2025年中国石油研究报告：石油周期中蜕变的“中国石油天然气”

油价“逆境”中的“中国石油天然气”，26-27 年净利逐年走高

中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中国石油”或“公司”）是我国油气行业产业链 龙头，在原油开采及贸易、原油加工、成品油批发及零售、化工及新材料生产的全产业链， 及在天然气开采、进口、贸易、运输（参股）、销售的全产业链占据主导地位。2024 年公 司实现营业收入 29380 亿元，同比-2.4%，实现归母净利润 1647 亿元，同比+2.2%，尽管 2022-2024 年国际原油均价持续回落，公司归母净利持续创历史新高。

分板块看，油气和新能源分部持续推动增产增效，近三年高油价背景下，板块对公司经营 利润贡献占比最高，24 年经营利润同比+7.1%至 1597 亿元，毛利率同比-0.5pct 至 26.2%； 炼油化工和新材料分部受炼油毛利空间收窄、化工品需求偏淡影响，24 年经营利润同比 -42.7%至 214 亿元，毛利率同比-1.4pct 至 4.5%；销售分部为公司营业收入的主要贡献者， 24 年受成品油销售量价均下滑的影响，板块经营利润同比-31.2%至 165 亿元，毛利率同比 -0.1pct 至 3.3%；天然气销售分部持续优化进口气资源池结构，降本增量带动近两年盈利水 平显著提升，24 年板块经营利润同比+25.6%至 540 亿元，毛利率同比+1.3pct 至 8.4%。

天然气降本增量，筑牢穿越油价周期的核心竞争力

“碳中和”桥梁天然气消费量稳增，国内终端气价市场化改革推进

伴随全球“碳中和”下的绿色发展趋势，石油、煤炭在一次能源中的占比长期趋势性下降， 天然气作为使用方便且低碳排放的化石能源，成为碳中和道路上的“桥梁”，在发电、取暖、 黑色、化工等领域对煤炭形成替代，在交通运输、居民生活等领域对石油形成替代，据 EI 统计，2023 年我国天然气在一次能源消费中的比例为 8.5%，较 2013 年提升 3.4pct。供需 层面看，据国家统计局和海关总署，2024 年我国天然气产量/进口管道气/进口 LNG 同比 +7.3%/+13.1%/+7.5%至 2464/768/1068 亿立方米，表观消费量同比+8.6%至 4235 亿立方 米，仍有超 40%的需求增量缺口需要通过进口填补。

公司天然气销售分部主要业务为天然气进口与销售，包含天然气批发与零售，近年来伴随 我国天然气消费量持续提升，叠加终端气价市场化改革稳步推进，以及进口气资源池结构 不断优化，增量提价降本带动下板块利润显著扩大。据年报，24 年公司销售天然气 2878 亿立方米，同比+5.2%，其中国内销量 2278 亿立方米，同比+3.7%，公司天然气国内自产 量 1404 亿立方米，进口依存度 38%，由于用户结构变化及天然气价格市场化的推动板块 天然气内销均价平稳提升，24 年分部经营利润同比+26%至 540 亿元，占公司全年总经营 利润的比例同比+4.8pct 至 23.1%。

为适应管网互联互通发展要求，应对国际能源市场变化等因素，2021 年 5 月，国家发改委 下发关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知，提及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。此举旨在通过价格机制反映市场 供需变化，缓解企业因成本倒挂导致的经营压力，对于保障国内能源安全具有重要意义。

公司天然气下游客户涵盖城燃、LNG 工厂、化工企业、天然气发电厂以及化肥厂等，其中 城燃占比最高，天然气发电近年来增量较大且效益较好。据隆众资讯，近三年中国石油与 下游签署的管道气合同价格政策逐年均有所变化，2024-2025 年起不再区分居民管制气和 非居民管制气，较基准价的上浮比例统一为 18.5%。2025-2026 年非采暖季管制气结构占 比由 65%下调至 60%，非管制气浮动量占比则由 3%上调至 7%，采暖季非管制气固定量和 浮动量占比由 42%/3%调整至 38%/7%，浮动量比例的提升或将导致综合定价较上一年度 小幅上涨。

