证券时报多媒体数字报

  １ 重要提示

  １．１ 中国石油天然气股份有限公司（以下简称“本公司”）董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证本报告摘要所载资料不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。

  本年度报告摘要摘自二零一一年度报告全文，投资者欲了解详细内容，应仔细阅读本公司二零一一年年度报告全文。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（以下简称“香港联交所”）网站（网址ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｈｋｅｘ．ｃｏｍ．ｈｋ）及本公司网站（网址ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ）。

  １．２ 本年度报告摘要已经本公司第五届董事会第四次会议审议通过，所有董事均保证本年度报告摘要内容真实、准确、完整，不存在异议。

  １．３ 本公司非执行董事喻宝才先生、执行董事冉新权先生和独立非执行董事Ｆｒａｎｃｏ Ｂｅｒｎａｂè先生因故未能参加本公司第五届董事会第四次会议，已分别书面委托非执行董事李新华先生、汪东进先生和独立非执行董事崔俊慧先生出席会议并代为行使表决权。

  １．４ 本公司及其附属公司（以下简称“本集团”）分别按中国企业会计准则及国际财务报告准则编制财务报告。本集团按中国企业会计准则及国际财务报告准则编制的二零一一年度财务报告已分别经普华永道中天会计师事务所有限公司和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 本公司不存在大股东非经营性资金占用情况。

  １．６ 本公司董事长蒋洁敏先生、副董事长兼总裁周吉平先生、财务总监兼会计机构负责人周明春先生保证本年度报告中财务报告的真实、完整。

  ２ 公司基本情况

  ２．１ 本公司基本情况简介

  ■

  ２．２ 本公司联系人和联系方式

  ■

  ３ 会计数据和财务指标摘要

  ３．１ 按国际财务报告准则编制的主要会计数据及财务指标

  单位：人民币百万元

  ■

  ３．２ 按中国企业会计准则编制的主要会计数据及财务指标

  ３．２．１ 主要会计数据

  单位：人民币百万元

  ■

  ３．２．２ 主要财务指标

  ■

  ３．２．３ 非经常性损益项目

  √适用 □不适用

  单位：人民币百万元

  ■

  ４ 股东持股情况和控制框图

  ４．１ 股东数量和持股情况

  ２０１１年１２月３１日，本公司的股东数量为１，１０１，５７２名，其中境内Ａ股股东１，０９３，１８７名，境外Ｈ股记名股东８，３８５名（包括美国存托证券股东３１６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》（以下简称“《联交所上市规则》”）规定。

  ■

  ■

  ４．２ 根据香港《证券及期货条例》披露主要股东持股情况

  据董事所知，于２０１１年１２月３１日，除本公司董事、监事或高级管理人员以外，以下人士在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：

  ■

  注：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。

  中国石油集团被视为拥有Ｆａｉｒｙ Ｋｉｎｇ Ｉｎｖｅｓｔｍｅｎｔｓ Ｌｉｍｉｔｅｄ持有的Ｈ股。

  ② ＪＰＭｏｒｇａｎ Ｃｈａｓｅ ＆ Ｃｏ．通过若干附属公司，在本公司的Ｈ股中享有利益，其中１８０，８５２，１４８股Ｈ

  股（好仓）及９１，４６１，９９０股Ｈ股（淡仓）以实益拥有人身份持有；１２１，５６２，７０２股Ｈ股（好仓）以投资

  经理的身份持有；８９０，７３６，０５３股Ｈ股（好仓）以保管机构／核准借出代理人的身份持有。上述

  １，１９３，１５０，９０３股Ｈ股（好仓）权益已包括以实益拥有人、投资经理、保管机构／核准借出代理人身

  份持有的利益。

  ③ Ｂｌａｃｋｒｏｃｋ， Ｉｎｃ．通过若干附属公司，在本公司的Ｈ股中享有利益，其中１，１２０，６１７，３８２股Ｈ股（好

  仓）及１０８，０４７，３８５股Ｈ股（淡仓）以大股东所控制的法团的权益身份持有。

  于２０１１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。

  ４．３ 公司与实际控制人之间的产权及控制关系的方框图

  ■

  注：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。

  ５ 董事会报告

  ５．１ 管理层讨论与分析

  ２０１１年，面对复杂多变的宏观经济形势，本集团平稳组织生产经营，加快发展方式转变，国内业务全面发展，海外战略成效显著，公司价值稳步提升，实现营业额人民币２０，０３８．４３亿元，同比上升３６．７％。受国内成品油价格宏观调控、进口天然气进销价格倒挂以及税费增幅较大等因素影响，２０１１年本集团归属于母公司股东的净利润为人民币１，３２９．６１亿元，同比下降５．０％。

  ５．１．１ 市场回顾

  （１） 原油市场

  ■

  ２０１１年国际石油市场整体呈现供给略小于需求、原油价格高位震荡的特点。受中东北非局势动荡、日本地震、伊朗核问题等多重因素影响，国际油价总体震荡攀升，全年北海布伦特原油均价为１１１．２７美元／桶，同比上涨３１．８０美元／桶，涨幅约４０％，创１８５９年世界工业诞生以来涨幅最高记录。ＷＴＩ原油与世界其他主要油种价格走势分化，与布伦特原油的逆价差创历史新高。全年ＷＴＩ原油均价为９５．４２美元／桶。

