我国天然气利用现状

我国天然气利用现状（精选6篇）

篇1：我国天然气利用现状

浙江省天然气利用现状与前景展望天然气需求与利用现状

天然气可广泛应用于发电、热电联产、工业和城市燃气领域，根据相关规划和调研，到2020年，浙江省天然气需求近300亿m3。其中，燃气电厂和热电厂用气占需求的60%，城市燃气和工业用气占需求的40%。

浙江经济发达，增长强劲而资源短缺，能源对外依存度高达96%，能源消费以煤炭和石油为主，能源及电力供应未能满足市场的旺盛需求和长期增长趋势，能源瓶颈和环境压力对浙江经济可持续发展的制约日益突现。天然气作为一种清洁高效的优质能源，在全球范围内得到广泛利用，占全球一次能源消费的23.8%，2007年天然气在中国一次能源消费中的比重为33%，在浙江省仅为15%，见表1。根据相关规划，2010年天然气将占全国一次能源消费的53%，到2020年，天然气将占全国一次能源消费的10%。浙江省正在大力引进天然气，天然气将为浙江省的能源结构调整、环境保护和产业升级起到积极作用。

2004年浙江省引进西气东输天然气，揭开了浙江省大规模利用天然气的序幕，2006年东海天然气登陆浙江。近年来浙江省天然气市场快速发展，消费量逐年提高，经过4年的发展，天然气2007年已占全省能源消费的1.5%，见表2。表1 2007年全球、中国及浙江省一次能源消费结构

表2 浙江省天然气历年消费情况

目前，浙江省天然气市场尚处于起步阶段，市场占有率还很低，市场也主要局限在杭嘉湖和宁绍地区，供应尚不能满足需求，电厂用气严重不足。市场的进一步拓展并覆盖全省有赖于引进更多的气源，包括川气、西气东输二线和进口液化天然气，最终形成陆上管输、海气上岸和进口LNG的多气源供应格局。

天然气供应

浙江省天然气的气源包括已经投产的西气东输天然气、东海天然气和将要引进的川气东送天然气、西气东输二线天然气和进口液化天然气。全省已有、在建、规划和计划天然气项目的总供应规模达203亿m3／a。

2.1 西气东输

西气东输工程是“十五”期间国家安排建设的特大型基础设施，西起新疆轮南，东到上海，将新疆塔里木盆地的天然气输往我国东部地区，沿线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海、浙江10个省区市，全长4000多km，设计年输量120亿m3，增压后可增供60亿m3／a。

2004年初，作为全省天然气总买总卖方的浙江省天然气开发有限公司与中国石油天然气股份有限公司签订了13.88亿m3／a的西气东输天然气采购协议，浙江门站初始价格为1.31元／m3，包括0.48元／m3的出厂基准价和0.83元／m3的管输费。西气东输管线增压后，向浙江的供应量可增加到18亿m3／a。西气东输天然气出厂基准价每年调整一次，调整系数根据原油、液化石油气和煤炭价格5年移动平均变化情况，分别按0.4、0.2、0.4加权平均确定，相邻的价格调整幅度最大不超过8%。近年来的能源价格上涨使西气东输浙江门站气价保持上升趋势。西气东输天然气通过杭州—湖州天然气管道向湖州、杭州供气。半山电厂的进厂气价由最初的1.35元／m3上涨到目前的1.85元／m3。在杭州市场，居民到户气价为2.4元／m3，非居民到户气价为3.2元／m3。2008年底，德清——嘉兴天然气管线建成将向嘉兴市供应西气东输天然气。

2.2 东海天然气

20世纪70年代以来，在东海陆架盆地西湖凹陷先后发现了平湖、天外天、宝云亭、残雪、断桥、孔雀亭、武云亭、春晓8个油气田。其中平湖油气田于1998年底建成，1999年4月开始向上海供气。春晓气田群位于距宁波350km的东海大陆架上，包括春晓、天外天、断桥和残雪4个油气田。春晓气口群生产的天然气通过约350km的海底管线输送到陆上终端(浙江宁波春晓)天然气处理厂，完成处理后向钱塘江以南地区工业和民用用户供气。目前春晓气田群项目由中海油和中石化联营。春晓气田群于2006年2月投产，通过杭州——宁波天然气输气管道向沿线用户供气。杭甬线起始于东海天然气登陆点春晓，经宁波、绍兴至杭州崇贤的杭州——湖州天然气输气管道杭州末站，干线线路全长243km，2004年底开工建设，2007年7月全线建成投产。东海天然气浙江门站价格约为1.8元／m3。东海天然气供杭州——宁波天然气管道沿线电厂的气价为1.85元／m3。目前杭州 宁波天然气管道沿线居民到户气价为2.8元／m 3，非居民到户气价为3.4元／m3。达产后春晓气田群向浙江的供气规模为11.5亿m3／a。此外，在资源短缺和高油气价格的背景下，将重新启动东海瓯江凹陷的勘探开发。

2.3 川气东送

川气东送管道西起四川省普光气田，东至上海，全长1700多km，设计年输量120亿m3，增压后可达到170亿m3／a，由中国石化投资建设。项目以普光气田为主供气源，该工程在合理供应川渝用气的前提下，主要供应江苏、浙江和上海，兼顾沿线的湖北、安徽及江西。2007年8月开工，计划2010年全线贯通。川气东送工程计划向浙江的供气量为18.5亿m3／a，供气价格与西气东输工程相当。目前配套川气东送的杭州——嘉兴天然气管道工程正在开展前期准备工作。

2.4 西气东输二线

西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、江西、湖南、广东、广西、浙江、上海、江苏、安徽等14个省区市，全长9000多km，境外与横跨3国、同步建设的中亚天然气管道相连，设计年输量300亿m3，2008年2月开工，计划2011年全线贯通。

西气东输二线工程资源已经落实。主气源由土库曼斯坦阿姆河右岸130亿m3／a勘探开发项目和中国石油与土库曼斯坦国家天然气康采恩签署的170亿m3／a购销天然气协议2部分组成。2007年7月，中国石油天然气集团公司与土库曼斯坦签署协议，将通过中亚——中国天然气管道，每年引进300亿m3天然气。中亚中国天然气管道项目起自土库曼斯坦和乌兹别克斯坦两国边境的格达伊姆，途经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，最终到达新疆的霍尔果斯，并进入西气东输二线管道。按照中土双方确认的与国际油价挂钩的定价公式计算的出厂气价，加境外和境内管输费，西气东输二线浙江门站气价将在3元／m3以上。西气东输二线工程计划向浙江自供气量为29亿m3／a，建成后将弥补浙江省浙西、浙中和浙南地区天然气利用的空白。

2.5 进口液化天然气(LNG)

自1996年浙江省人民政府5中国海油签订“关于液化天然气项目的合作原则协议》以来，浙江LNG项目(宁波LNG)已取得项目申请报告所需的除资源、市场外的全部支持性文件。目前项目工地已完成场地准备工作，待LNG资源落实后项目将正式开工建设。浙江LNG项目一期建设规模300万t／a(42亿m3／a)，二期扩建到600万t／a(84亿m3／a)。在LNG采购方面，2004年以来，中国海油分别与澳大利亚、伊朗和卡塔尔等国的资源供应方进行了商务谈判，卖方的LNG报价也由2004年底约5美元／百万英热单位上升到目前的10美元／百万英热单位以上。2008年6月，中国海油5卡塔尔液化天然气公司签订了一项为期2 5年的液化天然气(LNG)购销协议。根据该协议，中国海油每年将从卡塔尔液化天然气公司进口200万t液化天然气，计划供应福建LNG、广东LNG、上海LNG、浙江LNG和海南LNG项目。此外，2005年4月，中国海油与温州市签署了《关于合作开展温州LNG项目工作的原则协议》，温州液化天然气项目前期工作正式启动。天然气价格

