汽柴油质量标准的提高对炼油企业效益的影响

汽、柴油质量标准的提高对炼油企业效益的影响赵文忠（中国石化工程建设公司，北京，100011）介绍了国内汽、柴油质量标准的演变及将要执行的“世界燃油规范”Ⅱ、Ⅲ类标准，以沿海某千万吨级炼油厂为例，定量分析了新的汽、柴油质量标准对炼油企业效益的影响程度，得出了相关结论，并给出了分析意见及建议。关键词：“世界燃油规范”Ⅱ类标准Ⅲ类标准炼油企业影响随着国内汽、柴油价格逐步与国际市场接轨和环保要求的提高，社会对提高汽、柴油质量的呼声也越来越高。由于我国炼油企业现有装置结构不够合理、加工手段比较单一、技术水平有差距等原因，致使我国汽、柴油质量与国外发达国家的质量水平相比存在较大的差距。随着加入WTO的日益临近，我国的成品油应加快升级换代的步伐。因此，必须从企业求生存、求发展的战略高度来认识油品质量升级的问题。1汽、柴油质量标准的演变继我国取消了低标号汽油的生产与销售，并努力实行汽油无铅化之后，为适应大城市环保的需要，北京、上海、广州三市率先在2000年7月执行“车用汽油有害物质控制国家标准”（以下简称：2000年新标准），其它地区也将在2003年1月执行此项标准。新标准将汽油硫含量指标由不大于0.15％（质量分数）降为不大于0.08％（质量分数）；铅含量指标由不大于0.013g/L降为不大于0.005g/L；增加苯含量测定项目，定为不大于2.5%（体积分数）；增加芳烃含量项目，定为不大于40%（体积分数）；增加烯烃含量项目，定为不大于35%（体积分数）；增加氧含量项目，定为2.7％（质量分数），此外，规定铁不得人为加入。柴油质量目前仍执行1994年颁布的GB252－94。中国石化集团公司要求在2003年1月集团公司所属炼油厂能够向北京、上海和广州三市提供达到“世界燃油规范”Ⅱ类标准的汽、柴油产品，2006年要求达到Ⅲ类标准。对汽油而言，Ⅱ类标准主要在新标准的基础上，将抗爆指数的要求改为对马达法辛烷值的直接要求，硫含量由不大于0.08％（质量分数）降为不大于0.02％（质量分数），烯烃含量由不大于35%（体积分数）降为不大于20%（体积分数）；Ⅲ类标准则在Ⅱ类标准的基础上，将硫含量由不大于0.02％（质量分数）降为不大于0.003％（质量分数）；烯烃含量由不大于20%（体积分数）降为不大于10%（体积分数）；芳烃含量由不大于40%（体积分数）降为不大于35%（体积分数）；苯含量由不大于2.5%（体积分数）降为不大于1%（体积分数）。对柴油而言，Ⅱ类标准在目前基础上，提出了芳烃含量的限制，对硫含量、十六烷值等提出了更高的标准，Ⅲ类标准则在各项指标上比Ⅱ类标准都有更严格的规定。各项标准主要指标如表1～6：表1中国2000年汽油标准项目质量指标90号93号95号研究法辛烷值（RON）≥90≥93≥95抗爆指数（RON＋MON）/2≥85≥88≥90铅含量/g·L-1≤0.005硫含量,%（质量分数）≤0.08烯烃含量,%（体积分数）≤35芳烃含量,%（体积分数）≤40苯含量,%（体积分数）≤2.5表2中国2000年柴油标准（GB252－94）项目质量指标优级品一级品合格品十六烷值≤45硫含量，%（质量分数）≤0.2≤0.5≤1.0总芳烃含量，%（质量分数）-多芳烃含量，%（体积分数）-95％馏出温度/℃≤365表3汽油的“世界燃油规范”Ⅱ类标准项目质量指标91号95号97号研究法辛烷值（RON）≥91≥95≥98马达法辛烷值（MON）≥82.5≥85≥88硫含量，%（质量分数）≤0.02氧含量，%（质量分数）≤2.7烯烃含量，%（体积分数）≤20芳烃含量，%（体积分数）≤40苯含量，%（体积分数）≤2.5表4柴油“世界燃油规范”Ⅱ类标准项目质量指标十六烷值53硫含量，%（质量分数）0.03总芳烃含量，%（质量分数）25多芳烃含量，%（体积分数）595％馏出温度/℃355表5汽油“世界燃油规范”Ⅲ类标准项目质量指标91号95号97号研究法辛烷值（RON）≥91≥95