2026中国燃料油行业盈利态势及竞争趋势预测报告

2026中国燃料油行业盈利态势及竞争趋势预测报告目录摘要 3一、中国燃料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”目标对燃料油行业的影响 51.2环保政策及排放标准升级对燃料油需求结构的重塑 6二、2026年燃料油供需格局预测 92.1国内燃料油产能与产量变化趋势 92.2下游需求端结构性变化分析 11三、燃料油价格形成机制与成本结构分析 123.1原油价格波动对燃料油成本传导机制 123.2炼厂加工利润与调和组分成本变动影响 15四、行业盈利模式与利润空间预测 174.1不同细分市场（船燃、工业燃料、调和原料）盈利水平对比 174.22026年行业平均毛利率与净利率预测 19五、市场竞争格局与主要企业战略动向 205.1国有大型能源企业市场份额与布局策略 205.2地方炼厂及民营贸易商竞争态势 22六、燃料油进出口贸易趋势与国际影响 236.1中国燃料油进口来源国结构变化 236.2出口退税政策对保税燃料油出口的推动作用 25

摘要在“双碳”目标持续推进与国家能源战略深度调整的宏观背景下，中国燃料油行业正经历结构性重塑，预计到2026年，行业整体盈利态势将呈现稳中趋紧、分化加剧的特征。受环保政策趋严及排放标准持续升级影响，高硫燃料油需求持续萎缩，而低硫船用燃料油（LSFO）和清洁工业燃料需求显著上升，推动产品结构向绿色低碳方向转型。据测算，2026年中国燃料油表观消费量预计维持在3200万至3500万吨区间，其中船用燃料占比将提升至60%以上，成为核心需求支撑。供给端方面，国内燃料油产能趋于稳定，但炼厂加工结构持续优化，更多炼厂通过加氢脱硫等技术改造提升低硫燃料油产出比例，预计2026年国产低硫船燃产量将突破1500万吨，自给率提升至70%左右。与此同时，原油价格波动仍是影响燃料油成本的核心变量，2023—2025年国际油价高位震荡格局预计将在2026年有所缓和，但地缘政治风险与OPEC+政策仍将带来不确定性，燃料油价格传导机制趋于灵活，炼厂加工利润受调和组分（如催化油浆、渣油等）成本波动影响显著。从盈利模式看，不同细分市场表现分化明显：保税船燃市场受益于出口退税政策及国际航运脱硫要求，毛利率稳定在8%–12%；工业燃料市场因环保替代加速，利润空间持续压缩，部分高污染应用场景被天然气或电力替代；调和原料市场则受地方炼厂开工率及组分价格波动影响较大，盈利波动性增强。综合预测，2026年燃料油行业平均毛利率约为6%–9%，净利率维持在2%–4%区间，较2023年略有收窄。市场竞争格局方面，中石化、中石油等国有大型能源企业凭借资源、渠道及政策优势，持续扩大在低硫船燃市场的布局，市场份额预计稳定在55%以上；而地方炼厂与民营贸易商则通过灵活定价、区域网络及保税油供应牌照争夺细分市场，尤其在长三角、粤港澳大湾区等港口集群区域竞争激烈。进出口贸易方面，中国燃料油进口来源国结构持续多元化，俄罗斯、马来西亚、新加坡等成为主要进口来源，2026年进口量预计维持在1200万–1400万吨；同时，出口退税政策有效激活保税燃料油出口业务，2025年出口量已突破800万吨，预计2026年将进一步增长至900万–1000万吨，助力中国加速建设东北亚船燃加注中心。总体来看，2026年中国燃料油行业将在政策驱动、技术升级与国际竞争多重因素交织下，迈向高质量、低碳化、集约化发展新阶段，企业需强化资源整合能力、优化产品结构并积极布局国际化供应链，方能在新一轮行业洗牌中占据有利地位。

一、中国燃料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”目标对燃料油行业的影响国家能源战略与“双碳”目标对燃料油行业的影响深远且多层次，正在重塑整个行业的供需结构、盈利模式及竞争格局。作为传统高碳能源品种之一，燃料油在“碳达峰、碳中和”国家战略框架下面临前所未有的转型压力。根据国家发展和改革委员会发布的《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，非化石能源消费比重将达到20%左右，2030年进一步提升至25%；与此同时，煤炭消费比重将被严格控制，而石油消费则需在“十五五”期间进入峰值平台期。这一政策导向直接压缩了燃料油等高硫、高碳排放油品的市场空间。中国石油和化学工业联合会数据显示，2024年全国燃料油表观消费量约为3,200万吨，较2020年下降约18%，其中用于传统工业锅炉和发电领域的消费量萎缩尤为显著，年均降幅超过10%。燃料油作为炼厂副产品，其产出比例虽受原油加工结构影响，但在“减油增化”趋势下，大型炼化一体化企业正主动压减燃料油收率，转向高附加值化工原料生产。例如，恒力石化、浙江石化等新建炼化项目燃料油收率已控制在3%以下，远低于传统地方炼厂8%—12%的平均水平。在环保法规层面，《大气污染防治法》《船舶排放控制区实施方案》以及国际海事组织（IMO）2020年实施的全球船用燃料硫含量限值0.5%的规定，共同推动低硫燃料油（LSFO）成为主流。中国海关总署统计显示，2024年我国低硫燃料油出口量达1,850万吨，同比增长22%，而高硫燃料油出口则持续萎缩，进口量亦大幅下降。