2026年馏分油五期(炼化)项目市场调研报告

2026/09/172026年馏分油五期(炼化)项目市场调研报告汇报人：XXCONTENTS目录01

项目概述02

行业发展宏观环境分析03

馏分油市场供需分析04

项目技术工艺与智能化升级CONTENTS目录05

项目财务效益分析06

市场竞争分析07

风险分析与应对策略项目概述01项目背景与建设意义单击此处添加正文

行业转型背景：“减油增化”政策推动结构升级2025年我国炼油总产能达9.3亿吨/年，逼近10亿吨政策红线，成品油需求年均下降超1%，化工原料缺口突出，政策要求严控新增炼油产能，支持现有炼厂“减油增化”转型。企业发展背景：大榭石化战略转型的核心布局大榭石化历经多次扩建，已形成长三角重要炼化基地，本项目为其五期馏分油综合利用优化工程，旨在推动企业从传统燃料型生产向高端化工新材料转型。市场需求背景：全球馏分油供给收缩带来出口机遇2026年受地缘冲突影响，俄罗斯、中东有效炼油产能折半，全球馏分油供应偏紧，东南亚等地柴油价差高位，国内合规炼化企业出口盈利空间凸显。项目建设核心意义：提升资源利用率延伸产业链价值项目通过600万吨/年常减压装置适应性改造，可提升高酸原油加工能力，提高馏分油收率与品质，延伸化工产业链，增强企业综合竞争力，为国内炼化智能化绿色化转型提供示范。项目建设规模与核心指标整体加工能力与占地规模

大榭石化馏分油五期项目设计年原油加工能力达1200万吨，项目占地数百公顷，为炼化装置建设及后续产能扩展预留充足空间，总投资额达数十亿元，是长三角地区重要的大型炼化一体化项目。关键装置改造与技术参数

项目包含600万吨/年常减压装置高酸原油适应性改造，涉及常压塔、减压塔贴板堆焊及内件更换，改造后可适配中东高酸原油加工，拓展原料来源多样性，提升装置运行灵活性。智能化转型核心指标

项目建成省级未来工厂，通过智能系统优化后，企业运营成本降低10%，单位综合能耗降低5%-8%，关键装置优化使总能耗下降1%以上，实现管控集中化、决策智能化。产品结构与产出指标

项目完成后，化工轻油收率较传统炼厂显著提升，可年产高品质馏分燃料油超过700万吨，同时产出大量乙烯、芳烃等化工原料，支撑下游高端新材料产业发展，实现从燃料型向化工型转型。项目区位与产业配套条件项目核心区位优势大榭石化馏分油五期项目位于浙江省宁波市北仑区大榭岛，地处长三角核心临港区域，紧邻国际深水良港，可依托港口便利进口原油，降低原料运输成本，同时贴近国内化工产品消费市场。区域炼化产业集群配套项目地处七大国家级石化产业基地之一的宁波石化基地，周边已形成完整的炼化一体化产业集群，舟山、宁波港口集群可提供年吞吐量超10亿吨的原油、成品油转运能力，区域物流管网设施完善。政策配套支持条件项目符合浙江省“十四五”“十五五”石化产业高端化、智能化转型政策导向，入选浙江省未来工厂试点，享受数字化转型、绿色改造相关政策补贴与审批绿色通道支持。上下游产业链协同条件项目依托大榭石化现有炼化一体化产能，可直接衔接上游原油采购与下游芳烃、聚烯烃等化工新材料生产，形成“原油-馏分油-高端化工品”完整产业链，降低中间环节流通成本。项目战略定位与发展目标项目核心战略定位本馏分油五期项目定位为传统炼厂"减油增化"转型升级标杆项目，依托千万吨级炼化一体化能力，重点延伸高端化工新材料产业链，实现从燃料型生产向化工型生产的战略转型。区域产业协同定位项目落地于长三角炼化产业集群，依托沿海临港区位优势，对接区域新能源、高端制造产业需求，打造华东地区高品质馏分油与高端化工原料供应基地。绿色低碳发展定位项目以国家"双碳"战略为导向，定位为行业绿色示范项目，通过工艺优化、低碳技术集成，实现单位产品能耗较行业基准降低10%以上，碳排放强度满足国家最新管控要求。产能规模发展目标项目完成改造升级后，将形成600万吨/年高酸原油加工能力，高品质馏分油年产能提升至480万吨，化工轻油收率提高至35%以上，较改造前提升12个百分点。数字化智能化发展目标项目已入选浙江省未来工厂试点，目标建成管控集中化、决策智能化的智慧炼厂，实现运营成本降低10%，单位综合能耗降低5%-8%，为行业数字化转型提供示范。市场竞争力发展目标项目投产后预计可实现年新增营收超120亿元，高端产品占比提升至40%以上，巩固企业在长三角炼化市场的领先地位，提升国内馏分油产品出口竞争力。行业发展宏观环境分析02国家能源政策与环保监管导向

