船用燃料油质量升级对炼油行业的影响

袁明江，王志刚

( 中石油华东设计院有限公司）

2018-2019年，全球船用燃料油年消费量约为2.8亿吨，其中高硫燃料油（HSFO）占比为70%，市场需求量约为2亿吨。亚太地区燃料油消费居前3位的国家依次为新加坡、中国和日本。随着国际海事组织（IMO）2020年限硫新规的实施，全球船用燃料清洁化已是大势所趋，马士基（MAERSK）等国际大型航运企业陆续宣布将严格遵守国际海事组织新规。新规对全球炼油、成品油贸易及海运行业将产生深远影响，全球炼油企业已分别采取应对措施。

1 燃料油市场及价差分析

对于未来船用燃料油市场的需求，多家知名咨询公司和能源公司的预测基本一致，即高硫燃料油市场需求量将在2020年骤降至最低点，之后随着船用洗涤器的逐步普及，高硫燃料油市场需求会出现回暖，但依然无法回到国际海事组织新规实施前的水平，高硫燃料油市场势必出现明显萎缩。对于高硫燃料油是否依然为主流产品，多家知名咨询公司和能源公司持有不同看法。可以预期的是，2020年作为国际海事组织新规影响的波动年，船用柴油和低硫燃料油的需求比例将大幅增加，对高硫燃料油的需求下降至最低点，相关调整和波动有望在2020年第四季度趋于稳定。尽管高硫燃料油市场需求会适度复苏，有望逐步恢复至船用燃料油总需求的30%～40%，但是未来低硫燃料油需求会超过高硫燃料油，并占据市场主导地位，市场份额有望稳定在50%左右。

可以预期，未来高硫船用燃料油市场将长期存在于亚太等主要国家，高硫船用燃料油和低硫船用燃料油之间的价差，将长期处于缓步下行态势，但会有一定支撑。根据伍德麦肯兹公司的预测，2020-2021年，低硫柴油（硫含量为10ppm）和高硫燃料油的价差为30美元/桶左右，低硫燃料油和高硫燃料油的价差为28.8美元/桶左右（见图1）。应该指出，低硫燃料油和高硫燃料油的价差存在相当的不确定性，不如低硫柴油和高硫燃料油的价差明朗，这也是部分企业在确定燃料油升级路线的目标产品时，将石脑油或低硫柴油而不是低硫燃料油作为渣油升级转化目标的考量因素之一。

高低硫燃料油价差存在不确定性的主要原因：1）需求方面，大多数船东会选择使用低硫燃料油，部分船东会新装烟气脱硫设施而继续使用高硫燃料油，还有部分船东会使用液化天然气作为替代燃料；2）供应方面，在国际海事组织新规实施初期，低硫船用燃料油的新产能尚未集中释放，市场供应不足，存在高价差窗口期；3）政策层面，国家燃料油出口退税相关政策已正式生效，将对降低国内保税低硫船用燃料油价格起到积极作用。

2 燃料油升级路线选择

燃料油升级没有普遍适用的路线或方案。炼厂渣油升级路线的选择取决于各炼厂的燃料油数量、周边市场、现有装置配置、地理位置、可采购的原油种类等多种因素。在2017年召开的第22届欧洲炼油年会上，为应对2020年低硫船用燃料油标准要求，从资本投入和投资回报出发，壳牌公司提出了3条技术路线[1]（见表1）。渣油升级转化存在多种可行路线，不同方案的渣油转化率不同，渣油转化率最高的方案未必能实现最高的投资回报。各炼厂需根据具体情况定制最合理的方案，多种解决方案的集成或许是最好的选择。

虽然国际海事组织新政策将大幅减少对高硫燃料油的需求，但燃料油产量降速可能更快。升级路线选择的核心在于燃料油对柴油或原油的价差。例如，新加坡某炼厂高硫燃料油产量为250万吨/年，燃料油升级路线规划为3个方案：一是延迟焦化+馏分油加氢/少加氢，二是渣油加氢脱硫+催化裂化，三是沸腾床加氢+延迟焦化/渣油加氢裂化+溶剂脱沥青。各方案的经济指标如表2所示。可以看出，方案1A、1B、2A和3A在经济上都是可行的。方案1A的内部收益率为23%，高于方案3A的18%，低于方案2A的27%，但是方案2A和方案3A的投资和操作运行成本均比较高。

图1 高、低硫燃料油，柴油与原油的价差预测

表1 壳牌公司提出不同投入/产出的低硫船舶燃料油生产技术方案

表2 新加坡某炼厂燃料油升级路线各方案经济指标

2.1 焦化或脱沥青路线

部分炼化项目选择延迟焦化路线，主要是考虑到焦化路线的工艺技术成熟、投资相对较低，但是要考虑好高硫石油焦的处置问题，最好能与其他气化或石油焦利用项目形成协同效益。

重油脱沥青路线是投资较低的路线之一。脱沥青油可作为加氢裂化、催化裂化的原料，可用于生产润滑油。与焦化方案相类似，需要考虑脱油沥青的后续利用方案，脱油沥青如果只是作为硬沥青产品，效益受损，沥青气化与石油焦气化项目具有相似性。

