2010年燃料油价格_燃料油历史价格

1.中国石油工业的发展现状

2.重油中为什么含有钠？

3.中国石油化工集团公司的公司业务

4.生物柴油的发展前景

5.燃料油、基础油、石油化工产品、润滑油等想从国外进口，请问有何优惠政策？

6.中国能源统计年鉴，全国各省2003至2009年煤炭、石油、天然气分别用量

生物油是个广泛的概念，目前通常指生物燃料油，大部分是以醇类为基础配置。

应用于餐饮，食堂，工业燃料。

生物油的组成和理化性质受多个因素影响，如原料种类、含水量、反应器类型、反应参数、产物收集方法等，但不同途径制得的生物油仍具有一些共同的性质，如水分含量高、含颗粒杂质、黏度大、稳定性差、有腐蚀性等，这与传统石化燃料(柴油、汽油)有很大不同，也给生物油用于柴油机带来了很多困难。

中国石油工业的发展现状

国家允许并且提倡燃烧生物质颗粒的。

中国对生物质能源利用极为重视，己连续在四个国家五年将生物质能利用技术的研究与应用列为重点科技攻关项目，开展了生物质能利用技术的研究与开发，如户用沼气池、节柴炕灶、薪炭林、大中型沼气工程、生物质压块成型、气化与气化发电、生物质液体燃料等，取得了多项优秀成果。

扩展资料：

生物质燃料由秸秆、稻草、稻壳、花生壳、玉米芯、油茶壳、棉籽壳等以及“三剩物”经过加工产生的块状环保新能源。生物质颗粒的直径一般为6~10毫米。

根据瑞典的以及欧盟的生物质颗粒分类标准，若以其中间分类值为例，则可以将生物质颗粒大致上描述为以下特性：生物质颗粒的直径一般为6~10毫米，长度为其直径的4~5倍，破碎率小于1.5%~2.0%，干基含水量小于15%，灰分含量小于2%，硫含量和氯含量均小于0.07%，氮含量小于0.5%。

百度百科-生物质颗粒燃料

百度百科-生物质

重油中为什么含有钠？

一、中国石油工业的特点

1.油气储产量不断增长

近年来，中国石油企业加大勘探开发力度，油气储产量稳中有升，诞生了一批大型油气生产基地。

中国石油天然气股份有限公司油气新增探明石油地质储量连续3年超过5亿吨，新增天然气储量超过3000亿立方米;先后在鄂尔多斯等盆地发现4个重大油气储量目标区，落实了准噶尔盆地西北缘等7个亿吨级以上石油储量区和苏里格周边等3个数千亿立方米的天然气储量区。经独立储量评估，2006年中国石油天然气集团公司(以下简称“中石油”)实现石油储量接替率1.0，天然气储量接替率4.37，均超过了预期目标，为油气产量的持续稳定增长提供了基础与此同时，中石油一批较大油气田相继投入开发，油气业务实现持续增长。长庆油田原油产量一举突破1000万吨，标志着中国石油又一个千万吨级大油田诞生。地处鄂尔多斯盆地的中国储量最大、规模最大的低渗透苏里格气田投入开发，成为世界瞩目的焦点。塔里木油田的天然气产量突破100亿立方米，西气东输保障能力增强。西南油气田的年产油气当量突破1000万吨，成为我国第一个以气为主的千万吨级油气田，也是国内第6个跨入千万吨级的大油气田。2006年，中石油新增原油生产能力1222万吨，天然气生产能力91亿立方米。

中国石油化工股份有限公司在普光、胜利深层、东北深层等油气勘探获得一批重要发现。全年新增探明石油储量2.3亿吨，探明天然气储量约1600亿立方米，新增石油可储量约4500万吨，天然气可储量约739亿立方米。2006年4月3日，中国石油化工集团公司(以下简称“中石化”)正式对外宣布发现了迄今为止中国规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田———普光气田，受到国内外广泛关注。经国土部审定，普光气田到2005年末的累计探明可储量为2511亿立方米，技术可储量为1883.04亿立方米根据审定结果，该气田已具备商业开发条件，规划到2008年实现商业气量40亿立方米以上，2010年实现商业气量80亿立方米。

中国海洋石油有限公司2006年在中国海域共获得10个油气发现，其中包括中国海域的第一个深水发现———荔湾3－1，并有6个含油气构造的评价获得成功。该公司2006年实现储量替代率199%，年内新增净探明储量4676万吨油当量。截至2006年年底，中国海洋石油有限公司共拥有净探明储量约3.56亿吨油当量。

2006年，全国共生产原油1.84亿吨，同比增长1.7%;生产天然气585.5亿立方米，同比增长19.2%其中，中石油生产原油1.07亿吨，再创历史新高;生产天然气442亿立方米，连续两年增幅超过20%;中石油的油气产量分别占国内油气总产量的58%和76%。连同海外权益油在内，当年中石油的油气总产量达到1.49亿吨油当量，同比增长4.9%。中石化原油生产量超过4000万吨，同比增长2.28%;生产天然气超过70亿立方米，同比增长15.6%。中石化“走出去”战略获得重要进展。预计海外权益油产量达到450万吨，增长了1.2倍。随着中国海洋石油有限公司的涠州6－1油田、曹妃甸油田群、惠州19－1油田、渤中34－5、歧口17－2东、惠州21－1等油气田的先后投产，全年该公司共生产油气4033万吨油当量，较上年增长3.4%，比3年前增长了21%。

2.经济效益指标取得进展

近年来，国际油价持续高涨，2007年底一度接近100美元/桶。在高油价的拉动下，中国石油工业的油气勘探开发形势较好，收获颇丰。2006年，中国石油行业(包括原油和天然气开业、石油加工业)全年实现现价工业总产值20132亿元，工业增加值6371亿元，产品销售收入19982亿元，利润3227亿元，利税4713亿元，分别较上年增长26.3%、35.8%、27.8%、18.2%和22.2%

2006年，三大国家石油公司突出主营业务的发展，在全力保障国民经济发展对油气需求的同时，创造了良好的经营业绩，各项主要经济指标再创新高，经济实力显著增强。但是，受油价下降等多方面因素的影响，各公司的利润增幅均有大幅降低。尤其是中石油，该公司2005年的利润增长了38%，但2006年仅增长4.3%。中国海洋石油总公司(以下简称“中海油”)的利润增长率也下降了一半以上。

3.炼油和乙烯产能快速增长

近年来，国内油品需求增长较上年加快。面对持续增长的市场需求，中国炼油行业克服加工能力不足、国内成品油价格和进口成品油价格倒挂、检修任务繁重等困难，精心组织生产，主要装置实现满负荷生产。2006年全年共加工原油3.07亿吨，比上年增长6.3%，但增幅回落了0.2个百分点。其中，中石油加工原油1.16亿吨，增长4.8%;中石化加工原油1.46亿吨，增长4.6%。

全年全国共生产成品油1.82亿吨，比上年增长4.5%，增幅同比回落2.6个百分点。其中，汽油产量为5591.4万吨，比上年增长3.7%;柴油产量为11653.4万吨，比上年增长5.5%;煤油产量为960万吨，比上年下降2.9%。中石油生产成品油7349万吨，比上年增长3.3%。其中汽油产量为2408.3万吨，增长4.81%;柴油产量为4605.17万吨，增长2.53%;煤油产量为333.45万吨，增长4.8%。中石化约生产成品油1.6亿吨。其中汽油产量为2546.0万吨，增长1.37%;柴油产量为6161.58万吨，增长5.83%;煤油产量为635.40万吨，下降4.15%(表1－1)。

由于乙烯需求的快速增长，我国加快了乙烯产能建设的步伐。2006年我国乙烯总产量达到941.2万吨，增长22.2%。其中，中石油的产量为207万吨，增长9.5%;中石化为633万吨，增长15.3%，排名世界第4位。长期以来，我国的乙烯领域为中石化、中石油两大集团所主导，但随着中海油上下游一体化战略的推进，尤其是中海壳牌80万吨乙烯项目于2006年年初建成投产后，其在2006年的乙烯产量就达到了64.62万吨。我国乙烯生产三足鼎立的格局已现雏形(表1－2)。

表1－1 2006年全国原油加工量和主要油品产量单位:万吨

注:①由于统计口径不统一，煤油数据略有出入;②中国海洋石油总公司2006年的燃料油产量为626.1万吨，比上年增长10.7%。资料来源:中国石油和化学工业协会。

表1－2 2006年中国乙烯产量单位:万吨

资料来源:三大石油集团及股份公司网站。

2005年国家发布了《乙烯工业中长期发展专项规划》和《炼油工业中长期发展专项规划》，使我国炼化工业的发展方向更为明确，势头更加迅猛。我国一大批炼化项目建成投产或启动。吉林石化70万吨/年、兰州石化70万吨/年、南海石化80万吨/年、茂名石化100万吨/年乙烯新建或改扩建工程建成投产;抚顺石化100万吨/年、四川80万吨/年、镇海炼化100万吨/年乙烯工程，以及天津石化100万吨/年乙烯及配套项目开工建设。2009年镇海炼化100万吨/年乙烯工程投产后，镇海炼化具有2000万吨/年炼油能力和100万吨/年乙烯生产能力，成为国内炼化一体化的标志性企业。值得一提的是，总投资为43.5亿美元、国内最大的合资项目———中海壳牌南海石化项目的投产，标志着中国海油的上下游一体化发展迈出实质性步伐，结束了中海油没有下游石化产业的历史。

2006年是多年来中国炼油能力增长最快的一年。大连石化新1000万吨/年、海南石化800万吨/年炼油项目，以及广州石化1300万吨/年炼油改扩建工程相继建成投产;大连石化的年加工能力超过了2000万吨，成为国内最大的炼油生产基地。与此同时，广西石化1000万吨/年炼油项目也已开工建设。可以看出，我国的炼化工业正在向着基地化、大型化、一体化方向不断推进。