非常规勘探开发加速突破，有望成为天然气增储上产战略接替

近年来，非常规天然气因具备储量高、分布广的特点，成为我国天然气勘探开发的重点研 究领域，具体主要包括致密气、页岩气、煤层气（煤岩气）等。据国家能源局，我国非常 规天然气产量近年来持续保持较快速度增长，2023 年煤层气、页岩气和煤制气合计产量同 比增速为 12%，占我国天然气总产量的比例较 2017 年提升 7.4pct 至 18.8%。

煤岩气是一种吸附或者游离在地下深层煤层中的非常规天然气资源，通常埋藏深度超过 1500 米，广泛分布于鄂尔多斯、四川、准噶尔等含油气盆地，地质储量十分丰富。中国石 油煤岩气大规模开发屡获重要进展，据《中国石油报》，2024 年煤岩气年产量同比大幅提 升 130%，仅通过 3 年时间年产量已突破 23 亿方；另据中石油煤层气公司，今年 7 月我国 最大的煤岩气田——大吉气田产能突破 25 亿方，该气田是我国首个规模开发的煤岩气田， 探明地质储量 3000 亿方，公司预计年底产能有望突破 30 亿方。据中石油经研院预测，2035 年我国非常规天然气产量占比将达到近 50%，我们认为伴随技术难点被逐一突破，非常规 资源的勘探开发成本将逐步下滑，未来有望成为我国天然气上产的战略接替和主要增长极。

进口气资源池结构持续优化，外购成本下降提振业绩

据 EI 数据，2020 年以前我国进口管道气主要来自于土库曼斯坦、哈萨克斯坦、缅甸及乌兹 别克斯坦，而自 2019 年俄罗斯西伯利亚力量管道（北段）投产以来，我国自俄罗斯进口天 然气量快速增长，2023 年输气量占当年管道气总进口量的 35%。2024 年 12 月，国家能源 局公告中俄东线（即西伯利亚力量管道）全线贯通，年输气能力达设计能力 380 亿立方米/ 年，预计 2025 年通过中俄东线输送至我国的天然气将进一步增加近 50 亿立方米，有望增 强我国天然气供应能力。另据海关总署，我国进口 LNG 主要来自澳大利亚和卡塔尔，伴随 卡塔尔北方气田扩产扩建，近两年我国与该国签订的长期购销合同明显增加。

进口气价格端而言，据隆众资讯，我国进口气价格由于长期合同签订时订立的框架因素， 定价基准主要是挂钩国际油价，且与当期油价存在一定时间延迟。据《中国进口天然气价 格公式研究》，中国进口管道天然气的长期合同大多与石油或油品等替代能源挂钩联动，进 口 LNG 长协价格则一般挂靠 JCC（日本进口原油价格）。另据重庆石油天然气交易中心， 我国 2021 年以前签订的 LNG 长协斜率基本在 12%以内，斜率大多为 10%，2021 年以后 签订的长协斜率则大多超过 12%，2022 年受俄乌冲突影响该斜率更是达到了 14%，2023 年后有所回落。

我们拟合了 2020 年 1 月至 2025 年 5 月中国管道气进口月均价、LNG 进口月均价与延后 6 个月的迪拜现货价格的线性关系，得出 10 美元/桶的油价变动分别对应 0.160 元/方、0.355 元/方的进口管道气和进口 LNG 价格变动，由于汇率及其他定价参数的变化，该斜率存在波 动。结合中国石油上游板块可销售天然气产量、国内天然气销量与内部损耗假设，得出 2024 年公司需进口天然气约 932 亿立方米，其中进口管道气和 LNG 分别为 767/165 亿立方米， 由此测算若国际油价在当前基础上下降 10 美元/桶，进口气成本将有望下降约 180 亿元， 油价中枢下行有望缓解进口气源企业的成本压力。

