石化全产业链布局的龙头企业
中国石化是国资委控股的石化一体化龙头企业，业务自上而下布局石化产业的全产业链，但更偏向于产业链的中游及下游，即炼化和成品油销售是公司的重心。中国石化现有全资子公司、控股和参股子公司、分公司等共100 余家，包括油气勘探开发、炼油、化工、产品销售以及科研、外贸等企业和单位，经营资产和主要市场集中在中国经济最发达、最活跃的东部、南部和中部地区。公司公告以5.36元的价格向大股东中国石化集团定增 120 亿用于清洁能源、高附加值材料等方向的业务发展升级，体现了大股东对于公司未来发展的信心。
中国石化是中国最大的一体化能源化工公司之一，主要从事石油与天然气勘探开发、管道运输、销售；石油炼制、石油化工、煤化工、化纤及其它化工生产与产品销售、储运；石油、天然气、石油产品、石油化工及其它化工产品和其它商品、技术的进出口、代理进出口业务；技术、信息的研究、开发、应用。中国石化是中国大型油气生产商；炼油能力排名中国第一位；在中国拥有完善的成品油销售网络，是中国最大的成品油供应商；乙烯生产能力排名中国第一位，构建了比较完善的化工产品营销网络。 公司近几年产品产量相对比较稳定，根据 2022 年年报，公司原油加工量为2.4亿吨，其中约 83%的原油来自于海外进口；生产化工品约0.43 亿吨，主要包括乙烯、合成树脂等；销售成品油 1.63 亿吨，其中 86%来是自产自销，剩下成品油为外购；成品油销售终端 66%是通过自有加油站零售，剩下则是通过直销和分销渠道进行销售。
业绩表现相对稳定，源于中下游业务占比高
从收入规模上看，由于中国石化和中国石油的一体化程度较高，收入端表现均相对稳定，与油价正相关，并且中国石化收入体量较中国石油略胜一筹。但是由于两者业务各有侧重，中国石油上游业务体量更大，而中国石化中下游业务体量更大，因此可以显著的看出，中国石油的业绩弹性更大，而中国石化的业绩稳定性更高。高油价下中国石油的业绩表现更好，中低油价下中国石化业绩表现更佳。2022 年由于油价的走高，中国石化虽然营业收入同比增长21%，但是归母净利润同比下滑 7%。预计 2023 年随着油价回落在合理区间，公司整体利润水平将有所提升。
现金流充裕，提升资本开支的同时持续维持高分红
公司现金流持续提升，体现良好的经营成果。自上市以来，公司经营性净现金流整体呈现震荡上行的趋势，尤其是自 2010 年以来，经营性净现金流基本处在1500-2000 亿的区间，期间无论是在高油价和低油价区间，公司都保持了非常强劲的现金流水平，足以证明公司优秀的经营实力，为后续的发展奠定良好的现金流基础。 资本开支周期性减弱，未来投资更倾向于上游和化工新材料。公司历史资本开支情况主要与油价正相关，符合石化企业的发展规律，但是近几年即便油价出现大幅波动的情况，公司资本开支仍然维持持续增长的态势，一方面出于国内能源安全的角度，石化龙头企业势必要维持较高的上游资本开支，另一方面从企业自身来说，化工新材料的资本开支比例在扩大，表明公司正在逐步加强高附加值产品的建设，努力提升公司价值。 重视股东回报，高分红、高股息率已经成为公司的重要标志。公司重视股东回报，历史上一直具有优异的分红表现，上下半年各有一次分红派息。从2014年以来，股利支付率持续维持在 50%以上，在 2017 年甚至达到118%，即便在业绩较差的14-15 年，公司依然维持了高分红。公司股息率水平也是自上市以来，持续震荡上行，2021 年达到最高的 11%，2022 年仍然维持 8%的高水平。
公司勘探开发板块盈利主要取决于桶油成本和油价。由于公司桶油成本相对较高，因此近几年公司勘探开发盈利能力相对较弱，2022 年在高油价下勘探开发板块盈利大幅提升。 油价：未来布伦特油价有望维持在 70-90 美元/桶的较高区间。供给端俄罗斯原油将继续受制裁影响，OPEC 加大减产举措，页岩油资本开支不足增产有限；需求端随着全球经济的不断修复，仍然维持小幅增长，整体供需仍然维持紧平衡。在美联储加息趋缓的预期下，油价有望继续维持在较高区间。
