摘要
全球领先的石化龙头企业，构建“一基两翼三新”产业格局
中国石化是全球领先的炼化销一体化龙头，构建以能源资源为基础，以洁净油品和现代化工为两翼，以新能源、新经济、新材料为重要增长点的“一基两翼三新”发展格局。上游勘探方面，公司是中国最大的石油和天然气生产商之一，油气产量稳健增长，储量稳步上升，增储上产成效显著，2024年公司全年油气当量产量515百万桶，同比+2.2%，创历史新高。下游炼化方面，公司是世界第一大炼油公司、第二大化工公司，据卓创资讯，截至2025年3月，公司炼油能力约为3.03亿吨，占全国炼油能力的32.2%，超千万吨级炼厂14家，规模化、一体化程度高。2024年乙烯产能超1600万吨，PX产能约720万吨，化工基础稳固。此外，公司多个重点炼化项目逐步推进，淘汰落后产能、新建高效装置、布局高端材料，公司龙头地位进一步夯实。财务方面，公司作为一体化龙头，上中下游各板块协同作用显著，抗油价波动能力显著，经营业绩稳健。
供给增量或有限，需求仍保持增长，油价或维持中高位运行
展望2025年，供给端来看，（1）OPEC+5月-6月加快增产，但补偿性减产协议对供应端形成一定支撑；（2）美国受旧井衰竭压力加大以及运营开采成本中枢上移的双重压力，上游资本开支或偏谨慎，大幅增产能力存疑；（3）南美已成为全球原油供应增长的主要来源，巴西、圭亚那等国或保持较高增速。需求端来看，全球原油需求有所放缓，但仍保持增长态势，其中Non-OECD国家等新兴市场原油需求、化工用油需求或是后续原油需求的主要增量来源。中长期来看，全球原油资本开支已逐步放缓，供给弹性或持续下滑。同时，全球当前仍处于化石燃料向可再生能源和低碳能源的新旧能源转型中，原油需求达峰尚待时日，中长期来看原油价格或维持中高位运行。
布局氢能全产业链，打造中国第一氢能公司
国家对氢能的重视程度持续提升，顶层设计日趋完善，氢能已逐渐成为我国积极培育的新兴产业和未来产业的方向之一，氢能产业长远健康发展可期。公司将氢能作为新能源的核心业务，一方面，公司布局氢能全产业链，在制氢、储氢、加氢、氢能技术等环节均取得突破。另一方面，通过设立子公司、合资公司、参股等方式进一步加强氢能产业链各环节竞争力，并与多个国内外知名企业在氢能领域达成深度合作。
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盈利预测与投资评级
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我们预计2025-2027年公司实现归母净利润547.38/591.62/634.23亿元，同比+8.80%/8.08%/+7.20%，对应PE为12.58X/11.64X/10.86X，维持“买入”评级。
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风险提示
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地缘政治风险，宏观经济波动风险，成品油需求不及预期，政策风险，产能建设不及预期，新能源布局不及预期风险，业绩预测和估值不达预期。
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目录
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报告正文
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01
全球领先的石化龙头企业，构建“一基两翼三新”产业格局
1.1.构建“一基两翼三新”产业格局，引领行业发展
全球领先的炼化销一体化龙头，构建“一基两翼三新”产业格局。中国石化业务涵盖上游勘探及开发、中游炼油和化工和下游营销及分销，是全球领先的炼化销一体化龙头。公司着力构建以能源资源为基础，以洁净油品和现代化工为两翼，以新能源、新经济、新材料为重要增长点的“一基两翼三新”发展格局，实现更高质量、更有效益的发展。
“一基”是指加强国内与国外统筹、生产与贸易统筹、油气与非油气资源统筹、化石能源与可再生能源统筹，不断夯实能源资源基础。
“两翼”是指做强做优炼销产业链和化工业务，巩固行业竞争优势。
“三新”是指发挥特色优势，在新能源、新材料、新经济上发力，加强战略性新兴产业培育，拓展高质量增长增效空间。
1.2.勘探开发：聚焦增储上产，深挖护城河
中国石化是中国最大的石油和天然气生产商之一，油气资源覆盖广、储量深。
国内方面，公司在上游油气勘探开发领域拥有14家子公司，包括胜利油田分公司、中原油田分公司、河南油田分公司、江苏油田分公司、江汉油田分公司、西北油田分公司、西南油气分公司、华北分公司、上海海洋油气分公司等；
海外方面，公司通过国际石油勘探开发公司在海外开展勘探及开发业务。据中国石化新闻网，截至2023年底，中国石化在23个国家（地区）投资44个油气勘探开发项目，在埃及、安哥拉、哈萨克斯坦、厄瓜多尔等8个国家建成百万吨规模以上的油气生产基地，已初步形成油气并举、海陆兼顾、常规非常规多样化的境外油气战略布局，覆盖非洲、南美、中东、亚太、俄罗斯-中亚、北美六大重点区域。
加大勘探开发力度+核心技术突破，增储上产战略持续推进。一方面，在国家能源安全战略的指引下，公司加大油气勘探开发资本开支力度，2024年公司勘探及开发板块资本支出人民币823亿元，主要用于济阳、塔河等原油产能建设，川西等天然气产能建设以及油气储运设施建设。另一方面，公司注重科技创新和技术攻关，在上游领域关键核心技术持续取得新的突破，为夯实资源基础提供有力支撑。近年来，公司在页岩油、老油田提高采收率、CCUS（碳捕集、利用与封存）、特深层油气、陆相页岩油气勘探开发等领域的理论技术不断创新突破，同时针对新老油田积极推广适用的技术和工艺。据2024年年报，2024年公司全年申请境内外专利9,666件，获得境内外专利授权5,550件。