在中国石油近年来大力发展天然气业务后，公司业绩对油价敏感性有所变低，我们以 2021-2025E 公司实际披露及我们预测的业绩为基准，分别在两种假设下开展敏感性分析： 1）除原油实现价格外其他业务因素保持不变，即不考虑进口天然气降本贡献，2）除原油 实现价格和天然气进口成本外其他业务因素保持不变。结果显示，无论是否考虑天然气降 本贡献，公司 2023 年以来业绩-原油价格曲线逐年上移；考虑天然气降本贡献后，在 50-85 美元/桶的油价区间内，公司业绩-原油价格曲线渐显平缓，表明天然气及下游石油化工板块 对公司整体利润的支撑，减弱了原油实现价格对公司效益的影响力。

推动增储上产、稳油增气，油价中枢存底部支撑

油气产量稳步提升，进军南美海洋油气新星

近年来，公司上游板块在增储上产、稳油增气方面成果显著。国内强化高效勘探和效益开 发，努力提高经济可采储量和储量接替率；海外以“一带一路”沿线国家和南美高质量油 气区块为重点，持续优化区域布局和资产结构。据年报，24 年公司原油/可销售天然气产量 942 百万桶/5134 十亿立方英尺，同比+0.5%/+4.1%，原油实现价格 74.70 美元/桶，同比 -2.5%，油气操作成本 12.05 美元/桶，同比+0.8%。25 年原油/天然气产量目标为 936 百万 桶/5341 十亿立方英尺，油气当量合计 1827 百万桶，可销售天然气产量占比将提升至 49%。

2018 年以来，公司可销售天然气产量稳步增长，同时近三年天然气储量替代率逐年提升至 2024 年的 100%，支撑公司未来天然气开采的可持续性。为了测算上游板块天然气开采业 务的利润变化情况，考虑公司近年来原油开采成本处于相对稳定区间，我们分别基于原油 开采成本为 48/50/52 美元/桶的假设开展情景分析。结果表明，近三年在上游板块经营利润 基本保持稳定的情况下，天然气利润贡献占比逐年提升，在原油开采成本为 50 美元/桶的基 准情景下，2024 年天然气经营利润占比同比提升超 10pct 至近 50%。

公司 2024 年 9 月于官网发布公告，中国石油股份公司下属中油国投苏里南公司与苏里南国 家石油公司（简称"苏国油"）正式签署苏里南浅海 14 区块及 15 区块石油产品分成合同， 公司拥有 70%合同权益，并担任作业者，苏国油下属 POC 公司持有剩余 30%合同权益。 据 ENVOI，本轮招标（SH02）共涉及 11 个区块，区块位于圭亚那-苏里南盆地东部区域和 圭亚那在产区块东南延伸带，估算地质储量超过 980 亿桶，按 30%采收率估算可采资源约 294 亿桶，同时属浅海区域（水深小于 120m），因此开发成本较深水区将具备明显优势。 此次中标是中企首次实现苏里南油气区块油气勘探、开发及作业，中国石油进入苏里南区 块有望加速苏里南海洋油气的开发，公司亦将由此受益。

苏里南-圭亚那盆地的形成可追溯到 1.95 亿年前的劳亚大陆和冈瓦纳大陆分离，所形成的油 气带与美国墨西哥湾、西非海岸对应，2015 年 5 月埃克森美孚在该盆地圭亚那侧发现首个 具有重大商业意义的区块——Liza-1，此后陆续有重大勘探发现。苏里南近海区块的首次发 现为 2019 年 Maka Central, SR（58 号区块），随后道达尔陆续于 2020/2021 年发现新的 三个区块。据 Rystad Energy，截止 2024 年 9 月苏里南已确认区块合计油气储量 18.4 亿 桶，未来五年伴随钻井投资与完井数量逐步提升，该国油气产量有望进入快速增长时期。

此外，2024 年公司在阿曼的能源开发领域同样取得了重要突破。2023 年 3 月，阿曼能源 和矿产部发表的一份声明称，阿曼将向当地和国际石油公司旗下阿曼分公司提供 3 个石油 和天然气区块，其中第 15 区块位于阿曼北部石油省含油气盆地的东北边缘，致密气是该区 块的主要油气藏。2024 年 9 月，阿曼能矿部与 Petrogas 及中国石油签署协议，双方将联 合在阿曼第 15 区块进行石油和天然气的勘探生产工作。这是继公司和 Petrogas 合资运营 阿曼第 5 号区块（2002 年 4 月签署，中石油拥有 50%权益）之后的又一里程碑事件。

