一、纪要涉及的行业与公司 - 行业覆盖炼油炼化、成品油出口、芳烃-PX-PTA-聚酯产业链、全球炼厂开工与成品油供需[1][2][18] - 公司类型涉及主营炼厂（中石油、中石化、中海油、中化）、民营大炼化（浙江石化、江苏及山东一体化项目、华锦阿美）、山东地炼[1][6][10] - 海外涉及俄罗斯、沙特、日本、韩国、美国及中东地区炼厂[14][17] 二、核心观点与论据 （一）原油采购成本与定价机制 - 主营炼厂多采用FOB加运保费模式，订货时锁定基准价和升贴水，运输由内部体系承担；地炼订货周期约45天，订货时仅锁定升贴水，最终结算价取决于到岸时市场情况，故对实时油价更敏感、灵活性更高[2][3] - 2026年4月至10月，山东地炼原油采购到岸成本平均4,784元/吨，主营炼厂约5,600元/吨，主营高出约815元/吨[2] - 2026年8月山东地炼成本4,225元/吨、主营炼厂4,421元/吨，主营高出近200元/吨；9月地炼升至4,914元/吨、主营约4,780元/吨，地炼反超约134元/吨；10月前两周地炼5,734元/吨、主营5,759元/吨，差距仅25元/吨[3] - 民营大炼化定价模式与地炼基本一致，采购成本通常略高于山东地炼但差距不大[3] - 中石油自产原油比例高，年加工量约1.8亿至1.9亿吨，其中自产原油可达1.1亿吨，自产油成本约55-60美元/桶[4] - 中石油进口缺口约七八千万吨可通过中亚、中缅、中俄陆路管道运输，管道进口量约3,500万至4,000万吨，其中中俄管线约1,500万吨并有扩容计划；管网资产虽已剥离至国家管网公司，但配套油库、节点等基础设施仍主要由中石油使用，实际操作中仍是主要受益者[5] （二）开工率情况 - 截至2026年10月20日当周，全国炼厂整体开工率64.84%，较2025年71.06%的年均水平下降6.22个百分点[6] - 主营炼厂开工率73.32%，低于2025年79.22%均值约5.9个百分点；全国独立炼厂开工率52.53%，低于2025年58.57%均值约6.04个百分点[6] - 山东独立炼厂（含一体化装置）开工负荷51.04%，高于2025年48%的平均水平近3个百分点；剔除大炼化后区域地炼开工负荷45.8%，处于中等偏上水平[6] - 民营大炼化整体开工率维持78%至80%区间，东北地区装置负荷约65%-66%，江苏和山东地区均在95%以上，浙江地区一体化装置处于逐步恢复过程中[6] - 几家大型炼化一体化企业开工率约75%至76%，差异核心在于原料供应；浙江项目仍有缺口，一方面霍尔木兹海峡通航量未完全恢复、约20%供应缺口需其他渠道弥补，另一方面原料与装置匹配性存在问题，预计第四季度开工率维持75%至76%，企业正通过装置技改和原料混调提升匹配度[7] - 东北地区大型炼化企业部分采购计划可能因布伦特原油111至112美元/桶高位而搁浅，对油价下滑风险持谨慎态度[7] - 山东地炼开工率9月初最高56%，目前回落至51%左右，下滑主因是9月对11月原油采购量极少、价格过高，企业提前降负荷防御原料短缺[8] - 山东地炼维持50%以上负荷的核心原因是临近年底需完成年度原油进口配额，已开始加工贴水超过20美元/桶的原油；5月国家在常规配额基础上增发15%至20%原油配额，是否纳入年底考核基准尚不明确；11月采购指标已下达，12月采购已在考虑中[8] - 10月主营炼厂开工负荷下降约一至两个百分点，属例行轮检正常波动[9] （三）成品油市场与出口配额 - 国庆节后汽油需求大幅回落，批零价差因零售端竞争激烈而收窄，终端补货意愿薄弱、按需采购，汽油库存高于柴油[9] - 柴油资源相对紧张，主营与地炼库存均偏低，终端需求受农业、渔业及工程项目硬性需求支撑，出口配额对市场形成利好，主营炼厂拥有一定定价权并有挺价动机[9] - 预计主营炼厂第四季度开工率维持当前水平，不大幅增加因国内供应尚可，不大幅减少因利润考量[9] - 2026年第四季度成品油出口配额总量1,027万吨，同比减少超400万吨；分配为中石油303万吨、中石化469万吨、中海油42万吨、中化122万吨、浙江石化69万吨、华锦22万吨[10] - 