成本：桶油成本主要包括折耗折旧摊销（DD&A）、资源税、特别收益金、勘探费用、操作成本等，其中 DD&A 与经济可采储量反向相关，即经济可采储量越高，DD&A越低，带动桶油成本下降。因此随着公司增储上产的不断推动，以及新油田的大力开发，实际桶油成本有望实现下降。
油价有望维持在较高区间
供给端：2023 年供给端增长动力不足
从全球能源上游资本开支角度上看，虽然全球油气资本开支呈现明显的提升，但是根据 IEA 的测算，实际反应的是全球油气项目成本的提升。2015-2020年新的油气项目开发呈现下跌趋势，直到 2020 年以后才触底小幅反弹。资本开支主要集中在已经开发的项目上，这就导致传统油气项目随着时间的推移，成本在不断提升。因此我们认为即使未来油气资本开支不断增长，但由于油田投资成本的提升，实际带来的投资效果降逐步减弱。
OPEC 继续加大减产力度。出于对高油价的诉求，12 月4 日的OPEC+会议决定维持200 万桶/天的减产政策不变（OPEC 减产 127 万桶/天，其他国家减产73 万桶/天），并将该产量政策一直延续至 2023 年底。并且 2023 年开始，OPEC 调价频率也将放缓，不再召开高频的月度会议调整产量政策，而是每6 个月举行一次部长级会议（ONOMM），每两个月举行一次欧佩克+联合部长级监督委员会（JMMC）会议，从而更加保证减产政策的稳定性。
从目前实施结果看，2023 年 2 月 OPEC 主要减产国原油产量相比2022 年8月减少约 76 万桶，维持较好的减产力度。近期沙特等 OPEC 成员国和非OPEC 成员国再次宣布削减产量，削减石油总量超 160 万桶/日。因此我们认为出于对高油价的诉求，OPEC 减产约束力仍在，对于油价可以起到良好的托底作用。
受制裁影响俄罗斯供给预期下降。欧盟第六轮对俄罗斯的制裁结果为2022年12月 5 日开启对俄罗斯海运原油的禁运，2023 年 2 月5 日实施对于俄罗斯海运石油产品的禁运，通过对海上运输保险的控制，对俄罗斯原油设定了60 美金的上限。后续俄罗斯的原油供应仍有较强不确定性，俄罗斯正在积极通过贸易转移的方式将原油卖到亚洲地区，预计随着全球原油贸易格局的重塑，制裁的影响也将逐步减弱，因此我们判断俄罗斯的产量受制裁影响会先呈现快速下滑，而后逐步修复。俄罗斯 1 月份的原油产品产量减少 0.36 百万桶/天至11.21 百万桶/天，其中原油产量为 980 万桶/日，石油液产量为 140 万桶/天。OPEC 预计，2023 年俄罗斯原油产品产量将下降 0.75 百万桶/天至 10.28 百万桶/天，但是由于东欧的地缘政治影响，俄罗斯的实际产量存在很多不确定性。
美国页岩油增速缓慢。自 2021 年下半年开始，美国多次释放战略原油，目前原油战略储备已经降至 4 亿桶以下，后续或进入补库周期。在页岩油方面，美国目前资本开支意愿仍然较低，仍不具备大幅增产的条件。根据EIA 的预测，2023年美国原油产量小幅增长 0.56 百万桶/天至 12.44 百万桶/天。
需求端：预期 2023 年表现疲软
2022 年海外的高通胀环境引发了以美联储为代表的海外央行的竞相加息，从而不可避免地带来了海外经济的衰退预期。根据 IMF 在2022 年10 月的预测，2022年与 2023 年全球 GDP 增速分别为 3.2%与 2.7%。由于原油需求增速与GDP 增速高度相关，因此 2023 年随着经济增速的放缓，预计原油需求表现也较为疲软。
国际主要能源机构预期 2023 年原油需求小幅增长。OPEC、EIA、IEA 分别在最新的月报中预期 2023 年原油需求为 101.77、100.82、101.6 百万桶/天，虽然比2022年有小幅增长，但相比之前预期有所下调，也体现了对于2023 年宏观经济的担忧。
