中国石化率先重塑用电管理
来源：中国能源新闻网 时间：2026-05-27 10:14
5月12日，中国石化公布集中统一电力交易阶段性成果：已完成23个省（区、市）71家用电企业2026年外购电力交易签约，一季度油田和炼化企业交易电价同比平均降低11.5%。作为综合性油气企业，中国石化已经开始以更系统的方式参与电力市场，重新组织自身的购电、用电和交易管理体系。对企业而言，这是成本优化；对行业而言，这更像是一个信号——在全国统一电力市场加快建设的背景下，电力正在从传统生产保障要素，逐步变成需要主动研判、主动配置、主动管理的重要经营变量。
电力市场的底层环境已经改变。国务院办公厅今年2月印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量70%左右。国家能源局数据显示，2025年全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，占全社会用电量比重64.0%；其中跨省跨区交易电量15921亿千瓦时，同比增长11.6%，绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%。电力市场化交易早已不是少数企业的“选择题”，而是在越来越多行业中成为资源配置的基本方式。对于负荷体量大、区域分布广、生产连续性强的大型用能企业来说，继续沿用过去分散购电、被动接受价格的方式，已经越来越难适应新的市场环境。
在此背景下，中国石化这次取得的阶段性成果，关键在于其背后一整套电力交易体系的重构。公开报道显示，中国石化今年修订发布了《中国石化电力交易管理办法》，从组织、流程、监督等方面规范集团电力交易，明确由碳科公司作为集中操作主体，统一组织油田和炼化企业开展交易；同时，通过电力交易综合管理平台提升负荷预测、价格研判、交易执行等能力，并根据不同区域、不同品种、不同时间段开展更精细的交易操作。由此可见，中国石化并不是简单把分散购电需求“打包”起来，而是在集团层面重构电力资源的组织方式，把购电、用电、交易和风控作为一项专业化能力来经营。
集中统一电力交易之所以备受油气行业重视，是因为综合性油气企业比很多行业都更需要主动经营电力。
先看上游。油田生产具有典型的点多、线长、面广特征，涉及采、注、输、热、供配电等多个耗能系统，很多场景下还分布着成千上万口油井，负荷分散、波动细碎、管理难度高。这类负荷形态决定了，油田企业对电力的需求，是要解决如何把分散负荷组织起来、如何把就地绿电消纳起来、如何把波动电源与稳定生产衔接起来的问题。换言之，如果企业能把这些分散负荷和分布式电源统筹好，就有可能同时把用能成本和生产稳定性控制好。
再看下游。炼油环节本身就是能耗和碳排放重点领域。国家发展改革委等部门印发的《炼油行业节能降碳专项行动计划》明确指出，炼油行业是能源消耗和二氧化碳排放的重点行业，到2030年炼油行业生产过程中的绿电、绿氢消费占比要明显提升。对炼化企业而言，电价变化、交易时点、负荷调节和绿电配置，并不会只影响某一个设备或单一工序，而是会沿着蒸汽系统、加热炉、加氢、催化裂化等工艺链条层层传导，最终影响综合能耗、边际成本和装置运行效率。也正因如此，油气企业，尤其是兼具上游开发和下游炼化的企业，更需要把电力从生产保障环节前移为经营管理的重要变量。
从这个角度再看中国石化，就会发现企业此次动作的意义并不局限于一季度电价下降11.5%。更重要的是，这家典型的综合性油气企业，正在把用电从事务性管理转向经营性管理，把过去更多依赖属地企业分散应对的方式，逐步升级为集团统筹、专业运作、平台支撑的新模式。这种变化看似发生在购电端，实则影响的是企业内部更深层的资源配置思维。未来，对大型油气企业而言，竞争力的比较，恐怕不只是资源获取、装置效率和产品销售能力，也会越来越多地体现在谁更能看懂电力市场、谁更能组织负荷资源、谁更能把价格波动和市场规则转化为经营优化。
还应看到，中国石化这一步带有明显的行业风向意义。全国统一电力市场持续推进之后，越来越多大型用能企业都会面临同样的问题：面对更高比例的市场化交易、更复杂的价格形成机制和更强的跨区域资源配置能力，企业是继续把电力视作一个相对被动的外部条件，还是开始把它纳入核心经营能力建设的范围。中国石化这次给出的答案已经比较清楚。它表面上是一项集中统一电力交易的阶段性成果，实质上则是大型企业顺应统一电力市场建设、重塑能源管理方式的一次前瞻性调整。随着市场继续深化，这类调整大概率不会只是个别企业的先行探索，而会逐步成为更多油气企业必须面对的新课题。
