大同油价低的原因分析_大同油价低的原因

1.未来一到两年中国的煤炭市场将会如何变化

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3.原油价格上涨什么股票会涨?

4.山西――石家庄有多远

未来一到两年中国的煤炭市场将会如何变化

今年以来，由于铁路运输的局部缓解、煤炭产能的快速增长、以及煤炭投资的相对过热，使得近期的市场形势出现一些变化。主要表现在港口煤炭积压、用户库存增高、部分煤价下调，对于这种现象业内外人士一时间众说纷纭，以至主流观点都认为煤炭总量出现过剩，笔者观点与此有所不同，我认为，今年煤炭市场将会呈现整体供需基本平衡略显偏紧，局部短缺与过剩并存的格局。

一、当前煤炭市场存在的几个反差

一是煤炭港口库存多与煤矿库存少的反差。煤炭库存多主要表现在港口库存多和个别用户库存多。从港存煤数量上来看，去年2月底秦皇岛港港存260万吨左右，今年同期港存达到410万吨，尽管港口取了种种疏港措施，使港存数量有所下降，但进入3月份，港存数量继续增加，到3月中旬港存数量猛增到430万吨左右，比04年港存最少的时候接近翻番。由于在短期内港存的居高不下，市场对煤炭的需求减少，以至于买方的议价能力增强，港口的交易价格有所下滑。青岛港港存三月下旬在78万吨，日照港在164万吨，京唐港在110万吨，各港口库存处于饱和状态。但是另一方面煤矿库存则在快速减少，据一季度煤炭经济运行主要指标情况披露，到3月底全国煤炭社会库存为1.05亿吨，同比增加655万吨，上升6.6%，比年初增加149万吨，上升1.4%。其中，煤矿库存2300万吨，同比减少244万吨，下降幅度达到9.6%。目前主要产煤省库存减少，如山西、河南、黑龙江等产煤大省有的煤矿没有库存，出现了铁路装不起煤，公路无煤可拉，部分汽车停运的现象。

二是部分用户用煤宽松与部分用户用煤紧张的反差。从目前市场反映的情况看，煤源依靠港口下水中转的上电、广电、浙电等市场相对宽松，供煤渠道主要集中在有运输增量的大秦线和侯月线，大秦线直接影响了秦皇岛港，同时由于分流影响到京唐港；侯月线一方面影响着内河运输的邳县港、万寨港，另一方面影响到日照港。目前通过水路中转运输的华东、华南局部用户用煤得以缓解，而离港口较远靠铁路直达的用户如广东韶关电厂、河北南网部分电厂等依然紧张。更有甚者，一些产煤大省的电厂也出现停机待煤现象，如山西、河南、陕西的省内一些电厂等。其直接原因一是因为小煤窑由于安全原因复产受限供应不足，另一方面虽然国有大矿超能力生产也难以满足增量需求。

三是库存中劣质煤多与优质煤少的反差。从目前掌握的情况看，不管是港口库存增加，还是用户库存增加，其中尤以劣质煤为主，究其原因主要是，一方面电厂春节前担心煤炭供应像去年一样紧张，在这种心理影响下进了一些劣质煤；另一方面春节期间突运存煤，大量煤台存煤包括一部分劣质煤转移到港口及电厂，当然也不排除个别发煤站掺杂现象的存在。截至2月底，直供电网库存增加526万吨，增幅为61.74%，大秦线万吨大列的开通不仅把大同的库存全部运出，并且把朔州地区的劣质煤也大量地运进港口，致使秦皇岛港存煤激增，由此，劣质煤下调价格是必然的。过剩只是劣质煤的过剩，优质煤市场紧缺，价格坚挺的情况并没有改变。

四是管理部门与生产单位对煤炭市场判断的反差。从目前的情况看，似乎电力燃料的管理部门和煤炭行业管理部门都有认为近期煤炭市场出现疲软是煤炭产能过剩所致的看法，煤炭管理部门担心总量过剩、煤价下滑，电力燃料管理部门则提出增强议价能力、迫使煤价下调的主张。但从煤炭生产企业和电力用煤企业方面而言，则觉得市场并没有发生大的转变，认为煤炭供需矛盾仍然突出，供不应求的大势还没有改变，

