点品类，拓展站外销售，非油业务毛利大幅增长。
　　国际贸易业务2024年上半年，本集团优化布局全球市场，丰富拓展贸易品种，努力降低采购成本，优化成品油和化工产品出口，增加出口量效，推动产业链整体价值提升。
　　2024年上半年，本集团销售汽油、煤油、柴油7,905.3万吨，比上年同期的8,066.8万吨下降2.0%，其中国内销售汽油、煤油、柴油5,844.7万吨，比上年同期的5,934.5万吨下降1.5%。
　　天然气销售业务2024年上半年，本集团全面优化天然气销售流向和用户结构，积极开拓高端高效市场，加大直销客户、终端客户开发力度，积极利用线上交易渠道，有效提升销售量效。
　　2024年上半年，本集团销售天然气1,472.17亿立方米，比上年同期的1,303.52亿立方米增长12.9%，其中国内销售天然气1,149.37亿立方米，比上年同期的1,086.46亿立方米增长5.8%。
　　2、经营业绩回顾
　　合并经营业绩2024年上半年，本集团实现营业收入人民币15,538.69亿元，比上年同期的人民币14,798.71亿元增长5.0%；归属于母公司股东净利润人民币886.11亿元，比上年同期的人民币852.72亿元增长3.9%；实现基本每股收益人民币0.48元。
　　营业收入2024年上半年本集团的营业收入为人民币15,538.69亿元，比上年同期的人民币14,798.71亿元增长5.0%，主要由于本集团原油、汽油价格上涨、天然气销量增加，以及煤油、聚乙烯等产品量价齐增。
　　3、下半年业务展望
　　2024年下半年，世界经济将保持温和增长，中国经济将延续回升向好态势，但面临的内外部形势依然错综复杂。国际原油市场供需总体平衡，预计国际油价将保持高位震荡运行。国内成品油市场面临激烈竞争，天然气市场需求保持较快增长。本集团将积极应对市场变化，落实高质量发展要求，及时调整优化生产经营策略，保持油气两大产业链及各项业务安全平稳高效运行，着力提升业务发展质量和效益，加快推动新兴产业布局，努力为股东创造价值。
　　在油气和新能源业务方面，本集团将坚持高效勘探、效益开发，紧紧围绕增加规模经济可采储量、提高储采比，强化风险勘探，深入推进塔里木、鄂尔多斯、四川等盆地规模增储领域集中勘探，深化东部盆地富油气凹陷精细勘探，统筹推进老区高效稳产和新区效益建产，努力提高老油气田采收率，突出抓好重大建产工程；抓好乍得PSA、哈萨克斯坦阿克纠宾等项目集中勘探，提高效益增储规模，强化伊拉克西古尔纳等重点产能建设，加快推动加拿大LNG项目一期投产，加大新项目获取力度，持续优化海外油气资产结构；积极参与风光发电指标竞配，努力拓展国内地热供暖市场，扎实推进氢能产业布局和伴生资源开发利用，加快松辽CCUS-EOR示范基地建设和鄂尔多斯CCUS集群发展。
　　在炼油化工和新材料业务方面，本集团将坚持市场导向和效益原则，推动资源向炼化一体化、效益好的企业倾斜，优化原油加工路线和产品结构，增产高标号汽油、航空煤油、石蜡、低硫石油焦等适销对路产品，着力提高乙烯、对二甲苯（PX）等化工装置负荷，大力发展化工新材料业务，努力提高功能性合成树脂、高性能合成橡胶等产品产量；持续完善化工营销机制，优化国内外市场布局，努力提升化工产品销量、市场份额和效益；坚持高端化、智能化、绿色化方向，加快推动转型升级，有序推进蓝海新材料等项目建设，深入推进智能工厂和绿色企业创建，开展炼化企业绿色低碳转型试点。
　　在销售业务方面，本集团将深化市场研判和细分市场研究，细化制定实施营销策略，加大高效区域、增量市场资源投放力度，抓好高标号汽油和航空煤油营销，努力稳定销量，提升市场份额，增加销售效益；优化激励机制和评价体系，完善全生命周期和分级分类客户管理，全力扩大客户规模，提升服务质量，增强客户黏性；加快绿色低碳转型，积极推动充电业务布局，加大加气业务发展力度，稳健推进加氢业务，深化油品、非油、充电等业务融合发展，全面构建“油气氢电非”综合服务体系；持续优化境内外网络布局，强化全球一体化运营和资源跨区域运作，努力提升产业链整体效益。
　　在天然气销售业务方面，本集团将统筹资源供应和需求对接，突出市场化手段，丰富完善现货代采、专场交易等组合营销策略，加大线上交易和顺价销售力度，不断提高天然气销售效益水平。强化市场开拓，大力开发存量市场增量客户，加快增量市场项目落地，全力拓展沿海高端高效市场、直销客户及终端用户，着力发展气电新能源业务，巩固提升市场份额。稳妥有序推进LNG接收站、销售支线建设。
　　4、风险因素
　　本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。
　　（1）行业监管及税费政策风险
　　中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。
　　税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。
　　（2）油气产品价格波动风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。
　　（3）汇率风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口油气、机器设备和其他原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。
　　（4）市场竞争风险
　　本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的进一步开放，国外大型石油石化公司以及部分民营企业在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。本集团的油气勘探、生产以及天然气销售业务在国内处于主导地位，但炼油化工及成品油销售业务面临着较为激烈的竞争。新能源业务是本集团的重要转型发展方向，目前国内新能源产业发展强劲，市场规模持续扩大，新能源业务亦面临着其他新能源供应商的激烈竞争。
　　（5）油气储量的不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。
　　（6）海外经营风险
　　本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。
　　其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。
　　（7）与气候变化有关的风险
　　近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战，一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或本公司的其他经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本增加从而导致收入减少、利润减少，同时战略性投资也可能受到不利影响。
　　（8）安全隐患及不可抗力风险
　　油气勘探、开采和储运以及成品油和化工产品生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情况发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，本集团面临的安全风险也相应增加。
　　同时，近年来中国颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。本集团已实行了严格的HSE管理体系，努力规避各类事故的发生，但仍无法完全避免此类突发事件可能带来的经济损失。本集团严格执行国家法律法规，对于发现的安全环保隐患，及时投入资金进行有效治理。此外，地震、台风、海啸等自然灾害以及突发性公共卫生事件会对本集团的财产、人员造成损害，并有可能影响本集团的正常生产经营。 收起▲

　　一、业绩回顾
　　2024年第一季度，世界经济增长温和改善，中国经济延续回升向好态势，市场信心不断增强，国内生产总值（GDP）比上年同期增长5.3%。国际油价震荡上行，北海布伦特原油现货平均价格为83.16美元/桶，比上年同期的81.17美元/桶上涨2.5%；美国西得克萨斯中质原油现货平均价格为77.01美元/桶，比上年同期的75.97美元/桶上涨1.4%。国内成品油市场需求保持增长，天然气市场需求延续较快增长态势。
　　本集团坚持“创新、资源、市场、国际化、绿色低碳”五大发展战略，统筹生产经营、安全环保、提质增效、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，严格控制成本费用，油气两大产业链安全平稳高效运行，新能源新材料等新兴产业保持快速发展势头，经营业绩稳步增长，财务状况健康良好。2024年第一季度，本集团原油平均实现价格75.41美元/桶，比上年同期的75.98美元/桶下降0.8%；国内天然气平均销售价格9.38美元/千立方英尺，与上年同期基本持平。按照国际财务报告会计准则，本集团实现营业收入人民币8,121.84亿元，比上年同期的人民币7,324.71亿元增长10.9%；归属于母公司股东的净利润人民币456.83亿元，比上年同期的人民币436.24亿元增长4.7%，主要由于成品油、天然气、化工品等产品国内销量增加以及提质增效工作深入推进。
　　油气和新能源业务坚持稳油增气，持续加大油气勘探开发和增储上产力度，不断优化海外油气资产结构；加强成本费用管控，不断提高成本竞争力；推动风光发电、地热、氢能等新能源业务快速发展。2024年第一季度，本集团实现油气当量产量463.7百万桶，比上年同期的452.0百万桶增长2.6%，其中国内油气当量产量413.0百万桶，比上年同期的402.6百万桶增长2.6%；海外油气当量产量50.7百万桶，比上年同期的49.4百万桶增长2.6%。油气和新能源业务实现经营利润人民币429.65亿元，比上年同期的人民币409.96亿元增长4.8%，主要由于国内天然气产销量增加。单位油气操作成本10.38美元/桶，比上年同期的10.57美元/桶下降1.8%。
　　炼油化工和新材料业务坚持绿色化、智能化方向，持续推进业务结构调整和转型升级；加强生产运行组织，确保生产装置安全、平稳、长周期、优化运行，努力提高装置加工负荷；以市场需求为导向持续优化产品结构，大力发展炼油特色高效产品和化工新产品、新材料。2024年第一季度，本集团加工原油353.8百万桶，比上年同期的326.9百万桶增长8.2%；生产成品油3,048.2万吨，比上年同期的2,775.4万吨增长9.8%；生产乙烯227.0万吨，比上年同期的200.0万吨增长13.5%；化工产品商品量990.8万吨，比上年同期的849.1万吨增长16.7%。炼油化工和新材料业务实现经营利润人民币81.15亿元，比上年同期的人民币84.70亿元下降4.2%，其中炼油业务实现经营利润人民币69.70亿元，比上年同期的人民币93.96亿元减少人民币24.26亿元，主要由于炼油产品毛利收窄；化工业务经营利润人民币11.45亿元，比上年同期的经营亏损人民币9.26亿元扭亏增利人民币20.71亿元，主要由于化工产品销量增加以及广东石化扭亏增利。
　　销售业务统筹国内、国际两个市场，强化市场分析研判，加强产销衔接，确保产业链高效运行，持续加大市场营销力度，不断优化网络布局，加强高端高效市场开发，努力提升营销质量。2024年第一季度，本集团销售成品油3,925.8万吨，比上年同期的3,757.5万吨增长4.5%，其中国内销售成品油2,854.5万吨，比上年同期的2,729.0万吨增长4.6%。销售业务实现经营利润人民币67.63亿元，比上年同期的人民币81.56亿元减少人民币13.93亿元，主要由于国际贸易业务利润减少。
　　天然气销售业务持续优化进口气资源池结构，有效控制采购成本，大力开拓高端高效市场，努力增加直供直销客户和终端市场销售比例，持续提升销售量效。2024年第一季度，本集团销售天然气833.69亿立方米，比上年同期的730.08亿立方米增长14.2%，其中国内销售天然气671.02亿立方米，比上年同期的623.92亿立方米增长7.5%。天然气销售业务实现经营利润人民币123.16亿元，比上年同期的人民币101.36亿元增加人民币21.80亿元，主要由于天然气销量增加以及进口气采购成本降低。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　1、以下涉及的财务数据摘自本集团按国际财务报告会计准则编制并经过审计的财务报表.
　　（1）合并经营业绩
　　2023年，本集团实现营业收入人民币30,110.12亿元，比上年同期的人民币32,391.67亿元下降7.0%；实现归属于母公司股东的净利润人民币1,611.46亿元，比上年同期的人民币1,487.43亿元增长8.3%；实现每股基本收益人民币0.88元，比上年同期的人民币0.81元增加人民币0.07元。
　　营业收入2023年本集团营业收入为人民币30,110.12亿元，比上年同期的人民币32,391.67亿元下降7.0%，主要由于原油、天然气等油气产品价格下降、销售数量增加综合影响。
　　经营支出2023年本集团经营支出为人民币27,755.46亿元，比上年同期的人民币30,225.07亿元下降8.2%。其中：采购、服务及其他2023年本集团采购、服务及其他为人民币19,729.40亿元，比上年同期的人民币22,130.80亿元下降10.9%，主要由于油气产品采购支出及贸易支出减少。
　　员工费用2023年本集团员工费用（包括员工以及各类市场化临时性、季节性用工的工资、社会保险、住房公积金、培训费等附加费）为人民币1,727.45亿元，比上年同期的人民币1,630.73亿元增长5.9%，主要由于本集团员工薪酬随效益联动变化。
　　勘探费用2023年本集团勘探费用为人民币207.64亿元，比上年同期的人民币270.74亿元减少人民币63.10亿元，主要由于本集团坚持效益勘探，持续优化油气勘探工作部署。
　　折旧、折耗及摊销2023年本集团折旧、折耗及摊销为人民币2,474.52亿元，比上年同期的人民币2,380.36亿元增长4.0%，主要由于油气产量增加以及固定资产、油气资产同比增加。
　　销售、一般性和管理费用2023年本集团销售、一般性和管理费用为人民币640.74亿元，比上年同期的人民币595.29亿元增长7.6%，主要由于计提标准提高导致安全生产费用增加，以及研发费用增加。
　　除所得税外的其他税赋2023年本集团除所得税外的其他税赋为人民币2,962.26亿元，比上年同期的人民币2,780.55亿元增长6.5%，其中：按照中国有关部门规定，本年新增缴纳矿业权出让收益人民币236.85亿元；受成品油产销量增加影响，消费税为人民币1,833.60亿元，比上年同期的人民币1,591.32亿元增长15.2%；受原油价格下降影响，资源税为人民币296.74亿元，比上年同期的人民币329.91亿元下降10.1%，石油特别收益金为人民币171.08亿元，比上年同期的人民币437.68亿元下降60.9%。
　　其他费用净值2023年本集团其他费用净值为人民币13.45亿元，比上年同期的人民币436.60亿元减少人民币423.15亿元，主要由于资产处置损失减少及衍生金融工具处置损益变动影响。
　　经营利润2023年本集团经营利润为人民币2,354.66亿元，比上年同期的人民币2,166.60亿元增长8.7%。
　　外汇净损失2023年本集团外汇净损失为人民币7.44亿元，比上年同期的人民币18.18亿元减少人民币10.74亿元，主要由于美元兑人民币汇率变动影响。
　　利息净支出2023年本集团利息净支出为人民币157.98亿元，比上年同期的人民币168.16亿元下降6.1%，主要由于本集团降低有息债务规模、优化债务结构。
　　税前利润2023年本集团税前利润为人民币2,374.62亿元，比上年同期的人民币2,132.77亿元增长11.3%。
　　所得税费用2023年本集团所得税费用为人民币571.69亿元，比上年同期的人民币499.29亿元增长14.5%，主要由于税前利润增加。
　　净利润2023年本集团净利润为人民币1,802.93亿元，比上年同期的人民币1,633.48亿元增长10.4%。
　　归属于非控制性权益的净利润2023年本集团归属于非控制性权益的净利润为人民币191.47亿元，比上年同期的人民币146.05亿元增长31.1%，主要由于本集团附属公司利润增长。
　　归属于母公司股东的净利润2023年本集团归属于母公司股东的净利润为人民币1,611.46亿元，比上年同期的人民币1,487.43亿元增长8.3%。
　　（2）分部业绩油气和新能源
　　营业收入2023年，油气和新能源分部实现营业收入人民币8,923.35亿元，比上年同期的人民币9,292.79亿元下降4.0%，主要由于原油、天然气等油气产品销售数量增加、价格下降综合影响。
　　2023年本集团原油平均实现价格为76.60美元/桶，比上年同期的92.12美元/桶下降16.8%。
　　经营支出2023年，油气和新能源分部经营支出为人民币7,436.40亿元，比上年同期的人民币7,635.31亿元下降2.6%，主要由于采购支出及资产处置损失减少。
　　2023年本集团单位油气操作成本为11.95美元/桶，比上年同期的12.42美元/桶下降3.8%。
　　经营利润2023年，油气和新能源分部以提高效率效益为导向，坚持高效勘探、效益开发，大力控制投资和成本费用，持续加强油气发现成本和生产成本管控，努力推动增产增效。实现经营利润人民币1,486.95亿元，比上年同期的人民币1,657.48亿元下降10.3%，主要由于原油、天然气等产品价格下降。
　　炼油化工和新材料营业收入2023年，炼油化工和新材料分部实现营业收入人民币12,211.61亿元，比上年同期的人民币11,645.96亿元增长4.9%，主要由于炼化产品销售数量增加、价格下降综合影响。
　　经营支出2023年，炼油化工和新材料分部经营支出为人民币11,842.25亿元，比上年同期的人民币11,240.26亿元增长5.4%，主要由于原油、原料油采购支出增加以及消费税增加。
　　2023年本集团炼油单位现金加工成本为人民币230.74元/吨，比上年同期的人民币215.37元/吨增长7.1%，主要由于广东石化炼化一体化项目投产初期消耗高影响以及燃料、动力价格上涨。
　　经营利润2023年，炼油化工和新材料分部坚持以市场为导向，瞄准市场需求持续优化产品结构，增产高端特色炼油产品和化工产品；加大化工新材料研发力度，推动化工新材料产销量持续大幅增长；加强成本费用对标分析，提升生产过程精益化管理水平，努力控制加工成本。实现经营利润人民币369.36亿元，比上年同期的人民币405.70亿元下降9.0%。其中炼油业务实现经营利润人民币362.52亿元，比上年同期的人民币411.68亿元下降11.9%，主要由于炼油业务毛利空间收窄和产量增加综合影响；化工业务实现经营利润人民币6.84亿元，比上年同期的经营亏损人民币5.98亿元扭亏增利人民币12.82亿元，主要由于化工产品销量增加以及随着原油价格下降，化工业务原材料成本下降。
　　销售营业收入2023年，销售分部实现营业收入人民币25,270.59亿元，比上年同期的人民币27,718.94亿元下降8.8%，主要由于成品油价格下降及国际贸易收入减少。
　　经营支出2023年，销售分部经营支出为人民币25,030.97亿元，比上年同期的人民币27,575.20亿元下降9.2%，主要由于外购成品油及贸易支出减少。
　　经营利润2023年，销售分部抓住国内成品油市场需求恢复的有利时机，大力加强市场营销，不断提升客户服务质量，努力提高市场占有率；统筹优化国内、国际两个市场资源配置，进一步提升产业链整体效益。实现经营利润人民币239.62亿元，比上年同期的人民币143.74亿元增长66.7%。
　　天然气销售营业收入2023年，天然气销售分部实现营业收入人民币5,611.91亿元，比上年同期的人民币5,192.11亿元增长8.1%，主要由于国内天然气销售量价齐增。
　　经营支出2023年，天然气销售分部经营支出为人民币5,181.47亿元，比上年同期的人民币5,062.54亿元增长2.3%，主要由于天然气采购支出增加。
　　经营利润2023年，天然气销售分部统筹各类天然气资源采购，优化进口气资源池结构，努力控制采购成本；持续推进低成本发展，落实全员降本增效理念，通过优化资源一体化统筹调运，努力控制营销成本；在严格执行国家价格政策的前提下，坚持市场化、专业化营销，积极开拓高端、高效市场，充分发挥线上交易价值发现作用，努力增销增效；持续做优做强天然气终端销售业务，完善终端营销网络，提升终端业务创效能力。实现经营利润人民币430.44亿元，比上年同期的人民币129.57亿元增加人民币300.87亿元。
　　2023年本集团海外业务(a)实现营业收入人民币10,105.07亿元，占本集团总营业收入的33.6%；实现税前利润人民币417.26亿元，占本集团税前利润的17.6%。本集团海外业务保持稳健发展，国际化运营水平持续提升。
　　（3）资产、负债及权益情况
　　总资产人民币27,524.48亿元，比上年末的人民币26,704.00亿元增长3.1%。