  据有关资料统计，２０１１年国内累计生产原油２．０１亿吨，与上年同期基本持平；全年原油净进口量２．５亿吨，同比增长约６％。

  （２） 成品油市场

  ２０１１年国内经济增幅温和回落，受此影响国内成品油消费增速逐季放缓。据有关资料统计，全年国内成品油表观消费量为２．４２亿吨，同比增长４．５％；原油加工量４．０７亿吨，同比增长３．４％。成品油产量２．４７亿吨，同比增长３．８％，与需求增速基本一致，其中汽油７，５５８万吨，同比增长４．３％，柴油１５，３０２万吨，同比增长３．０％，煤油１，８６０万吨，同比增长８．６％。２０１１年中国政府两升一降三次调整成品油价格，较２０１０年年底，汽油、柴油标准品价格分别累计上涨了人民币５５０元／吨和人民币４５０元／吨。

  （３） 化工市场

  ２０１１年，世界主要经济体经济增速下滑，化工产品出口需求萎缩；中国国内实施稳健的货币政策，部分下游企业资金紧张，国内化工产品需求减少。受国内外需求低迷影响，化工产品价格振荡走低，毛利空间不断压缩，特别是２０１１年１０月份以来，化工产品价格大幅下滑，化工业务效益下降。

  （４） 天然气市场

  ２０１１年国内天然气产量稳定增长，中亚天然气、液化天然气（ＬＮＧ）进口量持续扩大，资源供应大幅增加；国内天然气需求量较快增长，消费市场进一步扩展，供需总体平衡。据有关资料统计，２０１１年国内生产天然气１，０１１亿立方米，同比增长６．３％。

  ５．１．２ 业务回顾

  （１） 勘探与生产业务

  勘探业务

  ２０１１年，本集团继续实施储量增长高峰期工程，坚持精细地质综合研究，大力推行勘探开发一体化，在主要探区获得了多项重要发现和重大突破，全年油气当量储量替换率为１．０３，资源基础更加坚实。

  柴达木英东构造新增控制石油地质储量１亿吨，为本集团立足柴西南寻找优质规模储量打下基础；鄂尔多斯天然气勘探在靖边西部和南部新增控制地质储量，拓展下古生界勘探新领域。此外，本集团在鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地和北部湾盆地等地区也取得了重要进展。

  开发与生产业务

  ２０１１年，本集团持续开展油田开发基础年活动和注水专项管理，积极组织老油田稳产，主要开发指标持续好转，综合含水率上升得到有效控制，油田稳产基础进一步夯实。加大新区产能建设力度，优化开发技术路线，持续推进地面建设标准化，新井单井产量同比有所上升。各油气田严格生产管理，科学组织生产运行，保持原油产量稳中有增。国内外合作和技术攻关成效明显，非常规油气业务有序推进。

  大庆油田克服开发难度加大等不利因素影响，加快转变发展方式，优化油田开发部署，全年生产原油４，０００万吨、天然气３１亿立方米，在连续２７年实现５，０００万吨原油稳产之后，又连续第９年实现４，０００万吨原油稳产；长庆油田精心组织生产运行，着力提高开发水平，全年油气当量产量达到４，０６０万吨，油气产量实现历史性跨越。

  海外油气业务

  ２０１１年，本集团积极应对复杂的国际能源竞争环境，对外合作不断扩展，五大油气合作区战略布局基本完成，合作领域逐步向油气并举、上下游一体化、非常规油气项目拓展，国际业务进入规模有效发展的新阶段。与英国石油公司（ＢＰ）合作的伊拉克鲁迈拉项目进入投资和费用回收阶段并提取原油，日均产量达到１１９万桶。哈法亚项目进展顺利，地震、钻井和地面产能建设等工作全面展开。澳大利亚Ａｒｒｏｗ项目有序推进，２０１１年９月签订协议收购从事煤层气勘探和开发业务的Ｂｏｗ Ｅｎｅｒｇｙ Ｌｉｍｉｔｅｄ。２０１１年，本集团海外油气当量产量为１２０．８百万桶，比上年同期增长１８．２％，国际业务对公司的贡献显著增加。

  ２０１１年，本集团原油总产量８８６．１百万桶，比上年同期增长３．３％；可销售天然气产量２，３９６．４十亿立方英尺，比上年同期增长７．９％；油气当量产量１，２８５．６百万桶，比上年同期增长４．７％。

  勘探与生产运营情况

  ■

  注：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） 炼油与化工业务

  ２０１１年，本集团炼油与化工业务坚持以市场为导向调整产品结构，统筹优化资源配置，加强生产运行管理，并以对标管理推进精细化管理，主要技术经济指标持续改善，轻油收率、乙烯收率保持国内领先。化工销售业务围绕市场需求，增产适销对路产品，努力降本增效。２０１１年本集团加工原油９８４．６百万桶，原油加工负荷率达到９２．０％，生产８，７１５．０万吨汽油、柴油和煤油。

