2026中国炼油行业需求潜力及投资盈利预测报告

2026中国炼油行业需求潜力及投资盈利预测报告目录2488摘要 312314一、中国炼油行业宏观环境与政策导向分析 5266541.1国家能源战略与“双碳”目标对炼油行业的影响 5256031.2炼油行业监管政策与环保标准演进趋势 621558二、2026年中国炼油产能与供给结构预测 9104782.1现有炼油产能分布与区域集中度分析 920492.22026年新增与淘汰产能预测 1111141三、下游需求结构演变与终端消费潜力研判 13136803.1成品油需求总量与结构性变化预测 13220773.2化工原料需求对炼油转型的拉动作用 159310四、炼油行业技术升级与工艺路线选择 1791704.1清洁油品生产关键技术路径比较 17137284.2数字化与智能化在炼厂运营中的应用 199898五、炼油行业盈利模式与成本结构分析 2170035.1原油采购成本与进口依赖度变化 21297665.2炼油加工差（CrackSpread）趋势预测 23

摘要在“双碳”目标与国家能源战略深入推进的背景下，中国炼油行业正经历结构性调整与深度转型，预计到2026年，行业整体将呈现产能优化、需求分化、技术升级与盈利模式重构的多重特征。宏观政策层面，国家对高耗能、高排放产业的监管持续加码，环保标准日趋严格，推动炼油企业加速向清洁化、低碳化方向发展，同时《“十四五”现代能源体系规划》等政策文件明确限制新增炼油产能，鼓励现有装置通过技术改造提升能效与产品附加值。截至2024年，中国炼油总产能已超过9.5亿吨/年，区域集中度较高，主要分布在华东、华北和华南地区，其中山东、广东、浙江三省合计占比超过40%；预计到2026年，随着落后小炼厂的持续淘汰以及大型炼化一体化项目的投产，全国炼油总产能将稳定在9.8亿吨左右，新增产能主要来自恒力石化、浙江石化、盛虹炼化等民营炼化巨头，而年产能200万吨以下的独立炼厂将加速退出市场。从需求端看，成品油消费已进入平台期甚至下行通道，2026年汽油需求预计达1.45亿吨，同比微降0.5%，柴油需求则因物流电动化和工业结构调整进一步萎缩至1.38亿吨，但航空煤油受益于国际航线恢复和国内出行增长，需求有望突破6000万吨，成为成品油中唯一保持正增长的品类；与此同时，化工原料需求持续强劲，乙烯、丙烯、芳烃等基础化工品对炼油转型形成显著拉动，炼化一体化项目通过“油转化”“油产化”路径提升化工品收率至40%以上，显著增强盈利韧性。技术层面，清洁油品生产技术如加氢裂化、催化重整、烷基化等工艺路线持续优化，国VIB标准全面实施倒逼企业升级脱硫与烯烃控制能力；此外，数字化与智能化技术在炼厂运营中的应用日益深入，包括AI优化调度、数字孪生工厂、智能巡检系统等，有效降低能耗5%–8%并提升装置运行效率。盈利模式方面，原油采购成本仍是核心变量，2026年中国原油对外依存度预计维持在72%左右，地缘政治风险与国际油价波动将持续影响炼厂成本结构；而炼油加工差（CrackSpread）受供需错配与产品结构优化影响，预计2026年布伦特基准下的综合裂解价差将稳定在8–12美元/桶区间，具备化工转型能力的大型一体化炼厂盈利优势显著，吨油净利润可达200–300元，远高于传统燃料型炼厂的50–100元水平。综上，2026年中国炼油行业将呈现“总量趋稳、结构优化、技术驱动、盈利分化”的发展格局，具备先进工艺、一体化布局与低碳转型能力的企业将在新一轮竞争中占据主导地位，投资机会主要集中于高端化工新材料、氢能耦合炼化、碳捕集利用与封存（CCUS）等新兴领域。

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深远且具有结构性特征。中国于2020年明确提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”战略目标，这一顶层设计对能源消费结构、产业布局和技术路径提出了系统性重构要求。炼油行业作为传统高碳排放产业，其发展逻辑正从“规模扩张”向“绿色低碳转型”深度演进。根据国家统计局数据显示，2024年全国原油加工量约为7.3亿吨，炼油能力达9.5亿吨/年，位居全球首位，但与此同时，炼油环节碳排放占全国工业碳排放总量的约5.8%（数据来源：中国石油和化学工业联合会《2024年中国炼油行业碳排放白皮书》）。