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舟山石化篇一:舟山石化、盛虹石化、中科炼化为什么只招这样的人！
前言
我有一位老领导去了盛虹石化，他的一番话，也透露了这些企业的招募岗位的基本要求：
作为新建项目，有很多的就业岗位。而招聘的时候侧重于招募岗位成手、各装置的值班长，尤其是有项目建设经验的人。他们无需企业投入太多培训，就可以发挥最大效用，符合企业利益。
下面，作为参与两套装置前期建设的过来人，给大家介绍一下，项目建设前期，企业对于小白是如何培训的，希望大家能有所收获。
快速跳跃小白期，迅速成长起来。
以下是正文：
我完完整整的参与了一套280万吨FCC催化重整装置的建设过程，在各个节点我都详尽的记录了注意事项、和具体操作细节。
绝不是照本宣科，是回忆，也是科普。
希望大家举一反三，通过我的讲解明明白白一套装置的从无到有全程！装置建设实录第二期：干这套装置的都是什么样的人！
从2011年9月到2012年8月，我们进行了长达一年的培训！
从开工前的人员培训上来看，我们花费了大量时间取得了一定的成绩。
一、取得的成绩。增加了大家对280万吨FCC工艺的整体认识，对一些新技术，有了一定程度的了解。
1.MIP工艺、车间的中低压蒸汽管网
2.机泵集中油雾润滑
3.污水提升装置除油器
4.预提升混合段
5.低压降三级旋风分离器
6.低压降辅助燃烧室
7.低压降水封罐、填料分馏塔
8.还有新加的热媒水系统、除氧水系统、尾气回收系统
9.新式余热锅炉、机组连锁和启动程序、强自吸泵等。
二、存在的差距和不足成绩不可否认，但是离“四懂三会”的要求还有很大的差距，距离通岗操作的要求还有很长的道路。
一方面是因为我们培训的主讲人员技术水平有限，对工艺、设备、仪表、自控、电气等知识没有较好全面地掌握，培训方式只是文字单方面的输灌，没有做到图文并茂，而一套新的设备往往是这些技术的集成，缺少其中的某一方面，很难讲解清楚；
另一方面与车间少部分人员存在“低、老、坏”现象，长期无压力的生活状况及自身年龄有关系。
三、通过参与全程，我的建议是：图文教学最好了其实从一定程度上来说，技术就是一张白纸，一捅就破，就看各位能否真的用下心思。
在设备安装的过程中，全程跟踪，不要怕现场施工危险（不要以这个为借口，当然也要做好防护）
1.仔细记录好地基施工、动设备吊装、基座预埋地脚螺栓灌浆、联轴器找正、轴承和仪表安装的全过程。
2.准确用照片记录下，内部依次有哪些轴承，每个轴承内有哪几个测量探头，不同的探头如何安装，设备转动部分的结构、调节部分的结构等等，用手摸一遍，对照着随机资料或者是说明书（实在没有的话，去海川上找，多少总有一些），看一遍，看不懂的话，再看一遍，还有课本，相信没有弄不明白的；
3.同样，衬里的施工过程，各部分有什么样的衬里，哪些部位是没有衬里的，内件和引压线如何热膨胀、热电偶安装是什么形式等等，最好是眼见为实，最简单也最有效。
4.建议在以后的培训当中，适当加以图片的说明，并与现场对照，在工艺和设备等培训的时候，最好将现场以“照片”的形式搬到教室，没有照片和实物的，向设计院和厂家索取，在赴外培训的过程中应当注意收集，不能只是在培训讲解的过程中只是以文字形式枯燥的灌输。
海川化工论坛可以搜索：我的装置我的家 那里有几千张装置的照片，可以加深学习。四、仿真培训仿真培训中我们使用了与DCS完全相同的界面，对于今后熟悉DCS画面有一定的好处。
当时就发现画面较乱，控制参数太多，还有一些控制方案与工艺要求不符合等等情况，但是当时没有引起足够的重视，这个问题稍后的帖子“仪表联校和DCS组态”中会提到。
仿真培训对于开工的意义一般，因为仿真没有考虑到实际过程，如果完全按照仿真的顺序和步骤的话，开工肯定不顺利，但是仿真也促进了大家对画面的认识，熟悉了开工节点和步骤，对后期的开工的确有一定的帮助。仿真培训的不足在仿真培训中，还需要对与工艺相关的仪表自控方面的培训，但是我们却没有做，希望大家对以下问题引起重视。
1.再生器和稳定塔顶压力的分程控制
2.稳定塔顶冷路卡脖子控制
3.分馏塔顶压力与气压机转速
4.分馏塔顶蝶阀、气压机防喘振回流阀、气压机入口放火炬之间的控制方案开停工和正常时不同情况下的使用
5.压缩机防喘振的高选控制
6.轴流风机防喘振方案中的高选控制和DN600、DN700防喘振阀中的分程控制
7.还有新上的各种选择器如何使用
8.分馏塔底液位（浮球、双法兰）选择（SW，select switch选择开关）后，与气相温度构成低选（LS，low select低选器），然后与油浆返塔组成冷热路的分程控制等等
8.当然还有汽包液位的三冲量控制，与液位单控的区别
10.汽包液位计的测量原理，如何利用平衡容器来测量液位等
11.现场玻璃板碱性腐蚀爆裂和避免
12.反再部分温度、藏量与特阀压降之间的低选控制
13.低选如何使用，正常情况下用哪个控制器打自动控制有利于平稳，异常时如何改手动更安全。
五、培训效果差的原因分析通岗是我们培训的目标，“四懂三会”是培训的基本要求，但是离这个目标很远，究其原因有如下：
1、车间内长期的岗位歧视，唯反应岗位为尊，独反应岗位为大，认为反应岗位出身的才能当班长，当领导等，视其他岗位如小儿科。2、奖金的分配差距，也削弱了员工，包括很多年轻员工学习其他岗位的积极性，因为不学其他岗位，不懂其他岗位，你只能让我干反应岗位。
3、长期积累的历史问题，老员工思想和行动上的惰性，也不可能让他们通岗。
不改变目前的观念和状况，不加强年轻员工对于整个生产大局的理解，实现通岗无异于实现gczy理想。
在目前每个班8-9个人的情况下，人手少装置多，因奖金差距和观念等各方面的原因各岗位各自为营，难以配合默契，班组很难实现生产全局的最优化。所以建议新企业在薪资待遇分配上，尽可能做到人尽其才，量体裁衣。
据了解，盛虹石化、舟山石化等，薪资多少，完全是根据能力来定。了解本文，突出一下自己参与项目基建的能力和经历，会加分不少。
系列内容整理：点击可查阅！！
第一期：这些炼化项目上马之前做了哪些工作。
舟山石化篇二:舟山万亿级石化产业集群正在形成，探秘全球炼化标杆——荣盛石化！
浙石化是国内首个按4000万吨/年一次性统筹规划的炼化一体化项目，项目位于浙江舟山，从获批以来就备受业界瞩目。
文 | 东吴石化化工
浙石化掀开公司石化产业布局崭新一页：公司进军炼化一体化，在保障化纤原料供给、实现聚酯链各环节强竞争力的同时，所处产业链拓展至壁垒更高、下游更深、容量更大的烯烃行业。应当注意到，国内烯烃产业存在事实上的垄断特征，存在产能不足、产品低端的缺点，和国际存在显著差距。浙石化将开启我国烯烃及下游发展的新格局，促进国内相关产业的转型升级。
秉持“分子管理”理念，贴近需求中心，打造全球炼化标杆： 浙石化是国内首个按4,000万吨/年一次性统筹规划的炼化一体化项目，方案原油适应性强、产品结构灵活、投资经济性好、技术成熟可靠。由于一次性统筹规划，炼油、芳烃、乙烯部分充分体现“分子炼油”的理念，物尽其用。烯烃全部深加工成进口依存度高的化工品，华东地区是下游主要消费地，区域优势明显。我们期待民营企业进入炼化领域后凭借强大的活力与创造力，从日、韩手中夺过高端石化产品的竞争力，实现石化大国向强国的转变。携手浙能成立浙江石油，共筑能源供应坚实壁垒：能源供应领域壁垒高，而浙能集团在省内能源产业占有主导地位。与浙能的深度绑定，助于有效弥补民营企业在政策所限领域的不足，不仅在于解决成品油出路、分享零售环节利润，对公司未来在油气等高壁垒领域深一步发展也有重要意义。
预期经济效益良好，抗风险能力强：在基准油价60美元/桶环境下，我们测算的浙石化一期税后利润达129亿元，预期经济效益良好。烯烃下游化工品的营收占比高达40%，高化产深度使其具备更强抵御周期波动的能力，油价回溯结果也表明浙石化抗风险能力较为理想。
不仅仅是浙石化，中金石化的炼化一体化进展值得关注：依托规模化和一定程度的一体化优势，中金石化盈利能力较好，但还存在很大的提升空间。我们认为，中金石化存在复制浙石化的业务模式，打造完整烯烃、芳烃板块，实现真正炼化一体化的可能性。实际上，宁波是国家规划的七大6,000万吨石化基地之一，尚有2,000万吨的富裕配额，中金石化是当地除镇海炼化外最有条件切入炼油领域的企业，100%股权带来的成长性贡献不亚于浙石化。
执甬舟万亿级石化产业集群之牛耳：根据舟山绿色石化基地规划，中期除炼油外还将启动化工新材料及精细化学品产业建设，远期将进一步扩大三者的规模，因此我们认为未来舟山石化基地不仅仅有浙石化，而浙石化也不仅仅只有炼化项目。作为宁波石化基地的扩展区，舟山基地非孤立存在，浙石化投产后，两基地可实现物料互供，发挥协同效应。一个有希望媲美新加坡裕廊岛、韩国蔚山、美国墨西哥湾的宁波-舟山万亿级石化产业集群正在形成。公司在宁波和舟山石化基地分别拥有中金石化和浙石化两大核心平台，作为区域内的主导者，拥有更多的项目机会，未来发展空间广阔。
本文内容摘要
1. 浙石化掀开公司石化产业布局崭新一页
2. 秉持分子炼油理念，贴近需求中心，有望打造全球炼化标杆
3. 携手浙能成立浙江石油，共筑能源供应坚实壁垒
4. 预期效益良好，抗风险能力强
5. 不仅仅是浙石化，中金石化的炼化一体化进展值得关注
6. 执宁波-舟山万亿级石化产业集群之牛耳
附：国内炼化项目进展
一、浙石化掀开公司石化产业布局崭新一页
民营企业涉足炼化是市场关注的热点，就聚酯链而言，从资金、技术、准入等各方面壁垒来看，核心竞争力仍是在上游，而上游的关键是规模化、一体化；上游成本下降最终不会只让利给某个单一环节，再平衡后是我国纺织产业整体核心竞争力的长效提升，和全球贸易体系中定价权的掌控。
同时，民营企业涉足炼化一体化不仅仅在于保障化纤原料的供给，还将开启国内烯烃产业发展的新格局，由于历史原因，我们的烯烃工业事实上属于寡头垄断的格局，民营企业涉足其间，发展高端石化产品，可以带动我国石化化工产业纵深发展。
1. 高瞻远瞩，自下而上延伸产业链
公司从涤纶化纤起家，20余年来专注主业，在董事长李水荣先生高瞻远瞩的带领下，一步一个台阶，自下而上延伸产业链。