中国石油自 1993 年实施“走出去”战略开展国际化经营以来，坚持“互利共赢，合作发展” 的理念，积极参与国际油气合作与开发，经过多年努力，海外业务规模和实力不断增强， 在全球油气市场发挥着愈发重要的作用。30 多年来，公司陆续建成中东、中亚-俄罗斯、美 洲、非洲、亚太和欧洲六大油气合作区，截止 2024 年底累计在 33 个国家和地区开展油气 业务，油气勘探成果丰硕。

原油供需格局趋弱，供给方“利重于量”诉求未改

2022-2024 年，受俄乌冲突爆发、美联储加息、OPEC+额外自愿减产以及中东地缘局势反 复等因素的影响，国际油价经历了数轮波动，整体维持 70-80 美元/桶以上的中高位运行。 25 年初，美国宣布对俄罗斯和伊朗实施制裁引发区域性供给担忧，叠加北半球气温骤降提 振需求，国际油价与东亚溢价显著提升；而后伴随制裁影响逐步消退，以及特朗普关税政 策扰动全球宏观经济及石油需求预期，叠加 OPEC+将按计划逐步取消额外自愿减产，国际 油价有所回落，7 月 28 日 WTI/Brent 期货价格分别收于 66.71/70.04 美元/桶，25 年以来下 跌 7.0%/6.2%。

需求端看，25 年以来受北半球传统淡季以及制造业活动修复缓慢影响，欧美石油需求相对 偏弱。我们认为中国仍为全球石油需求的阶段性重要边际影响因素。2024 年以来，中国石 油需求已完成此前低基数下的快速反弹，同时国内宏观经济、工业活动及居民消费均受到 房地产和基建行业偏弱的影响，据隆众资讯，中国 25 年 1-5 月汽柴油表观消费量同比连续 下滑。

我们以“炼厂原油加工量”口径，按照燃料需求和石化原料需求进行分类，基于国内宏观 经济温和增长的假设，在燃料需求达峰与石化行业扩张的共同影响下，我们预计未来中国 原油加工量将进入稳定的平台期，测算 2025-2027 年分别同比增长 0.5%/0.6%/0.5%至 7.61/7.65/7.69 亿吨。如果进一步考虑气头化工原料（乙烷制乙烯、PDH 等）对应的进口 NGL 需求，我们预计 2025-2027 年中国石油需求或将同比增长 1.3%/1.1%/0.9%至 8.01/8.10/8.17 亿吨。

另据 IEA 测算，中国石油需求预计 2030 年前后进入平台期，总量维持在约 1,800 万桶/天。 燃料需求方面，交通领域电气化对汽柴油消费形成直接冲击，新能源车渗透率提升叠加高 铁网络扩张，IEA 认为中国汽油需求或已于 2024 年达峰，2025 年后将进入下行通道；柴 油受电动卡车及天然气重卡替代影响，预计 2030 年前增速放缓至 0.7%。另一方面，进口 替代与产业升级双轮驱动下，石化原料需求将成为中期石油需求增长的核心引擎，IEA 预计 石脑油、LPG 和乙烷等原料将贡献 2030 年前中国石油总需求增量的 95%。在发达国家需 求增速放缓及油价预期回落的背景下，对价格相对敏感的亚洲和非洲新兴经济体或将成为 中长期全球石油需求的主要增长引擎。

