化石能源范文

化石能源篇1

[关键词]可再生能源；化石能源；能源替代性；气候变化

[中图分类号]F426.2[文献标识码]A[文章编号]1004-518X（2015）02-0047-05

发展可再生能源，是应对全球气候变化的重要策略。2014年7月联合国的《深度减碳路径》中期报告主张从推广使用可再生能源人手，逐步削减C02排放，实现低碳发展。报告指出到2050年中国发电量将达到约10万亿千瓦时，电力排放的CO2要从目前每千瓦时743克降至32克，可再生能源发电量将占比76%，而2013年我国可再生能源发电装机共计38490万千瓦，发电量仅占全国发电量的21.64%（数据来源：国网能源研究院）。目前，可再生能源消费占一次能源消费的9.8%，距离2015年和2020年可再生能源占一次能源消费比例规划目标差距分别为1.6和6.6个百分点。在新的形势下，加快发展水电、核电、风电、光电等可再生能源，推进可再生能源对化石能源的替代非常紧迫。

一、可再生能源替代化石能源的价格分析

价格是影响能源消费最重要的因素。在市场经济中，可再生与化石两类能源消费存在随着价格的变动此消彼长的关联。化石能源价格上升会对经济增长带来负面影响，但对开发可再生能源会产生正面激励与推动。20世纪90年代后全球兴起的可再生能源革命与20世纪七八十年代的“二次石油危机”不无关系，随着国际石油价格持续高走，带动了化石能源（煤炭、天然气等）价格的上涨，也成为促进可再生能源替代传统化石能源的核心影响因素。在经济利益的激励下，可再生能源产业化、市场化和规模化开发方兴未艾，可再生能源（水能、核能、太阳能、风能、生物质能等）开发成本和市场价格在近10-20年间一直处在下降通道之中。反过来，当前化石能源价格走低，虽对经济发展有利，但不利于我国节能减排和能源转型。

在没有政府干预的条件下，相对于化石能源，可再生能源的价格缺乏竞争力，如太阳能光伏发电成本平均为煤炭发电成本的8倍，企业和消费者利用可再生能源替代化石能源的动力不足。为推动可再生能源发展，有两种办法：一种是通过征税提高化石能源价格，当化石能源价格被提高后，高耗能产业的生产成本上升，利润空间进一步被压缩，一些无法适应的企业被淘汰，其余用能主体加快技术创新的步伐，降低能源成本，提升能源利用的效率；化石能源价格的上升也鼓励能源消费主体寻求开发利用清洁能源等其他能源，降低能源消耗与排放的压力。另一种办法是通过可再生能源补贴，降低可再生能源投入成本，鼓励可再生能源替代，带动绿色设计和清洁生产，培育增长点。正因为此，世界各国纷纷通过政策影响两种能源的市场价格，提升可再生能源竞争力。例如，2007年美国政府颁布了《新能源法案》促进可再生能源的发展，逐步摆脱对石油的依赖。再如欧洲各国的化石能源储量并不丰富，欧洲国家通过立法、税收、财政、科技、经济、管理等政策和手段对可再生能源进行扶持，随着可再生能源发电和其他相关技术的发展，欧洲对外来能源的依赖程度不断下降，甚至依靠其国内的可再生能源就能实现本国能源供应安全。

化石能源和可再生能源市场价格看似独立，但两种本质上此消彼长，互动和关联效应明显。资源储量和政治动荡影响着化石能源价格水平，可再生能源的知识技术水平、生产率、设备影响着可再生能源的开发成本，两类能源并存的市场供给存在着动态的价格均衡问题。离开化石能源价格孤立地讨论可再生能源的市场竞争力显然是不完整、不科学的，离开可再生能源发展孤立地讨论化石能源价格也会有失偏颇，当化石能源价格持续快速上升时，可再生能源的市场竞争力自然凸显，当化石能源价格波动低走的时候，可再生能源的市场竞争力自然削弱。而气候变化是减少化石能源使用、促进可再生能源发展新的驱动力，尤其需要政府的支持和政策环境的引导，如图l所示：

二、可再生能源替代化石能源的实证分析

假定我国电力行业的产出函数为：Y=f（K，L，F，G），该函数希克斯技术中性、规模报酬不变、二次可微。K为电力行业资本，L为电力行业劳动，F为投入的化石能源，G为投入的可再生能源。在要素价格和产出水平外生给定的情况下，与产出函数对偶的成本函数是：C=f（Y，Pk，B，Pf，Pg），其中Pk为资本的价格，P1为劳动的价格，Pf为化石能源的价格，Pg为可再生能源的价格。为了研究化石能源投入与可再生能源投入之间的关系，设定成本函数的超越对数成本函数：

Xk、Xl、Xr、Xg分别为资本、劳动、化石能源、可再生能源的投入量，Sk、Sl、Sf、Sg分别为资本、劳动、化石能源、可再生能源在总成本中所占的份额。当产出一定和生产要素价格不变的条件情况下，对价格求导数，得要素需求函数：

要素的需求份额方程为：

化石能源和可再生能源之间的Allen偏替代弹性（Allenpartialelasticilyofsubstitution，AES）计算方法为：

它表示化石能源价格变化1%时，对可再生能源需求量变化的百分比。化石能源与可再生能源之间的Morishima替代弹性为它表示在产出保持不变的情况下，当要素化石能源价格变化1%时，可再生能源投入与化石能源投入的比率变化的百分比。

本文的样本是1993-2013年中国发电行业数据。资本、化石能源投入、可再生能源投入以及劳动等要素的成本和价格数据来源于1993-2013年的《中宏产业数据库》、《中国统计年鉴》和《中国能源统计年鉴》、《中国新能源和可再生能源年鉴》。化石能源价格以煤炭为代表，以2000年每吨原煤的价格平均为206.54元为基础，按0.7143的折标系数把原煤折算成标准煤，再按动力价格指数换算，发电行业用煤量根据各年火力发电量以及该年的发电煤耗计算。发电行业可再生能源价格用各年可再牛能源投资额的利息代替，可再生能源成本用各年可再生能源投资成本代替。发电业总成本是指资本、化石能源投入、可再生能源投入和劳动等4个投入要素的成本额之和，每种投入要素的成本份额是该要素的成本额与总成本之比。通过整理，得出供进一步分析表格如表1。

首先要确定相关参数

根据公式（2）去掉资本成本与劳动成本份额方程，得：

利用EVIEWS6对联立方程（5）运用三阶段最小二乘法进行回归，取工具变量为Pk（-1），P.（-1），Pf（-1），Pg（-1），利用AR模型进行调解，并根据公式（2）校正，得出结果如下：

根据（5）式得出相关参数bfg、bgg、brg、bff为：-0.0089、0.0176、0.0408、-0.0390，再根据（3）式、（4）式分别计算出2004-2013年化石能源与可再生能源的AES和Morishima替代弹性（见表2）。

三、促进可再生能源替代化石能源的政策建议

第一，逐步降低可再生能源价格补贴，以化石能源税收促进可再生能源发展。通过计算化石能源与可再生能源的偏替代关系，发现化石能源价格提高10%，可以导致可再生能源投入比重增加16%-19%，平均为18%，而且这一比例相对稳定。但是可再生能源价格降低10%，可以使可再生能源投入比例增加64%-93%，平均为70%，这说明在当前阶段，可再生能源的补贴政策对于可再生能源利用率的提高具有更大的效果，补贴促进可再生能源发展效率是化石能源征税促进可再生能源发展效率的3.5倍左右。但是，从实证分析的结果可看出，可再生能源自替代弹性比例在2004-2013年十年间下降了1/3，这说明补贴政策的效率具有下降态势。如果未来十年延续平均每年下降3个百分点这一趋势，而化石能源对可再生能源的偏替代弹性保持不变，在15年内可再生能源的补贴效果将下降到与化石能源征税相等的效果。届时各种可再生能源发电技术按照成本效率法则竞争，而促进可再生能源发展的主要政策措施将转移到通过对化石能源征税上来。

第二，发展可再生能源金融，降低可再生能源替代化石能源的利息成本。实证分析表明：发电行业中可再生能源与化石能源存在一定的Morishima替代弹性，2004-2013年，化石能源价格提高10%，为保持年发电量不变，可再生能源投入比例相对于化石能源投入比例平均要增加15%左右，而可再生能源价格下降10%，为保持发电量不变，化石能源投入比例需减少7.6%。这一方面说明发电行业化石能源投入与可再生能源投入存在替代性。通过与杨中东（2010）的研究结果对比，还可以说明其替代效应与资本密集型行业中能源与资本的替代效应等同（见表3）。这一结果证实了可再生能源投入的资本性质，由此产生的政策意蕴在于完善可再生能源的融资服务。国际经验表明，加大研发资金投入、加强消费者信贷支持、采取合理的金融方式（例如BOT模式等）是有效促进可再生能源发展的手段。清洁发展机制、能源合同管理、排放贸易则能促进资金在能源利用领域更为有效的配置，间接地为可再生能源发展提供强大的金融支持。如日本政府于2012年7月颁布《再生能源特别措施法案》后，带动太阳能等再生能源发电设备的兴建速度持续加快，也让日本银行对再生能源事业的融资金额大增。2013年度日本3大银行对再生能源事业进行的融资额合计达约3900亿日元，约为2012年度的4倍，2013年度日本融资金额前20大的案件中，再生能源的融资案就占了19件。相比之下，我国可再生能源金融发展相对落后，借鉴国际经验，完善金融服务体系应当成为可再生能源领域的工作重点。

