国家统计局8月27日发布的数据显示，7月份全国规模以上工业利润同比增长2.6%，6月份为下降3.1%。1-7月份全国规模以上工业企业实现利润同比下降1.7%，降幅收窄0.7个百分点国家统计局工业司高级统计师朱虹分析称，7月份，受资产处置收益以及原油价格回落影响，石油加工行业利润虽同比下降28.1%，但降幅比6月份大幅收窄49.3个百分点；受销售回暖以及同期基数较低影响，电气机械行业利润增长30.8%，增速加快26.6个百分点；受投资收益大幅增加影响，化工行业利润增长3.2%，6月份为下降14.7%；受同期基数较低影响，汽车制造业利润下降9.2%，降幅收窄7.0个百分点。上述4个行业合计影响全部规模以上工业企业利润增速比6月份回升5.3个百分点。　　朱虹在新闻稿中称，尽管7月份工业企业利润增速由负转正，但经济下行压力较大，市场需求趋缓，工业品价格下降，工业企业利润的波动性和不确定性依然存在，促进企业利润稳定增长仍需努力华泰证券分析称，贸易摩擦和关税升级将冲击中国经济前景，预计企业盈利难有大幅改善，但考虑到减税降费措施的逐步落地，预计下半年工业企业利润将呈逐步修复趋势具体数据显示，1—7月份，规模以上工业企业实现营业收入59.58万亿元，同比增长4.9%；发生营业成本50.27万亿元，增长5.2%；营业收入利润率为5.87%，同比降低0.39个百分点截止7月末，规模以上工业企业资产总计114.75万亿元，同比增长5.9%；负债合计65.16万亿元，增长4.9%；所有者权益合计49.59万亿元，增长7.1%；资产负债率为56.8%，同比降低0.5个百分点。企业类型上看，1—7月，国有控股企业实现利润总额10837.4亿元，同比下降8.1%；股份制企业实现利润总额25033.0亿元，增长0.6%；外商及港澳台商投资企业实现利润总额8502.4亿元，下降6.9%；私营企业实现利润总额8849.1亿元，增长7.0%。经济类型上看，41个工业大类行业中，29个行业利润总额同比增加，12个行业减少。主要行业利润情况如下：电气机械和器材制造业利润总额同比增长15.6%，专用设备制造业增长14.3%，石油和天然气开采业增长12.9%，电力、热力生产和供应业增长12.2%，非金属矿物制品业增长10.8%，有色金属冶炼和压延加工业增长6.0%，通用设备制造业增长5.1%，农副食品加工业增长0.9%，纺织业增长0.1%。此外，石油、煤炭及其他燃料加工业下降50.6%，黑色金属冶炼和压延加工业下降25.1%，汽车制造业下降23.2%，化学原料和化学制品制造业下降11.6%，计算机、通信和其他电子设备制造业下降6.3%，煤炭开采和洗选业下降3.8%。

9月1日，江汉油田涪陵页岩气公司传来喜讯，涪陵页岩气田累计生产页岩气41.67亿立方米，销售页岩气40亿立方米，均比年初计划增加0.06亿立方米，完成年产销量计划的65.83%。今年以来，阳泉优质燃料用压缩天然气价格涪陵页岩气公司积极应对气田老区递减加快、新区开发难度大等困难，进一步优化生产运行，加大增压开采和排水采气力度，完善地面配套系统，强化产销联动，充分释放产能，全力抓实天然气70亿方上产增效领先工程。 立足老区稳产，加大增压开采和排水采气力度。公司坚持生产与研究、地质与工程一体化分析思路，开展常态化动态分析及相关专题分析，采取增压开采、特色排采等有效措施，积极探索电潜泵、射流泵、增压加泡排复合开采等试验，严控老区老井递减。1~8月，焦石坝老区综合递减率为7.92%，特别是2、3月份综合递减率为负，老区日均产气始终维持在1030万立方米以上抓好新井投产，确保产能接替。公司加大源头部署力度，加快实施工作节奏，强化新井生产衔接，加快配套建设步伐，阳泉优质燃料用压缩天然气价格为气田发展持续注入新活力。1至8月，气田累计组织投产脱水站1座、集气站21座、新区新井34口、老区调整井27口，新井投产平均提前23天。持续开展工程提速提效活动。公司细化产能建设工作部署，提前申报井位通过总部论证，建立常态化生产运行管控机制，优化生产运行模式，减少停等时间;持续攻关钻井、压裂新工艺新技术，目前基本形成二代开发技术体系;加快推广应用旋转导向、可溶式桥塞等新工具、新工艺，使钻井周期有效下降，压裂试气效果显著提升,多口气井获日产30万立方米以上高产工业气流。与此同时，公司做好产销衔接，加强与天然气分公司、阳泉优质燃料用压缩天然气价格重庆石油分公司等下游用户的联系，建立应急联动机制，做好产销应急预案，确保用户故障、集输系统故障等应急处置工作，多次正确应对下游增压站停机的异常突发事态，全力确保页岩气平稳、有序供应。气田整体日销量最高攀升至1783万立方米。

