茂名油价今日价格_茂名油价

1.求中石化的改革进程！！ 要完整，详细的！！

2.油页岩开发利用约束因素分析

3.世界油页岩开发

4.油页岩的开利用

5.最近中国石化怎么了?怎么一路下跌啊?请专家点评这支股票!!谢谢!!

6.预制菜趋势六：园区化——产业聚集、协同创新的必由之路

7.钻井平台的发展简史

红色柴油一般是用于港口船只上的一种柴油，经过特别染色和民用柴油区分开的。

香港走私的也就是这种油，因为大陆油价高，红油本身又是比较次一等的柴油，所以利润很高，柴油若存放时间长了后也会变成红色的。外观判断柴油好坏应该是呈红色、淡绿色、无色，清澈无杂质，闻起来气味不臭、不刺鼻，若是黑色、深红色、深棕色、闻起来刺鼻、发臭等柴油，极有可能是不合格的柴油。

还有一种是军用柴油，极为清澈，稍微呈淡蓝色（就像在2米处看大桶矿泉水的颜色），即使不小心洒在衣服也是几乎无味，为柴油中的上品；市场上没有这个产品。

90年代时，在广东茂名的油；白白净净，真的就像纯净水一样；工作人员解释说他们这里是产地，东东比较新鲜；还没有来得及变色… 在广东普宁加过一次红色的柴油，也被吓了一跳，怕是伪劣商品～ 后加油站人员悄悄告诉是走私油，香港柴油都是这种“红油”。那时真他妈便宜；2元\\升～

求中石化的改革进程！！ 要完整，详细的！！

类稀土概念股一览：

002225濮耐股份 600636三爱富 600985雷鸣科化

600160巨化股份 000009中国宝安 600318巢东股份

600277亿利能源 600516方大碳素 600509天富热电

600367红星发展 000861海印股份 600735新华锦

002162斯米克 300064豫金刚石 600152维科精华

类稀土概念股重点股简介：

亿利能源600277：

控股股东为亿利集团，主要经营PVC、烧碱、PVC管材、电石、硫化碱、元明粉的生产与销售，兼营芒硝矿、湖盐和原碱的开利用，也从事医药产品、食品、保健食品的科技开发和加工销售及甘草、等中药材的种植、收购和加工销售，近年还涉及煤炭开与运销等业务，打造“煤—煤矸石发电—电石—离子膜烧碱—聚氯乙烯(PVC)—工业废渣综合利用生产水泥”的能源化工一体化循环经济产业链。集团17亿人民币实施收购鄂尔多斯德胜西乡卡林苏萤石矿。我国的萤石集中在内蒙古鄂尔多斯地区，其中亿利能源(600277)拥有储量丰富的莹石，是我国最大的硫化钠系列产品生产企业。从集团手上取得了矿产开许可证，根据地质部门勘测资料表明，可供公司开50年以上。公司董事长称拥有的及“潜在”并不比同行逊色。“潜在”指集团将要注入的资产，亿利集团筹建的氟化工工业园区，依托当地的萤石、硫酸、煤、电等廉价优势，矿产独家垄断开，可年产 1万吨AHF(无水氢氟酸)；0.3万吨TEF(四氟乙烯)；0.15万吨PTEF(聚四氟乙烯)，将成为中国西部最大的氟化工基地。　　

雷鸣科化600985：

拥有高岭土储备的公司，正宗高岭土概念股，而且已探明储量约为3.4亿吨，远景储量约4.8亿吨，远远高于海印股份的800万吨，更称得上是“高岭土”垄断霸主。公司所处的淮北地区蕴藏着丰富的煤系共伴生硬质高岭土，雷鸣科化高岭土系列产品精铸砂占全国同类产品10%。公司是国内行业中少数能够同时规模化生产和系列产品的企业之一。主导产品水胶在2002年的销售量占全国水胶销售总量的42.9%，公司实现利润总额处于同行业第二位。目前公司工业、工业销往煤炭行业的销量，分别占其总销量的71%和63.8%，对煤炭行业存在较大依赖。

海印股份000861： 加速整合国内外的高岭土:公司通过注入旗下茂名高岭的股权和增资的方式，将高岭土业务将全部集中于子公司北海高岭。公司以400万美元认购巴西KALAMAZON 矿业公司（下称“KAL”）增发的2023万股事宜已于9月1日完成股权交割，同时与KAL旗下的的地质研究有限公司（下称“KEG”）签订了《销售分成协议》和《高岭土买卖合约》。交易完成后，公司成为KAL的单一最大股东，间接拥有巴西玛瑙斯市以北约1519.45平方公里的高岭土矿探矿权，预计储量超过1亿吨。公司除按股本比例（35%）分配利润外，另将按照0.52的比例分成KEG目前拥有探矿权土地范围内所生产的所有矿物产品的销售收入。此外，公司将由KEG正式生产后向其每年购买215万吨高岭土产品，购买期为8年，由第四年开始购买量将按一定比例递增。

巢东股份600318： 控股的巢东新材料公司拥有国内最大的凹凸棒矿山的永久开权，该矿山已探明储量1280万吨，是我国最大的凹凸棒石矿，占全球总储量的32%，垄断优势相当突出。凹凸棒石作为一种世界级的稀有矿产，当前世界上只有中国、美国等极少数国家拥有，战略意义极其重大。科学家研究发现，凹凸棒石在高温条件下表现出优异的热稳定性和抗盐性，是一种优秀的太阳能储热物质，在太阳能产业中具有相当重要的作用。而在油价高企时代，发展太阳能具有取之不尽用之不竭且没有污染等优点，将拥有广阔的市场空间。此外凹凸棒石还广泛应用于太阳能、国防、钢铁、电子、化工等重要行业。巢东新材料公司的凹凸棒深加工业务于2003年开展，但在研发应用，规模化生产方面一直未能取得实质性突破，海螺水泥介入后，在雄厚的资金和科学的管理机制的支持下，这一业务将飞速发展，未来前景非常明确。

巨化股份600160： 公司位于浙赣闽皖四省交界处的衢州市，成立于1998年6月16日，是经浙江省人民批准，由巨化集团公司独家发起，用募集方式设立的股份有限公司。1998年6月26日，公司股票在上海证券上市交易，公司现拥有总资产43亿元，共有23家全资、控股、参股分子公司和1家研发机构。公司建有18套主要生产装置，主要从事氟化工原料及后续产品、基本化工原料及后续产品和农药、食品添加剂的生产与销售，产品有四大类80余种，出口30多个国家和地区。发展前景：氟化工是极具发展前途的朝阳产业，公司必须坚持以发展氟化工为核心，充分发扬业已形成的发展氟化工的原料优势、产业优势、资本优势、技术优势、人才优势，努力把我公司建设成为产业集聚、技术集聚、人才集聚的中国氟化工制造中心。历经10年艰苦创业，我公司现已成为代表中国氟化工先进水平的生产基地。我们要以发展中国氟化工业，追赶世界先进氟化工水平为己任，集中全体员工的智慧和力量，把公司培养成为国际知名氟化工企业，加入世界先进氟化工企业行业，在与世界先进氟化工企业同台竞技中实现更展。