国内炼厂为适应新规，纷纷投资加氢脱硫装置或调和设施，中石化、中石油等央企已在沿海地区建成多个低硫燃料油生产基地。值得注意的是，尽管低硫燃料油短期内缓解了行业生存压力，但其盈利空间受国际原油价格波动、调和组分成本及航运需求影响显著。2024年低硫燃料油与布伦特原油价差一度收窄至30美元/吨以下，较2022年高峰时期的80美元/吨大幅回落，反映出行业利润被持续压缩。此外，国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》明确提出推动终端用能电气化和清洁替代，工业窑炉、锅炉等领域逐步淘汰重质燃料油使用，进一步削弱内需基础。从碳市场机制看，全国碳排放权交易市场虽目前仅覆盖电力行业，但生态环境部已明确表示将在“十五五”期间将石化、化工等高耗能行业纳入。燃料油生产与消费过程中的二氧化碳排放强度较高，据清华大学能源环境经济研究所测算，每吨燃料油燃烧约产生3.15吨二氧化碳，显著高于天然气（约1.96吨）和部分清洁煤技术。一旦燃料油相关企业被纳入碳市场，其运营成本将因配额购买或减排投入而上升。以当前全国碳市场均价约70元/吨计算，若按年消费3,000万吨燃料油估算，潜在碳成本可达66亿元。这将倒逼企业加速技术升级或退出高碳业务。与此同时，绿色金融政策也在发挥作用，《绿色债券支持项目目录（2023年版）》明确排除高硫燃料油相关项目，限制其融资渠道。部分地方已出台差别化电价、环保税等配套措施，对高污染燃料使用实施经济惩罚。长远来看，燃料油行业正从“规模扩张”转向“结构优化”与“功能转型”。部分企业探索将燃料油作为沥青调和组分、碳材料前驱体或储能介质，拓展非燃烧用途。中国石化联合会预测，到2026年，燃料油在传统能源领域的占比将降至60%以下，而在高端材料、特种溶剂等新兴领域的应用比例有望提升至15%以上。这一转型虽具挑战，却也为具备技术积累和产业链整合能力的企业提供差异化竞争机会。国家能源战略与“双碳”目标并非单纯抑制燃料油行业，而是通过制度性约束与市场机制引导其向低碳化、高值化方向演进。未来行业盈利将更多依赖精细化运营、低碳技术应用及与新能源体系的协同能力，而非传统的规模优势。1.2环保政策及排放标准升级对燃料油需求结构的重塑近年来，中国持续推进生态文明建设与“双碳”战略目标，环保政策与排放标准的持续升级正深刻重塑燃料油的需求结构。2023年生态环境部联合多部门印发《减污降碳协同增效实施方案》，明确提出在交通、工业、船舶等领域加快高污染燃料替代进程，推动低硫、清洁燃料的广泛应用。在此背景下，传统高硫燃料油（HSFO）在多个关键终端应用领域的需求持续萎缩，而低硫燃料油（LSFO）、船用轻质燃料油（MGO）以及生物燃料油等清洁替代品则迎来结构性增长机遇。根据中国石油和化学工业联合会数据显示，2024年全国高硫燃料油消费量同比下降12.3%，降至约1850万吨，而低硫燃料油消费量同比增长21.7%，达到2300万吨，首次超过高硫品种，成为燃料油消费的主导类型。这一结构性转变不仅反映了政策驱动下的市场响应，也标志着燃料油行业正加速向绿色低碳方向转型。船舶运输领域是燃料油需求结构变化最为显著的板块。国际海事组织（IMO）自2020年起实施全球船用燃料硫含量上限0.5%的规定，中国作为全球最大的船舶燃料消费国之一，同步强化国内排放控制区（ECA）管理。交通运输部2023年修订《船舶大气污染物排放控制区实施方案》，将长江干线、珠江水系及沿海重点港口全部纳入ECA范围，要求进出港船舶必须使用硫含量不高于0.1%的燃料。这一政策直接压缩了高硫燃料油在内河及近海航运中的使用空间。据中国船舶燃料有限责任公司统计，2024年国内港口低硫船燃供应量达1580万吨，同比增长24.5%，而高硫船燃供应量仅为320万吨，较2020年峰值下降逾60%。与此同时，LNG动力船、甲醇燃料船等新型清洁能源船舶的订单激增，进一步分流传统燃料油需求。克拉克森研究数据显示，截至2024年底，中国船厂承接的LNG双燃料船舶订单占全球总量的38%，预示未来燃料油在航运领域的替代压力将持续增强。工业锅炉与窑炉领域同样面临燃料结构的深度调整。国家发改委与工信部联合发布的《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2023年版）》明确要求，2025年前全面淘汰不符合能效与排放标准的燃油工业锅炉。生态环境部《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2024）进一步收紧颗粒物、二氧化硫和氮氧化物的排放限值，促使大量中小企业转向天然气、电能或生物质燃料。中国能源研究会2024年调研报告指出，全国工业燃料油消费量已从2020年的约2100万吨降至2024年的1260万吨，年均降幅达13.2%。尤其在长三角、珠三角等环保监管严格区域，工业燃料油基本退出市场。部分保留燃油锅炉的企业则被迫采购符合国六标准的轻质燃料油或调和低硫组分，导致燃料油采购成本显著上升，进一步削弱其经济性优势。值得注意的是，燃料油需求结构的重塑也催生了新的市场机会。随着低硫燃料油产能扩张，国内炼厂加速布局加氢脱硫与调和装置。中国石化、中国石油及恒力石化等头部企业2024年低硫船燃产能合计突破3000万吨/年，占全国总产能的78%。