2025年中国石油研究报告：坚守长期主义深化改革转型，打造穿越周期的油气全产业链巨头

1、 新时代中国石油坚守长期主义，一体化 全产业链优势显著

1.1 坚守长期主义深化改革，积极以自身发展应对外部变 化

2022 年以来外部环境波动剧烈，中国石油抵御外部风险能力明显增强。 2022 年以来，国际地缘政治环境波动剧烈，原油供需预期快速变化，油价波动 剧烈，国内宏观经济增长放缓，成品油需求拐点已至，化工品受供给大幅释放影 响，景气度持续位于低位。在新的油价周期中，公司坚守长期主义，2022-2024 年经营业绩连续三年创历史新高。公司深化改革加强提质增效，上游业务面对油 价下跌彰显业绩韧性，化工业务在行业景气度触底时期仍保持盈利，体现出公司 应对外部风险的能力明显增强。

坚守长期主义不动摇，聚焦效益提升与长远发展。中国石油的企业愿景是建 设基业长青的世界一流综合性国际能源公司，必须坚持长期主义。2020 年以来， 中国石油转变发展观念，加快由“生产型企业”向“经营型企业”转变，强化管 理锚定价值创造。2024 年，中国石油通过集中勘探与精细勘探，进一步夯实资 源家底，追求 SEC 储量等更注重价值效益和成长性指标，将深层煤岩作为储层 整体勘探，在准噶尔、鄂尔多斯等多个盆地获得高产工业气流，开辟了新的天然 气产量增长点；根据市场变化推进减油增化、减油增特，航煤产量增长 19.2％， 化工业务经营利润达 31.6 亿元，连续两年实现增长。坚守长期主义的另一体现 是中国石油不唯短期利益，注重发展战略性新兴产业和未来产业，“十四五”期 间建成一批示范性项目，为实现高质量发展奠定坚实基础。 以自身发展的稳定性应对外部环境的不确定性，强化改革提升市场化效能。 面对复杂的国际国内形势，力争以自身发展的稳定性应对外部环境的不确定性， 对内不断强化改革，深化管理机制和市场化机制。2021 年以来公司组建四个业 务板块，突出价值型总部建设，在油气新能源业务、炼化新材料业务推行事业部 制改革，建立健全了由业务板块、专业公司、事业部共同构成的专业化管理结构， 确保各治理主体、各管理层级有序运转，重点业务领域轻装上阵，现代化治理成 效进一步增强。面对汽柴油需求下降、低端石化产品产能过剩等挑战，不断提升 市场营销质量，成品油销售企业保份额、促转型，天然气销售企业大力开拓高端 高效市场，炼油、化工、销售业务展现出强大的韧性。

此外，公司深化国有企业劳动、人事、分配制度改革，在组织体系重构、干 部队伍选用、人才队伍培养、人力资源优化、薪酬激励提效等方面取得一系列重 要阶段性成果。根据国务院国资委发布的 2022 年度中央企业三项制度改革评估 结果，中国石油集团荣获“一级”，取得三年连上三个台阶的优异成绩。

把握新质生产力，打造新的业绩增长曲线。中国石油不断完善战略体系， 2020 年以来，中国石油将“绿色低碳”纳入五大发展战略，把“创新”列为五 大发展战略之首，把“数智石油”确立为第五大战略举措，向高端化、绿色化、 智能化迈进。中国石油不断探索和应用新的技术手段，以科技创新驱动公司效率 效益提升，聚焦核心技术攻关和数智赋能，新能源、新材料业务不断实现跨越式 发展。长期来看，中国石油在新能源、新材料、数智化转型等领域的布局有望打 开公司新的业绩增长曲线。 明确战略规划，中国石油打造世界一流企业。2021 年工作会议上，中国石 油提出“两个阶段、各三步走”战略路径：从 2021 年到 2035 年的第一阶段， 2025 年基本实现高质量发展、筑牢世界一流企业根基，2030 年全面实现高质量 发展、基本建成世界一流企业，2035 年建成世界一流企业；从 2035 年到本世 纪中叶的第二阶段，全面建成基业长青的世界一流企业。2020 年以来，中国石 油的改革全面加速，新一轮国有企业改革深化提升行动征程开启，公司治理体系 和治理能力现代化水平不断提高，有望打造穿越周期的世界一流企业。

1.2 全产业链优势抵御油价波动，新时代业绩韧性凸显

中国石油业绩穿越周期，抵御油价波动能力显著增强。从历史数据来看，中 国石油归母净利润水平与油价密切相关，2011-2014 年的高油价时期公司盈利能 力较强，2015-2020 年的低油价时期公司盈利能力显著下行。但是，2022 年以 来的新一轮油价波动周期中，中国石油归母净利润的周期性明显减弱。 2023-2024 年油价中枢不断下行，公司归母净利润屡创新高；2025H1 布伦特原油均价同比-15.1%，中国石油归母净利润同比-5.2%，归母净利润跌幅显著低于 油价跌幅。和历史趋势相比，中国石油 2023 年以来的单季度当期业绩水平高于 历史油价水平接近时期，在油价下行期的业绩韧性凸显。

原油、天然气、炼化三大产业链优势互补，共筑业绩韧性基础。中国石油业 绩韧性的基础是公司全产业链的优势互补与协同效应。公司业务大致可分为三大 类：（1）原油开采，盈利能力与油价的正相关性较强；（2）天然气开采与销 售，由于天然气的价格、成本体系部分独立于油价，公司天然气盈利能力与油价 相关性较弱，且随国内天然气需求增长呈现一定的成长性；（3）炼化与成品油 销售，原油价格影响业务成本，盈利能力与成品油、大宗化工品景气度正相关， 与油价呈现一定负相关性。 2022 年以来，公司分板块业绩的变化可分为三个阶段：（1）2022 年油价 大幅上涨，公司原油业务经营利润大涨，天然气业务受海外天然气市场扰动业绩 下滑，炼化销售业务盈利能力结构性波动，但整体维持平稳。（2）2023-2024 年，油价中枢逐步下行，公司原油业务得益于增量降本成效显著，业绩稳中有升， 而天然气业务成长性得到体现，业绩跨越式增长，油气两大产业链共助公司业绩 屡创新高。（3）2025 年，油价快速下跌，天然气需求增长缓慢，公司原油业务 保持韧性，天然气业务经营利润增速好于市场需求增速，炼化业务在行业景气度 低迷的时间段保持韧性，使得公司总体业绩的韧性凸显。 展望未来，我们预计油气两大产业链的发展仍将主导公司盈利能力的变化， 随着公司推动稳油增气，加强转型升级，公司有望实现长期穿越周期的成长。