10月已上报预报出口量合计约389万吨，其中中石油156.3万吨、中石化113万吨、中海油29万吨、中化45万吨、浙江石化34万吨、华锦12万吨[10] - 扣除10月后11月至12月剩余配额总量638万吨，其中中石油147万吨、中石化356万吨、中海油13万吨、中化77万吨、浙江石化35万吨、华锦10万吨[10] - 截至10月末三批配额累计完成进度预计平均82.83%，各企业完成率：中石油86.98%、中石化79.19%、中海油94.3%、中化74.5%、浙江石化87.63%、华锦83.87%[11] - 中石化第三批配额在360万吨基础上额外挪用70万吨船用燃料油出口配额，可执行总量达430万吨[11] - 配额同比减少超400万吨核心原因是保障国内供应，尤其当时柴油库存偏低；制定配额时了解到9月地炼11月远期原油订货量下降、存在原料缺口，但目前地炼采购渠道通畅，后续补发配额可能性依然存在[11] - 未完全停止出口一方面考虑大国在全球成品油短缺背景下的责任，另一方面确保对港澳地区稳定供应；配额缩减已导致新加坡等周边国家成品油库存快速下滑、市场缺口扩大[11] - 中石化有相当部分出口为供应港澳航煤、属来料加工，具有特殊性需保障，甚至有信息表明中石化有意申请增量出口[11] - 月度动态监管要求企业出口前逐月报备出口量、经审批后执行，是控制出口节奏、确保国内市场极端情况下及时响应的手段；以往仅需年底前完成全年配额80%以上即可[12] - 决策依据核心是国内保供情况，发改委每周三与主营炼厂例会了解库存、销量及原油供应，并阶段性向地炼问询；9月减少配额与地炼反馈11月原料采购问题直接相关；决策还考虑国民经济整体运行如秋收等民生需求[12] - 通过陆路出口至外蒙古、哈萨克斯坦、老挝等周边国家成品油量级约几十万吨，未记录在出口配额中，部分地炼参与供应[12] （四）出口利润与税收 - 出口利润关键差异源于原料采购成本、加工成本（一体化自动化程度高的企业有每吨150至200元优势，能耗单耗占比高）、财务成本及税收政策[13][14] - 成品油一般贸易出口退税率由13%调整为9%，存在4个点增值税差额；来料加工模式不受影响，企业主要赚取加工费，受国际油价、产品价格及运保费波动影响较小[14] - 从新加坡到中国运费约每桶三至四美元，其他区域到新加坡成品油运费弹性大、波动剧烈且不稳定[10] （五）全球炼厂开工与成品油供需 - 俄罗斯原油日加工量约350至370万桶，以约680多万桶日产能计开工率约53%，近期提升三至四个百分点，提升主要来自未受大规模破坏的炼厂如东西伯利亚地区，受损炼厂恢复缓慢[14] - 沙特日原料加工量230至240万桶，开工率约70%，成品油外运和排产仍存在问题[14] - 日本开工率86.4%，略高于冲突前（2026年2月28日前）的86.2%；韩国开工负荷约83%，略低于冲突前85%，整体恢复良好[14] - 美国炼厂因驾车高峰季结束进入例行检修期，开工率季节性下降[14] - 中东地区整体开工负荷高于70%，仍有约25%至30%损失量未恢复，炼厂破坏多为单个单元或小范围损坏，核心问题在于成品油出口受阻[17] - 物流受损影响炼厂排产和运输，运费大幅波动增加贸易商组织运输顾虑；极端情况下中东局部地区炼厂未受损但原油无法运出、库存积压导致降负荷[17] - 全球汽柴油市场供应端缺口约200多万桶/日，需求端同步下滑使实际供需缺口收窄至约100多万桶/日，需求下滑速度超预期，主因高油价和局部供应短缺共同抑制消费；除中国外全球供应逐步恢复，预计缺口逐渐缩小[18] - 俄罗斯柴油2025年月均出口约280万吨（高点430万吨、低点240万吨），2026年月均降至约180万吨、减少100多万吨；2026年1月柴油出口尚有400万吨，7至9月月均降至60到70万吨；汽油和航煤合计每月约20至25万吨，汽油和航煤出口减少二三十万吨，柴油减少200多万吨，与2025年正常水平相比总缺口达每日六七十万桶[15] - 