2013年我国石油化工行业进展回顾与展望

洪定一

（中国化工学会，北京 100029）

2013年是“十二五”发展计划的第三年，我国石油化工（简称石化）产业不仅保持了平稳向好的运行态势，而且在生产总量和经济效益上均实现了难得的两位数同步增长，取得了令人信服的新进展。

我国石化产业在2013年取得的新进展，与三方面的因素密不可分。首先是国内因素，我国 2013年国内生产总值（GDP）增长7.7%，全年经济总量的继续增长和保持在中高速的经济运行，为石化产业提供了有活力的内需市场。其次是国际因素，在经济全球化的今天，我国石化产业的运行和发展与世界经济尤其与美欧等经济体的运行状况密切相关，据世界银行按汇率法GDP汇总及英国共识预测公司2014年1月数据，2013年全球经济增长2.4%，其中美国GDP为16.6万亿美元，中国GDP为8.5万亿美元，日本GDP为6.09万亿美元，均实现了增长[1]；美国石化产业2013年，依托页岩气和页岩油的资源优势取得了恢复性增长，原油加工量达到7.65亿吨，为2004年以来的最高水平，行业景气苗头开始显现，对美国当年 GDP1.9%的增长贡献不菲[2-4]。第三是企业自身努力因素，我国石化企业按中央经济工作会议精神，积极推进结构调整、加快科技进步和加强安全管理，尤其在加快乙烯原料非油化、采购机会油和走出去多拿份额油以及努力开拓国际化学品市场等方面取得重要进展。

毋庸讳言，2013年石化行业存在着不足和一些深层次的问题，引发了不少思考。2014年石化行业运行仍然面临着与2013年大致相同的因素，回顾、总结和思考2013年我国石化行业，对今后的发展是有借鉴作用的，有2013年打下的坚实基础，有理由对新一年我国石化运行给予较乐观的展望。

1 2013年我国石化行业取得的重要进展

1.1 全年石化行业运行态势平稳向好

2013年，我国石化行业以提高经济发展质量为中心，加快转方式调结构促升级，践行了中国特色的石化运行模式，在生产经营、产能建设、建设世界一流、技术进步以及产业转型升级等诸多方面取得了重要进展，生产经营业绩明显改善，总体呈平稳向好态势[5]，满足了经济和民生对交通运输燃料、三大合成材料和化肥等石化产品的需求，继续担当着国家支柱产业的关键角色。

1.1.1 石化产业主营业务收入实现两位数增加

根据国家发展与改革委员会产业协调司 2014年2月26日统计[5]，2013年，石化产业主营业务收入11.97万亿元，同比增长10%；其中，炼油行业收入3.47万亿元，增长3.5%；化工行业收入8.10万亿元，增长12.7%，详见表1。相比2013年国内生产总值（56.88万亿元）实现的 7.7%的增长[6]，石化行业主营业务收入实现了两位数的增加。

与国家统计局2014年1月28日发布的全国规模以上工业企业2013年主营业务收入102.91万亿元的业绩相比[7]，石化产业主营业务收入所占份额已经超过10%，达到11.63%；增速上，石化产业主营业务收入10%的增长与全国工业企业增长11.2%的业绩相比，低了1.2个百分点，但是其中化工产业的12.7%的增速要明显高于全行业的增速。

表1 2013年我国GDP、石化销售收入与利润数据

1.1.2 炼油平稳

2013年，我国原油加工量达到4.786亿吨，同比增长3.3%，延续了原油加工量连年平稳递增的态势，生产成品油2.96亿吨。

图1[8]较有代表性地展示出2013年我国炼油产业“运行平稳，稳中趋缓”的运行轨迹。从图1中可见，2013年月均日加工量在131.6万吨左右平缓波动，比2012年的127万吨增长了3.6%，清楚地展示出我国炼油产业全年平稳运行和加工量增长的态势。进一步看原油加工量的同比增速。从图1中上方的同比增速曲线可看出，2013年月均日原油加工量的增速与2012年月均日原油加工量的增速相比，全年月均日加工量的增速总体呈现下降的趋势。2013年月均日原油加工量的同比增速全年平均为3.44%，与2012年月均日原油加工量的同比增速的全年平均值3.52%相比，增速降低了2.3%。分析其原因应该与 GDP的增长放缓有关，我国 2013年GDP同比增长了7.7%，但是GDP增幅比2012年下降1.28%，随着GDP增长的放缓，国内对于柴油的消费需求明显下降。

图1 全国2013年原油月均日加工量及同比增速图

1.1.3 乙烯向好

随着国内外经济大环境的逐步复苏，2013年我国乙烯市场出现产销两旺的局面，主要是汽车、建材、家电、包装工业的快速发展令市场对聚烯烃、合成橡胶的需求大幅增长，从而带动了乙烯需求[9]。2013年，我国乙烯产量达到 1623万吨[8]，同比增幅高达 8.5%，产量上超过了 2011年创下的乙烯1519.5万吨的高峰，又创历史新高。同时，也一扫2012年乙烯产量负增长2.5%的阴霾，展现出2013年我国乙烯生产“运行平稳，稳中向好”的良好态势。这一运行轨迹明显地展示在“乙烯月均日产量及同比增速图”[8]（见图2）。从图2可见，2013年月均乙烯日产量在4.48万吨左右平缓波动，比2012年的4.1万吨增长9.27%，清楚地展示出我国乙烯生产全年总体平稳增长的大势。进一步看乙烯产量的增速，图2中位于上方的同比增速曲线显示出，2013年乙烯月均日产量的同比增速全年平均为8.9%，而2012年乙烯月均日产量的同比增速全年平均为−2.25%[10]。不言而喻，2013年乙烯月均日产量的同比增速与2012年的相比，增速加快的趋势十分明显。这显示出我国石化市场的良好弹性和韧性，能够很快走出2012年度重挫的阴影，开始全面自愈和复苏。也表明国内乙烯生产商虽然付出了不菲的学费，但已经摸索出一套行之有效的、应对非油乙烯冲击的办法，主要是通过优化乙烯原料、提高传统石脑油基乙烯装置非油原料比例来维持乙烯的市场竞争力。

1.1.4 经济效益明显改善，石化产业实现利润大幅增加

图2 2013年全国乙烯月均日产量及同比增速图

根据国家发展与改革委员会产业协调司 2014年2月26日统计[5]，2013年石化全行业实现利润总额4981亿元，同比增长22.4%。其中，炼油产业扭亏为盈，实现利润400亿元，同比上升423亿元；化工产业实现利润4308亿元，同比增长12%，详见表2。全年石化行业亏损额同比下降约13%，亏损面由年初的 19.2%缩小至 11.9%。与国家统计局2014年 1月 28日发布的全国规模以上工业企业2013年实现利润总额6.283万亿元的业绩相比[7]，石化产业利润总额所占份额达到 7.93%；同比利润增速上，石化产业利润总额 22.4%的增长与全行业增长12.2%的业绩相比，高出10.2个百分点。

表2 2013年我国石化实现利润情况

1.2 2013年石化生产取得良好业绩

2013年，石化行业面对世界经济复苏缓慢、国内经济下行压力加大以及油价继续高企等复杂困难的宏观经济形势，认真贯彻“稳中求进”的基本方针，持续攻坚克难，使行业运行总体保持在“平稳向好”的轨迹上，表现出石化行业运行缓慢不再、稳定常在、向好明显的积极复苏态势。从运行结果看，2013年我国石化行业的销售收入实现了两位数增长，尤其是经济效益改善明显。

1.2.1 原油加工

根据国家统计局2014年1月18日的统计[8]，2013年我国原油加工量达到4.786亿吨，同比增加3.3%；生产成品油2.96亿吨，同比增长4.4%。其中，汽油产量为9833.3万吨，同比增加9.5%；煤油产量为2509.6万吨，同比增加16.4%；柴油产量为1.73亿吨，同比增加0.3%。生产了燃料油2557.2万吨，增长8.3%，生产了液化石油气2500.4万吨，同比增长9.2%，详见表3[11]。我国炼油企业总体满足了国内对成品油的需求，还出口成品油 2851万吨，增长17%。

炼油龙头企业中国石油化工集团公司（简称中国石化）在2013年共加工原油2.32亿吨，同比增长4.8%；汽油产量4556万吨，同比增长12.4%，柴油产量7740万吨，同比微增0.01%，航煤（含煤油）产量1743万吨，同比增长16.1%，化工轻油产量3797万吨，同比增长4.5%[12]。中国石化旗下的镇海炼化公司拥有2000万吨/年的原油加工能力，2013年度原油加工量连续第四次超过2000万吨，达到2200多万吨，再创历史新高。这一高负荷下“安稳长”运行业绩的取得，是与镇海炼化公司以“一平稳四优化”为主线，通过技术和管理为装置安稳生产保驾护航分不开的，通过推进标准化、规范化作业，强化对装置平稳率、非计划停工等考核，实现了这一全国规模最大炼厂的全年安全平稳运行[13]。中国石化金陵石化公司作为燃料型为主的炼油企业，原油加工能力在完成了油品质量升级改造后达到1700万吨/年，2013年也实现了高负荷下的平稳运行，全年原油加工量达到1713.25万吨，增幅达25%，实现年销售收入1082.54亿元，增幅达19%[14]。茂名石化公司到2013年底原油加工量达到1630万吨，创历史新高，到2014年1月完成了在原有1350万吨/年炼油基础上进行的2000万吨/年油品质量升级改造工程后，茂名石化公司成为了国内继镇海炼化公司、大连石化公司之后的第三个年加工能力超过2000万吨的特大型炼油基地[15]。

表3 2013年我国石油炼制主要产品产量

1.2.2 石化主要产品产量

（1）乙烯 据国家统计局2014年1月18日公布的数据[8]，我国2013年乙烯产量为1623万吨，比2012年的1487万吨增长8.5%，增速比2012年的−2.5%提高了11个百分点。作为主要的乙烯生产商，中国石化2013年乙烯产量达到998万吨，同比增长5.6%[16]；已接近2011年其乙烯产量首次突破千万吨、达到1003.75万吨的乙烯产量高峰。而相比2012年，由于石脑油制乙烯在市场上遇到页岩气制乙烯及煤制乙烯的冲击，造成传统乙烯生产毛利大幅下降，企业面临几近亏损边缘的严峻局面，当年中国石化被迫采取压产措施，全年生产乙烯 945万吨，比2011年下降4.5%。而在2013年，中国石化旗下的大乙烯装置产量均超过设计值，如茂名石化公司100万吨/年装置2013年乙烯产量达到112.5万吨，创历史新高[17]；镇海炼化公司100万吨/年装置也创历史最好水平，乙烯产量突破111万吨[18]。中国石油天然气集团公司（简称中国石油）2013年乙烯产量达到398万吨[19]，与2012年的362万吨相比增长9.94%[10]；中海壳牌产量为95万吨。

（2）丙烯 2013年我国丙烯产量为 1460万吨，年均增速11%，2013年中国丙烯的实际消费量为1710万吨，年均增速5.4%[20]。世界上2013年丙烯的需求量增长率甚至超过乙烯，约为9200万吨。丙烯生产工艺目前已经多元化，我国丙烯产量主要来自5种制丙烯工艺，其中石脑油水蒸气裂解制乙烯装置联产丙烯约占丙烯总产量的57%，炼油厂催化裂化与催化裂解等装置副产的丙烯约占丙烯产量的33%，丙烷脱氢（PDH）制丙烯和MTO/MTP等煤基甲醇制丙烯约占丙烯产量的 10%。其中 PDH工艺的丙烯收率可达 85%，我国有多达 11套规模在（45～75）万吨/年的PDH装置将在2013—2016年期间逐步投产[21-22]。

（3）合成树脂 据国家发展与改革委员会产业协调司数据[5]，2013年我国石化产业共生产合成树脂5837万吨，与2012年的产量5213万吨相比，增长11%，增速比2012年5.5%高出了5.5个百分点。其中聚乙烯产量为 1100万吨[23]，聚丙烯产量为1250万吨。全年进口合成树脂2370万吨[24]，同比增加2.9%，支出462亿美元。全年出口塑料制品896万吨[24]，增长5%。

（4）合成橡胶 2013年我国生产合成橡胶409万吨[5]，与2012年的产量379万吨相比，增长6.3%，但增幅比 2012年的 7.1%下滑了 0.8个百分点。

（5）合成纤维 2013年我国生产合成纤维3739万吨，同比增长7.1%。

（6）化肥 全年共生产化肥 7154万吨（折纯）[5]，同比增长 4.9%。石化主要产品产量[5，7]详见表4。

受到石化行业整体形势向好的影响，中国石化2013年全年生产合成树脂 1373万吨，同比增长2.87%，生产合成橡胶96万吨，同比增长2.56%，生产合成纤维139万吨，同比增长3.96%。中国石化2013年度主要石化产品产量数据列于表5[16]。

表4 2013年我国主要石化产品产量

表5 中国石化集团公司2013年度主要石化产品产量数据

1.3 建设世界一流石化产业取得新进展

1.3.1 炼油产业迈向世界一流取得新进展

（1）我国原油加工能力保持世界第二 我国2013年的炼油能力达到6.27亿吨/年[25]，仍居第二，但比2012年5.78亿吨/年的炼油能力增加了8.5%。与美国相比，拥有124座炼厂的美国2013年炼油能力为 9.05亿吨/年，仍位居世界第一。炼油能力位于我国后面的依次为俄国、日本和印度等[26]。据美国《油气杂志》报道，2013年全球共有炼厂645座，拥有原油加工能力44亿吨/年，由于有10座炼厂被关闭，因此全球炼油能力比2012年下降了1.1%。从全球炼油公司的炼油能力排行看，埃克森美孚公司依旧以 2.79亿吨/年稳居榜首，壳牌和中国石化分列第二、第三名。

