2026甘肃省石化信贷风险与授信策略研究报告

摘要

一、研究背景与目的

甘肃省是全国重要的炼化基地之一，石化化工产业增加值"十四五"时期年均增长4.8%[1]，区域内兰州银行制造业贷款余额已达220.16亿元[2]，石化产业链是区域银行对公信贷的重要敞口方向。2025年，全国石化行业经历深度调整：全行业营业收入15.67万亿元、同比下降3.0%[3]，利润总额7,020.9亿元、同比下降9.6%[4]，营业收入利润率降至4.5%、为近10年新低[5]，行业信用状况整体承压且内部分化加剧，2025年末行业规上企业达33,216家、较上年增加1,033家[6]，产能出清与格局重构仍在路上。从区域信贷环境看，兰州银行公司贷款不良率1.72%、制造业贷款余额净增8.51亿元[7]，制造业信贷仍处扩张通道，石化作为制造业贷款的重要投向需要前瞻性的风险判断。本报告面向区域银行授信审批、风险管理与客户经理团队，以2025年数据为基础，沿"行业→区域→企业→财务→偿债→策略"的信贷论证链，系统评估甘肃省石化行业信贷风险，输出可执行的差异化授信策略。

二、行业与区域基本面核心结论

景气判断方面，2025年布伦特原油年均价69.2美元/桶、同比下降14.4%[8]，全球炼能过剩格局延续；全国原油加工量73,759万吨、同比+4.1%创历史新高[9]，乙烯产量4,150.8万吨、同比+6.4%[10]，而成品油消费39,819.71万吨、同比-3.62%提前进入减量阶段[11]，行业呈现"量增价跌、供强需弱、低端过剩高端短缺"格局。区域层面，甘肃省2025年原油产量1,270.6万吨（+1.4%）[12]、原油加工量1,507.4万吨（-1.6%）[13]，18个化工园区年产值超1,600亿元、占全行业总产值82%[14]，产业呈"大炼油、小化工、国企主导"特征；兰州石化120万吨/年乙烯改造项目总投资约231.7亿元[15]，是未来三年区域信贷投放最大的结构调整变量。区域微观基础方面，兰州新区化工园区入驻企业213家、规上企业83家，2025年规上工业产值130.15亿元[16]；平凉华亭煤化工2025年产业链产值102.5亿元[17]；民企方面甘肃龙昌石化集团营收125.38亿元居全省百强第3位[18]。政策层面，《产业结构调整指导目录（2024年本）》对石化化工行业设鼓励12大类、限制13条、淘汰17条[19]，全国碳市场"十五五"时期扩至石化化工行业[20]、碳价2030年前或升至150-200元/吨[21]，2025年全国碳市场配额成交额已达146.3亿元、综合成交均价62.36元/吨[22]，构成行业信贷的刚性约束。

三、信贷风险量化评估要点

在基本面与合规约束之上，按三分类标准对甘肃省石化存量授信客户结构测算，优先支持类占比约三成五、审慎介入类约四成五、压降退出类约两成。压力测试进一步量化了分层结论：基准情景（布伦特65美元/桶）下典型炼化企业利息保障倍数2.5倍、处于安全区间[23]；在油价跌至55美元/桶、开工率下降10个百分点、碳价升至150元/吨叠加的综合情景下，利息保障倍数降至1.1倍，高杠杆民企（参照荣盛石化资产负债率74.91%[24]）将跌破安全线，需要追加担保、缩短期限或压降额度。传导的行业面印证同样清晰：中国石化化工板块2025年经营亏损145.78亿元、同比增亏46亿元[25]，化工环节是全链条利润最薄、波动最大的环节。区域银行层面，甘肃银行不良贷款率1.93%、拨备覆盖率130.83%逼近监管底线[26]，风险抵补能力有限，预警响应必须前置。

四、授信策略核心建议

基于量化评估，总量上建议石化授信增速控制在区域银行制造业贷款增速的五成以内；客户选择上聚焦头部央企（中国石油资产负债率36.4%[27]）、精选腰部（银光化学、华亭煤化工、中核华原钛白等）、压降尾部负面清单企业；产品上以流动资金贷款、项目贷款（兰州石化乙烯改造链[28]）、供应链金融与转型金融组合推进；担保上对互保圈企业（甘肃能化体系[29]）严禁新增互保敞口；定价上优先支持类不超过LPR加30个基点、审慎介入类LPR加80至150个基点、压降退出类仅存量回收，转型贷款可参照"初始利率2.5%、按转型绩效动态加减5至10个基点"的机制挂钩碳绩效[30]；分板块额度按兰州-兰州新区45%、陇东20%、河西15%、白银金昌12%、其他8%配置[31]，并以贷后监测指标库的绿黄红三级响应保障落地。

五、风险提示与展望

主要风险有五项：一是油价下行与化工品价格战延续，2025年聚乙烯价格综合跌幅达20.28%[32]；二是炼能过剩下开工率分化，山东地炼开工率仅48.8%[33]；三是碳市场扩容推升运营成本；四是集团互保与担保圈风险（甘肃能化体系[34]）；五是贸易摩擦（欧盟对华钛白粉反倾销[35]）与出口配额调整。展望看，2026年上半年石化行业利润总额5,713.9亿元、同比+54.9%[36]，行业"探底回升"但供需失衡矛盾尚未根本缓解[37]；需求端成品油消费预计2026年降至3.63亿吨、同比-3.9%[38]，而化工品结构性增长延续（2026年聚乙烯表观消费预计4,150万吨、+7.8%[39]）。区域银行应以"进"（兰州石化升级链、绿色化工、并购贷款）、"退"（落后产能与高风险主体）、"留"（腰部客户观察窗口）、"转"（转型金融与碳金融）统筹2026年信贷布局。

关键词：炼化一体化；减油增化；三分类分层；压力测试；利息保障倍数；碳市场扩容；转型金融；负面清单；互保圈；额度配置；贷后监测；进退留转

第一章 全球及全国石化运行概况

2025年，全球石油化工行业在供应宽松、需求偏弱与价格中枢下移的宏观环境中运行，中国石化行业同步进入总量增长放缓、结构深度调整的阶段。全球供需与竞争格局、全国供需平衡与产品产量、价格与开工率周期、行业盈利与信用状况、宏观周期向区域信贷风险的传导，构成判断行业景气与信用状况的主要观察维度，也是区域授信判断的宏观坐标。