业绩表现优于海外巨头，但估值水平更低。2025H1，受油价下跌和炼化景 气度低迷影响，五大国际油气巨头的经营业绩同比下滑，埃克森美孚、雪佛龙、壳牌、道达尔 25H1 归母净利润分别同比-15.3%、-39.7%、-22.9%、-31.2%， BP 基础重置成本利润同比-31.8%，中国石油业绩表现优于海外五大巨头。

估值方面，我们从 PEG 和 PB-ROE 两个视角对比中国石油及海外油气巨头。 （1）PEG 方面，2019-2024 年中国石油（A 股）的归母净利润复合增速为 28%， 高于雪佛龙外所有海外油气巨头，平均 PE-TTM 为 17.6 倍，高于雪佛龙外所有 海外油气巨头，PE/G 为 62 倍，在可比公司中位列较低水平。（2）PB-ROE 方 面，2019-2025H1 中国石油（A 股）的 ROE 均值为 8.2%，与壳牌、雪佛龙接 近，但平均 PB-LF 仅为 0.88 倍，显著低于海外巨头。

1.3 现金流显著改善，资本开支、分红基础稳固

经营现金流保持稳定，22 年以来自由现金流显著增加。由于公司终端业务 为成品油、化工品和天然气的销售，公司经营现金流表现长期稳定，不受油价周 期影响，2025H1 公司实现经营现金流 2271 亿元，同比+4.5%。2022 年以来， 公司自由现金流显著改善，2022-2023 年自由现金流超 2000 亿元，2025H1 实 现自由现金流 636 亿元，同比-11.4%，2025H1 自由现金流水平已高于 2011-2020 年除 2017 年外全年水平。

偿债能力显著改善，债务净额大幅下降。2020 年公司剥离天然气管道业务 以来不断优化债务结构，负债情况显著改善，有息负债率从 2020 年的 20%逐渐 下降至 2025H1 的 13%。得益于公司负债情况的改善和现金的不断增长，2020 年以来公司债务净额大幅下降，债务净额从 2019 年最高 5320 亿元下降至 2025H1 的 1489 亿元。虽然公司仍是净负债公司，但公司现金流和负债情况的 显著改善仍为公司长期资本开支和分红提供了稳固的基础。

资本开支向上游业务倾斜，中下游投资规模有望得到控制。2021 年以来， 公司积极响应国家“增储上产”战略号召，上游资本开支于 2021-2023 年稳步 提升，并于 2024-2025 年维持高位，2025 年公司预计实现上游资本开支 2100 亿元，同比下降 8%，上游资本开支占比从 2021 年的 71%提升至 80%，资本开 支逐渐向上游业务倾斜；除上游业务外，公司炼化业务的资本开支投入随项目建 设周期波动，2025 年预计实现 365 亿元，处于长周期中等水平；天然气管道资 产剥离后公司无需负担天然气管道建设，天然气板块资本开支显著下降。总的来 看，我们预计公司上游资本开支在“增储上产”政策持续的背景下仍有望维持高 位，炼化板块资本开支随项目投资高峰逐渐结束而下行，未来中下游投资规模整 体可控。

坚持高分红政策，油价波动期分红韧性凸显。公司坚持高分红，每年分红两 次，2022-2024 年度派息率在 50%左右，高于 2011-2014 年的 45%。2016、 2017、2020 年，由于油价过低导致公司盈利下行，公司派息率超过 100%，在 极端油价和盈利情况下保障了分红的韧性。公司分红稳定性强，在 A 股市场较 为稀缺。公司优秀的业绩和现金流将通过高股息率转化为投资者回报，从而凸显 公司的投资价值。

2、 上游业务增量降本，引领非常规资源革 命

2.1 上游资产规模优势显著，增量降本稳步推进

上游业务为公司支柱，龙头地位持续稳固。上游油气勘探开发业务是公司业 务支柱，2025H1 公司上游板块实现经营利润 857 亿元，占公司经营利润的 73%。 公司占据国内油气行业绝对龙头地位，2024 年公司实现原油产量 1.27 亿吨，占 国内原油总产量的 61%，实现天然气产量 1454 亿方，占国内天然气总产量的 59%。

公司上游业务产储量规模全球领先，储量现金流价值仍被低估。2024 年， 公司油气当量储量为 183 亿桶油当量，油气当量储量规模不仅超过中国石化、 中国海油，也超过雪佛龙、壳牌、BP、道达尔，和埃克森美孚接近，公司上游 资源规模在全球占据领先地位。巨大的储量规模赋予公司较高的储量现金流价 值，公司 2024 年报披露的 NPV10 为 2128 亿美元，高于所有海外巨头，但相较 市值水平，储量现金流价值仍被低估，公司当前市值与 NPV10 之比为 0.97，而 海外巨头该指标在 1.85-2.73 之间，公司当前市值尚未反映公司储量规模价值。 随着公司产储量持续上行，经营质量不断优化，公司储量现金流估值水平有望持 续提升。

坚持稳油增气战略，油气当量产量有望持续上行。2011 年以来，公司原油 产量基本稳定在 1.2 亿吨-1.3 亿吨，天然气产量快速增长，2011-2025 年 CAGR 为 6.04%。公司将坚持稳油增气战略，一方面原油保持稳产，做公司业务的基 石，主要通过老油田稳产和非常规资源开发等手段，另一方面天然气将成为公司 油气当量产量的主要增量来源，2025 年公司计划实现油气当量产量 1826.6 百万 桶油当量，同比增长 1.6%，其中国内原油产量 785.6 百万桶，同比增长 1.1%， 国内可销售天然气产量 1465 亿方，同比增长 4.4%。