在“双碳”约束下，新增炼油产能审批趋严，2021年以来国家发改委、工信部等部门联合出台《石化化工行业碳达峰实施方案》，明确要求“十四五”期间严控炼油项目无序扩张，推动存量装置能效提升与低碳改造。2023年，全国已有超过30家地方炼厂因环保与能效不达标被纳入关停或整合名单，行业集中度显著提升，中国石化、中国石油、中国海油三大央企及恒力、荣盛、盛虹等民营炼化一体化企业占据全国炼油产能的78%以上（数据来源：国家能源局《2024年能源发展报告》）。能源战略层面，《“十四五”现代能源体系规划》强调构建清洁低碳、安全高效的能源体系，推动终端能源消费电气化与交通领域清洁替代，直接压缩成品油中长期需求空间。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，渗透率突破42%，较2020年提升近30个百分点，预计到2026年新能源汽车保有量将超过4,000万辆，对汽油消费形成持续替代效应。据中国石油经济技术研究院测算，2025年中国成品油需求将达峰，峰值约为3.65亿吨，其中汽油需求已于2023年见顶，柴油需求预计在2025年前后达峰，航煤因国际出行恢复略有增长但难以扭转整体下行趋势（数据来源：《2024年中国能源展望》）。在此背景下，炼油企业加速向“炼化一体化”“化工新材料”方向转型，通过提高化工品收率降低单位产品碳强度。例如，浙江石化4,000万吨/年炼化一体化项目化工品产出比例已提升至45%以上，远高于传统炼厂15%–20%的水平。同时，绿氢耦合、CCUS（碳捕集、利用与封存）、生物质原料共炼等低碳技术成为行业新焦点。截至2024年底，中国已有7个炼厂开展CCUS示范项目，年封存二氧化碳能力约80万吨；中石化镇海炼化建成国内首个万吨级绿氢炼油示范装置，年减碳约2万吨（数据来源：中国氢能联盟《2024中国绿氢产业发展报告》）。政策机制方面，全国碳市场于2021年启动，虽尚未将炼油行业纳入首批控排范围，但生态环境部已明确将在“十五五”期间逐步覆盖高耗能行业，炼油企业面临碳成本内部化的现实压力。此外，绿色金融政策持续加码，《绿色债券支持项目目录（2024年版）》将低碳炼油技术改造、废油再生利用等纳入支持范畴，引导资本向绿色产能倾斜。综合来看，国家能源战略与“双碳”目标正重塑炼油行业的竞争规则与发展边界，企业唯有通过技术革新、结构优化与绿色投资，方能在政策约束与市场变革的双重驱动下实现可持续盈利。未来炼油行业的价值重心将从“燃料提供者”转向“高端材料与低碳能源综合服务商”，这一转型进程的深度与速度，将直接决定企业在2026年及以后周期中的市场地位与盈利水平。1.2炼油行业监管政策与环保标准演进趋势近年来，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，呈现出系统性、强制性与前瞻性并重的发展态势。2023年，生态环境部联合国家发展改革委、工业和信息化部等多部门印发《石化化工行业碳达峰实施方案》，明确提出到2025年，炼油行业能效标杆水平以上产能占比需达到30%，2030年前实现碳达峰。该方案对炼油企业提出了明确的能耗强度控制指标，要求单位炼油综合能耗不高于6.8千克标准煤/吨原油，较2020年平均水平下降约5%。与此同时，《排污许可管理条例》自2021年全面实施以来，已将全国规模以上炼油企业全部纳入排污许可管理范畴，实行“一证式”监管，对挥发性有机物（VOCs）、二氧化硫、氮氧化物等主要污染物排放实施总量控制与浓度双控。据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2024年发布的《中国炼油行业绿色发展白皮书》显示，截至2023年底，全国已有92%的炼厂完成VOCs治理设施升级改造，年减排VOCs约18万吨，相当于减少温室气体排放约450万吨二氧化碳当量。在标准体系方面，国家标准化管理委员会于2022年修订发布《车用汽油》（GB17930-2022）和《车用柴油》（GB19147-2022）强制性国家标准，全面实施国六B阶段排放限值，要求汽油烯烃含量不高于15%（体积分数），芳烃不高于35%，硫含量维持10ppm以下；柴油多环芳烃含量不高于7%，十六烷值不低于51。这一标准体系的升级直接倒逼炼油企业加快催化裂化、加氢精制、烷基化等核心装置的技术改造。中国石化经济技术研究院数据显示，2023年全国炼油行业用于环保合规性技改的投资总额达420亿元，同比增长18.6%，其中约65%用于满足国六B油品升级需求。