1.1 全球供需与竞争格局

2025年全球石油市场在供应宽松与需求疲弱的共同作用下，价格中枢显著下移。据美国能源信息署（EIA）统计，2025年布伦特原油年均价为69美元/桶[1]，为2020年以来最低水平[2]；全球供应量全年超过需求量[3]。油价低位运行一方面压缩了上游资源开采环节的收入弹性，另一方面使炼化企业进口原料成本保持在相对低位，对下游加工环节形成成本端缓冲，这一结构性影响贯穿全年行业运行。

全球炼油产能格局持续向亚太地区集中。中国炼油产能由2005年的约1,060万桶/日[4]扩张至2025年的约1,880万桶/日[5]，印度产能约520万桶/日[6]，中东产能约1,300万桶/日[7]；与此同时，全球炼厂数量自2011年见顶后持续下降[8]。产能规模持续放大而企业数量收缩，表明全球炼化行业已进入以大型化、炼化一体化为特征的整合阶段，规模优势与工艺技术取代数量扩张成为竞争主线，产能向具有原料、市场与成本优势的地区集中。

从资源禀赋看，中国原油供给高度依赖进口。2025年中国原油进口量57,770.2万吨（约5.78亿吨）[9]，对外依存度约73.17%[10]；其中经霍尔木兹海峡进口约1.85亿吨[11]、约占进口总量的33%[12]。进口来源与运输通道的高度集中，意味着地缘政治与航运中断风险对国内炼化企业具有系统性影响，供应链稳定性构成评价其经营环境的重要变量。

进一步看，全球能源转型对石化产业的影响正由需求侧向供给侧渗透。交通领域电动化替代压缩成品油长期需求空间，而化工品需求与经济增长、消费结构的关联更强，全球主要炼化企业普遍将新增投资集中于化工板块，成品油与化工品的产能转换成为全球性趋势。对中国而言，原油进口依赖叠加运输通道集中，能源安全约束决定了国内炼化产能布局与结构调整必须兼顾供应稳定性，进口来源多元化与储备体系建设将持续影响行业运行环境，也构成银行评估炼化企业中长期经营环境的重要外部条件。

总体来看，全球供大于求的格局在2025年延续，油价中枢下移直接压缩上游资源环节盈利，同时为下游加工环节创造相对友好的成本环境；产能扩张重心集中于亚太、尤其是中国，全球竞争朝着规模集中与一体化方向演进。对信贷评估而言，国际油价中枢是判断行业景气的第一变量，其低位运行引发的上游收入收缩与下游成本改善，将沿产业链同步传导至全国与各区域，构成区域信用状况分化的宏观底色。

1.2 全国供需平衡与主要产品产量

2025年全国石化行业总体呈现"供强需弱"格局，供给端持续放量，需求端结构性分化。生产方面，全年原油加工量73,759万吨[13]、同比+4.1%[14]，连续三年保持在7亿吨以上并创历史新高[15]；原油产量21,605万吨[16]、同比+1.5%[17]，实现"七连增"[18]；天然气产量2,618.9亿立方米[19]、同比+6.2%[20]。据中国石油和化学工业联合会（以下简称"石化联合会"）2025年度发布会数据，全年主要化学品总产量同比+5.9%[21]，其中乙烯产量4,150.8万吨[22]、同比+6.4%[23]，合成树脂产量1.48亿吨[24]、同比+11.3%[25]，化工原料端的产量增速显著高于原油加工端。

成品油与基础化工原料的产量走势出现分化。成品油产量41,315.7万吨[26]、同比-1.43%[27]，甲醇产量9,233.55万吨[28]。需求端，2025年成品油消费量39,819.71万吨[29]、同比-3.62%[30]，成品油消费已提前达峰、进入减量阶段：汽油消费15,500万吨[31]、同比-4.3%[32]，柴油消费20,300万吨[33]、同比-4.0%[34]，仅煤油消费4,021万吨[35]、同比+1.3%[36]，是主要油品中唯一正增长的品种。新能源汽车渗透率提升与燃油效率改进，是汽柴油需求同步收缩的核心驱动，油品需求总量拐点已经确立。

与油品消费收缩形成对照，化工原料消费维持扩张。2025年原油表观消费量7.9亿吨[37]、同比+3.5%[38]，创历史新高；乙烯表观消费量同比+7.7%[39]，乙烯当量消费量6,605万吨[40]、同比+3.9%[41]；2025年上半年聚烯烃表观消费量4,170万吨[42]、同比+12.5%[43]，净进口依存度降至15.6%[44]，其中聚乙烯（PE）依存度28.6%、聚丙烯（PP）依存度0.4%，均较上年下降[45]。化工品消费的韧性印证"减油增化"的产业结构转换正在发生，但需求增速仍低于供给扩张速度，缺口压力集中于高端品种。

产能扩张正进入集中释放期。国内乙烯总产能约6,200万吨/年[46]，2025年新增产能近1,000万吨/年[47]，乙烯开工率下滑至83%左右[48]，业内预计消化新增产能需要3-5年[49]。行业规模以上企业达33,216家[50]、较上年增加1,033家[51]，工业增加值同比+6.9%[52]、高于全国工业增速1个百分点[53]；全年出口额3,311.3亿美元[54]、同比+2.5%[55]，出口成为消化国内产能的重要渠道。

从产量结构看（见图1-1），原油加工量与成品油构成产量主体，合成树脂、乙烯、甲醇等化工原料产量已具备相当规模，烧碱、纯碱、硫酸等基础无机化工品产量保持稳定，行业产量重心正由油品向化工原料迁移。产量结构的切换与消费结构的变化方向一致，但供给增量释放节奏快于需求承接能力，总量过剩与结构性短缺并存，是当前行业供需平衡的核心特征，也是价格与盈利承压的根本原因。