三爱富600636：

公司是目前国内最大、品种最全的集科研、生产、经营一体化的有机氟化工企业，拥有国内最完整的氟化工产业链，产品涉及CFCs、CFC替代品、含氟聚合物和含氟精细化学品四大类产品，产品种类达到30多种。公司在国内有机氟的几乎所有主要领域均处于领先地位：氟聚合物市场占有率达17%，CFC市场占有率达50%以上，CFC替代品市场占有率达70%以上，其中，氟聚合物中的F46、氟橡胶等产品的国内市场占有率均达50%以上，PTFE的品种和质量国内领先。公司产品广泛应用于工业、农业、国防、航空、医药、民用等各个领域。公司生产的聚全氟乙丙烯、氟橡胶等产品的国内市场占有率在50%以上，聚偏氟乙烯品种、产量均占国内首位，聚四氟乙烯的品种和销量居国内同行前列。公司在常熟基地建成的氟氯烷烃（CFCs）替代品生产装置在国内规模最大，品种最全、是国内最大的替代品生产基地。同时，CDM（清洁发展机制）项目是世界上最大的项目之一。

油页岩开发利用约束因素分析

历史的长河，奔流不息。聚焦1983年至2003年，中国的改革开放大潮汹涌，波澜壮阔。在这不平凡的二十年里，中国石化历经国有企业改革的历练和市场经济大潮的洗礼，实现了历史性的跨越。

党的十一届三中全会开启我国改革开放的新纪元，神州大地万象更新，石化工业生机勃勃。为了用好一亿吨石油，集中力量办大事，1983年2月党中央、院决定组建中国石油化工总公司，对全国重要的炼油、石油化工和化纤企业实行集中领导、统筹规划、统一管理。同年7月12日，由全国各地39个企事业单位联合组建的中国石油化工总公司正式成立，我国石化工业由此进入一个崭新的发展时期。石化总公司成立后，以“改革、开发、振兴”为己任，充分发挥集团化联合优势，团结奋斗，开拓前进。一方面，广泛筹措资金，组织重点工程建设。到“七五”末，大庆、齐鲁、扬子、上海等30万吨乙烯工程和镇海、乌鲁木齐、宁夏等大化肥工程全部建成投产，洛阳、广州、镇海等炼油工程和上海石化二期工程相继建成投产。振兴石化的“第一战役”初战告捷。原油加工能力由9588万吨扩大到1.24亿吨，乙烯生产能力由59.5万吨扩大到182万吨，石油化工上了一个新台阶。同时，围绕消化、吸收引进技术，广泛开展装置等达标活动，并成功开发了具有同期国际水平的重油催化裂化、缓和加氢裂化、催化裂解等炼油工艺技术和乙烯裂解炉技术，重要装备和“三剂”国产化取得突破。另一方面，进一步推行改革，加强管理，提高经济效益。在集中统一管理的基础上，从人财物、产供销等方面赋予企业自主权，调动企业的积极性，增强了企业的活力。坚持和发扬优良传统，抓住基层建设不放松，建立并落实经济责任制，调动广大职工的积极性，夯实了企业管理的基础，保持了生产建设的稳定发展。到1990年，石化总公司圆满完成院批准下达的“三二九”承包任务（即在1985至1990年，总投入300亿元，总产出900亿元，1990年当年实现利税200亿元），为国家财政提供了积累，为企业发展积蓄了后劲，为振兴石化奠定了基础。

进入90年代，特别是党的十四大后，我国确立了建立社会主义市场经济体制的目标，国有企业改革确立了建立现代企业制度的方向，石化工业迎来了新的发展机遇。石化总公司围绕过好市场关，实行“两个根本性转变”，进一步深化改革，从严治内，加快建设支柱产业。在管理体制和经营机制上，实行集团化、国际化、多元化、股份化经营，进一步完善两级法人体制，扩大企业自主权，促进企业建立现代企业制度。上海、镇海、燕山、齐鲁、扬子等企业进行整体或局部改制，在境内外发行股票，募集资金，转换机制，促进发展。同时，加大劳动、人事和分配制度改革力度，推行全员劳动合同制，实行减员增效、下岗分流。在重点工程建设上，集中力量组织了振兴石化“第二战役”，建成了安庆腈纶、福建炼油、辽化二期、茂名乙烯、九江化肥和一批深度加工和储运设施项目；推广燕山乙烯、镇海炼油等改造的经验，完成了扬子、上海、齐鲁、大庆等乙烯改造，走出了一条消除“瓶颈”、以内涵发展为主的道路。在进入市场上，统筹利用国内外两个市场、两种，扩大加工进口原油，促进产销一体化，大力开发新产品，创造条件推动企业进入市场。在科技开发上，进一步加大科研投入，深化科技体制改革，组织“”科技攻关，内部扬长避短，外部取长补短，极大地促进了科技进步，到“九五”末，炼油技术基本可以立足国内，石油化工在消化、吸收的基础上自主创新，一批炼油、化工催化剂达到同期国际先进水平。在内部管理上，坚持“眼睛盯住市场，功夫下在现场”，加强以岗位责任制为基础的基层建设和以资金、成本管理为中心的专业管理，开展生产装置、专业和企业全面达标活动，进一步转机制、抓管理、练内功、增效益，推广邯郸钢铁厂和上海石化、镇海炼化等企业的经验，促进了企业管理整体水平上台阶。经过进一步改革、发展、提高，石化总公司整体实力进一步增强。

世纪之交，经济全球化进程加快，世界范围内的产业结构调整、资本重组此起彼伏，跨国公司实力更加强大。党的十五大后，党中央、院审时度势，决定对石油石化行业实施战略性改组。1998年7月，中国石油化工集团公司和中国石油天然气集团公司同时重组成立，分别实现了上下游、内外贸、产销一体化。这是我国石油石化工业发展史上的又一里程碑。