　　其中：流动资产人民币6,585.20亿元，比上年末的人民币6,138.67亿元增长7.3%，主要由于现金及现金等价物、存货增加。
　　非流动资产人民币20,939.28亿元，比上年末的人民币20,565.33亿元增长1.8%，主要由于物业、厂房及机器设备增加。
　　总负债人民币11,220.75亿元，比上年末的人民币11,362.34亿元下降1.2%。
　　其中：流动负债人民币6,890.07亿元，比上年末的人民币6,242.63亿元增长10.4%，主要由于一年内到期的长期借款及应付其他税款增加。
　　非流动负债人民币4,330.68亿元，比上年末的人民币5,119.71亿元下降15.4%，主要由于本集团优化债务结构，长期借款减少。
　　母公司股东权益总额人民币14,461.63亿元，比上年末的人民币13,656.17亿元增长5.9%，主要由于留存收益增加。
　　（4）现金流量情况
　　截至2023年12月31日止，本集团的主要资金来源是经营活动产生的现金以及短期和长期借款等。本集团的资金主要用于经营活动、资本性支出、偿还短期和长期借款以及向股东分配股利。
　　经营活动产生的现金流量净额2023年本集团经营活动产生的现金流量净额为人民币4,565.96亿元，比上年同期的人民币3,937.68亿元增长16.0%，主要由于报告期利润增加以及营运资金变动等综合影响。2023年12月31日本集团拥有的现金及现金等价物为人民币2,490.01亿元。现金及现金等价物的货币单位主要是人民币和美元（美元约占52.4%，人民币约占44.5%，港币约占2.6%，其他约占0.5%）。
　　投资活动使用的现金流量净额2023年本集团投资活动使用的现金流量净额为人民币2,557.89亿元，比上年同期的人民币2,329.71亿元增长9.8%，主要是由于付现资本性支出增加。
　　融资活动使用的现金流量净额2023年本集团融资活动使用的现金流量净额为人民币1,465.72亿元，比上年同期的人民币1,137.13亿元增长28.9%，主要是由于本集团控制债务规模、优化债务结构，新增长短期借款减少。
　　本集团于2023年12月31日的债务总额中，固定利率贷款人民币138,029百万元，占47.3%，浮动利率贷款人民币153,949百万元，占52.7%；人民币债务约占65.4%，美元债务约占32.0%，其他币种债务约占2.6%。
　　本集团于2023年12月31日资本负债率（资本负债率=有息债务/（有息债务+权益总额），有息债务包括各种长短期债务）为15.2%（2022年12月31日：17.4%）。
　　（5）资本性支出
　　2023年，本集团继续坚持严谨投资、精准投资、效益投资理念，持续优化投资结构，加大油气勘探开发、炼化转型升级、新能源新材料业务投资力度，推动核心业务稳健发展。全年资本性支出为人民币2,753.38亿元，比上年同期的人民币2,743.07亿元增长0.4%。
　　油气和新能源2023年油气和新能源分部资本性支出为人民币2,483.78亿元，主要用于国内松辽、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、四川、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，加大风光等清洁电力、CCUS、氢能示范等新能源工程；海外积极应对形势变化，加强重点项目产能建设，持续做好中东、中亚、美洲、亚太等合作区项目经营。
　　预计2024年油气和新能源分部的资本性支出为人民币2,130.00亿元，主要是继续聚焦国内松辽、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、四川、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，加快储气能力建设，推进清洁电力、地热余热利用、CCUS及氢能示范等新能源工程；海外提高业务发展集中度，推动高效发展，在做好中东、中亚、美洲、亚太等合作区现有项目经营的同时，推进自主勘探项目，加大优质项目获取力度，持续优化资产结构、业务结构和区域布局。
　　炼油化工和新材料2023年炼油化工和新材料分部的资本性支出为人民币163.83亿元，主要用于吉林石化公司炼油化工转型升级项目、广西石化公司炼化一体化转型升级项目等大型项目，以及减油增化和新材料新技术等转型升级项目。
　　预计2024年炼油化工和新材料分部的资本性支出为人民币290.00亿元，主要用于吉林石化公司炼油化工转型升级项目、广西石化公司炼化一体化转型升级项目等大型项目，开工新建独山子石化公司塔里木120万吨/年二期乙烯项目，有序推进兰州石化公司等转型升级项目。
　　销售2023年销售分部的资本性支出为人民币46.73亿元，主要用于国内油气氢电非综合能源站建设，优化终端网络布局，以及海外油气储运和销售设施建设等。
　　预计2024年销售分部的资本性支出为人民币70.00亿元，主要用于国内油气氢电非综合能源站建设、充换电站建设，优化终端网络布局，以及海外油气储运和销售设施建设等。
　　天然气销售2023年天然气销售分部的资本性支出为人民币40.50亿元，主要用于天然气支线建设，以及城市燃气终端市场开拓项目等。
　　预计2024年天然气销售分部的资本性支出为人民币60.00亿元，主要用于福建LNG接收站及外输管道、天然气支线建设，以及城市燃气终端市场开拓项目等。
　　总部及其他2023年总部及其他的资本性支出为人民币18.54亿元，主要用于科研设施及信息系统建设。
　　预计2024年总部及其他的资本性支出为人民币30.00亿元，主要用于科研设施及信息系统建设。

　　二、风险因素
　　本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。
　　（1）行业监管及税费政策风险
　　中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。
　　税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。
　　（2）油气产品价格波动风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。
　　（3）汇率风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口原油、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生较大差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。
　　（4）市场竞争风险
　　本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的逐步开放，国外大型石油石化公司在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。
　　本集团的油气勘探与生产业务以及天然气销售业务在国内处于主导地位，但炼油化工、成品油销售及新能源业务面临着较为激烈的竞争。
　　（5）油气储量的不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。本集团已聘请了具有国际认证资格的评估机构对本集团的原油和天然气储量进行定期评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。
　　（6）海外经营风险
　　本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。
　　其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。
　　（7）与气候变化有关的风险
　　近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战。一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。中国或本公司的经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本等增加导致的利润减少、收入减少，同时，战略性投资也可能受到不利影响。
　　（8）安全隐患及不可抗力风险
　　油气勘探、开采和储运以及成品油和化工产品生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情况发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，本集团面临的安全风险也相应增加。
　　同时，近年来中国颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。本集团已实行了严格的HSE管理体系，努力规避各类事故的发生，但仍无法完全避免此类突发事件可能带来的经济损失。本集团严格执行国家法律法规，对于发现的重大安全环保隐患，及时进行有效治理。此外，地震、台风、海啸等自然灾害会对本集团的财产、人员造成损害，并有可能影响本集团的正常生产经营。 收起▲

　　一、业绩回顾
　　2023年前三季度，世界经济缓慢复苏，中国经济持续恢复向好，国内生产总值（GDP）比上年同期增长5.2%。国际原油供需总体宽松，受供需基本面、货币政策、地缘政治等因素影响，国际原油价格中高位震荡，北海布伦特原油现货平均价格为82.07美元/桶，比上年同期的105.51美元/桶下降22.2%；美国西德克萨斯中质原油现货平均价格为77.36美元/桶，比上年同期的98.39美元/桶下降21.4%。国内成品油市场需求恢复性增长，国内天然气市场需求较快增长。
　　本集团贯彻新发展理念，落实高质量发展要求，抓住国内宏观经济和油气市场需求复苏的有利时机，统筹生产经营、安全环保和改革创新，大力加强国内油气勘探开发和增储上产，加快炼化业务结构调整和转型升级，积极开展市场营销，不断强化贸易增效，深入推进提质增效专项行动，油气两大产业链安全平稳受控运行，主要成本费用得到有效管控，在油气产品价格下降的情况下，经营业绩创历史同期最好水平。2023年前三季度，本集团原油平均实现价格为75.28美元/桶，比上年同期的95.19美元/桶下降20.9%；国内天然气平均销售价格为8.81美元/千立方英尺，比上年同期的9.25美元/千立方英尺下降4.8%。按国际财务报告准则，2023年前三季度，本集团实现营业收入人民币22,821.35亿元，比上年同期的人民币24,554.01亿元下降7.1%；实现归属于母公司股东的净利润人民币1,316.51亿元，比上年同期的人民币1,199.31亿元增长9.8%；经营活动产生的现金净额、自由现金流分别比上年同期增长8.8%、7.2%，财务状况健康良好。
　　油气和新能源国内业务大力加强油气勘探开发，努力推动增储上产，原油产量稳中有增，天然气产量保持较快增长；扎实推进新能源大基地建设，促进油气和新能源融合发展。2023年前三季度，本集团国内原油产量583.8百万桶，比上年同期的576.9百万桶增长1.2%；可销售天然气产量3,513.7十亿立方英尺，比上年同期的3,295.9十亿立方英尺增长6.6%；油气当量产量1,169.4百万桶，比上年同期的1,126.4百万桶增长3.8%。海外业务抓住“一带一路”发展机遇，持续优化油气勘探业务布局和资产结构，不断提升海外油气资产质量。2023年前三季度，本集团海外原油产量122.2百万桶，比上年同期的100.1百万桶增长22.1%；可销售天然气产量142.9十亿立方英尺，比上年同期的148.9十亿立方英尺下降4.0%；油气当量产量146.0百万桶，比上年同期的125.0百万桶增长16.8%；本集团整体原油产量706.0百万桶，比上年同期的677.0百万桶增长4.3%，可销售天然气产量3,656.6十亿立方英尺，比上年同期的3,444.8十亿立方英尺增长6.1%，油气当量产量1,315.4百万桶，比上年同期的1,251.4百万桶增长5.1%。本集团坚持效益勘探开发，有效控制成本费用，2023年前三季度油气单位操作成本11.25美元/桶，比上年同期的11.73美元/桶下降4.1%。2023年前三季度，油气和新能源分部实现营业收入人民币6,477.69亿元，比上年同期的人民币6,887.59亿元下降6.0%，主要原因是原油价格下降、销量增加综合影响；实现经营利润人民币1,326.96亿元，比上年同期的人民币1,389.33亿元下降4.5%。
　　炼油化工和新材料业务优化生产组织，保持生产装置安全平稳高负荷运行；以市场为导向持续优化业务布局，动态调整优化产品结构，努力增产高附加值和特色炼油产品；推进“基础+高端”化工战略，大力发展特色优势化工产品；大力发展新材料业务，不断提高化工新材料产品产销量；加快结构调整和转型升级，积极推进吉林石化、广西石化转型升级等重点工程建设。2023年前三季度，本集团共加工原油1,043.6百万桶，比上年同期的895.7百万桶增长16.5%，生产汽油、煤油、柴油9,245.1万吨，比上年同期的7,745.6万吨增长19.4%，化工产品商品量2,610.5万吨，比上年同期的2,348.6万吨增长11.2%。2023年前三季度，炼油化工和新材料分部实现营业收入人民币9,027.56亿元，比上年同期的人民币8,795.21亿元增长2.6%；实现经营利润人民币278.12亿元，比上年同期的人民币263.66亿元增长5.5%，其中炼油业务实现经营利润人民币276.81亿元，比上年同期的人民币265.87亿元增长4.1%；化工业务实现经营利润人民币1.31亿元，比上年同期的经营亏损人民币2.21亿元增利人民币3.52亿元。
　　销售业务紧紧抓住国内宏观经济复苏、成品油市场需求回暖的有利时机，加大高效市场开发力度，提升营销网络质量，优化资源配置，提升客户服务质量，努力扩大成品油销量；积极推进汽车充电领域布局，成功收购普天新能源有限责任公司，不断完善充电网络；坚持国内国外“两个市场”经营理念，持续提升贸易营销实力、跨市运作能力，助力提升产业链整体价值。2023年前三季度，本集团销售汽油、煤油、柴油12,562.4万吨，比上年同期的11,075.1万吨增长13.4%，其中国内销售汽油、煤油、柴油9,307.9万吨，比上年同期的7,940.1万吨增长17.2%。2023年前三季度，销售分部实现营业收入人民币19,384.54亿元，比上年同期的人民币21,094.25亿元下降8.1%，主要原因是国际贸易收入减少；实现经营利润人民币172.77亿元，比上年同期的人民币72.42亿元增加人民币100.35亿元。
　　天然气销售业务统筹优化资源结构、市场布局和用户结构，不断增强市场开发能力、客户服务能力和市场交易能力，努力提升销售量效。2023年前三季度，本集团销售天然气1,931.31亿立方米，比上年同期的1,894.66亿立方米增长1.9%，其中国内销售天然气1,553.64亿立方米，比上年同期的1,472.46亿立方米增长5.5%。2023年前三季度，天然气销售分部实现营业收入人民币3,927.14亿元，比上年同期的人民币3,700.62亿元增长6.1%；实现经营利润人民币194.76亿元，比上年同期的人民币156.44亿元增加人民币38.32亿元。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年上半年，世界经济缓慢复苏，中国经济整体恢复性增长，国内生产总值（“GDP”）同比增长5.5%。全球石油市场供需宽松，国际原油价格震荡走低，比上年同期大幅下跌。
　　本集团积极把握市场机遇，统筹推进业务发展、改革创新、提质增效、安全环保等工作，大力推动油气勘探开发和增储上产，持续深化炼化转型升级，不断加强市场营销，稳步推进绿色低碳转型，积极开展新能源新材料新业务布局，充分发挥上下游一体化和产业链协同优势，实现油气两大产业链平稳高效运行，主要生产指标全面增长，在国际油价同比大幅下降的情况下，经营效益稳中有增，各业务分部全面盈利，自由现金流同比大幅增长，财务状况健康良好。
　　（1）市场回顾
　　原油市场2023年上半年，受供求基本面、美元加息等因素影响，国际原油价格震荡走低。布伦特原油现货平均价格为79.66美元/桶，比上年同期的107.94美元/桶下降26.2%；美国西得克萨斯中质原油现货平均价格为74.76美元/桶，比上年同期的101.85美元/桶下降26.6%。
　　成品油市场2023年上半年，国内市场需求稳步复苏，成品油消费呈现恢复性增长，基本回升至2019年水平。国内成品油供给加快恢复，根据国家统计局数据，上半年国内原油加工量36,358万吨，同比增长9.9%。国内成品油价格走势与国际市场油价变化趋势基本保持一致，国家11次调整国内汽油、柴油价格，汽油标准品价格累计下调人民币55元/吨，柴油标准品价格累计下调人民币50元/吨。
　　化工市场2023年上半年，全球化工产品市场持续低迷，国内化工市场大部分产品价格下行，其中烯烃及下游合成树脂价格下跌，合成橡胶价格小幅上涨。化工新材料需求旺盛，增速远高于大宗石化产品。
　　天然气市场2023年上半年，国际天然气市场供需宽松，主要市场天然气平均交易价格同比均大幅下降。受益于国内宏观经济复苏，国内天然气消费呈现低基数下的较快增长态势。
　　二、业务回顾
　　油气和新能源业务国内油气业务2023年上半年，本集团加大油气勘探开发和增储上产力度，积极推进高效勘探和效益开发，在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地等获得多项重要发现和重要进展。以市场为导向、效益为中心，优化生产组织运行，努力实现老油气田稳产，加快推进新区效益建产，国内油气产量稳中有增；加快数字化转型，积极推进智能油气田建设。国内实现原油产量392.3百万桶，比上年同期的387.7百万桶增长1.2%；可销售天然气产量2,417.3十亿立方英尺，比上年同期的2,253.8十亿立方英尺增长7.3%；油气当量产量795.1百万桶，比上年同期的763.4百万桶增长4.2%。
　　海外油气业务2023年上半年，本集团积极推进海外油气合作，新项目开发和资产优化取得新进展，中亚、中东地区重点项目稳步推进。强化规模效益勘探，乍得多赛欧盆地勘探获得新发现。海外实现原油产量82.0百万桶，比上年同期的64.2百万桶增长27.8%；可销售天然气产量99.8十亿立方英尺，比上年同期的104.4十亿立方英尺下降4.4%；油气当量产量98.7百万桶，比上年同期的81.6百万桶增长20.9%，占本集团油气当量产量的11.0%。
　　2023年上半年，本集团原油产量474.3百万桶，比上年同期的451.9百万桶增长5.0%；可销售天然气产量2,517.1十亿立方英尺，比上年同期的2,358.2十亿立方英尺增长6.7%；油气当量产量893.8百万桶，比上年同期的845.0百万桶增长5.8%。
　　新能源业务2023年上半年，本集团坚持油气与新能源业务融合发展，持续优化新能源业务发展规划，积极开拓清洁电力和地热市场，全力推动新疆、青海等千万千瓦级新能源项目落地，新获清洁电力并网指标1,258万千瓦，新签地热供暖合同（协议）面积2,633万平方米。加快重点项目建设，吉林油田15万千瓦自消纳绿电项目全容量并网，塔里木油田百万千瓦级光伏发电、吉林油田50万千瓦级风电项目开工，上半年风光发电量8.5亿千瓦时。全产业链一体化推进碳捕集、利用及封存（“CCUS”）业务，上半年注入二氧化碳74.9万吨。
　　炼油化工和新材料业务2023年上半年，本集团超前研判和准确把握市场走势，优化原油资源配置，合理调整炼油加工负荷、成品油收率和产品结构。加工原油673.0百万桶，比上年同期的597.5百万桶增长12.6%；生产成品油5,885.6万吨，比上年同期的5,151.0万吨增长14.3%，航空煤油、炼油特色产品产量实现大幅增长。按照效益情况统筹优化化工装置负荷，积极推进新材料业务发展，一批新产品成功投产。动态优化化工产品营销策略，努力提升销售量效。化工产品商品量1,728.6万吨，比上年同期的1,594.5万吨增长8.4%；合成树脂产量622.6万吨，比上年同期的588.9万吨增长5.7%；新材料产量62.4万吨，比上年同期增长56.0%。
　　加快推进重点工程建设，广东石化炼化一体化项目全面投入商业运营，吉林、广西等乙烯项目建设平稳有序推进。
　　销售业务国内业务2023年上半年，本集团抓住经济复苏、成品油市场秩序不断规范的有利时机，多措并举扩量提效。坚持批发零售一体、油品非油品相互促进、线上线下融合，分环节、分品号、分区域实施差异化营销策略，突出重点区域、重点站扩销上量，国内成品油销量大幅提升，保障了产业链上游生产后路畅通，市场占有率持续增长。创新非油品业务经营模式，非油业务收入、盈利能力实现双增长。
　　全力推动终端销售网络建设，积极开发加油（气）站、光伏库站、充（换）电站、加氢站、综合能源服务站，不断增强服务能力。
　　国际贸易业务2023年上半年，本集团统筹国内、国际两个市场，积极开拓海外高端高效市场，加强海外上游业务份额油销售，根据效益情况合理安排国内成品油等产品出口，确保产业链顺畅运行，努力提升产业链整体创效能力。