3.1 浙江]站价格

国内天然气价格趋势是在充分考虑国内市场承受力的前提下逐渐与国际市场接轨，石油价格自2002年以来大幅攀升，未来我国天然气价格将长期向上。按照国家发展和改革委员会文件发改价格[2003]1323号“关于西气东输天然气价格有关问题的通知”的精神，及对全球已进入高油气价格时代的判断，预计2010年西气东输天然气供浙江门站价格为1.5元／m3，2015年将达到1.8元／m3，2020年则可能突破2元／m3。预计川气东送天然气价格与西气东送天然气价格相当。东海天然气的开发成本较高，预计2010年东海天然气供浙江门站价格为1.9元／m3，2015年为2.2元／m3，2020年将达到2.5元／m3。按照目前油价测算，西气东输二线进口气的浙江门站价格已经超过3元／m3，国际油价长期高位运行，未来气价上涨的可能性远大于下跌的可能性。若浙江LNG能获得1.0-1.5美元／百万英热单位的LNG到岸价格，LNG气化后供浙江价格将高达3.2-4.6元／m3。未来浙江全省天然气同网同价，综合以上气源价格走势，且LNG价格取中问值3.9元／m3，估算浙江省天然气门站平均价格，见表3。表3 浙江省天然气门站价格预测

3.2 终端用气价格

如表3的预测，2015年浙江省天然气的进气价格将达到2.9元／m3，假设省网管输费0.1元／m3，城市输配0.7元／m3，则电厂到厂气价和城市门站气价为3元／m3，城市终端用户价格为3.7元／m3。当电厂到厂气价为3元／m3，电厂上同电价将达到0.83元／kWh，是目前省内煤电上网电价的2倍，严重影响气电的竞争力，如此超高的价格很难被电网接受。如果考虑以城市燃气(包括工业)补贴发电用户，假设气电上网电价为0.65元／kWh(此时的电厂进厂气价为21元／m3)。当电厂用气占60%，城市用气占40%，将电厂气价下调为电厂可以接受的21元／m3，以城市燃气补贴电厂，则城市门站气价将提高到4.3元／m3，城市终端用户价格将达到5元／m3，是目前价格的2倍。随着宁波LNG二期和温州 LNG项目的投产，宁波LNG二期和温州LNG项目的资源价格极可能比宁波LNG一期更高，到2020年，终端用气价格将进一步提高。市场对天然气价格的承受能力将成为未来浙江省天然气利用的焦点问题。

目前省内液化石油气、汽油价格约为7000元／t和8500元／t，按热值计算分别相当于天然气5.4元／m3和7.7元／m3，而目前省内的天然气管输市场的非发电用天然气价格仅为24-34元／m3，大客户还可以获得更加优惠的气价。因此即便考虑了未来天然气价格的上涨，天然气较之液化石油气和汽柴油仍然具有比较明显的价格优势。目前燃料油价格约为5500元／t，按热值计算相当于天然气51元／m3，考虑天然气的清洁性和较高的热效率，天然气完全可以替代部分燃料油。尽管天然气在经济性上无法替代煤炭，但通过行政强制措施，逐步将污染较重的煤炭退出城市能源利用系列(这一环保措施也适用于燃料油)，为天然气市场的进一步扩展创造了条件。

结论与建议

(1)全球范围内，天然气气价提升是对近年来石油价格上涨的正常反应，也是对天然气、石油比价偏低的理性修正(在浙江省目前这一比价约为0.3-0.4)，未来省内天然气气价将长期向上。但价格的过快上涨不利于天然气市场的持续发展，特别是对浙江这样的新兴市场。2015年前，西气东输、东海天然气、川气东送和西气东输二线均达产，年供气能力达到77亿m3(约占2015年全省能源消费的4%)，期间的管线建设和市场分配的任务将很繁重。如果2015年宁波LNG项目一期在2015年达产(如表2所示)，市场供应大幅增加且浙江门站价格将较2010年提高70%，短期内涌现的巨量、高价天然气会对下游市场开发和管网建设形成压力，从而提高天然气贸易照付不议风险。因此，可以考虑宁波LNG项目一期在2015年投产，2018年达产，资源采购可选择较晚投产的上游气田和液化厂项目，以保证2015年前川气和西气二线的市场分配和2015年后LNG的市场安排。由此，到2020年，119亿m3／a的天然气消费将占全省能源消费的5%。宁波LNG项目三期和温州LNG可规划在2020年以后投产，届时天然气主管网将覆盖全省。如以上全部项目在2025年稳产或达产，不考虑其他新增气源，则203亿m3／a的天然气消费将占2025年全省能源消费的7%左右。这是一种保守、渐进的气量和气价方案，有利于天然气市场的培育和持续发展。当然在充分调研和市场落实的基础上，LNG项目仍可争取尽早投产。如果以上项目在2020年全部稳产或达产，则203亿m3／a的天然气消费约占全省能源消费的9%。

(2)对于天然气电厂，高气价对应较高的上网电价，然而比煤电上网电价高一倍的价格显然难以让电网接受，这一情况是省内燃气电厂在建设之初没有想到的。采取城市燃气对燃气电厂的交叉补贴，可降低气电上同电价，然而以占总用气40%的城市燃气补贴占总用气60%的气电用户，将大幅提高城市燃气的终端用户用气价格，严重影响天然气的竞争力。高昂的气价可能使部分规划气电项目下马，从而降低市场的总需求，特别是对进口天然气的需求。发电用气比重将下降，城市燃气及工业用气比重相应提高，从而降低了气电的补贴需求，提高了城市燃气的竞争力。假设2020年全省天然气供应的50%(59.5亿m3)用于发电，则气电装机容量将达到850万kW，占全省电力装机容量的12%，气电较高的上网电价最终将通过提高电网销售电价转移到终端用户上。气电投产即可达产和城市燃气、工业用气具有渐增性，以及城市燃气用户可承受较高的天然气价格，这些因素决定了未来天然气市场开发的重点是城市燃气及工业用户。然而燃气电厂与电网签订长期购销电协议，以及气电联动仍然是非常必要的。在加快天然气管网建设，加强市场宣传和培育的同时，对于管网暂时未能覆盖的地区，可以槽车运输形式供应、开发这些市场，为管输天然气的大规模进入做好准备。

(3)国外资源，尤其是进口 LNG是未来浙江省天然气利用的主力气源，是浙江省资源采购的主要方向。应当加强与国家石油公司的合作，引进战略投资者，保证天然气的稳定持续供应，鼓励各类资本投资天然气基础设施建设和引进工程，积极参与海外资源采购。加强对天然气产业，从资源、运输到市场的整个产业链的研究，提高市场分析、判断和决策能力，保障浙江省天然气市场的持续健康发展。自2004年开展资源引进的实质性工作以来，LNG资源尚未落实。在未签订LNG长期购买协议前，可考虑现货贸易和多目的地或转动港安排的可行性，争取获得国家发展和改革委员会对LNG项目的核准，加快 LNG接收站项目建设。此外，如果人民币继续升值，将提高浙江省对进口天然气价格的承受能力。

篇2：我国天然气利用现状

天然气分布式能源是指利用天然气为燃料，通过冷、热、电三联供等方式实现能源的梯级利用，综合能源利用效率在70%以上，并在负荷中心就近实现现代能源供应方式。与传统的集中式能源系统相比，天然气分布式能源具有节省输配电投资、提高能源利用效率、实现对天然气和电力双重“削峰填谷”、设备启停灵活、提高系统供能的可靠性和安全性、节能环保等优势。

