煤制氣產業發展成本是難題

Ⅰ 煤制氣、天然氣哪個劃算

煤制氣應該價來格低一些，自但按國家政策和發展方向來說，煤制氣因為不環保，可能隨時受限面臨停供的可能。再就是相比較而言，煤制氣毒性大一些。
但煤制氣、天然氣相比較液化石油氣而言就是價格便宜，差不多一年能省4-5百元吧。

Ⅱ 我國煤層氣產業發展中存在的主要問題

（一）煤層氣地質理論研究有待深入

我國的成煤和煤化作用地質條件復雜，在煤層氣成藏機理和高產富集規律等諸多方面存在理論問題，諸如：尚未建立起較成熟的煤層氣成藏理論，對煤層氣成藏的形成過程與非均質性需要深入分析，缺乏煤層氣藏儲量計算和評價方法，煤層氣藏數值模擬技術和氣藏描述方法與技術有待完善。

我國高階煤資源豐富、分布面廣，含氣量較大，但成煤年代早，煤層經歷的構造運動多，所受到的後期改造破壞程度大，煤層氣成藏和富集規律較為復雜，對高變質的無煙煤中獲得高產的煤層氣還缺乏深入的理論認識，因而無法對其他地區進行有效的預測。

在我國西部及內蒙古東部地區的含煤盆地分布著大量的低階煤，由於存在「低煤級煤層氣含量低，無開發價值」的片面認識，對低階煤的孔隙結構、吸附能力、生氣量和煤層氣賦存方式等缺少研究，對低煤級煤層氣井的高產氣能力（單井產量可達14000m³/d）還無法給以合理、科學的說明。

（二）勘探開發技術亟待提高

近年來，我國在瓦斯抽放理論與工程實踐方面取得了較大的進展，但目前我國礦井瓦斯平均抽出率僅有23%，而美國、澳大利亞等主要產煤國家的礦井瓦斯抽出率均在50%以上。抽放技術、抽放方法、抽放設備落後是我國抽放效果差的主要原因。如我國自行開發生產的鑽機遠不能滿足要求；鑽進工藝落後、鑽進設備不配套等。

長期以來，在煤層氣的勘探作業和地質研究中，各外國公司和國內大部分公司基本沿用了美國的勘探思路和方法。盡管我國已經取得了部分區塊煤層氣勘探開發試驗的成功，但諸如高煤級煤層和低含氣量厚煤層中的煤層氣開采技術，低滲透性構造煤儲層改造技術，油氣共伴生煤田煤層氣的開發技術，不同煤田類型採用的不同鑽井技術，煤層氣井壓裂技術中壓裂液對煤層的傷害，以及壓裂液成本高或壓裂效果欠佳的問題等，生搬硬套國外的經驗難以適應我國的地質情況，使得產氣效果不理想。

（三）勘探開發與科技投入不足

煤層氣產業是一種高投入、高風險的技術密集型產業，從培育新產業角度看來，政府投入過低。美國在1983～1995年煤層氣產業發展的早期，各種勘探費用總計達60多億美元。而我國最近十幾年中，包括政府、國內企業在內各個方面投入煤層氣勘探資金僅4億～5億元人民幣，時間跨度長，區域分布廣，投資力度小。1996年成立的煤層氣骨幹企業—中聯煤層氣有限責任公司，組建時只有1億元人民幣，每年國家專項經費僅有2000～3000萬元人民幣，投資力度小。

我國煤層氣開發從理論和技術方面都存在若干關鍵性難題，需要一定的科技投入解決基礎問題。美國政府在1983～1995年投入的煤層氣試驗研究經費累計超過4億美元。而我國迄今為止，國家層面對煤層氣科技投入累計不足3000萬元人民幣，而且分散到不同的單位，與煤層氣生產實際結合不緊密，難以起到促進產業發展的作用。

（四）煤層氣經濟性是影響產業發展的重要因素

由於煤層的儲集性能及力學特徵與常規砂岩等儲層有明顯不同，所以開發煤層氣與開發常規天然氣有很大差別。比如：常規天然氣通常是儲存在砂岩等儲層孔隙、裂縫中，儲存壓力很高，只要地層壓力得到釋放，天然氣即迅速逸出，而且日產氣量很高。與此相反，由於煤層氣通常吸附在煤基質顆粒表面上，儲存壓力很低，其壓力系數一般小於1。要開採煤層氣，必須把含在煤層中的水抽排出來，使煤層本身壓力降低，煤層氣才能從煤基質顆粒表面解吸逸出。即使煤層不含水，煤層氣的釋放過程也是極為緩慢的。通常煤層氣井初期日產量只有常規天然氣井日產量的1/10～1/20，這就是煤層氣日產量低、影響煤層氣生產經濟效益的地質原因。天然氣生產井從開始產量就很高，隨著時間的延續而迅速下降。天然氣井一般只需2～3年就能收回投資，正是由於天然氣井在開始幾年產量很高，通常是煤層氣的2～3倍，因而能給投資者在較短的時間帶來較高的回報率。煤層氣井則在開始的1～4年中產量是逐步增加並達到最大值，然後開始很緩慢地下降。煤層氣井的投資回收期較長，一般需10～20年時間。

（五）煤層氣產業發展扶持政策不足

煤層氣產業屬於技術密集型產業，具有高投入、高風險、單井產量低、投資回收期長的特點。由於在經濟上煤層氣生產短期內一般無法與常規天然氣生產競爭，所以，鼓勵煤層氣產業發展，亟需政府的大力扶持。美國1979年頒布著名的稅收補貼法規（《能源意外獲利法》第29條），規定在相當長的時期內，煤層氣生產的稅率不僅為零，還略有補貼。這項政策極大地激勵了企業投資開發煤層氣的積極性，因而煤層氣產業突飛猛進。雖然我國明確提出鼓勵煤層氣的開發利用，頒布了一些優惠的稅費政策，但在煤層氣產業發展初期，我國現行的煤層氣開發利用政策，只是比照常規天然氣通常做法，沒有出台更優惠、更適宜的激勵政策，在資金投入、稅收優惠、貸款、融資渠道和科技發展等方面缺乏一定的政策傾斜。

（六）煤層氣資源管理有待加強

煤層氣開發利用缺少國家統一規劃，管理體制和運行機制有待進一步理順。

從「十五」規劃開始，煤層氣的勘探開發規劃附列於煤炭和石油的規劃中，沒有專項煤層氣開發利用規劃，在目前的規劃管理、投資管理、項目實施的格局下，出現資金、項目無法配套落實的情況，規劃落實乏力，力量不集中，同時政府的導向目標不明確。

煤層氣的勘探開發缺乏探礦權、采礦權設置的保證。煤炭探礦權、采礦權由部、省兩級管理，煤層氣探礦權、采礦權則由國土資源部一級管理，由於缺乏協調、導致部分煤炭與煤層氣的探礦權、采礦權交叉重疊，致使相關部門、企業之間產生了利益沖突和管理許可權方面的分歧；由於急功近利，常常出現煤炭優先或排斥煤層氣探礦權、采礦權設置的現象，由此嚴重影響了煤層氣的勘探開發。

