油价下行利润上行：中石油天然气如何穿越周期

想象一下，如果你经营着一家油气公司，每当国际油价暴跌，你的利润反而可能上升——这听起来违背常识，却正是中国石油正在上演的现实。

对于全球能源巨头而言，一个无法摆脱的宿命似乎早已注定：它们的命运被原油价格牢牢捆绑。油价飙升时盆满钵满，油价崩盘时哀鸿遍野。这种过山车式的经营状态，让投资者夜不能寐，也让企业的长期规划如同赌博。

作为亚洲最大的油气生产商，中国石油长期被视为油价的影子——布伦特原油涨多少，它就赚多少；原油跌多少，它就亏多少。

但一场悄无声息的变革正在改变这一切。

要理解这场变革的意义，必须先回顾中国石油承担的沉重历史包袱。保守口径看，2011-2023年间，中国石油在进口气环节的累计亏损已超过3000亿元人民币。公开资料显示，中石油管理层曾披露2011-2019年进口气环节亏损已超2300亿元；券商与行业研究在此基础上测算，2011-2023年累计接近3000亿元，考虑到后续年份仍有阶段性亏损，3000亿元是一个保守估计。

这种巨额亏损并非经营不善，而是制度性倒挂的必然结果。当时的价格管制体系下，进口成本快速上涨时无法向下游传导，企业只能独自承受巨额亏损；而当进口成本下降时，终端价格又会被要求同步下调，企业无法享受成本下降带来的收益。这种只亏不赚的格局，严重制约了天然气行业的健康发展。

中国石油当下的转型也始于大力发展天然气。但这并不是在逃离周期，而是在利用周期。真正的巧妙之处在于：当外部油价走弱时，进口气成本会沿着长协公式带着时间滞后顺势下行；当内部价格机制走向市场化时，居民端与终端环节能够按规则提价、按成本联动。一降一升之间，单位价差被结构性放大，利润表因此更稳、更厚。

先看进口成本如何自动下降。亚洲长期管道气与LNG大多与原油指数挂钩，并设置6-9个月的滚动均值，价格是个慢变量：如果当前油价下跌，几个月后进口气结算价才会跟着下调；当下调生效时，公司用更低的成本采购同样体量的气量。以近年的结构测算，油价每下降10美元/桶，进口气年度采购成本约减180亿元——这等于把油价下行转为气端的成本红利。

再看居民顺价如何有序上涨。2021年5月，国家发改委明确提出完善终端销售价格与采购成本联动机制，这是一个历史性转折点。价格传导率从2021年的约60%提升到2024年的80%左右。结构上把可随行就市的浮动量提高、把刚性管制占比下调，并在采暖季和非采暖季分别设置更灵活的上浮与联动区间。以2000元/千方的基准价计，上浮18.5%对应的管制价约2370元/千方，而新增的浮动量可以锚定市场信号及时调整。

这种机制设计的精妙之处在于：当成本下降时，价格不必被动下调到吞噬全部价差；当季节或需求走强时，终端也能按规则顺价，避免利润再次被锁死在居民端。这彻底改变了过去成本涨价传不动、成本降价传太快的不对称格局。

把两条线放在一起看，亮点非常清晰：进口端成本往下走、终端价格能顺上去，中间的单位毛利与现金回收变得更可预测。用一个简单场景说明：一季度油价75美元，二季度降到65美元。三季度结算的进口气仍部分对应高油价，成本下行尚未完全显现；到了四季度与次年一季度，滚动均值充分反映低油价，采购成本显著回落。而这时由于顺价与浮动量的存在，终端价格不需要同步大幅下调，单位价差自然扩大，利润在账面上后知后觉地变厚。

经营数据已经在验证这一对冲机制的威力。天然气销售分部的经营利润占比从2021年的约15%提升至2024年的23%，2024年该板块实现经营利润540亿元，同比增长26%。这与过去动辄数百亿的年度亏损形成鲜明对比。若油价进一步回落至55美元/桶，对应的进口降本有望放大到约250亿元；而在传导率提升至85%的情形下，毛利还能再上一个台阶。

与此同时，自产气稳步增产、储量替代率保持100%的资源底，与中俄东线贯通后新增50亿方的管道基荷气结构底，共同保障了量的确定性，使价格机制的改良能够真实转化为利润增长。

本质上，这是把成本的慢变量下行和价格的规则化上行放到同一张利润表上：前者来自油联气价的时间滞后，后者来自顺价与浮动量的制度进步。一快一慢、一内一外，相互咬合。它既消除了过去的制度性亏损，也让公司在油价下行期不再被动，把周期的逆风变成价差的顺风。从承担超过3000亿元政策性亏损的社会责任，到构建穿越周期的盈利模式，中国石油的天然气业务完成了一次转身，转型为年净利润稳定在千亿以上持续增长的公共事业。而上市公司在保持高分红和积极转型的今天，市盈率仍仅有个位数。

本文写于 7 月末，在草稿箱里躺了很久，没有根据中报数据更改，仅供参考。