能源安全战略的实施顺序

能源安全战略的实施顺序（共6篇）

1.能源安全战略的实施顺序 篇一

加快能源法制建设实施可持续发展战略--亚太法协第十届能源法国际会议综述

一、加快能源法体系的.完善问题 我国自改革开放以来,确立了依法治国的战略方针,加快了社会主义法制建设,在能源立法方面也取得了举世瞩目的成就,先后颁布了<电力法>、<矿产资源法>、<煤炭法>、<节约能源法>和对外合作开采陆上石油和海上石油资源的两个<条例>等一系列法律和行政法规,能源开发和使用逐步纳入了法制化轨道.但是我国的能源法律法规还很不完善,在许多方面不适应市场经济体制和经济全球化加快的新趋势;能源法研究和能源法律工作者队伍建设也亟待加强.

作 者：作者单位：刊 名：中国电力企业管理英文刊名：CHINA POWER ENTERPRISE MANAGEMENT年，卷(期)：2001“”(7)分类号：F4关键词：

2.能源安全战略的实施顺序 篇二

我国能源需求的急剧增长打破了我国长期以来自给自足的能源供应格局, 自1993年起我国成为石油净进口国, 且石油进口量逐年增加, 使得我国接入世界能源市场的竞争。由于我国化石能源尤其是石油和天然气生产量的相对不足, 未来我国能源供给对国际市场的依赖程度将越来越高。

国际贸易存在着很多的不确定因素, 国际能源价格有可能随着国际和平环境的改善而趋于稳定, 但也有可能随着国际局势的动荡而波动。今后国际石油市场的不稳定以及油价波动都将严重影响我国的石油供给, 对经济社会造成很大的冲击。大力发展可再生能源可相对减少我国能源需求中化石能源的比例和对进口能源的依赖程度, 提高我国能源、经济安全。

3.日本的FTA战略与能源安全分析 篇三

关键词： FTA EPA 能源安全

一、日本的FTA战略现状

2001年以前，日本没有与任何国家签署或启动FTA谈判。中国自2001年加入WTO后开始启动FTA战略，日本也迅速开启了FTA战略，并在短时间内取得突出成绩。截止2015年7月末，日本已经与15个国家和地区签署FTA/EPA，其FTA伙伴国已从东盟国家扩展到了北美洲的墨西哥、欧洲的瑞士、南亚的印度、南美洲的智利和秘鲁、大洋洲的澳大利亚和北亚的蒙古。（参见表1）

日本政府启动FTA战略后，对FTA战略不断进行调整和完善，对FTA战略的发展也提出了非常高的要求。2013年的《日本再生战略》甚至提出要在2018年之前将FTA的贸易覆盖率从当时的19%提高到70%。

日本积极推进FTA战略发展的动机，学者们有不同看法。归结起来包括，第一，扩大海外市场；第二，推进国内改革；第三，强化在东亚的影响力；第四，确保资源的稳定供应。日本是能源贫瘠的国家，国民经济发展所需要的能源基本依赖进口，能否保障能源进口稳定成为经济长期稳定增长的关键因素，所以日本政府在启动FTA战略指出，就在FTA战略中将能源供应稳定的需求加入进来，利用FTA战略对能源安全进行布局。

二、日本能源安全面临的挑战

（一）日本能源消费现状

依据BP2015年对2013年和2014年各国能源消费情况的统计，在日本各种能源消费中，石油占比最大，2013年和2014年均超过40%，分别达到44.14%和43.15%，而世界能源消费中石油所占的比例分别为32.63%和32.57%，说明石油不但是日本最大的燃料消费的种类，而且日本对石油消费的依赖程度要大于世界石油消费的总体依赖程度。日本每年石油进口数量与消费量基本相同，日本几乎所有的石油消费都源自进口。

在各种能源中，煤炭是日本第二大能源消费种类，2013年和2014年的消费比例分别达到27.36%和27.74%，这一能源消费比例略低于世界煤炭消费比例的30.19%和30.03%。对于日本而言，天然气消费占据能源消费第三的位置，2013年和2014年比例达到21.74%和22.19%，略低于世界天然气消费占比的23.84%和23.71%。这三类能源消费占比之和日本达到了2013年的93.24%和2014年的93.08%，全世界能源消费的这三种燃料占比为86.66%和86.31%，说明日本的能源消费对这三种燃料的依赖程度非常高，而且高于整个世界对这三种燃料的依赖程度。

（二）日本的能源安全危机

能源安全的本质就是能源供需矛盾和能源供需体系的脆弱性和潜在风险。日本是资源贫瘠的国家，本土上没有石油、天然气储备，煤炭储备也是微乎其微，所有能源消费几乎全部依赖进口。战后，完全依赖国际市场能源供给的日本，其能源安全经历了各种挑战。战后日本经济恢复时期，日本经历了煤炭的短缺，使日本迅速推进“从煤炭转向石油”的能源革命，煤炭消费在一次能源结构中所占比重从1950年的40.9%大幅降低至1973年的0.7%，而石油所占比重则从1955年的11.7%跃升至1973年的59%。

20世纪70年代的第一次石油危机，使日本经济遭受了严重的打击，日本也是所有石油进口国中受到冲击最大的国家。第二次石油危机来临之时，虽然日本有所准备，受到的打击没有第一次石油危机时严重，但是两次石油危机让日本政府深刻意识到石油安全的重要性。2003年的伊拉克战争爆发，引发了世界石油价格暴涨，又一次使日本经济遭受打击，日本开始由使用石油向其他能源转换，使石油在能源消费中的比例不断下降。第一次石油危机之后，日本加大力度加快速度发展核电，核电在日本能源消费中所占比例越来越大。截至2010年9月，日本有55座运行中的核电机组，发电量约占总发电量的1/3，是继美国和法国之后的世界第三大核电国。但是2011年3月福岛核电站发生泄漏，这让日本的核电发展遭遇严重打击，日本的核能使用骤减，2014年甚至没有核能消费。

核能使用下降使日本不得不继续依赖甚至是加大对传统能源的依赖，即石油天然气和煤炭这些必须依靠进口的能源。这些能源进口来源的保障和价格稳定性的保障进一步对日本能源安全提出了挑战。

三、FTA战略对能源安全的保障

（一）FTA战略保障石油安全

由于石油消费在日本能源消费中的重要地位，石油安全对于日本而言至关重要。如何保障石油安全是日本政府必须面对也是十分重视的国家安全问题。自从第一次石油危机爆发之日起，日本政府就在想尽一切办法来稳定本国石油供给，稳定石油价格。FTA也是石油安全战略之一。

表2列出了日本2001年和2014年日本的前十位石油进口来源国。从表中可以看出，日本主要的石油进口来源国是海合会各国。表2中，2001年日本自海合会进口石油总金额占全部石油进口的67.9%，而这一比例到2014年时达到了68.1%。20世纪70年代的两次石油危机使日本经济受损严重，而那时日本对中东石油的依赖程度达到99%以上，所以日本历来就非常注重与中东国家的友好往来。2006年，日本开始启动与海合会的EPA谈判，希望能借此加强与中东国家保持更密切的经济贸易往来，进一步稳定本国的石油供给，保障石油安全。但是海合会国家对于各国的FTA谈判并不感兴趣，对于日本也是如此，因此日本与海合会的EPA仅进行两轮谈判就停滞不前了。虽然日本对于通过与海合会签署FTA进而保障本国石油供应安全的想法从未改变，而且也一直在努力将海合会请进FTA的谈判中来，但是却鲜有进展。