按照规模划分，天然气分布式能源系统主要包括楼宇型和区域型两种类型。楼宇型一般适用于二次能源需求性质相近且用户相对集中的楼宇（群），包括宾馆、学校、医院、写字楼以及商场等，一般采用内燃机或小型燃气轮机作为动力设备。区域型一般适用于冷、热（包括蒸汽、热水）、电需求较大的工业园区、产业园区、大型商务区等，一般采用燃气轮机作为动力设备。按照与电网的关系划分，天然气分布式能源系统主要包括独立运行、并网不上网、并网上网和发电量全部上网4 种类型。2 发展现状与存在的问题

目前我国天然气分布式能源发展仍处于起步阶段，国内已建和在建的天然气分布式冷热电联供项目约50多个，装机总容量约600万kW，主要集中在特大城市，如广州大学城、上海浦东机场、上海理工大学、北京中关村软件园、北京燃气集团生产指挥调度中心大楼、中石油创新基地能源中心、湖南长沙黄花机场等。由于各种原因，已建成的50多个分布式能源项目约有过半数正常运行，取得了一定的经济、社会和环保效益，部分项目因并网、效益或技术等问题处于停顿状态。目前我国天然气分布式能源发展中存在着以下4个方面的主要问题。2.1 盈利性差制约分布式能源发展

与欧美国家相比，包括我国在内的亚太地区天然气价格较高，导致天然气分布式能源发电成本是普通燃煤电站的2~3倍，竞争力较差。前几年我国天然气价格高企，在电价没有完全理顺的情况下，很多分布式能源项目经济效益得不到保证，规划项目开工率较低。随着天然气价格下调，分布式能源盈利性将得到提升。

2.2 国家配套政策和机制不健全

目前我国在天然气分布式能源的项目管理、产业规划、优惠扶持政策、技术标准规范等方面还不完善。具体扶持政策有待地方政府进一步落实，实施力度取决于地方的财政能力和用户承受能力。但到目前为止，仅有少数省市针对天然气分布式能源出台了实质性的鼓励政策，且支持力度有限。2.3 分布式能源并网上网存在不确定性

《电力法》规定电力销售主体为电网企业，阻碍了天然气分布式能源向用户进行直供。天然气分布式能源的客户群一般是用电价格较高的工商业用户，这类项目的发展一定程度上挤占了电网企业的优质客户。国家电网公司虽然于2010 年出台了《分布式电源接入电网技术规定》，但对天然气分布式能源项目并网缺乏执行力，尚无配套和落实措施。2.4 核心技术受制于人

我国对燃气发电机组的基础研究力量不足，研发制造滞后于市场需求，目前90％以上机组都需要从国外引进。虽然我国企业与GE等国外燃气轮机制造商合作，但燃气轮机部件和联合循环运行控制等核心技术外方并未转让，导致项目总投资难以下降。此外燃气轮机等核心设备的运营维护成本居高不下，可能影响未来天然气分布式能源的大规模发展。3 发展环境分析 3.1 市场环境分析

3.1.1 提高天然气消费比重是我国能源结构中长期调整的重点方向

根据国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，我国将实施绿色低碳发展战略，未来能源结构调整的方向是：加快低碳能源发展步伐，降低煤炭消费比重，扩大天然气利用比重，不断提高非化石能源消费比重。当前我国天然气市场正处于快速发展期的波动阶段。中石油规划总院预测，2020年和2030年我国天然气消费量将分别达到3500亿m3和5800亿m3，分别占我国一次能源消费的10%和14%，工业燃料和天然气发电是未来增量的重点领域。大力发展天然气分布式能源是扩大天然气消费的重要途径之一。3.1.2 天然气供需形势缓和为分布式能源发展提供气源保障

根据《能源发展“十三五”规划》，“十三五”期间，我国将实施“天然气消费提升计划”，以民用、发电、交通和工业等领域为着力点，鼓励提高天然气消费比重，预计“十三五”期间天然气消费年均增速13%，2020年达3500亿m3。目前我国国产气、进口管道气、液化天然气的供应格局基本形成，预计2020 年和2030年天然气供应能力将分别达到3900亿m3和6500亿m3，供需形势将相对宽松，为天然气分布式能源的发展提供较为充足的气源保障。3.1.3 气价形成机制逐步市场化有助于提高分布式能源的竞争力

天然气价格改革的最终目标是全面市场化，政府只对具有自然垄断性质的管道运输价格进行监管。目前我国存量气与增量气价格已经实现并轨，并在上海建立了天然气交易中心，引导放开价格后的天然气进入市场交易，提高非居民气价市场化程度。受供需形势缓和、原油价格短期持续疲软影响，预计中短期我国气价不会出现大幅上涨，有助于天然气分布式能源项目降低经营成本，提高竞争力。

3.1.4 冷热需求快速增长有利于发挥天然气分布式能源的优势

目前我国正处于工业化、城镇化加速发展阶段，居民和非居民供热、供冷需求持续快速增长。特别是在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染防控重点区域和省级重点城市，工业园区、经济开发区、商业建筑的热、冷负荷需求旺盛，而燃煤锅炉热效率低、污染物排放浓度高，发展空间受限。因此通过建设包括天然气分布式能源在内的清洁能源机组实现冷热电联供，可以满足新增供热、供冷需求，替代分散燃煤锅炉，同时有效降低分散供热带来的环境污染。3.2 政策环境分析

3.2.1 产业政策鼓励在经济发达地区发展天然气分布式能源

能源发展规划和大气污染防治行动计划鼓励发展天然气分布式能源。《能源发展“十三五”规划》、《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》、《大气污染防治行动计划》均提出，在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区，鼓励发展天然气分布式冷热电联供项目，结合热负荷需求适度发展燃气热电联产项目。预计到2020年，我国天然气发电装机将超过1亿kW，其中天然气分布式能源装机将达到1500万kW。

天然气分布式能源开发意见和管理规定明确了项目开发的具体要求。《关于发展天然气分布式能源的指导意见》（发改能源〔2011〕2196号）提出了鼓励开发建设天然气分布式能源项目的基本原则和任务目标。《关于下达首批国家天然气分布式能源示范项目的通知》（发改能源〔2012〕1571号）、《分布式发电管理暂行办法》（发改能源〔2013〕1381号）和《天然气分布式能源示范项目实施细则》（发改能源〔2014〕2382号），均提出了天然气分布式能源项目开发的管理要求、实施程序和鼓励措施。实施细则提出由省级政府负责本区域天然气分布式能源示范项目的具体实施工作，并制定鼓励政策和标准规范。3.2.2 电力体制改革鼓励因地制宜发展天然气分布式能源

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）提出，未来分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制，全面放开用户侧分布式电源市场，积极开展分布式电源项目的各类试点和示范；允许拥有分布式电源的用户或微网系统作为售电主体参与电力交易。随着电力直供政策的落实，分布式能源将迎来发展机遇。

3.2.3 上网电价政策和补贴机制逐步完善

国家初步规范了天然气分布式能源上网电价管理机制。《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格〔2014〕3009号）指出，天然气发电价格管理实行省级负责制，新投产天然气热电联产发电机组实行标杆电价政策和气电价格联动机制，最高上网电价不得超过当地煤电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格0.35元/kWh；有条件的地方要积极采取财政补贴、气价优惠等措施疏导天然气发电价格矛盾。

部分省份出台了天然气分布式能源的上网电价和补贴机制。目前上海市、江苏省、浙江省、长沙市、青岛市等省市出台了天然气分布式能源的上网电价和补贴机制，其中上海市采用上网电价和投资补贴相结合的机制，上网电价为单一制电价；江苏省、浙江省均采用两部制上网电价政策；青岛市、长沙市主要采用投资补贴机制。

部分省区针对单个天然气分布式能源项目出台了支持政策。广西自治区对华电南宁江南分布式能源站（3×6万kW）核定采用两部制电价，其中容量电价为90 元/kW˙月，电量电价为0.596元/kWh。江西省对华电九江分布式能源站（2×3.1万kW+1×2.5 万kW）核定临时上网电价为0.8055元/kWh。其他省份尚未针对天然气分布式能源项目出台上网电价和补贴政策。3.2.4 并网服务政策有待进一步落实

