海外油气项目应积极应对限硫新规

国际海事组织（IMO）船舶硫氧化物排放控制标准，MARPOL 73/78公约附则VI第14条分别针对普通水域的船用燃油硫含量和IMO硫排放控制区水域的船用燃油硫含量提出了三个阶段的限值要求。2016年10月，IMO下属的海上环境保护委员会第70次会议通过决议，确定自2020年1月1日起，在全球海域实行船舶燃油0.5%含硫上限的规定，之前有关国家划设的标准更加严格的排放控制区仍然实行原限制标准（0.1%）。这就意味着，在标准更为严格的四大控制区外的所有海域，船用燃料油硫含量均需从3.5%降低到0.5%。

航运业是全球石油消费重要领域，年消费量近3亿吨。限硫新规改变以高硫燃料油为主的船用燃油需求结构，深刻影响全球航运业及石油、炼化行业。

航运业应对限硫新规举措

航运业燃油有燃料油、船用柴油、LNG等，以高硫重质燃料油（HSFO）为主。限硫新规给航运业带来巨大挑战，影响全球约6万艘商业船舶运营，这些船舶势必要采取措施应对挑战。

航运业应对限硫新规措施有：1）加装废气脱硫处理装置，继续使用高硫燃料油；2）使用低硫燃料油（LSFO）或重柴油替代高硫燃料油；3）使用LNG、电力等清洁能源。

一些机构研究认为，尽管第一、三种措施都存在改造时间长、占用空间、新增成本以及安全风险等劣势，但从长期经济分析看，第一种措施仍最为经济。然而，全球加装脱硫处理装置的能力有限，每年只能加装3000套左右，大量船舶得不到加装，因此，使用低硫燃料油作为灵活性较高、成本较低的应对措施，是短期内航运业的主流选择。

限硫新规对燃料油市场的影响

（一）船用燃料油需求结构将发生变化
航运业是石油消费的重要领域，2018年石油消费量近3亿吨。航运业燃料构成：高硫燃料油凭借价格优势占市场份额70%，馏分油（船用柴油等）占25%，少量使用低硫燃料油、LNG、电力等。航运业消耗燃料油约400万桶/天，主要是高硫燃料油，含硫2%以上的高硫燃料油占83%；而含硫0.5%以下的低硫燃料油仅占2%（见图1）。

限硫新规实施后，所有未安装脱硫设备的船舶，将禁止携带硫含量超标的燃料油，高硫燃料油需求将大幅减少，燃料油需求结构变化，燃料油市场将从高硫燃料油过渡到低硫燃料油。预计2020年，约2.2百万桶/天高硫燃料油被其他燃料替代，其中低硫燃料油1.4百万桶/天，其余为重柴油和LNG等燃料。

（二）刺激炼厂生产低硫燃料油
限硫新规引起船用燃料油市场变化，目前低硫燃料油产量满足不了全球航运业燃料需求，据业内估计，低硫油供应缺口或将达20%。从而使低硫燃料油价格上涨，刺激炼厂在低硫燃料油生产上加大投资力度，扩大产能，对高硫燃料油进行进一步脱硫深加工，增加低硫燃料油供应量。全球炼厂燃料油产量占总产能的5%，其中60%的燃料油用于航运业，其余用于发电等。炼厂综合考虑投资经济效益、改造周期、轻重原油价差、高硫低硫燃料油价差等因素，通过改变原料结构、调整加工工艺流程、改造装置设施等，提高低硫燃料油产量。

（三）调和燃料油市场低硫原料油需求增加
调和燃料油是船用燃料油市场供应的主要来源。调油商将低硫原料和高硫原料混合、调质，生产出满足排放要求低硫调和燃料油，同时保证燃油闪点、稳定性、兼容性等符合标准。不同地区生产的调和燃料油成份、比例有差异。随着限硫新规执行，调和燃料油仍将是市场重要的生产和供应方式。调和需要更多低硫原料，这将加大低硫原油市场需求。

限硫新规对原油销售市场的影响

（一）提振低硫原油价格，轻、重质原油价差缩窄
石油业将含硫量小于0.5%的原油称为低硫原油、0.5%-2.0%的原油称为含硫原油、大于2.0%的原油称为高硫原油。目前，高硫原油占全球原油总产量的一半左右，中东原油主要为高硫原油，此外，美洲、北非也是高硫原油产地。低硫原油占全球原油总产量的20%左右，低硫原油主要分布在美国、巴西、西非、远东和中亚地区。

在推行限硫减排大背景下，限硫新规对全球原油销售市场产生直接影响，含硫量成为原油市场交易考虑的重要指标。为满足市场需求，在低硫、高硫原油价差未拉到足够大情况下，炼厂更多倾向于采购低硫原油，使低硫原油市场需求增加，从而提升低硫原油价格。其中，重质原油燃料油组分高、价格相对便宜，炼厂往往倾向采购低硫重质原油加工燃料油，使低硫重质原油成交价格上涨，贴水减少或由贴水转为升水，影响轻、重质原油价差。