第三，灵活调整补贴方式，增进可再生能源补贴效率。可再生能源政府补贴是一种扩张需求的政策，目前国家每年支持可再生能源发电补贴的资金已达300多亿元，财政专项资金达100多亿元，但单纯的能源补贴会盲目刺激能源消费的增加，不利于节能减排目标的实现。政府补贴的收入效应使消费者支付能力超过原有支付能力，改变了市场形成的预算约束，不利于市场机制发挥作用，正如前文所述，从长期来看，应考虑适时淡出可再生能源补贴，完全通过市场机制来促进可再生能源发展。但考虑到补贴对于我国可再生能源具有巨大促进作用、当前宏观经济景气下行压力以及培育新增长点的需要，补贴不可能短期内取消，新形势下我国政府可再生能源补贴政策着力点在于根据市场形势灵活调整补贴程度和方式，增加弹性机制和动态调整能力，随着可再生能源产业发展从基础研发、应用研发、项目示范、前商业化、缝隙市场和支持商业化转型，补贴力度逐步减少，当达到完全商业化阶段时，补贴完全退出。区分不同的产业发展阶段，适时转变支持政策，就成为政策实施的关键。

第四，推进以价格为核心的配套改革，促进可再生能源发展。根据本文的研究结果，可再生能源对化石能源发电的替代并非具有完全的等同性，而是受到企业成本最小化行为及要素价格竞争的影响，现实政策的制订必须考虑发电企业和电网企业的市场竞争行为，并受价格规律制约。可再生能源电价补贴导致的价格信号失真致使企业难以客观评价自身经营水平，不能科学决策。由于电网吸纳越多可再生能源电力，整体电价就会越高。在消费者电价需求具有弹性的情况，电网将承受部分成本，电网吸纳可再生能源积极性弱。全国可再生能源发电量仅占全国发电量的21.64%，可再生能源发电中“弃光弃风”的现象严重。在能源革命的新形势下，需加快推进可再生能源发电替代，改革可再生能源发电补贴制度，推行可再生能源发电配额及交易制度，优化可再生能源发电上网环境。

化石能源篇2

1.1企业能源审计类型

我国现在开展能源审计主要有三种类型:一是政府监管的能源审计，即国家或地方节能主管部门对石油化工企业能源使用情况进行审计，是我国开展能源审计的主要类型;二是委托从事能源审计的相关机构，该机构具有规范性，以保证审计方案、采用数据和审计结果更加科学，提出的建议更加有效;三是企业内部设立能源管理体系，依照国家能源相关规定对企业用能情况进行审计。

1.2企业能源审计的方法

石油化工企业能源审计的基本方法是依据物料平衡原理、能源平衡、能源成本分析原理、工程经济与环境分析原理以及能源利用系统优化配置原理，对企业的能耗、物耗的投入产出情况进行审计、诊断和评价［3］。相关依据参考表2。

1.3能源审计程序

1.3.1编写能源审计方案首先成立能源审计小组并分工，其次，明确能源审计目标，审计期和审计内容，最后根据前两块内容制订能源审计方案。

1.3.2了解企业能源利用情况针对能源审计内容，通过企业能源管理人员初步了解企业生产工艺、能源管理体系、能源购销、能源转换输送等等。召开能源审计动员会，向相关人员介绍能源审计的目的和要求，随后布置数据资料收集工作，资料主要包括:能源管理资料、能源统计报表、各分系统和主要用能设备的数据资料等等。

1.3.3现场调查测试进入企业生产内部，了解主要的生产系统、能源转化输送和能源利用系统的详细情况，必要时对重点用能设备和装置进行现场测试。另外，可通过现场核查、盘点、查账等手段来判断、分析收集数据的真实性。

1.3.4召开交流会相关信息收集和分析之后，就发现的相关问题与企业相关部门负责人进行交流探讨，共同提出提高能源利用率得可行性措施以及可达到的初步成果。

1.3.5编写能源审计报告报告内容主要包括:审计有关事项的说明(如:技术标准)、企业概况、能源审计结果、重点耗能设备的测试结果和对标评价、企业能源利用中存在的问题及整改措施和能源审计总体评价和结论。

2我国石油化工企业能源审计面临的问题

随着能源审计规范不断地完善，我国企业能源审计取得了一定的进展。但还是存在一些问题，如许多化工厂考虑到投资回报率和回报期，时间如果是两三个月则会比较积极，若为3～5年甚至更久的话，往往会扔到一边。现将相关问题总结如下:

2.1企业对能源审计的需求意识淡薄相关文献报道指出，面对我国日趋严峻的能源形势，各重点耗能企业被迫与各地政府签订的《节能目标责任书》，被动地接受能源审计。很多省份的企业自主能源审计几乎为零，主要原因是企业认为能源审计太过麻烦，需要增加新的投入，很难产生经济效益，所以管理人员对能源审计并不持支持态度［4］。对于石油化工企业而言，部分能源也是生产原料，对企业内部进行能源审计，从管理到设备及能源的分配都需投入一笔较大的资金，而且在短时间内得不到及时的利润，故企业自主进行能源审计的积极性不高。

2.2能源审计部门存在限制性能源审计的主体包括审计单位和专业性人才。目前我们国家能源审计以政府审计为主，很少有企业自主设立专门的能源审计部门。而政府部门由于业务繁多，工作人员有限，不可能及时处理各企业的能源审计需求，因此会导致部分企业不能按时拿到相关审计材料。另一方面，对于审计人员而言，不仅需要掌握财务方面的知识，对于企业单位能源计量和统计、社会节能量的认定和换算方面也需要了解，而在实际工作中，工作人员大多是财务科班出身，对能源审计业务不熟，“不会审”现象时有出现［4］，且审计队伍的水平参差不齐，在工作方面会存在较大的差异性，导致能源审计失去其包含的重要意义。

2.3企业能源管理基础薄弱大多数石油化工企业缺乏有效的能源管理体系，从能源计量器具的配制到能源数据的计量和统计工作，都无专人负责。日常能源运行情况的记录，直接影响到能源审计的进行，数据的真实性与实施能源审计后给企业带来的经济效益密切相关。

3能源审计面临问题对策的思考

3.1“强制性”和“鼓励性”措施并举首先，政府部门可根据自己在能源审计中的主导地位，结合新修订的节约能源法、化工企业能源审计管理规范和管辖范围内石油化工企业的实际情况而下发政策文件，政策中可规定新老企业需进行能源审计的的方法、步骤和审计内容等。其次，政府部门可积极出台相关财政政策和税收政策，奖励进行能源审计较好的企业，带动其他石油化工企业进行能源审计;最后，政府部门应积极宣传能源审计为企业带来的经济效益，让企业明白能源审计的本质是服务于企业，使企业更好地管理自己的“本钱”，最大化企业利益。

3.2充分发挥能源审计中介机构的作用能源审计需要既懂财务和审计，又懂工程技术的综合型人才。因此，政府部门可招聘相关专业的人才，并对其在专业方面进行考核，然后进行技能培训和岗位实践，最后可根据各地需求成立第三方能源审计服务机构，更好地服务各地石油化工企业。对企业内部从事能源管理的人员可阶段性地进行培训，总结出节能的经验，从而更好地展开能源审计工作。

3.3建立健全企业内部能源管理体系石油化工企业内部建立能源管理体系不仅有利于企业能源管理的合理化，安全化，能及时掌握企业能源消耗情况，保证能源计量数据的真实性，从而为企业实施能源审计和节能措施提供理论依据。此外，企业内部成立能源管理体系，能够为企业带来间接的经济效益，例如:企业在进行能源审计或申请新项目时，完整、科学的能源消耗数据，可以为企业省去一系列的行政成本。

4结语

我国一直以来都被称为能源大国，近年来随着社会的不断发展，能源的使用量也在不断地增加，而这种无节制的能源使用，不仅造成环境严重的污染，更使得我国能源资源供不应求。石油化工企业作为能源的主要消耗者和供应者，更起着举足轻重的作用。对石油化工企业进行能源审计，就相当于减少能源的损耗，从而获得更多的“其他的能源”。对于重点耗能企业－石油化工企业而言，进行能源审计，一方面降低了生产成本，提高经济效益;另一方面，能源审计过程是对生产过程进行精细化，从而提高产品的质量，具有较好的社会效益。

化石能源篇3

关键词：俄远东石油管线；中日俄；能源合作

中图分类号：F407.22文献标志码：A文章编号：1008-0961(2007)04-0033-02

一、俄石油管线走向变化的制约因素

从1994年中国首次与俄罗斯就石油管道问题进行谈判，到前一时期“泰纳线”基本走向的确定，俄石油管线走向的确定，可谓一波三折，中日俄三国的能源合作也因而处于一种动态变化中。这其中，不乏生态环境安全、俄内部利益之争等因素影响，但是，从整体上看，是中日俄三个当事国内外因素综合作用的结果。

(一)俄罗斯因素

第一，俄能源外交战略框架的影响。众所周知，俄罗斯蕴藏着丰富的石油资源，但是长期以来，俄政府对其并未给予应有的重视。普京总统上台以后，大力推动能源外交，并为此制定了俄罗斯的长期能源发展战略。其目的就是以油气资源为手段，为俄获得国际能源市场的最大份额，吸收更多的国内经济发展资金。中国和日本历来是俄罗斯能源出口和能源合作的重要伙伴，俄罗斯的能源战略也确定了加强俄与中日能源合作的方针。但是，俄能源外交战略宗旨的确立，决定了俄罗斯一切能源合作活动都被置于能源合作的整体框架之下，服从和服务于满足俄罗斯需求这个目标。随着中东地区石油危机的升级和全球范围的石油资源短缺，俄罗斯必然要从自身的利益出发对待中日两国的能源需求，有意无意地在中日之间制造矛盾，从中渔利。

第二，在俄罗斯的社会精英阶层和决策层内部，存在着对华友好和敌视中国两种势力。这些人身居要职，有些人本身就是大石油公司的首脑、政府政策的制定者，其主张从某种程度上影响着舆论方向。他们的有代表性的主张是，与日本的能源合作有利于解决俄目前经济开发过程中的资金短缺、技术落后的问题；中国客观上不能成为日本的重要合作伙伴。其中，也或多或少地包含着“中国的发展会给俄方带来威胁”的“中国”。另一种主张则认为，中国是俄稳定、安全的市场，俄能源的发展离不开中国。但是，就是抱这种主张者在强调战略伙伴关系的重要性的同时，也担心中国快速发展会使两国原本不平衡的状态进一步拉大。对中国的防范心理使俄在与中、日两国的能源合作中经常瞻前顾后、徘徊不前。