美国计划从俄罗斯进口柴油总量480万吨、持续至2027年4月初；监测显示俄罗斯2026年9月已出口60多万吨柴油，可能已包含美国10月计划进口的30万吨[15] - 俄罗斯炼厂恢复前景：东西伯利亚大型炼厂距冲突区域超4,000公里、超出无人机续航能力，遭进一步大规模影响可能性较低；制裁可能缓和，UOP等供应商催化剂和配件供应逐步恢复有助于开工率提升；出口禁令主要目的并非保障国内供应[16] （六）芳烃及聚酯产业链 - PXN价差自9月以来维持300美元/吨以上高位，主因PX供应紧张：部分炼厂（如浙江某大厂）在油品利润好时调整产品收率，将更多可作汽油组分的苯类物质（汽油中占比可高达40%）切入油品池而非生产PX；华东某炼厂原料采购渠道和品质变化导致原料与装置匹配性问题；9月PX进口量629万吨、同比减少74万吨、降幅接近11%[18][19] - 展望后市，汽油需求高峰过后利润回落，预计更多苯类组分重新用于化工品生产，原料问题和开工率预计变化不大，进口量有望逐步改善，供应紧张局面缓解但改善程度可能有限[19] - 华锦阿美200万吨PX项目原计划2026年10月建成、11月投料、12月产出，大概率延迟至2027年投产，2026年内不会投产；即便2027年一季度投产，实质性影响预计到二季度才显现，新装置需经历稳定运行、物料适应过程，影响长期但不会立即兑现[19] - PTA 9月中旬以来高加工费已回落，主因PTA价格下滑明显；供需差由9月中旬前供不应求转为平衡，预计未来几周逐步走向供应增量；PX供应无大改善但预计不构成大的原料缺口，PTA供应将持续增加，供过于求不会特别明显但未来两三周逐步改善；PTA开工率约67.63%，预计未来稳定运行为主[19] - PTA价格下跌为下游聚酯创造利润空间，预计聚酯装置开工率维持当前水平，但聚酯下游接货情况非常差，可能反向影响生产商积极性[19] 三、其他重要但可能被忽略的内容 - 10月前两周测算原油到岸成本约5,700多元/吨（约115美元/桶），基于两个月前油价加运保费得出[10] - 第三批成品油出口配额分配及第四季度各企业剩余额度问题中，后续回答缺失[10] - 中石化若柴油库存持续低位或需向地炼外采，但当前地炼产品价格上涨、自行销售意愿强于向主营供货，可能对出口造成一定影响，但发生概率较低[11] - 地炼为完成配额已开始加工贴水超过20美元/桶的原油，与常规低价采购逻辑相悖[8] - 5月增发的15%至20%原油配额是否纳入年底考核基准尚不明确，构成配额完成的不确定因素[8]

一、纪要涉及的公司与行业 - 公司：中国石油（A股/港股）[1] - 行业：油气勘探开采、非常规油气（页岩油气）、炼油炼化、乙烷裂解制乙烯、天然气销售、成品油销售[2][3][8] 二、核心观点与论据 （一）核心投资价值与业务结构 - 油气和新能源板块是核心利润来源，2026年上半年实现净利润约1,000亿元，同比增长约15%，占公司总净利润接近70%[3] - 收入构成中销售板块（化工品、油品等）占比约49%，油气勘探板块占比约17%，天然气销售占比约12%[4][5] - 公司利润主要受油价及勘探成本影响，油气和新能源板块经营利润占总利润比重超过70%[4] - 2026年上半年公司各业务板块均实现同比正增长，净利润、毛利率和净利率呈稳中有升趋势[5] （二）上游勘探与成本优势 - 油气操作成本约12美元/桶，在陆上油气开采领域处于行业优秀水平[2][5] - 过去十年勘探生产成本保持相对平稳，自2019年以来销售费用率和管理费用率持续下降[5] - 美国页岩油新油井平衡油价从2024年约39美元/桶、2025年41美元/桶上升至2026年第一季度43美元/桶，库存井数量下降明显，钻机数量自2023年起趋势性下行，边际增量弹性不足[2][6] - OPEC+虽从减产转向增产，但节奏温和可控；全球油气投资下降导致长期供应增长受限，油价预计维持高位震荡[6] - 地缘政治冲突是当前及未来一至两年影响油价的最主要因素，影响程度有加剧趋势，可能导致油价波动超越基本面；若地缘冲突缓和，中长期油价可能缓慢下行[6] （三）非常规油气（页岩油气）增长极 - 2025年公司页岩油年产量突破700万吨，川南地区建成国内首个千亿方级页岩油气田[2][3] - 