国有大矿的煤炭价格依旧稳定，电厂也没有贸然去谈降价事宜。造成这种情况的原因，可能在于煤矿、电力生产单位只看微观，不了解整体情况，而一些管理部门只看宏观数字，而对具体情况了解的不够。

二、对造成以上反差现象的原因分析

1、从需求侧看，今年南方雨季来得早，火电开工率低，被认为最缺电的华中地区湖南、湖北由于水电的增长，已基本摆脱缺电的局面；同时由于春节期间，重点厂矿开工不足，电厂的负荷普遍降低，山东、河北等地的德州、聊城、衡水等17个电厂，除衡水电厂和胜利电厂有新增机组，发电量增幅较大以外，其余多数电厂均表现为开机不足，负荷偏低，发电量低于去年同期水平。据中能电力燃料公司资料统计，今年1—2月份电煤调进总量增长达到17.87%，高于耗煤总量10个百分点，同时，国电直供系统的日均耗煤指标在2月份出现萎缩，前两个月，国电直供系统煤炭消耗的增长速度明显低于铁路和港口煤炭运量的增长水平。

2、从生产角度看，无论国有大矿还是乡镇小窑都由于需求的拉动在开足马力生产，甚至超能力生产，基本适应了运力改善后的市场需要。今年一季度全国原煤产量完成42327万吨， 同比增加4507万吨，增长11.9%，增幅比去年同期下降7.2个百分点，增幅已经有所下降。这种情况说明，虽然煤炭供应基本适应了当前市场需求，但它是建立在消耗了煤矿原有库存的基础上，目前煤矿库存下降几近到捉襟见肘的状况，已经反映出煤矿的生产衔接能力不足，这种情况在今年全年都有可能延续，而新上的煤矿产能最快也得在明年或者后年才能得到显现，这是煤矿建井周期的特殊性的必然反映。

3、从运输角度看，由于铁路运力得到改善，特别是春节突运期间措施得力、组织有方，促使煤炭需求得到暂时缓解。据有关消息，4月9日产煤大省山西召开了全省第116次铁路运输协调会，会议通报2004年全年煤炭运量为29626.3万吨，比上年多运4051.9万吨，增长15.8%。2005年一季度的煤炭运量完成8575.7万吨，同比多运1598.2万吨，增长22.9%。一季度全国煤炭铁路运力得以改善，特别是大秦线和候月线运量的突然大增，都对煤炭市场的供应起到了一定程度的缓解作用，国家通过铁路运输保障能力的提高满足煤炭供给的效果得到进一步显现。

三、年内煤炭市场将是供需平衡偏紧，短缺与过剩并存

做出这一判断的基本依据是：

1、从宏观层面分析，国民经济的快速发展对煤炭市场起到巨大的支撑作用。今年GDP的增长保守预计为8%，但一季度达到了8.8%，从这种增长势头看，今年GDP的增长预计不会低于8.5%。2005年我国电力装机容量将增加约6000万千瓦以上，上半年预计投产2380万千瓦，全国装机容量将达5.1—5.2亿千瓦，预计2005年电煤需求将增加1亿吨—1.3亿吨，粗钢2005年产量预计在去年2.72亿基础上达到3亿吨，增长约3000万吨，冶金煤需求增加约3000万吨左右，加之其它行业用煤，今年的煤炭增量需求至少在1.5吨，上限在2亿，煤炭需求在大幅增长。

2、从煤炭下游主要用煤行业分析，今年煤炭产量增长将可能低于电力和冶金行业的增长速度，需求增量大于供应增量。今年1—3月份全国原煤产量同比增长11.9%，而发电量1—2月份同比增长12.1%，预计全年增长约在13%左右；而生铁和粗钢今年1—2月份累计分别增长27.10%和22.9%，原煤产量增长幅度小于下游主要用煤行业增长幅度。考虑今年国家对煤炭安全生产的高度重视，加大安全整顿力度，限制煤矿超能力生产，同时由于煤矿工作面衔接紧张的情况，有可能今年煤炭全年增幅不会超过10%（去年增幅超过13%）。这种情况从另一个角度也可以说明为什么煤矿销量大于产量，煤矿库存不断下降的原因。

