贵州油价柴油价格查询_贵州省环保燃料油价格行情

1.中国甲醇产能分布、成本剖析，做甲醇交易必读

2.现在国家大型的火电厂都有哪几家？他们所利用的脱硫技术都是什么啊？所用的脱硫技术都有什么特点？

3.“生物柴油”是怎样生产的？

4.贵州省的节能主管部门是谁？应该找谁？具体位置在那？

中国甲醇产能分布、成本剖析，做甲醇交易必读

国内煤制甲醇主要集中在几大区域，从东往西看，山东和华中比较多，山东800多万吨的产能，仅一个省，为什么呢？山东最开始原醇装置的时候，很多甲醇老的合成氨连通装置就是集中在山东，所以我们分析甲醇，会把山东单独作为一个独立的区域撇开，而不是把它放到华中当中。华中，就是河南这些地区，是600多万吨。西北地区最多，以后达到了4000多万吨的产能。西南稍微少一点，就是贵州、重庆这边，大概是700多万吨的产能。

为什么最近几年投产的大型煤化工装置都是集中在西北地区呢？因为2010年以前，煤炭的价格实行双轨制，动力煤价格最高的时候，5500大卡热值的可以达到接近1000多块钱，所以说煤炭价格上涨，不少企业就想投资煤炭开采行业，因为是暴利。当时国家的发展政策是规定了必须要发展煤化工，就是说你可以拿这块煤田，但是你必须在这个项目当中配套完善煤化工项目，才会给你资源使用权。所以说很多企业为了拿西北的一个煤矿，他在项目审批的过程当中，必须要涉及到发展相关的下游配套装置，完善产业链。而且正好赶上是陕西、内蒙古地区的煤炭储量刚刚探明，就是鄂尔多斯暴富的那段时间，2008年到2010年。

还有就是陕北神木地区，当时大批的企业都去那边投资煤矿，然后配套了大量的煤化工项目。所以说煤炭产量五六年之内由供给不足变成当时2014年正好处于一个产能比较严重的情况。但是当时煤化工的水资源需求比较大，所以在没有循环净化水的条件下，很多煤制甲醇是很耗水的。现在这个问题已经得到解决了，因为大量的煤化工装置基本上都配套了循环水的工艺。所以说每吨甲醇现在耗水大概是4-5吨，因为最近几年整个产业政策也是处于比较收紧，而且在2013年、2014年煤制甲醇的价格，整个甲醇市场价格处于比较低迷，包括2015年，也限制了很多企业的投产积极性。

这个图是煤制甲醇产能区域的占比。分地区来看的话，山东和华中在东部沿海的话语权还是比较大的。最主要是西北地区，而且随着这些煤化工项目的逐步落地，西北的话语权是越来越大，已经超过50%，接近60%。前两年西北地区的下游配套装置没有完善，所以很多西北地区的甲醇是全部外输到华东来冲击进口甲醇的市场。从2016年底西北当地一些甲醇制烯烃的配套项目已经陆续完善之后，目前的供需格局，西北外输的货是越来越少，很多时候由于当地几台煤化工装置检修，可能再从西北当地的供需由过剩变成供需弱平衡的一个局面。所以现在来说，西北货对于华东市场的压力逐步在减小。

这个图是2011年到2016年各区域煤制甲醇的产能投放。除了西北地区，其他地区的产能基本没有太大的变化，爆发的全部都在西北这个点上。

天然气方面，国家现在明文规定，禁止新建或者扩建天然气制甲醇项目，包括天然气替代煤制甲醇项目。因为目前国内很多天然气是不太够用的，而且国家也是进行天然气居民使用扩大的趋势，所以说增加居民用气的一个范围。天然气理论上讲用量是不够的。所以说天然气制甲醇是处于最紧的，是严格禁止的。

那为什么这两年陆陆续续还有一两套天然气制甲醇的装置投产呢？首先，在国内天然气比较密集的地区，再一个这几套装置都是在这个政策出来之前已经开始立项的，人家已经立项了，该建设的也开始建设动工了，不可能让人家拆了，所以说有几套天然气的装置也是因为前期立项投产之后建成，才造成了最近2013年、2014年有新的装置来投产。现在天然气合成氨以天然气为原料扩建，还是合成氨方面为主，然后允许的是什么呢？就是经济性较高的天然气制氢项目，还有不宜外输或无法转化的天然气生产氮肥项目，还是以农业为主。

这个图是国内天然气的分布情况，还有很多天然气制甲醇的企业全部都是在这个气田当中，因为天然气运输要通过管道很麻烦，所以天然气制甲醇必须得考虑一个原料的就近性，国外的很多天然气制甲醇装置全部都是在气田当中的，就是在这个范围内的，算是油田的半生气，所以说比较有竞争优势。

我们看一下国内的天然气制甲醇的情况。华南的话就中海油的两套装置加起来140万，是在海南岛，这是华南唯一的天然气装置，当然华南市场相对来说需求量比较小。川渝这块就是四川、重庆，当地的页岩气前几年开发得比较多，所以说当地西南的天然气制甲醇的产业还是不错，经济性也OK，然后一会儿我们讲一下成本的时候会具体分析一下。蒙西的鄂尔多斯及陕北地区大概有200多万吨的产能，但是现在鄂尔多斯和陕北地区的天然气装置开工率非常差，因为有气供应限制，鄂尔多斯和西北地区的天然气装置基本上好几年没开。青海这边有100多万吨的装置，180万吨基本上就是中汉、贵鲁这几套装置，都是在格里木气田那儿，新疆有几套小装置，大概产能是60多万吨，也不是特别的大，也是在当地的油田和气田当中。

这个图是我们国内天然气制甲醇的产能分布情况，整体来看西北还OK，西北地区是包括了新疆、青海和鄂尔多斯、陕北地区，所以说西北来看大概是500多万吨，除了2014年有一套新装置投产以外，今年的桂鲁是已经具备投产条件，但是现在暂未开工。西南基本上也是在2012年、2013年以后有两套装置投产，到2014年就比较稳定了。

从这四个主要区域的占比情况来看的话，2011年西北地区占比比较大，但是现在因为西南和西北其实是差不多的一个比例，而且从装置的运行情况来看，西南的装置有一定的优势，但是因为前两年天然气价格比较高，四川的泸天化本来是50万吨的天然气，工艺由天然气制甲醇改成了煤制甲醇，包括巴州东辰的20多万也是由天然气改成了煤制甲醇。现在的问题就是，包括泸天化、鄂尔多斯这几套装置因为供气不足，会不会后期改成煤制的话还是有待商榷。

焦炉气的分布主要是跟着焦化厂为主，从工艺上来看就是几个剩余的炼焦尾气回炉。一般来讲，焦炉气单套的产能大概在10-20万吨左右差不多了，个别的话也就是宁夏宝丰的装置有一套比较大是50万吨的，其他基本上都是10-20万吨。

产能的话，河北省、山西地区是比较核心的。山西地区是比较多，350万吨，河北189万吨，山东比较少大概100万吨左右，然后内蒙、陕西和宁夏加起来有小300万吨。

这个图是焦炉气制甲醇的产能分布。我们看基本上河北、山西是最主要的，内蒙、陕西、宁夏相对来说比较平均，所以说产能分布情况来看，因为河北离首都比较近，焦化企业又是污染大户，很多时候因为环保因素，焦炉就必须要停，或者要延长结焦时间，就是尾气空气污染有一定的限制，那么焦炉气制甲醇的产量就会受到比较大的波动。但是具体的政策还要看一个落实方法，因为这个东西不是一刀切死的，可能突发性的关停比较多。