第三、追求利益最大化目标的驱使。在国际关系交往中，捍卫国家利益无可厚非。但是，为寻求利益的最大化，俄罗斯将能源外交发展到了极致的做法，则不能不引起世界各国的关注。从俄石油管线走向变化摇摆不定的态势，可以清楚地看出俄罗斯追求利益最大化目标。

(二)日本因素

俄方提出“改线方案”的诸多促成因素中，日本因素毋庸置疑是最直接的因素。在确保能源供应的多样化上，日本通产省早已经将俄罗斯作为首选。缘于能源危机意识，日本通产省将俄罗斯的管道建设定位为“与核能政策同等的最重要问题"，组织了精干的专家队伍对俄罗斯的有关法律进行深入研究。随着对俄石油需求的不断增长，中国超过了日本的能源需求总量，跃居世界第二位，日本的危机感陡然上升。因此，在中俄即将签订协议的关键时刻，日本突然介入，充当了“第三者”角色。根据有关报道统计，在不到一个半月的时间里，日连续派首相、外相及其他政府官员赴俄罗斯商讨能源合作问题。不但极力进行接触、斡旋，还投俄所好，许以重金（75亿美元），开发俄东西伯利亚石油和投资远东地区社会经济项目。为使俄罗斯放弃通往中国的“安大线”，而优先建设有利于日本发展的“安纳线”，日本一些政治家甚至私下向俄方表示，他们不希望俄罗斯把石油卖给中国。据俄《论据与事实》周刊的可靠消息，只要能打掉俄罗斯与中国的石油天然气合作（即石油管道合作）意向，日本宁愿出2 000亿美元巨资建设俄日“能源桥”。由此可以看出，在“安大线”改线问题上，日本一定要介入石油管线走向问题，缺油只是一个方面的原因，而遏制中俄能源合作的目的和形成长期的能源战略规划则是更深层次原因。而俄罗斯搁置“安大线”的事实表明，日本的干扰发挥了作用。同时，应当指出的是：在牵制中国发展这一点上，日俄双方具有根本的一致性。

(三)中国因素

在分析俄石油管线问题的当事国因素中，中国因素常常被忽略，其实，中俄“安大线”出现波折，与中方对俄认识不清，主动性作用没有有效发挥有很大关系。

1.对俄法律法规研究不够。“安大线”的搁浅，给中国带来了一定的损失，没有法律武器做保障，是中方遭受损失的重要原因。由于中国缺乏精通对俄合作的法律人才，不仅对俄法律的研究活动没有展开，就是有关的法律咨询活动也很少进行。

2.对俄石油企业与政府之间的关系认识不清。一直以来，中国的石油天然气公司都认为企业交流是企业之间的个体行为，只重视与对口企业本身的交往，而很少考虑与俄政府的交往。自普京执政以来，政府加强了对石油企业的管理，尽管表面上实现了私有化，实际上加强了对重要油气公司的掌控，许多重要部门和项目掌握在与政府有着密切关系的人的手中。应当说，俄每一项合作项目的签订都有俄政府做后盾，是俄政府意志的体现和反映。中方企业因不谙实情，在对俄交往中势必要经常处于劣势地位。

3.对中国的形象宣传不够。近年来，中国经济的迅速发展，引起了世人的瞩目， “中国”也被一些人抛了出来，致使一些人对中国产生了惧怕心理，从而在对华合作中有所顾忌。这种情形在俄日两国都或多或少地存在。这种现象的产生多缘于对中国的不了解。而中方对国家的政策方针宣传不够，应当说是首要的原因。

二、如何推进中日俄三国能源合作

俄远东石油管线走向变化，是中日俄三国因素综合影响的结果。如何消除三国能源合作中存在的障碍，变消极因素为积极因素，趋利避害，实现多赢，是三国政府和人民的共同心愿。

（一）摒弃零和博弈，推进三边合作关系的展开

所说的零和博弈，是指在国家关系发展中形成的一方所得，为另一方所失的理论。在国家和利益集团的合作交往中，这种观念一度盛行。俄石油管线走向的变化，从某种意义上说是博弈心理的体现和反映。在世界经济一体化趋势下，世界各国的经济联系加强，相互依存日益明显， 博弈思想只能成为合作发展的障碍。这是因为，在全球化的能源市场体系下，任何一国如果只考虑自身的安全，最后自身的安全将难以保障；而且，要想应对世界性的能源危机，仅靠一国的力量是不够的。加强联系，彼此借重，成为时展提出的迫切要求。为此，摒弃博弈思想，推进多边合作势在必行。

（二）建立统一的能源协作协调机构

多年来，东北亚地区的能源合作一直处于比较松散的状态，缺乏有效的管理，因此合作规模不大，成效也不明显。在世界石油行情发生巨大变化，石油资源成为紧俏的商品，各国对石油资源争夺加剧的情况下，以中日俄为首的东北亚地区国家，已经意识到合作的必要性和紧迫性，并且加强了有关方面的探讨。有关专家学者提出了建立由相关机关参加的能源安全机制的建议，为此还具体建议成立东北亚能源合作组织，建立类似《能源》的合作组织等。

（三）增强能源安全意识

如上述，在经济全球化背景下，能源合作各国的相互依赖程度加深。能源安全问题不再仅仅是一国或一个地区的问题，而成为各国共同面临的问题。因此，增强能源安全意识，制定切实有效的能源安全战略对各国今后能源合作的发展至关重要。一般认为，在能源合作中，能源需求方与能源供给方的距离越近，能源运输线路越短，运输可靠性和安全性越强。就中日俄三国来讲，因其同属东北亚地区国家，又各自是本地区能源的需求方和拥有方，因此，从安全系数来看，区域内的合作无疑优于区域外的合作。

（四）理性地对待中日俄合作中出现的偏差，推动合作的良性发展

化石能源篇4

进入 21世纪，能源资源匮乏进一步成为国家之间竞争与冲突的重要根源。在所有的能源类别中，石油目前是全球消费比例最高的能源。近10年来，石油消费量占所有能源消费量的比例一直在40%左右。而且石油在可预见的未来还将是世界上最重要的能源。由于石油在世界经济中的决定性地位，目前还没有哪一种资源能比石油更有可能引起国家之间的冲突。伊拉克战争即是一个例证。美英联军推翻伊拉克萨达姆政权，扶植成立新的亲美政权后，不仅使得美英在中东产油国家的影响明显增强，而且还将改变上世纪80－90年代形成的世界能源地缘政治格局。

世界石油工业历经近150年的发展，到20世纪末形成了以北美、亚太、西欧为主的世界石油消费区域构成格局和以欧佩克等为主的世界石油储产量区域构成格局。目前，北美地区是世界最大的石油消费区，亚太地区位居第二，西欧第三。这三个地区占世界石油消费总量的近80％，其石油剩余探明储量仅占世界总量的22％。欧佩克的石油消费量不到10％，但这些国家却占世界石油探明储量的2/3。世界石油的消费区域构成与资源区域的构成严重错位和失衡，使全球围绕油气资源的争夺一直非常激烈，也使对原油进口依赖程度较高的国家一直面临着压力。

由于能源特别是石油具有的特殊战略价值，世界能源中心同时也成为各种政治力量争夺的焦点。而世界能源中心的每一次转移，都导致了世界地缘政治格局的相应变化。今天，从北非的马格里布到波斯湾，从波斯湾到里海，从里海到外高加索，再到俄罗斯的西伯利亚和远东，形成了一个巨大的能源富集地理带。这个巨大的地理带蕴藏了65％的世界石油储量和73%的天然气储量。在这种意义上，可以把北非—波斯湾—里海—俄罗斯称为“世界能源供应心脏地带”。而围绕着世界能源供应心脏地带，形成了两环世界能源需求圈，第一环包括东亚、东南亚、南亚和欧洲大陆；第二环包括北美、南美、撒哈拉从南非洲、南太平洋地区。在世界能源需求圈中，从能源需求未来发展趋势及其与世界能源供应心脏地带的关系上考虑，亚太地区显得尤为重要。过去10年间，亚太地区石油消费量平均增长5.4%，大大高于世界平均水平；目前亚太地区探明的石油可采储量仅占世界总量的4.2%，石油产量占世界总产量的10.4%，消费量却占世界消费量的26.4％。据有关预测，2005年，亚太地区将超过北美，成为世界第一大石油消费区。与亚太相比，世界另两大能源需求中心——北美和欧洲虽然能源消费量很大，但能源需求增长极为缓慢，未来甚至有可能出现能源需求停滞乃至下降的局面。因此，可以把亚太地区称为未来的“世界能源需求心脏地带”。

虽然世界大国对石油的争夺受各自的生存与发展需求驱动，但在一定程度上可以说国际石油争夺战是因美国的石油战略变化而起。在对世界石油资源的争夺中，美国是首要角色。美国争夺石油不仅在于确保自身需求得到满足，更有控制这一战略资源进而维护其世界霸权地位的长远意图。美国副总统曾明确讲：谁控制了波斯湾石油的流量，谁就有了不仅对美国的经济，而且“还对世界其他大多数国家的经济”的“钳制”力。未来学家托夫勒也曾指出，控制了中东地区的石油，美国就捏住了向其主要竞争对手供应石油的输油管口。“911”后美军进驻中亚，同样具有明显控制里海石油的战略考虑。但近一时期，俄罗斯在国际石油战略格局中的地位在上升。近年来，能源出口一直占俄GDP的20%以上和外汇收入的50-60%，俄罗斯经济增长的近90%也都得益于能源出口的拉动。因此，普京政府对能源出口给予了极大关注，并力求对国际石油战略格局施加更大的影响。可以说，在丧失与美国的核战略平衡后，能源正成为俄罗斯维护大国地位的“战略武器”和额外的政治砝码。