进一步看，供需平衡的结构性矛盾体现在总量、品种与主体等层面。总量层面，原油加工量维持高位与成品油消费收缩并存，加工量增长依赖化工原料与出口共同拉动；品种层面，通用料、大宗基础化工品供给充裕，高端聚烯烃、特种化学品等仍依赖进口补充，过剩集中于低端同质化产品；主体层面，规模以上企业数量持续增加与中小产能开工不足并存，供给端的结构性出清尚未完成。这种总量过剩、结构短缺的平衡状态，决定了行业价格与盈利的修复将是一个缓慢过程，行业景气度的实质性回升有待供需两侧的再平衡。

1.3 价格、库存与开工率周期

价格端延续下行周期，量增价减成为行业运行的显著特征。中国化工产品价格指数（CCPI）2025年9月30日收于3,958点[56]、较年初下跌8.1%[57]、同比下跌10%[58]；2025年化学品出厂价格在2024年下跌4.1%的基础上再降4.9%[59]。价格中枢连续两年下移，且售价降幅大于成本降幅，行业利润空间被持续压缩，企业以量补价的策略难以奏效。

量与价的背离在库存端同步显现。2025年1-8月化学原料及化学制品制造业实现营业收入5.95万亿元[60]、同比+0.9%[61]，利润总额2,461亿元[62]、同比-5.5%[63]，营业收入利润率4.14%[64]、创历史低位；同期行业存货1.02万亿元[65]、同比+2.2%[66]。收入微增而利润下滑、存货持续累积，说明降价促销与被动累库并存，行业营运资金占用上升，对企业现金流与流动性管理形成考验。

开工率分化是行业结构变化的集中体现。据隆众口径，2025年炼厂常减压装置产能利用率为71.06%[67]；分主体看，主营炼厂开工率79.22%[68]、同比+1.24个百分点[69]，独立炼厂59.21%[70]、同比-1.37个百分点[71]，山东地炼48.8%[72]、同比-4.85个百分点[73]，民营大炼化96.58%[74]，"主营稳、地炼弱、大炼化强"的分化格局已经固化。拥有原料保障、装置规模与一体化优势的企业维持高负荷运转，缺乏成本优势的中小独立炼厂开工不足，边际产能被动出清。

从总量看，国内炼油产能9.43亿吨/年[75]、同比+0.23%[76]，新增炼能基本停滞，行业进入存量竞争阶段。开工率是盈利能力的先行指标：低负荷运转意味着固定成本摊薄不足、单位加工成本上升与现金流弱化，开工率分化的区域分布与企业分布，直接对应授信风险的结构性差异，是贷后监测与授信评估中需要重点跟踪的信号。

进一步看，价格、库存与开工率构成相互印证的周期信号。价格持续下行而库存被动累积，说明需求承接不足；开工率高企与低位并存，说明产能利用率的分化本质上是企业竞争力的分化。对银行授信而言，价格指数、存货增速与开工率三者应组合使用：价格反映行业景气方向，存货反映企业资金占用与去化压力，开工率反映产能利用水平与盈亏平衡距离，三者同向恶化往往预示信用事件进入高发窗口，三者边际改善则是授信策略由谨慎转向积极的观察前提。

1.4 行业盈利与信用状况

行业整体盈利处于近十年低谷。石化联合会口径，2025年石油和化工全行业营业收入15.67万亿元[87]、同比-3.0%[88]，利润总额7,020.9亿元[89]、同比-9.6%[90]，营业收入利润率4.5%[91]、为近10年新低；与2020年相比，行业营业收入累计增长41.4%[92]、利润总额累计增长36.2%[93]。规模扩张与盈利增长明显脱节，反映行业整体处于以量补价、增收不增利的运行状态。

分板块看，盈利呈现上游降、化工稳、炼油亏的分化格局。油气板块营业收入1.4万亿元[94]、同比-4.6%[95]，利润2,771.1亿元[96]、同比-19.1%[97]；化工板块营业收入9.6万亿元[98]、同比+0.5%[99]，利润4,173.6亿元[100]、同比-4.1%[101]；炼油板块（石油、煤炭及其他燃料加工业）全年亏损131.1亿元[102]、较上年收窄。国家统计局规上工业企业口径与之一致：2025年全国规上工业企业利润总额73,982.0亿元[103]、同比+0.6%[104]，而化学原料和化学制品制造业利润总额3,766.2亿元[105]、同比-7.3%[106]，石油和天然气开采业利润总额2,764.9亿元[107]、同比-18.7%[108]，石化板块明显跑输全国工业平均水平。

从利润结构看（见图1-2），化工板块以利润总额4,173.6亿元[109]构成行业盈利的主体，油气开采板块利润总额2,764.9亿元[110]次之，炼油板块仍处于亏损区间、全年亏损131.1亿元[111]。盈利结构显示行业基本盘在化工加工环节，但化工环节利润率薄、价格弹性向下，盈利稳定性弱于资源环节；炼油板块的连续亏损主要集中于缺乏原料优势的独立产能，亏损面收窄但扭亏仍依赖油价与开工率环境的改善。

从信用视角看，行业利润率处于历史低位意味着全行业偿债缓冲普遍收窄，但板块间分化构成不同的信用图景。油气开采环节利润基数高、现金创造能力强，收入下滑仍保持较强偿债能力，信用风险相对可控；化工环节利润规模大但利润率处于低位，在价格继续下行的情景下盈利下行空间大于上行空间；炼油环节亏损主体依赖集团资源调配或政策支持，独立核算主体的信用风险突出。化肥表观消费量同比+1.4%[112]，农化需求相对刚性，为相关农化企业提供了一定的盈利与现金流稳定性。总体来看，行业信用状况处于盈利弱、分化大、尾部风险上升的阶段。

进一步看，行业盈利下行期的信用分化呈现明显的主体梯度。大型央企与地方国企依托上下游一体化布局、集团内部资源调配与融资渠道优势，盈利波动向信用风险的传导被显著缓冲；民营大炼化凭借规模与原料优势维持高开工，现金流相对稳定；独立中小炼厂与低端化工企业缺乏成本缓冲，盈利下行直接转化为现金流收缩，再融资能力弱化，构成信用风险的主要暴露群体。行业整体信用评估应以此梯度为基本框架，区分不同主体的风险等级与缓释安排，避免以行业平均状况替代主体差异化判断。