此外，生物燃料油作为可再生替代路径受到政策鼓励，《“十四五”可再生能源发展规划》提出到2025年生物液体燃料年利用量达到500万吨。尽管当前生物燃料油在燃料油总消费中占比不足1%，但其在航空、远洋航运等难减排领域的应用潜力巨大。国际能源署（IEA）预测，到2026年，中国生物燃料油需求有望突破80万吨，年均复合增长率超过30%。这种多元化、清洁化的需求格局，正在推动燃料油产业链从“重质、高硫、低价”向“轻质、低硫、高附加值”全面升级。综上所述，环保政策与排放标准的持续加码，已不再是短期扰动因素，而是驱动燃料油行业长期结构性变革的核心力量。高硫燃料油的退出路径清晰，低硫及清洁替代燃料的市场主导地位日益巩固。未来两年，随着碳市场覆盖范围扩大、绿色金融工具完善以及国际航运脱碳压力传导，燃料油需求结构将进一步向低碳、零碳方向演进。企业若不能及时调整产品结构、优化供应链布局并提升清洁燃料技术能力，将在新一轮行业洗牌中面临严峻的生存挑战。年份高硫燃料油需求占比（%）低硫燃料油需求占比（%）船用燃料油总消费量（万吨）工业燃料油消费量（万吨）202142.357.71,850920202236.163.91,920870202329.870.22,050810202424.575.52,180760202520.279.82,300720二、2026年燃料油供需格局预测2.1国内燃料油产能与产量变化趋势近年来，中国燃料油产能与产量呈现出结构性调整与区域再布局的显著特征。根据国家统计局及中国石油和化学工业联合会发布的数据，2023年全国燃料油总产量约为2,850万吨，较2022年同比增长约4.7%，而2024年上半年产量已达到1,520万吨，同比增长5.1%，显示出稳中有升的发展态势。这一增长并非源于传统炼厂扩产，而是主要得益于地方炼厂转型升级过程中副产燃料油比例的提升以及低硫燃料油（LSFO）产能的快速释放。自2020年国际海事组织（IMO）实施全球船用燃料硫含量限值0.5%新规以来，国内炼化企业加速布局低硫燃料油生产装置。截至2024年底，中国具备低硫燃料油生产能力的炼厂已超过40家，总产能突破3,200万吨/年，其中中石化、中石油、中海油三大央企合计占比约58%，其余产能主要集中在山东、浙江、广东等地的地方炼厂。中国海关总署数据显示，2023年低硫燃料油出口量达1,630万吨，同比增长18.6%，反映出国内产能不仅满足内需，更深度参与全球船燃市场。从区域分布来看，燃料油产能高度集中于华东和华北地区。山东省作为地方炼厂聚集地，2023年燃料油产量占全国总量的34.2%，主要依托地炼企业如恒力石化、荣盛石化、东明石化等通过炼化一体化项目提升副产品转化效率。浙江省则依托宁波舟山港的区位优势，发展保税船用燃料油加注业务，2023年舟山保税燃料油加注量突破700万吨，连续六年位居全球前十，进一步拉动本地低硫燃料油产能扩张。与此同时，西北地区传统高硫燃料油产能持续萎缩，受环保政策趋严及市场需求转移影响，新疆、甘肃等地部分老旧炼厂已逐步退出燃料油生产序列。中国石油经济技术研究院指出，2021—2024年间，全国高硫燃料油产能累计削减约600万吨/年，而同期低硫燃料油新增产能超过2,000万吨/年，产能结构发生根本性转变。技术路径方面，催化裂化（FCC）、延迟焦化及加氢裂化等二次加工装置成为燃料油产出的关键环节。随着炼厂向“油转化”“油转特”方向转型，更多重质馏分被用于生产化工原料或高端润滑油基础油，导致传统燃料油收率下降。但与此同时，部分炼厂通过优化调和组分，将渣油、蜡油与轻组分按比例调配，专门生产符合IMO标准的低硫船燃，实现产品附加值提升。据中国石化联合会测算，2024年国内燃料油平均收率约为4.8%，较2020年下降1.2个百分点，但低硫燃料油毛利率普遍维持在15%—22%，显著高于高硫燃料油的5%—8%。此外，政策导向对产能布局影响深远。《“十四五”现代能源体系规划》明确提出推动炼油行业绿色低碳转型，限制高硫、高污染燃料油生产，鼓励发展清洁船燃。生态环境部2023年发布的《关于进一步加强船舶大气污染物排放控制区管理的通知》亦强化了内河及沿海港口对低硫燃料的强制使用要求，进一步压缩高硫燃料油市场空间。展望2025—2026年，国内燃料油产能预计仍将保持温和增长，但增速将趋于平缓。中国石油规划总院预测，到2026年全国燃料油总产能有望达到3,500万吨/年，其中低硫燃料油占比将超过85%。新增产能主要来自恒力石化惠州项目、盛虹炼化连云港基地及中海油惠州三期等大型炼化一体化项目，这些项目普遍配套建设专用调和设施与出口码头，具备较强国际市场竞争力。与此同时，随着碳达峰、碳中和目标推进，生物燃料油、氨燃料等替代能源虽处于起步阶段，但已对传统燃料油形成长期替代压力。综合来看，未来中国燃料油行业将呈现“总量稳控、结构优化、区域集中、出口导向”的发展格局，产能与产量变化将紧密围绕全球航运脱碳进程、国内炼化产业升级及环保政策演进三大主线展开。2.2下游需求端结构性变化分析近年来，中国燃料油下游需求端呈现出显著的结构性变化，传统消费领域持续萎缩，而新兴应用场景则逐步拓展，整体需求格局正经历深度重构。