现在我们看一下大家比较关心的甲醇生产成本的问题。

这是西北的煤制甲醇企业的一个大概成本，总的成本包括：生产成本、管理成本、财务成本。管理成本就是一些人员费用、杂费。财务成本就是甲醇很多装置你需要银行贷款的，包括你的资金使用利息，很多是需要还银行利息的，不同的企业拿的资金成本也不一样，所以这块也是有很大的空间。

我们简单看一下，给大家简单列一下甲醇的生产成本、单耗情况，原料煤基本上大的煤制甲醇装置是需要1.85吨的原料煤，是用做煤气化的，按照现在的成本大概425块钱一吨，我用的是5500热值的，然后燃料煤因为加热需要燃料燃烧，大概是0.5吨，整个原料煤加燃料煤加起来是2.3吨左右，2.3吨成本按照现在的价格1000多，光煤的成本就1000多，然后水电加上一些化工用品大概200多左右，这就是1200了，西北现在没算人工，光是原料加上工料和能耗是1200块钱，然后人工的话230块钱这个可能是比较高的，然后包括一些折旧费，还有财务成本可能240块钱左右，所以我们毛估算的话，大概是在1740左右，就是按照现在这个价格，西北煤制甲醇的企业总成本大概是1740-1750附近，当然这个人工成本、折旧及管理费很多企业都是不一样的，但单独的原料成本加上工艺的话，大概就是1200左右。煤炭的价格支撑基本上影响比较大，如果不看其他的财务成本的话。

这个图是我们罗列的西北、内蒙古地区、山东地区两种煤制甲醇装置的成本和利润。绿色阴影部分就是内蒙地区的生产利润，这是包括所有的成本，就是包括人工、资金成本以后的所有的成本。我们可以看到，从2015年到2017年到现在，每年的利润还不错，生产成本现在也比较稳定，就是在1200-1700，西北地区冲得还比较好，1200-1700之间，但当地的价格有的时候受到市场影响比较大。但目前来看，每年企业运行下来利润还是非常可观的，尤其是像现在当地的价格已经达到2600了，生产成本才1700左右，利润的话是800、900块钱，这是内蒙的一个情况。山东的情况，因为山东地区的煤炭采购的成本比较高，相对来说利润会有一定的收缩。我们看同样从2015年到现在，煤制甲醇山东地区还会有出现个别月份的亏损，有达到600甚至800的时候，但是大部分是在300、400左右，平均一下是在300、400左右每一吨，所以整体利润来看，近几年煤炭的价格还算OK，不是特别的离谱，600、700块钱的话，现在是600多，然后折合成当地价格400-500之间，生产企业的利润还是OK。

还有一个问题是，煤制甲醇企业的装置还是比较大的，如果利润收缩很严重的话，在不涉及到原料成本的情况下的话，它还是会维持正常的开工，所以亏个一两百块钱的人工成本或者是财务成本的话，对于企业来讲，只要能覆盖得了他的原料采购价格和运行的基本价格，还是会进行一个生产，因为国内的天然气不是市场化定价的，所以说这个价格是由发改委来定的，天然气的单耗基本上是固定，生产工艺和装置的设备对单耗有比较核心的影响，天然气的成本比较简单，因为现在大部分工业用气的价格是1.3-1.58元，现在天然气制甲醇普遍的成本在1300-1500元附近，加上人工及折旧的费用大概是在1700-2000元，就是加300-400元。我们看天然气制甲醇所涉及到的主要是天然气原料，基本上是一千立方米的天然气制一吨的甲醇，这个是比较固定的，1000：1，然后按照单价是在1.34元，成本现在是1340，电的话用得不多80度，成本大概30多块钱，水大概40块钱，人工和折旧比较多一点。

我们现在看的是进口天然气制甲醇的成本。这个给大家简单看一下，因为每一套装置气价是不一定的，像沙特的很多装置和中东的很多装置是直接自己的油田出来的伴生气，基本上成本是可以忽略不计的。所以说中东有的时候天然气的成本大概在80美金左右，80美金是什么概念？就是主要基本上都是它的财务成本和一些相关的费用，就是原料成本是不算，国外生产天然气的单耗大概是33普斯尔，成本大概是80美金，加上运行、人工、折旧合计120，美国当地的天然气大概在110-120之间，再加上运费这块，运费比较高，运费运过来按50美金算，再乘以一个汇率，但是汇率是比较低的6.57，再加上税、港杂费这些，进口的天然气毛估算成本大概在1350左右。

我指的是华东的价格，华东的价格在1350左右，近几年从未出现过这么低的价格。所以说进口甲醇非常有成本优势，如果后期全球，包括国内的供应比较紧张的时候，进口甲醇按照他这个成本优势就可以完全获得大量的下游需求，说到这里我们当年有一个比较搞笑的事情，2009年进口卖的价格比较低，然后对国内的甲醇市场冲击比较大，我们商务部好像当时还跟那些企业联合搞了一个反自裁，好像是中东还是哪个国家天然气制甲醇销售成本是属于倾销，但是后来算一算人家确实生产成本比较低，后来官司打到2010年有了一个说法，但是基本上对市场没有什么影响，因为国外的天然气成本跟国内完全不是一个量级的。

这是我们国内西北和西南两个区域的天然气制甲醇的成本及利润。刚才有朋友问，天然气对成本有什么影响，我们看西北和西南这两个图就可以看得到，2011年到现在，2015年开始出现大量的亏损，2015年、2016年两年，因为当时天然气是涨价了，2014年底的时候天然气好像是每立方米涨价涨了1毛钱左右，然后整个成本优势完全被打掉，加上当时甲醇的价格比较低，西北企业那个时候停产的比较多，因为严重的亏损，气价太高造成严重的亏损。西南的话也是一样，面临到一个气价的问题，现在来说因为这两年天然气从去年开始下调以后，基本上西南的利润还是可以的，而且现在西南的开工情况还比较稳定，供气目前也比西北要稳定很多，所以最近西南的开工情况不错。

这是我们国内西北和西南两个区域的天然气制甲醇的成本及利润。刚才有朋友问，天然气对成本有什么影响，我们看西北和西南这两个图就可以看得到，2011年到现在，2015年开始出现大量的亏损，2015年、2016年两年，因为当时天然气是涨价了，2014年底的时候天然气好像是每立方米涨价涨了1毛钱左右，然后整个成本优势完全被打掉，加上当时甲醇的价格比较低，西北企业那个时候停产的比较多，因为严重的亏损，气价太高造成严重的亏损。西南的话也是一样，面临到一个气价的问题，现在来说因为这两年天然气从去年开始下调以后，基本上西南的利润还是可以的，而且现在西南的开工情况还比较稳定，供气目前也比西北要稳定很多，所以最近西南的开工情况不错。