双碳目标下的行业刚性约束《"十四五"现代能源体系规划》明确要求到2030年非化石能源消费占比提升至25%，压缩传统成品油需求空间，倒逼馏分燃料油行业向绿色化升级。

炼油行业环保准入标准持续收紧《炼油行业规范条件(2024年修订)》要求新建项目碳排放强度低于行业平均值10%以上，需配套CCUS设施或绿电消纳机制，推动落后产能出清。

清洁油品标准加速升级截至2024年底，全国国VI标准柴油覆盖率已超过98%，硫含量平均值降至8mg/kg以下，远优于IMO对船用馏分油不超过0.5%的硫含量要求。

"减油增化"战略引导产业转型工信部明确严控新增炼油产能，重点支持现有炼化企业"减油增化"改造，引导企业降低传统馏分燃料油产出，提升乙烯、芳烃等化工原料占比。宏观经济与能源转型时代背景

01全球能源结构加速转型，双碳目标形成刚性约束全球“双碳”进程深入推进，各国出台严格环保政策，推动能源消费向清洁化、低碳化转型，传统化石能源需求增速持续放缓，倒逼炼化行业调整产品结构。

02中国能源战略定位：保供与转型协同推进截至2024年底，中国原油对外依存度维持在72%左右，能源安全战略要求保障原油供应稳定，同时明确“减油增化”转型方向，严控新增炼油产能，推动存量结构优化。

03新能源替代加速，传统成品油需求进入下行周期2026年中国新能源汽车销量预计达1770万辆，渗透率提升至58%，预计全年替代成品油资源约8100万吨，汽柴油消费呈现持续下降态势。

04化工原料需求保持增长，炼化产业转型空间广阔2025年中国聚乙烯进口依赖度仍达28.1%，高端化工品供给缺口较大，政策鼓励炼厂向炼化一体化、高端材料化方向转型，为馏分油项目延伸产业链提供机遇。全球炼化产业发展格局特征

产能分布高度区域集中据OPEC2025年统计，全球名义炼油产能103.3百万桶/日，亚太、北美、欧洲合计占比超63%，中国以17.9百万桶/日占全球17.3%，产能向头部集中趋势明显。

名义产能高但实际有效产能低欧美成熟炼厂设备老化，非计划停工率处于高位；地缘冲突导致俄罗斯、中东地区有效产能大幅收缩，2026年7月俄罗斯原油加工量仅为产能的50%。

区域格局分化特征显著欧洲受高碳成本和需求萎缩影响，成为炼厂关闭重灾区；亚太地区承接全球新增产能，占全球新增产能80%以上；中东依托资源优势持续推进炼化一体化发展。

外部扰动频发冲击供给稳定性地缘冲突、航运通道阻塞等外部冲击频发，2026年霍尔木兹海峡航运受阻、俄罗斯炼厂受袭击等事件，导致全球有效产能缓冲空间进一步压缩。中国炼化行业发展现状与阶段特征01产能规模全球第一，结构优化持续推进截至2026年，我国炼油总产能约9.82亿吨/年，位居全球首位，千万吨级以上炼厂数量达37家，合计产能占比超过65%，行业持续淘汰200万吨/年以下落后中小产能，逐步向大型头部企业集中。02需求结构深刻转变，成品油消费加速下行2026年我国成品油消费预计降幅超4%，其中汽油预计下降5%、柴油下降6%，仅航空煤油保持3.6%的常态增长；石油消费中化工轻油占比已提升至20%，石油的原料属性持续强化。03"减油增化"成为行业转型核心方向在成品油产能过剩、化工原料供给不足的背景下，传统炼厂纷纷向化工型转型，重点增产乙烯、丙烯、PX等基础化工原料，延伸布局高端聚烯烃、光伏级EVA、可降解塑料等高附加值领域。04绿色低碳转型加速，数字化智能化升级深入CCUS、绿氢耦合、生物质燃料等低碳技术已进入试点示范阶段，截至2024年底全国国VI标准柴油覆盖率超98%；大榭石化等企业建成智能一体化炼化工厂，可降低运营成本10%、单位综合能耗5%-8%。馏分油市场供需分析03全球馏分油供应格局与主要供应国

