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原油交易提醒：多重利好提振市场信心，油价走势偏强
摘要：四（10月19日）亚市，油价小幅上涨，受助于石油输出国组织(OPEC)牵头持续减产，中东紧张局势，以及飓风导致美国产量下降。
周四（10月19日）亚市，油价小幅上涨，受助于石油输出国组织(OPEC)牵头持续减产，中东紧张局势，以及飓风导致美国产量下降。
外媒报道，OPEC倾向于和俄罗斯等非OPEC成员国达成延长减产9个月的协议。但如果油市需求回升，这一延长协议的达成或将推迟至明年。整体而言，OPEC减产延长预期较明确，对油价构成支撑。
而API和 数据均显示， 原油库存下降而汽油库存上升。主要因美国炼油厂产能恢复消化了原油库存，而美国驾驶高峰季结束叠加产能恢复过快，使得汽油库存出现明显上升。因此，整体库存数据对油价影响偏中性。
布伦特原油期货小涨至58.20 /桶附近交投。美国原油期货小涨至52.15美元/桶附近交投。
大降油价却反常下跌
能源资料协会(EIA)公布的数据显示，截止10月13日当周，美国原油库存下降573.1万桶至4.5649亿桶。
美国产量较前一周下降11%至每日840万桶，为2014年6月以来最低，因在10月稍早墨西哥湾遭遇飓风纳特，许多钻井平台关闭。
对石油产品需求下降的同时，汽油和柴油库存出人意料地增加，使有些人对库存增加感到担忧。产能利用率下降了4.7%，至84.5%，创2011年以来最低的产量。
对冲基金CHS Hedging能源市场分析师Anthony Headrick表示，产能利用率下降是因为炼油厂需要进行季节性维护，汽油和精炼油库存增加以及对精炼油产品需求不足打压了油价。
分析师预计市场进一步收紧，除了受美国生产减少、伊拉克情势以及美国和伊朗紧张关系这些因素影响外，还因为石油输出国组织(OPEC)及俄罗斯等产油国料延长减产协议。
OPEC倾向于将减产协议延长九个月
石油输出国组织(OPEC)的四位消息人士称，OPEC倾向于将其与俄罗斯和其他非成员国的减产协议进一步延期九个月。不过强于预期的需求增长或令OPEC可推迟到明年初再作决定。
三位OPEC消息人士称，可能的结果是将减产协议延期至2018年底；第四位消息人士称，若要消除所有过剩库存，减产协议需要延长6-9个月。
“如果石油需求增长势头强劲，那么减产协议延期的决定或将推迟到明年初，”一位OPEC消息人士称。“但11月作决定的可能性依然很高。”
下次OPEC石油政策会议于11月30日在维也纳召开之前，产油国之间的讨论还在继续。
油市走强已减弱采取进一步措施的紧迫性。布兰特原油期货交投于每桶58美元，接近沙特阿拉伯认为的合理水准60美元。
OPEC与其他预测机构已调升对全球石油需求增幅的预估。最新的OPEC月报指出，若该组织维持9月的产出水平，则明年全球市场将出现供应短缺。
ASR Wealth Advisers股市和衍生品顾问Shane Chanel表示，OPEC极力要使市场恢复平衡，并尽可能消化过去几年各方自由生产而积累的过多库存。我预计OPEC和俄罗斯将同意把减产协议延长九个月。
政治风险咨询机构Eurasia Group表示，沙特计划将沙特阿拉伯国家石油公司(沙特阿美)上市，因此也赞成延长减产以支撑油价。
中东紧张局势意味着油价出现风险溢价，加剧美国市场紧俏情况
伊拉克政府军本周稍早夺取了库尔德人掌控的石油重镇基尔库克，对库尔德独立公投作出回应。外界担忧冲突可能导致供应中断。