规模优势助力成本调整，油价波动期桶油成本可控。2022 年以来，公司上 游业务在油价下行周期体现较强的经营韧性，单季度经营利润降幅往往低于布伦 特油价降幅，一方面得益于公司油气当量产量的上升，另一方面公司灵活的成本 调节能力也有助于上游业绩的维持。2022-2024 年，公司原油实现价格由 92.12 美元/桶跌至 74.70 美元/桶，下降 17.42 美元/桶，桶油气当量完全成本由 48.9 美元/桶油当量下降至 37.0 美元/桶油当量，下降 11.9 美元/桶，叠加占公司油气 当量产量约一半的天然气价格降幅较低，大幅缓解了油价下跌对公司上游业绩造 成的压力。公司桶油成本调节能力来源于公司规模大、高度多元化的油田资产， 通过灵活调整不同成本油气资产的产量实现整体成本调节，同时油价下跌导致石 油特别收益金下降也为公司成本控制提供一定的缓冲。

2.2 强化勘探叠加提升采收率，原油产储量指标有望持续 改善

技术进步叠加效益开发，油气可采储量有望回升。我们对公司油气资源经济 可采储量的演变历程进行回顾。（一）原油储量方面，2011 年以来公司原油经 济可采储量受两大因素影响：（1）油价的大幅波动，2015、2020 年两次油价 大幅下跌使公司部分高成本储量不再具备经济性，可采储量大幅下滑，而 2021-2022 年油价回升阶段公司部分高成本储量重新被计量为经济可采储量。 （2）公司自身的油田老化与技术挖潜，公司绝大多数油田开采年限较长，已进入生命周期后期，但公司通过不断的技术进步深化挖潜，降低开采成本，不断拓 展经济可采储量的范围。（二）天然气储量则主要受公司自身天然气资源开发节 奏影响，2017-2019、2021-2023 年公司加大天然气增产力度，天然气经济可采 储量有所下降，2024 年以来公司注重天然气增产的经济性，天然气经济可采储 量企稳回升。 2024 年，公司原油储量替代率为 96%，储采比为 6.6，我们认为在较长周 期内，油价下行和资源劣化对公司储量的影响将长期存在，但公司通过技术进步 和挖潜有望在一定程度上对抗资源劣化，原油储量指标有望改善；天然气储量替 代率为 100%，储采比为 14，公司天然气储量指标较为健康，随着公司天然气 持续注重开发效益，以及非常规资源降本稳步推进，预计公司天然气储量替代率 和储采比有望持续提升。

推动高效勘探，新增探明地质储量规模回升。中国石油立足重大勘探领域， 加大风险勘探投入，强化统一排队优选，每年投资大幅增加，在海相碳酸盐岩、 深层碎屑岩、非常规、新领域新类型四大领域取得 34 项重大战略突破和发现， 为持续发展准备了战略接替领域。中国石油突出集中勘探，实现规模增储。立足 鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾、四川、塔里木等“五油三气”六大盆地，发 现并落实塔里木盆地富满、鄂尔多斯盆地庆城、河套盆地巴彦、四川盆地川中古 隆起北斜坡和川南深层页岩气等 15 个规模增储大油气区，以 80%左右的投资， 保证了 90%以上的探明储量，为稳油增气奠定了资源基础。2024 年，中国石油 集团新增探明石油地质储量 8.69 亿吨，新增探明天然气地质储量 9969 亿方， 分别较 2023 年上升 12%、32%。

前瞻布局深井、超深井钻探，寻找油气战略接替区。2025 年 1 月，中国石 油深地塔科 1 井钻探垂直深度突破 10000 米，完钻深度 10910 米，成为亚洲第 一、世界第二垂深井。随着中国中浅层油气勘探开发程度不断提高，油气发现的 难度越来越大。当前，中国深层、超深层油气资源占全国油气资源总量的约 1/3， 深层、超深层油气资源已成为中国油气重大发现的主阵地，而深地塔科 1 井所 在的塔里木盆地是中国最大的深地油气富集区。 向地球深部进军，在更深更古老层系寻找油气资源战略接替区，已然成为保 障国家能源安全的必由之路，向深层、超深层进军成为油气勘探开发的必然选择。 推进万米深地科探工程不仅是中国石油打造超深油气原创技术策源地、发现油气 资源的迫切需要，而且对探索地壳深部结构及大陆演化，更加直观地了解地球内 部结构，解决地球深部的科学问题具有重要意义。

深耕提高原油采收率，掌握关键技术。2005 年，中国石油勘探开发研究院 汇聚中石油集团油层物理与渗流、三次采油、稠油开采等 6 个重点实验室优势资 源，组建提高石油采收率国家重点实验室。2020 年，中国石油聚焦国家在油气 和“双碳”领域的重大科技需求，进一步提高战略定位，依托原提高石油采收率 国家重点实验室，整合中石油集团天然气成藏与开发、非常规油气、CCUS 等 5 个重点实验室，组建提高油气采收率全国重点实验室。经历多年科研攻关，中国 石油已经掌握纳米智能驱油技术、热辅助混相驱油技术等特色技术，以及热混相 驱低温高效耗氧化学启动剂、碳捕集强化热采装置等特色产品，同时打通产学研 用融通发展，为油气田增产提供坚实的技术基础。