　　2023年上半年，本集团销售汽油、煤油、柴油8,066.8万吨，比上年同期的7,143.3万吨增长12.9%，其中国内销售汽油、煤油、柴油5,934.5万吨，比上年同期的5,034.4万吨增长17.9%。
　　天然气销售业务2023年上半年，本集团多措并举优化天然气资源池结构，全力加强产业链协同，努力保障市场需求。超前研判市场形势，持续优化天然气市场布局和销售流向，优化营销策略，积极推行线上交易，努力提升高端高效市场占有率，不断提高营销质量和效益。
　　2023年上半年，本集团销售天然气1,303.52亿立方米，与上年同期的1,302.91亿立方米基本持平，其中国内销售天然气1,086.46亿立方米，比上年同期的1,037.19亿立方米增长4.8%。
　　三、经营业绩回顾
　　（1）以下涉及的财务数据摘自本集团按国际财务报告准则编制的中期简明合并财务报表
　　合并经营业绩2023年上半年，本集团实现营业收入人民币14,798.71亿元，比上年同期的人民币16,146.21亿元下降8.3%；归属于母公司股东净利润人民币852.72亿元，比上年同期的人民币816.27亿元增长4.5%；实现基本每股收益人民币0.47元。
　　营业收入2023年上半年本集团的营业收入为人民币14,798.71亿元，比上年同期的人民币16,146.21亿元下降8.3%，主要由于本集团大部分油气产品销售价格下降以及销量增加综合影响。
　　经营支出2023年上半年本集团的经营支出为人民币13,592.54亿元，比上年同期的人民币14,956.06亿元下降9.1%，其中：采购、服务及其他2023年上半年本集团的采购、服务及其他为人民币10,048.23亿元，比上年同期的人民币11,115.31亿元下降9.6%，主要由于本集团外购原油、原料油等采购支出减少。
　　员工费用2023年上半年本集团的员工费用（包括员工以及市场化临时性、季节性用工的工资、各类保险、住房公积金、培训费等附加费）为人民币777.98亿元，比上年同期的人民币749.27亿元增长3.8%，主要由于员工薪酬随效益联动变化。
　　勘探费用2023年上半年本集团的勘探费用为人民币90.98亿元，比上年同期的人民币128.39亿元减少人民币37.41亿元，主要由于本集团坚持效益勘探，优化油气勘探工作部署。
　　折旧、折耗及摊销2023年上半年本集团的折旧、折耗及摊销为人民币1,130.17亿元，比上年同期的人民币1,028.63亿元增长9.9%，主要由于油气产量增加以及固定资产、油气资产同比增加。
　　销售、一般性和管理费用2023年上半年本集团的销售、一般性和管理费用为人民币286.47亿元，与上年同期的人民币284.09亿元基本持平，本集团将持续深入推进提质增效，大力管控非生产性支出。
　　除所得税外的其他税赋2023年上半年本集团的除所得税外的其他税赋为人民币1,302.20亿元，比上年同期的人民币1,412.31亿元下降7.8%。其中：消费税为人民币882.56亿元，比上年同期的人民币802.22亿元增长10.0%；资源税为人民币145.09亿元，比上年同期的人民币162.10亿元下降10.5%；石油特别收益金为人民币67.58亿元，比上年同期的人民币233.46亿元下降71.1%。
　　其他收入（费用）/净值2023年上半年本集团的其他收入净值为人民币43.49亿元，上年同期其他费用净值为人民币238.06亿元，主要由于本年衍生品业务公允价值变动收益以及上年处置部分低效无效资产影响。
　　经营利润2023年上半年本集团的经营利润为人民币1,206.17亿元，比上年同期的人民币1,190.15亿元增长1.3%。
　　外汇净收益/(损失)2023年上半年本集团的外汇净收益为人民币0.58亿元，上年同期外汇净损失为人民币5.15亿元，外汇收益净增加人民币5.73亿元，主要是由于美元兑人民币平均汇率变动影响。
　　利息净支出2023年上半年本集团的利息净支出为人民币85.87亿元，比上年同期的人民币82.69亿元增长3.8%，主要由于海外业务融资成本上升以及有息债务规模下降综合影响。
　　税前利润2023年上半年本集团的税前利润为人民币1,217.55亿元，比上年同期的人民币1,183.35亿元增长2.9%。
　　所得税费用2023年上半年本集团的所得税费用为人民币271.76亿元，与上年同期的人民币273.82亿元基本持平。
　　本期利润2023年上半年本集团的净利润为人民币945.79亿元，比上年同期的人民币909.53亿元增长4.0%。
　　归属于非控制性权益的净利润2023年上半年本集团归属于非控制性权益的利润为人民币93.07亿元，与上年同期的人民币93.26亿元基本持平。
　　归属于母公司股东的净利润2023年上半年本集团归属于母公司股东的净利润为人民币852.72亿元，比上年同期的人民币816.27亿元增长4.5%。
　　分部业绩油气和新能源营业收入2023年上半年，油气和新能源分部营业收入为人民币4,247.82亿元，比上年同期的人民币4,473.50亿元下降5.0%，主要由于原油、天然气等油气产品价格下降、销量增长综合影响。平均实现原油价格为74.15美元/桶，比上年同期的94.65美元/桶下降21.7%。
　　经营支出2023年上半年，油气和新能源分部经营支出为人民币3,392.67亿元，比上年同期的人民币3,648.95亿元下降7.0%，主要由于采购支出及税费支出减少。单位油气操作成本为10.82美元/桶，比上年同期的11.61美元/桶下降6.8%。
　　经营利润2023年上半年，油气和新能源分部密切跟踪国际油价变化，精细实施高效勘探、效益建产，加强分析研判，加强投资和生产运行成本源头控制，努力增产增效。实现经营利润人民币855.15亿元，比上年同期的人民币824.55亿元增长3.7%。
　　炼油化工和新材料营业收入2023年上半年，炼油化工和新材料分部营业收入为人民币5,750.05亿元，比上年同期的人民币5,838.52亿元下降1.5%，主要由于成品油及大部分化工产品价格下降，其中：炼油业务营业收入为人民币4,505.59亿元，与上年同期的人民币4,509.87亿元基本持平；化工业务营业收入为人民币1,244.46亿元，比上年同期的人民币1,328.65亿元下降6.3%。
　　经营支出2023年上半年，炼油化工和新材料分部经营支出为人民币5,566.55亿元，比上年同期的人民币5,597.91亿元下降0.6%，主要由于原油、原料油采购支出减少。炼油单位现金加工成本为人民币220.71元/吨，比上年同期的人民币209.53元/吨增长5.3%，主要由于燃料、动力费用增加以及原油加工量增加综合影响。
　　经营利润2023年上半年，炼油化工和新材料分部面对国际油价震荡下行，以产业链整体效益最优为原则，加强产销协同，优化产品结构，增产高效、高附加值炼油、化工产品；提升工艺技术管理水平，持续推进生产成本对标分析，增强成本竞争力。实现经营利润人民币183.50亿元，比上年同期的人民币240.61亿元下降23.7%，其中：炼油业务实现经营利润人民币185.11亿元，比上年同期的人民币239.73亿元下降22.8%，主要由于炼油业务毛利空间收窄；化工业务经营亏损人民币1.61亿元，比上年同期的经营利润人民币0.88亿元减利人民币2.49亿元，主要由于化工市场低迷，大多数化工产品毛利下降。
　　销售营业收入2023年上半年，销售分部营业收入为人民币12,253.10亿元，比上年同期的人民币13,580.04亿元下降9.8%，主要由于成品油价格下降以及国际贸易收入减少。
　　经营支出2023年上半年，销售分部经营支出为人民币12,143.65亿元，比上年同期的人民币13,494.82亿元下降10.0%，主要由于外购成品油支出及国际贸易采购支出减少。
　　经营利润2023年上半年，销售分部深化市场研判，抢抓市场机遇，积极开展精益营销，强化重要客户开发，不断改进服务质量和客户体验，努力提升成品油市场份额和销售价格到位率；积极推进非油品销售业务专业化发展，大力推进线上营销，改善供应链质量，努力提升非油品业务盈利能力；积极拓展海外高端市场，加强优质资源获取，持续提升贸易营销实力、跨市运作能力，助力提升产业链整体价值。实现经营利润人民币109.45亿元，比上年同期的人民币85.22亿元增长28.4%。
　　天然气销售营业收入2023年上半年，天然气销售分部营业收入为人民币2,763.41亿元，比上年同期的人民币2,529.42亿元增长9.3%，主要由于天然气销量增加。
　　经营支出2023年上半年，天然气销售分部经营支出为人民币2,622.21亿元，比上年同期的人民币2,392.93亿元增长9.6%，主要由于天然气采购量增加以及进口天然气单位采购成本上升。
　　经营利润2023年上半年，天然气销售分部统筹各类天然气资源采购，优化气源结构，努力控制采购成本；持续推进低成本发展，落实全员降本增效理念，通过优化资源一体化统筹调运，努力控制营销成本；坚持专业化营销，积极开拓高端、高效市场，充分发挥线上交易价值发现作用，努力增销增效；持续做优做强天然气终端销售业务，完善终端营销网络，提升终端业务创效能力。实现经营利润人民币141.20亿元，比上年同期的人民币136.49亿元增长3.5%。
　　2023年上半年，本集团国际业务(a)实现营业收入人民币5,252.47亿元，占本集团总营业收入的35.5%；实现税前利润人民币210.19亿元，占本集团税前利润的17.3%。
　　四、下半年业务展望
　　2023年下半年，世界经济仍然面临下行风险，中国经济将延续恢复发展势头，但发展基础仍不稳固。国际原油市场供需总体平衡，但油价仍然存在下行风险；天然气市场需求改善。国内成品油市场消费保持恢复态势，天然气市场需求保持较快增长。面对新变化、新挑战，本集团将坚持新发展理念，积极融入新发展格局，落实高质量发展要求，大力实施创新、资源、市场、国际化、绿色低碳五大发展战略，着力发展主营业务，强化企业管理、改革创新、提质增效、绿色转型、数字化转型和风险防范，努力为股东创造价值。
　　在油气和新能源业务方面，本集团将加大国内油气风险勘探力度，努力实现新的重大战略发现；深入推进塔里木富满、四川古隆起北斜坡、准噶尔南缘、鄂尔多斯等重点地区、重点领域集中勘探，努力提升规模储量；强化效益增储，高质量开展经济可采储量评估，持续改善储采平衡状况；突出抓好老油气田稳产和新区效益建产，加快推进大庆、长庆等油气稳产示范项目，扎实开展提高采收率技术攻关，提升新疆玛湖、四川川南等重点产能建设效益。进一步深化海外油气合作，积极获取规模优质项目，持续优化资产结构、业务结构和区域布局。进一步完善新能源业务专项规划，系统推进新能源业务布局优化；推动新疆、青海、内蒙古等新能源项目落地，加大清洁电力指标获取和地热供暖市场开拓力度，努力增加清洁能源供应量；加快实施松辽盆地CCUS全产业链示范项目。
　　在炼油化工和新材料业务方面，本集团将密切关注市场变化，适时优化生产方案，统筹安排炼油和化工装置加工负荷，保持装置高效平稳运行，积极增产石蜡、石油焦等适销高效特色炼油产品，以及聚乙烯瓶盖料等高附加值化工产品。
　　深入推进新材料业务发展，加快推进吉林石化、辽阳石化等新产品开发；增强对化工市场的研判能力，积极构建定制化客户服务体系，深化中油e化平台应用，持续完善营销体系，全面提升创效能力。加快吉林、广西等乙烯项目建设，推进乙烷制乙烯二期等项目前期工作。
　　在销售业务方面，本集团将进一步强化市场分析研判，精准把握市场态势，坚持量效兼顾，细化营销策略，快速联动配置资源，一体推进营销策划、产品销售、客户开发，努力巩固提升成品油销量和市场份额。突出提升汽油零售能力，持续做强零售终端；推动柴油批发零售一体化营销，努力提升销售效益；高效发展非油品业务，丰富非油商品品类，做强重点单品，拓展线上业务，加快供应链优化，努力增收创效。强化终端销售网络质量提升，加快布局新能源销售业务。
　　不断改善加油站环境，努力提高客户体验满意度。
　　在天然气销售业务方面，本集团将根据资源价格和供需变化，优化资源结构和销售流向，推动增量资源向高效市场、高端客户倾斜，丰富线上交易品种，大力推进中长期合同签订，持续提高营销质量和效益。加大市场开拓力度，不断提升终端销售和服务能力。开工建设福建LNG接收站项目，加快天然气销售支线建设。
　　六、风险因素
　　本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。
　　（1）行业监管及税费政策风险
　　中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。
　　税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。
　　（2）油气产品价格波动风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。
　　（3）汇率风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口油气、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。
　　（4）市场竞争风险
　　本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的进一步开放，国外大型石油石化公司以及部分民营企业在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。本集团的勘探与生产业务以及天然气销售业务在国内处于主导地位，但炼油化工及成品油销售业务面临着较为激烈的竞争。
　　（5）油气储量的不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。本集团已聘请了具有国际认证资格的评估机构对本集团的原油和天然气储量进行定期评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。
　　（6）海外经营风险
　　本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。
　　其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。
　　（7）与气候变化有关的风险
　　近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战，一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或本公司的其他经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本增加从而导致的利润减少、收入减少，同时战略性投资也可能受到不利影响。
　　（8）安全隐患及不可抗力风险
　　油气勘探、开采和储运以及成品油和化工产品生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情况发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，本集团面临的安全风险也相应增加。
　　同时，近年来中国颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。本集团已实行了严格的HSE管理体系，努力规避各类事故的发生，但仍无法完全避免此类突发事件可能带来的经济损失。本集团严格执行国家法律法规，对于发现的安全环保隐患，及时投入资金进行有效治理。此外，地震、台风、海啸等自然灾害以及突发性公共卫生事件会对本集团的财产、人员造成损害，并有可能影响本集团的正常生产经营。
　　财务风险管理：
　　1.财务风险
　　本集团的经营活动面临一系列财务风险，包括市场风险、信用风险和流动性风险。
　　(1)市场风险
　　市场风险指汇率、利率以及油气产品价格的变动对资产、负债和预计未来现金流量产生不利影响的可能性。
　　(a)外汇风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口原油、天然气、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。本集团可能面临多种外币与人民币汇率变动风险。人民币是受中国政府管制的非自由兑换货币。中国政府在外币汇兑交易方面的限制可能导致未来汇率相比现行或历史汇率波动较大。
　　此外，本集团在全球范围内开展业务活动，未来发生的企业收购、贸易业务或确认的资产、负债及净投资以记账本位币之外的货币表示时，就会产生外汇风险。本集团的部分子公司可能利用货币衍生工具来规避上述外汇风险。
　　(b)利率风险
　　本集团的有息资产不面临重大的利率风险。本集团的利率风险主要来自借款(包括应付债券)。浮动利率借款使本集团面临现金流利率风险，固定利率借款使本集团面临公允价值利率风险，但这些风险对于本集团并不重大。对本集团借款和应付债券及它们的利率、到期日的详细分析载于附注34和附注35。
　　(c)价格风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务。油气产品价格受本集团无法控制的诸多国内国际因素影响。油气产品价格变动将对本集团产生有利或不利影响。
　　本集团以套期保值为目的，使用了包括商品期货、商品掉期及商品远期在内的衍生金融工具，有效对冲部分价格风险。
　　于2023年6月30日，本集团持有若干指定为套期的原油、成品油及其他化工产品商品合同。于2023年6月30日，本集团的该等衍生金融资产公允价值为149.10亿元(2022年12月31日：209.88亿元)，该等衍生金融负债公允价值为71.41亿元(2022年12月31日：109.41亿元)。
　　于2023年6月30日，假设其他所有因素保持不变，衍生金融工具合同基础价格上升/下降10美元每桶，将导致衍生金融工具公允价值的变动使本集团的净利润减少/增加约15.43亿元(2022年12月31日：约3.31亿元)，并导致本集团的其他综合收益减少/增加约3.72亿元(2022年12月31日：10.74亿元)。此敏感性分析是假设价格变动于资产负债表日发生，并于该日作用于本集团具有商品价格风险的衍生金融工具所做出的。
　　(2)信用风险
　　信用风险主要来自于货币资金、应收客户款项、其他应收款及长期应收款。
　　本集团大部分货币资金存放于中国国有银行和金融机构，本集团相信该类金融资产信用风险较低。
　　本集团对客户信用质量进行定期评估，并根据客户的财务状况和历史信用记录设定信用限额。应收款项及坏账准备的账龄分析如附注9。
　　合并资产负债表所载之货币资金、应收账款、其他应收款、应收款项融资的账面价值体现本集团所面临的最大信用风险。其他金融资产并不面临重大信用风险。
　　本集团报告期内无集中重大信用风险。
　　(3)流动性风险
　　流动性风险是指本集团在未来发生金融负债偿付困难的风险。
　　流动性风险管理方面，本集团可通过权益和债券市场以市场利率融资，包括动用未使用的信用额度，以满足可预见的借款需求。
　　鉴于较低的资本负债率以及持续的融资能力，本集团相信其无重大流动性风险。
　　2.资本风险管理
　　本集团资本管理目标是优化资本结构，降低资本成本，确保持续经营能力以回报股东。为此，本集团可能会增发新股、增加或减少负债、调整短期与长期借款的比例等。
　　本集团主要根据资本负债率监控资本。资本负债率=有息债务/(有息债务+权益总额)，有息债务包括各种长短期借款和应付债券。于2023年6月30日，本集团资本负债率为16.00%(2022年12月31日：17.39%)。
　　3.公允价值估计
　　于2023年6月30日及2022年12月31日，用于确定本集团各类金融资产、金融负债的公允价值的方法和假设列示于相应的会计政策中。
　　本集团以摊余成本计量的金融资产和金融负债主要包括：货币资金、应收账款、其他应收款、长期应收款、短期借款、应付款项、应付票据、长期借款、应付债券等。
　　其中固定利率的长期借款和应付债券的账面价值可能会与其公允价值不同。关于长期借款和应付债券的账面价值与公允价值的分析分别载于附注34和附注35。除此以外，其他不以公允价值计量的金融资产和金融负债的账面价值与其公允价值大致相同。
　　本集团交易性金融资产、交易性金融负债、衍生金融工具、应收款项融资和其他权益工具投资在资产负债表日以公允价值计量。交易性金融资产和交易性金融负债的公允价值计量结果主要属于第一层次输入值，即在计量日能够取得的相同资产或负债在活跃市场上未经调整的报价。衍生金融工具的公允价值计量结果主要属于第一层次或第二层次输入值，即在计量日能够取得的相同资产或负债在活跃市场上未经调整的报价或能够取得的除第一层次输入值外直接或间接可观察的输入值。应收款项融资的公允价值计量结果主要属于第三层次输入值，主要为短期银行承兑汇票，其公允价值与票面值大致相同。其他权益工具投资的公允价值计量结果主要属于第一层次输入值，即在计量日能够取得的相同资产或负债在活跃市场上未经调整的报价。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　1、以下涉及的财务数据摘自本集团按国际财务报告准则编制并经过审计的财务报表
