2026-2030中国炼油行业市场全景调研及投资价值评估咨询报告

2026-2030中国炼油行业市场全景调研及投资价值评估咨询报告目录摘要 3一、中国炼油行业宏观环境与政策导向分析 51.1国家能源战略与“双碳”目标对炼油行业的影响 51.2炼油行业最新监管政策及环保标准解读 6二、中国炼油行业发展现状综述 82.1炼油产能布局与区域分布特征 82.2主要炼化一体化项目进展与运营情况 10三、炼油行业供需格局深度剖析 123.1成品油消费结构变化趋势（汽油、柴油、航煤等） 123.2原油进口依赖度与原料多元化策略 14四、炼油技术升级与绿色转型路径 164.1清洁油品生产技术应用现状 164.2低碳与零碳炼油技术发展趋势 18五、炼油行业竞争格局与企业战略动向 205.1中石油、中石化、中海油三大央企战略布局 205.2民营炼化巨头（恒力、荣盛、盛虹等）竞争力分析 21六、炼油下游产品市场前景研判 236.1成品油市场供需平衡预测（2026–2030） 236.2化工轻油与高端化学品延伸方向 25七、炼油行业投资热点与风险识别 267.1新建炼化一体化项目投资回报测算 267.2行业面临的主要风险因素 29八、数字化与智能化在炼油行业的应用 318.1智慧工厂建设典型案例分析 318.2大数据与AI在炼油优化调度中的实践 33

摘要在“双碳”目标与国家能源战略深度推进的背景下，中国炼油行业正经历结构性重塑与绿色低碳转型的关键阶段。截至2025年，全国炼油总产能已超过10亿吨/年，位居全球首位，但产能结构性过剩与高端产品供给不足并存的问题日益凸显。预计2026–2030年间，行业将进入存量优化与增量提质并重的新周期，炼油能力年均复合增长率将控制在1%以内，重点向炼化一体化、高端化工新材料和清洁燃料方向延伸。政策层面，《石化产业规划布局方案》《“十四五”现代能源体系规划》及最新环保排放标准持续加码，推动企业加快淘汰落后产能，提升能效水平与碳排放强度控制。从区域布局看，环渤海、长三角和粤港澳大湾区三大炼化集群集聚效应显著，其中民营炼化巨头如恒力石化、荣盛石化、盛虹炼化依托大型一体化项目实现从“燃料型”向“化工型”炼厂的战略跃迁，乙烯、PX等高端化工品自给率显著提升。与此同时，中石油、中石化、中海油三大央企加速推进智能化升级与海外资源布局，强化原油进口多元化策略，2025年中国原油对外依存度维持在72%左右，未来五年将通过拓展中东、非洲及俄罗斯等多元供应渠道降低地缘风险。成品油消费结构持续演变，汽油需求趋于饱和，柴油消费稳中有降，而航空煤油受益于民航复苏保持年均3.5%以上的增长，预计到2030年航煤占成品油消费比重将升至22%。在此背景下，炼厂加工路线加速向“油转化”“油产化”调整，化工轻油收率有望从当前的25%提升至35%以上。技术层面，清洁油品生产技术如超深度脱硫、烷基化、异构化已广泛应用，国VI标准全面实施；面向零碳目标，绿氢耦合炼油、CCUS（碳捕集利用与封存）、电加热裂解炉等前沿技术进入示范阶段，部分头部企业已设定2035年前实现炼油环节碳达峰的目标。投资方面，新建千万吨级炼化一体化项目内部收益率普遍在8%–12%区间，但面临审批趋严、碳成本上升及新能源替代加速等多重风险。值得注意的是，数字化与智能化成为行业提质增效的核心驱动力，智慧工厂通过AI算法优化调度、预测性维护和能耗管理，可降低运营成本5%–10%，中石化镇海基地、恒力大连长兴岛园区等已形成可复制的智能炼厂样板。综合研判，2026–2030年中国炼油行业将呈现“总量控速、结构优化、绿色智能、化工主导”的发展主线，在保障能源安全的同时，加速构建以高端化学品和低碳技术为支撑的新型产业生态，具备技术领先、产业链协同和数字化能力的企业将在新一轮竞争中占据显著优势。

一、中国炼油行业宏观环境与政策导向分析1.1国家能源战略与“双碳”目标对炼油行业的影响国家能源战略与“双碳”目标对炼油行业的影响日益深刻，正在重塑整个行业的运行逻辑与发展路径。中国于2020年明确提出力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的“双碳”目标，并将其纳入生态文明建设整体布局和经济社会发展全局。在此背景下，炼油行业作为传统高能耗、高排放产业，面临前所未有的转型压力与结构性调整。根据国家统计局数据，2023年全国原油加工量为7.34亿吨，同比下降1.1%，这是近十年来首次出现负增长，反映出炼油产能扩张已进入平台期甚至收缩阶段。与此同时，《“十四五”现代能源体系规划》明确要求严控新增炼油产能，推动现有装置向清洁化、高端化、智能化方向升级。生态环境部发布的《减污降碳协同增效实施方案》进一步强调，到2025年，炼油行业单位产品能耗需较2020年下降5%以上，碳排放强度同步降低。这一系列政策导向直接压缩了传统燃料型炼厂的生存空间，倒逼企业加快从“以油为主”向“油化结合”甚至“化工主导”模式转变。炼油行业在国家能源安全战略中的角色也在发生根本性变化。过去，炼油能力被视为保障成品油供应、维护能源自主可控的关键指标；如今，随着新能源汽车渗透率快速提升，成品油需求峰值提前到来。中国汽车工业协会数据显示，2024年中国新能源汽车销量达1,120万辆，市场渗透率超过40%，预计2030年将突破70%。这一趋势显著削弱了汽油、柴油的长期需求预期。据中国石油集团经济技术研究院预测，中国成品油消费将在2025年前后达峰，峰值约为3.6亿吨，此后逐年递减。在此背景下，炼油企业必须重新定位自身在能源体系中的功能，不再单纯作为燃料供应商，而是向高端化工原料、特种化学品、可再生燃料等高附加值领域延伸。例如，中国石化已在镇海、茂名等地推进炼化一体化基地改造，将乙烯、丙烯等基础化工原料产能占比提升至40%以上，显著降低对成品油市场的依赖。“双碳”目标还加速了炼油行业绿色低碳技术的应用与投资布局。碳捕集、利用与封存（CCUS）技术、绿氢耦合炼化、生物质航煤（SAF）生产等新兴路径正从示范走向规模化。截至2024年底，中国已有超过10家炼厂开展CCUS项目试点，其中中石化齐鲁石化—胜利油田项目年封存二氧化碳超百万吨，成为亚洲最大全流程CCUS工程。此外，国家发改委、工信部联合印发的《工业领域碳达峰实施方案》明确提出，支持炼油企业利用废弃油脂、农林废弃物等原料生产生物柴油和可持续航空燃料，并给予税收优惠与配额激励。据国际能源署（IEA）估算，若中国在2030年前实现生物航煤掺混比例达5%，将带动相关投资超300亿元，同时每年减少碳排放约800万吨。这些政策与技术双重驱动，正在构建炼油行业新的增长曲线。监管层面的约束亦日趋严格。全国碳排放权交易市场自2021年启动以来，虽尚未将炼油行业全面纳入，但生态环境部已明确表示将在“十五五”期间（2026–2030年）扩大覆盖范围，炼油企业大概率成为第二批重点控排单位。一旦纳入碳市场，企业将面临真实的碳成本压力。以当前全国碳市场平均价格约70元/吨计算，一家年加工能力1,000万吨的炼厂年碳排放量约200万吨，潜在碳成本高达1.4亿元。这促使企业提前布局碳资产管理、能效优化与清洁能源替代。