1.5 宏观周期对区域信贷风险的传导

行业景气度已运行至周期底部区域，但回升动能仍待确认。石化联合会判断2026年市场将"探底回升"[113]，其支撑在于新增产能的集中释放接近尾声、化工消费保持正增长；但"供强需弱"[114]、"低端过剩、高端短缺"[115]的矛盾仍然突出，周期反转的幅度与节奏存在不确定性。对银行授信而言，行业触底预期与产能过剩尚未出清并存，意味着信用风险缓释仍需时间，授信决策不宜建立在景气快速反转的假设之上。

宏观价格与盈利周期向区域传导的路径清晰可辨。油价与化工品价格中枢决定区域企业的收入弹性，开工率分化决定区域产能的实际利用水平，盈利分化决定区域企业偿债能力的分布，三者叠加形成区域间信用风险的结构差异。产能过剩、开工不足区域的独立炼厂与中小化工企业，同时面临收入下滑、存货积压与现金流紧张的压力；原料自给率高、一体化程度高的企业则具备更强的抗周期能力，区域信用表现因此出现明显分野。

区域层面还需关注产业链位置与企业规模结构的分化。其一，产业链位置的分化：上游资源型企业受油价下行拖累，中游加工型企业受价格竞争挤压，贴近终端与农业需求的企业相对稳健；其二，企业规模结构的分化：大型一体化企业在原料保障、资金成本与抗周期能力上显著优于中小型企业，行业收缩期的淘汰压力将首先作用于缺乏成本与规模优势的主体。区域信贷风险并非行业平均风险的简单复制，而是行业结构性矛盾在特定企业群体上的集中体现，需要结合区域产业结构具体甄别。

进一步看，周期底部往往是区域产业结构调整加速的阶段。产能出清、企业整合与项目开工变化，将重塑区域内银行对公信贷的存量结构与新增需求分布：存量信贷面临行业收缩带来的资产质量压力，新增需求则集中于一体化程度高、贴近终端市场且具备原料优势的优质主体。银行需要在行业周期判断的基础上，结合区域内企业的产能利用率、盈利水平与现金流状况，动态调整授信总量与客户结构，在风险防控与业务发展之间寻求平衡。

综合来看，2025年全球石化市场供大于求、油价低位运行，国内行业量增价减、盈利承压，全行业进入周期底部的盘整阶段。行业内部的结构性分化——油品需求达峰与化工消费扩张并存、主营炼厂与独立炼厂开工分化、上游资源与下游加工盈利反向变动——共同决定了不同区域、不同客群的信用状况存在系统性差异。行业整体信用状况的评估只有落到区域层面、落到具体的企业结构与客户群体上，才能转化为可操作的授信判断与风险定价依据。

第二章 区域产业基本面分析

2025年全国原油加工量73,759万吨、同比+4.1%，创历史新高[1]的背景下，甘肃省石化产业呈现"产量稳、加工缓、转型进"的总体格局。据2025年全省能源运行数据，甘肃省原油产量1,270.6万吨，同比+1.4%，连续5年超千万吨[2]；原油加工量1,507.4万吨，同比-1.6%，降幅逐季收窄[3]；天然气产量9.4亿立方米，同比+15.2%[4]。纵向比较，2024年甘肃省原油产量1,253.6万吨，同比+7.3%，居全国第7位[5]；横向比较，2025年全国成品油消费量39,819.71万吨，同比-3.62%[6]，成品油需求收缩与本地加工量下滑同频共振。总体来看，甘肃省石化产业以千万吨级原油产量与加工量构成全国炼化版图中的资源型重镇，其区域地位的特征不是"大而强"的规模碾压，而是"稳而转"的结构升级期。

2.1 产业规模与全国地位

产能底盘稳固有加。甘肃省原油年加工能力1,670万吨[7]，2025年实际加工量1,507.4万吨[8]，加工能力与加工量之间的缺口有限，装置负荷处于较高水平，产能闲置风险总体可控。从资源端看，全省原油产量连续5年超千万吨[9]，资源自给基础扎实；2026年甘肃省政府工作报告进一步提出当年原油产量目标1,280万吨（2026年时点）[10]，产量目标稳中有升，为加工端提供持续原料支撑。因此，甘肃是少数同时具备千万吨级产量与千万吨级加工能力的西部省份，原料端约束明显小于沿海依赖进口原油的炼化基地。

增长动能处于换挡期。"十四五"时期甘肃省石化化工产业增加值年均增长4.8%[11]，增速显示行业处于中速增长区间，明显高于全国石化行业整体水平，但低于化工新材料等高成长赛道的行业平均增速。2026年甘肃省政府工作报告进一步部署"推动兰白千万吨炼化基地和百万吨化工新材料基地建设"[12]，将增长引擎从炼油单轮驱动切换为炼化一体与新材料双轮驱动。对照全国格局，全国乙烯总产能约6,200万吨/年[13]，甘肃乙烯产能体量有限，高端化工品供给能力仍待补强；全国甲醇产量9,233.55万吨[14]，甘肃煤化工在甲醇、烯烃等细分赛道占据一席之地。总体来看，甘肃石化产业规模居全国中上游，正处于从"量的积累"向"质的提升"切换的关键阶段，这一判断构成后续信贷总量与结构配置的出发点。

从能源产品结构看，甘肃省天然气产量9.4亿立方米、同比+15.2%[15]，气源开发提速为化工原料多元化提供补充；原油产量1,270.6万吨、同比+1.4%[16]，增速放缓但连续5年超千万吨的稳定性，为加工端提供可预期的原料底座。进一步看，2025年原油加工量同比-1.6%且降幅逐季收窄[17]，说明下半年装置开工逐步修复，区域产能并未出现趋势性退出，加工量的季度修复信号对企业开工率与库存周转判断具有先行意义。同时，2024年原油产量1,253.6万吨、同比+7.3%、居全国第7位[18]，产量规模在全国版图中的位次清晰，资源型省区的定位决定了其受国际油价波动的传导以收入端为主、以进口端为辅，油价中枢回落对区域企业的影响更多体现为上游勘探开发收益的收窄。

