（于香港联交所股票代码：857；于上海证券交易所股票代码：601857）
1 重要提示
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 除非执行董事刘跃珍、执行董事兼总裁黄永章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八届董事会第十四次会议。
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二零二一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、输送、生产及销售；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；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证券、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、香港联交所及上海证券交易所挂牌上市。
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，本公司第八届董事会第十四次会议建议以本公司2021年12月31日的总股本183,020,977,818股为基数，向全体股东派发2021年末期股息每股人民币0.09622元（含适用税项）的现金红利，总派息额人民币176.10亿元。拟派发的末期股息须经股东于2022年6月9日召开的2021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
2.3 股东数量和持股情况
于2021年12月31日，本公司的股东总数为618,008名，其中境内A股股东612,015名，境外H股记名股东5,993名（包括美国存托证券股东142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》（“《联交所上市规则》”）及《上海证券交易所股票上市规则》的规定。
注：（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。
（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股股票。
（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股股票。
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，本公司未知上述其他前10名股东之间存在关联关系或属于《上市公司收购管理办法》规定的一致行动人。
2.4 根据香港《证券及期货条例》披露主要股东持股情况
于2021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（好仓）。中国石油集团被视为拥有Fairy King Investments Limited持有的H股。
（2）The Bank of New York Mellon Corporation 通过若干附属公司在本公司的H股中享有利益，其中1,267,777,801股H股（好仓）及892,090,100股H股（淡仓）以大股东所控制的法团的权益的身份持有，345,286,695股H股（可供借出的股份）以核准借出代理人的身份持有。
（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1,238,578,552股H股（好仓）及188,000股H股（淡仓）以大股东所控制的法团的权益的身份持有。
于2021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
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。
2.6 未到期债券相关情况
单位：人民币亿元
报告期内债券的付息兑付情况
21中油股SCP001、21中油股SCP002、16中油股MTN001、16中油01、16中油03、16中油05已按时足额完成付息兑付；20中油股MTN001、20中油股MTN002、19中油股MTN001、19中油股MTN002、19中油股MTN003、19中油股MTN004、19中油股MTN005、16中油02、16中油04、16中油06、13中油02、12中油02、12中油03已按时足额完成付息。
跟踪评级情况
本报告期内，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
2021年，世界经济持续复苏，但受新型冠状病毒肺炎疫情（“疫情”）防控形势及经济政策差异影响，各经济体发展走势分化；国际原油市场需求稳步恢复，国际原油价格持续回升。中国宏观经济持续恢复发展，全年国内生产总值（GDP）同比增长8.1%；成品油市场需求逐步复苏，基本恢复至疫情之前水平；天然气市场需求保持快速增长。
本集团抓住国际油价上行、中国经济持续稳定恢复、油气市场需求旺盛等有利时机，认真落实高质量发展要求，统筹推进生产经营、绿色低碳转型、改革创新、提质增效、安全环保、疫情防控等各项工作，油气两条产业链平稳高效运行，ESG管理持续提升，经营业绩创近七年最好水平。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%，归属于母公司股东的净利润为人民币921.70亿元，比上年同期增加人民币731.64亿元；资产负债结构进一步优化，财务状况持续稳健；现金流状况良好，自由现金流比上年同期增长13.8%。
3.1.1 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近善。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，毛利空间收窄报告。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%。
3.1.2 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。
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
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三年比上年同期增长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。