下一个就是焦炉气的生产成本，焦炉气的生产成本比较纠结是什么？因为很多焦炉气都是按照尾气来算的，我们可以理解为尾气回收，所以这个成本核算跟焦化企业都是同一家，左口袋到右口袋，成本的话可能不会太高。就是在极端情况下，如果焦炉气的结算成本在4毛钱一立方米的话，成本也可以在1500块钱左右，我们看一下单耗，焦炉气大概是2150立方米出一吨甲醇，成本的话，焦炉气的成本大概是300多，加上一些水电，电费这话可能比较多，然后蒸汽，乱七八糟的一些成本，大概综合成本才1000块钱左右，不超过1100。所以除了天然气的成本比较高以外，煤是比较可观的。

现在看一下不同原料产能的开工情况。

蓝色的是煤制甲醇的开工情况。煤制的和焦炉气制，一个蓝色的、一个橘红色的，相对来说，开工都比较稳定，从2014年开始都维持在70%左右，上下波动10%，相对来说变化不太大，这是总的全国产能的开工情况。但是天然气基本上是出现比较大的断崖，因为一个天然气的装置比较大，再一个相对来说单套装置对市场的影响力，而且这个成本优势我们刚才看了，天然气成本优势是最差的，只要气价一涨，天然气的装置就没有办法开，因为一开就是亏损。

我们可以看到，2013年天然气制的就停了很多，2013年冬季的时候限产，直接就凹陷，挖了一个大坑。然后2014年每年的冬季都会出现一个限产，就是每年天然气制甲醇的低点，开工的低点就是在四季度，2016年因为这个成本的问题没开，所以说16年的影响不是特别大，因为该停的已经停了。

我们看一下不同原料生产甲醇的开工季度变化。

这个是煤制的几个主要区域，华北、山东、华中、西北，按季度来看的话，基本上每年的一二季度开工率会稍微往下降一降，然后二三季度也就是5、6月份，甚至到7月份这期间煤制甲醇可能有些装置会集中的减产，在西北地区。平时的话可能影响不太大，然后华北的话最近来看的话，在二三季度会有一定的下滑，四季度的话可能开工情况还会好于预期，二三季度是煤化工这块装置检修比较集中的一个情况，但是现在技术比较成熟的话也不会出现大面积的减产，就是我们传统上说的春季检修往往就是利好兑现的一个时候，就是2、3月份的行情大家一直讲可能后期4、5、6月份要检修，真正检修的时候你发展甲醇这个市场价格不涨，反而是下跌的，就是我们说的一个利好集中兑现。

这个图是天然气的季度开工比，华南因为是中海油的装置，它自己的气田、自己的装置，而且没有涉及到供气限制的问题是没有什么太大变化，只有每年例行的检修计划。西北和西南，反而西南这根线直接来看是非常凄惨的，因为基本上开工率是维持在10%多，一直从2014年到现在基本上没超过20%，西北的天然气运行非常糟糕。西南的话最近一段时间比较好，从去年初的时候，就是一直维持在一个稳定增长的情况，一个是西南供气比较稳定，再一个价格优势比较明显，因为西南当地的市场价格还是比较高的，所以有一定的好处。天然气的装置开工，就我们一直说的成本和供应，成本方面2014年三季度气价调了4毛钱，这是刚才我们看的那个上调4毛钱，所有西北、西南装置大幅度亏损，甚至最多的时候剩下1000块钱。

焦炉气的开工现在受环保影响是比较大的，焦炉气如果涉及到空气污染的话，基本上该停掉就停，每年的四季度整个焦炉气波动比较大，华北的话明显的四季度会有一个低点。

现在国家大型的火电厂都有哪几家？他们所利用的脱硫技术都是什么啊？所用的脱硫技术都有什么特点？

火电厂有很多，光湖南就不少。

脱硫技术：

近年来，随着机动车的增多，汽车尾气已成为主要的大气污染源，酸雨也因此更加频繁，严重危害到了建筑物、土壤和人类的生存环境。因此，世界各国纷纷提出了更高的油品质量标准，进一步限制油品中的硫含量、烯烃含量和苯含量，以更好地保护人类的生存空间。

随着对含硫原油加工量的增加及重油催化裂化的普及，油品含硫量超标及安定性不好的现象也越来越严重。由于加氢脱硫在资金及氢源上的限制，对中小型炼油厂来说进行非加氢精制的研究具有重要的意义。本文简单介绍了非加氢脱硫技术进展及未来的发展趋势。

2 燃料油中硫的主要存在形式及分布

原油中有数百种含硫烃，目前已验证并确定结构的就有200余种，这些含硫烃类在原油加工过程中不同程度地分布于各馏分油中。

燃料油中的硫主要有两种存在形式：通常能与金属直接发生反应的硫化物称为“活性硫”，包括单质硫、硫化氢和硫醇；而不与金属直接发生反应的硫化物称为“非活性硫”，包括硫醚、二硫化物、噻吩等。对于汽油馏分而言，含硫烃类以硫醇、硫化物和单环噻吩为主，其主要来源于催化裂化(简称FCC)汽油。因此，要使汽油符合低硫汽油的指标必须对FCC汽油原料进行预处理或对FCC汽油产品进行后处理。而柴油馏分中的含硫烃类有硫醇、硫化物、噻吩、苯并噻吩和二苯并噻吩等，其中二苯并噻吩的4，6位烷基存在时，由于烷基的位阻作用而使脱硫非常困难，而且随着石油馏分沸点的升高，含硫化合物的结构也越来越复杂。

3 生产低硫燃料油的方法

3.1 酸碱精制

酸碱精制是传统的方法，目前仍有部分炼厂使用。由于酸碱精制分离出的酸碱渣难以处理，而且油品损失较大，从长远来看，此技术必将遭到淘汰。

(1)酸精制

该法用一定浓度的硫酸、盐酸等无机酸从石油产品中除去硫醚和噻吩，从而达到脱硫的目的。反应如下所示：

R2S+H2SO4 R2SH++HSO-4

(2) 碱精制

NaOH水溶液可以抽提出部分酸性硫化物，在碱中加入亚砜、低级醇等极性溶剂或提高碱的浓度可以提高萃取效率。如用40%的NaOH可除去柴油中60%以上的硫醇及90%的苯硫酚，其中苯硫酚对油品的安定性影响很大。

3.2 催化法

在酞菁催化剂法中，目前工业上应用较多是聚酞菁钴(CoPPC)和磺化酞菁钴(CoSPc)催化剂。此催化剂在碱性溶液中对油品进行处理，可以除去其中的硫醇。夏道宏认为聚酞菁钴(CoPPC)和磺化酞菁钴(CoSPc)在碱液中的溶解性不好，因而降低了催化剂的利用率，为此合成出了一种水溶性较好的新型催化剂——季铵磺化酞菁钴(CoQAHPc)n，该催化剂分子内有氧化中心和碱中心，二者产生的协同作用使该催化剂的活性得到了明显的提高〔1〕。此外，金属螯合剂法和酸性催化剂法都能使有机硫化物转化成硫化氢，从而有效的去除成品油中的硫化物〔2〕。

以上这几种催化法脱硫效率虽然较高，但都存在着催化剂投资大、制备条件苛刻、催化活性组分易流失等缺点。目前炼厂使用此方法的其经济效益都不是很好，要想大规模的应用催化法脱硫技术，尚需克服一些技术上的问题。