除了海合会之外，日本对于其他的重要的石油进口来源国也很重视，纷纷开启FTA谈判，希望借此稳定石油供给。在表2中，日本从本国的FTA/EPA伙伴国（前10名）进口石油的比例， 2014年达到7.8%。加上正在进行FTA/EPA谈判的国家韩国，以及谈判中断的海合会，2014年，日本从本国的EPA伙伴国和正在进行FTA/EPA谈判国进口石油总占比达到83.7%（含没有排名在前十位的其他伙伴国的进口比例）。在2014年前10位进口伙伴国中，只有俄罗斯和伊朗没有与日本达成或正在进行FTA/EPA谈判。对于日本而言，FTA战略也许无法完全保障本国的石油安全，但是与83.7%的石油供应国签署或者洽谈EPA，加强与这些国家的经济合作和政治友好，对于本国石油安全是绝对有益的，对本国石油供应的稳定性能起到较大作用。

对于FTA伙伴国印度尼西亚，虽然仅是日本的第八大石油进口来源国，但是日本确是印度尼西亚石油的首要出口目标国。2001年至2013年期间，除个别年份（2009和2010年）日本排在第二位，其他年份，日本都是印度尼西亚第一大石油出口目标国。印度尼西亚历年石油出口的30%—40%流向日本。虽然从印度尼西亚的石油进口仅占到日本石油进口总额的4%左右，但仍能为日本的石油供应稳定起到一定的作用。

（二）FTA战略与煤炭安全

煤炭作为目前日本的第二大消费能源，其供应安全也对日本能源安全起到重要作用。日本在战后曾经历了煤炭危机，并一度将煤炭消费缩减到无足轻重的地位，但是经历了石油危机之后，日本的煤炭消费开始慢慢恢复。作为煤炭的净进口国，煤炭安全对日本能源安全也是至关重要。

在表3中，2001年日本前10位煤炭进口国中，有三个国家截至目前已经成为日本的EPA伙伴国，即澳大利亚、印度尼西亚、越南，这三个国家的进口比例总和为68.8%；2014年，在日本的前10位煤炭进口伙伴国中，这三个伙伴国的进口比例总和达到了80.9%。也就是说，日本已经与绝大多数的煤炭进口来源国签署了EPA协定，成为EPA伙伴国。如果加上日本正在谈判的加拿大，日本的煤炭进口源自于EPA伙伴国或者潜在伙伴国的将达到87.0%。这对于日本煤炭安全而言是非常有利的。

从2001年日本启动FTA战略开始，日本的煤炭进口从EPA/FTA伙伴国进口的集中度加强，由原来的68.8%上升到80.9%，这不但说明日本的煤炭进口更加有保障，而且日本煤炭进口进一步向自己的EPA/FTA伙伴国倾斜。

对于煤炭而言，澳大利亚一直都是日本最大的进口来源国。日本2007年开始启动与澳大利亚的EPA谈判，而日本从澳大利亚的煤炭进口比例从2006年开始进入增长期，有2005年的58.1%上升到2006年的61.2%，最大值达到2009年的66.7%。2015年日本与澳大利亚正式签署EPA后，日本的煤炭安全得到了很好的保障。

印度尼西亚自2001年开始一直是日本煤炭第三大来源国，排在澳大利亚和中国之后，所占比例在10%左右。2005年日本启动与印度尼西亚的EPA谈判，2006年开始印尼超越中国成为日本煤炭第二大进口来源国，而且进口量不断增加，所占比例也不断提高，2014年更是达到最大值16.1%。

（三）FTA战略与天然气安全

作为第三大消费能源，天然气对于日本而言也非常重要。2014年，日本前十位天然气进口来源国分别是卡塔尔、澳大利亚、马来西亚、沙特阿拉伯、俄罗斯、印度尼西亚、尼日利亚、文莱、阿曼和巴布亚新几内亚。其中已经与日本签署FTA/EPA的国家有四个，澳大利亚、马来西亚、印度尼西亚和文莱，这四个国家的总进口额为379亿美元，占日本天然气总进口额的44.85%。其他六国中，卡塔尔、沙特阿拉伯和阿曼是已经与日本启动FTA谈判的海合会国家，进口占比为31.12%，其余三国是非FTA/EPA伙伴国或者FTA/EPA谈判国。至此，日本的FTA伙伴国和正在谈判的伙伴国的总进口占比达到76%。

图1列出了四国对日本天然气出口占比历年的变化情况。从图中可以看出，澳大利亚所占比例逐年上升，到2014年时已经达到18.67%；马来西亚的比例从与日本2006年签署FTA开始呈逐年上升的趋势；文莱进口占比相对稳定但略有下降；但印度尼西亚的进口占比却一直呈下降趋势，从2002年的26.07%下降到2014年的6.06%。印度尼西亚天然气进口占比的迅速下降，一方面是由于日本天然气进口增长速度很快，由2001年的175亿美元增长到2013年的833亿美元，增长了376%；而印度尼西亚的天然气出口由2001年的57亿美元增长到2013年的181亿美元，仅增长了218%。另一方面，印度尼西亚对韩国天然气出口的比例不断上升，出口占比由2001年13.1%上升到2013年的23%；同时，印度尼西亚对中国出口的比例在2005—2009年期间上升到18%左右，而2010—2013年，印度尼西亚对新加坡天然气的出口占比也上升到超过20%。除了是东盟国家之外，日本是唯一一个与印度尼西亚单独签署EPA的国家，日本目前依旧是印度尼西亚天然气的第一出口目标国。

四、日本FTA/EPA条约中的能源条款

在日本已经签署的FTA/EPA协定中，与文莱、印度尼西亚和澳大利亚的协定中明确列出了能源条款。其中与文莱的协定第七章为“能源”，与印度尼西亚的协定第八章为“能源与矿产资源”，与澳大利亚的协定第八章也是“能源与矿产资源”。

在与文莱的协定中，明确规定协定中的“能源产品”是HS编码的2709.00，2711.11和2711.21，即石油和天然气及气态烃。协定中对两国进口和出口限制措施的出台做出了规定，一旦有这样的限制措施将要实施，必须提前书面通知协定的对方。对于能源方面的行政法规的制定和执行，协定中也规定，必须提前书面通知对方；如果协定一方的能源机构采取的监管措施大大影响了能源的运输和买卖，那么应该根据协定对方的申请，考虑协定对方的意见。协定还列明双方应该就能源领域进行合作，并鼓励私营部门的合作。协定中还列明在协定生效之日起，协定双方应成立能源小组委员会，处理双方能源合作的各种问题。