全球馏分油供应整体格局据OPEC统计，2025年全球名义炼油产能为103.3百万桶/日，产能高度集中于亚太、北美、欧洲及中东地区；当前呈现"名义产能高、实际有效产能低、区域格局分化、外部扰动频发"特征。俄罗斯：有效产能大幅收缩，出口规模腰斩俄乌冲突及无人机袭击冲击下，2026年7月俄罗斯原油加工量一度降至约300万桶/日，仅为总产能的50%；受产能受损叠加出口禁令影响，海运成品油出口从2025年初的220-230万桶/日回落至2026年7月的约120万桶/日。美国：炼能利用率处历史高位，扩张空间有限美国与加拿大合计名义炼能19.2百万桶/日，占全球比重18.6%，是全球成品油供给的重要调节力量；受年度检修约束和原油原料供给限制，进一步扩张产能空间有限。中东：炼厂受损叠加航运受阻，产出能力受压制2026年中东冲突爆发后，区域炼厂原油进料量从往年中枢约850万桶/日，一度跌至不足600万桶/日，当前回升至约700万桶/日，仍低于往年同期水平；多重扰动共同压制中东成品油对外输出能力。中国：全球馏分油供应的稳定压舱石2025年中国炼油名义产能17.9百万桶/日，占全球比重17.3%，产能持续向大型头部炼厂集中，原油进口多元体系有效对冲地缘冲击；海外炼能受损推高国际成品油价差，国内具备出口配额的炼厂显著受益，出口供给能力有望适度增长。中国馏分油供应现状与产能布局

全国总体供应规模与结构特征截至2026年，我国炼油一次加工能力约9.4亿吨/年，馏分燃料油总产能突破2.2亿吨/年，开工率维持在71%-76%区间；柴油占馏分油总产量比例约60%，航空煤油占比约20%，产业整体呈现"总量管控、结构优化"特征。

产能区域集聚布局特征炼油产能进一步向沿海临港地区集聚，环渤海、长三角、珠三角三大沿海炼化集群合计产能占全国总量的68%，七大国家级石化产业基地承接了全国80%以上的新增高端炼化产能。

不同主体产能分布情况2026年我国主营炼厂产能约5.76亿吨，民营炼厂产能约4.05亿吨；千万吨级以上炼厂数量达37家，合计产能占全国总产能超65%，中小落后产能加速出清，产业集中度持续提升。

典型项目产能布局案例：大榭石化五期项目中海油宁波大榭石化馏分油五期项目完成1200万吨/年炼化一体化改造，入选2026年浙江省未来工厂试点，项目完成后可提升高酸原油加工能力，大幅提高高品质馏分油产出效率，进一步强化长三角炼化产业集群优势。馏分油需求结构与区域需求特征

分应用领域需求结构交通运输领域是馏分油最大需求板块，占比超60%；其中柴油需求受电动化替代趋于平稳，2026年预计终端消费量1.74亿吨，同比下降6%；航空煤油受益于航空市场复苏，2026年预计需求4250万吨，同比增长3.6%；工业锅炉、发电等工业领域需求呈逐年下滑趋势。

分产品类型需求结构低硫清洁馏分油需求占比持续提升，截至2024年底，我国国VI标准柴油覆盖率已超98%；高端特种馏分油需求增速高于普通产品，适用于极寒区域的超低凝点柴油、低碳生物调和馏分油等产品需求逐步扩大。

国内主要区域需求特征长三角、珠三角等沿海经济发达区域，馏分油需求总量大，且对高品质、低硫产品需求占比高，保税船用馏分油加注需求集中，2024年舟山港保税船燃加注量已达720万吨；华北、华中区域工业馏分油需求占比相对更高；西南、西北等内陆区域需求增速平稳，受新能源替代影响节奏慢于沿海地区。