3.3 溶剂萃取法

选择适当的溶剂通过萃取法可以有效地脱除油品中的硫化物。一般而言，萃取法能有效地把油品中的硫醇萃取出来，再通过蒸馏的方法将萃取溶剂和硫醇进行分离，得到附加值较高的硫醇副产品，溶剂可循环使用。在萃取的过程中，常用的萃伞液是碱液，但有机硫化物在碱液和成品油中的分配系数并不高，为了提高萃取过程中的脱硫效率，可在碱液中添加少量的极性有机溶剂，如MDS、DMF、DMSOD等，这样可以大大提高萃取过程中的脱硫效率。夏道宏等人提出了MDS-H2O-KOH化学萃取法，用这三种萃取剂对FCC汽油进行了萃取率及回收率的实验，结果表明该方法在同一套装置中既能把油品中的硫醇萃取出来，还可以高效回收萃取液中的单一硫醇以及混合硫醇，得到高纯度的硫醇副产品，具有很高的经济效益和社会效益〔3〕。福建炼油化工公司把萃取和碱洗两种工艺结合起来，采用甲醇-碱洗复合溶剂萃取法显著提高了FCC柴油的储存安定性，萃取溶剂经蒸馏回收甲醇后可循环使用。此种方法投资低，脱硫效率高，具有较高的应用价值〔4〕。

3.4 催化吸附法

催化吸附脱硫技术是使用吸附选择性较好且可再生的固体吸附剂，通过化学吸附的作用来降低油品中的硫含量。它是一种新出现的、能够有效脱除FCC汽油中硫化物的方法。与通常的汽油加氢脱硫相比，其投资成本和操作费用可以降低一半以上，且可以从油品中高效地脱除硫、氮、氧化物等杂质，脱硫率可达90%以上，非常适合国内炼油企业的现状。由于吸附脱硫并不影响汽油的辛烷值和收率，因此这种技术已经引起国内外的高度重视。

Konyukhova〔5〕等把一些天然沸石(如丝光沸石、钙十字石、斜发沸石等)酸性活化后用于吸附油品中的乙基硫醇和二甲基硫，ZSM-5和NaX沸石则分别用于对硫醚和硫醇的吸附。Tsybulevskiy〔5〕研究了X或Y型分子筛进行改性后对油品的催化吸附性能。Wismann〔5〕考察了活性炭对油品的催化吸附性能。而在这些研究中普遍在着脱硫深度不够，吸附剂的硫容量较低，脱硫剂的使用周期短，且再生性能不好，因而大大限制了其工业应用。据报道，菲利浦石油公司开发的吸附脱硫技术于2001年应用于258 kt/a的装置，经处理后的汽油平均硫含量约为30 μg/g，是第一套采用吸附法脱除汽油中硫化物的工业装置，并准备将这一技术应用于柴油脱硫。

国内的催化吸附脱硫技术尚处于研究阶段。徐志达、陈冰等〔6〕用聚丙烯腈基活性炭纤维(NACF)吸附油品中的硫醇，结果只能把油品中的一部分硫醇脱除。张晓静等〔7〕以13X分子筛为吸附剂对FCC汽油的全馏分和重馏分(＞90℃)进行了研究，初步结果表明对硫含量为1220 μg/g的汽油的全馏分和重馏分进行精制后，与未精制的轻馏分(＜90℃)混合可得到硫含量低于500 μg/g的汽油。张金岳等〔8〕对负载型活性炭催化吸附脱硫进行了深入的研究。

总之，催化吸附脱硫技术在对油品没有影响的条件下能有效的脱除油品中的硫化物，且投资费用和操作费用远远低于其他(加氢精制、溶剂萃取，催化氧化等)脱硫技术。因此，研究催化吸附脱硫技术具有非常重要的意义。

3.5 络合法

用金属氯化物的DMF溶液来处理含硫油品时可使有机硫化物与金属氯化物之间的电子对相互作用，生成水溶性的络合物而加以除去。能与有机硫化物生成络合物的金属离子非常多，其中以CdCl2的效果最好。下面列举了不同金属氯化物与有机硫化物的络合反应活性顺序为：Cd2+>Co2+>Ni2+> Mn2+>Cr3+>Cu2+>Zn2+>Li+>Fe3+。由于络合法不能脱除油品中的酸性组分，因此在实际应用中经常采用络合萃取与碱洗精制相结合的办法，其脱硫效果非常显著，且所得油品的安定性好，具有较好的经济效益。

3.6生物脱硫技术

生物脱硫，又称生物催化脱硫(简称BDS)，是一种在常温常压下利用需氧、厌氧菌除去石油含硫杂环化合物中结合硫的一种新技术。早在1948年美国就有了生物脱硫的专利，但一直没有成功脱除烃类硫化物的实例，其主要原因是不能有效的控制细菌的作用。此后有几个成功的“微生物脱硫”报道，但却没有多少应用价值，原因在于微生物尽管脱去了油中的硫，但同时也消耗了油中的许多炭而减少了油中的许多放热量〔9〕。科学工作者一直对其进行了深入的研究，直到1998年美国的Institute of Gas Technology(IGT)的研究人员成功的分离了两种特殊的菌株，这两种菌株可以有选择性的脱除二苯并噻吩中的硫，去除油品中杂环硫分子的工业化模型相继产生，1992年在美国分别申请了两项专利(5002888和5104801)。美国Energy BioSystems Corp (EBC)公司获得了这两种菌株的使用权，在此基础上，该公司不仅成功地生产和再生了生物脱硫催化剂，并在降低催化剂生产成本的同时也延长了催化剂的使用寿命。此外该公司又分离得到了玫鸿球菌的细菌，该细菌能够使C-S键断裂，实现了脱硫过程中不损失油品烃类的目的〔10〕。现在，EBC公司已成为世界上对生物脱硫技术研究最广泛的公司。此外，日本工业技术研究院生命工程工业技术研究所与石油产业活化中心联合开发出了柴油脱硫的新菌种，此菌种可以同时脱除柴油中的二苯并噻吩和苯并噻吩中的硫，而这两种硫化物中的硫是用其它方法难以脱除的〔11〕。

BDS过程是以自然界产生的有氧细菌与有机硫化物发生氧化反应，选择性氧化使C-S键断裂，将硫原子氧化成硫酸盐或亚硫酸盐转入水相，而DBT的骨架结构氧化成羟基联苯留在油相，从而达到脱除硫化物的目的。BDS技术从出现至今已发展了几十年，目前为止仍处于开发研究阶段。由于BDS技术有许多优点，它可以与已有的HDS装置有机组合，不仅可以大幅度地降低生产成本，而且由于有机硫产品的附加值较高，BDS比HDS在经济上有更强的竞争力。同时BDS还可以与催化吸附脱硫组合，是实现对燃料油深度脱硫的有效方法。因此BDS技术具有广阔的应用前景，预计在2010年左右将有工业化装置出现。

4 新型的脱硫技术

4.1 氧化脱硫技术

氧化脱硫技术是用氧化剂将噻吩类硫化物氧化成亚砜和砜，再用溶剂抽提的方法将亚砜和砜从油品中脱除，氧化剂经过再生后循环使用。目前的低硫柴油都是通过加氢技术生产的，由于柴油中的二甲基二苯并噻吩结构稳定不易加氢脱硫，为了使油品中的硫含量降到10 μg/g，需要更高的反应压力和更低的空速，这无疑增加了加氢技术的投资费用和生产成本。而氧化脱硫技术不仅可以满足对柴油馏分10 μg/g的要求，还可以再分销网点设置简便可行的脱硫装置，是满足最终销售油品质量的较好途径。