现有政策环境下，原油需求达峰仍未来临，需求增长仍将持续。IEA 对于未来原油需求分为了三种情景：当前政策情景、气候承诺情景、2050 年净零排放情景。当前政策情景下，全球石油需求在 2023 年超过 2019 年的水平，需求在2030年代中期达到峰值，为 1.03 亿桶/日，然后到 2050 年略有下降，油价从2022年的非常高的水平下降到 2030 年的每桶 82 美元左右；气候承诺情景下，更强有力的政策行动导致全球石油需求在 2020 年代中期达到峰值，略高于2019 年的需求水平，然后在 2030 年降至 9300 万桶/日，2030 年油价降至65 美元/桶以下，此后随着需求下降，油价继续缓慢下跌；2050 年净零排放情景下，2021 至2030 年间需求平均每年下降 2.5%，2030 至 2050 年间每年下降不到6%，油价越来越多地由边际项目的运营成本决定，2030 年降至 35 美元/桶左右，2050 年降至24 美元/桶。
增储上产保障国家能源安全
由于资源禀赋的差异，我国是典型的“富煤、贫油、少气”的国家，因此一直以来石油和天然气对外依存度很高。截至 2022 年，中国原油对外依存度达到72%，天然气对外依存度达到 42%。
近年来，能源安全问题受到高度重视。2018 年 8 月，国家提出要站在保障国家能源安全高度，加大国内油气勘探开发力度，获得三大石油公司积极响应。2019年5 月，国家能源局提出“为进一步把 2019 年和今后若干年大力提升油气勘探开发各项工作落到实处，石油企业要落实增储上产主体责任，不折不扣完成2019-2025七年行动方案工作要求”。2022 年《政府工作报告》将能源安全上升至与粮食安全同等重要的战略高度，对保障我国能源安全、能源高质量发展提出了新要求。党的二十大报告提出，深入推进能源革命，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。
受政策影响，公司上游资本开支增长显著。2022 年公司勘探及开发板块资本支出人民币 833 亿元，主要用于顺北、塔河、胜利海上等原油产能建设，川西、涪陵、威荣等天然气产能建设，胜利济阳页岩油国家级示范区开发试验以及油气储运设施建设。2023 年计划勘探及开发板块资本支出人民币744 亿元，主要用于济阳、塔河等原油产能建设，川西等天然气产能建设以及油气储运设施建设。
在油价回暖和政策支持下，公司原油和天然气储量近几年呈现小幅增长的趋势。由于经济可采储量受油价影响较大，因此在油价暴跌时期公司储量呈现一定下滑，但近几年基本呈现稳定增长的趋势，并且从储量接替率上看，近几年除2020年低油价时期外，储量接替率均在 100%以上，意味着公司原油储量增长超过产量增长，增长潜力巨大。天然气方面，由于气价相对比较稳定，因此天然气可采储量呈现震荡上行的趋势，并且从 2019 年开始储量接替率一直维持在100%以上，公司天然气同样具备良好的增长潜力。
产量方面，公司原油产量近几年基本稳定在 2.8 亿桶左右，未来公司将聚焦提产能、控递减、增可采、降成本，加快济阳、塔河等产能建设，加强老区精细开发，预计 2023 年原油产量仍维持在 2.8 亿桶上方。 公司天然气近几年增长较为明显，2022 年产量达到354 亿方，同比增长4%。未来公司将加快川西海相、鄂北等产能建设，推动天然气效益上产；多元化拓展天然气资源渠道，培育发展优质客户，持续完善天然气产供储销体系。预计2023年公司天然气产量达到 366 亿方，继续维持稳定增长。
原油加工量小幅增长，单位炼油利润相对稳定
上市以来，中国石化原油加工量呈现稳步上涨的趋势，但是近几年基本稳定在2.4亿吨左右，并且由于自身资源禀赋的限制，83%的原油来自于外购。2022年公司原油加工量为 2.42 亿吨，规划 2023 年原油加工量2.50 亿吨，同比小幅增长。
公司成品油产量基本呈现稳定增长的趋势，2020 年以来，由于疫情对成品油需求影响较大，成品油整体产量有所下滑。2022 年公司成品油产量1.4 亿吨，其中汽柴煤分别为 0.59/0.63/0.18 亿吨，规划 2023 年成品油产量1.46 亿吨。公司成品油结构在不断优化，柴汽比已经下降至 1 左右，意味着公司装置灵活性更高，可以根据市场情况更加自由的调整产品结构，从而提高经营业绩。
