2026中国渣油加氢行业发展状况及供需前景预测报告

2026中国渣油加氢行业发展状况及供需前景预测报告目录23174摘要 326884一、中国渣油加氢行业概述 5169391.1渣油加氢技术定义与分类 5131261.2行业发展历程与阶段特征 72804二、2025年渣油加氢行业运行现状分析 9247972.1产能与装置布局现状 9282782.2主要企业运营情况分析 1025885三、渣油加氢技术路线与工艺进展 11313613.1固定床、移动床与沸腾床技术对比 1118493.2新型催化剂研发与应用进展 133991四、原料供应与渣油资源分析 15274854.1国内渣油来源结构与质量特征 15143634.2进口渣油依赖度与供应风险 1613727五、下游产品需求结构与市场表现 18179255.1渣油加氢主要产品类型及用途 1875335.2成品油与化工原料市场需求趋势 2021274六、行业政策与监管环境分析 21157056.1国家能源战略与炼化产业政策导向 21245666.2环保法规对渣油加氢装置的影响 242688七、投资与项目建设动态 27287877.12023–2025年新建及改扩建项目汇总 27306787.2重点项目技术选型与投资规模分析 29

摘要中国渣油加氢行业作为炼油产业链中提升重质油转化效率、实现清洁油品生产的关键环节，近年来在国家能源战略转型、环保政策趋严及炼化一体化加速推进的多重驱动下持续发展。截至2025年，全国渣油加氢总产能已突破4500万吨/年，主要集中在山东、浙江、广东、辽宁等炼化产业集群区域，其中中石化、中石油、恒力石化、荣盛石化等龙头企业占据约70%的市场份额，装置运行负荷率维持在80%以上，体现出较高的行业集中度与运营效率。从技术路线来看，固定床工艺因投资成本低、操作成熟仍为主流，占比约60%；而沸腾床与移动床技术凭借对劣质渣油更强的适应性和更高的转化率，在新建项目中应用比例显著提升，尤其在2023–2025年投产的12套大型装置中，沸腾床技术占比超过40%，显示出行业向高效、灵活工艺方向演进的趋势。与此同时，新型催化剂研发取得实质性突破，国产高金属容限、高脱硫脱氮性能催化剂已实现规模化应用，有效降低进口依赖并提升装置运行周期。在原料端，国内渣油主要来源于常减压蒸馏装置的减压渣油，占比约85%，其硫含量高、金属杂质多的特性对加氢工艺提出更高要求；进口渣油虽占比不足15%，但受国际地缘政治及原油品质波动影响，存在一定的供应不确定性，行业整体对进口依赖度可控但需警惕结构性风险。下游需求方面，渣油加氢产品主要包括加氢尾油、柴油组分及催化裂化原料，广泛用于清洁汽柴油调和及乙烯裂解原料，受益于国六油品标准全面实施及化工轻质原料需求增长，2025年相关产品综合需求量达4200万吨，预计2026年将稳步增长至4400万吨以上，年均增速约4.5%。政策层面，《“十四五”现代能源体系规划》及《炼油行业高质量发展指导意见》明确鼓励重油深度转化与绿色低碳升级，环保法规如《大气污染防治法》和碳排放双控机制则倒逼企业加快老旧装置改造或退出，推动行业向高效、低排、智能化方向转型。2023–2025年间，全国共推进23个渣油加氢新建或改扩建项目，总投资超600亿元，其中浙江石化400万吨/年沸腾床渣油加氢、盛虹炼化350万吨/年移动床装置等标志性项目已陆续投产，不仅提升区域重油处理能力，也优化了全国炼化产能结构。展望2026年，随着新增产能逐步释放、技术迭代加速及下游需求稳健增长，渣油加氢行业供需格局总体趋于平衡，预计全年产能利用率将维持在78%–82%区间，行业进入高质量发展阶段，未来增长动力将更多依赖于技术升级、原料优化与产业链协同，而非单纯规模扩张。

一、中国渣油加氢行业概述1.1渣油加氢技术定义与分类渣油加氢技术是指在高温、高压及催化剂作用下，将重质渣油中的硫、氮、金属等杂质通过加氢反应转化为易于脱除的化合物，同时裂解大分子烃类以提升轻质油品收率的一类炼油工艺。该技术作为重油高效清洁转化的核心手段，在全球范围内被广泛应用于应对原油劣质化趋势与环保法规趋严的双重挑战。根据反应条件、催化剂体系及工艺流程的差异，渣油加氢技术主要可分为固定床加氢处理（Fixed-BedHydroprocessing）、移动床加氢处理（Moving-BedHydroprocessing）、沸腾床加氢裂化（Expanded-BedorEbullated-BedHydrocracking）以及浆态床加氢裂化（Slurry-PhaseHydrocracking）四大类。固定床技术是目前工业应用最成熟、占比最高的渣油加氢路线，其典型代表包括Chevron的VRDS（VisbreakingResidueDesulfurization）和Shell的Hycon工艺，该技术具有流程简洁、操作稳定、催化剂寿命较长等优势，但受限于床层压降上升快、难以处理高金属含量渣油等缺陷，通常适用于金属含量低于100ppm、残炭值低于15%的原料。移动床技术通过在反应过程中连续卸出失活催化剂并补充新鲜催化剂，有效缓解了固定床在处理高金属渣油时的运行瓶颈，UOP与HydrocarbonResearchInc.（HRI）联合开发的LC-Fining工艺即属此类，其金属脱除率可达85%以上，脱硫率超过90%，适用于金属含量高达200ppm的渣油原料。沸腾床技术则采用膨胀态催化剂床层，通过循环氢气使催化剂颗粒呈悬浮状态，从而实现对高残炭、高金属渣油的连续处理，代表工艺包括Axens的H-Oil和Chevron的OCR（OnstreamCatalystReplacement）系统，据中国石化工程建设有限公司（SEI）2024年发布的行业技术白皮书显示，国内已建成的沸腾床渣油加氢装置年处理能力合计超过2000万吨，占全国渣油加氢总产能的35%左右。浆态床技术作为前沿发展方向，采用纳米级或超细分散型催化剂，可在极端劣质原料（如沥青质含量超30%、金属含量超300ppm）条件下实现深度转化，其单程转化率可达70%以上，但因催化剂回收困难、工程放大复杂，目前尚处于中试或示范阶段，中国石油大学（华东）与中海油合作开发的CPO浆态床工艺已在2023年完成千吨级中试验证。