中国能源供应体系研究：能源加工转换与运输现状

根据能源的性质可以将能源分为一次能源和二次能源：一次能源是从自然界取得未经任何改变和转换就可以直接加以利用的能源，如原煤、原油、天然气、水流、太阳能等；二次能源是一次能源经过加工转换得到的能源，如电力、用作燃料的各种石油制品等。能源加工转换是指为了特定的用途，将一种能源（一般为一次能源），经过一定的工艺，加工或转换成另外一种能源（二次能源），主要包括炼油、发电（火电、核电）、煤炭深加工（液化、气化等）。能源加工与能源转换是既有联系又有区别的两个概念，一般来说，能源加工是能源物理形态的变化，如将原油炼制成汽油、煤油、柴油等石油制品，将煤炭高温干馏成焦炭，将煤炭气化成煤气等，这些方法在加工前后能源均未发生质的变化；能源转换是能源化学形态的变化，如将煤炭、重油等转换为电力和热力。

一、炼油生产能力与技术水平

1．炼油生产能力

根据BP公司的数据，1980年中国炼厂产能1805千桶／天，到2008年增长到7732千桶／天，产能的年均增长速度达到5．33%，而同期世界炼厂产能的增速仅为0．39%。中国炼厂产能占世界总产能的比重从2．28%提高到8．7%。中国炼厂产量的增长表现出同样的趋势。1980年中国炼厂产量为1510千桶／天，到2008年增长到6851千桶／天，产能的年均增长速度达到5．55%，而同期世界炼厂产量的增长速度仅为0．85%，中国炼厂产量占世界总产量的比重从2．55%提高到9．1%。“十一五”期间，海南炼化、广州石化、大连石化、燕山石化、青岛炼化千万吨级炼油等新建和改扩建完工，福建、天津、独山子、惠州、广西等大型炼油工程将陆续建成投产，预计“十一五”末国内炼油能力将接近5亿吨／年。[1]

从图2－1可以看出，20世纪80年代末期以来的炼厂产能增长很快，1988～1999年的年均增幅达到7．89%。相对于这一时期产能的快速增长，炼厂产量的增长不大，甚至某些年份还出现下降，因此产能利用率呈现下降的趋势，大幅度低于国际平均水平。随着1999年以来炼厂产量的大幅度增加，产能利用率上升很快，2008年产能利用率88．61%，略高于国际平均水平。

图2－1　中国炼厂产量产能比的变化情况

资料来源：BP．Statistical Review of World Energy 2009．

虽然近年来中国的炼油能力和产能均有较快增长，但是由于中国重化工业的快速增长，对成品油的需求增长更为迅速，因此每年仍然需要大量进口成品油，以弥补国内的供需缺口。从图2－2可以看到，近年来我国成品油进口量均在3000万吨／年以上，净进口量多在2000万吨／年左右。

图2－2　中国成品油进、出口量变化

资料来源：2008年及之前数据来源于《中国统计年鉴》有关各期，2009年数据来源于中国海关网。

长期以来，中国炼油工业形成针对国内原油普遍偏重以重油催化裂化为特点的深度加工路线。近年来，为了适应因进口原油增加和劣质化原油增多带来的高硫、重质、含酸原油的加工以及环保要求的提高，国内加氢裂化以及重油加氢等装置不断增加。2008年中石油和中石化两大集团主要深度加工装置（催化裂化／解、加氢裂化、焦化、减粘裂化）占一次加工能力的比重由1998年的50%提高到59．8%，加氢精制装置（气煤柴油加氢、馏分油加氢、润滑油加氢、石蜡加氢）比例由12%提高到34．1%，轻油收率从66%提高到74．1%，生产柴汽比从1．42提高到2．17，化工轻油收率从10．8%提高到11．3%。[2]根据美国《油气杂志》的统计，2008年中国共有炼厂53座（占世界的8．09%），其中常压蒸馏工艺32230万吨／年（占世界的7．53%）、焦化858万吨／年（占世界的3．53%）、催化裂化2940万吨／年（占世界的4．08%）、催化重整765万吨／年（占世界的1．55%）、加氢裂化925万吨／年（占世界的3．60%）、加氢处理2543万吨／年（占世界的1．22%）、润滑油95万吨／年（占世界的2．35%）。[3]

2．炼油生产技术水平

中国炼油工业已经形成从工艺技术研发、工程设计、工程建设到生产加工的较为完整的技术体系。

（1）炼油技术。开发了清洁燃料生产、重油及含硫原油加工和炼化一体化等成套技术，拥有重油催化裂化、催化裂解、馏分油加氢裂化、渣油加氢处理、大型延迟焦化等关键技术的自主知识产权，开发了炼油工艺用的各类催化剂，拥有依靠自有技术成套建设千吨级炼厂的能力。85%以上炼油催化剂已立足国内。

（2）炼油装备。炼油装备向大型化方向发展，1200万吨／年常减压蒸馏、300万吨／年重油催化裂化、150万吨／年催化重整、210万吨／年加氢裂化、310万吨／年渣油加氢处理、320万吨／年蜡油加氢处理、420万吨／年延迟焦化（两炉四塔）、410万吨／年柴油加氢等大型装置已运用于新建炼厂和改扩建工程。此外，清洁燃料生产技术、污染治理技术以及信息化技术均取得成功并推广使用。[4]但是，由于大量小企业存在，炼油企业平均规模偏小，造成先进技术装备与落后技术装备同时存在。

二、火电与核电的生产能力与技术水平

1．火电与核电生产能力

1978年以来，我国电力工业发展迅速，发电装机容量分别在1987年和1995年突破1亿千瓦和2亿千瓦，1996年发电装机容量超过日本，居世界第二位，2000年进一步突破3亿千瓦。近几年来，重化工业的加速发展促使我国加大电力投资力度，发电装机容量几乎以每年新增1亿千瓦的速度增长，2004年、2005年、2006年和2007年我国发电装机容量分别超过4亿千瓦、5亿千瓦、6亿千瓦和7亿千瓦。2009年底全国发电装机容量87407万千瓦，其中水电19679万千瓦，约占总容量的22．52%，火电65205万千瓦，约占总容量的74．60%，核电908万千瓦，约占总容量的1．04%，风电1613万千瓦，约占总容量的1．84%。[5]

从实际发电量来看，我国总发电量从1978年的2566万千瓦小时增长到2007年的32559万千瓦小时，其中发电量在1995年、2004年和2007年分别突破1亿千瓦时、2亿千瓦时和3亿千瓦时，显示了发电量加速增长的趋势。但水电和火电在总发电量中的比重呈现较大幅度的波动，如图2－3所示。

图2－3　我国发电量及其结构

资料来源：《中国统计年鉴》有关各期，《2007年全国电力工业统计快报》。

与世界平均水平和主要发达国家比较，我国火电、水电合计的装机容量占总电力装机容量的比重大致相当，但核电和可再生能源装机容量所占比重明显偏低。2005年我国火电和水电装机容量占到总装机容量的98．7%，而世界平均水平只有89．0%，美、日、德、英、法等发达国家均在90%以下，法国甚至只有45．0%（见表2－1）。从电力生产的来源结构看，煤炭是我国最主要的发电原料，2006年以煤炭为来源的发电量占总发电量的80．4%，超过世界平均水平近40个百分点；相比之下，以核能、天然气为来源的电力所占比重偏低，分别低于世界平均水平12．8个百分点和19．6个百分点（见表2－2）。

表2－1　2005年世界主要国家发电装机结构比较单位：万千瓦；%

续表

资料来源：《国际统计数据2008》；国家统计局网站。

表2－2　2006年世界主要国家发电结构比重

资料来源：World Bank．World Development Indicators 2009．

中国核电站发展起步于20世纪70年代。国务院于1972年批准建造中国第一座300兆瓦压水堆核电站，1976年进行过重水堆核电站的设计研究。1982年国家经济委员会批准了300兆瓦压水堆方案厂址并开始了工程设计。从20世纪80年代开始，中国先后自主设计和建造了秦山一期300兆瓦和秦山二期2×600兆瓦核电站；从法国引进了大亚湾2×900兆瓦机组和岭澳2×900兆瓦机组；从加拿大引进了秦山三期2×700兆瓦重水堆机组；从俄罗斯引进了田湾2×1000兆瓦机组。2008年，中国核电已建成运行11个反应堆，总装机容量910万千瓦；新核准14台百万千瓦级核电机组，核准在建核电机组24台，总装机容量2540万千瓦，是目前世界上核电在建规模最大的国家。[6]