3、从国际煤炭市场分析，新的财政年度国际煤炭市场的价格高企对国内煤炭市场有支撑。从目前国际贸易的谈判中可以看到，澳大利亚、中国、日本、韩国的动力煤贸易协议价格涨幅都在50%左右，而炼焦煤价格比2004年上涨了110%，主焦煤价格为125美元/吨，半软焦煤为80美元/吨，低挥发分高炉喷吹煤为100—105美元/吨，都比国内价格高出200元/吨左右；另外，去年实际出口8567万吨，比上一年度减少742万吨，今年预计出口总量将会保持相对稳定，不可能出现由于出口波动影响国内煤炭市场的情况。从煤炭进口的角度讲，由于进口煤炭的离岸价有的甚至已经超过国内所供煤炭的到厂价，从国际市场进口煤炭的渠道可能会受到抑制，进口量大增的可能性不大。

虽然煤炭市场供需整体是平衡的，但是由于煤矿增产的不均衡性（主要是动力煤有新增能力，而无烟煤、焦煤新增能力不足）；运输改善的不均衡性；气候的季节性变化对煤炭需求的不均衡性三个因素的综合性影响，会使今年煤炭市场呈现个别煤种、区域性、时段性的过剩与短缺并存的局面。

四、今年观察和研究煤炭市场需要引起关注的几个问题

由于今年以来煤炭市场与以往不同，出现了一些反差，新增了一些不确定因素，给我们准确把握煤炭市场带来了一定的难度，同样也给国家对煤炭市场的宏观调控政策的确定与落实带来了一定的难度，为此我们不能不给予高度重视。

一是铁路因素。长期以来，铁路运力不足是制约煤炭运输的一个主要因素，但目前通过国家加大对铁路的投资和建设力度的不断加大，这种现象已经在逐步改变，但改变呈不均衡性，今年煤炭市场短缺与过剩并存的局面和铁路运力将呈现直接的关系，也就是说，运输瓶颈得以缓解的地区煤炭市场相对宽松，甚至会出现过剩，运力暂时所不达的地区，将会依然处于市场偏紧的状态。

二是煤质因素。从国有大矿来讲，由于一些大矿超能力生产，带来工作面衔接紧张，以往因硫分高、灰分高等因素弃的工作面，有复重新利用的情况；同时由于装备改进、技术提高，原来遇构造往往绕过去不、后也实行分装分运的情况，现在往往强行通过地质构造，对通过陷落柱、断层及割顶、割底造成的灰分增高也来不及再进行分装分运，客观上使煤炭的质量有所下滑；从小煤窑及小发煤站来讲，由于受利益驱动，的确存在煤矸石粉碎后主观上掺的现象，也使煤炭质量出现了一定程度的下滑。今年煤炭产量预计为20亿吨，如果灰分提高1%，就可能虚增2000万吨的产量。虚增的这部分产量，不仅对整个社会经济的综合效益下降（浪费运力，增加下游用户成本），更给判断和分析煤炭市场形势带来一些象和错觉。

三是安全因素。目前由于煤矿重特大事故频发，国家针对煤矿超能力、超负荷生产现象的治理和整顿力度不断加大，不具备安全生产条件的小煤窑的复产将会延期。山西、河南、山东等省也相继出台了严厉的管制措施，小矿的盲目生产，大矿的超能力生产都受到了国家的限制，有效供给能力的快速增长将得到抑制。据有关方面信息，产煤大省山西目前核准颁发安全生产许可证的仅有623个，产能2.5亿吨，预计全省

4300多个矿井中，将有50%以上的小矿拿不到许可证，同时，大矿超能力生产将被严格限制。目前秦皇岛港煤炭库存已经开始下降，一些煤矿也出现无煤可拉的现象，一旦出现煤炭整体趋紧的局面，需要像去年一样组织电煤突运，可能煤源都存在问题。因此，不管是电力生产部门还是国家宏观调控部门都应高度重视，不能被近期煤炭市场出现的一些新情况所影响。

综上所述，预计4月底至5月煤炭市场将会再度紧张起来，年内煤炭市场仍然会继续呈现整体平衡偏紧，部分时段、部分区域、部分煤种短缺与过剩并存的格局.