（七）長輸管網及基礎設施不足

我國煤層氣資源主要賦存於山西、陝西、內蒙和新疆地區，與東部經濟發達城市群的連接，缺乏長輸管網及基礎設施建設。在煤田范圍內，沒有適應的煤層氣管線，阻礙了煤層氣的開發利用。煤層氣可以與天然氣混輸混用，擁有共同的市場，但我國天然氣管網稀少，而且煤層氣利用天然氣管網混輸缺乏政策，這就使煤層氣資源與市場脫節，缺少市場需求對煤層氣的推動作用。從煤層氣發展成功的事例分析，管網和基礎設施的建設與市場的推動作用對發展煤層氣產業不可忽視。

Ⅲ 煤化工行業如何健康發展

前瞻《中國煤化工行抄業月度市場監測分析報告前瞻》最新數據顯示：2013年10月，我國精甲醇的產量為267.75萬噸，同比增長24.26%；1-10月，我國精甲醇的累計產量為2296.83萬噸，同比增長4.74%。
新型煤化工項目是我國煤炭工業結構調整的重要方向，這些項目多數集中在煤炭資源豐富，而生態環境又十分脆弱的北方地區，加之項目耗水量巨大，這些地區水資源又普遍短缺，給生態環境帶來不小壓力。在這種情況下，如果缺乏嚴格的論證和環境評估，很容易引起社會的不滿。
縱觀全局，盡管煤化工項目具有一定的環境風險，但也能帶來當地上下游配套產業的落地，提供就業機會、增加居民收入等。項目的實施除了信息公開透明外，最終還得尊重公眾的選擇權。

Ⅳ 為何說中國天然氣的成本缺乏競爭力

據報道，來近年來，隨著國源際原油價格的持續走低，天然氣價格也一路下跌，這對煤制天然氣企業無疑是雪上加霜，在目前各省最高天然氣門站價格下，現已投產的所有煤制天然氣項目的成本與售價均已倒掛。

業內人士表示，新疆慶華煤制氣成本約在1.5元/立方米，即每賣1立方米氣虧0.45元，按此測算，如果慶華煤制氣55億立方米/年項目全部建成投產，年虧損將達24.75億元，為此，業界呼籲政府高度重視對我國煤制天然氣產業的發展，研究其存在的困難和問題。