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
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。深化分析油非一体互促营销，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%。
销售业务情况
（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财务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。
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准则编制并经过审计的财务报表。
（1）合并经营业绩
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效果显著。下表列示了本集团2021年及2020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：
*原油为本集团全部外销原油。
**天然气为本集团全部外销天然气，平均实现价格涨幅较大主要是由于海外转口贸易价格大幅上涨，国内天然气销售价格比上年同期上涨6.5%。
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，大力加强天然气中国勘探开发，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%，主要由石油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。
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25,022.62亿元，比2020年末增长0.6%。其中国中：
流动资产人民币4,808.38亿元，比2020年末下降1.2%，主要是本年完成昆仑能源管道资产股权交割导致持有待售资产减少。
非流动资产人民币20,214.24亿分析元，比2020年末增长1.0%，主要由于联营公司及合营公司的投资增加。
总负债人民币10,933.93亿元，比2020年末下降2.5%。其中：
流动负债人民币5,181.58亿元，比2020年末下降14.4%，主要由于本集团持续优化资产负债结构，短期借款减少。
非流动负债人民币5,752.35亿元，比2020年末增长11.5%，主要由于长期借款及资产弃置义务增加。
母公司股东权益人民币12,635.61亿元，比2020年末增长4.0%，主要由于留存收益增加。
（审计4）现金流量情况
截至2021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。
下表列出了本集团2021年和2020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
2021年本集团经营活动产生的现金流量净额为人民币3,414.69亿元，比上年同期增长7.2%，主要由于本报告期利润以及营运资金变动等综合影响。2021年12月31日本集团拥有的现金及现金等价物为人民币1,367.89亿元。现金及现金等价物的货币单位主要是美元和人民币（美元约占36.7%，人民币约占58.5%，港币约占3.8%，其他约占1.0%）。
投资活动使用的现金流量净额
2021年本集团投资活动使用的现金流量净额为人民币2,130.32亿元，比上年同期增长17.1%，主要是由于资本性支出增加以及管道资产重组等综合影响。
融资活动使用的现金流量净额
2021年本集团融资活动使用的现金流量净额为人民币1,079.71亿元，比上年同期增长8.6%，主要是由于本集团优化债务结构，新增长短期借款减少。
下表列出了本集团于2021年12月31日和2020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和合同现金流量，包括债务本金和利息：
本集团于2021年12月31日的债务总额中约有38.7%为固定利率贷款，61.3%为浮动利率贷款。2021年12月31日的债务中，人民币债务约占70.0%，美元债务约占27.9%，其他币种债务约占2.1%。
本集团于2021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19.5%（2020年12月31日：21.3%）。
（5）资本性支出
2021年，本集团坚持严谨投报表资、精准投资、效益投资，持续提高投资管理水平，不断优化投资结构，努力提升投资效益。全年资本性支出为人民币2,511.78亿元，比上年同期增长1.9%。下表列出了2021年和2020年本集团资本性支出情况以及2022年各业务板块的资本性支出预测值。
* 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2021年和2020年的资本性支出以及2022年资本性支出的预测值分别为人民币1,899.51亿元、人民币1,970.19亿元和人民币1,932.00亿元。
勘探与生产
2021年勘探与生产板块资本性支出为人民币1,782.59亿元，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，推进清洁能源替代等新能源工程；海外中东、中亚、美洲、亚太等合作区现有项目的勘探开发和经营。
预计2022年勘探与生产板块的资本性支出为人民币1,812.00亿元，主要是继续国内松辽、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的经营同时，择机获取优质新项目。
炼油与化工
2021年本集团炼油与化工板块的资本性支出为人民币544.87亿元，主要用于广东石化炼化一体化项目、长庆和塔里木乙烷制乙烯、其他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2022年炼油与化工板块的资本性支出为人民币445.00亿元，主要用于广东石化炼化一体化项目、新建吉林石化和广西石化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。
销售