坚持新老并重，强化新区产能建设和老油田精细管理。中国石油东部老油田 历经几十年开采，整体进入高采出程度、高含水“双高”阶段，剩余油资源分散， 稳产难度大；中西部新油田以低品位资源为主，单井产量低，开采难度大，稳产 上产面临一系列重大挑战。直面挑战，中国石油“新老并重”，着力推动原油稳 产上产，一方面强化新区产能建设，聚焦鄂尔多斯庆城、塔里木富满、准噶尔吉 木萨尔、河套巴彦等重点项目，快速形成生产能力；二是强化提高采收率和精细 管理，夯实稳产基础。 启动老油田压舱石工程，夯实老油田稳产能力。2022 年起，中国石油在 8 家油田公司选择 10 个代表不同油藏类型的示范区启动“压舱石”工程，创建老 油田开发调整新模式，对老油田长期效益开发起到示范引领作用。自 2022 年 8 月启动实施以来，工程示范项目年产油量从 2022 年的 773 万吨上涨至 2024 年的 916 万吨。经过 3 年的实施应用，老油田开发指标全面改善，自 2022 年 8 月至 2025 年 8 月，在 10 项核心指标中，综合含水上升率从 2.7％降至-0.9％， 自然递减率从 12.9％降至 7.3％，综合递减率从 5.8％降至零，实现“综合不递 减”的历史性突破，彰显了建立良好开发秩序的核心价值。经济效益持续优化， 通过全生命周期成本管控，工程示范项目 3 年累计增油 639 万吨，采出每桶原 油的完全成本下降了 11.5％，投资回报率从 8.1％升至 9.95％，十大示范区累计 创效相当于节省进口原油支出约 40 亿美元。

2.3 引领页岩油革命，助力远期资源战略接替

公司响应国家“增储上产”号召，积极推动页岩油勘探和开发技术攻关工作。 2011 年，中国石油首次在陆相页岩油中发现纳米级孔和页岩油。中国石油于 2018 年 12 月启动陆相页岩油革命，2021 年在鄂尔多斯盆地探明了地质储量超 10 亿吨级的庆城页岩油田；2023 年完成《中国石油推动页岩油革命行动方案》 编制，提出“十四五”末打造 3～5 个整装规模效益建产示范区。2023 中关村论 坛开幕式上，中国陆相页岩油革命及战略突破正式发布。成果创新了中国陆相页 岩油富集地质理论，解决了陆相页岩“生油”“储油”“产油”的世界科学难 题；创建了中国陆相页岩油关键技术体系；形成了一批自主知识产权，国家标准 3 项、行业标准 8 项、发明专利 168 件、技术秘密 35 项；建设了鄂尔多斯盆地 陇东、准噶尔盆地吉木萨尔、松辽盆地古龙等国家级示范区与基地。近十年，中 国石油在页岩油领域，先后经历了纳米孔发现、国家 973 研发、国家实验室建 设、国际合作研究、勘探风险井部署、开发先导试验、国家示范区建设等一系列 重大标志性事件，实现了“陆相页岩产油”革命性创新，形成了特色理论技术系 列。在技术积累的加持下，中国石油页岩油产量有望持续提高，开采成本持续下 降，经济效益不断提升，新一场页岩油革命已经到来。

页岩油产量跨越式发展，2025 年有望突破 680 万吨。近年来，中国石油持 续深化页岩油气资源评价，加快推动页岩油气增储上产，储量和产量跃上新台阶。2019 年，中国石油页岩油年产量突破 100 万吨，2024 年，中国石油页岩油年 产量跃升至 510 万吨，同比增长 30%，占公司原油总产量的比重达到 3.9%。在 产储量接替方面，2024 年中国石油页岩油新增产量 117.6 万吨，同期公司原油 总增产量为 4.7 万吨，页岩油已成为公司原油产量增长的主要来源之一。2025 年，中国石油页岩油产量预计将突破 680 万吨，同比增长 33%以上，有望改善 公司老油田产量递减的影响，顺利助力公司产量接替。

页岩油生产基地建设成果斐然，新增产能快速投产。截至 2024 年，中国石 油拥有长庆油田、新建油田等页岩油生产基地，其中，长庆油田产量最高，2023 年油田年产页岩油占国内页岩油总产量的三分之二以上，历年累计产量突破 1200 万吨，领跑国内非常规页岩油整装规模效益开发。新疆吉木萨尔国家级陆 相页岩油示范区加速产能建设，2025 年吉木萨尔页岩油原油产量预计将达到 140 万吨。大庆油田聚焦勘探开发攻坚，预计“十四五”期间大庆油田将新增石 油探明地质储量 10 亿吨，页岩油年产量达到 100 万吨以上。

3、 天然气产销有望长期提升，持续受益于 天然气市场开拓

3.1 天然气开发：稳常规、深耕致密、攻坚页岩、突破煤 岩

中国石油自产气规模优势显著，非常规气为主要增量来源。总量方面，中国 石油是国内天然气勘探、开发、生产绝对龙头，2024 年中国石油实现国内天然 气产量 1404 亿方，占全国天然气产量的 57%，占国内天然气总供给的 33%。 相较于天然气产业链上其他竞争对手，中国石油的自产气规模优势构成其核心竞 争力。产量结构方面，近年来中国石油天然气产量增量主要来自于非常规气。 2020-2024 年，中国石油集团国内天然气产量 CAGR 为 5.0%，其中常规气 CAGR 为 1.3%，致密气、页岩气 CAGR 分别为 9.3%、7.2%。2024 年，非常规气占中 国石油集团国内天然气总产量的 43%，已成为重要的产量来源。

常规气：控制递减率实现稳产，开发深层气助力可持续发展

控制递减率提升采收率，持续巩固常规气上产压舱石。中国石油下属长庆油 田苏里格气田、西南油气田等开发程度较深的气田面对低产低效井增多的情况， 立足老气田“压舱石”示范工程管理与技术创新，以“五重”技术路线（重新评 价油藏、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场、重组地面流程）为指导， 找准提高采收率和控降递减率两个发力点，在增储量的同时控减量，让老气田行 稳致远。2024 年，西南油气天然气产量比上年增长 6.4%，创历史新高；长庆油 田油气综合递减率控制在 9.2%，连续 3 年天然气年产量突破 500 亿立方米。

