2026年中国原油行业壁垒及项目建设情况梳理：战略储备推动原油增储上产提速[图]

内容概况：2025年以来，我国原油探明储量评审备案呈现“陆相页岩油与海域常规原油双线突破”的鲜明特征。‌陆相页岩油方面‌，中国石化胜利油田新兴油田（樊页平1区块）以14024万吨探明地质储量、1135.99万吨技术可采储量通过备案，成为我国首个亿吨级页岩油田；中国石油大庆油田古龙陆相页岩油新增探明储量1.58亿吨，标志页岩油从技术探索迈入规模提交阶段。‌海域常规原油方面‌，中国海油惠州19-6油田探明储量超1亿吨油当量，是我国首次探获的海上深层—超深层碎屑岩大型整装油田；秦皇岛29-6油田累计探明超1亿吨油当量，2026年新增超5400万吨。四个项目分别由中国石化、中国石油、中国海油主导，形成差异化分工格局，为原油增储上产奠定资源基础。

上市企业：中国石油（601857/0857.HK）、中国石化（600028/0386.HK）、中国海油（600938/0883.HK）、上海石化（600688/0338.HK）、华锦股份（000059）、荣盛石化（002493）、恒力石化（600346）、恒逸石化（000703）、东方盛虹（000301）、桐昆股份（601233）、万华化学（600309）、联合能源集团（00467.HK）

相关企业：深中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司、中国海洋石油集团有限公司天津分公司、中国海洋石油集团有限公司深圳分公司、中国海洋石油集团有限公司湛江分公司、陕西延长石油（集团）有限责任公司、新疆广汇石油有限公司等

关键词：原油产量、原油对外依存度、原油进出口、原油项目建设情况、原油行业壁垒、原油项目建设风险

一、原油行业发展现状

原油行业是以石油天然气勘探、开发、储运、炼制及化工转化为核心的基础能源产业，贯穿“勘探开发—储运接卸—炼化加工—化工新材料”完整产业链。上游环节通过陆地与海上钻井、采油将地下油气资源转化为商品原油；中游依托原油码头、长输管道与地下/地面储库实现资源的接卸与战略储备；下游以炼化一体化装置将原油加工为汽柴油、烯烃、芳烃及高端化工材料。按资源属性，行业可划分为陆上常规油气、海洋油气、页岩油（非常规）以及与之配套的储备与炼化产能。

我国是全球第一大原油进口国、第二大炼油国与石油消费国。受“增储上产”七年行动计划推动，国内原油产量自2018年低点持续回升，2021年逼近2亿吨、2022年重返2亿吨，2023年达2.09亿吨、2024年达2.13亿吨，2025年进一步增至2.16亿吨，连续四年增产并刷新历史纪录。同期进口量在2024年小幅回落至5.53亿吨后，2025年回升至5.78亿吨（同比+4.4%），对外依存度维持在约72%的高位。2026年前三季度，中国原油产量为1.65亿吨，同比增长1.21%。

相关报告：智研咨询发布的《中国原油行业市场行情监测及发展趋向研判报告》

二、原油行业壁垒

1、资源探矿权与开发许可壁垒

油气勘探开发实行国家一级登记管理，探矿权、采矿权须由自然资源主管部门依法授予，且通常集中于“三桶油”等具备资质的央企与地方骨干企业，新进入者难以直接获取整装资源区块。海上油气更需海域使用权、环境影响评价与安全生产许可证叠加审批，前置门槛极高。以渤海、南海大型油田为例，从风险勘探到提交探明储量往往耗时5—8年、前期投入数十亿甚至上百亿元，资源禀赋与行政许可的双重锁定，使行业呈现强牌照属性与高度集中的竞争格局。

2、资本与技术密集壁垒

无论是海上平台、深水钻采还是千万吨级炼化一体化装置，均属典型重资产项目。华锦阿美项目总投资达837亿元，大连石化（西中岛）项目685亿元，镇海、古雷等基地投资规模均超百亿元。技术上，稠油热采、深水钻完井、大型乙烯裂解、芳烃联合等核心工艺长期由国际巨头与国内央企掌握，需长期工程积累与专利沉淀；炼化装置还需通过所罗门等国际绩效对标，良率与能耗指标直接决定项目经济性，形成显著的资本与技术双重壁垒。

3、长周期认证与一体化协同壁垒

原油行业下游客户（航司、车企、高端材料厂商）对油品与化工原料的质量、稳定性及供货连续性要求苛刻，新装置产品需经历较长的客户认证与试用周期；同时炼化一体化强调“油头化尾”的物料互供与园区协同，单一企业难以独立构建从原油到高端材料的完整产业链。国家石油储备库更要求库址地质、水封条件与应急调运体系经国家级论证，区位与基础设施的不可复制性进一步抬高了进入门槛。

4、安全环保与合规壁垒

油气勘探开发与炼化加工属高危、高排放行业，须通过安全预评价、环境影响评价、节能审查及职业卫生等多重合规审查。地下水封洞库、盐穴储库等储备工程对地质构造、水文条件要求严苛，环保与安评不达标即面临停建风险。在“双碳”目标下，新建炼化项目还需配套碳捕集、绿电直连等减碳方案，合规成本与审批复杂度持续上升，对建设主体的资金实力与合规管理能力提出更高要求。