Ⅳ 「十三五」現代煤化工面臨哪些挑戰

現代煤化工產業，一度被認為是化解煤炭過剩、實現煤炭高效清潔利用的重要途徑。曾備受資本熱捧的現代煤化工如今卻面臨著如此窘境：前有低價油，後有頁岩氣;上有日趨嚴格的環保政策，下有難見起色的市場需求。煤化工項目高耗能、高耗水、高污染排放等問題也讓其備受爭議。近期，不少地方在「十三五」規劃中對現代煤化工的定位，也開始變得謹慎起來。那麼，「十三五」現代煤化工產業發展前景如何?面臨著哪些挑戰?究竟該如何實現突圍?中國化工報記者對此進行了采訪。
告別「大發展」 升級示範先行
「『十三五』現代煤化工不能再提『大發展』了。」這句話是記者在日前舉行的中國煤炭加工利用協會六屆四次理事會暨第九屆全國低階煤熱解提質及下游產品技術研討會上，聽到與會代表說得最多的一句話。
「『十二五』期間，現代煤化工的發展是石油和化工行業的最大亮點之一。從技術和產業規模看，我國現代煤化工已經走在了世界的前列。但是『十三五』期間，現代煤化工產業最應該注重的是發展質量而不是發展速度。」中國化學工程集團股份有限公司總工程師汪壽建說。
石油和化學工業規劃院副院長白頤也認為，「十三五」行業要重新認識現代煤化工，推動煤化工產業健康發展，而不能使其發展過熱。發展煤化工對於我國來說是一個長期戰略，無論油價漲跌，堅持煤炭資源清潔高效轉化的大方向始終不變。當前的市場困境，恰恰可以使已經有過熱苗頭的煤化工產業冷靜下來，重新審視和定位產業發展方向。
記者了解到，相比於昔日「逢煤必化」的發展沖動，如今煤化工行業已顯得更為冷靜和理性。比如，業界曾估算，2015年我國將形成煤制油產能1200萬噸，但是根據最新的行業數據，預計到2020年，我國煤制油產能將達1200萬噸，煤制天然氣產能將達200億立方米，煤制烯烴產能將達1600萬噸，煤制芳烴產能將達100萬噸，煤制乙二醇產能將達600萬噸，相比之前的規劃均有不同程度的縮水。
不少現代煤化工企業亦如此。今年1月，神華集團確定的「十三五」發展目標中，提出將現代煤制油化工產業建設成為行業升級示範標桿，主要煤化工產品中，油品583萬噸、合成樹脂366萬噸、甲醇554萬噸。
對此，白頤認為，「十三五」期間我國現代煤化工應該做好三件事一是研究低油價條件下的發展機會成本和競爭力;二是加大各項技術創新和工藝優化的力度，提高發展效率;三是完善和落實可持續發展措施，注重資源保護、環保和節能。
采訪中，不少業內人士表示，目前現代煤化工發展遭遇困境，與其本身工藝技術還不夠成熟不無關系，因此，「十三五」行業還應該以示範為主，並需要進一步升級示範。
中國煤炭加工利用協會理事長張紹強認為，投資大、水資源消耗大、碳排放強度大、對原料要求比較苛刻等，都是現代煤化工行業現存的問題。對此，業內要有清醒的認識，而不應該只盯著「高大上」的那幾條工藝路線。
張紹強提出，「十三五」期間，要科學規劃現代煤化工產業布局。總結煤制油、煤制烯烴、煤制氣等示範工程取得的經驗。深入研究煤質與氣化爐的適應性，開展高富油、高揮發分低階煤節水型干餾提質、高硫煤化工、新型催化劑等關鍵技術攻關，提高設備運行的穩定性和可靠性。有序建設一批大型煤制油、煤制烯烴、煤制氣等示範項目，推進具有自主知識產權的煤炭間接液化技術研發示範和產業化進程，加大煤炭轉化力度，推動煤炭由燃料向原料與燃料並重轉變，提高煤炭對國家能源安全的保障能力。
汪壽建認為，「十三五」期間，現代煤化工產業應圍繞能效、環保、節水及技術裝備自主化等內容開展產業化升級示範工程，依託示範項目不斷完善現代煤化工自主創新升級技術，加快轉變煤炭清潔利用方式，為煤炭綠色化綜合利用提供堅強支持。
汪壽建告訴記者，「十三五」期間要有序推進現代煤化工產業化、技術升級示範工程，規范標定評價工作，做好三個有數。一是掌握標定示範工程物耗、能耗、水耗以及「三廢」排放等主要指標，如示範工程能源轉化效率和二氧化硫、氮氧化物及二氧化碳排放強度;二是掌握示範工程的生產負荷等各機組及轉動設備運行情況、產品品種及質量指標、安全環保措施、投資強度及經濟效益，判斷以上指標是否達到設計值;三是掌握示範工程運行經驗並總結查找分析存在的問題，為進一步優化操作和技術升級改造提供可靠的數據依據。
面臨五大挑戰 低油價最頭痛
現代煤化工產業未來發展仍然面臨諸多挑戰，這是與會代表們所達成的共識。汪壽建將現代煤化工產業所面臨的挑戰歸納為五個方面。
一是煤化工規劃布局制約問題。「十三五」期間，國家對現代煤化工項目的布局有嚴格的要求，要優先布局在有煤炭資源的開發區和重點開發區，優先選擇在水資源相對豐富、環境容量較好的地區進行布局，並符合環境保護規劃;對沒有環境容量的地區布局現代煤化工項目，要先期開展經濟結構調整、煤炭消費等量或減量替代等措施騰出環境容量，並採用先進工藝技術和污染控制技術，最大限度減少污染物的排放。
二是水資源利用瓶頸問題。我國煤炭資源和水資源分布不匹配。主要煤炭產地和煤化工項目基地多分布在水資源相對匱乏、環境相對脆弱的地區。由於煤化工要消耗大量的水資源，主要用於工藝蒸汽用水獲取氫源、循環冷卻水蒸發或跑冒滴漏損失需要系統補充水、除鹽水補充水及生活用水等。同時產生大量廢水，對環境產生巨大威脅。
「若不採取確實可行的節水措施，如開式循環冷卻水系統節水技術、空冷技術、閉式冷凝液回收技術、水的梯級利用及重復利用等措施，單位水耗和廢水排放量降不下來，布局的煤化工項目就會成為泡影。」汪壽建說。
三是環境排放污染問題。此前，我國現代煤化工由於廢水不達標排放，或者排放標准過低，出現了一些「三廢」排放污染環境、污染水源和沙漠的事件。目前高濃鹽水和有機廢水的處理回收技術還沒有得到很好的解決。大量的二氧化碳排放也是產業發展不容迴避的問題，如何綜合利用如捕集、驅油和埋存，相關問題還有待於探索和完善。
「今年年初，環保部發布的《關於華電榆橫煤基芳烴項目環境影響報告書審批許可權的復函》指出，華電榆橫煤基芳烴項目包括年產300萬噸的煤制甲醇裝置環境影響評價文件將由環保部直接審批。這說明，從2014年開工以來，目前華電榆橫煤基芳烴項目還沒有通過環保部環評。這也從側面說明了現代煤化工環評難。」汪壽建說。
四是產品同質化問題。現代煤化工產業起步時間短、研發時間不長，加上投入資源有限，核心裝備技術又不能完全掌握，導致煤化工的中間產品雷同現象比較嚴重。產業鏈也做不長，不少終端產品是低附加值產品，比如聚乙烯、聚丙烯等，產業競爭力不強。若不走差異化的發展道路，現代煤化工產業還將形成新一輪的產能過剩。
五是低價油氣沖擊經濟性問題。在高油氣價格的前提下，現代煤化工的競爭力毋庸置疑。但是到了低油氣價階段，如油價在每桶60美元、50美元以下的時候，煤化工成本優勢遇到了極大的挑戰。如何採取應對措施扶持政策，是行業和有關部門必須考慮的問題。
在業內人士看來，「十三五」現代煤化工面臨的諸多挑戰中，首當其沖的便是油價問題。
近日，國際原油期貨價格跌至12年來新低點。對此，不少分析機構預計，整個「十三五」期間國際油價都將保持在中低位。
白頤表示，預計「十三五」期間，石油價格大部分時間將保持在每桶50～70美元，前3年價格會低一些，後2年價格會上漲一些，但是也有分析機構預計的油價更低。這說明，現代煤化工產業很可能將長期受到低油價的沖擊。
新型煤化工包括煤制油、煤制氣、煤制烯烴、煤制芳烴、煤制乙二醇等，白頤指出，這些工藝產品對油價的承受能力各不相同。
煤價在每噸200～300元的情況下，煤制油項目可承受每桶70～80美元的油價，若煤制油項目享受30%稅費優惠，則可承受每桶60～70美元的油價。
煤制天然氣方面，目前世界各地區天然氣定價機制存在顯著差異，氣價與油價脫鉤已逐漸成為世界天然氣貿易定價的新趨勢，我國煤制天然氣與油價不完全掛鉤，所以煤制天然氣項目更多的不是考慮油價，而是考慮目標市場和運輸途徑。
煤制烯烴方面，在煤炭價格每噸200～300元的情況下，新建煤/甲醇制烯烴項目可承受每桶70～80美元的油價，已建煤或甲醇制烯烴項目的承受能力(按照邊際成本考慮)可承受每桶50～55美元的油價。價格和市場環境是煤制烯烴企業必須考慮的因素。白頤認為，東部地區項目將主要面臨海外低價原料產品的沖擊，如果項目在東部地區，船運費用較低，就要考慮國外產品的競爭;項目要是在西部煤炭產地，就要考慮液體運輸半徑和消費能力，盡可能在周邊解決銷售問題。此外，煤制烯烴除了生產聚丙烯、聚乙烯等通用產品外，產品還要往高端和精細化學品方向發展。
由於項目投資高，煤制芳烴項目對原油價格下降的承受能力略低於煤制烯烴，而且PX不宜長距離運輸、PTA產能過剩，白頤建議企業在進行布點時充分考慮產業鏈銜接。
煤制乙二醇項目還無法與乙烷路線工藝競爭，因此新建項目應盡可能分布在中西部地區，目標市場控制在一定銷售半徑內，以產業鏈形式發展。
突圍需靠創新 瞄準成套技術
業內人士普遍認為，在當前的形勢下，技術創新依然是現代煤化工行業實現困境突圍的重要途徑。業內專家認為，在示範階段，應在煤炭分質高效利用、資源能源耦合利用、污染控制技術(如廢水處理技術、廢水處置方案、結晶鹽利用與處置方案等)等方面承擔環保示範任務，並提出示範技術達不到預期效果的應對措施;同時嚴格限制將加工工藝、污染防治技術或綜合利用技術尚不成熟的高含鋁、砷、氟、油及其他稀有元素的煤種作為原料煤和燃料煤。
技術創新不僅在於原創性發明，更在於具有重大應用價值的技術集成。汪壽建表示，「十三五」期間，應通過對煤化工單項工藝技術、工程技術和信息技術的重組，獲得具有統一整體功能的全新成套技術，並努力形成現代煤化工的品牌;要進一步加大核心工藝技術、工程技術和環保技術的創新力度，在關鍵及核心技術方面取得突破;煤化工項目應創新工藝技術、工程技術和環保節能減排技術，項目建設規模應符合國家產業政策要求，採用能源轉換率高、污染物排放強度低的升級工藝技術，並確保原料煤質相對穩定。
在汪壽建看來，有四類技術是構成「十三五」現代煤化工生存和發展的關鍵。
一是現代煤化工污染物控制技術(「三廢」處理排放及廢棄物回收利用環保技術、節能技術和節水技術);二是現代煤化工核心工藝示範升級創新技術(煤氣化、合成氣凈化、合成、煤質分質分級綜合利用技術);三是現代煤化工後續產品鏈技術(合成材料、合成樹脂、合成橡膠等高端化學新材料技術以及精細化學品專業化、高附加值化技術);四是現代煤化工耦合集成技術(產品耦合技術、催化劑技術、多領域多元節能信息控制技術耦合和國產大型裝備技術)。
「第一類解決環保問題，第二類解決生存問題，第三類解決同質化問題，第四類解決現代煤化工智能競爭力問題。這些技術都有很大的創新空間，等待行業去開拓。」汪壽建說。
白頤介紹說，在熱解提質技術方面，行業要注重規模化應用的工業熱解反應設備開發，裝備和自控的系統集成和整體提升，熱解產品深加工技術開發，配套的環保節能技術的應用和創新;在煤氣化技術方面，要開發安全環保、可靠性強、效率高、消耗小、適應性強的技術，對煤種、煤質的適應性強(如高灰熔點)的氣化技術，煤氣化新工藝如催化氣化工藝、共氣化、地下氣化等，開發國產大型煤氣化裝備，超高溫3000～4000噸/天的大型氣化爐，大型粉煤輸送泵，煤氣化廢水處理技術。
在煤間接液化領域，要注重新型催化劑技術開發，產品要向特種油品、精細化學品方向發展，工藝向系統優化集成方向發展，關鍵技術裝置向大型化、低能耗方向發展。在煤制天然氣領域，要注重國產甲烷化工藝的優化及工業化、新型甲烷化反應器技術，創新國產催化劑的工業化應用，提高壽命、耐高溫特性，注重節能降耗、余熱利用。甲醇制烯烴領域，要注重催化劑改性、工藝條件和反應器優化、產品分離工藝，加強下游產品技術開發，減少同質化，優化原料結構，廢水處理，節能降耗等。甲醇制芳烴領域，要注重國產技術的工業化驗證，加強關鍵技術優化、提高芳烴產率、芳烴技術集成、煤制芳烴技術多元化、反應設備及優化。甲醇制汽油領域，要注重提高國產催化劑的活性、壽命、選擇性，加強大型化反應器開發。工藝系統優化、副產物集成利用。
北京凱瑞英科技股份有限公司總經理唐強博士認為，以甲醇為原料生產聚甲氧基二甲醚(DMMn)，將DMMn用作柴油調和組分，能明顯減少污染物排放，提升油品質量，可以利用我國已經過剩的甲醇，替代部分油品，是「十三五」現代煤化工產品多元化的發展方向之一。該公司與清華大學、山東玉皇化工集團合作，已經開發全球首個萬噸級DMMn生產裝置，並通過鑒定，總體技術處於國際領先水平。目前，90萬噸DMMn生產項目已被列為山東省重點建設項目，一期30萬噸裝置設備加工安裝及現場建設工作已經啟動。「我國目前柴油年消費量超過1.6億噸，如果DMMn能替代20%柴油，其年需求量將超過3000萬噸，市場空間十分廣闊。」唐強告訴記者。
來源：中國化工報