（2）国产清洁汽油质量档次逼近欧美 2013年底，我国主营炼厂经过提级改造，均已经具备生产国Ⅳ汽油的能力，汽油中硫含量降到50mg/kg以下，2014年1月1日起全国已经使用与美国现行正在使用的汽油相当的国Ⅳ汽油。硫含量小于10mg/kg的相当于欧Ⅴ标准的苏标Ⅴ清洁汽油于2013年11月1日起在南京、苏州等江苏省沿江8市全面使用，已达到欧美发达国家的清洁汽油标准[27]。加上 2012年以来已经陆续实施的京标Ⅴ、粤标Ⅴ、沪标Ⅴ等清洁汽柴油地方标准，国产清洁汽油质量档次已经逼近欧美。茂名石化公司 2013年 12月完成国Ⅳ柴油的质量升级；依托新建成的150万吨/年催化汽油吸附脱硫装置（S-Zorb），于2013年底生产出硫含量降至10mg/kg以下的欧Ⅴ和国Ⅴ汽油，使茂名石化公司成为华南最大成品油清洁生产基地[28]。此外，车用柴油质量全面向国Ⅲ标准升级。大型炼厂不少已经具备生产欧Ⅳ、欧Ⅴ标准清洁车用柴油的能力，全国炼厂将于2014年底起向全国供应国Ⅳ标准的车用柴油。

（3）原油综合商品率和炼油综合能耗达到新水平 原油综合商品率体现了原油利用水平，2013年先进炼油企业的原油综合商品率又达新高。中国海洋石油集团公司（简称中国海油）2013年原油可比综合商品率达到96.98%，同比提高0.03%，增商品量近万吨[29]。茂名石化公司通过双向优化，2013年炼油综合商品率达到96.01%，同比提高了1.2个百分点[30]。我国炼油企业在炼油综合能耗方面又取得新进展。中国海油炼化板块从2013年初起将专业达标和装置竞赛的基础数据摆放在同一个平台上，定期进行关键数据、指标的横向对比和排名，通过“盯数字、比指标”，引导各炼油厂生产技术人员找出差距、发现问题、积极整改，从而使中国海油炼化板块2013年整体上炼油综合能耗达到45.60千克标油/吨的先进水平[29]，同比降低 5.3%。中国石化镇海炼化公司2013年炼油能耗降到44.64千克标油/吨，创公司历史最好水平。镇海炼化公司的原油途耗也远低于中国石化炼化板块2‰的要求，2013年仅为 0.50‰[31]。

1.3.2 烯烃产业迈向世界一流取得新进展

（1）乙烯生产保持世界第二 2013年随着武汉、四川大乙烯的建成投产，我国新增乙烯产能220万吨/年，同比增长12.9%，我国拥有的乙烯生产装置到2013年底已经有30套（计入已建成未开车的四川乙烯），乙烯生产能力达到1872.5万吨/年[32]，位列世界第二，美国仍是世界头号乙烯大国，2013年产能为2812.1万吨/年。世界乙烯产能快速增长，2013年总产能达1.49亿吨/年，净增产能371万吨/年，同比增长2.3%，当年新增产能主要来自伊朗的100万吨/年乙烯装置、埃克森美孚在新加坡裕廊岛新建的100万吨/年乙烯装置、中国石化武汉分公司80万吨/年乙烯项目和我国台湾中油的林园60万吨/年乙烯项目。2013年，世界乙烯装置达到284座，平均规模为 52.8万吨/年，其中沙特基础工业公司的乙烯平均装置规模达到90万吨/年，位居全球第一。世界前4名乙烯生产商分别为埃克森美孚化学公司（1351.5万吨/年，21套）、沙特基础工业公司（1339.2万吨/年，15套）、陶氏化学（1304万吨/年，21套），中国石化（1044万吨/年，13套）。我国的30套乙烯生产装置中，中国石化拥有16套，产能为1040万吨/年，占全国乙烯总产能的58.4%；中国石油拥有9套，产能为537万吨/年，占28.9%；中国海油1套，产能95万吨/年，占5.3%；其他企业（神华包头、兵总华锦、沈阳化工、南京惠生）4套，产能132.5万吨/年，占7.4%[33]。

（2）新建大乙烯投入运行 2013年8月，中国石化一套千万吨级炼油、百万吨级乙烯炼化一体化项目建成并成功投产运行[34]。截止到 2014年 2月 6日，80万吨/年武汉乙烯高度国产化设备经历了近半年运行考验，各装置安全平稳运行，生产负荷达到93.2%。

（3）乙烯装置运行水平世界一流 乙烯装置综合能耗方面。2013年，茂名石化公司由两条生产线构成的 100万吨/年大乙烯装置的综合能耗达到527.92千克标油/吨[35]，连续六年保持中国石化同类装置最好水平，并持续领跑国内炼化行业。裂解炉的能耗量占装置总能耗的70%左右，茂名石化公司从炉子下手，每一台裂解炉升级为一套装置进行规范管理，并围绕提升裂解炉热效率、减少公用工程用量等节能降耗措施开展技术攻关，建立了“能源基础数据台账”，每天收集数据进行纵向对比，通过优化裂解深度和裂解炉运行周期的控制、加大轻质原料投用比例。同时还充分利用SPYRO软件对裂解深度、运行周期、稀释比进行离线模拟优化，配合APC控制器进行操作优化，并继续推进在线优化RTO的实现，确保裂解炉处于最佳运行状态，裂解炉每吨乙烯耗燃料气0.435t/t较2012年下降0.017 t/t。镇海炼化公司乙烯装置到2013年3月26日连续运行时间超1000天，各项技术经济指标达到世界领先水平，投运近3年时间，乙烯装置年均负荷达100.7%，乙烯产量累计突破300万吨大关。国际著名的所罗门绩效评价机构发布的全球115套乙烯裂解装置绩效评价报告显示，镇海炼化公司乙烯裂解装置绩效位列全球第一群组，达到世界领先水平[36]。镇海炼化公司乙烯裂解装置 2013年乙烯产量突破111万吨。通过多投用优质轻烃、运用先进软件精确高效配置资源等手段优化乙烯原料结构，同时以 APC项目实时优化乙烯裂解炉裂解深度控制，还通过优化入口温度和氢炔比，提高催化剂的选择性并提升双烯收率[37]。为进一步提高了装置经济效益，镇海炼化公司还在2012年大乙烯装置综合能耗543.9千克标油/吨乙烯的基础上，增加了乙烯装置高附价值产品收率及能耗的考核，2013年高附收率达到61.18%，比2012年提高0.3个单位，乙烯高附能耗降到290.5千克标油/吨，较2012年降低了1.09个单位[38]。中国石化天津中沙公司石化推进空气预热器和甲烷外送线等节能技术改造，100万吨/年大乙烯装置燃料单耗比大修前降低了10千克标油/吨，2013年乙烯装置综合能耗达到 531点67千克标油/吨，比2012年降低了6.2%，在同行业中排名第四[39]。

1.3.3 芳烃产业链位列世界一流

2013年，由对二甲苯-对苯二甲酸-聚对苯二甲酸乙二酯（PX-PTA-PET）构成的中国芳烃产业链继续保持世界一流水平，在产能、产量与技术进步上又取得了新进展。首先是PX环节，中国2013年PX产能达到1110.8万吨/年，在全球4100万吨/年的PX产能中占27%的份额，超过美国、韩国、日本等PX主要生产国，产能位于世界第一。PX的产量达到770万吨[40]。

2013年，全国PTA产能已经突破4000万吨/年，成为世界PTA生产第一大国。1989年扬子石化公司引进美国阿莫柯专利技术建成 PTA生产装置时，45万吨/年的产能还是国内最大的，而且占有国产PTA 90%的份额，后虽然经过改造，产能提升到105万吨/年，但是与民营PTA相比，规模上、产能上均已不占优势，尤其是近几年来随着国内PTA产业呈现出的爆炸式增长，民营PTA成为产业主力已成定局[41]。

1.3.4 三大合成材料生产位列前茅

合成树脂方面[42-43]，2013年我国聚乙烯产能达到 1350万吨/年，聚丙烯产能达到 1400万吨/年；其中以甲醇为原料的聚丙烯产量近130万吨。全年共生产合成树脂5837万吨，位列世界前茅。合成橡胶方面[44]，2013年我国合成橡胶生产能力达到509万吨/年，比2012年的467万吨/年增长了9%。品种上已实现丁苯橡胶（SBR）、顺丁橡胶（BR）、丁基橡胶（IIR）、丁腈橡胶（NBR）、乙丙橡胶（EPR）、氯丁橡胶（CR）和异戊橡胶（IR）以及苯乙烯系嵌段共聚物（SBCs）热塑性弹性体等八大合成橡胶基本胶种的商业化生产；当年共生产合成橡胶409万吨，保持了超越美国位居世界最大的合成橡胶生产国的地位。合成纤维方面[45]， 2013年我国合成纤维产量3731.5万吨，同比增长37.02%，其中，涤纶3341万吨，同比增长6.6%，锦纶211.28万吨，腈纶69.43万吨，氨纶38.97万吨，增速达27.3%，丙纶26.43万吨，维纶10.09万吨。2013年，我国共进口化纤产品87.2万吨，同比增长6.2%，化纤产品出口268.0万吨，同比增长8.6%，主要出口产品为涤纶长丝和涤纶短纤，出口量分别为129.2万吨和73.4万吨。全年共计进口合成纤维原料1349.5万吨，其中，乙二醇823.8万吨，占合纤原料进口总量的61.0%，对苯二甲酸进口274.3万吨，同比大幅减少48.9%；已内酰胺进口45.3万吨，同比也大幅减少35.9%；PX进口达904.8万吨，同比大幅增长43.9%，PX进口依存度由2013年的45%上升至50%以上。

1.3.5 我国大型炼油乙烯一体化装置首次实现“四年一修”，向“五年一修”目标迈进[46]

2013年10月20日，随着80万吨/年乙烯装置切断进料、降温，福建炼化公司乙烯一体化装置进入大检修实施阶段，标志着其乙烯一体化项目达到“四年一修”的目标。福建炼化公司乙烯一体化装置拥有炼油能力 1200万吨/年和乙烯产能 80万吨/年以及新建的80万吨/年聚乙烯装置、40万吨/年聚丙烯装置、70万吨/年芳烃联合装置和中国首套部分氧化（POX）-汽电联产（IGCC）装置，自2009年8月26日投入运行，截至2013年10月20日，已连续运行4年，共计1514天，期间没有一套装置停运消缺检修，创造国内首个炼油乙烯一体化项目第一次实现“四年一修” 目标。全厂装置停车大检修涉及炼油、乙烯所有装置及公用工程总计78套，预计总投入超过20亿元，历时52天。大检修与装置改造、技措、隐患治理等同步进行，包括对部分装置实施改造，消除瓶颈，实现装置能量优化、安全隐患治理、环保达标、成品油质量升级、效益最大化。确定装置大检修也是着眼确保下一个长达五年的周期里生产装置设备能连续稳定高效运行，因此，舍弃了当时国内化工品市场态势良好，经济效益可观的小利。按照中国石化、埃克森美孚、沙特阿美等中外股东方要求，通过完成好大修改造，向“五年一修”迈进，为实现把福建联合石化公司建设成为亚太一流的石化企业的发展目标奠定坚实的基础。此外，镇海大乙烯装置也实现了四年一修。

1.4 产业转型与产品升级取得新进展

1.4.1 现代煤化工顺利融入石油化工生产体系

（1）煤制氢技术成为石化炼油企业提高原油利用率的重要手段[47]随着汽柴油清洁化升级的加速和重质油轻质化的推进，我国炼油产业对氢气的需求迅速增加，目前，炼厂用氢量一般占原油加工量的0.8%～2.7%，2000万吨/年炼厂需要氢气约20万吨/年，若非制氢装置产氢10万吨/年，则制氢装置规模需达到10万吨/年（13万立方米/小时）。此外，随着国际油价的不断高企，炼厂轻烃作制氢原料在成本上的优势也正在消失，因此煤（石油焦）制氢开始受到广泛关注，煤制氢开始成为炼油企业节油节气的重要新手段，中国特色的煤（焦）-气结合的炼厂供氢新模式正在形成。首先是部分氧化法（POX）煤气化制氢路线已成主流。基本的煤气化制氢技术路线已经达成共识，即采用部分氧化法（POX）+水蒸气变换法制氢，主要流程为煤粉在高温和气化剂氧气参与下，在气化炉中通过非催化部分氧化反应被气化，生成含有氢气和一氧化碳的合成气并放出反应热；合成气中的CO随后通过催化水蒸气变换反应将水中的氢置换出来，本身变为CO2；这样由合成气转变的变换气就含有两部分氢气，使氢气含量显著提高；变换气经净化后，氢气用PSA或甲烷化提纯。煤气化制氢的原料是煤炭、氧气和水蒸气，其中吨氢耗煤约7～8t。以14万吨/年煤制氢装置为例，年需耗原料煤约100万吨，烟煤含约3%～5%的氢和约70%～80%的碳，通过直接产氢，其中含有的（3～4）万吨氢能直接产出约3万吨氢气；再通过水蒸气变换反应，（70～80）万吨的碳能间接产出约11万吨氢气；两部分氢气合计约有14万吨。其次是煤制氢技术在适应炼油企业对制氢规模和供氢稳定性方面取得重要进展。煤气化制氢要成为我国炼厂氢气新来源，需解决两大难题。首先是大型炼厂要求的制氢装置规模大，产氢规模基本都在（10～14）万吨/年的层次。现已经开发了单炉负荷达到2000吨/日的煤气化炉和大型氢提纯PSA设备。其次是炼厂必须确保长周期（3～4年）连续稳定供氢。近期，已经有了较好的解决方案，一是通过气化炉的可靠性改进和采用合理的备炉方案保证长期稳定供氢，如水煤浆煤气化炉等气流床煤气化设备已经取得了良好的业绩。二是摸索出了一套提高原料煤性质稳定性的控制方法。如精细配煤法以原料煤的灰含量、灰熔点、金属元素及卤素含量为必控指标，制定出原料煤配方，再通过配煤装置按煤配方配煤以保持上述指标的平衡稳定。第三是炼厂建煤制氢装置取得良好业绩。如①金陵石化公司 9万吨/年煤制氢装置对炼油装置长期持续供氢表现良好，其水煤浆煤气化炉单台连续运行达到300天，其煤制氢装置的建设经验、运行业绩起了重要的表率作用。②茂名石化公司 2013年建成20万立方米/小时煤（焦）气化制氢装置，2014年1月，这套目前国内单产能力最大的煤制氢装置以煤、炼厂副产高硫石油焦和纯氧为主要原料，成功生产出纯度为97.5%以上、压力为4.8MPa的合格氢气。装置主要包括：GE水煤浆气化炉（两列配置2开1备、气化压力6.5MPa、单炉投煤1750吨/天干基，配2台76t/h磨煤机制58%～62%水煤浆）；鲁奇低温甲醇洗（建一台丙烯制冷压缩机配 3.9MPa的中压蒸汽透平）；甲烷化氢气提纯以及合作的 9万标准立方米/小时空分装置。茂名煤制氢装置装置由中国石化宁波工程公司设计，在技术创新和国产化上取得了较大进展，首先是氢气提纯单元采用了中国石化自主开发的甲烷化工艺技术替代常用的PSA分离单元，甲烷化具有氢气损失率小、过程压降较小、投资省和技术成熟的优点，虽然氢气纯度只能达到 97.5%～98%，但可以满足茂名炼厂除加氢裂化外下游用氢装置对氢气纯度的实际要求；其次是合成气变换单元采用了国产化耐硫变换工艺和催化剂；再次是整套装置设备与材料国产化率达到99%，低温甲醇洗吸收塔塔体材料首次实现国产化。③九江石化公司目前正在建设的10万吨/年水煤浆气化制氢装置，已经决定采用低温甲醇洗自主技术，装置预计2014年底投料。