  炼化布局战略性结构调整稳步推进。辽阳石化炼油改扩建工程、宁夏石化炼油扩能改造项目、克拉玛依石化、锦州石化油品质量升级项目建成投产，抚顺石化千万吨炼油项目主体装置建成。广东石化、云南石化前期工作取得阶段性进展。目前，本集团已形成七大千万吨级炼油基地、四大乙烯生产基地和一批特色炼化企业。

  炼油与化工生产情况

  ■

  注：原油按１吨＝７．３８９桶换算

  （３） 销售业务

  国内业务

  ２０１１年，本集团成品油销售业务准确把握市场走势，科学制定营销策略，有效组织资源调运投放，积极优化销售结构，努力提升零售比例，销售质量进一步改善，盈利能力得到增强。２０１１年零售市场份额达到３９．２％，同比增加０．８个百分点，市场份额稳步提升。持续加大营销网络开发力度，稳步推进城区加油站、高速公路加油站等高效市场和战略市场建设，全年新开发加油站１３００余座。２０１１年本集团销售汽油、煤油、柴油１．４６亿吨，同比增长２０．４％。

  销售业务情况

  ■

  国际贸易业务

  ２０１１年，本集团国际贸易规模持续快速稳健增长，全球资源配置能力显著提高，围绕亚洲、欧洲、美洲三大油气运营中心进行全球化贸易网络布局，不断丰富贸易手段，稳步推进仓储设施建设，国际化运营水平进一步提升。亚洲油气运营中心逐渐完善，充分发挥贸易、加工、仓储和运输四位一体功能，新加坡石油公司（ＳＰＣ）、日本大阪国际炼油公司运营情况良好。完成与英力士集团设立贸易和炼油合资公司的交易，欧洲油气运营中心建设取得实质性进展。

  ２０１１年本集团完成国际贸易量１．４７亿吨，原油、天然气、成品油贸易业务的规模效益大幅增长。

  （４） 天然气与管道业务

  ２０１１年，本集团天然气销售业务有效平衡国内自产气和进口气两种资源，强化产运销衔接，优化管网运行和资源调配，确保了市场安全平稳供气。优化用户结构，加大市场开发力度，天然气供应范围拓展到江西、广东两省，供应省份从２０１０年的２６个增加到２８个，天然气利用业务有效推进，天然气销售量继续保持两位数快速增长。

  ２０１１年，本集团油气战略通道、国内骨干管网和仓储设施建设加快推进。西气东输二线干线工程于２０１１年６月全部建成投产，干线全长４，８４３千米，主要引进土库曼斯坦、哈萨克斯坦等中亚国家的天然气资源。目前，西气东输二线干线已与多条已建管线联网，形成中国天然气干线管道网络，惠及沿途１５个省（市、自治区），对于保障能源供应、优化能源结构、推进节能减排、绿色发展具有重大意义。江苏和大连ＬＮＧ开始向西气东输管网和东北地区供气，有力促进区域能源结构调整和天然气来源多元化的实现。

  ２０１１年末，本集团管道总长度为６０，２３２千米，其中：天然气管道长度为３６，１１６千米，原油管道长度为１４，７８２千米，成品油管道长度为９，３３４千米。

  ５．１．３ 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准则编制并经过审计的财务报表。

  （１） 合并经营业绩

  ２０１１年，本集团实现营业额人民币２０，０３８．４３亿元，同比增长３６．７％；实现归属于母公司股东的净利润人民币１，３２９．６１亿元，同比下降５．０％；实现每股基本盈利人民币０．７３元，同比减少人民币０．０３元。

  营业额 ２０１１年本集团的营业额为人民币２０，０３８．４３亿元，比２０１０年的人民币１４，６５４．１５亿元增长３６．７％。主要原因是原油、天然气、汽油、柴油等主要产品价格上升和销售量增加。下表列示了本集团２０１１年及２０１０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：

  ■

  ＊上表原油为本集团全部外销原油。

  经营支出 ２０１１年本集团的经营支出为人民币１８，２１３．８２亿元，比２０１０年的人民币１２，７７６．３８亿元增长４２．６％，其中：

  采购、服务及其他 ２０１１年本集团的采购、服务及其他为人民币１２，２７５．３３亿元，比２０１０年的人民币７，９５５．２５亿元增长５４．３％。主要原因：一是由于本集团油品贸易规模扩大、炼厂进口原油量增加以及国际原油价格大幅上升，综合影响购买支出相应增加；二是为确保向城市居民、公共事业和重点工业用户安全平稳供气，进口中亚天然气、液化天然气（ＬＮＧ）支出增加。

  员工费用 ２０１１年本集团的员工费用（包括员工工资以及社会保险、住房公积金等附加费）为人民币９７１．６２亿元，剔除生产经营规模扩大以及受国家政策影响，社会保险基数提高等因素后，员工费用同比增长９．８％，主要是根据ＣＰＩ增长等因素适当调整了一线员工收入水平。

  勘探费用 ２０１１年本集团的勘探费用为人民币２３９．０８亿元，比２０１０年的人民币２２９．６３亿元增长４．１％，主要是由于为了进一步巩固油气资源基础，本集团继续加大油气勘探力度。