≥98马达法辛烷值（MON）≥82.5≥85≥88硫含量，%（质量分数）≤0.003氧含量，%（质量分数）≤2.7烯烃含量，%（体积分数）≤10芳烃含量，%（体积分数）≤35苯含量，%（体积分数）≤1.0表6柴油“世界燃油规范”Ⅲ类标准项目质量指标十六烷值55硫含量，%（质量分数）0.003总芳烃含量，%（质量分数）15多芳烃含量，%（体积分数）295％馏出温度/℃3402对炼油企业效益的影响对于炼油企业，汽、柴油质量标准的提高必然导致建设或改造一系列的加工装置，从而会使企业增加固定资产投入，同时延长加工流程，也将加大生产成本。其对项目效益的影响程度可以通过对以下这个例子的经济分析作定量说明。我国沿海地区一座千万吨级炼油厂，原油处理量为7.5Mt/a，拟通过技术改造和扩建达到10Mt/a。根据其产品质量标准，分别按以下两个方案进行财务评价：方案一：汽、柴油质量标准执行“2000年新标准”的10Mt/a全厂加工方案；方案二：汽、柴油质量标准执行“世界燃油规范”Ⅱ、Ⅲ类标准的10Mt/a全厂加工方案。评价界定范围为炼油厂界区内范围，界区内范围与外部有关的公用工程消耗（主要为水、电、蒸汽等）按买断考虑。所采用的价格均为含税价。根据企业的有关资料，该炼油厂固定资产原值为50.41亿元，在建工程为7.23亿元，两者合计57.64亿元，在此将其作为目前全厂7.5Mt/a加工规模的固定资产评价值。项目经济分析依据现行经济法规、财税制度及各项相关政策进行；项目各年生产负荷均为100%；汇率按1美元=8.28人民币元考虑。2.1参数和费用的计取原则本项目评价按国内独资企业考虑，其产品全部考虑内销；项目寿命期为17年，其中建设期2年，生产期15年；建设投资分年投入比例为第一年40%，第二年60%；流动资金按分项详细估算法测算，各分项最低周转天数考虑为：应收帐款30天，应付帐款30天，原材料18天，在产品2天，产成品12天，现金15天；筹资额（建设投资＋建设期利息＋铺底流动资金）的30%由自筹解决，70%考虑贷款；项目资金筹措均按人民币考虑，资本项下外汇需求考虑用人民币兑换解决；项目长期贷款名义年利率为6.21%，流动资金贷款年利率为5.85%；工资福利：职工平均年工资及福利费按31500元/人计取。企业现有职工3046人，本工程不新增定员，全部由现有人员调剂解决；固定资产折旧费：按14年直线折旧考虑，残值率10%；大修费：新增固定资产按其原值的2%计取，原有固定资产按其原值的2.5%计取；其他制造费：根据企业实际情况，以职工总数为基数，按每人每年8000元计取；摊销费：按10年等额摊销考虑；其他管理费：根据企业实际情况，以职工总数为基数，按每人每年13300元计取；销售费用：根据企业实际情况，以销售收入为基数，费率按0.10%计取；增值税：税率17%，但液化气的税率为13%；消费税：税率为：汽油：277.6元/t；柴油：117.6元/t；城建维护税：以增值税及消费税之和为基数，税率7%；教育费附加：以增值税及消费税之和为基数，税率3%；企业所得税：以应纳税所得额为计税基数，从盈利年开始征收，税率33%；基准收益率及贴现率：12%；项目原料及产品价格选取原则为：进口原油价格为以国际市场2000年6～10月平均离岸价为基础，计取运保费、关税、增值税及港口费用后的原油进厂价格，国内原油价格以国家计委颁布的2000年6～10月原油出厂价格的平均价为基础综合确定；主要产品价格采用国家计委颁布的2000年6～10月油品出厂价格的平均价。所用价格均为含税价，其明细如表7。