欧亚集团的中东和北非业务的负责人卡梅尔表示：“虽然 石油价格将在短期内有更大的波动，但没有达到稳定的平衡。”
伊拉克威胁可能关闭该国到土耳其的一条重要输油管道，令伊拉克北部的局势再度趋紧。中东局势的发展对因EIA而下跌的油价起到支撑作用。
一位船运公司的消息人士对普氏能源表示，库尔德至土耳其杰伊汉(Ceyhan)港口的输油管输送的原油量从60万桶/日大幅下降至19万桶/日。
德国商业银行的分析师表示，库尔德人在撤离后，是否会允许原油通过管道从他们的领土运往土耳其地中海的杰伊汉港，这还有待观察。
技术面上，根据波浪型态和斐波那契预估分析，布伦特原油期货料将再度测试每桶58.39美元阻力位。
该合约正处于(3)浪上，这是始于10月9日低点55.06美元的五浪周期的第三浪。该浪料将延伸至58.69-59.16美元区间，区间两端分别是138.2%和161.8%费波纳奇预估位。
头肩底型态表明目标位接近59.16美元。在重新测试58.39美元之前，油价可能再度回落至57.43-57.63美元的支撑区域，完成由阻力位58.39美元引发的修正。
上行通道显示，若油价跌破57.43美元，则有可能进一步跌向57.13美元。
汇通财经易汇通行情软件显示，北京时间13:42，美油报52.25美元/桶，布油报58.17美元/桶。
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计算结果：
1美元=人民币
一、炒外汇的主要风险
众所周知，任何投资都存在着一定的风险。外汇交易也不例外。那么外汇交易存在哪些风险...
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【石油】大炼化时代的产能过剩有解吗？看看美国怎么做！
作者:&华气能源猎头&
成品油－全文略读：但令人担忧的是，与炼化市场相对应的中国成品油消费市场已经开始萎缩。2017年初，中国石油经济技术研究院发布报告称，2016年我国石油消费增速放缓，成品油消费首次出现回落。2016年全年成品油表观消费量为3.13亿吨，较上年下降1%，增速较2015年...
大炼化项目的密集建设和愈演愈烈的产能过剩同时到来，炼油行业必然会有一个大洗牌。后续市场将如何发展？或许，美国的炼化行业整合的历史可以提供一些借鉴。
我国的炼油产能过剩已经成为一个不争的事实。
一份来自石油和化学工业规划院的数据显示，2017年我国现有炼油能力达7.48亿吨/年，产能过剩达1.38亿吨/年。按照全球炼油企业平均开工率83%计算，我国炼油产能也过剩1亿吨/年。
在这种背景下却有多个大型炼化一体化项目密集上马和建设。（此前，华夏能源网记者曾经对七大炼化基地的重点项目进行了整理报道。“大炼化”时代来临！这些炼化基地的进展你都了解吗？ ）这也就是说，2020年以前，七大炼化基地中，江苏连云港、浙江宁波、大连长兴岛、福建古雷、河北曹妃甸基地都将会有一个或多个千万吨级别的大炼化一体化项目投产。
但令人担忧的是，与炼化市场相对应的中国成品油消费市场已经开始萎缩。
2017年初，中国石油经济技术研究院发布报告称，2016年我国石油消费增速放缓，成品油消费首次出现回落。2016年全年成品油表观消费量为3.13亿吨，较上年下降1%，增速较2015年回落6.2个百分点。
炼油产能不断扩大，但是成品油的消费却呈现出萎缩的趋势。可以预见，未来几年我国炼油产能仍将继续快速增长，或将导致严重的产能过剩。中国石油经济技术研究院炼化研究中心副主任金云的署名文章表示，到2020年我国炼油能力在充分满足国内需求并尽可能大量出口的情况下，至少还将过剩1.1亿吨/年。