油气产量稳健增长，储量稳步上升，增储上产成效显著。
产量方面，原油产量保持稳健，天然气产量稳健增长。据公司公告，2024年公司全年油气当量产量515百万桶，同比+2.2%，创历史新高。其中，2024年原油产量282百万桶，同比+0.3%；2024年天然气产量14404亿立方英尺，同比+4.7%。
储量方面，油气储量稳步上升。（1）原油：由于经济可采储量受油价影响较大，因此2014年油价暴跌后公司原油储量有所下滑，勘探开发投资也有所减少。但自2016年来，公司剩余原油可采储量稳中有升，2024年剩余原油可采储量为2097百万桶，同比+4.7%，2016-2024年CAGR为3.83%。（2）天然气：2024年公司剩余天然气可采储量为9.87万亿立方英尺，同比+6.0%，2016-2023年CAGR为4.06%，剩余天然气可采储量持续突破，业务增长空间广阔。
1.3.炼油化工：推进减油增化，实现高质量发展
中国石化是世界第一大炼油公司，规模效应显著。据卓创资讯数据以及公司公告，截至2025年3月，全国炼油能力约为9.5亿吨，其中公司炼油能力约为3.03亿吨，占全国炼油能力的32%，炼油厂数量27个，占全国的18%，均位于全国首位。
公司千万吨级炼厂达14家，规模化和一体化程度高。据公司官网、卓创资讯数据，截至2025年3月，公司控股、参股的炼化企业30余家，其中炼油能力超千万吨级的包括镇海炼化、茂名分公司、金陵分公司、上海高桥石化公司等14家公司，合计炼能约为2.15亿吨，约占公司整体炼能的70%。据《规模化炼厂一体化绿色线路规划研究》，在工艺流程相同的情况下，1000万 t/a 炼厂的单吨完全操作成本比500万 t/a炼厂低10%左右，公司规模效应优势显著。
持续优化产品结构，柴汽比逐步降低。公司原油以外购为主，2024年加工原油2.52亿吨，同比-2.0%，其中外购原油加工量为2.08亿吨（未包括来料加工原油量）。公司持续优化产品结构，增产汽油和航煤，高附加值产品产量进一步提高，柴汽比由2016年的1.19降至2024年的0.9。
公司是全球第二大化工公司，化工基础稳固。公司是全球第二大化工公司，化工业务壁垒稳固，产品覆盖全面。2015-2024年公司化工主要产品产量稳健增长，据公司公告数据，2024年公司乙烯、合成树脂、合成橡胶、合成纤维单体及聚合物、合成纤维产量分别为1346.7万吨、2008.7万吨、142.9万吨、1003.3万吨、124.8万吨，同比分别-5.9%、-2.4%、+0.4%、+27.5%、+12.1%。
烯烃方面，公司乙烯产能超1600万吨，占全国乙烯产能比例近30%。2020年以来，随着公司乙烯项目逐步建成投产，公司乙烯产能加速扩张，据《中国石化2024年乙烯业务述评》数据，截至2024年底，公司拥有蒸汽热裂解制乙烯企业18家，分属11家直属企业和7家合资公司，乙烯产能达1618万吨，相较于去年增加120万吨（同比+8.0%），主要是中石化英力士（天津）石化有限公司乙烯装置建成投产新增产能。据百川盈孚数据，2025年4月我国乙烯产能约为5819万吨，公司乙烯产能占全国的比例约为27.8%。
产量方面，2024年受市场供需失衡等因素影响，公司大部分装置降负荷运行，安排天津小乙烯、齐鲁、上海新区经营性停工，茂名1号、福建、中韩、中科等4套装置大修，广州、中原等2套装置消缺，在此背景下，公司全年累计生产乙烯1238.3万吨，同比-6.6%（含MTO装置为1346.7万吨，同比-5.9%）。总乙烯产量占中国大陆地区总产量4718.4万吨（中国石化经济技术研究院统计数据）的28.5%。
芳烃方面，公司PX产能约720万吨，占全国PX产能比例约为17%。据卓创资讯数据，截至2025年3月全国PX产能为4391万吨，公司PX产能为721万吨，占全国PX产能比例为16.4%。
持续推进“减油增化”，坚持增产增销高端高附加值化工产品。一方面，公司持续推进“减油增化”，据公司公告数据，2015-2024年公司综合商品收率保持在95%左右，但成品油（汽油、柴油、煤油）收率整体呈下降趋势，预计公司其余化工产品收率有所提升。另一方面，公司化工业务坚持“基础+高端”战略，不断加快科技创新，密切产销研用结合，加大高端产品和高附加值材料研发力度。不断提升光伏级 EVA、POE、茂金属聚烯烃、顺丁橡胶等高附加值产品产量，合成树脂、合成橡胶、合成纤维和精细化工高附加值产品比例也在稳步提升。
我们认为，公司作为全球第二大化工公司，化工基础稳固，产品矩阵丰富，同时坚持增产增销高端高附加值化工产品，助力增收创效，公司核心竞争力持续夯实。
多个重点炼化项目逐步推进，淘汰落后产能、新建高效装置、布局高端材料，预计2025年之后（包括2025年）公司或有超3000万吨炼油、700万吨乙烯、400万吨芳烃新增产能有待释放，龙头地位进一步夯实。我们结合公司公告、公司官网以及相关环评报告等数据，梳理了公司在建以及拟建项目的情况，预计2025年之后（包括2025年）公司或有超3000万吨炼油、700万吨乙烯、400万吨芳烃新增产能有待释放，龙头地位进一步夯实。同时我们注意到，部分项目具体建设内容中包括乙烯-醋酸乙烯共聚物（EVA）、聚烯烃弹性体（POE/α烯烃）、超高分子量聚乙烯（UHMWPE）等高端高附加值化工产品，公司高附加值产品比例有望进一步提高。
1.4.分红：重视股东回报，彰显公司长期价值
