凌源新能源加油站_凌源国际能源油价

1.如何促进能源供给体制化改革1000字

2.开车沈阳到凌源的费用

3.全国油页岩勘查工作程度

4.油页岩开发利用约束因素分析

如何促进能源供给体制化改革1000字

“十二五”时期是我国经济增长从速度转向质量的关键期，能源发展也站在了新的历史转折点上，到了由“大”变“强”的关键阶段。这一根本性的重大转型，是我国经济社会领域一场深刻变革，必须以更长远更广阔的视野，清醒认识，未雨绸缪，从能源资源安全和可持续发展的高度，把握好国际竞争的新定位和新优势，确立能源战略的重点和措施。

1.制定能源战略，明确2050年的发展方向和路径。

建设能源强国必须遵循以下原则，从全球视野制定一个长远的、符合国情的、可操作的能源发展大战略：立足今后50年，至少考虑到2050年。根据能源发展规律，一种新的能源占能源总供应量的比重由1%上升到50%，替换周期平均需100年，大规模能源系统的建设周期一般需要20―30年，新能源从开始研究到推广应用的周期则需要30―50年，因此，能源发展必须有长远的战略眼光。立足统筹。一是统筹能源与经济发展，既要保障经济社会的发展需要，又要对化石能源消费提出总量控制目标，确定合理的发展速度、产业结构和消费模式，促进经济发展方式的转变；二是统筹国内与国外，既要发展全球性多元能源供应体系，又要立足国内解决能源缺口；三是统筹能源与资源、运输等外部因素，尽早建设煤炭运输新通道，即准格尔至集宁―正兰旗―多伦―围场―凌源至绥中芷锚湾，保障曹妃甸和芷锚湾两个深水港成为我国能源大通道的咽喉地位；四是统筹能源各部门、各环节的发展，合理规划输煤与输电，合理布局火电与核电，协调电源与电网的发展。立足国情，坚持因地制宜。大基地建设、远距离输送不是唯一的方式，从发展趋势看应鼓励小规模、低电压、分散型、就地消纳的新能源和分布式能源。对不具备远距离输送条件，也不能就地消纳的，可暂缓发展或待机发展，避免造成不必要的浪费。立足节约，形成节能优先体制机制。按照科学供给满足合理需求的原则，合理控制能源消费增长速度和消费总量。立足科技创新，抓住世界新一轮能源革命的历史机遇，提高整个能源供应的技术附加值含量。

2.完善能源安全保障体系，保障能源安全供应。

树立并落实互利合作、多元发展、协同保障的能源安全观，全面注重油、气、煤、核等的供应安全，为国家安全及经济安全提供能源保障。采取综合措施保障石油安全。一是加强国内油气资源的勘探开发，保持石油供应长期稳定；二是尽可能加入到国际合作架构中，全面进入国际市场，特别是积极参与期货和现货交易，将市场作为获得石油产品的主要手段；三是逐步建立和完善石油战略储备体系和预警体系，在建立完善现货储备的同时，抓紧建设石油期货储备；四是把金融安全与石油安全合并考虑，建立外汇储备与石油储备的转换机制，使国内庞大的外汇储备服务于国家经济安全和能源安全，统筹协调相关金融机构和石油石化企业，争取国际石油定价权，有效规避国际油价风险；五是积极稳妥推进石油替代。提高煤炭的安全、高效、清洁开采和利用水平。在完成煤矿经营体制整顿基础上，应重点解决煤炭安全生产问题；煤炭开发从以扩大生产规模为主调整为建设安全高效现代化煤炭工业为主。建立铀储备机制，建成首批储备库。加快国内铀资源的勘察，在保有一定储量条件下，尽量多地利用国外铀资源。建设安全、经济、稳定、智能的电网和电力系统，提高电网抵御军事打击、恐怖活动、自然灾害的能力。

3.切实解决结构调整问题，为优化能源结构奠定基础。

能源结构的重大调整需要较长周期，欧美等国的能源结构调整均用了20多年时间，才实现多元化，明显降低了对煤炭和石油的依赖程度。优化我国能源结构，必须采取更加有效的措施。吸取日本福岛核电站事故教训，在确保安全和自主创新的基础上审慎发展核电。一是确保风险可控。建立对安全可靠性、核废料处理、环境影响、核燃料供应等风险进行控制的有效机制，完善新建电站的前置许可制度，全面评估安全和可靠性等问题，并给公众提供参与评估的机会。二是尽早实现关键部件国产化，加快核电设备设计和制造的自主化步伐，构建以核电机型设计为龙头的中国核电设计、生产、供应产业群，注重标准化建设。三是加快核电人才的培养。创新机制，解决水电开发的有序和面临的生态保护和移民安置问题。一是鼓励投资各方组织覆盖全流域的股份制开发公司，以效率最佳原则优化排定开发顺序，切实落实统一规划、统一标准、协调建设。二是注重公众参与，建立并完善生态保护补偿机制。三是转变单纯补偿移民的做法，推进移民的土地流转权转化为资本投资的改革，切实维护移民权益。协调配套政策支持新能源发展。一是建立新能源发展协调机制，对新能源政策进行统一协调，避免政出多门影响政策整体效果的情况。二是调整政策支持重点，从支持上规模转到支持技术进步，从支持产业中游及设备制造环节转到支持上游研发和下游应用，鼓励企业通过技术创新、降低成本、提高效益，实现商业化运营。把发展天然气作为优化能源结构的重要途径，加快发展。一是调整当前的天然气依附于石油的发展战略，出台扶持天然气发展的政策，提高天然气的市场竞争力。二是大力加强天然气输送管网和终端消费的开拓，协调天然气上、中、下游的规划，尽早建立公正、灵活的天然气价格形成机制。三是积极推动民营企业进入煤层气、岩层气开发市场，统一对煤层气开发的资源和基础设施管理，使煤层气和非常规天然气成为重要的补充气源。四是将储气库建设纳入能源和市政基础设施建设内容，及早做好储气库选址及建设工作，确保供气安全。