Ⅵ 煤制氣和傳統城市煤氣的區別

目前市面上的燃氣分為：天然氣 氣田氣 石油伴生氣 凝析氣田氣 煤層氣 頁岩氣 人工燃氣 液化氣 生物質氣
煤制氣與焦爐煤氣同屬於人工燃氣
那什麼是煤制氣？
煤制氣：以煤為原料經過加壓氣化後，脫硫提純製得的含有可燃組分的氣體。根據加工方法、煤氣性質和用途分為：煤氣化得到的是水煤氣、半水煤氣、空氣煤氣 (或稱發生爐煤氣) ，這些煤氣的發熱值較低，故又統稱為低熱值煤氣；煤干餾法中焦化得到的氣體稱為焦爐煤氣，屬於中熱值煤氣，可供城市作民用燃料。
化學結構：
（1）主要成分：CO2、CO、H2、CH4、H2O、H2S、N2、焦油、油、石腦油、酚、腐植酸等

（2）含量：H2,38%:CO,17%:CO2,29%:O2,小於0.4:N2+Ar,0.5:CH4,13%:H2S,0.4%
那什麼是焦爐煤氣？
焦爐煤氣：又稱焦爐氣，由於可燃成分多，屬於高熱值煤氣，粗煤氣或荒煤氣。用幾種煙煤配製成煉焦用煤，在煉焦爐中經過高溫干餾後，在產出焦炭和焦油產品的同時所產生的一種可燃性氣體，是煉焦工業的副產品。
化學結構：
（1）主要成分：H2、CH4、CO、CO2、N2、O2、cmhn
（2）含量：H2（55~60%），CH4（23~27%），CO（5~8%），CO2（1.5~3.0%）
N2（3~7%），O2（<0.5%），cmhn(2~4%)
那什麼是天然氣？
天然氣：是一種多組分的混合氣態化石燃料，主要成分是烷烴，其中甲烷占絕大多數，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷。它主要存在於油田、氣田、煤層和頁岩層。天然氣燃燒後無廢渣、廢水產生，相較煤炭、石油等能源有使用安全、熱值高、潔凈等優勢。
化學結構：
（1）主要成分：烷烴、氮
（2）含量：烷烴（93%-97%）氮（3%-7%）
新投資的這些煤制氣項目和傳統城市煤氣有什麼區別
煤制氣符合國家「高碳能源低碳化利用」的能源發展戰略，對實現煤炭資源的清潔利用意義重大，因此，只要規避好原料煤炭的風險，達到節能減排的硬性要求。出現煤制氣投資熱的原因在於市場需求和有利可圖。目前我國天然氣需求旺盛，供應存在巨大缺口，這是煤制氣項目發展的市場基礎。估計我國天然氣缺口在今年和
2020年會分別達到200億和900億立方米。為此，我國謀求從國外大量進口液化天然氣和管道天然氣，但問題是進口氣的價格較高，如西氣東輸二線抵境價
格在每立方米2元以上。以目前的煤價，煤制氣的生產成本比國產和進口天然氣要低10%－20%，利潤空間高於天然氣，這是企業投資的直接驅動力。另外，與
其他煤基燃料技術路線相比，煤制天然氣的能量轉換效率較高，耗水量較低，二氧化碳排放量較少，技術也比煤制油成熟、易得，這是各地積極上馬煤制氣項目的重要原因。煤制氣是將含碳量高的煤炭資源加工轉化成清潔高效低碳的天然氣，因此應歸類於新能源產業，符合國家「高碳能源低碳化利用」的能源發展戰略，對實現煤炭資源的清潔利用意義重大，特別是對於富煤缺水、運輸不便的西部地區更加重要。因此，只要能實現科學發展就無可厚非。
總體來說國家謀求煤制氣產業主要就是縮小天然氣缺口降低用氣成本，同時也可以去到開發建設西部地區的經濟！煤制氣取代焦爐氣與天然氣共存是符合目前的國情的！

Ⅶ 如何設立煤制氣公司、與投資煤制氣項目相關的法規有哪些急!急!急!分不是問題，多答一些多給附加分!!