　　（1）合并经营业绩
　　2022年，本集团实现营业收入人民币32,391.67亿元，比上年同期的人民币26,143.49亿元增长23.9%；实现归属于母公司股东的净利润人民币1,493.80亿元，比上年同期的人民币921.70亿元增长62.1%；实现每股基本收益人民币0.82元，比上年同期的人民币0.50元增加人民币0.32元。
　　营业收入2022年本集团营业收入为人民币32,391.67亿元，比上年同期的人民币26,143.49亿元增长23.9%，主要由于本集团大部分油气产品价格上涨。
　　经营支出2022年本集团经营支出为人民币30,225.07亿元，比上年同期的人民币24,531.96亿元增长23.2%。其中：采购、服务及其他2022年本集团采购、服务及其他为人民币22,130.80亿元，比上年同期的人民币17,700.19亿元增长25.0%，主要由于本集团油气产品采购支出及贸易支出增加。
　　员工费用2022年本集团员工费用（包括员工以及各类市场化临时性、季节性用工的工资、社会保险、住房公积金、培训费等附加费）为人民币1,630.73亿元，比上年同期的人民币1,548.35亿元增长5.3%，主要由于员工薪酬随企业效益联动变化。
　　勘探费用2022年本集团勘探费用为人民币270.74亿元，比上年同期的人民币242.48亿元增长11.7%，主要由于随着油气价格上涨，本集团加大勘探开发力度，积极推动油气增储上产。
　　折旧、折耗及摊销2022年本集团折旧、折耗及摊销为人民币2,380.36亿元，比上年同期的人民币2,312.69亿元增长2.9%，主要由于长期资产增加、计提减值准备及油气资源储量结构变化等综合影响。
　　销售、一般性和管理费用2022年本集团销售、一般性和管理费用为人民币595.29亿元，比上年同期的人民币578.02亿元增长3.0%，主要由于信用减值损失增加，以及收入增加和计提标准提高影响安全生产费用增加。
　　除所得税外的其他税赋2022年本集团除所得税外的其他税赋为人民币2,780.55亿元，比上年同期的人民币2,280.03亿元增长22.0%，其中：消费税为人民币1,591.32亿元，比上年同期的人民币1,616.23亿元下降1.5%；资源税为人民币329.91亿元，比上年同期的人民币237.23亿元增长39.1%；石油特别收益金为人民币437.68亿元，比上年同期的人民币46.55亿元增加人民币391.13亿元。
　　其他(费用)/收入净值2022年本集团其他费用净值为人民币436.60亿元，上年同期其他收入净值为人民币129.80亿元，主要由于2021年本公司附属公司昆仑能源有限公司（“昆仑能源”）管道资产交易收益等影响。
　　经营利润2022年本集团经营利润为人民币2,166.60亿元，比上年同期的人民币1,611.53亿元增长34.4%。
　　外汇净(损失)/收益2022年本集团外汇净损失为人民币18.18亿元，上年同期外汇净收益为人民币5.38亿元，主要由于美元兑人民币汇率变动影响。
　　利息净支出2022年本集团利息净支出为人民币168.16亿元，与上年同期的人民币167.55亿元基本持平。
　　税前利润2022年本集团税前利润为人民币2,132.77亿元，比上年同期的人民币1,582.03亿元增长34.8%。
　　所得税费用2022年本集团所得税费用为人民币492.95亿元，比上年同期的人民币435.07亿元增长13.3%，主要由于税前利润增加。
　　本年利润2022年本集团净利润为人民币1,639.82亿元，比上年同期的人民币1,146.96亿元增长43.0%。
　　归属于非控制性权益的本年利润2022年本集团归属于非控制性权益的净利润为人民币146.02亿元，比上年同期的人民币225.26亿元下降35.2%，主要由于2021年昆仑能源管道资产交易收益影响。
　　归属于母公司股东的本年利润2022年本集团归属于母公司股东的净利润为人民币1,493.80亿元，比上年同期的人民币921.70亿元增长62.1%。
　　（2）分部业绩油气和新能源
　　营业收入2022年，油气和新能源分部实现营业收入人民币9,292.79亿元，比上年同期的人民币6,883.34亿元增长35.0%，主要由于原油、天然气等油气产品销售量价齐增。
　　2022年本集团平均实现原油价格为92.12美元/桶，比上年同期的65.58美元/桶增长40.5%。
　　经营支出2022年，油气和新能源分部经营支出为人民币7,635.31亿元，比上年同期的人民币6,198.82亿元增长23.2%，主要由于采购及税费支出增加。
　　2022年本集团单位油气操作成本为12.42美元/桶，与上年同期的12.30美元/桶基本持平。
　　经营利润2022年，油气和新能源分部国内业务抓住国际油价上涨的有利时机，加强效益勘探开发，积极推进增储上产，持续深入开展提质增效工作，加强对标分析，严格控制投资和成本费用；海外业务聚焦资产结构优化，积极获取优质新项目，有效推动低效、无效资产处置，将资源向具有竞争优势的区域集中，不断提高海外业务创效能力。实现经营利润人民币1,657.48亿元，比上年同期的人民币684.52亿元增加人民币972.96亿元。
　　炼油化工和新材料营业收入2022年，炼油化工和新材料分部实现营业收入人民币11,645.96亿元，比上年同期的人民币9,749.72亿元增长19.4%，主要由于炼化产品价格上升以及柴油等部分产品销售量增加。其中：炼油业务营业收入为人民币9,067.82亿元，比上年同期的人民币7,360.04亿元增长23.2%；化工业务营业收入为人民币2,578.14亿元，比上年同期的人民币2,389.68亿元增长7.9%。
　　经营支出2022年，炼油化工和新材料分部经营支出为人民币11,240.26亿元，比上年同期的人民币9,252.32亿元增长21.5%，主要由于原油、原料油采购支出增加。
　　2022年本集团炼油单位现金加工成本为人民币215.37元/吨，比上年同期增长2.7%，主要由于燃料、动力价格上涨。
　　经营利润2022年，炼油化工和新材料分部强化装置平稳运行和产销协同，坚持以市场为导向，按照产业链效益最大化原则不断优化产品结构，全过程、全要素挖掘生产环节降本增效潜力。实现经营利润人民币405.70亿元，比上年同期的人民币497.40亿元下降18.4%。其中炼油业务实现经营利润人民币411.68亿元，比上年同期的人民币377.30亿元增长9.1%，主要由于炼油业务毛利增加；化工业务经营亏损人民币5.98亿元，比上年同期的经营利润人民币120.10亿元减利人民币126.08亿元，主要由于随着油价上涨，原材料成本增加。
　　销售营业收入2022年，销售分部实现营业收入人民币27,718.94亿元，比上年同期的人民币21,700.62亿元增长27.7%，主要由于成品油价格上升及国际贸易收入增加。
　　经营支出2022年，销售分部经营支出为人民币27,575.20亿元，比上年同期的人民币21,567.85亿元增长27.9%，主要由于外购成品油及贸易支出增加。
　　经营利润2022年，销售分部国内业务努力优化营销策略，创新营销模式，努力提升销量、市场占有率和价格到位率，科学做好资源配置，合理安排销售流向，努力控制营销成本；国际贸易业务及时研判市场变化，抢抓市场机遇，大力实施全球一体化市场运作，积极推动开源增效。实现经营利润人民币143.74亿元，比上年同期的人民币132.77亿元增长8.3%。
　　天然气销售营业收入2022年，天然气销售分部实现营业收入人民币5,192.11亿元，比上年同期的人民币4,170.22亿元增长24.5%，主要由于天然气销售量价齐增。
　　经营支出2022年，天然气销售分部经营支出为人民币5,062.54亿元，比上年同期的人民币3,730.57亿元增长35.7%，主要由于随着国际市场天然气价格上涨，本集团天然气采购支出增加。
　　经营利润2022年，天然气销售分部积极优化资源池结构，努力控制采购成本，全力保障市场对清洁低碳能源需求；突出专业化营销，加强精益管理，拓展多元化销售渠道，积极开发高效市场和高端客户。实现经营利润人民币129.57亿元，剔除昆仑能源管道资产交易对上年同期经营利润的影响后，比上年同期减少人民币126.88亿元，主要由于进口天然气成本上涨。
　　2022年本集团海外业务(a)实现营业收入人民币13,502.61亿元，占本集团总营业收入的41.7%；实现税前利润人民币355.27亿元，占本集团税前利润的16.7%。
　　本集团海外业务保持稳健发展，国际化运营水平持续提升。
　　（3）资产、负债及权益情况
　　总资产人民币26,734.85亿元，比2021年末的人民币25,022.62亿元增长6.8%。
　　其中：流动资产人民币6,138.67亿元，比2021年末的人民币4,808.38亿元增长27.7%，主要由于现金及现金等价物、存货、应收账款增加。
　　非流动资产人民币20,596.18亿元，比2021年末的人民币20,214.24亿元增长1.9%，主要由于物业、厂房及机器设备增加。
　　总负债人民币11,356.32亿元，比2021年末的人民币10,933.93亿元增长3.9%。
　　其中：流动负债人民币6,242.63亿元，比2021年末的人民币5,181.58亿元增长20.5%，主要由于应付账款及短期借款增加。
　　非流动负债人民币5,113.69亿元，比2021年末的人民币5,752.35亿元下降11.1%，主要由于本集团优化债务结构，长期借款减少。
　　母公司股东权益总额人民币13,693.27亿元，比2021年末的人民币12,635.61亿元增长8.4%，主要由于留存收益增加。
　　（4）现金流量情况
　　截至2022年12月31日止，本集团的主要资金来源是经营活动产生的现金以及短期和长期借款等。本集团的资金主要用于经营活动、资本性支出、偿还短期和长期借款以及向本公司股东分配股利。
　　经营活动产生的现金净额2022年本集团经营活动产生的现金净额为人民币3,937.68亿元，比上年同期的人民币3,414.69亿元增长15.3%，主要由于本报告期利润增加以及营运资金变动等综合影响。2022年12月31日本集团拥有的现金及现金等价物为人民币1,911.90亿元。现金及现金等价物的货币单位主要是人民币和美元（人民币约占55.1%，美元约占43.3%，港币约占1.0%，其他约占0.6%）。
　　投资活动使用的现金净额2022年本集团投资活动使用的现金净额为人民币2,329.71亿元，比上年同期的人民币2,130.32亿元增长9.4%，主要是由于2021年昆仑能源管道资产交易收到的现金减少了2021年投资活动现金净流出。
　　融资活动使用的现金净额2022年本集团融资活动使用的现金净额为人民币1,137.13亿元，比上年同期的人民币1,079.71亿元增长5.3%，主要是由于本集团优化债务结构，偿还长短期借款增加。
　　本集团于2022年12月31日的债务总额中约有34.9%为固定利率贷款，65.1%为浮动利率贷款。2022年12月31日的债务中，人民币债务约占67.7%，美元债务约占30.2%，其他币种债务约占2.1%。
　　本集团于2022年12月31日资本负债率（资本负债率=有息债务/（有息债务+权益总额），有息债务包括各种长短期债务）为17.4%（2021年12月31日：19.5%）。
　　（5）资本性支出
　　2022年，本集团继续坚持严谨投资、精准投资、效益投资理念，持续优化投资管理，加大油气勘探开发、炼化转型升级、绿色低碳转型等重点领域投资力度，推动核心业务稳健发展。全年资本性支出为人民币2,743.07亿元，比上年同期的人民币2,511.78亿元增长9.2%。
　　油气和新能源2022年油气和新能源分部资本性支出为人民币2,215.92亿元，主要用于：国内塔里木、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，推进清洁电力、CCUS等新能源工程；海外积极应对形势变化，聚焦重点区块深化规模效益勘探，加强中东、中亚、美洲等重点项目产能建设，持续优化业务布局和资产结构。
　　预计2023年油气和新能源分部的资本性支出为人民币1,955.00亿元，主要是继续加强国内松辽、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、四川、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，推进清洁电力、CCUS、氢能示范等新能源工程；海外提高业务发展集中度，推动高效发展，在做好中东、中亚、美洲、亚太等合作区现有项目的经营同时，加大优质项目获取力度，持续优化资产结构、业务结构和区域布局。
　　炼油化工和新材料2022年炼油化工和新材料分部的资本性支出为人民币417.71亿元，主要用于广东石化炼化一体化项目、吉林石化ABS项目等转型升级项目，以及新材料新技术研发项目。
　　预计2023年炼油化工和新材料分部的资本性支出为人民币340.00亿元，主要用于新建吉林石化和广西石化乙烯等大型炼油化工项目，广东石化炼化一体化项目收尾，以及减油增化和新材料新技术等转型升级项目。
　　销售2022年销售分部的资本性支出为人民币50.69亿元，主要用于国内加油加气站终端销售网络建设，拓展加氢站等新能源项目，以及海外油气储运和销售设施建设等。
　　预计2023年销售分部的资本性支出为人民币70.00亿元，主要用于国内油气氢电非综合能源站建设，优化终端网络布局，以及海外油气储运和销售设施建设等。
　　天然气销售2022年天然气销售分部的资本性支出为人民币49.36亿元，主要用于天然气支线建设，城市燃气终端市场开拓项目等。
　　预计2023年天然气销售分部的资本性支出为人民币60.00亿元，主要用于福建液化天然气（“LNG”）接收站、天然气支线建设，城市燃气终端市场开拓项目等。
　　总部及其他2022年总部及其他的资本性支出为人民币9.39亿元，主要用于科研设施完善及信息系统的建设。
　　预计2023年总部及其他的资本性支出为人民币10.00亿元，主要用于科研设施完善及信息系统的建设。
　　二、风险因素
　　本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。
　　（1）行业监管及税费政策风险
　　中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。
　　税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。
　　（2）油气产品价格波动风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。
　　（3）汇率风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口原油、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生较大差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。
　　（4）市场竞争风险
　　本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的逐步开放，国外大型石油石化公司在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。
　　本集团的勘探与生产业务以及天然气销售业务在国内处于主导地位，但炼油化工及成品油销售业务面临着较为激烈的竞争。
　　（5）油气储量的不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。本集团已聘请了具有国际认证资格的评估机构对本集团的原油和天然气储量进行定期评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。
　　（6）海外经营风险
　　本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。
　　其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。
　　（7）与气候变化有关的风险
　　近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战。一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或本公司的经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本等增加导致的利润减少、收入减少，同时，战略性投资也可能受到不利影响。
　　（8）安全隐患及不可抗力风险
　　油气勘探、开采和储运以及成品油和化工产品生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情况发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，本集团面临的安全风险也相应增加。
　　同时，近年来中国颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。本集团已实行了严格的HSE管理体系，努力规避各类事故的发生，但仍无法完全避免此类突发事件可能带来的经济损失。本集团严格执行国家法律法规，对于发现的重大安全环保隐患，及时进行有效治理。此外，地震、台风、海啸等自然灾害以及突发性公共卫生事件会对本集团的财产、人员造成损害，并有可能影响本集团的正常生产经营。 收起▲

　　一、可能面对的风险
　　本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。
　　（1）行业监管及税费政策风险
　　中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。
　　税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。
　　（2）油气产品价格波动风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。
　　（3）汇率风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口油气、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。
　　（4）市场竞争风险
　　本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的进一步开放，国外大型石油石化公司以及部分民营企业在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。本集团的勘探与生产业务以及天然气销售业务在国内处于主导地位，但炼油化工及成品油销售业务面临着较为激烈的竞争。
　　（5）油气储量的不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。本集团已聘请了具有国际认证资格的评估机构对本集团的原油和天然气储量进行定期评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。
　　（6）海外经营风险
　　本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。
　　（7）与气候变化有关的风险
　　近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战，一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或本公司的其他经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本增加从而导致的利润减少、收入减少，同时战略性投资也可能受到不利影响。
　　（8）安全隐患及不可抗力风险
　　油气勘探、开采和储运以及成品油和化工产品生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情况发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，本集团面临的安全风险也相应增加。同时，近年来中国颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。本集团已实行了严格的HSE管理体系，努力规避各类事故的发生，但仍无法完全避免此类突发事件可能带来的经济损失。本集团严格执行国家法律法规，对于发现的安全环保隐患，及时投入资金进行有效治理。此外，地震、台风、海啸等自然灾害以及突发性公共卫生事件会对本集团的财产、人员造成损害，并有可能影响本集团的正常生产经营。 收起▲

　　一、业务回顾.
