炼油产业集中度进一步提高
经济增长的长期低迷和石油需求的增速放缓，导致近年来全球炼油能力缓慢增长。2016年全球炼油能力达到45.79亿吨/年，比2015年的44.74亿吨/年增长2.34%，是自2010年以来的最高年增速。近年来新增炼油能力绝大部分位于亚洲和中东。亚太地区炼油能力继续扩张，美国炼油业受益“页岩革命”出现明显增长态势，欧洲炼油继续萎缩，地区间维持差异化发展态势。
分地区来看，亚太仍为全球炼油能力最大的地区，产能达到13.83亿吨/年，较上年增长近6600万吨/年，占世界总产能的33.9%；北美地区炼油能力达11.03亿吨/年，较上年增长2100万吨/年，占22.9%；西欧地区炼油能力为6.71亿吨/年，较上年下降400万吨/年，占13.1%；中东地区炼油能力为4.64亿吨/年，占比上升到10.1%。未来世界炼油工业的发展重心还将继续向具有市场优势和资源优势的地区转移。预计到2020年底还将有2.5亿吨/年的新增炼油能力投产，将主要集中在中东、中国和其他亚太地区。
全球炼油能力已出现过剩，尤其随着中东、亚洲一些大型炼油项目的投产，亚洲地区将面临更加激烈的市场竞争，炼油能力将会严重过剩。但由于低油价的影响，许多项目投资计划并不能如期实现，取消和延期的可能性很大。
世界炼油工业继续向规模化方向发展，产业集中度进一步提高。目前全球共有炼厂615 座，比上年减少19座，炼厂平均规模达744万吨/年。与2010年相比，炼厂数量减少7%，但平均规模提高11.7%。炼厂规模继续向大型化发展。规模在2000万吨/年以上的炼厂达到30座，其中有20座位于亚洲和中东。印度信诚工业公司贾姆纳格尔炼油中心炼油总能力达到6200万吨/年，是世界最大的炼油基地。我国的中国石化镇海炼化、茂名石化和中国石油大连石化的炼油能力均已超过2000万吨/年，跻身世界最大炼厂之列。目前正在规划建设4000万吨/年浙江石化、2000万吨/年恒力石化两个超大型项目。
开工率小幅回调 炼油毛利下滑
2016年，由于全球炼油能力增长较快，原油价格仍在低位运行，但油品需求增速减缓，全球炼厂开工率出现小幅回调，炼油毛利出现下降。2016年全球炼厂开工率约为81.1%，比2015年的82.1%下降1个百分点，在2005年炼油业黄金时期炼厂开工率曾高达86%。近几年美国炼厂开工率一直表现优异，接近89%；亚太地区炼厂开工率自2014年降至近10年来的谷底后开始反弹，2016年上升至82%；欧盟地区约81%；2016年我国炼厂开工率约为78.5%，比上年增长2个百分点，主要是由于地炼开工率明显回升，但全国的平均开工率仍明显低于全球平均水平，结构性过剩依然比较严重。
2016年，全球炼油毛利没能延续2015年的上升势头，出现下滑。全球平均毛利为7.96美元/桶，比2015年的8.49美元/桶下降6.2%，各地区均出现不同程度的下降, 其中北美地区从2015年的11.49美元/桶下降到8.12美元/桶，降幅达29%；欧洲炼厂毛利仅为5.7美元/桶，下降25%；亚洲地区炼厂毛利5.94美元/桶，下降25%。
业界认为，虽然近期的低油价可以使炼厂毛利增长，但从中长期来看，由于全球经济复苏疲弱，油品需求增速放缓，炼油能力过剩加剧，在世界多数地区，炼厂不可能持续出现2005年炼油业黄金时期的高达86%开工率和超过10美元/桶的高额毛利。特别是美国以外的其他地区炼厂，短期虽受益于低油价，但中长期毛利前景并不明朗。
Stratas Advisors能源咨询公司预测：2017年全球大部分地区炼油利润会出现回升，但也开始出现地区性分化加剧，地区之间的毛利差距加大，北美和中东毛利上升，欧洲和亚洲毛利下降。预计2017年，各地的炼油毛利分别为：北美地区8.88美元/桶，亚洲6.41美元/桶，欧洲7.2美元/桶，中东6.41美元/桶；到2025年北美地区炼油毛利提高到12.66美元/桶，中东提高至8.95年美元/桶，而欧洲和亚洲炼油毛利继续下降，欧洲降至2美元/桶，亚洲4.26美元/桶。
清洁燃料标准加速升级