一）GDP能耗基本情況

1、2006年上半年全國單位GDP能耗公報發布

2006年上半年，全國單位GDP能耗同比上升0.8%。從主要行業單位增加值能耗看，煤炭上升5.5%，石油石化上升8.7%，鋼鐵下降1.2%，有色上升0.4%，建材下降4.5%，化工下降5.0%，紡織下降5.5%，電力上升0.8%。

總的來看，當前各地區、各主要行業節能降耗形勢仍不容樂觀，完成今年節能降耗目標任務仍十分艱巨。為此，各地區、各部門要按照國務院要求，認真落實節能目標責任制，大力推進結構調整，著力抓好重點領域節能及十大節能工程，抓好重點耗能企業的節能管理，完善節能保障機制等各項措施，努力實現全年節能降耗目標。

（來源：國家發展與改革委員會網站）

2、單位GDP能耗為何不降反升

盡管國家首次明確提出今年單位GDP能耗降低4％左右的約束性發展指標、節能降耗措施今年以來密集出台，半年內就安排5．4億元國債資金支持了98個重點節能項目，可1日公布的最新能耗統計數據讓人頗感意外。

上半年，全國能耗增長仍快於經濟增長，單位GDP能耗不降反升0．8％，煤炭、石油石化、有色金屬、電力等行業能耗水平均有所上升。

事實上，合計佔全國能源比重80％的原煤產量、發電量上半年分別同比增長12．8％和12％，增速分別比上半年經濟增速高出1．7個百分點和1．1個百分點。總體看，今年實現節能降耗目標難度較大，節能降耗形勢十分嚴峻。

在現有粗放型經濟增長方式和不合理產業結構的背景下，固定資產投資特別是工業投資的高速增長，必然帶來能耗的高速增長。這是上半年單位GDP能耗不降反升的根本原因。

上半年，全國城鎮固定資產投資增長31．3％，比近年平均增幅高出6個百分點。我國工業能耗約佔全社會能耗的70％，而上半年以工業為主的第二產業增長13．2％，超出經濟增速2．3個百分點。進入二季度，工業生產更是逐月提速，6月份增速高達19．5％，幾乎是經濟增速的一倍。與此形成鮮明對比的是，能耗較低的第一產業、第三產業上半年僅分別增長5．1％和9．4％。

一個比較典型的例子是山東。近年來，山東省規模以上工業一直保持較高增長，從去年一季度開始，山東規模以上工業總量躍居全國第一。與此相伴的是，這個能源大省一舉變成能源凈輸入省。山東省有關部門分析認為，這其中的主要原因就是「工業能耗的急劇增加」。

「要保持經濟持續快速增長，這種粗放型的增長方式已經難以為繼。」國家發展和改革委員會能源研究所所長周大地說。

單位GDP能耗不降反升的另一個重要原因是，在電力供需矛盾有所緩解的情況下，部分地區又開始盲目追求GDP增長，高能耗行業和企業再度抬頭，成為推動能耗上升的主力軍。

分析一下國家統計局等此前發布的我國第一份能耗公報，不難看出，從東部到西部，單位GDP能耗整體上呈現出逐步遞增並拉大差距的趨勢。專家分析，這與西部省份發展較多依賴能源、原材料消耗較大的重工業不無關系。

宏觀統計結果是這樣的：上半年，高耗能的重工業增長18．5％，比經濟增速高出7．6個百分點；在能耗較高的製造業中，近三分之二的行業投資增速超過40％；煤炭開采及洗選業、電力熱力生產與供應、石油與天然氣開采業、非金屬礦采選等高能耗、高污染項目成為上半年投資高增長的主要拉動力。

鋼鐵行業的GDP權重僅為3．14％，可在全國能耗總量中的份額卻高達15％。這個能耗大戶上半年繼續保持高增長態勢，鋼材產量增長25．78％。中國鋼鐵工業協會常務副會長羅冰生警告說，這種增長過快的狀況應當引起注意，控制產能過快增長、加快淘汰落後產能仍是當前的重要任務。

除上述兩個結構性原因外，節能降耗方面長期以來存在的技術性、制度性等問題也是分析上半年單位GDP能耗不降反升時值得注意的因素。朱宏任認為，我國能源技術落後，能源效率明顯偏低，能源開發利用的重大核心裝備仍不能自主設計製造，節能降耗、污染治理等技術的應用還不廣泛。

我國目前火電平均供電煤耗比國際先進水平高出20％以上。如果每度電的供電煤耗下降10克標准煤，全國一年可少消耗2000萬噸標准煤。國電集團電力發展股份有限公司總工程師劉建民說，國產同類型發電機組的煤耗比發達國家高出不少，單純從技術角度分析，國產發電機組節能降耗還有較大潛力。

據鋼鐵行業的專家介紹，與國際先進水平相比，總體上看我國鋼鐵工業能耗水平存在20％左右的差距。其中，大中型鋼鐵企業能耗總水平比國際先進水平高出10％左右，中小型鋼鐵企業能耗水平差距大約在50％左右。

單位GDP能耗不降反升的嚴峻形勢已引起各方高度關注。近日，國務院常務會議討論並原則通過《國務院關於加強節能工作的決定》，並提出著力抓好的六項節能工作；發改委與30個省級人民政府簽訂節能目標責任書，能耗標准將成為政府核准項目的強制性門檻，中央財政將理順能源產品價格，抑制能源低成本消費，建設部門將在北京評選「十大不節能建築」，只要真正把這一系列節能降耗措施落到實處，全年單位GDP能耗降低4％左右的目標就不會太遙遠。（來源：新華網）

3、廣東上半年能耗再降 單位GDP能耗同比下降2．7％

廣東省統計局負責人透露，去年能耗創全國最低水平的廣東今年上半年再傳捷報——單位GDP能耗、單位GDP電耗、單位工業增加值能耗3項指標繼續下降，分別比上年同期下降2．7％、2．2％和2．7％，預計今年全年單位GDP能耗可下降3％。