日本与印度尼西亚的EPA协定签署时间与文莱非常接近，但是协定中的能源条款却有所不同，该协定中的能源条款是所有三个含有能源条款的协定中，能源条款最全面的，共包含9条。首先协定第97条中对能源和矿产品进行定义。其中能源产品所包含的种类在附件11中列出，依照HS2002分类方法，包含26、27、72和75章中36个六位编码的项目。协定第98条为“促进投资和投资便利化”，对于促进能源领域的投资以及投资便利化做出规定，并且在附件12中明确规定“应协定任何一方要求，协定双方都要商讨风险共担的措施，来支持日本投资者在印度尼西亚能源和矿产资源方面的投资。”协定101条为“能源和矿产资源管理监管措施”，对于任何的能源和矿产资源的监管措施，都要避免扰乱现存的合同关系。协定103条为“经济发展”，为了促进经济发展，要鼓励缔约对方在本国能源和矿产方面的投资。协定104条为“合作”，105条为“能源与矿产品小组委员”。

日本与澳大利亚的协定签署较晚，协定中的条款也比较完善。协定中的“能源产品”范围通过附件5单独列出，包括HS2012分类法中第25、26、27、28、75、76和81章的一些六位编码项目，合计63项，是所有含有能源条款的协定中涉及的能源和矿产品种类最多的协定。协定中8.3条规定，要保障能源的稳定供给，如果稳定供给受到威胁，一方提出磋商要求，另一方应在合理时间内与其磋商寻求解决方法。关于出口限制，协定8.4条规定，每一方都应该努力不制定或实施限制出口能源和矿产品的措施。一旦采取该种措施，应充分考虑对方将遭受的损失，并且应对方要求，要与缔约对方进行协商。协定8.5条规定，如果协定一方采取出口许可制，这种制度要透明，提前告知缔约对方，而缔约对方也有权利针对该措施进行磋商。在与澳大利亚的协定中，也同样在能源章节中列出了行政法规措施，合作以及能源与矿产品小组委员会成立的规定。

在上述三个协定中，条款最多、涉及范围最广的是与印度尼西亚的协定，其中不但含有其他两个协定中对于进出口限制、出口许可证、行政法规、合作和成立能源与矿产品小组委员会等条款，还包含了“促进投资和便利化”条款，以及“经济发展”条款等，更多涉及日本在尼日利亚能源领域进行投资的权益保护，这在其他两个协定中涉及很少。在上述三个协定的能源条款中所含有的能源和矿产品的种类，与澳大利亚的协定最多，而文莱的最少，这与澳大利亚能源和矿产品种类丰富有关，日本总体而言对澳大利亚的能源产品依赖度更高。

五、总结

日本是能源消费大国，同时也是能源贫瘠的国家，本土能源储备非常少，所需能源几乎都依赖进口，能源安全问题对日本经济发展以及国家稳定等都起到至关重要的作用。在各种能源消费种类中，石油是日本第一大消费能源，煤炭是第二大消费能源，天然气排在第三位。2014年，日本这三类能源消费总量占本国能源消费总量的93.08%。所以维持能源安全主要指维持这三种能源进口来源的稳定性。

日本启动FTA战略后，FTA战略的目的就是多样性的，其中运用FTA战略维持能源安全一直都是日本FTA战略目的之一。从2001年日本启动FTA战略开始至今的15年中，日本将多数主要的能源供应国纳入到FTA/EPA的谈判体系中来，与一些主要能源供应国签署FTA/EPA，与另外一些主要能源供应国正在进行谈判。2014年，日本从已经签署和正在进行谈判的FTA/EPA伙伴国进口的石油占石油进口总量的83.7%，煤炭进口占日本煤炭总进口量的80.9%，天然气进口占天然气进口总量的76%。截至目前，日本已经与绝大多数的主要能源进口来源国家签署FTA/EPA或正在进行谈判。虽然签署或正在进行FTA/EPA谈判未必一定能完全保障源自这些伙伴国的能源进口的安全，但是却能通过密切的经济贸易往来，在很大程度上维护本国能源安全。

对于日本重要的三个能源进口来源国，文莱、马来西亚和澳大利亚，日本在与其签署的FTA/EPA协定中，添加了能源条款，对于能源出口限制、能源监管、能源投资和能源领域的合作进行了较为详细的约束，这对于日本能源进口安全的保障起到重要作用，对于阻止三国对日能源出口管制等做到有规则可依。

参考文献：

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[4]李艳丽.美国的FTA战略与石油安全[J].国际经济合作，2007（12）

〔本文系辽宁省教育厅项目“大国FTA战略与能源安全研究”（项目编号：W2012172）阶段性成果〕

4.能源安全战略的实施顺序 篇四

一

欧盟是当今世界仅次于美国的能源消耗大户, 其消费量占世界能源总消费量的14%~15%, 并呈增长趋势。欧洲能源自产能力有限, 而且北海油田正在萎缩。能源需求的不断增长及内部供应的逐渐减少, 使得欧盟能源对外依存程度不断加大。欧盟能源署认为, 如果不采取适当的措施, 欧盟能源对外依存度将从现在的50%上升到2020年的70%甚至更多。为了及时制定政策、法规和指令性文件以指导各成员国的能源安全措施, 从2000年《欧盟能源供应安全绿皮书》开始, 欧盟逐年发表能源政策绿皮书。欧盟能源政策绿皮书的连续出台, 标志着欧盟对能源安全和整体能源政策的重视。总体看来, 欧盟的能源安全战略包括两个密切相关的方面:关于能源需求的对内能源战略, 以及关于能源供给的对外能源战略。

1. 欧盟的对内能源战略

(1) 完善欧洲能源内部市场和统一内部标准, 这是欧盟对内能源战略的核心。在石油供应危机的压力下, 欧盟各成员国认识到, 寻求高度的石油供应安全, 必须保持内部团结, 实行统一的内部市场规则和竞争规则。欧盟建立并不断修订有关石油和天然气储备的欧盟法律, 建立欧洲能源供应观察站, 提供欧盟能源供应安全的透明度。2003年发生欧洲大规模停电事件后, 欧盟开始建立统一的欧洲输电网络, 包括统一的欧洲电网标准、调节机制和欧洲能源网络中心, 并建立正式的欧洲输电系统运营商小组, 增加输电系统运营商之间的协作, 推动互相连接。

(2) 开发替代能源及利用可再生能源。欧盟强调开发自己有竞争力的多样化的能源, 其目标是到2030年将能源对外依存度保持在70%, 可再生能源的使用达到12%, 同时力争达到《京都议定书》规定的环保标准。欧盟利用强大的科技能力开发风力、光热、地热发电和现代化生物质能技术装备的制造能力, 目前欧盟绿色可再生能源技术的市场容量约占全球市场的35%左右, 其中的风力、光热、地热发电等超过总量的45%。核能为欧盟提供的电力超过三分之一。

(3) 强化管理措施, 提高能效。欧盟为实现能源安全战略而采取的管理措施不计其数, 像发展清洁能源, 开发再生能源, 启动前沿性研究, 制定能源安全标准, 这些措施都必须是政府行为。为了长远的能源安全战略, 欧盟在推动再生能源及诸如太阳能、地热能和风能的开发上, 进行了大量的投资。除了投资以外, 欧盟还实行奖励措施, 启动公共和私营的合作项目, 设立了31种奖项, 奖励了700多个项目、127项合作。欧洲理事会曾拨款4.8亿欧元, 用于欧洲原子能框架计划, 并考察如何更好地保障欧盟内部核能的高度安全, 以及核裂变、核废料处理等技术性问题。