2006年，我国成品油销售企业积极应对市场变化，加强产运销衔接，优化流向，继续推进营销网络建设，努力增加市场投放量。中石油全年销售成品油7765万吨，同比增长1.3%，其中零售量达4702万吨，同比增长23.3%。中石化销售成品油1.12亿吨，增长6.7%。中石油加油站总数达到18207座，平均单站日销量7.8吨，同比增长16.7%。中石化的加油站数量在2006年经历了爆发式增长，通过新建、收购和改造加油站、油库，进一步完善了成品油网络，全年新增加油站800座，其自营加油站数量已经达到2.8万座，排名世界第3位。

4.国际合作持续发展

近年来，中国国有石油公司在海外的油气业务取得了进展，尤其是与非洲国家的油气合作有了很展，合作的国家和地区不断扩大。

中石油海外油气业务深化苏丹、哈萨克斯坦和印度尼西亚等主力探区的滚动勘探，稳步开展乍得等地区的风险勘探，全年新增石油可储量6540万吨。同时加强现有项目的稳产，加快新项目上产，形成了苏丹1/2/4区、3/7区及哈萨克斯坦PK三个千万吨级油田。2006年，中石油完成原油作业量和权益产量分别为5460万吨和2807万吨，同别增长1877万吨和804万吨;天然气作业产量为57亿立方米，权益产量为38亿立方米，同比约分别增长17亿立方米和10亿立方米在苏丹，中石油建成了世界上第一套高钙、高酸原油延迟焦化装置，3/7区长输管道工程也投入运营;该公司还新签订乍得、赤道几内亚和乌兹别克斯坦等9个项目合同，中标尼日利亚4个区块;海外工程技术服务新签合同额31.9亿美元，业务拓展到48个国家，形成了7个规模市场。在国内，中石油与壳牌共同开发的长北天然气田已正式投入商业生产，并向外输送天然气。

中石化“走出去”获得重要进展。2006年，中石化完成海外投资约500亿元，获得俄罗斯乌德穆尔特石油公司49%的股权，正在执行的海外油气项目达到32个，初步形成发展较为合理的海外勘探和开发布局。中石化全年新增权益石油可储量5700万吨，权益产量达到450万吨。该公司还积极开拓海外石油石化工程市场，成功中标巴西天然气管道、伊朗炼油改造等一批重大工程项目。在国内，中石化利用其在下游领域的主导地位，与福建省、埃克森美孚及沙特阿美在2007年年初成立了合资企业“福建联合石油化工有限公司”、“中国石化森美(福建)石油有限公司”。两个合资企业的总投资额约为51亿美元，成为中国炼油、化工及成品油营销全面一体化中外合资项目。项目将把福建炼化的原油加工能力提高到1200万吨/年，主要加工来自沙特的含硫原油;同时建设80万吨/年的乙烯裂解装置，并在福建省管理和经营大约750个加油站和若干个油库。此前，中石化与BP合资的上海赛科90万吨/年乙烯、同巴斯夫公司合资的扬巴60万吨/年乙烯项目已于2005年建成投产。

目前，在能源外交的推动下，中国企业“出海找油”的战略已初见成效。但随着国对石油实行越来越严格的控制，中国企业在海外寻油的旅途上也将面临更多的困难与障碍。

5.管道网络建设顺利进行

我国油气管道网络建设继续顺利推进，并取得了丰硕的成果。目前，我国覆盖全国的油气骨干管网基本形成，部分地区已建成较为完善的管网系统。

原油管道:阿拉山口—独山子原油管道建成投产，使中国首条跨国原油管道———中哈原油管道全线贯通，正式进入商业运营阶段;总长度为1562千米的西部原油成品油管道中的原油干线已敷设完成。

成品油管道:国家重点工程———西部原油成品油管道工程中的成品油管道建成投产，管道全长1842千米，年设计量为1000万吨;干支线全长670千米、年输量300万吨的大港—枣庄成品油管道开工建设;中石化的珠三角成品油管道贯通输油，管道全长1143千米，设计年输量为1200万吨，将中石化在珠三角地区所属的茂名石化、广州石化、东兴炼厂和海南石化等炼油基地连接在一起，有利于共享，优势互补，对于提高中石化在南方市场的竞争力有着重要意义。

2006年是中国液化天然气(LNG)发展史上的里程碑。中国第一个LNG试点项目———广东液化天然气项目一期工程投产并正式进入商业运行;一期工程年接收量为260万吨的福建液化天然气项目与印度尼西亚签署了液化天然气的购销协议，得到落实;一期工程年进口量为300万吨的上海液化天然气项目开工建设，并与马来西亚签订了液化天然气购销协议。在我国，经国家核准的液化天然气项目有10余个。在能源供应日趋紧张、国际天然气价格持续走高的情况下，气源问题将成为制约中国LNG项目发展的最大瓶颈。

6.科技创新投入加大

科学技术是第一生产力，也是石油企业努力实现稳定、有效、可持续发展的根本。2005年中石油高端装备技术产品研发获得重大突破，EI－Log测井装备和CGDS－I近钻头地质导向系统研制成功。这两项完全拥有自主知识产权的产品均达到或接近国际先进水平，打破了外国公司对核心技术的垄断。中石油全年共申请专利800余项，获授权专利700项，7项成果获国家科技进步奖和技术发明奖，登记重要科技成果600项。2006年，中石油优化科技配置、加快创新体系建设令人瞩目。按照“一个整体、两个层次”的架构，相继组建了钻井工程技术研究院、石油化工研究院，使公司层面的研究院已达到8家，覆盖公司10大主体专业、支撑7大业务发展的20个技术中心建设基本完成，初步形成“布局合理、特色鲜明、精干高效、协同互补”的技术创新体系。

中石化基本完成了生产欧Ⅳ标准清洁成品油的技术研究，为油品质量升级储备了技术;油藏综合地质物理技术、150万吨/年单段全循环加氢裂化技术等重大科技攻关项目顺利完成;空气钻井、高效柴油脱硫催化剂等一批技术得到应用;一批自主开发的技术成功应用于新建或改造项目，特别是海南炼油、茂名乙烯的建成投产，标志着中石化自主技术水平和工程开发能力迈上了一个新台阶。中石化及合作单位的“海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光气田的发现”的理论和技术成果，带动了四川盆地海相深层天然气储量增长高峰，推动了南方海相乃至中国海相油气勘探的快速发展，是中国海相油气勘探理论的重大突破，获得了2006年度国家科技进步一等奖。2006年，中石化共申请专利1007项，获得中国专利授权948项，其中发明专利占74%;申请国外专利项，获得授权61项。

中海油2006年的科技投入超过20亿元，约占销售收入的1.3%，产生了一批有价值的科技成果。“渤海海域复杂油气藏勘探”、“高浓缩倍率工业冷却水处理及智能化在线(远程)监控技术”荣获2006年国家科技进步二等奖。渤海复杂油气藏勘探理论和技术研究取得突破，发现、盘活了锦州25－1南、旅大27－2等一批渤海复合油气藏和特稠油油群，该公司的海上稠油开发技术达到了世界先进水平。

7.加强可再生能源发展

我国国有石油公司明显加强了可再生能源的发展，尤其是在生物柴油的开发上有了实质性的突破，彰显了从石油公司向能源公司转型的决心和勇气。

中石油与四川省签订了合作开发生物质能源框架协议，双方合作的目标是“共同实施‘四川省生物质能源产业发展规划’，把四川建设成‘绿色能源’大省、清洁汽车大省;‘十一五’共同建成年60万吨甘薯燃料乙醇、年产10万吨麻风树生物柴油规模”;与国家林业局签署了合作发展林业生物质能源框架协议，并正式启动云南、四川第一批面积约为4万多公顷的林业生物质能源林基地建设，建成后可实现每年约6万吨生物柴油原料的供应能力。到“十一五”末，中石油建成非粮乙醇生产能力超过200万吨/年，达到全国产能的40%以上;形成林业生物柴油20万吨/年商业化规模;支持建设生物质能源原料基地达40万公顷以上，努力成为国家生物质能源行业的领头军。

中石化年产2000吨生物柴油的试验装置已在其位于河北省的生物柴油研发基地建成，成为迄今国内具有领先水平的标志性试验装置，为我国生物柴油产业开展基础性研究和政策制定，提供了强有力技术平台与支撑。中国海洋石油基地集团有限公司与四川攀枝花市签订了“攀西地区麻风树生物柴油产业发展项目”备忘录，投资23.47亿元，建设年产能为10万吨的生物柴油厂。

目前，我国生物柴油的发展十分迅猛，但存在鱼龙混杂的现象。国有大企业介入生物柴油领域，不仅可以提高企业自身的可持续发展能力，对整个生物柴油行业的规范化发展也是很有益的。

二、中国石油工业存在的问题

1.油气探明程度低，人均占有量低

我国油气丰富，但探明程度较低，人均占有量也较低。根据全国6大区115个含油盆地新一轮油气评价的结果，我国石油远景量为1085.57亿吨，其中陆地934.07亿吨，近海151.50亿吨;地质量765.01亿吨，其中陆地657.65亿吨，近海107.36亿吨;可量212.03亿吨，其中陆地182.76亿吨，近海29.27亿吨。尽管我国油气比较丰富，但人均占有量偏低。我国石油的人均占有量为11.5～15.4吨，仅为世界平均水平73吨的1/5～1/6;天然气的人均占有量为1.0万～1.7万立方米，是世界平均水平7万立方米的1/5～1/7。与耕地和淡水相比，我国人均占有油气的情形更差些

2.油气分布不均

全国含油气区主要分布情况是:东部，主要包括东北和华北地区;中部，主要包括陕、甘、宁和四川地区;西部，主要包括新疆、青海和甘肃西部地区;西藏区，包括昆仑山脉以南、横断山脉以西的地区;海上含油气区，包括东南沿海大陆架及南海海域。

