天然气价格调控_天然气价格双轨制是什么指标

2024-08-09 06:49:40

1.三大重要的天然能源是什么?

2.天然气的发展前景怎样？

3.欧亚经济联盟谋油品市场统一

4.北方地区如何实现使用清洁能源取暖？

5.公司在北京，成立环保研发中心需要哪些手续，有什么政策扶持？

6.世界及中国天然气的现状？

7.中国甲醇产能分布、成本剖析，做甲醇交易必读

天然气价格调控_天然气价格双轨制是什么指标

今日零时起，我国汽柴油价格每吨分别降低230元和220元（折合每升0.2元左右）。西安93#汽油最高零售价从6.49元/升降为6.30元/升，本次西安汽油最高零售价平均降幅0.18元/升。

汽油每吨降价230元

继4月14日国家提高成品油价格后，今日零时起，成品油价格适当下调。成品油生产经营企业供军队及新疆生产建设兵团、国家储备用汽、柴油（标准品）供应价每吨分别降低230元和220元，调整后的汽、柴油供应价分别为每吨7190元和6460元，其他成品油价格相应调整。

对符合资质的民营批发企业最高供应价格，按最高零售价格扣减400元确定。当市场零售价格降低时，对民营批发企业的供应价格也要相应降低，保持价差不小于400元。

省延长石油集团公司供中石油、中石化陕西销售公司汽、柴油最高供应价格比照以上规定，按中心城市最高零售价格扣减400元确定。具体供应价格可在不超过最高供应价格的前提下，由供需双方协商确定。

西安汽油平均每升降0.18元

调价后，我省汽、柴油各价区最高零售价等额降低，西安93#汽油由原先的6.49元/升降为6.30元/升，汽油零售价平均降幅0.18元/升。西安柴油价格此次平均降幅0.20元/升，其中-10#柴油最高零售价由原先的6.71元/升降为6.51元/升。

液化气最高出厂价按照与供军队等部门用90#汽油供应价格保持0.92∶1的比价关系确定，供需双方可在不超过最高出厂价格的前提下协商确定具体价格。据此计算，液化气最高出厂价由原先的每公斤7.42元降为7.19元。

市民反应：降价幅度低于预期

本报讯（记者陈静涛）昨日下午，一些司机表示，成品油价格下调在意料之中，但此次调价幅度仍较保守，比预期少。

私家车主吴惠敏说，从国际油价的降幅来看，此次调价幅度的普遍预期应该在400～500元/吨。也有车主表示，下调了总比不调要好。

国内的能源机构认为，此次下调油价有助于缓和目前强烈的通胀预期，但对国内批发市场价格走势或影响甚微。有西安一些民营加油站认为，这两天国际油价有所反弹，如果后期国际原油价格继续走高，也不排除主营单位再度联手推高油价。

我省居民用气暂不调价

本报讯（记者张莉）今日零时起，国产陆上天然气出厂基准价格由每千立方米925元提高到1155元，每千立方米提高230元，提价幅度为24.9%。但据记者了解，我省居民用天然气销售价格暂不调整。

同时，国家发展和改革委员会还改进了天然气价格管理办法，取消价格“双轨制”，理顺车用天然气与成品油之间比价关系。这是我国在能源价格市场化改革方面迈出的谨慎和积极的一步。

发改委相关负责人表示，我国天然气匮乏。据有关方面测算,2008年和2009年国内天然气供需缺口分别为30亿和90亿立方米左右，部分地区“气荒”和加气难现象时有发生。适当上调天然气价格，对于合理有效配置天然气，保证天然气生产供应，十分必要且紧迫。

各地自行确定居民气价

国产气出厂价格调整后，地方城市燃气公司的购进成本相应增加，各地居民气价调整的时间和幅度，由各地根据实际情况，在履行规定的听证等程序后自行决定。

按中国城市燃气协会调查数据，全国平均每户家庭每月炊事用气约为20方，如果按照城市燃气销售价格每方相应提高0.23元测算，影响城市居民每户每月增支4.6元左右。各地通过统筹安排对困难群体的各项补助，确保低收入群体不因民用天然气售价调整而降低生活水平。

那么，我省的天然气价格会不会变动呢？据省物价局有关负责人表示，我省天然气调价方案还正在制定中，居民用天然气销售价格暂不调整。

可适当疏导出租车运价

车用天然气价格调整后，部分主要使用天然气为车用燃料的城市，要妥善处理气价调整对出租车运营成本增支的影响。已经建立出租车运价与燃料价格联动机制的地方，可适当疏导出租车运价；没有建立联动机制的地方，可以取发放临时补贴等措施，来缓解气价提高对出租车行业影响。

气价双轨制取消

发展改革委对存在一、二档气价的大港、辽河、中原三个油气田价格进行并轨，取消了价格“双轨制”；进一步扩大价格浮动幅度，允许供需双方以出厂基准价格为基础，在上浮10％、下浮不限的范围内协商确定具体价格。要求各地原则上按照与汽油最高零售价格不低于0.75∶1的比价关系理顺车用天然气价格，保持车用气的合理比价。

满意请纳。

三大重要的天然能源是什么?

天然气是天然气行业发展的基础，中华人民共和国建立以来，天然气生产有了很展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。近年来，中国天然气储量持续增长。2007年全国累计探明天然气可储量为4.1万亿立方米，比2006年增长了6.7%。2007年，全国天然气产量约为694.05亿立方米，增长幅度约为18%，天然气消费总量为682亿立方米，比2006年增加142亿立方米，增长了26%，是“十五”以来天然气消费量增幅最大的一年。这主要是由于国产天然气产量的增长和进口LNG的引进。2007年中国管输天然气市场增长迅速，全年管输天然气销售量为274亿立方米，占全国天然气市场销售总量的40%；LNG销售量为39亿立方米，占全国天然气市场销售总量的6%。

2008年1-10月份石油和天然气开业全行业生产、销售产值比上年同期大大改善，总产值、销售产值增速保持40%以上速度，总体运行情况良好。

中国经济持续快速的发展势头仍在继续，但是保障经济的能源动力却极度紧缺。中国的能源结构以煤炭为主，石油、天然气所占比例远远低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，提高天然气在能源结构中的比重和引进LNG将对优化我国的能源结构，有效解决能源供应安全和生态环境保护，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。

随着天然气的普遍应用，天然气供应已经成为国家能源安全中越来越重要的组成部分。未来中国天然气需求增长速度将明显超过煤炭和石油。到2010年，天然气在能源需求总量中所占比重将从1998年的2.1%增加到6%，到2020年将进一步增至10%。届时天然气需求量估计将分别达到938亿立方米和2037亿立方米。　一、世界天然气产业发展趋势

1、天然气产业作为朝阳产业有巨展空间

随着世界经济迅速发展，人口急剧增加，能源消费不断增长，温室气体和各种有害物质排放激增，人类生存环境受到极大挑战。在这种形势下，清洁的、热值高的天然气能源正日益受到重视，发展天然气工业成为世界各国改善环境和促进经济可持续发展的最佳选择。天然气燃烧后产生的温室气体只有煤炭的1／2、石油的2／3，对环境造成的污染远远小于石油和煤炭。煤气热值为3000多大卡，而天然气热值高达8500大卡，可见天然气是一种高效清洁的能源。

初步测算，全球天然气可储量约为137亿吨石油当量，与石油基本相当。随着勘探、开发和储运技术的进步，过去20年内，探明储量平均每年增长4.9%，产量平均每年增长3.15%。有关专家预测，未来10年内，全世界天然气消费年均增长率将保持3.9%，发展速度超过石油、煤炭和其他任何一种能源，特别是亚洲发展中国家的增长速度会更快。

全世界天然气储比很高(70∶1)，而且石油和煤炭消费领域里有70%以上都可以用天然气取代。在全球范围内，天然气取代石油的步伐加快，尤其是在东北亚、南亚、东南亚和南美地区，随着其输送管网的建设，天然气在21世纪初期将会有更快的发展。

天然气将是21世纪消费量增长最快的能源，占一次性能源消费的比重将越来越大。预计2010年前后，天然气在全球能源结构中的份额将超过煤炭，2020年前后，将超过石油，成为能源组成中的第一。