（2）甲醇制烯烃耦合C4烯烃催化裂解运行良好[48]由中国石化上海石油化工研究院、中国石化工程建设有限公司（SEI）、中原石化公司和燕山石化公司合作开发的高性能甲醇制烯烃催化剂及SMTO成套技术开发荣获 2013年度中国石化科技进步特等奖。两年来，采用此技术建成的60万吨/年SMTO示范装置在中原石化公司运行良好。2013年，SMTO装置技术又有新的创新，即甲醇制烯烃（SMTO）与催化裂解制烯烃（OCC）进行耦合，使SMTO的副产含有5%～10% C5的C4烯烃成为OCC的进料，从而达到多产丙烯的目的。中原石化公司6万吨/年C4烯烃OCC装置于2009年开车成功，为国际上首次应用全结晶多级孔催化剂的工业装置，设计的原料结构为炼厂C4加2-丁烯模式，产品为丙烯。SMTO开车后，副产有含5%～10% C5的C4烯烃，可以作OCC装置的潜在原料。2013年11月起，对OCC装置进行了能适应不同的原料模式的二次技术开发，使其适应带C5的C4烯烃原料，OCC装置成功过渡到SMTO C4加2-丁烯模式；同时还完善了物料与产品的输送手段，从而最终成功实现了SMTO与OCC的完全耦合，SMTO与OCC集成耦合后，SMTO丙烯加乙烯选择性从80%左右提高到82%～87%，为SMTO装置长周期运行提供了保障。

（3）湖北化肥20万吨/年合成气制乙二醇项目建成 作为中国石化实施煤化工战略的示范工程，湖北化肥合成气制乙二醇建设项目在 2013年取得重要进展。7月份，项目的5台反应器已经吊装就位，其中首台反应器直径达到5.2m、高度为47.3m、起吊质量近230t[49]，在科研、设计、施工等参与单位的共同努力下，项目按期实现了中交。到 2014年3月5日，偶联单元投料开车，3月6日成功产出草酸二甲酯，3月8日加氢单元投料开车，3月9日产出乙二醇产品。经过运行和调整，到 3月 12日，乙二醇产品质量指标全部合格，紫外透光率等关键指标达到国家优级品标准，实现了装置一次开车成功。

（4）鄂尔多斯中天合创世界级360万吨/年煤制烯烃项目建设启动[50]期盼已久的鄂尔多斯中天合创煤制烯烃项目终于在2013年底尘埃落定，这一国内最大的煤炭深加工示范项目已经得到国家发展与改革委员会核准。中天合创煤炭深加工项目是中国石化向能源化工战略转型、实现可持续发展的二次创业项目，也是石化企业与中煤公司等股东方进军现代煤化工产业、增加利润增长点的标志性项目，项目的意义重大且深远。鄂尔多斯煤炭深加工项目由中天合创能源有限责任公司（中国石化长城能源化工有限公司、中国中煤能源股份有限公司、申能股份有限公司、内蒙古满世煤炭集团股份有限公司4家股东单位投资设立）负责建设、运营，项目总投资超过500亿元，项目将于2016年7月投产。项目按照煤化电热一体化、多联产的模式，分两期由中国石化与中煤集团和地方联合投资建设。一期工程建设年产 1300万吨煤炭的葫芦素矿井、年产1200万吨煤炭的门克庆矿井以及配套选煤厂、年产360万吨甲醇装置及配套建设6台550t/h超高压煤粉锅炉、2台135MW超高压抽凝机组和1台30MW背压机组的热电联产装置及相关辅助设施；其中一期工程甲醇部分已经由内蒙古发展与改革委员会在2013年8月具体核准。二期工程建设两套180万吨/年甲醇制烯烃装置及烯烃下游深加工装置。项目的化工部分由中国石化炼化工程公司设计，已经于2013年12月底与中天合创能源公司签署了工程总承包合同[51]，包括建设GE水煤浆气化装置、林德低温甲醇洗净化装置、360万吨/年鲁奇工艺甲醇合成装置、两套180万吨/年中国石化SMTO工艺甲醇制烯烃装置、20万吨/年中国石化工艺OCC烯烃催化裂解装置、35万吨/年中国石化环管工艺聚丙烯装置、35万吨/年聚丙烯装置（气相）、12万吨/年低密度聚乙烯装置（釜式）、25万吨/年低密度聚乙烯装置（管式）、30万吨/年线型低密度聚乙烯装置（气相）、1万吨/年MTBE和3万吨/年1-丁烯联合装置等主要生产装置；其中煤制烯烃项目的核心装置 SMTO及聚烯烃等技术将采用中国石化自主的工艺技术，项目的整体能源清洁转化效率将高于44%，新鲜水耗将低于3吨/吨标煤。中国石化管理层对中天合创项目建设极为重视[52]，2014年3月，煤气化装置已经动工兴建。

（5）中国石油的天然气管线开始接收大唐和庆华煤制天然气 我国首个煤制天然气（SNG）示范项目——2009年启动建设的大唐内蒙古克什克腾旗煤制天然气示范项目第一系列生产线于 2013年12月18日投料试运，向中国石油北京段天然气管线输送煤制天然气产品[53]。近期项目经近三个月的停产检修后再次开始试验运行。克什克腾旗SNG项目规模为40亿立方米/年，分3个系列连续滚动建设，每系列13.3亿立方米，所产天然气将通过配套输气管线并入输京天然气管网，线路全长430km。克什克腾旗煤制气装置以内蒙古锡林浩特胜利煤田的褐煤为原料，采用杭氧大型空分、碎煤加压气化、低温甲醇洗净化专有技术、耐硫耐油变换、低温甲醇洗净化以及丙烯压缩制冷、克劳斯硫回收等成熟技术，并引进英国戴维公司甲烷化技术和加拿大普帕克天然气后处理技术。项目首创的褐煤碎煤加压气化炉提压技术，能使甲烷转化效率由原来的 8%提高到12%，但也存在褐煤中高含量的碱金属和碱土金属化合物易对气化炉内壁造成腐蚀等风险，影响气化装置长周期运行，相信诸如此类的潜在工程问题将在 SNG工业示范装置的示范运行中得到验证解决[54]。此外，位于新疆伊犁州伊宁县的庆华能源集团55亿立方米/年SNG项目一期也在2013年底投产试运行，一期产能为13.75亿立方米/年，是目前世界上单线产能最大的SNG项目，其煤制气产品于2013年12月30日通过自建管道接入中石油西气东输二线的伊宁-霍尔果斯支线[55]。新疆庆华煤制气装置由碎煤加压气化、合成气预处理、甲烷化、压缩、干燥等工段组成，甲烷化产出的天然气中甲烷含量达到98%，经三甘醇脱水干燥后送出界外，其中甲烷化引进托普索 TREMP™甲烷化技术和MCR系列催化剂。

（6）中国石化80亿方/年煤制天然气示范项目获得国家批准 为消除雾霾污染，环保部公布的大气治理国十条明确提出支持煤制天然气的发展，国内煤制天然气于2013年步入发展快车道，获得国家发展与改革委员会的路条或核准的项目达到9个，合计约15个，总产能达到523亿立方米/年[56]。2013年年中获得国家发展与改革委员会“路条”的新疆准东煤制气项目和新浙粤管道项目是一个由中国石化及新疆民企广汇能源等近 10家合作伙伴共同投资的世界级大工程，包含建设能将新疆煤制天然气输往浙江、广东市场的300亿立方米/年输气能力、长7000余公里的新浙粤输气管道；气源建设项目由中国石化80亿立方米/年的煤制天然气项目和广汇能源等社会资本投资的煤制气项目共同构成，总供气规模达300亿～360亿立方米/年。工程由中国石化牵头，华能、兖矿等公司参与。其中中国石化 80亿立方米/年煤制天然气示范工程[57]以中国石化在准东大井南和大庆沟两区块148亿吨的煤炭资源为基础，项目总投资预计700亿元，为国内产能最大SNG项目。

1.4.2 石化进入生物质化工领域取得突破性进展

（1）国产生物航空煤油获得适航通行证 欧盟为推广生物航煤而新设立并于 2012年生效的航空“碳税”向石油基航煤提出了挑战。我国石化企业为尽快向民航公司提供生物基航煤，快速启动了生物基航煤的研制与生产，在2012年中国石油非粮航空生物燃料合作生产及验证飞行取得成功、中国石化自主研制生产出第一批70t生物航煤燃料等重要进展的基础上，中国石化在2013年又取得了决定性的进展。中国石化生产的1号生物航煤于2013年4月获得了试飞成功，并于2014年2月12日获得了由中国民用航空局航空器适航审定司颁发的1号生物航煤技术标准规定项目批准（CTSOA），这标志着国产1号生物航煤正式获得适航批准，并可投入商业使用。中国石化由此成为国内首家拥有自主生物航煤生产技术且具有批量生产能力的企业，成为世界上少数几个掌握生物航煤自主研发生产技术的企业之一。中国石化生产的1号生物航煤产品是由生物航煤燃料和石油基航煤按要求的比例调合配制而成，其中生物航煤燃料由动植物油脂采用催化加氢工艺在镇海炼化公司的 2万吨/年生物航煤燃料工业装置（可年产6000t生物航煤燃料）上生产，首批70t生物航煤燃料经与石油基航煤调合配制出1号生物航空煤油产品，于2012年3月由中国民用航空局提出了适航审定申请，随后通过了中国航油实验室性能检测、相容性试验以及有关航空公司验证试飞等一系列严格审定，最终于一年后的 2013年4月获得了试飞成功。随着国产生物航空煤油适航通行证的获得，推进国产生物航煤的商业应用前景光明，但还需要企业在加快原材料的多元化和降低生产成本方面取得新进展[58]。

（2）生物法制取丁二酸进入示范阶段 生物法制取丁二酸中试取得突破[59]。丁二酸是重要的有机化工原料及中间体，主要用于医药、食品工业等。传统的丁二酸生产主要以丁烷为原料制取，对环境影响较大。该装置是中国石化推进绿色低碳技术战略下，生物质资源替代化石资源技术开发的重要课题，项目的建成投产将为新型生物炼制工艺转化为可持续发展的工业模式提供重要依据。作为中国石化重点科研开发项目，扬子石化公司与南京工业大学共同开发了生物发酵法合成丁二酸技术，并于2013年1月在扬子石化公司建成了国内首套1000t/a中试装置。随后，在分别进行了菌种选育、厌氧发酵、分离纯化等处理单元的试运行和联运等第一、二阶段试验的基础上，成功地完成第三阶段试验任务，即以玉米为原料用生物发酵法产出了高纯度丁二酸产品，并且物耗、能耗具世界先进水平。总之，扬子石化公司 1000t/a丁二酸装置形成了系列自有技术，为后续万吨级工艺包的工程技术开发奠定了坚实的基础。与此同时，在丁二酸中试装置第四阶段试验生产又取得成功的基础上，中试装置全流程试验生产工作也正在稳步推进，在增加前端处理单元后，可以用秸秆替代玉米作为厌氧发酵制取丁二酸。

1.5 石化技术进步取得新进展

1.5.1 200万吨/年高能效（SHEER）加氢成套技术开发获得成功[60]

2013年4月23日，采用SHEER加氢成套技术建设的中国石化广州分公司 200万吨/年柴油加氢改质装置实现了一年的工业运转，于6月通过了技术鉴定，并获得了中国石化2013年度科技进步一等奖。SHEER加氢成套技术项目列入“十二五”国家科技支撑计划，由中国石化抚顺石油化工研究院、洛阳工程公司（LPEC）和广州分公司等联合开发，具有完全自主知识产权，其技术创新着眼点在于低投资和低能耗，通过开发的“只设反应开工炉”的加氢裂化（改质）技术，综合利用加氢反应热，降低了装置的工程投资和操作费用。工业运转实现了只使用反应开工炉、正常操作时无需加热炉的攻关目标；开发的“部分自供热”加氢装置开工方法，能使装置在升温开工期间最大程度的降低对外取热量，减小反应开工炉的设计负荷，装置标定能耗达到6.27千克标油/吨原料，燃料消耗降低 44.85%，达到国际领先水平；工程投资也降低了 4.56%[61-62]。产品工业标定结果表明，改质柴油的密度明显降低，十六烷值可增加 10～12 个单位，能够实现低成本国Ⅴ柴油的生产。