(1) ASR-2氧化脱硫技术

ASR-2〔12〕氧化脱硫技术是由Unipure公司开发的一种新型脱硫技术，此技术具有投资和操作费用低、操作条件缓和、不需要氢源、能耗低、无污染排放、能生产超低硫柴油、装置建设灵活等优点，为炼油厂和分销网点提供了一个经济、可靠的满足油品硫含量要求的方法。

在实验过程中，此技术能把柴油中的硫含量由7000 μg/g最终降到5 μg/g。此外该技术还可以用来生产超低硫柴油，来作为油品的调和组分，以满足油品加工和销售市场的需要。目前ASR-2技术正在进行中试和工业实验的设计工作。其工艺流程如下：含硫柴油与氧化剂及催化剂的水相在反应器内混合，在接近常压和缓和的温度下将噻吩类含硫化合物氧化成砜；然后将含有待生催化剂和砜的水相与油相分离后送至再生部分，除去砜并再生催化剂；含有砜的油相送至萃取系统，实现砜和油相分离；由水相和油相得到的砜一起送到处理系统，来生产高附加值的化工产品。

尽管ASR-2脱硫技术已进行了多年的研究，但一直没有得到工业应用，主要是由于催化剂的再生循环、氧化物的脱除等一些技术问题还没有解决。ASR-2技术可以使柴油产品的硫含量达到5 μg/g，与加氢处理技术柴油产品的硫含量分别为30 μg/g和15 μg/g时相比，硫含量和总处理费用要少的多。因此，如果一些技术性问题能够很好地解决，那么ASR-2氧化脱硫技术将具有十分广阔的市场前景。

(2) 超声波氧化脱硫技术

超声波氧化脱硫 (SulphCo)〔13〕技术是由USC和SulphCo公司联合开发的新型脱硫技术。此技术的化学原理与ASR-2技术基本相同，不同之处是SulphCo技术采用了超声波反应器，强化了反应过程，使脱硫效果更加理想。其流程描述为：原料与含有氧化剂和催化剂的水相在反应器内混合，在超声波的作用下，小气泡迅速的产生和破灭，从而使油相与水相剧烈混合，在短时间内超声波还可以使混合物料内的局部温度和压力迅速升高，且在混合物料内产生过氧化氢，参与硫化物的反应；经溶剂萃取脱除砜和硫酸盐，溶剂再生后循环使用，砜和硫酸盐可以生产其他化工产品。

SulphCo在完成实验室工作后，又进行了中试放大实验，取得了令人满意的效果，即不同硫含量的柴油经过氧化脱硫技术后硫含量均能降低到10 μg/g以下。目前Bechtel公司正在着手SulphCo技术的工业试验。

4.2 光、等离子体脱硫技术〔14〕

日本污染和资源国家研究院、德国Tubingen大学等单位研究用紫外光照射及等离子体技术脱硫。其机理是：二硫化物是通过S-S键断裂形成自由基，硫醚和硫醇分别是C-S和S-H键断裂形成自由基，并按下列方式进行反应：

无氧化剂条件下的反应：

CH3S- + -CH3 CH4+CH2 ==== S

CH3S- + CH3CH2R CH3SH+CH2 ==== SCH2R

CH3S- + CH3S- CH3SSCH3

CH3S- + CH2 ==== S CH3SCH2S- -CH3 CH3SCH2SCH3

有氧化剂条件下的反应：

CH3S- + O2 CH3SOO- RH CH3SOOH + R-

SO3+ -CH3

CH3SOOH Rr CH3SO- + -OH

CH3SO- + RH CH3SOH + R-

3CH3SOOH CH3SOOSCH3 + CH3SO3H

此技术以各类有机硫化物和含粗汽油为对象，根据不同的分子结构，通过以上几种方式进行反应，产物有烷烃、烯烃、芳烃以及硫化物或元素硫，其脱硫率可达20%～80%。若在照射的同时通入空气，可使脱硫率提高到60%～100%，并将硫转化成SO3、SO2或硫磺，水洗即可除去。

5 低硫化的负面影响

汽油和柴油的低硫化大大减轻了环境污染，特别是各国对燃料油低硫化政策已达成共识。但是在燃料油低硫化的进程中，出现了人们未曾预料到的负面效应，主要表现为：

(1)润滑性能下降，设备的磨损加大。1991年，瑞典在使用硫含量为0.00%的柴油时，发现燃料泵产生的烧结和磨损甚至比普通柴油的磨损还要严重。日本也对不同硫含量的柴油作了台架试验，结果也确认了柴油润滑性能下降的问题。其主要原因是在脱硫的同时把存在于油品中具有润滑性能的天然极性化合物也脱除了，从而导致润滑性能下降，设备的磨损加大。

(2)柴油安定性变差，油品色相恶化。当柴油的硫含量降到0.05%以下时，过氧化物的增加会加速胶状物和沉淀物的生成，影响设备的正常运转，并导致排气恶化。其主要原因是由于原本存在于柴油中的天然抗氧化组分在脱硫时也被脱除掉了。同时随着柴油中硫含量的降低，油品的颜色变深，给人以恶感。

6 结论及建议

鉴于石油产品在生产和生活中的广泛应用，脱除其中危害性的硫是非常重要的。目前工业上使用的非加氢脱硫方法有酸碱精制、溶剂萃取和吸附脱硫，而这几种脱硫方法都存在着缺陷和不足。其中酸碱精制有大量的废酸废碱液产生，会造成严重的环境污染；溶剂萃取脱硫过程能耗大，油品收率低；吸附法中吸附剂的吸附量小，且需经常再生。其它的非加氢脱硫技术还处在试验阶段，其中生物脱硫、氧化脱硫和光及等离子体脱硫的应用前景十分诱人，可能是实现未来清洁燃料油生产的有效方法。由于降低燃料油中的硫含量、减少大气污染是一个复杂的过程，因此实施时应考虑各种因素，提高技术的可靠性，以取得最佳的经济效益和环保效益。

“生物柴油”是怎样生产的？

生物柴油是清洁的可再生能源，它以大豆和油菜籽等油料作物、油棕和黄连木等油料林木果实、工程微藻等油料水生植物以及动物油脂、废餐饮油等为原料制成的液体燃料，是优质的石油柴油代用品。生物柴油是典型“绿色能源”，大力发展生物柴油对经济可持续发展，推进能源替代，减轻环境压力，控制城市大气污染具有重要的战略意义。

生物柴油的主要特性

众所周知，柴油分子是由15个左右的碳链组成的，研究发现植物油分子则一般由14-18个碳链组成，与柴油分子中碳数相近。因此生物柴油就是一种用油菜籽等可再生植物油加工制取的新型燃料。按化学成分分析，生物柴油燃料是一种高脂酸甲烷，它是通过以不饱和油酸C18为主要成分的甘油脂分解而获得的.与常规柴油相比，生物柴油具有下述无法比拟的性能：

1.具有优良的环保特性。主要表现在由于生物柴油中硫含量低，使得二氧化硫和硫化物的排放低，可减少约30%(有催化剂时为70%)；生物柴油中不含对环境会造成污染的芳香族烷烃，因而废气对人体损害低于柴油。检测表明，与普通柴油相比，使用生物柴油可降低90%的空气毒性，降低94%的患癌率；由于生物柴油含氧量高，使其燃烧时排烟少，一氧化碳的排放与柴油相比减少约10%(有催化剂时为95%)；生物柴油的生物降解性高。