近几年，全球一些主要国家的油品标准升级速度均在加快。汽柴油硫含量降至10μg/g以下基本是国际趋势。自2017年1月1日起，美国执行Tier Ⅲ 油品标准，清洁汽油的硫含量指标从30μg/g降低到10μg/g；欧洲委员会也要求欧盟成员国生产硫含量接近零的汽油；日本目前限制汽油硫含量不高于10μg/g；亚洲等地发展中国家的清洁燃料标准也在追赶世界领先标准，如印度提出自2017年4月1日起执行相当于欧IV的BS4清洁燃料标准（硫含量不大于50μg/g），到2020年要跳过相当于欧V的BS5标准，直接执行相当于欧Ⅵ的BS6标准（硫含量不大于10μg/g）。
目前我国的油品质量标准已领先于多数发展中国家，部分省市地区已达到发达国家水平。2017年1月1日起在全国范围执行国五标准，2019年1月1日起将执行国六车用汽油和车用柴油标准。北京市已于2017年1月1日起开始实施京六标准。京六标准参照了目前国际上最严格的车用燃料标准，硫含量10μg/g维持不变，进一步严格控制汽油中的烯烃、芳烃、苯、蒸气压等主要环保指标。我国油品质量标准升级的总体趋势是汽油硫含量降至10μg/g，烯烃、芳烃、苯体积分数继续下降至15%、35%、0.8%，柴油硫含量降至10μg/g，多环芳烃体积分数继续下降至7%。预计到2019年我国国六油品质量标准实施后，在主要技术指标上将达到欧VI标准质量要求，其中汽油烯烃含量和柴油多环芳烃含量指标甚至优于欧VI标准，届时我国油品标准将整体达到世界先进水平。
除了进一步降低车用汽柴油中的硫含量指标，降低船用燃料油的硫含量也正在成为一些国家和国际组织推进的油品质量标准升级的新内容。国际海事组织（IMO）为加强对海上船舶排放的管理，2016年10月正式明确从2020年1月1日起在世界范围内执行船用燃料油硫含量上限降至5000μg/g（替代目前的3.5%限值），彻底消除高硫船用油市场。IMO要求自2015年1月1日起在排放控制区（ECAs，目前指波罗的海、北海、北美、美国加勒比海4个排放控制区）行驶的船舶的船用燃料油硫含量降至1000μg/g。
我国2015年12月31日发布了《船用燃料油》（GB17411-2015）强制性国家标准，2016年7月1日起实施。船用燃料油新标准的硫含量指标明显降低，其中最严的硫含量限值达到不大于0.1%。我国2016年1月1日起实施的《大气污染防治法》规定内河区域船舶用燃料油要使用普通柴油。规定自2016年1月1日起在珠三角、长三角、环渤海（京津冀）水域船舶排放控制区内，有条件的港口船舶靠岸停泊期间可实施使用硫含量不超过5000μg/g的燃油等高于现行排放控制要求的措施，自2019年1月1日起，所有进入排放控制区的船舶应使用硫含量不超过5000μg/g的燃料油。在世界大部分地区，降低船用燃料油的硫含量是大势所趋。
技术创新支撑炼油工业可持续发展
炼油工业作为技术密集型工业，技术创新将在提高企业经济效益、降低生产成本、提升产品质量等方面发挥更为重要的作用。美国燃料与石化生产商协会（AFPM，原称NPRA）每年召开的年会是世界最重要的炼油专业会议，主要的石油公司和炼油商、技术开发商都派代表参加，业界历来将该会视为炼油技术的风向标，基本反映了全球炼油技术的发展趋势。通过对近年来的会议论文的梳理分析，论文涉及的领域主要有FCC、加氢裂化/加氢处理、催化重整、烷基化、重油改质与加工、原油供应及需求、装置优化和安全生产等。FCC、加氢处理/加氢裂化、高辛烷值汽油组分生产、重油改质与加工的技术进展仍是当今炼油行业的热点。
FCC技术进展主要体现在催化剂、工艺、装置运行等方面。BASF公司新开发了一种用于处理渣油的硼基技术平台（BBT）。BBT与常规的金属钝化技术相比，催化剂具有优良的金属耐受性和催化性能，可最大限度减少镍、钒等杂质金属的负面影响，达到降低氢气产率、提高石脑油和轻循环油（LCO）收率、降低焦炭产率的效果。实验室ACE评价结果表明，与基准情况相比，氢气产率降低27%，石脑油和LCO收率提高0.75%，焦炭产率下降22%，已有2家美国炼厂应用了基于该平台技术开发的第一代催化剂Borocat，多家炼厂正在试用。