1、民营大炼化未来盈利如何
未来几年，石化行业最大的变数就是几大民营化纤企业纷纷切入炼化行业，大幅扩张产能。目前已宣布扩产方案的为：
浙江石化4000万吨，其中一期2000万吨，二期2000万吨；
恒力石化2000万吨；
盛虹石化1600万吨。
远期还有二期规划；恒逸石化800万吨。
上述规划预计都将于19-20年前后投产，届时新增成品油产能将达到2700万吨，另外国内2020年前可以确定投产的项目还包括中委合资的揭阳项目（2000万吨）及中科合资的广东炼化项目（1500万吨），按60%收油率计算，对应新增成品油产能2100万吨。剔除掉文莱恒逸项目后的总计新增产能达到4469万吨，占到我国现有产量的8.3%。而目前我国炼油产能7.1亿吨，产量5.4亿吨，已经处于过剩状态。如此大规模的产能投放，无疑会进一步加剧过剩，也引发了市场对上述项目盈利的担忧。但是我们分析认为未来炼油行业供需将持续改善，上述装置有望获得较好盈利，具体逻辑如下：
1. 地炼产能退出加速：我国炼油产能二元结构明显，国有炼厂4.4亿吨，开工率一直维持在80%以上；地炼产能2.7亿吨，除了去年初地板价保护期间，开工率只有30%左右，产能过剩主要体现在地炼的僵尸产能过多。但随着15年放开原油进口资质，地炼为了获批已经累计退出4400万吨不合规产能，后续资质审批还将倒逼退出更多产能。从产能结构看，我国200万吨以下的小产能高达1.4亿吨，这部分产能随着环保及税收监管的日趋严格，新建世界级炼油装置的竞争挤压，未来几年有望重蹈山东电解铝的覆辙，出现大规模退出。因此2020年我国有效产能预计仍为7亿吨，对应国内需求为5.7亿吨，即使不考虑出口，供给过剩也不严重。
2. 出口有望快速增长：近年来我国成品油大幅出口，目前出口量已达0.5亿吨，占国内产量近9%。更为关键的是在我大幅出口的同时，亚太地区炼油盈利仍维持在较高水平，这也说明全球炼油景气正在复苏，有能力吸纳我国出口增长。展望未来，剔除中国的全球产能投放只有0.46亿吨，同期日本还将退出0.2亿吨，对我国影响最大的亚太市场供给近乎零增长，预计3年后供需缺口会达到1亿吨以上。并且我国新建大炼化普遍配备PX产能，这也将极大削弱韩国出口导向型炼化产能的经济合理性，未来韩国产能也将有望大规模退出，这些都为我国出口打开市场空间，预计2020年我国净出口量将达到0.5亿吨以上。
3. 装置新、下游配套好：本轮新投产的民营大炼化装置，单套规模极大，处于国际领先水平，成本显著低于东亚现有产能，且油品以国六为主，有望受益油品升级带来的结构性供给不足。另外这些装置下游化工占比很高，主要以PX和乙二醇为主，配套其自身的PTA产能，高度一体化，基本不需外售。未来即使PX盈利下滑，但大概率也是转移至更下游的PTA和聚酯环节，这些企业有望凭借着全产业链优势获得更大的利润空间。
2、地炼小产能将大规模退出
我国炼油产能呈现典型的二元结构，国有和地炼产能分别为4.4亿吨和2.7亿吨，但其开工率差异却很大。14年以前成品油定价过低，国有产能为了保障成品油供应，一直维持80%以上的高开工率，同时也遭遇了巨额亏损，11、12年中石油炼油板块分别亏损了601亿和337亿，中石化炼油板块分别亏损了348亿和114亿元。
但此时地炼则充分发挥了机制灵活的特点，仅是维持最低限度的30%左右开工率。15年后随着国际油价暴跌和国内成品油定价机制的市场化改革，国内炼油盈利大幅好转，尤其是16年初的地板价保护期间，炼油呈现暴利局面。地炼也借机大幅提高开工率，16年前3个季度地炼大省山东的开工率为73.8%，同比提高35%，地炼整体市占率也提升至1/3。