根据目前油气探明程度，从东西方向看，油气主要分布在东部;从南北方向上看，绝大部分油气在北方。这种油气分布不均衡的格局，为我国石油工业的发展和油气供求关系的协调带来了重大影响。从松辽到江汉和苏北等盆地的东部老油区占石油储量的74%，以鄂尔多斯和四川盆地为主体的中部区占5.77%，西北区占13.3%，南方区占0.09%，海域占6.63%。而海域中渤海占全国储量的4%。2000年，随着更多的渤海大中型油田被探明，海上也表现出石油储量北部多于南部的特点。

目前，我国陆上天然气主要分布在中部和西部地区，分别占陆上量的43.2%和39.0%。天然气探明储量集中在10个大型盆地，依次为:渤海湾、四川、松辽、准噶尔、莺歌海－琼东南、柴达木、吐－哈、塔里木、渤海、鄂尔多斯。量大于l万亿立方米的有塔里木、鄂尔多斯、四川、珠江口、东海、渤海湾、莺歌海、琼东南、准噶尔9个盆地，共拥有量30.7万亿立方米

3.供需差额逐渐加大

最近5年，石油消费明显加快。2006年全国石油消费量达到3.5亿吨，比2000年净增1.24亿吨。

到2020年前，我国经济仍将保持较高速度发展，工业化进程将进一步加快，特别是交通运输和石油化工等高耗油工业的发展将明显加快。此外，城镇人口将大幅上升，农村用油的比重也将增加。多种因素将使我国石油需求继续保持快速增长。在全社会大力节油的前提下，如果以平均每年的石油需求量大体增加1000万吨的规模估计，到2020年，我国石油需求量将接近5亿吨;进口量3亿吨左右，对外依存度(进口量占总消费量的比率)约60%，超过国际上公认的50%的石油安全警戒线。我国石油安全风险将进一步加大

4.原油收率较低，成本居高不下

俄罗斯的原油平均收率达40%，美国为33%～35%，最高达70%，北海油田达50%，国外注水大油田的收率为50%左右。我国的平均收率大大低于这一水平。原油包括发现成本、开发成本、生成成本、管理费用和财务费用等在内的完全成本，目前与国际大石油公司相比，我国原油的完全成本非常高。1998年，中石油和中石化重组之前，我国的石油天然气产量一直作为国家指令性指标，为保证产量任务的完成，在资金不足的情况下，只有将有限资金投向油气田开发和生产;而在新增可动用储量不足的情况下，只有对老油田实行强化开，造成油田加速进入中后开发期，综合含水上升很快，大大加速了操作费用的上升。重组后的中石油，职工总数很多，原油加工能力不高，这就导致人工成本太高，企业组织形式不合理，管理水平不高。各油田及油田内部各单位管理机构臃肿，管理层次很多。预算的约束软，乱摊乱进名目不少。在成本管理上，没有认真实行目标成本管理，加之核算制度不够严格和科学，有时还出现成本不实的现象。

5.石油利用效率总体不高

我国既是一个石油生产大国，又是一个石油消费大国，同时也是一个石油利用效率不高的国家。以2004年为例，我国GDP总量为1.9万亿美元，万美元GDP消耗石油1.6吨。这个数字是当年美国万美元石油消费量的2倍，日本的3倍，英国的4倍。目前，国内生产的汽车发动机，百公里油耗设计值比发达国家同类车要高10%～15%。我国现阶段单车平均年耗油量为2.28吨，比美国高21%，比德国高89%，比日本高115%。要把我国2020年的石油总消费量控制在5亿吨以内，就要求在过去15年石油消费的平均增长水平上，每年降低25%以上。以上情况，一方面，说明我国节约用油的潜力很大;另一方面，也反映出节约、控制石油消费过快增长的难度相当大

6.石油科技水平发展较低

我国石油科技落后于西方发达国家，科研创新能力更差。基础研究水平差，大部分基础研究工作只是把国外较为成熟的理论和方法在我国加以具体运用。如地震地层学、油藏描述、水平井技术和地层损害等。另外，国外还有许多先进理论尚未引起国内足够的重视，如自动化钻井、小井眼钻井、模糊理论在油藏工程中的应用等。基础研究的这种局面表现为我国科研工作的创新能力差，缺乏后劲，技术创新能力不足，科技成果转化率不高，科技进步对经济增长的贡献率低。

中国石油化工集团公司的公司业务

很少量的钠，杂质比较多

重油是原油提取汽油、柴油后的剩余重质油，其特点是分子量大、黏度高。重油的比重一般在0.82～0.95，热值在10,000～11,000 kcal/kg。其成分主要是碳氢化合物，另外含有部分的硫黄及微量的无机化合物。

应用

重油又称燃料油，呈暗黑色液体，按照国际公约的分类方法，重油叫做可持久性油类，顾名思义，这种油就比较粘稠，难挥发。所以一旦上岸，很难清除。主要是以原油加工过程中的常压油，减压渣油、裂化渣油、裂化柴油和催化柴油等为原料调合而成。其比重超过0.91的稠油，黏度大，含有大量的氮、硫、蜡质以及金属，基本不流动，而沥青砂则更是不能流动。开时，有的需要向地热，比如注入蒸汽、热水，或者一些烃类物质将其溶解，增加其流动性，有的则是用类似挖掘煤炭的方法。

一分钟了解重油

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重油 [zhòng yóu]

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审阅专家沈之芹

重油是原油提取汽油、柴油后的剩余重质油，其特点是分子量大、黏度高。重油的比重一般在0.82～0.95，热值在10,000～11,000 kcal/kg。其成分主要是碳氢化合物，另外含有部分的硫黄及微量的无机化合物。

中文名

重油（燃料油）

外文名

hey oil

颜色

暗黑色

状态

液体

性质

粘稠难挥发

快速

导航

应用

现状

开发

国家

开发

国家

开发

委内瑞拉

委内瑞拉边际私有化后，国家宣布许多重大的重油项目。委内瑞拉国家石油公司公布了200亿美元的Orinoco沥青砂开发项目，到2010年重油将占其石油总产量的40%。Petrozuata公司投资24亿美元，主要依靠水平井技术开15-20亿桶9度API原油。道达尔公司也投资27亿美元依靠钻水平井使年产量增至1000万吨。

印度尼西亚

印度尼西亚的Duri油田是世界上的最大用蒸汽驱动开发的油田。谢夫隆公司在Duri油田的作业中进行了热管理项目，在维持净产量的同时，降低了燃料油的消耗和蒸汽注入量，同时使用了地震数据确定蒸汽移动情况，进一步提高了储层管理和收率。

美国

在加利福尼亚，一些大生产商进行联合，以提高重油的市场份额。加利福尼亚已开多年的重油油田用热提高收率，产量很高。San Joaquin地区是加利福尼亚重油活动的焦点，它包括了Kern River、Midway Sunset、Coalinga等大型油田。谢夫隆等许多作业公司，通过实施项目热力管理，成功地使成本大大降低，该项目需要的投资小，特别适于应用。90年代中期，谢夫隆公司通过热力管理，优化了蒸汽注入，使注入量减少了30%，成本从每桶7美元降到4美元。

加拿大

1992年加拿大西部的液态烃产量的40%以上来自重油和油砂。阿尔伯达油砂的原始重油地质储量至少有2329亿吨，基本上未开发，最终开量估计为411亿吨，Syncrude公司几年前就开始了投资约42亿美元的10年，到2007年-2010年间产量达2400万t。此外，壳牌加拿大公司、Broken Hill控股公司和Suncor公司也正在进行大规模地面开项目。据阿尔伯达省能源部估计，到2005年，产量将达7500万t，到2010年重油和沥青产量约占其石油总产量的75%，已公布的油砂项目投资达140亿美元。

应用

重油又称燃料油，呈暗黑色液体，按照国际公约的分类方法，重油叫做可持久性油类，顾名思义，这种油就比较粘稠，难挥发。所以一旦上岸，很难清除。主要是以原油加工过程中的常压油，减压渣油、裂化渣油、裂化柴油和催化柴油等为原料调合而成。其比重超过0.91的稠油，黏度大，含有大量的氮、硫、蜡质以及金属，基本不流动，而沥青砂则更是不能流动。开时，有的需要向地热，比如注入蒸汽、热水，或者一些烃类物质将其溶解，增加其流动性，有的则是用类似挖掘煤炭的方法。检测

180#重油测试项目 质量指标 检测方法

类型

标准

类型

标准

运动黏度（50℃）

mm2/s 不大于 180 GB/T 11137

机械杂质

%（m/m） 不大于 0.10 GB/T 511

闪点（闭口）

℃ 不低于60 GB/T 261

净热值

J/g 不低于 40400 GB/T 511

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冶金

重油(hey oil)

原油经分馏提取汽油、煤油、柴油后剩下的残余物。有时将此残余物进一步减压蒸馏提取润滑油后剩余的油品也称为重油。重油中的可燃成分较多，含碳86%～89%，含氢10%～12%，其余成分氮、氧、硫等很少。重油的发热量很高，一般为40000～42000 kJ/kg。它的燃烧温度高，火焰的辐射能力强，是钢铁生产的优质燃料。

燃料

对用作燃料的重油，除要求有高发热量外，还要求：

(1)黏度低。以便于管道输送，有利于喷吹雾化改善燃烧效率；重油因含石蜡量多而黏度大，使用时需进行预热，使达到100 ℃或100 ℃以上，以降低黏度。

(2)凝固点要低。一般重油凝固温度为22～36 ℃；对石蜡量多，凝固点高的重油，应取适当的加热措施，以便于运输和装卸。

(3)闪点温度高。可用较高的预热温度，便于输送和雾化，一般重油的闪点在180～330 ℃，都高于需要预热的温度。

(4)油中的机械杂质和含水量要少。杂质多和含水量高，不仅降低了重油的发热量，而且使用时会引起烧嘴堵塞和火焰波动，故需进行过滤，如将油和水形成乳状液，则可以改善燃烧效果。

