燃料油溯源（二）：产业全景｜全产业链结构与贸易流向

投资观点：无 燃料油 专题报告 报告日期2026-8-14 国贸期货研究院叶海文从业资格证号：F3071622投资咨询证号：Z0014205 ⚫燃料油产业链结构与供应格局 燃料油产业链由上游炼化生产、中游贸易仓储及下游终端消费三大环节构成，全球供应集中于中东、俄罗斯、美洲三大产区。中东以重质原油直馏高硫燃料油为主，成本优势显著，是上期所高硫燃料油期货（FU）的主要进口原料来源；俄罗斯受制裁后出口方向从欧洲转向亚太，对东西方价差（EW）产生持续影响；美洲呈现结构性分化，美国深加工为主、产出率低，墨西哥重质原油产出大量高硫直馏渣油。中国燃料油市场呈现“国产受限、低硫突围、进口补充”三重特征：国产燃料油受消费税约束，在保税市场价格竞争力被削弱；低硫燃料油产能快速释放，2020年第一批出口配额约1000万吨；保税市场进口依存度已从2019年以前的70%~80%大幅下降至30%左右。 国贸期货研究院–助理陈国霖从业资格证号：F03157625 ⚫全球贸易流通与定价体系 全球船用燃料油贸易、定价、仓储高度集中于新加坡、鹿特丹、富查伊拉、舟山四大枢纽。新加坡是全球最大的船用燃料油加注中心，2025年销量达5677万吨，普氏新加坡估价（MOPS）是亚太燃料油贸易的核心定价基准，国内舟山保税船燃定价中MOPS占终端价格的96%~97%。舟山2025年加注量达802.71万吨，同比增长10.6%，超越富查伊拉成为全球第三大船燃加注中心。国内燃料油市场因完税状态不同而呈现保税与内贸双轨并行格局，两套市场在定价基准、用途限制及期货对应关系上存在较大差异。 ⚫下游消费结构与产业参与主体 往期相关报告 燃料油需求呈现“航运主导、炼化支撑、工业补充”三层结构，船运海事占全球消费的六至七成，炼化深加工原料约占二至三成。高低硫品种的消费切换主要由高低硫价差和脱硫塔安装率两个变量驱动。燃料油产业链由炼厂、贸易商、船供企业、终端航运企业、机构资金五类核心主体构成：炼厂分被动产出型与主动调和型；贸易商通过期现套利、EW价差套利、跨境套利、裂解套利构建多元利润来源；船供企业以“MOPS+升贴水”方式报价加注；航运企业燃料成本占运营成本40%~50%；机构资金通过宏观配置、相对价值及套利交易为市场提供流动性。 【ITF-燃 料 油】燃 料 油 基 础 专 题（ 一 ）：基 础 属 性 与 品 类 细 分20260722 一、产业链全景结构 燃料油产业链由上游炼化生产、中游贸易仓储及下游终端消费三大环节构成。 上游（生产端）：燃料油由原油经常减压蒸馏及二次加工装置产出，全球供应集中于中东、俄罗斯、美洲三大产区。不同产区的原油品质和炼厂装置结构决定了燃料油的硫含量、粘度等核心指标，进而影响其定价与流向。 中游（流通端）：燃料油通过直接进口、转口贸易、保税调和与纸货交易四种模式在全球范围内流动，定价锚定普氏新加坡估价（MOPS），仓储交割依托新加坡、鹿特丹、富查伊拉、舟山四大枢纽完成。 下游（消费端）：燃料油需求呈现“航运主导、炼化支撑、工业补充”三层结构。船运海事占全球消费约60%~70%；炼化深加工原料约占20%~30%；工业锅炉与发电等领域的消费占比在环保政策趋严背景下持续收窄。 资料来源：公开资料整理、国贸期货研究院 二、上游供应端：燃料油生产路径与全球货源格局 2.1燃料油的生产来源：直馏、二次加工与调和 燃料油按其生产来源可划分为直馏燃料油（原油常减压蒸馏直接产出）、二次加工燃料 油（催化裂化、延迟焦化等深加工装置的副产物）和调和燃料油（多组分物理混兑后的合规成品）三类。其中直馏燃料油是中东、俄罗斯的核心出口货源，二次加工副产物是中国国产燃料油的主要来源，调和燃料油则是全球主流船燃合规成品。完整理化指标、品类划分、国标/ISO标准详见《燃料油基础专题（一）：基础属性与品类细分》一、二章节（以下简称燃料油（一））。 