二、当前世界石油市场的新变化

近年来，全球石油供需格局开始发生重大变化。从石油生产方面看，中东仍是石油产量最多的地区。中东地区平均每天生产石油达2千多万桶，占世界日均总产量的近1/3。而且相对于原油储量来讲，中东又是全球石油产量最少的地区，西欧地区的相对产量最高，北美地区次之。也就是说，按照目前的日产油量，中东地区石油可开采的时间也是全球最长的，而西欧的石油会最快枯竭。从世界石油消费情况的分布看，则与产量分布迥然不同。北美地区是世界上石油消费量最多的地区，占据了全球30%以上的石油消费，消费量超过其产油量的1.5倍。而产油最多的中东地区，石油消费量仅多于非洲地区，其消费量占全球的约6%，只相当于其产油量的1/5。然而，目前石油缺口最大的地区并不是北美地区，而是亚洲地区。亚洲是世界上石油消费增长最快的地区，近20年来其消费量增长了一倍，石油需求量由占世界石油消费总量的10％已上升到25％，成为与北美、欧洲石油消费量基本相当的重要地区。在这一地区，消费量增加最多的国家是中国，其次是韩国和印度，但韩国和印度的增长速度要快于中国，近2年均增长了2.5倍左右。与亚洲和大洋洲截然相反的是，东欧和前苏联国家的石油消费量则呈现不断下滑的趋势。与之对应是，这一地区的石油产量也出现了急剧减少的趋势。

目前，世界石油出口量最多的地方也仍是中东，其出口量占全球石油出口量的1/3，其石油产量的80%以上用于出口。在前10 大石油净出口国中，中东地区的国家占了5个，其中沙特的出口量世界第一，占全球石油出口总量的13.5%。在石油进口国家与地区中，美国的1/4、欧洲的3/5和日本4/5以上的石油进口都来自中东。除了中东外，非洲、东欧和前苏联国家以及中南美洲也是石油净出口地区。从进口来看，亚洲和大洋洲是石油进口最多的地区，对进口石油的依赖程度也是全球最高的，依赖程度高达62%。作为世界最大的石油进口国，美国石油进口量到目前仍占世界消费总量的25％，对进口石油的依赖程度为53%。西欧的进口依赖程度也达到51%。在亚洲地区，日本是进口石油最多的国家，韩国、中国和印度次之；日本对进口石油的依赖程度高达99%，韩国的石油则完全依赖进口，我国对进口石油的依赖程度也已达32%。

美国是世界第一大石油消费国，其占世界总数5%的人口却消耗着全球42%的能源，对海外石油依赖严重，因而美力求建立以其为主导的国际能源新秩序。"911"事件后，美国通过强化美俄能源合作、加速里海油气开发、抢滩非洲石油，特别是对伊拉克战争等手段，加紧抢占石油地缘战略支点，全面推进全球石油战略布局。分析美国石油战略的总体部署，纵观近来石油地缘政治环境的一系列变化，可以看出，未来国际石油战略格局将呈现美国主导、供应方三分天下的局面。 首先，伊拉克石油影响回升，并在美国直接控制下成为调节国际油市的重要杠杆。据有关预测，战后伊石油日产量1-2年内可望恢复到海湾战争前的350万桶，5年后可增至600万桶，取代沙特成为世界第一产油国。伊重返国际油市使美掌握了一张"王牌"，可以达到取代沙特、打压欧佩克、制约俄罗斯的多重目的。 其次，欧佩克影响渐成衰势，但影响仍不可低估。在经历两次石油危机之后，削弱欧佩克已成为美国既定目标。近年来，美通过建立西方石油战略储备、促进欧佩克内部分化以及扶植非欧佩克生产国等手段对其打压。"911"后，欧佩克面临以俄为主的非欧佩克产油国的挑战。今后，伊拉克的崛起又将对欧佩克构成更大威胁：如伊重返欧佩克，则需要其重新调整内部现行配额机制，可能使本已复杂的内部矛盾更趋激化；如伊游离于欧佩克之外，其庞大的石油产量与产能将使其成为欧佩克的一个重要竞争对手。但同时要看到，欧佩克石油储量仍占世界总量的2/3以上，多年的市场化运作也使其内部形成了休戚相关的利益关系。无论如何，欧佩克仍将是未来国际石油市场的重要影响力量。第三，俄罗斯、非洲等非欧佩克产油国地位上升、影响增强。据俄能源部公布数据，俄石油储量和产量分别占世界总量的13%和11%。"911"后，俄利用世界能源市场的新变化，以“突破北美、稳定西欧、争夺里海、开拓东方、挑战欧佩克”的总思路全面拓展能源外交，迅速扩展对国际能源市场的影响，地位迅速攀升。非洲石油蕴藏丰富，不仅油质好、成本低、易运输，而且远离动乱中心，相对安全。因此，西方各大石油公司视非洲为“尚待开发的处女地”，竞相投入巨资进行勘探开发。在新格局下，产油国与石油进口国之间的共同利益与矛盾分歧相互缠绕，相互依赖进一步增强，既斗争又妥协将成为其相互关系的主要特征。

未来世界石油市场各种利益矛盾的交织将使市场的角逐更为激烈而残酷。欧美国家为获取发展本国经济所需的世界石油资源控制权的争夺、俄罗斯为通过石油霸主地位的确立发展本国经济重塑大国形象的争夺、欧佩克国家为确保其丰厚的石油收入所进行的维护其油价政策和市场份额的争夺等等，都是激化世界石油市场矛盾、促进不同利益集团进行重新组合的主线。从近期看，由于伊拉克重建对资金的急需，估计伊将会在现有条件下尽可能增加石油出口，并在2004年恢复到战前的出口水平，加上委内瑞拉石油生产和出口基本恢复正常，尼日利亚石油生产和出口现已趋于恢复，而世界经济及美欧主要国家经济复苏缓慢，世界石油市场总体供大于求，所以国际油价将受到较大的下滑压力。但从中长期看，由于美英大跨国石油公司直接参与和主导伊拉克石油工业的恢复、重建和新的勘探开发，伊拉克的石油生产将有可能增加到历史最高水平，而伊拉克石油生产的增加必然伴随着出口的增加。如果伊拉克在美英的指使下今后退出欧佩克组织独行其事，大量出口石油，或虽在该组织内但秉承美英发达国家的利益，干扰和影响欧佩克对国际油价的集体干预调控措施，则欧佩克现行的限产保价措施就会“失灵”，国际石油市场的秩序、国际油价的定价机制将面临新的选择。

三、我们的对策思考

化石能源篇5

20世纪80年代以来，中国的石油工业处于储、产量相对稳定的壮年期。这个时期国家经济也走上改革开放、快速发展的新阶段。笔者选取1984年到2011年的20年时间段对石油储量的中期变化作对比分析，这有助于我们剔除短期的次级影响因素的干扰，更深入地认识我国在新的经济形势下，石油工业进入壮年期以来的基本特征和发展趋势。此项工作所有的数据都以相应年度的储量通报为准。并把分属于不同单位的油田以盆地为单位进行汇总。在计算时以104t为单位，累计其储量和所占百分比。但在列表时为了简明以108t为单位。一般仅取小点后三位。本文所说的石油不包括凝析油。 为了从宏观上把握基本发展趋势，将全国分为几个大区。东北区的主体是松辽盆地，还包括了伊通、海拉尔、二连等盆地。华北区仅渤海湾盆地有探明石油储量，这里仅指其陆上部分。江淮区包括南襄、江汉、苏北等盆地。一般常称以上3大区为东部老区。西北区包括了鄂尔多斯盆地及其以西的诸盆地。有探明油田的除鄂尔多斯、准噶尔和塔里木3大盆地外还有柴达木、酒西、吐哈、焉耆和三塘湖等盆地。在南方区有探明储量的盆地仅为四川、三水、百色和景谷，它们的石油储景很少，占全同石油储量的比例甚低(如2011年占全国剩余可采储量的0. 14％)，在本文的表格中没有单独列出。海域的石油储量主要分布渤海，南海和东海，其所占全国石油储量的比例也很低。 1 累计石油地质储量和可采储量 1．1 全国累计探明储量 从1984年到2011年，全国累计探明地质和可采(以下简称地质可采)储量呈起伏不大的平稳升势。以地质储量的年均增值看，前10年年均增储7．56×108t，年增率6．18％；后10年相应数字为7.70×108t和3.83％(表1)。可采储量年均增1．58×108t。前10年年增率略高，为3．28％，但年均增量低，约1.36×108t：后10年年增率略低，为3．17％，但年增量较高，约1．81×108t(表2)。 1．1．1 东部老油区 东部老油区仍是增储的主力，其地质和可采储量的增加均占全国增量的近60％。地质储量20年年均增储4. 6×108t，其后10年与前10年相比年增率和年均增量降低，年均增量由5．8×108t降到3．4×108t。以可采储量计，20年的年均增量约为0.95×108t，后10年比前10年略低(表2)。但年均增量却由0.914×108t上升到0．977×108t。东部老油区不论是1984-1994年还是1994-2011年，其地质和可采储量的平均年增率均低于全国储量的平均年增率的相应值。东部可采储量占全国的份额由1984年的90．89％，降低到2011年的76．38％(表3)。表1 1994-2011年全国主要大区石油地质储量变化 Table 1 Cariation of oil in place in our major oil regions during 1994-20004 地区 1984年/108t 1994年／108t 1984-1994年增率/% 2011年/108t 1994-2011年增率/% 20年增量/108t 平均年增量/108t 各地区增量比例/% 全国 93.274 169.872 6.18 246.829 3.83 153.555 7.678 100.00

化石能源篇6

关键词：低碳经济；石油企业；发展策略

一、发展低碳经济的背景

低碳经济是在可持续发展理念的基础上提出来的，即通过技术创新、产业转型等形式，尽可能地降低高碳能源的消耗，以缓解温室气体对气候的影响。可以说，发展低碳经济是一种将环境与经济放在同等位置上的经济模式，是人类文明进步的体现。