2、世界天然气产业将进入“黄金”发展时期

在下一个世纪里，世界天然气工业将进入一个“黄金时代”。据设在巴黎的国际能源机构预测，从现在起到2020年，全球初级能源需求将增加65%，其中发展中国家的需求将比目前翻＿番。在这一前景下，世界天然气需求量将以每年2.6%的幅度递增，届时在初级能源消费中所占的比重将由目前的20%上升到30%。

天然气工业的发展得益于多方面的有利条件.首先，储量比较丰富。国际天然气工业联合会提供的数字显示，全球已探明的天然气储量为152万亿立方米，按目前消费水平可供开65年，而已探明石油的可供开期为43年。如果从远期来看，世界天然气的最大储量，也就是说在当前技术条件的可开量，估计达400万亿立方米。

天然气的另﹁个优势是热能利用率高。在几年以前，燃气电站的天然气热力效率尚不足40%，随着相关技术的进步，在今天已达到60%以上。在一些同时供电和供热的燃气电站，天然气的热能利用率甚至达到90%。因此天然气可以说是一种相当经济的能源。

此外天然气的污染程度也较底。研究表明，生产等量的电能或提供等量的热能，天然气在燃烧过程中排放的二氧化碳比石油低25%，比煤炭低40%，在矿物能源中是最少的。与燃油和燃煤相比，天然气排放的二氧化硫和氮氧化物也要少的多。以天然气为能源不仅有利于缓和大气温室效应，也有助于减少酸雨的形成。

3、世界天然气需求量将年增2.4%

国际能源机构统计的数字显示，全球对天然气的需求量正在以每年2.4%的速度增长，而且这一增长速度有望保持到2030年。

尽管去年液化天然气的需求量有所下降，但有“未来能源”之称的天然气仍然是能源领域里发展速度最快的部分。海湾地区对天然气的需求正以每年14%的速度增长，其主要用途是发电和海水淡化。

海湾地区已探明的天然气储量大约是290万亿立方米，其中卡塔尔的天然气储藏量居第一位，占该地区天然气总储量的49%，沙特阿拉伯和阿拉伯联合酋长国紧随其后，分列第二和第三位。

沙特阿拉伯正在开发海湾地区最大的天然气项目，估计将历时10年，耗资250亿美元。阿联酋和卡塔尔之间也正在建设输气管线。这个项目估计耗资100亿美元。管线建成后，卡塔尔可以每天向阿联酋输送大量的天然气。巴林和科威特是海湾国家中天然气储量比较贫乏的，科威特只能在生产石油产品的过程中附带生成天然气。

二、中国天然气市场发展趋势预测

1、需求增长加快带来发展机遇

中国天然气利用已有相当悠久的历史，但天然气工业起步较晚，与世界发达国家或地区相比还有较大差距。全球天然气占总能源消费的24%，而目前中国仅占能源消费结构的3%。

未来20年中国的能源消费弹性系数为0.45-0.50，其中煤炭为0.3，石油为0.5，天然气为1.4-l.5，一次电力为0.5-0.6，可见天然气的消费增长速度最快。天然气市场在全国范围内将得到发展。随着“西气东输”等工程的建设和投入运营，中国对天然气的需求增长将保持在每年15%以上，2010年将达到1000亿立方米以上，比2000年提高4至5倍。

从国外天然气价格看，目前相当于人民币1.8元／立方米。中国天然气价格由确定，执行的是国家指导价下的双轨制价格，还没有形成市场导向下合理的天然气价格机制，明显低于国际市场，调整空间相当大。

经济全球化带动着天然气的全球化，预计到2010年，全球天然气贸易量为7000亿立方米。天然气销售市场不再局限于取暖锅炉、商业服务和家庭炊事，天然气发电、天然气化工、天然气车用燃料和电池燃料、天然气空调及家庭自动化等方面利用潜力十分巨大。目前，天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比，还有较大的缺口。高速增长的市

天然气的发展前景怎样？

在过去的三十余年时间里，中国的能源系统取得了显著成就，目前正处于发展转型的关键时期。中国能源系统的快速发展为持续的经济增长和人均收入水平的提高发挥了重要的支撑作用。在1980年至2009年期间，中国人均GDP的增长速度三倍于同期的能源消费增长速度。当下，中国能源系统正面临着供应安全、经济效率和迅速攀升的温室气体排放问题这三大挑战。如果不及时取行动，这三大挑战当中恐怕没有一个能够得以化解。

相对于能源部门而言，近年来其它部门的市场化改革已经走在了前面。但是能源系统的改革有其特殊性，毕竟能源市场不同于一般商品市场。决策者需要制定一个有助于推动中国能源发展转型的能源综合政策框架，以引导未来中国能源发展朝着更安全、更清洁和更高效的方向转型。

展望2020年、2030年，中国总体上步入工业化后期阶段，产业结构调整与升级以及城镇化向纵深发展都将促使国内能源消费结构发生显著变化。安全、绿色、经济等都将成为中国制定能源政策乃至各项经济政策的基本出发点和主要约束条件。对于庞大的中国能源系统而言，如何为持续快速的经济增长和城镇化提供稳定安全、清洁和高效的能源供应，不啻为现代能源系统的严峻挑战。

放眼全球，在未来的十年乃至二十年时间里，作为世界上规模最大的能源系统，中国能源工业将面临着诸多新的机遇与挑战。建立在可再生能源和智能通信技术深度融合基础上的第三次工业革命等将极大地改变中国经济的增长动力，以及中国经济与世界经济联系的广度与深度。发达国家建立在新一轮技术革命基础上的“再工业化”、“数字制造”、制造业回归（insourcing）有可能使其工业能耗再次攀升。全球能源供应与消费的格局也会因为美国等国家大量廉价的“非常规天然气”的大规模开发和广泛应用而发生重大变化。相应地，能源地缘政治格局也将被重新改写。新一轮具有约束力的全球多边碳减排机制可能形成。作为全球最大的碳排放国，中国的碳减排工作无疑会面临更大的压力。

时不我待。中国能源发展必须要朝着安全、绿色和高效的方向进行全面而深刻的战略转型，越早越主动。

改革开放以来中国能源政策演进的三个重要阶段

为适应中国经济高速增长、市场导向改革的不断深化，以及能源供求关系变化的客观需要，中国能源政策自上世纪80年代以来不断调整与优化，大致经历了三个重要时期：20世纪80年代的第一个十年为第一个时期，重点解决能源供应短缺和价格机制僵化等问题；90年代的第二个十年重点解决政企不分和垄断经营等问题；进入21世纪后的十余年为第三个时期，重点强调发挥需求侧政策作用、优化能源结构和深化市场化改革。总体来看，过去三十余年能源政策的调整与完善为中国经济持续三十余年的高速增长提供了强有力的支撑。但同时，中国能源政策也面临着一系列困难与挑战。

第一阶段：18年至20世纪80年代末

1.宏观背景。20世纪80年代的十年，中国经济体制改革拉开帷幕，经济管理体制与市场运行机制发生了一系列重要变化：投资体制改革开始启动；价格改革探索起步，价格与市场价格形成“双轨制”；企业组织呈现出集中与分散两种不同方向，一方面是地方国企和乡镇企业大量涌现，另一方面是行业性总公司相继组建，如国家统配煤矿总公司等；能源长期供应紧张严重制约宏观经济的稳定运行。

2.能源政策。重点解决能源供应短缺和价格机制僵化问题。实行煤炭价格“双轨制”，推进多种电价改革；鼓励地方发展小煤矿、集资办电和外商投资；提出节能优先理念；行业管理几经变迁，能源部成立，煤炭工业部、石油工业部、核工业部等撤消后恢复，成立统配煤矿总公司、石油天然气总公司、核工业总公司。

3.总体评价。煤炭、电力等领域适度放开市场准入在一定程度上缓解了长期存在的能源供给短缺问题。能源政策调整主要围绕着中央与地方之间收权与放权、价格与市场价格关系的路径展开；僵化的能源定价机制被打破，为深化能源价格、投资、财税改革积累经验。但同时，能源价格改革不到位，准入标准不完善，能效政策缺失，能源政策、财税政策、创新政策不完善，市场垄断未根本触及等，这些深层矛盾未解决。

第二阶段：20世纪90年代

1.宏观背景。市场经济体制目标确立，市场化改革步入实质阶段。“政企分开”成为各领域体制改革的重点。价格改革逐步深化，价格机制作为优化配置的基础性作用日益增强。国有企业进行战略性改组，国有、外资和民营企业三足鼎立。东部沿海地区承接大量国际产业转移，对能源需求不断增加。