面对地炼的低价销售、抢占市场，两桶油被迫降低负荷，并且大量转向低毛利的出口市场来平衡国内供需。但展望未来，我们判断16年初地炼投机性的高开工率将很难维持，随着国内成品油市场的日趋规范，其产能退出也将加速。
2.1 地炼扩产潮已近尾声
15年国家放开了地炼原油进口资质审批，已有17家企业获批，总计配额为6813万吨。上述企业摆脱了高价燃料油等劣质原料的束缚，成本大幅下降，并且借助去年地板价的政策红利，产能负荷普遍提升至80%以上，已与两桶油过去5年峰值开工率接近。以天弘化学为例，其拥有500万吨CDU生产装置，产量预计在440万吨，开工率达88%，考虑到正常一个月的检修期，已接近满负荷运行。
因此对合规产能而言，未来扩产很大程度上取决于配额的增长。由于配额审批取决于上一年的实际使用情况，考虑到今年全国、尤其是山东的成品油销售竞争非常激烈，获批企业的原油加工量大概率很难超越去年，因此后续新增审批将非常有限。而现有的申请企业共有5家、总计1438万吨配额，即使全部获批，冲击力度也远小于16年。
2.2 地炼小产能将加速退出
15年国家放开原油进口审批，这也倒逼企业关停了4400万吨的不合规小产能，减产幅度高达22%。未来随着更多的企业获批，没有进口权的地炼企业将很难生存。但为了满足500万吨起步的获批条件，后续申请企业也要淘汰其不合规小产能。
我国目前200万吨以下的小产能高达1.4亿吨，占比19%，远高于美国的3%。炼油行业非常强调规模效应，往往单套规模大一倍，能耗低25%，环保处理能力也会提升很多。这些没有成本优势的小产能，能够生存主要就是靠低环保标准和偷逃汽柴油每升1.52元和1.2元的消费税还有部分增值税。
但未来随着越来越多的地炼企业进口原油，税收监管相比进口燃料油将变得更为容易。而且国家今年也新出台了对于调油用混芳征收消费税的新规，基本堵死了利用燃料油逃税的法律漏洞。未来面对环保和税收的双重压力，以及新建大炼化的激烈竞争，这些小产能很可能会重蹈山东不合规电解铝产能的覆辙，面临大面积被关停的命运。
2.3 山东地炼存在着天然瓶颈
我国地炼主要集中于山东，每年产量约为0.74亿吨，原因在于胜利油田当年为其提供了大量原料，但当下原料基本依赖进口，该优势已不复存在。而且山东主要原油进口码头青岛港的去年使用负荷已经达到86%，年初地炼的扎堆进口更是造成长达2个月的油轮压港，港口条件严重限制了其产能释放。
山东本地成品油需求只有0.6亿吨，其中两桶油的产量还有近2000万吨，剩余的产能只能靠外输。成品油出口方面由于运费偏高且不熟悉海外市场，16年国家给予的167万吨出口配额，实际使用率不足60%。这也造成今年1季度出口配额中没有地炼企业，未来即使恢复出口配额，考虑到港口条件的限制，出口量恐怕也很有限。因此山东内陆炼厂主要还是靠外售到河南、河北等邻近省份（河南每年外采1000万吨以上）。
但长期看山东地炼产量已难有继续增长的空间，预计需求就将维持在0.8亿吨左右，山东地区1.3亿吨的炼油产能明显过剩（主营炼厂0.2亿吨，地炼1.1亿吨），在内需有限、外输受阻的情形之下，本地富余炼油产能的出路唯有退出，可以预见未来三年每年产能退出规模在1000万吨以上。
2.4 国内供需展望
2019年我国新建大炼化全部达产，将新增0.45亿吨产能，但这三年预计地炼和国有小产能每年也将退出1500万吨左右，因此届时有效产能规模变化不大，还在7亿吨左右。从需求端看，过去几年国内平均增速为4.5%，我们预计未来几年增速为3%，每年增量约为1600万吨，假设如下表。