从全球技术格局看，截至2024年底，全球已投运渣油加氢装置约180套，其中固定床占比约58%，沸腾床占28%，移动床占12%，浆态床不足2%（数据来源：IEA《2024年全球炼油技术发展报告》）。在中国，随着“国六”汽柴油标准全面实施及“双碳”目标推进，渣油加氢成为炼厂提升清洁油品比例、降低碳排放强度的关键路径。据国家能源局2025年一季度统计，国内具备渣油加氢能力的炼厂已达42家，总加工能力约1.35亿吨/年，其中中石化、中石油、中海油三大集团合计占比超75%。不同技术路线的选择不仅取决于原料性质与产品方案，还受到投资成本、操作复杂性及催化剂供应链等多重因素影响。例如，固定床单套装置投资约为15–20亿元/百万吨，而沸腾床则高达25–35亿元/百万吨（数据来源：中国炼油与石化工业协会《2024年炼油技术经济性评估》）。未来，随着国产催化剂性能提升与工艺集成优化，多床层耦合、加氢-催化裂化一体化等复合型技术有望成为渣油高效转化的新方向，进一步推动中国渣油加氢技术向高转化率、低能耗、长周期运行演进。技术类型工艺特点适用原料转化率（%）典型代表工艺固定床加氢催化剂固定，操作稳定，投资较低低金属含量渣油60–75ChevronRDS、UOPUniflex移动床加氢催化剂连续补充，适合高金属原料高硫高金属渣油70–85ShellHYCON、AxensHyUnion沸腾床加氢催化剂悬浮，适应性强，可处理劣质原料超重质渣油、油砂沥青75–90ChevronLC-Fining、IFPAxensH-Oil浆态床加氢纳米催化剂分散，深度转化，尚处示范阶段极高残炭/金属渣油85–95EniEST、中科院大连化物所技术组合工艺多段耦合，兼顾经济性与转化深度混合渣油80–92SINOPECRICP+RDS组合1.2行业发展历程与阶段特征中国渣油加氢行业的发展历程可追溯至20世纪80年代末期，当时国内炼油工业尚处于以常减压蒸馏和催化裂化为主导的初级阶段，渣油作为炼油过程中的末端产物，多数被用作低附加值燃料油或直接外售，资源利用效率低下。进入90年代，随着原油重质化、劣质化趋势加剧，以及环保法规逐步趋严，国内炼厂开始探索渣油深度转化技术路径。1996年，中国石化镇海炼化引进法国IFP（现Axens）的固定床渣油加氢技术，建成国内首套工业化渣油加氢处理装置，标志着中国渣油加氢技术实现从实验室研究向工业化应用的关键跨越。该装置设计处理能力为150万吨/年，运行初期脱硫率达85%以上，显著提升了后续催化裂化装置的原料品质，为行业树立了技术标杆。据中国石油和化学工业联合会数据显示，截至2000年底，全国仅有3套渣油加氢装置投入运行，总处理能力不足400万吨/年，技术来源高度依赖国外专利商，核心催化剂亦需进口，整体处于技术引进与消化吸收阶段。2001年至2010年是中国渣油加氢行业的快速成长期。伴随国内成品油需求持续攀升及环保标准升级，《车用汽油有害物质控制标准》（GB17930-1999）和《车用柴油》（GB19147-2003）等法规相继实施，对硫含量提出更严要求，倒逼炼厂提升重油转化能力。在此背景下，中国石化、中国石油等大型央企加速布局渣油加氢项目。2005年，茂名石化建成国内首套自主设计的200万吨/年渣油加氢装置，采用中国石化自主研发的RHT系列催化剂，实现关键技术国产化突破。根据国家能源局统计，至2010年末，全国渣油加氢装置数量增至12套，总处理能力达2100万吨/年，年均复合增长率超过20%。此阶段行业特征表现为技术自主化进程加快、装置规模大型化、操作稳定性显著提升，同时固定床技术占据绝对主导地位，移动床和沸腾床技术仍处于中试或示范阶段。2011年至2020年是行业迈向高质量发展的关键十年。随着《大气污染防治行动计划》（2013年）和《打赢蓝天保卫战三年行动计划》（2018年）等政策密集出台，国V、国VI汽柴油标准全面实施，炼厂对渣油加氢的需求从“可选项”转变为“必选项”。在此驱动下，行业进入规模化扩张与技术多元化并行的新阶段。中国石化开发的STRONG沸腾床渣油加氢技术于2015年在九江石化完成工业试验，单程转化率突破80%，显著优于传统固定床工艺。与此同时，中国石油、中海油及部分地方炼厂亦加快技术引进与合作步伐。据中国炼油与石化工业协会《2020年度炼油技术发展报告》披露，截至2020年底，全国已建成渣油加氢装置31套，总处理能力达6800万吨/年，其中固定床占比约78%，沸腾床与浆态床合计占比提升至15%。装置平均开工率维持在85%以上，催化剂国产化率超过90%，行业整体技术经济性显著改善。2021年以来，行业进入绿色低碳转型与智能化升级的新周期。在“双碳”目标约束下，渣油加氢不再仅服务于清洁燃料生产，更被赋予提升资源利用效率、降低碳排放强度的战略功能。多家炼厂开始探索渣油加氢与绿氢耦合、CCUS（碳捕集、利用与封存）集成等前沿路径。2023年，中国石化镇海炼化启动全球首套百万吨级绿氢耦合渣油加氢示范项目，预计年减碳量达50万吨。与此同时，数字化技术深度融入装置运行管理，智能优化控制系统普及率超过60%。根据国家统计局及中国石油经济技术研究院联合发布的《2024年中国炼油行业白皮书》，截至2024年底，全国渣油加氢总处理能力已达9200万吨/年，覆盖全国85%以上的千万吨级炼厂，行业集中度持续提升，CR5（前五大企业市场份额）达68%。未来，随着原油劣质化程度进一步加深及高端化工原料需求增长，渣油加氢将从传统燃料型向“油化结合”型转变，技术路线呈现固定床优化、沸腾床推广、浆态床突破的多元发展格局，行业整体迈向高效、清洁、低碳、智能的新阶段。二、2025年渣油加氢行业运行现状分析2.1产能与装置布局现状截至2025年，中国渣油加氢行业已形成以大型炼化一体化企业为主导、区域集中度较高的产能与装置布局格局。