2.能源政策。重点解决政企不分、垄断经营问题。煤炭、电力、石油行业推进政企分离改革，能源企业不再承担行政管理职能；能源管理体制进行初步改革，石油行业进行大规模重组；能源领域市场化改革不断深入；明确能源开发与节能并重；能源法律建设加快（1996年《煤炭法》和《电力法》、19年《节约能源法》）；新能源发展步入起步阶段。

3.总体评价。能源政策导向开始由侧重增加能源供给能力的单一目标，向引入市场竞争机制、优化能源结构和提高配置效率等多元目标转变。并轨后的价格机制成为能源行业发展的基础性机制；能源政策制定与实施的法制化与规范化取得初步成效。但是，这一阶段的能源政策中，对能源投资与价格决定的行政干预依然存在；能源需求管理政策、竞争激励政策和能源科技政策不完善；可再生能源发展缺乏足够的政策激励。

第三阶段：进入21世纪以来

1.宏观背景。工业化和城镇化加快，重化工业加速发展推动能源消耗和排放总量进一步增加，和环境约束不断增强；建设节约和环境友好型社会成为国家战略，节能减排和应对气候变化开始成为国家经济政策的主要基点；能源消耗强度作为约束性指标纳入各级业绩考核范围；能源外部依赖提高，能源安全问题凸显；国际化步伐加快；新能源作为战略性新兴产业得到高度重视。

2.能源政策。供给侧政策与需求侧政策并重，更加注重发挥需求侧政策作用，着力优化能源结构，深化市场化改革。主要通过自上而下的行政手段和责任制度来实现节能减排约束性指标；强化节能和发展可再生能源的系统化政策；推动能源结构优化，加快发展清洁能源和替代能源；可再生能源的上网电价管理、产业发展基金等制度相继建立；“金太阳示范工程”、“太阳能屋顶”和“新能源汽车十城千辆”进入示范运行；能源安全、能源外交问题开始纳入政策视野；以2002年电力行业体制改革为标志，能源领域的市场化改革向纵深发展，原来垂直一体化的国家电力公司被重组为五大全国性发电集团和两大电网公司；山西等地进行煤炭行业的资产重组。

3.总体评价。能源供给侧政策与需求侧政策的协调性明显增强，节能减排政策取得突出成效，可再生能源政策对于推动可再生能源发展起到积极作用，市场化改革取得一定进展。但是能源政策的有效性受制于迟缓的体制机制改革，部分领域市场垄断问题依然突出；能源价格的市场化定价机制成为能源政策优化调整的最大难点；节能减排约束目标的实现过度依赖于行政手段；能源安全政策尚未形成完整体系，政策目标不明确；新能源政策面临调控过度投资还是继续鼓励投资的两难问题；能源税费改革进展不大。

欧亚经济联盟谋油品市场统一

2008年1-10月份石油和天然气开业全行业生产、销售产值比上年同期大大改善，总产值、销售产值增速保持40%以上速度，总体运行情况良好。

1、天然气产业作为朝阳产业有巨展空间

2、世界天然气产业将进入“黄金”发展时期

3、世界天然气需求量将年增2.4%

国际能源机构统计的数字显示，全球对天然气的需求量正在以每年2.4%的速度增长，而且这一增长速度有望保持到2030年。

二、中国天然气市场发展趋势预测

1、需求增长加快带来发展机遇

北方地区如何实现使用清洁能源取暖？

2021年1月，白俄罗斯副总理彼得里申科（Igor Viktorovich Petrishenko）表示，欧亚经济联盟将于2021年年内制定完成《关于建立统一石油和成品油市场的协定》。彼得里申科透露，《关于建立欧亚经济联盟统一石油和成品油市场的协定》及《关于石油和成品油运输服务统一法规的协定》尚在讨论当中，于2021年完成签署前的准备工作。《欧亚经济联盟条约》提出建立统一的电力、天然气、石油和成品油市场。目前，统一市场的筹建工作正在积极开展，联盟各方希望能够就相关问题达成共识。

启动统一油品市场建设

在众多区域经贸合作框架中，欧亚经济联盟并不十分显眼。

欧亚经济联盟成立于2014年5月，最初创始成员国有俄罗斯、哈萨克斯坦和白俄罗斯3个国家；2015年，亚美尼亚和吉尔吉斯斯坦宣布加入，欧亚经济联盟的成员国达到了5个。

石油和天然气出口是俄罗斯的主要收入来源。2020年，俄罗斯预计从石油、天然气行业获得7.472万亿卢布，占财政总收入的36.7%。这一比例如今已经下降很多，毕竟2010年，该部分收入占俄罗斯预算收入的50%左右。此外，制造业占俄罗斯国内生产总值（GDP）的比重远低于发展中国家的平均水平。

哈萨克斯坦经济以石油、天然气、矿、煤炭和农牧业为主，加工工业和轻工业相对落后，国内大部分日用消费品依靠进口。公开数据显示，2019年，哈萨克斯坦石油出口收入达到336亿美元，居全球第九位，占全球石油出口总额的3.3%。截至2020年11月底，原油销售收入占哈萨克斯坦GDP的10%。

白俄罗斯市场较小，60%以上的GDP需要依靠出口实现，农业和畜牧业很发达。2019年，IT行业占白俄罗斯GDP的比例已经接近农林渔业的总和，连续第七年成为该国经济最突出的增长点。值得注意的是，白俄罗斯国内能源紧缺，80%-90%的能源原材料从俄罗斯进口。

农业是吉尔吉斯斯坦经济的主要支柱产业，电力工业及相关产品的出口也对该国经济十分重要。

亚美尼亚的主要经济来源是农牧业，其中农业生产集中在首都附近的低地地带。

欧亚经济联盟成立之初就制定了一系列针对市场统一的。按照《欧亚经济联盟条约》，该组织将建立统一的电力、天然气、石油和成品油市场。目前，统一市场的筹建工作已经展开。例如，2020年，白俄罗斯、亚美尼亚和吉尔吉斯斯坦已审议通过《关于建立联盟统一电力市场的国际条约》，俄罗斯和哈萨克斯坦尚在履行国内审批手续。

“他们不仅要统一包括油品在内的能源市场，还要统一劳动力市场，这些事情将会在不同时间、不同节点逐步落实。也因此，欧亚经济联盟并非受到了外界压力才会去做这些事情，而是早有准备。”王晓泉这样强调。未来，一旦市场的整合完成，包括俄罗斯在内的成员国希望，欧亚经济联盟可以建立成为类似欧盟那样的组织，走向政治一体化。

妥善处理阻碍因素

眼下油品市场的统一不会很容易。

在欧亚经济联盟内部，一个现实问题是，其他成员国或多或少都在享受俄罗斯的“能源红利”，比较典型的是白俄罗斯。

在俄罗斯，石油产品价格实行双轨制，即国内是一个价格，出口到外部市场是另一个价格（即国际价格），后者高且二者差距较大。同为欧亚经济联盟成员国，白俄罗斯进口俄罗斯的石油产品时，享受一定程度的国民待遇。白俄罗斯进口俄罗斯的原油后，至少可以做两件事情：用于工业生产、转手出口挣外汇（或者炼成成品油后再出口）。

实际上，“低价买入俄罗斯的石油再转手出口挣外汇”这一模式，占白俄罗斯财政收入的一大部分。这就带来了一个问题：俄罗斯出口石油，白俄罗斯也出口石油，后者能够用低于国际价格的价格来出口石油而这种优势正是由俄罗斯提供的。

几乎全部与石油有关系的事情都无法用“简单”来概括。

目前，最高欧亚经济理事会已批准了一项旨在协调欧亚经济联盟成员国在石油领域立法的行动。而彼得里申科也表示，联盟成员国在个别问题上仍有分歧，不过这是正常现象，其他一体化组织尚未建立过如此细分的市场。

加强“一带一路”与联盟对接

欧亚经济联盟的目标是在2025年前实现联盟内部商品、服务、资本和劳动力自由流动，并推行协调一致的经济政策。该组织的5个成员国均是中国“一带一路”倡议的重要合作方，与中国经济有着较强互补性，经贸合作潜力巨大。