表7各原料价格项目价格/元·t-1项目价格/元·t-1大庆原油2316焦炭400进口低硫原油2312海洋原油2128甲醇1700天然气527液化气2920丙烯3630丙烷326390＃溶剂油2835170＃溶剂油2890200＃溶剂油2937260＃溶剂油3130苯3398石脑油265890#汽油336193#汽油356395#汽油366391#汽油（Ⅱ类）336191#汽油（Ⅲ类）336195#汽油（Ⅲ类）3663航空煤油30290#柴油（0.2%S）30640#柴油（0.05%S）30640#柴油（Ⅱ类）30640#柴油（Ⅲ类）3064燃料油1697润滑油基础油3300供润滑油VGO2200硫磺5602.2原料、产品方案表8原料与产品方案（kt）项目方案一方案二原材料大庆原油20002000海洋原油10001000低硫进口原油70007000天然气19.7甲醇24.325.0产品液化气321.6325.7丙烯124.0127.6丙烷20.220.890#溶剂油20.020.0170#溶剂油10.010.0200#溶剂油9.09.0260#溶剂油1.01.0苯69.469.4石脑油1018.91001.390＃汽油270.793＃汽油868.995＃汽油700.091＃汽油（Ⅱ类）484.091＃汽油（Ⅲ类）543.995＃汽油（Ⅲ类）865.0航煤1296.51296.50#柴油（0.2%S）106.040#柴油（0.05%S）107.770#柴油（Ⅱ类）99.92647.30#柴油（Ⅲ类）2490.4燃料油66.60595.6润滑油基础油21.83218.3供润滑油VGO35.20352.0硫磺2.0525.2焦炭28.80288.02.3新增装置组成及投资方案一新增建设投资为218378万元，可全部视为生产型装置建设投资，方案二则需在此基础上，增加以下环保型装置投资（表9）：表9方案2需增加的环保型装置投资（万元）项目费用备注1.2Mt/a催化汽油加氢精制177602Mt/a直馏柴油加氢精制258004×104m3/h（天然气）制氢装置17400100kt/aC5、C6异构化改造2737在闲置的120kt/a重整装置基础上改造方案二比方案一增加建设投资636972.4评价结果评价结果如表10。表10评价结果项目方案一方案二备注总投资/万元10161871082823建设投资/万元794738858435企业原有资产576360576360新增生产装置建设投资218378218378新增环保装置建设投资63697建设期利息/万元931011857流动资金/万元212139212531销售收入/万元27375642729408投产后5年内均值总成本/万元24564702470886投产后5年内均值流转税金及附加/万元155512154919投产后5年内均值利润总额/万元125582103603投产后5年内均值所得税/万元4144234189投产后5年内均值税后利润/万元8414069414投产后5年内均值内部收益率,%13.1111.38全部投资所得税后净现值/万元63090-36623全部投资所得税后投资回收期/年8.499.27全部投资所得税后加工费(含期间费用)/万元148.81161.52投产后5年内均值加工费(不含期间费用)/万元125.06133.99投产后5年内均值吨油利润/万元125.58103.60投产后5年内均值平均占有资本回报率,，%18.3314.90投产后5年内均值由上述分析可得出以下结论：(1)方案二相对方案一而言，由于汽、柴油质量标准的提高，流程上需增加4套装置，即4万m3/h(标准状态)天然气制氢装置、1.2Mt/a催化汽油加氢精制装置、2Mt/a直馏柴油加氢精制装置、100kt/aC5、C6异构化装置（改造），相应建设投资共计63697万元。(2)方案二比方案一销售收入每年减少8156万元。(3)由于加工流程的延长及复杂化，方案二比方案一总成本费用增加14416万元，单位总成本费用增加14.42元/t，其中原材料费用增加1.71元/t（主要为外购天然气），加工费（包括期间费用）增加12.71元/t（其中催化剂及化学药剂增加1.41元/t，公用工程消耗增加3.17元/t，制造费用增加4.91元/t，期间费用增加3.22元/t）。(4)方案二比方案一每年流转税金及附加减少593万元。(5)方案二比方案一