4.确立节能减排优先原则，全面提高能源利用效率。

培育碳排放交易市场，通过市场的激励机制调动企业减排的积极性。允许能源密集型企业选择自愿减排协议进行减排；充分利用CDM机制，获取国际减排资金，承接节能减排技术的转移和扩散；逐步引入碳银行制度，为地区和重要企业建立碳账户，鼓励碳交易。建立绿色税收体系，用财税手段支持绿色低碳经济发展。提高资源税和环境补偿标准，将环境损害成本和资源耗竭成本反映到能源价格中；降低高能耗产品的出口退税甚至征收出口关税，减少能源以载能产品的形式出口；提高能源消费税，增加能源使用成本；研究开征碳税，对实施节能减排的技术改造项目，实行贷款贴息优惠政策，加大对高耗能、高耗材、高排放、低效能产业的技术改造力度；加快传统火电机组改造升级，推广洁净煤利用技术，提高发电效率。根据东西部经济发展水平和环境容量，科学安排中西部的节能减排指标，不搞一刀切，避免不必要的行政手段。确定行业能耗标准，实行优胜劣汰。确定各行业先进耗能量标杆作为奖惩基准，使行业节能有标准，避免年底突击“冲刺”指标。

5.加大能源科技投入，明确相关技术路线。

加大能源领域的科研投入，显著提高能源研发投入比重，激励创新。集中人力、物力和财力组织重大能源问题科技攻关，研究和跟踪重大能源技术的变化趋势，实施重大能源工程的技术论证，明确相关技术路线和发展目标。鼓励风险投资、股权投资等各类资金参与新能源技术研发；鼓励能源企业自主研发，对企业投入的研发费用给予税收优惠，为能源长期可持续发展提供强有力的技术支撑；增加能源科技成果产业化的扶持力度，努力降低能源技术商业化应用的成本。

6.培育具有可持续发展能力和国际竞争力的能源企业。

完善行业管理体制，建立平等的市场准入制度和公平竞争的市场机制，催生国际竞争力强、拥有自主知识产权和著名品牌的跨国能源企业集团。鼓励扶持民营企业做大做强，促使其成为能源企业的生力军，为能源企业拓宽做大做强的新机制。转变对中央企业的经营业绩考核方式，根治急功近利、竭泽而渔、张扬政绩的行为。对竞争领域的能源企业，不再考核总利润，改为考核单位资产的利润率水平和资产负债率水平以及节能减排成效，引导竞争领域的能源企业追求实实在在的经济效益和投资安全水平；对垄断领域的能源企业，如电网企业，不再考核总资产排名和总利润，改为考核单位有效资产的过网输电、配电的电量水平，引导电网企业提高效率，降低成本，鼓励其积极消纳风电等新能源电量。鼓励企业科技创新和技术进步，提高企业核心竞争力，使能源企业走上内涵式的可持续发展之路。

7.深化改革，完善能源管理体制。

体制是实现战略和规划目标的保障，“十二五”期间必须在体制改革方面有新的突破，这是保证能源发展由大变强的关键环节。组建统一的能源管理部门，切实转变政府职能。只有组建一个全新的权责法定、职能清晰、适应国家长远战略发展、改革和国家能源安全要求的现代化的能源管理体制，才能实现历史性大变革和大跨越，为今后几十年发展奠定一个高效的现代化的体制框架和基础。应逐渐淡化行政审批等行政管理职能，政府的职能主要体现在：制定能源战略、规划和政策，调控能源总量平衡，保障能源安全，调整能源结构，推行能源节约，进行国际能源合作，管理能源信息的统计发布及预测预警，建立公正、公平、公开的市场环境和竞争环境，支持能源技术进步等。推进能源领域市场化改革，引入有效竞争机制。一是在电力行业，建立竞争、开放的电力市场，改革电价形成机制，建立同网同质同价的新电价体系，形成电网吸纳新能源的新体制。二是在石油天然气行业，加快石油天然气价格形成机制的改革，减少政府对油品和天然气价格的直接干预；成立全国性的管网公司，实行输配分开，打破地域垄断，鼓励三大石油天然气集团进入对方区域开展业务，形成全方位的竞争格局；放宽民营资本进入石油天然气勘探、开采、管网输送、石油化工、油品流通领域(包括批发和零售环节)的限制；鼓励社会资本进入天然气管网的建设，同时加强对具有自然垄断特征的管网设施的价格监管；建立完善石油安全预警机制和战略石油储备制度。三是在煤炭行业，建立煤炭现货市场和期货市场，促进煤炭清洁化技术的广泛应用，使我国煤炭工业在国家总体能源战略中的基础性地位得以体现。

