知若半仙2016-10-03 00:23:39首先，感謝頭條的邀請。
其次，這真的是頭條自己的問題嗎？
再次，中石化在北方是揍煉油廠的。
很顯然，很多朋友一直以為中石化在北方沒有煉油廠，那是不可能的。
作為全球五百強靠前的石油巨頭，怎麼可能放棄煉油廠的利潤呢？
為了這個問題我請教了中石化內部人員給我一個答案，詳情請看下圖。
藍色為油田，紅色為煉油廠，均是中石化旗下
（內部圖，請勿轉載。）
還認為北方沒有中石化的煉油廠嗎？
至於便宜？大概是你們的錯覺。
首先，所有的石油定價，中石油中石化中海油等等，都沒有定價權，全是由發改委統一定價。
然後，中石化有些地方便宜，同樣中石油也會有些地方便宜，這都是網點活動。（內部人員解答，三桶油絕對沒有亂搞。）
最後是我個人的一些見解，跟內部人員的一些交流。
1。中石化的油品較中石油的好一點，這是因為中石化主要以進口油為主，中石油以國內油為主，中東石油品質高一些，哪怕是俄羅斯也比國產油好一點。（基本上都符合使用，不挑剔的可以隨便加，至於那些怕壞了就加中石化的。）
2。中石油因為開採國內油田，大家都知道，國內油田開發難度大，油品質量差，所以成本較之中石化要高很多。（這是老生常談的問題，國家考慮層面廣，不能是為了便宜而關停國產油開發，比如戰爭，再比如制裁等等）
3。無論是進口油還是國產油，因為銷售時有很大的稅費（增值稅，消費稅，城市維護建設稅和教育附加費，這還是不考慮關稅跟資源稅的前提），大約在46％左右，也就是100元有錢，其中46元繳稅了。（國內綜合稅負+潛規則經濟，我想應該是全球最高，最有錢的政府世界聞名。）
4。頁岩油革命，使得中東難過，國內更難過，這也是目前原油價格無法上揚的制約因素。說到底，美國一直是老大，中東一直是它後花園，一旦起火，美國自然噴水。（美國頁岩油大約佔全球70％左右）
感謝大家閱讀，請關注我，謝謝。
E哥評化工2019-06-04 08:52:46IMO2020的規定指從2020年1月1日起全球航行中的船舶所使用燃料油的含硫量標準將從3。5%降至0。5%。在航運中，儘管會出現LNG，脫硫裝置等的需求，但毫無疑問的是合規船用燃油將是船東的主流選擇。
合規燃油不只包括低硫燃料油，超低硫燃油、MGO/MDO、混合燃料都可以滿足IMO2020的要求，但船舶如何取捨，仍傾向於較低的價格、而價格取決於煉廠對不同燃油的供應能力。
對於煉廠而言，最直接而簡單的途徑就是去除高硫燃油中的硫並以低硫燃料油進行銷售。但是事實上，全球煉廠沒有足夠的去硫產能，因此，實現這一步並非一蹴而就。
以2017年的需求水平來看，到2020年全球煉廠需要去除250-300萬桶/天高硫燃油中的硫將之轉化為低硫燃料油，但是計劃投產殘渣去硫產能遠低於這個數字。2018年以後的五年時間裡，新增加的殘渣去硫產能預期只有100萬桶/天。
去硫成本
簡單直接將高硫燃料油去硫轉化為低硫燃料油的方案缺乏可行性，但煉廠中完整的去硫過程由於成本較高，也同樣不是最有效的解決方案。
殘渣去硫裝置的建造成本十分昂貴。例如，為了應對IMO2020， 2017年第三季度，韓國SK宣佈將佈局獨立的高硫燃料油去硫裝置。此裝置產能4萬桶/天，旨在將高硫殘渣油分解為低硫燃料油、硫和其他高附加值的產品，總預算9億美元。SK是世界第三大煉油廠，他的這種投資對小型煉廠來說，將是不可承受之重。而且，相對於需要去硫的250-300萬桶/天燃料油，SK4萬桶/天的產能遠遠不夠。
去硫裝置的運營成本同樣高昂。一般高硫燃油去硫過程是透過加氫裂解分子，將硫以硫化氫的形式分離出來。硫含量越高，需要的氫氣、催化劑越多，成本越高。
建造週期長，從投資到專案建成往往需要3-5年的時間，但考慮到IMO影響的不確定性和投資回報期，大規模去硫專案投資很難同時出現。
去硫過程會將高硫燃料油中的碳氫和硫裂解掉，從而會導致低硫燃料油的產量下降。因此，生產與高硫燃料油等量的低硫燃料油，需要投入更多的原料。
如果煉廠不能透過直接對高硫燃料油去硫，在IMO2020的規則下，其產業鏈的供需就會呈現出錯配的情況，應對措施大致有三種：
一、調整深加工結構
將重質組分轉化為輕質、清潔的產品可以透過增加新的脫硫裝置，也可以透過現有的深加工裝置深度轉化。一些煉廠可以透過調整流量、反應強度、催化劑的種類或者分餾點來最大化目標產品產量和最小化高硫產品產量。在現代煉油工業體系中，主要有四種深加工裝置實現脫硫：焦化（Coker）、殘渣流化催化裂化（RFCC）、殘渣加氫裂化以及其他的如減粘裂化等。每一種裝置在反應原理、原料品質、密度和催化劑以及產品產量等方面都有不同的特點，這些特點也正是決定裝置經濟性的驅動因素。
焦化：最具效率的去硫裝置