加氢领域技术新进展主要体现在催化剂、工艺、装置优化和改造、解决方案等方面。雅保公司开发了用于加氢处理催化剂研发的STAX专有动力学模型和催化剂体系设计优化技术。STAX技术可用于超低硫柴油中高压/高压加氢处理装置装填催化剂，把不同催化剂分3层在反应器中级配装填；用于低压/中压加氢处理装置则把不同催化剂分2层级配装填。通过该技术支持，开发出了首批镍钼催化剂KF 870和KF 880，分别用于加氢裂化预处理和中高压/高压中馏分油加氢处理。
清洁汽油生产领域技术新进展主要体现在烷基化、高辛烷值汽油组分生产、汽油调和等方面。我国山东汇丰石化采用Alkyclean固体酸烷基化技术的全球首套装置于2015年8月开工投产，烷基化油生产能力为10万吨/年，目前该套装置已连续运转1年多，表现出良好的可靠性和稳定性。由于AlkyClean技术不使用有毒且有腐蚀性的氢氟酸或硫酸，降低了工厂操作人员的健康和安全风险，避免了液体酸再生或后处理需要耗费的额外能量及产生的废物和污染，该技术获得2016年“美国总统绿色化学挑战奖”中的“绿色合成路线奖”。该技术是对传统烷基化技术的颠覆性突破，有望成为主流的清洁汽油生产技术。
渣油转化领域的技术进展主要体现在悬浮床加氢裂化技术上。渣油悬浮床加氢裂化技术主要有ENI公司EST技术、Intevep公司HDHPlus/SHP技术、UOP公司UniflexSHC技术、BP公司VCC技术、Chevron公司VRSH技术和中国石油悬浮床加氢裂化技术。由于技术开发难度极大，悬浮床技术在世界范围内尚未规模应用。目前全球只投产了两套渣油悬浮床加氢裂化工业示范装置，一套是意大利ENI公司Sannazzaro炼厂的135万吨/年EST渣油悬浮床加氢裂化装置，2013年10月投产。ENI公司正在进行第二代纳米催化剂的研发，主要是增加催化剂的裂化性能，以及研究从未转化塔底油中的催化剂回收技术。另一套是采用BP公司VCC技术的延长石油集团45万吨/年煤油共炼（煤、油设计比列为1：1）示范装置，2015年1月在陕西榆林靖边建成投产，目前处于优化、操作完善阶段。还有多套装置在建或计划建设中。如俄罗斯Mendeleev集团公司采用VCC技术建设350万吨/年工业装置，预计2018年投产；委内瑞拉PuertoLaCruz炼厂正在采用HDHPlus/SHP技术建设275万吨/年装置；中国石化茂名石化在其规划的260万吨/年渣油加氢装置中计划采用ENNI公司的悬浮床技术。三聚环保与华石能源联合开发了超级悬浮床技术（Mixed cracking treatment，简称MCT），并建成15.8万吨/年工业示范装置，于2016年2月开工投料。在工业示范基础上，开发出了百万吨级大型工业装置工艺包，2016年12月30日在河南鹤壁开始建设150万吨/年煤焦油/煤沥青悬浮床装置。
炼油行业技术除了对传统的 FCC、加氢处理等主流技术继续进行催化剂和工艺操作方面的改进外，与其他能源技术、网络技术相融合的多元化、跨学科能源集成技术的研究成为新的热点。很多公司开始在分子炼油、催化材料、氢能与燃料电池、能源基础材料、能源多元化利用形式等方面进行科研创新。结合原子经济反应及分子管理技术进步以及网络技术、大数据处理技术的发展，开展分子炼油、智能炼厂等革命性技术创新；探索开发新结构分子筛、等级孔氧化铝、纳米金属硫化物、金属有机骨架材料（MOFs）等催化材料合成技术；在能源多元化、交通运输和能源存储利用等方面开展生物质能、太阳能利用、车用燃料电池、氢能储存及利用研究。
此外，还从战略角度开始研究能适应能源结构调整的未来炼厂模式，包括油煤混炼、油煤气混炼、油煤气生物质混炼以生产燃料、发电、制氢等各种能源形式的耦合集成型炼厂模式，探索研究构建常规和非常规、化石和非化石、能源和化工以及多种能源形式相互转化的多元化能源技术体系。美国能源部近两年资助了10余项燃料电池项目，集中在催化剂开发、降低成本、延长寿命、燃料电池组部件等方向，其中2016年燃料电池项目经费达到3600万美元。能源领域的技术创新将引领和推进炼油行业可持续发展。
（李雪静 中国石油石化研究院）