资料来源：隆众资讯、国贸期货研究院 资料来源：Wind、国贸期货研究院 2.2全球核心供应区域货源特征 燃料油的供应高度集中于原油资源丰富且炼化能力配套完善的地区，全球燃料油形成中东、俄罗斯、美洲三大供应池。 亚太作为全球最大的燃料油消费区域，其进口货源传统上高度依赖中东与俄罗斯，但在低硫燃料油（VLSFO）细分品类上，格局正在发生变化——中国依托低硫原油资源和渣油加氢能力，年产量已从2020年的约400万吨增长至2024年的超1000万吨，主要供应国内保税市场，正在逐步降低对中东和俄罗斯低硫货源的进口依赖。在高硫燃料油（HSFO）及部分调和原料方面，亚太仍高度依赖中东与俄罗斯。 （1）中东——全球最大燃料油供应地 中东以重质原油直馏燃料油为主，成本优势显著，是全球燃料油贸易的“价格洼地”。中东地区（以沙特、伊拉克、阿联酋、科威特、伊朗为代表）蕴藏着丰富的重质原油资源，受限于当地炼厂以常减压蒸馏为主、二次加工能力相对有限的装置结构，原油天然产出大量直馏燃料油，渣油收率可达10%~30%不等，货源硫分普遍在3.0%~4.0%之间。这一特性使得该地区高硫380CST产量位居全球第一，成本优势显著。中东高硫燃料油90%以上的出口货 物流经霍尔木兹海峡，57%出口亚太市场、仅10%流向欧洲，是上期所燃料油期货（FU合约）的主要进口原料，风险点在于海峡地缘冲突、各国国内发电自用增量会直接压缩对外出口量，短期造成亚太高硫供应缺口。2025年年中，跨区域套利窗口出现结构性切换：中东→西北欧套利持续修复、中东→新加坡套利经济性持续下滑，远期中东货源将更多分流欧洲市场。 （2）俄罗斯——高低硫双供给，出口政策扰动极强 俄罗斯炼厂装置以常减压为主，高硫燃料油占出口绝大部分。俄罗斯炼厂深加工能力相对不足，导致其燃料油产出率远高于全球平均水平。俄罗斯不同产区的原油品质差异显著：乌拉尔原油（Urals）含硫量较高，是俄罗斯高硫燃料油的主要来源，硫分3.5%~4.5%；东西伯利亚原油（以下简称ESPO）则以中质低硫为特征，其直馏渣油硫含量相对较低，可作为低硫调和的补充组分。高硫燃料油占俄罗斯燃料油出口总量的绝大部分，粘度与密度较高，主要适配380CST规格。2022年俄乌冲突前，俄罗斯燃料油的主要出口方向为欧洲（阿姆斯特丹–鹿特丹–安特卫普，欧洲储油枢纽，以下简称为ARA）和北美。受制裁后，欧洲买家大幅削减俄油采购，俄罗斯燃料油出口加速转向亚太，新加坡、中国、印度成为主要接收方。 （3）美洲——美深加工低产出，墨西哥、加拿大输出高硫货源 美洲地区分化明显，美国以深加工为主、产出率低，墨西哥、加拿大以重质原油产出大量高硫燃料油。美国本土炼厂装置以催化裂化、加氢裂化、延迟焦化深度深加工路线为主， 轻质汽柴油收率优先，燃料油整体产出率偏低，国内市场呈小幅净进口格局。仅墨西哥湾沿岸部分焦化装置可产出焦化渣油，少量对外出口，且对华贸易常需经新加坡中转调和，物流成本偏高。墨西哥主力加工玛雅重质高硫原油，常减压装置直出大量高硫直馏渣油，月度高硫燃料出口规模稳定。传统流向以美国为主，当美关税抬升、亚洲现货高价套利窗口打开时，货物流向会切换至新加坡等亚太集散港，成为全球高硫油弹性补给。加拿大阿尔伯塔油砂资源丰富，合成轻质原油（SCO）深加工后副产高硫、高密度沥青基重质燃料油。依托跨山输油管道打通太平洋出口通道，部分重质渣油直供亚太保税调油厂，作为高硫调和补充组分。 2.3不同来源燃料油的品质特征与成本差异 不同来源的燃料油在硫含量、粘度、密度、金属含量等指标上存在系统性差异，这些差异直接决定了其终端用途和定价水平，其中硫分、粘度为两大定价核心指标，各货源相对MOPS基准存在固定贴/水区间，成本由低到高梯度清晰。 硫含量是区分货源价值的第一维度，也是国际海事组织（IMO）合规框架下最核心的定价因子。低硫货源（硫含量≤0.50% m/m）主要来自低硫原油产区的直馏产品（如尼日利亚、北海、利比亚、中国部分低硫原油），以及经渣油加氢处理后的低硫渣油。