能源保供体系迭代：从资源保障到技术突围
作为国内油气行业 “压舱石”，中国石油在 2025 年度反向路演中展现了其在能源保供领域的系统性突破。呼图壁储气库作为国内首座库容超 100 亿立方米的大型储气库，已构建起北疆地区与西气东输管线的 “双保险” 调峰体系。该储气库通过智能化调控系统，可在冬季供暖季日均注气超 2000 万立方米，保障西北五省超 5000 万居民的供暖需求，同时为沿线工业用气提供应急储备，其事故应急响应时间已缩短至 4 小时以内。
在油气勘探开发领域，技术创新成为稳产核心驱动力。克拉玛依油田创新应用的浅层超稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD 技术），将稠油采收率从传统工艺的 15% 提升至 60% 以上，单井日产量突破 300 吨，推动环烷基稠油开发成本下降 28%。该技术不仅破解了新疆超 20 亿吨稠油资源的经济开发难题，更形成了从钻井设计到采油工艺的全链条自主知识产权体系，目前已在准噶尔盆地推广应用 300 余口井，年增原油产量超 500 万吨。
炼化转型 “减油增特”：技术突破重塑产业价值链条
中国石油正通过炼厂升级重构炼化产业格局。克拉玛依石化历经十年技术攻关，建成集稠油集中加工、环烷基润滑油、高等级道路沥青、低凝柴油于一体的 “四大基地”。其研发的 APIⅤ 类高端润滑油基础油打破国外垄断，已应用于航空航天、高端装备制造等领域，产品附加值较传统柴油提升 3-5 倍。在道路材料领域，其生产的 SBS 改性沥青被用于港珠澳大桥等超级工程，耐高低温性能突破 – 40℃至 80℃区间，使用寿命延长至普通沥青的 2.5 倍。
独山子石化则依托塔里木油田乙烷资源，打造天然气产业链高值化标杆。一期 60 万吨 / 年乙烯裂解装置采用超高压蒸汽裂解技术，乙烯收率达 32%，较传统工艺提升 5 个百分点；即将于 2026 年投产的 120 万吨 / 年装置将配套乙烷回收系统，预计年可生产高密度聚乙烯等高端聚烯烃产品 180 万吨，其中茂金属聚乙烯等特种材料占比将达 40%，产品主要供应半导体、医用材料等高端市场，单吨售价较通用料高出 4000 元以上。
绿色低碳战略落地：新能源与碳捕集构建一体化生态
在新能源领域，中国石油正推进 “新能源 + 煤电 + 碳捕集” 一体化项目。该项目通过煤气化联合循环发电技术，将煤炭转化为电力的同时，配套建设年捕集 100 万吨二氧化碳的 CCUS 装置。捕集的二氧化碳经提纯后注入油田，提高原油采收率约 8 个百分点，形成 “能源生产 – 碳利用 – 油气增产” 的闭环体系。目前项目已在准东煤田完成中试，吨煤综合利用效率提升至 75%，较传统燃煤发电碳排放量降低 42%。
页岩油勘探开发领域，公司在吉木萨尔页岩油示范区实现 “工厂化” 作业模式创新，通过水平井分段压裂技术，单井压裂段数从初期的 15 段增至 30 段，单井日产油稳定在 50 吨以上，开发成本较 2020 年下降 35%。配套建设的光伏电站已为井场提供 30% 的电力需求，预计 2025 年页岩油年产量将突破 800 万吨，成为国内非常规油气开发的核心增长极。
投资价值与风险前瞻：低估值下的成长确定性
国信化工研报显示，中国石油 2025-2027 年归母净利润预计达 1674/1709/1740 亿元，对应 A 股 PE 仅 10.09/9.87/9.66 倍，H 股 PE 更低至 6.79/6.65/6.51 倍，显著低于国际油企平均估值水平。机构认为，公司在油气产储领域的技术突破与炼化转型的成本优势，将形成穿越周期的盈利韧性。
风险层面，原油价格波动仍是核心变量。若布伦特原油价格跌破 60 美元 / 桶，预计将对上游勘探业务利润造成约 15% 的影响；此外，新项目投产进度受地缘政治及极端天气影响，可能导致产能释放滞后。但长期来看，在能源安全战略与 “双碳” 目标驱动下，公司 “油气 + 新能源” 双轮驱动模式已构筑起行业竞争护城河，其在高端化工材料、碳捕集等领域的布局，正打开第二增长曲线的想象空间。