8.建立健全能源法律体系，保障能源改革发展。

能源法律体系建设的基本目标应当是：为新的能源管理体制提供法律依据，为能源企业强盛创造好的法制环境；建立起一个“政府宏观调控、行业自律服务、企业自主经营、国有资产依法管理”的新的体制格局；建立一整套能源法律原则；构筑统一、开放、竞争、有序的能源市场；调整能源生产、经营、市场、价格、安全法律关系，规范能源投资者、生产者、经营者、使用者的权利义务；解决能源改革发展中的突出难点问题。能源立法的重点，应立足于推动并规范能源行政管理体制和能源市场化改革。当前，能源工业改革已到了攻坚阶段，政府职能的转变已成为深化改革的制约因素，政府部门是改革的领导者、组织者和推动者，改革的每一步关键环节都取决于政府的决策和执行。能源立法要解决的首要问题，就是政府如何依法管理能源、依法推进改革。能源法律体系建设任重道远，必须明确总体思路。一是立法与改革同步；二是制定立法规划，分步实施；三是在先立上位法再立下位法原则下，根据实际情况和需要，成熟一个抓紧立一个；四是积极支持地方能源立法，充分发挥地方立法的作用；五是坚持走民主立法、科学立法之路。

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全国油页岩勘查工作程度

(一)全国油页岩勘查总体工作程度

我国油页岩勘探程度较低，已有油页岩勘查工作主要是在20世纪50、60年代开展的，之后长期处于停顿状态。20世纪50、60年代是我国油页岩勘查的高潮期，地质、煤炭、石油、冶金、化工、建材等部门都进行过油页岩勘查工作，取得了较丰富的基础资料和勘探成果。

近年来，随着我国石油供需缺口逐年加大、国际油价不断飙升，油页岩资源及勘查工作重新受到重视，局部地区有了重大进展。例如，2005～2007年吉林省地质调查院新发现了吉林前郭－农安、扶余－长春岭两处特大型油页岩矿床，并做了详查和评价，控制油页岩资源储量763.81×108t，取得了重大进展。

截至2008年底，全国有22个省(自治区)局部性地开展了油页岩勘查或调查工作，做了油页岩资源量预测;绝大部分省(自治区)还开展了油页岩详查、勘探工作并计算了油页岩探明储量。截至2008年底，全国查明油页岩资源储量1099.68×108t，资源查明率为14.9%;探明储量仅85.07×108t，资源探明率仅1.2%。从勘查阶段来看，在查明油页岩资源储量中，勘探占16%，详查占73%，普查占6%，预查占5%;从地质认识程度来看，在查明油页岩资源储量中，探明储量占7.7%，控制资源储量占82.0%，推断资源量占10.3%。全国查明油页岩资源储量以详查阶段的控制资源储量为主，而可供开发利用的勘探阶段探明储量不多(表4－7)。

表4－7 全国油页岩资源勘查工作程度

全国油页岩探明储量主要分布在辽宁抚顺、海南儋州、广东茂名、高州、电白、吉林桦甸、山东黄县、甘肃窑街等油页岩含矿区，其探明储量占96.6%(表4－8)。

全国油页岩控制资源储量主要分布在吉林松南(前郭－农安、扶余－长春岭)、广东茂名、电白、高州、辽宁七道泉子、河南吴城、内蒙古巴格毛德、辽宁抚顺、甘肃海石湾等油页岩含矿区，其控制资源储量占95.2%(表4－8)。

表4－8 全国油页岩探明储量和控制资源储量分布

在全国81个油页岩含矿区中:

有14个油页岩含矿区还没有查明油页岩资源量，预测油页岩资源量为4180.48×108t，占全国油页岩总资源量的56.57%，占全国潜在资源量的66.44%。

有15个油页岩含矿区还没有开展勘查工作，推断+预测资源量为4233.74×108t，占全国油页岩总资源量的57.29%。

有35个油页岩含矿区的油页岩资源基本被查明，查明油页岩资源储量为241.17×108t，仅占全国油页岩总资源量的3.27%，占全国查明油页岩资源量的21.93%。

有32个油页岩含矿区的油页岩资源部分被查明，查明资源储量858.50×108t，占全国查明油页岩资源量的78.07%，预测潜在资源量为2110.89×108t，占全国潜在资源量的33.56%。

有66个含矿区开展过普查程度以上的地质勘查工作，而且大部分含矿区只是部分开展过勘查工作;绝大多数含矿区的勘查工作还处于普查、甚至是预查阶段，只有极少数含矿区的勘查工作达到详查和勘探阶段。这说明，全国油页岩勘查工作程度总体上依然较低。

(二)全国预查阶段含矿区资源分布

我国还有15个油页岩含矿区没有开展像样的地质勘查工作，仅做了预查或调查。这些含矿区的油页岩地质资源量有4233.74×108t(表4－9)，占全国油页岩总资源量的57.3%，占全国油页岩潜在资源量的67.3%。

表4－9 全国预查阶段含矿区油页岩资源量分布

这些潜在资源量主要分布在鄂尔多斯盆地铜川－子长和松辽盆地黑龙江省松北两个含矿区，其油页岩资源量占到61.5%;其次分布在青藏高原地区伦坡拉盆地和羌塘盆地比洛错两个含矿区，其油页岩资源量占到28.4%;再次分布在柴达木盆地鱼卡含矿区、茂名盆地油页岩远景区、鄂尔多斯盆地铜川－彬县含矿区、黑龙江大杨树盆地阿荣旗含矿区、四川盆地宜宾内江含矿区等四个油页岩含矿区，其油页岩资源量占到9.6%。这些含矿区也是未来油页岩勘查工作的理想部署区。

(三)普查以上含矿区勘查工作程度

1.普查以上含矿区勘查阶段

全国81个油页岩含矿区中，勘查工作达到普查程度及以上的含矿区共计66个(表4－10)。

表4－10 不同勘查工作程度含矿区分布表

达到勘探程度的含矿区有21个，占25.9%。包括辽宁抚顺、朝阳，广东茂名、高州、电白，吉林桦甸，山东黄县、兖州，海南儋州，甘肃窑街、炭山岭，黑龙江达连河，内蒙古敖汉旗，陕西铜川，河北丰宁大阁、围场清泉、卢龙鹿尾山，青海小峡、广西钦州、江苏金坛、云南维西。