2. 欧盟对外能源战略

欧盟对外能源的战略目标, 是在世界上寻找价格最稳定、运输最便宜、供应量稳定增长的能源, 同时尽量使能源进口来源多元化。目前, 欧盟进口石油中大约40%来自中东海湾地区, 而48%的进口石油和96%的进口天然气则来自前苏联地区和北非。伊拉克战争以来, 随着中东局势的持续不稳定, 很自然地, 欧盟在要求重新审视对中东石油的依赖的同时, 将发展与临近能源出口国 (俄罗斯及中亚五国) 的战略合作伙伴关系视为其能源外交的重心。

俄罗斯是欧盟天然气出口第一大国和石油出口第二大国。欧俄能源对话始于2000年10月, 双方通过对话确定了一系列重要的基础设施项目, 如建立北欧天然气管道, 在莫斯科建立能源技术中心等。2004年1月, 俄罗斯与扩大后的欧盟之间又启动了核材料贸易谈判, 并就完善海上石油运输安全标准开展合作。2006年能源绿皮书建议成立“欧洲能源供应观察机构”来监控欧洲的能源市场, 并强调:俄罗斯是欧盟重要的能源供应国, 与俄罗斯建立更加紧密的双边关系被定义为“一个巨大的飞跃”;其中首要是建立欧盟和俄罗斯的能源条款, 同时争取能与俄罗斯达成能源特许条款和运输条约。

中亚环里海地区也是欧盟建造跨国能源大市场的战略重心之一。中亚被称为“冷战时代封存下来的宝贵财富”。在欧盟的各种研究报告和文件中都多次提到“中部欧亚” (Central Eurasia) 这个概念, 在欧盟能源安全的远景战略规划中, 环里海5国、南高加索地区及伊朗都具有举足轻重的地位。

从欧盟的能源安全战略中, 我们可以看出:第一, 面临日益严峻的能源短缺问题, 欧盟的能源危机意识非常强烈, 对能源的管理措施和法令日益系统化。第二, 欧盟非常重视发展能源工业、新能源和节能技术, 采取“开发与节能并重”的思路;第三, 欧盟非常关注对降低能源对外依存度, 尤其着力于实现能源进口来源多元化。

二

同欧盟相比, 中国的能源消费具有以下特点:

第一, 能源消费总量大, 增长很快, 但危机意识不强, 战略石油储备不足。2001年中国能源消费总量为13.2亿tce, 成为仅次于美国的世界第二大能源消费国, 约占世界总量的9.2%。消费量的迅速增长导致中国石油对外依存度增长, 预计2010年中国石油进口依存度将达到50%。对于石油进口大国而言, 建立战略能源储备是抵抗石油危机, 保障能源安全的必要措施。但是, 在世界主要石油进口大国中, 中国战略石油储备严重不足。

第二, 煤炭在一次性能源结构中占主导地位, 导致环境问题的突出。由于受能源资源和经济发展水平的影响, 中国形成以煤为主的能源消费结构。2001年中国一次能源消费结构为:煤炭67%, 石油23.6%, 天然气2.5%。煤炭不仅在一次能源消费结构中占主导地位, 而且煤炭转换为电力或其他液态及气体能源的比例也很低, 终端能源消费中直接烧煤的比重偏高。而欧盟的能源需求结构中, 石油占41%, 天然气占23%, 煤 (硬煤、褐煤和泥煤) 占15%, 核能占16%, 可再生能源占6%。

第三, 在能源消费部门构成中, 第二产业 (包括工业和建筑业) 能源消费量居主导地位, 而且单位产品能耗高。从能源消耗强度看, 我国第二产业的能源消费弹性系数和能耗强度最大, 工业能源消费强度在第二产业中最大, 而且能源利用效率非常低。能源利用效率低下是影响我国可持续发展的重大问题。

针对我国能源消费特点及能源安全现状, 参考欧盟的能源安全战略, 我国应在以下几方面加强能源安全战略。

1. 在对内能源战略中, 重点应该是建立石油储备体系, 同时调整产业结构, 改善能源消费结构

第一, 调整产业结构、节约能源, 提高能效。根据2004年国家发改委的《节能中长期专项规划》显示, 2000年按当时汇率计算的每百万美元国内生产总值能耗, 我国为1274吨标准煤, 比世界平均水平高2.4倍, 比美国、欧盟、日本、印度分别高2.5倍、4.9倍、8.7倍和0.43倍。因此, 加快我国产业结构调整, 降低资源和环境依托性产业的比重, 特别是高能耗的重工业比重, 对我国能源的可持续发展具有重要意义。

第二, 强化政府管理职能, 改善能源消费结构, 开发新能源及利用再生能源。我国能源消费中煤炭比例过高、油气比例过低, 新能源比例更低, 这造成大气环境污染严重等问题。我国应着力发展洁净、高效能源和新能源的使用, 如天然气、水电、核电、风能、氢能等, 而这些能源的使用在我国也具有可行性。

第三, 建立战略石油储备体系。从欧盟的能源政策中可以看到, 欧盟非常重视能源的储备及储备信息的透明度问题。我国石油储备的目标为:2010年保有45天的净进口量, 相当为1500万吨原油储备。2020年保有60天净进口量, 相当于3500万吨原油储备。在建设储备基地时, 应以保障国家安全为主, 国家投资为主, 以平抑价格波动为辅。

2. 在对外能源战略中, 我国应加强能源来源多样化, 同时加强与国际能源合作, 增加在国际石油定价中的发言权

第一, 实现能源进口来源多元化。中国进口石油大多来至于中东地区, 对中东石油的依存度为56%。而中东地区局势的不稳定造成石油价格大幅上涨, 这对我国的经济带来巨大的负面影响。我国应效法欧盟, 在致力于能源资源多样化的同时, 加强能源进口来源多样化。在与中东地区产油国保持良好关系的前提下, 进一步寻找多元化的石油供给渠道, 比如说中亚和非洲。

第二, 加强国际能源合作, 增加我国在国际石油定价中的发言权。由于拥有庞大的现实和潜在购买力, 中国与全球和区域性国际能源组织几乎都有合作关系。但中国所参与的国际能源组织, 往往是协调型或对话型的。因此, 所有这些合作关系, 仅局限于一般性和对话性, 实质性的合作并不多。在同盟型和协作型国际组织中, 还没有中国的身影。因此, 尽管我国是世界第二大石油进口国, 但在影响国际石油价格的比重上还不到0.1%。中国可以考虑在现有的国际组织中, 特别是中国参与的组织中, 推动创建国际能源合作的政治框架。如果时机成熟, 中国应当联合某些发展中的能源消费大国, 创建更加有利于维护自身利益的国际组织。

此外, 由于我国对外采购管理体制的缺陷和期货市场不健全, 存在多家采购、内部竞争和互相抬价等现象, 因此我国只能被动承受国际石油价格, 并没有享受世界第二大石油买家这一市场地位。我国应充分发挥石油消费的需求优势, 积极融入全球石油定价体系, 在国际贸易中不断消除市场风险。