  折旧、折耗及摊销 ２０１１年本集团的折旧、折耗及摊销为人民币１，３８０．７３亿元，比２０１０年的人民币１，１３２．０９亿元增长２２．０％，主要原因：一是受本集团资本性支出规模增长影响，固定资产平均原值及油气资产平均净值增加，使得本报告期计提折旧折耗相应增加；二是报告期内本集团对炼化装置计提减值准备增加。

  销售、一般性和管理费用 ２０１１年本集团的销售、一般性和管理费用为人民币６９９．６９亿元，比２０１０年的人民币７４２．３９亿元下降５．８％。剔除运费核算口径变动影响，比上年同期增长１１．７％，主要是由于本报告期炼化修理费增加以及业务扩大增加租赁、仓储费用。

  除所得税外的其他税赋 ２０１１年本集团除所得税外的其他税赋为人民币２，６６３．４３亿元，比２０１０年的人民币１，８４２．０９亿元增长４４．６％，其中：

  石油特别收益金从２０１０年的人民币５２１．７２亿元增加到２０１１年的人民币１，０２４．５８亿元。虽然自２０１１年１１月１日起，石油特别收益金起征点从４０美元／桶提高至５５美元／桶，但由于本报告期国际油价大幅走高，加之新起征点政策实施对２０１１年度影响仅覆盖２个月（１１月至１２月），２０１１年全年本集团石油特别收益金金额仍有较大幅度增长。关于石油特别收益金的政策调整参见本公告重大事项６．４。

  消费税从２０１０年的人民币８９６．７０亿元增加到２０１１年的人民币９８７．９５亿元，主要是由于本报告期炼厂成品油销售量较上年同期增长。

  资源税从２０１０年的人民币９７．９６亿元增加到２０１１年的人民币１９７．８４亿元，主要是由于中国政府颁布了新的资源税政策，本集团２０１１年度资源税较２０１０年有较大幅度的增长。关于资源税的政策调整参见本公告重大事项６．５。

  其他收入／（支出）净值 ２０１１年本集团其他收入净值为人民币１６．０６亿元，比２０１０年的其他支出净值人民币４１．８９亿元增加人民币５７．９５亿元，主要是由于２０１１年度本集团确认了国家对于进口天然气（包括液化天然气）的进口环节增值税返还。关于增值税返还的具体规定参见本公告重大事项６．３。

  经营利润 ２０１１年本集团经营利润为人民币１，８２４．６１亿元，比２０１０年的人民币１，８７７．７７亿元下降２．８％。

  外汇净损失 ２０１１年本集团外汇净损失为人民币９．３６亿元，比２０１０年的人民币１１．７２亿元下降２０．１％，外汇净损失减少的原因主要是本集团２０１０年底偿还加币贷款。

  利息净支出 ２０１１年本集团利息净支出为人民币８２．１２亿元，比２０１０年的人民币４３．３８亿元增长８９．３％，主要原因：一是为保障生产经营及投资建设所需资金，本集团有息债务增加；二是受国内加息政策影响，本集团融资成本率上升。

  税前利润 ２０１１年本集团税前利润为人民币１，８４２．１５亿元，比２０１０年的人民币１，８９３．０５亿元下降２．７％。

  所得税费用 ２０１１年本集团所得税费用为人民币３８２．５６亿元，比２０１０年的人民币３８５．１３亿元下降０．７％，主要原因是本期应纳税所得额减少。

  本年利润 ２０１１年本集团净利润为人民币１，４５９．５９亿元，比２０１０年的人民币１，５０７．９２亿元下降３．２％。

  归属于非控制性权益的净利润 ２０１１年本集团归属于非控制性权益的净利润为人民币１２９．９８亿元，比２０１０年的人民币１０８．００亿元增长２０．４％，主要是由于２０１１年国际油价同比增幅较大，部分海外上游业务附属公司净利润大幅增长，使得归属于非控制性权益的净利润相应增加。

  归属于母公司股东的净利润 受国内成品油价格宏观调控、进口天然气进销价格倒挂以及税费增幅较大等因素影响，２０１１年本集团归属于母公司股东的净利润为人民币１，３２９．６１亿元，比２０１０年的人民币１，３９９．９２亿元下降５．０％。

  （２） 板块业绩

  勘探与生产

  营业额 ２０１１年勘探与生产板块实现营业额人民币７，７４７．７７亿元，比２０１０年的人民币５，４４８．８４亿元增长４２．２％，主要是由于原油、天然气平均实现价格上升以及销售量增长。２０１１年，勘探与生产板块平均实现原油价格为１０４．２０美元／桶，比２０１０年７２．９３美元／桶增长４２．９％。

  经营支出 ２０１１年勘探与生产板块经营支出为人民币５，５５２．３８亿元，比２０１０年的人民币３，９１１．８１亿元增长４１．９％，其中：采购、服务及其他比上年同期增加人民币７６２．９９亿元，主要是由于本期进口俄油、哈油采购支出增加；除所得税外的其他税赋比上年同期增加人民币７０１．４４亿元，主要是由于本期石油特别收益金及资源税大幅增加。