石化集团公司成立后，以改革为动力，以发展为主线，以市场为基础，进一步转变观念，转换机制，深化改革，加快发展，提高效益，向着建设具有国际竞争力企业集团的目标迈进。2000年2月，经过整体重组改制，石化集团公司集中主业和优质资产创立了中国石油化工股份有限公司。2000年10月和2001年8月，中国石化先后在境外、境内发行 H股和 A股，在纽约、香港、伦敦和上海上市，实现了股权结构的多元化，进入了国内外资本市场。2000 2002年，通过协议解除劳动合同、改制分流等途径，积极稳妥地推进减员增效，进一步提高了劳动生产率，改善了职工队伍结构。与此同时，根据一体化产业链、油价与国际市场接轨等新特点新变化，石化集团公司不断完善、营销、投资、科技和人才等发展战略，努力扩大、拓展市场、降本增效、严谨投资，大力提高经济效益，逐步调整产业结构，增强整体抗风险能力。油气勘探开发方面，东部老区连续6年实现储平衡有余，油气产量稳定提高，西部新区勘探取得战略性突破，序列得到改善。炼油化工方面，完成了加工含硫原油、成品油质量升级等炼油改造，特别是燕山、上海、扬子等乙烯第二轮改造，市场竞争力进一步增强。成品油销售方面，通过收购、新建、改造等方式，大力发展终端网络，市场竞争力显著增强。在我国加入世贸组织的新形势下，石化集团公司进一步扩大和加深与国外大公司的合作，一方面引入国外资金、先进技术和管理，合资建设世界级石化项目，加快自身产业升级，提高国际竞争力；另一方面“走出去”开发国外，开拓国际市场。

经过二十年改革发展，中国石化的经济实力不断壮大，市场竞争力逐渐增强。1983年的石化总公司，业务囿于炼油化工，资产总额210亿元，销售收入272亿元，实现利税107亿元。2002年的石化集团公司，已是勘探开发、炼油化工、油品营销一体化的能源化工公司，资产总额5769亿元，销售收入3780亿元，实现利税543亿元。2002年，石化集团公司位居美国《财富》杂志评选的全球500强企业第70位。

回首二十年发展历程，中国石化的每一步巨大跨越，都离不开党中央、院和有关部门的关心支持。二十年来，李人俊、陈锦华、盛华仁、李毅中、等同志和中国石化历届党组的同志一起，坚持与党中央保持高度一致，认真贯彻党的路线、方针、政策，讲政治，谋大局，牢记国有大企业的责任和办企业的社会主义方向，坚持加强党的建设和干部队伍建设，坚持贯彻全心全意依靠工人阶级的方针，充分发挥国有企业的政治优势，调动广大干部职工的积极性和创造性，取得了世人瞩目的业绩。

站在过去与未来的交会点上，回首往昔，我们备感自豪；放眼未来，我们满怀。中国石化二十年的辉煌成就，为今后的发展奠定了坚实基础。但是，对照发达国家的大公司尤其是超大型石油公司，中国石化的经济规模实力、科技创新能力、市场开拓能力、经营管理能力和持续盈利能力仍有较大的差距。在前进的道路上，中国石化既有难得的发展机遇，也有严峻的竞争考验。最大的机遇就是，党的十六大提出了全面建设小康社会的宏伟蓝图，国民经济将保持持续快速健康发展，为石油石化工业提供了无比广阔的市场空间。最大的挑战就是，我国加入世贸组织后，国内市场更加开放，国内企业将直接面对国外大公司的全方位竞争。关键是要善于抓住机遇，趋利避害，以更快的速度发展，缩小与国外大公司的差距，积极应对挑战，赢得竞争的主动权。目前，中国石化正在深入学习贯彻十六大精神和“三个代表”重要思想，按照全面建设小康社会的目标，调整完善今后的发展定位和中长期目标，坚持“改革、调整、创新、发展”的方针，从战略上和策略上取有效措施，不断提高国际竞争力。力争到2010年，把中国石化股份公司建成主业突出、资产优良、股权多元、科技创新、管理科学、财务严谨、具有国际竞争力的世界级一体化能源化工公司。存续企业适应市场经济要求，实现自立生存发展。与之相应，中国石化集团公司成为资产管理规范、高效、精干的国家授权投资的机构和国家控股公司。力争到2020年，把中国石化建成具有较强国际竞争力的跨国公司。

“雄关漫道真如铁，而今迈步从头越。”我们相信，中国石化在以同志为总书记的党下，高举理论伟大旗帜，全面贯彻“三个代表”重要思想，进一步解放思想，实事求是，与时俱进，开拓创新，一定能在提高国际竞争力的征程上，不断迈出新的步伐，创造新的辉煌，为全面建设小康社会，实现中华民族的伟大复兴，作出新的贡献。

中国石化走过的是不平凡的过去，迎接的将是更加美好的未来。

世界油页岩开发

油页岩开发利用约束条件主要有、经济、技术、环保和政策等。

(一)油页岩开发利用约束

约束包括储量基础、禀赋、地质条件、地理环境等各方面。

1.探明储量不足

有开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。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.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，露天开的油页岩矿要求含油率≥5%，地下开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，我国油页岩禀赋较差。全国油页岩平均含油率只有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%的不足70%，其中又有25%的含矿区其油页岩含油率≥5%的不足50%。

我国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，油页岩地质量之和占到全国的93.6%。但是，油页岩量占到全国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%的油页岩仅占34%左右。松南含矿区的油页岩至今未能开发利用。

因此，对我国来说，油页岩禀赋(或品位，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，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，开成本较高，但由于品位好，仍有开价值，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、丰度、地质复杂程度。

矿层少、厚度大的油页岩有利于开。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。对地面干馏而言，油页岩开深度一般要求小于500m。其中，埋深小于100m的油页岩矿适合于露，埋深在100～500m的油页岩矿适合于井工开。我国埋深在500m以浅的油页岩占65%，埋深在500～1000m的油页岩占到35%。适合于露开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。

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，导致我国油页岩丰度总体较低。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;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。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占到72.7%，总体来说有利于我国油页岩的勘探开发。但是，在我国油页岩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，这些地区的油页岩不利于开发利用。

图5－1 全国油页岩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，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;桦甸油页岩矿取井工开，页岩油每吨生产成本不到2500元人民币(折合52.5美元/桶);罗子沟油页岩矿取露天开，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，对于可露天开的油页岩，含油率下限定在5%以上，对于地下开的油页岩，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，将有利于矿产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，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，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，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

油页岩的开方式分地下开和露天开两种。无论是地下矿还是露天矿，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，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矿所扰乱。

用油页岩发电，除了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，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，吉林省国土厅建议把这些地区的油页岩作为战略储备起来。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《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、促进我国页岩油产业的发展起了很好的促进作用。但在《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。

我国现行政策对油页岩没有特殊规定，对油页岩的管理重视不够。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、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。

油页岩的开利用

油页岩工业开始于1838年的法国，至今已有170余年历史。油页岩的生产出现过3个高峰期：①二战期间石油需求量剧增，油价猛涨，不少国家兴起了油页岩开发热潮，20世纪50年代中国大力发展油页岩，油页岩油产量占全国石油产量的60%以上；②20世纪70年代石油危机爆发，油页岩开发利用又重新得到重视，美国、德国、巴西、日本、苏联等国家研究了各种油页岩干馏炼制油页岩油的方法，部分国家形成工业化生产规模，油页岩利用快速增长；③1980年出现第三个高峰，产量达到4500×104t左右，达到历史最高水平。1980年以后，随着常规石油的大量发现和开发，油价大幅下降，相对油页岩，天然石油质优价廉，油页岩的产量下滑，到2000年仅有1600×104t。进入21世纪，随着常规石油的发现与开发难度增大以及国际油价持续上涨，对油页岩开发利用的重视程度正在不断增强。爱沙尼亚、美国、约旦等国家在油页岩开发利用方面取得了较大进展，爱沙尼亚在油页岩综合开发利用方面最为成功。