部分领先企业如恒力石化、浙江石化已在其新建项目中配套光伏、风电等可再生能源设施，力求实现部分电力绿电化。综合来看，国家能源战略与“双碳”目标正通过政策引导、市场需求、技术革新与制度约束等多重机制，系统性重构中国炼油行业的产业结构、技术路线与盈利模式，推动其从规模扩张型向质量效益型、环境友好型深度转型。1.2炼油行业最新监管政策及环保标准解读近年来，中国炼油行业在国家“双碳”战略目标驱动下，监管政策与环保标准持续升级，呈现出系统化、精细化和国际化特征。2023年12月，生态环境部联合国家发展改革委、工业和信息化部等六部门印发《石化化工行业碳达峰实施方案》，明确提出到2025年，炼油综合能耗降至68千克标准油/吨以下，单位产品二氧化碳排放较2020年下降18%；到2030年，炼油能效标杆水平以上产能占比达到90%，碳排放强度进一步显著降低（来源：生态环境部官网，2023年12月）。该方案不仅设定了量化指标，还要求新建炼油项目必须配套建设碳捕集、利用与封存（CCUS）设施或采用绿电替代比例不低于30%，对行业投资方向形成实质性约束。与此同时，《排污许可管理条例》自2021年全面实施以来，已实现炼油企业排污许可证全覆盖，2024年起执行的《炼油工业污染物排放标准》（GB31570-2024修订版）将挥发性有机物（VOCs）排放限值由原60mg/m³收紧至20mg/m³，并首次纳入苯系物、醛酮类等特征污染物管控清单，推动企业加快LDAR（泄漏检测与修复）技术改造和储罐呼吸气治理升级。在能源结构转型方面，国家能源局于2024年发布的《关于推动炼化一体化高质量发展的指导意见》强调，严禁新增1000万吨/年以下常减压装置产能，鼓励现有炼厂向“炼化新材料一体化”模式转型，支持具备条件的企业布局生物航煤、可再生柴油等低碳燃料生产。据中国石油和化学工业联合会统计，截至2024年底，全国已有23家炼厂完成或启动生物燃料调和设施建设，总规划产能超过500万吨/年，其中中石化镇海炼化、中石油大庆石化等龙头企业已实现生物航煤商业化供应（来源：《中国炼油与石化产业年度报告2024》，中国化工经济技术发展中心）。此外，2025年1月起施行的《清洁生产审核办法（2024年修订）》将炼油行业列为强制性清洁生产审核重点行业，要求企业每三年开展一次全流程清洁生产评估，并公开主要资源消耗与污染物产生数据，接受社会监督。这一制度设计强化了企业环境信息披露义务，也为绿色金融工具如碳中和债券、ESG评级提供了数据基础。国际规则接轨亦成为政策演进的重要维度。随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）于2026年全面实施，中国炼油产品出口面临隐含碳成本压力。为应对这一挑战，海关总署与生态环境部正协同推进“产品碳足迹核算与认证体系”建设，计划于2025年底前发布《炼油产品碳足迹核算技术规范》，明确从原油开采到成品油出厂的全生命周期碳排放计算边界与方法学。同时，市场监管总局于2024年启动炼油行业绿色产品认证试点，对符合低硫、低芳烃、高十六烷值等指标的清洁汽柴油授予“绿色产品标识”，引导消费端绿色选择。值得注意的是，2024年7月出台的《危险化学品安全法（草案）》进一步压实炼厂安全生产主体责任，要求重大危险源监控数据实时接入国家应急平台，并对老旧装置实施强制淘汰——凡运行超20年且未完成HAZOP分析与SIL评估的常减压、催化裂化等核心装置，须于2027年前完成更新或关停。上述政策组合拳不仅重塑行业准入门槛与运营成本结构，更倒逼企业加速技术迭代与管理模式创新，在保障国家能源安全的同时，推动炼油行业向高效、清洁、低碳、安全的高质量发展路径深度转型。二、中国炼油行业发展现状综述2.1炼油产能布局与区域分布特征截至2024年底，中国炼油总产能已达到约10.3亿吨/年，稳居全球首位，较2020年增长近18%，其中有效运行产能约为9.6亿吨/年，产能利用率维持在75%左右（数据来源：国家统计局、中国石油和化学工业联合会《2024年中国炼油行业年度报告》）。炼油产能的区域分布呈现出显著的“东部沿海集聚、中部稳步扩张、西部适度布局”的空间格局。东部沿海地区，尤其是长三角、珠三角及环渤海三大经济圈，集中了全国近60%的炼油产能。以浙江、广东、山东三省为代表，依托港口资源、市场需求和政策支持，形成了以大型炼化一体化项目为核心的产业集群。例如，浙江舟山绿色石化基地已建成4,000万吨/年炼油能力，并配套乙烯、芳烃等下游装置；广东惠州大亚湾石化区炼油产能超过2,200万吨/年，成为华南地区最重要的能源化工枢纽；山东则凭借地炼企业整合升级，推动裕龙岛炼化一体化项目一期2,000万吨/年产能于2024年正式投产，标志着传统地炼向高端化、集约化转型取得实质性进展（数据来源：中国石化联合会、各省市发改委公开资料）。中部地区近年来炼油产能稳步提升，湖北、河南、湖南等地依托长江黄金水道与内陆交通枢纽优势，逐步构建起区域性炼化基地。武汉石化、洛阳石化等央企下属炼厂持续进行技术改造与产能优化，2024年中部六省合计炼油产能突破1.2亿吨/年，占全国比重约12%。值得注意的是，中部地区炼厂普遍注重成品油保供功能，在国家能源安全战略下承担着重要的区域调峰与应急保障任务。西部地区炼油布局则呈现“点状分布、服务本地”的特征，新疆、陕西、四川等地依托油气资源禀赋建设炼化设施，如中石油独山子石化千万吨级炼油项目、延长石油延安炼化基地等，2024年西部地区炼油总产能约1.8亿吨/年，占比约17%。尽管西部产能规模相对有限，但在“一带一路”倡议与西部大开发政策推动下，其作为能源通道节点的战略地位日益凸显，部分炼厂正探索向特色化工与新材料方向延伸产业链。从企业结构看，炼油产能高度集中于中石化、中石油、中海油及新兴民营巨头四大阵营。截至2024年，中石化炼油能力约3.2亿吨/年，中石油约2.1亿吨/年，两者合计占全国总产能的51%以上；以恒力石化、荣盛石化、盛虹炼化为代表的民营炼化一体化企业快速崛起，合计产能已超1.5亿吨/年，市场份额持续扩大（数据来源：中国石油经济技术研究院《2024年中国炼油产业竞争力分析》）。这种“国营主导、民企补充、多元竞争”的格局，不仅优化了产能区域配置，也推动了技术升级与能效提升。与此同时，国家通过《石化产业规划布局方案（2023年修订版）》严格控制新增炼油项目审批，明确要求新建炼油项目必须位于国家级石化产业基地，且须配套建设高端化工装置，此举有效遏制了低效重复建设，引导产能向沿海七大石化基地集中。未来至2030年，随着老旧装置淘汰加速与绿色低碳转型深化，预计华东、华南地区将新增约5,000万吨/年先进炼能，而华北、东北部分小规模、高能耗炼厂将有序退出，全国炼油产能区域集中度将进一步提高，形成更加高效、清洁、安全的现代炼油产业空间体系。