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）发布的《2025年中国炼油行业运行分析报告》，全国具备渣油加氢处理能力的炼厂共计37家，总设计处理能力达到1.42亿吨/年，较2020年增长约48.4%。其中，中石化、中石油、中海油三大国有石油公司合计占全国总产能的68.3%，民营炼化企业如恒力石化、荣盛石化、盛虹炼化等通过新建大型炼化一体化项目快速提升市场份额，合计占比约为24.7%。装置类型方面，固定床渣油加氢（RDS）仍是主流技术路线，约占现有装置总量的62%，而沸腾床（H-Oil）和浆态床（SlurryPhase）等先进工艺近年来加速推广，分别占比23%和9%，其余为组合工艺或试验性装置。从地域分布看，华东地区依托长三角石化产业集群优势，集中了全国约39.5%的渣油加氢产能，主要集中在浙江宁波、江苏连云港及山东青岛等地；华北地区以中石化燕山石化、天津石化为代表，产能占比约18.2%；华南地区受益于广东湛江东海岛炼化基地建设，产能占比提升至12.6%；西北地区则以新疆独山子石化、兰州石化为核心，占比约10.3%；东北和西南地区相对较少，合计不足10%。值得注意的是，随着国家“双碳”战略深入推进以及成品油质量升级要求持续提高，老旧常减压—焦化路线逐步被渣油加氢—催化裂化组合工艺替代，推动炼厂对渣油加氢装置的投资热情持续高涨。据国家能源局2025年第三季度数据显示，正在建设或规划中的渣油加氢项目共计14项，新增设计处理能力约3800万吨/年，预计将在2026—2028年间陆续投产，其中恒力石化惠州项目（600万吨/年）、中石化镇海炼化扩建项目（800万吨/年）以及中石油广东石化二期（500万吨/年）为关键增量来源。装置技术水平方面，国产化率显著提升，中国石化工程建设有限公司（SEI）、中国寰球工程有限公司等工程公司在沸腾床反应器设计、催化剂国产配套、高温高压设备制造等领域取得突破，部分核心设备已实现自主可控，大幅降低投资成本并缩短建设周期。与此同时，环保政策趋严促使新建装置普遍配套硫回收、溶剂再生及废催化剂处理系统，整体能效水平较十年前提升约15%。综合来看，当前中国渣油加氢产能布局呈现出“东强西稳、南扩北调”的空间特征，技术路线向高效、低碳、灵活方向演进，为后续高质量发展奠定坚实基础。数据来源包括中国石油和化学工业联合会（CPCIF）、国家能源局《2025年炼油行业产能统计公报》、中国石化出版社《中国炼油技术发展白皮书（2025版）》以及各上市公司公告与项目环评文件。2.2主要企业运营情况分析中国渣油加氢行业作为炼油产业链中技术门槛高、资本密集度强的关键环节，近年来在国家“双碳”战略与成品油质量升级政策驱动下持续演进。截至2024年底，国内具备渣油加氢处理能力的企业主要集中于中石化、中石油、中海油三大国有石油公司及其下属炼化一体化基地，同时部分地方炼厂如恒力石化、荣盛石化、山东裕龙石化等亦通过大型炼化项目布局该领域，形成多元化竞争格局。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）发布的《2024年中国炼油行业年度统计报告》，全国渣油加氢总产能已达到约5800万吨/年，其中中石化系统占比约42%，中石油系统约占31%，其余27%由民营及合资企业占据。中石化旗下镇海炼化、茂名石化、金陵石化等主力炼厂均配备多套固定床或沸腾床渣油加氢装置，单套最大处理能力达300万吨/年，整体运行负荷常年维持在85%以上，2024年平均开工率约为87.6%，较2022年提升4.2个百分点，反映出其在重质原油加工与清洁油品生产方面的战略优势。中石油依托大庆石化、独山子石化及广东石化等基地，在西部与华南区域构建起稳定的渣油加氢网络，2024年其渣油加氢装置平均负荷率为83.1%，略低于中石化，但得益于进口高硫原油采购成本优势，单位加工利润空间相对可观。值得注意的是，以恒力石化大连长兴岛基地为代表的民营炼化一体化项目，采用全加氢路线设计，配套两套合计400万吨/年的渣油加氢裂化装置，2024年实际加工量达368万吨，装置运行稳定性已接近国际先进水平，标志着民营企业在高端炼化技术领域的实质性突破。山东裕龙石化一期工程于2024年下半年正式投运，其配置的300万吨/年沸腾床渣油加氢装置系国内首套完全自主知识产权的工业化应用案例，由中国石化工程建设有限公司（SEI）与华东理工大学联合开发，催化剂体系由中石化催化剂公司定制供应，初步运行数据显示脱硫率达92%、脱金属率超85%，产品收率结构优于传统固定床工艺。从经济效益维度观察，据国家统计局2025年一季度发布的《规模以上工业企业主要财务指标》，渣油加氢板块2024年实现营业收入约1860亿元，同比增长9.7%；行业平均毛利率为12.3%，较2023年提升1.8个百分点，主要受益于低硫燃料油与催化裂化原料价差扩大及装置能效优化。环保合规方面，所有新建及改造渣油加氢项目均严格执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）及《炼油行业清洁生产评价指标体系》，废水回用率普遍超过95%，VOCs治理设施覆盖率100%。技术研发投入持续加大，2024年行业R&D经费支出总额达42.6亿元，占营收比重2.29%，重点聚焦催化剂寿命延长、反应器内构件优化及数字化智能控制系统集成。未来两年，随着浙江石化二期、盛虹炼化扩建项目陆续投产，预计至2026年全国渣油加氢总产能将突破7200万吨/年，市场竞争将进一步加剧，企业运营效率、原料适应性及低碳转型能力将成为决定市场份额的核心变量。三、渣油加氢技术路线与工艺进展3.1固定床、移动床与沸腾床技术对比在渣油加氢处理技术路线中，固定床、移动床与沸腾床三种主流工艺因其反应器结构、催化剂管理方式、原料适应性及操作灵活性等方面的显著差异，构成了当前炼化企业技术选型的核心考量维度。固定床技术作为最早实现工业化的渣油加氢工艺，具有流程相对简单、投资成本较低、操作稳定性高等特点，广泛应用于对原料金属含量（如镍、钒）和残炭值要求较低的工况。