焦化裝置能夠處理雜質含量（金屬、硫、瀝青稀、樹脂）較高的煉油殘渣，透過對殘渣進行緩慢的加熱，並將輕質產品提取出來，剩餘雜質轉化為石油焦。並且，在裂化過程中，不加氫可以省去大量成本，因此焦化裝置是比較理想的去硫裝置，在IMO2020的環境下，焦化裂解利潤可能是最受益的。
ood Mackenzie統計，2017年全球焦化產能大約800萬桶/天，主要集中在北美和亞太地區。其中，在北美一次加工能力中，焦化產能佔據了較大的份額，因此，北美在船燃更新換代中將扮演著關鍵的角色。
然而，僅靠800萬桶/天焦化產能並不能轉化250-300萬桶/天的高硫燃料油，因為焦化裝置產品中大部分都是石腦油、汽油等輕質產品。
殘渣流化催化裂化（RFCC）
顧名思義，催化裂化裝置在裂化重組分過程中需要特殊的催化劑，與重整裝置一樣，是煉廠生產汽油等輕組分最重要的兩個環節，但卻不適於去硫用途。
在流化催化裂化過程中，所用的催化劑容易受硫和金屬元素的影響，因此這個過程加工的原料往往是已經處理過的，甚至可以直接用作0。5%硫含量標準的船用燃料油，如減壓粗柴油，也成減壓瓦斯油（heavy vaccum gas oil）。由於IMO2020的規定，真空蒸餾粗柴油的需求也會出現增加，價格更高，進而流化催化裂化利潤前景並不樂觀，因此煉廠可能會降低其開工率，並加大生產減壓粗柴油的裝置開工率，如焦化裝置。從這方面來說，同時具備這兩種裝置的煉廠可以加工重質酸油生產出輕質、中質低硫產品，如果沒有焦化裝置，則只能透過加工重質或輕質甜油。
催化裂化開工率是控制輕餾分（汽油）、中間餾分（煤油、柴油）比例的重要變數。2008年，美國催化裂化裝置開工率降低，但是中間餾分裂解價差相對於輕組分明顯上升。催化裂化開工率降低會導致中間餾分產量降低，同時焦化裝置產量增加。
有些煉廠在沒有催化裂化裝置的情況下，也可以透過改變催化劑和反應環境來改變輕/中質產品的餾分點，但做到這一步的必然是少數技術熟練的煉廠。
殘渣加氫裂化：微乎其微
加氫裂化是指透過加氫將高硫重質燃油中的碳氫元素、硫等分解掉，從而實現去硫的目的，併產生高附加的中間餾分和輕餾分產品。
理論上，加氫裂化裝置相似於一般去硫裝置，但區別在於，加氫裂化側重於去除雜質（包括硫），並且原料大部分是粗柴油（Heavy gasoil），只有小部分是殘渣，在這一點上與焦化裝置相比，加氫裂化的原料選擇範圍比較狹窄。同時，殘渣催化裂化的去硫產能也受限於新增的氫的數量。此外，更重要的是，全球殘渣加氫裂化產能也十分微小。因此，在將高硫燃料油轉化為低硫燃料油的過程中，殘渣加氫裂化的貢獻微乎其微。
減粘裂化和其他熱裂解裝置
減粘裂化和其他熱裂解裝置（排除焦化）是煉廠相對獨立的技術，有效轉化率在15%，因此在將高硫燃料油轉化為低硫燃料油的過程中，減粘裂化和其他熱裂解裝置同樣作用不大。
二、調整原料配比
尼爾森係數較高的煉廠可以增加對重質酸油的加工量，尼爾森係數低的煉廠可以選擇輕質甜油。
所謂種豆得豆，種瓜得瓜，即是說，什麼樣的原油產出什麼樣的產品。理論上，對於裝置簡單的煉廠來說，輕質原油適合生產輕餾分產品，中間餾分和重餾分產品產出較少，反之，原油越重，輕餾分產品產出越少。
如圖所示，API越重的原油，重餾分產品收率越高，具有高附加值的輕餾分和中間餾分油產品收率越低。但這似乎僅僅對於一般煉廠而言。
圖：不同油種的產出差異
事實上，為了追求利潤最大化，簡單的煉廠傾向於加工輕質原油，複雜的煉廠傾向於加工重質原油並且能夠產生比簡單煉廠更多的高附加值產品。但同時，追求利潤（高附加值產品）最大化的同時，船用燃料油的產出將會壓減到足夠小。
因此，透過調整原料配比無法直接解決船燃供應問題。
圖：裝置簡單的煉廠
圖：比簡單的煉廠略複雜的煉廠
圖：複雜的煉廠
三、多種方式互相補充
為航運市場提供符合IMO2020規定的燃油，更為可能的方案是煉廠深加工結構的調整、原料配比的調整，甚至將超低硫燃油與高硫燃料油混合。
一般來說，硫含量越低，燃油價格越高，並且，透過混合的方式，將3。5%硫含量降至0。5%甚至以下，需要大量低硫燃料油，混合比例甚至高達1：3，即1份高硫燃料油，需要3份低硫燃料油來稀釋，同時這意味著較高的成本，因此混合燃料可能並不是船東最好的選擇。
在文章第一章節，高硫燃料油直接去硫處理也將是應對IMO的主要方式，但考慮到產能有限以及成本上帶來的不便，因此2020年直接去硫可能沒有混合燃料的方式有效。
透過調整深加工環節將是供應低硫燃油的主要方式。主要有兩種，一種是煉廠降低FCC開工率，加大焦化裝置執行，可以產生較多的低硫燃料油，另一種則是船舶直接燃燒粗柴油（也稱瓦斯油，gas oil）。