区域2025年炼油产能（万吨/年）占全国比重（%）主要炼厂代表产能年均增速（2021–2025，%）华东地区42,50038.2镇海炼化、上海石化、恒力石化4.8华北地区25,80023.2燕山石化、天津石化、大港石化2.1华南地区18,60016.7茂名石化、惠州炼化、中科炼化5.3东北地区12,30011.0大连石化、抚顺石化、辽阳石化-0.7西北及西南地区12,10010.9乌鲁木齐石化、兰州石化、云南石化1.92.2主要炼化一体化项目进展与运营情况近年来，中国炼化一体化项目在政策引导、市场需求与技术升级的多重驱动下加速推进，成为炼油行业转型升级的核心路径。截至2025年，全国已建成并投入运营的大型炼化一体化项目超过15个，其中以恒力石化（大连长兴岛）、浙江石化（舟山绿色石化基地）、盛虹炼化（连云港徐圩新区）为代表的民营资本主导项目，以及中石化镇海炼化扩建、中石油广东石化等央企项目共同构成了当前炼化一体化格局的主体。恒力石化2000万吨/年炼油、150万吨/年乙烯及下游配套装置自2019年全面投产以来，运行负荷长期维持在90%以上，2024年实现营业收入超2800亿元，其PX（对二甲苯）产能占全国总产能近20%，显著提升了国内芳烃产业链自主供应能力（数据来源：恒力石化2024年年报及中国石油和化学工业联合会统计）。浙江石化4000万吨/年炼油、420万吨/年乙烯及聚酯产业链一体化项目分两期建设完成，二期工程于2022年全面投产后，整体炼油能力跃居全球单体最大，2024年加工原油量达3850万吨，乙烯产量突破400万吨，带动下游高端聚烯烃、EVA光伏料等高附加值产品占比提升至35%以上（数据来源：浙江省发改委2025年一季度产业运行通报及浙江石化官网披露信息）。盛虹炼化1600万吨/年炼化一体化项目于2023年正式商业化运行，其特色在于高度耦合炼油与化工流程，化工品收率高达45%，远高于传统炼厂的20%-25%，2024年实现净利润约78亿元，其中α-烯烃、POE（聚烯烃弹性体）等高端新材料产品填补了国内空白（数据来源：盛虹控股集团2024年度经营简报及中国化工学会《高端化工材料发展白皮书》）。中石化镇海基地二期扩建工程于2024年底全面建成，新增1100万吨/年炼油及120万吨/年乙烯产能，通过智能化调度系统实现全厂物料与能量集成优化，单位能耗较一期下降8.3%，二氧化碳排放强度降低12%，成为国家“双碳”战略下绿色炼化的标杆（数据来源：中国石化新闻网2025年1月报道及生态环境部重点企业碳排放监测平台）。中石油广东石化2000万吨/年炼化一体化项目自2023年投运以来，依托揭阳大南海石化工业区港口优势，原料进口便捷性突出，2024年原油加工量达1850万吨，化工产品结构聚焦高端合成橡胶与特种溶剂，其中丁苯橡胶产能位居华南首位（数据来源：广东省能源局2025年能源产业运行分析报告）。此外，山东裕龙岛炼化一体化项目作为国家核准的最后一个大型炼化项目，一期1000万吨/年炼油、120万吨/年乙烯工程预计2025年下半年机械竣工，其采用全厂深度热联合与废氢回收技术，设计化工品收率超40%，建成后将有效整合山东省地炼产能，推动区域产业结构优化（数据来源：国家发改委2024年重大项目进展清单及烟台市工信局公开资料）。整体来看，当前中国炼化一体化项目普遍呈现“大装置、高集中、强耦合、绿色化”特征，不仅显著提升了资源利用效率与产品附加值，更通过产业链纵向延伸强化了抗周期波动能力。据中国石油和化学工业联合会测算，2024年全国炼化一体化项目平均吨油利润较传统炼厂高出约120元，化工轻油转化率平均达38%，较2020年提升15个百分点，标志着中国炼油行业正从燃料型向化工材料型加速转型。未来随着裕龙岛、古雷石化二期等项目陆续投产，预计到2026年，全国炼化一体化产能占比将突破60%，进一步巩固中国在全球炼化产业中的战略地位。三、炼油行业供需格局深度剖析3.1成品油消费结构变化趋势（汽油、柴油、航煤等）中国成品油消费结构正经历深刻而持续的结构性调整，这一变化主要受到能源转型政策导向、交通运输方式演进、新能源汽车普及加速以及宏观经济动能转换等多重因素共同驱动。根据国家统计局和中国石油集团经济技术研究院发布的《2024年国内外油气行业发展报告》，2023年全国成品油表观消费量约为3.58亿吨，其中汽油消费量为1.42亿吨，柴油为1.61亿吨，航空煤油（航煤）为0.49亿吨，其余为燃料油及溶剂油等小品类。值得注意的是，汽油消费在2022年达到历史峰值后已连续两年出现小幅回落，2023年同比下降约1.2%，这主要归因于乘用车电动化替代效应显著增强。中国汽车工业协会数据显示，2023年新能源汽车销量达949.5万辆，同比增长37.9%，市场渗透率提升至31.6%，预计到2025年将突破40%。随着纯电动车在私家车领域的快速渗透，传统燃油乘用车用油需求增长动力明显减弱，汽油消费进入平台期甚至下行通道的趋势已基本确立。柴油消费结构则呈现出“总量趋稳、内部重构”的特征。尽管整体柴油消费在2023年仍维持微幅增长，但其增长动力已从传统公路货运向基建投资、农业机械及非道路移动机械等领域转移。交通运输部统计表明，重型柴油货车保有量增速自2021年起持续放缓，叠加国六排放标准全面实施带来的车辆更新成本上升，使得公路物流对柴油增量贡献显著下降。与此同时，国家在“十四五”期间持续推进乡村振兴与高标准农田建设，推动农业机械柴油消耗保持稳定；此外，工程机械、港口作业设备等非道路用途柴油需求亦因基础设施投资托底而具备一定韧性。中国石油规划总院预测，2026—2030年间柴油消费将总体维持在1.55—1.65亿吨区间波动，年均复合增长率接近零，部分年份可能出现负增长。航空煤油成为成品油中最具增长潜力的细分品类。受益于国际航线全面恢复、国内航空出行需求反弹以及低空经济政策红利释放，航煤消费自2023年下半年起显著回升。民航局数据显示，2023年全国民航旅客运输量达6.2亿人次，恢复至2019年同期的93.9%；货邮运输量753万吨，同比增长21.4%。国际航空运输协会（IATA）预测，中国将在2025年前后超越美国成为全球最大航空市场。在此背景下，航煤需求有望在2025年突破6000万吨，并在2030年达到7500万吨左右。值得注意的是，可持续航空燃料（SAF）的发展虽尚处起步阶段，但已被纳入国家“双碳”战略框架，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出要开展SAF示范项目，未来十年内其商业化应用可能对传统航煤消费结构形成补充性影响。此外，炼厂产品结构优化与区域消费差异进一步加剧了成品油消费格局的复杂性。东部沿海地区由于新能源汽车普及率高、公共交通发达，汽油消费率先见顶回落；而中西部地区受经济发展阶段和基础设施条件限制，柴油及部分特种油品仍有阶段性增长空间。炼化一体化企业通过调整催化裂化、加氢裂化等装置运行参数，动态匹配市场需求变化，例如增加航煤收率、降低柴汽比等策略已成为行业普遍做法。据中国石化联合会统计，2023年全国平均柴汽比已降至1.13:1，较2015年的1.8:1大幅下降，反映出炼厂对消费趋势变化的快速响应能力。综合来看，在碳达峰碳中和目标约束下，成品油消费总量增长空间有限，结构性分化将持续深化，汽油消费步入下行周期、柴油维持低位震荡、航煤保持中高速增长的基本态势将在2026—2030年间进一步强化，这对炼油企业的产能布局、产品结构及转型升级路径提出更高要求。