加强深层天然气勘探开发，支撑天然气持续健康发展。根据中国石油第四次 油气资源评价成果，中国深层天然气资源总量巨大，达 20.31 万亿方，占天然气 总资源量的 55%。截至 2018 年年底，国内投入开发的深层气田累计探明地质储 量达 3.32 万亿方，2018 年深层天然气产量达到 428 亿方，占全国天然气总产量 的 30.2%。深层天然气资源主要集中在四川、塔里木、准噶尔、柴达木、鄂尔 多斯、松辽及渤海湾等七大含油气盆地，其中尤以四川盆地和塔里木盆地深层天 然气资源最为富集，是当前深层天然气开发的主力区域。 当前我国陆地深层油气开发面临的挑战主要是超深、高温、高压、地质复杂 多变，勘探开发风险大，成本高，难度大，对地质理论创井筒技术创新、开发技 术创新和装备迭代升级提出极高要求。中国石油在《能源科技进展与展望报告 （2024）》中将“深地油气勘探开发技术” 列入未来十大能源技术展望，其中 深层天然气将有力支撑中国石油常规天然气产业持续健康发展。

致密气：跻身天然气供应主力，深耕技术实现效益开发

致密气已成为中国石油第二大天然气产量来源，上产稳产进行时。近年来， 中国石油致密气勘探开发技术不断创新、持续突破，致密气得到有效开发，产量 持续上升。2024 年，我国致密气产量为 702 亿方，同比增长 11.1%，致密气产 量占比从 2017 年的 23%上升至 2024 年的 28%。根据中国石油 2023 年度企业 社会责任报告，在其 23 年国内天然气产量中，致密气占比为 29.5%，已成为中 国石油第二大天然气来源。2024 年，中国石油集团致密气产量为 474 亿方，占 集团天然气总产量的 30%。

中国石油自主掌握致密气开发关键技术。针对中国致密气的地质和开发特 征，经过几十年的探索和技术攻关，中国石油自主研发和创新形成了致密气开发 关键技术，使得致密气开发成本不断降低、开发规模快速增长；并随着致密气发 现和开发类型的不断增多，技术不断发展和丰富。

控制单井综合成本，助力实现效益开采。为实现苏里格气田的效益开发，中 国石油将气井按照厚度和无阻流量划分为三类，论证出各类气井均占 1/3 的比 例，得出直井平均单井合理配产 1 万方/日、井均 EUR2248 万方等关键开发指 标利用开发指标反算方法，预测了气井实现效益开发的关键经济指标，即单井综 合成本必须控制在 800 万元以下。截至 2024 年，致密气单井综合成本也控制在 800 万元以下，开发成本大幅下降。低成本开发战略的成功实施，使苏里格气田 致密气效益开发实现了从 0 到 1 的突破，为四川、塔里木等盆地致密气开发提 供借鉴。

页岩气：产量增速放缓，推动从浅层向深层的变革

深层页岩气开发带来成本效益挑战，近年中国石油页岩气产量增速放缓。随 着页岩气勘探开发进程的深入推进，深层页岩气由于资源量丰富，具有巨大的勘 探开发潜力。较之于中浅层页岩气，深层页岩气地质条件更加复杂。深层—超深 层高温高压环境下钻完井和压裂工程成本高，压裂改造难度大。中—浅层常压页 岩气保存条件与富集机理复杂，地层能量弱，单井产量与采收率低，低成本效益 开发技术仍需深化攻关。在四川盆地泸州区块实施的深层页岩气水平井套管变 形、压窜风险高，EUR 偏低，钻完井成本高，给深层页岩气全面效益开发带来 了巨大的挑战。在此背景下，我国整体页岩气产量增速、中国石油页岩气产量增 速均有所放缓，2024 年全国页岩气产量 257 亿方，同比增长 2.8%，中国石油 页岩气产量 153.2 亿方，同比增长 3.4%。

深层海相页岩气可用作长期产储量接替，远期产量增长依然可期。根据邹才 能等（2021）的预测，中浅层海相页岩气是页岩气工业发展的“压舱石”，深 层海相页岩气是未来产量增长的主体， 低压低丰度海相页岩气可作为长期稳产 的接替。（1）截至 2020 年，埋深介于 2500-3500m 的中浅层海相页岩气已基 本完成产能建设，未来以稳产开发为主，预计可实现年产能规模 200 亿方稳产 20 年以上；（2）埋深介于 3500-4000m 的海相页岩气开发技术基本成熟，是 “十四五”期间主要的建产领域，具备建成年产页岩气 100 亿方规模且稳产 20 年以上的潜力；（3）埋深介于 4000-4500m 的海相页岩气有效开发技术突破以 后，具备再上产 200 亿方的开发潜力。（4）埋深超过 4500m 的超深层海相页 岩气资源丰富，可作未来保持稳产的接替领域，具备建成年产页岩气 80 亿方规 模且稳产 20 年以上的潜力。总的来说，我国页岩气增产潜力依然巨大，随着中 深层海相页岩气开发技术实现突破，我国页岩气远期增产依然可期。

降低钻井周期提升压裂效率，推动深层页岩气攻坚。2025 年 9 月，中国石 油西南油气田公司重庆气矿获得页岩气勘探开发关键突破，中国石油页岩气新层 系首个先导试验平台——大页 1H1 平台累计产气量已突破 5000 万立方米，平台 压力与生产态势稳定，初步估算 EUR 超出方案预期 20%。重庆气矿近年来深层 页岩气关键指标不断取得突破，完钻周期从 200 天降至最快 64.85 天，压裂作 业效率从每日不足 1 段提升至 2.8 段，井日均产量从方案设计的 7.8 万立方米， 实际稳定在 15 万立方米以上。中国石油将持续推动深层页岩气攻坚，加速川东 新层系资源转化，为保障国家能源安全、推动能源高质量发展贡献更大力量。