达到详查程度的含矿区有16个，占19.8%。包括吉林前郭－农安与扶余－长春岭(即原松南、农安、长岭、登娄库)、罗子沟，甘肃华亭、崇信、海石湾，内蒙古奈曼旗，山东昌乐五图，海南海口，新疆妖魔山，河北丰宁四岔口，河南栾川潭头、桐柏吴城、江西安远。

达到普查程度的含矿区29个，占35.8%。包括辽宁石门寨、野马套海、建昌碱厂、凌源、义县万佛堂，陕西彬县、淳化，内蒙古伊金霍洛旗、巴格毛德、石拐，山西蒲县、保德，山东安丘周家营子，黑龙江舒兰、鄂伦春、林口、老黑山，河北丰宁凤山、围场姜家营，宁夏中宁中卫，青海大煤沟，广西那彭，湖南湘乡，江西萍乡，云南楚雄，西藏通波日，新疆水磨沟、芦草沟、博格达山北麓(包括涝坝沟、二工河、白杨沟、大黄山、西沟、林场6个勘查区)。

以上表明，达到或部分达到勘探、详查工作程度的油页岩含矿区只占到45.7%，而普查及以低工作程度的油页岩含矿区占到54.3%，说明我国普查以上含矿区的勘查工作程度依然很低，资源潜力大，找矿勘查工作前景好。

2.含矿区油页岩资源量组成

在66个达到普查阶段以上工作程度的油页岩含矿区中，油页岩总资源量有3157.31×108t，占全国总资源量的42.72%。66个含矿区中，查明资源储量1046.42×108t，查明率33.1%;潜在资源量2110.89×108t，占66.9%。

在查明资源储量中，探明资源85.07×108t，占8.13%;控制资源901.64×108t，占86.13%;推断资源59.70×108t，占5.74%。

图4－2 全国66个普查以上含矿区油页岩资源量组成分布图

以上表明，在普查以上含矿区的油页岩资源量组成中(图4－2)，探明资源储量占3%，控制资源储量占28%，而推断、预测资源量占到(67%+2%)，同样说明我国普查以上含矿区的勘查工作程度依然很低，资源潜力大，找矿勘查工作前景好。

3.各勘查阶段油页岩查明资源储量组成

各油页岩含矿区勘查工作程度和地质认识程度存在差异，导致可信程度不同。达到详查－勘探阶段的油页岩含矿区，钻井数量较多，对油页岩控制程度较高，所估算的油页岩资源的可信程度较高;普查阶段的油页岩含矿区，其钻井数量较少、或仅有部分探槽，对油页岩控制程度较低，所估算的油页岩资源的可信程度相对较低。下面分述66个普查以上含矿区油页岩查明资源储量构成及分布情况。

(1)勘探阶段油页岩查明资源储量组成。达到勘探阶段的21个油页岩含矿区查明资源储量177.02×108t。其中，探明资源储量83.44×108t，控制资源储量81.46×108t，推断资源12.12×108t。

在探明资源储量中，辽宁29.20×108t，占35%;广东25.39×108t，占30%;海南21.38×108t，占26%;吉林3.44×108t，占4%;山东1.77×108t，占2%;甘肃1.95×108t，占2%;河北0.25×108t;陕西0.23×108t;广西0.03×108t;云南0.03×108t(图4－3)。勘探阶段探明资源储量主要分布在辽宁、广东、海南三省，其探明资源储量占到91%。

图4－3 21个含矿区勘探阶段油页岩探明储量分布

在控制资源储量中，广东42.61×108t，占52%;辽宁20.33×108t，占25%;陕西9.04×108t，占11%;甘肃5.76×108t，占7%;海南4.79×108t，占6%;吉林2.27×108t，占3%;山东3.36×108t，占4%;黑龙江0.48×108t、青海0.48×108t、内蒙古0.45×108t、河北0.40×108t、广西0.16×108t、云南0.10×108t、江苏0.03×108t。勘探阶段控制资源主要分布在广东、辽宁、陕西三省，其控制资源储量占88%(图4－4)。

图4－4 21个含矿区勘探阶段油页岩控制资源储量分布

(2)详查阶段油页岩查明资源储量组成。达到详查阶段的16个油页岩含矿区查明资源储量802.78×108t。其中，探明资源储量1.59×108t，控制资源储量798.16×108t，推断资源3.02×108t。

在探明资源储量中，内蒙古6287×104t，占39%;吉林有5290×104t，占33%;甘肃有2964×104t，占19%;河南有1016×104t，占6%;河北有341×104t，占2%;海南省41×104t。详查阶段探明资源储量主要分布内蒙古、吉林、甘肃三省(自治区)，其探明资源占91%。

在控制资源储量中，吉林767.23×108t，占96%;河南14.32×108t，占2%;甘肃8.54×108t，占1%;新疆2.67×108t、内蒙古2.05×108t、山东1.68×108t、河北0.87×108t、海南0.81×108t。详查阶段控制资源储量主要分布在吉林和河南两省，占98%。

(3)普查阶段油页岩查明资源储量组成。达到普查阶段的29个油页岩含矿区查明资源储量66.62×108t。其中，探明资源储量0.04×108t，控制资源储量22.02×108t，推断资源量44.56×108t。