2.2 产业结构与产业链特征

集群化是甘肃石化产业最突出的结构特征。全省18个化工园区年产值超1,600亿元、占全行业总产值82%，化工企业入园率73%[19]，产业要素高度集中于园区载体，园区既是产值高地，也是环保、安全与信贷风险的聚集地。在集群内部，产业链呈"一中心两翼"布局，以兰州为中心、酒泉庆阳为两翼[20]，兰州承担炼化一体化与新材料研发，酒泉庆阳依托油气与煤炭资源发展加工与煤化工，区域分工清晰。全省梳理形成煤化工、乙烯、丙烯、碳四、芳烃、精细化工六大产业链[21]，其中煤化工与芳烃链条与省内资源禀赋耦合度最高，构成产业基本盘，而乙烯、精细化工链条则代表产业升级方向。

煤化工链条是甘肃的特色优势板块。平凉华亭煤化工产业链拥有60万吨/年煤制甲醇、20万吨/年MTP装置，2025年产业链产值102.5亿元[22]，以煤制甲醇—甲醇制烯烃为主线形成区域闭环。全国甲醇产量9,233.55万吨的庞大市场为甘肃煤化工提供需求纵深[23]，但煤基路径的碳排放强度显著高于油气基路径，为区域后续碳约束埋下伏笔。乙烯链条是结构升级的主战场：兰州石化转型升级乙烯改造项目总投资约231.7亿元，新建120万吨/年乙烯裂解系统，利旧46万吨/年分离系统，关停24万吨/年乙烯落后产能[24]，通过"上新汰旧"实现乙烯产能的规模跃升与能效升级，是典型的减量置换型技术改造。

新材料链条是区域增量所在。兰州石化乙烯改造项目同步配套2万吨/年辛烯-1、10万吨/年POE、14万吨/年EVA、45万吨/年全密度聚乙烯、40万吨/年聚丙烯等装置[25]，产品矩阵向高端聚烯烃与弹性体延伸，填补西北地区高端化工品供给空白；项目建成后将带动下游千亿级新材料产业集群，年新增工业产值超200亿元[26]。对照全国乙烯总产能约6,200万吨/年[27]，甘肃乙烯新建产能投产后全国占比仍低，但依托原料与区位优势，在西北市场的边际定价能力将明显增强。总体来看，甘肃石化产业结构呈"炼油为基、煤化为翼、新材料为尖"的形态，传统链条成熟、新兴链条起步，产业结构的双轨特征决定了信贷投向必须区分存量盘活与增量培育。

2.3 成本结构与盈利能力

盈利截面显示区域化工整体处于中等水平。兰州新区化工园区2025年规上工业产值130.15亿元、化工产业总产值115.57亿元、营业收入127.08亿元[28]，收入与产值规模基本匹配，产销衔接顺畅；园区规上企业83家[29]，户均产值体量有限，区域盈利高度依赖头部企业带动。成本端，兰州新区化工园区规上综合能源消费量53.22万吨标煤、CO₂排放138.37万吨[30]，单位产值能耗与碳排放强度偏高，能源成本与未来碳成本构成盈利的双重挤压；全国成品油消费量39,819.71万吨、同比-3.62%[31]，成品油需求见顶回落直接压制炼油毛利，倒逼企业向化工品与新材料环节转型。

资本开支强度决定区域盈利"先苦后甜"的节奏。兰州石化乙烯改造项目总投资约231.7亿元[32]，投资规模超过兰州新区化工园区全年化工产业总产值，巨额资本开支在建设期沉淀大量资金，对项目融资形成结构性需求，也考验企业现金流的跨周期平衡能力。民营企业层面，2024年甘肃民营企业100强中，甘肃龙昌石化集团营收125.38亿元居全省第3、瓜州广汇能源69.05亿元、中核华原钛白49.47亿元、甘肃莱安能源42.30亿元[33]，民营化工主体头部集中、腰部空心，盈利分化明显，尾部企业抗周期能力弱。

从产销衔接看，兰州新区化工园区2025年营业收入127.08亿元与规上工业产值130.15亿元基本相当[34]，显示园区整体产销率处于健康水平，库存积压风险有限；但细分产品之间差异明显，炼油副产品与通用化工品环节受全国成品油消费量39,819.71万吨、同比-3.62%的拖累[35]，价格竞争更为激烈，而丁腈橡胶等差异化产品议价能力更强，兰州石化丁腈橡胶产能10万吨/年、居国内第一、亚洲第一、世界第二[36]。因此，区域盈利的分化本质上是产品差异化程度的分化，授信定价宜按产品竞争力分层设置利率与担保要求，对同质化产品敞口适度收紧。

总体来看，甘肃石化产业的成本结构呈现"原料与能耗刚性、产品价格弹性"的特征，区域盈利水平与全国成品油价格周期、煤炭价格、碳价三重变量挂钩，盈利波动性高于沿海炼化一体化基地，银企双方均需正视这一结构性差异。

2.4 主要企业格局与园区布局

企业格局呈现"央企链主主导、地方国企协同、民企配套"的三层结构。全省链主企业共11家，包括兰州石化、庆阳石化、银光化学、中天新材料等[37]，其中兰州石化是绝对核心：丁腈橡胶产能10万吨/年，居国内第一、亚洲第一、世界第二；炼油催化剂产能11万吨/年，居全国第二[38]，在细分产品领域具备全国级定价话语权。链主企业的信用资质与上下游绑定深度，决定了区域授信策略应以链主为锚、沿供应链展开，避免分散撒网。