煤岩气：开发理论初步形成，2035 年有望实现年产 300 亿方

2000 年以来，随着水平井多段压裂技术突破，深层煤岩储层内的非常规天 然气逐渐引起重视。根据中国石油副总地质师、勘探开发研究院党委书记李国欣 等（2024）的定义，煤岩气指煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中， 游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化 开采的烃类气体。从目前勘探开发实践来看，鄂尔多斯、准噶尔等盆地的煤岩气 通常分布于埋深超过 2000m 且具有良好顶底板的煤岩储层中。相较煤层气，煤 岩气具备 3 方面特点：（1）游离气含量丰富；（2）游离气微距运移聚集；（3） 顶底板控制煤岩气富集。

中国石油创新形成了深层煤岩气富集理论与开发关键技术，推动煤岩气勘探 开发实现重大突破。2024 年年初，中国石油股份公司副总地质师、勘探开发研 究院党委书记李国欣牵头组织煤岩气研发团队，开展《煤岩气地质特征、富集规 律与开发机理研究》攻关。中国石油股份公司下属勘探开发研究院与长庆油田、 煤层气公司、冀东油田和辽河油田等单位构建创新联合体，明确煤岩气地质与开 发特征，创新地质理论认识，研发储层评价技术体系，发展完善水平井多段压裂 技术，有力推进煤岩气产业发展。

煤岩气 2035 年有望实现年产 300 亿方，长期开发前景广阔。截至 2024 年 底，全国累计探明煤岩气地质储量约 5968 亿方，2024 年产量 27 亿方。目前初 步研判全国煤岩气地质资源量超 38 万亿方，鄂尔多斯盆地等重点区域具备建成 大规模生产基地的潜力，2035 年有望实现 300 亿方的年产规模，将占非常规天 然气产量的 20%、天然气产量增量的 50%以上，成为天然气产业发展新的增长 极。当前煤岩气的勘探开发面临三大挑战：（1）煤岩气成藏机理与富集规律尚 不完善，选区评价标准尚未建立。（2）煤岩气开采机理与流动规律尚不清晰， 效益开发尚未实现。鄂尔多斯盆地煤岩气开发完全成本总体超过 1.2 元/方，明 显高于同盆地致密气和川南页岩气。（3）煤岩失稳与致裂机理尚不明确，主体 工程技术尚未定型。未来中国石油将致力于煤岩气勘探开发技术的攻关与突破， 未来有望实现煤岩气的规模化效益开发，引领全球煤岩气理论技术创新与进步， 最终实现“煤岩革命”。

3.2 天然气需求长期增长叠加市场化改革深化，公司有望 实现量价双升

公司充分受益于天然气市场化改革，天然气销售合同逐年优化。2023 年起， 随着海外与天然气相关的地缘风险回落，我国天然气市场化改革加速，中国石油 深度受益于天然气市场化改革，销售框架合同逐年优化。（1）2023 年相较于 2022 年，居民用气价格调整为较门站价上浮 15%（2022 年为 5%），非管制气 的固定价格部分调整为较门站价上浮 80%（2022 年为 40%-80%）。（2）2024 年取消居民气概念，管制气非采暖季总资源量占比从 70%下调至 65%，上浮比 例从 15%上调至 18.5%，非管制气浮动价格部分挂靠气价由 JKM 现货价修改为 上海天然气交易中心现货价，标志着国内天然气市场化机制的进一步完善；（3） 2025 年将管制气比例进一步下调，非管制气浮动价格部分比例上调至 7%。长 期来看，随着国内天然气市场化改革深化，公司天然气销售环节受管制比例有望 持续下降，非管制部分价格弹性有望持续提升，销售盈利能力持续向好。

加大市场营销力度，天然气销量逆势增长。2025H1，受暖冬及制造业需求 下滑影响，国内天然气需求增长不及预期，根据中国石化统计，国内天然气实际 消费量同比增长 2.1%，根据国家统计局统计，国内天然气表观消费量同比下滑 0.8%。25H1 中国石油天然气销售业务持续优化资源池结构，有效控制综合采购 成本；坚持批发、零售一体化营销，持续优化销售流向，积极拓展直销客户和工 业客户，努力提升高效市场、高端客户销量占比。25H1 中国石油销售天然气 1515 亿立方米，同比增长 2.9%，其中国内销售天然气 1198 亿立方米，同比增长 4.2%， 国内销量增速快于国内天然气需求增速。公司将充分利用气源和渠道优势，不断 开拓市场，实现天然气销量的长期增长。

我国长期天然气需求保持增长态势，预计峰值消费量超 6000 亿方。天然气 将在我国能源转型中发挥过渡能源的作用，消费量在中远期仍将保持增长。中石 化经研院预计我国天然气需求将于 2040 年前后达峰，峰值约 6100 亿立方米， 占一次能源的比例将近 13%。具体进程方面，2030 年以前，即“碳达峰”目标 实现之前，天然气着力于促成终端能源系统由高碳排放向低碳排放调整； 2030-2040 年，即“碳达峰”至天然气需求达峰之间，天然气在终端能源结构改 善中的作用减弱，而在电力系统优化中的作用增强；2060 年以前，即“碳中和” 目标实现之前，电力和氢能加快在终端用能领域渗透，天然气着力于保障电力系 统的安全稳定以及难电气化领域的燃料需求。总的来看，天然气在能源转型中的 前景主要取决于能源总体安全的考量和转型进程的挑战。

城镇化助力用气人口增长，居民用气增速将趋于稳定。历经 20 余年发展， 天然气在城市居民生活、商业等领域快速普及，逐步取代 LPG、人工煤气成为 中国城市燃气领域的主体能源。2014-2023 年，我国城市燃气行业快速发展，通 过“宜管则管”“宜罐则罐”的方式，因地制宜，用气人口快速增长，达到 5.6 亿人。2023 年，我国城市供气总量达 1837 亿方，同比增长 3.9%。随着我国城 镇化速度趋于稳定，我国居民用气增速将趋于平稳，但随着我国城市燃气管网覆 盖范围将继续扩大，以及南方采暖等需求逐步释放，天然气在城市燃气领域的利 用仍将进一步扩大。