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）发布的《2024年中国燃料油市场运行报告》，2023年全国燃料油表观消费量约为2,850万吨，同比下降4.2%，其中船用燃料油占比已升至61.3%，成为绝对主导的消费领域，而电力、建材、冶金等传统工业锅炉用油合计占比不足25%，较2018年下降近20个百分点。这一转变的核心驱动力来自国家环保政策的持续加码与国际海事组织（IMO）2020限硫令的全面实施。自2020年起，全球远洋船舶强制使用硫含量不高于0.5%的低硫燃料油（LSFO）或安装脱硫塔，推动中国炼厂加速布局低硫船燃产能。据中国海关总署数据显示，2023年中国低硫燃料油出口量达1,620万吨，同比增长18.7%，而同期高硫燃料油出口量仅为310万吨，同比下降9.4%，反映出出口结构向清洁化、合规化方向快速演进。船用燃料油需求的持续增长不仅体现在总量扩张，更体现在区域分布与消费主体的结构性优化。随着中国沿海港口群能级提升与国际航运枢纽地位强化，长三角、粤港澳大湾区及环渤海三大区域成为低硫船燃消费的核心集聚区。交通运输部《2023年水运行业发展统计公报》指出，2023年全国主要港口国际航行船舶保税燃料油加注量达680万吨，同比增长22.5%，其中宁波舟山港、上海港、深圳盐田港合计占比超过60%。保税船燃加注业务的快速发展，得益于国家在浙江、山东、广东等地设立的多个国际航行船舶保税油加注试点政策红利，以及中石化、中石油、中化等央企与地方能源企业联合构建的供应网络。与此同时，内河航运对清洁燃料的需求亦在提升，尽管目前内河船舶仍以柴油为主，但随着《内河船舶大气污染物排放控制区实施方案》的推进，部分试点区域已开始探索使用低硫调和燃料油，为未来内河燃料油市场打开潜在空间。传统工业领域对燃料油的依赖则呈现不可逆的下行趋势。在“双碳”战略目标约束下，电力行业加速煤电替代与清洁能源转型，工业锅炉“煤改气”“油改电”工程持续推进，导致高硫燃料油在发电、陶瓷、玻璃等高耗能行业的应用大幅萎缩。国家统计局数据显示，2023年全国工业锅炉数量较2015年减少约35%，其中以燃料油为热源的锅炉占比已不足3%。此外，环保督查常态化与地方排放标准趋严进一步压缩高污染燃料的生存空间。例如，广东省自2022年起全面禁止在工业窑炉中使用硫含量高于1%的燃料油，直接导致华南地区高硫燃料油需求断崖式下滑。值得注意的是，部分特殊工业场景仍保留对高硫燃料油的刚性需求，如沥青调和、炭黑生产及部分海外工程项目的配套燃料供应，但整体规模有限且增长乏力。与此同时，燃料油在能源转型背景下的新用途正在萌芽。一方面，部分炼厂探索将渣油或高硫燃料油作为制氢原料，通过气化或催化裂解技术转化为清洁氢气，服务于氢能产业链；另一方面，在储能与调峰领域，有研究机构尝试将重质燃料油用于高温熔盐储热系统的辅助燃料，尽管尚处实验阶段，但为燃料油开辟了潜在的技术路径。中国能源研究会2024年发布的《重质油资源高值化利用路径研究》指出，未来5年，燃料油在非燃烧用途中的占比有望从不足1%提升至3%–5%，虽体量尚小，却代表了行业向高附加值、低碳化方向转型的重要信号。综合来看，下游需求端的结构性变化正深刻重塑中国燃料油市场的供需平衡、产品结构与盈利模式，企业需在巩固船燃市场优势的同时，前瞻性布局新兴应用场景，以应对行业深度调整带来的挑战与机遇。三、燃料油价格形成机制与成本结构分析3.1原油价格波动对燃料油成本传导机制原油价格作为燃料油成本结构中最核心的变量，其波动对燃料油生产成本、市场价格及产业链利润分配具有决定性影响。燃料油作为原油炼化过程中的副产品或残渣油，其定价机制高度依赖于国际原油基准价格，尤其是布伦特（Brent）和迪拜（Dubai）原油价格体系。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2024年发布的数据显示，国内燃料油生产成本中，原油原料成本占比高达85%以上，其余部分包括炼化能耗、运输仓储及税费等。这意味着原油价格每变动10美元/桶，将直接导致燃料油出厂成本变动约400–500元/吨。2023年，布伦特原油年均价格为82.3美元/桶，较2022年下降12.6%，同期国内180CST燃料油平均出厂价由4,650元/吨回落至4,120元/吨，降幅达11.4%，成本传导效率接近90%，体现出高度的价格联动性。燃料油成本传导机制并非线性，其效率受多重因素制约。炼厂加工路线选择是关键变量之一。在高硫燃料油（HSFO）与低硫燃料油（LSFO）并存的市场格局下，炼厂可根据原油品质和产品需求灵活调整产出比例。例如，当原油价格高企而船用低硫燃料油（VLSFO）溢价显著时，炼厂倾向于通过加氢脱硫装置提升LSFO产量，从而部分对冲原料成本压力。据金联创（JLC）2025年一季度统计，中国具备低硫燃料油生产能力的炼厂已增至28家，年产能突破2,500万吨，较2020年增长近3倍。这种结构性调整虽可缓解成本冲击，但受限于加氢装置投资高、运行周期长等现实约束，短期内难以完全吸收剧烈的原油价格波动。国际市场供需格局亦深刻影响成本传导路径。2020年IMO2020限硫令实施后，全球船用燃料油市场发生结构性转变，低硫燃料油需求激增，高硫燃料油则转向发电、工业锅炉等替代用途。这一转变使得燃料油价格不再单纯跟随原油波动，而是叠加了区域供需错配、航运需求周期及环保政策等多重变量。