参考文献

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5.能源安全战略的实施顺序 篇五

摘要：随着石油资源的耗竭，石油资源短缺已经引起中国政府的广泛关注，如何新开辟稳定的石油供给渠道、开发石油制品的替代品，已经成为摆在中国政府及企业面前的挑战，文章从石油制品替代角度分析了保证我国未来能源安全的多个途径，在充分发展洁净煤技术的前提下，发展多种可再生的石油制品替代品，将基本可以保证中国能源安全。

关键词：煤制油技术；替代能源

一、煤制油产业现状

二战后前后，由于种种复杂的政治、经济问题，催生了煤制油技术。目前，以煤为原料合成油的工艺主要分为直接液化技术和间接液化技术。直接液化工艺可分为热裂解法、溶剂法和催化加氢法。间接液化技术可分为合成气法和甲醇法。煤的间接液化过程实际上是煤炭气化先产生合成气(CO+H2)，再以合成气为原料合成液体燃料和化学产品。纵观煤制油技术的产业化发展历程，主要可以划分为以下四个阶段：

1 煤制油技术诞生阶段。煤制油诞生于一战后与二战前的德国。德国是一个富煤贫油的国家。二战前，德国工业化进程不断加速，石油短缺严重制约了工业经济的发展。

自20世纪20年代开始，德国许多生产研究机构开始探索开发通过煤液化进行制油的技术。1913年，德国的Breslau工程学院的Friedrich Bergius在高温高压下对煤进行加氢试验研究，结果获得了大量油类产品，但由于成本高昂，又加之技术复杂，该学院最终没有实现产业化，但该技术后来由BASF公司通过固定硫催化剂和两步加氢分解技术达到工业化程度。1936年Scholven氮厂利用IG油漆公司发明的煤制油生产装置以烟煤作为原料生产出了第一批煤制油品一汽油，并在1937年建成了2个煤制油生产厂。在1942年～1945年间，上述三个煤制油生产厂的汽油年生产能力已经达到65万吨，汽油质量基本能够达到普通汽油标准。1935年，英国的比林汉姆建成了一座进行商业化生产的煤炭直接液化厂，将煤炭和杂酚油进行处理。每年可生产15万吨的汽油。煤的间接液化是先将煤气化，生产出原料气，经净化后再进行合成反应，生成油的过程，它是德国化学家于1923年首先提出的。但到二战末，这些煤制油工厂都因为战争遭到破坏而停产，煤制油技术第一阶段的产业化进程由此结束。

2南非较大规模的产业化阶段。该阶段大致处于二战后到20世纪70年代的中东战争前。二战后，由于中东石油的大规模开发。石油供给非常充分，油价如同水价，又加之早期进行煤制油产业化的德国的煤炭价格上涨，这使得投资巨大，工艺流程复杂的煤制油技术产业化进程嘎然而止。随后，西方发达国家对煤制油技术研究陷入低潮。但在此期间，煤制油技术在南非获得继续发展。由于种族问题，到20世纪80年代中期为止，南非受到了30年的贸易禁运。迫使南非大规模采用煤炭液化产品。南非沙索公司从1955年起就以煤为原料制造合成气，通过费一托合成工艺的改进，生产以汽油为主的液体燃料和化工原料。沙索－2厂1980年底建成投产，沙索－3厂1982年投产，规模在不断扩大。如沙索－2厂有36台鲁气炉在运转，日处理煤4万吨。年生产以汽油为主的液体燃料和化学品超260万吨，年。2004年沙索公司产值达40亿美元，实现利润12亿美元。目前，南非60％的运输燃料是由煤炭提供的。

3煤制油技术集中研发阶段。20世纪70年代发生的两次中东石油危机。又给煤制油技术在西方发达国家进行产业化创造了机遇。1973年后。由于在短短的5年时间内爆发了两次中东战争，对石油的价格产生了巨大影。1973年的战争使得原油价格从每桶3.011美元提高到10.651美元，油价猛涨了两倍多。1978年的两伊战争，使得全球石油产量从每天580万桶骤降到100万桶以下，油价在1979年开始暴涨，从每桶13美元猛增至1980年的34美元，从而触发了世界范围内的一场石油能源危机，煤炭液化技术又开始活跃起来。德国、美国、日本等工业发达国家，在原有基础上相继研究开发了一些煤炭直接液化新工艺。不少国家己完成了中间放大试验，为建立大规模工业生产厂打下了基础。具有代表意义的是德国的200吨／年新的二段液化(IGOR)工艺，美国的600吨，年氢煤法H-coal工艺和日本的150吨／年NEDOL工艺。

4煤制油技术产业化方向不确定阶段。经历两次石油危机后，由于世界经济严重衰退，西方石油消费大国对石油需求处于长期疲软期，尽管海湾战争曾使油价骤然回升，但战争结束后，油价又开始回落，1998年的油价跌到了1977年以来的最低水平。油价的起伏不定使得美国的煤炭直接液化研究项目完成后没能如期进入工业化示范阶段就被中断。日本煤直接液化研究项目结束最晚，坚持到2000年完成了日处理150吨煤炭的煤液化中试工厂的项目。中国煤炭研究总院北京煤化工研究分院的煤液化技术研究所依靠20世纪80年代初与日本政府合作得以生存下来至今。迈入新世纪。在中国曾经经历了一场煤制油热捧期，但随着2008的全球金融危机的发生，石油价格又从147美元左右的高点回落到40美元左右，中国掀起的煤制油热潮也迅速降温，能否完成产业化发展具有很大的不确定性。目前在进行煤制油规模化生产尝试的国家还有马来西亚、巴西等第三世界国家，但没有一个国家能超过百万吨的生产能力。

二、煤制油产业化的不确定性：石油替代品多样化

事实上，很多国内外专家学者呼吁大力发展煤制油技术所基于的主要论据是：“如果石油资源耗竭，煤制油品几乎是石油制品的唯一替代品”。事实上，石油制品作为运输燃料，其替代品种类较多，并且产量已经达到一定规模，这必将对煤制油产业化产生重要影响。这里我们将就我国目前能够对石油制品的替代品种类、技术成熟度及其预期产量进行分析，进而估算我国煤制油产业规模，为我国未来能源安全战略的路径选择提供实证数据。目前，能够对石油制品(主要是作为运输燃料)进行替代的产品主要包括：

1气态烃。气态烃燃料主要包括压缩天然气、液化天然气、液化石油气。目前，气态烃燃料已经较为广泛用作运输动力。据实地考察四川、山东及东三省等有较多的公交车及出租车使用气态烃燃料，其他一些省份也在推广使用。在未来的城市运输系统中，气态烃燃料对石油制品的汽油和柴油等产品替代效应较为明显，并具有良好的环保效果。2007，我国能源消费总量约为265583万吨。天然气约占3.5％，大约相当于9295万吨标准煤，若按每公斤汽油约等于1.4714公斤标煤，因此可得我国每年消费的天然气大约相当于6317万吨汽油。而2007年我国交通运输、仓储和邮政业总共消费汽油约为2763.19万吨，其中我国城市交通消耗的能源约占40％，大约为1105.28万吨，若其中30％运输燃料运用天然气，则可节省石油制品约

