我国炼油工业发展现状与展望

我国炼油工业发展现状与展望

1油产量和质量是国内大陆开放的主要动机2009年，中国成为世界上最大的石油省份，油压机能力为4.7810吨。a、原油产量和质量完全符合中国的需求，出口到国际市场。“十二五”期间,我国炼油工业既面临着石油资源不足和节能减排等因素的制约,又承担着推动国民经济发展的重任,挑战与机遇并存。本文分析了我国炼油工业的发展趋势,以期为该领域的可持续发展提供借鉴。2世界炼厂数量、结构变化情况2009年世界炼油能力达到43.61×108t/a,比上一年增加了8099×104t/a,同比增长1.9%,增幅超过2006~2008年增量的总和,创4年来增长新纪录。新增炼油能力主要来自亚洲、北美和中东地区,分别新增产能5448.5×104t/a、1260.0×104t/a和1045.7×104t/a,分别占全球新增炼油能力的67.3%、15.6%和12.9%;其他地区仅新增344.8×104t/a,占4.3%。截至2009年,全世界共有炼厂661座,与1999年相比减少94座,其中亚太地区由203座减至161座,北美地区由182座减至154座,其他地区合计由370座减至346座。以埃克森美孚公司为首的全球炼油能力居前25位的公司占全球总炼油能力的份额达到60.5%,比1997年的49.3%提高了11.2个百分点。2009年全球炼油能力在2000×104t/a以上的炼厂数量达到21座,比1997年增加了10座。2009年世界前10大炼油公司原油加工能力见表1,世界前10大炼厂见表2。2009年全球炼厂新建和扩建项目活动有所下降,一些项目甚至被取消。其中,沙特、卡塔尔、阿联酋和安哥拉的一些炼油项目计划暂时推迟1~2年,欧美等发达国家基本没有新建炼厂计划,投资更多地集中在装置的升级和扩建方面;新建炼厂主要集中在新兴经济体国家,亚太、中东等地区炼厂建设项目将继续推进并陆续投产。2009年世界炼厂新建和扩建项目见表3。除了已经形成的一体化炼化中心,如美国墨西哥湾沿岸、韩国蔚山、日本东京湾地区、新加坡裕廊岛、比利时安特卫普地区等以外,中国的杭州湾、印度的贾姆讷格尔、沙特的朱拜勒等地区正逐步形成大型炼化基地。2009年美国、欧洲和日本等国家和地区石油需求持续低迷,世界炼油能力同时又在急剧增加,主要油品与原油价差严重收窄,全球炼厂装置开工率连续第4年下降。与2005年相比,2009年OECD国家炼厂装置开工率由88.1%降至50.4%,北美地区由92.4%降至82.4%,西欧由88.0%降至79.0%,亚太地区由91.0%降至78.5%。为了削减生产成本、减少资本支出,世界许多炼厂关停或部分装置关停,2009年美国、欧洲、日本关停的炼厂见表4。炼厂数量的减少使得2009年世界炼厂的平均规模达到660×104t/a(1999年为539×104t/a),较2008年的653×104t增长1%。预计2011~2012年世界原油价格将基本维持在80~90美元/bbl之间,全球主要地区炼油毛利仍将较低,世界炼油能力过剩、开工率较低的状况难以根本改变。同时,成品油供应过剩逐渐凸显,以亚太地区为例,预计2015年印度、韩国、新加坡、日本和中国台湾省等国家和地区的成品油过剩量将达到12100×104t,区域市场竞争激烈。3中国石油工业的现状和发展3.1中国原油生产能力2000~2009年,我国坚持以资源为基础,以市场为导向,按照贴近资源、贴近市场的原则,加大炼油产业布局调整力度,原油加工布局逐步向运输便利、市场需求旺盛的东部沿海地区转移,已在环渤海、长三角和珠三角地区初步形成了三大炼化企业群,形成了以东部为主,中、西部为辅的梯次分布。2005~2009年我国原油加工能力年均增长率为10.17%,2009年新增原油一次加工能力4500×104t/a(广东惠州炼化、福建炼化、独山子炼油扩建项目、天津炼油等大型炼油装置相继建成),炼油能力达到4.78×108t/a,成为全球第二大炼油国。我国原油加工能力按地区划分,主要集中在华东、东北、华南地区(见表5);按企业划分,主要分布在中国石化、中国石油、中国海油及地方炼油企业中(见表6)。