2007年底，《国家核电中长期发展规划（2005～2020年）》获得国务院批准。根据该规划，到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦，并有1800万千瓦在建项目结转到2020年以后续建；核电占全部电力装机容量的比重从现在的不到2%提高到4%，核电年发电量达到2600亿～2800亿千瓦时。目前，东部沿海的广东、浙江、山东、辽宁等缺电省份正在建新核电项目，湖北、湖南、江西、安徽、四川、重庆等内陆省市拟建核电项目，其中一些核电项目提上开工建设日程。过去几十年只在沿海地区发展核电的格局正在被打破。我国已建、在建和拟建核电站情况如表2－3所示。

表2－3　中国核电已建、在建和拟建项目

注：括号中为核电项目所在省份及装机数量、单机容量，装机容量单位为万千瓦。
资料来源：中国核工业集团、中国广东核电集团等公司网站。

2．火电与核电技术水平

改革开放以来，通过引进—消化—吸收和再创新，我国火电机组的技术水平有了显著的提高。一是容量不断提高，20世纪80年代以15万千瓦为主力机型，90年代以30万千瓦为主力机型，目前30万千瓦和60万千瓦成为主力机型，100万千瓦已形成产能。二是参数性能和机组可靠性已达到国际先进水平。600兆瓦机组最大连续出力达654兆瓦，锅炉效率由92．8%提高到93%，汽轮发电机效率从98．75%提高到98．78%，汽轮机热耗由原7954．9千克／千瓦时降到7808．3千克／千瓦时，机组可靠性及可用率明显提高，达到等同或部分优于进口机组。1986～2004年的19年间我国100兆瓦容量等级以上火电机组的平均等效可用系数从79．93%提高到91．70%，增加了约11．77个百分点，平均每台机组非计划停运次数从885次降到2．1次。三是短时间内完成由亚临界到超临界、超超临界的历史性跨越，使我国成为发电设备的制造强国。通过技术引进，我国三大动力企业集团已经具备超超临界1000兆瓦火电机组成套设备的自主设计、自主制造和批量化生产能力，超超临界100万千瓦火电机组制造国产化率已达100%，材料国产化率达90%以上。如浙江玉环电厂4× 100万千瓦超超临界机组分别由哈尔滨锅炉厂和上海电机厂、上海汽轮机厂提供装备，其1号机组锅炉在2006年3月31日宣告完成，该锅炉是国内最大容量的电站锅炉；邹县、外高桥和泰州电厂三个2×100万千瓦超超临界机组的机、电、炉，则分别由东方电气和上海电气、哈电集团整体提供。截至2008年底，我国已有华能玉环电厂、华电邹县电厂、国电泰州电厂等11套100万千瓦超超临界机组投入商业运行，标志着我国已经成功掌握世界先进的火力发电技术，电力工业已经开始进入“超超临界”时代。

2001年，国家采取打捆招标方式组织了大型燃气轮机的技术引进工作，哈电集团、南气、上海电气、东方电气分别作为GE、西门子、三菱大型燃气轮机技术的接受方，国内企业可以得到设备总体的70%燃气轮机部件的制造技术，其余30%部件如燃烧室、透平的高温部件等将在中外合资企业里制造。2005年5月，哈电集团制造的9F系列重型燃机在浙江半山天然气电厂点火成功；6月，东方汽轮机厂9F系列重型燃机试运成，国产化率在46%。通过先后与通用电气、阿尔斯通、西门子、日立、东芝、三菱等企业进行广泛的商务、技术合作，引进当代世界最先进的300兆瓦大型循环流化床电站锅炉等制造技术，到目前以引进技术为基础已生产出300兆瓦的循环流化床电站锅炉。

国内火电设备制造企业通过国外公司的技术转让掌握了1000兆瓦超超临界机组、300兆瓦大型循环流化床电站锅炉、9E和9F系列燃气轮机的制造能力和部分技术，但是和跨国电力设备制造企业相比仍然存在较大的技术差距，主要表现在以下几个方面：一是一些技术还处于合资生产和技术引进阶段，一些技术处于消化吸收阶段，自主创新能力不强。二是大容量、高参数、高效率、低污染、高可靠性、经济性的先进发电技术和设备生产均存在较大差距。重型燃气轮机联合循环机组和国外的差距比较明显，目前我国正处于引进技术阶段，大多数联合循环发电设备还需要从国外进口。三是关键设备不能制造，国产化率低。如大型燃气轮机的燃烧室、透平的高温部件等核心部件国内企业尚不具备制造能力，国产化率目前在50%以下。

总体上看，我国火力发电厂发电设备的先进水平与国际先进水平差距不大，但是存在大量技术水平低、能耗大、污染重的中小型机组。2006年底，全国有1．15亿千瓦小机组，占火电装机30%。即使在新增装机容量中，小机组仍然占很大比重，如2006年新增发电装机中火电达到88．2%，全国平均单机容量不足7万千瓦，火电装机中近30%为10万千瓦及以下小机组。[7]

近年来，电力行业“上大压小”在积极推进，火电结构逐步优化。2006～2008年，全国累计关停小火电机组4320万千瓦。若这些小机组全部由高参数大容量机组等发电量替代，则年可节约燃煤4300万吨，减排二氧化碳73万吨。全国6000万千瓦以上电厂供电煤耗下降到349克／千瓦时，比2007年降低7克／千瓦时，相当于节约标准煤1800万吨，减排二氧化碳40万吨。[8]

在核电设备方面，我国压水堆核电站的技术水平有了较大的提高。通过“八五”、“九五”国家重点科技攻关项目和对国外成熟核电技术的引进消化吸收，我国具备了成套供应300兆瓦压水堆核电机组的能力，国产化率已达到95%以上，并基本掌握了600兆瓦压水堆核电机组设计和制造的关键技术，国产化率达到70%。上海电气制造了秦山二期600兆瓦核电站的反应堆压力容器、蒸汽发生器、稳压器；东方锅炉厂分包了广东岭澳1000兆瓦核电站的稳压器、硼注箱、蓄势器等核级压力容器以及蒸汽发生器的部分零部件，并进行了总装；上海第一机床厂已形成300、600、1000兆瓦压水堆堆内构件的生产系列；上海先锋电机厂生产制造了300兆瓦核电站、秦山二期600兆瓦核电站、10兆瓦高温气冷堆的反应对控制棒驱动机构以及岭澳1000兆瓦核电站2号机组的控制棒驱动机构中的驱动杆、勾爪组件等零件；我国已能生产300兆瓦全速核电汽轮机和600兆瓦全速核电汽轮机，1000兆瓦级的全速核电汽轮机由东方电机厂分包制造了部分部件并进行了总装；上海电气制造了秦山二期600兆瓦核电站的汽水分离再热器，哈尔滨锅炉厂分包制造了岭澳1000兆瓦级的汽水分离再热器。我国核电设备生产制造能力持续提高，岭澳二期2号机组国产化率将达到70%。但是相比水电和火电发电设备，核电与国际先进水平的差距比较明显，主要表现在：百万级千瓦核电机组的一些关键设备及其系统设计技术尚未掌握，压力壳等关键部套虽已能制造，但设计经验不足，且内壁大面积堆焊不锈钢的工艺技术尚不成熟；适应核电蒸汽参数的汽轮机末级长叶片设计技术尚未掌握。此外我国已有核电站种类多，技术来源杂，标准不统一，造成了我国核电自主化程度低，工程造价高，标准化程度不够。[9]

三、炼焦生产能力与技术水平

1．炼焦生产能力

改革开放之初，我国焦炭年产量4690万吨，1994年超过1亿吨。此后直到2002年，焦炭年产量保持在1．3亿吨上下。2002～2007年，焦炭产量快速增长，从2002年的14279．81万吨快速增加到2007年的33553．43万吨，年均增幅达到18．6%。2008年焦炭产量有所回落，2009年又重新恢复增长，全年产量34501．69万吨。焦炭主要用于钢铁冶炼，焦炭产量的快速增长也主要源于钢铁产量的快速增长。从图2－4可以看到，我国生铁产量从2002年的17084．60万吨快速增长到2009年的54374．82万吨。焦炭产量与生铁产量的变化基本保持一致。

图2－4　我国焦炭与生铁产量变化

资料来源：中国统计数据应用支持系统（http：／／gov．acmr．cn）。

在产能高速增长的同时，焦化行业结构也得到了进一步优化。2005年出台的《焦化行业准入条件》提高了焦炭行业准入门槛，加快了落后产能的淘汰步伐。土焦的能耗高，比机焦高出400千克标煤／吨；占用土地大，且被焦油污染的土地无法复垦。小机焦企业生产规模偏小，污染和浪费严重，也需要改造或者淘汰。2005～2009年的5年累计取缔土焦（改良焦）、淘汰落后小（老）机焦、小半焦（兰炭）焦炉产能总计达14644万吨，其中小（老）机焦炉9054万吨、土焦（改良焦）和小半焦（兰炭）焦炉产能5590万吨。土焦、改良焦产量最高峰是1997年的4728万吨，占焦炭总产量的48．39%；2005年产量仍有1650万吨，占焦炭总产量的6．49%。到2009底，土焦改良焦的产量仅有398万吨，其占焦炭总产量的比例为1．2%，土焦、改良焦基本被取缔。[10]