1997年公司涉足纺丝；
2005年第一条民营PTA线投产，公司进入PTA领域，随后依托三大基地不断扩产；
2009年起布局芳烃，2015年中金石化投产，公司成为首个打通“对二甲苯-PTA-聚酯-纺丝-加弹”聚酯全产业链的民营企业；
2010年便开始尝试参与炼油项目，2015年集团控股子公司浙石化炼化一体化项目立项，2017年浙石化注入上市公司，一期项目进入全面建设阶段；
2017年9月，与浙能集团合作参股孙公司浙江石油成立，着手布局成品油等主要产品销售网络。
2. 已在聚酯产业链建立起较大优势
公司现有萧山本部、大连逸盛大化、宁波浙江逸盛、洋浦海南逸盛、宁波中金石化五大生产基地和舟山在建基地。
本部拥有聚酯产能110万吨，涤丝FDY50万吨、DTY40万吨、配套POY30万吨；
逸盛大连、宁波、海南三大基地拥有PTA总产能1,355万吨(权益产能600万吨)、聚酯瓶片150万吨(权益产能60万吨)，PTA国内销量占比40%，规模全球第一；
全资子公司宁波中金石化拥有国内单套规模最大的芳烃装置，年产约160万吨对二甲苯、50万吨纯苯和110万吨化工轻油。
公司已率先建立起聚酯产业链上下游一体化优势，并在PTA环节占据绝对优势。
3. 发展对二甲苯产业事关中国纺织产业核心竞争力的巩固
以聚酯为主要原料的纺织产业是我国少数具有全球比较优势的核心产业，但两头在外的特点制约了其核心竞争力的进一步巩固。上游原料对二甲苯的进口依存度56%，高对外依存度导致定价权掌握在日韩企业手中，严重制约我国纺织产业的可持续发展。
具体到荣盛石化，公司旗下PTA工厂年需求达到900万吨，现有产能仅160万吨，远远无法满足对对二甲苯的迫切需求。通过炼化一体化做强、做大芳烃环节不仅在于加强原料供应保障，实现聚酯链每个环节的强竞争力，对进一步巩固中国纺织产业的核心竞争力有战略意义。
4. 浙石化对于打破烯烃领域的垄断态势具有标杆意义
浙石化4,000万吨炼化一体化项目最先由原浙江省领导于2014年7月调研浙江化纤产业时，就芳烃严重受制于国外的问题，请浙江省发改委牵头联合省内六家企业启动规划建议，同年中央最高层领导做出重要批示，浙江省领导亲任项目省级领导小组组长。
2015年6月项目实施方浙江石油化工有限公司(浙石化)成立，由荣盛石化控股51%，桐昆股份参股20%，巨化集团代表省国资参股20%，舟山海洋开发代表地方政府参股9%，形成民资控股省国资参股的混合所有制模式。
我们这里想强调，浙石化除了有效增加国内对二甲苯供给、形成聚酯全产业链强竞争优势外，还将打开中国烯烃产业发展的新格局，石油下游产业中，乙烯工业因为原料的特殊性，一直是寡头垄断的产业格局，产不足需，产品偏低端。浙石化投产后，将显著提高乙烯的供应度，形成“油头-化身-高化尾”的一体化产业模式，项目规划的产品多为国内急需的差异化高端品种。
从国际经验看，烯烃产业的市场空间大约是芳烃产业的2-3倍，进军炼化一体化，涉足烯烃产业只是荣盛的一小步，但是可能是中国石化工业的一大步。公司所处产业链从聚酯拓展至壁垒更高、下游更深、容量更大的烯烃行业。
二、秉持分子炼油理念，贴近需求中心，有望打造全球炼化标杆
浙石化是国内首个按照4000万吨/年一次性规划，分两阶段实施的炼化一体化项目。由于规模较大，项目可以按照“分子炼油”这一全球最领先的设计理念进行项目流程设置、装置安排。
此外，浙石化项目位于浙江舟山，长三角集中了中国40%的石化化工产品的需求，地理位置的优势也是浙石化最重要的竞争力之一。
注：本文讨论依据主要来自浙石化/配套项目环评等公开资料，由于项目仍在建设，最终方案可能与我们描述的不一致。此外，由于笔者水平有限，全文中错漏之处在所难免，还望读者谅解与指正。
1. 国内首个4,000万吨一体规划项目，炼油、烯烃、芳烃规模全球领先
浙江石化是国内第一个按照4,000万吨/年炼油一次性统筹规划的炼化一体化项目。目前全球单一基地产能超过4,000万吨的炼厂只有三个，单一基地产能超过3,000万吨的全球只有5个，单一基地产能超过2,000万吨的只有31个。目前国内拥有千万吨级以上炼厂25个，2,000万吨以上三个，处理能力最高的是镇海炼化2,300万吨。
一般而言，常规炼厂(无深度加氢裂化)单体规模达到2,500-3,000万吨才能兼顾烯烃、芳烃和炼油的经济性，做到烯烃、芳烃的最大限度的综合利用。截至目前，国内炼油企业平均规模大约700万吨左右，规模最大的镇海炼化也是分期建设，物料安排只能逐步分阶段优化。国家十二五石化产业规划也只是希望中国形成若干个2,000万吨级炼油生产基地。
浙石化是按照4,000万吨/年的规模统一布局，分两期实施的超大型炼化一体化项目，总投资1731亿元(不考虑配套项目)。一期投资902亿，2,000万吨/年炼油，520万吨/年芳烃，140万吨/年乙烯；二期将在一期建设的基础上，同样规划2,000万吨/年炼油，520万吨/年芳烃，140万吨/年乙烯。全厂定员一期2,200人(不考虑配套项目)、二期1,700人，项目占地一期837.76hm2、二期762.60hm2，年操作时间8,400h。浙石化方案统筹合理，主要装置的规模和技术经济指标都代表了全球最先进的水平。
2. 炼油：多产化工原料是浙石化的一大重要特点
炼化行业的本质是油品基于分子层面的经济性转换。过去，为了简化计算，通常将汽柴油等难以弄清的混合物体系划分成若干种虚拟组分进行分析。随着炼化一体化项目规模的扩大，生产技术的进步和环保标准的提高，传统粗放的集总动力学技术路线已经不适应形势的要求。“分子炼油”的理念应运而生——从分子水平对石油加工过程进行分析控制并预测产品性质，实现“宜烯则烯、宜芳则芳、宜油则油”的生产目标。
分子炼油不仅是当今炼化的高水平表现，具有较高的技术壁垒，而且以规模为前提。项目流程设置中，有一些装置，比如正异构分离，对于中小型炼化一体化企业，不具备规模经济性，无法落地。
从流程设置、物料安排来看，浙石化是分子炼油的典范，2,000万吨以上的规模也有效保障了分子炼油意图的最大限度贯彻。
2.1 原油适应性强，可以加工全球80%~90%以上的原油品类
浙石化一期设计加工原油2,000万吨，进料分为高硫中质(系列1)和高硫含酸(系列2)两个常减压系列分级处理，增强原油的适应性。
高硫中质系列按伊朗轻质、沙特中质1:1，混合API 31.6，该系列混合原油属高硫中间基，减压渣油金属含量不高，和常渣一期去固定床渣油加氢脱硫。
高硫含酸系列按伊朗重质、巴西Frade 7:3，混合API 26.7，伊朗重质金属含量高，而巴西Frade是典型高酸重质机会油种，该系列渣油固定床难以直接处理，去延迟焦化脱碳，提高原油适应性。
二期设计加工原油2,000万吨高硫中间基，按沙轻、沙重1:1，混合API 30.4，减压渣油去延迟焦化(在一期基础上扩建)。
一般说来，低硫轻质原油加工流程简单，投资、维护轻，但原油适应性差，原油成本高；高硫重质原油加工流程复杂，投资、维护重，原油适应性高，原油成本低。炼厂通常按高硫设计，同时具备加工低硫能力，投产后在设计加工原油的基础上根据原油供应价格和采购情况灵活调整。浙石化原料按轻、中、重、酸分类存储，分输分拣，通过调和手段，可以加工全球80%~90%以上的原油，对油价波动的适应性大大增强。
2.2 加工方案投资操作成本低、产品结构灵活、技术成熟可靠
渣油加工方案的选择是炼油的核心，在综合考虑油价、产品结构、投资和效益后，浙石化采取了500万吨固定床渣油加氢脱硫+420万吨重油催化裂化+380万吨蜡油加氢裂化+300万吨延迟焦化的渣油组合工艺。以一期为例，流程示意如下：两系列减压轻蜡油去蜡油加氢裂化，系列1常减压渣油、系列2减压重蜡油和焦化蜡油去固定床渣油加氢脱硫，固定床加氢重油去催化裂化，系列2减压渣油和催化油浆去延迟焦化。直馏柴油作为1#柴油加氢裂化原料，剩余直馏柴油、焦化柴油、催化柴油、渣油加氢柴油和芳烃装置的重芳烃作为2#柴油加氢裂化原料，石油焦去煤焦制气装置。详见浙石化一期总工艺流程图。
选择渣油加氢脱硫(RDS)(注：浙石化渣油加氢脱硫采用UOP RCD Unionfining工艺)+重油催化裂化(RFCC)+延迟焦化主要是考虑了以下因素：
1.氢耗少，全厂仅需额外制氢9.95万吨，大幅少于其他方案，中低油价下制氢成本占比提高，低氢耗有利于节省成本；
2.焦化装置对原料适应性最强，可加工机会原油节省成本，且增加了廉价动力原料；
3.投资与操作成本低，我们估算，在满足芳烃和乙烯料需求的前提下，采用RDS+RFCC+延迟焦化方案，较其他对比方案炼油区投资金额低30~60亿元，且技术成熟度高，理论计算和实际运行的投资经济性好。
4.产品适应性强，在重整原料和裂解原料已能满足需求的情况下，通过RFCC兼顾汽油，使调油更为容易，全厂汽油池结构更为合理；同时也具备在汽油-芳烃之间、汽油-烯烃之间互调的灵活性。
方案整体特点是投资/操作成本低、原油适应性强、汽-芳-烯产品结构灵活、技术成熟可靠，具有较好的经济性。
环评中披露的二期总加工流程与一期接近，但企业一般会根据原料及产品价格对远期方案做出灵活调整。浙石化二期调节空间足够大，可以灵活适应未来的油价与产品价格环境。
2.3 物料安排体现了多产芳烃、烯烃及下游化工品的原则
炼油区每期重石脑油收率约40%，轻石脑油收率一期9.4%、二期11%，每期化工料收率60%，化工料收率大约是国内常规炼化一体化项目的2-3倍，符合多产芳烃、烯烃及下游化工品的规划设想。
炼油区每期汽油收率19%、航煤收率14.5%，一期柴汽比0.46，二期柴汽比0.41，适度产汽、航煤、少产柴油，和国内的成品油的消费结构变化基本吻合。
全厂汽油池主要有催化重汽油、醚化汽油(催化轻汽油醚化)、烷基化油、重整汽油、富异构戊烷油和MTBE，种类较为丰富，汽油品质高，满足国VI B远期要求。汽油规模为每期约380万吨。
馏航煤经加氢精制后与蜡油HC(加氢裂化)航煤一起作为航空煤油，航煤规模为一期284万吨，二期290万吨。
柴油加氢裂化和蜡油加氢裂化副产的少量柴油馏分作为柴油调和，柴油(国VI)规模为一期173万吨，二期157万吨。