园区布局已完成新一轮认定定型。2026年公布的甘工信发〔2026〕60号文件将18个化工园区列为通过复核认定的园区（2026年时点），兰州新区为一级化工园区，其余17个包括金塔北河湾、玉门东、玉门老市区、瓜州柳沟、张掖经开区、高台盐池、高台南华、民乐、永昌河西堡、金昌经开区、民勤红沙岗、白银西区、白银高新区、白银刘川、兰州西固、庆阳西峰、平凉华亭[39]。园区认定等级与环保、安全合规状态直接挂钩，未列入认定名单的园区内企业将丧失新增产能与信贷准入的合规基础，园区名单因此构成授信客户的区域性白名单。

兰州新区是区域产业增量的核心载体。截至2025年底，兰州新区化工园区入驻企业213家，其中正常生产152家、在建46家、待建15家，规上企业83家[40]；2025年规上工业产值130.15亿元、化工产业总产值115.57亿元、营业收入127.08亿元[41]。在建与待建企业意味着未来两年区域将迎来产能集中投放期，项目贷款投放节奏与达产达效的匹配管理，成为信贷管理的重要课题。兰州新区绿色化工产业规模持续壮大[42]，园区定位与全国绿色低碳转型方向一致，为绿色信贷与转型金融提供标的池。

兰白一体化是产能升级的承载轴。2026年甘肃省政府工作报告部署推动兰白千万吨炼化基地和百万吨化工新材料基地建设（2026年时点）[43]，兰州石化炼油保持1,050万吨/年加工能力[44]，叠加120万吨/年乙烯新建产能[45]，兰白基地将形成"千万吨炼油+百万吨级乙烯及新材料"的一体化格局，成为全省石化产业中长期授信的主战场，其建设进度与投融资安排值得密切跟踪。

2.5 区域产业优劣势与信贷含义

优势维度：一是资源禀赋稳固，原油产量连续5年超千万吨[46]，2026年产量目标1,280万吨[47]，原料自给率高，供应链受国际油价与海运波动的影响相对有限；二是集群载体成熟，18个化工园区年产值超1,600亿元、占全行业总产值82%、化工企业入园率73%[48]，园区化治理降低监管与授信的信息成本；三是链主带动力强，兰州石化在丁腈橡胶、炼油催化剂等细分领域居全国前列[49]，具备产业链信用传导能力；四是政策支持明确，兰白基地建设与乙烯改造项目构成省级战略支点[50][51]，项目获得政府工作报告与产业政策的双重背书。

劣势维度：一是加工端收缩，2025年原油加工量1,507.4万吨、同比-1.6%[52]，叠加全国成品油消费同比-3.62%[53]，炼油板块量价双承压；二是高端产能起步晚，乙烯产能对照全国约6,200万吨/年[54]占比有限，新材料集群仍处投入期，产出兑现存在时滞；三是能耗碳排强度高，兰州新区化工园区规上综合能源消费量53.22万吨标煤、CO₂排放138.37万吨[55]，绿色转型成本刚性；四是民企梯队断层，百强民企中石化主体头部体量超百亿元而腰部多在50亿元以下[56]，抗风险能力分化显著。

信贷含义之一：分层授信。对11家链主企业[57]沿供应链做核心企业授信与链式营销；对83家园区规上企业[58]按园区等级与经营数据做批量标准化授信；对在建46家、待建15家企业[59]单独设置项目融资准入通道，重点核查资本金到位率、建设手续合规性与预期达产率，防范产能集中投放期的结构性风险。

信贷含义之二：风险前置。落后产能关停（24万吨/年乙烯[60]）对应存量授信的压缩预案与退出时间表；231.7亿元级乙烯改造投资[61]对应授信集中度与期限错配管理，宜通过银团方式分散风险；民企担保圈与多元化风险（龙昌石化125.38亿元等头部主体[62]）对应担保链穿透核查，防止互保链条集中暴露。

总体来看，甘肃石化产业基本面"底盘稳、转型进、结构散"，区域产业正从炼油主导转向炼化与新材料并重，这一结构转换期既是信贷投放的结构性窗口，也是信用风险的分化期。区域产业特征所隐含的准入、集中度与合规风险，需要在政策与合规约束层面进一步厘清边界，为授信决策提供硬性标尺。

第三章 石化政策与信贷硬约束

区域基本面分析显示，甘肃省18个化工园区年产值超1,600亿元、占全行业总产值82%，化工企业入园率73%[1]，产业高度依托园区载体与链主企业，产能升级依赖大额资本开支。在此基本面之上，产业政策、环保能耗、碳市场与贸易资质四类外部约束，共同构成石化行业授信的硬性边界：准入政策决定企业能否新增产能，环保安全决定企业能否持续生产，碳市场决定企业成本曲线的走向，贸易资质决定企业原料与市场的通道。任一环节不达标，都可能直接触发授信一票否决，政策合规状态由此成为信贷决策的第一变量。

3.1 产业政策与准入投资门槛

产业目录是准入的第一道闸门。《产业结构调整指导目录（2024年本）》自2024年2月1日施行，全目录共1,005条，其中鼓励类352条、限制类231条、淘汰类422条；石化化工行业涉及鼓励类12大类、限制类13条、淘汰类17条，淘汰类中包括落后工艺装备10条、落后产品7条[2]。目录的层级结构清晰界定了信贷支持的边界：鼓励类对应转型金融与绿色信贷的投放方向，限制类对应新增授信的禁止区域，淘汰类对应存量授信的压缩退出，目录条目由此转化为授信客户的工艺准入清单。

限制类条款直接卡住中小炼化产能的扩产路径。按照目录规定，1,000万吨/年以下常减压、150万吨/年以下催化裂化、100万吨/年以下连续重整、150万吨/年以下加氢裂化装置禁止新建；80万吨/年以下石脑油裂解制乙烯、13万吨/年以下丙烯腈项目属限制类[3]。对照甘肃省内产能结构，兰州石化炼油保持1,050万吨/年加工能力[4]，高于常减压新建门槛，存量装置合规，具备持续经营与技改升级的资质基础；但省内中小型炼化及地方化工企业若涉及限制类工艺的扩张计划，新增授信应一律不予支持，已批未提的额度也应冻结重审。