中国开发利用油页岩也有70多年的历史，主要是提炼油页岩油、制煤气以及作为燃料直接燃烧，尤其是在油页岩油提炼方面积累了较丰富的技术经验。如辽宁抚顺油页岩工业始于1928年，1959年油页岩油产量达79×104t，为历史最高水平；其油页岩含油率5%～10%，探明储量41×108t；现在辽宁抚顺油页岩厂每年露天开500×104t油页岩，生产 10×104t 油页岩油。广东茂名油页岩最厚达 49m，平均含油 6%～8%，最高13.66%，热值3.9～6.2MJ/kg，探明储量55.15×108t。目前，中国油页岩的开发主要集中在辽宁抚顺、吉林桦甸、山东龙口等地，2011年油页岩油产量大约在75×104t以上，2012年之后油页岩油产量基本稳定在70×104t左右。

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直接开

直接开包括露天和井下两种开方式。露天开适合于埋藏较浅的矿床开，成本低，安全系数高，辽宁抚顺和广东茂名就是典型的例子。井下开有竖井、水平坑道矿两种方式，适合于埋藏较深的矿床。直接开是较原始的开方式，局限性比较大，对生态环境的破坏也十分严重，主要表现在三个方面：

一是生态及水质破坏严重。无论是露天矿还是井下矿，都需要把地下水位降低到含油页岩层的层位以下，开1立方米油页岩，一般需要抽出25立方米的地下水；矿水极大地增加了地表水、地下水中硫酸盐的含量。在巴西，油页岩矿长期破坏着矿山及其附近的生态平衡和水位水质的稳定。

二是灰渣污染严重。通过直接开得到的油页岩用于提炼页岩油或直接燃烧，产生大量灰渣，如果不回收利用则不仅会造成空气污染，且废弃灰渣占地面积大，其中金属元素和微量元素渗入地下水体，危害人们生产生活。

三是直接开占地较多，一旦开垦就无法完全修复。

地下转化工艺

地下转化工艺（ICP）是壳牌公司投入巨资研发出的开油页岩及其他非常规的专利技术，对开发深部油页岩尤其有利。ICP开油页岩的基本原理是在地下对油页岩矿层进行加热和裂解，促使其转化为高品质的油或气，再通过相关通道将油、气分别提取出来；将这些高品质的油（气）集到地面进行加工后，可生产出石脑油、煤油等成品油。该技术的突出优点是：提高了开发利用效率；减少了开过程中对生态环境的破坏，即少占地、无尾渣废料、无空气污染、少地下水污染及最大限度地减少有害副产品的产生。尽管该项技术现在还未完全商业化，但关键的工艺、设备等技术问题都已解决，并在美国科罗拉多州和加拿大阿尔伯特省进行了商业示范。按照2005年5月每桶原油开发成本计算，传统的干馏技术为20美元/桶，使用ICP技术生产成本为12美元/桶，ICP技术成本低于传统的干馏技术，该技术在油价高于25 美元/桶时可以盈利。中国吉林省油页岩丰富，但大部分埋藏于平原耕地之下，或者埋藏较深，吉林省地质矿产勘查开发局与壳牌勘探有限公司于2004年12月8日签署合作框架协议书，根据壳牌公司在北美ICP技术的研发及对吉林省油页岩的勘察情况，合资公司预计于2006年开始ICP技术商业示范，2010年后将开始全面商业运行。

油页岩的开方式经过近两个世纪的发展，已取得许多成功的经验，并在不断改进，成熟的开技术是油页岩工业崛起的有力保障。 国内主要用的抚顺干馏工艺，其他工艺大多处于试验阶段。技术水平整体较低，跟行业内技术研究多山公司、地方支持、研究周期和规模不大有关。07年国家发改委公布《产业结构调整指导目录（2007年木）》，表示在今后几年将从信贷、税收等方而大力支持油页岩、油砂等非常规能源的发展，产业技术发展有望突破。

随着技术进步和环保意识的增强，油页岩从单纯的能源利用发展到综合利用，极大地提高了利用率，降低了成本，减少了环境污染，为的可持续利用提供了保障。油页岩矿石出之后，最先是作为能源而被使用的，即干馏炼油和作为燃料。油页岩干馏后的页岩油可作为燃料油出售，也可以通过加氢精制和非加氢精制的方法生产轻柴油，提高页岩油附加值，精制后的重油作燃料使用。油页岩做燃料主要是用来发电，即直接用作锅炉燃料或进行低温干馏产生气体燃料而发电，还可用于供暖和长途运输。干馏和直接燃烧产生的灰渣和废气有不同的用途，灰渣可以用来充填矿井、制取水泥或陶粒、制砖等，现在有很多成功利用页岩废渣的技术；废气可以作为燃料燃烧产生蒸汽后供生产、生活使用，也可以循环利用，为油页岩的干馏提供热源。

油页岩的使用主要集中在提炼页岩油和发电上，因此干馏工艺和燃烧锅炉的发展直接影响着使用效果，降低成本、注重环保和充分利用的要求促进了油页岩利用技术的革新，主要表现在干馏工艺和燃烧锅炉的改进上。

干馏技术

目前，世界上许多国家都对油页岩干馏方法进行了研究，有的已形成工业化生产规模，中国、俄罗斯、爱沙尼亚的发生式炉及德国LR炉处理量小，油收率较低，工艺不先进，但投资少，适用于小规模的页岩炼油厂；爱沙尼亚Kiviter炉和美国TOSCO-Ⅱ炉处理量较大，投资中等，适用于中等规模的油页岩炼油厂；爱沙尼亚Galoter 、巴西Petrosix及澳大利亚Alberta-Taciuk炉处理量大，油收率高，产高热值煤气，投资高，适用于大、中型油页岩炼油厂。

油页岩悬浮燃烧与气化技术

油页岩作为燃料用于发电经历了漫长的研究开发过程，从油页岩悬浮燃烧与气化到油页岩流化床燃烧再到油页岩循环流化床燃烧，技术不断进步，效益不断提高，污染不断减少。

前苏联用悬浮燃烧方式直接利用油页岩燃烧发电，20世纪50至70年代先后在爱沙尼亚和波罗的海建立3座电厂，总装机容量为2415MW，所配锅炉出力为65～320吨/小时。但出现了很多问题：锅炉实际出力减小，炉膛结焦，受热面高温腐蚀，尾部受热面堵灰；SO2和NOX 排放量大，严重污染环境；制粉系统耗电量大，锅炉维修费用高，运行不经济；机组可靠性差，经常被迫停机，且停炉检修时很长等。