公司重视股东回报，保持稳定分红政策。公司2024年归母净利润503.13亿元，2024年全年每股股利0.286元/股，现金分红347.47亿元，以其他方式（如回购股份）现金分红金额为21.31亿元，合计分红368.78亿元，派息率约73.3%，按2025年3月31日收盘价，中石化A股股息率为5.0%。
1.5.财务表现：一体化布局抵御油价波动风险，桶油成本管控良好
一体化布局抵御油价波动风险，公司经营业绩稳健。从整体趋势上看，公司营业收入与归母净利整体表现均与布伦特油价呈现较强正相关关系，而公司作为一体化龙头，上中下游各板块协同作用显著，抗油价波动能力显著，经营业绩稳健。
2003-2024年公司营收由4171.91亿元增长至30745.62亿元，2003-2024年CAGR为10.0%；归母净利润由190.11亿元增长至503.13亿元，2003-2024年CAGR为4.7%。
2024年，公司经营业绩短期承压，主要是受成品油需求低迷以及化工景气下行影响，2024年公司炼油、营销及分销、化工板块毛利率、经营收益均有所下滑，拖累公司业绩。具体来看，（1）炼油：2024 年原油加工量252百万吨，同比-2.0%，受航煤裂解价差下降以及汇差导致进口原油采购成本增加等因素影响，2024 年公司炼油毛利率为1.6%，同比-0.8pct，全年实现经营收益为67 亿元，同比- 67.4%。（2）营销及分销：2024年公司成品油总经销量为239百万吨，同比+0.1%，受成品油需求低迷影响，2024年公司汽油、柴油对外销售量同比-0.7%、-4.8%，全年实现经营收益186亿元，同比-28.1%。（3）化工：受国内外新增产能持续释放影响，2024年公司化工毛利率为0.9%，同比-0.9pct，全年经营亏损100亿元，同比增亏40亿元。
上游方面，公司稳油增气持续推进，降本增效成果显著。稳油増气方面，2024年公司抓住油价相对高位时机，加大高质量勘探力度，油气当量产量515百万桶，同比+2.2%，其中原油产量282百万桶，同比+0.9%，天然气产量14,004亿立方英尺，同比+4.7%。降本增效方面，2024年公司油气现金操作成本为745元/吨，同比-1.3%，勘探费用94亿元，同比-15%。2024年勘探开发业务毛利率25.2%，同比+3.1pct，实现经营收益564亿元，同比+25.4%。
分板块来看，营销及分销业务贡献主要营收，各板块在不同油价环境下盈利水平有所分化。
高油价时期勘探开发业务贡献主要利润，勘探开发业务与原油价格高度相关，毛利率水平波动相对较大；低油价时期炼油、化工贡献主要利润，由于我国成品油定价机制，炼油板块在油价处于40-80美元/桶时盈利表现较强，但化工业务除了受原油价格影响外，同时还受到化工品供需格局影响。营销及分销板块毛利率较低，但较为稳定。
资本开支稳健，化工板块资本开支占比逐步提升。近年来公司资本开支规模稳健提升，其中上游勘探发开板块支出规模和油价相关性较高，近年来资本开支逐年提升。下游炼油以及成品油销售业务资本开支有所缩减，化工板块资本开支有所提升。我们认为，一方面，公司加大勘探开发资本开支，契合“增储上产”战略目标的同时，也为公司下游业务原料稳定供应提供保障，强化公司一体化水平；另一方面，公司持续推进“减油增化”，增产高附加值产品，化工板块资本支出占比逐年提升，带动公司实现高质量发展。
桶油成本管控良好，凸显核心竞争优势。公司凭借一体化运营的产业链优势、强大的技术研发能力、优异的管理水平和运营效率，降本增效持续推进，近年来桶油完全成本整体呈下降趋势。据我们测算，公司桶油完全成本由2021年56美元/桶逐步下降至2024年的49美元/桶左右。
02
油价：或将维持中高位运行
2.1.需求端：增速下滑，但2025年仍将保持正增长
2.1.1.Non-OECD 贡献主要需求增量，OECD存量需求保持平稳
Non-OECD 贡献主要原油需求增量，OECD存量需求保持平稳。据EIA 2025年5月报数据，2024年全球需求量为102.74百万桶/天，预计2025年全球原油需求量为103.71百万桶/日，较2024年原油需求+97万桶/日。其中，OECD国家2025年原油需求为4576万桶/日，较2024年原油需求+9万桶/日；Non-OECD国家2025年原油需求为5795万桶/日，较2024年原油需求+88万桶/日。
2.1.2.化工用油或是后续原油需求的主要增量来源
化工用油或是后续原油需求的主要增量来源。伴随新能源汽车渗透率的逐步提升，长期来看交通用汽柴油消费量预计将逐步达峰。同时，随着全球人口增长以及居民收入提升，对石油化工产品需求增加，化工用油占比有望逐年增长，或成为后续原油需求的主要增量来源。据IEA数据，预计2023-2030全球原油需求CAGR为0.4%，其中LPG/乙烷CAGR为2.3%，石脑油CAGR为2.2%。
2.2.供给端：原油主产国供给弹性下降，增量或相对有限
全球油气上游资本开支增加有限，供给弹性下降。油企面对全球长期需求的不确定性、对成本的担忧，以及许多投资者和所有者愈加严格的资本约束压力下，油气公司近年来将经营重心从产能扩张转向清洁能源投资、并购活动，并注重通过分红、回购等回馈投资者。据IEF，S&P数据，预计2030年全球油气公司资本开支为7380亿美元，2025-2030年CAGR为2.2%，整体增速明显放缓（vs 2019-2024年CAGR为6.5%）。
上游资本开支相对克制下，未来油气供给弹性或将逐步降低。据IEA 2025年2月报数据，预计2025年全球原油供给增量为160万桶/天。
2.2.1.Non-OPEC+：美国页岩油增产面临瓶颈，南美或仍保持较高增速
据IEA 2025年1月报预测，2025年Non-OPEC+原油产量预计增加146万桶/天，主要来源于美国、巴西、挪威等国家。具体来看，美国59万桶/天（NGL 22万桶/天、原油37万桶/天）、巴西22万桶/天、挪威15万桶/天、加拿大14万桶/天、圭亚那10万桶/天、其他国家26万桶/天。