1.5.2 200 万吨/年液相循环加氢装置生产出总硫含量为3mg/kg 的精制柴油[63]

柴油液相循环加氢工艺技术取得新进展，湛江东兴 200 万吨/年 SRH液相循环加氢装置于 2013年5 月20 日打通全流程，生产出总硫含量为3mg/kg的精制柴油，达到了国家科技支撑计划项目子课题—— “符合国Ⅴ排放标准车用燃料生产技术”的要求。SRH液相循环加氢工工艺技术的研发始于2009年，中国石化长岭分公司联合LPEC、抚顺石油化工研究院，在研制成功混合器、循环油泵、多床层反应器内件等关键设备的基础上，设计并建成了长岭20 万吨/年工业示范装置，生产出了硫含量为33mg/kg的精制柴油，先后获得国家专利技术30项。随后，又进行了大型化工工程开发，并设计建成了九江石化公司 150 万吨/年、湛江东兴 200 万吨/年两套大型工业装置。至此，形成了具有自主知识产权的 SRH 液相循环加氢成套技术，能为成品油质量升级工程提供新技术支撑。

1.5.3 第二代S-Zorb技术开发成功，将建成15套装置[64]

第二代S-Zorb工艺与工程技术开发成果，获得了中国石化2013年度科技进步一等奖，成为实现汽油质量升级到国Ⅳ和国Ⅴ阶段标准的核心技术。在前几年，催化汽油深度脱硫究竟采用吸附脱硫路线，还是采用加氢脱硫路线，这还是个见仁见智的问题。但是近年来，随着具有我国自主产权的第二代吸附脱硫技术（S-Zorb）的成功开发，尤其是2011—2013年间，中国石化突破了吸附剂工业化制备技术难关，开发成功性能优异的国产化FCAS吸附剂，实现了吸附剂国产化制造与供应；同时解决了妨碍装置长周期运行的一系列工程技术问题以及创新了吸附剂再生尾气无害化处理技术后，以第二代S-Zorb吸附脱硫路线与以IFP的Prime-G为代表的加氢脱硫路线相比，高下已渐见分明。第二代S-Zorb成套技术形成了90万吨/年、120万吨/年、150万吨/年国产化工艺包，总体性能指标有了大幅度提高，其中产品汽油硫质量分数可降到8×10−6以下，抗爆指数损失小于 0.49，氢耗小于 0.34%，液体收率大于99.6%，吸附剂消耗小于200kg/d。采用第二代技术，国内已经相继建成一大批工业化脱硫装置，截止2014年2月，已建成12套S-Zorb工业装置，到2014年底还将建成及投产15套装置，届时S-Zorb装置总加工能力将达到3540万吨/年，接近国内汽油消费总量的40%，S-Zorb装置成为清洁油品生产当之无愧的核心装置[65]。更令人鼓舞的是2013年11月7日，中国石油华北石化公司120万吨/年S-Zorb装置一次进料开车成功，这是中国石化对外许可S-Zorb专利技术使用权建成的第一套装置，在中国石油系统内颇受关注。此外，延长石油集团永坪炼油厂采用此许可技术建成的90万吨/年S-Zorb汽油深度脱硫装置在2013年11月23日开车成功。这是西部首套、也是中国石化许可系统外建设的第二套S-Zorb装置。之所以中国石化第二代S-Zorb工艺如此受欢迎，主要是具有以下三大优势及特点。

（1）产品和过程均高度清洁 首先是该技术能将高硫FCC汽油原料中的硫（数百μg/g）一步直接脱到小于10μg/g，满足国Ⅴ汽油标准；其次是过程高度清洁，与传统的加氢脱硫路线相比，省去了将汽油切成轻、重两部分的操作和对轻汽油进行碱洗脱硫醇的步骤，第二代S-Zorb工艺允许FCC稳定汽油不做预处理直接进料，从而一劳永逸地彻底消除了碱洗脱硫醇带来的废碱处理麻烦和对环境的影响。

（2）运行成本低 首先是氢气消耗低。这是因为吸附脱硫不同于加氢脱硫，加氢脱硫生成H2S并饱和一部分烯烃，因而耗氢较多；而吸附剂不会饱和汽油中的烯烃，也不会将有机硫化物加氢脱硫而生成H2S，汽油中有机硫化物在S-Zorb反应器中经历的是另一种反应历程，即有机硫化物如噻吩被含有镍和氧化锌的专用吸附剂吸附后，首先促进剂镍活化C—S键并使之断裂，硫原子先与镍形成硫化镍，脱去硫的噻吩则变成丁二烯，形成的硫化镍在氢分压较高的反应条件下会被还原为金属镍和硫化氢，但是形成的硫化氢会与氧化锌反应生成硫化锌和水，不会逸出吸附剂，留在吸附剂上的以硫化锌状态存在的硫在吸附剂再生时，在氧化气氛中硫会从硫化锌中脱出生成SO2而进入再生烟气。由于此过程不会有H2S进入反应油气中，从而避免了H2S与烯烃后续反应生成硫醇；同时，由于氢气纯度不要求很高，一般的重整氢就能用，从而省去了氢提纯的费用。其次是汽油辛烷值损失小于1，其中MON基本没损失，因而不必再上醚化等装置来弥补辛烷值的损失。第三是具有操作费用低和能耗低的优点，因为不需要对汽油馏分进行切割和免去了FCC轻汽油碱洗步骤和废碱处理，不仅降低了操作费用，而且装置平均能耗降到10kg/t左右。第四是自主制造的新一代吸附剂性价比高、交货及时，也对降低运行成本有贡献。当初，需要从国外不断购买大量的吸附剂，存在着价格、交货周期、长途运输等诸多方面的问题。因为中国石化虽然拥有第一代（改进型）S-Zorb工艺技术所有权，也拥有S-Zorb吸附剂的配方，但吸附剂工业化制备技术属于德国南方化学公司，中国石化并不拥有。因此，中国石化决心突破吸附剂工业化制备的技术难关，自主生产吸附剂。经过中国石化石油化工科学研究院（RIPP）一年的努力，找到一种双功能新型黏结剂，并开发出微球载体均匀浸渍高浓度活性金属的连续浸渍技术，解决了脱硫过程中由于氧化锌载体体积变化导致吸附剂破碎的难题，从而使脱硫活性选择性和磨损性能得到兼顾，通过小试、中试和工业化试验三个阶段的研发，攻克了S-Zorb专用吸附剂制备的最后技术壁垒，生产出FCAS吸附剂，经康菲公司评价，与进口吸附剂相比，具有相同的脱硫活性、更好的辛烷值保持能力以及抗磨性能。随后，由中国石化催化剂公司在新建成的吸附剂工业生产线上成功地生产出FCAS国产剂，并于2013年10月在燕山石化公司工业试用成功，与进口剂相比，国产剂具有更好的性价比。

（3）具有与FCC装置相匹配的长周期连续运行性能 S-Zorb脱硫工艺采用类似 FCC的流化床反应器，与固定床选择性加氢工艺催化剂需要定期再生相比，吸附了硫原子的吸附剂可以连续地输送到再生器中进行再生，因此，只要吸附剂的强度和反应器的关键部件可靠，S-Zorb装置的运行周期完全可以与FCC装置匹配。然而，当初采用康菲第一代（改进型）S-Zorb 技术建成的燕山第一套120万吨/年 S-Zorb装置存在单个运行周期短的毛病（一般只有6个月），虽然在以单套高压闭锁料斗取代第一代技术采用的两套低压闭锁料斗后，装置的设备投资和运行费用有所降低，但实际运行中存在进料换热器积垢严重、再生器内吸附剂粉末结块、反应器过滤器反吹阀寿命短、闭锁料斗密相输送管道易堵塞和阀门磨损严重等问题。针对第一代（改进型）技术存在的大量工程技术与设备问题，中国石化组织了一系列技术攻关，先后自主创新了一批关键工程技术和实现了吸附剂的国产化制造。在开发提高装置稳定性的系列工程技术方面，一是在原料系统，改革了进料流程，FCC稳定汽油不再碱洗，而是直接进S-Zorb装置进料换热器，避免汽油带碱加剧原料换热器结垢，并将进料换热器改为两列并联以利在线清垢，同时还增设原料过滤器；二是在反应系统，在反应器沉降段增设延长反吹阀寿命的过滤器降尘分离罩；三是在吸附剂再生系统，开发采用了一系列工程技术与构件，包括闭锁料斗辅助流化技术等措施，以及将原再生烟气碱洗脱硫工艺改为引入KLAUS装置脱硫。以长岭炼化公司S-Zorb装置为例，自2010年11月开车以来，到2014年2月连续运转已满3年，刷新了国内外同类装置运行周期最长纪录。

1.5.4 首次采用拥有我国全部自主知识产权乙烯技术建成的中国石化武汉分公司80万吨/年大乙烯装置建成投产[34]

2013年8月13日，中国石化武汉分公司80万吨/年乙烯装置及其配套项目开车成功、全面投产，生产出合格产品。作为武汉大乙烯项目的龙头装置，80万吨/年乙烯装置具有三个里程碑式的重要特点。一是知识产权上，拥有我国完全的自主的知识产权。武汉大乙烯装置首次采用了中国石化自主研发的乙烯成套工艺技术，包括具有自主知识产权的前脱丙烷前加氢乙烯回收流程、大型裂解炉、深冷分凝分离器等专有工艺技术与设备。二是创新开工模式、项目投产顺利、装置运行平稳。为最大限度减少物料损耗，武汉乙烯采取倒开车的形式开工，即后续装置先投料试车，待后续配套装置全部试车成功后，再进行乙烯装置的投料试车。高密度聚乙烯装置是武汉乙烯以倒开车方式首套投料试车的装置，2013年6月23日，事先由低温乙烯船运到武汉乙烯低温罐储存的乙烯开始向 30万吨/年高密度聚乙烯（HDPE）装置投料，HDPE装置成功生产出合格产品[66]，随后，其他几套配套生产装置也倒开车成功。到2013年8月 13日，80万吨/年乙烯装置全面投产成功，生产出合格产品。自投产后不足两个月，武汉乙烯装置整体就实现了安全稳定生产，到2013年10月份，以石脑油、加氢尾油、饱和液化气为主要原料，乙烯装置生产负荷已达到 89%，包括 80万吨/年乙烯裂解、50万吨/年裂解汽油加氢、40万吨/年芳烃抽提、13万吨/年丁二烯抽提、30万吨/年高密度聚乙烯、30万吨/年线性低密度聚乙烯、40万吨/年聚丙烯、15万吨/年环氧乙烷和28万吨/年乙二醇装置等 11套主要生产装置均安全平稳运行[67]。截止到2014年2月6日，武汉乙烯装置生产负荷已经提高到 93.2%，各装置运行安全平稳，高度国产化的设备也经受住了近半年的运行考验[68]，以沈阳鼓风机集团公司（简称沈鼓）为主，中国石化配合研制的国产化“三机”及杭汽制造的为“三机”配套蒸汽轮机，在试车、实际运行中均运行平稳、性能优异。三是重型装备和低温装备国产化上，武汉乙烯采用了沈鼓的“三机”、杭汽的配机，尤其是“心脏”设备大型裂解气压缩机组、丙烯制冷压缩机组、乙烯压缩机组一次性同时采用国产化制造，这在我国还是首次。以购置费为基数，武汉乙烯项目的设备国产化率达到87%，国产化率系国内最高，有力支持了民族制造业的发展。在低温关键装备上，除了采用杭氧制造的国产化大型“冷箱”外，首台由 SEI设计建设的低温乙烯储罐系统建成投用，武汉乙烯项目低温乙烯储存系统主要由低温乙烯船接驳与装卸设施及管线、乙烯产品低温泵（P-661A/S）、丙烯制冷压缩机、2万立方米乙烯低温罐、乙烯产品气化外送及附属设施组成。低温乙烯罐为双壁单包容罐，操作压力为 3～9kPa，操作温度−103℃。2013年6月，低温罐区的乙烯顺利送入倒开车的HDPE装置。

1.5.5 乙烯关键装备丙烯压缩机组和 CBL-R裂解炉双双取得突破

2013年，镇海炼化公司百万吨级大型丙烯装置用丙烯压缩机组（H856）荣获年度中国石化科技进步一等奖[60]。H856机组是目前国内首次开发研制的最大的丙烯制冷压缩机组，填补了我国不能制造大型丙烯制冷压缩机组的空白。这台百万吨乙烯装置用丙烯制冷压缩机组的国产化研制，需要突破我国大型离心压缩机制造的多项之最。其中包括：性能试验最复杂，抽加气最多，单缸体积最大、吨位最重，叶轮直径最大（1420mm），平衡精度最高（振动值7～11μm）等。在国家有关部门的支持鼓励下，作为业主的中国石化主动联手沈鼓推进这一重大装备的国产化，于2007年5月共同签订了技术协议，确定了12项科研课题并立项研发，共赴H856独立设计和制造的征程。随后，以沈鼓为主的制造团队，在短短的2年研制时间内，连闯机组设计、大型机壳的组装和焊接、叶轮铣制、转子高速平衡、机械运转试验、性能试验等六关，到2009年5月，完成了丙烯制冷压缩机组的厂内制造。在厂内制造阶段，为确保新机组先进节能和整体性能稳定可靠，采用了沈鼓自主开发的多项创新科研成果。一是采用新开发的整体优化设计软件，通过对压缩机基础设计进行计算，优化了整机各个工艺段、十一个运行工况的设计，保证了压缩机具有宽广的流量调节范围，各级各段的性能匹配完美，以满足实际工况的要求；二是对丙烯机组的加抽气蜗室进行了结构方面的流场分析和优化，通过搭建抽气离心压缩机数值模型平台，研究其流量特性及两股气混合特点，设计出比较理想的模型级，并进行数值计算，针对计算中的问题进行结构改进，实现了结构上的优化；三是利用数值模拟方法对丙烯机组的排气蜗室进行流场分析，从结构上进行优化，提高了机组的运转稳定性和可靠性；四是采用ASME-PTC10标准规定的Ⅱ类试验规范，编制了气动性能出厂试验方案，采用代用气体进行热力性能试验，验证了产品设计、加工制造质量和气动性能指标，确保出厂前产品可靠。在出厂验收委员会严格的出厂检验过程中，机组经过 4个多小时的连续运转，机械运转振幅小于11μm，低于技术协议及API617标准规定的25.4μm的振幅；整机功率偏差不大于设计功率 2%，远远低于ASME PTC-10标准规定的4%的偏差；取得了“机组整体技术水平达到了国际先进水平”的验收结论，于2009年5月顺利通过了出厂验收。这套机组于当年6月15日发运镇海炼化分公司百万吨乙烯装置并顺利安装投用，机组技术性能达到国际先进水平。