(5)含硫要低。一般含硫量为0.15%～0.30%，但也有少数重油含硫高达2%，使用中造成不良后果。

生物柴油的发展前景

截止2011年末，中国石化是中国国内第二大油气生产商。公司油气勘探开发区块位于中国东部、西部和南部地区。截至2011年12月31日，拥有2个区块勘探许可证，探矿权总面积96.68万平方千米，持有192个区块开许可证，矿权总面积2.03万平方千米。

2011年，公司全年共新增油气可储量410.73百万桶油当量，其中新增原油可储量280.92百万桶，新增天然气可储量7788.19亿立方英尺。全年共生产原油321.73百万桶、天然气5169.4亿立方英尺。胜利油田是公司最重要的原油生产基地，2011年共生产原油194.11百万桶。

截至2011年12月31日，公司剩余油气可储量为3966.21百万桶油当量，其中原油2848.10百万桶，天然气67086.80亿立方英尺。

2011年底，公司启动了胜利油田、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和非常规油气增储上产五大会战。

2016年1月6日，中石化集团宣布，其部署在北部湾海域的“涠四井”已于1月5日顺利完成两层含油层测试，并试获高产油气流，日产油气超过千吨。其中对目的 层段第一层测试，获得日产自喷高品质原油1458立方米（约等于1264吨）、天然气7.18万立方米，第二层试获日产自喷高品质原油1349立方米（约 等于1184吨）、天然气7.6万立方米，创中石化海域油气勘探单井最高纪录，也是近十年来国内罕见的高产测试探井，给北部湾海域未来的勘探突破带来了新希望。

公司2009-2011年勘探及开生产营运情况： 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)原油产量（百万桶） 321.73327.85327.62(1.9)其中：中国303.37302.18301.150.3　非洲18.3625.6726.47(28.5)天然气产量（十亿立方英尺）517.07441.39299.0117.1油气当量产量（百万桶油当量）407.89401.42377.451.6剩余原油探明储量（百万桶）28482,8882,920(1.4)剩余天然气探明储量（十亿立方英尺）67096,4476,7394.1剩余油气探明储量（百万桶油当量）39663,9634,0430.12013年，公司全年新增常规油气矿权区块20个、面积9万平方千米，新增列页岩气矿权区块15个、面积4.9万平方千米。新增石油经济可储量4414万吨、替代率100.8%；新增天然气经济可储量109亿立方米、替代率64%。

2013年，公司全年生产原油4378万吨，上产60万吨；生产天然气187亿立方米（含页岩气1.4亿立方米），上产18亿立方米。新建原油产能519万吨、天然气产能24.4亿立方米（不含页岩气）。 油品炼制 截止2011年末，中国石化是中国最大的石油炼制商，也是中国最大的石油产品生产商，石油炼制能力位居世界第二，主要产品有汽油、煤油、柴油、润滑油等。三个炼化企业集群主要分布于东南沿海、长江中下游和华北等中国经济最活跃、最发达的地区，地理位置优越，交通运输便利，市场需求旺盛，为中国经济发展提供源源不断的动力。2011年底，中国石化一次加工能力达2.47亿吨。

公司2009年-2011年炼油生产情况： 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)成品油总经销量（百万吨）217.37 211.13 186.58 3.0 汽、柴、煤油产量（百万吨）128.00 124.38 113.69 2.9 其中：汽油（百万吨）37.10 35.87 34.43 3.4 柴油（百万吨）77.17 76.09 68.86 1.4 煤油（百万吨）13.73 12.42 10.39 10.5 化工轻油产量（百万吨）37.38 35.00 26.87 6.8 轻质油收率(%)76.08 75.79 75.54 提高0.29个百分点 综合商品率(%)95.09 94.83 94.53 提高0.26个百分点 2013年，公司全年累计加工原油2.34亿吨，增长4.8%；生产成品油1.41亿吨，增长5.2%；生产化工轻油3823万吨，增长4.9%。

通过优化生产方案，调整工艺操作，增产汽油、航煤、沥青等高价值产品，减产柴油、商品重油、石油焦等低附加值产品，取得显著成效。生产汽油4594万吨，增长11.8%，超加工量增幅7个百分点。生产航煤1743万吨，增长16.1%，超加工量增幅11.4个百分点。生产沥青772万吨，增长24.0%，超加工量增幅19.1个百分点。生产柴油7748万吨，降低0.4%，低于加工量增幅5.2个百分点。生产石油焦1380万吨，增长1.8%，低于加工量增幅3个百分点。

2013年4月24日，中国石化1号生物航煤在上海虹桥机场成功试飞。2014年2月12日，中国民用航空局正式向中国石化颁发1号生物航煤技术标准规定项目批准书（CTSOA）。中国石化1号生物航煤获得适航许可，这是中国生物航煤事业的新发展、新突破，使中国成为继美国、法国、芬兰之后第4个拥有生物航煤自主研发生产技术的国家，中国石化成为国内首家拥有生物航煤自主研发生产技术的企业。 油品销售 中国石化油品销售主要市场涵盖除台湾省外的中国所有省、自治区、直辖市和特别行政区。

中国石化成品油销售网络主要由三大部分构成。一是中国石化的全资子公司——中国石化销售有限公司及在主要市场内的下属4个大区分公司，承担着中国石化成品油的统一平衡、运输协调和直属销售企业以及专项用户的成品油供应任务；二是省级石油分公司（含香港公司）及所属的区域（地市）公司组成的销售网络；三是中国石化在全国范围内与其他成品油经营单位合资组建以及取特许加盟方式建立的销售网络。

截止2011年末，公司拥有加油站30121座，其许经营加油站15座。

2011年，公司境内成品油销量达到1.51亿吨，同比增长7.6 %。

公司2009年-2011年营销及分销营运情况 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)原油加工量（百万吨）162.32 149.23 130.32 8.8 境内成品油总经销量（百万吨）151.16 140.49 124.02 7.6 其中：零售量（百万吨）100.24 87.63 78.90 14.4 直销量（百万吨）33.22 32.40 25.61 2.5 批发量（百万吨）17.70 20.47 19.52 (13.5) 单站年均加油量（吨/站）3,330 2,960 2,715 12.5 于2011年12月31日 于2010年12月31日 于2009年12月31日 本报告年末比上年度年末变动（%） 中国石化品牌加油站总数（座）30,121 30,116 29,698 0.02 其中：自营加油站数（座）30,106 29,601 29,055 1.7 特许经营加油站数（座）15 515 643 (.1) 截止2011年底，中国石化是中国最大的石化产品生产商和经销商，石化生产厂遍布中国东部、中部及南部等经济、市场发达地区，生产和销售各类石化产品，包括中间石化产品、合成树脂、合纤原料及聚合物、合成纤维、合成橡胶和化肥。本公司的石化产品生产与本公司的炼油业务实现上下游一体化，化工原料（如石脑油）主要由本公司各炼油生产企业提供。本公司绝大部分石化产品均在中国国内市场销售。

截止2011年底，公司主要化工产品产能（含当年新建及扩能改造装置）、产量、市场占有率如下：

乙烯生产企业13家，其中合资公司4家，年末生产能力942.5万吨，实际生产乙烯989.4万吨。合成树脂生产企业30家，年末生产能力1298.86万吨，当年产量1365.2万吨，合成树脂国内市场占有率为22.05%；合成橡胶生产企业5家，装置生产能力93万吨，当年生产合成橡胶99万吨，国内市场占有率为25.1%。合成纤维单体及聚合物生产企业15家，装置生产能力928.64万吨，当年生产合成纤维原料及聚合物938万吨，国内市场占有率为20.33%。合成纤维生产企业8家，涤纶、腈纶、锦纶、丙纶纤维装置生产能力153.46万吨，当年生产合成纤维共138.8万吨，国内市场占有率为4.76%。

公司2009年-2011年化工主要产品产量 单位：千吨 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)乙烯9,894 9,059 6,713 9.2 合成树脂13,652 12,948 10,287 5.4 合成橡胶990 967 884 2.4 合成纤维单体及聚合物9,380 8,864 7,798 5.8 合成纤维1,388 1,393 1,302 -0.4 2013年，公司全年生产乙烯998万吨，乙烯高附加值产品收率增加0.24%，乙烯能耗降低3.95千克标油/吨。 天然气 2013年，公司全年销售天然气168.4亿立方米、增长9.4%；全年销售车用天然气10亿立方米，增长67.5%。 成品油 2013年，公司全年实现成品油经营量1.80亿吨，增长4.0%；境内成品油经营量1.65亿吨，增长3.8%，其中零售量1.14亿吨，自营加油站数量达到3.05万座；境外（香港地区）成品油经营量1457万吨，增长2.9%。

截至2013年底，公司保有中国石化品牌加油站30536座，较上年底减少300座；其中自有加油站30523座，较上年底减少300座。单站加油量提高5.%。 非油品 2013年，公司全年非油品营业收入达133.5亿元，增长21.4%。

继续以易捷便利店为核心，常态促销与主题营销相结合，增强“易捷”吸引力，全年进店率达4.1%，增长1.9个百分点。精选地方特色商品；大力推广自主品牌产品；推广柴油车尾气处理液，降低柴油车尾气排放；加快洗车网点的开发和建设，新建和改造300座统一形象的洗车点。 燃料油 2013年，公司全年实现经营量2027万吨，同比略有增长。 其他炼油产品 液化气统一销售顺利实施，全年工业气比率达37.4%，提高11.7个百分点。