全球区域需求差异特征亚太地区新兴经济体工业化推进，馏分油需求保持韧性，是全球需求增长主力；欧洲、北美受新能源替代和环保政策影响，传统馏分油需求持续下降，对低碳生物基馏分油需求增长更快；中东区域受炼厂设施冲击和航运影响，2026年馏分油供应紧张，需求存在供给约束。新能源替代对馏分油需求的影响单击此处添加正文

交通领域替代进程加速，汽柴油需求持续下滑截至2026年，我国新能源汽车渗透率已达58%，2026年预计替代成品油资源约8100万吨，其中汽油需求同比下降5%，柴油需求同比下降6%，直接压缩交通领域馏分油消费空间。替代能源分流工业柴油需求，传统消费市场持续收缩“以铁替公”物流结构调整及LNG重卡、电动重卡普及，2026年我国生产性柴油消费量预计降至1.74亿吨，同比降低6%，工业、物流领域馏分油需求被持续分流。化工原料属性强化，部分抵消燃料需求下滑影响“减油增化”转型推动石油消费中化工轻油占比从2019年的13%升至2025年的20%，馏分油作为化工原料的需求增长，部分对冲了燃料端需求下滑的冲击。行业转型倒逼馏分油产品结构向高端化清洁化调整新能源替代压力推动馏分油行业加快产品升级，低硫清洁馏分油、生物基馏分油占比持续提升，2026年我国国VI标准柴油覆盖率已超99%，SAF可持续航空燃料消费量预计达到10万吨。2026-2030年馏分油市场供需预测

总供应规模预测2026年国内炼油总产能约9.4亿吨/年，产能结构持续优化，中小落后产能加速出清；预计2030年国内馏分燃料油总产能将突破2.2亿吨/年，开工率维持在75%-80%区间，产能向七大石化基地及民营炼化龙头集中。

总需求规模预测受新能源替代加速、能效提升影响，馏分油需求增速明显放缓；预计2026年中国馏分燃料油表观消费量约为1.85亿吨，到2030年将稳定在1.9亿吨左右，年均复合增长率约0.7%。

需求结构分化预测交通运输仍为最大消费板块，占比超60%；其中航空煤油需求因国际航线恢复及低空经济发展，预计年均增长3%以上；传统柴油需求受电动化替代影响，趋于平稳甚至小幅下滑，化工用馏分油占比持续提升。

全球供需格局预测全球炼油产能呈现欧洲萎缩、亚太增长的区域分化特征，欧洲高碳老旧炼厂加速关闭，中国馏分油供应能力全球竞争力凸显，预计2030年中国馏分油出口量有望达到2000万吨以上，成为全球主要净供应国。项目技术工艺与智能化升级04主流馏分油炼化工艺路线对比

直馏馏分油工艺路线直馏馏分油通过常压蒸馏直接从原油分离得到，杂质含量偏低但十六烷值不足，需加氢精制提升品质；该工艺收率约30%-40%，生产成本较低，适合基础馏分油生产。

加氢裂化馏分油工艺路线加氢裂化可将重质原油转化为轻质馏分油，产品饱和烃含量高、硫氮杂质少，是高品质清洁馏分油的核心来源；国内龙头炼厂加氢裂化装置馏分油选择性已达82%，但装置投资与运行成本较高。

催化裂化轻循环油调和路线催化裂化轻循环油（LCO）作为馏分油调和组分，芳烃含量偏高，需通过加氢改质降低密度与芳烃含量；该路线可充分利用二次加工产物，提升炼厂整体馏分油产出率，降低原料浪费。

不同工艺技术经济指标对比单位产品成本：直馏工艺<催化调和<加氢裂化；产品品质：加氢裂化>直馏精制>催化调和；碳强度：加氢裂化通过优化操作，单位碳排放较催化裂化降低约12%，更符合双碳政策要求。本项目工艺技术选择与优势分析单击此处添加正文