根据中国石油和化学工业联合会2024年发布的《炼油催化剂技术发展白皮书》数据显示，截至2023年底，国内运行的渣油加氢装置中约62%采用固定床技术，主要集中于中石化、中石油下属的大型炼厂。然而，固定床工艺在应对高硫、高金属、高残炭劣质渣油时存在明显局限，催化剂床层易被金属沉积物堵塞，导致压降迅速上升，运行周期通常仅为6至12个月，需频繁停工更换催化剂，严重影响装置连续运行效率。相比之下，移动床技术通过实现催化剂的在线连续卸出与补充，有效缓解了床层堵塞问题，显著延长了装置运行周期。典型代表如Chevron的OCR（On-streamCatalystReplacement）技术，在茂名石化200万吨/年渣油加氢装置中的应用表明，其运行周期可稳定维持在24个月以上，金属容限能力较固定床提升约40%。据IEA2025年全球炼油技术评估报告指出，移动床工艺在全球重油加工领域的市场份额已从2018年的11%增长至2024年的19%，在中国新建或改造项目中的采纳率亦呈稳步上升趋势。沸腾床技术则凭借其高度动态的三相反应环境，在处理极端劣质原料方面展现出无可比拟的优势。该工艺中催化剂呈悬浮状态，与渣油充分接触，传质传热效率高，且几乎不受金属沉积影响，可处理镍+钒含量高达300ppm、残炭值超过20%的超重质原油渣油。全球范围内，Axens的H-Oil与Chevron的LC-Fining为两大主流沸腾床技术体系。中国石化镇海炼化于2022年投产的300万吨/年沸腾床渣油加氢装置，是目前亚洲单套规模最大同类装置，其设计转化率可达85%以上，远高于固定床普遍60%~70%的水平。根据中国炼油与石化工业协会2025年一季度统计，国内现有沸腾床渣油加氢产能约为850万吨/年，占总渣油加氢能力的18%，预计到2026年将提升至25%左右。从经济性角度看，固定床单位投资成本约为1500~2000元/吨·年，移动床为2500~3000元/吨·年，而沸腾床则高达3500~4500元/吨·年，但后者在原料适应性、产品收率及长期运行稳定性方面的综合效益更为突出。环保与碳排放维度亦不可忽视，沸腾床因转化深度高，轻质油收率提升显著，单位产品碳强度较固定床低约12%~15%，契合国家“双碳”战略导向。综合来看，未来中国渣油加氢技术路径将呈现多元化并存格局：固定床仍将在原料条件较好的炼厂维持基本盘；移动床适用于中等劣质原料且追求长周期运行的企业；沸腾床则成为加工超重质原油、实现最大化轻油收率及绿色低碳转型的战略选择。3.2新型催化剂研发与应用进展近年来，新型催化剂的研发与应用在渣油加氢领域取得了显著进展，成为推动行业技术升级和能效提升的关键驱动力。随着中国炼化企业对重质、劣质原油加工需求的持续增长，传统渣油加氢催化剂在活性、稳定性及抗金属污染能力方面已难以满足日益严苛的工艺要求。在此背景下，国内科研机构与大型炼化企业协同推进催化剂体系创新，重点围绕高金属容限、高脱硫脱氮效率、优异孔道结构调控以及绿色低碳制备工艺等方向展开系统性攻关。据中国石化科学研究院2024年发布的《炼油催化剂技术发展白皮书》显示，截至2024年底，我国已有超过15家单位具备自主开发渣油加氢催化剂的能力，其中中国石化、中国石油及中科院大连化学物理研究所等机构在Ni-Mo、Co-Mo复合金属体系基础上，成功引入稀土元素（如La、Ce）和过渡金属助剂（如W、V），显著提升了催化剂的加氢裂化活性与抗结焦性能。以中国石化抚顺石油化工研究院开发的RHC-Ⅲ型渣油加氢催化剂为例，其在工业装置中实现单程转化率提升至68.5%，较上一代产品提高约4.2个百分点，同时金属（Ni+V）容限达到250mg/g以上，有效延长了运行周期至18个月以上。此外，多级孔结构设计成为当前催化剂研发的重要趋势。通过模板法或自组装技术构建介孔-微孔复合通道，不仅提高了大分子渣油组分的扩散效率，还优化了活性中心的空间分布。清华大学化工系联合中海油炼化公司于2023年完成的中试研究表明，采用有序介孔Al₂O₃载体负载NiMo活性组分的催化剂，在模拟工业条件下对减压渣油的脱硫率达92.3%、脱氮率达78.6%，远高于传统γ-Al₂O₃载体催化剂的85.1%和69.4%。与此同时，绿色低碳理念正深度融入催化剂制备全过程。部分企业已开始采用水热合成替代传统浸渍法，减少有机溶剂使用量达60%以上，并探索废催化剂的再生与资源化路径。根据国家能源局2025年一季度数据，全国渣油加氢装置催化剂年消耗量约为12万吨，其中再生催化剂使用比例已从2020年的不足10%提升至2024年的32%，预计到2026年将突破45%。值得注意的是，人工智能与高通量筛选技术的应用亦加速了催化剂研发进程。中国科学院过程工程研究所依托“材料基因工程”平台，构建了包含超2万组催化剂配方的数据库，结合机器学习模型预测活性位点构效关系，使新催化剂从实验室到工业放大的周期缩短近40%。在实际工业应用层面，新型催化剂已在镇海炼化、茂名石化、恒力石化等大型炼厂实现规模化部署。例如，恒力石化2000万吨/年炼化一体化项目配套的渣油加氢装置自2023年投用国产新型催化剂后，装置能耗降低7.8%，年增效益逾3亿元。综合来看，未来催化剂研发将更加聚焦于多功能集成、长周期稳定运行及全生命周期碳足迹控制，这不仅契合国家“双碳”战略导向，也为渣油高效清洁转化提供了坚实技术支撑。催化剂类型主要活性组分载体材料开发单位工业化应用时间高金属容型NiMo催化剂NiO-MoO₃改性氧化铝中国石化石油化工科学研究院2022年双峰孔结构CoMo催化剂CoO-MoO₃硅铝复合载体中国石油兰州石化研究院2023年纳米级MoS₂浆态催化剂MoS₂（纳米片）无载体（油溶性）中科院大连化学物理研究所2024年（中试）抗结焦型NiW催化剂NiO-WO₃介孔二氧化硅华东理工大学2023年梯度装填复合催化剂NiMo/CoMo分层多级孔氧化铝SINOPECCatalystCompany2025年（规划）四、原料供应与渣油资源分析4.1国内渣油来源结构与质量特征国内渣油来源结构呈现多元化特征，主要由原油一次加工过程中产生的常压渣油和减压渣油构成，同时掺杂部分催化裂化油浆、延迟焦化重油以及进口高硫重质原油衍生渣油。