油页岩流化床燃烧技术

前苏联首次开发燃油页岩流化床锅炉，于20世纪80年代对爱沙尼亚、波罗的海电站锅炉进行了改造，广东茂名、辽宁抚顺也先后应用了油页岩流化床锅炉，其突出优点是减少了炉膛结焦的可能性，对流受热面上也没有严重积灰，烟气中NO及NO2含量小，燃烧过程中可以吸收大量硫，锅炉实际输出功率增大，飞灰不会粘污锅炉过热器和省煤器管束，锅炉热效率达70%以上。实践证明油页岩流化床燃烧发电在技术上是可行的，但效率较低、经济效益较差。

油页岩循环流化床燃烧技术

循环流化床燃烧技术（CFBC）有效地提高了油页岩的利用率和锅炉的热效率，减少了污染气体的排放。它是油页岩发电最有利的燃烧方式，具有良好的煤种适应性、低温燃烧、燃用宽筛分颗粒，SO2、NO及NO2的排放量非常低，锅炉的效率在80%以上，这些突出的优点给油页岩能源利用和油页岩燃烧发电技术注入了新的活力，带来了新的机遇。中国、以色列等国在油页岩循环流化床燃烧发电的能源利用研究方面取得了成功经验，1989年以色列建成首台半商业化油页岩循环流化床燃烧示范电站，用芬兰Ahlstrom公司的50吨/小时循环流化床锅炉。20世纪90年代以色列用230吨/时循环流化床锅炉建造一座燃用油页岩商业化电厂，1996年吉林省桦甸油页岩示范热电厂用3台东北电力学院研究制65吨/小时低倍率循环床油页岩电站锅炉，实现长期稳定运行。

油页岩的应用技术得到长足发展，给许多国家的经济发展做出了很大贡献。但不同国家油页岩主要用途差别较大，爱沙尼亚主要用来发电和提炼页岩油，近40年其电力生产的99%主要依赖于油页岩，巴西主要用作运输燃料，德国主要用于制造水泥和建筑材料，中国和澳大利亚主要用于提炼页岩油和用作燃料，俄罗斯和以色列主要用于发电。

预制菜趋势六：园区化——产业聚集、协同创新的必由之路

中国石化05年实现收入7991亿元，净利润396亿元，同别增长35%和22.6%，每股收益0.456元（香港会计准则0.472元），符合预期。但扣除非经常性损益后的净利润反而同比下降2.8%，主要是炼油业务受制于政策亏损较大。成品油定价机制改革对公司业绩的影响长期可以谨慎乐观，但短期甚难体现。作为A股市场旗帜性企业，公司股改日益迫近，可能支付的对价构成安全边际，维持推荐评级。

勘探开发一枝独秀。受益于原油价格高涨，2005年勘探开发业务实现经营收益469亿元，同比大增213亿元。原油产量基本稳定，平均实现销售价格2,665元／吨（约45.9美元／桶），同比增长36.2%；天然气产量提高14%，平均实现销售价格673元／千立方米，同比提高9.3%。上游经营收益占全部经营收益的比例达到70%。

炼油亏损大，营销和分销业务量增利减。2005年中国石化汽柴煤油产量增4.58%，但受制于成品油调价不到位，炼油事业部亏损较大，计入94亿元的补贴后仍有35亿元的经营亏损，较04年经营收益减少94亿元。炼油毛利1.32美元/桶，较2004年的3.86美元/桶下降2.54美元/桶，或65.8%。营销和分销业务量同比增10.5%，达到1.05亿吨，批发比例下降而零售比例提高，垄断优势显现。但全年经营收益下降43亿元，至104亿元，可视作系统内不同部门之间的补贴和转移。

化工业务规模继续扩张，但景气度下降。05年乙烯、合成树脂、合成橡胶、合成纤维的产量分别同比增长30.6%、22.3%、11.6%、11.7%，但石油价格暴涨对下游需求的抑制作用开始显现，多数石化产品毛利空间受到挤压，全年化工经营收益同比减少44亿元，四季度单季已经出现小幅亏损，毛利率从一季度的19%降到四季度的7%，景气度下降的特征比较明显。

股改迫近，维持推荐评级。长期估值受矿产税制、成本项目变化、上游发现、汇率、行业竞争格局演变影响远大于短期的炼油毛利变动。公司06年受益于成品油定价机制改革的程度较为有限。原油价格上升的收益增长与化工毛利的下降构成对冲，06、07年EPS0.47、0.50元，以10倍市盈率计，价格中枢5元附近，考虑对价预期，维持推荐－A评级。

一、上游业务地位突出

2005年中国石化勘探开发业务实现经营收益468亿，占全部经营收益的70%，地位较2004年更加突出。成品油价格管制使中国石化更像一只原油股。

二、炼油补贴后仍亏损35亿

中国石化2005年汽柴煤油产量同比增4.58%，但受制于成品油调价不到位，炼油事业部计入94亿元的补贴后仍有35亿元的经营亏损，较04年经营收益减少94亿元。炼油毛利1.32美元/桶，较2004年的3.86美元/桶下降2.54美元/桶，或65.8%。

三、营销板块通过内部价格调整补贴炼油导致部门收益下降，化工景气逐季下滑

营销和分销业务量同比增10.5%，达到1.05亿吨，批发比例下降而零售比例提高，垄断优势显现。但全年经营收益下降43亿元，至104亿元，可视作系统内不同部门之间的补贴和转移。

化工业务规模继续扩张，但景气度下降。05年乙烯、合成树脂、合成橡胶、合成纤维的产量分别同比增长30.6%、22.3%、11.6%、11.7%，但石油价格暴涨对下游需求的抑制作用开始显现，多数石化产品毛利空间受到挤压，全年化工经营收益同比减少44亿元，四季度单季已经出现小幅亏损，毛利率从一季度的19%降到四季度的7%，景气度下降趋势已成。

四、发现特大型整装海相天然气田

中国石化在川东北地区发现了迄今为止国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田——普光气田，探明储量2,510.71亿立方米，技术可储量1,883.04亿立方米，具备商业开发条件。规划到二零零八年实现商业气量40亿立方米/年以上，二零一零年实现商业气量80亿立方米/年，并配套建设川东北至山东济南的天然气管线。该气田的发现扩大了中国石化的天然气勘探领域，为未来增储上产创造了条件。

五、增加资本支出

2005年公司资本支出587亿元，其中勘探及开板块230.95亿元，炼油板块141.27亿元，甬沪宁进口原油管道已全面建成投用；营销及分销板块109.54亿元，西南成品油管道全线建成投用，通过新建、收购和改造加油站、油库进一步完善成品油销售网络，全年净增自营加油站786座，巩固了市场主导地位；化工板块资本支出93.86亿元，分别用于茂名乙烯扩建、上海石化和扬子石化的PTA改造、化肥原料煤代油改造；总部及其他资本支出人民币11.64亿元用于信息系统建设。另外，上海赛科和扬巴乙烯两大合资项目顺利投入商业运营，计入资本支出26.02亿元。

