1 重要提示
1.1 本业绩公告（年度报告摘要）摘自二零二三年度报告全文，投资者欲全面了解中国石油天然气股份有限公司（“本公司”）的经营成果、财务状况及未来发展规划，应仔细阅读本公司二零二三年度报告全文。二零二三年度报告全文同时刊载于上海证券交易所网站（网址http://www.sse.com.cn）、香港联合交易所有限公司（“香港联交所”）“披露易”网站（网址http://www.hkexnews.hk）及本公司网站（网址http://www.petrochina.com.cn）。
1.2 本公司董事会、监事会及其全体董事、监事、高级管理人员保证年度报告内容的真实性、准确性、完整性，不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。
1.3 除副董事长兼非执行董事侯启军先生、非执行董事段良伟先生因工作原因未能出席外，其余董事会成员均出席了本公司第九届董事会第六次会议。
1.4 本公司及其附属公司（“本集团”）分别按中国企业会计准则及国际财务报告会计准则编制财务报告。本集团按中国企业会计准则及国际财务报告会计准则编制的二零二三年度财务报告已分别经普华永道中天会计师事务所（特殊普通合伙）及罗兵咸永道会计师事务所进行审计并出具标准无保留意见的审计报告。
1.5 公司简介
本公司是于1999年11月5日在中国石油天然气集团公司（现已变更为中国石油天然气集团有限公司，变更前后均简称“中国石油集团”）重组过程中按照《中华人民共和国公司法》成立的股份有限公司。本集团是中国油气行业占主导地位的最大的油气生产和销售商，是中国销售收入最大的公司之一，也是世界最大的石油公司之一。本集团主要业务包括：原油及天然气的勘探、开发、生产、输送和销售及新能源业务；原油及石油产品的炼制，基本及衍生化工产品、其他化工产品的生产和销售及新材料业务；炼油产品和非油品的销售以及贸易业务；天然气的输送及销售。
本公司发行的美国存托股份（“存托股”）、H股及A股于2000年4月6日、2000年4月7日及2007年11月5日分别在纽约证券交易所（“纽交所”）、香港联交所及上海证券交易所挂牌上市，其中存托股已于美国东部时间2022年9月8日从纽交所退市。
1.6 经统筹考虑经营业绩、财务状况、现金流量等情况，为回报股东，本公司第九届董事会第六次会议建议以本公司2023年12月31日的总股本183,020,977,818股为基数，向全体股东派发2023年末期股息每股人民币0.23元（含适用税项）的现金红利，总派息额约人民币420.95亿元。拟派发的末期股息须经股东于2023年年度股东大会上审议通过。
2 主要财务数据和股东变化
2.1 按国际财务报告会计准则编制的主要财务数据
单位：人民币百万元
2.2 按中国企业会计准则编制的主要财务数据
单位：人民币百万元
单位：人民币百万元
(a) 根据中国财政部《关于印发〈企业会计准则解释第16号〉的通知》（“解释16号”）以及国际会计准则第12号《所得税》的修订，本集团及本公司对比较期间相关财务数据进行了追溯调整，具体情况请见本业绩公告“5.1 与上一会计期间相比，会计政策、会计估计和核算方法发生变化的具体说明”。本公告下文中相关财务数据均为追溯后的数据。
2.3 股东数量和持股情况
于2023年12月31日，本公司的股东总数为479,245名，其中境内A股股东473,714名，境外H股记名股东5,531名。本公司最低公众持股量已满足《香港联合交易所有限公司证券上市规则》（“《香港上市规则》”）及《上海证券交易所股票上市规则》的规定。
(1) 此数不包括中国石油集团通过境外全资附属公司Fairy King Investments Limited间接持有的H股股份。报告期内，中国石油集团完成2018年可交换公司债券的摘牌，并办理完成上述可交换公司债券解除担保及信托登记手续，将18中油EB专户中全部剩余未交换股票划转至中国石油集团证券账户。具体情况详见本公司于2023年2月17日及2023年3月3日分别在上海证券交易所网站发布的公告（公告编号为：临2023-003号、临2023-004号）以及在香港联交所网站发布的公告。
(2) 香港中央结算（代理人）有限公司为香港交易及结算所有限公司之全资附属公司，以代理人身份代其他公司或个人股东持有本公司H股股份。