此外，2013年我国大型乙烯裂解炉技术出口国外成功，取得了历史性的突破。采用中国石化CBL裂解炉技术建成的9万吨/年2H-116乙烯裂解炉于2013年在马来西亚TITAN公司通过验收。这台属于马来西亚TITAN项目的9万吨/年2H-116乙烯裂解炉于2012年11月9日一次开车成功，并于11月12日实现了由全炉裂解向分炉裂解的模式切换，投料量达到设计 110%负荷，各项指标正常，这标志着我国首次全套出口的 CBL裂解装置一次投产成功，也标志着我国通过整整40年的不懈努力，终于实现了从乙烯裂解炉成套进口到大型乙烯裂解炉成套技术出口的重要跨越，并从而跨入了由美欧少数国家组成的乙烯技术强国之列。马来西亚TITAN公司新增CBL-R裂解炉[69]项目采用由SEI与北京化工研究院、南京工业炉研究所联合开发的中国石化国产化CBL裂解技术，系我国具有自主知识产权的CBL裂解炉技术首次出口海外，随着高技术裂解炉的出口，带动了相关技术、设备、材料、设计、施工队伍和技术服务的出口。有众多的单位合作参与了TITAN乙烯裂解炉项目，其中包括专利商中石化ST、EPC承包商SEI、施工管理和采购中石化四公司和国际事业，以及合作单位北京优工科技有限公司和中国化工兰州天华化工设计院，分工完成了技术中介、技术许可、工程设计建设等七个阶段的工作。其中，工程设计、设备采购、施工服务、烘炉调试和开车指导等工作在 2011年初签订商务合同后，仅用18个月就完成了。马来西亚TITAN项目2H-116裂解炉的成功开车并荣获2013年度中国石化科技进步二等奖，为潜在的CBL裂解炉海外项目运作奠定了坚实的基础。

1.5.6 开发自主产权大型联合芳烃技术取得成功

芳烃和烯烃是石油化工的两大基础产品，我国是世界芳烃产品对二甲苯（PX）的第一生产大国和消费大国[40]，2013年国内PX产能达到1163万吨/年（含海南石化公司60万吨/年），产量约为830万吨， 2013年PX进口量906万吨[70]。长期以来我国一直买国外技术建设芳烃生产装置，但到 2013年，我国没有自己完整的芳烃成套技术的状况已成为历史。2013年12月27日，随着最后一套工艺单元异构化单元投运，采用完全自主知识产权专利技术建成的中国石化海南炼化公司60万吨/年联合芳烃装置一次投料试车成功，吸附分离单元大量产出99.8%的高纯度PX，这标志着采用中国石化芳烃成套技术建设首套大型工业化装置获得成功，中国石化成为全球第三个具有完全自主知识产权的大型化芳烃生产技术专利商。海南炼化公司60万吨/年对二甲苯装置于2012年11月开始施工，完全采用了三个层次的自主技术，一是采用中国石化自主研发具有自主知识产权的全套工艺技术，包括吸附分离工艺技术及吸附剂、异构化工艺技术及催化剂、甲苯歧化和烷基转移工艺技术及催化剂。二是采用中国石化自主研发具有自主知识产权的关键工程技术，包括大型吸附分离塔内构件格栅的工业化开发与应用、大型高压热集合精馏塔工艺包设计及制造、低压蒸汽发电系统工程技术、超大型板式换热器工程设计、吸附分离控制系统技术；还包括一批节能减排工程技术，包括首次应用加压操作及低温热回收发电方式，不但不需要外供电，而且还有富余电量输向电网；实现了加热炉与烟囱整合大型化，大幅减少了散热面积和热量损失；采用抗露点腐蚀的铸铁板式空气预热器，热效率提升到94%；通过磁力泵和双封动密封、升级法兰材质、使用高等级采样器等，实现了零污染清洁化生产。三是完全依靠自主的关键装备制造技术以及工程建设施工管理技术，包括自主开发制造的吸附剂生产线、自主制造的重4035t、长126.6m、内直径最大为11.8m的二甲苯塔，打破了国内同类装置的设备制造加工纪录；还包括一批依托国内制造企业合作制造成功的大型和关键设备及装备，如全套芳烃装置的DCS计算机控制系统实现了中国制造。主装置于2013年10月实现中交，12月27日投料开车一次成功；截至目前，装置的芳烃抽提、歧化单元满负荷运行，吸附分离负荷达91%，对二甲苯纯度超过99.80%，产量达 80t/h，邻二甲苯产量达 20t/h，能耗比国内同类装置低100千克标油/吨，负荷、收率、能耗、产品质量等各项指标达到或优于设计指标[71]。

1.5.7 节能二代苯乙烯技术开发成功，首套 12万吨/年装置在巴陵石化运行[72]

苯乙烯是热塑橡胶 SBS、SEBS等产品的主要原料，由巴陵石化公司和上海石油化工研究院、上海工程有限公司及华东理工大学实施的12万吨/年节能型苯乙烯成套技术开发项目，于2013年12月10日通过中国石化组织的技术鉴定。该项目应用的第二代节能型苯乙烯技术具有创新性和自主知识产权，已申请17项发明专利，其中11项已获授权。2013年6月，对首次采用二代节能型苯乙烯技术建设的巴陵石化公司12万吨/年苯乙烯装置组织100%负荷标定，装置采用的顺序分离恒沸热回收技术节能效果显著。装置标定及工业运行一年的结果表明，苯乙烯纯度99.94%，乙苯单耗1.058t/t苯乙烯；与常规工艺流程相比，每小时节省蒸汽16.6t、节省循环水845t，中压蒸汽和低压蒸汽消耗量均有大幅下降，综合能耗降低70多千克标油，节能23%以上。

1.5.8 石化产品差异化和专用化学品生产技术取得新进步

（1）茂金属气相法耐热聚乙烯（PE-RT）管材料实现了工业生产并通过产品认证[73]茂金属催化剂气相法聚乙烯成套技术及PE-RT管材料产品开发获得2013年中国石化科技进步一等奖。2010年以来，齐鲁石化公司先后多次在中试装置上进行茂金属催化剂耐热聚乙烯管材料的试生产，为产品工业化打下了良好的基础。2011年4月，齐鲁石化公司在高密度聚乙烯装置上成功生产出耐热聚乙烯管材料，2012年，该产品实现了批量生产，进一步扩大了产品生产规模，并于7月下旬顺利通过国家化学建筑材料测试中心对耐热聚乙烯管材料的Ⅱ型等级认证，各项常规性能指标均达到了国外同类产品。PE-RT属中密度聚乙烯，系采用茂金属催化剂通过乙烯与新型长链α-烯烃共聚制得，PE-RT也属于PE80级，其工作温度范围可提高到 80℃以上，并能保证50年的使用寿命。其耐热性的提高主要得益于所用的共聚单体是新型的长链α-烯烃，这样优化了支链的密度和微观晶体结构，达到了与交联聚乙烯同样的耐温性能，因而作为耐热聚乙烯，它在生产加工过程中无需再进行交联，因此PE-RT对加工设备的适用性较强，一般聚烯烃单螺杆挤出机均可完成PE-RT的成型加工。耐热聚乙烯可应用于生产地暖管、铝塑复合管、输油管等，尤其是由耐热聚乙烯为主要原料制造的耐热聚乙烯管的热稳定性、耐压性、柔韧性和抗冲击性能好，易加工，可进行热熔连接，便于安装和维修，具有较高的性价比，属于世界上应用广泛、市场热销的新型塑料管材料。

（2）我国首套3万吨/年溴化丁基橡胶生产装置在中国石化燕山分公司建成投产[74-75]中国石化燕山分公司 3万吨/年溴化丁基橡胶成套工业技术获得2013年中国石化科技进步一等奖。溴化丁基橡胶是生产汽车无内胎轮胎气密层首选的高分子材料，同时也是医用瓶塞的最佳选材。2006年，3万吨/年溴化丁基橡胶工业成套技术开发项目立项攻关，燕山分公司与 SEI、北京化工研究院燕山分院紧密合作，历经6年努力，成功开发出具有自主知识产权的3万吨/年溴化丁基工业成套技术，建成的工业装置实现了连续生产，生产出两个溴化丁基橡胶产品牌号合格产品，质量均达国外同类产品水平，此技术于2012年11月通过了中国石化的项目鉴定。2013年，世界最大的轮胎及橡胶产品制造商位于华东及华北地区的两个轮胎生产厂已开始使用“燕山牌”溴化丁基橡胶制造轮胎，且质量得到下游用户肯定。经过对燕山分公司溴化丁基橡胶装置实地考察，在对溴化丁基装置的生产情况和产品性能进行综合审核后，给出94分A级的高度评价，并达成扩大采购规模意向，目前，该客户位于东北地区的轮胎生产厂也已购买燕山分公司溴化丁基橡胶进行试生产。此外，燕山分公司采用自主技术新建的9万吨/年丁基橡胶装置（含6万吨/年溴化丁基橡胶）也取得重要进展，装置建设于2013年12月5日实现了中交。

（3）化工新材料技术进步明显 江苏省常州市中简科技公司自主研发建成了 T700级高性能碳纤维300吨级生产线，2013年生产的T700级碳纤维已经处于我国航空领域稳定供货阶段，近期已应用在我国制造的一款新型号飞机上。同时 T800级碳纤维也突破工程化技术[76]。上海石油化工公司采用自产的碳纤维，开发了碳纤维与尼龙复合齿轮（碳尼齿轮），并于2013年10月在腈纶部南装置聚合工序成功运用，成功替代了原有进口纯尼龙齿轮[77]。由于碳尼材料拉伸强度比纯尼龙提高了 123%，弯曲强度提高了 107%，耐磨、耐温性明显提高，碳尼齿轮使用寿命达到原齿轮的四倍以上，使用周期可超过150天。

1.5.9 支撑石化“可持续、绿色、低碳”发展的关键技术取得进展

2013年，一批支撑石化“可持续、绿色、低碳”发展的技术开发进入工业示范阶段，并取得阶段性成果。

（1）茂名石化公司轻烃回收装置开车成功 6月15日，茂名石化公司15万吨/年轻烃回收装置成功建成投产，装置的成功投产，可以充分回收炼油常减压装置塔顶气和初顶汽油中的碳三、碳四轻烃组分，彻底解决茂名石化炼油原有轻烃回收装置干气不干问题，减少石脑油罐区挥发损耗，为化工装置增产优质裂解原料。该装置于2011年3月动工建设，2013年4月30日建成中交，总投资1.1亿元，设计原料为常减压初顶汽油和瓦斯，主要产品液化石油气、稳定汽油、干气。装置采用成熟、可靠的工艺技术，集中处理炼油四套常减压装置的瓦斯气及初顶汽油。碳三、碳四轻烃回收率高达10.69%，每年可回收16.13万吨，增创效益1.08亿元。与炼油分部现有的轻烃回收装置相比，该装置增加了压缩机压缩瓦斯气、吸收解吸及脱硫工艺，具有处理能力大，轻烃收率高，产品质量好等特点，实现了绿色清洁生产又节能增效的目的[78]。

（2）甲醇制芳烃流化床技术万吨级工业试验取得成功 具有我国自主知识产权的万吨级流化床甲醇制芳烃工业试验装置于2013年1月13日一次投料试车成功，打通全流程，装置运行平稳，考核指标达到工业技术开发的预期目标，并通过了由中国石油和化学工业联合会组织的现场考核和成果鉴定，鉴定委员会一致认为，清华大学的FMTA催化剂及成套工业试验技术开发创新性强，总体处于同类技术的国际领先水平。这一属于世界首套的万吨级流化床甲醇制芳烃工业试验装置，是在清华大学流化床甲醇制芳烃FMTA小试研究成果和FMTA催化剂开发与FMTA成套工业技术开发两项技术的基础的基础上，由华电煤业集团与清华大学合作在陕西省榆林市建成[79]的。这项甲醇制芳烃工业化技术，将成为消耗国内过剩甲醇产能的新途径。