2.具有较好的低温发动机启动性能。无添加剂冷滤点达-20℃。

3.具有较好的润滑性能。使喷油泵、发动机缸体和连杆的磨损率低，使用寿命长。

4.具有较好的安全性能。由于闪点高，生物柴油不属于危险品。因此，在运输、储存、使用方面的安全性又是显而易见的。

5.具有良好的燃料性能。十六烷值高，使其燃烧性好于柴油，燃烧残留物呈微酸性，使催化剂和发动机机油的使用寿命加长。

6.具有可再生性能。作为可再生能源，与石油储量不同，其通过农业和生物科学家的努力，可供应量不会枯竭。

7.无须改动柴油机，可直接添加使用，同时无需另添设加油设备、储存设备及人员的特殊技术训练。

8.生物柴油以一定比例与石化柴油调和使用，可以降低油耗、提高动力性，并降低尾气污染。

生物柴油的优良性能使得采用生物柴油的发动机废气排放指标不仅满足目前的欧洲II号标准，甚至满足随后即将在欧洲颁布实施的更加严格的欧洲Ⅲ号排放标准。而且由于生物柴油燃烧时排放的二氧化碳远低于该植物生长过程中所吸收的二氧化碳，从而改善由于二氧化碳的排放而导致的全球变暖这一有害于人类的重大环境问题。因而生物柴油是一种真正的绿色柴油。

生物柴油的生产方法

目前生物柴油主要是用化学法生产，即用动物和植物油脂与甲醇或乙醇等低碳醇在酸或者碱性催化剂和高温(230-250℃)下进行转酯化反应，生成相应的脂肪酸甲酯或乙酯，再经洗涤干燥即得生物柴油。甲醇或乙醇在生产过程中可循环使用，生产设备与一般制油设备相同，生产过程中可产生10%左右的副产品甘油。

目前生物柴油的主要问题是成本高。据统计，生物柴油制备成本的75%是原料成本。因此采用廉价原料及提高转化从而降低成本是生物柴油能否实用化的关键。美国己开始通过基因工程方法研究高油含量的植物，日本采用工业废油和废煎炸油，欧洲是在不适合种植粮食的土地上种植富油脂的农作物。

但化学法合成生物柴油有以下缺点：工艺复杂，醇必须过量，后续工艺必须有相应的醇回收装置，能耗高：色泽深，由于脂肪中不饱和脂肪酸在高温下容易变质；酯化产物难于回收，成本高；生产过程有废碱液排放。

为解决上述问题，人们开始研究用生物酶法合成生物柴油，即用动物油脂和低碳醇通过脂肪酶进行转酯化反应，制备相应的脂肪酸甲酯及乙酯。酶法合成生物柴油具有条件温和、醇用量小、无污染排放的优点。但目前主要问题有：对甲醇及乙醇的转化率低，一般仅为40%-60%。由于目前脂肪酶对长链脂肪醇的酯化或转酯化有效，而对短链脂肪醇(如甲醇或乙醇等)转化率低，而且短链醇对酶有一定毒性，酶的使用寿命短。副产物甘油和水难于回收，不但对产物形成抑制，而且甘油对固定化酶有毒性，使固定化酶使用寿命短。

“工程微藻”生产柴油，为柴油生产开辟了一条新的技术途径。美国国家可更新实验室(NREL)通过现代生物技术建成“工程微藻”，即硅藻类的一种“工程小环藻”。在实验室条件下可使“工程微藻”中脂质含量增加到60%以上，户外生产也可增加到40%以上。而一般自然状态下微藻的脂质含量为5%-20%。“工程微藻”中脂质含量的提高主要由于乙酰辅酶A羧化酶(ACC)基因在微藻细胞中的高效表达，在控制脂质积累水平方面起到了重要作用。目前，正在研究选择合适的分子载体，使ACC基因在细菌、酵母和植物中充分表达，还进一步将修饰的ACC基因引入微藻中以获得更高效表达。利用“工程微藻”生产柴油具有重要经济意义和生态意义，其优越性在于：微藻生产能力高、用海水作为天然培养基可节约农业资源；比陆生植物单产油脂高出几十倍；生产的生物柴油不含硫，燃烧时不排放有毒害气体，排入环境中也可被微生物降解，不污染环境，发展富含油质的微藻或者“工程微藻”是生产生物柴油的一大趋势。

国外生物柴油的发展状况

生物柴油于1988年诞生，由德国聂尔公司发明，它是以菜籽油为原料，提炼而成的洁净燃油。突出的环保性和可再生性，引起了世界发达国家，尤其是资源贫乏国家的高度重视。西方国家为发展生物柴油，在行业规范和政策鼓励下采取了一系列积极措施。为了便于推广使用，美德意等国都制定了生物柴油技术标准，如美国权威机构ASTM相继在1996年和2000年发布标准，完善生物柴油的产业化条件，并且政府实行积极鼓励的方式，在生物柴油的价格上给于一定的补贴。如德国农民种植为生物柴油作原料的油菜籽可获得1000马克／公顷补贴，并对制造生物柴油予以免税。

欧洲和北美利用过剩的菜籽油和豆油为原料生产生物柴油获得推广应用。目前生物柴油主要用化学法生产，采用植物油与甲醇或乙醇在酸或碱性催化剂和230-250℃下进行酯化反应，生成相应的脂肪酸甲酯或乙酯生物柴油。现还在研究生物酶法合成生物柴油技术。与普通柴油相比，生物柴油更有利环保，使柴油车尾气中有毒有机物排放量仅为1／10，颗粒物为20%，C02和CO排放量仅为10%。按照京都议定书，欧盟2008-2012年间要减少排放8%。就燃料对整个大气C02影响的生命循环分析看，生物柴油排放的C02比矿物柴油要少约50%。为此，欧盟最近发布了两项新的指令以推进生物燃料在汽车燃料市场上的应用，这将进一步推动欧洲生物柴油工业的发展。与常规柴油相比，生物柴油价格要贵一倍以上，为此新指令要求欧盟各国降低生物柴油税率，并对生物柴油在欧洲汽车燃料中的销售比例作出规定。

西方国家生物柴油产业发展迅速。近年来，西方国家加大生物柴油商业化投资力度，使生物柴油的投资规模增大，开工项目增多。美国、加拿大、巴西、日本、澳大利亚、印度等国都在积极发展这项产业。目前，美国有4家生物柴油生产厂，总能力为30万吨／年。欧盟国家主要以油菜为原料，2001年生物柴油产量已超过100万吨。2000年德国的生物柴油已达45万吨，德国还于2001年月11日在海德地区投资5000万马克，兴建年产10万吨的生物柴油装置。法国有7家生物柴油生产厂，总能力为40万吨／年，使用标准是在普通柴油中掺加5%生物柴油，对生物柴油的税率为零。意大利有9个生物柴油生产厂，总能力33万吨／年，对生物柴油的税率为零。奥地利有3个生物柴油生产厂，总能力5.5万吨／年，税率为石油柴油的4.6%。比利时有2个生物柴油生产厂，总能力24万吨／年。日本生物柴油生产能力也达到40万吨／年。