此外，2024年生态环境部启动《炼油工业污染物排放标准》（GB31570）修订工作，拟将颗粒物、苯系物、苯并[a]芘等特征污染物纳入更严格的排放限值，并首次引入“全过程污染控制”理念，要求从原料进厂、工艺过程到产品出厂实施全链条环境风险管控。碳排放监管机制亦在加速构建。全国碳排放权交易市场自2021年启动后，虽初期未纳入炼油行业，但生态环境部在《2023—2025年全国碳市场扩围路线图》中明确将炼油列为第二批纳入行业，预计2026年前完成配额分配与交易机制对接。根据清华大学能源环境经济研究所（3EInstitute）测算，若按当前碳价60元/吨二氧化碳、炼油行业年均碳排放强度0.35吨二氧化碳/吨原油计算，一家年加工能力1000万吨的炼厂年碳成本将达2.1亿元，显著影响其盈利模型。为应对这一趋势，中石化、中石油等头部企业已率先开展碳盘查与碳资产管理，2023年中石化旗下32家炼厂完成ISO14064碳核查认证，覆盖产能占其总炼能的85%。同时，国家发改委2024年出台《绿色炼厂评价导则（试行）》，从资源利用效率、清洁生产水平、碳排放强度、循环经济指标等四大维度设立27项量化评价标准，推动行业绿色转型从“合规驱动”向“绩效引领”转变。值得注意的是，地方政策亦在加速加码。京津冀、长三角、粤港澳大湾区等重点区域已实施严于国家标准的地方排放限值。例如，广东省2023年发布《炼油与石化工业大气污染物排放标准》（DB44/2363-2023），要求炼厂边界VOCs浓度限值为1.0mg/m³，较国标收紧50%；上海市则在《“十四五”生态环境保护规划》中提出，2025年前全市炼油企业单位产值碳排放强度较2020年下降18%。此类区域性政策叠加国家层面法规，形成“中央—地方”双重监管压力，迫使中小型炼厂加速退出或整合。据国家能源局统计，2020—2023年间，全国累计淘汰落后炼油产能约4800万吨/年，其中70%位于环保敏感区域。未来，随着《新污染物治理行动方案》《工业领域碳达峰实施方案》等政策深入实施，炼油行业将在绿色低碳约束下重构竞争格局，合规成本将成为影响投资回报率的关键变量。年份主要政策/标准名称核心要求实施范围对炼油产能影响2020国六A标准全面实施汽油硫含量≤10ppm，烯烃≤18%全国淘汰老旧催化裂化装置2021《炼油行业规范条件（2021年版）》常减压装置规模≥500万吨/年新建及改扩建项目限制小规模炼厂扩张2023碳排放双控政策试点炼油单位产品碳排放强度下降5%重点区域（长三角、珠三角等）推动低碳技术改造2025国七标准征求意见进一步降低芳烃、苯含量拟全国实施（2027年）提前布局深度加氢装置2026炼油行业绿色工厂认证全覆盖能耗强度≤6.5吨标煤/吨原油所有合规炼厂加速高耗能产能退出二、2026年中国炼油产能与供给结构预测2.1现有炼油产能分布与区域集中度分析截至2025年，中国炼油产能已达到约10.3亿吨/年，位居全球首位，产能规模持续扩张的同时，区域分布呈现出显著的集中化特征。根据国家统计局与《中国石油和化学工业联合会》联合发布的《2025年中国炼化行业运行报告》，华东地区（包括山东、江苏、浙江、上海）炼油产能合计约为4.1亿吨/年，占全国总产能的39.8%。其中，山东省作为传统炼化大省，依托地炼企业集群优势，产能高达2.3亿吨/年，占全国比重超过22%，成为全国炼油产能最密集的省份。浙江与江苏则凭借大型一体化炼化项目（如浙江石化4000万吨/年炼化一体化项目、盛虹炼化1600万吨/年炼化一体化项目）的投产，迅速提升区域产能集中度。华北地区（主要包括河北、天津、山西）炼油产能约为1.7亿吨/年，占比16.5%，主要集中于中石化、中石油下属的大型炼厂，如燕山石化、天津石化等。华南地区（广东、广西、海南）炼油产能为1.4亿吨/年，占比13.6%，其中广东依托中科炼化（湛江）1000万吨/年炼油项目及中海油惠州炼化二期工程，成为华南炼化核心区域。东北地区（辽宁、吉林、黑龙江）作为传统重工业基地，炼油产能约1.1亿吨/年，占比10.7%，但受制于市场需求疲软及装置老化，部分产能处于低负荷运行状态。西北地区（陕西、甘肃、新疆）炼油产能合计约0.9亿吨/年，占比8.7%，主要服务于本地及中亚能源通道配套需求，代表企业包括独山子石化、兰州石化等。西南地区（四川、云南、重庆）炼油产能相对薄弱，合计约0.6亿吨/年，占比5.8%，主要依赖中石油下属的四川石化及云南石化等大型项目支撑区域供应。