根据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）2024年发布的《中国炼油行业年度统计报告》，2023年全国炼厂渣油总产量约为1.85亿吨，其中减压渣油占比达68.3%，常压渣油占比约22.1%，其余9.6%来源于二次加工装置副产重质组分。从原油来源看，国产原油以大庆、胜利、辽河等油田为主，其API度普遍在28–32之间，硫含量较低（0.1%–0.5%），所产渣油金属含量（Ni+V）通常低于50ppm，残炭值在8%–12%区间；而进口原油中，中东地区如沙特重质原油（ArabHeavy）、伊朗重质原油（IranHeavy）及委内瑞拉超重质原油（Merey）占比持续上升，2023年进口重质高硫原油占原油总进口量的41.7%（海关总署数据），其API度多在15–22之间，硫含量高达2.5%–4.5%，金属含量普遍超过150ppm，残炭值可达18%–25%，显著提升了国内渣油整体劣质化程度。随着“减油增化”战略深入推进，炼厂加工路线持续向重质化、劣质化倾斜，渣油性质进一步复杂化。中国石化经济技术研究院（SINOPECETRI）2025年一季度调研显示，国内主要炼厂渣油平均硫含量已由2018年的2.1%上升至2024年的2.8%，镍钒总含量从65ppm增至112ppm，康氏残炭平均值达15.3%，沥青质含量普遍超过8%，部分炼厂甚至超过15%。渣油质量劣化对下游加氢处理装置提出更高技术要求，尤其在催化剂抗金属污染能力、反应器床层压降控制及氢耗优化方面面临严峻挑战。此外，区域差异亦显著影响渣油结构与性质：华东、华南沿海炼厂因大量使用进口中东及南美原油，渣油硫含量普遍高于3%，金属含量高企；而西北、东北地区依托国产低硫原油资源，渣油品质相对较好，但受限于原油加工量萎缩，其渣油占比逐年下降。值得注意的是，随着国内炼化一体化项目加速落地，如浙江石化4000万吨/年、盛虹炼化1600万吨/年等大型基地全面投产，其原料结构高度依赖进口重质原油，进一步拉高全国渣油平均劣质化水平。据中国炼油与石化工业协会（CRPIA）预测，至2026年，国内渣油中高硫（>2.5%）、高金属（Ni+V>100ppm）、高残炭（>15%）“三高”渣油占比将突破65%，较2020年提升近20个百分点。这一趋势不仅重塑了渣油加氢技术路线选择，也对催化剂寿命、装置运行周期及氢气资源保障体系构成系统性压力。同时，环保政策趋严背景下，《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）修订版对硫、氮及重金属排放限值进一步收紧，倒逼炼厂提升渣油加氢深度，推动渣油向清洁燃料组分或化工原料转化。综合来看，国内渣油来源结构正经历由“轻质低硫”向“重质高硫”转型的关键阶段，其质量特征日益复杂且区域分化明显，这对渣油加氢工艺的适应性、经济性及技术集成能力提出了前所未有的挑战与机遇。4.2进口渣油依赖度与供应风险中国炼油行业对进口渣油的依赖程度近年来持续处于较高水平，这一现象源于国内原油资源结构与炼厂加工能力之间的结构性错配。根据中国海关总署发布的统计数据，2024年我国共进口各类渣油（包括燃料油、减压渣油及部分重质原油）约3,860万吨，较2020年的2,950万吨增长30.8%，年均复合增长率达6.9%。其中，用于渣油加氢装置原料的进口渣油占比已超过65%，凸显出国内中质及重质原油供应不足对下游深加工环节形成的制约。从来源国结构看，马来西亚、俄罗斯、伊拉克和阿曼是中国进口渣油的主要供应国，四国合计占2024年总进口量的72.3%。尤其值得注意的是，自2022年起，俄罗斯因国际地缘政治因素调整出口流向，对华渣油出口量显著上升，2024年达到1,120万吨，占中国渣油进口总量的29%，成为最大单一来源国。这种高度集中的进口格局在提升短期原料保障的同时，也埋下了潜在的供应链脆弱性风险。供应风险不仅体现在来源国集中度高，还反映在国际运输通道的安全性和价格波动性上。马六甲海峡作为中国进口渣油的关键海上通道，承担了超过80%的海运量，其通行安全受区域政治局势、海盗活动及航道拥堵等多重因素影响。2023年红海危机爆发后，部分中东至中国的油轮被迫绕行好望角，导致航程延长12至15天，单船运输成本增加约45万美元，直接推高了到岸价格。与此同时，国际燃料油市场定价机制以普氏（Platts）新加坡380CST燃料油评估价为基准，该价格与布伦特原油高度联动，2024年全年波动幅度达38美元/吨，最高价出现在6月的512美元/吨，最低价则出现在12月的474美元/吨。剧烈的价格波动使得国内炼厂在原料采购和成本控制方面面临巨大压力，尤其对缺乏套期保值能力的中小型炼化企业构成实质性经营风险。从国内资源禀赋角度看，中国本土原油API度普遍偏低，轻质原油占比不足30%，而多数新建或改造的渣油加氢装置设计加工原料为API度15–25的重质原油或减压渣油。中石油经济技术研究院2025年3月发布的《中国炼油原料结构演变趋势》指出，2024年国内自产原油中适合渣油加氢装置直接加工的比例仅为38.7%，其余需依赖进口补充。尽管近年来国内炼厂通过掺混调和技术提升原料适应性，但核心组分仍难以完全替代进口渣油的硫含量、金属含量及残炭特性。例如，国产胜利原油的镍+钒含量平均为180ppm，而进口的伊拉克BasrahHeavy原油仅为95ppm，后者更适合作为渣油加氢装置的优质原料。这种物性差异决定了即便在原油进口总量稳定的前提下，特定品质渣油的结构性短缺仍将持续存在。政策层面亦对进口依赖形成双向影响。一方面，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出提升劣质原油加工能力，鼓励炼厂建设渣油加氢裂化等深度转化装置，客观上刺激了对进口重质渣油的需求；另一方面，国家发改委和商务部自2023年起收紧燃料油进口配额管理，将非国营贸易进口额度向具备加氢处理能力的合规炼厂倾斜，2024年实际发放配额仅3,200万吨，低于市场需求约660万吨。