  ２０１１年本集团油气操作成本为１１．２３美元／桶，比２０１０年的９．９７美元／桶上升１２．６％，剔除汇率变动影响，同比上升７．４％，油气操作成本得到有效控制。

  经营利润 ２０１１年勘探与生产板块抓住原油价格高企的有利时机，积极转变发展方式，持续加强成本费用控制，盈利能力进一步增强，可持续发展的基础更加夯实。实现经营利润人民币２，１９５．３９亿元，比２０１０年的人民币１，５３７．０３亿元增长４２．８％。勘探与生产板块仍是本集团最重要的盈利贡献板块。

  炼油与化工

  营业额 ２０１１年炼油与化工板块营业额为人民币８，４７７．１１亿元，比２０１０年的人民币６，６４７．７３亿元增长２７．５％，增加的主要原因是主要炼化产品价格上升和销售量增加。

  经营支出 ２０１１年炼油与化工板块经营支出为人民币９，０９５．７７亿元，比２０１０年的人民币６，５６９．２６亿元增长３８．５％，其中：采购、服务及其他比上年同期增加２，３０１．７０亿元，主要是由于炼厂进口原油量增加及国际原油价格上涨；除所得税外的其他税赋比上年同期增加人民币１００．２４亿元，主要是由于消费税比上年同期增加。

  炼油单位现金加工成本为人民币１４６．２７元／吨，与上年同期人民币１４４．０４元／吨基本持平。

  经营利润 ２０１１年，受国际原油价格高位运行，国内成品油价格宏观调控及化工市场需求下行的影响，炼油与化工板块经营亏损人民币６１８．６６亿元，其中炼油业务经营亏损人民币６００．８７亿元，化工业务经营亏损人民币１７．７９亿元。

  销售

  营业额 ２０１１年销售板块营业额为人民币１６，９３１．３０亿元，比２０１０年的人民币１１，３４５．３４亿元增长４９．２％，增加的主要原因是成品油价格上升、销售量增加及油品贸易业务收入增加。

  经营支出 ２０１１年销售板块经营支出为人民币１６，７２４．７７亿元，比２０１０年的人民币１１，１８５．７８亿元增长４９．５％，其中：采购、服务及其他比上年同期增加人民币５，５８０．１１亿元，增加的主要原因是油品贸易业务支出增加。

  经营利润 ２０１１年销售板块敏锐把握市场机遇，科学组织营销，扩大销售规模，提升销售质量，实现经营利润人民币２０６．５３亿元，比２０１０年的人民币１５９．５６亿元增长２９．４％。

  天然气与管道

  营业额 天然气与管道板块营业额人民币１，７３０．５８亿元，比２０１０年的人民币１，１７０．４３亿元增长４７．９％。增长的主要原因：一是天然气销售量、输气量增加及天然气与管道板块持续优化销售结构，工业用气占销气量比重上升；二是２０１０年６月１日起中国政府提高了陆上天然气出厂基准价格人民币０．２３元／立方米；三是城市燃气及液化石油气（ＬＰＧ）等业务销售收入增加。

  经营支出 ２０１１年天然气与管道板块经营支出人民币１，５７５．２８亿元，比２０１０年的人民币９６６．２８亿元增长６３．０％，其中：采购、服务及其他比上年同期增加人民币５６７．２３亿元，主要是由于为确保向城市居民、公共事业和重点工业用户安全平稳供气，天然气与管道板块全年进口中亚天然气１５５．３亿立方米、液化天然气（ＬＮＧ）１８．３亿立方米，购买支出增加。折旧折耗及摊销比上年同期增加人民币４３．７６亿元，主要是由于西气东输二线干线等重点工程投产，计提折旧折耗相应增加。

  经营利润 ２０１１年，天然气与管道板块实现经营利润人民币１５５．３０亿元，受进口天然气亏损增大及重点工程集中转资增加折旧影响，经营利润比上年同期人民币２０４．１５亿元下降２３．９％，其中销售进口天然气、液化天然气（ＬＮＧ）累计亏损约人民币２１４亿元。

  ２０１１年本集团海外业务（注）成效显著，对本集团贡献进一步提升，实现营业额人民币５，７４２．１２亿元，占本集团总营业额的２８．６％；实现税前利润人民币３４７．４７亿元，占本集团税前利润的１８．９％。

  注：本集团业务分为勘探与生产、炼油与化工、销售及天然气与管道四个经营分部，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１９，１７５．８６亿元，比２０１０年末增长１５．８％。其中：

  流动资产人民币３，８２７．１１亿元，比２０１０年末增长３３．６％，增长的主要原因一是由于原材料及产成品价格上涨及库存数量增加，存货由２０１０年末的人民币１，３４８．８８亿元增加到２０１１年末的人民币１，８２２．５３亿元；二是现金和现金等价物由２０１０年末的人民币４５７．０９亿元增加到２０１１年末的人民币６１１．７２亿元。

  非流动资产人民币１５，３４８．７５亿元，比２０１０年末增长１２．０％，增长的主要原因是由于投资增加，物业、厂房及机器设备（包括固定资产、油气资产、在建工程等）由２０１０年末的人民币１２，３８５．９９亿元增加到２０１１年末的人民币１３，７２０．０７亿元。