2006年资本支出人民币700亿元。其中：勘探及开板块298亿元，炼油板块146亿元，化工板块125亿元，营销及分销板块110亿元，总部及其它21亿元。

六、成品油定价机制改革启动

公司盈利受益于新机制的远景可以谨慎乐观，但短期存在相当不确定性。05年炼油业务亏损130亿元，与我们估计的120~150亿元相符，如果原油价格变动不大，3月26日的成品油价调整大致可令中石化的炼油业务盈亏平衡。但05年的WTI均价为56美元/桶，06年一季度已经较05年平均数上涨了12.9%，达到63.64美元/桶，米纳斯现货价较05年均价上涨的幅度更大，为22.9%，达到63.28美元/桶。按照油品定价机制配套改革方案的设计，这样的原油价格水平下中石化的炼油业务应处于盈亏平衡状态，如果原油价格不从目前位置回落，成品油出厂价未来仍需继续上调。

七、注意长期因素

目前市场对新成品油定价机制提升炼油利润从而带来炼油、炼化尤其是一体化公司估值上升的关注度高，而对一些从更根本、更长远角度影响公司估值的因素注意不足。实际上，炼油业务作为整个石油产业链的中间环节，其地位和重要性不仅低于上游的勘探开发，甚至也低于下游的渠道价值，05年三季度罕见的全球炼油高毛利不是一种可持续的常态。和加工制造环节所能提供的有限附加价值相比，矿产税制的显著调整、汇率的明显变动以及未来石化市场竞争格局的演化，更有可能从长远影响公司的估值，这些因素基本为负面。只有勘探开发的重现，才是能够从根本上显著提升公司价值的。

八、股改对价提供中短期安全边际

06年原油价格上升的收益扣除特别受益金后与化工毛利的下降构成对冲，预计06、07年EPS0.47、0.50元，以10倍市盈率计，价格中枢5元附近。作为旗帜性公司，股改日渐迫近，可能支付的对价提供了投资的安全边际，维持推荐－A评级。

钻井平台的发展简史

产业园这个概念，大家肯定不陌生，农业产业园、工业产业园、高新科技产业园等。

产业园在聚集产业、产业链上下游企业协同创新，产业的集约化发展等方面都具有重要意义。很多产业园也成了推动当地产业发展、经济发展的重要引擎。

预制菜产业园在2022年进入了火热时代，全国各地致力于发展预制菜产业的地方和一些龙头企业，都纷纷从政策、土地、资金等各个方面大力推动产业园的建设和发展。

预制菜产业园分类

1.根据创建的类型来看

建设：投资进行产业规划，投资平台公司进行产业园的建设和运营。

企业投资：预制菜龙头企业投资建设，给予一定的优惠政策，通过项目增加当地税收，提升产业影响。

联合建设：平台和企业联合投资，运营产业园区。

2.根据产业主题来看

蔬菜预制菜产业园

水产预制菜产业园

肉类预制菜产业园

全国产业园现状

全国产业园集群化建设热度不减，其中广东省建设11个预制菜产业园，河南打造国内首家预制菜全产业链工业园和中国（原阳）预制菜产业基地，山东寿光谋划建设蔬菜预制菜产业园、肉类预制菜产业园、水产预制菜产业园。重庆市梁平区更是提出了225000亩规划的中国（西部）预制菜产业园的大手笔。

潍坊市提出作为中国农业产业化经营的先行者，具备打造“ 中国预制菜之都 ”的产业氛围和基础。

寿光：提出要打造 预制菜产业第一城 。

肇庆高要 预制菜产业高地 、湛江 水产预制菜美食之都 、茂名滨海 海产品预制菜产业园区 、广州南沙预制菜进出口贸易区、佛山南海顺德 预制菜美食国际城 、潮州 预制菜世界美食之都 、江门全球 华侨预制菜集散 地及梅州、河源、惠州客家预制菜产业集聚区等

重庆梁平： 中国西部预制菜之都 ，建设了西部预制菜展览馆。

全国预制菜产业园区一览表

世界现代石油工业最早诞生于美国宾西法尼亚州的泰特斯维尔村。一个叫乔治·比尔斯的人于1855年请美国耶鲁大学西利曼教授对石油进行了化学分析，得出了石油能够通过加热蒸馏分离成几个部分，每个部分都含有碳和氢的成分，其中一种就是高质量的用以发光照明的油。1858年比尔斯请德雷克上校带人打井，1859年8月27日在钻至69英尺时，终于获得到了石油。从此，利用钻井获取石油、利用蒸馏法炼制煤油的技术真正实现了工业化，现代石油工业诞生了。　随着人类对石油研究的不断深入，到了20世纪，石油不仅成为现代社会最重要的能源材料，而且其五花八门的产品已经深入到人们生活的各个角落，被人们称为“黑色的金子”，“现代工业的血液”，极大地推动了人类现代文明的进程。高额的石油利润极大推动了石油勘探开活动，除了陆地石油勘探外，对于海洋石油的开发也日益深入。近海石油的勘探开发已有100多年的历史。18年，在美国加州Summer land滩的潮汐地带上首先架起一座76.2米长的木架，把钻机放在上面打井，这是世界上第一口海上钻井。1920年委内瑞拉搭制了木制平台进行钻井。1936年美国为了开发墨西哥湾陆上油田的延续部分，钻成功第一口海上油井并建造了木制结构生产平台，两年后，于1938年成功地开发了世界上第一个海洋油田。第二次世界大战后，木制结构平台改为钢管架平台。1964-1966年英国、挪威在水深超过100米、浪高达到30米、最高风速160千米/小时、气温至零下且有浮冰的恶劣条件下，成功地开发了北海油田。标志着人们开发海上油田的技术已臻成熟。目前已有80多个国家在近海开展石油商业活动，原油产量占世界石油总产量的30%左右。18年，在世界上第一口海上钻井的旁边，美国人威廉姆斯在同一个地方造了一座与海岸垂直的栈桥，钻机、井架等放在上面钻井。由于栈桥与陆地相连，物资供应就方便多了。另外，钻机在栈桥上可以随意浮动，从而在一个栈桥上可打许多口井。在海边搭架子，造栈桥基本上是陆地的延伸，与陆地钻井没有差别。能否远离岸边在更深的海里钻井呢？　1932年，美国得克萨斯公司造了一条钻井驳船“Mcbride”，上面放了几只锚，到路易斯安那州Plaquemines地区“Garden”岛湾中打井。这是人类第一次“浮船钻井”，即这个驳船在平静的海面上漂浮着，用锚固定进行钻井。但是由于船上装了许多设备物资器材，在钻井的时候，该驳船就坐到海底了。从此以后，就一直用这样的方式进行钻探。这就是第一艘坐底式钻井平台。同年，该公司按设计意图建造了一条坐底式钻井驳船“Gilliasso”。1933年这艘驳船在路易斯安那州Pelto湖打了“10号井”，钻井进尺5700英尺。以后的许多年，设计和制造了不同型号的许多坐底式钻井驳船，如1947年，john hayward设计的一条“布勒道20号”，平台支撑件高出驳船20多米，平台上备有动力设备、泵等。它的使用标志着现代海上钻井业的诞生。