（3）石化脱硝关键技术取得新进展[80]按国家标准GB16297—1996要求，现有的FCC装置再生烟气中NOx排放量必须小于120mg/m3，而自2011年7月起，新建的FCC装置再生烟气中NOx排放量必须小于50mg/m3，否则环评不予通过。FCC装置再生烟气中NOx排放量与原油种类和催化原料油种类有关，一般在350 mg/m3上下，需要增设烟气脱NOx系统。2012年底2013年初，经过两年的技术艰难攻关和紧张施工，拥有自主知识产权的催化烟气脱硝除尘脱硫技术在中国石化镇海炼化180万吨/年重油催化装置成功投用。脱硝单元采用FRIPP开发的FN-2 SCR脱硝催化剂以及FRIPP与宁波工程公司和镇海炼化合作开发的脱硝工艺专有技术及专用设备。到2013年2月初，已实现烟气脱硝、除尘、脱硫整体投运和烟气的达标排放。现场监测结果显示，其重油催化烟气中各项污染物排放浓度均优于国家标准限值，达到或超过设计性能，其中NOx经选择性催化脱氮反应转变为氮气，去除效果明显，净化气中的NOx浓度小于40mg/m3，达到了NOx允许排放相关标准（重点地区）规定的要求，这是拥有自主知识产权的烟气脱硝技术在国内大型催化裂化装置上的首次成功应用，这一中国石化“十条龙”科技攻关项目的工业示范成功，将为此技术在石化数十套催化装置上推广应用打下良好基础。

1.6 高油价下石化产业降本增效模式取得新进展

2013年高油价下我国石化产业降本增效模式继续得到充实和加强，在护航石化产业平稳前行方面发挥了重要作用。

1.6.1 高油价对我国石化产业的压力仍在加大

（1）国际油价高位振荡 2013年，地缘政治不稳与市场投机仍导致国际油价总体上保持在 100美元/桶上方高位宽幅振荡，全球石油消费增长进入一个相对较缓、相对平稳的时期，2013年世界原油消费量在41.71亿吨上下，增幅仅1.0%；所形成的世界石油供需相对宽松的局面，使世界原油价格总水平较上年有所回落[81]。布伦特现货年均价为108.66美元/桶，同比下降3美元/桶，而WTI与布伦特原油价格走势出现分化，WTI原油现货年均价为98.02美元/桶，同比上升3.8美元/桶。

（2）进口原油有增无减 根据国家统计局2014年2月24日发布的《2013年国民经济和社会发展统计公报》[82]，我国2013年原油产量2.09亿吨，同比增长1%。原油缺口由进口补充，2013年共进口原油2.82亿吨[83]，进口量同比增长4.0%；原油对外依存度创了新高，达到 57.4%，同比提高1个百分点。

（3）原油成本居高不下 我国 2013年进口2.82亿吨原油，花费美元达2196.5亿[83]。国际油价的居高不下、原油对外依存度的有增无减以及国产原油与国际油价全面接轨这三大因素使原油采购成本在我国炼化企业生产成本中的比例已近九成。其中原油对外依存度57%意味着我国有超过一半的原油需要在国际期货与现货市场上采购，不仅花费不菲，还在一定程度上会推高国际油价；而我国自产原油的定价与国际接轨意味着我国炼油企业加工的均是高价原油，例如大庆原油 2013年国内均价为104.1美元/桶，是以布伦特、迪拜、辛塔三地原油价格为参照进行定价和定期调整的。无疑，居高不下的原油成本对我国石化产业既是考验，也是挑战。

1.6.2 高油价下我国石化产业多管齐下采取降本增效措施

（1）改进原油资源获取机制初见成效 欧美老牌发达国家的石油石化企业“走出去”得早，故能用享有优惠价格的“份额油”来抵消一部分高价原油对成本的影响。我国大型石化企业也积极急起直追，依托国家出台的“走出去政策”，近两年重金投资海外油田以获取份额油，2013年我国企业海外并购总交易额达222亿美元，成为年度全球并购市场最大买家。2013年我国企业海外油气权益产量继续保持较快增长，并首次突破1.1亿吨[84]，其中中国石油5800万吨、中国石化 3000万吨、中国海油 1800万吨。

（2）调整装置结构，提高加工较低成本劣质原油的能力 2013年，石化企业通过调整装置结构，多采购、多加工较低成本的劣质原油取得较大进展，其中上海石化公司取得经济效益跻身中国石化炼化企业前三名的好成绩[85]。上海石化公司依托 2012年底投产的炼油改造工程建成的 390万吨/年可炼制高硫原油的渣油加氢装置，发挥能对原油资源择“劣”使用的能力，2013年全部采购高硫原油，不再采购原来每年逾200万吨的低硫原油，硫含量从原来的 1.68%上升到现在的 2.34%，API从原来的31.23下降到现在的30.48，原油重质化和劣质化程度显著提高，从而使原油采购成本大幅下降。

（3）开展炼油全流程优化工程 中国石化组织同行专家组帮助企业开展炼油全流程优化工程，在总流程、公用工程、节能减排、装置运行、设备运行等方面提出并实施一系列优化措施。扬子石化公司[86]通过炼油全流程优化工程，在2013年5月初建立能对包括从原油采购到产品调和在内的炼油全流程进行定量优化的RSIM模型，确立了111项优化措施，到9月份，已经完成航煤与重石脑油优化平衡、催化汽油停止回炼等27个优化项目，累计减亏增效超过约 1550万元。上海石化公司[85]2013年利用产品优化模型逐天计算产品边际效益，并将边际效益分成“放量生产区、监视区、减产区和关停区”四个区域，对于没有边际贡献甚至亏损的产品，坚决减产、停产，有效益的产品想方设法增产，并配置足高附加值产品的资源。炼油方面，首先是大幅增产有效益的航空煤油和汽油，通过启用原停工的RSDS汽油加氢装置，每月能增产3万吨航煤。其次是通过将汽柴比由原 1∶3.95大幅调整到 1∶1.75，有效益的汽油产量由原来每月8万吨增加到24万吨，其中高附加值的高牌号汽油产能由原每月1.5万吨提高到6万吨。成品油结构的这一调整，增效达到11.5亿元。化工方面，首先是于2013年关停了建于1973年的1号乙烯装置，该小乙烯装置在物耗、能耗方面都已落后，已经没有边际贡献。其次是2013年9月起阶段性关闭了效益较差的3号聚酯生产线，当月就减少亏损近600万元，而效益较好的对二甲苯、纯苯等产品放量生产。天津石化公司[87]2013年也进一步深化高附加值产品增量增效工作，低凝柴油、航煤等高附加值成品油销售量增加15%以上。茂名石化公司[30]在2013年根据市场变化优化化工与炼油物料互供，将乙烯装置区产出的抽余碳四、芳烃抽余油等低价值的副产品送到炼油，加工成高标号汽油组分等高价值的炼油产品，提升了各类产品的价值，增强了炼油的竞争力和盈利能力。

（4）提高渣油使用价值，渣油加工按效益分配渣油深加工有渣油加氢、渣油脱沥青、渣油焦化三种路线，但是企业发现，当原油价格高于100美元/桶时，由于焦化装置会将近30%的渣油变为低附加值的焦炭，因而焦化路线效益开始下滑，渣油加氢路线的效益要比渣油焦化高，渣油脱沥青效益居中。2013年，上海石化公司[85]采用渣油加氢与渣油脱沥青相结合的路线替代以往的渣油焦化路线，实现了渣油加工效益最大化。上海石化公司的渣油加氢路线由 390万吨/年渣油加氢装置和 350万吨/年催化裂化装置组成，渣油经高压加氢处理后进催化裂化，转变成更多的轻质高附加值产品，效益比焦化高出1000元/吨左右。上海石化公司还发现，渣油脱沥青路线总体效益要比渣油焦化路线高出480元/吨，因为渣油脱沥青路线能把渣油转换成了沥青和脱沥青油，沥青作为较高附加值的产品出售，而脱沥青油可作为催化裂化的原料。为此，上海石化公司在2013年将炼油部1号焦化装置关停，将2号焦化装置减了负荷。茂名石化公司[30]在 2013年也改变了原油采购结构，多采购劣质原油，降低采购成本。同时，相应加大了对劣质减压渣油的深加工力度。一方面，把性质较好的焦化原料转作渣油加氢原料多产蜡油；另一方面，根据生产附加值高的沥青产品比作焦化料每吨渣油可以高出300多元的市场行情，提升丙烷装置渣油处理能力，将全年沥青产量目标提升25%，突破100万吨，创A级高等级道路沥青生产历史最好水平。

（5）加大化工轻油的非油替代力度，降低乙烯原料成本 受美国页岩气乙烯蓬勃发展的启示，我国炼化一体化企业加大了对乙烯原料非油替代力度。上海石化公司依托改造后的炼油装置，从炼厂气中提取优质轻烃，送乙烯装置去替代较高成本的石脑油，从而将乙烯原料中石脑油的比例从 2012年的60.85%降低到2013年的26.96%，使乙烯原料成本下降4.1%，在中国石化排名第一。茂名石化公司按照分子炼油思路，细分物料，依托2000万吨/年炼油改扩建工程，采取一系列优化措施，为乙烯装置提供低成本优质原料。一是用一套常减压装置专门加工凝析油，生产饱和液化气及优质石脑油作裂解原料，把原作为裂解原料不十分理想的轻石脑油替代下来改作汽油调和组分；二是将重整拔头油实行分储分输，用作乙烯优质裂解料；三是优化催化干气提浓装置操作，增产富乙烯气，为乙烯增产高附加值产品提供条件；四是新加氢裂化装置成功投产后，加氢裂化装置尾油生产能力大幅度提高，降低了乙烯原料成本。

2 问题与思考

2.1 2013年我国炼油产业显现产能过剩

2.1.1 炼油产能过剩显现[25]

我国炼油能力从 2011年的 5.59亿吨/年增至2013年的6.27亿吨/年，年均增速达5.9%。而同期成品油年消费量增速从 2011年的 7.6%下降到3.5%。国内油品总体供过于求，富余成品油出口量由2011年的407万吨增加到2013年近一千万吨。从未来几年看，仍存在导致炼油能力过剩的诸多因素。首先是国内经济转型升级带来的中速增长将常态化，一定程度上将会影响成品油消费的增长；其次是随着动力电池汽车、LNG汽车等新能源汽车开始进入实质性的推广应用阶段，将会在一定程度上影响成品油消费的增长；再次是随着能直接替代石油基成品油的煤制油、生物质制油等替代资源产量的进一步增加，以及起间接替代石油原料作用的MTO/MTP、PDH以及SNG等甲醇基、页岩气基和煤基替代资源产量的增长，在一定程度上也会制约传统炼油能力的发挥。

2.1.2 化解炼油能力过剩的问题是个系统工程，需要上下各方共同努力

我国炼油能力过剩的问题已引起多方关注，政府有关部门正在加强宏观调控力度，一方面在进一步严控炼油新开项目审批的同时，推迟一些已批炼油项目的建成投产时间；同时骨干企业也开始对炼化业务的投资强度向适度方向作出调整[88]。另一方面政府通过设置装置规模门槛、环保减排门槛和成品油质量门槛，加大了淘汰落后炼油产能的力度。随着这些举措的实施，预计在调控炼油能力与转型升级期国内油品消费基本实现同步增长方面会取得成效，从而保证炼油行业继续稳步健康发展。从测算情况看，2014年我国炼油能力增速超过前3年的平均值，若炼厂开工率和国内经济增长保持 2013年水平，则2014年我国成品油供过于求的状况可能难以缓和，成品油净出口量将可能继续增加。

2.2 爱护和坚持行之有效的中国特色石化运行模式

2.2.1 我国石化运行模式的中国特色

在计划经济模式向社会主义市场经济模式转变中，我国石化产业经历了30年的发展历程，经不断探索、磨合与改进，成功创立了一套适合国情的中国特色石化运行模式。其特色之一是国有炼厂占主导地位，政府鼓励依托国内炼油企业满足成品油内需，国内成品油生产与供应完全实现了自给，国产成品油在数量、品种和质量档次上均满足了内需。特色之二是原油进口专营。特色之三是市场定价与政府定价相结合的综合定价机制。即原油价格政府放开，成品油价格政府定价，石化原料与石化产品的价格随行就市。企业进口原油随国际价格，没有政府补贴；而国产原油国内交易定价也随国际油价，并上交国家资源税。成品油价格由政府定价，其价格形成机制也在不断透明和微调进化中，这有助炼油产业平稳运行。

2.2.2 可以调整但不应放弃原油进口专营的政策

我国原油进口专营政策有着历史功绩，也有着现实意义。一是有利于炼油产业稳定运行，控制产能过剩。尤其是目前炼油能力已经过剩，对原油的进口实行宏观调控，是政府调控抑制产能进一步扩大的重要手段。二是有利于炼油企业稳定运行。炼油企业负有为国民经济生产和供应重要能源的责任，国家的日常经济运行和国防安全须臾离不开成品油的供应，国家有责任维持现有运行良好的炼油产业结构和包括原油进口专营在内的宏观管理机制。三是原油进口专营可以改革调整，但是力度和节奏要适当，尤其是扩增原油进口商务要慎重。这方面要吸取钢铁行业铁矿石进口专营放开后对进口矿石价格的控制力大幅降低，造成我国钢铁行业经济效益连年低下，沦为为国外铁矿石生产商打工的教训。为避免石化产业重韬钢铁产业的覆辙，原油进口不能搞千军万马。

2.2.3 现行成品油价格机制仍应坚持

中国现行的成品油价格机制属于准市场机制，体现了中国特色，至今发挥着良好作用。其特点是成品油价格由政府定价，定价既参考国际成品油价也要顾及国内民众收入水平，并随原油价格变动定期调价，因调价不及时等因素所造成的国有炼油企业的大额亏损由国家财税适当补偿，这一定价机制较好地平衡兼顾了成品油消费群体和炼油企业的利益。发达国家的成品油价格一般含税较高，随行就市，但是由于他们均有老牌的石油石化跨国公司在产油国拥有投资份额油，这部分原油对投资方而言是便宜的，其价格构成大体上只反映了固定成本、变动成本和必要的利润，与原油在流通与市场销售环节涨出的价格无关，而非投资方只能在市场上购买期货原油或现货原油，其价格构成除了固定成本、变动成本和必要的利润外，还包含有原油在流通与销售环节涨出的那块价格，显然纯炼油商购买拿到的油价与原油投资商兼炼油商相比，肯定会较贵。而国际成品油价格一般来说应当反映并能够消化原油的市场采购成本、炼制与销售成本，加上必要的利润以及国家税费。因此，对发达国家的纯炼油商而言，通过高进高出或低进低出的顺价方式，也能够维持其良性运行；而那些还享有份额油权益的炼油商显然就能获得更多的炼油毛利，或者说其抗原油价格高企和保持成品油价格平稳的能力更强。相比发展中国家，由于居民收入无法与发达国家相比，国家普遍采用控制成品油价的政策，让百姓用得起，为此印度、巴西等发展中国家为维持炼油企业的正常运行，均采用形式各异的国家补贴政策。