廣東單位能耗呈下降趨勢，主要得益於經濟增長方式的轉變和產業結構的優化升級。近年來，廣東逐步形成以高新技術產業為先導、服務業快速協調發展的新格局。今年上半年，廣東三大新興支柱產業之一的電子信息業表現十分出色，同比增長31．7％，提高了13．7個百分點，而冶金、建材、陶瓷、印染、造紙、火電等高耗能產業在工業中的比重不斷降低。

今年以來，廣東在全社會強化節能管理，大力抓好鋼鐵、電力、石化、化工和建材等高耗能行業和企業的節能工作，對超過行業耗能限額標準的企業強制採取節能降耗措施，並根據產業政策，逐步淘汰高污染、高耗能的落後生產能力，關停並轉一批小化肥、小冶煉及小水泥。

廣東實施一批節能重點工程，推動節約和替代石油、熱電聯產、余熱利用、建築節能、政府機構節能、綠色照明、能源利用監測能力建設等重大節能工程建設。在廣州、深圳、佛山、東莞、江門、汕頭等6個城市開展創建節約型城市試點工作。

廣東省決定，從今年起建立和實施單位GDP能耗指標公報制度，通過定期公布各市能耗水平，把節能降耗納入經濟社會發展的考核體系，推動全省節能降耗工作再上新台階。全省第一份能耗公報已於7月公布。同時，廣東正加緊編制《廣東省循環經濟發展總體規劃》及節能、節水、節地、環保產業等專項規劃，開展《廣東省循環經濟促進條例》前期調研，建立健全發展循環經濟的政策法規體系。（來源：《人民日報》 2006年8月8日第1版）

（二）能源供給、能耗消費與節能狀況

1、我國能源資源的狀況

中國自然資源總量排世界第七位，能源資源總量約4萬噸標准煤居世界第三位。中國煤炭保有儲量為10024.9億噸，但精查可采儲量只有893億噸，石油的資源量為930億噸，天然氣的資源量為38萬億立方米，現己探明的石油和天然氣儲量只佔資源量的約20％和約6％，僅夠開采幾十年；煤層氣資源量為35萬億立方米，相當於450億噸標准煤，排世界第三位，但尚未成規模開發利用。因此，我國常規能源資源並不豐富，應建立正確的「資源意識」，並具有相應的「憂患意識」。

我國可再生能源資源豐富，但是我國人口眾多，能源資源相對匱乏。我國人口佔世界總人口20％；已探明的煤炭儲量佔世界儲量的11%、原油佔2.4%、天然氣僅佔1.2％。人均能源資源佔有量不到世界平均水平的一半，石油僅為十分之一。我國已成為世界上第三大能源生產國和第二大能源消費國。我國1998年一次能源生產量為12.4億噸標准煤，能源消費量為13.6億噸標准煤（不包括農村非商品生活能源消費二億噸標准煤），約為世界能源消費量的10%；人均能源消費量僅為1.165噸標准煤，居世界第89位，不足世界人均能源消費水平2.4噸標准煤的一半，是發達國家的1/5～1/10（歐洲及獨聯體人均能源消費量為5噸標准煤，北美人均能源消費量超過10噸標准煤）。目前我國人均擁有發電裝機僅0.222KW，人均發電量為927kwh，約為世界平均水平的一半，為發達國家的1／6～1／10。隨著我國經濟的快速發展和人民生活水平的不斷提高，我國年人均能源消費量將逐年增加，專家預計，到2040年將達到2.38噸標准煤左右，相當於目前世界平均值，遠低於發達國家目前的水平。人均常規能源資源相對不足，是中國經濟、社會可持續發展的一個限制因素，尤其是石油和天然氣。

我國的能源生產和消費基本上是平衡的，但從1993年開始成為能源凈進口國。據預測，中國未來能源供需的缺口將越來越大，在採用先進技術、推進節能、加速可再生能源開發利用以及依靠市場力量優化資源配置的條件下，2010年約缺能8％，到2040年將短缺24%左右，其中石油缺額可能多達4.4億噸標准煤。石油進口依存度（凈進口量與消費量之比）由1995年的6.6％上升為2000年的20％。預計2010年將上升為23％。天然氣進口依存度2000年為6%，2010年為20％。能源安全性的問題也將提到議事日程。

2、能源消費量的分析

1998年世界一次能源消費總量約為128.9億噸標准煤，其中美國消費32.3億噸標准煤，佔世界能源消費的25.1%，居世界第一位。我國（不含香港、台灣、澳門地區）能源消費量為13.6億噸標准煤，佔世界能源消費總量的10.9%，居世界第二位。

我國1981年至1998年節能取得了巨大成績，單位國內生產總值能耗下降 50％，節能率達4.5％（是全世界最高的，約為OECD國家的2.5倍），按產值能耗計算十八年累計節約和少用能源共8.8億噸標准煤。相當於減排粉塵1200萬噸，減排灰渣2.1億噸，減排二氧化硫1230萬噸，減排二氧化碳3.9億噸（以碳基計算）。因此，節能也是環保和減排溫室氣體的有效措施。與此同時，我國的能源消費年均增長率為4.62％。

從近年情況來看，今後的能源消費年均增長率將有所下降，如果按4％來推算，年能源消費量情況如下：

年份
1998年
2000年
2005年
2010年
2015年
2040年

單位：億噸標准煤
13.6
14.7
17.9
21.8
26.5
70.6

到2015年，我國能源消費量接近翻了一番，是現在全世界能源消費量的五分之一；照此發展到2040年，中國的能源消費量將超過70億噸標准煤，超過現在全世界能源消費量的一半！這樣大的能源消費量無論如何也是不能實現的。

如果按進一步加大節能力度、降低能源消費年均增長率為2.8%（國內生產總值年均增長率為7％，能源消費彈性系數為0.4）的方案計算：

年份
1998年
2000年
2005年
2010年
2015年
2040年

單位：億噸標准煤
13.6
14.4
16.5
18.9
21.7
43.4

到2015年，我國能源消費量將達到21.7億噸，是現在能源消費量的1.6倍；即使按此低增長速度發展，到2040年我國一次能源的總消費量比2015年又翻了一番，將達到43.4億噸標准煤，是現在能源消費量的3.2倍，人均能源消費量2.71噸標准煤，超過了世界人均能源消費水平和專家的預測。中國工程院的專家預測，到2040年我國的能源消費量應在30億噸標准煤左右。因此，我國今後的能源消費年均增長率必須大幅度降低！而且應越來越低，到2040降到零增長。國民經濟的發展和人民生活水平的提高都只能走高效利用能源的節能型之路。

3、我國節能潛力的分析

我國節能潛力巨大。

一是產品能耗高。中國主要用能產品的單位產品能耗比發達國家高25～90％，加權平均高40%左右。例如，我國火電廠供電煤耗為每千瓦時404克標准煤，國際先進水平為317克標准煤，高出27．4％；我國噸鋼可比能耗平均為966公斤標准煤，國際先進水平是656公斤 標准煤，高出47．3％；我國每噸水泥熟料燃料消耗為170公斤標准煤，而國際先進水平為107．5公斤標准煤，高出58．1％。我國國內企業主要耗能產品的單耗，落後的與先進的相差1～4倍。經對15個行業節能潛力的分析，近期技術措施節能 潛力約為1億噸標准煤。