国家电网公司2010年发布的《分布式电源接入电网技术规定》为分布式能源接入电网扫清了技术障碍。国家电网公司2013年发布的《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》规定，享受并网优惠服务的分布式电源必须是以10kV及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW；以10kV

以上电压等级接入或以10kV电压等级接入但需升压送出的发电项目，仍执行国家电网公司常规电源相关管理规定；除分布式光伏发电、风电项目外，其他分布式电源仍须收取系统备用容量费。因此，对于装机容量超过6MW的天然气分布式能源项目的并网政策仍存在不确定性。3.3 智慧能源发展趋势分析

3.3.1 实施多能互补集成供能是智慧能源的发展方向

《能源发展“十三五”规划》、《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》（发改能源〔2016〕1430号）指出，未来智慧能源系统的发展将以全面提升能源系统效率为目标，加强电力系统调峰能力建设，实施需求侧响应能力提升工程，大力发展分布式能源网路，推动能源生产供应集成优化；在新城镇、新工业园区、新建大型建筑等新增用能区域，积极推广实施一体化集成供能工程，加强热、电、冷、气等能源生产耦合集成和互补利用，因地制宜推广应用热电联产、天然气冷热电联供、多能互补综合利用等集约供能方式，构建多能互补、供需协调的智慧能源系统。因此，发展智慧能源系统，有利于发挥天然气分布式能源综合利用效率高、“削峰填谷”、冷热电集成供应的优势。3.3.2 分布式能源和智能微电网是智慧能源系统的重要发展形式

《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》（发改能源〔2016〕392号）和《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》（国能新能〔2015〕265 号）文件已经出台。分布式能源和储能系统将成为智慧能源系统的重要组成部分，智能微电网是能源互联网的重要发展形式。能源互联网将大量分散的分布式能源连接起来，能量流与信息流双向流动，实现“横向多能源体互补，纵向源-网-荷-储协调”，提高能源利用效率，推动节能减排。

综上所述，未来我国天然气消费比重不断增加，天然气供需形势相对缓和，气价形成机制逐步市场化，冷热需求快速增长，这些因素均为天然气分布式能源的发展提供了有利的市场环境。国家能源产业政策、节能环保政策、电力体制改革政策均鼓励在经济发达地区发展天然气分布式能源，构建智慧能源有利于发挥天然气分布式能源的优势。目前天然气分布式能源的上网电价政策和补贴机制有待进一步完善，并网服务有待进一步落实。随着政策和机制的逐步完善，我国天然气分布式能源已经进入新一轮布局窗口期，预计未来几年我国天然气分布式能源将进入快速发展期。4 发展趋势

4.1 与智能微电网融合

天然气分布式能源的特点之一是布局分散灵活，与大电网互为备用，提高供电可靠性和供电质量，但分布式电源也会对电网的电能质量、继电保护等带来不利影响。智能微电网依靠“互联网+”，集各类分布式电源、储能设备、能量转化设备、负荷监控和保护设备于一体，采用先进的电力和控制技术，能够方便灵

活地接入一切可利用的分布式能源，通过智能管理和协调控制，最大化地发挥分布式能源的效率，同时可以实现平滑接入大电网或独立运行，最大程度地减少对大电网的影响。因此未来集合天然气分布式能源、风电、太阳能、生物质能、地源热泵、水源热泵、蓄热蓄冷装置等构建的多能互补的智能微网，实现能源供应的耦合集成和互补利用，是天然气分布式能源的一个重要发展方向。4.2 带动智能冷热气网发展

调节灵活的天然气分布式能源技术，将带动天然气管网智能控制技术、供热（冷）管网智能控制技术、蓄热蓄冷等蓄能技术的发展，构建以天然气分布式能源为基础的智能区域供能系统。

通过智能热（冷）网，连接分布式能源站、换热站和用户，形成三位一体的集成智能供热系统，实现少人值守、远程监控，降低运行成本；采用气候补偿技术，根据室外温度变化情况及时调整热（冷）网调度顺序；对换热站二次侧实施动态监控，实时掌控能耗状况，对能耗数据进行统计、分析，优化控制策略，通过调节阀调整一次侧流量、温度，合理调节各用户供热温度，避免供热温度过高或过低；结合热计量推广，采用大数据和全智能控制策略，根据监控数据、用能时段及用能区域的不同，提高热源和热网全系统对单个用户的需求响应和分级控制，实现独立控制、分时分区供能。4.3 开展配售电和能源综合服务业务

电力体制改革9号文推进售电侧放开，鼓励社会资本投资成立售电主体，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，允许分布式电源企业参与竞争性售电。随着《电力法》的修订，分布式能源实现直供电将成为可能。2016年5月，国家能源局下发《关于支持深圳国际低碳城分布式能源项目参与配售电业务的复函》（国能电力〔2016〕138号），深圳国际低碳城分布式能源项目成为首个由国家能源局批复的参与配售电业务的天然气分布式能源项目。未来将有更多的分布式能源项目开展配售电业务。

由于大多数天然气分布式能源项目服务于新建的工业园区和公共建筑，具有开展增量配电和售电业务的有利条件。通过开展配售电业务，成立区域售电、售热、售冷一体化能源服务公司，实现发、配、售电一体化，实现区域综合能源服务，满足用户多样化和定制化的需求，是天然气分布式能源项目未来的一个重要发展方向。5 结语

（1）目前我国天然气分布式能源发展仍处于起步阶段，存在盈利性较差、配套政策机制不完善、并网上网存在不确定性以及核心技术受制于人等问题。（2）未来我国天然气消费比重将不断增加，天然气供需形势相对缓和，气价形成机制逐步市场化，冷热需求快速增长等因素均为天然气分布式能源的发展提供了有利的市场环境。国家能源产业政策、节能环保政策、电力体制改革政策等均

鼓励在经济发达地区发展天然气分布式能源，构建智慧能源有利于发挥天然气分布式能源的优势。目前天然气分布式能源的上网电价政策和补贴机制有待进一步完善，并网服务有待进一步落实。随着政策和机制的逐步完善，我国天然气分布式能源已经进入新一轮布局窗口期，预计未来几年我国天然气分布式能源将进入快速发展期。

篇3：我国天然气利用现状

1.1 天然气的消费量增长迅速

近几年, 天然气的需求量强劲的增长, 同时我国的天然气方面的工业基础设施也不断的被完善和发展, 天然气的市场消费水平出现爆炸型提高。

通过对2000~2008年这几年我国天然气的消费量变化可以得出, 近10年是我国天然气的消费量增长的快速期, 年增长接近50×108m3, 每年平均增长的速度远超14%。1996年我国天然气的总消费量占一次性能源的总消费量的1.7%, 约为179×108m3, 该比值远比世界的平均水平23%低。2008年我国天然气的总消费量占一次性能源的总消费量的3.8%, 约为780×108m3, 仍旧比世界的平均水平低。这表明天然气在我国的市场发展具有很大的潜力, 同时也说明想要达到“于2020年把天然气的消费总量占一次性能源消费总量的比例提至8%”的目标还有很长的路要走。

1.2 使用天然气的区域更加广泛

“九五”之前, 我国天然气的消费基本上是“就近使用”, 主要消费集中于油气田的周边, 生产区域跟消费区域基本上是一致的, 主要是因为当时在我国还没有大规模修建天然气长输管道等基础设施。从地区分布上看, 单单在川渝气区周围的天然气的消费量就是全国总消费量的40%以上, 主要消费天然气的地区集中分布在有大型的油气田资源的地方, 比如重庆、四川、辽宁、黑龙江、新疆、河南、山东等各个省、市、自治区, 用气主要分为油气田自产自用以及油气田的周边地区化工、化肥用气。天然气在我国的供应格局是“北气南下、西气东输、海气上岸”和“就近外供”, 那是因为随着川渝、塔里木、青海、长庆等陆地四大气区的天然气实现了全面东输以及海洋的天然气成功上岸, 加之实施了进口液态化天然气的项目。