三、2025-2026年原油行业项目建设情况

1、通过自然资源部储量评审备案类

2025年以来，我国原油探明储量评审备案呈现“陆相页岩油与海域常规原油双线突破”的鲜明特征。据自然资源部评审备案信息，2025年至今，这个新兴油田、惠州19-6油田、大庆古龙陆相页岩油、秦皇岛29-6油田四个项目先后通过评审备案，标志着我国原油增储上产进入新阶段。其中，中国石化胜利油田新兴油田（樊页平1区块）以14024万吨探明地质储量、1135.99万吨技术可采储量通过备案，成为我国首个亿吨级页岩油田。

2、投产类

2025年至今，中国番禺11-12/10-1/10-2油田调整联合开发项目、渤中26-6油田（一期）、曹妃甸6-4油田综合调整项目、涠洲11-4油田调整及围区开发项目、渤海垦利10-2油田群开发项目（一期）等项目相继投产，有效保障原油需求。

2025年至今中国重点原油行业项目投产情况

四、原油项目建设风险

1、资源禀赋与储量备案风险：优质储量接续不足与备案不确定性

中国原油行业项目建设首先面临资源端的硬约束。东部老油田（大庆、胜利、辽河等）已进入高含水、高采出程度阶段，自然递减率居高不下，新建产能多依赖加密井、调整井和老区挖潜，单井产量低、稳产难度大；西部及海上新区虽有大发现，但多位于深层、超深层、致密、稠油或深海等复杂地质条件，钻完井周期长、单井投资高、产能到位率存在不确定性。储量备案环节亦构成风险：探明储量须经自然资源部评审备案方可作为开发依据，备案对资料完整性、储量参数合理性要求严格，若区块地质认识不足或资料不达标，可能反复补正、延迟备案，进而影响开发方案批复与产能建设排产。此外，优质储量向国有油企集中，中小主体获取可开发储量困难，储量接续不足将直接制约项目开工与投产节奏，形成“有投资、无优质储量可动”的被动局面。

2、审批合规与政策监管风险：多环节许可与政策变动的不确定性

原油上游项目审批链条长、合规要求高，构成显著的政策性风险。一个油田产能建设项目通常需经历矿权取得、年度开发方案批复、储量备案、环评、安评、水土保持、用地用海审批等多道环节，涉及自然资源、生态环境、应急管理、林草、海事等多部门，任一环节滞后都可能导致开工延期。近年来环保与生态红线管控趋严，部分区块位于生态敏感区、水源保护区或海洋生态红线附近，环评公示期长、公众参与要求高，存在被要求调整方案甚至否决的风险。同时，油气矿业权竞争性出让、税费政策、成品油与原油进口配额管理等政策仍处调整期，政策变动可能改变项目经济性与合规成本。对国有油企而言，合规成本尚可内部消化；对民营及合资主体，跨环节审批协同难度更大，制度性交易费用可能显著推高项目前期成本与时间成本。

3、投资成本与油价波动风险：重资产投入与回报周期的不匹配

原油上游是典型的重资产、长周期、高投入行业，投资与成本风险贯穿项目全生命周期。一口陆上水平井投资数千万元，海上探井动辄数亿元，从勘探、评价到产能建设、投产通常需5—8年，而国际油价受地缘政治、供需格局、OPEC+产量政策及宏观经济影响剧烈波动，油价下行时项目内部收益率可能迅速由正转负。上游项目还面临成本刚性上升压力：钻井工程、压裂材料、人工及设备费用逐年上涨，老油田措施增产边际成本递增，深海与超深井作业日费高企，投资超支和工期延误时有发生。此外，融资环境对非国有主体不够友好，信贷门槛高、融资成本高，而项目回报周期长、现金流回收慢，资金链紧张可能迫使项目缩减规模或延期。油价、成本与融资三重不确定性叠加，使原油生产项目的经济性评估与投资决策面临较大挑战。

4、施工安全与生产运营风险：高风险作业与稳产难度并存

原油生产项目建设与运营阶段面临突出的安全与运营风险。钻井、压裂、井下作业、海上平台安装等属高风险作业，井喷、井漏、火灾爆炸、硫化氢泄漏、海上溢油等事故一旦发生，不仅造成人员伤亡与财产损失，还会引发环境事件、监管处罚与舆情压力，导致项目停工整改。稠油热采、注水注气、三次采油等工艺对设备与操作要求高，老油田管网老化、腐蚀穿孔风险突出，跑冒滴漏与环境污染隐患长期存在。运营层面，老油田自然递减、含水上升使稳产难度加大，新井产能递减快于预期将影响产量目标实现；海上项目还受台风、海况等自然条件制约，作业窗口有限。此外，原油生产对地质建模、油藏管理、工程技术等复合型人才依赖度高，人才储备不足或关键岗位流失亦会削弱项目运营能力，安全与稳产风险相互交织，构成项目全周期的重要不确定性。

更多行业分析详见智研咨询发布的《中国原油行业市场行情监测及发展趋向研判报告》。您可以关注【智研咨询】公众号，每天及时掌握更多行业动态。

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