  总负债人民币８，３５０．４０亿元，比２０１０年末增长２９．２％。其中：

  流动负债人民币５，６００．３８亿元，比２０１０年末增长３０．３％，主要原因一是由于应付其他税款增加；二是由于部分长期借款即将到期转入短期借款科目，短期借款余额增加。

  非流动负债人民币２，７５０．０２亿元，比２０１０年末增长２７．０％，增长的主要原因是为保障本集团生产经营及投资建设所需资金，长期借款由２０１０年末的人民币１，３１３．５２亿元增加到２０１１年末的人民币１，８０６．７５亿元。

  母公司股东权益人民币１０，０２７．４５亿元，比２０１０年末增长６．８％，增长的主要原因是留存收益增加。

  （４） 现金流量情况

  截至２０１１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２０１１年和２０１０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

  ２０１１年本集团经营活动产生的现金流量净额为人民币２，９０１．５５亿元，比２０１０年的人民币３，１８７．９６亿元下降９．０％，主要是由于税费支出增加及存货等营运资金变动影响。２０１１年１２月３１日本集团拥有的现金及现金等价物为人民币６１１．７２亿元。现金及现金等价物的货币单位主要是人民币（人民币约占６７．８％，美元约占２５．７％，港币约占１．６％，其他约占４．９％）。

  投资活动使用的现金流量净额

  ２０１１年本集团投资活动使用的现金流量净额为人民币２，８３６．３８亿元，比２０１０年的人民币２，９９３．０２亿元下降５．２％，主要是由于本期资本性支出增加以及收购联营及合营公司支出减少综合影响。

  融资活动产生／（使用）的现金流量净额

  ２０１１年本集团融资活动产生的现金流量净额为人民币９２．５９亿元，２０１０年融资活动使用的现金流量净额为人民币６０９．４４亿元，融资活动现金流量由净流出转为净流入主要是由于本报告期新增借款比上年同期增加。

  下表列出了本集团于２０１１年１２月３１日和２０１０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２０１１年１２月３１日的债务总额中约有７２．４％为固定利率贷款，２７．５％为浮动利率贷款，０．１％为免息贷款。２０１１年１２月３１日的债务中，人民币债务约占７９．８％，美元债务约占１７．７％，日元债务约占１．２％，加拿大元债务约占０．９％，其他币种债务约占０．４％。

  本集团于２０１１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））为２２．７％（２０１０年１２月３１日：１８．８％）。

  （５） 资本性支出

  ２０１１年本集团合理安排投资节奏、加强投资成本管理，全年资本性支出为人民币２，８４３．９１亿元，比上年同期的人民币２，７６２．１２亿元增长３．０％，资本性支出增幅得到有效控制。下表列出了２０１１年和２０１０年本集团资本性支出情况以及２０１２年本集团各业务板块的资本性支出的预测值。

  ■

  ＊ 如果包括与地质和地球物理勘探费用相关的投资部分，勘探与生产板块２０１０年度和２０１１年度的资本 性支出和投资以及２０１２年资本性支出和投资的预测值分别为人民币１，７３１．４２亿元、人民币１，７３７．６０亿元和人民币１，８４９．００亿元。

  勘探与生产

  ２０１１年勘探与生产板块资本性支出为人民币１，６２１．５４亿元，主要用于国内长庆、大庆、西南、塔里木等油气田的大型油气勘探项目和各个油气田的重点油气产能建设工程，以及海外鲁迈拉、阿克纠宾等大型油气开发项目。

  预计２０１２年勘探与生产板块的资本性支出为人民币１，７２９．００亿元，其中约人民币３１０．００亿元用于油气勘探活动，约人民币１，４１９．００亿元用于油气开发活动。国内勘探活动将继续突出储量增长高峰期工程，加大松辽盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地、渤海湾盆地等重点油气区域的工作力度，开发工作突出大庆油田稳产、长庆油田油气当量上产以及新疆塔里木等油气田的上产工作；海外重点突出中亚、中东、美洲、亚太等合作区的油气勘探开发工作。

  炼油与化工

  ２０１１年炼油与化工板块的资本性支出为人民币４２７．８１亿元，其中人民币２１６．５３亿元用于炼油设施建设，人民币２１１．２８亿元用于化工设施建设。主要用于广西石化、四川石化、抚顺石化、大庆石化、宁夏石化、呼和浩特石化等大型炼油和乙烯项目建设。

  预计２０１２年炼油与化工板块的资本性支出为人民币４３９．００亿元，其中约人民币３１７．００亿元用于炼油设施建设和扩建，主要包括四川石化、广东石化、华北石化、云南石化、呼和浩特石化等大型炼油项目的建设；约人民币１２２．００亿元用于化工设施建设和扩建，主要包括四川石化、抚顺石化、大庆石化等大型乙烯项目建设。

  销售

  ２０１１年销售板块的资本性支出为人民币１５１．３６亿元，主要用于加油站、油库等销售网络设施建设。

  预计２０１２年销售板块的资本性支出为人民币１６６．００亿元，主要用于拓展高效销售网络建设。

  天然气与管道

  ２０１１年天然气与管道板块的资本性支出为人民币６２６．４５亿元，主要用于西气东输二线、陕京三线等天然气管道项目，兰州－成都原油管道工程项目，江苏、大连ＬＮＧ项目等。