在探明资源储量中，辽宁328×104t，占84%;陕西48×104t，占12%;黑龙江15×104t，占4%。

在控制资源储量中(图4－5)，内蒙古100770×104t，占45%;辽宁70096×104t，占31%;陕西14859×104t，占6%;新疆19222×104t，占8%;山东8525×104t，占4%;青海7922×104t，占3%;河南5460×104t，占2%;河北2962×104t，占1%;广西226×104t;黑龙江183×104t。普查阶段控制资源储量主要分布在内蒙古、辽宁、新疆、陕西等四省(自治区)，占90%。

图4－5 29个含矿区普查阶段油页岩控制资源储量分布

油页岩开发利用约束因素分析

油页岩开发利用约束条件主要有资源、经济、技术、环保和政策等。

(一)油页岩开发利用资源约束

资源约束包括储量基础、资源禀赋、地质条件、地理环境等各方面。

1.探明储量不足

有开采价值的油页岩探明储量是页岩油产业发展的基础。从全国宏观角度来看，我国油页岩开发利用最主要的约束因素是有一定品位(如含油率≥5%)的油页岩的储量不足问题。截至2008年底，全国评价的油页岩地质资源量高达7391×108t，然而探明的油页岩储量只有85×108t，其中含油率大于5%的剩余可回收页岩油储量只有2.78×108t，只有石油剩余探明经济可采储量的13%，如按生产周期计算至多只能形成800×104t/a的产能。这表明我国油页岩资源丰富，但勘查程度低，能开发利用的储量不足。

当前已知的较大规模的探明储量有辽宁抚顺油页岩矿、广东茂名油页岩矿和海南儋州油页岩矿，油页岩探明储量分别有二三十亿吨，合计占全国油页岩探明储量的89%，而且可露天开采。抚顺、茂名油页岩矿含油率约6%～7%，其中含油率≥5%的油页岩占到90%以上;儋州油页岩矿含油率约5%，其中含油率≥5%的油页岩占到73%。抚顺矿务局每年开采抚顺西露天矿油页岩数百万吨，数年后将转为东露天矿油页岩。抚顺、茂名页岩油生产有很好的经济和社会效益，有扩大生产的良好发展前景。

我国还有十余处探明的值得开发的油页岩矿，例如吉林省桦甸、汪清罗子沟、山东黄县(龙口)有小型页岩油厂已投入生产，利用抚顺炉干馏炼油;还有甘肃窑街也有公司正建气燃式干馏炼油方炉，大庆油田在柳树河盆地正建颗粒页岩干馏炼油装置，龙江哈尔滨煤化工公司在达连河正建油页岩流化干馏炼油装置，年产页岩油仅数万吨。这些油页岩矿由于探明储量不大，不可能有很大的发展。

2.资源禀赋较差

经验表明，在我国当前经济技术条件下，就页岩炼油而言，露天开采的油页岩矿要求含油率≥5%，地下开采的油页岩要求含油率≥8%。只有这样，页岩炼油才是经济的。德国页岩发电厂用的油页岩含油率在4%～4.5%，据此推测我国含油率3.5%～5%的油页岩资源可考虑用于页岩燃烧发电。发电用油页岩还要考虑其发热值的大小。

统计表明，我国油页岩资源禀赋较差。全国油页岩资源平均含油率只有6.59%，比国外大部分国家的油页岩平均含油率8%～13%要低许多;全国含油率≥5%的油页岩资源只占54%。在全国81个油页岩含矿区中，平均含油率≥5%的油页岩含矿区只占75%，平均含油率≥8%的油页岩含矿区只占17%。有36%的含矿区其油页岩含油率≥5%的资源不足70%，其中又有25%的含矿区其油页岩含油率≥5%的资源不足50%。

我国资源量排在前十位的油页岩含矿区依次有吉林松南、陕西铜川—子长、黑龙江松北、西藏伦坡拉盆地和比洛错、新疆博格达山北麓、青海鱼卡、河南吴城、广东茂名盆地和内蒙古巴格毛德，油页岩地质资源量之和占到全国的93.6%。但是，油页岩资源量占到全国64.7%的松南、铜川—子长、松北、巴格毛德等4个含矿区的油页岩平均含油率＜5%，而含油率≥5%的资源也不足35%。平均含油率较高的矿区有伦坡拉盆地(11.28%)、博格达山北麓(10.02%)、鱼卡(9.72%)和比洛错(9.18%)，其次为吴城(6.22%)和茂名盆地6.01%等。

我国查明资源储量规模最大的油页岩含矿区是在吉林松南(原农安、松南、登娄库、长岭等几个含矿区)，查明资源储量高达766×108t。但据所掌握的有限分析资料，松南含矿区油页岩虽然埋深浅，但矿层薄，且平均含油率只有4.8%，含油率≥5%的油页岩资源仅占34%左右。松南含矿区的油页岩资源至今未能开发利用。

因此，对我国来说，油页岩资源禀赋(或资源品位，主要是指含油率和发热值)是十分重要的不利因素。品位过低，就失去开发利用价值。

只有品位高的油页岩资源，才有开发利用价值。例如，已探明的吉林桦甸和山东黄县(龙口)油页岩含油率高达10%以上，尽管埋藏深，需地下开采，开采成本较高，但由于品位好，仍有开采价值，已经有企业着手开发。但探明储量不大，仅数亿吨。

3.地质条件不理想

对油页岩开发利用有影响作用的地质条件主要有油页岩矿层厚度、埋深、资源丰度、地质复杂程度。

矿层少、厚度大的油页岩有利于开采。我国大中型油页岩矿具有层数多、矿层薄等特点。油页岩矿层数多于5层的含矿区占25%，多于2层的含矿区占60%。河南吴城油页岩矿层数达到32层。开发条件较好的抚顺油页岩矿有2层，茂名油页岩矿有2层，桦甸油页岩矿有13层，罗子沟油页岩矿有27层。我国油页岩矿矿层累计厚度最薄只有0.72m，最厚达到160m(新疆博格达山北麓);厚度大于10m的含矿区占55%，厚度大于20m的含矿区只占31%。我国资源量排在前十位的油页岩含矿区，除新疆博格达山北麓油页岩矿较厚外，其他9个含矿区油页岩矿层厚度基本在10～35m范围内，一般在15～25m范围内。