公开数据显示，2018年，中国与欧亚经济联盟的贸易额达到了1348亿美元，比上一年增加23%左右；2020年1月-4月，中国成为欧亚经济联盟的第一大贸易伙伴国，占联盟贸易额比重为29.3%。

中国需要谨慎、乐观且客观地看待欧亚经济联盟能源市场尤其是油品市场的统一。

公司在北京，成立环保研发中心需要哪些手续，有什么政策扶持？

据报道，最近“气荒”问题广受关注，有人认为民用“煤改气”导致天然气需求暴增，数据显示今年1至10月，全国天然气消费量1865亿立方米，同比增长18．7％。其中，城市燃气增长10．1％，工业增长22．7％，发电增长27．5％，化工增长18．2％。

据统计，“2＋26”城市实际有319万户完成了“煤改气”，加上集中供暖锅炉改气，预计暖季将新增天然气需求量50亿立方米左右。平摊到四个月的供暖季，即日均需求增量约4200万立方米。

相关负责人表示，从今年总的需求增量看，12月全国日均用气量为8亿立方米，较去年同期增长20％左右，即日均需求增加1．3亿立方米。可见，“煤改气”部分仅占30％左右，出现天然气供应短缺时，基本的政策应该是“压非保民”，即压低非民用气，保障民用气。

但是实际上，很多地方未能及时制定严格、详细、能落地的“压非保民”措施，未能将增加的用气量用于民用，而是给了工业，由于民用气和非民用气价格双轨制，一些燃气公司打着民用气的名义申请到更多天然气，却将低价购得的民用气销售给出价更高的非民用使用，赚取差价，从中牟利，使本该保障民生的天然气供给更加紧缺。

世界及中国天然气的现状？

节约能源是关系我国经济和社会可持续发展的重大全球可持续发展之间的关系中的一件大事。

2006年中央“又好又快”的经济发展政策，“十一五”规划送左右发出的大政方针，落实，取了一系列的措施，节能减排作为约束性目标，并取得了初步的结果。然而，能源短缺，消耗偏高的局面还没有根本扭转，对环境的污染问题，群众反映十分强烈。中国作为一个负责任的大国，在世界的承诺，污染排放，仍然是一个巨大的压力。必须取更加有效的措施，以实现中国经济结构的各个方面，以节约能源的主要原则。

为了解决这个问题，在配合国家发展和改革委员会，财政部，教育部科学技术，环境保护部，院发展研究中心的专家，其他部门深入宝鸡市西部工业城市，节能减排和企业技术创新发展战略“专题调研，通过解剖麻雀”的方法，深入了解基层情况的节能政策的实施，然后从宏观和微观相结合，探索路径，加快节能步伐。

本集团，陕西省宝鸡市国家高新技术产业开发区，专题调研活动案例解剖点，波。从2007年12月到2008年年底结束，历时一年多，取审核数据，对析，实地考察，反复探讨相结合的方法深入研究。

解剖陕西海浪的经济细胞，我们深深感到，要加快中国的节能减排的步伐，我们必须加强自主创新能力的企业。依靠创新加快节能减排，促进国家节能减排事业的全球企业，在国家政策，资金，税收应给予更多的支持，它是现在，为了调动多数企业的积极性。加强微观层面的节能减排，形成的油墨扩散效应和累积效应，促进我国节能减排的整体进展情况，并奠定了坚实的基础，以改善我国经济运行的质量。

状态：紧急的情况下，中国的节能减排，很长的路要走

1。加快能源消费量人均消费量低

中国是世界上的发展，近年来增长最快的国家，?能源消费总量居世界第二，仅次于美国，呈现供不应求的格局，需要依靠进口来满足国内需求。结构从能量的角度来看，中国的能源状况的瘦肉，少气，富煤，石油和天然气贫乏，煤炭丰富。有关资料显示，中国除了煤炭计算，若根据世界人均水平的单位可以达到58.6％的水平，其他重要矿产低于世界平均水平的一半。相当于世界平均水平的人均储量的石油，天然气，分别为7.05％至7.69％，似乎中国的经济和社会的可持续发展，唯一的出路是一个严格执行节能政策。

2。能源利用效率低，节约能源的迫切

发布的“世界自然基金会（WWF）气候变化解决方案 - WWF2050展望中国版的报告说，中国的能源利用效率只有33％左右，等同的水平，发达国家在20年前。在节约能源，提高能源效率，中国的企业有很大的潜力，我们需要以大力发展可再生能源和提高能源利用率，从而控制二氧化碳的排放量，在顺序，以积极应对全球气候变化，我国在“十一五”规划提出到2010年，单位国内生产总值能源消耗必须降低20％，这意味着1.5亿万吨的二氧化碳排放量，相当于40％每年的排放量在2004年，离预定的时间只有一年了，节能效果并不乐观，情况十分紧急。

3。能源煤炭为基础的污染情况加剧 / a>

煤炭丰富的国家，煤炭占整个能源结构的90％，全国每年的煤炭消费量达到600多万吨。根据BP世界能源统计，2006年全球能源消耗，石油平均占35.8％，天然气占平均为23.7％，煤炭占28.4％的平均，而中国的煤比例高达69.7％。这个条件决定了以煤为主的能源消费结构在短期内难以改变，煤炭为主的污染排放量在未来保持高。严重的污染问题已成为制约经济发展，危害人民健康，影响社会稳定的一个重要因素。

电流国际石油价格居高不下，这些变化是很难预测的，煤为主要能源，通过技术创新，污染严重的煤炭转化为清洁能源，具有战略意义。这种转变显然不能仅仅依靠国家和少量的科研机构，必须取强有力的措施，“八仙过海”，导致数百万的企业，自主创新，共同促进的转换。不平衡的混合

据

4。工业节能我们的调查，主要行业的节能减排情况如下：

（1）煤炭行业，节能减排取得了新的进展，全国煤炭行业原煤由2006年30.13公斤标准煤的能源消耗。 /吨降低到2007年上半年，26.85千克标准煤/吨，同比下降10.89％。煤炭加工的同时，大力开发，提高煤炭清洁生产和综合利用，不断提高经济运行质量。全国原煤洗总在2000年提高到3.7亿吨的53％，在2005年到2006年底，全国已建成煤矸石，煤与瓦斯发电厂，超过300个座位，有近90万吨，较上年年利用低热值燃料，相当于回收和节约标准煤35万吨。然而，由于煤炭的最终用户，煤炭节约能源，减少排放的进展仍然不大。

（2）电力行业，节能减排取得良好进展，但提高的价值和稳定性还没有达到预期的标准。数据显示，在2006年的国家标准煤耗下降到370克/千瓦时， 367克/千瓦时，节约标准煤超过230万吨。在控制污染物的排放，二氧化碳排放量的增长的势头已得到有效遏制，烟尘控制水平逐渐增加的氮氧化物控制了初步的成功。年初以来，“十一五”全国火电厂除烟脱硫设施建设速度明显加快。然而，自2006年全国煤炭量同比增长10.6％，二氧化硫排放量仍比上年为3.8％。

（3）石化工业。产业高能耗和易用性污染，2006年单位国内生产总值能源消耗降低4％的目标，任务还没有完成。化工行业能源消费总量的约15％，占全国能源消费，有巨大的节能空间。“十一五”减排规划要求，单位国内生产总值，二氧化硫和COD下降了10％，但在2006年这两种污染物不降反升。二氧化硫排放量为25944000吨从大工业，化学工业的排放量增加，比上年增长1.8％，全国化学需氧量比上年增长1.2％。前列。因此，石化行业实现节能减排目标，有相当大的难度，形势十分严峻。

（4）有色金属和钢铁行业。的情况下，快速增长的经营业绩，有色金属行业的单位产品能耗下降明显，一些主要技术经济指标接近或达到世界先进水平，能源消耗，环境条件对钢铁行业与国外先进水平，差距依然很大。高炉 - 的的BOF过程中的能源消耗是两倍以上，电炉流程，二氧化碳的排放量是3.8倍的电炉过程，缓慢的增长，中国的电动炉正是。此外，中国的短缺废钢，电炉钢生产大多使用30％至40％的铁水，高外资在中国电炉能耗比。钢铁行业的能源消耗占全国能源消费总量的14.96％，污染物排放占一定比例的国家污染物排放，全行业实现节能减排一个很长的路要走。