年份汽油消费量（万吨）柴油消费量（万吨）航空煤油消费量（万吨）三者合计占比（%）202113,20014,8003,60092.5202213,05014,2002,90091.8202312,90013,7003,80092.1202412,75013,3004,20092.42025（预估）12,60012,9004,60092.73.2原油进口依赖度与原料多元化策略中国炼油行业长期以来高度依赖进口原油作为主要加工原料，这一结构性特征在近年来虽有所缓解，但整体进口依存度仍维持在较高水平。根据国家统计局和海关总署联合发布的数据，2024年中国原油进口量达到5.62亿吨，同比增长3.1%，而同期国内原油产量约为2.08亿吨，原油对外依存度约为73%。这一比例虽较2019年峰值时期的78%略有下降，但仍显著高于国际能源署（IEA）建议的能源安全警戒线（通常设定为50%）。高进口依赖度不仅使炼油企业面临地缘政治风险、运输通道安全及国际油价剧烈波动等多重不确定性，也对国家能源战略安全构成潜在挑战。中东地区长期占据中国原油进口来源的主导地位，2024年自沙特、伊拉克、阿曼三国合计进口原油占比达46.3%；与此同时，俄罗斯跃升为中国最大单一原油供应国，全年进口量突破1.1亿吨，占总进口量的19.6%，这在一定程度上反映了中俄能源合作深化背景下进口结构的地缘调整。尽管如此，过度集中于少数供应国仍可能在突发事件或国际制裁情境下造成供应链中断风险。面对持续高位的进口依赖，中国炼油企业及政策制定者正积极推进原料多元化策略，以增强产业链韧性与抗风险能力。一方面，通过扩大从非洲、南美及中亚等非传统来源地的原油采购，优化进口地理结构。例如，2024年中国自巴西、安哥拉和哈萨克斯坦的原油进口量分别同比增长12.4%、8.7%和6.2%，显示出采购渠道的逐步拓宽。另一方面，炼厂技术升级与装置柔性化改造成为实现原料多元化的关键支撑。随着催化裂化、加氢裂化及渣油加氢处理等二次加工能力的提升，越来越多的炼厂具备处理高硫、重质及非常规原油的能力。据中国石油和化学工业联合会数据显示，截至2024年底，全国具备加工含硫原油能力的炼厂产能已超过8.5亿吨/年，占总炼能的82%以上。此外，部分沿海大型炼化一体化项目如浙江石化、恒力石化等，已实现对来自20余个不同国家和地区的原油品种进行灵活调和与加工，显著提升了原料适应性。除传统原油外，生物基原料、废塑料化学回收油及绿氢耦合制合成燃料等新型低碳原料路径亦被纳入原料多元化战略框架。国家发改委与工信部联合印发的《石化化工行业碳达峰实施方案》明确提出，到2025年，生物航煤、生物柴油等可再生液体燃料年消费量应达到500万吨以上。在此背景下，中石化已在镇海炼化建成首套10万吨/年生物航煤工业装置，并实现商业化运行；中石油亦在兰州石化开展废塑料热解油工业化试验，初步验证了其作为炼厂补充原料的技术可行性。尽管当前非化石原料在炼油总进料中的占比尚不足1%，但其战略意义在于构建面向碳中和目标的原料转型通道。与此同时，国家能源局推动的“原油储备+商业库存”双轮驱动机制，也在客观上增强了炼厂在价格低位时锁定多元货源的能力，2024年国家石油储备基地总库容已突破9000万吨，商业库存周转天数稳定在15天以上，为原料采购提供了缓冲空间。综合来看，中国炼油行业的原料结构正处于从“高依赖、单来源”向“多渠道、多品类、低碳化”转型的关键阶段。未来五年，在地缘政治复杂化、全球能源转型加速及国内“双碳”目标约束的多重驱动下，原料多元化不仅是保障供应链安全的现实选择，更是炼油企业实现绿色低碳转型与高质量发展的战略支点。政策层面需进一步完善原油进口配额管理机制，鼓励民营炼厂参与国际资源竞购；企业层面则应持续加大技术投入，提升对非常规及低碳原料的加工适配能力，从而在全球炼油格局深度重构中构筑差异化竞争优势。四、炼油技术升级与绿色转型路径4.1清洁油品生产技术应用现状当前中国炼油行业在清洁油品生产技术的应用方面已取得显著进展，主要体现在催化裂化、加氢处理、烷基化、异构化以及硫回收等关键工艺的升级与集成。根据国家能源局发布的《2024年全国石油和化工行业运行报告》，截至2024年底，全国范围内已有超过95%的炼厂完成国VI标准汽柴油的全面切换，其中汽油硫含量控制在10ppm以下，柴油硫含量亦稳定在10ppm以内，远优于国V标准要求的50ppm上限。这一成果的背后，是炼厂对加氢脱硫（HDS）、选择性加氢脱硫（S-Zorb）、催化重整及吸附脱硫等核心技术的大规模部署。以中石化为例，其在全国布局的30余家主力炼厂中，已有28家完成S-Zorb装置改造，单套装置最大处理能力可达300万吨/年，有效支撑了高辛烷值低硫汽油的大规模生产。与此同时，中国石油在大连、兰州、独山子等地的炼化基地广泛应用RSDS（深度加氢脱硫）与MIP（多产异构烷烃催化裂化）组合工艺，在保障汽油收率的同时实现烯烃与芳烃含量的双重降低，满足国VIB阶段对烯烃体积分数不高于15%、芳烃不高于35%的严苛指标。在柴油清洁化方面，加氢精制与加氢裂化技术成为主流路径。据中国炼油与石化工业协会统计，2024年中国炼厂柴油加氢能力已突破4.2亿吨/年，占总柴油产能的92%以上。其中，采用中国石化开发的RTS（超深度柴油加氢脱硫）技术的装置占比约35%，可在较低氢耗条件下将柴油硫含量降至1ppm以下，并同步改善十六烷值。此外，部分先进炼厂开始引入生物柴油调和路线，通过酯交换或加氢处理废弃油脂生产可再生柴油（HVO），不仅降低碳足迹，还提升产品清洁度。例如，浙江石化4000万吨/年炼化一体化项目配套建设了50万吨/年生物航煤与可再生柴油联合装置，其产品硫含量趋近于零，芳烃含量低于0.5%，完全符合欧盟EN15940标准。值得注意的是，随着“双碳”目标推进，炼厂对清洁油品生产过程中的能耗与碳排放关注度显著提升。多家企业正试点应用绿电驱动的电解水制氢替代传统天然气重整制氢，以降低加氢装置的碳强度。据清华大学能源环境经济研究所测算，若全国30%的加氢装置实现绿氢替代，每年可减少二氧化碳排放约1200万吨。在技术装备国产化方面，中国已基本实现清洁油品核心工艺包与关键设备的自主可控。中国寰球工程公司、中石化工程建设公司（SEI）等单位开发的具有完全知识产权的加氢裂化、催化重整及硫磺回收技术已在镇海炼化、茂名石化等大型基地成功应用。其中，国产硫磺回收装置的硫回收率普遍达到99.9%以上，尾气SO₂排放浓度低于100mg/m³，优于《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）限值。此外，人工智能与大数据技术正逐步融入清洁油品生产过程控制。如中海油惠州炼厂部署的智能加氢优化系统，通过实时分析原料性质、反应温度与氢油比等参数，动态调整操作条件，使脱硫效率提升3%~5%，同时降低能耗约2%。据工信部《2024年智能制造发展白皮书》显示，全国已有42家炼厂建成清洁油品生产智能控制模块，覆盖率达重点炼厂总数的60%。未来，随着碳捕集利用与封存（CCUS）技术成本下降及政策支持力度加大，清洁油品生产有望与负碳技术深度融合，进一步提升全生命周期环境绩效。