2021年本集团销售板块的资本性支出为人民币109.82亿元，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2022年销售板块的资本性支出为人民币75.00亿元，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。
天然气与管道
2021年本集团天然气与管道板块的资本性支出为人民币67.50亿元，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2022年天然气与管道板块的资本性支出为人民币80.00亿元，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，以及天然气发电与新能源一体化项目等。
总部及其他
2021年总部及其他板块的资本性支出为人民币7.00亿元，主要用于科研设施完善及信息系统的建设。
预计2022年本集团总部及其他板块的资本性支出为人民币8.00亿元，主要用于科研设施完善及信息系统的建设。
3.1.4 未来展望
2022年，预计世界经济将延续复苏态势，但增速有所下行；受油气供需形势多变、地缘政治动荡等因素影响，国际油气价格预计维持在较高区间，但波动幅度和频率加大；中国经济长期向好的基本面没有改变，低碳战略下天然气市场仍将保持较快增长。面对各种机遇和挑战，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。
在勘探与生产业务方面，本集团将坚持高效勘探，继续实施稳油增气。立足重点区带加大风险勘探力度，强化鄂尔多斯中生界常规油、松辽古龙页岩油、塔里木博孜—大北和川中古隆起北斜坡常规气等增储领域集中勘探，抓好准噶尔玛湖沙湾新层系、四川栖霞—茅口等战略接替领域甩开勘探，力争取得战略性发现和突破，努力提高储量接替率。坚持效益开发，努力控制递减率、提高采收率，着力优化产能结构和布局，实施集中效益建产，高质量建设玛湖、富满、河套、苏里格等重点产能工程，努力实现原油产量稳中上升和天然气较快上产。高标准推进庆城、吉木萨尔、古龙等页岩油示范区建设，全力组织川南页岩气规模稳产上产。2022年，本集团计划原油产量为898.6百万桶，可销售天然气产量为4,625.1十亿立方英尺，油气当量合计为1,669.7百万桶。
在炼油与化工业务方面，本集团将紧跟市场需求变化，持续推动转型升级。统筹优化资源配置和运行组织，灵活调控柴汽比，推进内部化工原料增产互供，努力保持化工装置高负荷运行，增产增销炼油高效产品、特色产品和化工适销高附加值产品。强化生产受控和对标管理，坚持低库存运作，错峰组织企业检修，努力实现装置安稳长满优运行，主要技术经济指标持续改善。积极推进新材料业务，建设高端碳材料装置，深化聚碳和聚甲醛等合资合作，努力提升新材料产量。完善化工营销网络布局，积极开拓海外市场，推进“基础 高端”品牌建设，用好“中油e化”平台，推动销量效益增长。抓好重点项目建设，建成投产广东石化，开工建设吉林、广西乙烯项目，加快推进塔里木乙烯二期项目以及四川、大庆、抚顺、兰州四个乙烯改造项目前期工作。2022年，本集团计划原油加工量为1,269.4百万桶。
在销售业务方面，本集团将密切关注市场变化，加大市场营销力度，扩销增效。加强油价预测和用油行业跟踪，紧盯各类新增需求，加大客户开发力度，努力提升市场占有率。分行业、分区域、分产品差异化制定营销策略，系统推进存量加油站改造提升，加快完善“零售 批直”“销售 服务”等一体化运作机制，努力增销上量。灵活运用合资合作、特许经营、延期租赁等轻资产方式开发加油加气站，控制常规站特别是区外高价站开发，加快光伏站、充换电站、加氢站（综合能源服务站）等新能源站点布局。推进加油站管理3.0系统建设，打造数字化智财务能化营销与服务平台。创新非油品业务商业模式，加快电商平台建设，强化便利店营销、跨界营销，努力提升单店销售收入和毛利水平。精心组织国际贸易，加大高端高效市场、跨区市场开发力度，努力提升成品油和化工产品出口效益。
在天然气与管道业务方面，本集团将优化资源和市场，继续保持竞争优势地位。择优开发高质量项目，提前布局潜力项目，加强分省市场开发和资源投放布局优化，努力提升高效市场份额、提高终端市场占比。大力实施精细营销，精准客户分级分类，完善客户服务体系，按效益原则优化资源结构、降低采购成本，优化销售流向、管输路径和设施利用，资源配置向高效市场和工业新区、化工园区、城市新区等地区倾斜。健全市场化交易体系，推动天然气价报表格市场化改革，灵活优化价格策略和线上交易，推动营销成本下降和资源价值提升。科学研判市场变化，探索长短期结合的个性化合同机制，提升营销管理水平。
在国际业务方面，本集团将持续优化海外资产结构、业务结构和区域布局，不断提高投资效益。加强成熟探区精细勘探，扩大新区带发现规模，落实更多优质规模油气储量。积极推进重点项目工程建设，扎实抓好境外高效核心区新项目开发，加大存量资产优化力度，做好鲁迈拉项目交割和后续运营工作，组织好优质项目延期和勘探新发现项目权益转让，实现资产优化配置、投资效益持续改善。
在绿色低碳转型方面，本集团将全面推进清洁生产，强化能源消费强度和总量双控，突出抓好挥发性有机物治理和甲烷排放，实现节能与减污、降碳协同。推动风光气储一体化“沙戈荒”新能源基地建设，加快京津冀、山东等地区地热资源开发，着力奉献清洁低碳能源。
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
* 毛利率=主营业务利润/主营业务收入
（3）按中国企业会计准则主要子公司、参股公司情况
3.3 2021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2021年末期股息每股人民币0.09622元（含适用税项）的现金红利，总派息额人民币176.10亿元。拟派发的末期股息须经股东于2022年6月9日召开的2021年年度股东大会上审议通过。H股末期股息将派发予2022年6月27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2022年6月22日至2022年6月27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2022年6月21日下午4时30分或之前送达香港证券登记有限公司。截至2022年6月27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2021年度末期股息将分别于2022?6月28日及2022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2022年6月9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。