1、市场回顾
　　（1）原油市场
　　2021年，世界石油需求渐进复苏，库存大幅下降，市场供求基本面持续改善。
　　全球流动性充裕、叠加年底欧洲能源危机带来超预期提振，共同支撑国际油价同比大幅上涨。2021年布伦特原油现货平均价格为70.91美元/桶，同比上升69.7%；美国西得克萨斯中质原油（“WTI”）现货平均价格为68.12美元/桶，同比上升73.4%。
　　据国家发展与改革委员会（“国家发改委”）资料显示，2021年国内原油产量19,898万吨，同比增长2.4%。
　　（2）成品油市场
　　2021年，国内宏观经济继续呈现稳中向好态势，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。成品油出口配额大幅收缩36%，成品油净出口量出现近十年以来首次回落。
　　据国家发改委和国家统计局资料显示，2021年原油加工量70,355万吨，同比增长4.3%；成品油表观消费量34,148万吨，同比增长3.2%，其中汽油同比增长5.7%，柴油同比增长0.5%。国内成品油价格走势与国际市场油价变化趋势基本保持一致，国家21次调整国内汽油、柴油价格，汽油标准品价格累计上调人民币1,485元/吨，柴油标准品价格累计上调人民币1,430元/吨。
　　（3）化工市场
　　2021年，全球能源和大宗商品价格大幅上涨，带动国内化工市场价格整体上行；年末聚烯烃等主要产品价格有所回落，毛利空间收窄。化工市场运行环境总体改善，新材料、新工艺需求推动行业转型升级。
　　（4）天然气市场
　　2021年，受经济复苏、疫情受控、油价回升等因素影响，全球天然气市场需求强劲复苏，供需形势呈区域结构性紧张，天然气价格保持在较高位置运行。在宏观经济、环保政策、双碳战略影响下，国内天然气需求保持快速增长态势。
　　据国家发改委资料显示，2021年国内天然气产量2,053亿立方米，同比增长8.2%；天然气进口量12,136万吨，同比增长19.9%；表观消费量3,726亿立方米，同比增长12.7%。
　　2、业务回顾
　　（1）勘探与生产业务国内勘探开发业务
　　2021年，本集团国内勘探开发业务坚持创新驱动，大力提升油气勘探开发力度，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，落实多个规模储量区，储量接替率明显改善。深入推进老油气田稳产和新区效益建产，坚持稳油增气，天然气产量占比继续提升。2021年，国内业务实现原油产量753.4百万桶，比上年同期增长1.3%；可销售天然气产量4,222.2十亿立方英尺，比上年同期增长5.7%；油气当量产量1,457.4百万桶，比上年同期增长3.4%。
　　积极发展新能源业务，成立深圳新能源研究院，积极推进新能源新产业项目开发，不断提升新能源开发利用能力。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，京津冀地热供暖示范基地和吉林、大庆等一批风光发电项目及CCUS项目稳步推进。
　　海外油气业务2021年，本集团海外油气业务稳中有进，在尼日尔和乍得等项目取得重大发现，有序推进油气开发，推动乍得PSA等新建项目投产，获取鲁迈拉项目部分权益，转让和处置了一批低效项目，海外油气资产结构持续优化。2021年，海外业务实现原油产量134.5百万桶，比上年同期下降24.4%；可销售天然气产量197.8十亿立方英尺，比上年同期下降12.9%；油气当量产量167.4百万桶，比上年同期下降22.4%，占本集团油气当量产量10.3%，海外油气产量降幅较大主要由于国际油价上升，部分海外项目产品分成减少，以及部分资源国限产政策影响。
　　2021年，本集团原油产量887.9百万桶，比上年同期下降3.7%；可销售天然气产量4,420.0十亿立方英尺，比上年同期增长4.7%，油气当量产量1,624.8百万桶，与上年同期基本持平。截至本报告期末，本集团拥有石油和天然气（含煤层气）探矿权、采矿权总面积263.4百万英亩，其中探矿权面积227.0百万英亩，采矿权面积36.4百万英亩；正在钻探的净井数为615口。本报告期内完成的多层完井数为7,172口。
　　（2）炼油与化工业务
　　2021年，本集团炼油业务坚持市场导向，密切产销衔接，积极推进减油增化，进一步降低成品油收率，持续优化炼油产品结构，柴汽比降至0.98，大幅提升航空煤油、润滑油基础油和石蜡产量。不断优化资源配置，坚持将原油资源向效益好的企业倾斜。2021年，本集团加工原油1,225.0百万桶，比上年同期增长4.0%，其中加工本集团勘探与生产业务生产的原油684.0百万桶，占比55.8%，产生了良好的协同效应；生产成品油10,871.2万吨，比上年同期增长1.6%。
　　化工业务密切关注市场需求及价格变化，提前研判市场走势，保持化工装置高负荷运行，适时增产增销高端高附加值化工产品。积极推进新材料业务，成立上海新材料研究院，加大科技创新力度，启动多项技术攻关，积极开展化工新产品新材料研发。积极转变经营理念，分区域制定化工产品营销策略，推动“中油e化”上线运行，积极开拓化工产品高端市场和终端渠道。2021年，本集团化工产品商品量比上年同期增长6.7%，乙烯、合成树脂、合成橡胶及尿素等产量均较上年同期有所增长，功能性合成树脂、高性能合成橡胶、特种纤维、高端碳材料等新材料产量大幅增长。
　　长庆和塔里木乙烷制乙烯项目建成投产，广东石化等重点项目建设加快推进。
　　（3）销售业务国内业务
　　2021年，本集团销售业务加大市场营销力度，在保障产业链顺畅运行的基础上全力扩销增效。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，运营加油站数量达到22,800座。
　　加快发展新能源业务，首座油气氢电非综合服务示范站在北京建成投运，一批加氢站、换电站、光伏站投入运营。深化油非一体互促营销，推进自有商品、扶贫商品和特色商品营销，非油业务毛利同比大幅增长。
　　国际贸易业务2021年，本集团国际贸易业务立足两种资源、两个市场，深化全球一体化合作，优化供应链管理，加大油气销售力度，优化成品油出口节奏，拓宽炼油化工产品海外市场。
　　2021年，本集团共销售汽油、煤油、柴油16,330.7万吨，比上年同期增长1.3%，其中国内销售汽油、煤油、柴油11,249.3万吨，比上年同期增长6.2%。
　　（4）天然气与管道业务
　　2021年，本集团天然气与管道业务抓住市场需求复苏的有利时机，大力开拓批发、零售市场和直供直销客户，强化油气混合、气电综合、气电与新能源融合，积极开展线上竞价交易。持续优化气源结构，有力保障天然气安全平稳供应。有序推进重点项目建设，唐山LNG应急调峰保障工程、江苏LNG接收站三期和相关支线管道建成投产。
　　2021年，本集团销售天然气2,739.74亿立方米，比上年同期增长10.1%，其中国内销售天然气1,945.91亿立方米，比上年同期增长12.7%。2021年末，本集团国内油气管道总长度为26,076公里，其中：天然气管道长度为17,329公里，原油管道长度为7,340公里，成品油管道长度为1,407公里。


　　二、经营情况讨论与分析
　　2021年，本集团实现营业收入人民币26,143.49亿元，比上年同期增长35.2%；实现归属于母公司股东的净利润人民币921.70亿元，比上年同期增长385.0%；实现每股基本收益人民币0.50元，比上年同期增加人民币0.40元。
　　营业收入2021年本集团营业收入为人民币26,143.49亿元，比上年同期增长35.2%，主要由于本集团大部分油气产品销售量增加、价格大幅上涨以及提质增效工作成果显著。
　　经营支出2021年本集团经营支出为人民币24,531.96亿元，比上年同期增长32.0%。其中：采购、服务及其他2021年本集团采购、服务及其他为人民币17,700.19亿元，比上年同期增长39.6%，主要由于随着本集团油气产品销售量增加和原料价格上升，油气产品采购支出及贸易支出增加。
　　员工费用2021年本集团员工费用（包括员工以及市场化临时性、季节性用工的工资、各类保险、住房公积金、培训费等附加费）为人民币1,548.35亿元，比上年同期增长4.9%，主要由于2020年国家为应对疫情出台了阶段性社会保险优惠政策（2021年优惠政策已取消）以及2021年员工薪酬随企业效益联动变化。
　　勘探费用2021年本集团勘探费用为人民币242.48亿元，比上年同期增长25.4%，主要由于本集团加大勘探开发力度，积极推动油气增储上产。
　　折旧、折耗及摊销2021年本集团折旧、折耗及摊销为人民币2,312.69亿元，比上年同期增长8.1%，主要由于资产增加、油气资源储量结构变化及资产减值综合影响。
　　销售、一般性和管理费用2021年本集团销售、一般性和管理费用为人民币578.02亿元，比上年同期下降10.2%，主要由于本集团深入推进提质增效工作，非生产性支出有所下降。
　　除所得税外的其他税赋2021年本集团除所得税外的其他税赋为人民币2,280.03亿元，比上年同期增长16.4%，其中：消费税为人民币1,616.23亿元，比上年同期增长11.1%；资源税为人民币237.23亿元，比上年同期增长28.5%；石油特别收益金为人民币46.55亿元，比上年同期增加人民币44.77亿元。
　　其他收入净值2021年本集团其他收入净值为人民币129.80亿元，比上年同期下降74.5%，主要由于2021年本集团附属公司昆仑能源有限公司（“昆仑能源”）管道资产交易产生收益以及2020年本集团管道重组收益综合影响。
　　经营利润2021年本集团经营利润为人民币1,611.53亿元，比上年同期增长112.2%。
　　外汇净收益2021年本集团外汇净收益为人民币5.38亿元，比上年同期增长398.1%，主要由于美元兑人民币汇率变动影响。
　　利息净支出2021年本集团利息净支出为人民币167.55亿元，比上年同期下降28.7%，主要由于本集团控制有息债务规模，优化债务结构，降低债务成本。
　　税前利润2021年本集团税前利润为人民币1,582.03亿元，比上年同期增长182.1%。
　　所得税费用2021年本集团所得税费用为人民币435.07亿元，比上年同期增长92.6%，主要由于本集团税前利润比上年同期大幅增长。
　　本年利润2021年本集团净利润为人民币1,146.96亿元，比上年同期增长242.5%。
　　归属于非控制性权益的净利润2021年本集团归属于非控制性权益的净利润为人民币225.26亿元，比上年同期增长55.6%，主要由于本公司附属公司利润随油气价格上升比上年同期大幅增长。
　　归属于母公司股东的净利润2021年本集团归属于母公司股东的净利润为人民币921.70亿元，比上年同期增长385.0%。
　　（2）板块业绩勘探与生产
　　营业收入2021年，勘探与生产板块实现营业收入人民币6,883.34亿元，比上年同期增长29.7%，主要由于油气产品价格上涨、天然气销量增加。2021年，本集团勘探与生产板块进口原油3,713万吨，比上年同期下降4.9%；销售收入人民币1,195.47亿元，比上年同期增长40.5%。
　　2021年本集团平均实现原油价格为65.58美元/桶，比上年同期增长62.6%。
　　经营支出2021年，勘探与生产板块经营支出为人民币6,198.82亿元，比上年同期增长22.1%，主要由于采购支出、所得税以外的税费增加。2021年，本集团勘探与生产板块进口原油采购成本人民币1,193.54亿元，比上年同期增长38.2%。
　　2021年本集团单位油气操作成本为12.30美元/桶，比上年同期增长10.8%，剔除人民币兑美元汇率变化影响后，比上年同期增长3.6%。
　　经营利润2021年，勘探与生产板块国内业务积极适应“碳达峰、碳中和”目标要求，稳步推进油气业务绿色低碳转型，持续优化油气产品结构，大力加强天然气勘探开发，天然气产量保持快速增长，实现增产增利；海外业务积极开展油气项目效益跟踪评价，努力优化资产结构；持续加强成本管控，不断增强创效能力。
　　实现经营利润人民币684.52亿元，比上年同期增长196.4%。
　　炼油与化工营业收入2021年，炼油与化工板块实现营业收入人民币9,749.72亿元，比上年同期增长25.8%，主要由于炼化产品价格上升以及部分产品销售量增加。其中：炼油业务营业收入为人民币7,360.04亿元，比上年同期增长23.9%；化工业务营业收入为人民币2,389.68亿元，比上年同期增长32.2%。
　　经营支出2021年，炼油与化工板块经营支出为人民币9,252.32亿元，比上年同期增长19.1%，主要由于原油、原料油采购成本以及所得税以外的税费增加。
　　2021年本集团炼油单位现金加工成本为人民币166.65元/吨，比上年同期增长1.7%，主要由于燃料动力价格上涨。
　　经营利润2021年，炼油与化工板块坚持以市场为导向、以效益为中心，持续开展生产经营优化增效，大力加强成本费用管控。实现经营利润人民币497.40亿元，比上年同期增加人民币515.74亿元，主要由于产品销量和毛利增加。其中炼油业务实现经营利润人民币377.30亿元，比上年同期增加人民币505.31亿元；化工业务实现经营利润人民币120.10亿元，比上年同期增加人民币10.43亿元。
　　销售营业收入2021年，销售板块实现营业收入人民币21,700.62亿元，比上年同期增长44.9%，主要由于成品油价格上升及销售量增加。
　　经营支出2021年，销售板块经营支出为人民币21,567.85亿元，比上年同期增长43.7%，主要由于外购成品油支出增加。
　　经营利润2021年，销售板块抓住国内成品油市场需求逐步恢复的有利时机，大力加强精细营销，积极开发零售和终端客户；统筹国内国际市场，合理安排成品油批发和出口；优化成品油配置和流向，努力控制营销成本。实现经营利润人民币132.77亿元，比上年同期增加人民币161.83亿元。
　　天然气与管道营业收入2021年，天然气与管道板块实现营业收入人民币4,170.22亿元，比上年同期增长12.5%，主要由于天然气销售量价齐增。
　　经营支出2021年，天然气与管道板块经营支出为人民币3,730.57亿元，比上年同期增长25.0%，主要由于天然气采购支出增加。
　　经营利润2021年，天然气与管道板块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；顺利完成昆仑能源管道资产股权交割。实现经营利润人民币439.65亿元，比上年同期下降39.3%，主要由于2021年管道资产重组收益比2020年减少。2021年本集团进口天然气业务亏损人民币72.12亿元，比上年同期减亏人民币69.47亿元，本集团将采取有效措施，继续努力控制进口天然气业务亏损。
　　2021年本集团海外业务（注）实现营业收入人民币9,877.33亿元，占本集团总营业收入的37.8%；实现税前利润人民币88.36亿元，占本集团税前利润的5.6%。
　　本集团国际业务保持稳健发展，国际化运营水平持续提升。
　　
三、董事会报告
　　1、报告期内公司经营情况的回顾。
　　2、风险因素
　　本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。
　　（1）行业监管及税费政策风险
　　中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。
　　税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。
　　（2）油气产品价格波动风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。
　　（3）汇率风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口原油、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生较大差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。
　　（4）市场竞争风险
　　本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的逐步开放，国外大型石油石化公司在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。
　　本集团的勘探与生产业务以及天然气业务在国内处于主导地位，但炼油化工及成品油销售业务面临着较为激烈的竞争。
　　（5）油气储量的不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。本集团已聘请了具有国际认证资格的评估机构对本集团的原油和天然气储量进行定期评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。
　　（6）海外经营风险
　　本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。
　　其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。
　　（7）与气候变化有关的风险
　　近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战。一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或本公司的经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本等增加导致的利润减少、收入减少，同时，战略性投资也可能受到不利影响。 收起▲

　　一、经营业绩回顾
　　2021年上半年，随着疫情防控形势有所好转，世界经济呈现复苏态势，但各经济体复苏进程存在不均衡性；中国经济持续稳定恢复、稳中向好，上半年国内生产总值（“GDP”）同比增长12.7%。受益于宏观经济复苏，全球石油市场需求明显回暖，国际原油价格总体持续提升，平均价格比上年同期大幅增长。
　　本集团紧紧抓住宏观经济复苏、国际油价回升、油气产品需求增长的有利时机，坚持创新、资源、市场、国际化、绿色低碳五大发展战略，统筹推进疫情防控、生产经营、提质增效、改革创新、ESG等各项工作，积极推动市场升级、管理升级、质量升级，坚持精细化管理，大力加强成本费用管控，重视员工健康管理，保持了油气两条产业链平稳受控运行，生产经营形势持续向好，经营业绩比上年同期大幅增长，自由现金流为正，财务状况保持稳健。
　　（1）市场回顾
原油市场
　　2021年上半年，世界石油需求复苏前景向好，沙特超预期额外减产、OPEC+有效发挥供应管理作用，世界石油供应保持较低水平，全球石油市场呈现再平衡趋势，叠加全球大规模刺激政策之下市场流动性充裕，共同支撑国际油价上行。
　　北海布伦特原油现货平均价格为64.98美元/桶，比上年同期上升62.7%；美国西得克萨斯中质原油（“WTI”）现货平均价格为62.22美元/桶，比上年同期上升70.0%。
　　成品油市场
2021年上半年，国内成品油需求逐步复苏，消费量基本恢复至2019年同期水平。原油加工量继续增长，但成品油供应小幅下降，成品油净出口量同比减少，市场延续供大于求形势。国内成品油价格走势与国际市场油价变化趋势基本保持一致，国家10次调整国内汽油、柴油价格，汽油标准品价格累计上调人民币1,405元/吨，柴油标准品价格累计上调人民币1,355元/吨。