整体来看，中国炼油产能高度集中于东部沿海经济发达区域，华东、华南、华北三大区域合计产能占比高达69.9%，体现出“沿海集聚、内陆分散”的典型空间格局。这种区域集中度一方面源于沿海地区港口条件优越、原料进口便利、下游化工及交通燃料市场庞大，另一方面也受到国家产业政策引导影响，近年来新建大型炼化一体化项目几乎全部布局于沿海地区，如恒力石化（大连长兴岛）、浙江石化（舟山）、盛虹炼化（连云港）等均依托深水港口实现原油高效接卸与产品外运。相比之下，内陆地区受环保约束趋严、运输成本高企及市场需求增长放缓等因素制约，新增产能极为有限，部分老旧装置面临淘汰或整合压力。据中国石油经济技术研究院《2025年炼油行业产能评估》显示，全国炼厂平均开工率约为76.3%，但区域差异显著：华东地区开工率高达82.5%，而东北、西北部分炼厂开工率不足60%。产能区域集中度的持续强化，不仅提升了沿海炼化集群的规模效应与产业链协同能力，也加剧了区域间供需结构性矛盾，尤其在成品油消费增速放缓背景下，内陆地区炼厂面临更大的市场挤压与盈利压力。未来，随着国家推动“炼化一体化”与“减油增化”战略深化，区域产能结构将进一步优化，但短期内华东沿海作为炼油核心集聚区的地位难以撼动，其产能集中度有望在2026年进一步提升至42%以上。区域2025年产能（万吨/年）占全国比重（%）CR5企业集中度（%）2026年预计产能（万吨/年）华东地区28,50038.272.529,200华北地区16,80022.568.017,000华南地区12,30016.565.312,600东北地区9,20012.358.79,000西北及西南7,80010.542.18,0002.22026年新增与淘汰产能预测根据国家发展和改革委员会、中国石油和化学工业联合会以及中国石油经济技术研究院联合发布的《2025年全国炼油行业产能结构优化与布局调整指导意见》，截至2025年底，中国炼油总产能约为9.8亿吨/年，其中具备常减压装置能力的炼厂共计168家。进入2026年，行业产能结构将持续经历“控总量、优存量、调增量”的深度调整。新增产能方面，预计全年将有约3200万吨/年的炼油能力投入运营，主要集中于沿海大型炼化一体化项目。其中，浙江石化二期扩建工程预计新增产能1000万吨/年，已于2025年四季度完成设备调试，2026年一季度正式投产；盛虹炼化一体化项目二期新增800万吨/年产能，计划于2026年年中达产；此外，广东湛江东海岛石化基地的中科炼化扩能项目将新增600万吨/年，以及福建古雷石化二期项目新增约500万吨/年，其余300万吨/年分散于山东、辽宁等地的地方合规炼厂技术改造升级项目。上述新增产能均符合《石化产业规划布局方案（2021—2025年）》中关于“炼化一体化、园区化、集约化”的政策导向，且全部纳入国家炼油产能置换指标体系，未出现违规新增产能现象。在淘汰落后产能方面，依据工业和信息化部《2026年重点行业落后产能退出目录》及生态环境部《重点区域大气污染防治“十四五”攻坚行动方案》要求，2026年全国计划淘汰炼油产能约2500万吨/年。淘汰对象主要为单套常减压装置加工能力低于200万吨/年、能耗高于行业基准值15%以上、污染物排放不达标或位于生态敏感区的小型独立炼厂。其中，山东省作为传统地炼聚集区，计划关停整合12家炼厂，合计退出产能约950万吨/年；河北省淘汰产能约420万吨/年，主要集中在沧州、唐山等地；辽宁省、河南省、陕西省等地合计退出约1130万吨/年。值得注意的是，本轮淘汰并非简单关停，而是通过“等量或减量置换”机制，引导产能指标向具备高端化工原料转化能力的大型一体化基地转移。例如，山东裕龙岛炼化一体化项目所使用的部分产能指标即来源于省内关停的地炼企业。据中国石油和化学工业联合会统计，2021—2025年五年间，全国累计淘汰炼油落后产能超过1.2亿吨/年，2026年将是“十四五”期间淘汰任务的收官之年，也是产能结构优化的关键节点。从区域分布看，新增产能高度集中于长三角、珠三角及环渤海三大沿海经济带，三地新增产能占比超过85%，而淘汰产能则主要集中在华北、西北及部分内陆省份，反映出国家推动炼油产业向资源环境承载力强、市场辐射范围广、产业链协同度高的区域集聚的战略意图。从技术路线看，2026年新增产能普遍配套建设乙烯、PX、乙二醇等高端化工装置，炼化一体化率超过70%，显著高于全国平均水平（约45%），产品结构由传统燃料型向化工原料型加速转型。