（5）纺织行业的纺织行业，其节能效果是显而易见的，但减排努力是不够的。据统计，2007年上半年，能源消耗万吨的大型企业，纺织类的有600多个，大部分产品企业能耗下降5％至10％，但废水排放量的比例逐年增加，2006年，纺织行业废水排放量26万吨，居全国第四位，在全国工业中。值得注意的是，其他行业的排放量在下降，仅纺织行业的崛起，而不是下降。

其他能源节能行业的情况也类似，混合，任务艰巨，为确保实现“十一五”规划的目标，我们必须冷静地分析形势，选择最佳的路径和措施，加强努力，以确保落实。引导企业加强自主创新能力，以确保的微观节能水平的提升，从而加快了实施全球节约能源，是一种最佳的选择。

路径：企业自主创新，促进节能减排是唯一的出路

主要责任在，节约能源的驱动力各相关部门，在企业中的成功的关键，而真正的力量在于它的自主创新能力。在全球范围内，许多跨国公司，如联想，谷歌，IBM，微软和其他公司和机构，联合发起了一个绿色地球数字护航，用他们自己的科学和技术创新实力的气候和节能的整个产业链。我们的一些有远见的企业喜欢陕西波先驱，也已经学会了时代的发展趋势国指有力的杠杆，开始了节能减排的创新和发展。这种强大的内在动力，为全国实现节能减排。这些企业带头解决问题，从而促进全球节能是我们面临的一项重要任务。

但是，目前的框架，依靠自主创新，推进节能减排，在中国的配套措施，以及创新推广体系尚未建立，而不是行业之间的平衡的区域差异仍然存在，这些不利因素在一定程度上阻碍了节能减排政策的全面实施。

1。增强自主创新力，但急需的支持和引导

/>据中国科学和技术统计，2006年的统计数据，中国企业研究与试验（R＆D）经费支出占社会总支出的69.1％，支出占24.7％，高校及其他支出占6.2％，显然企业已经超过下属的科研院所和高等院校的支柱，科技创新的投入主体的研究活动的社会作为一个整体，

企业，实力雄厚的科学和技术的研究和开发机构，技术人员逐年增加，中国科技统计中心的数据显示，2006年，国有大，中型工业企业随着科学技术的机构占总数的23.2％，企业技术人员达到18920万，同比增长12.7％。其他形式的小型和中小型企业的科研力量也不断增强，本研究陕西波自成立以来，在20世纪90年代，西北农林科技大学科学，技术和其他机构紧密合作，一个联盟，由企业根据市场和生产需要，机构和企业研究人员的问题，形成研究，联合研究，取得了一系列的超过10个科学的研究和创新。除了外部借力，陕西海浪超过300万的投资仍是本世纪初，建立了自己的波生物研究所，极大地提高了企业自主创新能力的企业，比如像海浪公司依靠科技创新培育和实力大增的新兴经济体，“经济单元格中至少有10万，如果国家给予大力支持和指导，将成为强大的内在驱动在中国推进节能减排力。

2。企业技术创新融资环境不宽松

国家财政投资，以支持企业技术创新的比重正在逐年增加。去年以来，的“企业所得税税收法律的人民共和国的中国规定实施”清楚地定义，以给税收优惠政策支持环保，能源和水的保护和综合利用，及技术创新和科技的进展，尽管如此，但由于企业技术创新很长一段时间的经验，以市场为导向的投资风险，预期的回报是不确定的，企业融资仍是非常困难的。目前，中国的金融机构的短期利润的考虑，一个较高的投资风险评估的企业技术创新，信贷紧缩或缓慢信用优秀，投资是比较小的，和的主流的科研机构和高校，企业很少直接投资。加强自主创新的中国企业，这严重制约的方式，这不利于迅速执行节能措施在基层的能力。

该公司提出的科学和技术在中国的活动经费已经占到80％左右，并呈逐年上升的趋势。从全球的角度来看，这是不利于企业的长期发展。如陕西波对自己，以开发一个近零排放的能源效率的锅炉的措施，以促进每年节约煤炭180万多吨;还开发是世界上最干净的，环境友好型除臭杀菌剂，为净化空气环境，在中国已取得一显着的贡献，但是从R＆D到生产建厂，他们没有得到一个小国家科研投入，但后面的创新债务近2000万元，严重影响了促进技术革新和后续研究项目（陈腐垃圾回收处理），顺利进行。像这样的企业的发展，但创新累的现象，应该引起我们的高度重视。应强，引导金融机构加大金融支持技术创新，使企业可以更好地进行自主创新，促进节能减排。

3。的法律制度，鼓励企业技术创新的支持缺乏

很长一段时间，中国已经取了一系列的政策，鼓励和支持企业技术创新。 2006年“国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006?2020年）”提出，企业为主体，市场为导向的技术创新体系建设，研究和明确的税收政策激励相结合的。然而，在国家的法律，如物权法，专利法，反不正当竞争法“的法律不健全，财政和税收政策，鼓励技术创新和节能水平仍然缺乏足够的法律保护，这些不利因素在一定程度上阻碍了企业自主创新的过程。

4。地区的资本和技能人才分布不平衡，不利于企业的创新

企业技术创新水平之间的东部，中部和西部地区，主要的资金来源和人员参差不齐东部区域经济发展水平存在很大差距企业的外汇，吸引了丰富的科学和技术人员，广泛的投资比较多的科研经费，企业的技术创新能力比较强，在北京，广东，江苏，上海等地的代表。中部和西部地区的高耗能，高污染行业，虽然有色金属开，冶炼，航空航天，煤炭行业具有一定的优势，但经济相对落后，有限的创新和投资的研究和发展，企业装备水平是不高的，所以中西部地区的创新型企业，国家应给予更大的支持。

总之，我们的应该是围绕节能减排目标的一系列措施的法律制度，外部环境，财政政策上加以改进，有效地提高了能力，独立创新的企业，鼓励企业依靠科技创新，实现更快，更好的节约能源。

对策：应进一步加大工作力度，以支持创新型企业

全国的一件大事，当然需要普及行动，但核心领域的节能企业的主要外部因素的变化，做出了贡献。必须给予大力支持，从政策，环境，资金，另一方面，企业需要的，符合时代的要求，围绕大目标，节能减排和适应的企业行为。根据我们的研究成果在陕西波的专题，结合中国经济运行与宏观经济形势，以下对策和建议。首先

1。各级应在各级的自主创新提供了良好的外部条件，尤其是对企业的位置，为自主创新企业提供财务保障。目前，中国已经建立了科技型中小企业技术创新基金，农业科技成果转化基金，有利于提高自主创新能力，整体而言，能力，然而，我们的基金有更严格的条件，少数不支持的科技投入基金和技术，还是倾向于大学和研究机构，很少投资企业，民营企业投资较少。因此，中国应该加快建立一个更令人鼓舞的独立创新中心的资金，地方资金和私人资金，并学习一些的发达经济体，如英国的成熟经验，提供创业资本基金进行创新项目融资担保，分担风险的创新，解决民营企业在创新中遇到的融资瓶颈。此外，对于创新型企业的条件，应创造条件，引导和鼓励企业通过资本市场上市融资。在技?术创新，节能突出贡献企业，国家应加大奖励力度，如设立“节能贡献奖，功勋奖”，以提高后续研究和开发能力，并增强了市场的创新产品改造和扩展能力。

第二，利用税收政策鼓励企业自主创新。为了适应企业的节能和自主创新的需要，完善税制要素，优化税制结构，作出了重大创新和市场改造自己的企业，应制定明确的税收减免，早期的研究和转化的投入补偿资金，并不能“鞭打快牛”或“掐苗，吃外国和本地企业，在现行的税收制度中实际存在的双轨制应尽快改变，否则，它会导致本地企业无力投资于技术创新，逐渐失去了自主创新的积极性。提出要增加自主创新的企业所得税可抵扣力度，进一步提高企业的自主创新活动的税收优惠标准的输入。 />

三，购政策应该是自主创新，节能产品倾斜。公司开发创新产品，符合购的要求，实行第一次购买。购政策推进技术创新和升级产业结构是发达国家的普遍做法。我们目前的重点仍低于购促进自主创新是省钱的太多并不明显，因此，购的评估方法，自主创新，要考虑的因素，在同等条件下，优先购买自主创新产品，并规定明确载入购和订货系统。