沥青市场占有率保持国内领先，高铁乳化沥青、硬质沥青、温拌沥青、改性沥青等沥青差异化、高端产品不断扩大。全年沥青销量增长21.5%。

全年润滑油实现经营总量203.6万吨，增长28%；基础油第三方贸易65万吨；工业油销量实现24万吨，增长12%。润滑油市场开拓取得成效，在航天、航空、远洋、高铁等高端领域应用合作取得突破，新增大客户68个，规模客户2300多家。 化工产品 2013年，公司全年完成化工产品经营总量5823万吨，增加388万吨、增长7.1%。 催化剂 2013年，公司全年销售各类催化剂14.7万吨。面对激烈的市场竞争，及时调整优化营销策略，提升市场掌控能力，国内销量再创新高，达13万吨，增长11.1%。 境外油气勘探开发 2013年，公司全年实现权益油气产量3871万吨油当量，增长33.3%。

探井、评价井成功率分别达到54.3%和80%，在巴西深海、哈萨克斯坦、安哥拉等项目勘探成果突出，阿根廷、安第斯、Addax等项目滚动勘探增储显著，为下步勘探部署和国际化经营油气生产奠定储量基础。

2013年，公司成功收购阿帕奇埃及资产1/3权益、美国Chesapeake公司MS页岩资产部分权益，签署安哥拉31区块10%权益收购协议；开展资本运作及资产处置工作，顺利将俄罗斯UDM、哈萨克斯坦CIR和哥伦比亚圣湖能源等项目权益注入石化股份公司，向台湾中油转让缅甸D区块30%权益，适时退出部分勘探潜力有限的项目。 境外石油工程技术服务 2013年，公司全年在沙特新签14部钻机服务合同，合同额14.8亿美元，是迄今为止中国石化中标单个合同额最大的海外钻修井项目；成功签署墨西哥EBANO油田综合服务激励型项目合同，合同期30年。全年新签合同额46亿美元，完成合同额29亿美元。海外员工总数27208人，其中中方员工7298人、外籍员工19910人。 境外炼化合资合作 境外炼化投资合作项目稳步推进，沙特延布炼厂项目、阿联酋富查伊拉和印尼巴淡岛仓储项目按施工建设。俄罗斯西布尔丁腈橡胶项目完成交割。中国石化润滑油新加坡项目竣工投产。对南非、巴西、柬埔寨等炼油项目开展联合境外炼化合资合作可行性研究。与蒙古国签署谅解备忘录，共同研究蒙古国煤制气项目的可行性，跟踪天然气富集国家的天然气化工项目合作机会。与一些国家石油石化公司探讨以中国石化自有技术为主的化工项目。 境外炼化工程技术服务 2013年，公司全年在境外执行项目共25个，其中EPC总承包项目9个，施工类项目16个，国际项目执行能力进一步提升。全年新签合同额34.59亿美元，完成合同额11.45亿美元。在境外执行项目管理和作业人员13792人，其中中国石化员工1481人，国内雇佣及分包人员6526人，国外雇佣及当地分包人员5785人。 境内合资合作 2013年，公司先后成立了中韩(武汉)石化有限责任公司、茂名石化巴斯夫有限公司、茂名新金明石油有限公司、重庆爱维化工有限公司4家中外合资企业，上海高桥丁腈橡胶项目、扬子石化苯酚丙酮合资项目、扬子石化碳九树脂合资项目、九江空分合资项目等取得了阶段性成果，实质性推动了福建古雷炼化一体化项目的进展。

2013年，公司与国内企业的合作得到了进一步加强，先后成立了南京实华油运船务有限公司、中国石化润滑油山东有限公司等中中合资公司，境内合资合作取得积极进展。 国际贸易 全年进口原油181万吨，原油第三方贸易9500万吨。全年出口成品油798万吨，增长46.4%，成品油第三方贸易1842万吨。

全年实现设备材料、石化产品等国际贸易额31.3亿美元，增长14.7%。

全年实现化工产品进出口和第三方贸易量832万吨，增长4.4%。

催化剂销售方面，聚烯烃催化剂首次出口美国，乙苯脱氢催化剂规模进入台湾，银催化剂首次实现出口，产品稳定供应大的国际石油石化公司，出口销售收入与上年基本持平。

燃料油优化购，严格控制成本，努力扩大海外业务，经济效益良好，全年完成国际化经营销量617万吨。 地球物理技术研发取得重要突破。形成了具有自主知识产权的品牌技术体系—— I 技术体系， 主要包括：精细地震勘探（ I - F i n e）、复杂地区复杂油气藏勘探（ I - C o m p lex）、油藏地球物理（I-Rese r v o i r ） 、海洋地球物理勘探（ I - O f f s h o r e ） 和非常规勘探（I-Unconventional）、实验地球物理(I-Experiment)、地球物理装备（ I - E q u i p m e n t ） 、地球物理软件（I-πframe）。首次应用可控震源高效同步滑动扫描集技术，创国内可控震源施工平均、日产、时效3项最高纪录。

特大型超深高含硫气田安全高效开发技术已形成。井身结构优化、高效破岩工具、欠平衡钻井、精细控压钻井、捷联式自动垂钻、复合钻进、防气窜固井、高压井控等复杂深井超深井优快钻完井关键技术已成龙配套。

钻井提速提效技术效果显著。通过推广应用孕镶金刚石钻头+涡轮钻井技术、扭力冲击器+PDC钻头技术、气体钻井等钻井提速技术，提升了技术效果。

油田化学剂产品研发应用效果明显。高性能水基钻井液体系达国内先进水平；油基钻井液体系逐步完善，基本满足现场要求。低密度、超高密度、微膨胀和韧性水泥浆体系已经成熟。

非常规页岩气井的钻井技术得到很展。形成了页岩气长井段水平井钻井、油基钻井液、弹塑性水泥浆固井等工程配套技术。

水平井分段压裂技术取得重大突破。页岩气水平井分段压裂技术初步配套，用水力泵送桥塞射孔联作技术在涪陵焦石坝地区成功应用16口井，投产13口井，平均单井日产气15万立方米以上，为中国石化页岩气勘探开发的突破做出了特殊贡献。

测井仪器研制取得明显进步。在高温小井眼井下仪器、高抗硫产气剖面井下仪器研制上取得成功，有力支撑了开窗侧钻井及普光气田开发配套的生产需要；水平井分段压裂配套射孔技术取得明显进步。同时，快速平台测井、八扇区水泥胶结测井、泵出存储式测井等成熟技术得到推广应用，在提速提效等方面发挥了重要作用。

录井技术及复杂储层综合评价取得新进展。在拉曼激光气体检测、基于半透膜的油气在线检测技术上完成多口井的应用，对油气实时发现及定量评价形成支撑。复杂储层尤其是页岩气的综合评价能力进一步提升，建立了不同地区的页岩油气参数计算模型及有利储集段的识别和分类标准，为泥页岩油气评价如焦石坝储量申报等提供了技术支撑。

海洋工程建设技术取得新进展。“胜利902”铺管船建造工程获全国优秀焊接工程一等奖，东海合作区块海洋工程设计和建造技术研究取得阶段性成果。

石油机械装备新产品研发应用取得新成果。国家科技重大专项“3000型成套压裂装备研制及应用示范工程”项目主体研究工作全面完成，参与涪陵页岩气井压裂现场试验获得圆满成功。等壁厚螺杆钻具技术质量实现突破，针对涪陵页岩气示范区开发个性化钻头与螺杆钻具，提速提效成效显著。连续油管和不压井作业设备研制成功；RDS压缩机技术和质量不断改进，11台6RDS压缩机组在大牛地气田顺利投产。

燃料油、基础油、石油化工产品、润滑油等想从国外进口，请问有何优惠政策？

从销售额的角度看，2012年精细化工产品占到行业总体销售额的70%以上，能源产品不足30%，造成两种产品比例悬殊的主要原因在于生物柴油原材料价格高涨且销售渠道不畅，生产企业很难从能源产品上获得利润，而精细化工产品因为其附加值较高、环保等特点明显以及销售渠道成熟等原因，获得生产企业和市场的青睐，逐渐成为生物柴油行业的主要细分产品。

与同属清洁车用替代燃料的生物燃料乙醇相比，我国生物柴油生产相对发展缓慢。从我国成品油需求来看，柴油相对汽油更加短缺，在我国发展生物柴油不仅有助于降低车辆尾气污染物排放，也具有缓解柴油短缺的现实意义。考虑到废弃油脂是生物柴油的主要原料之一，其产业化发展还能解决废弃油脂再次进入食品领域从而危害大众健康的问题。但目前，我国生物柴油产业化受到生产成本较高、政策扶持不足、相关管理不规范等因素的制约。针对这些问题展开分析讨论，有助于明确产业定位、理清发展思路，从而为决策者提供参考。

我国生物柴油生产与示范我国2010年生物柴油产能约300万t/a，产量约20万t，主要原料为餐饮废油、榨油废渣等，产品主要用于农用动力机械及公路、水路和铁路运输动力机械方面。与发达国家相比，我国生物柴油产业起步较晚，发展进程也比较缓慢。自“十五”开始，加大对生物柴油研发的投入，但由于后期相关产业政策扶持力度不大，尽管在建和规划的产能已有一定规模，但产能利用率不高。目前，我国生物柴油生产主体为民营企业，国企和外企也有涉足。2008年7月，国家发改委正式批准了中国石油、中国石化、中国海油三大公司以麻风树为原料的示范装置建设。其中，中国海油在海南的6万t/a装置于2010年底建成投产，是目前已建成的我国最大的生物柴油示范项目。

国内相关政策“十五”期间，生物柴油相关研究课题进入国家科技攻关。2006年《可再生能源法》的生效在一定程度上促进了生物柴油的发展。2007年9月国家发改委发布的《可再生能源中长期发展规划》提出要“重点发展以小桐子、黄连木、油桐、棉籽等油料作物为原料的生物柴油生产技术，逐步建立餐饮等行业的废油回收体系”，并提出生物柴油发展目标为：生物柴油年利用量到2010年达到20万t，2020年达到200万t。