　　据国家发展和改革委员会（“国家发改委”）资料显示，2021年上半年，国内成品油消费量16,294万吨，比上年同期增长5.7%，其中汽油、航空煤油分别比上年同期增长10.7%、39.8%，柴油比上年同期下降3.5%。
　　化工市场
2021年上半年，受经济复苏及供需关系综合影响，国内化工市场价格总体冲高回落，不同化工产品走势有所分化，液体化工产品受原油价格上涨的支撑，市场表现好于橡胶塑料产品。
　　天然气市场
2021年上半年，全球天然气市场需求强劲复苏，北美、欧洲和亚太三大市场出现不同程度供应紧张，国际天然气价格大幅反弹，欧洲和东北亚LNG现货价格持续处于高位。国内天然气生产增速加快，消费量大幅增长，进口量快速增长。
　　据国家发改委资料显示，2021年上半年，国内天然气表观消费量1,827亿立方米，比上年同期增长17.4%。
　　（2）业务回顾
勘探与生产业务
　　国内勘探开发业务
2021年上半年，本集团加大油气勘探开发力度，大力开展高效勘探，加强风险勘探和集中勘探，强化页岩油气攻关，在鄂尔多斯盆地、四川盆地和准噶尔盆地取得一批重要发现和重要进展。深化产运销储协调联动，优化油气生产运行，持续实施老油田稳产，推进新区效益建产。上半年国内实现原油产量374.9百万桶，比上年同期增长0.6%；可销售天然气产量2,159.5十亿立方英尺，比上年同期增长6.7%；油气当量产量734.9百万桶，比上年同期增长3.5%。
　　海外油气业务
2021年上半年，本集团积极稳妥推进海外重点项目生产恢复和正常运营，持续优化业务布局和资产结构，在乍得、哈萨克斯坦等国家取得重要发现，有序推进重点工程建设。上半年海外实现原油产量68.2百万桶，比上年同期下降33.6%；可销售天然气产量99.0十亿立方英尺，比上年同期下降20.6%；油气当量产量84.7百万桶，比上年同期下降31.4%，占本集团油气当量产量的10.3%。海外油气产量降幅较大主要由于国际油价上升，部分海外项目产品分成减少，以及部分资源国限产政策影响。
　　2021年上半年，本集团原油产量443.1百万桶，比上年同期下降6.8%；可销售天然气产量2,258.5十亿立方英尺，比上年同期增长5.1%；油气当量产量819.6百万桶，比上年同期下降1.7%。
　　炼油与化工业务
2021年上半年，本集团炼油业务不断优化资源配置，将原油资源向效益好的企业倾斜；坚持市场导向，密切产销衔接，持续优化产品结构，深入推进减油增化，全力控降成品油收率，多产航空煤油、沥青、低硫船用燃料油等产品，根据市场需求合理优化柴汽比。上半年加工原油606.1百万桶，比上年同期增长6.7%；生产成品油5,490.6万吨，比上年同期增长5.4%。
　　化工业务密切关注市场需求及价格变化，提前研判市场走势，保持化工装置高负荷运行，适时增产增销高端高附加值化工产品；积极转变经营理念，持续推进由产品供应商向贸易商转型，分区域制定化工产品营销策略，积极开拓高端市场和终端渠道；加大科技创新力度，启动多项技术攻关，积极开展化工新产品新材料研发。上半年化工产品商品量1,472.4万吨，比上年同期增长6.3%；合成树脂产量507.3万吨，比上年同期增长1.0%；合成橡胶产量50.6万吨，比上年同期增长3.5%。
　　广东炼化一体化项目有序推进，长庆乙烷制乙烯项目试车成功，塔里木乙烷制乙烯项目进入收尾阶段。
　　国内业务
2021年上半年，本集团成品油销售业务根据市场变化加强产销衔接，统筹优化成品油资源流向和物流运行，有效保障了上游生产后路畅通；坚持做精零售，持续推进全流程诊断与优化，大力实施精细营销，试点开展社群营销和平台营销；加大直批APP推广应用力度，积极开发直销和终端客户，重视小微客户；统筹销售网络建设，积极布局加气业务；助力绿色低碳转型，在北京冬奥会崇礼场馆核心区内建成投运首座加氢站——太子城服务区加氢站，将为“绿色冬奥”提供清洁能源服务；积极探索非油业务线上线下全渠道销售模式，增强创效能力。
　　国际贸易业务
2021年上半年，本集团国际贸易业务充分利用两种资源、两个市场，积极开拓国际成品油、化工品市场，强化对产业链的支撑作用。
　　2021年上半年，本集团销售汽油、煤油、柴油8,033.9万吨，比上年同期增长4.9%，其中国内销售汽油、煤油、柴油5,359.2万吨，比上年同期增长10.3%。
　　天然气与管道业务
2021年上半年，本集团天然气与管道业务抓住“碳达峰、碳中和”大背景下国内天然气市场需求旺盛的有利时机，大力推进全员营销，努力提升市场份额，提高服务水平，积极开发直供直销客户，加强与城市燃气、发电等客户战略合作；严格执行价格政策，优化销售结构，通过线上竞价交易等市场化措施努力提升销售效益，实现量效齐增；完成昆仑能源管道资产股权交割。上半年销售天然气1,340.79亿立方米，比上年同期增长11.9%，其中国内销售天然气962.50亿立方米，比上年同期增长17.6%。

　　二、管理层讨论与分析
　　（1）以下涉及的财务数据摘自本集团按国际财务报告准则编制的中期简明合并财务报表
　　合并经营业绩
2021年上半年，本集团实现营业收入人民币11,965.81亿元，比上年同期增长28.8%；归属于母公司股东净利润人民币530.37亿元，比上年同期增加人民币830.20亿元；实现基本每股收益人民币0.290元。
　　营业收入
2021年上半年本集团的营业收入为人民币11,965.81亿元，比上年同期增长28.8%，主要由于随着经济恢复、油价回升，本集团大部分油气产品销售量增加、价格上升。
　　经营支出
2021年上半年本集团的经营支出为人民币11,081.18亿元，比上年同期增长18.5%，其中：采购、服务及其他2021年上半年本集团的采购、服务及其他为人民币8,089.32亿元，比上年同期增长29.0%，主要由于本集团外购原油、原料油等采购支出增加。
　　员工费用
2021年上半年本集团的员工费用（包括员工以及市场化临时性、季节性用工的工资、各类保险、住房公积金、培训费等附加费）为人民币668.28亿元，比上年同期增长10.0%，主要由于去年国家为应对疫情出台了阶段性社会保险优惠政策以及今年员工薪酬随效益联动变化。
　　勘探费用
2021年上半年本集团的勘探费用为人民币111.41亿元，比上年同期增长5.4%，主要由于随着油价回升，本集团加大油气勘探力度，努力发现规模优质储量。
　　折旧、折耗及摊销
2021年上半年本集团的折旧、折耗及摊销为人民币1,083.55亿元，比上年同期下降5.3%，主要由于管道资产重组、油气资源储量结构变化综合影响。
　　销售、一般性和管理费用
2021年上半年本集团的销售、一般性和管理费用为人民币303.26亿元，比上年同期增长1.5%，主要由于炼化生产装置修理费、费用化科研项目支出增加。
　　除所得税外的其他税赋
2021年上半年本集团的除所得税外的其他税赋为人民币1,024.11亿元，比上年同期增长3.5%。其中：消费税为人民币733.56亿元，比上年同期减少人民币0.21亿元；资源税为人民币110.16亿元，比上年同期增加人民币16.23亿元；石油特别收益金为人民币1.97亿元，比上年同期增加人民币0.19亿元。
　　其他收入净值
2021年上半年本集团的其他收入净值为人民币198.75亿元，比上年同期增加人民币132.58亿元，主要由于本集团附属公司昆仑能源有限公司（“昆仑能源”）管道资产交易产生收益影响。
　　经营利润
2021年上半年本集团的经营利润为人民币884.63亿元，比上年同期增加人民币945.06亿元。
　　外汇净收益
2021年上半年本集团的外汇净收益为人民币0.35亿元，比上年同期下降92.1%，主要是美元兑人民币平均汇率变动影响。
　　利息净支出
2021年上半年本集团的利息净支出为人民币89.15亿元，比上年同期下降33.9%，主要由于有息债务规模和成本同比降低，利息支出减少。
　　税前利润
2021年上半年本集团的税前利润为人民币870.16亿元，比上年同期增加人民币1,055.36亿元。
　　所得税费用
2021年上半年本集团的所得税费用为人民币191.99亿元，比上年同期增加人民币143.95亿元，主要由于税前利润比上年同期大幅增加。
　　本期利润
2021年上半年本集团的净利润为人民币678.17亿元，比上年同期增加人民币911.41亿元。
　　归属于非控制性权益的利润
2021年上半年本集团归属于非控制性权益的利润为人民币147.80亿元，比上年同期增加人民币81.21亿元，主要由于本集团附属公司效益比上年同期大幅增加。
　　归属于母公司股东的利润
2021年上半年本集团归属于母公司股东的利润为人民币530.37亿元，比上年同期增加人民币830.20亿元。
　　板块业绩勘探与生产营业收入
2021年上半年，勘探与生产板块营业收入为人民币3,130.09亿元，比上年同期增长22.5%，主要由于原油、天然气等油气产品价格上升和天然气销量增加。进口俄油、哈油等1,869万吨，比上年同期增长3.9%；销售收入人民币544.54亿元，比上年同期增长36.7%。平均实现原油价格为59.45美元/桶，比上年同期增长52.4%。
　　经营支出
2021年上半年，勘探与生产板块经营支出为人民币2,821.39亿元，比上年同期增长15.1%，主要由于采购支出、折旧折耗及税费支出增加。进口俄油、哈油等采购成本人民币542.71亿元，比上年同期增长23.6%。单位油气操作成本为10.59美元/桶，比上年同期增长9.9%，剔除汇率变动影响后增长1.1%。
　　经营利润
2021年上半年，勘探与生产板块积极适应“碳达峰、碳中和”目标要求，稳步推进油气业务绿色低碳转型，持续优化油气产品结构，大力加强天然气勘探开发，国内天然气产量保持快速增长，实现增产增利；积极开展海外油气项目效益跟踪评价，努力优化资产结构；持续加强成本管控，不断增强创效能力。实现经营利润人民币308.70亿元，比上年同期增加人民币205.19亿元。
　　炼油与化工营业收入
2021年上半年，炼油与化工板块营业收入为人民币4,593.84亿元，比上年同期增长24.2%，主要由于成品油、主要化工产品价格上升以及销量变化综合影响，其中：炼油业务营业收入为人民币3,492.29亿元，比上年同期增长21.7%；化工业务营业收入为人民币1,101.55亿元，比上年同期增长32.8%。
　　经营支出
2021年上半年，炼油与化工板块经营支出为人民币4,371.99亿元，比上年同期增长14.9%，主要由于原油、原料油采购成本以及修理费用增加。炼油单位现金加工成本为人民币159.27元/吨，比上年同期下降1.3%，主要由于燃料、动力和辅助材料成本降低以及原油加工量增加。
　　经营利润
2021年上半年，炼油与化工板块坚持以市场为导向、以效益为中心，持续开展生产经营优化增效，大力加强成本费用管控。实现经营利润人民币221.85亿元，比上年同期增加人民币327.25亿元，其中：炼油业务实现经营利润人民币134.56亿元，比上年同期增加人民币271.00亿元；化工业务实现经营利润人民币87.29亿元，比上年同期增加人民币56.25亿元。
　　销售营业收入
2021年上半年，销售板块营业收入为人民币9,624.48亿元，比上年同期增长28.5%，主要由于成品油价格上升以及汽油、煤油销量增加。
　　经营支出
2021年上半年，销售板块经营支出为人民币9,558.08亿元，比上年同期增长25.4%，主要由于外购成品油支出增加。
　　经营利润
2021年上半年，销售板块抓住国内成品油市场需求逐步恢复的有利时机，大力加强精细营销，积极开发零售和终端客户；统筹国内国际市场，合理安排成品油批发和出口；优化成品油配置和流向，努力控制营销成本。实现经营利润人民币66.40亿元，比上年同期增加人民币195.32亿元。
　　天然气与管道营业收入
2021年上半年，天然气与管道板块营业收入为人民币1,982.05亿元，比上年同期增长10.5%，主要由于天然气销售价格上升、销量增加。
　　经营支出
2021年上半年，天然气与管道板块经营支出为人民币1,613.17亿元，比上年同期下降2.2%，主要由于购气支出减少。
　　经营利润
2021年上半年，天然气与管道板块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；顺利完成昆仑能源管道资产股权交割。实现经营利润人民币368.88亿元，比上年同期增加人民币225.16亿元。
　　2021年上半年，本集团国际业务（注）实现营业收入人民币4,385.11亿元，占本集团总营业收入的36.6%；实现税前利润人民币124.87亿元。
　　资产、负债及权益情况总资产人民币25,318.51亿元，比2020年末增长1.8%。其中：流动资产人民币5,470.85亿元，比2020年末增长12.4%，主要由于货币资金、存货等增加。
　　非流动资产人民币19,847.66亿元，比2020年末下降0.8%，主要由于本集团附属公司昆仑能源管道资产交易影响。
　　总负债人民币11,391.99亿元，比2020年末增长1.6%。其中：流动负债人民币6,026.41亿元，比2020年末下降0.5%，主要由于应付税款及持有待售负债等减少。
　　非流动负债人民币5,365.58亿元，比2020年末增长4.0%，主要由于长期借款增加。
　　母公司股东权益人民币12,514.65亿元，比2020年末增长3.0%，主要由于留存收益增加。
　　现金流量情况
截至2021年6月30日止，本集团的主要资金来源是经营活动产生的现金以及短期和长期借款等。本集团的资金主要用于经营活动、资本性支出、偿还短期和长期借款以及向本公司股东分配股利。
　　经营活动产生的现金流量净额
2021年上半年，本集团经营活动产生的现金流量净额为人民币1,160.34亿元，比上年同期增长46.7%，主要由于本报告期利润同比大幅增加。2021年6月30日，本集团拥有的现金及现金等价物为人民币1,543.94亿元，其中人民币约占60.9%，美元约占32.1%，港币约占4.6%，其他币种约占2.4%。
　　投资活动使用的现金流量净额
2021年上半年，本集团投资活动使用的现金流量净额为人民币748.02亿元，比上年同期下降32.5%，主要由于出售投资及于联营公司的投资所得增加。
　　融资活动（使用）/产生的现金流量净额
2021年上半年，本集团融资活动使用的现金流量净额为人民币45.54亿元，上年同期融资活动产生的现金流量净额为人民币346.29亿元，主要由于新增长短期借款同比减少。
　　本集团于2021年6月30日的债务总额中，约有39.4%为固定利率贷款，60.6%为浮动利率贷款；人民币债务约占66.2%，美元债务约占30.9%，其他币种债务约占2.9%。
　　本集团于2021年6月30日资本负债率（资本负债率=有息债务/（有息债务+权益总额））为21.6%（2020年12月31日：21.3%）。
　　资本性支出
2021年上半年，本集团坚持效益导向，聚焦主业和战略性产业，实施精准投资，严控投资规模，进一步优化投资结构，资本性支出为人民币738.83亿元，比上年同期下降1.2%。2021年全年资本性支出预计为人民币2,390.00亿元。
　　勘探与生产
2021年上半年，本集团勘探与生产板块资本性支出为人民币540.78亿元，主要用于：国内继续突出松辽、鄂尔多斯、塔里木、四川、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，推进清洁能源替代等新能源工程；海外按照优化发展的原则，在做好中东、中亚、美洲、亚太等合作区现有项目经营的同时，择机获取优质新项目。
　　预计2021年全年本集团勘探与生产板块的资本性支出为人民币1,752.00亿元。
　　炼油与化工
2021年上半年本集团炼油与化工板块的资本性支出为人民币166.39亿元，主要用于广东炼化一体化项目、长庆和塔里木乙烷制乙烯、扩建新建乙烯等大型炼油化工项目，以及减油增化和新材料新技术等转型升级项目。
　　预计2021年全年本集团炼油与化工板块的资本性支出为人民币380.00亿元。
　　销售2021年上半年，本集团销售板块的资本性支出为人民币10.99亿元，主要用于国内成品油市场终端销售网络，拓展加氢站等新能源项目，以及海外油气储运和销售设施建设等。
　　预计2021年全年本集团销售板块的资本性支出为人民币122.00亿元。
　　天然气与管道
2021年上半年，本集团天然气与管道板块的资本性支出为人民币18.06亿元，主要用于LNG接收站、天然气支线建设，城市燃气终端市场开拓项目，以及天然气发电等新能源协同项目。
　　预计2021年全年本集团天然气与管道板块的资本性支出为人民币130.00亿元。
　　总部及其他2021年上半年，本集团用于总部及其他板块的资本性支出为人民币2.61亿元，主要用于科研设施完善及信息系统的建设。
　　预计2021年全年本集团总部及其他板块的资本性支出为人民币6.00亿元。
　　三、下半年业务展望
　　2021年下半年，全球疫情持续演变，新冠变异病毒导致一些国家疫情反弹，世界经济复苏进程面临较多不稳定不确定性因素；中国经济将延续复苏态势，但仍然不稳固、不均衡；随着OPEC+逐步恢复产量，加之世界经济恢复受阻，预计国际原油价格走势面临较大波动性和不确定性；国内成品油市场消费持续回升，但炼油产能过剩依然突出，成品油市场竞争加剧，天然气需求保持较快增长，市场竞争升级。面对复杂多变的外部环境，本集团将坚持创新、资源、市场、国际化、绿色低碳五大发展战略，持续优化业务和产品结构，积极稳健开展新能源业务布局，深入推进管理体制机制改革，大力实施科技创新，持续推进提质增效，不断加强ESG工作，努力完成全年生产经营目标。
　　在勘探与生产业务方面，本集团将坚持增储上产与提升效益并重，持续推进高效勘探，继续强化风险勘探整体性、基础性研究和重大风险领域目标准备，力争全年获得战略性发现和突破；加大四川盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地等重点区域勘探力度，扩大勘探成果，落实规模效益储量；进一步完善储量管理体系，推动储量价值评估和储量资产化管理，确保完成储量接替目标。全力推进效益开发，深入开展老油气田稳产和新区效益建产，突出抓好新疆玛湖、塔里木富满、长庆陇东页岩油、四川高磨等重点项目产能建设，持续推进油气田重大开发试验，打造稳产、上产工程，努力完成全年目标。
　　在炼油与化工业务方面，本集团将加大优质资源向效益好、油转化能力强、方案调整灵活的企业倾斜力度，加强生产受控管理，提高装置长周期运行水平，提升综合商品率，推动资源高效利用，持续降低加工成本。推进减油增化，以市场为导向优化产品结构，严控成品油产量，增产航空煤油和低硫船用燃料油、沥青等产品，提升乙烯、芳烃等装置负荷，增产高效高附加值产品，加快新材料新产品开发。强化化工产品营销，加大市场和客户开发力度，分区域、分品种、分行业、分时段制定针对性营销策略，提升营销能力和服务质量，提高市场占有率和服务水平。
　　在成品油销售业务方面，本集团将强化产销衔接，严格执行自有炼厂产品销售计划，千方百计扩销降库增效，确保产业链平稳运行。全面推广直批APP，加大客户开发和维护力度，巩固扩大传统市场，积极开拓潜力市场，不断提高市场占有率。持续优化营销模式，细分品号开展精准营销，积极开展跨界营销，推动提升纯枪销售量。灵活运用受托经营、特许经营、合作经营等轻资产方式，加大营销网络开发力度，推进光伏加油站、充换电站、加氢站、综合能源服务站建设。