(3) 中国石油集团通过境外全资附属公司Fairy King Investments Limited持有291,518,000股H股，占本公司股本总额的0.16%，该等股份包含在香港中央结算（代理人）有限公司持有的股份总数中。
(4) 香港中央结算有限公司为香港交易及结算所有限公司之全资附属公司，作为名义持有人持有香港联交所投资者投资的上海证券交易所本公司A股股份。
上述股东回购专户情况的说明：上述股东中，不存在回购专户。
上述股东委托表决权、受托表决权、放弃表决权的说明：本公司未知上述股东存在委托表决权、受托表决权、放弃表决权的情况。
上述股东关联关系或一致行动的说明：除香港中央结算（代理人）有限公司和香港中央结算有限公司均为香港交易及结算所有限公司之全资附属公司外，本公司未知上述前10名股东之间存在其他关联关系或属于《上市公司收购管理办法》规定的一致行动人。
上述股东在报告期内参与融资融券及转融通业务的说明：上述股东在报告期内不存在参与融资融券及转融通业务的情况；上述股东较2023年第三季度末未发生变化。
2.4 根据香港《证券及期货条例》披露主要股东持股情况
于2023年12月31日，据董事所知，除本公司董事、监事或高级管理人员以外，以下人士在本公司的股份或相关股份中拥有根据《证券及期货条例》第XV部第2及第3分部须予披露的权益或淡仓：
(1) 中国石油集团通过境外全资附属公司Fairy King Investments Limited持有291,518,000股H股（好仓）。中国石油集团被视为拥有Fairy King Investments Limited持有的H股。
(2) BlackRock, Inc.通过若干附属公司在本公司的H股中享有权益，1,472,617,558股H股（好仓）以大股东所控制的法团的权益的身份持有，包括其通过非上市衍生工具（以现金交收）而拥有的12,690,000股相关股份的权益。
于2023年12月31日，据董事所知，除上述所披露者之外，概无任何人士（本公司董事、监事及高级管理人员除外）于《证券及期货条例》第336条规定存置的股份权益及淡仓登记册上记录权益。
2.5 本公司与实际控制人之间的产权及控制关系
(a) 此数包括中国石油集团通过境外全资附属公司Fairy King Investments Limited持有的291,518,000股H股。
2.6 已发行未到期债券相关情况
单位：人民币亿元
债券的付息兑付情况
在截至2023年12月31日止年度（“报告期”），13中油02、20中油股MTN001、20中油股MTN002已按时足额完成付息兑付；12中油03、16中油02、16中油04、16中油06、19中油股MTN005、22中油股GN001、22中油股GN002已按时足额完成付息。
自报告期初至本业绩公告披露日，19中油股MTN001、19中油股MTN002、19中油股MTN003、19中油股MTN004已按时足额完成付息兑付。
跟踪评级情况
报告期内，信用评级机构对本公司或债券作出的信用评级结果无调整。
反映发行人偿债能力的指标
关于逾期债项的说明
□适用 √不适用
3 董事会报告
3.1 经营情况讨论与分析
2023年，世界经济缓慢复苏，不同经济体发展速度分化；中国经济持续回升向好，全年国内生产总值（GDP）同比增长5.2%。国际原油市场供需总体宽松，国际原油价格保持中高位震荡，全年平均油价较上年同期大幅下降；国内成品油市场需求恢复性增长，天然气市场消费量较快增长。
本集团抓住国内经济恢复发展、油气市场需求恢复增长的有利时机，落实高质量发展要求，大力加强油气勘探开发，持续推动增储上产，夯实公司发展基础；深入推进炼化转型升级，不断优化产品结构，提升高端高效产品比例；进一步加大市场营销力度，努力推动量效双增；稳步实施绿色低碳转型，新能源新材料业务发展明显提速；持续加强环境、社会和治理（ESG）工作，增强公司长期可持续发展能力；深入实施提质增效活动，不断提升公司发展的质量效益。2023年，本集团原油平均实现价格76.60美元/桶，比上年同期的92.12美元/桶下降16.8%；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%，降幅小于油价降幅；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%，创历史新高；实现自由现金流人民币1,761.22亿元，比上年同期的人民币1,504.19亿元增长17.1%，也创历史新高；资产负债结构进一步优化，财务状况持续稳健。