3. 芳烃：柴油加氢裂化提高重石脑油收率，芳烃总收率高
浙石化的方案布置希望多产芳烃，全厂重石脑油收率约40%，远高于常规炼厂的10%~25%，其中直馏收率与常规炼厂接近，高收率主要来自两系列柴油加氢裂化装置，将直馏柴油和二次加工柴油转化为高附加值的化工料。除重整生成油外，乙烯裂解汽油加氢装置的加氢裂解汽油芳烃含量高，也直接作为芳烃装置原料。
芳烃每期包括2套260万吨芳烃联合装置，采用UOP成套工艺，吸附分离采用LD Parax技术(ADS-50)以节省投资降低能耗芳烃。产品方案以一期为例，对二甲苯 401万吨(外售)、纯苯152万吨(129万吨去苯乙烯(SM)和苯酚丙酮装置，其余外售)、重芳烃9万吨(去柴油加氢裂化)、重整汽油61万吨(高辛烷值调和汽油)。
芳烃联合装置纯苯、对二甲苯和重整汽油最终产率分别为20.2%、53.4%、8.1%。由于炼油区调油较为容易，芳烃分馏单元不需要切割出更多重整汽油，因此与可比项目相比(如盛虹炼化)，芳烃总收率(苯+对二甲苯)较高，重整汽油产率较低。
4. 乙烯：物尽其用，竞争力领先
从设计意图看，浙石化的理念是多产芳烃、兼顾油品，但是加工深度的提高意味着轻组分产出的增加，如果将它们直接外卖，性价比低。浙石化将这部分轻组分转换为乙烯，并且配套国内紧缺的下游衍生品，不仅增加了盈利，还提高了抗风险能力。
4.1 充分体现分子炼油理念，实现最大限度的物尽其用
浙石化通过C1/C2装置回收全厂干气，分离出富乙烷气和富乙烯气，充分利用C2资源。
通过C3/C4分离装置回收全厂饱和液化气，分离丙烷和饱和丁烷，将丙烷送去PDH，饱和丁烷正构比例达到60%，已经是非常好的乙烯裂解料，一部分直接裂解，一部分送去烷基化装置回收富正丁烷再送去乙烯裂解，充分利用C3和正构C4资源。
通过C5正异构分离装置处理重整戊烷油和HC轻石脑油，乙烯收率高的正构C5作为乙烯裂解原料，辛烷值高的异构C5作为调油组分，充分利用C5资源。
裂解原料特性是决定乙烯装置竞争力的主要因素，一般而言，不同炼厂的乙烯裂解原料存在差异。原料越轻，乙烯收率越高；正构烷烃乙烯收率高，异构烷烃收率低（但辛烷值高）。浙石化乙烯装置利用分子管理手段高效利用了全厂的轻烃资源。
4.2 乙烯进料正构烷烃占比高，收率高、能耗低
常规炼厂乙烯装置原料以石脑油为主，占比通常在50%以上，乙烯收率通常在30~33%。
浙石化乙烯原料中石脑油直接参与裂解的比例仅21.5%，C2-C5轻烃占原料比例达到49%，其中正构比例高约7成，大大提高了项目的乙烯收率，降低了物料消耗。
浙石化的蒸汽裂解装置乙烯收率高达37%，国内普通乙烯厂收率在31~33%，镇海、独山子等先进乙烯厂也仅34~35%。综合能耗502kgOE/t，与镇海炼化处在同一水平，领先于全国600 kgOE/t左右的平均值。与33%收率相比，148万吨乙烯产量对应进料少约48万吨，仅原料成本节省近20亿元。
4.3 增设PDH装置，增产丙烯、副产氢气
由于裂解原料正构比例高异构比例低，蒸汽裂解装置丙烯收率16.4%有所降低，但项目将C3/C4分离得到的丙烷通过PDH增产丙烯，综合考虑蒸汽裂解和PDH两个装置的话丙烯收率达到24.3%，丙烯总产量138.6万吨(另有部分丙烯来自气分装置)。综合来看，浙石化乙烯厂符合原料优质化、轻质化、多元化、低成本化的发展趋势，装置竞争力将超过目前国内最好的镇海乙烯和独山子乙烯工厂。
4.4 传统炼厂乙烯路径有其不可替代性
市场有观点认为乙烷裂解制乙烯会对传统炼厂路径乙烯装置的盈利能力造成冲击，我们认为国内乙烷裂解产业存在机会，但炼厂路径也有其存在合理性和不可替代性。
从投资来看，不考虑炼油环节，乙烯总投资包括裂解主装置、辅助装置、化工装置之和，纯乙烷裂解装置在主装置上可以有所简化，但总投资差异并不大。同时，由于乙烷的运输、存储较为复杂，辅助公用系统的投资显著上升。
从成本上来看，基于目前的乙烷价格体系下，乙烷裂解优势明显，但是单一原料存在价格波动风险难以管控的问题。在追求原料轻质化的同时，多元化同样重要，传统炼厂乙烯在原料多元化和产品丰富化上具备优势。
从产品端来看，和国内炼厂的传统路径相比，纯乙烷裂解装置虽然乙烯收率较高，但其他高附加值产物（如氢气、丙烯、混合碳四、汽油等）不够丰富。而化工系统的效益，有重要的一部分是来自于产业链的延伸，因此纯乙烷裂解路线的产业链延伸存在弹性更低、选择更少的问题。
最后，乙烯当量需求十分庞大，国内的烯烃工业目前事实上是寡头垄断的格局，随着原料供应多元化，定价模式逐步从寡头竞争的格局转向市场竞争的格局，下游需求或会进一步激发，现有规划产能不足以抹平巨大供给缺口。
按照上述分析，我们认为适度轻质化可能是未来的风险最低的选择。实际上，从资源禀赋以及全球比较优势角度，我国在轻质化上不可能超过中东和北美，对于浙石化这样的一体化炼厂来说，通过分子管理实现物尽其用，充分发挥原料多元化和产品丰富化的特点，才是关键。
5. 化产：地处华东、产品高端化差异化是浙石化两大法宝
长三角是中国化工品需求最集中的地区，这一地区集中了中国70%的塑料和化纤产能，地处华东是浙石化化产业务最核心的竞争力之一。
除地理优势外，公司规划的产品多为国内急缺的化工新材料产品，浙石化的引入，对于打破烯烃产业的寡头竞争的格局，促进国内相关产业的升级也有直接的示范作用。
5.1 长三角地区是中国芳烃、烯烃衍生物最重要的集散地
浙石化的主要化工产品进口依存度高，在华东地区消费量占全国消费量的比例大。2016年这些化工品总进口量近4,200万吨，合430亿美元，且较大一比例进口来自韩国。我国高端石化品对韩国的依赖可见一斑，解除相关化工品对韩、日等国的依赖在本届政府被上升至产业链安全和国家战略问题。我们期待民营企业进入炼化领域后凭借强大的活力与创造力从日韩手中夺过高端石化产品的竞争力，实现石化大国向强国的转变。
5.2 乙烯全部深加工成高端差异化品种，不外售商品乙烯
一期下游去处主要为FDPE、HDPE、EO/EG、苯乙烯及共聚PP装置，其中EO作为PC装置原料不外售，LLDPE、HDPE、乙二醇、SM产品外售量分别为23、42.6、86.8、120万吨。注：乙烯下游去向图中的比例为产品所需乙烯原料占乙烯产量的比例。
二期乙烯下游缩小聚乙烯和SM装置规模，新增10/30万吨EVA/LDPE和5万吨 1-己烯装置，产品更为丰富均衡，其中EO部分作为PC装置原料部分外售，1-己烯小部分作为FDPE/HDPE装置共聚原料其余外售，LLDPE、HDPE、乙二醇、SM、EVA、LDPE、1-己烯外售量分别为21、21、77.3、70.6、10、27.1、4.2万吨。
乙烯下游去向中，聚乙烯、乙二醇、苯乙烯占比较大，而华东正是我国塑料、化纤等化工品下游的主要消费地，集中了中国70%的塑料、聚酯的需求。
我国聚乙烯进口依存度35%(2016)，浙江省2017年1-4月进口聚乙烯占全国的22%，是我国最大的聚乙烯进口省份。
乙二醇进口依存度高达60%(2016)，下游主要用途是聚酯，国内40%的聚酯产能在浙江，是乙二醇需求量最大省份。
苯乙烯进口依存度38%(2016)，江苏和浙江是最大的消费和进口省份，两省进口合计占全国的86%，宁波石化基地聚集了道达尔、台化、LG甬兴、见龙机构等ABS、PS、EPS、SAN工厂(参见本报告第六部分内容)，SM需求旺盛，而省内仅镇海炼化和宁波科元有部分供应，产不足需。
此外，浙江还是我国第三大EVA消费省份，国内EVA进口依存度高达70%(2016)。
5.3 关注α-烯烃、高性能聚烯烃的产业发展
我们对浙石化二期5万吨乙烯三聚法(Axens AlphaHexol)1-己烯项目抱有较大兴趣与期待。
在HDPE和LLDPE生产中，1-己烯/1-辛烯等高碳原子数a-烯烃的加入可以使支化度显著提升，从而大幅提高聚合物使用性能，为进口高档LLDPE和HDPE所广泛使用。
由于我国在a-烯烃产业化上的大幅落后，1-己烯和1-辛烯等高碳a-烯烃资源缺乏，LLDPE/HDPE生产通常只使用1-丁烯作为共聚单体，导致我国聚乙烯产品结构中低端产品相对过剩、高端产品严重缺乏。
目前我国仅有燕山、大庆、独山子3套乙烯三聚法1-己烯装置，合计产能仅7.5万吨，若国产LLDPE和HDPE共聚单体全部由1-己烯替代，潜在需求量在60万吨以上，浙石化1-己烯项目投产有望缓解国内1-己烯的紧缺。
从浙石化LLDPE和HDPE产品牌号来看，LLDPE乙丁共聚为主，HDPE注塑料乙丁共聚为主，大件吹塑料、管材料、薄膜料乙己共聚为主。一期1-己烯外购，二期1-己烯自给，二期乙己共聚产品有所提高。我们认为随着二期1-己烯装置的投产，浙石化LLDPE/HDPE牌号存在进一步升级可能。
5.4 丙烯衍生物主要是高附加值、高壁垒的高端差异化品种
丙烯下游思路也是做有一定进口依存度的化工品，产品以多规格聚丙烯粒料为主，一期兼产丙酮和丙烯腈。
丙酮一部分作为双酚A的原料最终生产聚碳酸酯，一部分生产MMA，剩余外卖；丙烯腈国内供给偏紧，近年价格屡创新高，华东地区消费占比52%，宁波石化基地拥有台化、LG甬兴、金甬等丙烯腈下游大客户，而省内无丙烯腈产能。
9万吨氰醇法(ACH)MMA装置主要为消化丙烯腈副产的氢氰酸和硫铵液，炼厂ACH法丙烯腈原料成本低、来源稳定、质量收率高，仍是最主流的MMA工艺。同时，我们也关心异丁烯氧化法，尤其是一步氧化直接甲基化法的国内自主化进展。
丙烯下游未考虑丙烯酸及酯，我们认为与我国是丙烯酸净出口国家以及浙江省内丙烯酸产能较多有关。
一期聚丙烯、丙酮、聚碳酸酯、丙烯腈、MMA、丙烯产品外售量分别为89.4、13.6、26、27、8.7、6.8万吨，其中聚丙烯均聚54万吨、无规共聚8.4万吨、抗冲共聚27万吨。二期聚丙烯产品外售量和产品结构和一期相同，聚碳酸酯26万吨，其余丙烯均外售，二期外售量较大，未来存在调整空间。
5.5 芳烃下游重点关注纯苯衍生物
生产芳烃是浙石化的主旨，对二甲苯每期400万吨，苯一期152万吨，二期131万吨。
两期对二甲苯全部外售，供给浙江逸盛等周边PTA企业。
一期纯苯下游去向主要是苯乙烯和苯酚-PC，少量外售；二期部分生产苯乙烯，其余外售。