331.58万吨。可见，如果城市交通消耗通过推广天然气为动力的运输燃料供给，其替代效应几乎等同于未来10年我国煤制油开工企业的年产量。2醇燃料。醇燃料也可以对石油制品进行替代，它主要是通过以粮食、木薯、甘蔗、甜高梁、农作物秸秆等作为原料生产可以用于运输燃料的产品，目前在国内外都已经有一定规模。我国已经开始以粮食和木薯为原料生产燃料乙醇，并达到一定规模。但在“十一五”期间，国家对粮食类乙醇的消耗量控制在1000万吨以内(折合乙醇生产量约为300万吨)，未来中国以粮食为原料生产燃料乙醇的总潜力约为300万吨。因此以粮食为原料生产乙醇对汽油柴油替代效应非常有限。对我国煤制油产业规模影响不大。我国西南部分省区，如广东、广西、福建、云南甚至湖南、四川等地都可以广泛种植木薯，预计到2020年。中国利用木薯生产燃料乙醇有望达到200万吨，利用甘蔗生产乙醇有望达到100万吨／年，利用甜高梁秆为原料生产燃料乙醇有望达到70万吨。以农作物秸秆为原料生产燃料乙醇有望达到70万吨。因此。到2020年，以粮食、木薯、甘蔗、甜高粱、农作物秸秆生产乙醇燃料有望突破700万吨，而到2020年我国煤制油产业规模能否突破700万吨还是个未知数。因此。醇燃料对煤制油品具有明显的替代效应。

根据文献提供的数据，目前全国每年农作物秸秆约有7亿多吨，其中作为农村燃料消耗约2亿吨，若将其余5亿吨用来生产乙醇。可产乙醇7 000万吨。加上木材工业下脚料，制糖造纸业下脚料和城市纤维垃圾，总计可得乙醇8500万吨，是我国当前全国汽油消费总量的3倍左右。因此，如果我国能够在2020年前在利用农作物秸秆生产燃料乙醇的技术和工业化方面取得突破，不仅可以解决我国运输燃料的短缺问题，而且可以改善我国生态生态环境。增加农民收入。近年来，我国各地在收获季节产生的大量农作物秸秆基本都是通过焚烧处理或丢弃，对环境造成了非常严重影响。因此，这项技术突破不光可以确保我国能源安全。而且还可以为农民创收。减少煤炭开采，保护生态环境。

3生物柴油。煤制油油品对石油产品的另一大替代品是柴油。近年来，国内外开始尝试进行规模化的生物柴油产业发展。我国可用于生产生物柴油原料主要包括菜籽油及其下脚料、麻疯树籽、地沟油及其他木卒植物等。其预期产量、原料，产品比率及产业化可行性见表2。

根据上述的分析资料，到2020年，我国石油制品的替代品有望达到3240万吨～3520万吨，其中煤炭液化制品约占60％。

三、我国未来运输能源安全战略的路径选择

我国未来运输能源安全战略的路径选择主要有以下三条：

路径一：工业部门尽可能少用石油，降低石油的开采力度。众所周知，煤制油品对石油制品的主要替代功能是作为运输燃料。但根据我国能源消耗构成的统计资料可以看出。我国石油制品用于运输燃料的比例只有20％～30％，石油制品大部分用于工业生产的能源。对于工业生产来说。如果把石油单纯作为一种能源来对待，那么水力、核能、风能、太阳能等新能源及煤炭都可以对石油进行替代，工业用油尽可能地用电力来替代。因此，这样算下来，我国目前在运输燃料方面根本不存在所谓的短缺问题，所短缺石油主要是工业用油，而且这部分能源大部分也可以用其他能源来替代，因此如果未来只把煤制油品作为运输燃料，其供需缺口将不会十分巨大。

路径二：大力发展洁净煤技术。我国是煤炭生产和消费大国，煤炭开采和消费对生态环境都造成了非常大影响。但我国油贫煤富国情，决定了洁净煤技术是解决我国对进口石油资源依赖的主要途径。从长期来看，洁净煤技术也是解决世界能源短缺的主要途径。例如。美国能源消费大省加州由于对环境要求十分严格，煤电仅占其能源消费总置的1％左右，而美国全国约为50％。但近年来油气价格暴涨，导致电力成本大增，加州也出现了空前的电力危机，甚至出现过多次大面积停电，严重影响了生产和居民生活，目前加州已经开始考虑大规模建设利用洁净煤技术的煤电。我国目前煤制油技术研发主要从四个方面展开：①加工生产燃烧排放污染物更少的燃料煤；②开发洁净燃烧技术，通过改造煤的燃烧流程，降低燃烧过程中的排放物，并对排放物综合利用；③发展煤化工技术，对煤进行液化、气化及转化成燃料电池等深加工；④资源综合利用技术。如矸石回填、发电、制水泥。煤层气抽提利用等技术，尽可能地降低因为煤炭生产和消费所带来的负面生态效应。因此，通过上述洁净煤技术商业化发展。开展以煤代油工作。未来我国石油资源短缺问题有可能得到根本好转。

路径三：大力发展石油制品的替代品。有专家预测，我国石油稳定供给的年限不会超过20年。随着油气供应日趋紧张，煤制油作为接替资源受到普遍关注。我国煤制油研究在1990年代中期被上升到国家战略高度，煤制油技术也取得了重大进展，2001年国家科技部“863”计划和中国科学院联合启动了“煤制油”重大科技项目。1997年。原国家计委决定同时与美国、日本、德国开展煤制油联合研究，云南省政府与德国合作、黑龙省与日本合作、神华集团与美国合作。同时开展预可行性研究。近几年来，随着我国石油对外依存度不断提高，国际油价居高不下和国家能源战略安全的多重压力下，我国煤制油发展进入了一个新的发展阶段。2004年9月，我国与南非签署合作谅解备忘录。成立于2003年6月的神华煤制油公司，获得了国家发改委审批的第一个煤制油项目，开始了煤制油项目的大规模工业化示范。按照中国目前煤制油的项目开展速度，到2020年中国在煤制油项目上将完成4000亿元～5000亿元的投资，形成年产5 000万吨生产能力。将可以彻底改变我国运输燃料的短缺问题。不过正如国家发改委能源局巡视员吴吟所指出一样，除了2002年国家计委批准了神华在内蒙古鄂尔多斯进行年产100万吨煤炭直接液化的立项报告、潞安集团16万吨煤基合成油示范项目、内蒙古伊泰集团规划年产合成油料48万吨，其余只是同意其进行可行性研究。近几年各地盲目上项目势必会导致投资重复、效率低下和高额风险等。所以国家在2006年7月叫停了各地煤制油项目，要求一般不应批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目。100万吨以下的甲醇和二甲醚项目。60万吨以下的煤制烯烃项目。因此。2006年后，我国煤制油产业化进程又增添了很多变数。