历史上看，在 40-80 美金的油价下，公司炼油盈利相对较好，主要与我国成品油定价机制有关。根据《石油价格管理办法》，汽、柴油最高零售价格以国际市场原油价格为基础，考虑国内平均加工成本、税金、合理流通环节费用和适当利润确定，当国际市场原油价格低于每桶 40 美元(含)时,按原油价格每桶40美元、正常加工利润率计算成品油价格；高于每桶 40 美元低于80 美元(含)时,按正常加工利润率计算成品油价格；高于每桶 80 美元时,开始扣减加工利润率,直至按加工零利润计算成品油价格；高于每桶 130 美元(含)时,按照兼顾生产者、消费者利益,保持国民经济平稳运行的原则,采取适当财税政策保证成品油生产和供应,汽、柴油价格原则上不提或少提。
供需错配下，传统炼厂利润有望提升
国内成品油供给受限，传统型炼厂利润随经济修复而提升
政策方面，根据国务院颁布的《2030 年前碳达峰行动方案》，到2025 年国内原油一次加工能力控制在 10 亿吨以内，主要产品产能利用率提升至80%以上。根据卓创资讯，2022 年国内原油一次加工能力达 9.53 亿吨，原油加工量6.76亿吨，产能利用率 71%，产能基本已经接近天花板，因此新增炼化项目需要靠现有产能置换。
从企业的角度看，一般情况下化工品的盈利是高于成品油，因此国内如民营大炼化等新进炼厂成品油收率都相对较低，盈利能力好于传统型炼厂。与此同时，大炼化与传统型炼厂也纷纷采取“降油增化”措施，逐步降低成品油收率，加大化工品收率来提升盈利能力。因此对于成品油来说，未来国内供给将逐步收缩。
2022 年在油价上涨以及需求受疫情抑制的影响下，国内炼油企业盈利大幅下滑，但随着油价的回调，炼油利润快速恢复，并且随着需求的逐步向好，炼油利润水平也出现了大幅提升，目前已经达到近 5 年来的最高水平。未来随着经济复苏，预期炼油利润将非常可观。
全球炼油产能紧张，成品油海外销售利润可观
近年来，受疫情和“碳中和”政策影响，全球越来越多的炼油能力逐步被淘汰。2020 年和 2021 的炼油产能增加水平明显低于 2019 年的水平，其中2021年北美、欧洲和亚洲共有 180 万桶/日左右的炼油能力被淘汰，导致全球炼油能力30年来首次出现净下降。预计 2022 年将有 100 多万桶/日的产能退出，一定程度上抵销炼化产能的增长。2022 年后，新增产能的速度可能会放缓，未来几年炼油投资或将减少。
2021 年由于汽油和石脑油等较轻产品的裂解价差较好，炼油厂利润率已经出现上升趋势，并且在 2022 年的前几个月，柴油和煤油的裂解价差也因俄乌冲突而急剧上升。鉴于石油需求前景的不确定性，即使我们发现成品油裂解价差表现强劲，但并不意味着未来几年在炼油领域会有更高的投资。许多炼油商正在寻求扩大低碳业务，投资可能集中在可再生生物燃料、塑料回收和低碳氢气等。因此，海外成品油裂解价差由于供需错配，利润可能会较长时间维持在较高水平，国内有成品油出口配额的企业将会十分受益。
中国石化在成品油出口配额中基本占到 40%以上的份额，2023 年第一批成品油配额中，公司获得 741 万吨，同比增长 72%。在海外成品油裂解价差较高的情况下，公司盈利有望进一步提升。
炼油成本端：沙特官价升水回调显著，VLCC 运费仍处高位
2022 年二季度以来，考虑到俄乌冲突对油价的提振，沙特大幅上调官价升水，但是从四季度以来，考虑亚洲需求较弱以及俄罗斯受西方制裁以后油品会更多流入亚洲，尤其是印度、中国等国对于低价油品有强烈偏好，因此沙特官价升水在逐步回调。2023 年 4 月轻/中/重油的升水分别达到 2.5/2.5/0.75 美元，相比2022年 5 约月的 9.35/9.3/7.95 已经呈现明显的改善。
运费方面，2022 年下半年开始，在俄乌冲突的影响下，中东和美湾原油出口增加带动 VLCC 运费呈现出历史性的涨价行情。随后在俄油禁运、欧佩克+减产以及美国储备释放量减少导致海运量下降之后，VLCC 运费又呈现快速下跌。但是从今年2 月以来，在中国、欧洲进口需求的带动下，VLCC 运费再次快速上涨，目前运费已经超过 7 万美元/天，处在历史高位。