二是產值能耗高。中國的產值能耗是世界上最高的國家之一。產值能耗高即單位能耗創產值低，我國每公斤標准煤能源產生的國內生產總值為0.36美元，日本為5.58美元；法國為3.24美元；韓國為1.56美元；印度為0.72美元；世界平均值為1.86美元，日本是中國的15.5倍，法國是中國的9倍；世界平均值是中國的5.2倍；韓國是中國的4.3倍；連印度也是中國的2倍（註：這里有匯率、能源結構、氣候條件等不可比因素）。經測算，通過產業結構調整、產品結構調整、降低高能耗行業的比重、增加高附加值產品的比重以及居民生活用能優質化等措施，近期國民經濟產值能耗節能潛力達3億噸標准煤左右。因此我國「十五」期間總的節能潛力約為4億噸標准煤。

另外，為了降低溫室氣體的排放，發達國家越來越重視節能，其產品能耗和產值能耗仍在下降，我國與發達國家間的差距並未全面減小；隨著我國能源消費量 的增加，節能潛力還將逐年增加。據專家測算，2015年我國節能潛力約為9億噸標准煤。（來源：中國環保網）

（三）我國水資源狀況

我國是一個水資源緊缺的國家。由於人口眾多，人均水資源佔有量低，按照2004年人口計算，我國人均水資源佔有量2185立方米，不足世界平均水平的1/3。此外，我國水資源空間分布不均，與土地、礦產資源分布以及生產力布局不相匹配。南方水多、北方水少，東部多、西部少，山區多、平原少。北方地區（長江流域以北）面積佔全國63.5%，人口約佔全國的46%、耕地佔60％、GDP佔44％，而水資源僅佔19％。其中，黃河、淮河、海河3個流域耕地佔35%，人口佔35%，GDP佔32%，水資源量僅佔全國的7%，人均水資源量僅為457立方米，是我國水資源最緊缺的地區。

改革開放以來，我國需水量，尤其是工業和生活用水量，隨著人口的增長、經濟的發展而逐年增加。我國水資源供需矛盾日益突出。 工業用水從1980年的457億立方米，增加到2004年的1229億立方米，增加了1.7倍。城鎮生活用水從1980年的68億立方米，提高到2004年的361億立方米，增加了4倍多。按目前的正常需要和不超采地下水，正常年份全國缺水量將近400億立方米。「十五」期間，農田受旱面積年均達3.85億畝，平均每年因旱減產糧食350億公斤。全國農村有3.2億人飲水不安全。全國有400餘座城市供水不足，缺水比較嚴重的有110座。2004年下半年，廣東、廣西、海南出現大面積乾旱，許多城市用水緊張，工農業生產受到很大影響。與此同時，為了維持經濟社會發展的用水要求，一部分城市和地區不惜犧牲生態和環境用水，大量擠占生態和環境用水，引起地面下沉、水質變硬、海水倒灌等嚴重生態問題。一些生態嚴重惡化的地區，河流斷流、湖泊乾涸、濕地萎縮、綠洲消失。 我國淮河流域、西北部分內陸河流、遼河和黃河流域水資源開發利用率均超過或接近60%，海河流域已經超過100%，遠遠超過流域允許的水資源開發利用極限。

我國一方面存在嚴重的缺水問題，另一方面水資源利用效率低，存在嚴重的浪費現象。 農業用水效率方面，全國平均單方灌溉水糧食產量約為1公斤，而世界上先進水平的國家（如以色列）平均單方灌溉水糧食產量達到2.5～3.0公斤。目前我國大部分地區仍然採取傳統的大水漫灌方式，農業節水灌溉面積佔有效灌溉面積的35%，灌溉水有效利用系數僅為0.45左右，而英國、德國、法國、匈牙利和捷克等國家，節水灌溉面積比例都達到了80%以上，以色列的灌溉面積全部採用微灌和噴灌，灌溉水有效利用系數在0.7～0.8之間。 我國工業水重復利用和再生利用程度較低，用水工藝比較落後，用水效率較低。我國2004年萬元GDP用水量為399立方米，約為世界平均水平的4倍，是先進國家的8倍。我國2004年萬元工業增加值用水量為196立方米，工業用水重復利用率約為60%～65%。國外發達國家萬元工業增加值用水量一般在50立方米以下，工業用水重復利用率一般在80%～85%以上。如美國2000年萬元工業增加值用水量不到15立方米，工業水重復利用率約為94.5%，日本萬元工業增加值用水量也僅為18立方米，工業用水重復利用率達到80％以上。總體來看，我國現狀工業用水重復利用率僅相當於先進國家20世紀80年代初的水平，節約用水還存在較大潛力。生活用水方面，公眾節水意識有待提高，節水器具使用率普遍偏低。此外，我國海水利用和再生水利用水平較低。

（來源：汪恕誠在中宣部等六部委舉辦的形勢報告會上的報告――《談中國走節水型社會之路》，2006年5月16日）

（四）當前我國安全生產基本情況

2005年，在國民經濟持續快速發展、煤電油運綳得很緊的情況下，全國各類事故起數和死亡人數分別比上年下降10.7％和7.1%。工礦商貿和道路、水上、鐵路交通等事故都有較大幅度下降。煤礦事故起數減少9.2%, 死亡人數減少1.5%, 百萬噸煤死亡率下降到2.81, 減少0.27。全國31個統計單位（省區市和新疆生產建設兵團）中，有29個單位事故死亡人數低於控制指標。今年1-5月份事故起數和死亡人數，同比分別下降11.4％和12.1%。但形勢依然嚴峻：

一是煤礦等重特大事故多發。從2004年10月中旬到2005年12月上旬，相繼發生了6起涉難百人以上的煤礦事故。2005年全國發生一次死亡10人以上重特大事故134起，比上年增加了3起，死亡人數增加17%，其中煤礦58起，增加15起，死亡人數增加66.6%。今年1-5月份發生30人以上事故2起，多起一次死亡接近30人的事故，有的事故只是由於僥幸而沒有造成更為慘重的傷亡。

二是事故總量仍然過大。2005年全國共發生各類事故717938起，死亡127089人，其中道路交通事故98738人，佔77.7%；鐵路路外事故7380人，佔5.8%；煤礦事故5938人，佔4.7%；建築施工事故2607人，佔2.0%。

三是我國工礦企業事故傷亡的風險仍然很高。目前工礦企業10萬人死亡率為10左右，其中煤炭行業從業人員10萬人死亡率高達109.1，非煤采礦業為80.2，化學工業和建築業分別為10.26和9.95。