中国是世界最主要的焦炭生产国，也是世界主要的焦炭出口国。中国焦炭出口始于1985年，当年出口仅600余吨，1997年以来基本保持在年出口1000万吨以上的水平（见表2－4）。中国焦炭的大量出口很大程度上是由于焦炭生产属于高污染、高耗能、资源消耗型产业，发达国家由于环境保护的原因关闭了一大批焦化厂。另外，我国在一个时期内采取了鼓励煤炭和焦炭出口的政策，

表2－4　中国焦炭半焦炭出口情况

资料来源：中国统计数据应用支持系统（http：／／gov．acmr．cn）。

1999年曾一度把焦炭的出口退税率提高至15%。由于认识到焦炭生产和出口是以巨大的资源消耗和环境成本为代价的，2004年起我国开始对焦炭出口进行限制。如2004年国家发改委等九部委联合印发《关于清理规范焦炭行业的若干意见》，明确提出“控制炼焦煤、焦炭出口，取消炼焦煤、焦炭的出口退税”。此后焦炭出口的增速放缓甚至出现下降。2009年，在国际金融危机的影响下世界钢铁行业的生铁产量大幅度减产10141万吨，相应减少焦炭消费约5000万吨，加上我国控制“二高一资”产品出口，焦炭出口加征40%高关税的制约，2009年，累计出口焦炭仅54万吨，同比下降95．5%。[11]

2．炼焦技术水平

为遏制焦化行业低水平重复建设和盲目扩张趋势，促进产业结构升级，国家发改委颁布了《焦化行业准入条件》，自2005年1月1日起开始实施。《焦化行业准入条件》对生产企业布局、工艺与装备、节能工艺与设施、环保工艺与设施、主要产品质量及资源能源利用指标、副产品综合利用、清洁生产标准、污染物排放标准等方面进行了详细的规定。2006年国家发改委《关于加快焦化行业结构调整的指导意见的通知》已经明确提出“彻底淘汰土焦、改良焦；2007年底淘汰炭化室高度小于4．3米焦炉（3．2米及以上捣固焦炉除外），其中西部地区到2009年底。”[12]《焦化行业准入条件》实施以来，一批达不到准入条件的企业被关闭，达不到生产和环保要求的焦炉被关闭，一批先进的生产设备被采用。2005～2009年，累计新建投产符合《焦化行业准入条件》的炭化室高度≥4．3米大中型焦炉总产能14456万吨，其中炭化室高度≥5．5米捣固焦炉和≥6米顶装焦炉约8663万吨，占5年间新建焦炉总产能的60%。截至2009年底，我国炭化室高5．5米捣固焦炉和6米以上的顶装焦炉的产能将达到1亿吨以上，占全国机焦总产能比重由2005年的10%上升到28%以上；而被列入淘汰的4．3米以下小机焦炉和小半焦（兰炭）炉产能约3000万吨，比2005年约1．2亿吨减少9000万吨左右。一大批干熄焦装置投入使用，至2009年底，我国已累计投产干熄焦和蒸汽余热发电90套，重点大中型钢铁企业焦炭生产干熄焦率达到70%以上。[13]通过采用先进的生产设备，烟尘、废水和废渣排放情况大为改观。采用处理后达标废水用于熄焦或循环使用，《焦化行业准入条件》公告的企业，基本上可以做到焦化废水不外排；装煤、出焦除尘设施的应用使炼焦作业中90%的尘源被有效控制。[14]

四、转化液体燃料的生产能力与技术水平

1．发展以煤或天然气为基础的液体燃料的必要性

中国能源资源的特点是煤炭资源相对丰富，而石油、天然气资源相对贫乏，中国的石油储采比仅为11．1，煤炭的储采比则为41，中国以煤为主的能源结构在可预见的将来不会改变。随着经济发展和人民生活水平的提高，我国终端能源消费中优质高效清洁能源的比重不断提高。由于国内石油产量增长有限，无法满足需求，中国每年需要大量进口石油。自1993年成为石油净进口国以来，石油进口迅速上升，对进口石油的依存度越来越高。2008年我国原油和成品油进口量分别达到17888万吨和3885万吨，净进口量分别达到17472万吨和2182万吨，原油净进口量占我国原油消费总量的比重超过40%。石油是保障国家经济命脉和政治安全的重要战略物资，对进口石油的过度依赖使我国经济安全面临很大的威胁。

煤炭的燃烧会产生二氧化硫、氮氧化合物、废渣等环境污染物质和温室气体二氧化碳。目前中国的二氧化硫、氮氧化合物排放量居世界第一位，二氧化碳排放量居世界第二位，全国酸雨发生频率在5%以上的区域占国土面积的32．6%，大约全国90%的二氧化硫排放量和80%的二氧化碳是由煤电产生和排放的。[15]发展煤炭液化不仅可以解决燃煤引起的环境污染问题，充分利用我国丰富的煤炭资源优势，保证煤炭工业的可持续发展，满足未来不断增长的能源需求，而且更重要的是，煤炭液化生产出的燃料油可以大量替代柴油、汽油等燃料，有效地解决我国石油供应不足和石油供应安全问题，从而有利于我国清洁能源的发展和长期的能源供应安全。

以往煤变油面临的最大障碍是成本过高，如果没有政府补贴，从煤获得的液体燃料的价格很难与石油路线的产品竞争。2004年以来，世界原油平均FOB现货价格由2003年的30美元／桶以下快速攀升到2007年底至2008年的100美元／桶以上。受国际金融危机的影响，国际油价一度下挫到40美元以下，但是随着世界经济的恢复很快回升到70美元／桶以上。国际市场石油的价格维持高位使煤变油项目的盈利成为可能。

2．我国以煤或天然气为基础生产液体燃料的现状

由煤或天然气生产替代石油运输燃料可以分为两类：一是生产与石油产品相似的烃类产品，如煤直接或间接液化合成油、天然气合成油；二是生产能够驱动内燃机的替代燃料如甲醇、二甲醚或燃料电池、燃料氢气等。[16]

甲醇是一种清洁的车用替代燃料，研究表明不存在比汽油大的环境和安全问题，并且在我国有丰富的原料。我国是焦炭生产大国，每年伴生的焦炉煤气有一半左右放空；煤层气主要含有甲烷，是合成甲醇的优良资源；我国40%以上的煤炭资源是高硫和劣质煤，不能直接作为动力煤燃烧，但可以通过气化脱硫作为合成甲醇的原料。二甲醚燃料的十六烷值高，压燃效果好，具有高效和低污染的特点，是柴油的理想替代燃料。但目前甲醇脱水二步法的二甲醚生产技术成本高，一步法生产二甲醚的工业技术还不成熟。[17]

我国以煤为原料生产甲醇的技术比较成熟，近年来石油价格上涨使我国甲醇投资力度加大，甲醇产量快速增长。2000年，我国甲醇产能348万吨，表观消费量为329．4万吨，产量198．7万吨；到2008年，我国甲醇生产能力超过2800万吨，表观消费量为1232．9万吨，产量1126．3万吨。2000～2008年的8年间，我国甲醇产能年均增长率达到25%，表观消费量年均增长率也达到18%。2009年，我国甲醇产能达到3200万吨，甲醇需求量为1000万吨左右。预计到2010年，中国甲醇产能将达到3212万吨左右，需求量约为1800万～2100万吨。[18]由于天然气制甲醇成本要比煤低廉，所以国外甲醇几乎都用天然气生产。而我国天然气供应能力有限，国家发改委于2007年发布的《天然气利用政策》规定将天然气优先用于城市燃气，而限制新建或扩建天然气制甲醇项目和以天然气代煤制甲醇项目。目前我国共有甲醇生产企业约180家，国内煤制甲醇企业共有140多家，天然气制甲醇的企业为23家，焦炉煤气制甲醇的企业约有13家。其中，煤制甲醇企业产能合计约1270万吨／年，占总产能的61%；天然气制甲醇的企业为23家，产能合计600万吨／年，占29%。[19]

甲醇的热值仅为汽油的47．3%，对铜和某些金属具有腐蚀性、对橡胶制品具有强溶胀性、对人体具有毒性。而二甲醚理论热值高于甲醇（为甲醇的1．4倍），相当于汽柴油的80%左右，毒性和腐蚀性低，因此相对于甲醇、二甲醚等甲醇醚类衍生物作为石油替代能源的突破口可能更为现实。[20]山东、陕西、四川、内蒙古、新疆、安徽、江苏和上海等地，已建成或正在兴建一批数十万吨到数百万吨规模不等的二甲醚制造基地。如由中石化、中煤集团等4家企业合资成立的中天合创公司正在建设国内最大的煤制二甲醇项目———鄂尔多斯300万吨二甲醚项目；新奥集团则在江苏省张家港市开建年产百万吨级的二甲醚装置；此外，上海华谊、兰花科创、天茂等公司也在积极运作二甲醚项目。[21]