疫情修复下成品油销售有望回暖
2020 年以来，在疫情影响下，公司成品油销售受到一定抑制。2022 年公司实现境内成品油销售 1.63 亿吨，其中零售 1.07 亿吨，直销及分销0.56 亿吨，均小幅下滑。公司加油站单站年均加油量也出现明显下滑，2022 年单站加油量达到3470吨，比疫情前的水平大约下降 500 吨左右。2023 年在疫情修复下，预计随着国内出行需求的恢复，成品油销售量将有所提升，公司规划2023 年境内成品油经销量1.75 亿吨。
2022 年年初开始成品油批零价差一路走高，尤其二季度受高油价和疫情影响，成品油需求下降导致批发价格下滑，批零价差大幅拉升至历史高位，三季度以后随着油价下跌，批零价差收窄。今年以来，成品油批零价差有所回升，全年有望维持在合理区间，中国石化销售业绩存在一定支撑。
非油业务快速发展
易捷创立于 2008 年，是中国石化非油品业务的运营主体。2014 年3 月，中石化易捷销售有限公司揭牌成立，标志着中国石化非油品业务向市场化、专业化发展。易捷不断扩大便利店业务规模，以 2.8 万座便利店高居全国连锁便利店数量排行榜榜首；培育自有品牌，孵化了卓玛泉、长白山天泉、鸥露纸、赖茅酒、三人炫、澳托猫汽服、易捷咖啡等子品牌；发展汽服、餐饮、广告、金融等多种业态，建设加油站汽服网点 9100 余座，拓展餐饮门店 1300 余座，开发广告媒体15万块；积极打造全国统一线上平台和会员体系，推出易捷国际跨境商城，构建“易捷自提、易捷到车、易捷到家”等全渠道消费场景，目前全国全渠道会员超2亿。2022年易捷品牌价值达到 197.53 亿，并荣获“2021 我喜爱的中国品牌”称号。
从经营业绩上看，非油业务的经营质量和效益持续提升。2022 年中国石化非油业务收入达到 381 亿元，同比增长 7.6%，单店年收入达到135 万元，同比增长6.8%；非油业务利润达到 43 亿元，同比增长 4.9%，单店年利润达到15 万元，同比增长4.1%。
传统化工品新增产能较大，压力突出
公司化工板块产品主要为乙烯、合成树脂、合成纤维单体及聚合物、合成纤维、合成橡胶等。公司化工品近几年产量相对稳定，总产量基本维持在8000 万吨以上，其中乙烯产量逐年增长，2022 年达到 1344 万吨，规划2023 年乙烯产量1400万吨，带动化工品整体产量持续提升。 在利润表现上，化工品受自身供需的景气度以及上游油价的波动影响较大，油价缓慢波动下对于化工品盈利影响不大，但是高油价下化工品利润受到一定挤压，因此随着油价高位回调，2023 年化工品的成本压力有望减轻。
从大宗化工品的产能增长上看，目前大宗化工品在建产能较大，虽然部分项目存在延期的可能，但是整体看未来供给压力较大，因此我们认为大宗化工品中短期可能会维持较低的利润。
大力发展新材料，提升化工附加值
近年来，公司化工业务坚持“基础+高端”战略，不断加快科技创新，密切产销研用结合，加大高端产品和高附加值材料研发力度，努力填补技术空白，着力扩大高端市场份额。公司不断提升光伏级 EVA、茂金属聚烯烃、顺丁橡胶等高附加值产品产量，合成树脂、合成橡胶、合成纤维和精细化工高附加值产品比例也在稳步提升。公司化工板块资本开支从 2021 年开始大幅提升，体现了公司发展高端化工品的决心。
为积极响应国家能源转型战略号召，助力实现“双碳”目标，公司以5.36元的价格向大股东中国石化集团定增 120 亿用于清洁能源、高附加值材料等方向的业务发展升级。其中高附加值材料项目主要包括三项：茂名分公司炼油转型升级及乙烯提质改造项目、茂名分公司 5 万吨/年聚烯烃弹性体（POE）工业试验装置项目、中科（广东）炼化有限公司 2 号 EVA 项目。
