炼化行业现状及优势在哪？

炼化价差走出低谷期。

1.炼化行业整体运行进入良性发展阶段

我国原油加工数量呈缓和增长趋势。据中石化统计，2022 年，我国炼油能力约为 8.92 亿吨/年，据钢联数据，我国 2022 年全年共加工原油 6.89 亿吨，开工率约为 77%；2023 年， 新增中石化广东石化 2000 万吨/年炼化装置的基础上，加工原油提升至 7.65 亿吨，同比增 加 11%，开工率达 84%。2024 年 1-2 月我国共加工原油 1.25 亿吨，同比增长 4.59%，延 续年前增长态势。

炼化价差走出低谷期。通过长周期梳理可以发现，原油催化裂化价差与原油价格呈拱形 相关关系，即油价由低到高的变动过程中，对加工价差起到正向支撑作用；而油价高出可承 受范围时，成品油跟涨幅度有限，价差缩小，降低行业的开工积极性，如 2022 年上半年期 间，油价位于 110-130 美元/桶之间，价差一度跌破 200 元/吨。当前油价恢复至中高位震荡 区，对裂解价差有明显支撑作用，自 2023 年年末以来，价差维持在 1200-1800 元/吨，行业 开工率随之提振。

化工行业基本面数据有所改善。我国化学原料和化学制造品制造业工业增加值自 2022 年下半年以来持续增长。从需求端来看，2023 年化工行业整体呈弱复苏态势，下半年随着 宏观环境的改善，修复程度显著增加。从价格端来看，以石脑油裂解价差为代表的化工品价差也在缓慢修复。截至 2024 年 3 月，石脑油裂解价差恢复至 151.66 美元/吨，较 2023 年 平均价差增长 15%。

我们认为油价维持在 60-80 美元/桶之间，炼化整体盈利稳定；油价从底部反弹的过程 中，行业整体盈利会扩大。2010 年至今，油价变动可分为六个阶段：2011-2014 年国际油 价暴涨，炼化行业 ROE 初期受到高油价支撑，但持续高油价压力下，压制行业利润；2014- 2016 年及 2018-2020 年间，油价保持低位，行业受景气度影响，收益同样低迷；2020 年至 今，油价在中高位震荡，行业盈利存在改善趋势。

当前油价稳定在中高位，公司凭借炼化工艺优势保持稳定利润。油价维持在 60-80 美元 /桶之间，炼化整体盈利稳定；油价从底部反弹的过程中，行业整体盈利会扩大。公司的原油 加工适应力强，即使在中高油价下，仍可以通过加工劣质油及独特的炼化工艺中获取稳定利 润。自 2019 年公司 2000 万吨/年的炼化一体化项目实现全面投产，已经历过石化峰谷周期。 我们认为随着国内炼化参与到海外的竞争以及下游需求恢复，公司的盈利能力将会进一步增 强。

2.炼化环节打破传统工艺路线，放大产品成本优势

2.1.沸腾床加氢裂化，降本增效

与传统型炼厂相比，新型炼化企业会对催化重整、渣油加氢裂化等装置规模进行放大， 对催化裂化、延迟焦化等装置进行缩减。恒力石化采用加氢裂化装置替代重油催化裂化装置。 恒力石化的渣油加氢装置采用的沸腾床工艺，很大程度上解决了重油无法吃干榨尽的问题， 使原油利用率提高 5%，增产高附加值化工品多达百万吨以上。 渣油加氢的核心在于脱除渣油中的杂质（氮，硫，残碳，金属），转化沥青质与加氢热 裂解使得重油向轻油转化的作用。沸腾床加氢技术具有灵活的产品调变性，可根据炼油厂产 品需求配置后续加工流程，如生成清洁油品、多产化工原料、解决高硫石油焦问题或生产低 硫船用燃料油等,可为不同炼油厂“量体裁衣”。 相对于其他渣油加工手段，沸腾床加氢具有较高的渣油转化率，可将渣油中较多的重馏 分转化为轻质蜡油、柴油和石脑油馏分，然后配置灵活的加氢裂化工艺流程来进一步将蜡油 和柴油轻质馏分转化为适宜生成烯烃等化工原料的石脑油馏分，实现渣油到化工原料的高效 转化。 由表 6 可见：重石脑油具有较高的芳烃潜含量，是优良的芳烃重整原料；喷气燃料具有 良好的燃烧清洁性，烟点为 27.4 mm；柴油十六烷值指数较高，可作为清洁柴油调和组分或 循环到加氢裂化装置进一步裂化；加氢尾油的 BMCI 低于 10，达到 7.9，是优良的蒸汽裂解 制乙烯原料。

目前代表性的沸腾床工艺为 Axens 的 H-oil 工艺与 CLG 的 LC-Fining/LC-MAX 工艺。 恒力采用的 Axens 的 H-oil 工艺流程如下，装置的设备核心在于沸腾床反应器与沸腾泵。沸 腾床的床层数量达到20多层，每层催化剂作用各不相同。前端主要预处理，脱除金属（HDM）， 脱硫（HDS）,脱氮（HDN），脱沥青质（HDA），后端主要以加氢热裂解（HCK）为主。

因为有先进的重油加工装置，所以恒力石化所用原料大部分为重质油（劣质油），假设 重质油能节约 0.5 美元/桶，恒力石化 2000 万吨炼化项目可以节省约 5 亿元。

2.2.全加氢工艺，氢气产率全国居首，煤制氢成本较低

催化重整副产氢气，是重要的制氢来源，也是大炼化的核心竞争力之一。大炼化可以实 现炼油装置中催化重整的装置产能最大化，即 PX 生产装置规模最大化，实现自身 PTA 的 原料配套，然后副产大量的氢气。氢气再供给加氢裂化装置，出来的重石脑油再回到催化重 整装置，轻烃和轻石脑油裂解乙烯。而 PX 生产 PTA 属于放热反应，可余热回收发电或用于 海水淡化。通过这样的工艺路线，减少成品油收率，更加完善的配套化工产业链。

恒力石化炼化项目率先应用“常减压+加氢裂化+芳烃”全加氢工艺，拥有 50 万 Nm3 /h 的煤制氢装置，73 万 Nm3 /h 的 PSA（氢气回收）装置，总加氢规模高达 2700 万吨/年，规 模位居全国第一，可产出大量优质的芳烃原料。

国内首开先河配套建设煤制氢联产醋酸装置，提供低成本氢气、甲醇和燃料气供炼化， 提供低成本氧气供乙烯，提供醋酸供 PTA，并提供低成本氮气供园区。恒力采用国内自主知 识产权的四喷嘴对置式水煤浆加压气化技术，装置建设六套四喷嘴水煤浆加压气化炉，单炉 具备 20 万 Nm3 /h 有效气产能，相当于 380 万吨/年的煤制甲醇装置规模当量，产能居国内 领先地位。

煤制氢单吨成本更低，大连园区具有运输成本优势。两种炼厂常见制氢法成本对比来看， 天然气价格 2.5 元/m3 时,天然气制氢成本 12831 元/t,折 1.14 元/m3。煤炭 450 元/t 时,煤制 氢成本 9903 元/t,折 0.869 元/m3。恒力 50 万 m3 /h 煤制氢装置比天然气制氢年节约成本约 2 亿元。煤制氢气依然具有相对优势。且恒力大连炼化园区靠近秦皇岛，具有相对地理优势， 在运费上较江浙炼厂用煤成本更低。