由于经济原因，自升式钻井平台开始兴起，滨海钻井承包商们认识到在40英尺或更深的水中工作，升降系统的造价比坐底式船要低得多。自升式钻井平台的腿是可以升降的，不钻井时，把腿升高，平台坐到水面，拖船把平台拖到工区，然后使腿下降伸到海底，再加压，平台升到一定高度，脱离潮、浪、涌的影响，得以钻井。1954年，第一条自升式钻井船“迪龙一号”问世，12个圆柱形桩腿。随后几条自升式钻井平台，皆为多腿式。1956年造的“斯考皮号”平台是第一条三腿式的自升式平台，用电动机驱动小齿轮沿桩腿上的齿条升降船体，桩腿为×架式。1957年制造的“卡斯二号”是带有沉垫和4条圆柱形桩腿的平台。　随着钻井技术的提高，在一个钻井平台上可以打许多口井而钻井平台不必移动，特别是近海的开发井。这样，固定式平台也有发展。固定式平台就是建立永久性钻井平台，大都是钢结构，打桩，然后升出海面；也有些是水泥结构件。至今工作水深最深的固定平台是“Cognac”，它能站立在路易斯安那州近海318米水深处工作。

1953年，Cuss财团造成的“Submarex”钻井船是世界第一条钻井浮船，它由海军的一艘巡逻舰改装建成，在加州近海3000尺水深处打了一口取心井。1957年，“卡斯一号”钻井船改装完毕，长78米，宽12.5米，型深4.5米，吃水3米，总吨位3000吨，用6台锚机和6根钢缆把船系于浮筒上。用浮船钻井会带来一系列问题，由于波浪、潮汐至少给船带来三种运动，即漂移、摇晃、上下升沉，钻头随时可能离开井底，泥浆返回漏失，钻遇高压油气大直径的导管伸缩运动而不能耐高压等等。这样就把防喷器放到海底。该船首先使用简易的水下设备，从而把浮船钻井技术向前推进了一步。　浮船钻井的特点是比较灵活，移位快，能在深水中钻探，比较经济。但它的缺点是受风浪海况影响大，稳定性相对较差，给钻井带来困难。

1962年，壳牌石油公司用世界上第一艘“碧水一号”半潜式钻井船钻井成功。“碧水一号”原来是一条坐底式平台，工作水深23米。当时为了减少移位时间，该公司在吃水12米的半潜状态下拖航。在拖航过程中，发现此时平台稳定，可以钻井，这样就受到了启示，后把该平台改装成半潜式钻井平台。1964年7月，一条专门设计的半潜式平台“碧水二号”在加州开钻了。第一条三角形的半潜式平台是1963年完工的“海洋钻工号”，第二条是1965年完工的“赛德柯135”。

随着海上钻井的不断发展，人类把目光移向更深的海域。半潜式钻井平台就充分显示出它的优越性，在海况恶劣的北海，更是称雄，与之配套的水下钻井设备也有发展，从原来简单型逐渐趋于完善。半潜式钻井平台的定位一般都是用锚系定位的，而深海必须使用动力定位。第一条动力定位船是“Cussl”，能在12000英尺水深处工作，获取600英尺的岩心。以后出现了动力定位船“格洛玛·挑战者号”，它于1968年投入工作，一直用于大洋取心钻井。世界上真正用于海上石油勘探的第一条动力定位船是11年建成的“赛柯船445”钻井船，工作水深在动力定位时可达600米以上。　半潜式平台有自航和非自航的。动力定位船所配套的水下设备是无导向绳的水下钻井设备。后来，钻井平台又有新的型式出现。如张力腿平台和“Spar”。科学在进步，时代在发展，海上钻井技术也在飞速发展，人们现在已向更深的海域进军，无论是钻井井深、钻井水深、钻井效率都有新的世界纪录出现。

中国海洋钻井平台发展概况

中国石油工业起步比较晚，上世纪50年代末，当时的石油部领导提出了“上山下海，以陆推海”的海洋石油发展大略。1963年，在对海南岛和广西地质资料进行详尽分析的基础上，决定在南中国海建造海上石油平台。此后的2年间，广东茂名石油公司的专家们用土办法制成了中国第一座浮筒式钻井平台，在莺歌海渔村水道口外距海岸4公里处钻了3口探井，并在400米深的海底钻获了15升原油。1966年12月31日，中国的第一座正式海上平台在渤海下钻，并于1967年6月14日喜获工业油流，从此揭开了中国海洋石油勘探开发的序幕。

1981年地矿部为了开展海洋石油勘探，决定建设一台半潜式的海洋钻井船，取名叫“勘探三号”。年6月由上海708研究所、上海船厂、海洋地质调查局联合设计，上海船厂建造的中国第一座半潜式钻井平台—勘探3号建成。其后转战南北，共打出15口海底油、气井。它为发现中国东海平湖油气田残雪构造，作出了重要贡献。

“勘探3”号由一座箱式甲板（亦称平台甲板）6根大型立柱、一座高大井架和两只潜艇式的沉垫组成的半潜式钻井平台。从沉垫底部到平台的上甲板有35.2米高，相当于一座12层的高楼，如果算到井架顶部总高有100米，总长91米，总宽71米，工作排水量219910吨，工作吃水20米，平台上装有900项，8600多台件机电设备。平台甲板被6根直径9米的主柱高高地托在高空，远远看去像是一座岛屿。它除了包括钻井、泥浆、固井、防喷系统在内的全套钻探设备外，还配置了4组（8台）150吨的电动锚机，5组660千瓦的柴油发电机组。同时，船上还配有潜水钟和甲板减压舱组成的200米饱和潜水系统，防火、防爆和可燃性气体自动报警系统等现代化设备。“勘探3”号平台上设有地质楼、报务室、应急发电机室、水文气象室、中心控制室和居住室等现代化的生活设施，水电通讯一应齐全，甲板顶还有可供直升飞机起降的停机坪。

半潜式钻井平台具有优良的抗风浪性能和较大的可变载荷，并可在较深海域进行钻探作业。当时世界上只有少数几个国家能建造，而且造价昂贵。为了能设计出适应中国大陆架实际情况的半潜式钻井平台，3个单位的设计人员收集了大量的水文气象资料，并通过深入实际的调查研究，对5种方案进行了严格筛选，最后正式确定用矩形半潜式钻井平台的方案。其主要性能参数为；工作水深35～200米，最大钻井深度6000米。