　　持续提升便利店发展质量，加强自有商品开发运营，布局跨界合作零售网点，增强非油业务客户服务能力和增收创效能力。
　　在天然气与管道业务方面，本集团将加强市场开拓，大力开发直供直销客户和城市燃气下游客户，利用多种方式多元化发展终端市场，努力提升市场份额。
　　优化市场营销体系，建立与市场相适应的销售机制，全面推动客户精细化管理，差异化制定营销策略，提高市场营销水平和盈利能力。加快支线管道等基础设施建设，投产唐山LNG项目三期、江苏LNG项目三期工程。
　　在国际业务方面，本集团将坚持效益勘探，加强乍得多西欧坳陷等项目已发现区带风险勘探，优化乍得邦戈盆地等成熟探区精细滚动勘探，争取更多勘探发现。突出精细开发，落实稳产增产措施，做好开发方案全周期系统管理，持续推进油田注水，加强重点油气产能工程建设。推进新项目开发和合资合作，高度关注作业者项目，努力获取规模优质资产，加大低效非核心资产清理处置力度，持续优化资产结构和战略布局。提升国际贸易服务、营销、交易能力，优化产品出口量、结构和销售市场，推进公司整体效益最大化。
　　四、风险因素
　　本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。
　　（1）行业监管及税费政策风险
　　中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。
　　税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。
　　（2）油气产品价格波动风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。
　　（3）汇率风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口原油、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生较大差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。
　　（4）市场竞争风险
　　本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的逐步开放，国外大型石油石化公司在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。
　　本集团的勘探与生产业务以及天然气业务在国内处于主导地位，但炼油化工及成品油销售业务面临着较为激烈的竞争。
　　（5）油气储量的不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。本集团已聘请了具有国际认证资格的评估机构对本集团的原油和天然气储量进行定期评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。
　　（6）海外经营风险
　　本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。
　　其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。
　　（7）与气候变化有关的风险
　　近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战。一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或本公司的经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本增加导致的利润减少、收入减少，同时战略性投资也可能受到不利影响。
　　（8）安全隐患及不可抗力风险
　　油气勘探、开采和储运以及成品油和化工产品生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情况发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，本集团面临的安全风险也相应增加。
　　同时，近年来中国颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。本集团已实行了严格的HSE管理体系，努力规避各类事故的发生，但仍无法完全避免此类突发事件可能带来的经济损失。本集团严格执行国家法律法规，对于发现的重大安全环保隐患，及时投入资金进行有效治理。此外，地震、台风、海啸等自然灾害以及突发性公共卫生事件会对本集团的财产、人员造成损害，并有可能影响本集团的正常生产经营。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　1、以下涉及的财务数据摘自本集团按国际财务报告准则编制并经过审计的财务
　　报表
　　（1）合并经营业绩
　　2020年，本集团实现营业收入人民币19,338.36亿元，比上年同期下降23.2%；实现归属于母公司股东净利润人民币190.06亿元，比上年同期下降58.4%；实现每股基本收益人民币0.10元，比上年同期减少人民币0.15元。
　　营业收入2020年本集团的营业收入为人民币19,338.36亿元，比2019年的人民币25,168.10亿元下降23.2%。主要由于本集团大部分油气产品销售量减少、价格大幅下降。经营支出2020年本集团的经营支出为人民币18,578.99亿元，比2019年的人民币23,950.48亿元下降22.4%。其中：采购、服务及其他2020年本集团的采购、服务及其他为人民币12,677.97亿元，比2019年的人民币16,978.34亿元下降25.3%，主要由于本集团油气产品采购支出及贸易支出减少。
　　员工费用2020年本集团的员工费用（包括各类用工的工资、各类保险、住房公积金、培训费等附加费）为人民币1,476.04亿元，比2019年的人民币1,543.18亿元下降4.4%，主要由于实行工效挂钩联动机制及地方政府减免社会保险等。
　　勘探费用2020年本集团的勘探费用为人民币193.33亿元，比2019年的人民币207.75亿元下降6.9%，主要由于本集团根据油价变动优化勘探方案，控制勘探费用支出。
　　折旧、折耗及摊销2020年本集团的折旧、折耗及摊销为人民币2,138.75亿元，比2019年的人民币2,252.62亿元下降5.1%，主要由于油价下降导致本集团油气储量减少，以及管道资产重组综合影响。
　　销售、一般性和管理费用2020年本集团的销售、一般性和管理费用为人民币643.45亿元，比2019年的人民币685.96亿元下降6.2%，主要由于本集团深入推进提质增效工作，严控非生产性支出。
　　除所得税外的其他税赋2020年本集团除所得税外的其他税赋为人民币1,958.50亿元，比2019年的人民币2,284.36亿元下降14.3%，其中：消费税为人民币1,455.25亿元，比2019年的人民币1,649.73亿元下降11.8%；资源税为人民币184.68亿元，比2019年的人民币243.88亿元下降24.3%；石油特别收益金为人民币1.78亿元，比2019年的人民币7.71亿元下降76.9%。
　　其他收入净值2020年本集团其他收入净值为人民币509.05亿元，比2019年的人民币1.73亿元增加人民币507.32亿元，主要由于本年度管道资产重组产生收益。
　　经营利润2020年本集团经营利润为人民币759.37亿元，比2019年的人民币1,217.62亿元下降37.6%。
　　外汇净收益2020年本集团外汇净收益为人民币1.08亿元，比2019年的人民币0.01亿元增加人民币1.07亿元，主要由于美元兑人民币汇率变动影响。利息净支出2020年本集团利息净支出为人民币235.05亿元，比2019年的人民币267.78亿元下降12.2%，主要本集团控制有息债务规模，优化债务结构，降低债务成本。税前利润2020年本集团税前利润为人民币560.73亿元，比2019年的人民币1,032.14亿元下降45.7%。
　　所得税费用2020年本集团所得税费用为人民币225.88亿元，比2019年的人民币361.99亿元下降37.6%，主要由于本集团税前利润比上年同期大幅下降。
　　本年利润2020年本集团净利润为人民币334.85亿元，比2019年的人民币670.15亿元下降50.0%。
　　归属于非控制性权益的净利润2020年本集团归属于非控制性权益的净利润为人民币144.79亿元，比2019年的人民币213.33亿元下降32.1%，主要由于本集团附属公司利润比上年同期大幅下降。
　　归属于母公司股东的净利润2020年本集团归属于母公司股东的净利润为人民币190.06亿元，比2019年的人民币456.82亿元下降58.4%。
　　（2）板块业绩勘探与生产营业收入2020年，勘探与生产板块实现营业收入人民币5,308.07亿元，比2019年的人民币6,763.20亿元下降21.5%，主要由于原油、天然气等油气产品销量增加、价格下降等综合影响。2020年，本集团进口俄油、哈油等3,903万吨，比2019年的3,995万吨下降2.3%；销售收入人民币850.80亿元，比2019年的人民币1,317.23亿元下降35.4%。2020年本集团平均实现原油价格为40.33美元/桶，比2019年的60.96美元/桶下降33.8%。
　　经营支出2020年，勘探与生产板块经营支出为人民币5,077.15亿元，比2019年的人民币5,802.23亿元下降12.5%，主要由于采购支出、所得税以外的税费减少。
　　2020年，本集团进口俄油、哈油等采购成本人民币863.88亿元，比2019年的人民币1,309.41亿元下降34.0%。
　　2020年本集团单位油气操作成本为11.10美元/桶，比2019年的12.11美元/桶下降8.3%。
　　经营利润2020年，勘探与生产板块国内业务坚持效益开发，根据边际效益测算情况优化各区块开发方案，加强投资、储量、成本三位一体管理，严格控制开发成本；海外业务统筹做好疫情防控和生产经营，多措并举推进提质增效，努力控减投资和成本费用。2020年，受油气价格大幅下降影响，勘探与生产板块实现经营利润人民币230.92亿元，比2019年的人民币960.97亿元下降76.0%。
　　炼油与化工营业收入2020年，炼油与化工板块实现营业收入人民币7,747.75亿元，比2019年的人民币10,000.62亿元下降22.5%，主要由于成品油销量减少、价格下降以及化工产品销量增加、价格下降等综合影响。
　　经营支出2020年，炼油与化工板块经营支出为人民币7,766.09亿元，比2019年的人民币9,839.85亿元下降21.1%，主要由于原油、原料油采购成本减少以及税费、销售及管理费用下降。
　　2020年本集团炼油单位现金加工成本为人民币163.90元/吨，比2019年的人民币168.64元/吨下降2.8%，主要由于动力成本下降影响。
　　经营（亏损）/利润2020年，炼油与化工板块坚持以市场为导向，根据市场变化适时调整加工负荷，优化产品结构，全力保障产业链运行安全和效益最大化；加大技术研发力度，增产高端高附加值化工产品，提高化工业务创效能力；加强成本管控，持续降低加工成本。2020年，受炼油业务毛利空间收窄影响，炼油与化工板块经营亏损人民币18.34亿元，比2019年的经营利润人民币160.77亿元下降111.4%。其中炼油业务经营亏损人民币128.01亿元，比2019年的经营利润人民币126.50亿元下降201.2%；化工业务实现经营利润人民币109.67亿元，比2019年的人民币34.27亿元增长220.0%。销售营业收入2020年，销售板块实现营业收入人民币14,975.33亿元，比2019年的人民币20,750.44亿元下降27.8%，主要由于成品油销量减少、价格下降。
　　经营支出2020年，销售板块经营支出为人民币15,004.39亿元，比2019年的人民币20,779.22亿元下降27.8%，主要由于外购成品油支出减少。
　　经营亏损2020年，销售板块努力克服疫情对市场需求造成的不利影响，强化市场研判，灵活调整营销策略，努力推进重点地区扩销上量，提高纯枪销量，加强精细营销、精准营销，提升价格到位率。统筹国内国际两个市场，根据效益测算情况，优化成品油出口方案，提升产业链整体效益。2020年，销售板块经营亏损人民币29.06亿元，比2019年的经营亏损人民币28.78亿元增亏人民币0.28亿元。
　　天然气与管道营业收入2020年，天然气与管道板块实现营业收入人民币3,707.71亿元，比2019年的人民币3,910.23亿元下降5.2%，主要由于天然气销量增加、价格下降等综合影响。
　　经营支出2020年，天然气与管道板块经营支出为人民币2,983.61亿元，比2019年的人民币3,649.15亿元下降18.2%，主要由于购气支出减少。
　　经营利润2020年，天然气与管道板块积极优化资源结构，力争国产气全产全销，降低资源采购成本；根据客户需求制定针对性营销和服务方案，积极开拓高效市场，大力提升终端零售能力。2020年，受管道资产重组收益以及提质增效措施影响，天然气与管道板块实现经营利润人民币724.10亿元，比2019年的人民币261.08亿元增长177.3%。
　　2020年，销售进口气净亏损人民币141.59亿元，比上年同期减亏人民币165.51亿元，控亏措施成效显著，主要由于本集团采取提质增效措施及进口气成本随油价降低而大幅下降等综合影响，本集团将继续采取有效措施努力控制进口气亏损。
　　2020年本集团海外业务（注）实现营业收入人民币7,210.15亿元，占本集团总营业收入的37.3%；实现税前利润人民币80.93亿元。本集团国际业务保持稳健发展，国际化运营水平进一步提升。
　　
二、业务回顾
　　1、市场回顾
　　（1）原油市场
　　2020年，疫情给石油市场带来巨大冲击，世界石油需求和供应均大幅下降，市场基本面严重供大于求，石油库存高企，国际油价大幅下跌，史上首次出现负油价，此后随着全球主要产油国达成减产协议以及世界主要经济体采取措施提振经济，国际油价呈现震荡回升走势。全年北海布伦特原油现货平均价格为41.78美元/桶，比上年同期下降34.9%；美国西得克萨斯中质原油（“WTI”）现货平均价格为39.28美元/桶，比上年同期下降31.1%。
　　（2）成品油市场
　　2020年，受疫情影响，国内成品油消费量同比小幅下降，成品油出口规模有所缩小。国内炼油能力不断增长，成品油产量同比下降。全年国家13次调整国内汽油、柴油价格，汽油标准品价格累计下降人民币1,295元/吨，柴油标准品价格累计下降人民币1,250元/吨。国内成品油价格走势与国际市场油价变化趋势基本保持一致。
　　（3）化工市场
　　2020年，受疫情影响，上半年国内化工产品产销均受到压制，下半年随着油价回升、复工复产快速推进，需求端逐步释放并在三季度集中爆发，带动相关化工产品市场加速回暖，特别是海外疫情蔓延导致炼厂停工，化工产品进口减少，促进了国内塑料等产品价格稳定。
　　（4）天然气市场
　　2020年，全球天然气消费量出现10年来首次下降，市场供应过剩加剧，主要市场天然气价格创历史新低。国内天然气消费量增速放缓，产量保持快速增长，进口量增速小幅回落，全年天然气市场供需总体宽松，年底出现阶段性供气紧张情况。
　　2、业务回顾
　　（1）勘探与生产业务国内勘探开发业务
　　2020年，本集团国内勘探开发业务突出风险勘探，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。突出新区效益建产，有效控制老油田递减率、提高采收率。根据效益情况优化油气产品结构，加大天然气勘探开发力度，国内天然气产量快速增长。2020年，国内业务实现原油产量743.8百万桶，比上年同期增长0.6%；可销售天然气产量3,993.8十亿立方英尺，比上年同期增长9.9%；油气当量产量1,409.7百万桶，比上年同期增长4.8%。
　　海外油气业务2020年，本集团海外油气业务稳中有进，乍得、哈萨克斯坦等多个勘探项目获得一批重要发现，签署部分区块开发延期协议，完成阿布扎比海上项目部分股权转让交割，业务布局和资产结构持续优化。2020年，海外业务实现油气当量产量215.8百万桶，比上年同期增长0.2%，占本集团油气当量产量13.3%。
　　2020年，本集团原油产量921.8百万桶，比上年同期增长1.4%；可销售天然气产量4,221.0十亿立方英尺，比上年同期增长8.0%，油气当量产量1,625.5百万桶，比上年同期增长4.1%。截至本报告期末，本集团拥有石油和天然气（含煤层气）探矿权、采矿权总面积272.4百万英亩，其中探矿权面积240.3百万英亩，采矿权面积32.1百万英亩；正在钻探的净井数为363口。本报告期内完成的多层完井数为6,459口。
　　（2）炼油与化工业务2020年，本集团炼油与化工业务坚持市场导向和效益原则，科学安排炼化生产和化工产品销售，持续优化生产布局和产品结构，合理调整柴汽比，大力减油增化，根据市场需求保持化工装置高负荷运行，增产高附加值产品。2020年，本集团加工原油1,177.5百万桶，比上年同期下降4.1%，其中加工本集团勘探与生产业务生产的原油678.0百万桶，占比57.6%，产生了良好的协同效应；生产成品油10,704.2万吨，比上年同期下降9.1%；生产乙烯634.5万吨，比上年同期增长8.2%；化工产品商品量2,885.3万吨，比上年同期增长12.0%。
　　大庆石化炼油结构调整升级改造、兰州石化乙烯产能恢复项目以及一批增产航煤、低硫船燃项目建成投产，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。
　　（3）销售业务国内业务2020年，本集团销售业务积极应对市场需求萎缩和高库存的严峻挑战，密切产销衔接，保障自营炼厂生产后路畅通和产业链整体效益最大化。根据市场变化及时调整营销策略，分地域、分品种、分时段、分客户类型实施差异化、精准化营销，突出抓好纯枪销量，着力提升销售质量。加强销售网络建设，积极抢占高效市场和战略区域优质站点，大力开发加油（气）站，增加零售能力，运营加油站数量达到22,619座。深化油非一体互促营销，加快线上线下协调营销与跨界融合，提高非油业务发展质量。
　　国际贸易业务2020年，本集团国际贸易业务努力加大海外份额油销售能力，灵活调整成品油出口计划，大力开拓海外市场，加强产品价格等风险管控，服务、营销和交易能力稳步提升。
　　2020年，本集团共销售汽油、煤油、柴油16,123.0万吨，比上年同期下降14.1%，其中国内销售汽油、煤油、柴油10,589.6万吨，比上年同期下降11.0%。
　　（4）天然气与管道业务2020年，本集团天然气与管道业务面对市场需求增速放缓的不利形势，多措并举开发新用户，精准施策扩大销量，积极协调重点地区、大型用户增加用气，加快自有终端、直供新客户开发，开展油气田周边销售试点。优化资源组合和流向，加大高端高效益市场开发力度，挖掘自有终端增量，推进线上竞价交易，不断提升创效能力。有序推进唐山、江苏LNG码头等重点储运设施建设。