四，自主创新，节能环保产品，在市场准入方面应开发灵活，方便的“绿色通道”。填写在高科技产品的空白，因为那里是没有关闭的的，现成的标准审计权力，往往审核启动缓慢，效率低下，根据中国的国家条件在发达国家不符合标准的死记硬背，所以具有明显的节能效果，结果很晚很晚是很难进入市场，发挥其应有的作用。像陕西海浪开发的纯生物环保除臭万其额奋“五年来净化空气为北京奥运会中发挥了重要作用，天安门国旗卫队士兵摆脱脚臭。他们研制的“海浪高效节能微排放锅炉，节能效果是非常显着的，被称为”煤锅炉惊人的革命“的习惯势力的影响下，但在一些地方，但设置了很大的障碍，建议，国家有关部委和创新的产品，节能，尽快设置一个灵活，方便市场准入的绿色通道，使这些创新总是在的位置，使其难以迅速推广。科学和技术市场的领导者，并要求其他公司效仿，共同推动全面实施节能减排指导方针。

2。的样本引导广大企业走的道路创新提供重要支撑，为全球节能减排

陕西波综合经营的高科技企业，在20世纪90年代成立之日起，坚持以创新为发展的动力，为立业环保标准，始终瞄准世界科学技术的自主研发走在了前列。公司始终坚持“非环保产品的非创新产品不参与，并取得了一系列的创新，其中3个达到国际先进水平，的世界原有产品之一，已经全部为自主知识产权的，并在工业生产中实现转型。波前瞻性的战略眼光，不遗余力地开展自主创新，科研指导生产，以生产培育科研的良性循环，从而不断取得突破。每一个数据是一项成果的企业，每一点成就，即使雇用他们。

正是这种不断创新，波公司，从小到大，从弱到强大的经济利益，在短短十年间上涨了30倍，同时也为国家节能减排的行做出了巨大贡献。波这种模式的中小企业在中国的发展应该成为重要的样本有关部门深入总结，宣传和推广他们的经验，部门，特别是当地应加大支持力度，努力解决他们的实际困难，本指南中的大部分企业坚定不移地走依靠科技企业的振兴，依靠自主创新，促进节能减排。

。大力推进“产学研”模式打破能量守恒困难

“产学研”合作是中国企业在技术创新的过程中，与上级医院学校，科研机构在风险共担，利益共享，互补的总优势，共同发展的原则下进行合作，研究和发展模式。中国企业，尤其是民营企业的技术人员普遍不足，科研条件普遍较差，机构，高等院校和科研机构，具有较强的科研能力，与中小企业的生产，销售和市场运营能力，形成优势互补，因此，“生产学术和研究合作，以减少企业技术创新的风险，并显着更高水平的创新和成功率。更具特殊意义的中小型企业。据美国小企业管理局，科研机构参与技术创新，大企业和小企业支出的回报率是14％，而大型企业的回报率的30个研究机构参与技术创新％，高达44％的中小型企业。

波在创立初期的自主研发能力较弱，追求科技成果在盲目状态。为此，公司勒紧裤腰带投资100多万元，率先成立了第一家民营科研机构 - 陕西海浪生物研究所省的同时，他们的长期合作与西北农林科技大学科学与技术，西安交通大学和其他机构密切合作，每年都有新的成果，坚持以“开发一个转型的推广的一个保留一个，令人鼓舞的经济效益和社会效益。这种产，学，研究机构，大学和企业优势互补，从而极大地提高了企业的自主创新能力的研究与此系列产品具有国际先进水平的科技成果和节能产品，在这个机制中所产生的。

“创新相结合的重要的基础性作用，促进节能减排，容易成就和巨大潜力，国家应给予大力支持，其合作，以更好地带动一个区域节能的整体水平的提高陕西海浪公司西北农林科技大学，同时，在几年之内开发了一系列的重大创新，卓有成效的研究相结合，这表明，国家拨出专项资金予以支持，尽快建立一个生物技术工程研发中心“，让他们可以继续利用的秦岭普查筛选成千上万的微生物，为国家培养更多一流的产品，为环保和节能服务。此外，为后续的研究项目 - “陈腐垃圾无害化，化处理的问题，建立一个良好的研究平台。这项研究财团的支持，将是一个巨大的示范效应，在全社会，有事半功倍的效果。

/> 4。利用行力，大力推广节能创新

在我们的国家是一个巨大的新兴经济体，实施节能减排是一个渐进的过程，很难在这个过程中，新技术，新产品的推广起到重要的促进作用。的创新在这个艰难的过程中，迅速成为瞩目的焦点，被认可和广泛使用是不容易的，因此，应利用行力，大力推广这些新技术，新产品，加快节能减排的步伐。事实上，在世界发达国家在工业化过程中，启动机械的新技术，强大的实施，有利于国民经济和民生，新成果的先例比比皆是，结果是非常显着的。任何在这个问题上的摇摆不定，滞后性，是指在保护落后，轻轻的国家和民族的长远利益。

各地的企业创新的节能环保产品的研究和开发，只有得到的鼓励和促进，以缩短周期的普及，降低成本，并更好地服务于全球性的。市的高度重视和行力的干预，可以促进自主创新的积极性，增强企业的自主创新产品的生命力，促进创新产品，以消除不必要的人为障碍，大大降低了成本，更重要的是，缩短创新产品，节能显着减排循环。陕西西交大，弹簧波燃烧专家通过潜心研究，成功开发了世界上唯一的能源高效微排放燃煤锅炉“煤燃烧的总有效率可达到90％以上。它提出了五项国家专利，它彻底打破了传统锅炉的结构，新的涡流燃烧，超导传热级联回收余热，烟和脱硫技术，使各种污染物的排放量远远低于国家标准。至于很快地在全国各地，促进了一年，不仅给该国星美180万吨减少二氧化碳排放的二氧化硫360万吨500吨以上，全国人民的节省供热成本超过110十亿人民币，而大大降低了我们的空气污染。这一专题的研究，我们在现场看到，这种锅炉烧煤后留下的白色粉末，无黑渣，白衬衫挂在排气口无焦无灰完好，确实是一个重大领域的节能新发明。

但是，就是这样一个重明创造的国家，在这个过程中的推广步履蹒跚的困难。竞争与市场和其他普通产品，不但无法支付巨额的宣传和公共关系成本，甚至谈煤色变“的环保官员坐在了一些。随着时间的推移，这种节能减排显著创新“的循环资金链可能会被打破，在促进中途毁了。据了解，波公司正在共同努力，以西安交通大学，春天的的燃烧专家们的这种锅炉超洁净燃烧排放低价值的机制，这种创新的推广更深入的研究，发电，冶炼，石油化工，铁钢铁生产，它在该国发挥更大的作用。因此，我们建议的基础上创新，尽快批准设立的全国煤炭清洁燃烧工程技术研究中心，国家加快的步伐，促进生产，生活两大领域，并努力中国的环保做出更大的贡献。

这种情况下，一个令人深思的敲响了警钟，国家应取有效措施，尽快，如“促进节约能源的创新条例”，明确在各级购的发展创新的优惠政策，出台了全国性的宣传文件等方式，加快这些重大创新成果产业化和推广的步伐，因此要充分发挥显着的作用，促进节能减排。

提示BR />

研究小组陕西波的情况下，我国节能减排的背景下，企业自主创新面临着各种各样的机遇和混乱，并最终提出了一个解决方案，那就是，要加大力度支持创新环保企业的政策，制度等，从各个方面发挥更大的作用。

编辑经验，促进节能减排，必须坚持科学发展观的发展，抓住中心环节的企业，进一步排除创新型企业面临的困难和障碍，加大扶持力度，加强自主创新能力，对宏观与微观的技术创新，推动我国节能创建节约型和环境友好型的和谐社会奠定了良好的基础。