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煤制油

我国总的能源特征是“富煤、少油、有气”。2003年我国总能源消费量达11.783亿吨油当量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然气占2.5%，水电占5.43%，核能占0.83%。我国拥有较丰富的煤炭，2000~2003年探明储量均为1145亿吨，储比由2000~2001年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明储量2003年为32亿吨，储比为19.1年。在较长一段时间内，我国原油产量只能保持在1.6~1.7亿吨/年的水平。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的首选燃料。在本世纪前50年内，煤炭在中国一次能源构成中仍将占主导地位。预计煤炭占一次能源比例将由1999年67.8%、2000年63.8%、2003年67.8%达到2005年50%左右。我国每年烧掉的重油约3000万吨，石油的短缺仍使煤代油重新提上议事日程，以煤制油己成为我国能源战略的一个重要趋势。

煤炭间接液化技术

由煤炭气化生产合成气、再经费-托合成生产合成油称之为煤炭间接液化技术。“煤炭间接液化”法早在南非实现工业化生产。南非也是个多煤缺油的国家，其煤炭储藏量高达553.33亿吨，储比为247年。煤炭占其一次能源比例为75.6%。南非1955年起就用煤炭气化技术和费-托法合成技术，生产汽油、煤油、柴油、合成蜡、氨、乙烯、丙烯、α-烯烃等石油和化工产品。南非费-托合成技术现发展了现代化的Synthol浆液床反应器。萨索尔（Sasol）公司现有二套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品700多万吨（萨索尔堡32万吨/年、塞库达675万吨/年），其中合成油品500万吨，每年耗煤4950万吨。累计的70亿美元投资早已收回。现年产值达40亿美元，年实现利润近12亿美元。

我国中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油。据项目规划，一个万吨级的“煤变油”装置可望在未来3年内崛起于我国煤炭大省山西。中科院还设想到2008年建成一个百万吨级的煤基合成油大型企业，山西大同、朔州地区几个大煤田之间将建成一个大的煤“炼油厂”。最近，总投资100亿美元的朔州连顺能源公司每年500万吨煤基合成油项目已进入实质性开发阶段，2005年建成投产。产品将包括辛烷值不低于90号且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500种化工延伸产品。

我国煤炭丰富，为保障国家能源安全，满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，2001年国家科技部”863”和中国科学院联合启动了”煤制油”重大科技项目。两年后，承担这一项目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要进展。与我们常见的柴油判若两物的源自煤炭的高品质柴油，清澈透明，几乎无味，柴油中硫、氮等污染物含量极低，十六烷值高达75以上，具有高动力、无污染特点。这种高品质柴油与汽油相比，百公里耗油减少30％，油品中硫含量小于0．5×10－6，比欧Ⅴ标准高10倍，比欧Ⅳ标准高20倍，属优异的环保型清洁燃料。

山西煤化所进行”煤变油”的研究已有20年的历史，千吨级中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，到2003年底已累计获得了数十吨合成粗油品。2003年底又从粗油品中生产出了无色透明的高品质柴油。目前，山西煤化所中试基地正准备第5次开车，运行6个月左右。目前世界上可以通过”煤制油”技术合成高品质柴油的只有南非等少数国家。山西煤化所优质清洁柴油的问世，标志着我国已具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可将煤变为洁柴油全套技术的国家之一。据介绍，该所2005年将在煤矿生产地建一个10万吨／年的示范厂，预计投资12亿～14亿元，在成熟技术保证的前提下，初步形成"煤制油"产业化的雏形。

据预测，到2020年，我国油品短缺约在2亿吨左右，除1.2亿吨需进口外，”煤制油”技术可解决6000万～8000万吨以上，投资额在5000亿元左右，年产值3000亿～4000亿元，其中间接液化合成油可生产2000万吨以上，投资约1600亿元，年产值1000亿元左右。从经济效益层面看，建设规模为50万吨／年的”煤制油”生产企业，以原油价不低于25美元的评价标准，内部收益率可达8％～12％，柴油产品的价格可控制在2000元／吨以内。而此规模的项目投资需45亿元左右。

目前，包括山西煤化所在内的七家单位已组成联盟体，在进行”煤制油”实验对比中实行数据共享；不久将有1.2吨洁柴油运往德国进行场地跑车试验；2005年由奔驰、大众等厂商提供车辆，以洁柴油作燃料，进行从上海到北京长距离的行车试验，将全面考察车与油料的匹配关系、燃动性及环保性等。目前”煤制油”工业化示范厂的基础设计工作正在进行之中，预计可在2010年之前投入规模生产。