我国生物柴油的发展状况

我国政府为解决能源节约、替代和绿色环保问题制定了一些政策和措施，早有一些学者和专家己致力于生物柴油的研究、倡导工作。我国生物柴油的研究与开发虽起步较晚，但发展速度很快，一部分科研成果已达到国际先进水平。研究内容涉及到油脂植物的分布、选择、培育、遗传改良及其加工工艺和设备。目前各方面的研究都取得了阶段性成果，这无疑将有助于我国生物柴油的进一步研究与开发。可以预计，在2-3年内，我国在该领域的研究将会有突破性进展并达到实用水平。

著名学者闵恩泽院士在《绿色化学与化工》一书中首先明确提出发展清洁燃料生物柴油的课题：原机械工业部和原中国石化总公司在上世纪80年代就拨出专款立项，由上海内燃机研究所和贵外I山地农机所承担课题，联合研究长达10年之久，并邀请中国石化科学院的专家詹永厚做了大量基础试验探索；中国农业工程研究设计院的施德路先生也曾于1985年进行了生物柴油的试验工作；辽宁省能源研究所承担的中国——欧共体合作研究项目也涉及到生物柴油；中国科技大学、河南科学陆军化学所等单位也都对生物柴油作了不同程度的研究。

系统研究始于中国科学院的“八五”重点科研项目：“燃料油植物的研究与应用技术”，完成了金沙江流域燃料油植物资源的调查及栽培技术研究，建立了30公顷的小桐子栽培示范片。自20世纪90年代初开始，长沙市新技术研究所与湖南省林业科学院对能源植物和生物柴油进行了长达10年的合作研究，“八五”期间完成了光皮树油制取甲脂燃料油的工艺及其燃烧特性的研究；“九五”期间完成了国家重点科研攻关项目“植物油能源利用技术”。

1999-2002年，湖南省林业科学院承担并主持了国家林业局引进国外先进林业技术(948项目)——《能源树种绿王树及其利用技术的引进》，从南非、美国和巴西引进了能源树种绿玉树(Euphorbia tim-calli)优良无性系；研制完成了绿玉树乳汁榨取设备；进行了绿玉树乳汁成份和燃料特性的研究：绿玉树乳汁催化裂解研究有阶段性成果。

但是，与国外相比，我国在发展生物柴油方面还有相当大的差距，长期徘徊在初级研究阶段，未能形成生物柴油的产业化：政府尚未针对生物柴油提出一套扶植、优惠和鼓励的政策办法，更没有制定生物柴油统一的标准和实施产业化发展战略。因此，我国进入了WTO之后，在如何面对经济高速发展和环境保护和双重压力这种背景下，加快高效清洁的生物柴油产业化进程就显得更为迫切了。

我国生物柴油的产业化前景

2003年，受国民经济持续快速增长的拉动，中国石油市场需求增势强劲，石油产品需求总量增长幅度达到两位数，为11.4%，比上年提高了7.4个百分点，这促进了石油进口量的大幅攀升，使我国成为石油消费和进口大国。石油市场资源供应出现紧缺，价格全面上涨。据中国物流信息中心统计，2003年我国石油及制品累计平均价格比上年提高11.8%。初步分析2004年中国石油市场供需形势与2003年情况基本相似，将继续保持消费需求旺盛，供需基本平衡的格局，但不排除受季节、运输等因素影响而出现局部性和结构性的供应紧张。预计2004年中国原油消费量为2.7亿吨，净进口量有可能超过1亿吨。

我国是一个石油净进口国，石油储量又很有限，大量进口石油对我国的能源安全造成威胁。因此，提高油品质量对中国来说就更有现实意义。而生物柴油具有可再生、清洁和安全三大优势。专家认为，生物柴油对我国农业结构调整、能源安全和生态环境综合治理有十分重大的战略意义。目前，汽车柴油化已成为汽车工业的一个发展方向，据专家预测，到2010年，世界柴油需求量将从38%增加到45%，而柴油的供应量严重不足，这都为油菜制造生物柴油提供了广阔的发展空间。发展生物柴油产业还可促进中国农村和经济社会发展。如发展油料植物生产生物柴油，可以走出一条农林产品向工业品转化的富农强农之路，有利于调整农业结构，增加农民收入。

柴油的供需平衡问题也将是我国未来较长时间石油市场发展的焦点问题。业内人士指出，到2005年，随着我国原由加工量的上升，汽油和煤油拥有一定数量的出口余地，而柴油的供应缺口仍然较大。预计到2010年柴油的需求量将突破1亿吨，与2005年相比，将增长24%；至2015年市场需求量将会达到1.3亿吨左右。近几年来，尽管炼化企业通过持续的技术改造，生产柴汽比不断提高，但仍不能满足消费柴汽比的要求。目前，生产柴汽比约为1.8，而市场的消费柴汽比均在2.0以上，云南、广西、贵州1等省区的消费柴汽比甚至在2.5以上。随着西部开发进程的加快，随着国民经济重大基础项目的相继启动，柴汽比的矛盾比以往更为突出。因此，开发生物柴油不仅与目前石化行业调整油品结构、提高柴汽比的方向相契合，而且意义深远。

目前我国生物柴油技术已取得重大成果：海南正和生物能源公司、四川古杉油脂化工公司和福建卓越新能源发展公司都已开发出拥有自主知识产权的技术，相继建成了规模超过万吨的生产厂，这标志着生物柴油这一高新技术产业已在中国大地上诞生。

中国工程院有关负责人介绍，中国“十五”计划发展纲要提出发展各种石油替代品，将发展生物液体燃料确定为国家产业发展方向。生物柴油产业得到了领导和国家计委、国家经贸委、科技部等政府部门的支持，并已列入有关国家计划。

发展生物柴油，我国有十分丰富的原料资源。我国幅员辽阔，地域跨度大，水热资源分布各异，能源植物资源种类丰富多样，主要的科有大戟科、樟科、桃金娘科、夹竹桃科、菊科、豆科、山茱萸科、大风子科和萝摩科等。目前我国生物柴油的开发利用还处于发展初期，要从总体上降低生物柴油成本，使其在我国能源结构转变中发挥更大的作用，只有向基地化和规模化方向发展，实行集约经营，形成产业化，才能走符合中国国情的生物柴油发展之路。随着改革开放的不断深入，在全球经济一体化的进程中，在中国加入WTO的大好形势下，中国的经济水平将进一步提高，对能源的需求会有增无减，只要把关于生物柴油的研究成果转化为生产力，形成产业化，则其在柴油引擎、柴油发电厂、空调设备和农村燃料等方面的应用是非常广阔的。

信息来源：北京燕山石化公司研究院信息中心

贵州省的节能主管部门是谁？应该找谁？具体位置在那？

不知道你是做哪方面的，是节能政策主管部门还是环保政策。主体是贵州省能源局，其他相关的部门是贵州省环保局（微观）和贵州省发展改革委员会（宏观调控）

地址：云岩区瑞金北路172号。主要负责处罗列五个，后面有所有部门分布，和负责人，2010年情况，人员变动、调职未有确认，仅供参考。

(一)办公室。

承担机关日常运转、政务公开、机关目标绩效管理、新闻发布等工作;承办机关及所属企事业单位的财务、资产管理和监督工作;编报部门财务预算、决算，负责机关及所属单位的财务会计制度建设、资金(资产)管理与监督以及绩效评价工作;拟订省属国有煤矿亏损补贴方案;组织部门内部审计工作和绩效管理;组织征收政府有关能源调节基金交财政专户管理，用于新能源研发，提出资金使用和监管建议。