3.1.1 市场回顾
（1）原油市场
2023年，世界石油需求渐进复苏，市场供需总体宽松，地缘政治影响逐渐减弱，国际油价同比下降。全年布伦特原油现货平均价格为82.64美元/桶，同比下降18.4%；美国西得克萨斯中质原油现货平均价格为77.67美元/桶，同比下降17.8%。
据国家统计局资料显示，2023年国内原油产量20,902.6万吨，同比增长2.1%。
（2）成品油市场
2023年，受益于中国经济稳步回升，国内成品油市场明显恢复，供需总体呈现宽松格局，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，2023年国内规模以上工业原油加工量73,478万吨，同比增长9.3%。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22次调整国内汽油、柴油价格，汽油、柴油标准品价格均累计下调人民币50元/吨。
（3）化工市场
2023年，化工产品市场需求恢复缓慢，供应侧保持高速增长，化工行业仍处于景气周期低谷，国内化工市场主要产品价格同比下跌，大多数化工产品生产利润依然位于历史低位。
（4）天然气市场
2023年，全球天然气市场缓慢复苏，供需基本面趋于宽松，主要市场气价大幅回落，但受到地缘政治和供应链风险扰动，气价宽幅高频波动。受益于中国经济稳步回升等因素，全国天然气消费恢复向好。
据国家统计局、国家发展和改革委员会资料显示，2023年国内天然气产量2,324.3亿立方米，同比增长5.6%；天然气进口量11,997万吨，同比增长9.9%；天然气表观消费量3,945.3亿立方米，同比增长7.6%。
3.1.2 业务回顾
（1）油气和新能源业务
国内油气业务
2023年，本集团国内油气业务推进高效勘探，努力提升经济可采储量，在鄂尔多斯、塔里木、四川、渤海湾等重点盆地取得一批重大突破和重要发现，顺利实施深地塔科1井、川科1井两口万米科探井；强化老油气田稳产和新区效益建产，原油产量保持稳中有增，天然气产量继续较快增长，天然气产量占油气当量的比例持续提升。2023年，国内油气业务实现原油产量773.7百万桶，比上年同期的767.4百万桶增长0.8%；可销售天然气产量4,739.0十亿立方英尺，比上年同期的4,471.3十亿立方英尺增长6.0%；油气当量产量1,563.5百万桶，比上年同期的1,512.6百万桶增长3.4%。
海外油气业务
2023年，本集团海外油气业务加强集中勘探，在乍得多赛欧坳陷、滨里海东缘获得新发现；突出生产组织优化，推进油气高效开发；积极参与“一带一路”共建，完成卡塔尔北方气田扩容项目、伊拉克西古尔纳1项目作业权移交协议签约，海外油气业务结构、资产结构和区域布局持续优化。2023年，海外油气业务实现原油产量163.4百万桶，比上年同期的138.8百万桶增长17.7%；可销售天然气产量193.4十亿立方英尺，比上年同期的203.7十亿立方英尺下降5.1%；油气当量产量195.7百万桶，比上年同期的172.8百万桶增长13.2%，占本集团油气当量产量11.1%。
2023年，本集团原油产量937.1百万桶，比上年同期的906.2百万桶增长3.4%；可销售天然气产量4,932.4十亿立方英尺，比上年同期的4,675.0十亿立方英尺增长5.5%，油气当量产量1,759.2百万桶，比上年同期的1,685.4百万桶增长4.4%。截至报告期末，本集团拥有石油和天然气（含煤层气）探矿权、采矿权总面积235.5百万英亩，其中探矿权面积192.6百万英亩，采矿权面积42.9百万英亩；正在钻探的净井数为278口。报告期内完成的多层完井数为4,870口。
新能源业务
新能源业务实现规模化跨越式发展，积极推动新疆、青海、吉林、黑龙江等地区新能源项目落地，2023年风电光伏发电量22亿千瓦时，新增风光发电装机规模370万千瓦；累计地热供暖面积超3,500万平方米，新签地热供暖合同面积超4,000万平方米；高纯氢总产能达到6,600吨/年。塔里木油田建成110万千瓦光伏电站，华北油田建成北京首个中深层地热供暖示范项目，玉门油田建成电解水制氢项目。新能源开发利用能力达到1,150万吨标煤/年；碳捕集、利用和封存（CCUS）注入二氧化碳159.2万吨。