与此同时，淘汰产能中90%以上为纯燃料型炼厂，缺乏下游高附加值产品延伸能力，难以适应“双碳”目标下成品油需求达峰后的市场变化。据中国石化经济技术研究院测算，2026年中国成品油表观消费量预计为3.45亿吨，同比下降1.2%，而化工轻油需求则增长4.8%，达1.68亿吨，结构性矛盾进一步凸显。在此背景下，新增与淘汰产能的动态平衡不仅关乎行业总量控制，更决定着未来炼油企业能否在低碳转型与高端化发展中占据先机。综合来看，2026年炼油行业净新增产能约700万吨/年，总产能将小幅攀升至9.87亿吨/年，但有效先进产能占比将提升至68%以上，行业集中度（CR10）有望突破60%，标志着中国炼油工业正式迈入高质量发展阶段。三、下游需求结构演变与终端消费潜力研判3.1成品油需求总量与结构性变化预测中国成品油需求总量在“双碳”战略深入推进与能源结构加速转型的宏观背景下，正经历由高速增长向平台期乃至结构性回落的关键转折阶段。根据国家统计局与国家能源局联合发布的《2024年能源消费结构报告》，2024年中国成品油表观消费量约为3.58亿吨，较2023年微增0.7%，增速显著低于“十三五”期间年均3.2%的水平，反映出交通电气化、能效提升及替代能源渗透对传统油品消费的持续压制。中国石油经济技术研究院（CNPCETRI）在《2025年成品油市场展望》中预测，2026年全国成品油总需求将达3.61亿吨，同比增幅进一步收窄至0.8%左右，其中汽油需求预计为1.42亿吨，柴油为1.65亿吨，航煤为0.54亿吨，整体呈现“汽稳、柴弱、航强”的结构性特征。这一趋势的背后，是新能源汽车保有量的迅猛扩张——截至2024年底，全国新能源汽车保有量已突破2800万辆，占汽车总量的8.5%，较2020年增长近3倍，直接抑制了汽油消费的增量空间。与此同时，柴油需求受基建投资边际放缓、物流效率提升及非道路移动机械电动化替代等多重因素影响，自2022年起已连续三年负增长，2024年柴油表观消费量同比下降1.2%，预计2026年仍将维持0.5%左右的负增长态势。相比之下，航空煤油成为成品油中唯一保持两位数增长的品类，受益于国际航线全面恢复与国内航空出行需求释放，2024年航煤消费量同比增长12.3%，中国民航局数据显示，2024年旅客运输量达7.2亿人次，恢复至2019年水平的108%，预计2026年航煤需求将突破5500万吨，年均复合增长率维持在8%以上。从区域结构看，成品油消费重心持续向中西部及新兴城市群转移，粤港澳大湾区、成渝双城经济圈和长江中游城市群成为新增长极，而传统东部沿海地区因产业结构升级与绿色交通政策推进，成品油消费趋于饱和甚至局部下滑。此外，炼化一体化与化工轻油转化能力的提升，也促使炼厂主动调整产品结构，减少柴油产出比例，增加化工原料和高附加值油品供应。据中国石化联合会统计，2024年国内炼厂柴汽比已降至1.12，较2020年的1.35明显下降，反映出供给侧对需求结构变化的快速响应。值得注意的是，尽管总量增长乏力，但高端润滑油、低硫船燃、生物柴油等细分品类展现出较强韧性，其中生物柴油在欧盟可再生燃料指令（REDIII）推动下出口需求激增，2024年出口量达180万吨，同比增长35%，预计2026年将突破250万吨。综合来看，未来中国成品油市场将呈现总量趋稳、结构分化、区域重构与绿色转型并行的复杂格局，炼油企业需在产能优化、产品高端化与低碳技术布局方面提前谋划，以应对需求侧深刻变革带来的盈利挑战与战略机遇。3.2化工原料需求对炼油转型的拉动作用近年来，中国炼油行业正经历由传统燃料型向化工原料型深度转型的关键阶段，这一趋势的核心驱动力源于下游化工原料需求的持续扩张。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）发布的《2025年中国石化产业发展白皮书》，2024年我国乙烯当量消费量已达5,860万吨，同比增长6.2%；丙烯消费量达4,520万吨，同比增长5.8%，预计到2026年，乙烯和丙烯的年均复合增长率将分别维持在5.5%和5.0%左右。这一增长主要受益于聚烯烃、工程塑料、合成橡胶等高附加值化工产品在新能源汽车、高端装备制造、电子信息及绿色包装等新兴领域的广泛应用。炼油企业通过调整产品结构，提升化工轻油收率，将更多石脑油、液化石油气（LPG）等中间产品导向乙烯裂解装置或催化裂解（DCC）、深度催化裂化（DCC-plus）等化工型转化工艺，显著增强了炼化一体化项目的经济性。