另外随着全球炼油产能供给收缩，我们预计出口还将维持每年1000万吨的增长，则2019年底国内加出口总需求将超过6亿吨，对应开工率接近87%，盈利有望仍然维持在较高水平。
3、出口有望快速增长
成品油是区域联动市场，我国供需受亚洲影响很大，只不过以前没有采用市场化定价，所以才相对独立。伴随着14年的定价机制改革，国内盈利大幅改善。但如果放眼整个亚洲就会发现，其实我国成品油盈利（除了16年初地板价保护期间）和以新加坡为代表的亚太地区很接近，两者整体盈利趋势基本一致，因此我国供需放在整个全球范围内探讨才有意义。13年我国成品油出口开始提速，15年转为净出口国，16年出口总量接近0.5亿吨，占到国内产量的9%，其中汽柴煤油相比12年的出口量分别翻了3倍、4倍和15倍。如此快速的出口增长，除了国内产能过剩的挤压以外，很大程度上也是因为海外供需紧张，客观上需要我国出口来填补供需缺口。否则就难以解释我国大量出口的同时，全球炼油盈利还在改善。未来几年，剔除我国的全球供给增长依然缓慢，供需缺口还会进一步扩大，因此国内产能投放虽大，但是考虑到全球再平衡后的供给冲击就相对有限了。
3.1 全球炼油供需趋于紧张
16年全球炼油产能接近48亿吨，产量超过40亿吨，开工率接近85%，处于较为景气阶段。从炼油周期看，03-07年是行业的黄金4年，盈利处于历史峰值，其后伴随着产能扩张，盈利也陷入低谷，直至15年才开始逐步改善。过去5年，全球成品油市场平均增速为1.2%，每年的增量在0.5亿吨左右。
展望未来3年，我们假设每年增长为0.35亿吨，则累计增量将超过1亿吨。但从供给端看，全球除了我国以外，新增产能极少，仅为0.46亿吨，尤其是对我国影响更大的亚太地区，新增产能只有0.21亿吨，而同期日本还将关停0.2亿吨产能，总供给接近零增长。但该区域又是公认的增速最快区域，过去几年增速接近3%，每年增量超过0.4亿吨，供需失衡会更为严重，我们预计未来每年出口增长为1000万吨，3年后净出口量达到0.5亿吨。
3.2 日韩产能将殊途同归，大幅退出
日韩都是亚太炼油大国，16年产能分别达到1.8和1.6亿吨。日本受制于国内市场的不断萎缩，炼化产能近10年已经减少了25%，未来还将继续退出，现有12家炼厂计划将减至6-7家，总规模缩至1亿吨左右。
韩国近几年发展却仍很迅猛，而其根源就在于过去几年我国主动禁止国内新建PX产能，同期PTA产能却翻倍增长，累计新增2350万吨PX需求，导致进口量暴涨。韩国抓住时机上马了430万吨PX，16年对华出口高达536万吨，以1000元/吨利润计算，这给其带来超过50亿元的巨额利润。
但今年我国终于放开了国内企业生产PX的限制，国内几大饱受高价PX之苦的PTA巨头，纷纷在其PTA工厂附近投产大炼化以联产PX，很难相信这些项目投产后还会继续采购韩国PX。这对于韩国石化行业来说无疑是重大利空，有望重蹈日本产能退出的覆辙。
这是因为PX下游主要就是用于生产PTA，全球70%的PTA产能又都在我国。剩余市场不但规模有限，而且远离韩国本土，本身往往也有配套PX，很难消化韩国的过剩产能。韩国石化工艺路线又以高产芳烃，尤其是PX为主，如果PX销售遇阻，则整个装置的盈利模式都将被破坏。其实韩国出口的大多数石化产品和我国完全同质，可替代性极强。以前能够出口，无非是因为PX提供了巨额利润，使其可以低价倾销，还能保持整套装置的经济性。如果PX这个环节被拿掉，韩国石化相比我国新投产的民营大炼化并没有任何成本优势。过去几年，韩国以我国1/25的人口、1/10的GDP，支撑了接近我国1/3的石化产能规模，一直在超规模运行。未来韩国石化产业规模回归到与其国力更为相称的0.6亿吨将较为合理，这也意味着其中长期减产规模将达到1亿吨。