国家发改委和财政部等部门对国家批准的工业示范装置已制订一系列政策，包括工业装置建设的，增值税、所得税减免，建成运转后达到合同指标的奖励等。但从总体上看，相关政策对产业化发展的推动作用尚不显著，政策连续性不强，甚至出现反复。例如，2006年国家税务总局发文规定：“以动植物油为原料，经提纯、精炼、合成等工艺生产的生物柴油，不属于消费税征税范围”，但在2008年《院关于实施成品油价格和税费改革的通知》又将生物柴油纳入消费税征收范围。直至2011年6月，国家财政部与税务总局再次发布通知对以利用废弃的动植物油生产纯生物柴油免征消费税。

总部设在德国汉堡的行业期刊《油世界》发布的最新报告显示，全球生物柴油产量在经过数年的持续增加之后，目前已经开始下滑。

中国为解决能源节约、替代和绿色环保问题制定了一些政策和措施，早有一些学者和专家己致力于生物柴油的研究、倡导工作。中国生物柴油的研究与开发虽起步较晚，但发展速度很快，一部分科研成果已达到国际先进水平。研究内容涉及到油脂植物的分布、选择、培育、遗传改良及其加工工艺和设备。目前各方面的研究都取得了阶段性成果，这无疑将有助于中国生物柴油的进一步研究与开发。可以预计，在2-3年内，中国在该领域的研究将会有突破性进展并达到实用水平。

著名学者闵恩泽院士在《绿色化学与化工》一书中首先明确提出发展清洁燃料生物柴油的课题：原机械工业部和原中国石化总公司在上世纪80年代就拨出专款立项，由上海内燃机研究所和贵外I山地农机所承担课题，联合研究长达10 年之久，并邀请中国石化科学院的专家詹永厚做了大量基础试验探索；中国农业工程研究设计院的施德路先生也曾于1985 年进行了生物柴油的试验工作；辽宁省能源研究所承担的中国——欧共体合作研究项目也涉及到生物柴油；中国科技大学、河南科学陆军化学所等单位也都对生物柴油作了不同程度的研究。

系统研究始于中国科学院的“八五”重点科研项目：“燃料油植物的研究与应用技术”，完成了江流域燃料油植物的调查及栽培技术研究，建立了30公顷的小桐子栽培示范片。自20世纪90年代初开始，长沙市新技术研究所与湖南省林业科学院对能源植物和生物柴油进行了长达10年的合作研究，“八五”期间完成了光皮树油制取甲脂燃料油的工艺及其燃烧特性的研究；“九五”期间完成了国家重点科研攻关项目“植物油能源利用技术”。

1999-2002年，湖南省林业科学院承担并主持了国家林业局引进国外先进林业技术(948项目)—— 《能源树种绿王树及其利用技术的引进》，从南非、美国和巴西引进了能源树种绿玉树(Euphorbiatim-cal li)优良无性系；研制完成了绿玉树乳汁榨取设备；进行了绿玉树乳汁成份和燃料特性的研究：绿玉树乳汁催化裂解研究有阶段性成果。

但是与国外相比，中国在发展生物柴油方面还有相当大的差距，长期徘徊在初级研究阶段，未能形成生物柴油的产业化：尚未针对生物柴油提出一套扶植、优惠和鼓励的政策办法，更没有制定生物柴油统一的标准和实施产业化发展战略。因此，中国进入了WTO之后，在如何面对经济高速发展和环境保护和双重压力这种背景下，加快高效清洁的生物柴油产业化进程就显得更为迫切了。 发展生物柴油，中国有十分丰富的原料。中国幅员辽阔，地域跨度大，水热分布各异，能源植物种类丰富多样，主要的科有大戟科、樟科、桃金娘科、夹竹桃科、菊科、豆科、山茱萸科、大风子科和萝摩科等。目前中国生物柴油的开发利用还处于发展初期，要从总体上降低生物柴油成本，使其在中国能源结构转变中发挥更大的作用，只有向基地化和规模化方向发展，实行集约经营，形成产业化，才能走符合中国国情的生物柴油发展之路。随着改革开放的不断深入，在全球经济一体化的进程中，在中国加入WTO的大好形势下，中国的经济水平将进一步提高，对能源的需求会有增无减，只要把关于生物柴油的研究成果转化为生产力，形成产业化，则其在柴油引擎、柴油发电厂、空调设备和农村燃料等方面的应用是非常广阔的。

中国是一个石油净进口国，石油储量又很有限，大量进口石油对中国的能源安全造成威胁。因此，提高油品质量对中国来说就更有现实意义。而生物柴油具有可再生、清洁和安全三大优势。专家认为，生物柴油对中国农业结构调整、能源安全和生态环境综合治理有十分重大的战略意义。目前，汽车柴油化已成为汽车工业的一个发展方向，据专家预测，到201 0年，世界柴油需求量将从38%增加到45%，而柴油的供应量严重不足，这都为油菜制造生物柴油提供了广阔的发展空间。发展生物柴油产业还可促进中国农村和经济社会发展。如发展油料植物生产生物柴油，可以走出一条农林产品向工业品转化的富农强农之路，有利于调整农业结构，增加农民收入。

柴油的供需平衡问题也将是中国未来较长时间石油市场发展的焦点问题。业内人士指出，到2005年，随着中国原由加工量的上升，汽油和煤油拥有一定数量的出口余地，而柴油的供应缺口仍然较大。预计到2010年柴油的需求量将突破1亿吨，与2005年相比，将增长24%；至2015年市场需求量将会达到1.3亿吨左右。近几年来，尽管炼化企业通过持续的技术改造，生产柴汽比不断提高，但仍不能满足消费柴汽比的要求。目前，生产柴汽比约为1.8，而市场的消费柴汽比均在2.0以上，云南、广西、贵州等省区的消费柴汽比甚至在2.5以上。随着西部开发进程的加快，随着国民经济重大基础项目的相继启动，柴汽比的矛盾比以往更为突出。因此，开发生物柴油不仅与目前石化行业调整油品结构、提高柴汽比的方向相契合，而且意义深远。

目前中国生物柴油技术已取得重大成果：海南正和生物能源公司、四川古杉油脂化工公司和福建卓越新能源发展公司都已开发出拥有自主知识产权的技术，相继建成了规模超过万吨的生产厂，这标志着生物柴油这一高新技术产业已在中国大地上诞生。

中国工程院有关负责人介绍，中国“十五”发展纲要提出发展各种石油替代品，将发展生物液体燃料确定为国家产业发展方向。生物柴油产业得到了院领导和国家计委、国家经贸委、科技部等部门的支持，并已列入有关国家。

▲《财税[2010]118号》经院批准，对利用废弃的动物油和植物油为原料生产的纯生物柴油免征消费税。现将有关政策通知如下：从2009年1月1日起，对同时符合下列条件的纯生物柴油免征消费税：（一）生产原料中废弃的动物油和植物油用量所占比重不低于70%。（二）生产的纯生物柴油符合国家《柴油机燃料调合生物柴油（BD100）》标准。从2009年1月1日至本通知下发前，生物柴油生产企业已经缴纳的消费税，符合本通知第一条免税规定的予以退还。 我国在生物柴油的标准制定方面取得了一定的进展。2007年首个柴油机燃料调和用生物柴油的国家标准B100开始正式实施。2010年国家质检总局、国家标准委公布了《生物柴油调和燃料（B5）》标准。该标准于2011年2月1日开始实施。

由上述发展趋势可看出，出于成品油来源多样化、杜绝“地沟油”进入餐饮行业等多方面因素的考虑，对生物柴油领域的重视度在日趋增加。

我国生物柴油技术路线评价生物柴油的原料来源十分广泛，包括菜籽、大豆、工业和餐饮废油脂等，而一些木本油料作物例如麻风树、黄连木、文冠果和光皮树等也表现出较大的应用开发潜力。这些技术路线在经济、环境和能效方面表现不一，因此如何根据区域特点发展合适的技术，成为生物柴油相关研究中的一个热点。经济性评价生产成本比较高是我国生物柴油产业化的最大障碍。

《油世界》称，欧盟地区今年的生物柴油产量料自上年的913万吨下滑至900万吨，从而终结很长一段时间的增长趋势。

报告还称，美国今年的生物柴油产量料自上年的329万吨增加至348万吨，但今年7月至12月期间的生物柴油产出料减少36万吨，但美国明年的生物燃料产出前景依然光明。

“鉴于美国2012/13年度豆油供应紧俏，令该国的生物柴油产出达到规定的水平还是具有一定困难的。”

报告指出，预计今年，阿根廷的生物柴油产出料自上年的243万吨小幅增加至245万吨，而2011年，该国的生物柴油产出增加了60万吨。

报告称，“阿根廷的生物柴油产商目前正面临出口销售大幅下滑和国内消费大幅缩减的困扰。”

低迷的大豆产出导致豆油价格走高，这也令巴西今年的生物柴油产量料自上年的235万吨下滑至229万吨。

但巴西上调了明年生物柴油混合比率方面的要求，这会令该国明年的生物柴油产出前景光明。

中国能源统计年鉴，全国各省2003至2009年煤炭、石油、天然气分别用量

煤油、钢材、化肥和饲料等商品为“进口优惠税率”。

进口优惠税率又称优惠关税指对于来自受惠国家或地区的进口商品所适用的关税率，较一般关税率为低，通常是由于均属于同一国家集团的成员或者由于政治因素的考虑，而给予的优惠待遇。例如同协优惠、共同体优惠及普遍化优惠关税制度（gsp）等均是。