（一）化石能源紧缩

就全球趋势来看，化石能源的经济成本在逐年看涨。从世界能源结构上来看，化石能源的使用成为温室效应形成的主要原因。特别是煤炭的燃烧会产生大量的二氧化硫。但是作为不可再生能源，化石能源已经面临着资源枯竭的危机。因此，就如何高效利用现有的有限能源，并加速开发新能这一方面，人类已经达成共识。

（二）发达国家的经济过渡与发展我国家的经济转型

“先污染，后治理”的经济发展模式让众多发达国家一跃成为国际经济水平层面的佼佼者。然而享尽自然给予的各种“恩宠”后，这些“先进者”开始重视环境保护的问题。从工业发展历史来看，西方发达国家早在20世纪就已经完成了工业化与城市化的转型，即发达国家已在这个转型的过程中经历了高碳经济阶段，在转型结束后开始降低能源消耗量，并在全世界都提倡低碳经济的时代，成功完成高碳经济向低碳经济的过渡。而发展我国家高碳经济阶段的起步就比发达国家晚，此时的发展我国家的经济正处于高碳经济的高潮阶段。也正是此时我国的能源储量和环境状况也亮起了警示灯，因此，为了经济的可持续发展，只有向低碳经济转型。

（三）温室效应向人类提出的挑战

全球变暖使得气候异常，暖冬、酷暑等极端的恶劣天气频繁出现。冰川融化使得大量北极熊失去栖身之地，甚至会因为捕不到食物而溺死海中。水平面上升，大陆板块随时都可能被大海吞噬。由于气候异常，大量的物种濒临灭绝，严重地影响了生态平衡。如果这种气候持续下去，食物链断裂，灭绝的厄运迟早会降临到人类的头上。这是自然对人类的“回礼”，面对自然的愤怒，人类不得不为自己所做过的一切付出代价，所以发展低碳经济不仅仅为了经济的可持续发展而保护环境，也为了人类社会的可持续发展而保护环境。

作为发展总国家，面对低碳经济时代，我们应当如何发展？作为我国能源支柱的石油企业又该如何发展，下文将分析低碳经济给我国石油企业带来的机遇和挑战。

二、石油企业发展低碳经济的SWOT分析

石油企业是我国化石能源的主要提供者，因此发展低碳经济，石油企业应为先驱。

（一）优势

就我国现在的经济形势而言，石油企业要发展低碳能源，仍应将重点放在石油和天然气上。而发展这两种资源，石油企业具备得天独厚的优势。首先，源于能源开采、运输方面经验的积累；其次，在能源技术方面我国大多数的石油企业也取得了突破性的进展；再次，为了鼓励石油企业大力发展海内外的资源开发，国家在财税政策上给予了相当大的支持；最后，天然气已经成为我国石油企业能源发展的亮点，近几年来在天然气领域取得了相当大的进展。同时，国内的大型石油企业已筹备着向煤层气和海上天然气进军。

（二）劣势

石油、天然气虽然相对比较环保，但是不可再生能源只能维持现状，未来的能源结构还是要以可再生的新能源为主。但是石油企业的经验和技术优势基本集中于常规能源的产业链上，对于可再生新能源的研发，技术层面上还是稍显落后。我们的节能减排只能通过节水、节地以及淘汰高耗能、高排放的装置等技术性较低的方式来实现，而不是通过发展绿色经济的渠道去谋求一个新的发展空间。所以在新能源的竞争中，不具备竞争优势。

（三）机遇

从长远利益来看，低碳经济有利于推动石油企业的发展。首先从我国化石能源的特点分析，煤多、油气少一直都是我国化石能源的特点。然而随着工业化进程的加快，我国石油产量远远无法与消耗量持平，这使得我国对石油进口产生了过分的依赖。这种情况下如果政府还是无动于衷，石油公司的保供压力会持续增加。但是在低碳经济模下，原来以石油为主的能源结构就会转向排放量较小的天然气为主的能源结构，有了新的消费增长点，石油企业就可以转变生产结构，推动可持续发展。在提倡发展低碳经济的背景下，我国三大石油公司均提出了新的发展目标，其共同点就是实现油气企业向能源企业的转型，加速可再生能源发展，加速新能源的开发。在产业和业务结构上进行调整，根据国家出台的新政策培养新的经济增长点。作为国民经济的支柱产业，石油企业的转型将带动起经济增长新高潮。

（四）威胁

石化能源总量在持续减少，新能源和可再生能源日后必然会主宰我国能源市场，新能源种类繁多，所以我国能源市场在未来将呈现出多元化的格局，即石油企业由传统化石能源创造出来的市场份额必然会被瓜分，很难重复往日的市场主体地位。此外，国家大力推行低碳经济发展，必然会以税收等政策形式对传统化石能源的发展加以限制，总体看来经营前景不是很乐观。此外，由于石油产量低，为了满足社会生产需要我们仍需依赖石油进口。但是这种背景下，西方国家会以低碳为借口加大贸易壁垒，加大了资源进口的成本就意味着加大了石油企业的生产成本，缺少了成本优势，国际竞争力会明显下降。

三、我国石油企业发展低碳经济的策略

石油是关系到国计民生的重要能源，石油企业则是国民经济的支柱。因此，站在历史发展的高度上，石油企业应随着形势的发展而发展，所以发展低碳能源，走可持续发展之路对于石油企业来说意义非凡。

（一）大力发展天然气业务

当前我国工业化进程正处于高速发展阶段，能源需求与日俱增，而短时期内，新能源还无法完全替代传统化石能源。我国石油能源储备量虽然不大，但是天然气能源的储备量却是相当的丰富。这种形势下石油企业应立足于自身实际，在保持传统竞争优势的同时加快天然气业务的开发，作为清洁型能源，天然气可以充当化石能源与新能源之间的过渡能源。所以走绿色发展之路，石油企业首先要调整能源结构，大力发展天然气业务。

（二）有序发展新能源业务

化石能源的不可持续性决定了新能源的开发将成为石油企业未来经营战略的重点。目前国际上很多大型石油企业都将战略主场转向了生物资源的开发，如道达尔公司于20世纪90年代开创了生物燃料开发的先河。又如壳牌石油，早在1997年就建立了独立的生物能源部，其生物能源业务在世界石油行业范围都是数一数二的，而且2000年以后，该企业又加大了对生物能源方面的投资。再如巴西石油，企业预计2007-2011年在开发生物能源领域投资3亿美元。我国石油企业要在新能源的开发与实践中起到先锋作用。近年来我国石油企业在开发非常规油气能源领域表现突出，加大了煤层气、页岩气和致密气的开发力度，同时加大可燃冰开发技术的研发，在生物资源领域重点加强非粮乙醇和生物质柴油的开发与生产，不断提我国清洁型油气资源的保有量。

（三）牢固树立节能减排主体意识

石油企业虽然是我国能源的主要提供者，但是就生产而言，它也是我国能源和二氧化碳排放量最大的企业。所以，积极探索低碳能源开发，保质保量地为社会提供清洁型能源是低碳经济下石油经济所承担的社会责任和历史使命。因此，树立节能减排的主体意识，大力推广余热回收等资源再利用技术，减少对传统化石能源的消耗。

（四）发展二氧化碳处理技术

二氧化碳是导致温室效应的罪魁祸首，低碳不等于二氧化碳的排放为零，因此，推行低碳能源的同时，也要加强对二氧化碳处理技术的发展。目前已有的二氧化碳处理技术有回收在利用和永久封存两种，已经投入到广泛的应用之中。现在很多石油企业都在石油开采领域加入了二氧化碳强化技术，这种技术对于挤压地下油气资源十分有效。此外在化工领域，将二氧化碳回收并加工成可降解的环保塑料或是通过化学反应生成甲醇、碳纤维、沥青、建筑材料等等。可以将回收来的二氧化碳充分再利用，在减少了温室气体排放量的同时，也提供了新型的物资原料。此外，石油企业还可以凭借现有的地质技术，在已经枯竭的油田寻求有利于永久封存二氧化碳的地质构造。无论是回收还是封存，都可以实现温室气体排放量的减少，但是这一切都依赖于低碳技术的研发，各石油企业要积极合作，从源头上实现低碳减排。

四、结论

为了发展经济，我们不惜破坏环境。现在环境破坏给人类社会带来的反作用力使得我们不得不协调经济发展与环境保护之间的关系。低碳经济就是协调二者关系的结果。低碳经济决定了各国能源结构的转型，决定了清洁型能源的主导地位，也决定了可再生能源将成为未来能源结构的主体。作为石油企业，在石油和天然气开采方面我们有绝对的优势，而且低碳经济否定了煤炭的能源主体地位，这就给石油和天然气这两种相对清洁的能源提供了发展的机会。但是我国的石油储量还是有限的，天然气能源却极为丰富。这就意味着低碳经济时代，我们要大力发展天然气业务，并以此作为传统能源与新能源之间的过渡。与此同时，我国石油企业要做到未雨绸缪，加速低碳技术的研发、加速新能源的开发，随时做好转型的准备。目前我国石油企业在非常规能源开发方面已经有了突破性的进展，特别是生物能源领域，取得了不小的成绩，然而面对新能源之间的竞争，传统能源优势已经发挥不出作用，因此，只有加速开发出核心产品，才能增强在未来新能源市场中的核心竞争力，保住石油企业在国民经济中的地位。

参考文献

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化石能源篇7

[关键词]石油价格；能源战略；石油危机；GDP增长率

[中图分类号]F742　[文献标识码]A　[文章编号]1008-2670(2007)05-0075-04

根据世界银行统计，国际市场原油价格每桶上升10美元，全球GDP将降低0.3个百分点，同时会加剧全球CPI物价指数上升。近年来，国际原油价格一路上涨，纽约原油期货价格在交易中再创历史新高。目前石油价格攀升已引起世界普遍关注，众多专家学者关于油价未来走势仍将继续上涨的预测不绝于耳，甚至有著名能源市场经济学家预测世界油价可能今后两年涨到每桶70美元以上，从而严重动摇了市场对未来石油价格的信心。面对高油价，中国应该采取哪些能源战略措施来趋利避害?这是一个值得我们深思的重要问题。