页岩油气示范区年产量从2021年几乎为零增长至突破700万吨，成为国内油气未来较大增量[7] - 国内油气总产量缓慢增长，公司产量增速约2%；原油产量维持缓慢稳定增长，天然气是主要边际增量来源[7] - 公司原油年产量和储量均位居国内三家主要石油公司首位，未来目标是形成三个一亿吨级油气生产能力，国内与国外共同发展[7] - 海外业务已在中亚、中东、美洲及巴西等地区展开合作[7] （四）炼油炼化行业格局与公司优势 - 自2020年以来海外主要炼厂约321万桶/日产能关停或转型，且基本为永久性关停，欧洲、日本、韩国老旧炼厂因成本经济性不足及能源成本压力加速出清[7] - 国内炼油能力增长持续放缓，"降油增化"升级改造项目预计到2027年左右基本接近尾声，新装置审批通道可能长时间关闭，预计2028年以后新增炼油能力不再增加[8] - 2028年后行业进入存量博弈阶段，市场格局呈现"强者恒强"，民营炼化不再有新增炼能，"三桶油"仍占据绝对支柱性地位[2][8] - 公司拥有多个千万吨级炼厂，乙烯产能突破1,000万吨[3] - 短期炼化盈利突出：地缘冲突导致俄罗斯和中东部分炼厂加工能力不足、油品运输受阻，全球炼厂开工率大幅下降，柴油、汽油、航空煤油供需紧张，东南亚等区域出现缺油状态，推高成品油利润[9] - 公司产品结构中油品占比较民营炼化企业更高，更充分受益于油品紧缺；作为"三桶油"之一占据大部分成品油出口配额，2026年出口业务贡献显著利润[9] （五）乙烷裂解业务壁垒 - 自2020年以来利用上游勘探复产板块可提取的大量乙烷资源，已形成4套乙烷裂解项目的已建和规划布局[8] - 已有3套装置基本投产，合计260万吨；最后一套呼和浩特100万吨乙烷裂解制乙烯项目预计2029年投产[3][8] - 核心优势在于稀缺性：国内油气属性中乙烷占比较低，只有具备大规模油气开采量的企业才能收集足够乙烷用于商业化生产乙烯，构成极高进入壁垒[8] - 已投产装置因优异经济效益，对炼油炼化板块整体盈利能力带来明确提升作用[8] （六）政策红利 - 天然气顺价机制：长期以来管道气价格与进口LNG存在明显价差，价格指导管控限制盈利能力；国家持续推动价格理顺机制，预计管道气毛利率有望持续提升，结合天然气销售去向结构优化，板块长期向好[2][9] - 消费税改革：2020年以前地方炼厂在开票和消费税征收方面存在不透明和缺陷，征收环节后移是明确趋势；政策落地将加速劣质产能退出或增加其合规税负成本，凸显规范经营国企竞争优势，行业集中度有望进一步提高[2][9][10] （七）估值与股东回报 - 2026年三季度末A股预期股息率约4.19%，港股约5.58%[2][3][11] - 国内油气公司股利支付率和股息率均处于全球相对较高水平[11] - 相较雪佛龙、壳牌、埃克森美孚等海外大型油气企业，国内油气资产拥有更低成本、更好利润和更低估值，整体仍处于重估通道[2][11] - 结合天然气顺价、消费税改革等中长期逻辑，以及预计2027年后炼油和烯烃板块迎来景气拐点，公司资产具备较高关注价值，稳定红利属性提供安全边际[11] 三、其他重要但可能被忽略的内容 - 公司页岩油气产量增长的具体时间跨度：从2021年几乎为零到突破700万吨，仅用约4年时间，增速显著[7] - 美国页岩油边际成本三年连续抬升（39→41→43美元/桶），叠加库存井下降与钻机数量趋势性下行，构成油价长期底部支撑的关键结构性因素[6] - 海外炼厂关停规模321万桶/日且基本为永久性关停，意味着全球炼能供给端收缩具有不可逆性[7] - 国内"降油增化"升级改造项目曾对油品和烯烃市场造成供应压力，但该增量正不断减弱，2027年左右接近尾声[8] - 公司乙烷裂解布局为4套而非3套，市场可能仅关注已投产的3套合计260万吨，忽略呼和浩特100万吨项目的2029年投产增量[3][8] - 公司成品油出口配额优势在2026年市场环境下贡献显著利润，属于短期弹性来源但易被忽视[9] - 消费税征收环节后移对地方炼厂的影响是"加速退出或增加合规税负成本"双路径，而非单纯退出[10]