1.3 天然气的利用方向日趋合理

我国天然气的利用方法一般分为工业燃料、城市燃气、发电和化工等4大类。工业燃料领域中利用天然气的有比较多行业, 比如特钢、冶金、玻璃、陶瓷、建材等;城市燃气的领域中可以细分成公福商业 (指宾馆、饭店、学校、洗浴、餐饮等用户) 、民用生活 (指炊事、壁挂炉分户式供暖、热水) 、CN G汽车 (多为公交、市政车、出租) 、冷热电分布式能源利用、集中供热、小工业企业燃料用气等;发电行业中多被用在热电联产和调峰电厂;化工领域中主要有化肥 (天然气合成氨) 、甲醇和制氢等。

2 我国天然气消费利用趋势展望

2.1 天然气消费量仍将快速增长

预计2010年全国天然气需求量会随国民经济的发展需求逐步攀升, 同时随着国内天然气的长输管道以及地下储气库等一系列的基础设施不断完善, 我国天然气的需求总量可能会超过1200×108m3, 但是考虑到实际的供应限制问题, 我国天然气的实际消费总量可能在1000×108m3左右。2020年, 我国的天然气需求总量将会超过2500×108m3, 到2030年, 我国的天然气需求总量将超过4000×108m3, 从此我国的天然气市场将从快速增长期进入成熟期。估计在2010至2030年间, 天然气需求总量的年均增长率会超过8%, 其年均增长量约在100×108~150×108m3之间。

在2010至2030年间, 我国天然气市场的发展存在阶段性, 发展过程包括:

(1) 在2015年前的这段时期是我国天然气市场发展最迅速的时期, 我国天然气的基干管网基本形成, 主要大中城市均已利用上天然气, 天然气的需求总量的年均增长率已经超过12%, 这个时期作为我国天然气市场发展中的关键阶段, 国内天然气的年产量也会超过1000×108m3, 每年的进口气量估计可以超过500×108m3;

(2) 在2015年至2020年期间, 我国天然气市场的发展仍然处在一个速度较快的阶段而且需求总量的年均增长速度约在8%~10%之间, 根据这个信息能够估测到, 等到2020年时, 我国天然气的消费能力在一次性能源的消费结构里占的比例将会达到8%;

(3) 在2020年至2030年期间, 我国天然气需求总量的年均增长速度维持在5%到8%之间, 而且可利用的区域更加广泛, 我国绝大多数的地级市都能用上天然气, 此时, 我国天然气的消费能力将在一次性能源的消费结构里占的比例超过10%。

2.2 天然气的消费中心会持续“南下东移”, 它的覆盖面将会遍及全国

根据上文所说, 我国的天然气资源分布以西部为主, 所以, 在市场形成的最初阶段基本都是遵从就近原则。当我国天然气的发展进入后期时, 它的供应局面才产生变化, 以“就近外供”为中心指导原则, 显现出“北气南下、海气上岸、西气东输”的局面。在这个局面下, 我国天然气的主要消费中心将从产气区向东部及南部地区转移。估计到2020年后, 环渤海、长三角、东南沿海这三个地区的天然气消费总量会超过全国天然气消费总量的1/2, 变成我国最主要的天然气消费区域。

2.3 天然气的结构不断完善并且逐步稳定

日后天然气主要仍以“城市气化、以气代油、适当代煤和燃料置换”为主并且利用方向将在现有基础上继续优化并趋于稳定。依照常规需要所划分出的四个用气方向, 估计未来需要的使用方向主要是工业燃料和城市燃气, 而且发电的利用比例逐步上升, 化工方面的利用比例将会不断下降, 在整体上显现出“三足鼎立”的情况。

3 结束语

依照上文来看, 在未来的一段时期内, 我国的地下储气库、城市配气网支线管道、以及天然气长输管道等一系列的基础设备建设马上要进入快速建设阶段。当基础设备逐步完善, 随着环保要求和人们生活水平的日益提高, 在供气单位、各级政府、下游用户全体的共同作用下, 我国的天然气市场势必会显现出消费量将快速增长、使用区域遍及全国、使用方向持续优化的良好发展前景。为了节能减排能作出更大的贡献, 天然气必将在国家能源结构中扮演更为重要的角色。

参考文献

[1]李伟.我国天然气利用现状和发展趋势[J].2010年中国天然气产业及系统管网建设发展论坛

篇4：我国液化天然气发展现状综述

关键词：液化天然气；项目；现状

1、引言

LNG是液化天然气(liquefied natural gas)的缩写，主要成分是甲烷，且无色、无味，具有清洁、安全可靠等优点。天然气不含一氧化碳，不会引起一氧化碳中毒，着火下限比液化石油气高。另一方面是更好地保证稳定供气，天然气资源丰富，可以满足人类对能源较长时期的需求。同时价格相对稳定，波动比油价小。

天然气液化后的体积约为同量气态天然气体积的1/600，重量仅为同体积水的45%左右，热值为52MMBtu/t，可以大大节约储运空间和成本。同时，LNG是一种清洁、高效的能源，对环境保护起到了良好的作用。

由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正成为全球能源市场的新热点。

LNG与煤炭、石油并称目前世界一次能源的三大支柱。近年来LNG迅速发展，在未来的20至30年间，LNG将取代石油、煤炭等其他能源，广泛应用于各行各业。

2、国内已建成的LNG项目

目前，国内已经建成的LNG项目有：江苏洋口港LNG项目、广东大鹏LNG项目、福建LNG项目、上海LNG项目、新疆LNG项目和重庆LNG项目。

2.1江苏LNG项目

江苏LNG项目于1993年起步，近期江苏省政府已将项目上报国家作为西气东输配套工程和第二气源。该项目从国外引进天然气，经液化、船运至洋口港接受站储存，气化后通过管道与西气东输管网对接。

项目由LNG码头工程、LNG电厂、LNG接受站工程和输气管道工程组成。项目利用洋口港天然深水航道——蓝沙洋水道建设，LNG码头位于蓝沙洋水道深水区西部，码头建设10万吨级专用LNG卸货泊位一个，可以满足年运量300—600万吨的要求。LNG电厂工程是江苏LNG接受站的配套工程，该项目选址在洋口港太阳岛，项目总投资约90亿人民币，总体建设规模为8*390MW级。LNG接收站一期工程建设规模为350万吨/年，选用16万吨储气罐两座，二期增加10万吨储气罐一座，建设规模达到600万吨/年。一期外输供气量为1942.97*104Nm3/d，折合LNG量为1.46*104t/d。二期外输供气量为2620.03*104Nm3/d，折合LNG量为1.97*104t/d。

2.2广东大鹏LNG项目

广东LNG项目是中国首个引进LNG的试点项目。为缓解我国东南沿海地区能源短缺的现状，1998年国务院批准进口液化天然气在广东先行试点, 确定了广东LNG项目为我国首个引进LNG试点项目。 1999年底，项目正式立项。2003年，广东LNG项目的可行性研究报告获国家批准。

由广东大鹏液化天然气有限公司建设和经营的广东LNG站线项目是广东LNG试点工程总体项目的核心工程。广东LNG试点工程总体项目一期工程包括十四个相互关联但分别为独立法人实体的项目，总投资超过300亿元人民币。2010年公司进口LNG总量占全国LNG进口总量的62.4%。该项目自2006年5月26日开始运行，在同年9月28日开始商业运营，至今已实现商业安全可靠运营连续6年。广东大鹏LNG项目设施主要包括接收站和输气干线，投资总额约为80亿元人民币，主要股东为中海油占33%，BP占30%。气源主要来自澳大利亚西北大陆架LNG项目、卡塔尔等其他气源地。输气范围覆盖广东省五大主要城市广州、深圳、东莞、佛山、惠州以及香港地区。