一、国际原油价格上涨对中国经济发展的影响

(一)直接影响

国际油价上涨对我国经济的直接影响表现为外汇支出增加、净出口减少，进而降低了GDP增长率，并拉动了物价上涨。高油价使我国大大增加了石油储备成本。据估算，油价每上涨10美元／桶，储备油采购支出就增加上亿美元，使我国增加石油储备面临更大的困难和挑战。

油价上涨对我国GDP影响几何?同国际上多数国家一样，油价的高涨使中国的相关产业受到极大冲击，使GDP增长数字有所下降。近期国际市场油价的大幅攀升，直接冲击了中国的原油供、销链条。根据摩根斯坦利的估算，国际原油价格(布伦特原油价格)每上涨1美元／桶，中国的GDP将损失0.06％。专家指出，作为世界第二大石油消费国，国际油价持续上升已经使中国成了最大的受害者。瑞士信贷第一波士顿亚洲首席经济师陶冬在一份分析报告中指出，中国将成为国际高油价最大的承受者。若以平均每桶原油价格为37至38美元，中国全年进口原油为1.2亿吨，折合约8.8亿桶来估算，由于国际原油价格高，将直接导致中国全年外汇损失达到88亿美元。今年中国仅原油一种产品的进口就将造成300亿美元的贸易逆差，高油价将拖累中国GDP下降0．7至0.8个百分点。

在石油处于现代能源消费结构主体地位的今天，石油已位居经济结构产业链的顶端。因此，石油价格的波动会直接或间接影响物价，形成通货膨胀并对经济发展产生停滞作用，对社会经济运行构成重要影响。透视石油在现代社会的经济运行机制，便可发现，现代能源结构中存在着一定程度的替代，并且这种替代形成了能源结构中的价格传导机制，例如油价的上升导致其他能源资源价格的上升，并和石油价格上涨一起传导到物价指数上去，进而影响宏观经济的运行。

(二)间接影响

国际油价上涨对我国经济的间接影响主要表现为产品出口面临着下降的潜在危险：一是以石油为主要燃料、原料的产品，因生产成本上升导致产品竞争力下降，从而使出口面临下降的潜在危险。二是出口对象国因油价上涨使国际收支出现困难，进而降低其进口能力。

随着全球工业化进程的发展、产业分工的演化，当前世界经济逐渐朝着一体化的方向迈进。与此相对应，基础原材料采掘或生产、加工、销售各环节对石油的依赖越来越强。于是，石油不但是现代经济生产、流通、消费和居民生活各环节主要动力的来源之一，还是支持经济走向一体化的现代交通工具的基础平台资源。在现代技术条件下，如果没有了石油，现行的经济结构和社会结构将会发生重大改变。因此，近年来，世界各国普遍关注自身的石油供给渠道的稳定问题，纷纷制定国家能源安全战略，其中石油被作为国家能源安全战略的主旋律，成为许多国家国家安全、外交、内政的主导工作之一。现在，人们对目前可能引发的石油危机、油价暴涨的担心，正在表现为对地缘政治和经济发展前景的担忧。而这种担心和担忧又以油价对产业结构的影响为主。

在现代社会经济运行与评价中，宏观调控是以其运行在各环节上的货币流量为标准的。因此，以石油为主体的能源价格上升在物价上的影响，除了以石油为主体的能源价格直接或间接地体现到物价上之外，能源在产业链各环节的利税、经营成本上也有反映，并传导进而形成推动这一环节的物价上涨。这些相关的以货币计量的经济流量，最终还会传导到金融和服务领域的以货币计量的社会经济活动流量上，并推动这一环节以货币计量的财政税收、经营成本上升，形成能源价格上升推动的物价上升的最终环节。

在能源与现代社会经济运行关系中，这些环节的存在放大了以石油为主体的能源价格对物价和社会经济运行的影响程度。第一次石油危机、第二次石油危机对世界经济影响机制就在于此。改革开放之后，我国所经历的两次较严重的通货膨胀和能源价格上涨的互动关系也在于此。就当前的世界经济而言，随着油价的上升，新经济泡沫的破裂、股市下调(以石油为主体的能源价格上升，导致相关公司经营业绩下降)、美元对主要货币的贬值，已经有了激发货币泡沫――游资从蓄水池中溢出的危险。如果这一危险发生，从资本市场溢出的货币泡沫――游资，冲击了以石油为主体的资源市场，形成游资冲击性的经济资源价格持续上涨。那么，对世界经济的影响有可能比第一次石油危机和第二次石油危机还要严重，甚至可能会因此而引发严重的国际政治危机。

二、中国应对国际油价上涨的能源战略举措

世界石油价格的波动，已为世人所瞩目。各国纷纷担忧不断攀升的油价会对本国经济带来不良影响。面对高油价，中国应该采取哪些措施来趋利避害?

(一)加大石油勘探力度，提高石油自给能力

要加大石油资源的勘探与开发，保证我国拥有一定的石油自给能力，缓解进口石油的价格风险。虽然中国剩余的已探明石油可采储量不甚乐观，但勘探与开发的潜力依然很大。根据中国第三次油气评价的结果，国内拥有石油总资源量为1021亿吨，其中陆上为775亿吨；天然气总资源量470 000亿立方米，其中陆上为38.9万亿立方米。通过对不同类型的盆地、凹陷所做的资源增长潜力研究，认为石油最终可采资源量能达到740～760亿吨，天然气最终可采资源量能够达到100 000亿～150 000亿立方米。因此，中国目前石油可采资源探明率为40％，属勘探的中期阶段；天然气可采资源探明率为20％，属勘探的早期阶段。与一些发达国家相比，中国的油气资源勘探深度还是比较浅的。国家发改委副主任

张国宝认为：中国石油资源的勘探潜力还有很大的挖掘余地，通过加大勘探力度、科技创新、提高采收率等手段，今后还可能会发现大的油气田，增加石油可采资源量，可实现石油稳产高产，缓解进口压力。

(二)扩大国际原油投资合作，建立进口原油保障体系

要建立安全可靠、低成本的油气资源供应体系，实现资源全球化、品种多样化和渠道多元化。在中国原油进口依存度不断提高的形势下，进一步加快建立可靠的、低成本的进口原油保障体系。通过“走出去”到海外搞勘探开发，巩固和提高中东原油的主导地位，进一步扩大与非洲、俄罗斯和中亚地区的原油投资合作，增加成本较低的进口油比重，降低石油进口成本。要按照经济合理的原则，适当进口化工原料、燃料油、液化气和部分石化产品，以补充国内供应的不足，减少原油进口，缓解影响化工发展的高油价瓶颈制约。还要搞好国家石油战略储备。过去我国石油供应主要靠自己生产，1993年才成为石油净进口国。由于对石油储备的重要性和迫切性认识不够，起步较晚，使得我国在应对目前国际油的异常高涨时十分被动。日本的石油储备起步较早，储备量已达到90天的用油量。现在中国已经开工建设4个石油储备基地，但是不是要达到90天的储备量尚难一概而论。中国石油来源的三分之二是国内生产的，所以不应照搬国外机制与运营情况。我国有条件的企业也要建立自己的原油储备。2004年中化集团公司以6440亿韩元收购韩国仁川炼油厂，此举扩大了我国石油产品进口渠道多元化，实现了中化集团石化产业上下游一体化，这对于促进我国石化工业形成适当竞争格局、降低国内石油产品价格具有重要意义。

(三)合理利用有限的石油资源，充分发挥其使用价值

要搞好石油资源的节约和合理利用，提倡石油主要用于交通运输燃料和化工原料。石油作为不可再生资源势必越来越少，如何合理有效利用现存的有限石油资源、充分发挥其使用价值，是我应当考虑的重要问题。随着中国交通运输业和石化工业的发展，交通运输燃料和石化原料的需求将快速增长。中国石化高级副总裁曹湘洪提出：要把宝贵的石油资源主要用于其他能源难以替代的、或难以大规模替代的交通运输燃料和石化原料方面。要努力以石油焦、煤、天然气替代锅炉燃料油，以煤、天然气替代化肥企业的原料油和燃料油。要加快电力发展，削减自备柴油小发电机。石化企业要大力发展加氢型炼油二次加工装置，使原油中的重质、劣质馏分充分转化为优质汽柴油和石化原料，努力提高轻质油品收率，力争使轻质油品收率提高到80％左右。

(四)加强科技创新力度，发展石油替代产品

要发展石油替代产品，加大产业化的发展步伐。按市场经济学观点，随着原油资源的逐步减少，石油价格上涨是必然趋势，只有当一种石油替代产品的生产技术经济可行，替代产业大规模生产，石油在经济活动中的重要作用逐步削弱，石油价格的上涨趋势才可能被有效遏制。因此，大力发展石油替代产品产业，以替代产品遏制油价高涨，势在必行。有关人士认为，现在以天然气、煤炭制合成油及石化产品等技术已获成功，我们要加大此类技术的开发力度，建设示范装置，并根据世界石油市场的变化，适时加大相关产业的发展步伐。燃料乙醇是可再生能源，可作为石油车用燃料的补充。从目前看，甲醇、二甲醚做车用燃料，要持谨慎态度，不能盲目发展。

(五)积极参与国际石油期货市场交易，减少价格波动风险

要推进国内石油定价的市场化进程，强化中国市场对国际石油价格走势的影响。有条件的企业要积极参与国际石油期货交易活动，规避油价波动给国内企业带来的风险。石油期货交易市场是石油定价和规避价格风险的主要工具，发展国内石油期货市场和参与国际石油期货市场交易活动，可以增大中国对国际油价的影响，减少价格波动的风险。现在国内石油消费企业进口采购石油，主要依靠长约和现货交易，只能被动地接受国际石油价格的涨跌，价格风险较大。因此，国内有条件的企业应积极参与国际石油期货交易，通过套期保值等手段，锁定进口石油成本，以防范或规避国际石油价格上涨的风险。