（二）增加了原油销售市场不确定性
限硫新规进入倒计时，如果所有远洋船只立刻改用低硫燃油，会对原油市场的供给造成一定压力，令高硫原油相对低硫原油贴水扩大。但限硫新规对原油市场需求和价格的影响存在着诸多不确定性，有待继续跟踪观察。执行和监管的不确定性。2018年有70%船东表示执行新规，2019年上升到90%，IMO表示限硫新规生效不会有任何推迟或过渡期，但实际执行率和监管力度是关键。新规生效后，实际执行效果有待观察。脱硫装置安装的不确定性。船舶安装脱硫装置的数量比例在上升，2020年预计安装3000台，安装率7%， 预计2025年达到27%。预测2020年底安装脱硫装置的船舶将消耗高硫燃料油0.8百万桶/天，用于混掺调和的高硫燃料油0.4百万桶/天，电站使用高硫燃料油约0.5百万桶/天。低硫燃料油加工和供应的不确定性。炼厂生产低硫燃料油需要综合考虑投资经济效益、改造周期、轻重原油价差等因素，只有高硫燃料油和低硫燃料油市场价差扩大到一定程度，炼厂生产低硫燃料油才有更多积极性。为应对低硫时代，市场上低硫燃料油的存储量已经达到约3500万桶，未来两个月存储量将进一步增加。符合标准的低硫燃料油是否能满足不同区域船加油市场需求，还存在一定不确定性。其他船用燃料用量的不确定性。船舶可使用柴油和LNG等更清洁燃料替代高硫燃料油，部分高硫燃料油需求将转化为柴油，船用柴油需求增加，需求增加量取决于柴油裂解价差高低；以LNG作为燃料的船舶数量迅速增长，但是占全球船队比重仍较小，预计到2025年LNG将替代34万桶/天的燃料油用量。

海外油气项目应积极从容应对限硫新规

（一）海外项目重质原油价格趋势分析
重质原油是中国海外油气项目原油生产中的重要组成，遍布亚洲、非洲、美洲等地，主要产品有南苏丹Dar原油、乍得Doba原油、伊拉克Basra Heavy、委内瑞拉Merely、厄瓜多尔Napo、加拿大WCS(PXB)等原油（见表1）。其中，南苏丹Dar原油、乍得Doba原油属于低硫重质原油，其他4种属于高硫原油。

2017年以来，海外项目重质原油价格与布伦特（DTB）比，总体上价差贴水逐步缩窄（见图2），低硫重质原油更为明显，尤其随着限硫新规日益临近，低硫重质原油的供需矛盾日益加大，低硫重质原油价格贴水大幅减少，甚至转为升水。2019年以来，乍得Doba 原油和南苏丹Dar原油取得了较好销售价格。

预计限硫新规实施后，低硫原油将出现供应缺口，低硫重质原油将更加受到追捧，市场销售升贴水维持在较好水平，高硫重质原油需求减弱，海外项目高硫重质原油销售面临挑战，价格有下行压力。

（二）海外项目重质原油销售机遇和挑战并存
低硫原油面临机遇。未来全球低硫原油需求会更大，为海外项目南苏丹Dar原油、乍得Doba 原油销售扩销推价提供了机遇。

高硫原油面临挑战。未来高硫原油需求量主要取决于美国墨西哥湾、中国和印度等地的炼厂，这些地区炼厂有适合的装置炼制高硫原油。OPEC限产、委内瑞拉和伊朗受美国制裁，全球重质原油供应减少，炼厂采购其他替代重质原油，给海外项目高硫重质原油销售一定支撑。与伊拉克Basra Heavy原油、厄瓜多尔Napo原油相比，加拿大油砂项目重油销售将面临更大压力。加拿大重油严重依赖美国市场，今年加拿大重油WCS与WTI价差均值基本维持在13美元／桶左右。限硫新规实施后，预计加拿大重油市场继续承压，价格波动加剧，价差会继续扩大。但是外输管道扩建进展、阿尔伯特省减产计划延续、美国从其他国家进口重质原油减少等因素，对加拿大重油价格有支撑，一定程度上缓解限硫新规冲击。

（三）几点建议
重质原油在海外项目原油销售中占据重要地位，部分重质原油在市场形成品牌和知名度。应采取以下几项措施，继续做好海外项目重油销售推价工作。

1.低硫重质原油市场供应趋紧，轻、重质原油价差缩窄甚至出现倒挂。南苏丹Dar原油、乍得Doba 原油销售应抓住市场机遇，把握市场需求，加强扩销推价力度，力争取得更好经济效益。

2. 伊拉克Basra Heavy、厄瓜多尔Napo、加拿大WCS(PXB)等高硫重质原油，继续重视市场价格波动风险，采取措施防止价格下跌。优化重油销售渠道，继续开拓潜在市场客户，增加目标市场销售规模；考虑加拿大重油铁路运输的经济性，研究开辟新的方向运作重油回国的可行性。在市场波动较大情况下，优先考虑重油回国销售方案，各油气企业之间和油气集团内部加强统一协调，实现经济效益一体化。

3. 未来低硫原油市场需求增加，给海外项目增产上产低硫原油销售创造了机遇。为实现原油出口销售推价，建议对增量低硫原油开展销售推介，让市场了解原油物性等基本情况。借鉴海外项目新油种出口销售运作成功经验，提前做好销售准备工作，如销售模式探讨、销售协议谈判、原油品质分析、国际市场调研等。

编辑 | 张   盼

设计 | 孙子悦