2.3福建LNG项目

福建LNG总体项目是我国对外合作的重大能源项目，也是继广东LNG试点项目之后又一国家战略性能源项目。总体项目由接收站和输气干线项目，运输项目由莆田、晋江和厦门三个燃气电厂以及福州、莆田、泉州、漳州、厦门五个城市燃气利用工程等10个分项目组成。工程分两期建设，一期工程规模为260万吨LNG/年，总投资约240亿元，于2007年底建成投产。二期工程连续建设，总规划规模500万吨LNG/年。2003年2月国家计委批准福建LNG总体项目立项，2004年12月，国家发改委正式批准建设该项目。一期项目建成之后，利用燃气发电，建设总装机容量为10*35万千瓦级的燃气电厂。建设五个城市燃气利用工程项目，为福建沿海400万人口提供清洁、安全、优质的生活用气，还可以为工业企业提供燃料。

福建LNG项目位于福建中部湄洲湾北岸莆田秀屿港区。LNG总体项目的建成将有利于城市能源洁净化、高效化，改善生态环境，提高人民生活水平和质量；有利于改善电网运行环境，满足福建省电力需求增长的需要；有利于改善福建能源结构，补充优质能源供应，实现能源多元化；有利于带动福建的经济发展，对“建设对外开放、协调发展、全面繁荣的海峡西岸经济区”战略构想的实施起到积极的推动作用。

3、国内天然气输送管线

1989年，中国在四川、重庆地区已形成了一个总长度达1400多千米的环形干线输气管网。中国其他地区已建成的输气管道主要有：华北至北京输气管线（两条）、大港至天津输气管线、中沧线（濮阳至沧州）、中开线（濮阳至开封）、天沧线（天津至沧州）、陕京线（靖边至北京）、靖西线（靖边至西安）、靖银线（靖边至银川）、轮库线（轮南至库尔勒）、吐乌线（吐鲁番至乌鲁木齐）等。此外，中国在20世纪90年代还建成了两条长距离海底输气管道。一条是南海崖13-l气田至香港输气管线，另一条是东海平湖凝析气田至上海的湿天然气管线。中国的天然气管道建设正面临着历史上最好的机遇，酝酿多年的“西气东输”工程已经建成。这项工程的核心部分是建设一条从新疆塔里木到上海、总长度达4000多千米的大型干线输气管道。

4、西气东输管线

2000年2月国务院第一次会议批准启动“西气东输”工程，这是仅次于长江三峡工程的又一重大投资项目，是拉开西部大开发序幕的标志性建设工程。

“西气东输”管道工程，采取干支结合、配套建设方式进行，管道输气规模设计为每年120亿立方米。项目第一期投资预测为1200亿元，上游气田开发、主干管道铺设和城市管网总投资超过3000亿元。工程在2000-2001年内先后动工，于2007年全部建成。是中国距离最长、管径最大、投资最多、输气量最大、施工条件最复杂的天然气管道。实施西气东输工程，有利于促进我国能源结构和产业结构调整，带动东、西部地区经济共同发展，改善长江三角洲及管道沿线地区人民生活质量，有效治理大气污染。这一项目的实施，为西部大开发、将西部地区的资源优势变为经济优势创造了条件，对推动和加快新疆及西部地区的经济发展具有重大的战略意义。

西气东输一线工程沿途经过的主要省级行政区有：新疆—甘肃—宁夏—陕西—山西—安徽—江苏—上海，穿过的主要地形区有：塔里木盆地―吐鲁番盆地—河西走廊—宁夏平原―黄土高原―华北平原―长江中下游平原；二线工程沿途经过的主要省级行政区又：新疆—甘肃—宁夏—陕西—河南—湖北—江西—广东，穿过的主要地形区有：准噶尔盆地—河西走廊—宁夏平原—黄土高原—华北平原—江汉平原—鄱阳湖平原—江南丘陵—华南丘陵—珠江三角洲。

西气东输工程投资巨大，整个工程预算超过1500亿人民币，经济和社会效益十分显著。就工程本身来讲，据初步测算，与进口液化天然气相比，塔里木天然气到上海的价格大概便宜6分钱以上，具有很强的竞争力。与东部地区目前大量使用的人工煤气相比，虽然煤气价格便宜，但其热值远低于天然气。按同等热值计算，塔里木天然气到东部的供气价每立方米只相当于煤气的三分之二。按此价格，气田开发企业和管道运输企业的经济效益应是有保障的。

篇5：我国水资源的利用现状

资料来源：2012-4-19

中国水资源总量少于巴西、俄罗斯、加拿大、美国和印度尼西亚，居世界第六位。若按人均水资源占有量这一指标来衡量，则仅占世界平均水平的1/4，排名在第一百一十名之后。缺水状况在中国普遍存在，而且有不断加剧的趋势。全国约有670个城市中，一半以上存在着不同程度的缺水现象。其中严重缺水的有一百一十多个。

中国水资源总量虽然较多，但人均量并不丰富。水资源的特点是地区分布不均，水土资源组合不平衡；年内分配集中，年际变化大；连丰连枯年份比较突出；河流的泥沙淤积严重。这些特点造成了中国容易发生水旱灾害，水的供需产生矛盾，这也决定了中国对水资源的开发利用、江河整治的任务十分艰巨。

1．水资源的利用与供需矛盾

中国地表水年均径流总量约为2.7万亿立方米，相当于全球陆地径流总量的5.5％，占世界第5位，低于巴西、前苏联、加拿大和美国。国还有年平均融水量近500亿立方米的冰川，约8000亿立方米的地下水及近500万立方千米的近海海水。目前中国可供利用的水量年约1.1万亿立方米，而1980年中国实际用水总量已达5075亿立方米，占可利用水资源的46％。

建国以来，在水资源的开发利用、江河整治及防治水害方面都做了大量的工作，取得较大的成绩。

在城市供水上，目前全国已有300多个城市建起了供水系统，自来水日供水能力为4000万吨，年供水量100多亿立方米；城市工矿企业、事业单位自备水源的日供水能力总计为6000多万吨，年供水量170亿立方米；在7400多个建制镇中有28％建立了供水设备，日供水能力约800万吨，年供水量29亿立方米。农田灌溉方面，全国现有农田灌溉面积近8.77亿亩，林地果园和牧草灌溉面积约0.3亿亩有灌溉设施的农田占全国耕地面积的48％，但它生产的粮食却占全国粮食总产量的75％。

防洪方面，现有堤防20万多千米，保护着耕地5亿亩和大、中城市100多个。现有大中小型水库8万多座，总库容4400多亿立方米，控制流域面积约150万平方千米。

水力发电，中国水电装机近3000万千瓦，在电力总装机中的比重约为29％，在发电量中的比重约为20％。

然而，随着工业和城市的迅速发展，需水不断增加，出现了供水紧张的局面。据1984年196个缺水城市的统计，日缺水量合计达1400万立方米，水资源的保证程度已成为某些地区经济开发的主要制约因素。

水资源的供需矛盾，既受水资源数量、质量、分布规律及其开发条件等自然因素的影响，同时也受各部门对水资源需求的社会经济因素的制约。

中国水资源总量不算少，而人均占有水资源量却很贫乏，只有世界人均值的1／4（中国人均占有地表水资源约2700立方米，居世界第88位）。按人均占有水资源量比较，加拿大为中国的48倍、巴西为16倍、印度尼西亚为9倍、前苏联为7倍、美国为5倍，而且也低于日本、墨西哥、法国、前南斯拉夫、澳大利亚等国家。