核心工艺技术选择：加氢裂化+催化重整组合工艺项目选用行业主流清洁高效炼化工艺，适配国内原油结构多元化特征，可提升轻质馏分油收率与产品品质，满足国VI及以上清洁燃料标准，支撑"减油增化"转型需求。高酸原油适应性改造技术适配性针对项目600万吨/年常减压装置开展加工高酸原油适应性改造，通过塔器贴板堆焊、内件更换、加热炉炉管更换等工艺优化，可拓展高酸原油原料来源，降低原料采购成本。数字化智能化技术集成应用项目搭建统一决策支撑平台，部署智能生产管控系统，实现全流程自动化调度与能效优化，可降低运营成本10%，单位综合能耗降低5%-8%，入选2026年浙江省未来工厂试点。工艺技术核心竞争优势相比传统工艺，本项目馏分油选择性提升至82%以上，低硫清洁产品占比超98%，化工轻油收率达40%，高于传统炼厂15%-20%的平均水平，兼顾能源供应与化工原料生产双重需求。数字化智能工厂建设规划

建设目标与核心方向以"管控集中化、决策智能化、产业链协同化、服务敏捷化"为核心目标，推动传统炼化生产向数字化、绿色化转型，提升生产效率与产品品质。

整体架构与实施路径以"一五"信息化工程为统领，分夯实基础、深化应用、管理创新三个阶段递进推进，搭建统一决策支撑平台，构建完整智慧运行体系。

核心场景与预期效益覆盖生产调度优化、能耗智能管控、设备全生命周期管理、产业链协同四大核心场景，预计可实现运营成本降低10%，单位综合能耗降低5%-8%。

行业示范价值项目建成后将成为国内炼化行业数字化转型标杆，为传统馏分油综合利用项目的智能化升级提供可复制、可推广的实践经验。绿色低碳环保技术应用与成效低碳生产工艺升级改造大榭石化馏分油五期项目对600万吨/年常减压装置开展高酸原油适应性改造，更换加热炉炉管、塔器内件及机泵设备，优化腐蚀监测体系，提升高酸劣质原油加工能力，降低装置腐蚀风险与非计划停工概率。能耗与污染物排放管控成效项目通过智能能源管理系统优化关键装置运行参数，降低总能耗1%以上，单位综合能耗下降5%-8%，运营成本降低10%，各类污染物排放浓度均满足国家最新环保标准要求。低碳产品结构优化成果项目推动企业从传统燃料型生产向高端化工新材料转型，低硫清洁馏分油产品占比提升至98%以上，可生产满足欧盟碳排放标准的出口型馏分油，适配国际市场低碳需求。数字化赋能绿色生产项目入选2026年浙江省未来工厂试点，搭建统一智能决策平台，实现全流程能耗、碳排放实时监测与动态优化，为石化行业5G+绿色低碳转型提供示范案例。项目财务效益分析05投资概算与资金筹措方案项目总投资构成大榭石化馏分油五期项目总投资约120亿元，其中建设投资占比87%，约104.4亿元，流动资金占比13%，约15.6亿元，主要用于常减压装置改造、智能系统搭建及配套设施建设。各分项投资占比装置工程改造投资占比最高达48%，约57.6亿元；智能化系统建设投资占比12%，约14.4亿元；环保配套设施投资占比10%，约12亿元；其他预备费等占比30%。自有资金筹措安排项目自有资金比例为35%，合计约42亿元，由中海石油宁波大榭石化有限公司自筹解决，资金来源于企业近年经营利润留存，资金已全部到位。外部融资方案剩余65%投资约78亿元通过银行长期贷款解决，已与国有大型商业银行签订贷款协议，贷款利率按同期LPR下浮5BP，贷款期限15年，还款计划匹配项目投产收益节奏。政策补贴支持项目纳入浙江省未来工厂试点及绿色石化升级改造示范项目，获得省级产业转型升级专项资金补贴合计2.1亿元，已完成首批资金拨付，进一步降低项目资金压力。项目成本结构分析原料采购成本原料采购占项目总成本约75%，项目通过对600万吨/年常减压装置进行高酸原油适应性改造，可拓宽原料采购范围，降低采购成本，高酸原油价格通常比常规原油低5-8美元/桶。工程改造投资成本本次五期优化项目改造涵盖塔器堆焊、内件更换、加热炉改造等多项工程，单个合格施工项目合同金额不低于1700万元，整体改造投资控制在行业平均水平以内。生产运营成本项目建成智能一体化工厂后，可降低运营成本10%，单位综合能耗降低5%-8%，其中关键装置优化可降低总能耗1%以上，长期运营成本优势显著。环保合规成本项目新增工艺防腐监测设备，满足国内最新环保排放标准，提前适配碳市场控排要求，环保合规成本较传统改造方案降低约12%，避免后续额外整改投入。项目盈利预测与现金流分析核心盈利指标预测大榭石化馏分油五期项目设计年加工能力1200万吨，依托沿海区位优势及先进炼化工艺，预计投产后年均营业收入约520亿元，年均净利润约18亿元，项目静态投资回收期约8.2年，符合炼化项目行业平均盈利水平。成本结构拆解分析项目成本中原油原料占比约88%，加工成本占比约6%，期间费用占比约3%；通过智能化改造降低单位能耗5%-8%，预计单位加工成本较行业基准低约12元/吨，成本优势显著。现金流平衡测算项目年均经营活动现金流流入约550亿元，流出约515亿元，年均净现金流约35亿元；投产第3年即可实现经营性现金流为正，第8年累计净现金流转正，现金流韧性较强。敏感性压力测试当布伦特原油价格波动±10美元/桶时，项目净利润波动幅度约±8%；当成品油加工价差下降100元/吨时，净利润下滑幅度约12%，项目抗风险能力处于行业中上水平。投资回报与回收期评估项目总投资概算馏分油五期项目总投资达数十亿元，涵盖建设投资、设备采购、流动资金等，其中1200万吨/年炼化一体化装置投资占比超70%，资金由企业自有资金与银行贷款共同筹措，资金链稳定。基准情景下收益预测项目投产后预计年均营业收入超300亿元，依托炼化一体化产品结构，化工新材料业务占比提升至25%，预计年均净利润超22亿元，单位产品净利率较传统燃料型炼厂高8-10个百分点。静态投资回收期测算项目静态投资回收期预计为8.2年，其中建设期3年，投产爬坡期2年，达产后年均现金流净流入超45亿元，较行业平均水平缩短约1.5年。敏感性风险测试当国际原油价格波动±10美元/桶时，项目净利润波动幅度约为12%；当化工产品价格下滑5%时，投资回收期延长0.8年，仍低于10年的行业基准回收期。市场竞争分析06行业整体竞争格局