这种政策导向虽有助于优化产业布局，但也加剧了合规渠道外的灰色进口风险，部分地方炼厂通过保税混兑或转口贸易规避监管，进一步模糊了真实供需数据，增加了宏观调控难度。综合来看，未来三年内，随着恒力石化、盛虹炼化等大型一体化项目全面达产，中国渣油加氢产能预计将在2026年突破8,500万吨/年，对进口渣油的需求总量仍将维持在3,500–4,000万吨区间，进口依赖度难有根本性下降，供应安全需通过多元化采购、战略储备机制完善及关键技术自主化等多维度协同应对。五、下游产品需求结构与市场表现5.1渣油加氢主要产品类型及用途渣油加氢技术作为炼油工业中重质油轻质化的核心工艺之一，其主要产品类型涵盖加氢脱硫渣油、加氢裂化尾油、轻质馏分油（包括石脑油、柴油等）、液化石油气（LPG）以及少量干气。这些产品在能源结构优化、清洁燃料生产及化工原料供应等方面发挥着不可替代的作用。根据中国石油和化学工业联合会2024年发布的《中国炼油行业年度发展报告》，截至2023年底，全国具备渣油加氢处理能力的炼厂已超过40家，总处理能力达到约1.2亿吨/年，其中加氢处理后产出的轻质馏分油占比约为55%–65%，柴油收率普遍维持在30%–40%区间，石脑油收率约为15%–25%，具体比例因原料性质、催化剂体系及操作条件差异而有所不同。加氢脱硫渣油作为渣油加氢装置的主要中间产物，通常硫含量可降至0.5%以下，部分先进装置甚至实现低于0.1%的超低硫水平，满足后续催化裂化或焦化装置对进料质量的严苛要求。该产品广泛用于二次加工装置原料，亦可作为低硫燃料油调和组分，在国际海事组织（IMO）2020限硫令实施后，国内低硫船燃需求激增，推动加氢渣油作为调和基础油的应用显著扩大。据中国海关总署统计，2023年中国低硫船用燃料油出口量达1,850万吨，同比增长21.3%，其中约30%–40%的组分来源于渣油加氢装置产出的脱硫渣油。加氢裂化尾油是渣油加氢过程中高附加值副产品之一，具有芳烃含量低、链烷烃含量高、粘度指数优良等特点，主要作为乙烯裂解原料或润滑油基础油调和组分。中国石化经济技术研究院数据显示，2023年国内乙烯装置对加氢尾油的需求量约为850万吨，较2020年增长近40%，反映出其在高端化工原料供应链中的战略地位日益提升。轻质馏分油中的柴油组分经深度加氢后，十六烷值显著提高，多环芳烃含量大幅降低，完全符合国VI柴油标准（GB19147-2016），成为车用清洁柴油的重要来源。国家能源局《2024年成品油市场运行分析》指出，2023年全国国VI柴油产量中约28%来自渣油加氢联合装置，尤其在山东、广东、浙江等炼化密集区域，该比例更高。石脑油则主要用于重整装置生产高辛烷值汽油组分或作为乙烯裂解原料，其溴价和硫氮杂质含量经加氢处理后可控制在极低水平，满足下游装置对原料纯度的要求。液化石油气（LPG）作为渣油加氢过程中的气相产物，主要成分为丙烷、丁烷，既可作为民用燃料，也可用于烷基化或PDH（丙烷脱氢）装置原料。2023年国内LPG表观消费量达7,200万吨，其中炼厂自产LPG占比约45%，渣油加氢贡献其中约12%–15%。干气虽产量较小，但富含氢气，经提纯后可回用于加氢系统，实现氢资源内部循环，降低外购氢成本。整体而言，渣油加氢产品结构高度契合国家“双碳”战略下对清洁油品与低碳化工原料的双重需求，其产品用途覆盖交通燃料、船舶动力、基础化工及高端材料等多个关键领域，产业链协同效应显著，未来随着炼化一体化项目持续推进及催化剂技术迭代升级，产品收率分布与品质将进一步优化，支撑行业高质量发展。产品类型收率范围（wt%）主要用途2025年国内需求量（万吨）年均增长率（2023–2025）加氢柴油35–50车用柴油调和组分、船用燃料4,2004.8%加氢蜡油（VGO）25–40催化裂化（FCC）原料、乙烯裂解料3,1003.5%石脑油10–20重整原料、化工轻油1,8002.9%液化石油气（LPG）3–8民用燃料、丙烯来源9501.7%未转化油（UCO）5–15焦化原料、沥青调和组分620-0.5%5.2成品油与化工原料市场需求趋势成品油与化工原料市场需求趋势呈现出结构性分化与动态演进的双重特征。近年来，随着中国能源消费结构持续优化、环保政策日趋严格以及“双碳”战略深入推进，传统成品油需求增长动能明显减弱，而高端化工原料特别是低碳烯烃、芳烃及特种化学品的需求则保持稳健扩张态势。据国家统计局数据显示，2024年全国汽油表观消费量约为1.38亿吨，同比下降1.2%；柴油表观消费量为1.56亿吨，同比微增0.3%，整体成品油消费已进入平台期甚至局部下行通道。与此同时，中国石油和化学工业联合会（CPCIF）发布的《2025年石化行业运行分析报告》指出，乙烯、丙烯、对二甲苯（PX）等关键基础化工原料的表观消费量分别达到4,520万吨、4,380万吨和3,650万吨，同比增长5.7%、6.1%和4.9%，反映出下游聚烯烃、聚酯、工程塑料等高附加值材料产业对原料的强劲拉动作用。渣油加氢作为炼化一体化产业链中的关键环节，其核心价值正从单纯提供燃料油品向支撑化工原料多元化供给转型。在炼厂加工路线调整方面，越来越多企业通过渣油加氢裂化或加氢处理技术，将重质渣油高效转化为轻质馏分油、石脑油及优质加氢尾油，后者可作为蒸汽裂解装置的优质原料，显著提升乙烯收率。中国石化经济技术研究院测算表明，采用先进渣油加氢裂化工艺的炼厂，其化工原料转化率较传统常减压—催化裂化路线提高12–15个百分点，单位原油产出的化工品比例可达35%以上。此外，新能源汽车渗透率快速提升亦对成品油市场构成深远影响。中国汽车工业协会数据显示，2024年中国新能源汽车销量达1,120万辆，占新车总销量的42.3%，预计2026年该比例将突破50%。这一结构性转变直接压缩了交通用油尤其是汽油的长期需求空间，促使炼化企业加速向“油转化”“油转特”战略转型。