中国报告大厅网讯，石油和天然气开采作为能源产业链上游核心环节，国内竞争格局长期呈现国有资本主导、分层运营的特征，行业进入壁垒高，核心资源掌握在少数国家级能源集团手中，地方主体仅依托区域资源禀赋开展细分领域运营。国内行业监管核心机构为国家能源局、自然资源部，行业统计数据主要来自国家统计局、中国煤炭工业协会、国际能源署等权威机构，行业边界清晰，数据可追溯性较强。

一、市场主体层级结构

1.1 国家级头部玩家

1.1.1 全产业链资源垄断

石油天然气开采行业属于资源依赖型行业，探矿权、采矿权的获取是行业开展运营的核心前提，国内油气矿权主要集中于中石油、中石化、中海油三家国家级能源集团，三家企业掌控国内超过95%的已探明油气储量，从勘探开发到运输销售全产业链布局，具备资金、技术、资质等多重壁垒，中小资本难以进入核心资源领域。国际能源署（IEA）发布的2025年全球油气市场报告显示，全球已探明常规油气储量中，国有控股企业掌控占比超过70%，中国市场的集中度远高于全球平均水平，这与国内能源安全战略的布局直接相关，三家头部企业不仅承担商业开采职能，还承担能源保供的政策性职能，在国际油价波动阶段需要维持稳定开采供给，保障国内下游化工、交通等领域的能源需求。

头部企业的优势不仅在于资源储备，还在于勘探开发技术的积累，针对页岩油气、深海油气等非常规油气资源的开采，头部企业已经完成了核心技术的国产化替代，降低了对海外技术装备的依赖，开采成本持续下行，在国际油价波动周期内具备更强的抗风险能力。中小主体缺乏技术研发投入能力，仅能在已开发的成熟矿区开展边际开采，盈利空间受油价波动影响更大。头部企业每年的勘探开发投入超过千亿元，持续新增探明储量，保障产能的有序接替，中小主体基本没有大规模勘探投入的能力，仅能盘活现有存量资源，产能增长空间十分有限。行业的进入壁垒还体现在环保要求方面，油气开采项目需要通过严格的环保审批，对废水、废气、固废的处理要求较高，中小主体很难承担大规模环保改造的成本，这也进一步巩固了头部企业的垄断地位。

1.2 地方区域型玩家

1.2.1 细分区域深耕运营

国内地方型油气开采主体多依托区域内煤炭产区的煤层气（煤矿瓦斯）资源开展运营，属于非常规天然气开采的细分领域，代表性企业多集中于山西、内蒙古等煤炭主产区，主要产品为煤层气，抽采后净化处理可以作为天然气对外销售，既解决了煤矿开采的安全问题，也新增了清洁能源供给，符合国内双碳战略的发展方向，能够获得一定的政策支持。蓝焰控股作为山西地区代表性的上市油气开采企业，核心业务就是煤层气勘探开采与销售，属于典型的地方区域型玩家，企业运营范围集中于山西省内，依托晋能控股集团的煤炭资源布局开展业务，员工结构中生产人员占比超过五成，符合重资产生产型行业的特征。

拆解蓝焰控股2024年四个季度的营业收入数据，观察其全年生产运营的节奏，国内煤层气开采受冬季供暖需求影响，通常第四季度需求更高，但2024年第四季度营收出现明显下滑，背后与国内天然气价格的波动直接相关，2024年国际天然气价格持续低位运行，国内LNG进口量维持高位，挤压了国内非常规天然气的市场空间，导致国内煤层气销售价格出现下调，进而影响了企业第四季度的营收表现。

季度	2024年营业收入（元）
第一季度	570572885.68
第二季度	588472970.55
第三季度	636713636.92
第四季度	470153402.54

2024年蓝焰控股四个季度营收呈现先升后降的走势，第三季度营收为全年最高，主要因为开采企业会在供暖季来临前提前增产备货，保障冬季市场供给，第四季度营收下滑除了价格因素，也不排除部分资源区块进入产能衰减周期，产量出现自然下滑，这一现象在成熟矿区较为常见，仍有待后续产能接替项目落地改善。地方主体普遍依赖单一区域的资源，产能调整空间有限，很难通过跨区域布局对冲单一区块的产能波动，这也是地方主体竞争中的天然劣势。