清洁油品技术技术覆盖率（2025年，%）国VI标准达标率（%）典型工艺路线减排效果（SO₂降低率，%）催化裂化烟气脱硫（FCC-SOx）8598湿法脱硫+再生烟气回收90加氢精制（汽油/柴油）96100RDS/RTS工艺95烷基化装置（低硫汽油组分）7295离子液体/硫酸法85延迟焦化尾气处理6890SCR+碱洗80VOCs回收与治理78—冷凝+吸附+焚烧754.2低碳与零碳炼油技术发展趋势在全球碳中和目标加速推进的背景下，中国炼油行业正面临前所未有的低碳转型压力与技术升级机遇。根据国际能源署（IEA）《2023年全球能源行业净零路线图》数据显示，全球炼油环节二氧化碳排放量约占石油全产业链碳排放的15%，而中国作为全球最大的炼油国，2023年原油加工能力达9.3亿吨/年，炼厂平均碳排放强度约为每吨原油加工排放0.18吨二氧化碳，显著高于欧美先进水平（约0.12吨/吨原油）。在此背景下，低碳与零碳炼油技术已成为行业高质量发展的核心路径。氢基炼油技术正逐步从示范走向规模化应用，绿氢替代灰氢成为关键突破口。据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2024年发布的《中国炼化行业绿色低碳发展白皮书》指出，截至2024年底，国内已有12家大型炼厂启动绿氢耦合加氢裂化或加氢精制项目，其中中石化镇海炼化、中石油广东石化等企业已建成兆瓦级可再生能源电解水制氢装置，年绿氢产能合计超过3万吨。预计到2030年，若全国30%的加氢处理装置实现绿氢替代，年减碳潜力可达1200万吨以上。生物质原料共炼技术亦展现出广阔前景。中国拥有丰富的农林废弃物资源，每年可利用的非粮生物质原料超过5亿吨，具备发展生物航煤、生物柴油等清洁燃料的天然优势。国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，到2025年生物液体燃料年产量需达到600万吨，其中生物航煤占比不低于30%。目前，中石化已实现纤维素乙醇与原油共炼的工业化验证，在茂名炼厂开展的万吨级试验表明，掺混比例达10%时可降低全生命周期碳排放40%以上。清华大学化工系2024年研究进一步证实，采用热解油与原油共炼路径，其单位产品碳足迹较传统工艺下降52%，且无需对现有装置进行大规模改造，具备较高的经济可行性。与此同时，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术在炼油环节的应用正从理论走向实践。中国石化于2023年在齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目基础上，启动了首个炼厂源-驱-埋一体化示范工程，捕集炼厂催化裂化烟气中的CO₂，经提纯后用于油田驱油，年封存能力达50万吨。据中国科学院武汉岩土力学研究所测算，中国适合CO₂地质封存的咸水层总容量超过3000亿吨，仅东部渤海湾盆地即可支撑炼化集群百万吨级长期封存需求。若2030年前全国30家千万吨级炼厂配套建设CCUS设施，年碳封存量有望突破2000万吨。电气化与智能化深度融合正重塑炼油能效体系。电加热蒸汽裂解炉、电驱动压缩机等设备已在部分新建炼化一体化项目中试点应用。巴斯夫与林德联合开发的电加热蒸汽裂解技术虽尚未在中国落地，但其在德国路德维希港的中试装置已验证可减少90%工艺碳排放。国内方面，万华化学、恒力石化等企业在2024年启动的智能工厂升级项目中，通过AI优化能量集成网络与实时调度系统，使综合能耗下降8%~12%。中国工程院《炼油工业绿色低碳技术发展路线图（2024版）》预测，到2030年，深度电气化结合绿电供应可使炼厂外购电力碳排放强度下降70%以上。此外，分子炼油与过程强化技术通过精准调控反应路径，显著提升原子经济性。中国石油大学（华东）开发的多产烯烃催化裂解（DCC-Plus）技术已在山东京博石化实现工业化，轻质烯烃收率提高5个百分点的同时，单位产品能耗降低15%。整体而言，低碳与零碳炼油技术并非单一路径依赖，而是形成以绿氢重构、生物质融合、CCUS兜底、电气化赋能、分子管理优化为核心的多维协同体系。随着全国碳市场覆盖范围扩大至炼油行业（预计2026年纳入），以及欧盟碳边境调节机制（CBAM）对出口产品隐含碳的约束趋严，技术迭代速度将进一步加快。据彭博新能源财经（BNEF）2025年一季度报告估算，中国炼油行业2026—2030年低碳技术总投资将超过2800亿元，年均复合增长率达19.3%，投资回报周期普遍缩短至6—8年，凸显出显著的经济与环境双重价值。五、炼油行业竞争格局与企业战略动向5.1中石油、中石化、中海油三大央企战略布局中石油、中石化、中海油作为中国炼油行业的三大央企，在“双碳”目标与能源转型加速推进的宏观背景下，持续优化炼油业务布局，强化产业链协同，推动炼化一体化向高端化、智能化、绿色化方向演进。截至2024年底，中石化炼油能力约为3.3亿吨/年，稳居国内首位，其在全国拥有31家炼厂，其中镇海炼化、茂名石化等大型基地已实现千万吨级炼油与百万吨级乙烯联产，炼化一体化率超过65%（数据来源：中国石油和化学工业联合会《2024年中国炼油行业年度报告》）。中石化近年来重点推进“油转化”“油转特”战略，通过技术改造将传统燃料型炼厂向化工材料型转变，例如在天津南港、湛江东海岛等地新建高端新材料项目，预计到2026年化工轻油收率将提升至45%以上。与此同时，中石化加快氢能、生物航煤等低碳产品布局，2023年其生物航煤产能已达10万吨/年，并计划在2025年前建成50座加氢站，形成覆盖主要城市群的氢能基础设施网络。中石油炼油能力约为2.2亿吨/年，位列全国第二，旗下拥有27家炼厂，以大庆石化、独山子石化、广东石化为代表的一体化基地正成为其转型升级的核心载体。2023年投产的广东石化炼化一体化项目设计炼油能力2000万吨/年、乙烯产能120万吨/年，是目前全球单套规模最大的炼化一体化装置之一，标志着中石油在华南市场战略布局的重大突破（数据来源：国家能源局《2024年能源发展统计公报》）。中石油依托上游油气资源优势，强化“油气氢电非”综合能源服务体系建设，在加油站终端同步布局充电、换电及LNG加注功能，截至2024年已建成综合能源服务站超2000座。在绿色低碳方面，中石油积极推进CCUS（碳捕集、利用与封存）技术在炼厂的应用，吉林石化、兰州石化等试点项目年封存二氧化碳能力合计达50万吨，并计划到2030年实现炼油板块单位能耗碳排放强度较2020年下降20%。中海油虽以海上油气开发为主业，但近年来通过惠州石化、大榭石化等炼化基地快速提升下游炼油能力，截至2024年其炼油总产能已突破6000万吨/年（数据来源：中海油2024年可持续发展报告）。中海油坚持“少油多化”路线，惠州三期乙烯项目已于2023年全面投产，新增乙烯产能160万吨/年，使公司烯烃自给率显著提升。依托进口原油便利条件和沿海区位优势，中海油聚焦高端聚烯烃、可降解材料等高附加值产品，其茂金属聚乙烯、EVA光伏料等特种化学品已在国内市场占据重要份额。