据金涌介绍，传统炼化一体化模式正受到原油劣质化、天然气化工以及煤制烯烃/芳烃的挑战。
传统路线盈利能力弱化
随着石油资源的减少，在生产成本不断抬高的同时，原油质量也越来越差，重质油、高硫油、稠油等难以炼制的原油比重正在增加。目前世界范围内，轻质原油产量仅占原油总产量的36%，中质油和重质油产量分别占到55%和9%；低硫原油产量仅占世界原油总产量的1/3，且其储量只有世界原油总储量的1/5，原油劣质化特征已经十分明显。随着时间的推移，轻质、低硫原油的比例还将下降，高硫油、油砂沥青、重油沥青等难以炼制的非常规劣质原油比例仍将大幅攀升。
大部分炼厂不得不接受高硫、高酸、重质化、稠环及芳环结构的原油。这些原油在炼制过程中，需要增加更多脱硫、除酸、减碳、打破稠环和芳环分子结构所需的投入和能量，增加蒸汽、油品、氢气消耗，推动炼油行业成本总体攀升。加之劣质原油采用传统加工方法获得的轻质组分少，所得成品油的辛烷值和十六烷值一般达不到标准要求，还需进行后序加工处理，这些都会明显削弱炼厂的盈利能力和竞争力。
在这种情况下，如果再用好不容易得到且收率下降的轻质馏分石脑油生产乙烯及其衍生物，不仅会导致乙烯成本激增，还将影响成品油质量，进一步降低炼化一体化装置的盈利能力。
天然气路线造成威胁
继中东利用廉价乙烷/丙烷规模化生产乙烯/丙烯后，北美地区也在商业化开发的页岩气中，分离出大量天然气凝析液。这种凝析液的主要成分为乙烷、丙烷和丁烷，经氧化脱氢后，即可获得乙烯、丙烯和丁二烯。按目前美国天然气价格和国际石脑油价格推算，中国石脑油制乙烯的成本，即便算上其他副产品获得的收益，也较乙烷/丙烷脱氢法高出1000元/吨（乙烯）以上。
更为重要的是，随着页岩气规模化开发，国际天然气价格将下降，等热值天然气与石油的差价正在拉大，使得甲烷高温部分氧化法制乙炔工艺的技术可行性与经济可行性日益显现。这种方法是将甲烷和氧气分别预热至600℃~700℃，而后在1700℃快速混合反应，得到30%（体积比）的乙炔，以及氢气和一氧化碳副产物，经分离后即可获得高纯乙炔。由于生产流程短、装置投资少、能耗低，副产的一氧化碳+氢气还可全部回收利用，整个过程几乎无“三废”排放。因此，天然气制乙炔一旦获得廉价天然气支撑，将以其显著的经济效益和减排效益挑战石脑油乙烯装置。
另外，甲烷催化生产苯继而生产芳烃等技术的研究也已取得突破，一旦中试成功并实现工业化，将开辟天然气生产“三烯”、“三烃”的新路径，对传统炼化一体化制乙烯形成实质性威胁。
煤制烯烃/芳烃带来冲击
神华包头60万吨/年煤制烯烃一年多来的商业化运营结果表明：以目前的煤炭价格推算，其吨烯烃制造成本较石脑油路线低1500元左右，具有明显的成本优势。后期如果工艺进一步优化，甲醇成本随装置规模的扩大和公用工程的配套互用仍可能下降，整套装置的盈利能力还会增强。采用清华大学技术建设的华电集团榆林3万吨/年煤制芳烃工业化中试装置，目前已经开始试车。预计明年二季度能拿出详细数据，为工艺包设计提供支撑。从而使煤制“三烯”、“三烃”成为可能，对传统炼化一体化制乙烯形成更大冲击。
记者了解到，全国在建和拟建的煤制烯烃总产能达2000多万吨/年，规划中的煤制芳烃产能超过500万吨/年，今后3~5年内，哪怕只有一半项目实施，也会以其较明显的成本优势，冲击石脑油乙烯装置。
中科院大连化物所副所长、DMTO首席科学家刘中民则向记者介绍，今明两年，将有宁波禾元等3套合计180万吨/年外购甲醇制烯烃装置投产。由于这些装置投资小，财务费用低，且能方便地获得来自中东及国内的廉价甲醇原料，其烯烃综合成本，甚至可能低于部分煤制烯烃企业，相对于石脑油路线乙烯法的成本与竞争优势将更加明显。
“全国在建的6套进口乙烷/丙烷制烯烃项目，2013年上半年将有两套合计100万吨/年烯烃装置投产。根据最新的检测报告，中国陆相页岩气中含有12%左右凝析液。一旦我国页岩气实现规模化开发，将有更多凝析液产生，使我国乙烷/丙烷制烯烃装置拥有国内外两个原料市场，可能刺激更多乙烷/丙烷制烯烃项目上马，对石脑油乙烯法形成更大威胁和冲击。”延长化建副总经理刘俊峰透露的这一消息，使人们对炼化一体化生产乙烯的前景更加担忧。
基于以上认识，金涌院士建议：石油化工行业应重点开发或推广应用分子炼油、低成本制氢、全馏分加氢、新一代FCC（裂解-氢转移双驱工艺）、新一代催化材料（茂金属及非金属催化）、C2~C9高附加值利用、先进硫回收、蜡油渣油加氢转化等技术，不断提高成品油质量和收率，生产氢碳比更高的目的产品，努力适应原油劣质化、烯烃原料多元化，以及环保新规对成品油要求不断提高带来的诸多挑战，慎重上马炼化一体化项目。
来源：中国化工报
