2021年大炼化和煤化工发展趋势分析报告（12页）.pdf

1、目前浙石化一期成品油收率为 41.8%，汽油 378.85 万吨/年(其中催化汽油 185.97 万吨/年)，煤油 284.41 万吨/年，柴油 172.81 万吨/年。要提高化工品的产率需提高催化裂化和加氢裂化的装置规模，将成品油组分转化为石脑油，其中加氢裂化需要大量氢气，而催化裂化几乎不需要氢气。参考浙石化柴油加氢装置，柴油的转化率为 57.2%，重石脑油收率 43.7%，而重石脑油可经过连续重整得到芳烃原料和副产氢，一套 400 万吨/年的连续重整装置副产 15 万吨/年的氢气。假设浙石化一期炼厂成品油下降至 10%，意味着需减少 636.1 万吨/年的成品油，扣除搭配连续重整产生的副产

2、氢，如果全部通过加氢裂化转化，将额外产生 12.08 万吨/年的氢气需求。如果搭配催化裂化(DCC)技术，则氢气增量需求会少于 12.08 万吨/年。东部炼厂宜配套轻烃裂解装置我国规划了大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港、浙江宁波、上海漕泾、广东惠州、福建古雷建设七大炼化基地，在这七大炼化基地附近建有或计划建设多个轻烃裂解项目，通过管道运输氢气，可实现区域内的氢气循环，达到减碳目的。一般 60 万吨/年的 PDH 装置可副产约 2.3 万吨氢气，对于浙江石化这样的装置，增加不过 4 套 60 万吨 PDH 就可以使成品油收率降低至 10%。其次对于东部炼厂来说，港口是其优势，且国内企业在进口轻

3、烃方面有一定经验。例如，万华化学在中东 LPG 市场采购方面拥有一定的话语权，拥有 CP 定价推荐权，且建有地下洞库用于储存丙烷，平抑 LPG 价格的季节性。卫星石化租赁超大型乙烷运输船(VLEC)从美国进口乙烷用于乙烷裂解制乙烯。和其他制氢方式相比，轻烃裂解装置产生的氢气属于蓝氢，几乎不产生碳排放，而且不考虑氢气收益的情况下本身就有很好的投资回报。PDH 项目的单吨丙烯投资强度约在 6000 元左右，过去长期的行业 ROA 基本都维持在 10%以上。国内乙烷裂解项目单吨乙烯投资强度约 1.2 万元，预期的ROA 约 15%。如果按氢气折算，PDH 和乙烷裂解的单吨氢气投资强度分别为 16 万

4、元和 19 万元。而目前可再生能源电解水制氢的投资强度还很高，西部某 I 类资源区的年产 1.4 万吨氢气的太阳能电解水制氢储能项目的投资规模高达 14 亿元，单吨投资强度 10 万元，且没有其他收益。天然气制氢的投资强度虽然比光伏制氢低，约 8000 元/吨，但也没有其他收益，还产生二氧化碳排放。所以我们认为配套轻烃裂解是未来大炼化补充氢气、压减成品油的最佳选项。 西部煤制烯烃宜布局可再生能源电解水 额外补氢可降低 MTO 单耗煤制烯烃反应过程中的碳排放主要来自煤制甲醇(MTO)中的合成气变换反应，以常见的航天炉为例，粗煤气中的 CO：H2 为 2.6，为了满足生产甲醇的

5、要求，需要通过变换反应将 CO：H2 比例调为 0.45，这一过程中就会产生大量 CO2 排放。如果从外部补充氢气，来降低 CO：H2 比例，理论上可将 MTO 的煤炭单耗从 5 吨降低至 2.1 吨，且 C 元素将全部转化到甲醇中，不产生碳排放。以 50 万吨/年 MTO 项目为例，原料煤消耗量为 246 万吨/年，反应过程产生约 300 万吨/年碳排放。当 MTO 单耗下降至 2.1 吨煤/吨烯烃时，50 万吨/年 MTO 项目耗煤量将下降至 104 万吨/年，需要额外补充氢气 16.5 万吨/年，折合 18.3 亿 Nm3/年。国内煤制烯烃产能集中在西北部地区，很难像上述炼油企业一样配套轻烃裂解来补充氢气，但是西北地区地广人稀、日照充足，非常适合布局光伏项目，以光伏发电电解水产氢与煤气化配合也可以生产烯烃。在煤炭用量不变的情况下，以光伏发电补氢可以多生产约 140%的聚烯烃产品。