此类货源可直接作为VLSFO使用或调和，享有环保溢价，价格通常高出高硫货源100~200美元/吨（取决于高低硫价差）。 高硫货源（硫含量3.50%~4.50% m/m）主要来自中东、俄罗斯及美洲重质原油，需配脱硫塔使用或作为二次加工原料，价格通常大幅贴水于低硫货源。 粘度是界定品种归属的第二维度，直接决定货源的流通性。380CST规格要求50℃运动粘度在180–380cSt之间，中东和俄罗斯货源天然适合；而部分轻质低硫货源粘度偏低（50–60cSt），需通过调和重质组分才能满足380CST的粘度下限要求——这是新加坡主流低硫燃料油与上期能源低硫燃料油期货（LU合约）交割标准之间的核心矛盾（详见燃料油（一）4.1.2节）。 成本呈现“中东直馏＜俄罗斯直馏＜中国低硫＜新加坡调和”的梯度。中东高硫直馏燃料油成本最低，380CST天然达标，相对MOPS贴水5~20美元/吨；俄罗斯高硫直馏燃料油次之，但受制裁影响，物流成本和折价幅度构成额外变量；俄罗斯ESPO低硫品质稳定，受贸易结算、物流限制小幅贴水；美洲高硫由于美本土需求、远洋运费削弱竞争力，平水至小幅贴水；中国低硫燃料油需投入渣油加氢装置运营成本，成本中枢上移；新加坡调和低硫涉及 多组分采购和调和损耗，成本最高。低硫原油产出渣油粘度偏低，若要满足380CST交割标准，必须兑入重质高硫组分调和，是亚太低硫调和的常态化成本支出。 2.4中国燃料油供应特征 中国燃料油市场呈现“国产受限、低硫突围、进口补充”的三重特征，保税市场与内贸市场的制度隔离进一步加剧了供应结构的复杂性。2025年，中国燃料油产量4193万吨，2026年上半年累计产量1821万吨。 （1）国产供应：产出率低，受消费税约束 国内炼厂因装置结构以深加工为主，燃料油产出率较低，且消费税制度压制了国产燃料油在保税市场的价格竞争力。中国炼厂（尤其是主营炼厂）普遍配备催化裂化、延迟焦化、加 氢 裂 化 等 深 加 工 装 置 ， 轻 质 油 品 收 率 高 ， 燃 料 油 产 出 率 仅 约2%~5%， 远 低 于 中 东（10%~20%）和俄罗斯（10%~15%）的水平。国产燃料油以二次加工副产品为主，成分复杂、品质波动较大。 核心约束为燃料油消费税。根据现行消费税政策，燃料油消费税单位税额为1.20元/升（约合1200~1300元/吨）。国产燃料油若进入保税市场，需先完税、再申请出口退税，流程复杂且资金占压成本高，这使得国产燃料油在保税市场的价格竞争力被严重削弱。 （2）低硫燃料油产能释放：中国已成为全球重要生产国 依托低硫原油资源和渣油加氢能力，中国低硫燃料油产量快速攀升，正在重塑亚太低硫供应格局。2020年IMO限硫令实施后，中国依托三大石油集团（中石化、中石油、中海油） 的渣油加氢装置和低硫原油资源，快速释放低硫燃料油产能。中国低硫燃料油年产量从2020年的约400万吨增长至2024年的约1000万吨以上，主要供应舟山、上海、青岛、广州等保税市场。 内贸完税燃料油主要供给山东地炼作为二次加工原料，不参与上期FU、LU保税交割；保税进口/国产油仅限国际航行船舶加注，两套货源无法自由流通，形成独立两套供给体系。 （3）进口补充：保税市场进口依存度已大幅下降 中国保税船用燃料油年消费量约2000万吨级，随着国内低硫燃料油产能的持续释放，保税市场的进口依存度已从2019年以前的70%~80%大幅下降，2026年5月中国燃料油进口依存度已降至约33%，国产资源正逐步取代进口成为保税船燃的主要供应来源。 进口货源分层，高硫380以中东直馏、俄罗斯远东货源为主，经新加坡中转调和入境；低硫VLSFO以马来西亚、新加坡调和油与国产加氢低硫共同供给。进口燃料油通过超大型油轮（VLCC）或阿芙拉型油轮运至国内港口保税库，由船供企业采购后加注至国际航行船舶。 三、中游流通端：国际贸易格局与港口仓储体系 全球船用燃料油贸易、定价、仓储高度集中于新加坡