目前，制约以煤或天然气为基础的液体燃料发展的主要问题是下游的需求，而下游市场需求又受到配套政策的影响。汽车燃料是一种网络效应的产品，所谓网络效应是指一种产品对用户的价值随着使用该产品的用户数量的增长或者互补产品的可获得性的提高而增加的一种现象。用户在使用汽车燃料的时候，除了要考虑燃料的价格、质量之外，还要考虑是否有适合汽车使用的燃料、是否有足够多的加油站提供这种燃料；而适合的燃料种类、加油站的数量又取决于市场有多大的消费量，只有市场足够大，研究开发、生产相应的产品在经济上才是可行的。也就是说，使用甲醇、二甲醚汽车种类以及提供甲醇、二甲醚加油站数量的增加会提高甲醇、二甲醚燃料对汽车用户的价值，这会吸引更多的用户使用以甲醇、二甲醚为燃料的汽车，而甲醇、二甲醚燃料汽车用户数的增长会使甲醇、二甲醚的消费量增大，从而又会吸引企业设立更多的提供甲醇、二甲醚加油站和开发更多使用甲醇、二甲醚的汽车。但从另一个角度来看，在网络效应市场中，市场启动时存在着所谓“先有鸡还是先有蛋”的悖论[22]———主要产品（甲醇、二甲醚）的生产企业希望互补品提供者通过提供更大范围选择的互补品（汽车、加油站）来刺激产品的销量，但是互补品提供者反过来希望等待，直到主要产品实现显著的市场渗透。在这种情形下，就需要政府出台明确的扶持政策，建立统一的燃料使用标准来大面积推广使用，从而实现以煤或天然气为基础的液体燃料对汽油、柴油产品的替代。

3．煤液化制取合成油

煤炭或者天然气液化制取合成油是缓解石油资源短缺的一种重要途径。在我国由于煤炭资源丰富，因此“煤变油”成为政府关注和企业投资的热点。

煤变油是指以煤为原料制取汽油、柴油、航空煤油等液体燃料的煤液化技术，从技术路线上可以分为直接液化和间接液化两大类，直接液化是把煤直接转化成液体产品，间接液化是先把煤气化，生产出原料气，经过净化后再合成油。两种方法的工艺特点如表2－5所示。

图2－5　以煤或天然气为基础的液体燃料消费存在的网络效应

表2－5　煤炭直接法和间接法制合成油的工业特点比较

资料来源：严陆光、陈俊武：《中国能源可持续发展若干重大问题研究》，科学出版社，2007年。

中国早在20世纪80年代就开展了煤炭直接液化技术的研究，并先后从德、美、日引进了3套装置在云南、陕西、黑龙江进行项目试验。2001年国家863计划和中国科学院联合启动了“煤变油”重大科技项目，中科院山西煤化所经过一年多的公关，千吨级中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，到2003年底时已运行4次，累计获得了数十吨合成粗油品。近几年来的原油价格暴涨加快了我国煤变油的工业化进程。除列入国家“十五”规划的内蒙古、云南、黑龙江、陕西的项目外，几乎每一个有煤炭规模化生产的地方，政府和企业都在谋划上马煤变油项目，包括山西、山东、甘肃、贵州、安徽、河南、新疆等地，2006年开工建设的煤制油、煤制烯烃装置约十几万吨规模。为了抑制煤变油的过热，国家发改委于2006年7月下发《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》，指出“煤制油品和烯烃尚处在工业化试验和示范阶段，应在取得成功后再推广”，要求“在国家煤炭液化发展规划编制完成前，各级投资主管部门应暂停煤炭液化项目核准”。目前，仅有神华在内蒙古鄂尔多斯的100万吨、山东兖矿在陕西榆林的100万吨、山西潞安和内蒙伊泰正在建设煤变油项目经过发改委的正式立项，其中山西潞安项目属试验性质。

煤制油项目存在的一个严重问题是耗水量大，转化1吨油需要消耗10吨水，耗水量是产油量的10倍。煤制油项目大多建在山西、陕西、内蒙古等北方煤炭产地，而这些地方是中国缺水最严重的地区。因此，对煤制油所造成的环境影响必须给予足够的重视。

从总体上看，我国能源加工转换布局比较分散，并且能源加工转换能力的地区分布与能源消费的区域分布存在严重的不平衡。不同品种的能源生产的产业组织差异较大，有的缺乏充分的市场竞争，民营经济发展缓慢，有的则是市场竞争过度。

一、油品生产布局与产业组织结构

1．油品生产布局

截至2007年底，全国拥有炼油厂120家左右，原油一次加工能力合计4亿吨／年，较2000年增长43%；原油加工量3．27亿吨／年，比2000年增长61．9%。[23]根据《石化产业调整和振兴规划》，到2011年，我国原油加工量将达到40500万吨，成品油产量达到24750万吨，长三角、珠三角、环渤海地区产业集聚度进一步提高，建成3～4个2000万吨炼油基地，20个千万吨炼油基地。

我国炼油能力从大的地区分布上来看，2006年华北、华东地区的原油产量占到全国的64．45%，其原油加工能力和原油加工量分别占到全国的56．10%和60．36%，西北地区的原油产量占全国的25．92%，其原油加工能力和原油加工量分别占到全国的16．07%和14．88%（见表2－6）。炼油能力从布局上看具有以下特点：一是靠近油源，建立在黑龙江、辽宁、新疆、陕西、甘肃等产油省份；二是靠近市场，即建立在珠三角、长三角、环渤海等经济最发达地区；三是靠近沿海、沿江，如大连、天津、上海、镇海、茂名、南京、武汉等大型炼厂。[24]未来几年千万吨级炼油基地的新建扩建主要集中在长三角、珠三角、环渤海地区，有利于改变我国“北油南下”的区域供求不平衡格局。

表2－6　2006年我国分地区原油生产、加工及消费情况单位：万吨

注：因为资料来源不同，具体数据可能略有差异，但不影响本书的分析比较。
资料来源：杨维军、宋爱萍：《对调整我国炼油能力布局的建议》，《国际石油经济》，2008年第2期。

2．炼油产业组织结构

在1998年之前，中国石油工业是一种海陆分割、上下游分割、内外贸分割的格局：中国石油天然气总公司负责陆上石油天然气的勘探开发和管道长途运输，中国石油化工总公司负责石油炼制与销售，中国海洋石油总公司负责中国海域石油勘探开发和对外合作，中国化工进出口公司、中国联合石油公司、中国联合石化公司负责石油及其制品的对外贸易。[25]1998年，国家打破上下游分割的行业垄断格局，组建了中国石油天然气集团公司和中国石油石化集团公司，各自以南北地域为界，成为拥有油田、炼油和成品油的销售上下一体化的行业集团公司，加上原有的中国海洋石油总公司，中国石油石化行业基本上形成了相对垄断的三大集团公司。虽然近年来，中海油、中化以及其他一些国有及非国有企业进入炼油领域，但是中石油和中石化主导市场格局的局面并没有发生根本变化。2007年，中石化炼油能力为1．95亿吨，约占全国炼油能力的一半；中石油炼油能力为1．4亿吨，占全国炼油能力的35%；由陕西地方炼油企业整合形成的陕西延长石油集团的炼油能力为0．13亿吨，占3．3%。地方炼油企业主要分布在山东和辽宁，其中山东21家，炼油能力为0．45亿吨，辽宁15家，炼油能力为0．04亿吨。2000万吨以上的炼厂两家，分别是中石化的镇海炼化和中石油的大连石化，1000万吨以上10家，500万吨以上25家。中石油和中石化下属炼厂企业规模相当，分别为564．7万吨和534．6万吨。[26]从实际油品产量看，中石化和中石油两大集团2007年原油加工量占到全国原油加工总量的87．6%，汽油、煤油和柴油产量分别占全国总产量的87．6%、100%和91．5%。

表2－7　2007年我国两大石化集团的炼油业务集中度单位：万吨

资料来源：《中国能源统计年鉴》（2008）；中国石油化工集团公司和中国石油天然气集团公司网站。

根据美国《油气杂志》的统计，2008年中石化和中石油已位居全球最大的25家炼油公司之列，其炼油能力分别居于世界第3位和第9位（见表2－8）。但是也应该看到，虽然中石化、中石油的整体规模已居世界前列，但我国单个炼厂的炼油能力仍然相对较低。炼厂数量多、规模小、分布广泛、效率低下、问题比较突出。2006年我国仅有中石化镇海炼油厂的炼油能力超过2000万吨／年，但是也仅列所有超过2000万吨／年产能炼厂的第17位，且炼油规模不到排名前两名的炼厂的一半（见表2－9）。除镇海炼油厂外，中国炼油能力超过1000万吨的炼油厂也只有中石化的上海石化、齐鲁石化、高桥石化、吉林石化、茂名石化、广州石化、泉州石化；中石油的大连石化、兰州石化；中化集团的大连西太平洋石油化工有限公司（WEPEC）10余家炼油厂，全国炼油企业平均规模在380万吨／年左右。