茂名分公司炼油转型升级及乙烯提质改造项目内容包括炼油转型升级部分和乙烯提质改造部分，募集资金主要投入乙烯提质改造部分中的热塑性高分子新材料装置等高附加值材料相关方向，产品主要用于新能源汽车、精密仪器、电子电器等领域。 茂名分公司 5 万吨/年聚烯烃弹性体（POE）工业试验装置项目主要建设内容包括新建 5 万吨/年 POE 装置及配套的公用工程及辅助设施，项目的产品主要用于高效电池封装胶膜、热塑性聚烯烃弹性体、聚合物改性、汽车、电线电缆等领域。中科（广东）炼化有限公司 2 号 EVA 项目主要建设内容包括新建1 套10万吨/年EVA 装置及配套辅助公用设施，项目的产品主要用于光伏电池、功能性薄膜、热熔胶、电线电缆等领域。
POE 生产技术壁垒高，全球量产企业数量少，市场主要被陶氏化学、埃克森美孚、三井化学、SK 等少数美日韩企业所占据。中国石化在POE 领域有望率先突破，2022年 9 月茂名石化 1000 吨/年 POE 中试装置已一次开车成功，并且在2023年3月正式开工 5 万吨/年 POE 工业试验装置项目，预计2025 年建成投产，规划生产3万吨 1-辛烯弹性体和 2 万吨 1-丁烯弹性体。此外公司在天津南港120 万吨乙烯项目中，也规划了 10 万吨 POE 和 20 万吨α-烯烃。
假设前提
我们的盈利预测基于以下假设条件： 勘探开发业务：假设公司国内原油产量维持 2%左右的稳定增速，海外原油产量维持 3000 万桶，2023-2025 年整体原油产量达到 2.80/2.85/2.90 亿桶。由于天然气未来需求增长相对较快，预期公司天然气产量维持5%左右增速，2023-2025年产量达到 366/384/403 亿方。销售价格方面，我们预期未来油价中枢较为稳定，2023-2025 年达到 80/80/75 美元/桶，天然气价格高位稳定下降，自产气价格分别达到 1.70/1.65/1.60 元/方。成本端，油气操作成本小幅下降，2023-2025年分别达到 16/15/14 美元/桶油当量。测算 2023-2025 年公司勘探开发业务收入达到 3,179/3,193/3,089 亿元，毛利率为 29.82%/30.79%/29.22%。
炼油 业务： 假设 原油加工 量维持 2%左右 的增速，2023-2025 年分别达到2.50/2.55/2.60 亿桶。成品油销售价格跟随油价下跌，但是由于成品油需求回暖，裂 解 价 差 整 体 提 升 。 测 算 2023-2025 年 公司炼油业务收入达到14,490/14,783/14,489 亿元，毛利率为 20.25%/20.29%/21.21%。销售业务：假设成品油销售量维持 2%左右的增速，非油业务由于基数小、市场空间大，假定维持 8%收入增速。销售价格同样随油价下跌，但是批零价差有所提升，利润小幅提升。测算 2023-2025 年公司销售业务收入达到16,542/17,083/17,149亿元，毛利率为 6.60%/6.65%/6.90%。 化工业务：假设化工品产量维持 2%左右的增速，2023-2025 年产量分别达到8,200/8,364/8,531 万吨。化工品价格受供需过剩影响有所下跌，并且在油价较高水平下利润受到挤压，因此我们认为 2023-2025 年化工品利润维持低位。测算2023-2025 年 公 司 化 工 业 务 收 入 达 到 5,439/5,300/5,153 亿元，毛利率为0.72%/0.40%/0.98%。
其他业务：主要包括附属公司的进出口贸易业务及本公司的研究开发活动以及总部管理活动，盈利能力相比主营业务较低，假定公司其他业务收入整体维持相对稳定，收入规模维持在 15,000 亿元左右，毛利维持200 亿元左右。综上所述，考虑到各项业务的分部间抵销，预计 2023-2025 年公司实际营收合计31,849/32,312/32,153 亿 元 ， 同 比 -4.02%/1.45%/-0.49% ，毛利率为16.37%/16.53%/16.82%。
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