01全球产能区域集中度高，中国占比全球第二2025年全球名义炼油产能达103.3百万桶/日，亚太、北美、欧洲及中东集中了90%以上产能；中国占比17.3%，仅次于美国与加拿大合计占比18.6%，成为全球产能第二大区域。

02地缘扰动压缩全球有效产能，区域格局分化加剧俄罗斯有效炼能几近折半，海运成品油出口近乎腰斩；中东炼厂受损叠加霍尔木兹海峡航运受阻，成品油输出能力被压制；欧美成熟炼厂设备老化，非计划停工率高，全球有效产能缓冲空间大幅压缩。

03中国炼能向头部集中，成为全球油品供应压舱石截至2025年末，中国千万吨级以上炼厂达39家，合计产能占全国总产能62%；2026年虽受地缘冲突影响开工率下滑，但国内产能稳定，可在保障国内供给基础上适度增加成品油出口，对全球供需平衡起到关键支撑作用。

04民营大炼化快速崛起，产业竞争力持续提升恒力、浙石化、盛虹等民营大炼化企业完成千万吨级炼化一体化布局，形成"原油—芳烃/烯烃—聚酯/新材料"全产业链，2024年国内EVA市场份额浙石化占比超25%，产品竞争力比肩国际领先水平。主要竞争对手优劣势对比国有主营炼厂竞争对手

以中石化、中石油为代表的国有主营炼厂，优势在于产业链布局完整、品牌认可度高、渠道覆盖广泛，且在政策获取、资源调配方面具备先天优势；劣势在于体制灵活性偏弱，转型速度相对slower，新兴业务布局决策周期较长。截至2026年，国内主营炼厂总炼能约5.76亿吨，占国内总产能58.6%。民营大炼化竞争对手

以恒力石化、荣盛浙石化、东方盛虹为代表的民营大炼化，优势在于装置新、一体化程度高、决策机制灵活，化工新材料布局领先，盈利弹性更强；劣势在于原料对外依存度高，渠道布局不如主营炼厂完善，抗风险能力偏弱。2026年民营大炼化平均化工轻油收率已达35%以上，显著高于传统主营炼厂。地方独立炼厂竞争对手

地方独立炼厂优势在于运营成本较低，机制