美国：油企扩产意愿偏弱+能力存疑，页岩油增产或面临瓶颈
油价仍是油企资本开支主要考量，不宜高估特朗普能源政策。我们复盘了特朗普上个任期内（2017-2021），美国原油产量、新增钻井数与油价的走势关系，我们发现：特朗普上个任期内，美国原油产量、新增钻井数基本与油价同步波动，特朗普的鼓励措施，似乎并未使得美国新增钻井数实现逆油价扩张。
因此我们认为：油价与成本共同决定的投资回报率，或为美国油气企业决策资本开支的主要考量因素。特朗普的能源政策，虽然在理论上能鼓励美国油气企业扩产，但可能不是美国油气企业决策资本开支的主要依据，不宜高估特朗普能源政策对美国油气公司生产经营带来的影响。
我们认为，当前美国油企资本开支意愿或相对较弱，主要基于（1）相比于特朗普第一届任期，当前美国主要油企平衡油价、现金流油价已大幅提升；（2）油企新钻井盈亏平衡价格已上升至60$-70$。
（1）相比于特朗普第一届任期，当前美国主要油企平衡油价、现金流油价已大幅提升。由于天然气售价及油气比走低，美国油气公司的平衡油价、现金流油价已至50美金/桶，相比于特朗普第一届任期（2021）的水平，分别提升约45%、35%。如果未来油价出现回调，企业盈利能力或将受损，增产意愿将大幅下降。
（2）美国油企新钻井盈亏平衡价格已上升至60$-70$，影响油企资本开支意愿。相比特朗普上一任期，原油生产成本呈增长趋势。根据达拉斯联储对100+油企的问卷调查，2025Q1美国各个地区油企存量井的平衡油价为41美元/桶，相较于2021Q1的31美元/桶增长约32.3%。2025Q1美国各个地区油企新钻井平衡油价从61美元/桶到70美元/桶，平均平衡油价为65美元/桶，相较于2021Q1的52美元/桶增长约25.0%。考虑到当前布伦特油价约为70美元/桶，油企资本开支意愿或相对较弱。
旧井衰竭压力加重+活跃钻机数和DUC井数明显下滑，大幅扩产能力或存疑。由于页岩油高衰减的特性，美国原油增产依赖钻井的持续投入，需要不断钻探新井来补充老井的产量损失。而2023年以来，美国石油活跃钻机数和DUC井数明显下滑，页岩油旧井衰竭压力加重。从钻机数来看，据EIA数据，美国活跃钻机数由2023年初的748台下降约24%至2025年4月的566台。从DUC井数量来看，据EIA数据，截至2025年2月，美国DUC井数量已经降至5287口，为2014年以来的最低水平。
综上，我们认为，美国页岩油当前面临旧井衰竭压力加大以及运营开采成本提升的双重压力，叠加油企高股东回报、降低杠杆、清洁能源投资的行为模式持续，上游资本开支意愿相对较弱。同时钻机数与DUC井数量已下滑至历史低位，美国原油大幅增产能力存疑。页岩油的产量或正在接近拐点，后续增产潜力或面临瓶颈。据EIA数据，2024年美国页岩油产量为885万桶/天，同比+30万桶/天，2023年同期为+72万桶/天。据IEA 2025年2月报数据，预计美国2025年增产37万桶/天。
南美：已成为全球原油供应增长的主要来源
南美洲目前是全球原油供应增长的主要来源。其中，巴西、圭亚那、阿根廷等国家原油供应保持较快增长。
巴西：据Petrobras官网数据，2024年底巴西已有IPB (Maria Quitéria)以及Buzios 7 (Alm. Tamandaré)2个海上FPSO项目投产，产能分别为10万桶/天、22万桶/天；预计2025年巴西还有Mero 4 (Alexandre de Gusmão)以及Buzios 6 (P-78)2个海上FPSO项目投产，产能均为18万桶/天。据IEA 2025年1月报，考虑实际投产日期以及产量爬坡因素，IEA预计巴西 2025 年实际增产22万桶/天。
圭亚那：据IEA以及Offshore-Technology数据，圭亚那Stabroek Ph 4 （Yellowtail）海上项目预计2025年Q1投产，产量25万桶/天，据IEA 2025年1月报，考虑实际投产日期以及产量爬坡因素，IEA预计圭亚那 2025 年实际增产10万桶/天。
阿根廷：据《中国能源报》2025年3月24日消息，近日，阿根廷政府批准国有石油公司YPF加入一项计划，为阿根廷本土瓦卡穆埃尔塔（Vaca Muerta）油气田一座管道项目提供资金，预估金额接近30亿美元，以进一步提高阿根廷油气产量。据Rystad Energy预测，得益于页岩油产量的快速增长，阿根廷2025年原油产量预计同比增长13%至80.3万桶/日，增产约9.4万桶/天。
2.2.2.OPEC+：5月增产大超预期，补偿性减产协议对供应端形成一定支撑
OPEC+ 5月增产大超预期，6月再次加快石油增产。据OPEC+官网，OPEC+于2024年12月的部长级会议上宣布将220万桶/日减产延长至2025年3月，于2025年4月开始逐步增产，每月增产约13万桶/日左右。据3月4日财联社新闻，欧佩克代表称，欧佩克+将继续推进4月石油增产计划。根据OPEC网站4月3日发布的声明，OPEC+组织同意在5月份向市场增加41.1万桶/日的石油供应，这一调整相当于三个月的增量，包含原定5月的计划增量及额外两个月的增量，远超之前预期的13万桶/日。据华尔街见闻，OPEC+成员国同意将6月份的石油供应增加41.1万桶/日，增产幅度与上个月宣布的幅度相当。
补偿性减产协议对供应端形成一定支撑，但我们认为部分国家补偿性减产协议的执行度较弱，整体效果仍尚待观察。2025年4月16日，沙特阿拉伯、俄罗斯、伊拉克、阿联酋、科威特、哈萨克斯坦、阿尔及利亚、阿曼等8个OPEC+国家提交了补偿性减产计划，5月、6月分别减产37.8万桶、43.1万桶，若执行率100%，则5月份OPEC+的新增供应为3.3万桶/日，6月份减产2万桶/日，对供应端形成一定支撑。