中国水资源南多北少，地区分布差异很大。黄河流域的年径流量只占全国年径流总量的约2％，为长江水量的6％左右。在全国年径流总量中，淮、海河、滦河及辽河三流域只分别约占2％、1％及0.6％。黄河、淮河、海滦河、辽河四流域的人均水量分别仅为中国人均值的26%、15％、11.5％、21％。

随着人口的增长，工农业生产的不断发展，造成了水资源供需矛盾的日益加剧。从本世纪初以来，到70年代中期，全世界农业用水量增长了7倍，工业用水量增长了21倍。中国用水量增长也很快，至70年代末期全国总用水量为4700亿立方米，为建国初期的4.7倍。其中城市生活用水量增长8倍，而工业用水量（包括火电）增长22倍。北京市70年代末期城市用水和工业用水量，均为建国初期的40多倍，河北、河南、山东、安徽等省的城市用水量，到70年代末期都比建国初期增长几十倍，有的甚至超过100倍。因而水资源的供需矛盾就异常突出。

由于水资源供需矛盾日益尖锐，产生了许多不利的影响。首先是对工农业生产影响很大，例如1981年，大连市由于缺水而造成损失工业产值6亿元。在中国15亿亩耕地中，尚有8.3亿亩没有灌溉设施的干旱地，另有14亿亩的缺水草场。全国每年有3亿亩农田受旱。西北农牧区尚有4000万人口和3000万头牲畜饮水困难。其次对群众生活和工作造成不便，有些城市对楼房供水不足或经常断水，有的缺水城市不得不采取定时、限量供水，造成人民生活困难。其三，超量开采地下水，引起地下水位持续下降，水资源枯竭，在27座主要城市中有24座城市出现了地下水降落漏斗。

2．水利建设与洪涝灾害

由于所处地理位置和气候的影响，中国是一个水旱灾害频繁发生的国家，尤其是洪涝灾害长期困扰着经济的发展。据统计，从公元前206年至1949年的2155年间，共发生较大洪水1062次，平均两年即有一次。黄河在2000多年中，平均3年两决口，百年一改道，仅1887年的一场大水死亡93万人，全国在1931年的大洪水中丧生370万人。建国以后，洪涝灾害仍不断发生，造成了很大的损失。因此，兴修水利、整治江河、防治水害实为国家的一项治国安邦的大计，也是十分重要的战略任务。

中国40多年来，共整修江河堤防20余万千米，保护了5亿亩耕地。建成各类水库8万多座，配套机电井263万眼，拥有6600多万千瓦的排灌机械。机电排灌面积4.6亿亩，除涝面积约2.9亿亩，改良盐碱地面积0.72亿亩，治理水土流失面积51万平方千米。这些水利工程建设，不仅每年为农业、工业和城市生活提供5000亿立方米的用水，解决了山区、牧区1.23亿人口和7300万头牲畜的饮水困难。而且在防御洪涝灾害上发挥了巨大的效益。

随着人口的急剧增加和对水土资源不合理的利用，导致水环境的恶化，加剧了洪涝灾害的发生。特别是1991年入夏以来，在中国的江淮、太湖地区，以及长江流域的其他地区连降大雨或暴雨，部分地区出现了近百年来罕见的洪涝灾害。截至8月1日，受害人口达到2.2亿人，伤亡5万余人，倒塌房屋291万间，损坏605万间，农作物受灾面积约3.15亿亩，成灾面积1.95亿亩，直接经济损失高达685亿元。在这次大面积的严重洪灾面前，应该进一步提高对中国面临洪涝灾害严重威胁的认识，总结经验教训，寻找防治对策。

除了自然因素外，造成洪涝灾害的主要原因有：

（1）不合理利用自然资源。尤其是滥伐森林，破坏水土平衡，生态环境恶化。如前所述，中国水土流失严重，建国以来虽已治理51万平方千米，但目前水土流失面积已达160万平方千米，每年流失泥沙50亿吨，河流带走的泥沙约35亿吨，其中淤积在河道、水库、湖泊中的泥沙达12亿吨。湖泊不合理的围垦，面积日益缩小，使其调洪能力下降。据中科院南京地理与湖泊研究所调查，70年代后期，中国面积1平方千米以上的湖泊约有2300多个，总面积达7.1万平方千米，占国土总面积的0.8％，湖泊水资源量为7077亿立方米，其中淡水2250亿立方米，占中国陆地水资源总量的8％。建国以后的30多年来，中国的湖泊已减少了500多个，面积缩小约1.86万平方千米，占现有湖泊面积的26.3％，湖泊蓄水量减少513亿立方米。长江中下游水系和天然水面减少，1954年以来，湖北、安徽、江苏以及洞庭、鄱阳等湖泊水面因围湖造田等缩小了约1.2万平方千米，大大削弱了防洪抗涝的能力。另一方面，河道淤塞和被侵占，行洪能力降低，因大量泥沙淤积河道，使许多河流的河床抬高，减少了过洪能力，增加了洪水泛滥的机会。如淮河干流行洪能力下降了3000立方米／秒。此外，河道被挤占，束窄过水断面，也减少了行洪、调洪能力，加大了洪水危害程度。

（2）水利工程防洪标准偏低。中国大江大河的防洪标准普遍偏低，目前除黄河下游可预防60年一遇洪水外，其余长江、淮河等6条江河只能预防10～20年一遇洪水标准。许多大中城市防洪排涝设施差，经常处于一般洪水的威胁之下。广大江河中下游地区处于洪水威胁范围的面积达73.8万平方千米，占国土陆地总面积的7.7％，其中有耕地5亿亩，人口4.2亿，均占全国总数的1／3以上，工农业总产值约占全国的60％。此外，各条江河中下游的广大农村地区排捞标 准更低，随着农村经济的发展，远不能满足目前防洪排涝的要求。

（3）人口增长和经济发展使受灾程度加深。一方面抵御洪涝灾害的能力受到削弱，另一方面由于社会经济发展却使受灾程度大幅度增加。建国以后人口增加了一倍多，尤其是东部地区人口密集，长江三角洲的人口密度为全国平均密度的10倍。全国1949年工农业总产值仅466亿元，至1988年已达24089亿元，增加了51倍。近10年来，乡镇企业得到迅猛发展，东部、中部地区乡镇企业的产值占全国乡镇企业的总产值的98％，因经济不断发展，在相同频率洪水情况下所造成的各种损失却成倍增加。例如1991年太湖流域地区5～7月降雨量为600～900毫米，不及50年一遇，并没有超过1954年大水，但所造成的灾害和经济损失都比1954年严重得多。

3．水体污染及其危害

水是最重要的天然溶剂。

（1）水体富营养化 水体富营 养化是一种有机污染类型，由于过多的氮、磷等营养物质进入天然水体而恶化水质。施入农田的化肥，一般情况下约有一半氮肥未被利用，流入地下水或池塘湖泊，大量生活污水也常使水体过肥。过多的营养物质促使水域中的浮游植物，如蓝藻、硅藻以及水草的大量繁殖，有时整个水面被藻类覆盖而形成“水花”，藻类死亡后沉积于水底，微生物分解消耗大量溶解氧，导致鱼类因缺氧而大批死亡。水体富营养化会加速湖泊的衰退，使之向沼泽化发展。

海洋近岸海区，发生富营养化现象，使腰鞭毛藻类（如裸沟藻和夜光虫等）等大量繁殖、密集在一起，使海水呈粉红色或红褐色，称为赤潮，对渔业危害极大。近年来渤海北部和南海已多次发生。

（2）有毒物质的污染 有毒物质包括两大类：一类是指汞、镉、铝、铜、铅、锌等重金属；另一类则是有机氯、有机磷、多氯联苯、芳香族氨基化合物等化工产品。许多酶依赖蛋白质和金属离子的络合作用才能发挥其作用，因而要求某些微量元素（例如锰、硼、锌、铜、钼、钴等），然而，不合乎需要的金属，例如汞和铅，甚至必不可少的微量元素的量过多，如锌和铜等，都能破坏这种蛋白质和