3.3 对韩进口替代将打开增长空间
其实整个韩国制造业都面临与石化类似的问题，韩国作为只有6000万人口的小国，工业产值却位居全球前7大，主要就是靠出口市场，尤其是我国市场来消化其过剩产能。目前韩国已成为我国最大的贸易逆差国，数额之大为我国与各国贸易之罕见，更重要的是其对华出口的产品还是以我们全球比较优势最强的工业品为主。因此两国经济不但不具备互补性，甚至可以说是最直接的竞争对手。
韩国的优势产业，如汽车、机械、冶炼、造船到电子工业，和我国的代差很小，基本可被我国产品替代，这点与欧美日完全不同。未来随着我国制造业的不断升级，韩国对我国工业品海量出口的局面将很难长期维持，对韩国的进口替代也将成为我国未来制造业重要的增长空间。具体到石化行业，如韩国大量对华出口的PX、乙二醇、苯乙烯，随着我国新产能投放都将有望大幅萎缩。
4、民营炼化产业链优势明显
虽然本轮民营炼化的产能投放手笔很大，但是上述装置都是采用目前全球最先进的技术，单套规模也都居于国际前列，无论是能耗还是物耗都远低于国内主体炼化装置，成本优势明显，并且加氢程度很高，都以最高标号的国六油为主，其供需远好于现有牌号的成品油。另外上述装置下游化工品的配套比例很高，尤其是副产大量PX，与其PTA产能的协同效应很强。未来即使PX盈利随着扩产有所下滑，但还是有望凭借着掌控住全产业链，而获得较好的整体利润。
4.1 油品升级利好新增民营炼化
近年来国油不断升标，也对炼厂提出了很高的要求。尤其是这一轮国五升国六的时间间隔很短，今年才全面普及国五汽油，9月就要求北方污染严重的两省26市升级为国六汽油，预计明年大多数城市就有可能全面推广国六汽油。相比国五，国六汽油在烯烃、芳烃含量上都提出了更高的要求，但对于大多数炼厂来说，才刚刚完成国四升国五，马上就要开始新一轮的资本开支，确实压力很大，这点对地炼小厂和内陆国有炼厂尤为明显。这些企业往往催化裂化汽油占比过高，很难满足新的油品指标，必须要新增连续重整、加氢催化等诸多装置才能达标，这也意味着巨额的资本开支。如果企业自身资金实力不够雄厚，很可能在这轮“军备竞赛”中被淘汰出局。对于新投产的大炼厂来说，本来就采用最先进的设计，油品质量也是一步到位，在更高油品标准下的竞争优势就非常突出。
4.2 全产业链优势明显
这轮投产主要以民营PTA巨头为主，投产大炼油的重要目的也是为了解决上游PX原料问题，如荣盛、恒力都扩产了450万吨PX，占总产品比重超过20%。市场也普遍担心未来我国PX会趋于过剩，现有暴利水平难以维持，但我们却认为并非如此。涤纶产业链分为上游PX、中游PTA和下游聚酯涤纶，14年至今三个环节扣掉加工费的价差分别为980元/吨、8元/吨和363元/吨，基本上利润的70%在PX，30%在聚酯，PTA完全是陪跑。而本质上涤纶全产业链的盈利取决于聚酯和原油的价差，油价我们判断未来两年基本稳定，没有大的趋势，聚酯纤维近几年扩产很少，对下游议价能力很强，盈利也逐年改善，今年PTA价格暴跌时也能基本维持价格稳定，这也就意味着PX下滑的盈利，大体上会转移至更下游的PTA和聚酯，全产业链利润并不会受太大影响。
对于上述企业来说，现有产能主要是PTA和聚酯，只能获得产业链30%左右的利润。随着未来PX完全自给，即使PX盈利转移至下游，还是可以凭借着全产业链的优势获得更多的利润。如果以聚酯产能600万吨、全产业链利润降至1000元/吨测算，总利润也将达到60亿元，还是非常可观。