四、结论

尽管目前煤制油技术能否产业化发展还充满很多不确定性，但不可否认煤制油可以有效延伸煤炭产业链，但在实际操作中应该综合考虑各方面因素。随着石油资源的耗竭及价格上涨，众多专家学者都把注意力投射到发展石油制品的替代品上，特别是煤制油技术。但根据上文分析。尽管煤制油品对石油相关制品有非常好的替代作用，但煤制油项目投资大，受煤炭、石油价格影响大，而且项目运行对水资源消耗也非常巨大。煤间接制油达到经济规模后吨油水耗为6吨～8吨，而我国大多数煤制油项目建设在水资源短缺地区，这对当地生态环境将是非常严峻的考验。从长期来看，通过煤液化制油技术只能够作为能源安全战略的备选方案之一，除非中国因为政治经济等问题受到国际社会的大规模贸易禁运。否则煤制油将不具备大规模产业化发展的条件，这主要由于煤炭也是不可再生资源，而且储量有限，最终也会导致无煤用于制油。另外，近年来，通过可再生资源制乙醇、生物柴油技术发展的较快，并有望在2020年达到一定的产业规模，这将对以不可再生资源生产的煤制油品产生巨大影响。因此，未来我国在发展石油制品替代品方向上都多种选择方案，这导致了煤制油产业化发展具有非常大的不确定性，同时也决定了我国未来煤制油产业只适合于适度发展。

参考文献：

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3杨清明，德国煤制油技术的发展过程与思考，山西化工，1997，(4)：54-56。

4张君，煤制油的工艺经济分析，高师理科学刊，2004，23(9)：78。

5殷建平，探寻合适的石油替代品：石油替代产品产能将快速提升中国石油和化工，中国石油和化工，2007(7)：39-41。

6.能源安全战略的实施顺序 篇六

改革开放以来, 我国实施了沿海地区率先发展战略, 优先在沿海地区布局了一批重化工业项目, 导致对能源的需求不断增加。尤其是“十五”以来, 东部部分省市再一次提出工业“适度重型化”和“重型化”战略, 在政府主导下, 纷纷扩大重化工业规模, 延续传统重化工业发展道路, 从西部地区调入能源的规模不断扩大, 对一次性能源的依赖度进一步提高, 能源资源和环境形势变得日趋严峻, 成为制约东部地区重化工业发展的突出“瓶颈”。

(一) 现有的重化工业布局导致能源供需格局呈“逆向分布、逆向布局”和生产力的“逆向推进”

在现有重化工业布局下, 东部地区和东北地区成为能源净输入区域, 西部地区成为主要能源输出区域, 形成了能源生产和消费空间显著分离的格局, 并且有进一步强化的趋势。以2007年为例, 东部地区煤炭、原油、天然气产量和发电量分别占全国的11%、37%、13%和43%, 而煤炭、原油、天然气消费量和用电量分别占全国的38%、50%、36%和50%。这种依靠消耗大量能源实现经济快速增长的模式, 直接导致东部地区逐渐陷入能源困境, 甚至接近资源约束边界。长三角、珠三角、环渤海经济区能源缺口进一步扩大, 形成了“北煤南运、北油南运、西气东输、西电东送”能源流向格局, 能源供需呈现越来越严重的“逆向分布和逆向布局”。长此下去, 既难以缓解全国性的“煤电油运”紧张局面, 煤荒、电荒周期性频发是一种必然的结果, 也会进一步加剧全国生产力布局的“逆向推进”。

(二) 现有的重化工业布局导致资源的巨大浪费

首先, 能源的输入输出直接造成铁路、公路运力紧张。2011年1-11月全国铁路煤炭发运量累计达到20.7亿吨, 占货运总发送量的58%, 其中, 电煤14.7亿吨, 占货运总发送量的41%, 直接挤占了其它物资的运输。以西煤东运主通道大秦铁路为例, 2010年年运输量达到4亿吨, 是原设计运输能力的4倍, 而行业内公认的世界单条铁路年运输量的理论极限是2亿吨。铁路运力的不足, 只有通过汽车运输来弥补, 一方面对公路运输形成压力, 以G6高速为例, 2011年运输量超过规划量的2倍以上;另一方面, 汽车远距离运煤耗费了大量汽柴油, 这种用高级能源换取低级能源的方式, 将难以为继。如果再考虑煤炭运输中的损耗, 则代价更高。

其次, 为保障能源顺利输入输出, 需要修建铁路、公路、管道等通道项目, 这不仅增加大量的建设成本, 而且必然占用大量的土地资源。以铁路运输为例, 增加4亿吨外运量, 相当于新修一条大秦铁路, 至少占用土地近5万亩, 这无疑对保障我国18亿亩耕地“红线”构成严重威胁。

再次, 能源的输入输出, 导致能源使用成本增加。以煤炭运输为例, 按铁路运价0.15元/吨公里计算, 将内蒙古准格尔煤运到秦皇岛, 每吨煤平均运输成本近百元;按公路运费0.5元/吨公里, 运输半径300公里计算, 吨煤运输费用高达150元。受煤炭高额运输成本影响, 华北地区发电成本比内蒙古就地发电每度高0.083元, 这显然不利于提高能源使用效率。

(三) 现有的重化工业布局导致东部地区大气、土地环境容量约束更加明显

东部地区大量燃烧煤炭导致了严重的大气污染。目前, 东部单位国土面积二氧化硫排放量是西部地区的5.2倍, 燃煤电厂单位二氧化硫排放造成的经济损失是西部的4.5倍。2010年全国监测的494个市 (县) 中, 出现酸雨的市 (县) 达到249个, 主要集中分布在长江沿线及以南至青藏高原以东地区, 包括浙江、江西、湖南、福建的大部分地区。目前, 华东地区、华中东部四省、京津冀及沿海地区的广东省已基本没有剩余大气环境容量。同时, 发展火电排放大量的粉煤灰, 堆放粉煤灰占用了大量的土地资源。据测算, 每增加1万千瓦火电装机, 将增加粉煤灰排放量近万吨, 每堆放万吨粉煤灰需占地6亩左右, 对于寸土寸金的东部地区, 损失自然是巨大的。

二、加快国家战略西移步伐, 将内蒙古建成国家重要能源重化工基地是理想选择

实施重化工业布局战略西移, 建设国家重要的能源重化工基地, 内蒙古具有明显的比较优势:

一是能矿资源优势。内蒙古拥有鄂尔多斯、呼伦贝尔、锡林郭勒等大型煤炭基地, 煤炭远景储量约1.2万亿吨, 占全国总储量的24%左右, 居全国第2位;已探明储量7400亿吨, 居全国第1位。已探明天然气储量8600亿立方米, 石油资源总量30亿吨左右。电力资源丰富, 2010年内蒙古电力装机达到6500万千瓦, 占全国电力总装机的比重接近7%, 居全国第3位。其中, 风电并网装机1000万千瓦, 占全国风电装机的32%, 居全国第1位。矿产资源富集, 稀土储量居世界首位, 拥有大兴安岭成矿带和得尔布干有色金属成矿带, 已查明10种有色金属矿产资源储量2539万吨, 其中铜、铅、锌、钨、钼矿查明资源储量分别居全国第4位、第2位、第2位、第10位、第6位。加之, 与内蒙古相邻的俄、蒙地区, 也拥有丰富的能矿资源可为我所用, 从而为建设国家重要的能源重化工业基地提供良好的后续资源基础。