我不认识你。

中国甲醇产能分布、成本剖析，做甲醇交易必读

一、世界天然气产业发展趋势

1、天然气产业作为朝阳产业有巨展空间

2、世界天然气产业将进入“黄金”发展时期

3、世界天然气需求量将年增2.4%

国际能源机构统计的数字显示，全球对天然气的需求量正在以每年2.4%的速度增长，而且这一增长速度有望保持到2030年。

二、中国天然气市场发展趋势预测

1、需求增长加快带来发展机遇

国内煤制甲醇主要集中在几大区域，从东往西看，山东和华中比较多，山东800多万吨的产能，仅一个省，为什么呢？山东最开始原醇装置的时候，很多甲醇老的合成氨连通装置就是集中在山东，所以我们分析甲醇，会把山东单独作为一个独立的区域撇开，而不是把它放到华中当中。华中，就是河南这些地区，是600多万吨。西北地区最多，以后达到了4000多万吨的产能。西南稍微少一点，就是贵州、重庆这边，大概是700多万吨的产能。

为什么最近几年投产的大型煤化工装置都是集中在西北地区呢？因为2010年以前，煤炭的价格实行双轨制，动力煤价格最高的时候，5500大卡热值的可以达到接近1000多块钱，所以说煤炭价格上涨，不少企业就想投资煤炭开行业，因为是暴利。当时国家的发展政策是规定了必须要发展煤化工，就是说你可以拿这块煤田，但是你必须在这个项目当中配套完善煤化工项目，才会给你使用权。所以说很多企业为了拿西北的一个煤矿，他在项目审批的过程当中，必须要涉及到发展相关的下游配套装置，完善产业链。而且正好赶上是陕西、内蒙古地区的煤炭储量刚刚探明，就是鄂尔多斯暴富的那段时间，2008年到2010年。

还有就是陕北神木地区，当时大批的企业都去那边投资煤矿，然后配套了大量的煤化工项目。所以说煤炭产量五六年之内由供给不足变成当时2014年正好处于一个产能比较严重的情况。但是当时煤化工的水需求比较大，所以在没有循环净化水的条件下，很多煤制甲醇是很耗水的。现在这个问题已经得到解决了，因为大量的煤化工装置基本上都配套了循环水的工艺。所以说每吨甲醇现在耗水大概是4-5吨，因为最近几年整个产业政策也是处于比较收紧，而且在2013年、2014年煤制甲醇的价格，整个甲醇市场价格处于比较低迷，包括2015年，也限制了很多企业的投产积极性。

这个图是煤制甲醇产能区域的占比。分地区来看的话，山东和华中在东部沿海的话语权还是比较大的。最主要是西北地区，而且随着这些煤化工项目的逐步落地，西北的话语权是越来越大，已经超过50%，接近60%。前两年西北地区的下游配套装置没有完善，所以很多西北地区的甲醇是全部外输到华东来冲击进口甲醇的市场。从2016年底西北当地一些甲醇制烯烃的配套项目已经陆续完善之后，目前的供需格局，西北外输的货是越来越少，很多时候由于当地几台煤化工装置检修，可能再从西北当地的供需由过剩变成供需弱平衡的一个局面。所以现在来说，西北货对于华东市场的压力逐步在减小。

这个图是2011年到2016年各区域煤制甲醇的产能投放。除了西北地区，其他地区的产能基本没有太大的变化，爆发的全部都在西北这个点上。

天然气方面，国家现在明文规定，禁止新建或者扩建天然气制甲醇项目，包括天然气替代煤制甲醇项目。因为目前国内很多天然气是不太够用的，而且国家也是进行天然气居民使用扩大的趋势，所以说增加居民用气的一个范围。天然气理论上讲用量是不够的。所以说天然气制甲醇是处于最紧的，是严格禁止的。

那为什么这两年陆陆续续还有一两套天然气制甲醇的装置投产呢？首先，在国内天然气比较密集的地区，再一个这几套装置都是在这个政策出来之前已经开始立项的，人家已经立项了，该建设的也开始建设动工了，不可能让人家拆了，所以说有几套天然气的装置也是因为前期立项投产之后建成，才造成了最近2013年、2014年有新的装置来投产。现在天然气合成氨以天然气为原料扩建，还是合成氨方面为主，然后允许的是什么呢？就是经济性较高的天然气制氢项目，还有不宜外输或无法转化的天然气生产氮肥项目，还是以农业为主。

这个图是国内天然气的分布情况，还有很多天然气制甲醇的企业全部都是在这个气田当中，因为天然气运输要通过管道很麻烦，所以天然气制甲醇必须得考虑一个原料的就近性，国外的很多天然气制甲醇装置全部都是在气田当中的，就是在这个范围内的，算是油田的半生气，所以说比较有竞争优势。

我们看一下国内的天然气制甲醇的情况。华南的话就中海油的两套装置加起来140万，是在海南岛，这是华南唯一的天然气装置，当然华南市场相对来说需求量比较小。川渝这块就是四川、重庆，当地的页岩气前几年开发得比较多，所以说当地西南的天然气制甲醇的产业还是不错，经济性也OK，然后一会儿我们讲一下成本的时候会具体分析一下。蒙西的鄂尔多斯及陕北地区大概有200多万吨的产能，但是现在鄂尔多斯和陕北地区的天然气装置开工率非常差，因为有气供应限制，鄂尔多斯和西北地区的天然气装置基本上好几年没开。青海这边有100多万吨的装置，180万吨基本上就是中汉、贵鲁这几套装置，都是在格里木气田那儿，新疆有几套小装置，大概产能是60多万吨，也不是特别的大，也是在当地的油田和气田当中。

这个图是我们国内天然气制甲醇的产能分布情况，整体来看西北还OK，西北地区是包括了新疆、青海和鄂尔多斯、陕北地区，所以说西北来看大概是500多万吨，除了2014年有一套新装置投产以外，今年的桂鲁是已经具备投产条件，但是现在暂未开工。西南基本上也是在2012年、2013年以后有两套装置投产，到2014年就比较稳定了。

从这四个主要区域的占比情况来看的话，2011年西北地区占比比较大，但是现在因为西南和西北其实是差不多的一个比例，而且从装置的运行情况来看，西南的装置有一定的优势，但是因为前两年天然气价格比较高，四川的泸天化本来是50万吨的天然气，工艺由天然气制甲醇改成了煤制甲醇，包括巴州东辰的20多万也是由天然气改成了煤制甲醇。现在的问题就是，包括泸天化、鄂尔多斯这几套装置因为供气不足，会不会后期改成煤制的话还是有待商榷。

焦炉气的分布主要是跟着焦化厂为主，从工艺上来看就是几个剩余的炼焦尾气回炉。一般来讲，焦炉气单套的产能大概在10-20万吨左右差不多了，个别的话也就是宁夏宝丰的装置有一套比较大是50万吨的，其他基本上都是10-20万吨。

产能的话，河北省、山西地区是比较核心的。山西地区是比较多，350万吨，河北189万吨，山东比较少大概100万吨左右，然后内蒙、陕西和宁夏加起来有小300万吨。

这个图是焦炉气制甲醇的产能分布。我们看基本上河北、山西是最主要的，内蒙、陕西、宁夏相对来说比较平均，所以说产能分布情况来看，因为河北离首都比较近，焦化企业又是污染大户，很多时候因为环保因素，焦炉就必须要停，或者要延长结焦时间，就是尾气空气污染有一定的限制，那么焦炉气制甲醇的产量就会受到比较大的波动。但是具体的政策还要看一个落实方法，因为这个东西不是一刀切死的，可能突发性的关停比较多。

现在我们看一下大家比较关心的甲醇生产成本的问题。

这是西北的煤制甲醇企业的一个大概成本，总的成本包括：生产成本、管理成本、财务成本。管理成本就是一些人员费用、杂费。财务成本就是甲醇很多装置你需要银行的，包括你的资金使用利息，很多是需要还银行利息的，不同的企业拿的资金成本也不一样，所以这块也是有很大的空间。

我们简单看一下，给大家简单列一下甲醇的生产成本、单耗情况，原料煤基本上大的煤制甲醇装置是需要1.85吨的原料煤，是用做煤气化的，按照现在的成本大概425块钱一吨，我用的是5500热值的，然后燃料煤因为加热需要燃料燃烧，大概是0.5吨，整个原料煤加燃料煤加起来是2.3吨左右，2.3吨成本按照现在的价格1000多，光煤的成本就1000多，然后水电加上一些化工用品大概200多左右，这就是1200了，西北现在没算人工，光是原料加上工料和能耗是1200块钱，然后人工的话230块钱这个可能是比较高的，然后包括一些折旧费，还有财务成本可能240块钱左右，所以我们毛估算的话，大概是在1740左右，就是按照现在这个价格，西北煤制甲醇的企业总成本大概是1740-1750附近，当然这个人工成本、折旧及管理费很多企业都是不一样的，但单独的原料成本加上工艺的话，大概就是1200左右。煤炭的价格支撑基本上影响比较大，如果不看其他的财务成本的话。