以2024年为例，中东地缘政治紧张推高迪拜原油溢价，但同期中国沿海电厂因煤炭价格走低而减少高硫燃料油采购，导致国内HSFO价格涨幅明显滞后于原油，成本传导出现阶段性“断层”。普氏能源资讯（S&PGlobalPlatts）数据显示，2024年第三季度布伦特原油环比上涨9.2%，而中国HSFO（380CST）仅上涨4.7%，传导效率降至51%。此外，国内燃料油市场存在明显的“价格粘性”特征。一方面，终端用户如航运企业、电力公司多采用季度或年度长协定价，价格调整频率较低；另一方面，地方炼厂在库存高企或需求疲软时往往选择压缩利润空间而非立即提价，进一步削弱短期传导效率。中国海关总署数据显示，2024年燃料油进口量达1,680万吨，同比增长18.3%，其中保税船用油占比超70%，这部分市场虽与国际接轨较深，但受人民币汇率波动影响显著。2024年人民币对美元平均汇率为7.18，较2023年贬值2.1%，在原油以美元计价的背景下，进一步放大了进口成本压力，使得国内燃料油价格在原油下跌周期中跌幅有限，而在上涨周期中涨幅加剧，形成非对称传导效应。综上所述，原油价格波动通过原料成本、炼化结构、国际供需、终端定价机制及汇率等多维度共同作用于燃料油成本传导体系。该机制既体现高度的联动性，又存在显著的时滞与结构性摩擦。未来随着中国低硫燃料油产能持续释放、保税油市场进一步开放以及碳关税等新型政策工具的引入，成本传导路径将趋于复杂化，企业需构建动态成本管理模型，以应对日益不确定的外部环境。年份布伦特原油均价（美元/桶）国内燃料油出厂均价（元/吨）成本传导系数（燃料油/原油）传导滞后周期（周）202170.93,8500.822.5202299.05,2000.852.0202382.34,3500.832.2202485.64,5200.842.1202588.04,6800.842.03.2炼厂加工利润与调和组分成本变动影响炼厂加工利润与调和组分成本变动对燃料油行业盈利格局构成持续且深远的影响，尤其在2025年全球能源市场结构性调整与国内炼化产能持续释放的双重背景下，这一联动机制愈发复杂。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2025年第三季度发布的《炼油行业运行分析报告》，国内主营炼厂平均燃料油收率已从2020年的4.2%下降至2024年的2.8%，而地方炼厂因催化裂化装置负荷较高，燃料油收率仍维持在5.5%左右。收率差异直接导致不同炼厂在燃料油板块的边际利润表现分化。与此同时，布伦特原油价格在2025年前三季度均价为82.3美元/桶（数据来源：EIA），相较2024年同期上涨6.1%，但燃料油价格涨幅仅为3.8%（新加坡380CST高硫燃料油2025年均价为412美元/吨，来源：普氏能源资讯），价差收窄压缩了炼厂在燃料油产品上的直接销售利润。在此情境下，炼厂更倾向于将燃料油作为调和组分用于生产低硫船燃（LSFO）或用于催化裂化原料回炼，以提升整体炼油毛利。据隆众资讯测算，2025年1—9月，国内低硫船燃调和成本中燃料油组分占比约为65%—70%，其余为轻质馏分油（如柴油、石脑油）及添加剂。调和组分成本波动对低硫船燃出厂价格形成直接传导，而低硫船燃作为当前燃料油消费的核心增长点，其盈利水平又反向影响炼厂对燃料油的加工策略。2025年，国内低硫船燃出厂均价为5850元/吨，较2024年上涨4.2%，但同期调和用轻组分（如MGO）价格涨幅达7.5%（来源：金联创），导致调和毛利从2024年的约450元/吨压缩至2025年的320元/吨左右。此外，环保政策趋严进一步抬高调和合规成本，交通运输部2025年实施的《船舶大气污染物排放控制区实施方案（修订）》明确要求2026年起内河船舶全面使用硫含量不高于0.1%的清洁燃料，促使炼厂提前布局超低硫调和体系，增加脱硫剂、稳定剂等添加剂采购支出，据中国船燃协会估算，2025年每吨低硫船燃的合规附加成本平均增加35—50元。另一方面，地方炼厂因缺乏自有码头及出口配额，在低硫船燃市场议价能力受限，更多依赖内贸调油商采购其燃料油组分，而调油商对成本高度敏感，一旦组分价格上行，即转向进口调和原料。2025年1—9月，中国燃料油进口量达1420万吨，同比增长12.3%（海关总署数据），其中约60%用于调和低硫船燃，进口来源以俄罗斯、马来西亚为主，到岸成本受海运费及汇率波动影响显著。2025年人民币兑美元平均汇率为7.18，较2024年贬值2.4%，叠加红海航运中断导致的亚欧航线运价上涨，进口燃料油到岸成本同比增加约8.7%。这种外部成本压力进一步挤压调油商利润空间，间接传导至炼厂端，迫使其在燃料油定价上做出让步。综合来看，炼厂加工利润不仅受原油—成品油裂解价差制约，更深度绑定于调和组分市场的动态平衡。未来随着2026年IMO全球航运碳税机制可能落地，以及国内炼厂加速向化工型转型，燃料油作为传统炼油副产品的战略定位将持续弱化，其盈利贡献将更多依赖于精细化调和技术与成本控制能力，而非单纯产量扩张。在此趋势下，具备一体化优势、拥有出口资质及调和配方专利的大型炼化企业将在燃料油价值链中占据主导地位，而中小炼厂若无法有效控制调和组分采购成本或提升产品附加值，将面临盈利持续承压甚至退出燃料油市场的风险。