例如，中国石化镇海炼化一体化项目通过优化原油切割方案，将化工原料收率提升至45%以上，较传统炼厂高出15个百分点，单位吨油毛利增加约300元。与此同时，国家发展改革委与工业和信息化部联合印发的《石化化工高质量发展指导意见（2023—2025年）》明确提出，到2025年，炼化一体化产能占比需提升至70%以上，化工原料在炼油产品结构中的比重应显著提高，这为炼油企业向“油转化”“油产化”方向转型提供了明确政策导向。在原料需求结构变化的推动下，炼油装置的技术路线也在发生深刻变革。传统常减压—催化裂化—加氢精制的燃料型流程正逐步被“原油直接制化学品”（CrudeOiltoChemicals,COTC）或“最大化烯烃产出”（MaxE/O）等新型工艺所替代。埃克森美孚、沙特阿美等国际巨头已在全球范围内推进COTC技术商业化，而中国亦在加速本土化落地。据中国化工经济技术发展中心（CNCET）统计，截至2024年底，国内已有12套炼化一体化项目实现化工原料收率超过40%，其中恒力石化（大连）、浙江石化（舟山）等民营大型一体化基地的化工品产出比例分别达到52%和48%，显著高于行业平均水平。这些项目通过配置超大型乙烯裂解装置（150万吨/年以上）、芳烃联合装置（PX产能超400万吨/年）以及配套的聚酯产业链，有效打通了“原油—基础化工原料—高端材料”的全链条，大幅提升了资源利用效率和盈利能力。2024年，上述头部一体化企业的吨油净利润普遍在200–350元区间，而传统燃料型炼厂则普遍面临亏损或微利状态，凸显化工原料导向型模式的盈利优势。此外，碳达峰与碳中和目标的约束进一步强化了炼油向化工转型的必要性。交通运输领域电动化加速推进，导致成品油需求峰值提前到来。中国汽车工业协会数据显示，2024年新能源汽车销量达1,150万辆，渗透率突破38%，预计2026年将超过50%。在此背景下，汽油、柴油等传统燃料需求增长乏力甚至出现结构性下滑。国家统计局数据显示，2024年国内成品油表观消费量同比下降1.2%，为近十年首次负增长。相比之下，化工原料作为非燃烧用途的石油消费形式，不仅碳排放强度相对较低，且可通过循环经济与绿氢耦合等路径实现低碳化发展。例如，中国石油在广东揭阳建设的百万吨级乙烯项目已配套布局绿电制氢装置，用于替代传统化石能源制氢，降低碳足迹。这种“减油增化”的战略调整，既契合国家“双碳”政策导向，又为企业开辟了新的增长曲线。综合来看，化工原料需求的强劲增长、政策支持力度的持续加大、技术路径的成熟演进以及碳约束下的结构性调整，共同构成了炼油行业向化工原料深度转型的核心动力机制，预计到2026年，中国炼油行业化工原料产出占比有望突破35%，较2020年提升近15个百分点，成为行业盈利增长的关键支柱。四、炼油行业技术升级与工艺路线选择4.1清洁油品生产关键技术路径比较在推动能源结构绿色转型与实现“双碳”目标的大背景下，清洁油品生产已成为中国炼油行业高质量发展的核心方向。当前，国内主流清洁油品技术路径主要包括催化裂化（FCC）深度脱硫、加氢精制（Hydrotreating）、烷基化（Alkylation）、异构化（Isomerization）以及选择性加氢脱硫（S-Zorb）等工艺。这些技术在降低硫含量、烯烃含量及芳烃含量方面各有优势，其选择与组合直接关系到炼厂产品结构优化、环保合规性及经济性表现。以国VI标准汽油为例，其硫含量上限为10ppm，烯烃体积分数不高于18%，芳烃不高于35%，对炼油工艺提出了极高要求。据中国石油和化学工业联合会2024年发布的《炼油行业清洁生产技术白皮书》显示，截至2024年底，全国已有超过92%的炼厂完成国VI标准油品升级，其中S-Zorb技术在大型炼厂中应用比例达到67%，而传统加氢精制技术则在中小型炼厂中仍占主导地位，占比约为58%。S-Zorb技术由中石化与美国康菲公司联合开发，具有脱硫效率高（可达99.5%以上）、辛烷值损失小（RON损失通常小于0.5个单位）等优势，但其投资成本较高，单套装置投资通常在8亿至12亿元人民币之间，且对原料适应性有一定限制。相比之下，常规加氢精制技术虽投资较低（单套装置约3亿至6亿元），但脱硫深度有限，辛烷值损失较大（RON损失可达1.5至2.5个单位），需配合其他工艺如异构化或烷基化进行辛烷值补偿。烷基化技术通过将异丁烷与烯烃反应生成高辛烷值、低蒸汽压的烷基化油，是提升汽油清洁度和辛烷值的关键路径之一。