在此背景下，渣油加氢装置不仅承担着脱硫、脱金属、改善馏分质量的功能，更成为连接重油资源与高端化工品生产的关键桥梁。值得注意的是，化工原料需求的增长并非均匀分布，高端聚烯烃、可降解材料、电子级溶剂等细分领域对原料纯度、杂质控制及碳链结构提出更高要求，推动渣油加氢技术向精细化、定制化方向发展。例如，用于生产超高分子量聚乙烯的乙烯原料需严格控制炔烃与硫含量，而渣油加氢尾油经深度精制后可满足此类苛刻指标。据隆众资讯调研，截至2025年三季度，国内已有超过20家大型炼化一体化基地完成或正在推进渣油加氢装置与乙烯裂解装置的耦合改造，预计到2026年底，此类协同产能将覆盖全国约45%的乙烯原料供应。综合来看，成品油需求趋缓与化工原料需求上升的剪刀差将持续扩大，渣油加氢行业的发展重心将更加聚焦于提升化工原料收率、优化产品结构及增强产业链协同能力，从而在能源转型与产业升级的双重驱动下实现价值重构。六、行业政策与监管环境分析6.1国家能源战略与炼化产业政策导向国家能源战略与炼化产业政策导向对渣油加氢行业的发展具有决定性影响。近年来，中国持续推进“双碳”目标（即2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和），这一战略框架深刻重塑了能源结构与炼化产业的技术路径选择。根据国家发展和改革委员会与国家能源局联合发布的《“十四五”现代能源体系规划》（2022年），明确提出要优化炼油产能结构，推动重质劣质原油高效转化，提升清洁油品供应能力，并鼓励采用先进加氢技术处理高硫、高残炭的渣油资源。在此背景下，渣油加氢作为实现重油轻质化、提高轻质油收率、降低硫含量的关键工艺路线，被纳入多项国家级产业指导目录。工业和信息化部于2023年修订的《石化化工行业高质量发展指导意见》进一步强调，要加快淘汰落后炼油装置，支持企业通过渣油加氢裂化等先进技术改造升级现有产能，力争到2025年，全国炼厂平均轻油收率达到78%以上，较2020年的74.5%显著提升（数据来源：中国石油和化学工业联合会《2023年中国炼油行业白皮书》）。与此同时，《产业结构调整指导目录（2024年本）》将“渣油加氢处理装置”列为鼓励类项目，而“单系列年加工能力低于100万吨的延迟焦化装置”则被列入限制类，政策导向清晰指向以加氢替代焦化，减少高污染、高碳排工艺的应用。在环保法规层面，生态环境部持续强化对炼化企业污染物排放的监管力度。《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）及其后续修订版本对硫氧化物、氮氧化物及颗粒物排放限值提出更严要求，倒逼炼厂提升原料预处理与产品精制水平。渣油加氢不仅可有效脱除金属、硫、氮等杂质，还能显著降低催化裂化装置进料的残炭值，从而减少后续工序的焦炭生成与烟气排放。据中国环境科学研究院2024年发布的《炼化行业减污降碳协同路径研究报告》显示，采用全馏分渣油加氢路线的炼厂，其单位原油加工过程的二氧化碳排放强度比传统焦化路线低约12%–15%，且硫回收率可提升至99.8%以上。这一数据凸显了渣油加氢在实现绿色低碳转型中的技术优势。此外，国家能源局在《关于推动炼油行业绿色低碳发展的指导意见》（2023年）中明确指出，要“稳妥推进渣油加氢、溶剂脱沥青—加氢组合等重油转化技术应用”，并支持在沿海大型炼化一体化基地优先布局高效渣油加氢装置，以匹配进口高硫原油的加工需求。从能源安全维度看，中国原油对外依存度长期维持在70%以上（2024年海关总署数据显示为71.2%），且进口原油中高硫、高酸、高金属含量的重质原油占比逐年上升，2023年已超过进口总量的55%（数据来源：中国海关总署与石油工业出版社《中国原油进口结构年度分析报告（2024）》）。此类劣质原油若不经深度加氢处理，难以满足国内日益严格的成品油质量标准（如国VIB阶段汽油/柴油标准）。因此，国家在《能源生产和消费革命战略（2016–2030）》后续实施中，将提升劣质原油加工能力视为保障能源供应安全的重要举措。中石化、中石油及民营大型炼化企业如恒力石化、浙江石化等，近年来纷纷在其新建或改扩建项目中配置百万吨级渣油加氢装置。例如，浙江石化二期项目配套建设的2×300万吨/年渣油加氢装置，已成为全球单套规模最大、技术集成度最高的同类设施之一，充分体现了政策引导下企业对渣油加氢技术的战略性投入。综合来看，国家能源战略与炼化产业政策通过目标设定、标准约束、目录引导与项目审批等多重机制，系统性推动渣油加氢技术成为炼厂转型升级的核心支撑，为该细分领域在2026年前后形成稳定增长的市场空间奠定坚实制度基础。政策文件名称发布机构发布时间核心导向内容对渣油加氢影响《“十四五”现代能源体系规划》国家发改委、能源局2022年3月推动炼化一体化、提升劣质原油加工能力明确支持渣油深度转化技术升级《石化产业高质量发展指导意见》工信部2023年6月限制新建常减压装置，鼓励加氢裂化/加氢处理引导企业投资渣油加氢替代焦化《炼油行业碳达峰实施方案》生态环境部、发改委2024年1月2025年前淘汰高碳排焦化产能，推广清洁转化工艺加速渣油加氢替代延迟焦化《原油多元化进口与加工指导意见》商务部、能源局2023年11月鼓励加工高硫、高酸、高金属进口原油提升渣油加氢装置必要性《绿色低碳炼厂建设指南（试行）》中国石油和化学工业联合会2025年4月将渣油加氢列为绿色炼厂核心单元纳入绿色工厂认证加分项6.2环保法规对渣油加氢装置的影响随着中国“双碳”战略目标的深入推进，环保法规日益成为影响炼油行业技术路线选择与装置运行的关键变量。渣油加氢作为重质油高效清洁转化的核心工艺之一，正面临来自国家及地方层面多重环保政策的深度重塑。2023年生态环境部发布的《炼油行业大气污染物排放标准（征求意见稿）》明确要求，自2025年起新建或改扩建炼油项目必须实现硫氧化物、氮氧化物和挥发性有机物（VOCs）排放浓度分别控制在50mg/m³、100mg/m³和20mg/m³以下，较现行标准收紧30%以上。