税率调整后，煤油进口税率从现在的40%下调到35%，柴油进口税率从现在的25%下调到20%，汽油进口税率维持20%不变。家禽家畜饲料进口税率从现在的5%下调到4%，饲料矿物添加剂和化学元素等进口税率从现在的5%上调到6.5%。部分钢材，如角钢等进口税率从现在的0%上调到10%。

另外就要看你是从哪个国家进口的了，看看进口国家的政策所对的我国的最惠国待遇是什么。

而且为了获得优惠的进口关税税率，应要求出口商提供一、普惠制原产地证明书（FORM A）

普惠制原产地证书是具有法律效力的我国出口产品在给惠国享受在最惠国税率基础上进一步减免进口关税的官方凭证。

目前给予我国普惠制待遇的国家共38个: 欧盟27国（比利时、丹麦、英国、德国、法国、爱尔兰、意大利、卢森堡、荷兰、希腊、葡萄牙、西班牙、奥地利、芬兰、瑞典、波兰、捷克、斯洛伐克、拉脱维亚、爱沙尼亚、立陶宛、匈牙利、马耳他、塞浦路斯、斯洛文尼亚、保加利亚、罗马尼亚）、挪威、瑞士、土耳其、俄罗斯、白俄罗斯、乌克兰、哈萨克斯坦、日本、加拿大、澳大利亚和新西兰

二、一般原产地证明书（CO）

一般原产地证书是证明货物原产于某一特定国家或地区，享受进口国正常关税(最惠国)待遇的证明文件。它的适用范围是：征收关税、贸易统计、保障措施、歧视性数量限制、反倾销和反补贴、原产地标记、购等方面。

三、区域性经济集团互惠原产地证书

目前主要有《〈中国-东盟自由贸易区〉优惠原产地证明书》、《亚太贸易协定》原产地证明书、《〈中国与巴基斯坦优惠贸易安排〉优惠原产地证明书》《〈中国—智利自贸区〉原产地证书》等。区域优惠原产地证书是具有法律效力的在协定成员国之间就特定产品享受互惠减免关税待遇的官方凭证。

1、《中国-东盟自由贸易区》优惠原产地证明书（FORM E）

自2004年1月1日起，凡出口到东盟的农产品（HS第一章到第八章）凭借检验检疫机构签发的《中国-东盟自由贸易区》（FORM E）优惠原产地证书可以享受关税优惠待遇。 2005年7月20日起，7000多种正常产品开始全面降税。中国和东盟六个老成员国（即文莱、印度尼西亚、马来西亚、菲律宾、新加坡和泰国）至2005年7月40％税目的关税降到0－5％；2007年1月60％税目的关税要降到0－5％。2010年1月1日将关税最终削减为零。老挝、缅甸至2009年1月、柬埔寨至2012年1月50％的税目的关税降到0－5％；2013年40％税目的关税降到零。越南2010年50％税目的关税降到0－5％。2015年其它四国（老挝、缅甸、柬埔寨、越南）将关税降为零。

可以签发《中国——东盟自由贸易区》优惠原产地证书的国家有：文莱、柬埔寨、印尼、老挝、马来西亚、缅甸、菲律宾、新加坡、泰国、越南等10个国家。

2、《亚太贸易协定》原产地证明书（FORM B）

2006年9月1日起签发《亚太贸易协定》原产地证书。可以签发《亚太贸易协定》原产地证书的国家有：韩国、斯里兰卡、印度、孟加拉等4个国家。降税幅度从5%到100%不等。

3、《中国与巴基斯坦自由贸易区》原产地证明书(FORM P)

对巴基斯坦可以签发《〈中国与巴基斯坦自由贸易区〉优惠原产地证明书》，2006年1月1日起双方先期实施降税的3000多个税目产品，分别实施零关税和优惠关税.原产于中国的486个8位零关税税目产品的关税将在2年内分3次逐步下降,2008年1月1日全部降为`零,原产于中国的486个8位零关税税目产品实施优惠关税,平均优惠幅度为22%.给予关税优惠的商品其关税优惠幅度从1%到10%不等。

4. 中国—智利自由贸易区原产地证书(FORM F)

自2006年10月1日起，各地出入境检验检疫机构开始签发《中国-智利自由贸易区优惠原产地证明书》（FORM F），该日起对原产于我国的5891个6位税目产品关税降为零。

5.其他：中国和捷克 中国和新加坡 中国和非洲最不发达的30国签订的单方面进口关税减免政策。

中国和澳门 香港

频繁发生的自然灾害再次敲响了气候变化的警钟，提醒人们必须立即取有力措施控制全球气候变暖。在艰巨、复杂的挑战面前，中美两国看到了同样的机会——发展可再生能源与提高能效。2009年2月，希拉里访华时强调了美中两国加强清洁能源和气候变化领域合作的重要性，并对两国在清洁能源等领域已开展的合作表示赞赏。对可再生能源政策与重点行业节能的减排效应进行测算，对我国制定进一步的可再生能源发展规划和节能减排政策具有重要的参考价值。

一、中美能源消费结构对析

美国能源署对能源大的分类为：液体燃料、煤炭、天然气、可再生能源和生物能源、电力。相对中国来说，美国的能源类型更为多元化，可再生能源和生物能源已经在工业、民用和商业部门广泛应用。图1显示，2008年，美国96%的煤炭用于工业（与中国工业部门耗煤比例基本相当），其他部门的煤耗非常少，其中交通业的煤耗为0。对液体燃料来说，美国70%的液体燃料用于交通，24%的液体燃料用于工业，商业和民用消费的液体燃料非常少。对天然气来说，美国48%的天然气用于工业，30%用于民用。对可再生能源和生物能源来说，79%用于工业，17%用于民用。对电力来说，美国37%的电力用于民用，35%的电力用于商业，28%的电力用于工业，交通的电耗为0。对电损耗来说，37%的电损耗出现在民用部门，36%的电损耗出现在商业部门，27%的电损耗出现在工业部门。

为了便于对析中美能源消费，将中国经济系统分为工业、商业、交通和民用四大产业部门。根据数据的可得性，将国内的能源类型分为煤炭、液体燃料、天然气和电力。其中液体燃料按照世界能源委员会的定义，指煤油、柴油、石油及任何同等的液体燃料。

由图2显示，2005年，中国95.3%的煤炭用于工业，0.7%的煤炭用于商业，0.3%的煤炭用于交通业，3.7%的煤炭用于民用部门。对液体燃料来说，中国74.6%的液体燃料用于工业，5.6%的液体燃料用于商业，18.9%的液体燃料用于交通业，0.9%的液体燃料用于民用部门。对天然气来说，中国76%的天然气用于工业，4.3%的天然气用于商业，2.8%的天然气用于交通业，17%的天然气用于民用部门。对电力来说，中国78.6%的电力用于工业，8.4%的电力用于商业，1.7%的电力用于交通，11.3%的电力用于民用部门。4类能源在中国工业部门中的消费都超过了70%，尤其是煤炭，在工业部门的消费比例高达95.3%。可见，中国目前的节能减排潜力将主要存在于工业部门。美国的能源消费结构相对我国来说是较为合理的。对比人均能耗和人均GDP能耗更能说明这种能源消费结构的经济意义。

图3显示，美国和日本这样的发达国家人均能耗远远高于我国，但是美国和日本的人均GDP能耗却非常之低，仅为我国的0.19倍和0.12倍。这主要得益于这些国家工业生产领域能源消费结构的合理性和能源的高效利用，也得益于这些国家的第三产业发展迅猛。印尼的工业特别是重工业发展迟缓，而人均GDP水平与我国较为接近，人均GDP能耗都比我国低很多，仅为我国的0.4倍。人民币币值过低是造成我国人均GDP能耗高的一个原因，但能源消费结构不合理、能源的低效利用仍是我国人均GDP能耗高的主要原因。

另外，从图1、图2对比看，美国民用部门的电消费比例为中国的3.3倍，而且电损耗的比例在4个部门中最高。美国民用部门的天然气消费比例为中国的1.8倍。并且2005～2008年美国能源消费总量年均为中国的1.5倍，美国人口数不及中国的1/4。可见美国的人均居民能源消费远比中国高。根据生产空间和二氧化碳处理空间（与能源消费成正比）算出的2005年人均生态足迹，美国人的为10公顷,世界平均为2公顷,中国人的仅为1公顷。美国的大量生产、大量消费的经济运行方式和生产高效、消费低效的国民文化，是促成美国民用部门能源消费比例较高的主要原因，这一点是不值得我们借鉴的。

下面将分析各类能源在中国42个细分的产业部门之间的消费结构，便于从中观层面掌握我国各类能源的消费结构，制定可操作的产业节能减排。

二、2005年中国42个产业部门的能源消费结构分析

参考《中国能源统计年鉴》对九类能源：煤炭、焦炭、原油、汽油、煤油、柴油、燃料油、天然气和电力在48个产业部门的消费量统计，并对照中国2005年62个部门投入产出表的部门分类，根据项目研究需要将中国经济系统分为四大产业、42个部门,通过分析各类能源在各个产业部门间的消费结构以及各个产业部门的单位GDP能耗，便于从产业的角度更进一步研究如何提高能源的使用效率。

煤炭消费

2005年，煤炭消费量在中国各个产业部门间的分布差异很大。80%的煤炭消费量集中在如下几个产业部门中：电力、热力生产和供应业部门煤炭消费量最多，占煤炭消费总量的48.7%。黑色金属冶炼及压延加工业部门的煤炭消费量占煤炭消费总量的8.8%；石油加工、炼焦及核燃料加工部门的煤炭消费量占煤炭消费总量的8.7%；非金属矿物制品业部门的煤炭消费量占煤炭消费总量的7.7%；煤炭开和洗选业部门的煤炭消费量占煤炭消费总量的6%。4%的煤炭等用于生活消费。相对于煤炭的消费结构来说，焦炭消费量在各个产业部门间的分布更为集中。85.3%的焦炭消费在黑色金属冶炼及压延加工业部门中；6.9%的焦炭消费在化学原料及化学制品制造业部门。