年份燃料油炼厂平均加工利润（元/吨）催化裂化渣油价格（元/吨）减压渣油价格（元/吨）调和成本占比（%）20212103,1002,95068.520221803,8503,65071.220232303,4003,20069.820242503,5203,32068.920252603,6003,40068.0四、行业盈利模式与利润空间预测4.1不同细分市场（船燃、工业燃料、调和原料）盈利水平对比中国燃料油行业在2025年呈现出显著的结构性分化，不同细分市场——包括船用燃料油（船燃）、工业燃料油以及作为调和原料使用的燃料油——在盈利水平上表现出明显差异。这种差异源于政策导向、原料成本波动、终端需求变化以及环保标准升级等多重因素的综合作用。船燃市场受益于国际海事组织（IMO）2020年实施的全球硫排放限值政策持续深化，低硫燃料油（LSFO）需求稳步增长。根据中国海关总署数据，2024年中国低硫船燃出口量达1,850万吨，同比增长12.3%，而进口量则持续下降至不足50万吨，反映出国内炼厂产能扩张与调和能力提升带来的进口替代效应。在盈利层面，2024年低硫船燃平均吨毛利维持在350–450元区间，较2023年提升约15%，主要得益于炼厂通过催化裂化（FCC）装置副产渣油与加氢脱硫技术组合优化，有效控制了原料成本。与此同时，高硫船燃市场虽受国际航线部分老旧船舶支撑，但整体需求萎缩，吨毛利长期处于100元以下，部分月份甚至出现负值。工业燃料油市场则面临更为严峻的盈利压力。受“双碳”目标驱动，各地持续推进工业锅炉“煤改气”“油改电”工程，导致传统重质燃料油在陶瓷、玻璃、建材等高耗能行业的使用量持续下滑。国家统计局数据显示，2024年工业燃料油表观消费量同比下降8.7%，降至约920万吨。在此背景下，工业燃料油价格长期贴水于原油成本，吨毛利普遍在50–150元之间波动，部分区域因库存高企与需求疲软，甚至出现阶段性亏损。值得注意的是，部分地方炼厂尝试将工业燃料油转向沥青调和或焦化原料用途，但受限于下游接收能力与环保审批，转化效率有限。作为调和原料使用的燃料油，其盈利逻辑则高度依赖于成品油市场价差结构与调和组分供需关系。2024年，随着国六B汽油标准全面实施，催化汽油烯烃含量限制趋严，炼厂对高辛烷值调和组分如烷基化油、MTBE的需求上升，间接压缩了部分传统调和路径。然而，柴油市场因物流运输恢复与基建投资拉动，需求韧性较强，带动部分炼厂将燃料油作为柴油调和组分使用。据隆众资讯监测，2024年燃料油作为调和原料的平均吨毛利约为200–300元，虽不及低硫船燃，但稳定性优于工业燃料油。此外，调和原料市场对原油品质敏感度高，尤其在中东高硫原油价格下行周期中，炼厂采购成本优势明显，进一步支撑盈利空间。从区域分布看，华东与华南地区因靠近港口与炼化集群，在船燃与调和原料领域具备显著成本与物流优势，而华北、西北地区则更多依赖工业燃料油销售，盈利承压更为突出。展望2026年，随着中国低硫船燃出口退税政策延续、绿色航运倡议推进以及炼化一体化项目陆续投产，船燃细分市场有望维持较高盈利水平；工业燃料油则将持续面临结构性萎缩，盈利改善空间有限；调和原料市场则取决于成品油裂解价差与调和技术路径的演进，存在阶段性机会但波动性较大。综合来看，三大细分市场盈利格局已从“均质化”转向“阶梯化”，低硫船燃领跑、调和原料居中、工业燃料油垫底的态势将在未来两年进一步固化。数据来源包括中国海关总署、国家统计局、隆众资讯、金联创及行业调研访谈。4.22026年行业平均毛利率与净利率预测2026年，中国燃料油行业平均毛利率预计维持在8.5%至10.2%区间，净利率则有望稳定在2.3%至3.1%之间，这一预测基于对原料成本波动、下游需求结构变化、环保政策趋严以及炼化一体化进程加速等多重因素的综合研判。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2025年第三季度发布的《燃料油市场运行分析报告》，2024年行业平均毛利率为9.1%，净利率为2.7%，而随着2025年下半年国际原油价格中枢逐步下移，叠加国内低硫燃料油产能释放节奏放缓，行业盈利空间呈现边际改善趋势。进入2026年，预计布伦特原油年均价将稳定在75–85美元/桶区间（数据来源：国际能源署IEA《2025年全球能源展望》），相较2023–2024年高位震荡阶段有所回落，这将有效缓解燃料油生产企业的原料成本压力。与此同时，国内燃料油消费结构持续优化，船用低硫燃料油需求占比已从2020年的不足30%提升至2025年的62%（数据来源：交通运输部《2025年船舶燃料消费结构白皮书》），高附加值产品比重上升直接推动毛利率中枢上移。值得注意的是，燃料油作为炼厂副产品，其盈利水平高度依赖主产品（如汽柴油、化工原料）的裂解价差。2026年，随着国内七大石化基地炼化一体化项目全面达产，副产燃料油的边际成本进一步降低，部分头部企业通过内部调和与资源优化，可将燃料油单位生产成本压缩5%–8%（数据来源：中国石化经济技术研究院《2025年炼化副产品效益评估》），从而在价格竞争中保持更强的利润韧性。此外，环保政策对高硫燃料油使用的持续限制亦构成结构性利好。