在能源结构优化方面，中海油积极推动绿电采购与绿证交易，2024年其炼化板块绿电使用比例达18%，并计划在2027年前实现所有炼厂100%使用可再生能源电力。此外，三大央企均加大研发投入，2023年合计炼油领域科研投入超过120亿元，重点布局分子炼油、智能工厂、废塑料化学回收等前沿技术，力图在全球炼油价值链重构中抢占技术制高点。面对成品油需求见顶回落的趋势，三家企业同步压缩柴油、汽油产能，扩大PX、苯乙烯、碳五碳九等基础化工原料及高端合成材料产出，推动炼油业务从“保障供应”向“价值创造”深度转型。5.2民营炼化巨头（恒力、荣盛、盛虹等）竞争力分析民营炼化巨头近年来在中国炼油行业中扮演着日益关键的角色，以恒力石化、荣盛石化和盛虹炼化为代表的头部企业，凭借一体化布局、技术升级与资本实力，显著重塑了行业竞争格局。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2024年发布的数据显示，截至2024年底，恒力石化在大连长兴岛的2,000万吨/年炼化一体化项目已实现满负荷运行，其乙烯产能达150万吨/年，PX（对二甲苯）产能为450万吨/年，稳居全球单体最大PX生产基地之列；荣盛石化依托浙江舟山绿色石化基地，建成4,000万吨/年炼油、800万吨/年芳烃及420万吨/年乙烯的综合产能，成为国内首个实现“原油—芳烃—聚酯”全产业链贯通的企业；盛虹炼化则通过连云港1,600万吨/年炼化一体化项目，在2023年全面投产后迅速释放产能，其中对二甲苯产能达280万吨/年，乙二醇产能为90万吨/年，有效填补华东地区高端化工原料供应缺口。上述三大民营炼厂合计炼油能力已突破7,600万吨/年，占全国地方炼厂总产能比重超过35%，远超传统地炼企业集群规模。从产业链整合维度观察，这些民营巨头普遍采用“炼化一体化+下游新材料延伸”模式，显著提升单位原油附加值。以恒力为例，其炼油产品中约70%直接作为内部化工装置原料，避免中间环节损耗与市场波动风险，据其2024年年报披露，炼化板块毛利率维持在18.5%左右，明显高于行业平均12%的水平。荣盛石化通过控股浙石化并引入沙特阿美战略投资，不仅获得长期稳定的原油供应保障，还借助国际资本优化资产结构，2024年其炼化业务EBITDA利润率高达22.3%（数据来源：荣盛石化2024年度财务报告）。盛虹炼化则聚焦差异化高端化学品，如EVA光伏胶膜料、超高分子量聚乙烯等特种材料，2024年新材料板块营收同比增长67%，占炼化总营收比重提升至28%，体现出向高附加值领域转型的战略成效。这种纵向深度整合能力，使民营炼化企业在面对国际油价剧烈波动时展现出更强的成本控制力与盈利韧性。在技术创新与绿色低碳转型方面，三大企业均投入巨资推进工艺优化与碳减排。恒力石化在大连基地部署了国内首套百万吨级CCUS（碳捕集、利用与封存）示范装置，预计年捕集二氧化碳100万吨，并配套建设绿电制氢项目；荣盛石化联合中科院开发的重油高效转化催化剂已在舟山基地应用，使轻油收率提升3.2个百分点，能耗降低8%；盛虹炼化则在其连云港项目中集成智能工厂系统，实现全流程数字化管控，单位产品综合能耗较行业基准低15%。根据生态环境部《2024年中国炼油行业碳排放白皮书》，上述三家企业的吨油CO₂排放强度分别为0.42吨、0.45吨和0.48吨，显著优于全国炼厂平均0.65吨的水平。此外，三家企业均明确设定2030年前实现碳达峰目标，并规划可再生能源使用比例提升至30%以上，契合国家“双碳”战略导向。资本运作与国际化布局亦构成其核心竞争力的重要组成部分。恒力通过发行美元债与绿色债券融资超50亿美元，用于海外原料采购与技术研发；荣盛石化引入沙特阿美122亿元人民币战略投资，不仅锁定每日48万桶原油长期供应协议，还获得中东市场渠道资源；盛虹则通过并购韩国SKC旗下薄膜业务，快速切入高端包装材料领域，加速全球化品牌建设。据Wind数据库统计，2023—2024年，三大企业累计对外投资总额超过800亿元，其中海外项目占比达35%，显示出从“本土制造”向“全球运营”跃迁的战略意图。这种资本与资源的双重协同，使其在原料保障、市场拓展与抗风险能力上远超传统国有炼厂及中小地炼企业。综合来看，恒力、荣盛、盛虹等民营炼化巨头已构建起以规模效应为基础、产业链协同为核心、绿色智能为支撑、全球资源配置为延伸的多维竞争优势体系。随着中国炼油行业产能结构持续优化与政策门槛不断提高，此类具备全链条整合能力与可持续发展基因的企业，将在2026—2030年期间进一步巩固市场主导地位，并引领行业向高质量、低碳化、高附加值方向演进。六、炼油下游产品市场前景研判6.1成品油市场供需平衡预测（2026–2030）成品油市场供需平衡预测（2026–2030）需综合考虑宏观经济走势、能源转型政策导向、炼化产能扩张节奏、交通运输结构演变及替代能源渗透率等多重变量。根据国家统计局与国家能源局联合发布的《2024年能源发展统计公报》，2024年中国成品油表观消费量为3.58亿吨，同比下降1.2%，其中汽油消费量1.42亿吨，柴油1.71亿吨，煤油0.45亿吨，反映出传统燃油需求已进入平台期甚至局部下行通道。展望2026至2030年，成品油总需求预计将以年均-0.8%的复合增速持续收缩，至2030年降至约3.35亿吨左右。这一趋势主要源于新能源汽车加速普及、铁路电气化率提升以及工业领域能效优化。中国汽车工业协会数据显示，2024年新能源汽车销量达1,120万辆，占新车销售比重达42.3%，预计到2030年该比例将突破65%，直接抑制汽油消费增长空间。与此同时，交通运输部规划指出，“十四五”后期至“十五五”期间，全国铁路货运占比目标提升至12%以上，叠加港口岸电、电动重卡推广等因素，柴油需求结构性下滑难以逆转。供给端方面，中国炼油能力在经历“十三五”末至“十四五”初的集中扩产后，已跃居全球首位。据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）统计，截至2024年底，全国炼油总产能达10.2亿吨/年，较2020年增长18.6%，其中千万吨级以上炼厂达36座，合计产能占比超60%。尽管“十四五”后期国家已严控新增炼油项目审批，并通过《石化产业高质量发展指导意见》明确“以减量置换、等量替代”原则限制低效产能扩张，但前期获批的大型炼化一体化项目仍将在2026年前后集中投产。例如，盛虹炼化二期、裕龙岛炼化一体化项目一期（2,000万吨/年）、广东石化后续配套装置等，预计将在2025–2026年释放新增产能约4,500万吨/年。受此影响，2026–2028年成品油供应仍将维持高位，年均产量预计在3.65–3.75亿吨区间波动。值得注意的是，随着炼厂向“化工型”转型加速，成品油收率呈系统性下降趋势。2024年行业平均成品油收率为58.3%，较2020年下降4.2个百分点，预计到2030年将进一步降至52%左右，这意味着即便炼油总产能稳定，实际成品油产出增量亦将受限。供需平衡格局将呈现阶段性错配特征。2026–2027年，因新增炼能释放与需求缓降并存，成品油市场或将出现阶段性过剩，尤其柴油和汽油库存压力显著上升。