供给端看，2021-2023 年 OPEC+集团持续保持超额减产行为，叠加沙特、俄罗斯等国宣布 执行 165 万桶/天和 220 万桶/天的额外自愿减产，对国际油价形成有力支撑。而进入 2024 年后，供给联盟协同意愿明显趋弱，同时 8 个执行额外自愿减产的国家于 25 年 4 月初宣布 按计划逐步增产，同时连续四个月较 24 年 12 月制定的原增产计划上调各国未来一个月产 量目标。我们认为虽然由于部分国家此前持续超产，或将执行补偿性减产措施，OPEC+短期 产量实际增幅或低于名义数字，但长期来看，伴随新能源替代效应逐步凸显，叠加南美、非 洲等低成本增量释放，全球石油供需格局宽松局势将进一步凸显。

非 OPEC+方面，美国将依然是最大的供给增量来源国，2021 年以来原油产量呈现稳步增 长趋势。自 2010 年开始，美国页岩油气行业经历了非常快速的增长期，当下已进入成熟阶 段，而 2020 年下半年至 2022 年底，美国未完井数量显著下滑，表明期间美国产量的增长 是依靠 DUC（已钻未完井）来实现的。考虑当前钻井数走势，以及达拉斯联储数据表明 25 年页岩油生产商新打井及现有井运营的盈亏平衡油价较 21 年显著提升，我们认为尽管美国 短期仍是推动全球供应增长的主要驱动力，但长期持续提升原油产量的动能或正在削弱。

2015 年，由埃克森美孚、赫斯能源和中国海油组成的的国际石油财团陆续在圭亚那 Stabroek 区块发现了丰富的石油资源，圭亚那等南美国家逐渐成为近年来油气勘探开发的 热点。据 IEA，预计非 OPEC+海上项目原油产量将在 25-26 年合计增加约 200 万桶/天， 其中巴西（98 万桶/天）和圭亚那（50 万桶/天）将贡献主要产能增长。另据 Rystad Energy， 预计在 Libra、Buzios Surplus、Yellowtail（Stabroek）等区块内新项目陆续投产的推动下， 26 年巴西和圭亚那的石油产量较 24 年将分别提升 1.0 百万桶/天、15.7 万桶/天至 4.4 百万 桶/天、76.5 万桶/天。

据 Rystad Energy，25 年主力产油国预测产量-成本曲线表明，60 美元/桶价格是俄罗斯、 加拿大及中国的产量-成本曲线拐点。考虑全球新能源替代稳步推进，叠加 OPEC 集团协同 意愿显著趋弱，以及南美、非洲等低成本增量集中释放，我们预计 25-26 年布伦特原油均 价为 68/62 美元/桶。考虑 1986 年 OPEC 放弃固定油价政策而转向增产争夺市场份额，以 及 2014 年拒绝减产以应对美国页岩油冲击，我们认为该集团有望于 27 年重新恢复协同， 叠加各国财政刺激下需求有望得到小幅支撑，预计 27 年布伦特均价为 63 美元/桶。长期而 言，我们认为产油国“利重于量”诉求未改，OPEC+在短期牺牲价格以争取市场份额后， 再平衡压力有望推动新一轮协同达成，叠加北美页岩油成本影响，60 美元/桶的布伦特油价 中枢在南美供应力量话语权大幅增强、全球能源转型提速之前仍有望得到长期支撑。

成品油：需求见顶叠加供给格局优化，主营炼厂有望受益

公司成品油业务涉及炼化和销售两个分部，24年公司原油加工量 1378百万桶，同比-1.5%， 生产成品油 11987 万吨，同比-2.3%，现金加工成本 224 元/吨，同比-2.8%，炼油业务经营 利润同比-50%至 182 亿元，主要系油价相对高位叠加需求偏弱致炼油毛利空间收窄。销售 分部 24 年成品油总销量 1.6 亿吨，同比-4.1%，量价下滑致经营利润同比-31.2%至 165 亿 元。25 年公司计划原油加工量 1331 百万桶，同比-3.4%，伴随成本压力缓解下炼化产品价 差有望修复，叠加燃料油炼油退税政策变化或导致地炼成品油供应下滑，公司炼化分部和 销售分部的盈利水平有望修复。

需求侧，考虑交通领域电气化对燃料消费形成直接冲击，我们认为中国道路燃料需求拐点 或已显现。基于各类燃油车保有量、百公里油耗和年均行驶里程测算，我国汽柴油消费量 均已于 24 年见顶，未来将步入下行通道，2026-30 年 CAGR 分别为-2.4%/-3.1%。