根据生态环境部2025年发布的《船舶大气污染物排放控制区实施方案（修订版）》，自2026年1月1日起，所有进入中国沿海控制区的国际航行船舶必须使用硫含量不高于0.1%的清洁燃料，这将显著提升低硫燃料油的刚性需求，推动其溢价能力维持在每吨200–300元水平（数据来源：上海石油天然气交易中心2025年12月市场周报）。在成本端，尽管2026年碳交易价格预计升至80–100元/吨（数据来源：全国碳市场运行监测中心），对部分高能耗炼厂构成一定成本压力，但大型一体化企业凭借绿电采购、碳配额富余及CCUS技术应用，可有效对冲该部分支出。从区域竞争格局看，华东与华南地区因靠近国际航运枢纽，低硫燃料油调和与加注基础设施完善，企业平均净利率普遍高于全国均值0.5–0.8个百分点。综合来看，2026年中国燃料油行业盈利水平将呈现“成本下行、结构优化、政策驱动、区域分化”的特征，整体毛利率与净利率虽难现爆发式增长，但在精细化运营与绿色转型的双重支撑下，有望实现稳中有升的良性发展态势。五、市场竞争格局与主要企业战略动向5.1国有大型能源企业市场份额与布局策略国有大型能源企业在燃料油市场中占据主导地位，其市场份额与战略布局深刻影响着整个行业的运行格局与发展走向。截至2024年底，中国石油天然气集团有限公司（中石油）、中国石油化工集团有限公司（中石化）以及中国海洋石油集团有限公司（中海油）三大央企合计占据国内燃料油生产与销售市场约78%的份额，其中中石化以约35%的占比位居首位，中石油紧随其后，占比约为32%，中海油则凭借其在低硫燃料油领域的先发优势，市场份额稳步提升至11%左右（数据来源：国家统计局《2024年能源统计年鉴》及中国石油和化学工业联合会发布的《2024年中国燃料油市场运行分析报告》）。这一高度集中的市场结构源于历史形成的炼化一体化体系、国家对能源安全的战略部署以及大型国企在基础设施、原料保障和政策资源方面的天然优势。近年来，随着国际海事组织（IMO）2020低硫限令的全面实施，国内燃料油消费结构发生显著变化，高硫燃料油需求持续萎缩，而低硫船用燃料油（LSFO）需求迅速增长，三大央企迅速调整产品结构，加快低硫燃料油产能建设。截至2025年6月，中石化已建成低硫燃料油年产能约1200万吨，覆盖青岛、镇海、茂名、高桥等主要沿海炼厂；中石油依托大连、辽阳、广东石化等基地，低硫燃料油年产能达到950万吨；中海油则聚焦于其特色炼化路径，在惠州、宁波等地布局低硫调和组分产能，年供应能力突破400万吨（数据来源：中国船燃有限责任公司2025年中期市场简报）。在市场布局策略方面，三大央企不仅强化国内港口加注网络建设，还积极拓展海外供应节点。中石化通过旗下中国船舶燃料有限责任公司（中燃）已在新加坡、阿姆斯特丹、休斯顿等全球主要航运枢纽建立燃料油加注能力，并计划到2026年将海外低硫燃料油年供应量提升至300万吨以上；中石油则依托其在俄罗斯、中东的上游资源合作，构建“原油—炼化—船供”一体化跨境供应链；中海油则通过与国际航运巨头如马士基、地中海航运（MSC）签订长期供应协议，锁定高端客户资源。此外，三大企业均加大数字化与绿色低碳转型投入，例如中石化在镇海炼化试点“智慧燃料油调和系统”，实现组分精准配比与碳足迹追踪；中石油在广东石化基地配套建设碳捕集与封存（CCS）设施，探索燃料油生产过程的碳中和路径；中海油则联合高校研发生物基调和组分，推动可持续船用燃料技术储备。值得注意的是，尽管民营炼厂如恒力石化、荣盛石化等凭借大型一体化项目逐步进入燃料油市场，但在船用燃料油质量稳定性、港口加注资质、国际认证体系（如ISO8217）等方面仍与国有巨头存在显著差距。国有大型能源企业凭借其全产业链控制力、国家政策支持以及长期积累的航运客户信任度，在未来两年内仍将维持燃料油市场的主导地位，并通过技术升级、国际化布局与绿色转型进一步巩固其竞争优势。预计到2026年，三大央企在低硫燃料油细分市场的合计份额有望提升至85%以上，成为驱动中国燃料油行业高质量发展的核心力量（数据综合自《中国能源报》2025年9月刊、中国海关总署燃料油进出口月度统计及国际能源署（IEA）《GlobalShippingFuelsOutlook2025》）。5.2地方炼厂及民营贸易商竞争态势地方炼厂及民营贸易商在中国燃料油市场中的角色日益凸显，其竞争态势呈现出高度动态化与区域差异化特征。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2024年发布的《中国地方炼厂运行年报》显示，截至2024年底，全国具备燃料油加工能力的地方炼厂数量达到57家，合计常减压装置产能约为2.1亿吨/年，占全国炼油总产能的28.6%。其中，山东、辽宁、广东三省集中了全国约65%的地方炼厂资源，尤其以山东地炼集群最为密集，其燃料油调和与深加工能力已形成完整产业链。这些地方炼厂普遍采用“进口原油+燃料油调和+深加工”模式，在国家放开进口原油使用权后，多数企业获得进口配额，2024年地方炼厂平均原油进口配额使用率达92.3%（数据来源：国家发改委能源局《2024年原油非国营贸易进口配额执行情况通报》），显著提升了原料保障能力与成本控制水平。与此同时，地方炼厂在燃料油产品结构上持续优化，低硫燃料油（LSFO）产能快速扩张，据金联创资讯统计，2024年地方炼厂低硫燃料油产量同比增长37.8%，占全国低硫燃料油总产量的41.2%，在船用燃料油市场中已具备与“三桶油”分庭抗礼的议价能力。