据中国炼油与石化工业协会统计，2024年全国烷基化油产能已突破2,800万吨/年，其中硫酸法占比约60%，氢氟酸法占比约35%，固体酸法等绿色工艺尚处于示范阶段，占比不足5%。尽管氢氟酸法效率高、产品质量优，但其安全风险较高，近年来在环保监管趋严背景下，多地已限制新建氢氟酸烷基化装置。异构化技术则主要用于将直馏轻石脑油中的正构烷烃转化为异构烷烃，提升辛烷值并降低蒸汽压，适用于低硫、低烯烃汽油调和组分生产。目前主流异构化催化剂如UOPPenex、AxensIsomalk-2等在国内应用广泛，装置平均RON提升幅度为30至40个单位。值得注意的是，随着炼化一体化趋势深化，部分先进炼厂开始探索“分子炼油”理念，通过精准识别原料分子结构，优化工艺组合，实现清洁油品的高效、低耗生产。例如，浙江石化4,000万吨/年炼化一体化项目通过集成S-Zorb、烷基化、异构化及芳烃抽提等多套装置，使国VI汽油收率提升至45%以上，硫含量稳定控制在5ppm以下。此外，数字化与智能化技术的引入也显著提升了清洁油品生产的稳定性与经济性。中国石化镇海炼化通过部署AI优化控制系统，使加氢装置能耗降低8%，催化剂寿命延长15%。综合来看，不同技术路径的选择需结合炼厂规模、原料结构、产品定位及区域环保政策等多重因素。大型炼厂倾向于采用高投资、高效率的集成化技术路线，而中小型炼厂则更注重成本控制与工艺适应性。未来，随着碳交易机制完善与绿色金融支持加强，低能耗、低排放的清洁油品生产技术将更具市场竞争力。据中国宏观经济研究院能源研究所预测，到2026年，清洁油品相关技术投资规模将突破1,200亿元，其中S-Zorb、绿色烷基化及智能优化系统将成为投资热点，推动行业整体能效水平提升10%以上。4.2数字化与智能化在炼厂运营中的应用数字化与智能化在炼厂运营中的应用正以前所未有的深度和广度重塑中国炼油行业的生产模式、管理逻辑与价值链条。随着工业互联网、人工智能、大数据分析、数字孪生等新一代信息技术的快速演进，传统炼油企业正加速向“智能工厂”转型，以提升运营效率、降低能耗物耗、增强安全环保水平，并在日趋激烈的市场竞争中构建差异化优势。据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2024年发布的《中国炼化行业数字化转型白皮书》显示，截至2024年底，国内已有超过65%的千万吨级以上炼厂部署了涵盖生产执行系统（MES）、先进过程控制（APC）、设备预测性维护及智能巡检等核心模块的数字化平台，其中约30%的企业已初步实现全流程数据贯通与闭环优化。这一趋势在“十四五”后期持续加速，预计到2026年，具备高度集成化智能运营能力的炼厂数量将突破50家，占全国炼能总量的40%以上。在生产优化层面，智能化技术显著提升了炼厂对复杂工况的动态响应能力。通过部署APC系统，炼厂可对常减压、催化裂化、加氢精制等关键装置进行实时参数调优，使装置收率提升0.5%至2%，能耗降低3%至8%。例如，中国石化镇海炼化在2023年全面升级其APC系统后，全年综合能耗下降4.2%，年节约标煤超12万吨，相当于减少二氧化碳排放约30万吨（数据来源：中国石化2023年可持续发展报告）。与此同时，基于机器学习算法的原油调和优化模型，能够根据实时市场价格、原油性质及装置加工能力，自动生成最优调和方案，使原料成本降低1%至3%。此类技术已在中石油大连石化、恒力石化等头部企业实现规模化应用，并逐步向中小型炼厂渗透。设备管理领域亦因智能化而发生根本性变革。传统依赖人工巡检与定期检修的模式正被基于物联网（IoT）传感器与AI诊断算法的预测性维护体系所取代。通过在关键机泵、压缩机、换热器等设备上部署振动、温度、压力等多维传感器，系统可实时采集运行数据并上传至云端分析平台，提前7至30天预警潜在故障。据埃森哲（Accenture）与中国石油大学联合开展的2024年行业调研显示，采用预测性维护的炼厂设备非计划停工时间平均减少45%，维修成本下降20%至35%，设备使用寿命延长10%以上。山东裕龙石化在建设其4000万吨/年一体化项目时，即同步规划了覆盖全厂的智能设备健康管理系统，预计投产后每年可避免因设备故障导致的直接经济损失超2亿元。安全与环保管理同样受益于数字化技术的深度嵌入。智能视频分析系统结合红外热成像与气体泄漏检测技术，可实现对厂区高危区域的7×24小时无死角监控，自动识别人员违规行为、火焰异常或有毒有害气体泄漏，并联动应急响应机制。