  预计２０１２年天然气与管道板块的资本性支出为人民币６３６．００亿元，主要用于西气东输二线支线天然气管道、中卫－贵阳天然气管道等重要的油气骨干输送通道项目和配套的液化天然气（ＬＮＧ）、城市燃气等项目建设。

  总部及其他

  ２０１１年用于总部及其他板块的资本性支出为人民币１６．７５亿元。

  预计２０１２年用于总部及其他板块的资本性支出为人民币３０．００亿元，主要用于科研活动及信息系统建设。

  ５．１．４ 未来展望

  ２０１２年，世界经济复苏的不确定性上升，能源资源竞争将更加激烈，全球能源资源供给仍将长期偏紧。预计我国经济在较长时间内仍将保持平稳较快发展，国内油气需求将继续保持刚性增长。中国政府将继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，优化能源结构，推进节能减排和传统能源清洁利用，能源价格体系有望加快理顺，为本集团业务发展创造有利条件。２０１２年，本集团将加强对国际形势和地缘政治、国内经济走势和国家财税政策等方面的分析研究，保持生产经营平稳较快发展，持续推进资源、市场、国际化三大战略建设。

  在勘探与生产方面，本集团将持续实施油气储量增长高峰期工程，突出大盆地、重点地区和新区新领域，强化风险勘探、预探和老区精细勘探，深化综合地质研究，不断巩固上游业务国内主导地位。科学制定油气田生产运行计划，加强重点产能建设，推广应用水平井、丛式井等新工艺，持续推进油田精细注水，努力降低自然递减率。积极探索完善煤层气、页岩气勘探开发技术，推进非常规天然气业务发展。２０１２年本集团油气当量产量目标为１，３２１百万桶。

  在炼油与化工方面，本集团将平稳组织生产，科学安排检修，保持炼化装置安全平稳运行。加强资源优化配置，根据市场需求适时调整产品结构和产量，增强产品获利能力和抗风险能力。继续推进炼化战略性结构调整，充分发挥炼化一体化优势，实现整体效益最大化。

  在成品油销售方面，本集团将坚持以市场为导向、以客户为中心、以效益为目标，加强市场动态分析，合理优化销售结构，着力提升销售质量。完善多元化资源筹集渠道，推进营销网络开发，提升高效加油站比例，稳健有序发展非油品业务，完善服务体系，提高市场竞争能力和盈利能力。

  在天然气与管道方面，本集团将统筹平衡国内自产气、进口气两种资源，加强上下游有效协调，推动天然气业务持续快速发展。加强天然气市场开发，突出中心和高效市场，做好川渝、环渤海、长三角等传统市场老用户挖潜和新增市场开拓。积极拓展天然气利用业务，扩大市场规模。加强组织，科学施工，确保管道建设有序推进和安全平稳投产。

  在国际业务方面，本集团一方面将继续把油气资源放在首位，加快海外油气合作区建设，巩固和扩大海外油气风险勘探成果，积极探索海外勘探开发一体化生产组织模式，为规模开发和扩大合作奠定基础；另一方面将推进国际贸易业务持续快速稳健发展，完善海外油气运营中心建设，实现炼油、仓储、贸易和运输等业务一体化发展，大力开拓优势资源和新市场，努力将资源优势转化为市场优势、效益优势。

  ５．１．５ 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） 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，近年来国家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。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。

  ５．２ 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５．１．３中（３）部分内容。

  （２） 按中国企业会计准则分行业、产品情况表

  ■

  ＊毛利率＝主营业务利润／主营业务收入

  （３） 报告期内主营业务及其结构较前一报告期发生重大变化的原因说明

  □适用 √不适用

  （４） 报告期内主营业务盈利能力较前一报告期发生重大变化的原因说明

  □适用 √不适用

  （５） 报告期内利润构成较前一报告期发生重大变化的原因说明

  参见５．１．３中（１）部分内容

  （６） 本集团主要子公司、参股公司情况

  ■

  ５．３ ２０１１年度末期股息分配安排

  董事会建议按截至２０１１年１２月３１日止１２个月净利润的４５％的数额，扣除已于２０１１年１０月２１日派发的２０１１年中期股息后的余额派发２０１１年末期股息，每股人民币０．１６４６２元（含适用税项）。拟派发的末期股息须经股东于２０１２年５月２３日举行的股东周年大会上审议通过。末期股息将派发予２０１２年６月６日结束办公时名列本公司股东名册的股东。本公司将于２０１２年６月１日至２０１２年６月６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股股东就必须将所有股票过户文件连同有关股票于２０１２年５月３１日下午４时３０分或之前送达香港证券登记有限公司。截至２０１２年６月６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上海分公司登记在册的本公司全体Ａ股股东可获得本次派发的股息。

  根据《中国石油天然气股份有限公司章程》相关规定，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，Ｈ股的股息以港币支付。此港币值需按２０１２年５月２３日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的平均收市价计算。