油气和新能源分部主要数据
(a) 原油按1吨=7.389桶，天然气按1立方米=35.315立方英尺换算。
（2）炼油化工和新材料业务
2023年，本集团炼油化工和新材料业务抢抓市场恢复有利时机，全力提升加工负荷，持续优化产品结构，不断提高炼油特色产品和高端化工产品比例，石油焦、润滑油基础油、化工新材料产量大幅增长，乙烯、对二甲苯（PX）产品产量持续提升；坚持“基础+高端”发展思路，优化运营机制和营销模式，充分发挥“中油e化”平台作用，加大化工产品营销力度；深入推进转型升级，重点项目建设有序推进，广东石化炼化一体化项目一次投产成功并投入商业运营，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稳步推进。2023年，本集团加工原油1,398.8百万桶，比上年同期的1,212.7百万桶增长15.3%，其中加工本集团油气业务生产的原油697.7百万桶，占比49.9%，产生了良好的协同效应；生产成品油12,273.6万吨，比上年同期的10,535.4万吨增长16.5%；化工产品商品量3,430.8万吨，比上年同期增长8.7%，乙烯、合成树脂产量分别比上年同期增长7.8%、8.3%，化工新材料产量137.0万吨，比上年同期增长60.0%。
炼油化工和新材料分部主要数据
(a) 原油按1吨=7.389桶换算。
(b) 煤油产量增幅较大，主要是由于2023年随着航空出行市场恢复，航空煤油需求大幅增加。
（3）销售业务
国内业务
2023年，本集团国内销售业务强化产销协同，优化资源配置，保障了原油产业链顺畅运行；创新批发与零售一体化运作方式，努力提升成品油销量和市场占有率，不断增强营销创效能力。稳步推进终端销售业务绿色低碳转型，成功收购普天新能源有限责任公司，积极开展加氢站、充换电站、光伏站等建设布局。大力发展非油业务，非油业务毛利继续大幅增长。
国际贸易业务
2023年，本集团国际贸易业务持续完善业务布局和网络建设，优化成品油和化工产品出口，努力推进产业链价值最大化。
2023年，本集团共销售汽油、煤油、柴油16,579.8万吨，比上年同期的15,064.9万吨增长10.1%，其中国内销售汽油、煤油、柴油12,338.6万吨，比上年同期的10,516.4万吨增长17.3%。
销售分部主要数据
(a) 煤油销量增幅较大，主要是由于2023年随着航空出行市场恢复，航空煤油需求大幅增加。
（4）天然气销售业务
2023年，本集团天然气销售业务持续优化进口气资源池，合理安排天然气进口节奏，有效控制进口气成本；持续优化资源配置，加大高端高效市场和终端市场开发力度；采取积极市场营销策略，努力提升营销质量和效益。
2023年，本集团销售天然气2,735.48亿立方米，比上年同期的2,602.84亿立方米增长5.1%，其中国内销售天然气2,197.57亿立方米，比上年同期的2,070.96亿立方米增长6.1%。
3.1.3 经营业绩回顾
以下讨论与分析应与本集团年度报告及其他章节所列之本集团经审计的财务报表及其附注同时阅读，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。下表列示了本集团2023年及2022年主要产品对外销售数量、平均实现价格以及各自的变化率：
(a) 原油为本集团全部外销原油。
(b) 天然气为本集团全部外销天然气，平均实现价格下降主要由于海外转口贸易价格降幅较大。
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。
(a) 海外业务不构成本集团独立的经营分部，海外业务的各项财务数据已包含在前述各相关经营分部财务数据中。
（3）资产、负债及权益情况
下表列示本集团合并资产负债表中主要项目：
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。
下表列出了本集团2023年和2022年的现金流量以及各个年末的现金及现金等价物：