大炼化项目的密集建设和愈演愈烈的产能过剩同时到来，炼油行业必然会迎来大洗牌。狭路相逢勇者胜，炼化产业的过剩之路将会如何走，美国的炼化行业整合的历史也许可以提供一些借鉴。
从分散到集约，大国炼化之路
美国是世界上炼油能力最大的国家，2016年炼油能力达9.08 亿吨/年，约占全球原油一次加工能力的18.9%。从上世纪80年代以来至今的大多数时间，美国炼厂的开工率一直在85%左右，保持着全球先进水平。
从1982年到2016年，美国的炼油企业从320家降至139家，降幅达到57%。期间经过活跃的兼并与重组，保留优秀资产，淘汰落后产能。值得一提的是，美国炼油产能自 1982 年后几乎没有大的扩建，年近30年里产能仅增长3000 万吨/年，增幅仅4%，直到页岩油气革命成功之后，这一局面才又发生变化。
美国炼油产业的集约化发展特点明显，前十大炼油企业加工能力占全美总炼油能力的 67％，平均规模在1 000万吨/年以上。前五大炼油企业加工能力占全美总炼油能力的42%。瓦莱罗（Valero）能源公司是美国最大的炼油公司，共有13座炼厂，2015年产能 1.03 亿吨/ 年，占美国炼油能力的 11％。
美国炼油产能主要集聚在墨西哥湾沿岸地区，这里聚集了上百家来自世界各地的大型石油石化公司，炼油能力占美国总能力的52%，平均规模 835 万吨/年。其他炼油发达国家也呈现这一特点，韩国80%的炼油产能集中在蔚山、丽水、仁川地区。日本近90%产能集中在东京湾地区，23家炼厂产能合计1.96亿吨/年，平均规模800万吨/年。
而这样的路径对中国有什么启示？
从1982年到2016年，美国的炼油企业从320家降至139家，降幅达到57%，经历了炼油产业的大洗牌。 美国在炼油行业的兼并、重组和整合当中，呈现出了以下的趋势和特征，也许可以为中国的炼油产业提供部分借鉴。
借鉴1：规模化和炼化一体化成为炼油行业重要的发展趋势，代表着更低的成本优势、更高的整体利润率和更强的市场竞争力。
美国前十大炼油企业加工能力占总炼油能力的 67％，平均规模在1 000万吨/年以上。前五大炼油企业加工能力占全美总炼油能力的42%。大型化的炼厂可以充分发挥规模经济的优势，大型化炼厂的边际生产成本更低，利润也更加丰厚。而某个地区的产业形成规模之后，可以通过物料互供和公用工程共享，节省成本，提升效益。
美国炼油行业注重炼化一体化发展，50% 以上的炼厂有下游配套化工装置。其中最主要的炼化一体化基地墨西哥湾地区，3/4 的炼厂配有一体化加工装置。炼化一体化延长产业链，提高炼厂的整体利润率。相关资料显示，单纯生产油品的炼油厂的利润率约为20%，炼油与乙烯一体化企业的利润率为29%—30%。美国斯坦福国际咨询及研究所的研究也表明：炼油/石化联合企业的利润一般高于单独炼厂。
借鉴2：物流条件是影响炼厂竞争力的关键要素，其次才是市场。
在市场尚未饱和的时候，炼油厂的布局主要考虑满足当地的市场需求，因此炼油厂布局因素会把靠近市场优先考虑在内。而进入产业的调整阶段时，各个区域市场都基本处于饱和状态，炼油企业的目标市场无法再局限于当地，尤其对于大型炼化基地，其产品除了满足当地需求外，更多需要销往区外甚至大量出口到海外。
因此，炼油企业要做到花费更少的物流费用来获取上游原材料和输送到国内和国外市场，才能在竞争中立于不败之地。相对的，炼油厂所处市场的容量大小在布局考虑中的重要性有所下降。
美国最重要的炼油产能都位于墨西哥湾和中西部地区。这两个地区的原料来源丰富，管道交通和海运进口十分便捷。而另外三个地区由于资源条件不足或者物流条件不足，在后续发展中均受到阻碍。