（來源：李毅中在中宣部等六部委舉辦的形勢報告會上的報告――《談談我國的安全生產問題》，2006年6月29日）

（五）人口、就業與城鄉差距情況

1、我國人口狀況

國家統計局測算數據表明，2005年1月6日，中國人口總數達到13億（不包括香港、澳門特別行政區和台灣省），約佔世界總人口的21％。雖然中國已經進入了低生育率國家行列，但由於人口增長的慣性作用，當前和今後十幾年，中國人口仍將以年均800-1000萬的速度增長。按照目前總和生育率1.8預測，2010年和2020年，中國人口總量將分別達到13.7億和14.6億；人口總量高峰將出現在2033年前後，達15億左右。

中國人口科學文化素質的總體水平還不高，主要表現在：一是人口粗文盲率大大高於發達國家2％以下的水平；二是大學粗入學率大大低於發達國家；三是平均受教育年限不僅低於發達國家的人均受教育水平，而且低於世界平均水平（11年）。並且，城鄉人口受教育程度存在明顯差異。2004年，城鎮人均受教育年限為9.43年，鄉村為7年；城鎮文盲率為4.91％，鄉村為10.71％。

目前60歲以上的老年人口已達1.43億，占總人口的11%；65歲以上的老人為9680萬，佔全國總人口的7.6%。我國人口老齡化的突出特點是老齡人口基數大，發展速度快，地區不平衡，社會負擔重，屬於典型的「未富先老」國家。由於經濟發展不平衡，我國東部經濟發達地區的老年人口比已經達到了14%，西部貧困地區還不到9%。（來源：國家統計局網站）

2、中國當前的就業情況

中國目前和未來存在著農村剩餘勞動力轉移壓力大、城鎮失業嚴重和收入分配差距越來越大的經濟和社會難題。從農村勞動力的剩餘看，據經濟普查，2004年鄉鎮企業縮水後的中國勞動力三次產業就業比例為59：21：20，此就業結構為日本1915年時的水平、韓國1965年左右水平、中國台灣地區1955年水平。按照2004年人均GDP水平和GDP的三次產業結構衡量，就業結構與生產結構的偏差：農業勞動力高15%－20%，工業低6%－9%，服務業低8%－12%。不包括在城鎮務工的1.1億農民工，農業產業中還剩餘1.5億勞動力。從城鎮就業形勢看，如果按照1990年的城鎮人口從業水平推算，2005年城鎮人口實際失業率已經達到17.74%。由於人口動態規模巨大，今後5年中，農村剩餘勞動力轉移、城鎮新增勞動力、企業改革和產業調整勞動力、消化往年失業等四大就業壓力，需要每年平均提供2400萬個就業機會。如果不進行大的政策調整，每年勞動力就業缺口將達900－1100萬，2010年將在城鎮積累1億左右的失業勞動力。（來源：周天勇《打破中國的就業幻覺》，《中國改革》）

3、城鄉居民收入差距繼續拉大

國家發展和改革委員會31日發布的一份報告預計：下半年中國農民現金收入增速可能繼續減緩，城鄉居民收入差距繼續拉大。發改委表示，中國將加大對農民增收的政策扶持。

據悉，今年上半年中國農民人均現金收入1797元，比去年同期實際增長11．9％，但增速同比下降0．6個百分點。農民收入增幅下降已經引起官方關注。

根據這份發布在發改委網站上的報告，下半年糧食價格走低、畜產品價格持續下降、主要農業生產資料價格可能繼續上漲，這些都是對農民增收不利的因素。

發改委援引有關部門的預測，僅糧價下降和糧食生產成本上升，就將使農民人均純收入減少30到50元。

發改委表示，下半年中國將積極研究建立農民種糧收益綜合補貼制度，加大對糧食和生產資料價格的調節力度。

此外，發改委還將加大對農村公共服務的投入，引導和扶持農民轉移就業，促進農民收入持續穩定增長。

在社會保障方面，發改委表示，著手探索農村社會養老保險制度，以切實解決包括外出農民工在內的全體農民的保障問題。（來源：新華網）

Ⅷ 制約和影響中國乙烯產業發展的主要問題是什麼

四大因素制約我國乙烯產業發展
國內裝置布局分散規模偏小
美國墨西哥灣沿岸地區乙烯產能佔美國總產能的95.1%；日本東京灣地區的乙烯生產能力占國內總產能的55.9%。而我國當前的32套蒸汽裂解裝置分布在15個省市。
乙烯裝置規模極大地影響著乙烯生產能力和單位生產成本。沙特的乙烯裝置平均規模已達到91萬噸/年；北美地區以及新加坡的乙烯裝置平均規模在65萬~77萬噸/年。我國蒸汽裂解乙烯裝置的平均規模為56.7萬噸/年，規模在30萬噸/年以下的蒸汽裂解裝置多達11套，與中東、北美地區相比，還有較大差距。
原料成本明顯高於世界平均水平
原料費用在乙烯生產成本中占的比例很高，占乙烯總成本的60%~80%。原料直接影響裝置的建設投資成本、生產成本和後續一系列石化產品的市場競爭力。採用乙烷、丙烷等氣體為原料，由於烯烴收率高、副產品少、工藝簡單、下游配套裝置相應也較少，因此投資較小。
我國乙烯工業主要以液態的石腦油和其他更重的油品為原料，乙烷和LPG等輕質原料所佔比例很小，造成乙烯生產成本明顯高於世界平均水平。
石腦油是煉油工業的產品，其產量受到煉油工業的制約。目前我國70%左右的原油用於成品油汽、煤、柴油生產。2013年我國進口原油2.8億噸，原油對外依存度已達57.3%。
隨著經濟發展，國內石腦油的缺口將更大，未來我國乙烯原料的供需矛盾將進一步加劇。
美國廉價產能擴張加劇國際競爭
美國頁岩氣革命為當地市場提供了大量廉價的乙烷原料，正引發美國新一輪裂解裝置建設熱潮，目前，美國乙烯生產成本已降到約500美元/噸。2020年前超過1000萬噸/年的新增乙烯產能將陸續投產，給全球市場帶來新的壓力。根據IHS數據，目前乙烷生產乙烯成本約為400美元/噸，而石腦油生產乙烯成本約為1025美元/噸。
中東乙烯下游產品沖擊國內市場
過去10年，中東地區石化產業憑借天然氣資源優勢迅猛發展。2008~2012年，中東乙烯產能從1600萬噸/年增長到2630萬噸/年，年均增長率達到13.3%。目前，中東乙烯成本約為300美元/噸，沙烏地阿拉伯仍是全球乙烯生產成本最低地區，約100美元/噸。我國每年從中東進口大量的乙烯下游產品，2012年我國從中東進口乙二醇461.6萬噸，占我國乙二醇總進口量的58%；進口聚乙烯378.9萬噸，占我國聚乙烯總進口量的48.1%。中東石化產品具有很強的成本優勢，對我國石化產品市場的沖擊仍將持續。