6. 配套及依托工程彰显专业素养和精细化管理能力
6.1 公用工程最大限度节约了企业综合用能成本
动力中心
从报批稿动力中心环评看，浙石化项目配置9台670t/h超高压煤粉锅炉，8台抽背式汽轮机组，其中一期5*670t/h(4开1备)，2*35MW+2*20MW。一期动力中心的蒸汽总负荷约1,680t/h，全厂电负荷为635MW，蒸汽供应充裕，电力不足需要外购。考虑到蒸汽有较大富余量，动力中心有较大的灵活性，部分空压机、压缩机将由蒸汽透平驱动。实际上，浙石化汽轮机组方案已经历数次更改，我们尚不能确定最终方案。此外，动力中心还包括供水工程、除盐水站(一期4461.5t/h，二期4120.5t/h)、酸碱站、排水工程、燃料输送系统及相应环保工程。
鱼山石化基地动力中心单独立项，不包括在炼化项目内，由浙石化全资子公司舟山市鱼山石化实施，一期总投资34.73亿元，定员266人，建设方预计2018年投产，和浙石化基本同步。
煤焦制气
浙石化煤焦制气装置以煤和石油焦为原料，生产氢气和合成气，氢气作为加氢装置补充氢源，合成气作为重整、芳烃、PDH装置燃料气。一期制氢量9.95万吨/年，燃料气235万吨/年，二期氢气9.94万吨，燃料气191万吨。由于重油加工走加氢脱硫和延迟焦化路线，浙石化氢耗不大。全厂燃料气略有不足，一期需外购部分LPG作为补充。
我们认为，在燃煤指标宝贵的华东地区，浙石化能配套燃煤锅炉和煤焦制氢充分体现了浙江省对浙石化项目的支持，也事实上有效降低了项目公用工程成本。
6.2 码头、仓储、物流配套齐全
码头
浙石化项目码头分为鱼山基地项目配套码头和基地外大型码头。
鱼山基地配套码头主要承担成品的运输任务，共建设25个泊位，其中多用途码头泊位4个，总通过能力618万吨/年；油品及液体化工码头泊位16个(一期8个)，总通过能力3,700万吨/年；干散货码头泊位5个，总通过能力2,467万吨/年。
鱼山受航道和水深所限不适合建30万吨级码头，因此原油接卸码头放在舟山本岛，通过海底管道运输。宁波-舟山港海域深水岸线长度世界排名前列，资源与区位优势得天独厚。现有舟山实华原油码头(册子岛)一期30万吨级码头，舟山外钓岛光汇石油储运基地30万吨级码头(包括码头和油库项目，已基本建成)；在建的有舟山实华原油码头(册子岛)二期45万吨级原油码头，已于2016年5月开工；拟在外钓岛西北面新建一座宁波-舟山港外钓30万吨级油品公共码头，作为近期浙石化原油接卸配套码头之一，设计年通过能力1385万吨，库区总罐容55万立方米，规划输油管道从连至鱼山，建设方为舟山港外钓油品应急储运公司，目前码头建设处在招标阶段；岱山黄泽山油品储运贸易基地项目，在现有广厦黄泽山石油中转储运基地基础上新增30万吨级及以上泊位1-2个，12万吨级及以下泊位若干，以及黄泽山-鱼山单向50km海底输油管线，为绿色石化基地配套码头之一，项目于2017年2月举开工仪式；此外，浙石化远期规划还有金塘岛30万吨级原油码头配套。根据《宁波-舟山港总体规划（2014-2030年）》，到2020年，鱼山附近将形成1个45万吨级、5个以上30万吨级码头群，为浙石化提供物流保障。
油库与输油管线
在马目新建浙石化项目配套马目油库，共计8个罐组40个10万立方米油罐，油库项目也已于17年3月开工。此外，金塘岛也规划有浙石化配套油库一个。
输油管线外钓岛至马目陆域管线利用现有，新建马目油库至鱼山海底输油管道，包括两条输油管道和一条通信光缆，设计年输送能力4000万吨，全长28.5公里，中石油管道局已于16年12月启动该项目。此外，还有金塘岛-鱼山海底输油管线规划。
陆运
浙石化陆运依托宁波舟山港主通道(鱼山石化疏港公路)工程，该项目由浙江省交投集团牵头投资，总投资167亿，全长38公里，由舟山至岱山的主线和岱山至鱼山的支线(鱼山大桥)组成。主线连接甬舟高速、本岛、长白岛和岱山，在岱山双合与西向鱼山支线相连，并预留向北拓展条件，远期将延伸至洋山连接上海浦东，届时杭州湾经济圈陆运网络将形成闭环。鱼山大桥于2016年9月开工，施工栈桥已于2017年4月全线贯通，已进入主体工程施工阶段，建设方预计2018年底建成通车，主线也于2017年1月开工。
7. 浙石化一期已进入全面建设期
公司2017年12月2日公告披露，浙石化现场指挥部办公楼、食堂、员工宿舍等办公生活设施已投运，中、长周期设备采购已完成，土建及安装工程正有序展开，与国外原油巨头的合作也已在洽谈之中。
我们也可以根据公司财务报表来跟踪建设进度。三季报资产负债表中，在建工程51.50亿元，较半年报大幅增加37亿元，系浙石化土建和设备安装增加所致；预付款较半年报大幅增加35亿元，系浙石化预付工程设备款增加所致；其他非流动资产17亿，主要是土地款以及周期超过一年的设备预付款。现金流量表中，构建固定资产、无形资产和其他长期资产现金流出84.4亿元。可以判断，浙石化已进入全面建设阶段。
此外，2017年度非公开发行股票项目推进速度较快，已于2017年12月5日获得证监会发审委审核通过。截至2017年11月，浙石化各股东方已实际缴纳注册资本170亿元，项目一期申请607亿元银行贷款正在评审报批中，项目投资所需剩余资金能得到合理解决。我们认为不应低估浙石化的建设决心和推进速度，我们预计一期2018年建成，炼油区2018年底试生产，化工区2019年上半年试生产。
三、浙石化携手浙能成立浙江石油，共筑能源供应坚实壁垒
2017年9月，浙石化与浙江省能源集团共同出资设立浙江省石油股份有限公司(浙江石油)，出资比例为40%:60%，省国资浙能控股，注册资本110亿元，首期认缴款30亿元，公司将以自有资金出资。
1. 浙能集团在浙江省内能源供应领域占垄断地位
能源供应领域具有非常高的壁垒，浙能集团是浙江省国有独资企业，是全国装机容量最大、资产规模最大、能源产业门类最全、盈利能力较强的省级能源企业，总资产1,800亿，净资产1,000亿。集团实力雄厚，拥有电力、天然气、煤炭、可再生能源、能源化工五大能源主业，和金融+能源服务两大支持性产业，在浙江省内能源供应领域占垄断地位。
2. 浙江石油有助于浙石化有效突破政策壁垒
浙江石油经营范围涉及原油、燃料油、成品油仓储、物流、码头、批发零售、进出口等业务均有较强的政策壁垒，当前环境下未对民营企业放开。我们认为通过浙江石油(国资主导民资参股)+浙石化(民资主导国资参股)的双向混合所有制模式，浙石化有望有效突破相关领域政策壁垒，解决油品仓储物流、批发零售、进出口等关键问题。
3. 依托浙能优势，打造省级石油能源供应平台
浙能集团在石油能源领域，也已具备一定基础的油品业务，已取得保税燃料油经营资质，成品油批发零售资质，拥有超过30座加油加气站、撬装站和3座储油库。
报据浙能集团官方公众号介绍，未来浙石油将围绕石油储运贸易、燃料油加注、成品油销售三大核心板块，计划在五年内，投资600亿人民币，构建1,000万吨原油储备设施、1,500万方能力的成品油储存中转设施、1,000公里的油品运输管道、100万吨能力的燃油加注设施及700座分布式综合供能站。
仅十三五内，浙江省已规划的新建高速公路、国省道就有3,000公里(《浙江省综合交通运输发展“十三五”规划》)，参与规划的浙江省交投集团与浙能集团同为省国资企业，协调上不存在障碍，我们认为浙江石油的目标不难实现。
浙石化一期汽、柴油产量500余万吨，两期合计1,000余万吨，将为浙江石油提供稳定的油源；而浙石化通过浙江石油，实现成品油销售网络，分享零售环节利润；两者优势互补，实现利益最大化。根据万得数据，浙江省年汽油消费量约800万吨，省内产量仅300余万吨，约60%需要外省供应，浙石化和浙江石油的出现将有效填补省内供给缺口，实现能源自给自足。
还需要强调的是，浙石化与浙能的深度绑定，不仅在于解决成品油出路、分享成品油零售环节利润，对公司未来在油气等高壁垒领域的深一步发展也有重要意义。
4. 不应将浙石化简单理解成常规民营炼化
由于体制所限，深入人心的常规地炼形象使市场对在建民营炼化项目未来前景存有疑虑，我们提醒投资者注意，浙石化与山东地炼模式有显著区别。
浙石化在顶层设计上有舟山自贸区油品全产业链国家战略统筹，政策上有国家和省政府的大力支持，产业链上有自身芳烃需求及省内成品油、烯烃下游巨大需求作为保障。
从浙石化的立项、审批到建设，再到与携手浙能，一系列动作手笔之大、速度之快、思路之清晰，一再超市场和我们的预期，充分体现了公司和省政府的强大执行力，也体现了浙江经济发展的无限活力和非凡创造力，以及“干在实处、走在前列、勇立潮头”的“浙江精神”。
考虑到以上背景，我们认为不应该简单地将浙石化理解成常规民营炼化项目，未来值得更多期待。
四、浙石化预期效益良好，抗风险能力强
1. 测算结果表明浙石化具有较高的盈利能力
我们根据物料及投资估算浙石化一期盈利情况(测算假设及参数见附录一)，在基准油价60美元/桶环境下，浙石化税后净利达129亿元，比公司测算结果98亿高约30%，我们认为主要来自两方面原因：1.环评未考虑配套项目，所有蒸汽、电力、储运均为外购，而我们考虑了配套，成本降低；2.不同时期化工品景气程度不同。总的来说，无论是环评测算结果还是我们的测算结果，浙石化均显示出较高的盈利能力，考虑到高折旧和财务成本，EBITDA更高，符合我们对其竞争力强的判断。
2. 与上海石化对比，浙石化的盈利测算结果较为合理
上海石化和浙石化虽然在规模不可相提并论，但同样有芳烃和乙烯下游产品，一体化程度高，且是唯一有详细财务数据披露的单体炼厂，因此，我们将测算结果的一些指标与上海石化2016年报进行对比。
销售费用方面差异不大，公司与上石化在销售方面各有优势；管理费用浙石化低于上海石化0.8个百分点，考虑到上石化装置老修理费用高，管理效率上也低于民营企业，我们认为结果合理；财务成本相差很大，这是浙石化的主要劣势；由于我们使用的折旧方法较为激进，平均折旧年限远低于上海石化，同时也是浙石化毛利率低于上海石化(扣除贸易业务后)的原因；我们还比较了单吨原油的现金操作成本，但由于上海石化人数太多，比较扣除原油、工资、折旧外单吨加工成本更为合理，从规模、同等装置能耗上来讲浙石化单吨操作成本应低于上石化，但从加工深度上讲，浙石化更为复杂，应高于上石化，测算结果浙石化680元/吨，比上石化低约80元/吨，我们认为在合理范围内。