伊朗：特朗普上任或将进一步扩大对伊朗制裁力度，或导致伊朗原油供应大幅缩减的风险增加。复盘来看，特朗普在上个任期中于2018年5月宣布退出伊核协议，并重启对伊朗的制裁，导致伊朗原油产量从2017年约380万桶/天的高位下滑180万桶/天至2020年约200万桶/天。拜登上任后，由于制裁放松和规避出口方式，伊朗原油产量逐渐回升，据IEA数据，2025年2月伊朗原油产量已回升至约340万桶/天左右的水平。如果特朗普后续进一步扩大制裁力度，短期内或导致伊朗原油供应大幅缩减的风险增加。此外，若伊朗若针对制裁行为进行报复，或将使地缘风险进一步上升。
2.3.研判：供给增量或有限，需求仍保持增长，油价或维持中高位运行
展望2025年，供给端来看：
（1）OPEC+5月增产大超预期，6月继续加速增产，但补偿性减产协议对供应端形成一定支撑。
（2）美国受旧井衰竭压力加大以及运营开采成本中枢上移的双重压力，上游资本开支或偏谨慎，大幅增产能力存疑。
（3）南美已成为全球原油供应增长的主要来源。需求端来看，全球原油需求仍保持增长态势，其中Non-OECD国家等新兴市场原油需求、化工用油需求或是后续原油需求的主要增量来源。
中长期来看，全球原油资本开支已逐步放缓，供给弹性或持续下滑。同时，全球当前仍处于化石燃料向可再生能源和低碳能源的新旧能源转型中，原油需求达峰尚待时日。因此，我们认为，全球原油供需或不存在大幅宽松的可能性，中长期来看原油价格或维持中高位运行。
03
化工：PX供需格局或仍偏紧
3.1.化工结构性矛盾仍存，产业转型升级大势所趋
当前我国化工产业存在“低端过剩、高端不足”的结构性矛盾，部分重点化工产品对外依存度高。当前，我国部分低端工业产品产能增长过快，供应过剩。据《中国石化报》数据，“十三五”以来，我国石化产业投资大量集中在基础原材料生产制造领域，24种主要化工品产能消费比从2006年的78%提升至2024年的120%（部分化工品超过140%），部分行业产能利用率持续下滑。与此同时，我国高端化工产品发展不足，以化工新材料和高端精细化学品为代表的高端化学品结构性短缺，自给率偏低。据《中国石化报》，我国精细化工发展水平低，2024年化工产业总体精细化率仅为45%，茂金属聚乙烯、特种橡胶、工程塑料等化工新材料整体进口依存度高达46%，营养化学品、电子化学品和光刻胶等行业尚处于起步阶段。
化工产业作为国民经济的基础性产业，长期以来在提供基础材料、保障民生需求等方面发挥着关键作用。随着经济发展模式的转变、国内下游新兴产业对高端化工新材料需求旺盛以及环境问题日益严峻的当下，化工产业低端化、粗放式的发展模式已难以为继，高端化转型成为必然趋势。
政策积极引导，化工产业转型升级有望加速。近年来，国家和地方政府通过一系列政策措施，推动化工产业向高端化、绿色化、智能化方向发展。2023年以来，相关政府部门陆续出台《石化化工行业稳增长工作方案》、《产业结构调整指导目录（2024年本）》、《精细化工产业创新发展实施方案（2024—2027年）》、《标准提升引领原材料工业优化升级行动方案（2025—2027年）》等政策。
在政策积极推进下，我国化工产业在转型升级方面取得了一定进展。据工业和信息化部原材料工业司数据，我国化工新材料产值年均增速超过20%，2023年产值超过1.2万亿元，超高纯电子级氢氟酸、聚烯烃弹性体等加快突破，对重点产业链保障能力显著增强。我们认为，下游产业升级为化工新材料带来广阔空间，随着政策的持续推进以及相关企业的积极参与，高端化工新材料产业发展可期，研发能力强、自主创新能力强的公司有望在“进口替代”的过程中受益。
3.2.PX仍有进口替代空间，供需格局或仍偏紧
（1）现阶段我国PX仍有约20%的进口替代空间。PX（对二甲苯）是一种重要的有机化工原料，长期以来，我国PX对进口依赖度较高，据百川盈孚数据，2013-2019年我国PX进口依存度维持在50%以上。据百川盈孚数据，2024年我国PX产量为3648万吨，PX表观消费量为4586万吨，仍有约20%的进口替代空间。
（2）PTA负荷维持较高水平，2025年或开启新一轮投产。据百川盈孚数据，2024年我国PTA开工率平均为80%，处于历史较高水平。同时，据百川盈孚数据，2025年PTA预计投产860万吨，包括江苏虹港石化有限公司240万吨/年精对苯二甲酸（PTA）三期项目、三房巷三期PTA项目。
供给端来看，PX 2024年国内无新增产能，2025年投产或仅有300万吨。
综上，我们认为，2025年PX板块仍将保持供需偏紧格局。需求端来看，据百川盈孚数据，2024年下半年以来我国PTA开工负荷维持在较高水平，同时PTA 2025年预计投产860万吨，按0.655吨PX的单耗计算，对应需要563万吨PX；供给端来看，2024年PX国内无新增产能，2025年底投产或仅有300万吨，或无法覆盖后续供给缺口。因此，我们认为，2025年PX板块仍将保持供需偏紧格局。我们在第一部分提到，公司芳烃产品市占率较高，PX产能占全国的17%，有望持续受益于下游需求的增长以及PX国产替代的加速。
04
成品油：消费税监管收紧，行业出清有望加速
成品油消费税呈征收范围扩大、征收税率提升的趋势。成品油消费税是国家仅次于烟草的第二大消费税，我国自1994年起开始征收成品油消费税。在此期间，成品油消费税经历了多次调整，主要体现在两个方面：一是逐步扩大征收产品范围、多次界定和调整具体征税产品，二是逐步提高了成品油消费税率。据国家税务总局数据，截至2024年，我国汽油消费税额由0.2元/升增长至1.52元/升，柴油以及航空煤油消费税额由0.1元/升增长至1.2元/升。