埋藏浅的油页岩矿有利于开采。对地面干馏而言，油页岩开采深度一般要求小于500m。其中，埋深小于100m的油页岩矿适合于露采，埋深在100～500m的油页岩矿适合于井工开采。我国埋深在500m以浅的油页岩资源占65%，埋深在500～1000m的油页岩资源占到35%。适合于露采开采的油页岩矿主要有广东茂名、电白和高州，辽宁抚顺和凌源，海南儋州，吉林罗子沟，黑龙江阿荣旗和林口，内蒙古的巴格毛德、敖汉旗和奈曼旗，陕西的铜川和彬县，新疆的博格达山北麓、妖魔山、芦草沟和水磨沟，西藏伦坡拉盆地和比洛错等20余个含矿区。

资源丰度较高的油页岩矿有利于集中开发利用。由于我国油页岩矿厚度普遍较薄，含油率普遍不高，导致我国油页岩资源丰度总体较低。资源丰度≥6000×104t/km2的含矿区主要有辽宁抚顺、海南儋州、新疆准噶尔盆地的博格达山北麓和妖魔山、吉林罗子沟、内蒙古奈曼旗等含矿区;资源丰度处于(6000～2000)×104t/km2的含矿区主要有广东茂名、电白和高州，吉林桦甸，甘肃窑街和炭山岭，陕西铜川，山东昌乐五图，河北丰宁四岔口和大阁等含矿区。

地质复杂程度简单的油页岩矿有利于开采。我国油页岩矿地质复杂程度中等—简单。对油页岩矿地质复杂程度的认识，取决于地质勘查工作程度。

4.地理环境多样

一般来说，平原、丘陵、黄土塬环境的油页岩矿交通便利、人口密集、市场条件好，有利于开发利用;高原、山地、戈壁、沙漠环境的油页岩矿交通不便、人口稀少、市场条件差，不利于开发利用。

我国油页岩矿分布的地理环境复杂多样(图5－1)。在全国油页岩资源分布中，平原环境占44.0%，丘陵环境占7.5%，黄土塬环境占21.2%，高原环境占16.4%、山地环境占7.9%、戈壁环境占3.0%。平原、丘陵、黄土塬环境的油页岩资源占到72.7%，总体来说有利于我国油页岩资源的勘探开发。但是，在我国油页岩资源量排名前十位的含矿区中，有一半矿区分布在高原、山地、戈壁环境，如西藏伦坡拉盆地和比洛错处在高原环境，新疆博格达山北麓处于山地环境，青海鱼卡和内蒙古巴格毛德处于戈壁环境，这些地区的油页岩资源不利于开发利用。

图5－1 全国油页岩资源在不同地理环境中的分布

(二)油页岩开发利用经济约束

原油价格对油页岩的开发利用起到决定性的制约作用。如果国际原油油价太低，页岩油生产成本无法与原油竞争，则油页岩炼油产业就无法生存。例如，20世纪90年代初国际原油价格下降到10美元/桶左右，有近30a生产历史的茂名页岩炼油厂因严重亏损不得不在1992年停产。

当前国际上一般认为当原油价格高于40～50美元/桶时，油页岩炼油就可以盈利(Dammer，2007)。美国能源部于2007年9月公布的美国发展非常规能源规划的研究报告认为，在美国，当油价达到35美元/桶时，地下干馏生产页岩油已经有利;当油价达到54美元/桶时，地上干馏生产页岩油成为有利。

最近几年国际原油价格高涨，至2008年7月高达147美元/桶(张抗，2009)，促进了世界和我国的页岩油产业的发展;之后，油价跌至2008年12月34美元/桶，但至2009年6月以来又有所回升，至80美元/桶左右波动。

近年我国主要有辽宁抚顺、吉林桦甸和罗子沟三处生产页岩油。抚顺用的油页岩是煤炭副产品，采矿成本不计于页岩油成本中，每吨生产成本约1000元人民币(折合21美元/桶)左右;桦甸油页岩矿采取井工开采，页岩油每吨生产成本不到2500元人民币(折合52.5美元/桶);罗子沟油页岩矿采取露天开采，页岩油每吨生产成本约1800元人民币(折合38美元/桶)。2007年我国页岩油的平均价格在3000元人民币/t(折合63美元/桶)，2008年则达到5000元人民币/t(折合105美元/桶)，2009年10月以来页岩油售价约4500元人民币/t(折合95美元/桶)。这表明当前情况下我国页岩油生产是有利的。

但是，在金融危机的冲击下，2008年年底左右国际原油价格下降到40美元/桶以下，国内页岩油价格“跳水”，降到2000元人民币/t(折合42美元/桶)，不少企业利润下滑，甚至亏损，而且页岩油销路不畅。有的企业刚建成投产页岩炼油装置，产品无销路，陷入了进退两难的尴尬局面。吉林几家民营页岩炼油厂由于页岩油库存爆满，不得不暂时停产或半停产。抚顺页岩炼油厂有油品储备罐，没有停产。这说明，低原油价格对我国页岩炼油产业有较大冲击。