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。
下表列出了本集团于2023年12月31日和2022年12月31日的债务净额：
下表依据财务状况表日剩余合同的最早到期日列示了债务的到期期限分析，列示的金额为未经折现的合同现金流量，包括债务本金和利息：
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%。2023年12月31日的债务中，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%。下表列出了2023年和2022年本集团资本性支出情况以及2024年各业务分部的资本性支出预测值。
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，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，主要用于福建液化天然气（“LNG”）接收站及外输管道、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
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。
3.1.4 未来展望
2024年，预计世界经济将保持缓慢复苏态势，呈现一定的韧性；国际油气市场供需边际宽松，国际原油平均价格将小幅下降。中国经济将保持长期向好的态势，全年国内生产总值（GDP）增长预期目标为5%左右。国内成品油市场将呈现供需双增局面，竞争依然激烈；天然气市场需求保持较快增长势头。面对机遇和挑战，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，持续优化生产经营，深入推进提质增效，保持油气两大产业链安全、平稳、高效运行，不断夯实公司发展根基；积极把握能源转型和市场机遇，稳妥推进战略转型，优化调整业务布局，加快发展新能源新材料业务，增强公司长远发展能力，持续为股东创造价值。
在油气和新能源业务方面，本集团国内油气业务将坚持高效勘探、效益开发，突出七大盆地，不断发现评价优选潜在目标，持续加强风险勘探；抓好深地塔科1井、川科1井钻探实施；围绕海相碳酸盐岩、碎屑岩岩性地层、前陆冲断带、非常规油气、火山岩、战略新区等六大领域，强化地质综合评价和目标论证，努力寻找战略性发现和突破；抓好鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔等规模增储领域集中勘探，提高勘探效率效益；突出抓好老油气田稳产和新区效益建产，努力实现增储上产。国际油气业务将进一步优化资产结构，加大优质新项目开发力度，加快低效资产处置；抓好乍得和哈萨克斯坦阿克纠宾项目集中勘探，努力实现规模效益增储。新能源业务将加快推动青海、新疆、内蒙古、松辽新能源大基地建设，抓好风光发电、气电、地热、氢能、CCUS等项目布局落地，提高清洁电力指标转化率和并网率。2024年，本集团计划原油产量为909.2百万桶，可销售天然气产量为5,142.6十亿立方英尺，油气当量合计为1,766.3百万桶。
在炼油化工和新材料业务方面，本集团将坚持以市场为导向，动态优化加工路线和产品方案，灵活调整产品结构，努力增产高效炼油产品；优化提升乙烯线、芳烃线加工负荷，强化新产品开发；加快发展化工新材料业务，不断提高化工新材料产量；加大化工产品营销力度，持续提升客户服务水平，做好新增产能市场布局，大力开拓高端市场，加大海外市场开发力度；坚持高端化、智能化、绿色化方向，深入推进炼油化工业务转型升级，加快推动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转型升级项目建设，积极开展智能工厂和绿色企业建设，积极推动炼化业务迈向产业链中高端。2024年，本集团计划原油加工量为1,403.9百万桶。
在销售业务方面，本集团将强化市场分析预测，提高资源配置效率，加强批发零售一体化营销，进一步提升成品油销售量特别是纯枪销售量，努力增强成品油销售创效能力；持续完善加油加气站、充换电站、加氢站、光伏站等终端网络建设，深入打造“人·车·生活”生态圈。深化油卡非气电一体化发展，推进业务协同和线上线下一体化营销，提升非油业务创效水平。优化国际贸易体系和服务网络，积极开拓成品油出口市场，推动产业链价值最大化。