成品油消费税监管收紧有效规范化成品油市场，行业出清有望加速。此前，成品油税收存在诸多弊端，如成品油消费税征收范围不明确，产品标准体系不完善，导致部分炼油企业偷税逃税现象时有发生，长期存在游离于表外的隐性消费的汽柴油。部分企业通过建立空壳贸易公司勾结炼油企业等方式进行非法操作，最后实现变换发票名称，从而偷逃税款，扰乱了成品油市场的正常秩序。
伴随成品油消费税逐步收紧、一系列成品油市场整顿行动的开展，市场逐步向有序化、规范化、公平化转变，营造良好的营商环境的同时，也倒逼部分不法炼厂退出市场，行业出清有望加速。据中石油经济技术研究院发布的《2022年国内外油气行业发展报告》指出，我国成品油行业发展环境持续好转，一是地方炼厂表外资源量大幅减少，2022年地方炼厂表外汽柴油资源量为3286万吨，同比大幅减少57.4%。二是调和汽柴油基本退出市场，2022年调和汽柴油资源量为82万吨，同比下降94.6%。据百川盈孚数据，2025年2月-3月，山东地炼开工率已下滑至50%以下。
国内后续新增炼油产能或有限，落后产能逐步出清，行业龙头有望持续受益。
产能规划方面，国内后续新增炼油产能或有限。自2021年以来，为实现“双碳”目标，推动行业高质量发展，国家多部门、行业联合会等陆续颁布了多项政策文件，促进石油石化行业整体向绿色、低碳化转型。如《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025年）》、《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》、关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》、《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》等。2024年5月，中共中央、国务院发布《2024-2025年节能降碳行动方案》，再次强调严控炼油、电石、磷铵、黄磷等行业新增产能，禁止新建用汞的聚氯乙烯、氯乙烯产能，严格控制新增延迟焦化生产规模。到2025年底，全国原油一次加工能力控制在10亿吨以内。
据卓创资讯数据显示，截至2025年3月，全国炼油能力约为9.5亿吨。根据各公司公告、官网、环评报告等数据，预计2025-2028年期间，镇海炼化扩建项目（二期）、裕龙岛炼化项目（一期）、大榭石化-炼化一体化项目等或陆续投产，合计规划炼油产能7800万吨，供给总量或逼近10亿吨上限，后续新增炼油产能或有限。
行业整合或提速，公司有望持续受益。《2024-2025年节能降碳行动方案》提出全面淘汰200万吨/年及以下常减压装置，通过淘汰落后产能来调整产业结构。据卓创资讯数据，截至2025年3月，目前在运行的炼厂中有29家炼厂炼油产能低于200万吨/年，合计产能为3320万吨/年。随着生产成本较高、装置老旧的小型炼厂逐步被淘汰，炼化行业产能淘汰整合或有望提速。公司作为拥有全产业链一体化优势的国内炼化龙头，存量优势明显。同时，公司还能够根据市场需求优化调整生产负荷、灵活排产计划，在产业协同、政策支持、工艺技术等方面优势突出，有望在行业集中度加速提升背景下持续受益。
05
公司布局氢能全产业链，打造中国第一氢能公司
5.1.氢能顶层设计日趋完善，为行业放量奠定基础
国家持续推出氢能支持政策，顶层设计日趋完善。自2019年氢能首次被写入政府工作报告以来，我国从国家层面开始在氢管理、制取、运输、储存、应用和安全等多方面完善氢能产业发展的支持政策体系和标准体系。。
2024年以来，氢能政策支持力度不断加强。2024年2月工业和信息化部等七部门发布《关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》，提出通过构建氢能制、储、输、用等全产业链技术装备体系，提高氢能技术经济性和产业链完备性，以满足石化化工、钢铁、交通、储能、发电等多个领域的用氢需求；2024年3月全国两会期间，加快氢能产业发展首次被写入政府工作报告；2024年3月国家能源局发布《2024年能源工作指导意见》，编制加快推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景；2024年11月，《中华人民共和国能源法》审议通过，首次将氢能纳入国家能源体系，进一步认可氢能的能源属性。
据《中国氢能发展报告（2025）》，2024年，国家层面已累计发布氢能专项政策4项，22个省级行政区将氢能写入2024年《政府工作报告》，各地方政府公开发布560项氢能专项政策。
同时，地方配套政策积极跟进，多省市出台政策推动非化工园区制氢“松绑”，以及出台相关制氢补贴政策。
整体来看，国家对氢能的重视程度持续提升，顶层设计日趋完善，氢能已逐渐成为我国积极培育的新兴产业和未来产业的方向之一，氢能产业长远健康发展可期。
5.2.我国已形成较为完整的氢能产业链，燃料电池需求快速增长
我国已基本形成较为完整的制氢、储运、加注和应用的氢能产业链。
在制氢环节，我国已成为世界上最大的制氢国。据《中国氢能发展报告（2025）》数据，截至2023年底，全国氢气产能超5000万吨/年，同比增长约1.6%，全国氢气产量超3650万吨，同比均增长约3.5%。煤制氢、天然气制氢和工业副产氢仍是我国氢气供应的主要来源，占比分别为56%、21%、21%。
在储运环节，目前我国主要以高压气态储运技术为主。我国氢气储运环节的发展经历了从初期的高压气态储运到逐步探索液态和固态储运技术的过程。目前，高压气态储氢技术因其成本低、技术成熟而广泛应用，但其运输半径受限于200公里以内，难以满足长距离、大规模运输的需求。随着氢能产业的发展，液态储氢和固态储氢技术逐渐进入研发和示范阶段，被视为未来实现氢气大规模、长周期、长距离运输的主要方式。在液态储氢方面，我国已实现首套10吨/天氢液化装置系统下线，并推出了首台民用液氢储运罐车。