表2－8　2008年全球最大的25家炼油公司单位：万吨／年

续表

注：①包括该公司在其合资企业中所占份额；②包括其在加德士公司中拥有的份额。
资料来源：Oil ＆Gas Journal，2008．12．22．

表2－9　2008年世界2000万吨／年以上大炼厂排名单位：万吨／年

资料来源：Oil ＆Gas Journal，2008．12．12．

二、火力发电布局与产业组织结构

1．火力发电布局

我国火力发电目前呈现出一种“负荷中心发电”的布局。我国电力消费主要集中在沿海的经济发达省份，2007年，广东、江苏、山东、浙江、河北、河南6个电力消费最多省份的电力消费量占全国的比重就达到45．87%。同时，东部地区也是主要的火电发电大省。2007年火力发电量最大的8个省份（占全国的59．05%）分别是山东、江苏、广东、内蒙古、河南、山西、河北、浙江，除内蒙古、山西外的其他6个省份同时都是电力消费大省，且绝大多数为沿海省份。

图2－7　我国火力发电的“负荷中心”格局示意图

资料来源：根据《中国能源统计年鉴》（2007）有关数据整理。

然而我国的煤炭资源主要集中在北部地区，仅山西、内蒙古、河南、陕西4省区的煤炭产量就占到我国煤炭总产量的54．67%。这样就造成了煤炭资源分布与对煤炭的消费、火力发电量的极度不平衡。从图2－7（b）中可以看到，江苏、广东、浙江的火力发电量占全国的比重远远超过其煤炭产量占全国的比重，2007年这一差额分别达到8．48个百分点、8．03个百分点和5．76个百分点，即使产煤大省山东的火力发电量比重也超过原煤产量比重4．14个百分点。相反，主要产煤大省的火电发电量占全国比重远远小于其原煤产量占全国的比重，山西、内蒙古、陕西、河南4省区火电发电量占全国比重比原煤产量占全国比重分别低18．66个百分点、7．14个百分点、5．67个百分点和0．92个百分点。

广东、江苏、山东、浙江4个电力消费大省的火电发电量在1995年占全国的比重为28．93%，2000年上升到32．09%，2000年之后比重一度有所下降，2003年下降到31．36%。但是随着2003年大面积出现的“电荒”，东部用电省份加大了火电投资力度，造成火电发电比重快速增长。2002～2006年全国火电发电量年均增长78．33%，而广东、江苏、山东、浙江4省的火电发电量增长94．20%，到2006年4省火电发电量占全国比重上升到34．22%，已经超过2000年的水平。“负荷中心发电”的格局导致需要“大体量、大跨度、超负荷”的“北煤南运”，[27]给我国铁路运输带来非常大的压力。

表2－10　最大产煤四省与最大火电四省的火电占全国比重情况

资料来源：《中国能源统计年鉴》有关各年。

2．电力生产组织结构

1985年之前，我国电力工业是国家独家办电。但是由于国家财政投资有限，难以满足经济发展的需要，因此1985年以后，国家出台了一系列鼓励电力建设投资的政策措施，吸引了大量非中央政府的投资主体进行投资，一批分属于华能、地方政府、中央与地方合资、中外合资的独立发电企业增长迅速，改变了中央独占发电市场的格局。到1998年底，国家电力公司全资和控股企业发电装机容量和发电量约占整个电力产业的一半，即使加上参股企业也仅六成多。[28]2002年电力体制改革以“纵向分切”的方式，实现“厂网分开”，将国家电力公司管理的电力资产按照发电和电网两类业务进行划分。成立了国家电网公司、中国南方电网有限责任公司两家电网公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司5家发电集团公司，以及中国电力工程顾问集团公司、中国水电工程顾问集团公司、中国水利水电建设集团公司和中国葛洲坝集团公司4家辅业集团公司。发电企业除由国家电力公司分拆形成的上述五家发电集团公司外，还有国家开发投资公司、三峡总公司、国华电力公司等原来独立于国家电力公司之外的中央国有发电企业以及申能集团、深圳能源集团等地方大型独立发电企业。

自2002年电力体制改革以来，我国发电领域的市场格局没有发生显著的变化。五大发电集团凭借资金、技术和协调能力等优势，仍是电力行业中的中坚力量。据国家电力监管委员会发布的《电力监管年度报告（2008）》，截至2008年末，全国6000千瓦及以上各类发电企业4300余家，其中国有及国有控股企业约占90%。中国华能集团公司（华能）、中国大唐集团公司（大唐）、中国国电集团公司（国电）、中国华电集团公司（华电）、中国电力投资集团公司（中电投）中央直属五大发电集团约占装机总量的44．60%。国家开发投资公司、神华集团有限责任公司、中国长江三峡工程开发总公司、华润电力控股有限责任公司、中国核电集团公司、中国广东核电集团有限责任公司等其他6家中央发电企业装机容量约占10．50%。地方国有发电企业中，规模较大的粤电、浙能、鲁能等17家企业装机容量约占13．30%，民营及外资发电企业5．10%。发电环节产业集中度进一步提高。2008年30家大型发电企业（装机容量超过200万千瓦）的可控装机容量和火电装机容量如表2－11所示。未来地方性发电企业将出现明显的分化，位于负荷中心和能源基地的地方电力公司将获得较快发展，而其他地区的电力企业以及一些地市县级电力公司将面临较大的竞争压力。[29]

表2－11　2008年30家大型发电企业（装机容量超过200万千瓦）装机容量分布一览表

续表

资料来源：《2008年全国大型发电企业有关数据调查统计情况》，http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200904／t20090403＿11215．htm．(www.xing528.com)

三、炼焦业生产布局与产业组织结构

1．炼焦业生产布局

我国炼焦行业的地区分布相对比较集中，2007年焦炭产量最大的三个省份（山西、河北、山东）的焦炭产量为16455．37万吨，占到全国总产量的49．04%；焦炭产量占全国比重超过3%的10个省的焦炭产量合计达到26284．08万吨，占到全国总产量的78．34%。炼焦能力主要分布在原料产地（煤炭产地）或主要消费地（生铁产地）。在2007年焦炭产量占全国比重超过3%的前10个省份中，各有7个省的煤炭产量和生铁产量也居于全国前10之列。2007年，我国各地区焦炭产量和原煤产量的相关系数为0．86，焦炭产量与生铁产量的相关系数为0．57，说明焦炭产能受原料地的影响更大。

表2－12　2007年我国焦炭、原煤与生铁产量分布情况

续表

资料来源：根据《中国能源统计年鉴》（2008）、中国统计数据应用支持系统有关数据整理。

2．炼焦产业组织结构

2005年，我国共有规模以上焦炭企业997家，平均规模为27．1万吨，其中400万吨以上的企业只有3家，产量占6．4%；200万～400万吨的企业占1．3%，产量占14．0%；100万～200万吨的企业占3．2%，产量占18．2%；50万～100万吨的企业占6．3%，产量占17．7%；10万～50万吨的企业占35．3%，产量占34．5%；10万吨以下的企业占53．5%，产量仅占9．4%。企业规模和产量分布表明我国焦炭行业的小企业规模偏多，行业的集中度偏低。我国焦炭行业数量和产量增加最快的都是10万～50万吨的小型焦炭企业，从而造成行业集中度有降低的趋势。2005年规模以上焦炭企业的CR4、CR8、CR20分别为7．7%、12．4%、23．4%，比1995年分别降低了10个百分点、15．8个百分点和22．2个百分点。在997家规模以上焦炭企业中，有机焦企业762家，平均规模27．1万吨，高于全部规模以上焦炭企业的平均规模。在机焦企业中，10万吨以下的企业占46．6%，但产量仅占8．1%。[30]

自2005年国家颁布实施《焦化行业准入条件》以来，我国焦炭行业淘汰落后产能和抑制低水平扩张取得明显成效，焦炭行业的产业组织结构得到优化。2009年，我国规模以上焦化企业减少到842家，企业平均产量提高到41万吨／年；年产焦炭≥100万吨企业从2005年的48家发展到2009年的68家，增加41．67%。2008年焦炭产量100万吨以上企业产量如表2－13所示。可以看到，2008年鞍本集团的焦炭产量已超过1000万吨，宝钢、武钢接近1000万吨，河北钢铁集团、山东钢铁集团和马钢的产量也在500万吨以上。