市场供需
全球石油供应整体趋紧
5月13日欧佩克发布的月报显示，2026年4月成员国原油产量持续回落。4月“欧佩克+”原油日均产量3319万桶，环比3月减少174万桶，冲突升级后区域总产量累计降幅超三成，日均减产规模达970万桶。
国际能源署发布最新月度报告指出，受伊朗战争严重冲击中东石油生产影响，4月全球原油及成品油库存下降速度接近每日400万桶，规模相当于英国与德国石油消费总量之和。自伊朗战争爆发以来，全球石油库存已累计下滑近2.5亿桶，若剔除因霍尔木兹海峡近乎封锁而滞留于海湾地区的石油，库存降幅将更为陡峭。报告同时提及，霍尔木兹海峡油轮运输持续受限，海湾产油国累计供应损失已超过10亿桶，目前超1400万桶/日的石油产量处于关停状态。其中欧洲航空燃料供应形势最为紧迫，中东作为欧洲航空燃料的核心供应来源，2025年供应占比约达六成；受供应中断影响，欧洲4月每日航空燃料净进口量同比减少近10万桶，直接导致阿姆斯特丹—鹿特丹—安特卫普（ARA）核心枢纽库存跌破五年低位。
美国能源信息署在最新月度报告中大幅修订此前市场预测，表示中东战事对全球石油供应的冲击规模、持续时长均远超前期预估。该机构将霍尔木兹海峡封锁结束时间从此前预测的4月底，修正为5月底；同时上调库存收缩预期，预计今年全球原油库存日均减少260万桶，远高于此前约30万桶/日的降幅预测。油价方面，机构预测布伦特原油价格在5月、6月将维持在每桶106美元左右，随着中东石油产量逐步恢复，今年第四季度油价将回落至每桶89美元左右。此外，若霍尔木兹海峡封锁状态延续至6月，较当前基准假设多持续一个月，短期油价将较现有预测高出约20美元/桶。
全球石油需求增长明显放缓
欧佩克在其最新发布的月度报告中下调此前对2026年全球石油需求增长的预测，并上调2027年全球石油需求增长预测。报告显示，2026年全球日均石油需求将比2025年增加117万桶，达1.0633亿桶（4月报告预测为增长138万桶）；2027年全球日均石油需求将比2026年增加154万桶，达1.0787亿桶（4月报告预测为增长134万桶）。此外，欧佩克报告预计2026年全球经济增速将维持在3.1%。
供应扰动带动油价走高，美国能源信息署大幅下调年内需求预期，将全球石油日均需求增幅降至20万桶，明显低于上月60万桶的预估数值。机构表示，油价上行会抑制消费需求，进而推动市场逐步趋向供需平衡，当前整体市场呈现供不应求格局。
阿联酋退出石油输出国组织
4月28日，阿联酋宣布，自今年5月1日起退出石油输出国组织欧佩克及“欧佩克+”机制。阿联酋能源部长表示，未来全球对能源的需求仍将持续增长，世界需要更多能源供应。这一决定将使阿联酋能够与合作伙伴和投资者更加灵活地开展合作，确保满足未来全球市场在原油产品、石化产品、天然气及其他能源领域的需求。
“欧佩克+”由12个主要欧佩克成员国以及10个主要非欧佩克产油国组成，这些国家共同合作调节石油生产和定价。阿联酋原油及液体日均产量约320万桶，曾是欧佩克第三大产油国，仅次于沙特、伊拉克，是欧佩克核心产能支柱。阿联酋已探明石油储量约978亿桶，位居全球第七；天然气储量约5.9万亿立方米，位居全球第九，合计占全球石油储量5.6%。国内油气资源高度集中于阿布扎比，由国家石油公司ADNOC独家主导勘探、开发、储运全链条运营。阿联酋规划2027年持续扩容原油产能，稳固全球能源供给份额，同时大力扩张LNG产能，计划将现有LNG年产能从7700万吨提升至1.26亿吨，是全球天然气与液化天然气增量核心贡献国。欧佩克1960年成立，巅峰时期共13个成员国，历经多轮国家退出，截至2026年5月，仅剩10个核心成员国；叠加阿联酋、安哥拉等核心产能国退出，当前欧佩克对全球原油供给、油价的管控影响力持续弱化。
4月国内原油生产增速加快，天然气生产平稳增长
5月18日，国家统计局发布2026年4月能源生产情况。4月份，规模以上工业（以下简称规上工业）原油生产增速加快，天然气生产平稳增长。
原油生产增速加快。4月份，规上工业原油产量1794万吨，同比增长1.2%，增速比3月份加快1.0个百分点；日均产量59.8万吨。1—4月份，规上工业原油产量7274万吨，同比增长1.3%。