17家千万吨级以上炼厂(中国石化11座,中国石油5座,中国海油1座)的整体炼油能力约2.25×108t/a,约占全国总炼油能力的50%;2010年全国前10大炼油企业的整体炼油能力约占全国总能力的30%(见表7)。目前,我国炼油工业已经基本立足国内技术,85%以上的炼油催化剂采用国产化产品。除国有大型石化企业外,我国还有177家地方炼油企业,主要分布在山东(37家)、辽宁(15家)、广东(14家),大部分实际加工能力都不足100×104t/a,2009年开工负荷率约在40%。地方炼厂的油源主要来自三个方面:国家计划内的配额原油(仅能满足总加工能力的1/5);亚洲、俄罗斯等地区进口的燃料油;回收分散于主要油田核心区之外的“散井”的原油。除延长石油集团外,2009年我国前10大地方炼厂一次加工能力达到3870×104t/a,占全国地方炼厂总能力的74.27%,见表8。表9给出了我国“十二五”期间主要的千万吨炼油建设项目。根据国家石化产业振兴规划,未来我国十大炼油基地为宁波、上海、南京、大连、茂名、广州、惠州、泉州、天津、曹妃甸,其中宁波、上海、南京、大连的规模将大于3000×104t/a,其余的规模大于2000×104t/a。根据上述炼油项目建设规划情况,以及考虑到国家宏观调控的影响,预计2015年我国炼油能力将达到5.8×108t/a,成品油加工能力约3.5×108t/a。其中,外资在我国的权益能力将从2009年的1050×104t/a增至3150×104t/a,约占全国总能力的5.4%。考虑到中东地区炼油装置的集中投产,我国成品油市场将面临激烈竞争。3.2消费领域的需求增长2009年我国原油加工量约3.75×108t,成品油产量约2.27×108t,同比增长9.1%,成品油产量和质量完全可以满足国内需求并出口国际市场。2009年我国汽油、煤油、柴油三大类油品整体供应略有盈余,成品油供需平衡情况见表10。2009年我国炼油装置平均开工率为78.4%,较2008年下降4.6个百分点,其中中国石化83.7%,中国石油83.3%,其他炼厂平均为60.7%。在汽车消费领域,由于2010年购置税、“以旧换新”、汽车下乡等政策的相继结束,2011年国家将鼓励新能源和节能汽车的销售,大城市陆续出台限车政策等因素的综合影响,预计2011年国内汽柴油需求量约为1.6×108t,同比增长14%,较2010年放缓3个百分点。在工矿企业和建筑施工消费领域,受2009年以来的工业产能大规模扩张的结束以及近期出台的货币流通性收紧和加大对房地产调控等因素的影响,上述消费领域需求增长同比减少8.0%和3.8%。预计2015年我国石油需求约5.5×108t,成品油需求约3.0×108t,成品油需求增长有可能放缓,炼油能力将继续保持较快增长,市场供需总体上趋于宽松,资源充裕是市场的基本形势,将呈现出供大于求的局面。3.3国内原油对外依存度2003~2009年期间,我国石油进口量增加1.13×108t,进口依存度上升15.3个百分点。2009年我国原油表观消费量约38811×104t,原油进口量20379×104t,原油出口量517×104t,净进口量19862×104t,原油进口量首次超过国内原油产量,原油对外依存度超过50%。“十二五”期间,国内炼厂仍将主要立足于加工进口原油,原油对外依存度可能达到70%。成品油主要满足华东地区、中南地区和西南地区的消费需求,成品油进出口仍将只作为辅助手段,进行品种和有限数量的调剂。4多因素对我国现行在老“十二五”期间,我国炼油工业将进入由大走强的发展时期,在保持整体行业的平稳较快发展的同时,需要持续提升盈利能力和国际竞争力,真正实现由炼油大国向炼油强国的转变。我国炼油工业主要面临三方面的挑战:首先,石油资源紧缺依然是制约我国炼油工业发展的主要因素;其次,低碳经济对炼油工业的要求将提高原油生产加工成本;另外,多边自由贸易区的建立促使我国炼油工业多元化竞争。在此背景下,笔者认为“十二五”期间我国炼油工业的发展趋势如下。