　　2020年，本集团销售天然气2,487.45亿立方米，比上年同期下降4.0%，其中国内销售天然气1,725.93亿立方米，比上年同期增长0.7%。2020年，本集团完成相关管道资产交割，年末国内油气管道总长度为31,151公里，其中：天然气管道长度为22,555公里，原油管道长度为7,190公里，成品油管道长度为1,406公里。

　　三、未来发展
　　2020年，受疫情影响，世界经济深度衰退，除中国外全球主要经济体的经济均出现不同程度下降；中国经济在一季度受疫情冲击出现下滑，随着国内疫情得到有效控制、复工复产稳步推进，自二季度起经济重回增长轨道，全年国内生产总值（GDP）比上年增长2.3%；全球油气市场供需宽松局面进一步加剧，全年平均国际油价同比大幅下降。
　　面对疫情叠加国际油价断崖式下跌等前所未有的严重冲击和挑战，本集团认真落实高质量发展要求，统筹推进疫情防控、复工复产、生产经营和改革创新，保证了员工身体健康和生命安全，保持了生产经营平稳受控运行，深入推进提质增效，顺利完成管道资产重组，经营业绩好于预期。2020年，本集团实现营业收入人民币19,338.36亿元，比上年同期下降23.2%，归属于母公司股东的净利润为人民币190.06亿元，比上年同期下降58.4%；财务状况保持稳健；现金流状况良好，自由现金流持续为正。
　　2021年，预计受疫情管控措施以及主要经济体采取经济刺激措施等因素影响，全球经济将实现复苏，但复苏存在不稳定不平衡问题；全球石油市场供需宽松局面有所缓解，国际油价企稳回升，预计将保持在中低区间运行；中国经济运行总体向好，但面临疫情变化和外部环境不确定性风险。本集团将坚持新发展理念，落实高质量发展要求，大力实施创新、资源、市场、国际化、绿色低碳五大发展战略，坚持依法合规治企，夯实安全环保基础，深入实施改革创新，着力发展主营业务，积极推进绿色低碳转型，注重数字化转型和智能化发展，继续深入开展提质增效，努力为股东创造价值。
　　在勘探与生产业务方面，本集团将加强风险勘探，主攻海相碳酸盐岩、前陆冲断带、岩性地层、页岩油气、新区、海域等六大领域方向，力争实现战略性发现和突破。突出重点区域集中勘探，加快落实鄂尔多斯长7页岩油、川中古隆起北斜坡等规模探区，积极准备四川盆地川西二叠系火山岩、塔里木盆地库车秋里塔格构造带等战略接替区或重大接替领域。突出效益勘探，强化矿权管理，加快探转采进程，创新矿权选择和流转方式，强化储量价值化工作，持续提高储量替换率。抓好老油气田效益稳产，努力控制递减率、提高采收率。突出新区效益建产，严格按照方案设计组织产能建设项目实施，按方案设计目标实现达标、达产。
　　2021年，本集团计划原油产量为923.5百万桶，可销售天然气产量为4,354.0十亿立方英尺，油气当量合计为1,649.4百万桶。
　　在炼油与化工业务方面，本集团将坚持“分子炼油”理念，根据装置情况和所在区域，优化配置原油资源，向效益好的企业和炼化一体化企业倾斜。根据市场需求调整产品结构，加大减油增化力度，增产高标号汽油、航煤、石蜡、润滑油、沥青、低硫船燃等高附加值炼油产品。保持化工装置高负荷长周期运行，加快新材料新产品开发，增加高端高附加值特色化工产品比例。深化对标管理，持续改善经济技术指标，提高综合商品率。如期建成投产塔里木、长庆两个乙烷制乙烯工程，加快推进广东石化等重点工程建设。2021年，本集团计划原油加工量为1,247.3百万桶。
　　在销售业务方面，本集团将努力提高市场占有率，全力以赴扩大销量，保障自营炼厂后路畅通。全面优化营销策略，精准研判市场、细分市场，建立网格化客户开发和维护体系，制定分区域、分企业、分品种营销方案，坚持以零售为重点，做大纯枪规模，努力提高价格到位率，实现销量和效益的有机统一。精细化差异化开发新增网络和优化存量网络，多元化拓展轻资产网络。突出非油业务专业化运作，布局跨界合作零售网点，加快构建“人·车·生活”生态圈，增强客户服务能力和创效能力。
　　在天然气与管道业务方面，本集团将加强天然气全产业链研究，统筹配置国内外资源，优化天然气市场布局，稳住存量市场、开拓增量市场，争取国产气按计划全产全销，优化进口气规模和节奏，努力实现市场稳定供应和产业链顺畅运行。拓展终端市场，超前开展市场布局。加强油气混合，加快推进油气终端一体化运作模式。加强气电综合，深化与发电、电网、能源互联网等企业合作，积极在综合能源利用领域探索新市场。全力开发直销客户，重点关注和开发新型城燃、发电项目等新增市场，努力打造多能综合供应、智慧燃气示范区。分区域、分市场、分阶段实施差异化、精细化营销策略，利用交易中心等平台推动页岩气、煤层气等顺价销售，按照效益原则安排LNG现货采购，进一步增强创效能力。
　　在国际业务方面，本集团将优化海外资产结构、业务结构和区域布局，突出获取风险勘探项目、作业者项目和天然气项目，加大合资合作和新项目开发力度，努力增加效益贡献，夯实可持续发展基础。重点推进乍得多西欧盆地风险勘探、哈萨克斯坦阿克纠宾中区块滚动勘探，着力解决好老油田稳产增产问题，依据油价变化和合同模式灵活调整工作量。

　　四、科技创新情况
　　本公司坚持“业务主导、自主创新、强化激励、开放共享”的发展理念，大力加强以研发组织、科技攻关、条件平台和科技保障为核心的公司“一个整体、两个层次”科技创新体系建设，自主创新有了新的突破，取得了一批新的重大科技成果并推广应用，进一步提升了自主创新能力和核心竞争力，创新驱动发展作用显著，有力支撑和引领了主营业务发展。
　　2020年，本公司研发投入人民币229.21亿元，比上年同期增长7.1%，占本公司营业收入的1.2%，研发投入资本化的比重为31.3%；本公司在中国获得专利2,784件。截至2020年12月31日，本公司在中国及海外共拥有专利大约20,587件。 收起▲

　　1、经营业绩回顾
　　2020年上半年，新冠肺炎疫情（“疫情”）对世界经济产生巨大冲击，世界主要经济体出现不同程度衰退；中国经济也受到明显冲击，一季度国内生产总值（“GDP”）同比下降6.8%，但随着国内疫情得到有效控制，中国经济呈现稳定转好态势，二季度GDP环比增长11.5%、同比增长3.2%，上半年GDP同比下降1.6%。
　　受宏观经济及疫情影响，全球石油市场供需宽松局面进一步加剧，国际原油平均价格比上年同期大幅下降。
　　受国际油价大幅下跌、国内油气需求严重萎缩的不利影响，本集团生产经营遭遇前所未有的冲击和挑战，面对复杂严峻形势，本集团统筹推进疫情防控、复工复产、生产经营和改革发展各项工作，大力推进提质增效，严格控制成本费用和资本性支出，努力降低疫情和低油价造成的损失，保持了油气产业链总体平稳运行。受疫情和油价双重影响，本集团上半年经营业绩和自由现金流大幅下降；通过采取提质增效等有效措施，财务状况总体稳健。
　　（1）市场回顾
　　-原油市场
　　2020年上半年，疫情蔓延导致世界石油需求历史性下降，全球石油市场严重供过于求，国际油价深度下跌。此间，“减产联盟”减产谈判破裂并发起价格战，随后又达成史上最大规模减产协议，对国际油价走势带来重要影响。上半年北海布伦特原油现货平均价格为39.95美元/桶，比上年同期下降39.4%；美国西德克萨斯中质原油（“WTI”）现货平均价格为36.59美元/桶，比上年同期下降36.3%。
　　据国家发展和改革委员会（“国家发改委”）资料显示，2020年上半年，国内原油产量9,650万吨，比上年同期增长1.5%。
　　-成品油市场
　　2020年上半年，国内成品油消费明显下降，汽油、柴油、煤油均呈负增长。
　　国内炼油能力不断增长，原油加工量增速基本稳定，但成品油产量有所下滑，成品油净出口量持续增长。据国家发改委资料显示，2020年上半年，原油加工量31,266万吨，比上年同期增长2.4%；成品油产量18,424万吨，比上年同期下降2.5%；成品油表观消费量15,386万吨，比上年同期下降6.0%，其中汽油下降3.3%，柴油增长0.1%。上半年国家4次调整国内汽油、柴油价格，汽油标准品价格累计下调人民币1,730元/吨，柴油标准品价格累计下调人民币1,670元/吨。
　　-化工市场
　　2020年上半年，受宏观经济、供求关系、国际油价等因素影响，国内化工市场总体下行，除疫情防控相关化工产品之外，大部分化工产品需求下降、价格下跌。二季度以来，随着国内复工复产加快推进，化工市场需求逐步回升。
　　-天然气市场
　　2020年上半年，受疫情及宏观经济下行影响，全球天然气市场需求下降，供需宽松加剧，国际天然气价格全线下跌，欧美和东北亚液化天然气（“LNG”）现货价格创历史新低；国内天然气需求增速下降，产量保持较快增长，进口量增速大幅下降。据国家发改委资料显示，2020年上半年，国内天然气表观消费量1,556亿立方米，比上年同期增长4.2%；国内天然气产量950亿立方米，比上年同期增长9.9%；天然气进口量667亿立方米，比上年同期增长3.3%。
　　（2）业务回顾
　　-勘探与生产业务
　　-国内勘探开发业务
　　2020年上半年，本集团持续优化勘探方案，风险勘探和集中勘探取得重要发现和进展，塔里木满深1井获高产油气流，实现了盆地腹部超深层油气勘探重大突破；四川蓬探1、塔里木轮探1、准噶尔沙探2等一批风险探井实现新突破，开辟了油气勘探新领域。优化调整产能建设，科学组织油气开发生产。上半年实现原油产量372.7百万桶，比上年同期增长0.8%；可销售天然气产量2,024.4十亿立方英尺，比上年同期增长10.9%；油气当量产量710.2百万桶，比上年同期增长5.4%。
　　-海外油气业务
　　2020年上半年，本集团海外油气业务稳中有进，乍得项目风险勘探、哈萨克斯坦PK项目滚动勘探获得新突破新进展。以效益为中心优化调整油气田开发策略，改善新井和措施作业效果，提升油气田开发水平。上半年实现油气当量产量123.5百万桶，比上年同期增长17.3%，占本集团油气当量产量的14.8%。
　　2020年上半年，本集团原油产量475.4百万桶，比上年同期增长5.2%；可销售天然气产量2,149.1十亿立方英尺，比上年同期增长9.4%；油气当量产量833.7百万桶，比上年同期增长7.0%。
　　-炼油与化工业务
　　2020年上半年，本集团炼油与化工业务稳步推进结构调整，根据市场需求变化和效益情况，优化原油资源配置，及时调整加工负荷，大力减油增化。持续优化产品结构，灵活调整柴汽比，努力增产高附加值产品。上半年加工原油568.2百万桶，比上年同期下降4.9%；生产成品油5,208.5万吨，比上年同期下降8.2%。
　　化工商品产量1,384.7万吨，比上年同期增长9.5%，乙烯产量比上年同期增长4.0%，合成树脂、合成橡胶产量分别比上年同期增长3.7%和4.7%。
　　2020年上半年，广东石化炼化一体化、塔里木和长庆乙烷制乙烯等重点项目建设有序推进。
　　-销售业务
　　-国内业务
　　2020年上半年，本集团积极应对成品油市场消费萎缩和库存高企的严峻形势，全力加强产销衔接，努力保障炼厂后路畅通和原油产业链总体平稳运行。积极抓住复工复产和春耕有利时机，提升客户服务质量，根据疫情影响积极推广“不下车”加油和“无接触”支付；加大产品营销力度，努力提升零售量，优化批发销售，提升销售效益。
　　-国际贸易业务
　　2020年上半年，本集团加大海外份额油销售力度，优化成品油出口节奏，推动国内国际市场一体化协同。
　　2020年上半年，本集团共销售汽油、煤油、柴油7,656.9万吨，比上年同期下降14.8%，其中国内销售汽油、煤油、柴油4,857.2万吨，比上年同期下降15.6%。
　　-天然气与管道业务
　　2020年上半年，本集团精准施策开拓天然气终端市场，大幅提升终端销量，根据市场需求变化，全面升级“标签化”管理，统筹优化资源配置和销售结构。
　　持续强化管道安全升级管理，确保油气管网安全平稳运行。

　　二、风险因素
　　本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。
　　（1）行业监管及税费政策风险
　　中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。
　　税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。
　　（2）油气产品价格波动风险
　　本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。
　　（3）汇率风险
　　本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口原油、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生较大差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。
　　（4）市场竞争风险
　　本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的逐步开放，国外大型石油石化公司在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。
　　本集团的勘探与生产业务以及天然气与管道业务在国内处于主导地位，但炼油化工及成品油销售业务面临着较为激烈的竞争。
　　（5）油气储量的不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。本集团已聘请了具有国际认证资格的评估机构对本集团的原油和天然气储量进行定期评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。
　　（6）海外经营风险
　　本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。
　　其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。
　　（7）与气候变化有关的风险
　　近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战。一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或本公司的经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本增加导致的利润减少、收入减少，同时战略性投资也可能受到不利影响。
　　（8）安全隐患及不可抗力风险
　　油气勘探、开采和储运以及成品油和化工产品生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情况发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，本集团面临的安全风险也相应增加。同时，近年来中国颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。
　　本集团已实行了严格的HSE管理体系，努力规避各类事故的发生，但仍无法完全避免此类突发事件可能带来的经济损失。本集团严格执行国家法律法规，对于发现的重大安全环保隐患，及时投入资金进行有效治理。此外，地震、台风、海啸等自然灾害以及突发性公共卫生事件会对本集团的财产、人员造成损害，并有可能影响本集团的正常生产经营。

　　三、下半年业务展望
　　2020年下半年，全球疫情防控形势依然严峻，国际产业链供应链循环受阻，世界经济复苏面临较大风险挑战；国际原油市场预计仍供过于求，国际油价反弹回升面临很大不确定性；中国经济发展预计将保持总体平稳，也面临较大不稳定性和不确定性；国内成品油供应过剩态势加剧，天然气需求增速回落，油气全产业链市场主体更加多元、竞争更加激烈。面对复杂严峻形势，本集团将保持战略定力，强化底线思维，坚持高质量发展，坚持依法合规治企，遵循专业化发展、市场化运作、精益化管理、一体化统筹的治企准则，持续深入推进油气产供储销体系建设，深化改革创新，更加注重绿色低碳发展，更加注重数字化转型和智能化发展，更加注重价值创造，推动提质增效，全力完成年度生产经营目标任务。
　　在勘探与生产业务方面，本集团将坚持稳油增气，推动勘探开发效益发展。
　　有效实施油气勘探特别是风险勘探，深化重点盆地、重点领域地质综合研究和地震准备，加快已部署风险探井组织实施，努力实现战略性发现和突破。聚焦长7页岩油、川中古隆起、塔里木台盆区奥陶系与库车山前带、玛湖等油气区，突出集中规模效益勘探，夯实公司持续发展的资源基础。坚持效益开发，实施老油气田稳产和新区效益建产，深化精细注水，加强长停井治理和低产井提效，强化苏里格、克深等提高采收率重大开发试验，抓好重点项目规模有效集中建产。
　　在炼油与化工业务方面，本集团将坚持结构调整，持续深化转型升级。强化生产受控管理，将资源向效益好的企业倾斜，抓好装置非计划停工和异常波动管理，确保安全稳定长周期优化运行，努力增收增效。树立分子炼油理念，优选性价比高的油种，选择合适的工艺路线，实现资源高效利用。坚持减油增化，严控汽柴油产量，根据市场需求灵活调整柴汽比，增产高标号汽油、润滑油基础油、低硫船用燃料油等高效和特色产品；提高乙烯、芳烃等化工装置负荷，开发生产适销高效化工新产品和专用料，保证医用料稳定供应。强化化工销售渠道和客户管理，提高直销率和价格到位率。加强炼油小产品与润滑油供产研销整体统筹，推动与化工产品销售体系的融合协同发展，一体应对市场竞争。推进广东石化等重点工程建设。
　　在成品油销售业务方面，本集团将坚持量效兼顾，着力改善成品油营销质量。
　　积极应对市场变化和油价波动，加强区域协同、油非互促、精细营销，突出保后路、拓市场、提纯枪、增效益，确保销量、份额与效益相统一。充分发挥整体优势，大力推进优质网络开发，巩固区内市场、扩大区外市场，采取合资租赁、合作经营、产融联合等方式拓展终端市场，千方百计提升纯枪销量。优化调整营销策略，建立分品种、分区域、分时段、分客户类型的效益评价模型，推进差异化、精准化营销，提升价格到位率和效益水平。深入推进“双低”站治理、“双高”站培育，提高单站创效能力和服务客户水平。深入挖掘非油业务潜力，巩固多元创效格局。
　　在天然气与管道业务方面，本集团将坚持统筹优化，全力加大天然气扩销提效力度。优化资源配置，统筹好自产和进口、长贸和现货等资源，保持产进销平衡，确保生产后路畅通、产业链安全运行。全面提升市场营销能力，坚持市场导向、客户至上，深化“标签化”销售，统筹批发和零售，全力以赴开拓市场，分区域分用户精准施策，巩固市场份额，实现量效齐增。优化销售结构，推动多元化终端市场开发，稳健参与天然气发电与分布式能源项目，加大LNG“液来液走”销售力度，提高直供和终端零售比例，提升销售效益。
　　在国际业务方面，本集团将坚持优质高效，努力提高国际化经营能力和水平。
　　坚持效益勘探，重点保障本集团主导作业的战略接替区带风险勘探，优化成熟探区滚动勘探，扎实做好储量评估，夯实资源基础。突出精细开发，根据油价、项目所处阶段和合同模式动态调整项目生产，持续做好精细注水和措施上产，按计划推进产能建设，关停无边际贡献的区块。加强新项目开发，努力寻找优质资源。
　　加强风险管控，有效防范资源国汇率、税率等政策性风险。国际贸易方面认真做好降本增效工作，降低资源采购成本，优化成品油出口，全面提升服务水平；创新贸易手段，严控交易风险，努力提升议价能力和跨市交易水平。 收起▲