中国煤炭消费较高的几个产业部门主要产品的单位能耗同美国、日本进行比较，2003年，中国和日本水泥的综合能耗之比为1.41，吨钢的可比能耗之比为1.12，火电厂供电综合能耗之比为1.22；1994年，中国和美国原煤耗电之比为1.84。相对于工业节能水平较高的日本和美国来说，中国这几个主要的煤炭消费部门仍存在很大节煤潜力。

各类液体燃料消费

中国86.5%的原油消费在石油加工、炼焦及核燃料加工业部门；8.4%的原油消费在化学原料及化学制品制造业部门。50.9%的汽油消费在交通运输、仓库和邮政业部门；18.9%的汽油消费在其他服务业部门；6.3%的汽油消费在生活消费部门；6.2%的汽油消费在批发、零售业和住宿、餐饮业部门。81.9%的煤油消费在交通运输、仓库和邮政业部门部门；9.9%的煤油消费在其他服务业部门。45.7%的柴油消费在交通运输、仓库和邮政业部门部门；16.7%的柴油消费在农业部门；9.3%的柴油消费在其他服务业部门。27.4%的燃料油消费在交通运输、仓库和邮政业部门部门；26.9%的燃料油消费在电力、热力生产和供应业部门；12.4%的燃料油消费在非金属矿物制品业部门；9.2%的燃料油消费在石油加工、炼焦及核燃料加工部门；7.6%的燃料油消费在化学原料及化学制品制造业部门。各类液体燃料在产业部门间的消费也非常集中，这说明，各类液体燃料的节能工作可以主要集中在其消费量大的几个产业部门。

天然气消费

中国33%的天然气消费在化学原料及化学制品制造业部门；17.8%的天然气消费在石油和天然气开业部门；17.0%的天然气消费在生活消费部门（用于生活消费）；5.6%的天然气消费在非金属矿物制品业部门。

电力消费

中国14.8%的电力消费在电力、热力生产和供应业部门；11.3%的电力消费在生活消费部门（用于生活消费）；10.2%的电力消费在黑金属冶炼及压延加工业部门；8.5%的电力消费在化学原料及化学制品制造业部门；5.9%的电力消费有色金属冶炼及压延加工业部门；5.7%的电力消费在非金属矿物制品业部门；5.4%的电力消费在其他服务业部门。电力的消费在产业部门间的分布相对平均。这说明，电力的节能工作涉及的行业较多，实施起来难度也较大。

三、可再生能源发展规划的减排效应

我国已公布的可再生能源中长期发展规划中，确定到2010年实现可再生能源占全国一次能源消费总量的比例为10%，到2020年可再生能源占到能源消费总量的15%。

至2006年底，中国可再生能源年利用量总计为2亿吨标准煤(不包括传统方式利用的生物质能)，约占一次能源消费总量的8%，比2005年上升了0.5个百分点，其中水电为1.5亿吨标准煤，太阳能、风电、现代技术生物质能利用等相当于5000万吨标准煤。这为2010年实现可再生能源占全国一次能源消费总量的比例10%的目标迈出了坚实的一步。

定2010年可再生能源占全国一次能源消费总量的比例为10%（比2005年增加了2.5个百分点），这些可再生能源全部用于替代一次能源消费中煤炭的消费，相当于2010年煤炭消费占全国一次能源消费总量的比例比2005年下降了2.5个百分点，而其他一次能源占全国一次能源消费总量的比例不变。

根据对中国各类能源消费量及其变动趋势分析、中国42个产业部门能源消费结构分析和中国各类能源消费排放二氧化碳的趋势分析，基于中国2005年能源投入占用产出表，在中国2010年实现可再生能源发展规划目标的条件下，可以测算42个产业部门因煤炭、石油和天然气消费而排放的二氧化碳量及可再生能源政策的减排效应（结果表1）。

由表1知，2010年，来源于煤炭消费的二氧化碳排放量中，排在前五位的产业部门及其占因煤炭消费而排放二氧化碳总量的比例分别是：电力、热力的生产和供应业，48.7%；黑色金属冶炼及压延加工业，8.9%；石油加工、炼焦及核燃料加工业，8.7%；非金属矿物制品业，7.7%；煤炭开和洗选业，6%。

来源于石油消费的二氧化碳排放量中，排在前五位的产业部门及其占因石油消费而排放二氧化碳总量的比例分别是：石油加工、炼焦及核燃料加工业，51.7%；交通运输、仓储和邮政业，18.9%；化学原料及化学制品制造业，5.9%；农业，4%；其他服务业，4%。

来源于天然气消费的二氧化碳排放量中，排在前五位的产业部门及其占因天然气消费而排放二氧化碳总量的比例分别是：化学原料及化学制品制造业，33%；石油和天然气开业，17.8%；生活消费，17%；非金属矿物制品业，5.6%；石油加工、炼焦及核燃料加工业，4.2%。

总的二氧化碳排放量中，排在前五位的产业部门及其占二氧化碳排放总量的比例分别是：电力、热力的生产和供应业，40.1%；石油加工、炼焦及核燃料加工业，15.7%；黑色金属冶炼及压延加工业，7.3%；非金属矿物制品业，6.7%；化学原料及化学制品制造业，6%。总的二氧化碳排放量高的部门基本上是来源于煤炭消费的二氧化碳排放量高的部门。

如果2010年全国一次能源消费的比例结构与2005年相同，没有新增的可再生能源对煤炭的替代，2010年二氧化碳的排放量将增加19561.11万吨。即2010年可再生能源政策的减排效应可减少19561.11万吨二氧化碳。

四、重点耗能行业节能的减排效应

1．钢铁、有色、化工、建材行业

国办发〔2008〕80号文件“院办公厅关于印发2008年节能减排工作安排的通知”中，对重点领域节能提出如下目标：继续推动钢铁、有色、化工、建材等重点耗能行业节能，提高能源利用效率。深入开展千家企业节能行动，力争全年实现节能2000万吨标准煤。这个节能任务相当于2005年钢铁、有色、化工、建材能耗的3.5%。根据测算，如果该目标可以实现，2008年将可减少4592万吨二氧化碳的排放量。

2．电力、热力的生产和供应业

根据对我国产业部门间煤炭消费结构的分析，2005年电力、热力的生产和供应业的煤炭消费量最多，占我国煤炭总消费量的43.9%。如果2008年电力、热力的生产和供应业的煤炭消费相对于2005年节能3.5%，则可节能3696.2万吨标准煤，可减少8486.5万吨二氧化碳的排放量。在相同的节能比例下，电力、热力的生产和供应业比钢铁、有色、化工和建材4个行业总的节能量和减排效果明显很多。

五、政策建议

1. 着重加强各类能源在某些重点行业的节能减排工作

依据测算结果，在按规划发展可再生能源的情景下，二氧化碳的排放量主要集中在几个产业部门，而且重点耗能行业的节能减排效果明显好于其他行业。建议煤炭的节能减排工作重点集中在：电力、热力的生产和供应业、黑色金属冶炼及压延加工业和石油加工、炼焦及核燃料加工业。石油的节能减排工作重点集中在：石油加工、炼焦及核燃料加工业和化学原料及化学制品制造业。汽油、煤油、柴油、燃料油的节能减排工作重点集中在交通运输、仓储和邮政业。

2.加强清洁煤技术的研发与国际合作

根据可再生能源的发展规划，2020年可再生能源占到能源消费总量的15%。长期来看，可再生能源离未来替代传统能源与改善环境重任的角色还有很远的距离。我国可开的煤炭比石油多一到两个数量级。大力发展清洁煤技术，用我国相对丰富的煤炭弥补石油等能源的不足，是可再生能源替代传统能源的发展过程中，解决我国能源和环境问题的可行选择。美国组织并支持对煤炭的洁净利用研究已有30多年的历史，已投入十几亿美元的经费，1986年开始实施洁净煤技术示范（CCTDP），2002年开始实施创新技术示范项目——洁净煤发电（CCPI）。中国和美国可以在该领域加强技术研发的合作与交流。南非在该领域也有很多成功的经验值得我国借鉴。

3.进一步修改和完善《可再生能源法》

20世纪70年代两次石油危机后，许多国家纷纷加强了能源立法。其中，《美国能源政策法2005》长达1720多页，不但内容非常充实，而且可操作性强，在将各项政策目标尽可能量化的同时，还制定出具体的财税措施、管理程序和奖惩办法。我国现行的《可再生能源法》是部指导性和原则性的法律，可操作性亟须改进。建议各相关部委和各省进一步出台与现行《可再生能源法》条款相匹配的细则；制定有关标准和规范（包括主机、部件、配件、可靠性、使用寿命等方面的标准，以及检测设施及质检手段的配套完善等），增强可再生能源法的可操作性。

4.增加我国对可再生能源的投入

目前，我国能源研究开发费用占GDP的比例非常低，只有日本的1/70、法国的1/30、美国的1/25，占全国研究开发费用比例也大大低于发达国家。由于缺乏足够的资金进行研究和开发，很多可再生能源的关键技术和设备依赖进口。建议将可再生能源的技术难点纳入国家自然科学基金、“3”、“863”和产业化攻关；同时将可再生能源的建设项目纳入各级的财政预算和。走一条自主研发和自主创新的道路。

刘秀丽 汪寿阳（作者分别系中国科学院预测科学研究中心副研究员，预测科学研究中心主任助理；中国科学院数学与系统科学研究院副院长，预测科学研究中心主任，研究员，博士生导师。

本项研究受中华人民共和国住房和城乡建设部课题“建筑节能标准对国民经济和社会发展影响的模型测算”、国家自然科学基金（70701034，60874119）、中国科学院数学与系统科学研究院院长科研基金和中国科学院知识创新工程重大项目（KSCX1-YW-09-04）资助。