3. 油价回溯表明浙石化的抗风险能力较为理想
我们将过去五年全部产品历史价格对应的浙石化一期年化利润作图，大部分时间里浙石化一期有着不错的测算利润。需要说明的是为了简化，此处完全不考虑库存收益，原油价格大幅波动时，下游产品价格波动会有不同程度滞后，表现为油价快速上涨测算结果显著收窄，油价快速下跌测算结果显著扩大，因此下图在油价剧烈波动时期参考意义不大。我们根据油价的三个时间阶段讨论如下：
2013年及之前，油价100美元/桶以上：国内炼厂在这个时期较为痛苦，即便是盈利能力最强的镇海炼化也仅60余亿效益，但浙石化测算结果在该时期也有100亿以上的利润。原因在于对二甲苯在2014年东亚大幅扩产前处在暴利时期，盈利高于现在约1300元/吨，浙石化和镇海炼化虽一次加工能力接近，但对二甲苯弹性远大于镇海炼化，如果剔除彼时对二甲苯高景气的影响，浙石化与镇海炼化基本接近。
2014年，上半年油价平稳，下半年大幅下跌：我们看到测算结果上半年大幅收窄，主要原因是东亚产能投放期间对二甲苯有一波短期的急跌，PX企稳后利润回升。下半年油价大幅下跌，由于下游价格滞后，因此测算价格利润扩大，实际上因库存影响，油价大幅暴跌对炼厂伤害较大，测算结果不具备参考意义，真实情况下，镇海2014年效益也是近几年最差的。
2015年之后，油价见底稳步回升：稳定低油价时期，炼厂盈利进入高景气，尤其是像浙石化和镇海炼化这样化产深度和广度足够的一体化工厂，下游化工品价格跌幅远小于油价跌幅（图中PE价格跌幅远小于上游产品），具备较强抵御周期波动的能力。油价底部稳步回升，格局较好化工品涨幅大于原油，即便是对二甲苯已不复当年勇，整体盈利能力仍然很强。测算未考虑库存收益，近期炼厂实际盈利情况好于图中所示。
抗风险能力通常取决于两个因素，一是产品是不是差异化，这一点浙石化在烯烃和纯苯衍生物上做的很好；二是流程内部的优化，也是根本问题，浙石化一体规划，流程布置具备优势。因此，我们认为浙石化的抗风险能力较为理想。
4. 主要产品价格弹性
营收中，化工品占比最大，达到39.3%，汽、柴、煤油分别占比18.7%、8.8%、8.9%，对二甲苯占比21.3%；化工品种，苯乙烯、聚丙烯、聚乙烯、乙二醇和聚碳酸酯营收比例较大，我们对上述产品进行了价格弹性测算，结果见图表34。
5. 情景假设
炼油区RDS+RFCC+延迟焦化在国内是非常成熟的工艺技术，稳定可靠，操作经验足，柴油加氢裂化装置国内不多，但公司已在中金石化应用中积累了一定的经验，因此我们认为浙石化炼油区一次性开满的概率较大。由于浙石化炼油试生产先于乙烯，考虑乙烯不开和乙烯开下游化工不开两种情景。此外，再考虑未来产品价格下降情景。
情景I：全厂满负荷，产品市场价格。
情景II：全厂满负荷，产品价格下降。汽油、煤油降200元/吨，柴油降500元/吨，对二甲苯、纯苯、乙二醇降100美元/吨，PC降至20,000元/吨等。
情景III：炼油满负荷，乙烯裂解和下游化工装置不开。C3/C4分离有丙烷产出因此PDH和聚丙烯装置按相应负荷开启。调整物料：裂解料中C2作为燃料气，C4作为LPG外卖，其他作为化工轻油外卖；纯苯全部外卖，调整汽油池，调整辅料/催化剂，公用工程按装置能耗分摊，固定资产原值按装置分摊，财务费用不做调整，忽略其他不平衡因素。产品市场价格。
情景IV：炼油、乙烯裂解满负荷，下游化工装置不开。除乙烯裂解、裂解汽油加氢、丁二烯抽提、PDH、聚丙烯外，其他下游化工装置不开，其他调整同情景III。产品市场价格。
结果表明，即使考虑产品因供求关系恶化价格大幅下跌，项目仍能取得80亿元的盈利。III和IV情景下，折旧和财务成本对结果有很大影响，考虑到实际开工情况，未投产部分不予转固，而借款已发生因此财务成本不作调整，这两种情景下的利润分别为53亿和82亿。
6. 按环节拆分利润
我们根据情景假设中的I、III、IV三种情况，将炼油&芳烃、裂解料-乙烯、乙烯-化工品三个环节利润拆分开来（商品石脑油的价格对于一体化炼厂来说没有意义，因此炼油和芳烃不再细分）。拆分前需要对4.5中利润进行修正，剔除未开工部分投资额财务成本的影响，修正后III和IV情景下的利润分别为63亿和90亿元。拆分后炼油&芳烃、裂解料-乙烯、乙烯-化工品三个环节利润分别为63、27和39亿元。除PP外化工品营收合计近400亿，对应约10%的净利率，结果合理；148万吨乙烯27亿利润，也基本符合当前烯烃盈利情况。
7. 未来盈利展望
展望未来，油品方面，浙江省汽油有60%的缺口，省石油公司已提前布局，成品油出路不会是问题；芳烃方面，由于非一体化装置成本的支撑，对二甲苯价格对整体盈利的影响已有限(详细参考第五部分内容)；烯烃方面，乙烯当量需求增长强劲，且需求有进一步激发潜力，现有规划产能不会扭转供求格局。在中低油价环境下，高化产深度炼化一体化工厂将延续较高盈利；若未来油价走高，一方面，油价回溯结果表明浙石化仍具有较强竞争力，另一方面，二期存在较大调整空间可以适应未来原料与产品环境。
市场担心国内炼油产能过剩，实际上，炼油项目投资大、门槛高，有实质性推进的项目寥寥无几，炼油并未出现加速扩张态势（详见本报告“附录二：国内炼化项目进展”部分的内容）。从世界范围内炼能来讲，扩产速度较慢，日本、澳大利亚等国有产能退出，国内产品结构差的老旧炼厂也有被淘汰可能。浙石化等新炼厂主要生产市场紧缺的化工品，他们的投产对行业冲击远没有市场预期的那么大。并且，我们认为不应该只盯着国内的竞争，浙石化等项目将对未来东北亚炼化格局产生深远影响。
根据上述测算及分析，我们认为浙石化具有较强的盈利能力和抗风险能力。
五、不仅仅是浙石化，中金石化的炼化一体化进展值得关注
市场对于全资子公司中金石化存在较大预期差，认为其仅仅是对二甲苯基地，甚至有观点认为随着对二甲苯产能释放，中金石化会成为拖累。我们认为，恰恰相反，宁波中金基地是公司石化产业布局的重要一环，未来存在发展成第二个炼厂的可能，100%权益的成长性贡献不会亚于浙石化。
1. 对二甲苯供给缺口仍将长期存在
除中国外亚洲对二甲苯装置投产高峰已过，未来几年新增产能不已多。国内新增产能主要是炼化一体化项目，投资大、门槛高，宣称数量多，但能得到实质性推进的并不多。
到2019年，国内真正增加的产能仅浙石化和恒力炼化的835万吨，我们预计总产能2230万吨，产量1850万吨；需求方面，2015-2017国内聚酯聚合体产量复合增长率8%，考虑需求自然增长及禁废令对原生聚酯需求的刺激，我们预计未来两年增长率仍能在8%以上。对应2019年对二甲苯需求为2850万吨；供给缺口1,000万吨，进口依存度仍有35%。此外，2019年国内四家民企对二甲苯产量占比将在50%以上，具备反倾销申请人资格的条件，不排除未来对日韩反倾销的可能。
到2025年，这个阶段宣称的炼化一体化拟建产能2220万吨，炼化项目推进难度极大，周期在5~10年或者更长，我们估计真正有希望投产的约1020万吨左右。另一部分供应量可能来自山东地炼，目前山东地炼的总重整能力约为1370万吨/年，这些产能多定位生产高辛烷值汽油，理论上具备由多产重整汽油向产油兼顾芳烃产品路线调整的条件，但受制于高资金投入、远离市场和规模经济性等因素的制约，我们预计真正有能力落地的项目不多，暂按250万吨估算。我们预计至2025年，国内对二甲苯总产能3500万吨，产量3100万吨，而需求有望达到4050万吨，仍有近1000万吨缺口。
投资门槛及当前的盈利情况决定投资意愿，对于聚酯产业链三个环节，我们认为：
对二甲苯处在的炼化环节门槛高、周期长，对于多数化纤企业来说有心无力，推进难度极大，不应高估扩产进度。
聚酯环节门槛不高，尤其是常规品种，投资小、周期短，目前的盈利情况投资意愿较高，不应低估扩产进度。
PTA今年以来呈复苏态势，复产产能也基本被需求增长所消化，但因长期过剩和原料无保障，PTA环节投资仍然谨慎，我们对未来PTA环节盈利相对乐观。
2019年，若浙石化顺利投产，公司对二甲苯、PTA、聚酯的权益产能将分别达到360、600、220万吨，我们认为公司建立起的上下游规模化、一体化优势，尤其是PTA环节的绝对优势，有能力抵御上游投产周期带来的盈利波动。因此，不应对未来对二甲苯扩产带来的影响过于悲观。
我们还想再次强调，上游成本下降最终不会只让利给某个单一环节，再平衡后是我国纺织产业整体核心竞争力的长效提升，和全球贸易体系中定价权的掌控。炼化项目给公司带来的不仅是最低成本化纤原料的保障，还有石化化工产业布局深度、广度、和壁垒的大幅提升。
2. 规模化、一体化程度是决定对二甲苯装置盈利能力的关键
原油、燃料油、石脑油、MX都可以作为生产对二甲苯的起始原料，一体化程度依次从高到低，一体化程度越高，成本越低，但总投资额大、建设期长，以原油为原料炼化一体化还有较高的准入门槛。在2013年之前对二甲苯暴利时期，几乎所有装置都能盈利颇丰，一体化程度小因投资小扩建快获得青睐，然而伴随着整体供给增加盈利中枢下降，非一体化装置投资回报率大幅下降。
下图左是中金石化和山东某厂的历史盈利情况对比。中金石化对二甲苯产能160万吨/年，炼油装置以外购燃料油为原料生产重整原料石脑油，芳烃装置以自产石脑油和外购石脑油为原料，最大限度生产对二甲苯，同时产出纯苯，副产C5/C6馏分油、抽余油、液化石油气以及重芳烃等，芳烃装置产生的重整氢由炼油装置加以利用，具备一定的一体化程度。山东某厂百万吨级产能，以外购石脑油为起始原料，重整氢无法利用，一体化程度低。即使是在对二甲苯-石脑油价差较高的2013年，山东某厂也仅取得不到5亿的利润，而后在油价大幅下跌、价差收窄影响下，2014、2015连续两年发生亏损，而中金石化2015年开工仅4个月便赚得4.2亿净利，由此可见，一体化程度高低对盈利能力影响很大。
3. 对二甲苯-石脑油价差仅能衡量非一体化装置盈利水平