表2－13　2008年焦炭产量100万吨以上企业单位：万吨

资料来源：中国焦炭协会网站。

根据国家发改委的有关数据，到2006年我国钢铁企业用焦量占焦炭产量的80%左右，但只有33%的焦炭生产能力布局在钢铁联合企业内，67%的焦炭生产能力为独立焦化生产企业。2007年大中型钢铁联合企业的焦化厂生产焦炭9948万吨，仅比上年同期增长11．06%，而独立炼焦企业生产的焦炭量同比增长18．27%，产量增幅比重点大中型钢铁联合企业焦化厂高7．66个百分点，这导致钢铁企业焦炭产量所占比重进一步下降到30．24%。焦炭主要用于钢铁冶炼，在焦炭的生产过程中会产生煤气、余热和焦油等副产品。如果钢铁企业和焦炭企业实现一体化，即炼焦在钢铁企业内部，炼焦过程中产生的上述副产品就能够在钢铁生产过程中得到充分利用。而独立焦化生产企业中除少数作为城市煤气供应市政配套设施外，大部分集中在煤炭产区，远离产品用户，难以实现煤炭资源的综合利用。2009年，钢铁联合企业焦化厂焦炭产量约13405万吨，同比增长8．76%；其他独立焦化企业焦炭产量21959万吨，同比增长7．47%；大中型钢铁联合企业焦炭产量增幅高于独立焦化企业1．29个百分点。钢铁企业焦化厂焦炭产量比重提高到2009年的37．9%。[31]相比之下，发达国家95%的焦炭生产能力布局在钢铁企业内部。[32]

我国能源资源的蕴藏、生产与能源消费在地域上存在严重的不平衡，因此需要大范围、长距离的运输、传输各种能源。此外，随着近年来我国对进口原油和天然气的不断提高，能源的海上运输设施建设及保障的重要性也日益提高。

一、石油和天然气输送

改革开放以来，我国油气输送管道建设有了长足发展。2008年，油气管道里程已经达到5．83万公里，是1978年的7．0倍。特别是2000年以来，油气管道长度增长速度加快，2000～2008年油气管道里程年均增长速度达到11．36%。

图2－8　1978～2008年我国管道输油（气）里程

中国原油管道始建于1958年，克拉玛依至独山子炼油厂的输油管是我国第一条输油管道。经过多年建设，目前已形成东北、华北、西北等多个区域性管网。东北输油管网全长约2805千米，起自大庆油田的林源首站，经铁岭中转站，向抚顺、大连、秦皇岛地区分输；2007年6月30日，西部原油管道正式投产试运，管道起点为新疆乌鲁木齐市，终点为甘肃省兰州市，整个工程新建管道总长近4000公里，原油管道干线设计输量2000万吨／年，成品油管道干线设计输量1000万吨／年，该管道建成后将与中哈石油管道共同组成“西油东送”战略通道，把新疆境内、甘肃境内和东部地区、西南地区的输油管道以及石油、石化销售企业连接起来。“十一五”期间，我国原油管道建设将主要围绕进口俄罗斯原油、哈萨克斯坦原油、海上进口油和国内原油生产情况，改扩建和新建相应的管道，其间建设的重点项目有：中俄原油管道、大庆—锦州、独山子—鄯善、兰州—成都、石空—兰州、河间—石家庄、日照—仪征等管道工程。[33]

图2－9　中国的石油和天然气资源及供应基础设施示意图

资料来源：IEA：《世界能源展望2007中国选粹》。

经过几十年的发展，以及近年来西气东输、陕京二线、冀宁线、淮武线及其支线的建设，我国川渝地区、华北地区及长三角地区已形成了比较完善的天然气区域性管网，中南地区、珠三角地区也基本形成区域管网主体框架。截至2008年底，长庆、塔里木、西南、青海等主要天然气产区均已建成外输管道，并实现联网，总里程约2．4万公里，占全国的78%，比2000年总里程翻了一番，基本实现了天然气消费由周边为主向跨地区供应为主的转变；西气东输及联络线向沿途11个省区、62个城市供气、约5700万户、2亿人受益。[34]川渝地区是中国天然气运输业较为发达的地区。继20世纪70年代，威成线、泸威线、卧渝线、佛渝线建成后，1989年建成了从渠县至成都的半环输气干线（北干线），这些管线的建成首次在中国形成了区域性环形供气管网。环渤海地区已基本形成以陕京线、陕京二线及其配套工程为中心的供气网络系统。长三角地区供气气源包括西气东输和东海气田，供气管道包括西气东输干线及支线、冀宁线、东海—平湖管道、东海—宁波管道、浙江省天然气管道等多条输气管道。中南地区以西气东输和忠武线的干线和支线为基架，形成了本区域的管网供应系统，2006年又建成西气东输和忠武线的联络管道（淮武线）。珠三角地区以广东液化天然气（LNG）管道工程干支线为主。“十一五”期间天然气管道建设的重点是：川气东送、西气东输二线、东北天然气管网、进口输气管线、沿海管线及完善区域管网。2007年8月31日，西起四川省普光，东至上海，干线全长1700公里的川气东送工程宣布开工，计划到2010年底建成年产净化天然气120亿立方米的生产能力。

中国石油天然气集团在2008年全面开工建设西气东输二期，并将通过支线管道与一期工程以及国内各气田连接，从而形成覆盖全国的天然气网络。该管道西起新疆的霍尔果斯，经西安、南昌，南下广州，东至上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、湖北、湖南、江西、广西、广东、浙江和上海13个省、自治区、直辖市，年供气能力预计为300亿立方米，干线全长4859公里，加上若干条支线，管道总长度超过7000公里。二期项目可能与中哈天然气跨国管道连接。中哈天然气跨国管道目前正在进行前期论证。中哈一期工程将于2009年完成并投入使用，设计年输气能力为100亿立方米；二期将于2012年完成，设计年输气能力达到300亿立方米。[35]西三线路线图已基本确定，西起新疆霍尔果斯首站，从霍尔果斯—西安段沿西气东输二线路向东行，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、湖南、广东共8个省、自治区，最后达到广东省韶关末站，设计输气能力300亿立方米／年。目前，西三线西段（新疆霍尔果斯到宁夏中卫）正在建设之中，预计2012年投产；西三线东段（宁夏中卫到广东韶关）预计2014年底投产。[36]据预测，2015年中国天然气管道长度将接近10万公里，其中主干道和支干线的建设将达到2．5万～3万公里，支线建设将达到3．5万～4万公里。[37]

我国成品油管道建设起步较晚、管道规模小、管道输送比例低。目前我国已建成包括兰成渝、西南、珠三角、西部管道在内的长距离成品油管线约7000公里。“十一五”期间，我国将加快成品油西油东送、北油南运管道建设，主要将建设兰州—郑州—长沙、锦州—石家庄—长沙成品油干线管道以及华北地区、长三角地区、东南沿海和沿江地区等区域成品油管道工程，其间新建的成品油管道约1万公里，新增输油能力约8400万吨／年。这些管道建成后，我国将逐渐形成成品油区域网络。

中国在2006年首次以液化天然气（LNG）的形式进口天然气，目前有十多个在建或处于规划阶段的液化天然气（LNG）项目（见表2－14）。

表2－14　中国的液化天然气（LNG）再气化中转站

资料来源：IEA：《世界能源展望2007中国选粹》。

石油和天然气储备库建设取得重要进展。至2008年底，国家石油储备一期工程的4个战略储备基地已全部建成，分别是镇海520万立方米、舟山500万立方米、黄岛320万立方米、大连320万立方米；中石油、中石化商业石油储备公司获得国家原油仓储资格，并建成一批商业储备库；国家新批准原油仓储企业7家、成品油仓储企业14家。2006年，在大港油区建成6座地下储气库，总设计库容量67亿立方米，工作气量30亿立方米；2007年开始筹备建设京58储气库群（包括3个储气库），总库容量15亿立方米，总工作气量7．5亿立方米。西气东输管道投运后，在江苏金坛盐矿建设我国第一座盐穴地下储气库，设计总调峰气量17亿立方米，并将位于苏北地区中部的刘庄气田改建地下储气库。①

二、煤炭运输

我国的煤炭资源主要集中在西部、北部地区。2007年，仅山西、内蒙古、河南、陕西原煤产量最大的4省区的煤炭产量就达到138099．53万吨，占全国的54．67%，而其煤炭消费量仅占全国的24．69%。与之相反，东南沿海的江苏、浙江、广东、福建、上海5省市的煤炭产量仅占全国的1．80%，而其消费量占到全国的17．84%。从中国分省煤炭产销差额示意图（见图2－10）中可以看出，大部分中东部省份的煤炭消费超过煤炭产出，尤其是沿海省份煤炭产出和消费的缺口更为明显，需要从外部大量调入煤炭，这就意味着我国煤炭需要大量地从煤炭产地运往煤炭消费地。