我国与南非于2004年9月28日签署合作谅解备忘录。根据这项备忘录，我国两家大型煤炭企业神华集团有限责任公司和宁夏煤业集团有限责任公司将分别在陕西和宁夏与南非索沃公司合作建设两座煤炭间接液化工厂。两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，总投资分别为300亿元左右。通过引进技术并与国外合资合作，煤炭间接液化项目能够填补国内空白，并对可靠地建设“煤制油”示范项目有重要意义。萨索尔公司是目前世界上唯一拥有煤炭液化工厂的企业。从1955年建成第一个煤炭间接液化工厂至今已有50年的历史，共建设了3个煤炭间接液化厂，年处理煤炭4600万吨，年产各种油品和化工产品760多万吨，解决了南非国内40%的油品需求。

中科院与神华集团有关”铁基浆态床合成燃料技术”签约，标志着该技术的产业化指日可待。铁基浆态床合成燃料技术是中科院山西煤化所承担的”十五”中科院创新重大项目和国家”863”项目，得到了国家和山西省及有关企业的支持。经过两年多的努力，已经研发出高活性和高稳定性铁系催化剂、千吨级浆态床反应工艺和装置等具有自主知识产权的技术。截至2004年10月已完成了1500小时的中试运转，正在为10万吨／年工业示范装置的基础设计收集数据，已基本形成具有我国自主知识产权的集成性创新成果。与神华集团的合作，将促进对我国煤基间接合成油技术的发展起到积极的作用。

壳牌（中国）有限公司、神华集团和宁夏煤业集团于2004年11月签署谅解备忘录，共同开发洁净的煤制油产品。根据谅解备忘录，在为期6到9个月的预可行性研究阶段，三方将就壳牌煤制油（间接液化）技术在中国应用的可行性进行研究，内容包括市场分析、经济指标评估、技术解决方案和相关规定审核以及项目地点的确定。据了解，神华集团和宁夏煤业集团将分别在陕西和宁夏各建设一座煤炭间接液化工厂。中的两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，初步估计总投资各为300亿元左右。

云南开远解化集团有限公司将利用小龙潭褐煤的优势，建设年产30万吨甲醇及10万吨二甲醚项目、年产50万吨或100万吨煤制合成油项目，以及利用褐煤间接液化技术生产汽油。该公司于2006年建成甲醇及二甲醚项目，产品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化气。煤制合成油项目因投资大、技术含量高，解化集团分两步实施：2005年建成一套年产1万吨煤制油工业化示范装置；2008年建成年产50万吨或100万吨煤制合成油装置。目前，年产2万吨煤制油工业化示范项目已完成概念性试验和项目可行性研究报告。该项目将投资7952万元，建成后将为企业大型煤合成油和云南省煤制油产业起到示范作用。

由煤炭气化制取化学品的新工艺正在美国开发之中，空气产品液相转化公司（空气产品和化学品公司与依士曼化学公司的合伙公司）成功完成了由美国能源部资助2.13亿美元、为期11年的攻关项目，验证了从煤制取甲醇的先进方法，该装置可使煤炭无排放污染的转化成化工产品，生产氢气和其他化学品，同时用于发电。19年4月起，该液相甲醇工艺（称为LP MEOH）开始在伊士曼公司金斯波特地区由煤生产化学品的联合装置投入工业规模试运，装置开工率为.5%，验证表明，最大的产品生产能力可超过300吨/天甲醇，比原设计高出10%。它与常规甲醇反应器不同，常规反应器用固定床粒状催化剂，在气相下操作，而LP MEOH工艺使用浆液鼓泡塔式反应器（SBCR），由空气产品和化学品公司设计。当合成气进入SBCR，它藉催化剂（粉末状催化剂分散在惰性矿物油中）反应生成甲醇，离开反应器的甲醇蒸气冷凝和蒸馏，然后用作生产宽范围产品的原料。LP MEOH工艺处理来自煤炭气化器的合成气，从合成气回收25%~50%热量，无需在上游去除CO2（常规技术需去除CO2）。生成的甲醇浓度大于%，当使用高含CO2原料时，含水也仅为1%。相对比较，常规气相工艺所需原料中CO和H2应为化学当量比，通常生成甲醇产品含水为4%~20%。当新技术与气化联合循环发电装置相组合，又因无需化学计量比例进料，可节约费用0.04~0.11美元/加仑。由煤炭生产的甲醇产品可直接用于汽车、燃气轮机和柴油发电机作燃料，燃料经济性无损失或损失极少。如果甲醇用作磷酸燃料电池的氢源，则需净化处理。