化石能源篇8

一、中石化集团原油供应及配置现状

（一）原油供应总量及结构

中石化集团原油资源主要包括中石化自产原油、中石油供原油、进口原油各约占30%，中海洋供原油占10％。

1998年集团公司原油资源量为8073万吨，其中石化自产原油供应量2784万吨，占34.5％；中石油供2276万吨，占28.2％；中海洋原油819万吨，占10.1％；进口原油2194万吨（一般贸易1812万吨，来进料382万吨），占27.2％。

（二）原油配置现状及特点

中石化集团石化企业主要分布在华北、华东及中南地区，在原油配置上主要表现为，中石化自产原油主要供华东及长江中游地区炼厂，中石油原油主要供华北、华东内陆及中南内陆地区炼厂，海洋原油主要供沿海及沿江地区炼厂，进口原油主要供东南沿海炼厂。

从原油供应及配置现状来看，主要呈现出以下几个特点：

1、在原油供应上，以国内陆上资源为主。

1998年中石化集团原油资源量中，国内陆上原油资源量5060万吨，约占63％，其余为海洋原油和进口原油。

2、在炼油能力布局上，有两个布局特点：一是形成了华东、中南和华北地区5:3:2的炼油布局；二是在内陆、沿海、沿江地区能力布局基本平衡。

炼油能力布局如图1－1、1－2所示。

图1－1 图1－2

中石化集团石化企业原油总加工能力11360万吨（1997年数据），能力布局是，华北地区石化企业加工能力2000万吨，占18％；华东地区加工能力5800万吨，占51％；中南地区加工能力3560万吨，占31％。从内陆、沿海、沿江炼化企业的能力布局来看，分别占33%、37％和30％。

3、原油进口量呈逐年上升趋势，主要配置在沿海及沿江地区，形成由东南沿海向中部供油的流向。

随着国内经济的发展，对石油产品的需求不断增加，从1993年到1997年，我国原油进口量一直呈上升趋势（见图1－3），1998年我国实际进口原油2732万吨，其中石化集团原油进口量占80％。在石化集团一般贸易进口原油1812万吨中，有1440万吨进入沿海及沿江石化企业，约占79.5％。

图1－3 1993－1998年中国原油进口量 单位：万吨

4、在原油配置上，基本体现了就近供应的原则。

中石化集团自产原油和中石油供原油中除胜利原油、大庆原油一部分供给沿江、沿海石化企业外，其他产地原油都是就近供给当地或附近地区炼厂；中海洋原油在供应给附近炼厂的同时，也配置到沿江企业；进口原油在配置到港口及码头所在地石化企业的同时，还主要向沿江地区输送。

（三）原油配置中存在的问题

1、内部自产原油资源量不足，难以满足加工需求。

1998年中石化原油资源量中自产原油占总资源量的34%，是石化集团原油加工能力的25%，远不能满足加工需求。

2、原油加工能力没有得到充分利用，炼油装置平均负荷率较低。

从各地区石化企业加工负荷状况看(见图1－4)，中石化集团石化企业总体炼油装置开工不足，平均加工负荷率为66.8％，其中华北地区除石炼化以外炼厂以及华东内陆和中南内陆地区炼厂的平均加工负荷率只有52.7％，加工能力远未得以充分利用。

图1－4

3、原油加工量与成品油市场需求之间存在不平衡。

从1998年各地区成品油产需情况看（见表1－1），集团公司石化企业所在区域华北、华东和中南地区市场都存在供需缺口，总缺口达1470万吨，折合原油加工量缺口约2650万吨。目前，为了平衡供需矛盾，有中石油东北油和西北油弥补到缺口地区（见表1－2），但中南地区仍有405万吨的成品油市场缺口，折合原油加工量缺口约700万吨。

表1-1 1998年各地区成品油产需情况 单位：万吨

序号 地区 原油加工量 汽煤柴产量 消费量 供需平衡

1 华北 1668 877 1166 －289

2 华东 4552 2277 2726 －449

3 中南 2488 1516 2248 －732

合计 8708 4672 6140 －1470

表1－2 1998年成品油销售流向 单位：万吨

序 号 地 区 东北油 西北油 小计

1 华北 279 71 350

2 华东 505 0 505

3 中南 260 67 327

4、在原油配置上，存在运费偏高的现象。

一是远距离运输使运费偏高。如吐哈原油供洛阳石化和荆门石化、塔里木原油供洛阳石化和石炼化，这种长距离以铁路为主的运输使每吨原油运杂费平均达442元。二是供沿江地区石化企业的原油运费普遍偏高。供沿江地区石化企业原油的运杂费水平如表1－3所示。

表1－3 单位：元/吨

供沿江石化企业的原油运杂费相对水平最低的是中石化胜利原油，最高的是中石油大庆原油，大庆原油配置到沿海企业的运杂费相对较低。

另外，在对沿江炼厂的配置中，供巴陵石化和荆门石化的原油运杂费都处在最高水平，其中配置到巴陵石化的原油中，胜利原油运杂费水平相对最低，为169元/吨，大庆原油最高，为262.2元/吨；大庆原油、西江原油配置到荆门石化的运杂费分别高达386元/吨和363.5元/吨。

二、中石化集团“十五”原油供应总量及结构预测

（一）国内原油供求趋势预测

随着国民经济的增长和社会的发展，石油消费占我国能源消费的比重势必会增加，预期国内原油供求的基本趋势是今后至少5年内国内原油产量增长速度不及需求增长速度，原油进口量将逐年增加。

根据对2000－2005年全国原油产量预测（见表2－1），预计“十五”期间国内原油产量年平均增长率只有0.7％左右，到2005年全国原油产量约为1.65亿吨。

表2-1 单位：万吨

序号 名 称 1998年 2000年 2005年

1 石油集团 10738 10735 10810

2 石化集团 3531 3500 3500

3 海洋总公司 1632 1708 2185

合计 15901 15943 16495

(不包括新星和地方）

而同期中国对石油的需求却呈较强劲的增长势头。1998年我国国内原油需求量（产量＋净进口量）为1.72亿吨，根据国家计委能源所交能司的预测，2000年全国原油需求量约1.9亿吨，到2005年达2.48亿吨。届时原油供需缺口约为8300万吨，中国对外依赖程度将达到34％。

（二）中石化集团原油供应总量及结构预测

1、原油供应总量预测

假设供给石化企业的原油资源全部用于原油加工，则根据中石化咨询公司的预测，2000年集团公司原油供应量约0.94亿吨，2005年约1.26亿吨，较2000年增加3200万吨，较1998年原油加工量8060万吨增加约4540万吨。

2、原油供应结构预测 受国内原油产量增长有限及自身资源潜力不足的影响，石化集团原油供应在结构上必然表现为国内陆上原油资源比重的减少与对外依赖程度的增加。

由表2－1可以看出， 2005年国内原油供应量将较1998年增加约590万吨，其中中石化自产原油减少30万吨，中石油原油增加约70万吨，中海洋原油增加约550万吨，2005年原油供应量的增加主要依靠进口原油约3950万吨实现。假设国内原油增加的产量全部提供给石化集团加工，则其原油供应在结构上就表现为中石化自产原油供应量2750万吨，中石油供2350万吨，中海洋供1370万吨，进口原油6130万吨，分别占总量的22％、19％、11%和48％。国内陆上原油资源在原油供应总量中的比重降低以及进口原油比重增加成为必然趋势。

根据国内各油源的原油资源潜力与开发状况，预测“十五”期间中石化集团公司国内原油资源增量的主要来源如下：

一是中石油原油资源增量主要来自西部油区。由于我国东部主要原油产区已进入开采后期，西部地区为原油资源的战略接替地区，“十五”期间中石油原油70万吨的增量将主要来自西部原油产区。

二是中海洋原油供应量的增加主要来自渤海海域。中海洋公司1998年原油产量1632万吨 ，其中南海产量1362万吨（南海东部产量1255万吨，南海西部产量107万吨），渤海产量265万吨，东海油区当年刚开始投产。根据海洋公司发展目标，2005年南海海域原油产量稳定在1000万吨，渤海海域原油产量达到1000万吨，即南海原油产量将较1998年减少250万吨，渤海海域为主力开发地区，原油产量将较1998年增加750万吨，2005年海洋原油增量550万吨将主要由渤海海域实现。

根据对国际市场原油供应潜力的分析，从原油供应安全的需要出发，预测“十五”期间中石化进口原油资源在结构上将表现为以中东地区国家和俄罗斯原油为主，亚太与非洲原油为辅的稳定、多元的供应结构。

表2－2 1995－1998年我国进口原油构成 单位：万吨

进口 1995年 1996年 1997年 1998年

来源 进口量 比例% 进口量 比例% 进口量 比例% 进口量 比例%

中东 776.4 45.4 1196.2 52.9 1678.1 47.3 1666.8 61

亚太 708.1 41.4 821.5 36.3 941.2 26.5 546.8 20

非洲 183.9 10.8 192.7 8.5 590.7 16.7 219.1 8

其他 40 2.4 51.3 2.3 337 9.5 299.5 11

合计 1709 100 2261.7 100 3547 100 2732.3 100

根据1995－1998年我国进口原油构成状况（见表2－2），在进口原油资源中，中东原油所占比例不断增加，1998年达60％，来自亚太和非洲地区的原油所占比例不断下降，1998年降至不足30％。由于目前主产低硫原油的东南亚、非洲地区的探明储量未有突破性增长，在不考虑其他原油进口的情况下，预计“十五”期间中东含硫原油在进口原油总量中所占比例不会低于目前水平，即约占进口原油总量的60％。由此预测2005年我国中东原油进口量将达4980万吨，其中中石化进口中东原油资源量为3680万吨。又根据中俄两国政府签订的有关进口俄罗斯原油的协议， 2003年以后，每年约有1500万吨俄罗斯原油进入国内，约占进口原油总量的25％，届时从石油安全供应的要求出发，应减少中东含硫原油进口量至50％左右，余下约25％的进口原油资源量则考虑由亚太、非洲和其他地区国家的原油补充。