在天然气销售业务方面，本集团将突出市场化营销，深化精益管理，统筹资源筹措和需求对接，持续优化销售机制，逐步构建多品种合同模式。发挥批发零售协同优势，强化高端高效项目开发，努力提高终端销售量。加大线上交易和顺价销售力度，不断提升销售效益。有序推进福建LNG接收站及外输管道工程、江苏LNG储罐扩建及支线管道建设。
3.2 其他财务信息
（1）按中国企业会计准则编制的财务数据
变动原因分析参见3.1.3中（3）部分内容。
（2）按中国企业会计准则分行业情况表
(a) 毛利率=主营业务利润/主营业务收入。
(b) 总部及其他主营业务收入增幅较大主要是由于本集团科研业务收入大幅增加。
（3）按中国企业会计准则主要子公司、参股公司情况
3.3 2023年度末期股息分配安排
经统筹考虑公司经营业绩、财务状况、现金流量等情况，为回报股东，董事会建议向全体股东派发2023年末期股息每股人民币0.23元（含适用税项）的现金红利，总派息额约人民币420.95亿元。拟派发的末期股息须经股东于2023年年度股东大会上审议通过。H股末期股息将派发予2024年6月25日收市后登记在本公司股东名册的全体H股股东。本公司将于2024年6月20日至2024年6月25日（包括首尾两天）暂停办理H股股份过户登记手续。若要取得末期股息资格，H股股东必须将所有股票过户文件连同有关股票于2024年6月19日下午4时30分或之前送达香港证券登记有限公司，香港湾仔皇后大道东183号合和中心1712-1716号铺。截至2024年6月25日下午上海证券交易所收市后，在中国证券登记结算有限责任公司（“中国结算”）登记在册的本公司全体A股股东可获得本次派发的股息。A股及H股2023年度末期股息将分别于2024年6月26日及2024年7月29日左右支付。
根据《中国石油天然气股份有限公司章程》及相关法律、法规规定，本公司以人民币向股东宣布股息。A股的股息以人民币支付，对于香港联交所投资者投资的上海证券交易所本公司A股股票，本公司将通过中国结算按股票名义持有人账户以人民币派发股息。除上海证券交易所投资者及深圳证券交易所投资者投资的香港联交所本公司H股股票（“港股通H股”）外，本公司H股股息以港币支付，适用的汇率为2023年年度股东大会宣派股息日前一星期中国人民银行公布的人民币兑港币中间价的平均值；港股通H股股息将以人民币支付，本公司将根据与中国结算签订的《港股通H股股票现金红利派发协议》，由中国结算作为港股通H股投资者名义持有人接收本公司派发的港股通H股股息，并由中国结算协助将港股通H股股息发放给港股通H股投资者。
对于持有本公司 A 股股份的个人股东和证券投资基金，根据《关于实施上市公司股息红利差别化个人所得税政策有关问题的通知》（财税〔2012〕85 号）以及《关于上市公司股息红利差别化个人所得税政策有关问题的通知》（财税〔2015〕101号）的有关规定，本公司派发股息红利时，其持股期限超过1年的，暂免征收个人所得税；其持股期限在1年以内（含1年）的，暂不扣缴个人所得税。持有本公司A股股份的个人股东和证券投资基金在股权登记日后转让股票时，中国结算上海分公司将根据其持股期限计算实际应纳税额，由证券公司等股份托管机构从其个人资金账户中扣收并划付中国结算上海分公司。具体实际税负为：股东持股期限（指从公开发行和转让市场取得本公司股票之日至转让交割该股票之日前一日的持续时间）在1个月以内（含1个月）的，其股息红利所得全额计入应纳税所得额，实际税负为20%；持股期限在1个月以上至1年（含1年）的，其股息红利所得暂减按50%计入应纳税所得额，实际税负为10%；持股期限超过1年的，其股息红利所得暂免征收个人所得税。
对于持有本公司A股股份的合格境外机构投资者（QFII）股东，根据国家税务总局于2009年1月23日颁布的《关于中国居民企业向QFII支付股息、红利、利息代扣代缴企业所得税有关问题的通知》（国税函〔2009〕47号）（“《国税函〔2009〕47号通知》”）的有关规定，由本公司按照10%的税率代扣代缴企业所得税；如相关股东认为其取得的股息收入需要享受任何税收协定（安排）待遇的，股东可按照《国税函〔2009〕47号通知》的规定在取得股息后自行向主管税务机关提出申请。