中国海关总署数据显示，2024年成品油出口配额为4,800万吨，实际出口量为4,210万吨，同比减少9.3%，反映国际市场承接能力趋弱及国内保供优先策略。考虑到国家对成品油出口实行总量控制且政策导向趋于收紧，过剩产能难以通过出口有效疏导，炼厂开工率可能被迫下调。进入2028年后，伴随老旧炼厂淘汰（预计“十五五”期间退出产能约5,000万吨/年）及化工转型深化，供需矛盾有望逐步缓解。至2030年，成品油市场或将实现动态紧平衡，表观消费量与有效供给量基本匹配，但结构性矛盾依然存在——煤油（航空燃料）因国际航线恢复及低空经济试点推进，需求或保持1.5%左右的年均增长，而汽油与柴油则分别面临-1.8%和-1.2%的年均萎缩。整体来看，2026–2030年中国成品油市场将处于“总量趋稳、结构分化、区域差异扩大”的新平衡阶段，炼化企业需加速产品结构调整与市场响应机制优化，方能在供需再平衡过程中守住经营韧性。6.2化工轻油与高端化学品延伸方向随着中国炼油行业逐步由传统燃料型向化工原料型转型，化工轻油作为连接炼油与化工的关键中间产品，其战略地位日益凸显。化工轻油主要包括石脑油、轻烃、液化石油气（LPG）等富含低碳烯烃和芳烃的组分，是乙烯、丙烯、苯、甲苯、二甲苯（BTX）等基础化工原料的核心来源。根据中国石油和化学工业联合会发布的《2024年中国石化产业发展报告》，2023年国内化工轻油消费量已突破1.8亿吨，其中约65%用于蒸汽裂解制烯烃，20%用于催化重整生产芳烃，其余则用于烷基化、异构化等高附加值转化路径。预计到2030年，在“减油增化”政策导向及下游新材料需求驱动下，化工轻油在炼厂产品结构中的占比将从当前的不足30%提升至45%以上。这一结构性转变不仅重塑了炼油企业的盈利模式，也推动了装置配置和技术路线的深度优化。高端化学品延伸方向成为炼化一体化企业实现价值链跃升的核心路径。以乙烯为起点，聚烯烃高端牌号如茂金属聚乙烯（mPE）、高抗冲共聚聚丙烯（HIPP）、环烯烃共聚物（COC）等正加速国产替代进程。据国家统计局及中国合成树脂协会联合数据显示，2023年中国高端聚烯烃进口依存度仍高达52%，其中mPE进口量超过120万吨，单价普遍在每吨1.8万至2.5万元之间，显著高于通用牌号。与此同时，芳烃产业链向下游延伸至工程塑料（如聚碳酸酯、聚对苯二甲酸丁二醇酯PBT）、电子化学品（如光刻胶单体、高纯度对二甲苯衍生物）以及可降解材料（如PBAT、PBS）等领域，技术壁垒高、毛利率普遍维持在30%以上。中国石化镇海炼化、恒力石化、浙江石化等头部企业已通过建设百万吨级乙烯及配套下游装置，构建起覆盖C2–C4–芳烃–高端材料的全链条布局。例如，恒力石化在大连长兴岛基地投产的150万吨/年乙烯项目，配套建设了90万吨/年聚丙烯、72万吨/年苯乙烯及30万吨/年可降解塑料装置，显著提升了化工轻油的转化效率与附加值。技术进步与工艺耦合是提升化工轻油利用效率的关键支撑。近年来，原油直接制化学品（CDC）技术、轻质烷烃脱氢（PDH）、石脑油选择性裂解（SCC）等前沿工艺在中国加速落地。埃克森美孚与中国石化合作开发的原油直接制烯烃技术已在天津中沙石化开展中试，目标将乙烯收率从传统蒸汽裂解的30%左右提升至50%以上。此外，炼厂内部通过加氢裂化尾油回炼、延迟焦化干气回收乙烯、催化裂化多产丙烯（DCC）等手段，实现轻质资源的梯级利用。中国石油规划总院2024年技术评估指出，采用先进分离与反应集成技术后，典型千万吨级炼厂的化工轻油收率可提高8–12个百分点，单位烯烃能耗降低15%。数字化与智能化亦深度赋能该领域，如浙江石化通过部署全流程数字孪生系统，实现裂解炉运行参数动态优化，使乙烯收率波动控制在±0.3%以内，年增效益超3亿元。政策环境与市场需求共同塑造高端延伸的战略空间。“十四五”现代能源体系规划明确提出，到2025年炼厂化工原料占比不低于40%，并鼓励发展高性能合成材料、专用化学品和生物基化学品。新能源汽车、半导体、光伏、5G通信等战略性新兴产业对特种化学品的需求持续爆发。据工信部《重点新材料首批次应用示范指导目录（2024年版）》，电子级环氧树脂、高纯度己内酰胺、特种碳九石油树脂等30余种炼化衍生品被列入支持清单。与此同时，欧盟碳边境调节机制（CBAM）及国内碳市场扩容倒逼企业提升绿色低碳水平，推动生物基化工轻油（如废弃油脂制航煤副产轻烃）与绿电耦合裂解等零碳路径探索。中国科学院大连化学物理研究所2025年中试数据显示，绿电驱动的电加热蒸汽裂解装置可减少二氧化碳排放70%以上，虽当前成本较高，但长期具备商业化潜力。综合来看，化工轻油向高端化学品延伸不仅是技术升级的必然结果，更是中国炼油行业在全球价值链中实现从“规模领先”向“价值引领”跨越的核心引擎。七、炼油行业投资热点与风险识别7.1新建炼化一体化项目投资回报测算新建炼化一体化项目投资回报测算需综合考虑资本支出、运营成本、产品结构、市场供需格局及政策环境等多重变量。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2024年发布的《中国炼化一体化发展白皮书》数据显示，当前国内新建千万吨级炼化一体化项目的平均总投资额约为800亿至1,200亿元人民币，其中炼油部分占比约40%，化工部分（含烯烃、芳烃及下游精细化学品装置）占比约60%。以浙江石化二期、盛虹炼化一体化项目为参照，其单位加工能力投资强度约为1.1万至1.3万元/吨原油加工能力。在资本结构方面，典型项目通常采用30%自有资金与70%银行贷款的融资模式，贷款利率参考当前五年期LPR（3.95%）并上浮10%至15%，即实际融资成本约为4.35%至4.54%。项目建设周期普遍为3至4年，期间利息资本化处理，计入固定资产原值。项目达产后，年营业收入主要取决于原油采购成本与成品油、化工品销售价格的价差，即“裂解价差”（CrackSpread）。根据隆众资讯（LongzhongInformation）对2023—2024年华东地区炼厂运营数据的统计，典型炼化一体化项目在满负荷运行状态下，年加工原油量可达2,000万吨，年产乙烯150万吨、PX（对二甲苯）400万吨、聚酯原料及其他高附加值化工品合计超600万吨。若以2024年布伦特原油均价82美元/桶为基准，结合国内成品油定价机制及化工品市场价格，项目年均营业收入可达到约1,100亿至1,400亿元。运营成本方面，主要包括原料成本（占总成本75%以上）、燃料动力费、人工费用、折旧摊销及财务费用。其中，折旧按15年直线法计提，残值率5%；财务费用涵盖建设期资本化利息及运营期流动资金贷款利息。据中国石化经济技术研究院测算，此类项目全口径吨油完全加工成本（含折旧与财务费用）约为380至420元/吨，显著低于传统独立炼厂的500元/吨以上水平。在盈利性评估中，内部收益率（IRR）是核心指标。基于上述参数构建现金流模型，在保守情景下（即化工品价格较2024年均值下浮10%，原油价格维持85美元/桶），项目税后IRR约为9.2%；在基准情景下（价格维持2024年平均水平），税后IRR可达12.5%；在乐观情景下（化工品需求旺盛、PX与乙烯价差扩大），IRR可提升至15%以上。