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2022年6月27日的本公司H股股东名册代扣近代缴企业所得税。
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石油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，本公司报告将按20%税率扣缴个人所得税。
本公司将以2022年6月27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2022年6月21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2022年6月27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%的税率代三年扣个人所得税。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 完成昆仑能源管道资产股权交割
根据本公司下属公司昆仑能源和国家管网集团于2020年12月22日订立的股权转让协议，昆仑能源持有的中石油北京天然气管道有限公司60%股权和中石油大连液化天然气有限公司75%股权对应的所有权利、义务、责任和风险已从昆仑能源转移至国家管网集团。具体内容详见本公司于2021年4月1日分别在上海证券交易所网站发布的公告（公告编号为：临2021-008号）以及在香港联交所网站发布的公告。
该事项不影响本集团业务的连续性及管理层的稳定性，长期有利于本集团持续健康发展和经营成果持续向好。
4.2 参与设立产业资本投资公司
为加快推进本公司业务转型升级，加大战略性新兴产业投资力度，经本公司第八届董事会第九次会议于2021年4月29日审议通过，本公司与中国石油集团、中国石油集团资本股份有限公司分别出资人民币29亿元、51亿元及20亿元共同设立中国石油集团昆仑资本有限公司（“昆仑资本”）。昆仑资本经营范围包括：以私募基金从事股权投资、投资管理、资产管理等活动（须在中国证券投资基金业协会完成登记备案后方可从事经营活动）；私募股权投资基金管理、创业投资基金管理服务（须在中国证券投资基金业协会完成登记备案后方可从事经营活动）；以自有资金从事投资活动（非金融投资）；创业投资（限投资未上市企业）；融资咨询服务；财务咨询；企业管理咨询（一般经营项目自主经营，许可经营项目凭相关许可证或者批准文件经营）（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）。具体内容详见本公司分别于2021年4月29日、2021年6月24日在上海证券交易所网站发布的公告（公告编号为：临2021-012号、临2021-017号）以及在香港联交所网站发布的公告。
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 中国加强进口成品油消费税征收管理
2021年5月12日，财政部、海关总署、国家税务总局发布《关于对部分成品油征收进口环节消费税的公告》（财政部 海关总署 税务总局公告2021年第19号），明确自2021年6月12日起，对归入特定税号且符合规定的进口产品，分别视同石脑油、燃料油征收进口环节消费税。
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及经营成果持续向好。
4.4 中国发布“十四五”期间能源资源勘探开发利用进口税收政策
2021年4月12日，财和政部、海关总署、国家税务总局发布《关于“十四五”期间能源资源勘探开发利用进口税收政策的通知》（财关税〔2021〕17号），2021年4月16日，财政部、国家发改委、工业和信息化部、海关总署、国家税务总局、国家能源局发布《关于“十四五”期间能源资源勘探开发利用进口税收政策管理办法的通知》（财关税〔2021〕18号），明确自2021年1月1日至2025年12月31日，对特定石油天然气勘探开发项目、海上油气管道应急救援项目、煤层气勘探开发项目，进口符合规定的设备、仪器、零附件、专用工具，免征进口关税和进口环节增值税；对经国家发改委核（批）准建设的跨境天然气管道和进口液化天然气接收储运装置项目，以及经省级政府核准的进口液化天然气接收储运装置扩建项目进口的天然气（包括管道天然气和液化天然气），审计按一定比例返还进口环节增值税。具体返还比例如下：（一）属于2014年底前签订且经国家发改委确定的长贸气合同项下的进口天然气，进口环节增值税按70%的比例予以返还。（二）对其他天然气，在进口价格高于参考基准值的情况下，进口环节增值税按该项目进口价格和参考基准值的倒挂比例予以返还。
4.5 中国发布天然气管道运输价格政策
2021年6月7日，国家发改委发布《关于印发〈天然气管道运输价格管理办法（暂行）〉和〈天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）〉的通知》（发改价格规〔2021〕818号），进一步健全完善了“准许成本加合理收益”的天然气管道运输定价机制，规范了天然气管道运输定价成本监审行为。新办法自2022年1月1日起实施，有效期8年。
该事项不影响本集团业务的连续性及管理层的稳定性。
4.6 中国持续深化石油天然气价格改革
2021年5月18日，国家发改委发布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》（发改价格〔2021〕689号），明确在“十四五”时期稳步推进石油天然气价格改革，按照“管住中间、放开两头”的改革方向，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制；积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端用户销售价格市场化；结合国内外能源市场变化和国内体制机制改革进程，研究完善成品油定价机制。
5 财务报告
5.1 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
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 按国际财务报告准则编制的财务报表
（1）合并综合收益表
(下转D51版)