供给侧，据隆众资讯，2024 年我国原油一次加工能力较 2023 年下降 1400 万吨至 9.7 亿吨， 其中独立炼厂占比由 2021 年的 41%降至 39%，且除民营大炼化外的其他独立炼厂中，500 万吨级以下的小型炼厂占比高达 50%。另据商务部，2024 年我国炼厂非国营原油贸易允许 配额为 1.92 亿吨，其中除中化、中国兵器、民营大炼化及地方国资炼厂之外的配额为 7697 万吨，自 2020 以来持续降低，同时我国成品油出口配额亦主要集中在主营炼厂。《2030 年 前碳达峰行动方案》明确要求 2025 年国内原油一次加工能力控制在 10 亿吨/年以内，同时 基于能效要求及规模要求，加快淘汰 200 万吨/年以下常减压装置。未来我国炼油能力增长 或停滞，成品油供给格局优化下主营炼厂有望充分受益。

化工：烯烃景气有望修复，油头工艺劣势或扭转

2010 年以来伴随轻烃技术的推广，国内乙烷裂解制乙烯、丙烷脱氢制丙烯（PDH）工艺发 展迅速，据隆众资讯，2024 年国内乙烯约 5558 万吨产能，其中乙烷及轻烃裂解工艺约 896 万吨（占比达 16%），而丙烯约 6973 万吨产能，其中 PDH 工艺约 2254 万吨（占比达 32%， 较 2016 年提升 15pct）。产量方面，2024 年国内乙烯轻烃裂解工艺产量约 737 万吨，占比 达 14%，丙烯 PDH 工艺产量约 1484 万吨，占比达 28%。

虽然轻烃工艺相较油头和煤头烯烃具备产率相对更高、工艺更为绿色环保等优势，但需使 用 NGLs（即天然气凝析油中分离的乙烷、丙烷、LPG 等）为生产原料，其中乙烷裂解制 乙烯需以乙烷作为进料，PDH 则需以丙烷或 LPG 作为进料。而由于资源禀赋优势的差异， 全球 NGLs 生产国以美国、中东为主，其中：乙烷方面，美国是全球主要的乙烷生产国， 2022 年美国乙烷产量约 5211 万吨，占全球比重达 63%；LPG 方面，2022 年美国/阿联酋/ 沙特产量分别约 7672/3713/2720 万吨，全球占比 46%/20%/15%，合计占全球比重 81%。

国内由于 NGLs 资源储备相对匮乏，作为轻烃工艺的乙烷、LPG/丙烷等原料以进口为主， 且其中自美国进口占比较高，据海关总署，2024 年国内液化丙烷进口约 2924 万吨，其中 自美国进口约 1732 万吨（占比 59%），同时国内进口乙烷约 554 万吨，其中自美国进口约 551 万吨（占比达 99%）。

贸易壁垒导致乙烷进口成本存在不确定性预期，或对轻烃工艺盈利造成挤压。根据我们测 算，在不考虑进口关税情况下，2024 年乙烷裂解/MTO/石脑油裂解制乙烯平均价差约 5144/-49/1458 元/吨，PDH/蒸汽裂解/MTO/CTO 平均价差约 740/1276/-229/433 元/吨，其 中乙烯方面，乙烷裂解工艺相较煤头和油头具备显著的盈利优势，丙烯方面，PDH 工艺较 煤头工艺亦具备优势。但若考虑贸易壁垒对原料成本的影响，以及国内煤炭、原油自美国 进口比例不高，乙烷和丙烷（LPG）的成本提升或将造成乙烷裂解较油头乙烯或 PDH 工艺 较煤头工艺盈利优势的削弱甚至扭转。 2025 年 5 月下旬，美国商务部工业与安全局（BIS）将液化乙烷列入对华出口许可管理清 单，成为“国家安全战略物资”之一。6 月 25 日 BIS 向出口商 Enterprise Products 发函， 同意其装载乙烷并运往包括中国在内的外国港口，释放“限制将缓”信号；7 月 2 日美国正 式撤销针对乙烷的限制性许可要求。考虑到国内轻烃工艺原料进口依赖度以及对美进口占 比较高，中美贸易摩擦或将对国内轻烃化工行业及烯烃行业格局变化产生潜在影响。我们 认为美国限制出口行为缺乏合理性与可持续性，目前乙烷已恢复全球自由流通，乙烷资源 风险或相对可控。