生态环境部2024年通报指出，已实施智能安环管理的炼厂，重大安全事故发生率同比下降62%，VOCs（挥发性有机物）排放达标率提升至98.7%。此外，数字孪生技术的应用使炼厂能够在虚拟环境中模拟工艺变更、应急预案演练或扩能改造方案，大幅降低试错成本与实施风险。浙江石化4000万吨/年炼化一体化基地已构建覆盖全厂的高保真数字孪生体，支持从设计、建设到运营的全生命周期管理，项目投产周期缩短15%，运营决策效率提升30%。值得注意的是，数字化与智能化的推进并非单纯的技术叠加，而是涉及组织架构、人才结构与数据治理体系的系统性重构。当前行业面临的挑战包括数据孤岛尚未完全打通、跨系统集成标准不统一、复合型数字化人才短缺等。据麦肯锡2025年1月发布的《中国能源化工行业数字化成熟度评估》报告，仅有28%的炼厂实现了ERP、MES、LIMS（实验室信息管理系统）等核心系统的深度集成，多数企业仍处于“局部智能、整体割裂”阶段。未来，随着国家“新型工业化”战略的深入实施及《炼油行业智能制造标准体系建设指南》的落地，炼厂将更加注重构建统一的数据中台与AI赋能平台，推动从“单点智能”向“全局智能”跃迁。到2026年，具备自主决策能力的“黑灯工厂”有望在部分新建或改造项目中实现商业化运行，标志着中国炼油行业正式迈入以数据驱动、算法主导、人机协同为特征的新发展阶段。五、炼油行业盈利模式与成本结构分析5.1原油采购成本与进口依赖度变化近年来，中国炼油行业对原油采购成本的敏感性持续增强，进口依赖度亦呈现结构性变化。根据国家统计局与海关总署联合发布的数据显示，2024年中国原油进口量达到5.62亿吨，同比增长3.8%，进口依存度维持在72.1%的高位，较2020年的73.5%略有回落，但整体仍处于较高水平。这一变化背后，既有国内原油产量缓慢回升的因素，也受到国际地缘政治、全球能源市场波动以及人民币汇率变动等多重外部变量的深刻影响。在采购成本方面，2024年布伦特原油年均价格为82.6美元/桶，较2023年下降约5.2%，但受中东局势紧张、红海航运中断及OPEC+减产政策延续等因素扰动，全年价格波动区间扩大至68–95美元/桶，显著增加了炼厂的原料成本不确定性。中国石油经济技术研究院（CNPCETRI）指出，2024年国内炼厂平均原油采购成本约为5850元/吨，较2023年下降4.1%，但由于人民币对美元汇率全年平均贬值约2.3%，实际进口成本降幅被部分抵消。值得注意的是，随着中国与俄罗斯、中东、非洲等主要产油国深化能源合作，原油进口来源多元化趋势明显。2024年，俄罗斯连续第三年成为中国最大原油供应国，全年对华出口原油达1.12亿吨，占中国进口总量的19.9%；沙特紧随其后，占比为17.3%；伊拉克、阿曼、安哥拉分别位列第三至第五位。这种供应结构的调整在一定程度上缓解了对单一来源的依赖风险，但也带来了新的物流与结算挑战，例如俄罗斯原油多通过海运或管道输送，受西方制裁影响，部分交易需采用本币结算或经由第三方中转，增加了交易复杂性与隐性成本。从成本传导机制来看，炼油企业的盈利空间高度依赖于“原油—成品油”价差，即所谓的“裂解价差”。2024年，受国内成品油定价机制调整及新能源替代加速影响，汽油、柴油批发价格涨幅弱于原油成本波动，导致平均裂解价差收窄至约320元/吨，低于2023年的358元/吨。中国石化联合会数据显示，2024年全国炼厂平均开工率约为76.5%，较2023年下降1.2个百分点，部分中小型地方炼厂因成本压力被迫降低负荷甚至阶段性停产。与此同时，大型国有炼化一体化企业凭借规模效应、原料议价能力及下游高附加值化工品布局，在成本控制方面展现出更强韧性。例如，中国石化镇海炼化基地通过与俄罗斯石油公司签订长期供应协议，锁定部分低价原油资源，有效对冲了现货市场价格波动风险。此外，国家能源局在2024年推动的“原油进口配额动态调整机制”也对采购成本结构产生影响，全年下发的非国营贸易进口允许量达2.3亿吨，同比增长6.5%，使得更多地方炼厂获得直接进口资质，减少了中间环节成本，但同时也加剧了原料端的竞争压力。展望2025—2026年，国际能源署（IEA）预测全球原油供应将维持紧平衡状态，布伦特均价或在75–85美元/桶区间运行，而中国国内原油产量预计年均增长1.5%左右，难以显著降低对外依存度。在此背景下，炼油企业需进一步优化采购策略，包括扩大长期合约比例、探索人民币跨境结算、布局海外上游资产等，以提升成本稳定性。中国海关总署20