石脑油作为炼厂多用途中间产品，商品价格受到化工、成品油、芳烃三方面影响，在近期化工产品高景气环境下，石脑油需求良好(轻重石脑油通常价差较小)，石脑油裂解价差显著扩大，间接导致对二甲苯-石脑油价差缩小。实际上对二甲苯-石脑油价差仅仅能衡量外购石脑油装置盈利水平，而对于一体化炼厂来说，对二甲苯和油价同向波动价差稳定，化工品盈利上升，整体盈利扩大，因此对一体化炼厂来说，对二甲苯-石脑油价差意义不大。
4. 非一体化装置成本将对产品价格构成支撑
目前亚洲约4500万吨对二甲苯产能，其中70%为炼化一体化，还有30%需外购原料，韩国6大企业中也尚有两家无一体化优势。除了一体化程度差异外，规模也影响装置竞争力，亚洲中小规模装置较多，尤其是日本近400万吨产能分布在从南至北8-9个地区，单厂产能不到40万吨；国内17个工厂中，也有近一半规模在80万吨以下。目前亚洲范围内供求基本平衡，随着19年国内炼化一体化产能的投放，对二甲苯价格可能会面临压力，但是最先受到冲击的将是非一体化及小规模装置，他们的成本线(商品石脑油/MX价格+加工费)将对对二甲苯价格构成较强支撑。我们认为，以浙石化为代表的炼化一体化路线新对二甲苯产能，规模更大、装置更为先进、能耗更低，将从日韩等国家手中夺回对二甲苯环节竞争力。
5. 中金石化将进一步提高一体化程度
5.1. 目前炼油区负荷受到一定制约
中金石化分为炼油和芳烃板块，厂区目前无制氢装置，炼油区加氢装置的氢气由重整装置副产氢提供，芳烃装置虽满负荷，但炼油规模受限于氢气量，优化空间不大，燃料油炼油负荷受到制约。而又由于油头小(仅400万吨燃料油分离装置)，副产物料量不大，进一步加工不经济，干气、LPG、轻石脑油等资源无法充分利用，炼油规模和一体化程度都还有较大提升空间。
5.2. 我们预计未来燃料油价格相对低迷
中金石化目前的盈利能力并不单由对二甲苯-石脑油价差决定，而是由对二甲苯-石脑油和对二甲苯-燃料油价差共同决定。石脑油为多用途原料，未来东北亚紧缺格局不会有大的改变，我们预计价格依旧会维持强势。燃料油，在国际海事组织船用燃料油新规(硫排放量从当前的3.5%降至0.5%)影响下，现有船用燃料油硫排放将不达标，而炼厂原料及工艺短期内缺乏弹性来不及调整，部分燃料油需求（IEA预计200万桶/日）将转化为馏分油需求，因此燃料油价格将会相对低迷。中金石化通过增加燃料油加工量，提升一体化程度，可以使中金盈利能力进一步改善。
5.3. 技改项目将提高炼油区负荷
中金石化近期完成审批的《合成气综合利用技改项目》将以现有副产物为原料新建一条制氢生产线，作为全厂的氢气保障系统。该技改项目的意义在充分利用粗合成气、干气、加氢低分气等副产资源，补充全厂氢气，提高炼油区负荷，增加燃料油加工量，降低石脑油外购量，从而提升一体化程度，增强全厂盈利能力。我们预计技改项目会在2018年实施完毕，为中金石化增加5~7亿效益。
6. 中金石化炼化一体化进展值得关注
长期来看，船用燃料油新规最终将使炼厂更换原料或升级设备来满足低硫含量需求，届时燃料油价格走向也有不确定性。只有以原油为原料，实现真正炼化一体化，才能进一步降低成本，同时在炼油达到一定规模后，充分利用厂区轻质资源发展乙烯等高附加值化工品又可以大大提高全厂竞争力，实现芳烃烯烃综合利用。中金石化厂区空间充裕，配套齐全，可扩展潜力巨大，从逻辑上分析，我们可以判断这会是未来中金石化的发展方向。从某种程度上说，这比仅扩产对二甲苯更有意义。
另一方面，浙石化一期若成功投产，公司便掌握了完整的炼化一体化经营能力。中金石化存在复制浙石化的业务模式，打造完整烯烃、芳烃板块，实现真正炼化一体化的可能性。实际上，宁波是国家规划的七大6,000万吨石化基地之一，除镇海炼化二期外，尚有1500~2,000万吨的富裕配额，而中金石化便是当地最有可能切入炼油领域的企业。因此，我们认为，虽然具体进度难以准确界定，但是浙石化可能不会是公司唯一的炼厂，中金石化逐步发展成炼化一体化工厂是大概率事件。
六、执宁波-舟山万亿级石化产业集群之牛耳
1. 舟山绿色石化基地不仅仅有浙石化
根据《舟山绿色石化基地总体发展规划》，近期的建设核心是浙石化炼化一期；中期除浙石化炼化二期外还将启动化工新材料及精细化学品产业功能区建设；远期将进一步扩大炼油、化工新材料、精细化学品产业规模，重点发展与现代制造业、新能源、生命科学等新兴产业配套的石化新领域，并实现与近中期产品链的有效融合，形成国际一流的大型、综合、现代的石化产业基地。因此，我们认为，未来舟山绿色石化基地不仅仅有浙石化一个企业，而浙石化也不仅仅只有炼化项目。
下图是舟山绿色石化基地规划图，全基地可以分为一期炼化、二期炼化、公用工程、高端服务产业、远期炼化、仓储物流、和远期石化下游深加工七大区块。我们认为，会有更多企业及项目入驻舟山绿色石化基地，以浙石化或上市公司为平台，公司拥有更多的优先合作机会，未来在石化化工全产业链上大有可为。
2. 崛起中的中国(浙江)自由贸易试验区
浙江自贸区全域设在舟山，宁波-舟山港是世界少有的深水良港，岸线长，终年不冻不淤，在杭州湾跨海大桥建成后，过去路向腹地狭窄的劣势不复存在，2016年超越深圳成为我国第二大港口(按TEU)。随着宁波-舟山主通道、两座杭州湾跨海铁路大桥(沪甬跨海铁路和沪甬城际铁路)、以及远期岱山-洋山大桥的建成，宁波-舟山港的腹地方位将进一步扩大。
我国2016年原油进口量3.8亿吨，其中60%进口原油在宁波-舟山港储运、中转。以石油产业链为切入口、打造油品全产业链顺理成章地成为了国家对浙江自贸区的核心定位。围绕着这一目标，浙江省政府推动“三基地一中心”建设，即建设以鱼山岛浙石化炼化项目为核心的国际石化基地，以石油储备为核心的国际油品储运基地，以保税燃料油供应为核心的国际海事服务基地，以及以油品交易为主线的国际油品交易中心。
浙江自贸区依托石油化工全产业链，致力打造“中国的休斯敦”，一幅波澜壮阔的宏伟蓝图已经展开。
3. 宁波-舟山万亿级石化产业集群正在形成
宁波-舟山港已实现一体化，同样，在石化产业上，舟山绿色石化基地作为宁波石化基地(国家规划的七大石化基地之一)的扩展区也不是孤立存在。与舟山一水之隔的宁波石化基地包括镇海(宁波石化经济技术开发区)、北仑(宁波经济技术开发区)、大榭(大榭开发区)三个片区，地理位置见图表23，拥有镇海炼化、中金石化、大榭石化、浙江逸盛、宁波利万等大型石化企业，LG甬兴、台化、见龙机构、杭州湾腈纶、顺泽橡胶、科元等大型下游化工企业。
浙石化投产后，舟山基地生产的PX、丙烯腈、丁二烯、苯乙烯等化工品可供给宁波基地，宁波石化基地生产的液氨、硫酸、烧碱等无机化学品可供给舟山基地，实现物料互供，发挥协同效应。
宁波+舟山石化基地近期将拥有5,100万吨炼油+630万吨芳烃+250万吨乙烯及化工品+下游深加工能力(镇海炼化+中金石化+大榭石化+浙石化一期)，远期考虑浙石化二期、镇海炼化二期、中金石化中远期规划，将形成10,100万吨炼油+1200万吨芳烃+600万吨乙烯及化工品+下游深加工能力(镇海炼化一、二期+大榭石化+浙石化一、二期+中金石化远期)，一个万亿级石化产业集群正在形成。我们认为，凭借得天独厚的地理位置、精准完善的政策支持，以强大腹地经济为依托，围绕“民营、绿色、国际、万亿、旗舰”的发展定位，宁波-舟山石化基地，未来将有希望发展成可以媲美新加坡裕廊岛、韩国蔚山、美国墨西哥湾的石化产业集群。
公司在宁波和舟山石化基地分别拥有中金石化和浙石化两大核心平台，两者远期规模合计有望达到6000万吨炼油+1120万吨芳烃+400万吨乙烯及下游深加工，作为区域内的主导者，公司拥有更多的项目合作机会，未来发展空间广阔。
荣盛石化，称得上是民营炼化浪潮中的勇立潮头者。
附：国内炼化项目进展
市场担心炼油产能过剩，我们将在下文盘点国家七大石化基地、中石化四大炼化基地、以及中石油、中海油等规划的约25个炼化新建/扩建项目。
1. 国务院规划的七大石化基地
1.1. 大连长兴岛
大连长兴岛先后签约了两个炼化项目，分别为中石油长兴岛炼化和恒力炼化。
中石油长兴岛2,500万吨炼化一体化项目，为中俄两国能源合作战略项目，计划总投资550亿元，一期1500万吨/年俄油炼油及下游化工加工能力，二期炼油规模达到2500万吨/年，该项目实际上是2013年提及的中石油大连石化搬迁项目，只进行了环评公示、地质勘测等部分前期工作，此后因故搁置，我们认为其无实质性推进。
恒力炼化2,000万吨/年炼化一体化项目，股东方为恒力股份，项目规模为2,000万吨/年炼油、434万吨/年PX，总投资560亿元。2014年立项，2015年8月取得环评批复，2015年9月取得发改委批复，于2017年进入实质性建设阶段，计划2018年底建成投产。
恒力炼化是大连长兴岛唯一实质性推进、正在全面建设的项目。
1.2. 河北曹妃甸
河北曹妃甸先后签约过7个炼化项目。
中石化曹妃甸千万吨级炼油项目，由中石化燕山分公司投资建设，项目规模为1200万吨/年炼油、100万吨/年PX，计划总投资268亿元。该项目实际上是燕山石化搬迁项目，早在2005年就已立项，但进展缓慢，2014年才获得环保部和发改委批复，但随后便搁置，一直未启动。近期，燕山石化搬迁一事因为雄安新区腾出水资源又重新提上议程，但我们预计进展仍将十分缓慢，目前无实质性推进。
实际上，搬迁类炼化项目进展都十分缓慢，往往都不了了之。主要困难在于：1.资金问题，拆卸搬迁费用有时比新建更为昂贵，实际上大部分搬迁项目都是关停老厂，异地新建扩产，搬迁或关停补偿款谈判期漫长。2.人员安置问题，较难劝服员工异地安家。3.周边企业安置问题，一般而言老炼厂周围都已形成一定规模化工产业集群，化工厂依赖于炼厂原料，搬迁后下游化工企业将面临原料缺乏问题。4.邻避效应，新址当地民众并不一定“欢迎”。
一泓石化1,500万吨炼化一体化项目，2015年签约，由河北浅海石油化工集团投资，项目规模为1500万吨炼油、300万吨芳烃，渣油加氢脱硫+重油催化裂化+加氢裂化方案，只进行了海洋环境影响评价公示等小部分前期工作，尚无详细资料，我们认为其无实质性推进。
中东海湾1500万吨炼化一体化项目，2016年5月签约，目前仅开展了用海公示等小部分前期工作，尚无详细资料，我们认为其无实质性推进。