煤炭直接液化技术

早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢煤液化工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。13年的世界石油危机，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如美国的氢-煤法（H-Coal）、溶剂精炼煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氢溶剂法（EDS）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国碳氢化合物研究（HTI）公司的两段催化液化工艺等。我国煤炭科学研究总院北京煤化所自1980年重新开展煤直接液化技术研究，现已建成煤直接液化、油品改质加工实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，液化油收率达50%以上，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂。煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订了云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂可行性研究报告。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、液化石油气6.75万吨、合成氨3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。

我国首家大型神华煤直接液化油项目可行性研究，进入实地评估阶段。推荐的三个厂址为内蒙古自治区鄂尔多斯市境内的上湾、马家塔、松定霍洛。该神华煤液化项目是2001年3月经院批准的可行性研究项目，这一项目是国家对能源结构调整的重要战略措施，是将中国丰富的煤炭能源转变为较紧缺的石油的一条新途径。该项目引进美国碳氢技术公司煤液化核心技术，将储量丰富的神华优质煤炭按照国内的常规工艺直接转化为合格的汽油、柴油和石脑油。该项目可消化原煤1500万吨，形成新的产业链，效益比直接卖原煤可提高20倍。其副属品将延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蜡、煤气等下游产品。这项工程的一大特点是装置规模大型化，包括煤液化、天然气制氢、煤制氢、空分等都是世界上同类装置中最大的。预计年销售额将达到60亿元，税后净利润15.7亿元，11年可收回投资。

甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心自主研发的配煤液化试验技术取得重大突破。由于配煤液化技术油产率高于单煤液化，据测算，用该技术制得汽柴油的成本约1500元/吨，经济效益和社会效益显著。此前的煤液化只使用一种煤进行加工，甘肃煤炭转化中心在世界上首次用配煤的方式，将甘肃大有和天祝两地微量成分有差别的煤炭以6：4配比，设定温度为440℃、时间为60秒进行反应，故称为“配煤液化”。试验证明，该技术可使煤转化率达到95.89%，使油产率提高至69.66%，所使用的普通催化剂用量比单煤液化少，反应条件相对缓和。

甘肃省中部地区高硫煤配煤直接液化技术，已由甘肃煤田地质研究所完成实验室研究，并通过专家鉴定，达到了国际先进水平。同时，腾达西北铁合金公司与甘肃煤田地质研究所也签署投资协议，使”煤制油”产业化迈出了实质性一步。为给甘肃省”煤制油”产品升级换代提供保障，该省同甘肃煤田地质研究所就该省中部地区高硫煤进行”煤制油”产业化前期研究开发。经专家测定，产油率一般可达到64.63％，如配煤产油率可达69.66％。该项目付诸实施后，将为甘肃省华亭、靖远、窑街等矿区煤炭转化和产业链的延伸积累宝贵的经验。

神华集团”煤制油”直接液化工业化装置巳正式于2004年8月底在内蒙古自治区鄂尔多斯市开工。这种把煤直接液化的”煤制油”工业化装置在世界范围内是首次建造。神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500万吨，分二期建设，其中一期工程建设规模为年产油品320万吨，由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。一期工程主厂区占地面积186公顷，厂外工程占地177公顷，总投资245亿元，建成投产后，每年用煤量0万吨，可生产各种油品320万吨，其中汽油50万吨，柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。为了有效地规避和降低风险，工程取分步实施的方案，先建设一条生产线，装置运转平稳后，再建设其它生产线。2007年7月建成第一条生产线，2010年左右建成后两条生产线。神华集团有限责任公司2003年煤炭产销量超过1亿吨，成为我国最大的煤炭生产经营企业。据称，如果石油价格高于每桶22美元，煤液化技术将具有竞争力。

神华集团将努力发展成为一个以煤炭为基础，以煤、电、油（化）为主要产品的大型能源企业集团。到2010年，神华集团煤炭生产将超过2亿吨；自营和控股发电装机容量将达到2000万千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工产品能力达1000万吨／年；甲醇制烯烃的生产能力达到1亿吨／年。2020年，其煤炭生产将超过3亿吨；电厂装机容量达到4000万千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工产品能力达3000万吨／年。