加氢站方面，据氢能产业大数据平台显示，截至2025年5月，我国拥有加氢站542座，相较于2024年底增加20座，在运营加氢站数量392座，相较于2024年底增加7座。伴随上游制氢逐步成熟和下游燃料电池车的快速发展，加氢站建设有望铺开。
终端应用来看，钢铁、化工是氢气下游重要的应用方向之一，燃料电池需求快速增长。从氢能市场产业链来看，氢气可以直接应用于钢铁、化工等领域，也能够通过燃料电池系统间接用于交通、发电、建筑等领域。我国是氢能消费大国，据中国氢能联盟、弗若斯特沙利文数据，按表观消费量计算，预计2025年我国氢能消费市场规模将增长至4260万吨，同比+7.8%，预计2028年有望达到5280万吨，2025-2028年CAGR为7.4%。其中，预计2025-2028年直接使用的氢能预计由4150万吨增长至5010万吨，CAGR为6.5%；间接使用的氢能预计由110万吨增长至270万吨，CAGR为34.9%，主要受燃料电池高速发展驱动。
国内氢燃料电池目前主要应用在商用车领域，2028年市场规模预计超400亿元。与纯电动汽车相比，燃料电池汽车运行时间和运行里程更长，安全性能也更优。国内燃料电池系统的应用场景以商用车为主，据中国氢能联盟、弗若斯特沙利文数据，2025年我国氢燃料电池市场规模预计达到110.8亿元，其中商用车燃料电池市场规模为99.0亿元；预计2028年我国氢燃料电池市场规模为498.2亿元，其中商用车燃料电池市场规模为442.3亿元。
此外，随着氢燃料电池系统的规模效应以及技术进步，氢燃料电池重卡有望逐步替代柴油重卡以及电动重卡。据弗若斯特沙利文测算数据，在不考虑政府补贴的情况下，预计氢燃料电池重卡或于2027、2028年分别替代柴油重卡、电动重卡。
5.3.公司布局氢能全产业链，打造中国第一氢能公司
公司将氢能作为新能源的核心业务，打造中国第一氢能公司。公司在在氢能领域拥有丰富的产业经验和竞争优势，将氢能作为新能源的核心业务加快发展，围绕洁净交通能源和绿色炼化的氢能利用，努力构建规模最大、科技领先、管理一流的中国第一氢能公司。根据公司2024年可持续发展报告，公司2050年氢能业务发展愿景主要包括2个方面：（1）氢能交通：加氢站数量、加氢能力保持全国最大；氢气来源 100% 来自非化石能源；形成功能齐全、遍布全国的低碳交通能源供应网络，助力国家道路交通领域实现碳中和。（2）绿氢炼化：炼化企业用氢100%来自于蓝氢和非化石能源制氢，通过绿氢炼化助力中国石化高质量完成碳中和目标。整体来看，公司主要通过2大路径实现氢能发展：
（1）布局氢能全产业链，在制氢、储氢、加氢、氢能技术等环节均取得突破。
制氢方面，绿氢工业应用实现突破，新疆库车2万吨/年绿电制绿氢示范项目于2023年8月底全面建成投产，是全球规模最大的光伏发电直接制绿氢项目。2024年12月，首个工厂化海水制氢科研项目在中国石化青岛炼化建成，采用海水直接制氢与绿电制绿氢结合的模式，每小时可生产绿氢20立方米。
氢纯化方面，公司针对不同来源的原料氢气，开发出自主高效吸附剂和模块化纯化工艺，成套技术在多家所属企业成功应用。2024年12月，燕山石化1万标准立方米/小时氢气提纯设施完善项目投产，采用PSA（变压吸附）技术将燕山石化乙烯装置副产氢提纯至99.999%以上。
供氢方面，公司编制了氢产业走廊规划，提出“三轴四区N线”的布局思路，初步建成成渝万、京津唐、沪嘉甬三大氢能交通走廊。燃料电池供氢中心建设方面，按照“适度超前、适度富余”原则，统筹供氢中心项目规模和进度。根据公司2024年可持续发展报告，公司利用炼厂副产氢资源，结合“3+2”氢燃料电池示范城市群加氢站用氢需求，打造燃料电池用氢供氢中心。截至2024年末，已累计在11家企业建成氢燃料电池供氢中心，总能力超过4万标立/时。2024年，车用高纯氢产量为2068吨。
储氢方面，公司完成储氢气瓶用树脂、碳纤维材料和成瓶技术开发，所制备的 IV 型高压储氢气瓶通过第三方专业公司测试。
加氢站建设方面，截至2023年，公司拥有加油站总数超3亿座，具有布局加氢站的先天优势，公司加氢站在国内网络基本覆盖了“3+2”氢燃料电池示范城市群。根据公司2024年可持续发展报告，截至2024年，打通6条氢能交通走廊，累计建成加氢站142座，加氢站氢气加注量占中国总加注量的40%左右。同时，公司积极探索站内制氢及微网输氢新模式，福州、广西分布式氨制氢加氢一体站、大连盛港加氢站站内甲醇制氢项目相继示范运营，并在浙江、四川、重庆和山东投入运营微管道输氢加氢示范站4座，投营首座境外加氢站—中国石化香港凹头加氢站。
应用方面，基于自主催化剂和膜电极装配出百千瓦级氢燃料电池电堆，完成在燃料电池发电车上的应用示范。
（2）通过设立子公司、合资公司、参股等方式进一步加强氢能产业链各环节竞争力，并与多个国内外知名企业在氢能领域达成深度合作
公司通过设立子公司、合资公司、参股等方式进一步加强氢能产业链各环节竞争力，并结合自身的资金、技术和资源优势，积极以现有业务体系为基础拓展氢能装备、材料、运营和服务等领域。此外，公司与法国液化空气、隆基、美锦能源等国内外知名企业在氢能等领域达成合作。
在制氢环节，子公司中石化石油机械股份有限公司成功研制小型PEM、隔膜式压缩机、纯氢长输钢管等设备。公司与美国康明斯合作设立合资公司康明斯恩泽制氢科技有限公司，引进先进的PEM制氢技术，推出首台本地化PEM电解水制氢设备。全资子公司中国石化集团新星石油有限责任公司主要负责运营绿氢项目建设。
在储氢环节，公司通过参股北京中科富海低温科技有限公司、浙江蓝能氢能科技股份有限公司，布局低温储备装备和长管拖车、碳纤维缠绕高压管束集装箱等。