根据自2008年1月1日起施行并于2017年2月24日及2018年12月29日修订的《中华人民共和国企业所得税法》及其实施条例，本公司向名列于H股股东名册上的非居民企业股东派发股息时，有义务代扣代缴企业所得税，税率为10%。任何以非个人股东名义，包括以香港中央结算（代理人）有限公司、其他代理人或受托人、其他组织及团体名义登记的股份皆被视为非居民企业股东所持的股份，因此，其应得股息将被扣除企业所得税。如H股股东需要更改股东身份，请向代理人或信托机构查询相关手续。本公司将严格依法或根据政府相关部门的要求，并依照截至2024年6月25日的本公司H股股东名册代扣代缴企业所得税。
根据国家税务总局《关于国税发〔1993〕045号文件废止后有关个人所得税征管问题的通知》（国税函〔2011〕348号）规定，对于H股个人股东，应由本公司代扣代缴股息个人所得税；同时H股个人股东可根据其居民身份所属国家与中国签署的税收协议及内地和香港（澳门）间税收安排的规定，享受相关税收优惠。本公司将按10%税率代为扣缴H股个人股东为香港、澳门居民以及其他与中国协议股息税率为10%的国家居民的个人所得税。如果H股个人股东为与中国协议股息税率低于10%的国家居民，本公司将按照国家税务总局《关于发布〈非居民纳税人享受协定待遇管理办法〉的公告》（国家税务总局公告2019年第35号）代为办理享受有关协议优惠待遇申请。如果H股个人股东为与中国协议股息税率高于10%但低于20%的国家居民，本公司将按协议的实际税率扣缴个人所得税。如果H股个人股东为与中国并无达成任何税收协议的国家居民或与中国协议股息税率为20%的国家居民或属其他情况，本公司将按20%税率扣缴个人所得税。
本公司将以2024年6月25日本公司股东名册上所记录的登记地址（“登记地址”）为基准来认定H股个人股东的居民身份，并据此代扣代缴个人所得税。如果H股个人股东的居民身份与登记地址不一致，H股个人股东须于2024年6月19日下午4时30分或之前通知本公司的H股股份过户登记处并提供相关证明文件，联系方式如下：香港证券登记有限公司，香港湾仔皇后大道东183号合和中心1712-1716号铺。对于H股个人股东在上述期限前未能向本公司的H股股份过户登记处提供相关证明文件的，本公司将根据2024年6月25日所记录的登记地址来认定H股个人股东的居民身份。
对于任何因股东身份未能及时确定或确定不准而提出的任何要求或对代扣代缴安排的争议，本公司将不承担责任，亦不会予以受理。
根据2014年11月17日起施行的《财政部、国家税务总局、证监会关于沪港股票市场交易互联互通机制试点有关税收政策的通知》（财税〔2014〕81号）以及2016年12月5日起施行的《财政部、国家税务总局、证监会关于深港股票市场交易互联互通机制试点有关税收政策的通知》（财税〔2016〕127号），对于内地个人投资者通过沪港通、深港通投资香港联交所上市的本公司H股取得的股息红利，本公司将根据中国结算提供的内地个人投资者名册按照20%的税率代扣个人所得税。个人投资者在国外已缴纳的预提税，可持有效扣税凭证到中国结算的主管税务机关申请税收抵免。本公司对内地证券投资基金通过沪港通、深港通投资香港联交所上市的本公司H股股票取得的股息红利所得，比照个人投资者征税。本公司对内地企业投资者不代扣股息红利所得税款，应纳税款由内地企业自行申报缴纳。
对于香港联交所投资者（包括企业和个人）投资上海证券交易所本公司A股取得的股息红利，本公司按照10%的税率代扣所得税，并向主管税务机关办理扣缴申报。对于香港投资者中属于其他国家税收居民且其所在国与中国签订的税收协定规定股息红利所得税率低于10%的，企业或个人可以自行或委托代扣代缴义务人，向本公司主管税务机关提出享受税收协定待遇的申请，主管税务机关审核后，按已征税款和根据税收协定税率计算的应纳税款的差额予以退税。
4 重要事项
4.1 中国政府印发《矿业权出让收益征收办法》
2023年3月24日，财政部、自然资源部、国家税务总局印发《矿业权出让收益征收办法》（财综〔2023〕10号），为进一步健全矿产资源有偿使用制度，规范矿业权出让收益征收管理，对石油、天然气等矿种，按矿业权出让收益率形式向矿业权人征收矿业权出让收益，自2023年5月1日起施行。
该事项不影响本集团业务的连续性及管理层的稳定性。