二是能源利用效益最大化优势。实现内蒙古能源就地转化, 既可以降低运输成本, 也能够提高能源利用效益。以煤炭为例, 2010年内蒙古外运煤炭4.7亿吨, 按大秦铁路653公里路段和0.12元/吨公里运价计算, 每吨煤的运价约为80元, 少运4.7亿吨煤可减少约380亿元的运输成本。以“北电南送”为例, “北电南送”1亿千瓦, 每年可以减少东部地区煤炭消耗和铁路运输量2.5亿吨。同时也可以减少煤炭损失, 通过铁路、公路运输, 煤炭损耗约为1%, 按每吨煤运输一次计算, 2010年全国可减少煤炭运输损失470万吨。若就地进行加工转化, 煤转电可增值2倍, 煤制甲醇可增值约4倍, 煤制油可增值8—12倍。

三是环境容量空间广阔优势。内蒙古地域广阔, 人口较少, 土地面积占全国的12.5%。拥有大面积的戈壁、沙漠, 环境容量大。2010年经济总量占全国的2.67%, 而二氧化硫排放量仅占6.38%, 相对于国土面积来说, 排污量比较小。在内蒙古优先布局重化工业项目, 可以发挥环境容量优势, 缓解东部地区的环境压力, 以“北电南送”为例, 送出1亿千瓦, 可以使东部地区少排二氧化硫326万吨、氮氧化物73万吨、二氧化碳1.4亿吨, 据此还可以统筹谋划全国的污染物排放总量控制和碳交易市场。

四是资源型产业基础雄厚优势。内蒙古能源、冶金建材、化工等产业整体实力不断增强。2010年能源工业实现增加值3960亿元、冶金建材3703亿元、化学工业1255亿元, 占全区规模以上工业增加值的66%以上, 为下一步推进产业延伸提供巨大的产业和市场空间。

五是水煤组合优势。目前, 内蒙古自产水资源总量为545.95亿立方米, 占全国水资源量的1.9%, 占我国西部地区水资源量的3.5%左右。国家分配给内蒙古黄河多年平均可利用水量58.6亿立方米, 通过实施一批重点水利工程和“水权转换”项目, 有助于合理配置水资源和煤炭资源, 为发展能源密集型产业提供充足的水资源保障。

基于以上考虑, 实施国家重化工业西移战略, 将内蒙古建设成为国家重要的能源重化工基地, 充分发挥内蒙古的综合比较优势, 应走“煤电用”一体化产业发展的路子, 以煤、电为代表的包括化石能源和非化石能源发展为基础, 以“延链、扩链、补链”的方式发展能源密集型产业为重点, 利用现代先进科技, 按照“规模化、链条化、园区化、循环化、高技术化、低碳化”的要求, 大力发展煤炭—电力—冶金、煤炭—电力—多晶硅—光伏制造、煤炭—电力—稀土新材料、煤炭—电力—煤化工、煤炭—电力—氯碱化工和氟化工、煤炭—电力—建筑陶瓷、煤炭—电力—云计算等七条产业链, 这是落实科学发展观的重要体现, 是调整优化空间布局的重要路径, 也是我国突破资源环境约束的重要选择之一, 最终能够带来良好的经济效益、生态效益和社会效益。

一是促进节能减排。通过培育壮大以上七条产业链, 预计2015年单位工业增加值能耗将达到2.5吨标煤/万元, 比2010年下降23%。尤其是与沿海地区相比, 内蒙古拥有丰富的风能、太阳能等清洁能源, 在内蒙古实施“煤电用”一体化产业项目, 可以提高风能消纳比例, 减少环境污染。据测算, 若采用非并网发电技术, 可将风能利用比例提高到25%, 与单一利用火电相比, 可减少二氧化硫排放5.5万吨、二氧化碳1750万吨。

二是大幅度降低成本。在内蒙古实施“煤电用”一体化产业项目, 可减少煤炭外运近4亿吨, 降低煤炭运输成本640亿元以上, 减少煤炭运输损失400万吨左右。

三是缓解耕地占用压力。在内蒙古实施“煤电用”一体化项目, 可以减少占用土地9730万亩, 约占内蒙古荒漠化和沙化土地面积的6%左右。

四是提高资源综合利用水平。用粉煤灰提取氧化铝, 每年可替代进口铝土矿3000万吨, 相当于2011年我国全年进口铝土矿的70%左右, 可以大幅度降低我国铝土矿对外依存度。在粉煤灰提取氧化铝过程中, 也会产生大量的活性硅酸钙和硅钙渣。活性硅酸钙用于造纸行业替代碳酸钙, 每年可为造纸行业节约成本300亿元;用硅钙渣生产水泥, 每年可节省煤炭9万吨, 降低成本2600万元。

以上七条产业链, 预计到2015年可实现工业增加值9000亿元, 占内蒙古“十二五”生产总值规划目标的40%以上, 将带动就业30万人左右。

三、几点建议

一是加强产业政策和区域政策的有机结合。目前, 我国产业政策普遍实行“一刀切”, 操作比较简单, 与科学发展观的要求不相适应, 并且严重地制约内蒙古发展具有比较优势的产业。建议国家实施有利于产业政策与区域政策有机结合的调控方式, 根据区域资源环境承载能力、产业结构和发展特点, 在不同区域实施不同的产业政策。在严格环保标准和市场准入的基础上, 在内蒙古发展能源密集型产业加快对这些领域项目的审批和核准进程。实施差别化的土地政策, 尤其是对利用荒地、戈壁、沙漠等需要治理的土地发展能源重化工业项目, 应进一步放宽土地使用限制。

二是争取国家实施差别化的节能减排政策。我国各地区经济发展水平不同, 产业发展结构各异, 能源消费总量不一。建议国家在制定能源消费总量控制政策, 以及在节能减排指标测算和分解上, 需要根据能源密集型产业发展特点, 区别对待, 探索建立以消费为基础的排放统计体系, 防止发达地区把排放和污染外部化到欠发达地区, 加剧区域发展的不平衡性。

三是争取国家加快资源收益分配体制改革。目前, 从内蒙古国民收入初次分配结构看, 劳动者报酬所占比重仍然偏低, 政府和企业所得比重偏高。“十一五”时期, 内蒙古财政收入增长了4倍 (未考虑价格因素, 下同) , 规模以上工业企业利润增长了6倍以上, 而城镇居民人均可支配收入和农牧民人均纯收入增长均不足1倍。从一般规律看, 收益分配关系处理得好, 能够极大地促进国家能源重化工基地健康发展, 反之, 经济发展成果就不能更好地惠及人民群众, 从而失去经济增长的内在动力, 阻碍经济的快速发展。因此, 建议国家加快推进资源收益分配制度改革, 调整收益分配格局。一方面, 探索推进资源资本化的有效方式, 加强资源配置的市场化改革, 尝试以股份制方式参与资源收益分配;另一方面, 国家应加快资源税征收办法的改革, 全面推进资源税由从量计征变为从价计征。