4.1宏观调控措施与区域经济协调发展按照石化产业振兴规划,我国将对炼油行业采取区域等量替代方式,淘汰100×104t/a及以下低效落后炼油装置,并引导100×104~200×104t/a炼油装置关停并转,防止以沥青、重油加工等名义新建炼油项目。预计2015年炼油能力将达5.8×108t/a,主要建成环杭州湾(含长三角)、珠三角、环渤海和西北炼化工业区,形成与区域经济协调发展和配套的基本格局。炼厂的规模化程度、炼化一体化程度、产业集中度及集约化程度、油品质量都将进一步提高。现阶段,除山西、云南、贵州及西藏外,我国其他省(市、自治区)均有炼厂,炼油行业已经出现加工能力总量相对过剩而有效综合加工能力不足、整体较为分散等问题。宏观调控措施与地方发展经济、争建项目的积极性在短期内难以协调一致,一些企业为抢占市场进行改扩建,也不利于我国炼油行业的整体合理布局,将导致炼油能力过剩、供需失调。炼油发展的总规模要坚持与原油资源相结合、与成品油消费市场相适应的原则,加强对炼油能力总量的宏观调控,对新增炼油一次能力项目进行集中管理和审批,避免无序扩张带来的产能过剩局面,实现资源的高效综合利用,与区域经济协调发展。我国炼油能力的发展规模直接取决于国内油品的消费需求,整体产业的发展规模应该在全球市场背景下进行考虑,立足我国石油资源缺乏的现实基础,优先保障国家经济的安全运行。在国际市场上采购成品油和化工产品也是一条可以积极探寻的低碳绿色发展道路。4.2经济效益分析据统计,我国GDP每增长1%,成品油需求增长0.5%,石化产品需求增长1%。在保证交通运输用燃料供应的同时,炼化一体化型炼厂提供优质化工原料,有利于原料的优化配置和综合利用,提高资源利用率,共享公用工程,减少库存和储运费用,降低运输成本;可使炼厂10%~25%的低价值油品变成高价值的石化产品,对联合化工厂的回报率可提高2%~5%,提高炼油化工企业的整体经济效益。装置结构调整方面,东部沿海地区炼厂将大力提高液体收率(国外轻油收率先进水平超过80%,我国轻油平均收率约74%),最大限度生产运输燃料和化工用油;内陆地区炼厂以提高油品质量为主要目标,适当增加高辛烷值汽油组分及煤油、柴油加氢精制装置的生产能力。产品结构调整方面,将提高高标号车用汽、柴油和高档内燃机润滑油在产品中的比重,满足汽车工业发展要求;并经济可行地提高化工用油产量,以满足石化产业发展需要。4.3石油资源开发将成为国际的主流力量原油资源短缺和保持国民经济平稳快速发展的现实矛盾,决定了未来10年我国原油对外依存度有可能相继突破60%和70%。本世纪以来,中国在石油进口来源多元化上取得了相当大的成绩,在这方面明显优于地缘条件相近的石油进口大国日本和韩国,甚至也优于地缘条件较好的印度。“十二五”期间,我国将加大对石油资源的勘探开发力度,同时支持企业到境外开展资源开发。预计2011~2013年国际油价将基本维持在80~90美元/bbl之间。对于国内炼厂而言,80美元/bbl的原油价格是炼厂保有利润的上限,原油价格超过80美元/bbl将在一定程度上影响国内炼油产量。国内炼厂应该加强长期合同的签订,保障采购渠道畅通和供应充足,将更多资金向市场终端转移,使国内市场供需维持在较为合理的水平。4.4车用汽油和柴油的质量标准提高车用燃料质量,降低汽车尾气排放中硫化物、氮化物、一氧化碳及颗粒物的含量,生产清洁油品是我国炼油工业的发展重点。生产清洁汽油的关键是降低硫、烯烃和苯的含量,同时保持或提高辛烷值需要开发低成本的催化技术,通过有效的催化异构化等途径恢复或增加汽油组分的辛烷值;生产清洁柴油要降低硫含量和芳烃含量,关键是要开发深度甚至超深度脱硫、深度脱芳、提高十六烷值和降低柴油密度的催化技术。在发展低碳经济、实现可持续发展的背景下,受环保法规和燃料质量要求的推动,全球车用汽油和柴油质量提升十分迅速,我国油品质量升级步伐也明显加快。2009年我国汽油执行GB17930—2006标准(国Ⅲ标准,相当于欧Ⅲ标准),要求硫含量不大于0.015%,苯含量不大于1.0%,烯烃含量不大于30%。