工业“煤改气”持续推进，中长期天然气有望深入替代工业煤炭消费。在工 业燃料领域，天然气广泛应用于陶瓷、玻璃、钢铁等传统工业行业，也正在成为 光伏玻璃、新能源汽车等新兴产业的重要生产用能。2022 年，我国工业领域煤 炭总消费量为 43.7 亿吨，天然气消费量为 2676 亿方，天然气对煤炭的替代率 （以天然气占气煤消费量等热值之比衡量）仅为 10.2%。分行业来看，在煤炭 消费量较高的 18 个子行业中，仅有 4 个子行业天然气替代率超过 60%，另有 8 个子行业天然气替代率低于 20%。近年来我国积极淘汰落后产能，清除能耗老 旧生产设备，同时推进清洁替代，鼓励企业采用环保能源，我国工业领域的天然 气替代仍存广阔空间。

3.3 布局天然气贸易、储运全产业链，发挥产业协同效应

中俄天然气合作深化，公司进口管道气效益有望提升。9 月 2 日，俄罗斯天 然气工业股份公司（Gazprom）与中国石油集团签署了具有法律约束力的协议， 将修建经蒙古国通往中国的“西伯利亚力量 2 号”（中俄西线）天然气管道。俄 气代表还与中方达成协议，将通过“西伯利亚力量 1 号”（中俄东线）管道增加 供气量，从每年 380 亿立方米提升至 440 亿立方米。近年来中俄能源合作加深， 俄罗斯天然气的持续供应有助于中国石油优化进口管道气组合，控制进口气成 本，实现进口管道气效益的提升。

扩充 LNG 海外气源渠道，在手 LNG 长协达 1945 万吨/年。为平抑天然气进 口成本波动，降低 LNG 现货价格高涨对公司盈利能力产生负面影响，中国石油 近年来加大了 LNG 长协签署力度，2022、2023 年相继签署美国 Cheniere LNG、 卡塔尔 LNG 两大长协大单。目前除与埃克森美孚签订的短期协议到期外，中国 石油 26 年起可执行 LNG 长协量为 1945 万吨/年，约合天然气 267 亿方/年，海 外 LNG 长协的供应有望持续优化公司进口气效益。

顺应天然气调峰需求，中国石油集团加强储气库建设。目前我国储气库主要 由中国石油集团和国家管网集团负责建设、运营。截至 2024 年底，我国建成储 气库 38 座，形成调峰能力 266.7 亿立方米，约占天然气年消费量的 6.3%。中 国石油将力争“十五五”末新投产储气库 11 个，满足 2040 年储气能力建设需 求。同时，加快实现技术体系化、标准化、品牌化，更好引领我国储气库科技进 步与产业发展。国家管网集团通过新建 8 座盐穴储气库和与其他央企深化战略合 作，2030 年地下储气库总体工作气量将达到 207 亿方，切实担负起天然气稳定 保供责任。此外，为了扩充储气库建设资本，国家多种所有制经济参与储气库设 施投资建设及运营，未来民企或以合资形式参与储气库建设。

股份公司并表三家储气库企业，完善天然气调峰能力。2025 年 8 月 27 日， 中国石油天然气股份公司下属全资子公司太湖公司拟与相关合资方分别以现金 出资，新设三家由太湖公司控股的合资公司。新设合资公司拟出资 170.66 亿元、 99.95 亿元及 129.55 亿元，分别收购集团公司下属全资子公司新疆油田储气库 公司、相国寺储气库公司及辽河油田储气库公司 100%股权，以持有相关储气库 资产。储气库是天然气产运储销中的重要环节和衔接纽带，是天然气销售削峰填 谷、气田均衡生产的调节工具和手段。公司收购三家储气库公司 100%股权，可 新增 109.7 亿方储气库工作气量，有利于形成与公司天然气销量匹配的储气调峰 能力，发挥调节作用，实现天然气产业链整体效益最大化。此外，三家储气库公 司盈利能力较强，2024 年净利润合计 19 亿元，净利率平均为 40.0%，本次交 易后，相关资产、收入及利润将对公司整体财务状况和经营成果产生积极影响。

4、 前瞻布局新兴产业，打造远期增长曲线

4.1 新材料销量跨越式增长，大力推进新材料基地建设

新材料销量取得跨越式突破，积极打造“产品巨人”。2024 年，中国石油 化工新材料产量 204.5 万吨，比上年同期的 137.0 万吨增长 49.3%，连续三年 实现跨越式增长，形成了 ABS、丁腈橡胶、溶聚丁苯橡胶、乙丙橡胶、α-烯烃、 PETG、石蜡、润滑油及添加剂等一批“巨人”产品。2024 年，在石蜡生产方面， 中国石油产量稳居全球第一，国内产量占比超过 85%。2024 年，低硫石油焦国 内市场份额占比达 53%，稳居国内第一。在优等电极焦生产方面，位居全球前 列、国内第一。在丁腈橡胶方面，兰州石化产能达到 10 万吨/年，位居全球第二、 国内第一，其自主研发生产的羧基丁腈橡胶 XNBR3304 助力我国纺织行业用上 国产丁腈橡胶。在溶聚丁苯橡胶生产方面，独山子石化是国内溶聚丁苯橡胶产能 最大、产品最全的生产企业。在特色沥青生产开发上，相关产品已覆盖 11 个大 类，水工、防水沥青市场占有率保持国内领先。2025H1，中国石油新材料产量 达到 166.5 万吨，同比增长 54.9%。中国石油预计 25 年新材料产能将达 500 万 吨，未来目标将达 1500 万吨。