2.2 加氢路线

刘初春提出，扩大渣油加氢脱硫能力应对低硫燃料油生产是炼厂的最佳解决方案[2]。部分炼化项目选择加氢路线，优势在于内部收益率高，产品方案灵活，不足之处在于加氢方案的总投资偏高，如果目标产品仅是生产低硫燃料油，其经济性受到质疑[3]。采用渣油加氢技术生产低硫燃料油具有技术可行性。目前，渣油加氢后的加氢渣油通常作为催化裂化原料，也可作为低硫燃料油组分。如果渣油加氢催化剂只脱硫而不脱重金属和残碳，可以降低投资和操作成本。对于生产低硫燃料油工况，渣油加氢装置催化剂的一次装入量可节省10%，催化剂单价也能下降约4000元/吨。在节省操作费用方面存在以下问题。

1）按照反应活性，渣油加氢反应通常先脱金属，再脱硫，再脱残炭和氮，而难脱除的噻吩硫及其衍生物都集中在重质组分中，为了达到脱硫效果必须要深度脱硫，因而不可避免地发生脱残炭等反应。渣油中的钠、钙、镍等金属沉积在加氢催化剂上会造成催化剂永久性中毒，因此在加氢脱硫、脱氮前，必须使用脱金属剂将金属脱除，渣油脱金属催化剂还应具有适宜的加氢活性，以利于对胶质和沥青质超大分子的解聚，防止胶质和沥青质在催化剂孔口堵塞而使之失活。

2）加氢脱金属、脱硫、脱氮及降残炭的催化剂都是加氢精制催化剂，不同的是针对不同杂质的活性不同。例如，加氢脱硫催化剂在脱硫的同时也脱氮，只是脱硫的活性高一些，因此很难做到只脱硫而不脱重金属和残碳。

2019年，恒力集团320万吨/年沸腾床渣油加氢和中国石化镇海炼化260万吨/年沸腾床渣油加氢装置顺利投产，为深度转化重质渣油树立了典范，特别是沸腾床渣油加氢与延迟焦化/脱沥青工艺组合，可实现渣油转化率92%，甚至更高。

2.3 其他低投入措施

部分炼厂根据自己的特点，采取了一些低投入的应对措施，包括更换低硫原油、全厂降低原油加工量、提高馏分油收率、最大化沥青生产等，以实现最大限度减少高硫燃料油产量的目的。这类措施和表1中的路线1具有相似性，其特点是投资成本低，回报率高。

3 低硫船用燃料油的生产和供应

3.1 欧洲的低硫船用燃料油生产

波兰Grupa Lotos公司采用溶剂脱沥青与加氢裂化和延迟焦化组合工艺处理减压渣油，主要目标是增产柴油[4]。通过调节脱沥青装置与焦化之间的原料分配，以及脱沥青油加氢处理与下游未转化油减压蒸馏装置的组合工艺流程，可以增加炼油厂的灵活性，应对未来重质润滑油基础油和低硫燃料油需求变化带来的挑战。

荷兰Petrogenium咨询公司介绍了拥有减黏裂化装置的炼油厂应对国际海事组织新规的技术方案，减黏裂化装置是应对新规的有效措施之一[4]。由于用轻质馏分稀释调和减压渣油生产船用燃料会降低轻质馏分的价值，建议将纯减压渣油用作气化原料、重质锅炉燃料、生产沥青或进入延迟焦化装置。

3.2 新加坡的低硫船用燃料油生产

新加坡作为国际航运中心，是全球船用燃料油消费大国，2018年船用燃料油消费量为4980万吨。从2019年10月起，新加坡市场的低硫船用燃料油需求开始明显增长，高、低硫船用燃料油的价差逐步扩大，有咨询机构曾预测，价差高点可能达到230～250美元/吨。2019年12月初，新加坡低硫燃料油与380cSt高硫燃料油现货价差曾达到308.84美元/吨。

新加坡的几大炼厂都在积极采取措施应对国际海事组织新规。2019年4月，新加坡埃克森美孚炼厂决定投资数十亿美元进行渣油升级改造，思路是将燃料油和其他重油产品转化为更高价值的润滑油基础油和馏分油。其他几家炼厂也针对船用燃料油质量升级开展了前期可行性研究，目前尚未做出最终投资决定。由此，新加坡各炼厂在未来3年内仍将保留相当比例的高硫燃料油，各炼厂只能利用现有装置生产部分低硫燃料油。