旭阳集团1500万吨/年炼化一体化项目，2017年3月签约，由旭阳集团(主业煤炭)投资，中化集团与其签订战略合作备忘录，分三期建设，总投资259亿元。项目规模1500万吨炼油、200万吨PX，渣油轻质化+加氢裂化方案。河北省发改委2017年9月对项目进行了核准批复的公示(由于七大石化基地内的项目是省级发改委审批的，这一环节审批难度不大)。环评尚未开始，目前仍在进行可研等部分前期工作，尚无详细资料，我们认为其无实质性推进。
新华石化2000万吨/年炼化一体化项目，2017年3月签约，由新华联合冶金控股集团(主业冶金)投资。项目规模2000万吨炼油、557万吨芳烃、80万吨聚丙烯，总投资600亿元，分两系列建设，系列一焦化，系列二加氢。目前仅开展了环评第一次公示，尚无详细资料，我们认为其无实质性推进。
2017年4月，曹妃甸又有大连福佳2000万吨/年炼化一体化项目、辽宁海城2000万吨/年炼化一体化项目两个项目签约，我们认为其无实质性推进，有较大不确定性。
总得来说，曹妃甸是七大石化基地里进展最慢的，目前尚无真正意义上落地项目。
1.3. 江苏连云港
连云港石化产业基地规划面积约71平方公里，规划原油加工5000万吨级、乙烯300万吨级、芳烃500万吨级。连云港先后签约过金陵石化搬迁和盛虹炼化项目。
中石化金陵石化搬迁项目，金陵石化拥有1800万吨炼油能力，由于其离南京市区较近，于2014年提出“十年搬迁计划”，落户至连云港石化产业基地，随后和大部分搬迁项目一样不再提及，我们认为其无实质性推进。
盛虹炼化一体化项目，投资方为盛虹集团，项目规模1600万吨炼油、280万吨PX、110万吨乙烯及配套下游，总投资776亿元，将分为两个阶段建设，第一阶段建设炼油和芳烃，第二阶段建设乙烯和下游化工品。2017年4月环保部受理盛虹炼化环评报批请示，2017年9月江苏省发改委对盛虹炼化项目进行核准前公示，目前环保部尚未批复，项目尚未建设。近期，盛虹旗下化纤资产借壳上市事宜遭遇挫折，考虑到短期内资金问题无法解决，我们预计项目无法在十三五期间内投产。
盛虹炼化是江苏连云港石化基地唯一一个有望获得推进的项目。
1.4. 上海漕泾
上海漕泾石化基地龙头项目为高桥石化漕泾炼化一体化项目。
中石化高桥石化漕泾2000万吨炼化一体化项目，项目包括1500万吨炼油、500万吨润滑油搬迁、100万吨乙烯及配套下游。此项目曾被视为高桥石化1,300万吨炼厂的搬迁项目，后来因邻避效应突出，官方明确高桥石化是关停。由于高桥石化位于上海市区，环保压力最大，从逻辑上讲，在所有搬迁类项目中高桥关停并异地新建概率是最大的。从当前情况来看，高桥石化可能在2~3年内逐步关停，但受“邻避”思维影响，在漕泾异地新建项目目前仍无任何进展，项目仅开展过环评公示工作，我们认为其无实质性推进。
1.5. 浙江宁波及其扩展基地舟山
宁波石化基地项目包括镇海炼化二期和扩展区舟山浙江石化两个炼化项目。
中石化镇海炼化二期扩建，项目规模为1500万吨炼油、120万吨乙烯，因民众“邻避”思维及其他因素，根据我们调研情况，该项目进展缓慢，目前无实质性推进。
浙石化4,000万吨炼化一体化项目，本文中已重点介绍，一期项目正在全面建设之中，预计2018年底建成投产。
浙石化是宁波及其扩展基地唯一实质性推进、正在全面建设的项目。
1.6. 福建古雷
福建古雷石化基地已签约的是古雷炼化一体化项目。
古雷炼化一体化项目市场认知有一定偏差，项目原规划1,600万吨炼油、120万吨乙烯及下游，但在诸多因素影响下，最终投资方决定只投资古雷石化百万吨级乙烯及下游深加工项目，暂不推动炼油，乙烯规模从120万吨压缩至100万吨，总投资346.7亿元。项目于2016年1月获得福建省环保厅和发改委批准，目前尚未开工，投资方介绍项目有望在今年12月26日启动开工。
此外，近期古雷石化基地官网称古雷有意引进福佳炼化项目，目前正在洽谈阶段，存在较大不确定性。
古雷石化百万吨级乙烯及下游深加工项目是古雷石化基地唯一有望实质性推动、可能在十三五期间动工的项目，但无新增炼油能力。
1.7. 广东惠州
中海油惠州炼化二期扩建是惠州大亚湾石化基地十三五期间核心项目，中海油惠州炼化一期项目1200万吨炼油、85万吨PX于2009年投产，二期新增1000万吨常减压、100万吨乙烯。我们注意到不少咨询统计数据认为其有100万吨PX，实际上项目已批复内容并无对二甲苯装置扩建。据我们了解，二期芳烃装置目前仅有抽提单元，新增产品为自用纯苯40万吨，外售甲苯36万吨和混二甲苯48万吨，后续动向尚不确定。项目于2013年开工，炼油区已于2017年10月投产，乙烯预计将于明年年初投产。
实际上，惠州炼化倒有一个煤化工类PX项目，其曾于2013年与西煤化工技术工程中心、中石化洛阳工程签订协议，共同开发20万吨甲苯甲醇烷基化制PX(TMTA)示范项目，由于技术问题及油价大幅下跌，此项目目前没有进展。
惠炼二期是七大石化基地龙头项目中唯一一个已经建成投产的项目。
2. 中石化四大炼化基地
中石化“十三五”期间，计划投资2,000亿元，优化升级打造南京、上海、镇海、茂湛四个世界级炼化基地。
2.1. 中石化南京基地
中石化在南京现有金陵石化1,800万吨炼油、70万吨PX和扬子石化1,250万吨炼油、85万吨PX、80万吨乙烯两个基地，其中金陵石化离城区较近，经过这几年的发展，环境容量已十分有限，我们判断不会再有规模上的扩大。扬子石化尚有一定发展空间，未来或有小规模扩建，我们认为其目前无实质性进展。
2.2. 中石化上海基地
中石化上海现有高桥石化1,300万吨炼油、上海石化1,400万吨炼油、85万吨PX、85万吨乙烯两个炼化基地以及上海赛科乙烯基地，未来规划是高桥石化关停，漕泾新建2,000万吨项目，目前无实质性进展，前文已述及。若高桥石化关停而漕泾尚未建设，将利好浙石化开拓华东市场。
2.3. 中石化宁波基地
中石化宁波基地现有镇海炼化2,300万吨炼油、65万吨PX、100万吨乙烯一个基地，有二期规划，我们认为目前其无实质性进展，前文已述及。
2.4. 中石化茂湛基地
中石化茂湛基地现有茂名石化2150万吨炼油、100万吨乙烯和湛江东兴500万吨炼油两个炼厂，规划新建的是中科炼化项目。中科炼化原设计方案为1,500万吨/年炼油、100万吨乙烯，生产能力100万吨/年，长期没有得到推进。经优化调整后，常减压装置规模调整至1,000万吨/年，乙烯装置调整至80万吨/年，无PX。截至2017年8月，中科炼化仍处在部分装置打桩阶段，官方计划投产时间为2020年。考虑到国内大项目总包会偏慢，而上半年媒体还爆出中科炼化某总包单位涉嫌数据造假和违法分包行为，我们认为其投产时间不会早于2020年。
中科炼化是中石化十三五期间唯一全力推进的新建项目。
3. 其他炼化项目
3.1. 中石油云南石化炼油项目
云南石化炼油项目，原方案重油加工路线是渣油加氢脱硫+重油催化裂化，后调整方案，常减压扩能至1300万吨，增加延迟焦化装置，产品主要是汽柴煤。云南石化2013年开工，历时5年，于2017年8月投产，是中石油十三五期间唯一投产的新建项目。
3.2. 中石油中委广东石化
中委广东石化2000万吨/年重油加工工程项目自2010年以来经历多次谈判调整，一度流产，2017年6月中委双方又重启合作，中石油打算继续推进该项目。实际上，无论是2010年环评方案，还是2013年实际招标方案，我们认为都已无法适应目前的油价和产品环境，揭阳项目若要进一步推进，需要重新修改方案，有实质性进展还需较长时间。
3.3. 兵器工业精细化工及原料工程项目
该项目将由中国兵器工业集团公司、沙特阿美石油公司、盘锦鑫诚实业集团有限责任公司合资建设，三方于2017年5月签订合作协议，项目计划总投资711亿元，在盘锦辽东湾新区建设1500万吨/年炼油、100万吨/年乙烯、140万吨/年PX及下游合成树脂和精细化工深加工联合装置，配套建设30万吨级原油码头。我们认为其目前无实质性推进。
3.4. 其他改扩建项目
在议程上的改扩建项目有中石油华北石化改扩建，500万吨炼油，正在建设之中，计划2018年建成；中石化海南炼化二期，500万吨炼油，100万吨乙烯，100万吨芳烃，正在进行环评等前期工作；中化泉州改扩建，300万吨凝析油分离，100万吨乙烯，80万吨芳烃，计划2020年12月建成投产；中海油大榭石化当前开展的是馏分油改扩建项目，主要生产苯和混二甲苯，并不增加炼油能力，另600万吨炼油扩建计划暂未实施。
4. 有实质性推进的项目寥寥无几
综上所述，上述20余个大型项目中，除了已投产的中海油惠炼二期和云南石化外，真正有实质性推进的寥寥无几。新建项目中，已在建设的只有中科炼化、恒力炼化和浙石化三个项目，2018-2019年投产确定性强的仅有浙石化和恒力炼化两个项目，2020年有可能投产的仅有中科炼化一个项目。
限于篇幅，以上项目的详细情况，本报告中不作赘述。
5. 炼油并未出现加速扩张态势
我国2010年和2016年原油加工量分别为4.23亿吨和5.41亿吨，平均每年新增2,000吨炼油，2017年新增2,300万吨产能。按照上面的统计，我们预计2018-2020合计新增6,000万吨炼油，与过去7年新增量没有显著差异，并未出现产能加速扩张趋势。从世界范围内炼能来讲，扩产速度较慢，日本、澳大利亚等国有产能退出，国内产品结构差的老旧炼厂也有被淘汰可能。浙石化等新炼厂主要生产市场紧缺的化工品，我们认为他们的投产对行业冲击远没有市场预期的那么大。
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本文内容来源：东吴石化化工编辑整理发布。
舟山石化篇三:深度好文｜浅谈舟山石化掺炼马瑞高硫燃料油技术分析！
摘要：自2016年3月起，根据公司统一生产安排，运行二部延迟焦化装置开始大比例掺炼马瑞高硫燃料油。通过几个月的生产摸索，对装置的物料平衡、硫平衡、污水平衡、产品质量控制等方面进行跟踪分析，得出马瑞高硫燃料油在20-25%的掺炼比例下较为适合装置长周期生产运行。
关键词：延迟焦化 马瑞高硫燃料油 掺炼比例
1、前言