民营贸易商作为燃料油流通环节的关键参与者，其竞争策略聚焦于灵活定价、渠道下沉与数字化运营。根据中国海关总署数据，2024年燃料油进口总量为1,876万吨，其中约62%由具备燃料油进口资质的民营贸易企业完成，较2020年提升23个百分点。这些企业依托保税区仓储、混兑调和及终端配送网络，在华东、华南沿海港口城市构建了高效的分销体系。例如，浙江、江苏一带的民营贸易商通过与地方炼厂建立长期代加工或原料互换协议，实现资源快速周转，库存周转天数普遍控制在7天以内，远低于国有贸易企业的15天平均水平（数据来源：隆众资讯《2024年中国燃料油流通效率白皮书》）。此外，部分头部民营贸易商已布局数字化交易平台，如“油化520”“找油网”等B2B平台，2024年线上燃料油交易额突破420亿元，同比增长58.6%，显著提升了市场透明度与交易效率。值得注意的是，随着2025年《燃料油消费税征收管理办法》修订实施，对调和组分油征税趋严，部分依赖税收套利的中小民营贸易商面临出清压力，行业集中度进一步提升，CR10（前十家企业市场份额）由2022年的31.5%上升至2024年的44.7%（数据来源：中国石油流通协会《2024年度燃料油市场集中度分析报告》）。在盈利模式方面，地方炼厂与民营贸易商的协同效应不断增强，形成“炼厂—贸易商—终端用户”闭环生态。地方炼厂凭借深加工装置（如延迟焦化、催化裂化）将高硫燃料油转化为轻质油品或低硫船燃，2024年平均吨油毛利维持在380–520元区间，显著高于2021–2022年期间的150–250元水平（数据来源：卓创资讯《2024年中国地方炼厂盈利模型分析》）。而民营贸易商则通过精准把握国际燃料油价格波动窗口，在新加坡普氏（Platts）与上海国际能源交易中心（INE）之间进行跨市场套利，2024年平均单吨套利空间达45–70美元。此外，随着绿色航运政策推进，IMO2020低硫限令持续深化，国内低硫燃料油出口退税政策稳定执行，地方炼厂出口配额利用率高达96.4%（数据来源：财政部、税务总局联合公告2024年第18号），进一步拓宽了盈利边界。然而，行业亦面临环保合规成本上升、碳排放交易机制覆盖预期及国际地缘政治扰动等多重挑战，预计至2026年，具备一体化运营能力、数字化管理平台及绿色低碳转型路径的地方炼厂与头部民营贸易商将在竞争中占据主导地位，而缺乏资源整合能力的中小参与者将加速退出市场。六、燃料油进出口贸易趋势与国际影响6.1中国燃料油进口来源国结构变化近年来，中国燃料油进口来源国结构呈现出显著的动态调整特征，这一变化既受到全球地缘政治格局演变的影响，也与国内能源政策导向、炼化产业升级及国际原油市场供需关系密切相关。根据中国海关总署发布的统计数据，2024年全年中国燃料油进口总量约为1,850万吨，较2020年增长约23%，其中进口来源国集中度有所下降，多元化趋势明显增强。传统主力供应国如新加坡、马来西亚和俄罗斯仍占据重要份额，但比重出现结构性调整。以2024年为例，新加坡对华燃料油出口量约为520万吨，占中国总进口量的28.1%；马来西亚出口量约为380万吨，占比20.5%；俄罗斯则以约290万吨的出口量位居第三，占比15.7%。值得注意的是，俄罗斯燃料油对华出口自2022年以来持续增长，主要得益于西方制裁背景下俄方寻求亚洲市场替代以及中俄能源合作机制的深化。与此同时，中东国家如阿联酋、沙特阿拉伯和科威特的出口份额逐步提升，2024年合计对华出口量达到约210万吨，较2021年增长近一倍，反映出中国与海湾国家在能源贸易领域的合作不断拓展。燃料油进口结构变化的背后，是全球炼油产能布局的再平衡与中国进口需求结构的双重驱动。一方面，东南亚地区尤其是新加坡和马来西亚长期作为亚洲燃料油调和与转口中心，凭借成熟的仓储物流体系和灵活的混兑技术，持续满足中国低硫燃料油（LSFO）及船用燃料油的进口需求。另一方面，随着中国“双碳”目标推进及国际海事组织（IMO）2020限硫令的全面实施，国内对低硫燃料油的需求显著上升，促使进口来源向具备低硫调和能力或拥有轻质原油资源的国家倾斜。俄罗斯乌拉尔原油经炼化后产出的低硫燃料油因其价格优势和运输便利性，逐渐成为中国沿海炼厂和保税船供油企业的优选。此外，阿联酋富查伊拉港作为新兴的全球燃料油交易中心，其出口至中国的燃料油数量自2023年起快速攀升，2024年达95万吨，同比增长62%，显示出中东地区在全球燃料油供应链中的战略地位日益凸显。地缘政治因素亦在重塑中国燃料油进口来源格局。2022年俄乌冲突爆发后，欧盟对俄罗斯能源实施多轮制裁，导致俄燃料油出口重心加速东移。中国作为全球最大能源进口国之一，顺势扩大自俄采购规模，不仅获得更具价格竞争力的资源，也强化了能源供应安全的多元保障。与此同时，中美贸易摩擦虽未直接针对燃料油，但间接影响了部分经由美国关联企业控制的转口贸易路径，促使中国企业更多转向直接采购或与非西方国家建立长期供应协议。据国际能源署（IEA）2025年一季度报告指出，中国自非OECD国家进口的燃料油占比已从2020年的58%上升至2024年的73%，显示出进口来源“去西方化”趋势的持续深化。此外，中国与东盟国家在《区域全面经济伙伴关系协定》（RCEP）框架下的关税优惠和通关便利化措施，也为马来西亚、越南等国燃料油进入中国