以上说明，页岩油的售价对于发展页岩油产业起到了关键的作用。经济因素，尤其是原油的价格，是页岩油产业发展的决定性因素。在我国，页岩油通常作为燃料油出售，燃料油的价格和世界原油价格是密切相关的。经验表明，在我国当前的条件下，一般而言，对于可露天开采的油页岩，含油率下限定在5%以上，对于地下开采的油页岩，含油率下限定在8%以上，才是值得开发利用的。

国际业内专家普遍估计，世界经济恢复以后，到2010年底，国际原油价格将会重新升到80美元/桶以上(胡国松学，2009)。这对页岩油产业的发展是非常有利的。

如果油页岩矿有其他价值较高的伴生矿产资源，将有利于矿产资源综合利用和降低成本。

此外，融资困难也对油页岩产业发展形成制约。油页岩产业投资大，生产规模达到10×104t以上的油页岩炼油项目需要投资2～3亿元人民币以上，小企业没有这样的经济能力，银行贷款也困难。油页岩综合利用项目在建设资金上得不到保证。

(三)开发利用的技术约束条件

油页岩主要用于干馏炼油，也可用于直接燃烧产汽发电，以及页岩灰制取水泥等建材。

油页岩干馏炼油分为地下干馏和地上干馏。

地下干馏是指油页岩不经开采，直接设法在地下加热，使页岩分解生成页岩油气导出地面。地下干馏工艺适用于埋藏很深(位于地下500m、600m以下)、且油页岩层厚达数十米的油页岩矿藏。美国绿河油页岩矿藏有相当一部分适用于此类工艺;我国油页岩矿普遍较薄，基本没有适合地下干馏工艺的油页岩矿区。尽管个别地区如新疆博格达山油页岩含油率高，矿层厚达160m，但地层产状陡，也不适合地下干馏工艺。而且地下干馏工艺尚不成熟，在美国也正处于现场中试阶段，在我国也未起步试验。

地上干馏是指油页岩经露天或井下开采，再经破碎筛分至所需的粒度，在所选用的合适的干馏炉内，加热至500℃左右干馏炼油。

当前，我国的抚顺块状页岩干馏炉是成熟的炉型，但处理量小，每台炉每天加工100t油页岩，油收率也低，只有实验室铝甑油收率的65%，而且开采出来经破碎筛分后留下来的小颗粒页岩大约占到15%～20%，这部分资源不能用于抚顺炉内加工而舍弃，因此不是理想的炉型。我国还有一种气燃式块状页岩方炉，每台炉每天加工可达300t油页岩，油收率较抚顺炉要高，但产出的页岩半焦的热量没有充分利用，也是缺点。再者，这两种炉型环保较差，三废较多，需要认真处理。

国外的干馏炉型，如巴西Petrosix块状页岩干馏炉，每台炉每天加工6000t油页岩，较抚顺炉的处理规模大60倍，油收率可达实验室铝甑油收率的90%，也是成熟的炉型，但其缺点是产出的半焦污染较大，需加以填埋、植被处理。

爱沙尼亚Galoter颗粒页岩干馏炉，采用热页岩灰做固体热载体，在回转炉中加热页岩干馏炼油，每台炉每天加工3000t油页岩，较抚顺炉的处理规模大30倍，油收率可达实验室铝甑油收率的85%，而且可将自矿藏开采出来的经破碎筛分的全部的颗粒油页岩用于炉子的干馏，且三废处理较易，污水量少，可直接送至电站锅炉烧掉，可以认为此种炉型是环境友好的炉型，是比较理想的，其缺点是工艺复杂，设备较多，操作较难。从工艺技术来看，选用Galoter炉有利于扩大生产规模，有利于提高生产效益，但是如选用Galoter装置，需要和生产或设计单位进行商务谈判，花费大量外汇才能加以引进。

当前抚顺矿务局引进了Taciuk颗粒页岩干馏炉(ATP)。Taciuk干馏炉系加拿大开发、澳大利亚放大、德国制造。由澳大利亚SPP/CPM在澳大利亚建设一台日加工6000t油页岩的示范型干馏炉，经几年的试运，开工率达60%，后SPP公司将该装置售予美国一能源公司，该公司认为Taciuk工艺不太成熟而停产。抚顺矿务局引进的Taciuk炉，规模也是6000t油页岩每天，可以将抚顺炉不能加工的颗粒页岩进行处理，该装置将于2010年年底以前试运。估计需要花费一定的时间才能达到正常运转。

除了引进先进的干馏工艺技术以外，中国当前还自主开发新的较先进的干馏炉型。中石油支持大庆油田采用大连理工大学开发的颗粒页岩干馏新工艺，拟建设一套日加工2000t油页岩的工业试验装置，年产5×104t页岩油。还有中煤集团支持黑龙江龙化公司在上海博申公司开发的粉末页岩流化干馏工艺的基础上、开展中试研究(50t油页岩/d)，拟建设一套日加工2000t油页岩的工业试验装置，年产5×104t页岩油。这两项都是中国当前自主开发的干馏炼油项目，自中试放大到工业试验规模，是属于风险投资，但是值得鼓励的。

以上说明，我国现有油页岩干馏工艺成熟，但不适合发展大规模页岩油产业;我国自主开发出的较先进干馏工艺处于中试阶段，需要相当长时间才能进入成熟技术。国外先进的油页岩地下干馏工艺尚不成熟，也不适合我国油页岩矿;国外先进的油页岩地上干馏工艺比较成熟，适合发展大规模页岩油产业，但工艺复杂，技术引进需要花费大量外汇、资本投资回收期长，中小规模的企业承受不了。也就是说，目前的油页岩干馏工艺技术水平不支持页岩油产业大规模发展，未来几年油页岩干馏工艺技术水平有待提高，才能支持页岩油产业大规模发展。