2.3 消除尾气排放、治理雾霾天气仍存软肋

近期针对形成雾霾的主要因素，如车辆尾气排放、燃煤排放、餐饮排烟、工地扬尘等，多管齐下采取治理措施，其中车用汽柴油质量升级在 2013年已经取得重大进展。根据2013年初国务院常务会议加速推进油品质量升级的决定，车用汽油国家标准（GB17930—2013）已经公布，共含有第Ⅲ、第Ⅳ、第Ⅴ等三个阶段的标准，其中第Ⅳ阶段车用汽油标准（硫含量不大于50mg/kg）已经从2013年底起全国执行；车用柴油国家新标准 （GB 17147—2013）也已经在2013年6月发布，共含有第Ⅲ、第Ⅳ、第Ⅴ等三个阶段的标准，其中第Ⅲ阶段车用柴油标准（硫含量不大于150mg/kg）正在执行，并规定2014年底全国执行第Ⅳ阶段车用柴油标准（硫含量不大于 50mg/kg）；2017年底全国将同步执行第Ⅴ阶段车用汽油和车用柴油标准（硫含量不大于10mg/kg）。国务院特地要求中国石油、中国石化和中国海油等央企要首先如期完成装置与设备的改造任务，确保按照汽、柴油标准升级实施时间如期向全国供应合格油品。有调查表明，在汽柴油质量升级已经实现京标Ⅴ标准的北京，车辆尾气排放对形成PM2.5的贡献占到约22%，为此，需要继续对包括油品质量升级和内燃机具性能提高在内的车辆尾气排放进行深入治理，包括消除当前还存在的一些软肋。

2.3.1 对汽柴油标准上存在的双轨制应补充应对措施

一是全国柴油标准的双轨制，使车用柴油质量档次提高的作用打了折扣。我国目前有两个柴油标准，一个是高速柴油机用的车用柴油标准（GB 17147—2013），另一个是拖拉机等低速柴油机用的普通柴油标准（GB 252—2011）。从用途而言，两种柴油均有不同的用途，有存在的合理性，然而，值得注意的是从环保视角看，两种柴油的硫含量限值指标需要完全同步，而之前，两个标准规定的柴油中的硫含量不一样，加上存在柴油卡车使用普通柴油和农用车进城等现象，这些使用普通柴油的车辆所排放的尾气会大幅度抵消车用柴油减排的作用。现今，两个标准规定的第Ⅲ阶段车用柴油标准（生产国Ⅲ车用柴油）和普通柴油的硫含量限值均为不允许超过 350mg/kg，这在全国范围内没有矛盾，但是到2014年底，车用柴油全国将实施第Ⅳ阶段标准（生产国Ⅳ车用柴油），其硫含量不允许超过50mg/kg。那问题是普通柴油的硫含量限值能否也能紧跟着国Ⅳ车用柴油，同步修订为不允许超过50mg/kg呢？普通柴油标准应尽快出台降低硫含量限值的修订单，不要再有过渡期。二是存在车用汽油和车用柴油标准实施地域上的双轨制。京、沪、穗等大城市及江苏部分城市实际执行的是相当与国Ⅴ车用汽油和柴油标准的地方标准，对减少大城市空气污染起到了一定的作用，但是由于其周边省市执行的仍旧是老标准，而移动的汽车往往能模糊这种标准上的地界，因此，这种事实上存在的汽柴油标准的地域双轨制，使得进一步降低大城市空气污染的措施效果打了折扣。

2.3.2 柴油重卡尾气脱硝势在必行

2011年全国柴油车排放的NOx和PM分别接近汽车排放总量的70%和90%。为降低我国国Ⅳ阶段的重型柴油车排放尾气中的NOx含量，采用机内净化+机外净化是实现柴油重卡尾气脱硝进而治理雾霾的必由之路。机外净化采用选择性催化还原技术（SCR）是针对柴油车尾气排放中NOx的一项后处理技术措施，即在排放前向高温尾气中喷入尾气处理液（32.5%的尿素溶液），在催化剂的作用下，尾气中的NOx被还原成无害的 N2和 H2O。北京是国内最早实施柴油车国Ⅳ排放标准的城市，但是主要是公交车使用，建议随着国Ⅳ排放标准的强制推行，在进特大城市的柴油重卡上配套实施尾气的 SCR机外净化。

2.3.3 事实上存在的车油不同步使排放标准执行效果大打折扣

治理尾气污染，油品标准先行，目前标准发布和清洁油品的生产已经走上正轨。但是用油车辆内燃机本身排放性能的管理监控环节存在漏洞，主要是对在役旧车排放的管理失之过宽。表现在一是现有大城市对内燃机本身排放不达标的老车（黄标车）并不全部禁止上路，大量在役黄标车的运行使汽柴油质量升级的效果大打折扣，因此，需加快对黄标车的合理淘汰和推行对暂时允许运行的黄标车实时尾气检测的措施。二是不达标柴油大货车允许半夜里在市区行驶等做法也是造成雾霾加剧的重要原因，这种城市交通的粗放管理使特大型城市油品清洁化的效果打了不少折扣。

2.4 页岩气重振美国石化产业对我国的启示

2.4.1 美国的页岩气革命

页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。2000年以来的美国页岩气革命，使当时仅占美国天然气供应总量 1%的页岩气，十年后，即到了2011年底，已经占到了30%，2012年美国页岩气产量达到 2653亿立方米，占美国天然气总产量的37%[89]。美国页岩气伴生的凝析液 NGL平均在6%～7%，NGL中主要成分为乙烷和丙烷，其中丙烷含量在30%左右。不同地质构造、不同区块页岩气中乙烷、丙烷组成差别较大。NGL中的丙烷脱氢后可获得丙烯，而乙烷经裂解获得乙烯。随着美国页岩气开发成功，美国天然气价格目前维持在不到5美元/MMBtu的低价，乙烷的价格2012年也仅在10美元/MMBtu左右，远低于2012年石脑油现货价格20美元/MMBtu的水平，EIA预计在2018年以前，美国天然气价格将保持在 4美元/mmBtu左右（相当于人民币1元/立方米）。

2.4.2 低价页岩气使气体原料的乙烯装置和 PDH项目受益

乙烯原料是影响乙烯成本的主要因素，在乙烯生产中，原料在总成本中所占比例高达70%～75%。页岩气革命使改变烯烃原料路线有了可能，美国2011年乙烯装置的原料中乙烷已经占到70%，石脑油仅占5.7%，而中国乙烯2012年石脑油仍占64%，欧洲乙烯石脑油也高达 59.7%。高利润使北美乙烯开工率达到90%以上，而亚洲和欧洲仅为70%左右。页岩气革命使世界化工业制造中心重新回归美国。过去两年，美国化工领域已经宣布了逾50个新建项目，以利用页岩气和凝析液供应充足且具有价格优势所带来的竞争优势。迄今为止，陶氏化学、壳牌、南非沙索、台塑、雪佛龙菲利普斯化学、CP化学、利安得巴塞尔、英力士等都提出了利用廉价天然气建设大规模的裂解项目的建设计划，北美新建乙烯装置项目总计新增乙烯年产能900万吨，2017年美国乙烯年产能将达到3500万吨。美国页岩气凝析液中丙烷的大量产出也促使利用廉价丙烷原料建设丙烷脱氢（PDH）项目大量开工，已有7套在建，将在2015年陆续投产。

2.4.3 页岩油气助推美国经济复兴已引起我国政府高度重视

近几年页岩油气重振美国石化产业、助推美国经济复兴的事件引起了我国政府的高度重视。据美国能源部能源信息署的报告，我国有36万亿立方米的页岩气技术可采资源量，占全球187万亿立方米总页岩气技术可采资源量的20%，在资源方面有较好的基础。目前我国已批准建设涪陵等4个国家级页岩气示范区，截至2013年底，我国已完成页岩气钻井约150口，页岩气总产量接近2亿立方米。

中国石化在国内为化工装置找到首块页岩气田。2000年以来，随着页岩气原料的出现，2013年全球乙烯总产能达到 1.54亿吨/年，其中美国的乙烯原料中乙烷已经占到 70%以上，中东在 2013年建成的 1600万吨乙烯年产能几乎全部以油田伴生气中的乙烷、丙烷为原料，比石脑油路线具有明显成本优势。受原料成本压力，日本已在关停本土石脑油裂解装置，日本国内乙烯产能已锐减至 300万吨/年。中国烯烃产业也受到前所未有挑战，尤其是随着国际原油价格的不断高企，乙烯主要原料石脑油的价格节节攀升，致使东亚乙烯价格比中东和美国要贵出2000元人民币/吨以上，这使我国乙烯企业的生存遇到前所未有的严峻挑战。为此，我国的石化企业高度重视新型的乙烯原料页岩气，把生产页岩气看作是应对美国和中东廉价乙烯竞争的重要手段，具有上中下游一体化能力而且乙烯生产能力国内最大的中国石化开始致力于页岩气的勘探开发。经过几年努力，中国石化依托自主开发的一整套页岩气勘探开发技术，包括水平段长度能达到2100m的水平井打井技术和自研的 3000型先进压裂车，终于在2013年取得了我国页岩气勘探开发的重大突破，在重庆涪陵发现了大型的页岩气田。涪陵页岩气田是中石化发现的我国首个大型优质海相页岩气田，埋深小于 4500m的有利区块面积近4000km2，页岩气资源量达到2.1万亿立方米。产能建设进展上，在2012年11月28日涪陵焦页1HF井钻获20.3万立方米/日的高产页岩气流的基础上，2013年已建成页岩气产能6亿立方米/年，2014年将加大页岩气开发力度，计划新建产能 18亿立方米/年，2015年底将建成产能50亿立方米/年，2017年建成年产能100亿立方米的页岩气田，相当于建成一个1000万吨级的大型油田。新建产能的产气稳定性也很好，截至2013年底，焦页1HF井按6万立方米/日定产试采，已持续稳定生产480天，焦页6-2HF井目前产量32万立方米/日，已持续生产170天[90]。页岩气产量上，2013年在重庆涪陵地区焦石坝页岩气产区投产4口井，日产气总量达55万立方米，折合年产页岩气约1.98亿立方米[91]。

2.4.4 页岩气的化工和交通运输利用初见成效

中国石化在国内找到首块页岩气田。涪陵页岩气产自干气区块，甲烷含量高达98.26%，不含硫化氢，但丙烷等 NGL含量较低。自实现了规模量产以来，首先受益的是距离焦石镇20km的重庆市建峰化工集团，通过新修建的一条直通涪陵工区白涛集输站的管线，实现了页岩气稳定直供，2013年建峰化工使用涪陵页岩气2亿立方米，建峰化工的第二套大化肥装置也创造了连续运转210天的最长纪录。此外，重庆市公共交通系统是涪陵页岩气的第二个受益者，中国石化重庆石油公司采用页岩气（CNG）的模式用槽车将压缩后的CNG转运到重庆市，成功地为重庆公共交通系统供应绿色燃料，2013年共运销涪陵页岩气CNG 1220万立方米。目前，在稳固 CNG终端销售的基础上，正在计划将涪陵页岩气制成运输更灵活的液化天然气（LNG）作为重庆市的绿色汽车燃料，为此，中国石化和重庆市已经决定在涪陵区合作建设全国首个年产 68万吨页岩气 LNG的工厂。此外，涪陵页岩气的开采成功，也为中国石化唯一的天然气化工企业——四川维尼仑厂建设第二个百亿川维带来更大希望，当初就是普光气田的开发成功，使得30万吨乙酸乙烯项目得以建成，从而成就了第一个百亿川维。目前，正在组织开展川维输气站高低压系统改造，通过重庆燃气集团长寿-南川管道将涪陵页岩气反输至川维输气站，为川维厂低压系统供气。工程完工后，具备向川维厂供应320万立方米/天低压气的能力。同时，中国石化正在筹建涪陵页岩气外输管道，以便与川气东送管道交接，将部分页岩气输往华中、华东地区[92]。

2.5 PX 焦虑事件折射出石化科普的重要及企业的责任

2.5.1 PX 焦虑事件表明了石化产业科普工作的不可或缺

PX是对二甲基苯（p-xylene）的简称，是800万种芳烃中的一种，是重要的一级有机原料，用于生产聚酯纤维和聚酯树脂。生产PX的原料来自炼油装置的石脑油和石脑油裂解制乙烯装置的裂解汽油。目前，国际上制取PX主要通过石脑油芳构化、甲苯歧化、二甲苯异构化并结合多种先进分离手段，由大型芳烃联合装置来生产，由于联合装置流程复杂、技术密集，对石脑油的依赖性又强，所以往往多建在炼油-乙烯一体化的石油化工企业中。对于这种低毒、有用、与百姓穿衣喝水紧密相连的重要基础原料 PX，近几年来却受到一部分民众的质疑，因为他们以为PX是剧毒物质，也有少数不属于化工专业的专家也有这种糊涂认知。对于这种对 PX性质的误解，有必要重视科学知识的普及，让民众消除恐惧心理，因为实际上PX是与汽油类似的低毒化工产品，不属于危险化学品，实际汽油中也含有混合二甲苯。此外，对PX装置的安全距离也应予以相应的科学澄清。与具有PX焦虑的民众所要求的安全距离应当达到 100km的毫无科学依据的诉求相反，发达国家或地区的很多PX项目就被批准建设在市区附近[93]，比如美国休斯顿PX工厂距城区1.2km，荷兰鹿特丹PX工厂距市中心8km，韩国釜山PX工厂距市中心4km，新加坡裕廊岛埃克森美孚炼厂 PX工厂距居民区0.9km，日本横滨NPRC炼厂PX生产基地与居民区仅隔一条高速公路，台湾中油的PX工厂在高雄市区附近。近期，当地政府和企业向民众进行了大量的科普宣传和解释，政府站在维护经济安全的高度，重视和支持石油化工这一支柱产业，对石化产业中PX环节上的国家利益予以了足够的维护，保护来之不易的 PX产业。不少知名化工专业的院士和专家也挺身而出[94-95]，耐心深入地在中央媒体上宣讲了有关PX的科学知识。中国科协会同中国化工学会和中国化工信息中心还及时地联合主办了全国PX论坛，院士和专家围绕民众焦虑的热点发表了他们的观点和发布了大量的科学知识[96]。国内主流媒体纷纷作了及时客观的报道。一段时间以来有的放矢的科普宣传，客观上使目前民众的PX焦虑得到了明显的缓解。