(二)政策法规处。

研究能源重大问题并提出相关建议;起草有关贯彻国家能源法律、法规、规章的实施意见和办法;拟订能源产业政策和能源行业标准;对本局起草的规范性文件进行合法性审核;承担相关行政复议、行政应诉工作。承担能源生产和市场资格准入许可受理工作。

(三)发展规划处。

提出能源发展战略建议;拟订能源发展规划、年度计划并监督实施;承担能源综合业务工作,参与能源体制改革有关工作。承担能源合作工作;拟订能源对外开放战略、规划及政策;协调全省能源开发利用工作。

(四)能源节约和科技装备处。

指导能源行业节能减排和资源综合利用;承担能源科技进步和装备相关工作;协同有关部门对能源行业安全生产监管工作进行监管。参与指导协调能源行业重特大安全事故抢险救灾和调查处理;承担散装水泥行业监督管理工作。

(五)能源市场监管处。

拟订能源行业经济运行的政策和措施;承担能源行业运行统计、预测预警工作;指导协调能源产运销衔接和铁路运输计划平衡工作;协调省内电煤及省内外重点用户的煤炭调运;负责能源市场资格准入许可及监管工作;承担石油行业的监管工作，拟订石油储备布局规划和管理办法并实施监管;监督管理商业石油储备。

(六)新能源和可再生能源处。

承担天然气、新能源和可再生能源行业监管的相关工作。指导协调新能源、可再生能源和农村能源发展工作;拟订煤层气、新能源、水能、生物质能和其他可再生能源，煤制燃料和燃料乙醇、煤化工、煤炭加工转化为清洁能源产品的发展规划、计划及政策与实施办法并组织实施;负责新能源和可再生能源的资格准入许可及监管工作。承担新能源、可再生能源、煤层气、煤化工、煤炭加工转化为新能源等行业的技术改造、生产协调和监管工作。

（一）办公室承担机关日常运转、政务公开、机关目标绩效管理、新闻发布等工作；承办机关及所属企事业单位的财务、资产管理和监督工作；编报部门财务预算、决算，负责机关及所属单位的财务会计制度建设、资金（资产）管理与监督以及绩效评价工作；拟订省属国有煤矿亏损补贴方案；组织部门内部审计工作和绩效管理；组织征收政府有关能源调节基金交财政专户管理，用于新能源研发，提出资金使用和监管建议。徐 钰（主任）赵小林（副主任、正处长级）魏 娟（副主任）陈豫黔（副调研员）张永霞（副调研员）何 志（主任科员）邹 瑾（主任科员）周胜利（副主任科员）崔晓娟（副主任科员）　　（二）政策法规处　　研究能源重大问题并提出相关建议；起草有关贯彻国家能源法律、法规、规章的实施意见和办法；拟订能源产业政策和能源行业标准；对本局起草的规范性文件进行合法性审核；承担相关行政复议、行政应诉工作；承担能源生产和市场资格准入许可受理工作。 刘兴科（处长） 刘晓阳（副处长） 张南宁（副调研员） 黄迎春（主任科员） （三）发展规划处　　提出能源发展战略建议；拟订能源发展规划、年度计划并监督实施；承担能源综合业务工作,参与能源体制改革有关工作。承担能源合作工作；拟订能源对外开放战略、规划及政策；协调全省能源开发利用工作。 王家平（处长） 杨 毅（主任科员）　　（四）能源节约和科技装备处　　指导能源行业节能减排和资源综合利用；承担能源科技进步和装备相关工作；协同有关部门对能源行业安全生产监管工作进行监管。参与指导协调能源行业重特大安全事故抢险救灾和调查处理；承担散装水泥行业监督管理工作。　　韩树强（处长） 梁昌腾（主任科员） 赵温跃（主任科员） 刘登国（主任科员） （五）电力处　　 承担电力行业监督管理职责。拟订火电、水电、核电、风能、光能和地方电网有关发展规划、计划及政策并组织实施；参与电力体制改革有关工作。承办电力行业的技术改造、生产协调和监管工作；按规定权限审批、核准、审核国家和省规划与年度计划内电力项目及上报国家核准项目。　　 徐光伟（处长） 邹乾海（主任科员） 胡杰锋（主任科员） 黄 鹤（主任科员） 杨昌荣（工作人员） （六）煤炭处　　 承担煤炭行业监督管理工作。拟订煤炭开发、发展规划、计划和政策并组织实施；承办煤炭生产资格准入许可及监管工作；承担参与煤炭体制改革有关工作；协调有关部门开展淘汰煤炭落后产能、煤矿瓦斯治理和利用工作；负责煤炭行业的技术改造、生产协调及监管工作；按规定权限审批、核准、审核国家和省规划与年度计划内煤炭项目及上报国家核准项目。承担煤炭建设项目的监督管理，负责组织煤矿工程质量监督检查和竣工验收。 兰海平（处长） 高腾友（调研员） 冯元庆（副处长） 冯 冰（主任科员） 郭宇辉（主任科员） 王志勇（主任科员） 张 杰（副主任科员）　　（七）能源市场监管处　　 拟订能源行业经济运行的政策和措施；承担能源行业运行统计、预测预警工作；指导协调能源产运销衔接和铁路运输计划平衡工作；协调省内电煤及省内外重点用户的煤炭调运；负责能源市场资格准入许可及监管工作；承担石油行业的监管工作，拟订石油储备布局规划和管理办法并实施监管；监督管理商业石油储备。 关 鸣（处长） 蒲海帆（调研员） 吴 昊（主任科员） 马 波（主任科员）　　（八）新能源和可再生能源处　　承担天然气、新能源和可再生能源行业监管的相关工作。指导协调新能源、可再生能源和农村能源发展工作；拟订煤层气、新能源、水能、生物质能和其他可再生能源，煤制燃料和燃料乙醇、煤化工、煤炭加工转化为清洁能源产品的发展规划、计划及政策与实施办法并组织实施；负责新能源和可再生能源的资格准入许可及监管工作。承担新能源、可再生能源、煤层气、煤化工、煤炭加工转化为新能源等行业的技术改造、生产协调和监管工作。 卓 军（处长） 万 键（副处长） 施绍贵（主任科员） 龙 斌（主任科员） 罗春林（主任科员） 吴 平（工作人员）　　（九）人事处承担机关及所属事业单位的机构编制、干部人事、队伍建设、行业培训工作；承办能源行业专业技术职务申报、评审工作；负责煤矿矿长资格准入许可及监管工作；承担局机关和直属单位出国（境）人员审查及申报工作；负责机关及所属单位离退休干部工作，指导所属企事业单位做好离退休干部工作。承担机关党委的日常工作。直属机关党委：负责机关和所属企事业单位的党群工作。杨玉华（处长）江庆丰（副处长）田晓红（副调研员）徐 州（副调研员）陈 勇（主任科员）纪检监察机构：省纪委派驻省能源局纪检组、省监察厅派驻省能源局监察室。徐健生（主任）张国强（主任科员） 省煤矿工会：领导、组织、协调全省各级煤矿工会开展组织建设、民主管理、经济技术、劳动保护、群众安全、生活保障、女职工特殊权益保护、职工文化体育、工会经费收缴等工作。

胡秀礼（主席） 吴坤茂（副主席、正处长级） 王文娟（副调研员） 李振亚（工作人员）