图2－10　中国分省煤炭产销差额示意图（2007年）

图2－11　我国煤炭铁路货运周转量及其占全部铁路货运周转量比重情况

我国煤炭的运输依靠铁路、公路和水运等方式，其中铁路是最主要的方式，其运输量约占煤炭总运输量的一半。1990年，我国煤炭货运量为62870万吨，周转量3446．4亿吨公里，到2008年煤炭货运量已经增长至134325万吨，周转量达到8360．28亿吨公里（见图2－11）。陕西、内蒙古等省区的北煤南运主要依靠铁路线：一是大秦线，从秦皇岛转水运，每年运输能力仅2．5亿～3亿吨；二是京广、京沪、京九三大铁路干线运输线，每年运输能力5亿～6亿吨；三是公路运输，约1亿吨。目前北煤南运的输送能力在9亿～10亿吨，输送能力缺口2亿～3亿吨。[38]

我国目前仅有两条现代化的煤炭运输专用铁路：600公里长的大秦线和588公里长的朔黄铁路（从朔州到黄骅）。为了增强铁路运输能力，中国《中长期铁路网规划》提出加大铁路运输能力，在大同（含蒙西地区）、神府、太原（含晋南地区）、晋东南、陕西、贵州、河南、兖州、两淮、黑龙江东部10个煤炭外运基地，形成大能力煤运通道，近期优先进行大秦线扩能、北同蒲改造、黄骅至大家洼铁路建设和石太线扩能，实现客货分运，加大煤炭外运能力；对京沪、京广、京九、焦柳四大南北既有干线全部进行电气化改造，发展货物重载运输，四条大通道的过江货运总能力达到4亿吨以上。到2010年，铁路网营业里程达到8．5万公里。

在我国国内消费的煤炭运输中，约有10%需要通过包括秦皇岛在内的港口转运到南方的上海和广州等港口。[39]2000～2006年，沿海主要港口煤炭出港和进港吞吐量的年均增长率分别为13．54%和14．11%。2006年，沿海主要港口煤炭吞吐总量70468万吨，其中出港44214万吨，进港26254万吨。虽然沿海主要港口的煤炭吞吐能力增长较快，但是煤炭和运输港口的铁路系统的运输能力尚存在不确定性。此外，黄河、长江和大运河的支流也是煤炭的运输路线，但是比重较小。而通过公路的运输方式不仅效率低，而且成本过高。②

煤炭运输在我国整个货物运输中占有很大比重，1990年以来煤炭周转量占全国铁路货物周转量的比重一直在30%上下。从图2－11可以看到，我国煤炭周转量占全国铁路货运周转量的比重在1990年后一度出现下降，但自2000年开始，煤炭产量显著增长，煤炭周转量占全国铁路货运周转量的比重又开始快速上升，并从2000年的28．54%上升到2008年的35．79%。2000～2008年，煤炭周转量的年均增长速度达到10．34%，但同期铁路货运能力并没有显著增长，铁路营运里程的年均增长速度仅为1．87%。铁路运力不足成为严重制约煤炭运输的因素。由于铁路运输能力供应不足，请车满足率一直较低。如铁道部18个铁路局中货运量最大的太原铁路局，2005年货车的平均请车满足率也只有34%左右。2003年以来，几度出现的电力供应紧张乃至供应中断问题在一定程度上要归咎于煤炭运输瓶颈的制约。

三、电力传输

2006年，我国35千伏及以上等级线路总长度达到1029497公里，输变电容量210260万千伏，其中500千伏以上线路长度77092公里，占35千伏以上线路总长度的7．50%；330千伏线路长度13762公里，占1．34%，220千伏线路长度195392，占18．98%；110千伏线路长度355517公里，占34．5%（见表2－15）。全国电网输电线路损失率持续下降，2008年为6．64%。[40]

表2－15　2006年我国各电压等级线路长度和输变电设施容量

续表

资料来源：刘雅芳：《冰灾启示：对于我国“大电力”背景下电力规划和发展的几点看法》，电监会网站（http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080415＿8884．htm）。

截至2007年底，我国220千伏及以上输电线路长度达到32．7万公里，变电容量11．44亿千伏安，跨区输电量从2002年的207亿千瓦时增加到2007年的1207亿千瓦时，跨省交换电量从2002年的804亿千瓦时增加到2006年的1445亿千瓦时，电网优化配置资源的能力有所提高。[41]目前，我国已经初步形成以500千伏（330千伏）和220千伏为骨干的电网结构。2007年4月，我国首条1000千伏———晋东南―南阳―荆门特高压交流试验示范工程输电线路开工，该输电线路横跨山西、河南和湖北三省，全长645公里。

我国的电网主要由国家电网和南方电网构成，其中，西藏电网由国家电网公司代管。国家电网公司包括华北电网、东北电网、华中电网、华东电网、西北电网构成。华北电网公司在原中国华北电力集团公司和山东电力集团公司的基础上成立，华北电网覆盖面积163万公里，人口2．3亿人。计划到“十一五”末建成“七横三纵”骨干网架，受端形成坚强的京津唐双环网和京津冀大环网结构，2010年华北电网西电东送能力达到2000万千瓦以上。东北电网的范围包括辽宁、吉林、黑龙江及内蒙古自治区东部三市一盟，电网覆盖面积124万平方公里，供电服务1．15亿人口。东北电网已经形成北起呼盟的伊敏、南至大连的南关岭、西自赤峰的元宝山、东达黑龙江的佳木斯、七台河，覆盖东北地区绝大部分电源基地和负荷中心的以500千伏线路为骨干的网架。华中电网覆盖河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆6省（市），供电面积138万平方公里，供电人口3．8亿。华中电网已形成219条、总长度21305．49公里的500千伏线路骨干网架。华东电网的范围包括江苏、上海、浙江、福建、安徽5省市。西北电网公司的范围包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区电网。[42]

图2－12　电网布局示意图（装机单位：万千瓦）

为了平衡全国各地区的电力供求，主要是西部地区向东部地区输送电力的能力，中国已经初步形成北、中、南三大“西电东送”通道，实现了六大地区电网的互联，基本实现了西电东送、南北互济和全国联网的电力工业发展战略目标。[43]其中，东北电网和华北电网通过容量为150万千瓦的500千伏交流高姜双线相联；华北电网与华中电网通过容量为50万千瓦的500千伏交流辛嘉线相联；西北电网和华中电网通过容量为36万千瓦的灵宝背靠背直流相联；华中电网与华东电网通过三回容量为120万千瓦的±500千伏直流葛南线、容量为300万千瓦的±500千伏直流龙政线、容量为300万千瓦的±500千伏直流宜华线相联；华中电网与华南电网通过容量为300万千瓦的±500千伏直流江城线相联。

由于历史等方面的原因，我国供电企业的所有制形式比较复杂：“国家电网公司、中国南方电网公司及新疆生产建设兵团所属供电企业为中央国有企业；地方水电企业及内蒙古电力集团有限责任公司、陕西省地方电力集团公司和山西国际电力集团公司等为地方国有企业；部分地方国有资产的供电企业改制为股份制供电公司，其中，少数成为上市公司；同时，还存在一部分农垦、森工、油田和煤矿等自发自供及转供电的供电企业和个别民营性质的供电企业。”[44]具体来看，我国共有各级供电企业3173家，其中国家级2家，区域级5家，省（市、区）级37家，地（市）级431家，县级2698家。国有国家电网公司和中国南方电网公司是国家级供电企业，其中国家电网公司由华北电网公司、东北电网公司、华中电网公司、华东电网公司、西北电网公司5家区域级电网公司组成。国家电网公司和中国南方电网公司分别拥有省（市、区）级供电企业24家和5家，除此之外，省（市、区）级供电企业还包括西藏电力公司、新疆生产建设兵团、内蒙古电力公司、陕西省地方电力集团公司、山西国际电力集团公司以及三家省级地方水电企业（见表2－16）。

表2－16　全国供电企业分类统计表

续表

注：[45]其他类型为自发自供及转供电企业等，包括：油田、农垦、森工等以及部分由地方资产改制形成的股份公司等。②对北京、天津、上海三个直辖市所辖的县级供电企业，按照行政区域划分的原则，全部计入地（市）级供电企业中；对重庆市所辖县级供电企业纳入县级供电企业进行统计。③国家电网公司和中国南方电网公司统计数据中包含了其代管的县级供电企业。按照资产隶属关系划分，代管的县级供电企业属于地方国有资产的供电企业。
资料来源：供电监管部课题组：《全国供电企业现状报告》，http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080410＿8868．htm．