2.5.2 围绕PX焦虑的沟通彰显出石化产业的责任

（1）PX对中国民生十分重要，国际竞争在所难免 人们日常生活中，穿衣用的涤纶、喝水用的聚酯瓶、开车用的轮胎帘子线均离不开 PX。作为人口大国的我国从 2010年起已经成为世界最大的PX消费国[40]，当年消费量超过900万吨，占全球32%。2013年，我国的PX表观消费量增加到1657万吨，而PX的自给率仅为46.5%，这致使2013年我国PX进口量创下历史最高，达到905.3万吨，同比增长44%，进口依存度53.5%，上升了9.4个百分点。PX主要进口自韩国、日本和台湾三地，分别为281万吨、217万吨和163万吨，从上述三地的 PX进口量占了我国2013年进口 PX总量的73%。预计2014年中国PX 进口量仍会保持在900万吨左右；预计2020年中国PX需求量约2880万吨，同期产量约2200万吨，缺口达680万吨。如果国内不再生产 PX，全部向国外购买，那么，我国买什么、世界贵什么的规律就会起作用，因为我国是人口大国，又正在建设小康社会，到国际市场大量购买肯定会推高价格，国际油价就是一个很有说服力的例子。因此，我国必须加强自主PX产业的建设。实际上，我国生产PX已经具备了很好的产业基础，包括拥有较丰富的原料来源、较大规模的PX产能以及坚实的技术基础。我国的炼油厂2013年生产了作为化工原料的石脑油2868万吨，乙烯厂的裂解汽油也是 PX 的好原料；PX产能方面，到2013年国内PX产能达到1163万吨/年，产量达到830万吨，当年新增285万吨/年PX产能，包括腾龙芳烃80万吨/年的二号装置、彭州石化65万吨/年装置以及海南炼化60万吨/年装置。建设PX装置的成套工艺技术方面，2013年，我国突破长期以来一直采用进口成套技术建设PX装置的局面，开发拥有了自主知识产权的大型联合芳烃技术，海南炼化采用此技术建成了60万吨/年级大型联合芳烃装置并成功投产运行，从而使我国中国石化与美国UOP和法国Axens一样，成为世界上三个PX成套技术专利商之一。然而要自己做 PX，就免不了触动现有的PX固有利益格局。近年来我国大量进口PX，形成了包括PX进口商、境外PX出口商、境外PX生产商等众多环节在内的PX利益链，毕竟这是上千亿元人民币的巨大商机。我国PX自产能力快速增长和开始具备靠自主技术制造PX的能力会形成对这一PX利益链格局的触动，我国的石化企业和有关部门应当深刻理解随之而来的竞争，务必予以足够的重视。

（2）以 PX焦虑为鉴，石化产业需提升 HSE以适应经济社会发展变化 随着我国富裕程度的提高，民众环保意识也在同步加强，老百姓更加重视居住区环境质量和留住碧水蓝天，石化企业必须予以理解和重视。首先，石化企业应当把健康、安全、环境（HSE）当作生命线，要借当前举国处理 PX焦虑事件的东风，豪不犹豫地提升 HSE的管理层级，做实HSE的管理职责，将实施安全与节能减排项目、推进碧水蓝天工程、推行装置职工职业健康跟踪调查、及时总结公布PX生产装置安全运行事例、加强石化科普宣传等纳入HSE管理体系。其次要重视PX 制造全过程的安全和清洁，并落实相应措施。PX本身毒性的确很小，但是对生产过程中产生的一些联产物和副产物也要加以重视，如邻二甲苯、苯以及石脑油中含硫杂质加氢预处理时会产生少量硫化氢等，企业应落实相关技术措施和管理制度。三是善于吸取境内外应对民众PX项目焦虑的有益做法和经验。境内境外处理PX项目的共性点是尊重驻地民众的民意，重视民众的参与并与之互动，邀请群众代表实地考察，环境评估中也能够让民众代表参与进来，及时主动地加以疏导及解惑。如国内福建漳州的PX项目最终得到95%的居民支持，源于细致的群众工作，不仅充分公开信息，而且组织居民代表远赴日本、新加坡实地考察PX生产装置。而境外的新加坡裕廊岛PX工厂、日本横滨PX生产基地都设置有公众参观日和民众代表监督会，定期与民众沟通并邀请参观PX生产装置。

3 2014年石化行业展望

进入2014年，世界经济缓慢回升，国际油价走势受美国经济数据提振而保持高位振荡；我国经济将持续稳步发展，预计GDP增速与2013年持平或略低；产业结构不断调整，城市化进程进一步加快，为国内石化产品提供广阔的发展空间，多数石化产品需求增速加快。

3.1 成品油

专家预测[91]，2014年我国石油需求增速将在4%左右，达到 5.18亿吨，炼油景气继续延续；石油对外依存度将上升到58%以上；成品油供需宽松度将进一步扩大，将推动成品油出口增速超过30%。安迅思（ICIS）预计[97]，2014年中国主营炼厂原油加工量呈上涨走势，涨幅在（2300～2400）万吨，合约涨 5%。预计随着石家庄炼油厂和扬子石化公司炼油改扩建项目年内投产，中国石化2014年原油加工量增幅将在 5%左右。随着四川石化炼油项目投产[98]，2014年中国石油原油计划加工量或比去年攀升5%～6%。炼油清洁生产上，2014年在事关自身生存的两个重大课题上要有所作为：一是成品油质量改进，到2014年底我国炼油厂必须完成相关装置改造，能够生产并向社会提供第Ⅳ阶段标准车用柴油（硫含量小于50mg/kg）；二是实质性推进石化碧水蓝天工程，要全面实施FCC装置再生烟气脱硫脱硝除尘设施配套，认真开展消除装置区异味和火炬的工作，加快向欧美日水平的都市型炼油厂迈进。

3.2 乙烯

2014年我国将有 12套新建装置投产[9]。新增乙烯年产能368万吨/年，总产能增至2191万吨/年，较2013年增长20%。其中中国石油四川炼化公司80万吨/年乙烯装置于3月23日一次开车成功，产品质量全部满足或优于标准要求[98]。其余新增产能大部分来自MTO项目，有11个MTO项目将投产，合计年产能达288万吨/年，占比达78%。预测2014年国内乙烯产量将达到1972万吨，较2013年增长21%。2014年我国传统石脑油乙烯产业除面临着国内煤制烯烃的产能不断扩张的竞争外，还会继续承受国外页岩气乙烯更为强劲的挑战，2014年美国基于页岩气扩产的乙烯产能将超过80万吨/年，这将影响世界乙烯产业的供需平衡，令全球乙烯市场竞争不断激化。此外，中东国家凭借着其丰富而廉价的轻烃原料，生产的乙烯及衍生品在全球乙烯产业拥有明显的成本优势。因此，传统乙烯装置 2014年在事关自身生存的两个重大问题上要有所作为，一是石脑油原料的非油替代，二是生产差别化产品。石脑油原料的非油替代上需要一体化的炼油厂配合，多提供各类轻烃原料，以降低乙烯、丙烯的生产成本。生产差别化产品上，要多产页岩气乙烯和MTO/MTP装置不具原料优势的石化产品，如合成橡胶、高档共聚树脂和工程塑料等。

3.3 丙烯

丙烷脱氢（PDH）和甲醇制丙烯（MTO/MTP）将成为丙烯原料多元化的主流技术。以进口丙烷或甲醇为原料，打造丙烯及下游产业链，已经成为沿海化工企业的新选择；页岩气的发展有利于中国丙烷脱氢和甲醇制烯烃的原料供应，美国页岩气副产丙烷已经超出了其国内需求量，出口成为必然选择，预计2014年出口量将达到350万吨，将成为我国沿海大批新建丙烷脱氢项目的丙烷原料供应来源之一。浙江有3套丙烷脱氢项目正在建设，分别是宁波海越位于北仑的60万吨/年装置、浙江三锦石化位于绍兴的45万吨/年装置、浙江卫星石化位于嘉兴平湖的45万吨/年装置，这些项目预计在2014年陆续建成投产。

3.4 芳烃

2014年国内有60万吨/年PX产能投放，投放时间在上半年，全年装置能开工的时间较长。因此，预计2014年国内PX产量相对于2013年显著增加，预估2014年国内PX产能在1050万吨左右，需求在1800万吨左右。也就是说，还要770万吨的进口量才能满足国内需求，虽然进口需求较2013年有所减少[70，99]。

3.5 合成树脂

2014年我国建筑、包装、电子电器及汽车行业的增长，将成为拉动合成树脂需求的主要动力，五大合成树脂需求将继续保持平稳增长，预计 2014年我国合成树脂需求在6550万吨左右[100]，年增幅为4.5%。但是预计2014年由于产能过剩及经济增长速度放缓等因素的存在，对合成树脂产业而言总体景气度不会太高。

3.6 合成橡胶

预计 2014年我国合成橡胶需求量在（440～450）万吨左右，同比增长 6%～8%，增速与 2013年持平或略有加快。预计2014年总能力将达到580万吨/年左右[101]，装置利用率仍将处于低迷状态，新增的74万吨/年产能中丁基橡胶占27万吨/年，增加最多；其次是丁苯橡胶和顺丁橡胶，分别为18万吨/年和13万吨/年。

3.7 向能源化工转型方面

我国传统石化产业为应对持续高位的国际油价，已经选择了向能源化工的转型之路，其中以煤替代石油，积极发展现代煤化工，是石化产业实施资源战略和差异化战略的必然选择，也是我国传统石化产业为自身生存和发展，进而提高国际竞争力的重要举措。2014年，随着国内能源化工需求不断增长和相关新技术日趋成熟，现代煤化工发展面临新的战略机遇，重点将在以下四方面取得新进展。

（1）20万吨/年煤制纤维级乙二醇技术 2014年要开好湖北化肥 20万吨/年煤制乙二醇示范装置，稳定生产出聚酯级乙二醇产品。

（2）扎实推进世界级现代煤化工项目建设2014年是世界级中天合创 360万吨/年甲醇制烯烃示范项目启动建设的第一年，其中煤气化装置已经于2014年3月动工兴建。世界级80万吨/年新疆煤制天然气示范项目2014年仍处於项目前期阶段，重点是吸取先行SNG项目的经验教训，尤其要选好适应当地煤质的煤气化技术，在做好当地煤长周期试烧验证方面做足功课。

（3）积极创建广谱现代煤化工并以多种方式与传统石化企业紧密融合 首先是依托以煤制油和煤制烯烃为代表的具有中国特色的现代煤化工的产业化示范已经初战告捷的坚实基础，通过不断提高在大型煤气化、煤制烯烃、煤制氢、煤制油领域的装置研发与工程放大水平、累积并丰富宝贵的工业示范装置长周期商业运行经验，2014年在煤气化、煤制芳烃、SNG、GTL和甲烷偶联等五大领域紧跟国内外先行研究进程，加紧开发急需的关键工程技术，以供项目建设之需。总之，石化产业需再接再厉，在现代煤化工技术上进一步推进工业示范及深度工业示范，尽快拿到一批具有自主知识产权的成熟工业化技术。

（4）积极稳妥地发展生物质化工和页岩气化工 2014年，期待在生物质航煤、生物柴油生产上取得成熟的工业化技术与大批量产品；在纤维素发酵制燃料乙醇、油藻制油和生物质制化学品方面早日取得中试及以上规模的技术突破。同时，期待在页岩气化工上取得更大突破，预计2014年页岩气产量达到10亿立方米左右，如果其中部分是湿气，那么无疑对我国乙烯装置而言是福音。可以预见，随着我国石化产业高层对现代煤化工为主的石化二次创业的日益重视，新一年里石化原料的煤炭替代和构建具中国特色的“煤油化一体化新模式”等方面会取得新的进展。

可以预期，随着我国新型工业化、城镇化、农业现代化持续推进以及国家创新驱动战略实施，国内对交通运输燃料、筑路沥青、化学建材、车用石化材料、纺织用合成纤维等石化产品的需求将得到更大程度释放，经济社会发展需要石化产业提供充足的能源和材料，这是2014年我国石化产业平稳运行的重要基础。相信我国石化产业在2014年的实际运行中，将依托这一重要基础，遵循着重本质安全、重视节能减排、推行绿色低碳、加快结构调整的理念；继续创新运用行之有效的高油价下石化产业降本增效模式和经验，持续攻坚克难，克服产能过剩，决胜市场竞争，在不断提高经济效益方面取得新业绩；在发挥企业技术创新主体作用、产品结构向基础加高端转变方面取得新进展；在践行可持续发展、加快原料结构向能源化工转变方面取得新突破。总之，石化产业 2014年呈更加积极复苏态势几成定局，石化产业必将继续为我国经济社会发展做出支柱产业应有的贡献。

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