在加氢站环节，公司参股加氢站集成设备中鼎恒盛气体设备(芜湖)股份有限公司、北京海德利森科技有限公司、上海舜华新能源系统有限公司，布局加氢机等加氢站核心设备，并与东方电气石化氢能(江西)有限公司成立合资公司布局加氢站运营业务。
在燃料电池系统环节，公司参股上海重塑能源集团股份有限公司。
在基础材料环节，全资子公司中石化催化剂(天津)有限公司负责生产加氢载体基础材料等催化剂产品。
06
盈利预测与投资评级
勘探及开发：勘探及开发事业部生产的绝大部分原油及少量天然气用于本公司炼油、化工业务，绝大部分天然气及少部分原油外销其他客户。考虑后续OPEC+的增产及补偿减产政策、美国关税政策、俄乌冲突和中东局势等地缘问题的演绎等因素，我们预计2025年-2027年油价在60-80美元区间。根据公司稳油増气、增储上产策略，以及公司在勘探开发核心技术上的持续突破，我们预计公司2025-2027年原油、天然气开采量平稳增长。同时，公司降本增效成效显著，桶油成本管控良好，我们预计2025-2027年公司桶油成本小幅降低，毛利率整体保持稳定。预计2025年-2027年勘探及开发实现营收1747/1765/1779亿元，同比-2.9%/+1.0%/+0.8%。
炼油：炼油事业部业务包括从第三方及勘探及开发事业部购入原油，并将原油加工成石油产品，汽油、柴油、煤油内部销售给营销及分销事业部，部分化工原料油内部销售给化工事业部，其他精炼石油产品由炼油事业部外销给国内外客户。成品油、化工轻油的对内销售价格根据油价情况和历史情况进行预测，销量方面，我们预计公司原油加工量整体保持平稳，受减油增化影响，预计公司成品油收率略有下降。预计2025-2027年炼油板块实现营收1768/1820/1865亿元，同比+4.8%/+2.9%/+2.5%。
营销及分销：营销及分销事业部业务包括从炼油事业部和第三方采购石油产品，向国内用户批发、直接销售和通过该事业部零售分销网络零售、分销石油产品及提供相关的服务。对外销售量以及价格结合全球成品油需求以及油价变化情况进行预测，由于国内成品油定价机制，预计营销及分销板块毛利率保持平稳。预计2025-2027年炼油板块实现营收14881/14838/14809亿元，同比-12.8%/-0.3%/-0.2%。
化工：化工事业部业务包括从炼油事业部和第三方采购石油产品作为原料，生产、营销及分销石化和无机化工产品。根据公司指引，预计公司乙烯、合成树脂、合成橡胶、合成纤维单体及聚合物、合成纤维等化工品产量整体稳健增长，2025年化工景气度有望逐步回升，价格有望企稳，预计2026-2027年价差有望回暖。预计2025-2027年化工板块实现营收4335/4549/4728亿元，同比+1.8%/+4.9%/+3.9%。
本部及其他：本部及其他业务主要包括附属公司的进出口贸易业务及本公司的研究开发活动以及总部管理活动。预计2025-2027年本部及其他实现营收7808/8353/8769亿元，同比+31.7%/+7.0%/+5.0%。
我们预计2025-2027年公司实现营收30541/31325/31950亿元，同比-0.7%/+2.6%/+2.0%，实现归母净利润547.38/591.62/634.23亿元，同比+8.80%/8.08%/+7.20%，对应PE为12.58X/11.64X/10.86X。我们认为，公司是国内石化龙头企业，一体化优势显著，抗油价波动风险能力强，维持高分红积极回馈股东。展望后续，伴随国内宏观环境逐步企稳，公司主业盈利有望提升，同时公司前瞻布局新能源、新材料，业绩有望增厚。我们坚定看好公司长期价值，维持“买入”评级。
07
风险提示
原材料价格波动风险：如果未来国际市场锆英砂价格频繁出现大幅度波动，将会影响公司主要原材料的采购成本，或者影响公司主要产品的销售价格，或对公司的生产经营带来较大不利影响。
在建项目的建设进度不及预期风险：但如果未来的宏观经济、市场环境、技术变革等因素发生重大不利变化，则公司或无法有效消化新增产能，或对公司经营业绩产生不利影响。
在研项目的研发进度不及预期风险：若研发进程未能顺利推进，或将导致产品落后于市场需求，公司或面临市场份额流失的风险。
下游应用不及预期风险：若下游主要应用领域出现重大不利变化，或者公司未来新产品、新技术的长期发展战略与市场需求不相符，将可能对公司整体经营业绩和成长性构成不利影响。
业绩预测和估值判断不及预期的风险。
历史文章
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团队介绍
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杨占魁
先进材料&石化行业 首席分析师
格拉斯哥大学经济学硕士，曾任职于开源证券研究所-基础化工团队（2022年、2024年新财富上榜）、浙商证券研究所-大周期团队，现任东北证券研究所-先进材料&石化行业首席分析师；深度覆盖原油、炼化、芳烃、PTA、涤纶长丝、烯烃、有机硅材料、电子新材料、固态电池材料、光伏材料等板块，擅长从宏观策略&产业趋势视角，挖掘细分赛道投资机会。
张煜暄
石化行业 高级分析师
曼彻斯特大学金融学硕士，2022年加入东北证券研究所，从事AI人工智能研究；2024年加入先进材料与石化团队。具备2年以上行业研究经验，擅长结合历史复盘与产业趋势，把握板块轮动。
吕妮珈
新材料行业 高级分析师
香港大学经济学硕士，曾就职于某煤炭上市公司投资部，担任投资经理，负责矿产项目投资和产业链收并购，熟悉一级市场投资运作；现主要覆盖新材料板块。
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重要声明
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