而物流因素当中，海运条件会成为影响炼油企业发展的重中之重。美国中西部尽管具备良好的资源条件，在2009年后这一优势因页岩气革命资源优势还有进一步增强，市场也还存在一定空间，内陆管网也比较完善，但因不具备海运条件， 年产能增长不足1000万吨/年，仅占新增产能的10%，而墨西哥湾区尽管当地炼油能力大大超出当地需求但仍因最优的物流条件成为美国扩能最大的地区，吸引了2000年后85% 的炼油投资，近15年产能增长8 354万吨/年。
借鉴3：虽然规模经济有其巨大优势，但决定炼厂市场竞争力的还是其盈利能力。
美国实行的是市场经济体制，是按照市场运行规律进行落后产能的淘汰和过剩产能的分解。因此，获利能力是决定炼厂竞争地位的关键因素。
美国退出的炼厂主要集中在东海岸和西海岸这两个获利性较差的地区，2000年关停近2700万吨/年。而落基山区尽管多为小炼厂,平均规模仅208万吨/年,但因获利性好,该区炼油产能在2000年后仍增了22%。因此,在结构调整时期，炼厂退出与否并不完全以装置规模决定，更要考虑装置的盈利性。
大猜想：中国炼化产业的整合将会怎么走
截至2016年底，中国炼油能力达到了7.5亿吨/年，形成了以中石化、中石油为主，中海油、延长石油、中化、中国兵器、地炼、外资炼厂等多元发展格局。这其中，中石化产能占全国炼油总产能的34.5%，中石油产能占比25%，中海油产能占比5.1%。全国约130家地炼（含央企收购或控股）的炼油产能为2.62亿吨/年，占全国炼油总产能的34.8%，七成左右的地炼市场份额集中在山东省。
值得注意的是，在公有制为主体的经济体系中，大型石油央企与国企长期处于能源行业的支配性地位，地炼企业和它们并不在同一起跑线上，无法获同等的市场主体地位。直到2015年2月，地炼企业才以淘汰部分产能为代价获得进口原油使用权，且原油使用量受到配额的严格限制。到2015年11月，地炼企业才获得了短暂试水成品油出口的机会。
目前，国家规划的七大炼化基地的各项目都在有条不紊地筹备和建设当中。预计到2025年，七大石化基地的炼油产能将占全国总产能的40%。而在七大炼化基地的项目当中，又有诸多项目属于民营炼厂，如浙江石化的4000万吨/年炼化项目，恒力石化的大连长兴岛2000万吨/年炼化项目，江苏连云港炼化基地的盛虹石化1600万吨/年炼化一体化项目。
七大炼化基地的炼化项目均采用了炼化一体化的方式，平均规模均在1000万吨以上，高于国际炼厂的平均水平。且七大炼化基地均位于港口城市。目前，中国原油对外依存度长期在50%以上，2016年升至65.5% ，再创历史新高，这其中大部份通过海运方式进口。因此，笼统地说，七大炼化基地相比位于内陆的小型地方炼厂将拥有更低的成本优势、更高的整体利润率和更强的市场竞争力。
总的来说，以三桶油为主的央企炼厂平均规模更大，更利于发挥规模优势，受益于其优势性的市场主体地位，在炼化行业整合的过程中拥有更强的竞争力。而七大炼化基地的民营企业项目会受益于其规模优势和炼化产业链的延伸，整体的市场竞争力也可以和央企炼厂一较高下。数量众多，体量小的部分地炼企业可能会在产业整合当中被并购或者关停。但地炼企业中的佼佼者因为拥有更强的盈利能力，也能在未来的产业格局中赢得一席之地。
来源：华夏能源网作者/王方玉 &赵辰看周期
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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