3.3 中国的低硫船用燃料油生产

低硫船用燃料油在一定时期内已成为高附加值炼油产品。从产品竞争力角度出发，炼厂生产低硫燃料油首先要考虑自身是否具有原油资源优势（低硫原油），例如辽河石化公司加工的是低硫重质原油。其次要考虑能否利用炼厂现有渣油加氢等设施的富余能力，例如上海石化公司通过调整渣油加氢脱硫装置生产低硫燃料油。对于加工环烷基原油的炼厂，加氢重油不是优质的催化裂解原料，裂解双烯收率低，可考虑作为低硫燃料油的调和组分。针对国际船用燃料油市场出现的短暂市场机遇，中国几大炼油商分别采取了不同的应对策略。

2019年6月5日，中国石化宣布，2020年其低硫重质清洁船用燃料油产能将达到1000万吨/年，2023年将超过1500万吨/年。中国石化将对其全球销售供应网络加以完善，2020年1月1日前在国内主要港口全面供应合规、稳定、绿色环保的低硫重质清洁船用燃料油；在新加坡、汉班托特、ARA区域（安特卫普-鹿特丹-阿姆斯特丹）等全球50多个重点港口具备供应能力。中国石化旗下金陵石化、上海炼化、海南炼化、齐鲁石化生产了部分低硫船用燃料油，这几家炼厂借助现有渣油加氢脱硫装置，以净化油浆、蜡油为原料，合理掺渣，保证了燃料油黏度。

从2018年10月开始，中国石油炼化板块有序组织所属沿海炼厂（大连石化、辽河石化、广西石化、大港石化、大连西太、锦州石化和锦西石化）规划或试生产低硫船用燃料油。计划产能为200万～500万吨/年，主要路线是通过常减压装置加工低硫原油，用低硫渣油与催化油浆、催化柴油甚至加氢裂化未转化油调和而成。

2020年1月22日，国家财政部、税务总局、海关总署联合发布《关于对国际航行船舶加注燃料油实行出口退税政策的公告》，明确自2020年2月1日起对国际航行船舶在中国沿海港口加注的燃料油（编码为27101922），实行出口退（免）税政策，增值税出口退税率为13%。2月13日，中国石油辽河石化公司5300吨低硫船用燃料油在辽宁大连完成海关申报，成为全国首单享受出口退税政策的船用燃料油业务。炼厂出产外贸低硫船用燃料油免征收消费税，能够显著降低炼化企业燃料油生产成本，目前各企业的船用燃料油出口暂未使用配额指标。目前，低硫船用燃料油外贸业务的市场关注度持续提升，除了前期4大集团布局的20家炼厂总计1800多万吨/年的低硫船用燃料油产能陆续释放外，具备生产能力的各大地方独立炼厂也嗅到商机，开始积极筹备低硫船用燃料油的生产和供应。

4 关联影响与发展趋势

由于高硫燃料油的使用受到限制，部分高硫燃料油将会在锅炉、发电厂等固定源场所作为燃料使用，并与煤炭形成竞争；部分高硫燃料油将会转为沥青产品，增加了沥青产品的市场竞争。另外，在船用柴油及低硫燃料油调和过程中使用更多的柴油组分，也会带动柴油产品的消费。部分加氢能力较弱的炼油厂，会考虑加工低硫原油，由此可能增加对海外轻质低硫原油的购买量。在船用润滑剂方面，由于燃料油硫含量降低，所需润滑剂总量会下降，将需要不同级别（碱值）的汽缸油。

在国际海事组织2020年限硫令的驱动下，全球航运市场供给侧改革加速，有利于打破运力过剩和低价竞争的局面。船舶烟气脱硫业务及市场存在进一步发展的空间，新型动力船舶及船舶脱硫污水处理相关技术和设施都将迎来新的发展机遇。

进入2020年，全球各大炼油商、贸易商、船东分别采取了行动，低硫船用燃料油和船用柴油的需求将大幅增加。船用脱硫洗涤器的安装将持续，各炼厂渣油升级生产低硫船用燃料油项目也将进入投产阶段，低硫船用燃料油市场和价格存在不确定性。新的低成本低硫船用燃料油生产和调和技术将不断被开发出来。海外高硫燃料油市场仍然存在。燃料油出口退税业务的实施，能够显著降低中国炼厂燃料油生产成本，将对降低国内保税低硫船用燃料油价格起到积极作用，使中国有望成为全球低硫船用燃料油的价格洼地。中国炼化企业应把握市场机遇，及时生产低硫燃料油并抢占亚太市场，这有助于缓解中国成品油过剩的局面。

从亚洲市场来看，新加坡炼化企业目前没有新投产或即将投产的渣油转化装置，亚洲低硫燃料油市场格局有望重塑。中国舟山等船用燃料油保税港有望在亚太地区低硫船用燃料油市场拥有更大的话语权，并有利于支持中国海运业的发展。