淘汰类条款加速落后产能出清。200万吨/年及以下常减压装置须淘汰退出[5]，叠加全国反内卷产能政策的持续收紧：严控新增炼油产能，合理确定乙烯和PX新增产能规模及投放节奏[6]；炼油新增执行"减量置换"，新增1,000万吨须关停1,500万吨落后产能[7]；到2029年，超过20年且无法改造的老旧装置将被强制淘汰[8]；200-500万吨以下的"茶壶炼厂"将率先出局[9]；行业自律限产已覆盖PTA、己内酰胺、涤纶长丝等品种[10]。对甘肃而言，产能政策意味着存量小装置改造升级的时间窗口收窄，涉及淘汰装置的企业授信须按退出时间表倒排压缩节奏，避免逾期风险转化为不良。

合规升级项目则获得政策与信贷的双重通道。兰州石化转型升级乙烯改造项目总投资约231.7亿元，新建120万吨/年乙烯裂解系统、关停24万吨/年乙烯落后产能[11]，以"上新汰旧"契合减量置换与装置升级的政策方向，属于鼓励类范畴；2026年甘肃省政府工作报告部署推动兰白千万吨炼化基地和百万吨化工新材料基地建设（2026年时点）[12]，为合规扩产提供了省级政策背书。总体来看，准入政策正在重塑甘肃石化的供给格局，授信资源应向合规改造与新材料方向倾斜，而限制类与淘汰类装置对应的授信应执行压降退出。

3.2 环保能耗安全合规要求

环保合规是区域石化行业最深刻的教训面。2023年12月，中央第四生态环境保护督察组通报兰州新区化工园区：园区未落实产能置换备案批准5个烧碱项目，总产能150万吨/年[13]；2018-2023年259个新改扩建项目中122个未批先建，86个项目违规环评告知承诺制审批[14]；废水二氯甲烷浓度超标48倍，43家重点企业大气超标排放、54家未开展LDAR泄漏检测[15]（上述问题已于2024年完成整改[16]）。通报揭示的问题具有普遍警示意义：产能置换备案缺失、未批先建、环评违规、超标排放四类问题，在省内其他园区同样存在发生土壤，区域性环保风险不可低估。

整改闭环不等于个体清零。兰州新区园区整体完成整改[17]，但授信尽调必须逐户核验：企业是否在122个未批先建之列、环评手续是否补办完成、是否纳入86个违规审批的整改范围、环保处罚是否已缴纳并完成整改验收[18]，任何一项存在未闭环情形，均构成授信准入的实质性障碍。能耗层面，兰州新区化工园区规上综合能源消费量53.22万吨标煤、CO₂排放138.37万吨[19]，单位能耗强度偏高，在能耗双控向碳排放双控转变的背景下，能耗指标获取能力将成为新增项目的隐性门槛，高耗能企业的用电、用能成本与指标约束须纳入授信定价与还款能力测算。

省级部署进一步收束区域产能布局。甘肃省碳达峰实施方案对石化化工行业低碳转型作出部署，明确陇东、河西布局方向[20]：陇东依托油气资源与煤化工基础发展高端能源化工，河西依托风光资源与绿色化工耦合发展绿氢化工与新材料。布局导向意味着新增产能的选址合规性、绿色属性与园区认定等级（兰州新区为一级化工园区[21]）直接挂钩，绿色制造水平将影响项目融资的可获得性与利率水平。总体来看，环保能耗安全合规已从事后处罚转向事前准入，合规状态成为信贷投放的前置条件，违规存量必须清零方可进入授信通道。

3.3 碳市场与转型金融

碳市场扩围对甘肃石化行业构成确定性影响。2025年8月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》，提出到2027年全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业；到2030年基本建成以配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的碳定价机制；到2027年对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制[22]。生态环境部进一步明确，全国碳市场"十五五"时期（2026-2030）将扩大至石化、化工等行业，实现对全国约80%碳排放的有效管控[23]。甘肃炼化、煤化工企业碳排放体量大（兰州新区化工园区规上CO₂排放138.37万吨[24]），纳入配额管理后碳成本将直接进入利润表，高碳排企业的还款来源稳定性面临长期考验。

2025年碳市场运行呈现"价格中枢待定、波动加剧"的特征。全年配额总成交量234,597,856吨（约2.35亿吨）、总成交额146.3亿元[25]，综合成交均价约62.36元/吨[26]；年内最高价97.01元/吨（1月）、年内最低价50.34元/吨（10月）[27]，年末收盘价较上年末下跌23.45%[28]；截至2025年末，全国碳市场配额累计成交量864,866,520吨、累计成交额576.6亿元[29]。量额齐升而价格回落的市场状态说明碳价尚未形成单边上行趋势，企业碳成本的可预测性不足，信贷测算宜采用保守碳价假设并设置敏感性分析。

碳价上行趋势与机构判断方向一致。市场机构预计2030年前全国碳价有望升至150-200元/吨[30]，以62.36元/吨的2025年综合成交均价为基准[31]，碳价大幅上行意味着高碳排企业的合规成本成倍上升。对煤化工占比高的甘肃产业而言，碳成本将放大煤基路径与油气基路径的成本差，倒逼煤化工企业向绿氢耦合、CCUS等减碳技术投入，转型资本开支需求上升，也相应产生设备更新与技术改造的融资需求。

转型金融提供了高碳行业授信的政策工具。人民银行江苏省分行构建"1+N+N"转型金融体系，以化工行业为切入点制定《化工产业转型融资主体认定与评价规范》和《江苏省石化和化学工业重点领域转型金融支持目录（2024年版）》；实践案例中，某化工企业获得5,000万元转型贷款、初始利率2.5%，利率按转型绩效评级动态调整，领先-10BP、良好-5BP、较差+5BP[32]。该机制的启示在于：碳约束下的授信不是简单收缩，而是以转型绩效为锚的差异化定价。甘肃银行业可参照搭建省级石化行业转型金融标准，将转型路径清晰、绩效可测的企业纳入授信通道，实现风险控制与信贷增长的双赢。