  ６ 重大事项

  ６．１ ２０１１年７月１日，本集团全资附属公司中国石油国际事业（伦敦）有限公司（以下简称“国际事业伦敦公司”）和英国英力士集团控股有限公司（ＩＮＥＯＳ Ｇｒｏｕｐ Ｈｏｌｄｉｎｇｓ ｐｌｃ）完成双方在欧洲建立贸易和炼油合资公司的交易。国际事业伦敦公司已支付１０．１５亿美元（约合人民币６５．６９亿元）现金收购合资公司中的股份。

  该事项不影响本集团业务的连续性及管理层的稳定性，有利于本集团未来财务状况和经营成果持续向好。

  ６．２ ２０１１年１２月２３日，本公司完成向昆仑能源有限公司（以下简称“昆仑能源”，本集团于香港上市的附属公司）出售中石油北京天然气管道有限公司６０％权益的交易。根据转让协议，该权益对价约合人民币１８８．７１亿元，通过昆仑能源发行代价股份的形式支付。

  该事项不影响本集团业务的连续性及管理层的稳定性，有利于本集团未来财务状况和经营成果持续向好。

  ６．３ 根据财政部 、海关总署、国家税务总局财关税［２０１１］３９号文《关于对２０１１－２０２０年期间进口天然气及２０１０年底前“中亚气”项目进口天然气按比例返还进口环节增值税有关问题的通知》，在经国家准许的进口天然气项目进口天然气价格高于国家天然气销售定价的情况下，本集团进口天然气（包括液化天然气）的进口环节增值税将按该项目进口天然气价格和国家天然气销售定价的倒挂比例予以返还。

  ６．４ 根据财政部财企［２０１１］４８０号文《关于提高石油特别收益金起征点的通知》，自２０１１年１１月１日起，石油特别收益金起征点提高至５５美元，起征点提高后，石油特别收益金仍实行５级超额累进从价定率计征。

  ６．５ 根据国务院令第６０５号文《关于修改＜中华人民共和国资源税暂行条例＞的决定》，自２０１１年１１月１日起，对于在中华人民共和国领域及管辖海域开采原油及天然气的单位和个人，原油、天然气资源税实行从价计征，税率为５％－１０％。根据财政部、 国家税务总局令第６６号文《中华人民共和国资源税暂行条例实施细则》，原油和天然气的适用税率为５％。

  ６．６ 根据国家发改委发改价格［２０１１］３０３３号文《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》，自２０１１年１２月２６日起，在广东、广西两省（区）实行天然气价格机制改革试点，总体思路：一是将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价，选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩机制；二是以计价基准点价格为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格；三是天然气门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整；四是放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。

  ７ 财务报告

  ７．１ 与最近一期年度报告相比，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

  ７．２ 重大会计差错的内容、更正金额、原因及其影响

  □适用 √不适用

  ７．３ 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

  ７．４ 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

  ８ 股份回购、出售及赎回

  本集团在截至２０１１年１２月３１日止１２个月内概无出售本公司其他类型的任何证券，亦无购回或赎回本公司之任何证券。

  ９ 遵守《上市发行人董事进行证券交易的标准守则》

  本公司已采纳《联交所上市规则》附录十所载《上市发行人董事进行证券交易标准守则》（以下简称“《标准守则》”）所载有关董事买卖本公司股份的《标准守则》条文，各董事及监事确认已于本报告期内遵守《标准守则》内载列的所需标准。

  １０ 遵守《企业管治常规守则》

  本公司在截至２０１１年１２月３１日止１２个月内一直遵守《联交所上市规则》附录十四《企业管治常规守则》的守则条文。

  １１ 审计委员会

  根据《联交所上市规则》附录十四规定而成立之审计委员会，其成员包括Ｆｒａｎｃｏ Ｂｅｒｎａｂè先生、崔俊慧先生、陈志武先生及王国樑先生。审计委员会的主要职责为审阅、监察本集团的财务申报程式及内部监控制度，并向董事会提供意见。本公司审计委员会已审阅并确认截至２０１１年１２月３１日止１２个月的年度业绩。

  本公司核数师已就本集团截至２０１１年１２月３１日止年度的业绩公布中所列数字与本集团该年度的经审计综合财务报表所载数字核对一致。

  承董事会命

  中国石油天然气股份有限公司

  蒋洁敏

  董事长

  中国 北京

  二零一二年三月二十九日

  于本公告日期，董事会由蒋洁敏先生担任董事长，由周吉平先生担任副董事长及执行董事，由廖永远先生及冉新权先生担任执行董事，由李新华先生、王国樑先生、汪东进先生及喻宝才先生担任非执行董事，及由刘鸿儒先生、Ｆｒａｎｃｏ Ｂｅｒｎａｂè先生、李勇武先生、崔俊慧先生及陈志武先生担任独立非执行董事。

  本公告载有若干涉及本集团财务状况、经营成果及业务之前瞻性声明。由于相关声明所述情况之发生与否，非为本集团所能控制，这些前瞻性声明在本质上具有高度风险与不确定性。该等前瞻性声明乃本集团对未来事件之现有预期，并非对未来业绩的保证。实际成果可能与前瞻性声明所包含的内容存在差异。

  本公告以中英文两种语言编制，在对两种文本的理解上发生歧义时，以中文文本为准。