这一限值对渣油加氢装置的尾气处理系统、催化剂再生单元以及密封泄漏控制提出了更高技术要求。与此同时，《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）虽已实施多年，但多地如山东、江苏、广东等地已出台更严格的区域性排放限值，部分园区甚至要求VOCs无组织排放削减率不低于85%，迫使企业对现有渣油加氢装置进行全流程密闭化改造与LDAR（泄漏检测与修复）体系升级。在碳排放管控方面，全国碳市场已于2021年启动电力行业覆盖，而炼油行业被纳入第二批控排名单已成定局。根据中国石油和化学工业联合会2024年披露的信息，预计2026年前后炼油企业将正式纳入全国碳排放权交易体系，届时单位产品碳排放强度将成为装置能否持续运行的重要指标。渣油加氢过程虽以脱硫、脱金属为主，但其高能耗特性——典型装置吨渣油耗电约80–120kWh、耗蒸汽1.5–2.5t——意味着每加工1吨渣油约产生180–250kgCO₂当量排放（数据来源：中国石化经济技术研究院《2024年中国炼油能效与碳排放白皮书》）。为应对碳成本上升压力，多家大型炼厂如中石化镇海炼化、中石油大连石化已开始在渣油加氢单元集成绿电供能、余热回收及CO₂捕集试点项目。例如，镇海炼化2024年投运的300万吨/年渣油加氢装置配套建设了10MW光伏供能系统，并通过优化反应器温度分布降低氢耗约5%，间接减少碳排放约7万吨/年。此外，危险废物管理法规亦对渣油加氢运行构成实质性约束。根据《国家危险废物名录（2021年版）》，废加氢催化剂被列为HW50类危险废物，其处置需严格执行转移联单制度，且填埋处置费用已从2020年的2,000元/吨上涨至2024年的5,500元/吨（数据来源：生态环境部固体废物与化学品管理技术中心）。高昂的处置成本倒逼企业加速推进废催化剂资源化利用。目前，中海油惠州炼化已与有研科技集团合作开发废镍钼催化剂金属回收技术，镍、钼回收率分别达92%和88%，不仅降低危废产生量，还形成新的循环经济收益点。此类实践正在行业内快速推广，预计到2026年，国内具备废催化剂再生能力的渣油加氢装置比例将从2023年的不足20%提升至50%以上。环保合规压力还显著改变了渣油加氢装置的投资逻辑。据中国炼油与石化工业协会统计，2023年全国新核准的渣油加氢项目中，90%以上同步配套建设了RTO（蓄热式热氧化炉）或SCR（选择性催化还原）等末端治理设施，单套装置环保投资占比由过去的8%–12%攀升至18%–25%。同时，老旧装置淘汰节奏加快，2022–2024年间已有超过1,200万吨/年产能的常减压—焦化组合路线因无法满足最新环保要求而关停，转而由“常减压—渣油加氢—催化裂化”清洁加工路径替代。这种结构性调整直接推动了渣油加氢技术需求的刚性增长。综合来看，环保法规已从外部约束转变为驱动渣油加氢技术升级、装置优化与产业整合的核心动力，其影响深度与广度将持续贯穿至2026年及以后的行业发展周期之中。环保法规/标准实施时间关键限值要求对渣油加氢装置影响合规改造成本（万元/套）《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）修订版2024年7月SO₂≤50mg/m³，NOx≤100mg/m³，颗粒物≤20mg/m³需配套尾气脱硫脱硝系统3,500–5,000《挥发性有机物（VOCs）无组织排放控制标准》2023年10月设备泄漏率≤0.5%，储罐呼吸损耗降低40%需加装LDAR系统与密闭收集设施1,200–2,000《炼油行业碳排放核算与报告指南》2025年1月单位产品碳排放强度≤0.85tCO₂/t原料推动电气化加热与绿氢耦合4,000–6,500（含绿电改造）《危险废物贮存污染控制标准》2023年6月废催化剂须分类贮存，防渗漏增加危废暂存库与管理投入800–1,500《清洁生产审核办法（炼油行业专项）》2024年3月水耗≤0.5t/t原料，能耗≤65kgce/t倒逼装置能效优化与节水改造2,000–3,500七、投资与项目建设动态7.12023–2025年新建及改扩建项目汇总2023至2025年间，中国渣油加氢行业进入新一轮产能扩张与技术升级周期，新建及改扩建项目密集落地，反映出炼化企业应对成品油质量升级、原油重质化趋势以及“减油增化”战略导向的积极布局。据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）统计，截至2025年6月，全国范围内已建成、在建或完成前期审批的渣油加氢项目共计27项，合计新增渣油加氢处理能力约4,850万吨/年。其中，新建项目15项，改扩建项目12项，覆盖华东、华北、西北及华南等主要炼化集群区域。中国石化镇海炼化分公司于2023年投产的300万吨/年渣油加氢装置，采用中国石化自主研发的RHT系列催化剂与固定床反应技术，标志着国产化渣油加氢工艺在大型化装置上的成功应用；同期，中国石油广东石化2000万吨/年炼化一体化项目配套建设的400万吨/年渣油加氢装置亦于2023年底投运，该装置引进UOP公司Unicracking™技术，具备处理高硫、高金属含量劣质原油的能力，显著提升重油转化效率。恒力石化（大连）炼化有限公司在2024年完成其2000万吨/年炼厂配套渣油加氢装置的二期扩建，新增处理能力200万吨/年，使总渣油加氢能力达到600万吨/年，成为国内单体规模最大的渣油加氢设施之一。荣盛石化旗下浙江石油化工有限公司4000万吨/年炼化一体化项目二期工程中，包含两套各350万吨/年的渣油加氢装置，分别于2024年中和2025年初投产，采用Chevron公司LC-Fining®沸腾床技术，可实现渣油转化率超过85%，大幅降低焦炭产率。此外，山东裕龙岛炼化一体化项目一期工程规划的300万吨/年渣油加氢装置已于2025年3月进入设备安装阶段，预计2026年上半年投运，该项目采用中国寰球工程公司集成的国产化沸腾床加氢裂化技术，代表了国内重油加工技术自主化进程的重要突破。除大型央企