统筹新材料事业工作，立足自主研发成果斐然。2021 年以来，中国石油统 筹推进新能源新材料事业各项工作，通过成立炼化销售和新材料子集团、实行事 业部制改革，成立（新）材料事业部，首次将新材料业务提升到与炼油、基础化 工业务同等重要的主营业务地位。在研发方面，公司不断完善科技创新体系，打 造高质量科技人才队伍，注重科技创新和产业创新深度融合，有力支撑战略新兴 产业和未来产业，助力发展新质生产力。中国石油在新材料领域新成立上海新材 料研究院、日本新材料研究院，其中上海新材料研究院将聚焦医用高分子材料、 高端碳材料、新能源材料、电子信息材料、弹性体材料等化工新材料领域，开展 关键核心技术攻关，支撑和引领炼化新材料产业转型升级。2024 年，公司在炼 化新材料领域取得了茂金属聚乙烯催化剂、尼龙 66 合成等多项研发成果。

打造五大新材料基地，大力推进新材料产能建设。在新材料项目建设方面， 中国石油注册成立蓝海新材料（通州湾）有限责任公司、昆冈先进制造（北京） 有限公司，着力打造独山子、兰州、吉林、辽阳、蓝海五大新材料基地，2024 年，中国石油下属蓝海新材料（通州湾）公司高端聚烯烃新材料项目、辽阳石化 10 万吨/年尼龙 66 项目等开工建设；锦州石化第三套针状焦、独山子石化聚丙 烯 235 线扩能改造、独山子石化聚苯乙烯新材料开发适应性改造等一批新材料 项目建成投产。采用自主技术建设的千吨级/年溶液法 POE 中试装置实现长周期 运行，关键产品指标达到国外同类产品水平。大庆石化 1-己烯/1-辛烯联产装置 产出合格辛烯产品并成功应用于下游新材料生产。 其中，蓝海新材料（通州湾）有限责任公司是中国石油加快推进高端化工新 材料产业发展的重点基地，目前在建蓝海高端聚烯烃新材料项目及配套码头，主 要产品包括 10 万吨/年 POE、5 万吨/年乙丙橡胶等，可广泛应用于航空航天、 医疗卫生、汽车、光伏和高档包装膜等领域。项目还将同步建设蓝海（南通）中 试基地项目，优先启动单活性中心催化剂、高纯电子化学品两个示范产品建设， 持续推动高端新材料领域科技创新平台落地。

4.2 新能源开发利用规模持续提升，推动油气与新能源融 合发展

“三步走”战略背景下，中国石油新能源业务取得显著成效。中国石油以清 洁替代、战略接替、绿色转型“三步走”实现绿色低碳发展，全力构建多能互补、 清洁低碳的新型能源体系。2024 年，中国石油油气与新能源深度融合发展成效 显著，产业布局持续优化，“风光热电氢”产业初具规模。2024 年，中国石油 的新能源开发利用能力已占公司国内能源供应比例的 7%，新能源产能当量持续 跃升。

充分利用油气资源优势，探索油气与新能源融合发展模式。中国石油下属油 气田企业依托自身优势资源和基础设施，积极推动油气与新能源融合发展，突出 一体化规划布局，强化实践探索，积极寻找转型发展路径。中国石油以油气产业 带动新能源业务发展，以新能源赋能油气绿色低碳转型发展，探索形成具有石油 特色的油气与新能源融合典型发展模式，从油气田消纳绿电开始，到能源超级盆 地、“油气氢电非”综合能源服务终端等综合发展模式，中国石油新能源业务与 油气传统业务融合日益加深。

规划六大新能源基地，加快大型风光基地建设。公司规划大庆、玉门、吉林、 青海、新疆、京津冀六大新能源基地，充分利用废弃油田和风光资源，建设一系 列大型风光基地项目。截至 2025H1，塔里木上库高新区低碳转型 130 万千瓦光 伏项目、青海油田百万千瓦光伏电站等重点项目已经投产。公司目前在建的大型 风光项目包括林甸 160 万千瓦风光发电项目、克拉玛依 264 万千瓦新能源及配 套煤电碳捕集一体化等项目等，十五五期间随着公司新能源业务规划进入战略接 替阶段，公司大型风光项目建设有望提速，新一批工程有望持续开工、投产。

风光发电量、装机量实现跨越式增长，加速绿电替代。随着公司一系列大型 风光项目投产，公司风光发电量逐年激增，2024 年实现风光发电量 47.2 亿千瓦 时，同比增长 116.2%，2025H1 实现风光发电量 36.9 亿千瓦时，同比增长 70.0%。 公司加速自身绿电替代，2024 年风光发电量约一半由石油企业自消纳，发电成 本远低于外购电价，减少用电费用约 6 亿元。截至 2024 年，中国石油累计风光 装机规模为 1025 万千瓦，随着中国石油在新能源技术、布局、应用等一系列领 域的迅速拓展，未来新能源装机规模或将持续维持迅猛增长态势。

积极提升高纯氢产能，前瞻性布局绿氢项目。公司利用石化企业产氢能力， 结合市场需求，加快推进炼化区域供氢中心建设，逐步扩大高纯氢供应规模。截 至 2024 年，公司高纯氢总产能达到 8100 吨/年，生产高纯氢 813 吨，同比增长 136.3%，长庆石化、庆阳石化高纯氢项目投产运行，兰州石化榆林公司、克拉 玛依石化高纯氢项目有序推进。在绿氢领域，公司前瞻性布局少量项目，目前玉 门油田可再生能源制氢示范项目已经投产，年产氢能力 2100 吨，首个万吨级绿 氢项目，青海油田海西 100 万千瓦风光气氢项目于 2024 年获批。 推动 CCUS 研究与示范项目建设，有望受益于碳市场发展。中国石油高度 重视 CCUS 产业发展，推进二氧化碳提高原油采收率（CCUS-EOR）技术攻关， 创新形成了 CCUS 全产业链技术体系，二氧化碳注入埋存规模保持国内领先水 平，CCUS 技术整体达到国际先进水平，在保障国家能源安全、推动能源绿色低 碳发展方面发挥了重要作用。除驱油外，CCUS 在碳捕捉方面的作用显著，CCUS 项目投运后，石化企业将获得较多的自愿碳减排额度，随着我国碳市场的完善和 CCER 方法学的更新，CCUS 项目的碳减排额度有望应用于 CCER 项目，将助力 石化企业受益于碳市场的发展。

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