三、中石化集团“十五”原油配置的思路建议

（一）原油配置的原则

根据对石化集团原油配置现状的分析和“十五”发展趋势的预测，在研究确定集团公司原油配置的思路和方法上，主要遵循如下原则：

1、原油加工量与市场需求相适应的原则。原油加工与配置必须以市场为导向，根据各地区市场需求特点确定原油加工量以及调整炼油能力布局，以适应不断增长的石油消费需求，满足不同地区的市场需求，提高集团公司的市场占有率。

2、原油加工量与原油供应来源相适应的原则。油源不同，原油输送到炼厂的渠道和运距也就不同，从而引起运输方式和运费的不同。由于石化集团自产原油不足，原油加工主要靠外部资源，大规模的调运必然涉及原油的有效配置问题。为避免运费的不合理消耗，应按就近供应和运费最省的原则，根据原油的不同来源合理确定各炼厂的原油加工量。

3、原油品质与加工装置相匹配的原则。由于预测“十五”期间进口原油数量，特别是进口含硫原油的数量会不断增加，石化集团原油加工装置必须适应这一变化趋势，适时加以调整改造，提高含硫原油处理能力。

4、原油加工量与炼厂能力相匹配的原则。目前石化集团石化企业平均装置负荷率不到70％，其中有的石化企业加工负荷率不足加工能力的一半。能力闲置不仅意味着市场状况不景气，而且增加了企业消耗。“十五”期间企业能力的扩张必须建立在提高装置利用率，满足合理的加工负荷率的基础上。

（二）原油配置的思路

根据目前石化集团在原油配置中存在的问题，按照原油配置的原则，“十五”期间原油配置的总体思路应立足于满足炼厂加工需求量，统筹考虑油源、运距、运费、原油品质、市场需求等因素，在加强国内资源勘探开发的同时，促进进口原油经济、安全、可靠地供应，以实现合理利用国内外两种资源，提高石化集团的整体效益。在这个思路指导下，华北地区石化企业以加工中石油大庆原油、辽河原油及从天津、黄岛码头进入国内的进口原油或俄罗斯进口原油为主；中南内陆地区或长江中游地区以加工国内陆上原油为主，中海洋原油或俄罗斯进口原油为补充；中南沿海地区以加工中海洋原油及进口原油为主；华东沿海地区以加工进口原油为主。具体应采取如下措施：

1、适应各地区市场需求变化趋势，调整炼油能力布局。

目前石化集团原油加工能力约为1.136亿吨，预测2005年原油需求量约为1.26亿吨，需增加能力约1240万吨。根据2005年各地区成品油需求量预测（见表3-1），华北、华东和中南地区都存在不同程度的原油加工能力缺口。

表3－1 单位：万吨

地 区 华 北 华 东 中 南

成品油需求 1303 4280 3166

原油加工 2476 8560 5192

加工能力 2000 5800 3560

缺口 －476 -2760 -1632

由于“十五”期间中石油东北地区和西北地区原油加工能力依然富余，所生产的成品油可就近供给华北、华东内陆及中南内陆地区，石化集团1240万吨炼油能力的扩充则可集中在东南沿海地区的石化企业，其他地区石化企业的原油加工能力“十五”期间可基本保持不变。

这样“十五”期间华东及中南地区的炼油能力较“九五”将增加约13％，华北地区能力不变；从沿海、沿江和内陆地区看，则表现为4：3：3的炼油能力布局（见图3－1、3－2），即“十五”期间主要增加沿海地区石化企业的原油加工能力。

图3－1 图3－2

2、适应不同油源资源量的变化，按就近原则做好原油增量的配置。

由于预测“十五”期间石化集团原油供应总量增加，国内资源增量部分主要由中石油西部地区、中海洋渤海海域构成，按就近原则，中石油原油主要供中南内陆地区炼厂，中海洋原油主要供华北、华东地区炼厂。进口原油增量部分中俄罗斯原油主要供华北地区炼厂或南下供中南内陆地区炼厂，以提高该地区的加工负荷率；其他增量部分则主要供沿海地区炼厂。由此，“十五”期间，华北地区炼厂以加工中石化胜利原油、中石油东北及华北原油、中海洋渤海原油以及俄罗斯进口原油为主；华东沿海及中南沿海地区炼厂以加工中海洋南海原油和进口原油为主；华东内陆地区炼厂以加工胜利原油和进口原油为主；中南内陆地区炼厂以加工中石化中原原油、中石油西北原油为主。

3、适应原油品质的变化，搞好原油加工装置的适应性改造。

由于我国国内炼油加工装置是在以往原油自给自足的条件下为加工国产重质低含硫原油而设计的，随着原油进口量的不断增加，特别是中东含硫原油的增加，我国必须发展较大规模的高含硫原油加工能力。“九五”期间石化集团重点对沿海企业进行了加工含硫油的技术改造，目前国内石化企业除齐鲁石化和大连西太平洋石化公司（wepec）外，茂名石化和镇海炼化股份公司也已基本具备单独炼制进口含硫原油的能力。预计2000年国内含硫原油的处理能力将达到2850万吨。如果再加上能够掺炼含硫原油的天津石化、金陵石化、上海石化和扬子石化等炼厂，含硫原油加工能力将达到3650万吨。

由于预测2005年我国含硫原油进口量约4980万吨，则国内炼厂含硫原油处理能力还存在约1330万吨的缺口。主要应在沿海地区以进口含硫原油加工为发展重点，在总体炼油能力扩充的同时做好含硫原油加工装置及配套工程的调整改造。

4、充分利用炼厂装置能力，提高炼厂加工负荷率。 由于石化集团目前炼油装置的平均负荷率较低，且分布不均衡，内陆地区炼厂平均加工负荷率低，沿海地区炼厂平均加工负荷率较高，为此，“十五”期间应增加对华北及中南内陆地区炼厂的原油配置量，提高其炼油装置负荷率。具体方法一是进口原油主要集中在沿海地区炼厂加工，这样可以挤出一部分国内原油资源（主要是胜利原油和大庆原油）输送给内陆地区炼厂加工，从而增加该地区的原油供应量，提高其加工负荷率；二是合理调剂进口石油资源，总的原则是尽可能地多进口原油，少进口成品油，这样成品油由国内炼厂通过加工原油来生产和供应，以提高石化集团炼油装置负荷率；三是“十五”后期在实现对俄罗斯进口原油的输入以后，主要配置到内陆地区，会进一步提高该地区的加工负荷率。通过资源的合理调剂增加炼厂加工量，不仅可以最大限度地减少从远距离出口市场进口结构性石油产品，还将为石化集团石化工业的迅速发展提供可靠的原料供应。 5、依据运费最省原则，调整和优化原油配置。

由于预测“十五”期间石化集团原油供应总量增加，供应结构也发生相应变化，石化企业的炼油能力布局受各地区市场需求和资源结构变化的影响而呈现出与今不同的布局特点，原油配置需充分考虑这些因素的变化。根据目前原油配置中存在的问题和矛盾，从节省运费的角度考虑，建议在原油配置上作相应调整和优化。如由于大庆原油到沿江炼厂的运费远高于其他来源的原油，可考虑减少大庆原油向该地区供应量，特别是不再安排输送到荆门石化和巴陵石化，所减少的供应量可调剂到华北和沿海企业；吐哈原油和塔里木原油供洛阳石化、荆门石化长距离铁路运输，使运费过高，造成原油采购成本远高于平均水平，可减少其运量或通过铺设管道改变运输方式以减少运费；西江原油配置到荆门石化的运费过高，可就近改输至茂名石化、广州石化或福建炼厂。另外，受中俄两国政府签订有关进口俄罗斯原油协议的影响，“十五”期间对进口原油的配置可分阶段采取不同措施，即在“十五”前期2000－2003年，进口原油通过各港口、码头集中配置到沿海地区炼厂和齐鲁石化，同时调整胜利原油流向主要供中南内陆地区及长江中游地区炼厂，荆门石化和巴陵石化以配置江汉原油、河南原油和胜利原油为主；“十五”后期2003年以后，增加的俄罗斯进口原油主要供华北地区石化企业，或继续南下供中南内陆及长江中游地区炼厂，胜利原油则部分改输至齐鲁石化和济南炼厂。

在实际配置工作中，原油供应方面需要考虑不同油源和原油品质，原油加工方面需要考虑各需求地区和石化企业，参量很多，难以通过定性方法精确求得使运费最省的配置方案。为此，可通过建立数学模型的方法解决原油从供应地到炼厂的运量，确定保证原油采购成本（到厂价）最低的合理的运输方案。从石化集团实际出发，在原油供应地数量i和炼厂数量j、原油供应总量ai和炼厂需求总量bj以及各供应地到炼厂的单位采购成本cij已确定的前提下，可建立如下模型：

由于原油供应量的确定是根据市场需求情况确定的，即以销定产，故模型中原油供应总量∑ai与需求总量∑bj相等。

由于预计“十五”期间中石化集团原油供应量将以年增长率约6％的速度增加，资源来源与构成、原油的品质结构也将发生相应变化；又由于自产原油资源量及其勘探开发潜力的不足，原油加工越来越多地依赖外部原油资源，使得原油供应的安全性和经济性成为中石化集团迫切需要考虑的问题，原油配置作为联接上下游企业以及原油供需之间的重要衔接手段，对石化集团的经济利益有着越来越重要的影响。为此，中石化集团公司必须以提高市场占有率为目标，综合分析原油供应总量、总体加工能力、各炼厂原油加工能力及各地区市场需求特点，通过原油配置实现供求平衡；在充分利用好现有装置能力的基础上，适时做好炼油装置能力的调整和改造，以提高对不同品质原油加工的适应性；统筹兼顾各油源资源量、油质、油价、运距、加工能力等因素，通过合理的原油配置方案实现最低综合采购成本；对油源的选择必须充分考虑不同油源的资源潜力，在确保原油供应的相对稳定性的同时，通过原油来源的多样化，主要是进口原油资源的国别多元化来分散经营风险，保障原油的安全可靠供应。

主要参考文献：

1、《国际石油经济》 中油集团石油经济和信息研究中心主办