原油加工降幅扩大。4月份，规上工业原油加工量5465万吨，同比下降5.8%，降幅比3月份扩大3.6个百分点；日均加工量182.2万吨。1—4月份，规上工业原油加工量23895万吨，同比下降0.5%。
天然气生产平稳增长。4月份，规上工业天然气产量219亿立方米，同比增长1.9%，增速比3月份放缓1.1个百分点；日均产量7.3亿立方米。1—4月份，规上工业天然气产量900亿立方米，同比增长2.7%。
1—4月我国成品油出口大减，原油进口呈增长态势
5月9日，海关总署发布最新能源进出口数据，数据显示，2026年1—4月我国原油进口保持小幅增长态势，而成品油出口则呈现大幅缩减趋势。原油进口方面，2026年1—4月我国原油累计进口量达18529.2万吨，较去年同期的18303万吨增加226.2万吨，同比增长1.24%，原油进口规模稳步提升。成品油出口方面，国内成品油出口量明显回落。2026年1—4月我国成品油累计出口1586.6万吨，较去年同期减少156.7万吨，同比下降9%；单月来看，4月成品油出口311.9万吨，环比3月的460.1万吨减少148.2万吨，环比降幅32.21%，同比去年4月减少189.4万吨，同比降幅37.78%，成品油出口同比、环比均大幅下滑。
国内成品油价格迎年内第8次上涨
据国家发展改革委消息，根据近期国际市场油价变化情况，按照现行成品油价格形成机制，自2026年5月21日24时起，国内汽、柴油（标准品）价格每吨分别上调75元、70元。本轮调价为年内第八次调价窗口，也是今年以来的首次下调。本次调价过后，年内成品油调价呈现“六涨一跌一搁浅”的格局。本轮是2026年国内成品油第十次调价，也是第八次上调，年内成品油调价将呈现“八涨一跌一搁浅”的格局。此次调价折合成升价，92号汽油每升上调0.06元，0号柴油每升上调0.06元，以油箱容量50升的普通私家车计算，加满一箱油将多花3元左右。
本轮成品油调价周期内（5月8日24时至5月21日24时），受美伊谈判陷入僵局、霍尔木兹海峡通航持续梗阻、中东减产加深及全球库存加速去化等因素影响，国际油价涨多跌少，本轮周期均价总体高于上一轮。
国家发展改革委价格监测中心分析认为，美伊局势演变是影响当前国际油价走势的核心因素。近日美国加大施压，宣布将原定5月19日的军事打击推迟2至3天，并随时准备重启军事“B方案”。伊朗则强硬警告，若遭打击将开辟新战线反击。当前局势进入易变阶段，国际油价波动放大，5月22日前后是美伊局势走向的关键观察期，需密切关注后续动态。
行业资讯
“十四五”我国油气储量与产量双创历史新高
近日，自然资源部发布“十四五”期间我国新一轮找矿突破战略行动油气勘探成果。“十四五”期间，我国油气勘探实现跨越式发展，累计投入近4500亿元，新发现大中型油气田225个，包括13个亿吨级油田、26个千亿立方米气田，油气储量与产量双双创下历史新高。
“十四五”期间，石油和烃类天然气新增探明地质储量较“十三五”分别增长了51.7%和44.2%。深层煤层气新增探明地质储量超1万亿立方米，超过历史上浅层煤层气累计探明地质储量总和。2025年，页岩油首次在5大盆地8个油田提交探明地质储量，占当年石油新增探明地质储量的38%，非常规油气勘探成为拉动油气探明储量高位增长的新引擎。勘探领域实现“立体拓展”，深层、深海成为新增长极，标志着我国油气勘探从浅层向深层、从陆地向海洋的战略拓展取得实质性突破。得益于探明储量的大幅增加，“十四五”期间，我国石油产量稳定在2亿吨/年的水平以上。2025年，全国原油产量达2.16亿吨，创历史新高；天然气产量超2600亿立方米，连续9年每年增产超过100亿立方米。其中，页岩油产量突破850万吨、页岩气产量稳定在270亿立方米以上，成为增储上产的重要补充。油气总产量达到4.2亿吨油当量，为保障国家能源安全发挥了重要作用。
我国超深层千亿方级页岩气田诞生
5月13日，中国石化宣布，中国石化四川资阳东峰页岩气田2356.87亿立方米探明地质储量通过自然资源部专家组审定，标志着我国超深层千亿方级页岩气田诞生，成功将页岩气勘探开发推进至埋深超4500米的超深层新领域，实现了我国页岩气从深层向超深层的跨越。
华南地区最大“绿能”储运基地投产
近日，中国海油金湾“绿能港”二期项目正式投产，华南地区规模最大LNG储运基地全面投入使用。二期工程同时建设5座27万立方米LNG储罐，采用完全自主知识产权的储罐核心技术，其中12项创新成果填补国内空白。二期项目全面投产后，金湾“绿能港”整体LNG年处理能力达到700万吨，总储气量提升至10.98亿立方米，可满足3500万户家庭一个月的用气需求，将显著增强粤港澳大湾区及华南地区的天然气保供能力。