8月24日，在中国石油天然气销售业务2019年年中工作会上获悉，今年前7个月，中国石油天然气销售终端用户总量突破1000万户，非气业务全面推进，比去年同期增长51%，推动天然气销售高质量发展。2018年以来，中国石油全力推动天然气销售管理体制改革落地，大力发展天然气销售终端。中国石油严格执行国家价格政策，根据市场需求合理把握资源引进节奏，有效保障民生用气。2017年年底到目前，中国石油居民、工业、商业等各类终端用户从近900万户增至1000万户。　　中国石油天然气销售终端业务包括城镇燃气、CNG(压缩天气)/LNG(液化天然气)加气站点、天然气发电和分布式能源业务、LPG销售业务。截至2017年年底，拥有各类加气站点1200余座，天然气汽车加气终端数量位居全国前列；LNG工厂24座，设计日加工能力2290万立方米；在河北唐山、辽宁大连和江苏如东管理运营LNG接收站3座，年接卸能力1900万吨，约占国内接卸能力的38%。今年上半年，天然气销售平稳有序，产业链运行机制更加顺畅。河北、山东、江苏、湖北和河南等分公司终端市场开发成效显著。天然气销售分公司围绕客户增值服务、资源整合利用和延伸产品销售，推动终端零售业务量效齐增。中国石油不断加大天然气基础设施建设力度。上半年以来大力推进LNG接收站项目布局和建设工作。唐山LNG接收站应急调峰保障工程和江苏LNG接收站扩建工程按计划推进。今年前7个月，LNG加工量比去年同期增幅超过70%。在LNG车船加注方面，着力构建车用LNG和船用LNG的规划布局，综合考虑接收站、工厂资源分布及潜在市场需求，在长江、京杭运河、珠江水系积极推进水运LNG加注项目，稳步推进“气化长江”工程由于国内天然气资源禀赋较差，产量无法满足快速增长的消费需求，而进口气价格高，在价格政策的限制下，天然气批发环节难以实现有效益发展。中国石油在严守国家价格政策的前提下，有力保障民生用气，引导市场在公平条件下均衡发展。进入终端，就是对冲高成本资源带来的亏损，推动资源价值合理回归。随着国家天然气产业深化改革方案的实施，资源供应多元化，终端市场参与竞争主体多元化，中国石油强调依法合规处理好与合作伙伴的竞合关系，实现上中下游均衡有序的协调发展，构建民生改善、经济企稳、环境向好、产业振兴、各方受益的共享发展。

天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为－83℃，故在常温下，无法仅靠加压将其液化。通常的液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）多存储在温度为－162℃、压力为0.1MPa左右的低温储罐内，其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分有利于输送和储存。液化天然气是经过净化处理（脱水、脱烃、脱酸性气体）后，采用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化的。预处理主要包括 H2O、H2S、C2O的清除，以免低温下冻结、堵塞。天然气液化装置按用途可分为两大类, 即基本负荷型天然气液化装置和调峰型天然气液化装置。基本负荷型天然气液化装置由天然气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成，是一个复杂庞大的系统工程， 投资高达数十亿美元。由于项目投资巨大， LNG项目大多由壳牌、道达尔等大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。基本负荷型天然气液化装置的液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。20 世纪60 年代最早建设的天然气液化装置, 采用当时技术成熟的级联式液化流程。到70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程(MRC)。80 年代后, 新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置则几乎无一例外地采用APCI 公司的丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC) 。　　调峰型天然气液化装置是小流量的天然气液化装置, 并非常年连续运行。因此, 调峰型液化流程要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。一般, 对于管道气压力较高的情况, 为充分利用其压力能, 可考虑使用膨胀机液化流程。选择调峰型LNG液化流程, 必须根据具体的设计要求和外围条件对上述因素进行综合考虑, 即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比, 才能最终决定采用何种液化流程。天然气液化工厂的工艺流程不同，出厂LNG的温度和压力也有所不同，如新疆广汇液化工厂出厂LNG温度约为－162℃，压力为常压；中原绿能高科液化工厂出厂LNG温度约为－145℃，压力为0.35MPa。

报告期内公司天然气销售板块实现营收440.69亿元,同比+7.84%;实现利润21.87亿元,同比+2.20%。随着国家对清洁能源的重视,天然气需求量不断增长,2019年上半年我国天然气表观消费量为1493亿立方米,同比+10.8%。昆仑能源作为中石油旗下以天然气为主营业务的子公司,充分发挥自身资源优势,上半年销售天然气125.95亿立方米,同比+20.33%,其中城市燃气89.95亿立方米,同比+25.17%。我国天然气的能源消费占比仍有较大的提升空间,天然气需求上行将带动公司业绩增长。推进LNG一体化进程,市场化定价给予公司较大利润空间公司立足于产业链整体效益最大化,推动实施LNG接收站、工厂及终端一体化。上半年LNG加工与储运业务实现营收47.65亿元,同比+17.83%;实现利润18.22亿元,同比+5.62%;实现LNG工厂加工量9.93亿立方米,同比+60.68%;工厂生产负荷达43.9%,同比提高20.9个百分点。由于LNG来源受管道等基础设施限制较小、国内LNG市场化定价等因素使得其盈利处于较高水平,我们认为LNG接收站接卸量有望保持高增长,工厂开工率有望继续提升推动公司LNG业务产业链价值提升。