运行二部延迟焦化装置作为舟山石化的龙头装置，由焦化、原料预处理、分馏、吸收稳定、干气与液化气脱硫、除臭系统等单元组成，其设计加工能力240×104t/a。延迟焦化装置是以劣质重质油为原料，在高温和长时间反应条件下进行深度热裂化和缩合反应的热加工过程。延迟焦化具有技术成熟、原料适应性强、产品灵活性大、操作可靠性高以及投资和操作费用相对较低的特点，因此延迟焦化得到了迅速发展。同时为了实现炼厂效益最大化，延迟焦化成为了重油加工流程及组合工艺的重要组成部分。
2、加工马瑞高硫燃料油的优势及难点
优势：根据市场行情，马瑞高硫燃料油的采购价格较原生产加工的380#燃料油便宜约500元/吨，通过分析比较两者性质差异不大，因而选择马瑞高硫油替代380#燃料油,可以降低原料成本。
难点：①水含量高（平均在1.2%，最大达4.8%）；②硫含量高（2.75%）；③盐含量高（78 mgNacl/L）；④金属含量高（其中镍、钒含量较高）；⑤石油焦焦粉较多；⑥对下游装置产品质量带来影响。
3、高硫燃料油加工的必要性
舟山石化延迟焦化装置以加工大榭石化互供的重油、海油原油为主，辅以加工部分高硫原料，其产出的馏分油作为下游加氢装置的生产原料。焦化装置之所以要切换加工马瑞高硫燃料油，主要还是存在以下几方面因素：
3.1 加氢反应催化剂在硫化态状态下反应活性高，加氢原料需要保持一定的硫含量以补充生产过程中催化剂附着的硫跑损。然而上游焦化装置加工的重油和原油硫含量均在0.3%左右，属于低硫原料，因而焦化装置通过长期适量掺炼加工380#燃料油，来保证物料硫平衡。
3.2 马瑞高硫燃料油室温下呈黑色半流动状态，其与大榭互供重油进行调合后，可以达到重油减粘，卸船降温的目的。
4、装置生产加工情况
4.1 焦化加工原料对比分析
通过对马瑞高硫燃料油分析评价数据看出，其金属含量中镍、钒含量较380#燃料油偏高，硫含量在2.75%，属高硫重质环烷基。其实沸点切割后，HK～180℃馏分收率为10.07％，180～350℃轻油馏分收率为27.04％，350～530℃蜡油馏分收率为23.65％，＜530℃总拔出率60.76％，馏程与380#燃料油相差不大。
表-1 原料分析数据
项 目
大榭重油
马瑞燃料油
380#燃料油
锦州25-1
密度（20℃）kg/m3
985
953.4
976.3
889.7
硫含量，%
0.36
2.75
2.2
0.21
氮含量，ppm
5800
3600
3200
3040
水分，%（质量分数）
0.01
1.2
0.2
0.03
残炭，%（质量分数）
13.81
11.06
13.63
5.01
灰分，%
0.11
0.087
0.063
0.007
盐含量, mgNacl/L
78
58
5.33
酸值, mgKOH/g
1.9
1.1
0.53
馏程：℃
HK
25℃
HK
145
HK
185
100℃
4.8ml
10%
266
10%
287
150℃
9.7ml
20%
340
20%
344
200℃
16.4ml
30%
404
30%
381
250℃
23.6ml
40%
470
40%
424
300℃
33.3ml
50%
508
50%
480
350℃
51.6ml
400℃
64.5ml
450℃
78.0ml
500℃
87.3ml
Ni，ppm
56.32
37.66
12.1
V，ppm
254.38
198.74
0.4
Ca，ppm
17.59
12.21
11.5
Na，ppm
47.15
18.59
0.8
4.2 生产加工流程
马瑞高硫油通过两条路线进装置生产加工，一路为马瑞高硫油在罐区与大榭互供重油混合后，经罐区供油泵输送进重油裂解装置；另一路与原油一起过电脱盐系统，进重油裂解装置分馏塔。马瑞高硫燃料油经过电脱盐的目的，主要是通过电脱盐系统脱除大部分的水和盐，以避免高水含量马瑞高硫油直接进焦化加热炉，水汽化产生汽阻，进而影响安全生产。
图-1 加工流程简图
在实际生产运行中，高硫燃料油在与原油后，由于两者油品密度偏差大，罐内油品分层较为严重，造成马瑞高硫油掺炼比例不稳，因而采取原油、高硫两罐分开按一定比例配比进电脱盐系统，通过调节两个罐付装置量来调节高硫油掺炼比例，同时也保证在装置出现生产异常时可迅速切出高硫罐，快速降低原料中的硫含量。在生产加工过程中，结合硫磺反应炉炉头压力偏高、石油焦硫含量超标、系统焦粉情况严重、加氢循环氢中硫化氢含量超高等因素，马瑞高硫油掺炼比例最大提高至35%左右，但结合焦化液收、污水平衡、系统硫含量等情况，通过长时间生产摸索，掺炼比例在25%左右时公司整体生产运营最为理想。
4.3 物料平衡
表-2 马瑞高硫油不同掺炼比例下的物料收率情况
马瑞高硫燃料油掺炼比例
18%
25%
30%
35%
硫含量，%
0.72
0.90
1.02
1.14
高压瓦斯收率
6.15%
6.13%
6.11%
5.97%
LPG收率
5.60%
5.45%
5.56%
5.42%
粗石收率
20.80%
21.98%
22.48%
22.44%
粗工收率
15.01%
14.61%
12.87%
12.25%
重馏份油收率
33.76%
33.71%
34.09%
34.95%
蜡油收率
3.97%
2.87%
3.67%
3.10%
石油焦收率
20.21%
20.37%
20.27%
20.95%
总收率
105.50%
105.12%
105.05%
105.08%
液收
79.14%
78.62%
78.67%
78.16%
通过表-2可以看出，随着马瑞高硫掺炼比例的提升，延迟焦化装置总收率逐步下降，瓦斯和油品收率也逐步下降，石油焦收率增大。因而提高马瑞高硫油加工比例，虽然瓦斯产量降低对公司高瓦系统平衡有利，但液收下降，石油焦收率的提升于公司运营不利，参考物料收率得出在25-30%的高硫油掺炼比例较为理想。
4.4 焦化物料硫含量分布
通过提高马瑞高硫燃料油的加工比例，焦化装置各产品中的硫含量均明显上升。在生产过程中，马瑞高硫燃料油掺炼比例达到35%左右时，石油焦产品硫含量超过1.5%，高硫含量对销售价格带来了一定影响。
表-3 马瑞高硫油不同掺炼比例下的物料硫含量分布
高硫油掺炼比例主要组分硫含量
18%
25%
30%
35%
原料中硫含量，%
0.72
0.90
1.02
1.14
粗石脑油，%
0.18
0.21
0.25
0.27
粗工业燃料油，%
0.33
0.37
0.45
0.60
重馏份油，%
0.56
0.67
0.83
1.03
蜡油，%
0.65
0.81
1.01
1.23
石油焦，%
1.00
1.15
1.27
1.55
注：由于焦化产品中含硫瓦斯及液化气中硫含量太高，为保证人身安全未对其进行化验分析。
5、生产加工遇到的难题
5.1 污水平衡
由于马瑞高硫燃料油水含量基本在1.2%左右，且乳化严重、油水界面不清，造成预处理装置电脱盐一级切水水中含油也远远高于指标150mg/L。在马瑞高硫油掺炼比例高于35%期间，污水处理场原料水恶化和进水COD负荷无法提高，使全厂污水平衡难度加剧。同时，受污水平衡困难制约，加氢装置定期改除盐水注水工作无法实现，污水系统浓缩倍数持续增高，污水系统运行恶性循环，公司汽提净化、污水处理场原料水罐液位持续上升，储运一部切水无法外送，严重制约正常生产。通过几个月的生产调整，在掺炼比例降至25%左右时，污水处理场运行趋于平稳，公司污水难题得以解决。
图-2 污水平衡图
5.2 产品质量变化
（1）石油焦
马瑞高硫油加工期间产品质量整体稳定，随着加工比例的提高，石油焦硫含量增加，最大硫含量提高至1.5%左右，灰分无明显变化。存在的主要难题是焦化各产物焦粉携带严重，多次造成液化气出厂泵机封泄露，严重影响出厂。为了解决焦粉多的问题，采取适当降低加热炉出口温度、降低装置循环比等操作。
（2）加氢柴油及石脑油
由于马瑞高硫油为中间偏环烷基油，在掺炼比例提高至30%时，加氢柴油十六烷指数由51下降到50左右，受油性变化影响十六烷指数与十六烷值偏差有所减小，由1.0下降至0.7左右。同时加氢石脑油芳潜略有下降，由原来27.1下降至25.9。
5.3 炉管结焦
为了缓解污水处理的压力，焦化加热炉炉管注汽一直按下限控制，在焦化装置持续高负荷运行，炉出口500℃的生产条件下，出现辐射炉管多点管壁温度接近设计最高值，部分炉管存有结焦情况，威胁到加热炉长周期安全运行，为此在6月下旬临时将生产调整为A炉一炉两塔模式，组织对B炉进行停炉烧焦作业，期间耗时3天时间。
对于加热炉炉管结焦的问题，在掺炼比例下降至25%左右，污水平衡压力缓解后，还是以提高炉管注汽来得以解决。
5.4 能耗变化
马瑞高硫油加工期间，全厂能耗略有上升，全厂综合能耗上升约0.57%，主要是由于高硫油储罐使用蒸汽升温脱水，以及双罐带供使用电量升高所致。
6、成本效益
马瑞高硫燃料油较公司原加工的380#高硫燃料油便宜约500元/吨，按照运行二部焦化装置月加工负荷20万吨计算，每月可加工约5万吨马瑞高硫油，年可为公司降低原料成本2.5亿元，可极大的促进公司运营效益。
7、结束语
结合马瑞高硫油采购成本以及物料收率情况，实践证明加工马瑞高硫燃料油可提升公司整体运营效益，但受其硫含量高、盐含量高、金属含量高等特点，若掺炼比例过大，则会造成石油焦硫含量超标、加热炉炉管结焦、分馏塔顶容易结盐等现象，因而在保证公司长周期安全生产运行，以及最大生产效益的前提下，舟山石化加工马瑞高硫燃料油的掺炼比例不宜超过25%。
参考文献：
[1] 瞿国华.延迟焦化工程与工艺[M].北京:中国石化出版社,2011.
[2] 王航空.大比例掺渣下稠油焦化运行的问题及对策[J].石油炼制与化工,2009（5）：25-27.
[3] 张在忠,杨晓宏,杨献峰.延迟焦化装置掺炼马瑞原油技术分析[J].当代化工,2012（9）：898-899.
作者简介：王建伟，2006年7月毕业于沈阳工业大学化学工程与工艺专业，现工作于中海石油舟山石化有限公司生产技术部，副主任工程师职位。本文已获得作者授权发布，供业内朋友学习交流，如有疑问欢迎留言。向石化缘投稿请点击下方图片了解详情！