青宁管道与江苏沿海管道联通项目投产
5月15日，青宁（青岛—南京）天然气管道与江苏沿海天然气管道互联互通项目正式进气投产，该项目将为长三角地区新增一条年输气30亿立方米的供气通道，进一步提升区域天然气供应的安全韧性。项目起自青宁管道淮安分输站，终至江苏沿海天然气管道朱桥分输联络站。管线设计压力10兆帕，设计年输气量30亿立方米，精准匹配江苏沿海天然气管道输送及其联通的储气库错峰注采调配需求，大幅提升极端工况下应急保供韧性与安全保障能力。这是继“北气南下”能源大通道与江苏沿海管道实现互通后，建成的第三条互联通道。至此，国家主干天然气管网与江苏省级管网之间已形成三处互联互通节点，深度融合格局基本成型。目前，在长三角地区，已形成西气东输一线、二线、川气东送、苏皖管道、青宁管道等“织线成网”的新格局，“十五五”时期，我国还将在长三角及周边地区规划建成川气东送二线、苏皖豫、文23—安庆等超3200公里的天然气管道。这批新建干线及互联互通工程的陆续建成投运，将进一步提升长三角乃至中东部地区的天然气管网密度和互联互通水平。
企业动态
“三桶油”一季度利润全线增长
中国石油一季度实现营业收入7363.83亿元，归母净利润483.33亿元，同比增长1.9%，创历史同期新高。油气方面，中国石油坚持高效勘探、效益开发，统筹推进常规和非常规油气资源勘探开发，一季度实现油气产量当量470.2百万桶，同比增长0.7%。天然气业务表现突出，中国石油统筹优化天然气资源结构，积极开发直销客户和高效市场，一季度天然气销售938.91亿立方米，同比增长6.9%，天然气销售业务经营利润达188.67亿元。炼化方面，中国石油坚持“分子炼油”理念，持续优化产品结构，加大高附加值产品产销量。一季度加工原油3.43亿桶，同比增长1.7%，生产成品油2854.6万吨；化工产品商品量1077.9万吨，同比增长8.2%；乙烯产量275.5万吨，同比增长21.4%；新材料产量122.8万吨，同比增长53.5%。成品油销售方面，公司销售成品油3853.3万吨，同比增长4.8%。新能源方面，风光发电量23.3亿千瓦时，同比增长38.5%。
中国石化一季度股东应占利润177.39亿元，同比增长26.9%，是三家中利润增速最高的。勘探开发方面，中国石化加大勘探开发力度，川北致密气、鄂南煤层气等勘探取得重要突破。塔河、准西、海域等油气重点产能建设积极推进，页岩油开发力度加大。一季度油气产量131.49百万桶油当量，同比增长0.4%；其中境内原油产量63.41百万桶油当量，同比增长1%，天然气产量104.8亿立方米，同比增长0.4%。炼化方面，中国石化结合市场需求和效益情况，优化加工负荷，调整产品结构，增产高端碳材料、润滑油脂等产品，提升炼油副产品创效能力。一季度加工原油6202万吨，生产成品油3806万吨，同比增长2.3%；乙烯产量355.3万吨，化工产品销量2006万吨。营销方面，境内成品油销量4342万吨，同比增长0.6%，高标号汽油销量持续增长，市场份额进一步提升；车用LNG销量、充电量及氢气加注量同比大幅增长。资本支出251.68亿元，主要投向济阳、塔河等原油产能建设，川西、川南等天然气产能建设，以及广州石化技术改造、茂名炼油转型升级、九江芳烃、茂名乙烯等项目。
中国海油一季度净利润391.4亿元，同比增长7.1%。净产量205.1百万桶油当量，同比增长8.6%，再创历史新高。产量增长的背后是多个项目的顺利推进。中国海油在中国境内净产量140.0百万桶油当量，同比增长7.0%；海外净产量65.1百万桶油当量，同比增长12.3%，主要来自垦利10-2、圭亚那Yellowtail等油气田的产量贡献。勘探方面，一季度获得4个新发现，并成功评价12个含油气构造，其中新发现旅大16-1展示了辽中凹陷古近系岩性领域的勘探前景；惠州25-8油田综合调整项目和蓬莱19-3油田二次调整项目已成功投产。油气销售收入约970.0亿元，同比增加9.9%，归母净利润391.4亿元，同比增长7.1%。桶油主要成本28.41美元，成本竞争优势持续巩固。资本支出约330.2亿元，主要用于勘探井、调整井工作量的加快部署和产能建设提速。
责任编辑：刘础琪