(四)环境保护约束条件

油页岩的开采方式分地下开采和露天开采两种。无论是地下采矿还是露天采矿，都需要把地下水位降低到含油页岩层的层位以下，这样做会危害到矿山附近的耕地和森林。根据粗略估算，为了得到1m3油页岩，一般需要抽出25m3的地下水。抽出的地下水在沉淀固体颗粒后才能排到河里。国外系统监测显示，采矿水在很大程度上增加了地面、地下水和湖泊中硫酸盐的含量。在巴西，地下水水位和质量就长期被油页岩采矿所扰乱。

用油页岩发电，除了采用燃烧较充分的沸腾炉外(德国、以色列掌握这种技术)，还有一些采用研磨后燃烧的传统方式。研磨燃烧具有利用率低、高污染和高健康危害等不利特点，排除的气体中还有细的、可吸入的扬尘。这些扬尘中含有有毒物质，它们不仅危及电厂附近的环境，而且也影响到远离电厂的地区。另外，页岩油生产过程中放出的热、废水和半焦物质也可能引起环境问题。

环境保护是政府环保部门约束油页岩产业的主要条件。凡是页岩油生产的新建项目，其可研报告在各级发改委审批前，首先要通过环保部门的评审，对页岩油生产中废水、废料和废气所含的污染物及其处理和排放，都有严格的规定。

对于已存在的页岩油厂和油页岩电站，对环保的要求则较宽松。抚顺矿业集团有两座页岩油厂，其环保几年来虽有改进，厂区绿化较好，但抚顺式炉加料斗未设中间缶，每隔一定时间进料时，炉内油气会外泄，污染大气;此外，生产中发生的污水加入炉底水盆，经页岩灰吸收自水盆排出，从而避免了污水直接排入水系，工厂称为污水的“零排放”，实际上这是污水污染的转移，使得排放至舍场的页岩灰含有了更多的污染物。抚顺矿业集团现正采取措施，在露天矿坑口的页岩油厂增设污水处理装置，参照一般炼油厂的污水隔油、浮选和生化处理三道工序处理污水，将净化后的污水加入水盆，以便出水盆的页岩灰不致被污染。吉林汪清页岩炼油厂的三废污染非常严重，臭气熏天，是环保较差的典型。

近年来，我国节能减排任务相当艰巨，政府对节能减排的要求越来越严格。2009年以来，国家还积极研究制订应对全球气候变化战略措施，把控制温室气体排放和适应气候变化目标作为制订中长期发展战略和规划的重要依据，纳入国民经济和社会发展规划中。这对油页岩产业发展是重大挑战。

此外，平原地区油页岩资源多分布有基本农田或耕地。例如，吉林扶余、前郭、农安、长春岭等地的油页岩资源分布区，多是国家生态粮食基地，老百姓吃水主要依靠地下水，油页岩开发可能破坏地下水和粮食基地生态环境。因此，吉林省国土资源厅建议把这些地区的油页岩资源作为战略资源储备起来。海南省把建设生态环境、发展旅游业作为本省的发展战略，儋州油页岩矿的开发将受到重大挑战。

以上表明，环保对油页岩产业的发展越来越严格了。油页岩开发利用的环境保护问题将对未来油页岩产业的发展起很大制约作用。

(五)政策约束条件

对油页岩开发利用来说，尽管重大影响因素主要是石油价格，但适宜的政策对其发展亦十分重要。油页岩产业发展主要涉及财税优惠政策、环境保护政策和资源政策。

有合理的财税优惠政策护持，可以保障页岩油产业可持续发展，在低油价下保证页岩油生产可以赢利或减少损失。我国曾有针对油页岩作为煤矿副产综合利用的财税优惠政策。国家发改委、财政部、国家税务总局于2004年在关于印发《资源综合利用目录》(2003年修订)的通知中，将煤的伴生油页岩及所生产的页岩油列为综合利用的产品给予税收优惠的政策。历年来优惠政策包括增值税即征即退，及对企业所得税实行税收优惠。这对煤矿充分利用其副产———油页岩资源、促进我国页岩油产业的发展起了很好的促进作用。但在《资源综合利用企业所得税优惠目录》(2008年版)中，却未明确列入煤系伴生矿油页岩及其所生产的页岩油产品。经抚顺矿业集团询问，国家发改委有关人士说遗漏了。抚顺矿业集团希望考虑如2004年那样将页岩油列入综合利用产品给予税收优惠的政策。

但是，我国没有针对独立油页岩矿、油页岩主矿开发利用的财税优惠政策。尽管国家发改委于2007年提出的产业结构调整指导目录中，将油页岩列为第一类鼓励类的项目(“六、石油、天然气”中的“2.油页岩等新能源勘探及开发”)，这应该会对我国油页岩产业的发展起到鼓励和促进作用，但效果不如力度大的财税优惠政策。

我国没有针对油页岩产业的专门环保政策。制定油页岩开发利用环境保护的规范和合适政策，既可以促进油页岩产业可持续发展，也可以避免油页岩开发利用造成环境破坏。

我国现行资源政策对油页岩资源没有特殊规定，对油页岩资源的管理重视不够。一些地区和单位存在地方保护主义，影响了油页岩资源的开发利用。例如，有雄厚经济、技术实力的能源公司，可能无法得到好的油页岩矿;有油页岩资源的地方或单位，可能不具备油页岩开发的经济和技术实力，或不准备进行开发利用。因此，需要研究资源管理政策对油页岩开发利用的约束。

综上表明，未来有关优惠政策、环保政策、资源管理政策等方面的合理制定将促进我国油页岩产业健康发展。