我国电力发展长期存在输配电建设严重滞后于电源建设的问题。与发达国家相比，能够明显看出我国电网建设的滞后。我国装机规模已相当于美国的66%，发电量也相当于美国的70%。2006年，美国装机容量为107568万千瓦，按600美元／千瓦计算，美国发电资产应为6450亿美元，发电资产占电力资产的比例为39%；电网资产则超过了1万亿美元，占电力资产的比例高达61%。法国和日本的电网和电源的投资比例也分别为7∶3和6∶4。我国电力厂网资产比例恰恰与美国等发达国家相反。2007年末，我国电力装机达到71329万千瓦，按平均造价4500元／千瓦计算，我国发电资产超过3万亿元，约为32000亿元，占电力资产的比例为65%。而两大电网公司至2007年的资产总额为16875亿元，加上西藏电网、内蒙古西部电网和一些地方小电网资产，全国电网资产也不足17000亿元，电网资产占电力资产的比重仅为35%。可见，我国电网建设薄弱问题非常突出。[46]特别是在电力体制改革厂网分开后，处于寡头竞争格局的发电企业纷纷跑马圈地，电源投入大幅度增加，发电与输配电资源不合理的状况更加突出。2002～2006年，电源年投资额由747亿元增加到3122亿元，年均增长高达43%，而同期电网投资从1578亿元增加到2106亿元，年均增长仅为8%。尤其是2003年的电源投资比改革前的2002年猛增152%，而当年电网投资为负增长（－33．46%）。[47]

除了输配电建设严重滞后于电源建设外，城乡配电网建设滞后于主网建设，负荷中心受端电网建设滞后于送端电网建设也是电力传输存在的问题。表2－17是截至2006年底我国各电压等级线路的长度和输变电设施的容量，从中可以看出，我国电网建设偏重于高压网络，中低压电网建设速度落后于高压电网，配电网相对薄弱的情形。在我国负担着向占总用电量63．7%的电力用户供电的10千伏及以下电网，其建设基本上是结合电力用户的相应工程进行，主要依靠电力用户投资，电网建设、管理问题突出，低压配电网比中压配电网的发展更加缓慢而且无序；农村电网最高电压等级普遍为110千伏，由于长期缺少投入，基础较城市电网差，经过“城乡电网改造”后仍存在网架薄弱、线路和变电设备容量不足，电网“卡脖子”、设备老化、损耗大等诸多问题，偏远山区和贫困地区的农网的电网薄弱现象更为严重。[48]

表2－17　2006年我国各电压等级线路长度和输变电设施容量

资料来源：刘雅芳：《冰灾启示：对于我国“大电力”背景下电力规划和发展的几点看法》，电监会网站（http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080415＿8884．htm）。

[1]王基铭：《中国炼油工业现状和发展方向》，《当代石油石化》，2009年第5期。

[2]王基铭：《中国炼油工业现状和发展方向》，《当代石油石化》，2009年第5期。

[3]《2008年世界主要国家或地区炼油能力》，《当代石油石化》，2009年第2期。

[4]王基铭：《中国炼油技术发展、成品油品质改善及市场预测》，《当代中国石化》，2007年第15期；王基铭：《中国炼油工业现状和发展方向》，《当代石油石化》，2009年第5期。

[5]《2009年全国电力工业统计快报一览表》，中国电力企业联合会网站（http：／／www．cec．org．cn／）。

[6]《中国应对气候变化的政策与行动———2009年度报告》。

[7]国家电力监管委员会：《电力监管年度报告（2006）》，国家电力监管委员会网站（http：／／dyd．hncn．org．ru／zwgk／jggg／200802／t20080220＿4670．htm）。

[8]张国宝：《中国能源发展报告2009》，经济科学出版社，2009年。

[9]袁越：《煤电优势与核电复兴》，《三联生活周刊》，2008年4月7日。

[10]杨文彪：《以〈焦化行业准入条件〉为抓手 稳步推进全行业和谐发展》，中焦协网，2010年2月22日；《中焦协召开焦化行业运行信息发布会》，中焦协网，2010年3月24日。

[11]《中焦协召开焦化行业运行信息发布会》，中焦协网，2010年3月24日。

[12]《国家发展改革委关于加快焦化行业结构调整的指导意见的通知》。

[13]《中焦协召开焦化行业运行信息发布会》，中焦协网，2010年3月24日。

[14]杨文彪：《以〈焦化行业准入条件〉为抓手 稳步推进全行业和谐发展》，中焦协网，2010年2月22日。

[15]《我国发电供热用煤占全国煤炭生产总量的半数左右》，http：／／news．xinhuanet．com／newscenter／2007－11／06／content＿7021765．htm．

[16]严陆光、陈俊武：《中国能源可持续发展若干重大问题研究》，科学出版社，2007年。

[17]严陆光、陈俊武：《中国能源可持续发展若干重大问题研究》，科学出版社2007年。

[18]《中国甲醇行业发展现状》，国际能源网（www．in－en．com），2010年3月18日。

[19]《中国甲醇行业发展现状》，国际能源网（www．in－encom），20103。

[20]瞿国华：《煤基甲醇燃料及其醚类衍生物的产业开发前景分析》，《中外能源》，2009年第3期。

[21]陈其珏：《高油价激发二甲醚规模化发展“冲动”》，《上海证券报》，2008年4月1日。

[22]Gandal，N．，Kende，M．，Robont，R．，2000．The dynamics of technological adoption in hardware／software systems：the case of compact disc players．The Rand Journal of Economics，31（1）．

[23]钱伯章、朱建芳：《中国炼油工业现状与发展趋势》，《天然气与石油》，2009年第4期。

[24]钱伯章、朱建芳：《中国炼油工业现状与发展趋势》，《天然气与石油》，2009年第4期。

[25]史丹：《中国能源工业市场化改革研究报告》，经济管理出版社，2006年。

[26]钱伯章、朱建芳：《中国炼油工业现状与发展趋势》，《天然气与石油》，2009年第4期。

[27]李明三：《煤电联动困局的山西策：煤电产业重新布局》，《21世纪经济报道》，2008年3月27日。

[28]史丹：《中国能源工业市场化改革研究报告》，经济管理出版社，2006年。

[29]国家电力监管委员会：《电力监管年度报告》2006～2008年各年。

[30]刘耀东：《从焦炭行业看我国工业经济结构问题》，《上海证券报》，2006年5月16日。

[31]《中焦协召开焦化行业运行信息发布会》，中焦协网，2010年3月24日。

[32]《国家发展改革委关于加快焦化行业结构调整的指导意见的通知》；崔敬、穆文鑫：《中焦协会长黄金干阐述今年焦化市场形势》，http：／／www．custeel．com／Scripts／viewArticle．jsp？articleID＝1361578．

[33]余洋：《中国油气管道发展现状及前景展望》，《国际石油经济》，2007年第3期；周靖华：《2007年中国管道建设综述：我国管道建设迎来第四个高峰期》，《石油商报》，2008年1月4日。

[34]《西气东输三线路线图敲定改写天然气供应格局》，http：／／stock．cnstock．com／zqj／hyxw／200911／279426．htm．

[35]余洋：《中国油气管道发展现状及前景展望》，《国际石油经济》，2007年第3期；周靖华：《2007中国管道建设综述：我国管道建设迎来第四个高峰期》，《石油商报》，2008年1月4日。

[36]《西气东输三线路线图敲定改写天然气供应格局》，http：／／stock．cnstock．com／zqj／hyxw／200911／279426．htm．

[37]《我国天然气管道规划长度2015年将达10万千米》，http：／／www．sinopecnews．com．cn／wz／content／2010－01／22／content＿740273．htm．

[38]《关于我国电煤供应形势的分析》，http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080407＿8845．htm．

[39]IEA：《世界能源展望2007中国选粹》。

[40]张国宝：《中国能源发展报告2009》，经济科学出版社，2009年。

[41]《关于我国电力工业发展水平及其结构的分析》，http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080401＿8796．htm．

[42]根据各电网公司网站资料汇总。

[43]国家电力监管委员会：《电力监管年度报告（2006）》，国家电力监管委员会网站（http：／／dyd．hncn．org．ru／zwgk／jggg／200802／t20080220＿4670．htm）。

[44]资料来源：供电监管部课题组：《全国供电企业现状报告》，http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080410＿8868．htm．

[45]《关于我国电力工业发展水平及其结构的分析》，http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080401＿8796．htm．

[46]《关于我国电力工业发展水平及其结构的分析》，http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080401＿8796．htm．

[47]肖鹏：《重建核心价值：关于我国电网规划建设的几点思考———对2008年冰雪灾害的反思》，电监会网站（http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080425＿8931．htm）。

[48]刘雅芳：《冰灾启示：对于我国“大电力”背景下电力规划和发展的几点看法》，电监会网站（http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080415＿8884．htm）。