目前GB17930—2011《车用汽油》(国Ⅳ标准,相当于欧Ⅳ标准)已颁布,并且北京、上海及广州等城市已开始执行,要求硫含量不大于0.005%。2011年7月开始车用柴油强制执行GB19147—2009标准(国Ⅲ标准,相当于欧Ⅲ标准),要求硫含量不大于0.035%,稠环芳烃不大于11%,十六烷值为51。预计“十二五”期间将颁布相当于欧Ⅳ标准的国Ⅳ柴油标准,要求硫含量不大于0.005%。到2015年全国炼油企业均需满足生产国Ⅳ标准汽柴油的要求,逐步缩小与发达国家成品油质量之间的差距。制定油品质量标准要充分考虑国内外的差别、国内不同地区的差别,对油品中各项污染物指标一味跟随国际先进水平未必恰当。其中,我国汽油质量升级政策的实施应以大城市为主,以提高汽油质量标准为重点;柴油在国内消费构成中以农机、船舶、铁路、建筑、发电等非车用柴油所占比例较高,消费区域主要在城际交通、农村和矿业地区,污染影响较小,污染物排放相对低于汽油机,相关质量升级可考虑适度放缓;对于目标市场主要在东部地区和国际市场的炼厂,产品质量要紧跟世界先进水平,提高国际市场上的竞争力。4.5渣油加氢工艺技术我国加工原油劣质化趋势显著,原油性质逐年变重,硫含量、酸值逐年上升。我国原油的减压渣油含量较大,如大庆和胜利原油含量分别占到38%和40%。2009年中国石化炼油企业加工的高硫、高酸劣质原油比例达到49%,含硫、含酸以上原油的比例达到80%。大力发展各类加氢工艺,采用劣质、重质原油生产清洁油品将成为我国炼油工业发展的必然趋势。由于渣油分子结构复杂,杂质含量高,加氢反应难度大,渣油加氢催化剂、工艺及工程设计制造的技术难度都很大,国际上只有少数几家著名跨国公司真正掌握渣油加氢成套技术。目前,中国石化炼厂加氢能力占一次加工能力的比例超过50%。“十二五”期间,我国炼厂要积极开展沸腾床渣油加氢等新工艺研究,打造应对资源多元化的炼油技术研发平台,不断提高资源综合利用率,把重质、劣质原油尽可能多地转化为优质成品油和化工原料,真正实现由炼油大国向炼油强国的转变。4.6养老保险技术“十一五”期间,石化行业将节能减排作为发展重点,遏制了能源过度消耗的上升势头,污染物排放也有所下降。2007年原油加工行业单位综合能耗为75.16kg标油/t,比2006年下降2.28%。2006年亚太地区炼油业平均能量密度指数为90.9,先进水平为81.0;2008年我国19家大型炼油企业平均能量密度指数为83.55,先进水平达到65.80。在亚太地区,我国部分企业进入炼油先进行列,整体产业在节能方面仍有较大上升空间,预计2015年我国炼油行业单位综合能耗将降至60kg标油/t。4.7发展燃料的相关政策2003年以来,逐步走高的国际油价促使替代燃料在全球快速发展。2006~2010年间,我国政府采取多项政策措施引导替代燃料逐步走向规范和健康的发展轨道。目前我国替代能源的开发主要集中在以下领域。4.7.1非粮乙醇燃料b及其应用将进入商业化发展阶段2009年我国生物乙醇和生物柴油产能分别约为150×104t/a和10×104t/a。其中,乙醇汽油约占全国汽油总消费量的25%,燃料乙醇产量的增加主要受制于粮食安全问题;生物柴油主要用于农用或发电机械,生物柴油调合燃料(B5)国家标准已正式公布,定于2011年2月1日正式实施。我国政府和企业正在全力开发以玉米秸秆、木薯和甘蔗渣等为原料的非粮乙醇燃料生产技术,目前已初步具备商业化发展条件。作为产业化示范项目,中国石油在南充6×104t/a、中国石化在贵州5×104t/a、中国海油在海南6×104t/a的以小油桐为原料的生物柴油项目已得到国家发改委批复。其中,中国海油6×104t/a生物柴油装置2010年投产,在海南省一些加油站封闭投入使用。4.7.2汽车燃料领域《车用燃料甲醇》和《车用甲醇汽油(M85)》两个国家标准已于2009年11月1日和12月1日分别正式实施,2009年我国汽车燃料领域消费甲醇约300×104t。神华集团100×104t/a直接液化煤制油示范项目已于2010年初正式投产。预计“十二五”期间燃料甲醇和煤制油将得到进一步的发展。4.7.3助力电动汽车发展21世纪以来,替代燃料汽车在我