4.2 中国政府进一步明确部分成品油消费税政策执行口径
2023年6月30日，财政部、国家税务总局印发《关于部分成品油消费税政策执行口径的公告》（财政部 税务总局公告2023年第11号），明确自公告发布之日起，对烷基化油（异辛烷）按照汽油征收消费税，对石油醚、粗白油、轻质白油、部分工业白油（5号、7号、10号、15号、22号、32号、46号）按照溶剂油征收消费税，对混合芳烃、重芳烃、混合碳八、稳定轻烃、轻油、轻质煤焦油按照石脑油征收消费税，对航天煤油参照航空煤油暂缓征收消费税。
该事项不影响本集团业务的连续性及管理层的稳定性，有利于本集团持续健康发展和经营成果持续向好。
4.3 中国政府继续实施页岩气减征资源税优惠政策
2023年9月20日，财政部、国家税务总局印发《关于继续实施页岩气减征资源税优惠政策的公告》（财政部 税务总局公告 2023年第46号），明确在2027年12月31日之前，继续对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%。
该事项不影响本集团业务的连续性及管理层的稳定性，有利于本集团持续健康发展和经营成果持续向好。
5 财务报告
5.1 与上一会计期间相比，会计政策、会计估计和核算方法发生变化的具体说明
√适用 □不适用
5.1.1 中国企业会计准则变化及影响
财政部于2022年颁布了解释16号，本集团及本公司自2023年1月1日起施行解释16号中与单项交易产生的资产和负债相关的递延所得税不适用初始确认豁免的会计处理相关规定，将累积影响数调整财务报表列报最早期间的期初留存收益及其他相关财务报表项目。对于2022年1月1日至施行日之间存在的符合解释16号所述的单项交易，本集团及本公司进行追溯调整，2022年度的比较财务报表已相应重列。除上述影响外，上述修订对本集团及本公司财务报表无重大影响。
有关单项交易产生的资产和负债相关递延所得税不适用初始确认豁免的会计处理
5.1.2 国际财务报告会计准则变化及影响
国际会计准则理事会发布了以下对国际财务报告会计准则的修订，这些修订在本集团当前会计期间首次生效：
· 对《国际财务报告准则第17号——保险合同》的修订；
· 对《国际会计准则第1号——财务报表列报》以及《国际财务报告准则实务公告第2号》的修订；
· 对《国际会计准则第8号——会计政策、会计估计变更和差错更正》关于“会计估计定义”的修订；
· 对《国际会计准则第12号——国际税收改革》关于《支柱二立法模板》的修订；
· 对《国际会计准则第12号——所得税》关于“单项交易产生的资产和负债相关的递延所得税”的修订。
《国际会计准则第12号——所得税》关于与单项交易产生的资产和负债相关的递延所得税的修订
国际会计准则理事会已对《国际会计准则第12号——所得税》作出修订，要求公司对在初始确认时产生等额应纳税暂时性差异和可抵扣暂时性差异的特定交易确认递延所得税资产和负债。
此修订要求公司于所列示最早比较期间的期初就与下列项目相关的所有可抵扣暂时性差异（以很可能取得用于抵扣可抵扣暂时性差异的应纳税所得额为限）和应纳税暂时性差异分别确认一项递延所得税资产和一项递延所得税负债：
· 使用权资产和租赁负债；
· 弃置/恢复环境及类似义务相关的负债，以及与之相对应确认为相关资产成本一部分的资产金额。
并于该日期将首次采用该等修订的累积影响确认为对留存收益（或权益的其他组成部分，如适用）期初余额的调整。
此修订对财务报表的影响汇总如下：
除上述影响外，这些修订均未对本集团本期或前期的经营业绩和财务状况，在年度财务报表中的编制或列报中产生重大影响。
5.2 重大会计差错的内容、更正金额、原因及其影响
□适用 √不适用
5.3 与最近一期年度报告相比，合并范围发生变化的具体说明
□适用 √不适用
5.4 董事会、监事会对会计师事务所“非标准审计报告”的说明
□适用 √不适用
5.5 披露比较式资产负债表、利润表
5.5.1 按国际财务报告会计准则编制的财务报表
（1）合并综合收益表
（2）合并财务状况表
（3）按照国际财务报告会计准则编制的部分财务报表附注
（i）营业收入
营业收入是指销售原油、天然气、炼油及化工产品、非油产品等，以及输送原油和天然气所得的收入。合同收入主要于某一时点确认。
（下转D92版）