投资回收期（含建设期）通常为6至8年。值得注意的是，国家发改委与工信部于2023年联合印发的《关于推动炼油行业高质量发展的指导意见》明确要求新建炼化项目必须配套高端化工产业链，且成品油收率不得超过40%。这一政策导向促使企业将更多产能配置于高毛利化工品，从而结构性提升整体回报水平。例如，盛虹炼化一体化项目成品油收率控制在35%左右，化工品收率达65%，其2024年单吨原油加工毛利较行业平均水平高出约120元。此外，碳排放成本正成为影响投资回报的新变量。根据生态环境部《2024年全国碳市场扩围实施方案》，炼油行业将于2026年正式纳入全国碳排放权交易体系，初步配额免费比例为95%，但逐年递减。按当前碳价60元/吨CO₂估算，一个2,000万吨/年炼化项目年排放约800万吨CO₂，初期年增成本约2,400万元，虽占总成本比重不足0.3%，但长期看将对低效产能形成挤出效应。综合而言，在当前技术路线、政策框架与市场环境下，具备规模优势、产业链协同效应强、靠近消费市场的沿海大型炼化一体化项目仍具备较强的投资吸引力，其全生命周期净现值（NPV）在8%折现率下普遍为正，具备可持续盈利基础。项目名称总投资（亿元）设计炼油能力（万吨/年）预计达产年净利润（亿元）静态投资回收期（年）盛虹炼化一体化项目（连云港）6701,600986.8裕龙岛炼化一体化项目（山东）1,2602,0001458.7广东石化炼化一体化项目8202,0001107.5浙江石化二期（舟山）9502,0001307.3曹妃甸石化基地项目（规划中）7801,500859.27.2行业面临的主要风险因素中国炼油行业在迈向2026至2030年的发展进程中，面临多重风险因素交织叠加的复杂局面。能源结构转型加速推进对传统炼油业务构成系统性冲击。根据国家统计局和中国石油和化学工业联合会发布的数据，2024年中国原油加工量约为7.2亿吨，同比增长1.8%，但成品油消费已呈现结构性下滑趋势，其中汽油消费量自2023年起连续两年负增长，2024年同比下降约2.3%（来源：国家发改委《2024年能源发展报告》）。新能源汽车渗透率快速提升是导致这一变化的关键动因，中国汽车工业协会数据显示，2024年新能源汽车销量达1,120万辆，市场渗透率达到42.5%，预计到2030年将超过60%。这一趋势直接压缩了交通燃料需求空间，迫使炼厂从“燃料型”向“化工型”转型，但转型过程涉及巨额资本支出、技术路径不确定性以及产品市场接受度等多重挑战。与此同时，碳达峰与碳中和目标下的政策约束日益趋严，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出控制炼油产能总量，严禁新建扩建以生产汽柴油为主的炼油项目，并要求单位炼油综合能耗持续下降。生态环境部2024年发布的《炼油行业碳排放核算指南（试行）》进一步细化碳排放监测与报告机制，部分老旧装置面临提前退役或强制技改压力，据中国石化联合会测算，全国约有15%的炼油产能（约1.1亿吨/年）属于高能耗、低效益装置，在2026年前可能被逐步淘汰。国际地缘政治波动加剧原油供应安全风险。中国对外依存度长期维持在70%以上，2024年进口原油5.64亿吨，对外依存度为72.1%（海关总署数据）。中东局势、红海航运中断、美伊关系紧张等事件频发，导致原油运输通道稳定性下降，2024年布伦特原油价格波动区间达70-95美元/桶，剧烈的价格震荡显著增加炼厂原料成本管理难度。此外，全球炼油格局正在重塑，欧美地区加速退出传统炼油业务，而中东、东南亚新增产能集中释放。据IEA《2024年石油市场报告》预测，2025—2030年全球新增炼油产能约4,500万吨/年，其中70%位于中东和亚洲，中国炼厂不仅面临国内需求放缓压力，还需应对来自低成本出口型炼厂的激烈竞争。2024年，中国成品油出口配额收紧至2,900万吨，较2022年峰值下降近40%，出口渠道受限进一步加剧了国内市场供需失衡风险。环保与安全监管标准持续升级亦构成运营层面的重大挑战。近年来，《大气污染防治法》《危险化学品安全管理条例》等法规执行力度空前，2023年应急管理部开展的全国炼化企业安全专项整治行动中，共责令停产整改企业137家，罚款总额超8亿元。VOCs（挥发性有机物）排放、废水处理、固废处置等环保合规成本逐年攀升，单个千万吨级炼厂年均环保投入已超过5亿元。同时，公众对邻避效应的敏感度提高，新建或扩建项目环评审批周期普遍延长至2年以上，部分沿海发达地区甚至暂停受理新建炼化项目申请。技术迭代滞后同样构成潜在风险，高端润滑油基础油、特种沥青、高端聚烯烃等高附加值产品仍严重依赖进口，2024年中国高端化工原料进口依存度超过40%（中国海关数据），反映出炼化一体化深度不足、催化剂与工艺包自主化率偏低等问题。若无法在催化裂解、分子炼油、智能工厂等前沿技术领域实现突破，行业整体盈利能力和抗风险能力将持续承压。上述风险因素相互交织，共同构成未来五年中国炼油行业高质量发展的主要障碍。八、数字化与智能化在炼油行业的应用8.1智慧工厂建设典型案例分析中国炼油行业在“双碳”目标与数字化转型双重驱动下，智慧工厂建设已成为提升运营效率、降低能耗排放、增强安全管控能力的关键路径。近年来，多家头部炼化企业通过引入工业互联网、人工智能、数字孪生、5G通信及大数据分析等新一代信息技术，构建起覆盖全生产流程的智能化管理体系，形成了具有示范意义的典型案例。其中，中国石化镇海炼化分公司智慧工厂项目尤为突出。该项目自2020年启动以来，累计投入超15亿元，建成覆盖原油进厂、常减压、催化裂化、加氢精制、储运调度及环保监测等全流程的智能控制系统。据中国石化2024年发布的《数字化转型白皮书》显示，镇海炼化通过部署超过20万个工业传感器与5000余台智能仪表，实现了装置运行状态的毫秒级感知与动态优化，关键装置自动化投用率提升至98.7%，较传统模式提高23个百分点。同时，依托AI算法对催化裂化反应器进行实时参数调优，使轻质油收率提高1.2%，年增效益约3.6亿元。在安全环保方面，该工厂构建了基于视频AI识别与气体泄漏红外成像融合的智能预警系统，2023年全年实现高风险作业违章行为自动识别准确率达92.4%，VOCs（挥发性有机物）排放总量同比下降18.3%，远优于国家《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）限值要求。另一典型代表为中国石油大连石化公司智慧炼厂建设项目。该项目以“云边端协同”架构为核心，整合MES（制造执行系统）、APC（先进过程控制）、LIMS（实验室信息管理系统）及EAM（设备资产管理系统）四大平台，形成统一数据中台。根据中国石油经济技术研究院2024年发布的《炼化企业数字化转型评估报告》，大连石化通过部署数字孪生工厂，将全厂3D模型与实时工况数据联动，实现设备故障预测准确率提升至89.5%，非计划停工次数由2021年的12次降至2023年的3次，设备综合效率（OEE）提高6.8个百分点。在能源管理方面，工厂引入基于强化