3.4 贸易政策与进出口约束

原油进口资质与企业授信深度绑定。2025年原油非国营贸易进口允许量25,700万吨（商务部公告2024年第45号）[33]；申请条件明确要求：银行授信不低于2,000万美元（或1.4亿元人民币）、具备5万吨级码头或年200万吨换装铁路口岸、库容不低于20万立方米储罐[34]；分配原则为近2年无进口业绩的企业不再安排允许量[35]。授信额度、物流设施、储罐库容三重门槛决定了原油进口允许量高度集中于大型炼化企业，银行授信承诺函在资质申请环节即成为"准入要素"，企业获取进口资质的能力本身就是其授信实力的体现。

对甘肃而言，进口约束与本地原料平衡直接相关。2025年甘肃省原油加工量1,507.4万吨、产量1,270.6万吨[36]，加工量高于本地产量，缺口部分依赖外购原油，进口配额与贸易融资安排直接影响加工企业的原料可得性与成本曲线。同时，进口允许量的业绩滚动考核要求企业保持持续进口履约[37]，贸易连续性成为授信存续期管理的重要观察指标，贸易中断风险应纳入贷后预警体系。

成品油出口配额集中于大型央企集团。2025年第一批成品油出口配额1,900万吨、与2024年同期持平，其中中石油580万吨、中石化754万吨、中海油165万吨、中化193万吨、浙石化167万吨[38]。甘肃本地炼化主体多为央企集团子公司，出口通道依托集团内部配额调剂，出口利润对省内炼厂的边际调节作用有限，省内炼油盈利更依赖国内成品油市场景气度。2026年甘肃省政府工作报告提出2026年原油产量目标1,280万吨（2026年时点）[39]，产量小幅上行将部分缓解原料对外依赖，但加工量大于产量的格局短期难以改变。总体来看，贸易政策构成甘肃石化企业的"资质性约束"，信贷审查须将进口资质、出口配额与贸易履约记录纳入贷前核实与贷后监测要件。

从贸易端的信贷含义看，进口允许量申请中银行授信不低于2,000万美元（或1.4亿元人民币）的门槛[40]，意味着进口资质本身要求企业维持相应规模的银行信用支持，授信额度不足的企业天然被排除在进口通道之外，这一门槛效应在中小炼化与贸易商层面更为显著；反过来，具备进口资质的企业对银行而言往往是贸易融资与信用证业务的高质量客户，资信核查与贸易真实性审核应同步强化，防止以贸易之名行融资性贸易之实。

3.5 授信审批一票否决清单

综合产业政策、环保能耗、碳市场与贸易资质四类约束，结合甘肃省区域产业特征，形成石化行业授信审批一票否决判定条款清单（分析性清单，供审批机构结合个案核实后适用）。凡触发下列任一情形者，不予新增授信，存量授信压降退出：

第一项：目录淘汰类装置。企业装置属于200万吨/年及以下常减压等淘汰类工艺装备，或生产淘汰类落后产品（石化化工淘汰类共17条，含落后工艺装备10条、落后产品7条）[41]，且未按期完成淘汰退出或能效改造的。

第二项：老旧装置与能效改造逾期。装置运行超过20年且无法实施改造的[42]，或未完成能效改造、未按期兑现能耗达标承诺的。

第三项：园区资质缺失。企业所在化工园区未列入18个通过复核认定的园区名单[43]，或所在园区认定等级不符、园区化工企业入园率未达73%的区域水平[44]，企业游离于园区统一监管之外的。

第四项：环保处罚未整改。存在未批先建、违规环评审批、超标排放、未开展LDAR等环保违法问题（参照兰州新区督察通报案例）[45]，且未完成整改闭环或整改验收的。

第五项：产能合规瑕疵。产能置换、备案手续缺失（参照5个烧碱项目共150万吨/年产能未落实置换备案的通报）[46]，或拟建项目属于限制类工艺新建扩张的。

第六项：安全等级不达标。所在园区安全风险等级未达D级，或企业自身重大危险源管理、安全生产条件不达标的。

第七项：资质与信用瑕疵。无危险化学品生产、经营许可资质，或存在重大负面舆情未澄清、重大诉讼未结、被列为失信被执行人的。

第八项：担保风险集中暴露。涉及互保圈、担保链集中代偿风险（区域民营石化主体高度集中[47]），互保代偿敞口未化解或新增互保超限额的。

清单的适用逻辑是"反向筛选、正向引导"：一票否决条款用于排除结构性风险主体，而鼓励类改造项目、园区认定达标企业、转型金融支持目录内项目则进入授信的正向通道，二者结合形成完整的准入闭环。同时，一票否决并非静态标签，企业完成整改、装置完成置换、园区通过复核后，可按清单逐项复核恢复授信资格，避免误伤合规转型主体。

从政策硬约束的全局看，甘肃石化信贷投放的确定性方向集中于三个领域：一是合规升级，即乙烯改造、减量置换、能效提升类项目；二是绿色转型，即绿氢耦合、CCUS、低碳园区类项目；三是高附加值新材料，即POE、EVA等高端聚烯烃项目。风险敞口则集中于淘汰类装置、合规瑕疵主体与碳成本暴露的煤化工环节。上述政策约束与一票否决清单，将直接传导至授信策略中的准入标准、行业限额、担保安排与定价机制设计，构成区域石化行业风险识别与缓释的制度底座。

第四章 行业信贷准入分层标准

在2025年石化行业营业收入利润率4.5%、创近10年新低[1]（2021年行业高点曾达8.04%[2]）的背景下，甘肃省石化产业"大炼油、小化工"的结构性短板与目录淘汰红线共同构成信贷准入的刚性约束。第一至三章的分析表明：全国层面化工板块利润收缩与炼油环节亏损并存，行业盈利中枢系统性下移；甘肃层面则呈现央企炼化主导、民营企业规模偏小、园区能级参差的梯度格局，同一行业内部的风险分化远超以往任何周期。在此环境下，按企业资质与风险特征实施差异化准入，成为控制信贷资产质量的第一道闸门。据此按"优先支持、审慎介入、压降退出"三分类为框架，确立各类企业的认定标准，并结合甘肃省企业样本给出分层推荐，为后续额度管理、风险定价与贷后监测提供统一标尺。

查看完整版 / 在线阅读本报告 →