二、竞争格局核心特征

2.1 区域资源禀赋分层

2.1.1 资源集中于北方产区

国内已探明油气资源分布呈现明显的北多南少、西多东少的特征，石油资源主要集中于东北的松辽盆地、西北的塔里木盆地、华北的渤海湾盆地，天然气资源主要集中于西北的鄂尔多斯盆地、四川盆地以及南海海域，从省级行政区来看，陕西、新疆、黑龙江、山西四省的油气产量占全国总产量的比重超过七成，区域资源禀赋直接决定了竞争格局的区域分布，北方产区的油气开采企业数量更多，产业密度更高，南方地区除了南海近海油田，内陆地区油气资源储量较少，开采规模整体偏小。

资源分布的不均衡也导致了竞争主体的区域分布不均衡，地方型油气开采企业全部集中于北方煤炭油气主产区，南方地区没有成规模的地方油气开采主体，全部由三家国家级头部企业布局开发，部分南方省份甚至没有规模化的油气开采产能，全部依赖跨区域管道输送。这种区域分层的格局短期内难以改变，因为油气资源属于不可再生资源，新探明储量的增长速度远低于开采消耗速度，现有已开发区块的产权已经基本固定，新进入者很难获得优质的矿权，也就无法改变现有的区域竞争格局。近年来南方地区页岩油气勘探不断有新的发现，但整体储量规模仍然不足以改变行业的区域分布结构，勘探开发的成本也远高于北方成熟产区，短期内难以实现规模化开采，对现有竞争格局的影响尚不明确。部分资本尝试进入非常规油气开采领域，但受矿权、技术、成本等多重因素限制，始终没有形成规模化的产能，也没有改变现有竞争分层的结构，国内竞争格局的稳定性较强。

2.2 主体盈利表现分化

2.2.1 上市主体盈利变动

国内油气开采行业的盈利水平直接与国际油价挂钩，油价上行周期全行业盈利上涨，油价下行周期全行业盈利收缩，但不同层级主体的盈利波动幅度存在明显差异，国家级头部企业因为全产业链布局，下游炼化板块可以对冲上游开采板块的盈利波动，整体盈利稳定性更强，地方型主体仅专注上游开采环节，没有下游业务对冲，盈利波动幅度更大。蓝焰控股作为公开上市的地方油气开采主体，披露的2023年、2024年完整财务数据可以清晰反映地方主体在油价下行周期的盈利变动情况，2024年国际油价较2023年出现小幅回落，国内天然气价格也同步下调，直接影响企业的营收和利润水平，各项核心财务指标均出现不同程度的下滑。

指标	2023年数值（元）	2024年数值（元）
营业收入	2381454251.72	2265912895.69
归母净利润	540209853.46	434429403.89
扣非归母净利润	508111222.64	402066016.93
总资产	11829330343.58	11396925353.35

对比营收和净利润的变动幅度可以发现，净利润的下滑幅度远高于营收下滑幅度，一方面因为油气开采行业属于固定成本占比较高的行业，营收下滑会带来利润的放大效应，另一方面2024年部分开采装备的维护成本出现上涨，进一步挤压了利润空间，这一特征也符合地方中小油气开采主体的盈利规律，没有全产业链的对冲机制，盈利弹性更大。

员工结构层面，蓝焰控股2024年末员工总数2087人，其中生产人员1049人，技术人员226人，销售人员仅31人，反映出油气开采行业生产驱动的核心特征，销售端不需要大量人员布局，核心竞争力在于生产端的资源开发效率和成本控制能力。企业2024年利息偿付率和贷款偿还率均为100%，说明企业现金流保持健康，虽然盈利下滑，但债务履约情况良好，抗风险能力仍然维持在较高水平。计入当期损益的政府补助2024年为31400406.39元，较2023年的34175670.46元略有下滑，政府补助占归母净利润的比重约为7.2%，对企业盈利的影响有限，补助资金主要用于补贴煤层气抽采的环保项目，符合行业的政策导向，煤层气抽采可以降低煤矿开采的瓦斯安全风险，同时减少甲烷直接排放，具备环保和安全双重效益，因此长期获得政策支持。近年来地方煤层气开采企业持续推进智能化改造，提升开采效率，降低人工成本，蓝焰控股技术人员占比已经超过10%，说明企业也在逐步提升技术投入，应对成本上涨的压力，这一转型方向也代表了地方主体的普遍选择，在现有资源框架下通过技术升级降本增效，维持盈利水平。

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• 国内石油和天然气开采CR3超95%，国有头部企业占据绝对主导地位，竞争格局长期稳定
• 地方区域型主体仅依托区域资源深耕细分领域，无全产业链对冲，盈利波动幅度更高
• 地方上市主体2024年营收同比降4.85%，归母净利润同比降19.58%，受能源价格波动影响明显