我们认为，中美贸易摩擦尚存不确定性预期，如果对轻烃工艺盈利水平造成挤压，预计将 影响相关企业的开工率水平。同时，轻烃工艺盈利空间的压缩预期及原料供应不稳定性担 忧或造成部分在建/规划轻烃产能项目投产进度延期/终止，有望加速国内烯烃行业供给格局 优化，且油头/煤头烯烃有望受益。

考虑烯烃下游产品深度嵌入国民经济各行业领域，我国烯烃表观消费量增速与 GDP 增速呈 现一定的相关性。《2025 年国务院政府工作报告》中明确指出，2025 年我国 GDP 预期增 长目标为 5.0%左右，考虑 EVA、锂电隔膜等新能源材料增速较快，叠加高端聚烯烃国产替 代加速，我们认为烯烃表观消费量增速或略高于 GDP 增速，预计 25-27 年乙烯表观消费量 增速为 7.6%/7.0%/5.3%，丙烯为 9.2%/7.1%/6.6%。

据隆众资讯，25E-26E 国内乙烯/丙烯下游产品仍存较多新增产能投产预期，但我们认为受 盈利空间挤压预期，部分在建项目或出现不同程度延期，实际产能增速或低于静态预期。 同时烯烃主要产品价格价差已降至历史相对低位，下行空间已相对有限，我们预计伴随下 游需求恢复以及乙烯/丙烯对外依存度下降，产业链景气有望逐步回升。

中国石油的化工业务方面，产品主要包括合成树脂、合成纤维原料及聚合物、合成橡胶、 尿素等，公司上游烯烃、芳烃等石化原料产能亦处于国内前列，据隆众资讯，2024 年公司 乙烯产能 1392 万吨/年，丙烯产能 1091 万吨/年（油头为主），乙二醇/丁二烯/苯乙烯/聚乙 烯/聚丙烯/纯苯/PX 产能分别 265/187/362/1015/786/696/834 万吨/年，公司传统炼厂的化 工业务主要依托油头路径，且依托大部分原材料自主供应，未来伴随烯烃下游需求修复及 自给率提升，行业景气反转的背景下，公司有望充分受益。 另一方面，公司天然气副产 NGL 加工的烯烃项目持续放量。截止目前，公司拥有自产乙烷 制乙烯产能合计 140 万吨/年，包含长庆项目 80 万吨/年和塔里木一期 60 万吨/年。同时， 塔里木二期 120 万吨/年预计于 26 年底投产，呼和浩特石化 120 万吨/年项目预计于 28 年 6 月完成建设，未来有望在上游业务助力下走出内生性增长。

业绩韧性彰显投资价值，看好增长中的高分红能源央企

2022 年以来公司资本开支增速逐步放缓，2025 年公司预计同比-4.9%至 2622 亿元，其中 油 气 和 新 能 源 / 炼 油 化 工 和 新 材 料 / 销 售 / 天 然 气 销 售 分 部 同 比 变 化 -7.7%/+9.0%/+5.7%/+27.9%至 2100/365/76/55 亿元。炼化分部将重点推动吉林石化及广 西石化转型升级、塔里木 120 万吨/年二期乙烯和蓝海新材料高端聚烯烃新材料等项目的实 施建设；天然气销售分部将聚焦于 LNG 接收站、LNG 储罐和城市燃气终端市场开拓等。2010 年来中国石油股利支付率持续不低于 45%，即便在 2016-2017 年业绩低迷阶段仍保持较高 绝对分红金额。2024 年公司归母净利润创历史新高之际，股利支付率为 52.2%，高于历史 高盈利年的股利支付率。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）