目前，煤炭直接液化世界上尚无工业化生产装置，神华液化项目建成后，将是世界上第一套煤直接液化的商业化示范装置。煤炭间接液化也仅南非一家企业拥有工业化生产装置。美国正在建设规模为每天生产5000桶油品的煤炭间接液化示范工厂。

云南省也将大力发展煤化工产业，并积极实施煤液化项目。云南先锋煤炭直接液化项目预可行性研究报告已于2004年5月通过专家评估。项目实施后，”云南造”汽油、柴油除供应云南本省外，还可打入省外和国际市场，同时也将使云南成为继内蒙古后的第二大”煤变油”省份。云南省先锋煤炭液化项目是我国利用国外基本成熟的煤炭直接液化技术建设的首批项目之一。云南煤炭变油技术将首先在先锋矿区启动，获得成功经验后在其他地方继续推广。即将兴建的云南煤液化厂估算总投资103亿元，项目建设期预计4年，建成后年销售额34亿元，年经营成本7.9亿元，年利润13.8亿元。云南省煤炭较为丰富，但是石油、天然气严重缺乏。先锋褐煤是最适合直接液化的煤种。在中国煤科总院试验的全国14种适宜直接液化的煤种中，先锋褐煤的活性最好，惰性组分最低，转化率最高。液化是一个有效利用云南大量褐煤的突破口，洁净煤技术是发展的方向，符合国家的产业政策。”煤变油”将使云南省煤炭优势一跃成为经济优势。一旦”煤变油”工程能在全省推广，全省150亿吨煤就能转化为30亿吨汽油或柴油，产值将超过10万亿元。

原油价格上涨什么股票会涨?

国际原油价格连续大幅上涨，必将引发相关代替能源以及其他能源类股票的异动。尤其以可以代替原油的品种值得短期注意。比如000930 ，000627，000912等。

1、乙醇汽油以及相关类

000930 丰原生化 000627 天茂集团

600893 s吉生化 000912 泸天化

600227 赤天化 000576 广东甘化

600191 华资实业 600179黑化股份

600371 万向德农 000691 st寰岛

2、太阳能概念

600550 天威保变 600131 岷江水电

600152 维科精华 000969 安泰科技

600192 长城电工 600644 乐山电力

600885 力诺太阳 600089 特变电工

600151 航天机电 000012 南玻a

600661 交大南洋 600884 杉杉股份

600482 风帆股份 600220 江苏阳光

600509 天富热电 600653 申华控股

002009 天奇股份 600416 湘电股份

600293三峡新材 600674 川投能源

3、投资风力发电公司

000862 银星能源 000767 漳泽电力

000720 鲁能泰山 600416 湘电股份

600605 汇通能源 600795 国电电力

000690 宝新能源 600089 特变电工

600578 京能热电 600642 申能股份

4、风电设备制造公司

000777 中材科技 002202 金凤科技

600290 华义电气 000151 中成股份

5、煤炭板块

601088 中国神华 601699 潞安环能

601001 大同煤业 6001 恒源煤电

000983 西山煤电 600348 国阳新能

600508 上海能源 000937 金牛能源

600123 兰花科创 000933 神火股份

601666 平煤天安 600395 盘江股份

600188 兖州煤业 600408 安泰集团

6009 开滦股份 002128 露天煤业

000552 靖远煤电 600652 爱使股份

山西――石家庄有多远

国际油价上涨很快，已经超过了之前航空公司所能承受的范围，所以飞机建造的燃油费就上去了。

不仅是5月份，4月5日起，机票的航空燃油税也有所调整。请看民航消息:自2022年4月5日(含)起，国内航线燃油附加费收取标准如下:800公里(含)以下航段向每位旅客收取人民币50元；超过800公里的航班，每位乘客收取100元人民币。也就是说，在目前的情况下，你是离不开单程100块钱加燃油加基建的，而且你是从青岛到南宁，单程800多公里。所以往返300元的税费是必须的。

主要原因是国际油价上涨比较快，已经超过了之前航空公司承担的范围，所以开始收取燃油附加费，并逐步提高。如果后续国际油价继续下跌，燃油附加费将相应调整下调。