这个图是我们罗列的西北、内蒙古地区、山东地区两种煤制甲醇装置的成本和利润。绿色阴影部分就是内蒙地区的生产利润，这是包括所有的成本，就是包括人工、资金成本以后的所有的成本。我们可以看到，从2015年到2017年到现在，每年的利润还不错，生产成本现在也比较稳定，就是在1200-1700，西北地区冲得还比较好，1200-1700之间，但当地的价格有的时候受到市场影响比较大。但目前来看，每年企业运行下来利润还是非常可观的，尤其是像现在当地的价格已经达到2600了，生产成本才1700左右，利润的话是800、900块钱，这是内蒙的一个情况。山东的情况，因为山东地区的煤炭购的成本比较高，相对来说利润会有一定的收缩。我们看同样从2015年到现在，煤制甲醇山东地区还会有出现个别月份的亏损，有达到600甚至800的时候，但是大部分是在300、400左右，平均一下是在300、400左右每一吨，所以整体利润来看，近几年煤炭的价格还算OK，不是特别的离谱，600、700块钱的话，现在是600多，然后折合成当地价格400-500之间，生产企业的利润还是OK。

还有一个问题是，煤制甲醇企业的装置还是比较大的，如果利润收缩很严重的话，在不涉及到原料成本的情况下的话，它还是会维持正常的开工，所以亏个一两百块钱的人工成本或者是财务成本的话，对于企业来讲，只要能覆盖得了他的原料购价格和运行的基本价格，还是会进行一个生产，因为国内的天然气不是市场化定价的，所以说这个价格是由发改委来定的，天然气的单耗基本上是固定，生产工艺和装置的设备对单耗有比较核心的影响，天然气的成本比较简单，因为现在大部分工业用气的价格是1.3-1.58元，现在天然气制甲醇普遍的成本在1300-1500元附近，加上人工及折旧的费用大概是在1700-2000元，就是加300-400元。我们看天然气制甲醇所涉及到的主要是天然气原料，基本上是一千立方米的天然气制一吨的甲醇，这个是比较固定的，1000：1，然后按照单价是在1.34元，成本现在是1340，电的话用得不多80度，成本大概30多块钱，水大概40块钱，人工和折旧比较多一点。

我们现在看的是进口天然气制甲醇的成本。这个给大家简单看一下，因为每一套装置气价是不一定的，像沙特的很多装置和中东的很多装置是直接自己的油田出来的伴生气，基本上成本是可以忽略不计的。所以说中东有的时候天然气的成本大概在80美金左右，80美金是什么概念？就是主要基本上都是它的财务成本和一些相关的费用，就是原料成本是不算，国外生产天然气的单耗大概是33普斯尔，成本大概是80美金，加上运行、人工、折旧合计120，美国当地的天然气大概在110-120之间，再加上运费这块，运费比较高，运费运过来按50美金算，再乘以一个汇率，但是汇率是比较低的6.57，再加上税、港杂费这些，进口的天然气毛估算成本大概在1350左右。

我指的是华东的价格，华东的价格在1350左右，近几年从未出现过这么低的价格。所以说进口甲醇非常有成本优势，如果后期全球，包括国内的供应比较紧张的时候，进口甲醇按照他这个成本优势就可以完全获得大量的下游需求，说到这里我们当年有一个比较搞笑的事情，2009年进口卖的价格比较低，然后对国内的甲醇市场冲击比较大，我们商务部好像当时还跟那些企业联合搞了一个反自裁，好像是中东还是哪个国家天然气制甲醇销售成本是属于倾销，但是后来算一算人家确实生产成本比较低，后来官司打到2010年有了一个说法，但是基本上对市场没有什么影响，因为国外的天然气成本跟国内完全不是一个量级的。

这是我们国内西北和西南两个区域的天然气制甲醇的成本及利润。刚才有朋友问，天然气对成本有什么影响，我们看西北和西南这两个图就可以看得到，2011年到现在，2015年开始出现大量的亏损，2015年、2016年两年，因为当时天然气是涨价了，2014年底的时候天然气好像是每立方米涨价涨了1毛钱左右，然后整个成本优势完全被打掉，加上当时甲醇的价格比较低，西北企业那个时候停产的比较多，因为严重的亏损，气价太高造成严重的亏损。西南的话也是一样，面临到一个气价的问题，现在来说因为这两年天然气从去年开始下调以后，基本上西南的利润还是可以的，而且现在西南的开工情况还比较稳定，供气目前也比西北要稳定很多，所以最近西南的开工情况不错。

下一个就是焦炉气的生产成本，焦炉气的生产成本比较纠结是什么？因为很多焦炉气都是按照尾气来算的，我们可以理解为尾气回收，所以这个成本核算跟焦化企业都是同一家，左口袋到右口袋，成本的话可能不会太高。就是在极端情况下，如果焦炉气的结算成本在4毛钱一立方米的话，成本也可以在1500块钱左右，我们看一下单耗，焦炉气大概是2150立方米出一吨甲醇，成本的话，焦炉气的成本大概是300多，加上一些水电，电费这话可能比较多，然后蒸汽，乱七八糟的一些成本，大概综合成本才1000块钱左右，不超过1100。所以除了天然气的成本比较高以外，煤是比较可观的。

现在看一下不同原料产能的开工情况。

蓝色的是煤制甲醇的开工情况。煤制的和焦炉气制，一个蓝色的、一个橘红色的，相对来说，开工都比较稳定，从2014年开始都维持在70%左右，上下波动10%，相对来说变化不太大，这是总的全国产能的开工情况。但是天然气基本上是出现比较大的断崖，因为一个天然气的装置比较大，再一个相对来说单套装置对市场的影响力，而且这个成本优势我们刚才看了，天然气成本优势是最差的，只要气价一涨，天然气的装置就没有办法开，因为一开就是亏损。

我们可以看到，2013年天然气制的就停了很多，2013年冬季的时候限产，直接就凹陷，挖了一个大坑。然后2014年每年的冬季都会出现一个限产，就是每年天然气制甲醇的低点，开工的低点就是在四季度，2016年因为这个成本的问题没开，所以说16年的影响不是特别大，因为该停的已经停了。

我们看一下不同原料生产甲醇的开工季度变化。

这个是煤制的几个主要区域，华北、山东、华中、西北，按季度来看的话，基本上每年的一二季度开工率会稍微往下降一降，然后二三季度也就是5、6月份，甚至到7月份这期间煤制甲醇可能有些装置会集中的减产，在西北地区。平时的话可能影响不太大，然后华北的话最近来看的话，在二三季度会有一定的下滑，四季度的话可能开工情况还会好于预期，二三季度是煤化工这块装置检修比较集中的一个情况，但是现在技术比较成熟的话也不会出现大面积的减产，就是我们传统上说的春季检修往往就是利好兑现的一个时候，就是2、3月份的行情大家一直讲可能后期4、5、6月份要检修，真正检修的时候你发展甲醇这个市场价格不涨，反而是下跌的，就是我们说的一个利好集中兑现。

这个图是天然气的季度开工比，华南因为是中海油的装置，它自己的气田、自己的装置，而且没有涉及到供气限制的问题是没有什么太大变化，只有每年例行的检修。西北和西南，反而西南这根线直接来看是非常凄惨的，因为基本上开工率是维持在10%多，一直从2014年到现在基本上没超过20%，西北的天然气运行非常糟糕。西南的话最近一段时间比较好，从去年初的时候，就是一直维持在一个稳定增长的情况，一个是西南供气比较稳定，再一个价格优势比较明显，因为西南当地的市场价格还是比较高的，所以有一定的好处。天然气的装置开工，就我们一直说的成本和供应，成本方面2014年三季度气价调了4毛钱，这是刚才我们看的那个上调4毛钱，所有西北、西南装置大幅度亏损，甚至最多的时候剩下1000块钱。

焦炉气的开工现在受环保影响是比较大的，焦炉气如果涉及到空气污染的话，基本上该停掉就停，每年的四季度整个焦炉气波动比较大，华北的话明显的四季度会有一个低点。