年6月25日上午，“勘探3”号在中国最大的拖轮“德大”号的拖引下，离开上海港到东海温州湾外的海域进行各种性能试验。试验表明，“勘探3”号辐射状锚泊系统布置合理，十分适应该平台的精确定位和作业。其间“勘探3”号在试验的狂风巨浪中接受了中国船舶检验局和美国ABS船级社的入级签证，美国船级社的日籍验船师木下博敏把“勘探3”号称作为中国现代海上工程的标志。国外一般海洋钻探公司获悉中国有这样高质量的钻井平台后，纷纷前来探询租用或合资经营“勘探3”号钻探承包作业的可能性。

目前世界海洋石油的勘探开发主要集中在靠近陆地的称之为大陆边缘的部分。大陆边缘又分为大陆架、大陆坡和大陆隆三部分。中国大陆架是世界最宽的大陆架之一，总面积473万平方千米。据有关专家估计仅大陆架石油地质储量约250亿吨，天然气80000亿立方米。如果再考虑整个大陆边缘，其发展前景更不可限量。根据1994年的数据，中国海上集地震测线57万公里，打探井363口，发现油气构造88个，获得石油地质储量11.88亿吨、天然气地质储量1800亿立方米，年产量达到了647万吨。目前年产油量2500万吨，年产气量约50亿立方米。

2008年6月6日，中国石油天然气集团公司宣布：目前全球最大的座底式钻井平台——中油海三号座底式钻井平台安全抵达冀东南堡油田。该平台投用后，将大大提高中国石油滩海地区勘探开发的能力。中油海三号是由中国石油海洋公司与上海708所联合研制，由山海关造船厂制造。该平台长78.4米，宽41米，上甲板高20.9米，空船总重量5888吨，适合10米以内水深的海上作业，是目前全球最大的座底式钻井平台。中国石油海洋公司组建于2004年11月，2006年，公司在渤海湾三个油田海上钻完井17口，试油试11.2万吨，动用自有船舶8艘、外雇船舶19艘，安全完成了19次海上平台的拖航、移位。目前，中国石油海洋公司已拥有各类移动式平台七座，包括五座自升式钻井平台和两座生活平台，还有正在新加坡建造三座自升式钻井平台，预计将于2008—2009年间陆续完成。

目前中国正在设计、建造的超深水钻井平台（船）主要有：

一、由708所与上海外高桥造船厂设计、建造3000米工作水深的半潜式钻井平台。

二、中国船舶重工集团公司大连造船新厂建造了BG9000型4艘超深水半潜式钻井平台。

三、由中国与韩国合资的江苏韩通船舶重工有限公司承担建造、舍凡钻井公司（Sevan Drilling)拥有的“舍凡钻工（Sevan Driller)”号半潜式平台，工作水深达当前创世界纪录的12500英尺（3810米）；中部具有双井架的、钻深能力亦达当前创世界纪录的40000英尺（12200米）超深井钻机；是世界第一艘SSP（即舍凡稳定性（减摇）钻井平台）。

四、由上海船厂与美国Frontter公司签订于2007年3季末以后开始建造4-5万吨动力定位深水钻井船。

以上均是中国垮入超深水钻井平台建造的重要标志，目前中国在建造平台、船体吨位总量方面仅次于韩国而居世界第2位，但在自行设计建造用于平台、船上的主机、特别是浮式钻井专用设备方面几乎还是空白，这需要国内海洋装备企业瞄准世界顶尖水平继续努力。　 五、 “海洋石油981”是中国首次自主设计、建造的第六代3000米深水半潜式钻井平台，代表了当今世界海洋石油钻井平台技术的最高水平，堪称海工装备里的“航空母舰

2008年世界海洋工程装备市场概况

2008年．蓬勃发展的海洋工程装备制造业给萧条的船舶市场带来了一些惊喜。海工装备租赁市场的火爆不仅为海工企业带来了大量订单，也催生了一些像迪拜船厂这样的新船企。然而，受金融危机和油价下跌的双重夹击，世界海洋工程装备市场的发展前景仍然十分微妙。

2008年共有60套钻井装备成交，订造量再创近几年新高。这60套钻井装备包括自升式钻井平台26座、半潜式钻井平台15座、钻井船19艘。其中，深水装备占总订单量的比例从2007年的48%上升到2008~#的57%，成为投资重点。

自升式和半潜式钻井平台的建造主要集中在新加坡吉宝和胜科海事两大集团，其市场竞争优势明显。截至去年底，全球自升式钻井平台订单共计79座，而新加坡两大集团手持32座，市场占有率达41%；全球半潜式钻井平台订单共计55座，新加坡两大集团手持23座，市场占有率达42%。

钻井船订单则主要被韩国船企承揽。该市场在目前海洋工程装备建造领域是集中度最高的。截至2008年底，全球船企手持钻井船订单总计44艘，其中韩国四大船企（大宇、三星、现代重工、STX)手持订单达到41艘，市场占有率达93%。2008年，这四大船企更是包揽了全部订单。

中东地区近年来海洋开发逐渐升温，凭借多年积累的海工装备修理经验和优势，阿联酋船企迅速崛起，成为一支不可小觑的海工装备制造力量。在自升式钻井平台建造领域，目前阿联酋船企手持订单总数达21座，仅次于新加坡。

韩国占据FPSO新建市场的主导地位。截至2008年11月底，全球有超过7家建造商持有FPSO(包括FPSO新建和改装）的建造订单。从手持订单看，韩国依然占据FPSO新建领域的主导地位，三大船企（三星、现代、大宇）手持FPSO新建订单共计9艘，市场占有率达75%。三星重工是世界最大的FPSO建造厂商，目前手持7艘：FPSO订单，其中有4艘是FlexLNG公司订造的LNG—FPSO，目前全球仅三星重工在建造该型船。

从2008年下半年开始，愈演愈烈的全球金融危机对海工装备制造业的影响逐步显现。由于信贷紧缩、融资困难，一些海洋工程项目被迫推迟或取消，甚至出现了企业破产的情况。12月，要求海洋工程产品延期交付和订单取消的情况变得更加严重，多家海洋工程公司与新加坡吉宝集团协商取消订单。目前，新加坡吉宝集团已有价值4．5亿美元的1座半潜式钻井平台和1艘多用途工作船的订单被取消，另有2座自升式钻井平台订单还在协商。据报道，由于项目取消，已有一些原本用于改装FPSO的单壳油船被卖掉。

巴克莱公司最近发布的《全球勘探开发投资调查》表明，连续6年增长的全球油气勘探开发投资将在2009年减少12%，由2008年的4540亿美元减至4000亿美元，市场正在经历一轮大洗牌。