金属离子的平衡，因而削弱或者终止某些蛋白质的活性。例如汞和铅与中枢神经系统的某些酶类结合的趋势十分强烈，因而容易引起神经错乱，如疯病、精神呆滞、昏迷以至死亡。此外，汞和一种与遗传物质DNA一起发生作用的蛋白质形成专一性的结合，这就是汞中毒常引起严重的先天性缺陷的原因。

这些重金属与蛋白质结合不但可导致中毒，而且能引起生物累积。重金属原子结合到蛋白质上后，就不能被排泄掉，并逐渐从低剂量累积到较高浓度，从而造成危害。典型例子就是曾经提到过的日本的水俣病。经过调查发现，金属形式的汞并不很毒，大多数汞能通过消化道而不被吸收。然而水体沉积物中的细菌吸收了汞，使汞发生化学反应，反应中汞和甲基团结合产生了甲基汞（Hg-CH3）的有机化合物，它和汞本身不同，甲基汞的吸收率几乎等于100％，其毒性几乎比金属汞大100倍，而且不易排泄掉。

有机氯（或称氯化烃）是一种有机化合物，其中一个或几个氢原子被氯原子取代，这种化合物广泛用于塑料、电绝缘体、农药、灭火剂、木材防腐剂等产品。有机氯具有2个特别容易产生生物累积的特点，即化学性质极端稳定和脂溶性高，而水溶性低。化学性质稳定说明既不易在环境中分解，也不能被有机体所代谢。脂溶性高说明易被有机体吸收，一旦进入就不能排泄出去，因为排泄要求水溶性，结果就产生生物累积，形成毒害。典型的有机氯杀虫剂如DDT、六六六等，由于它们对生物和人体造成严重的危害已被许多国家所禁用。

（3）热污染 许多工业生产过程中产生的废余热散发到环境中，会把环境温度提高到不理想或生物不适应的程度，称为热污染。例如发电厂燃料释放出的热有2／3在蒸气再凝结过程中散入周围环境，消散废热最常用的方法是由抽水机把江湖中的水抽上来，淋在冷却管上，然后把受热后的水还回天然水体中去。从冷却系统通过的水本身就热得能杀死大多数生物。而实验证明，水体温度的微小变化对生态系统有着深远的影响。

（4）海洋污染 随着人口激增和生产的发展，中国海洋环境已经受到不同程度的污染和损害。

篇6：我国报废汽车回收利用现状及对策

随着国内汽车市场不断扩大，报废汽车引发的安全、环保、资源问题以及汽车再制造产业广阔的前景，受到越来越多的重视，本文通过分析国内报废汽车现状描述，对比发达国家报废汽车管理方法特点，提出国内报废汽车回收利用问题的建议。

一、报废汽车对社会影响

汽车工业既是拉动国民经济发展的支柱产业，也是高消耗、高排放、影响环境污染的重点行业。2009年我国汽车累计产销双超1360万辆，汽车总保有量已经突破7000万辆，按照每年大约7％的报废量，仅报废汽车的重量就超过700万吨。据预测；2010年我国汽车销售将达到1600万辆，汽车报废数量相应也在快速增长，给社会带来诸多问题。

1、报废汽车重新回流进入社会，危害极大，由于报废车辆本身已不符合道路行驶条件，被再次被改装后进入路面行驶，其车本身性能大变，安全系数大大降低。报废车重流社会一个重要途径就是“非法拼装”，近年来，由报废汽车总成拼装上路行驶造成的交通事故时有发生，给人民生命财产安全和社会稳定造成严重危害。有资料显示，在国内近3年的交通事故中，有13％是因为使用伪劣和报废汽车配件所致，非法拼装车的安全性能完全得不到保证，是造成交通事故的主要原因之一。

2、报废汽车对环境污染，汽车生产过程中含有大量有害物质，除主要制造原料钢材、生铁外，大量橡胶、塑料、有色金属被采中，砷、硒等也存在于汽车中。汽车报废后被非正确处理过程中，所产生废气、废油、废电瓶以及报废零部件，对环境的污染十分严重。车内存留的废机油、报废的旧电瓶以及报废的零部件处理不当，将对周围的环境造成很大的污染和破坏。此外空调的制冷剂——氯氟烃（CFC，俗称氟里昂）泄漏时的直接排放，会造成对大气臭氧层的破坏，给人体健康带来严重威胁。

3、报废汽车上路超期运行危害，国内汽车在到达报废期后，经常被非法延长使用时间。超期运行的汽车零部件，在汽车运行时可靠性降低，会直接导致刹车失灵，转向及发动机等零件 失灵；会使车辆的操作稳定性变差，极易跑偏；这些超期使用的报废汽车，在使用过程中，功能下降，安全隐患增加。2008年，我国各地区出现多起因汽车超期使用导致的交通事故，给当事人和社会造成巨大的损失。

此外，超期使用的报废汽车，所有机件磨损严重，燃油消耗大于正常水平，排放废气无法达到正常标准，机油消耗增加，都造成资源浪费、大气环境污染等问题。中国汽车工程学会经济发展研究分会副理事长应爱斌日前表示，对于愈加严重的汽车报废问题，有人说，成为“世界最大停车场”之后，中国正变成“世界最大汽车垃圾场”。

二、再制造产业前景诱人

低碳、节能、环保成为当今乃至以后的主题，那么汽车工业如何在实际操作中实现呢？报废汽车向何处去？该如何纳入到回收利用的再制造轨道上来？

世上万物都是不生不灭、有生有灭的。既然汽车以年产百万辆以上的速度生产出来，那么使用生命周期过后，就必须以同样或稍低一点的速度，该处理的处理掉，该再生的让它重新获得新生┄当前，全球每年至少有2600万辆汽车报废，如果将它们首尾相连，大概可以绕地球赤道1.5圈。为了避免生活在汽车垃圾堆上的可能，全球都在进行报废的汽车零部件回收再制造工程。在中国，这一事项也迎来“破冰”。

我国是人均资源匮乏的国家之一，报废汽车回收是我国重要的再制造资源，同时也是一个朝阳产业。据了解，汽车上的钢铁、有色材料零部件90％以上可以回收利用。再制造产品的成本只是新产品的50％，同时可节能60％、节材70％。以发动机的再制造为例。市场上，一个新发动机的价格普遍在1.3万元左右，而一个再制造的发动机，其花费是全新发动机的40％至50％。玻璃、塑料等回收利用率也可达50％以上，与构建“节约型社会”息息相关，产业前景十分喜人。

德法美日等发达国家报废汽车的再利用率已达80％以上。美国在2009年再制造业的规模已经突破2000亿美元，其中汽车行业占到了700亿美元。而我国还属于刚刚起步阶段，2009年，我国机动车保有量达到1.8亿辆，正常年报废汽车总量将达到400万辆，加上国家出台汽车以旧换新政策，鼓励汽车提前报废，今后每年报废车辆的数目将会增加，再加上每年因维修更换下来的废旧零部件数量更是惊人。中国汽车工业协会统计数据显示，我国今年的再制造产能为发动机11万台，变速器6万台，发电机、起动机100万台，总产值不到25亿元。与此相对比的是，到今年年底，我国汽车保有量将超过7000万辆，假如有一部分备件采用再制造产品，那么再制造产品需求将超过30亿元，因此我们完全有理由相信，汽车回收产业正处在朝阳期，将是下一个高速增长行业。

三、行业生存状况不佳

虽说汽车回收产业正处在朝阳期，但这个行业眼下却很尴尬。当前，我国汽车报废标准遵循的还是2001年由国务院颁布的《报废汽车回收管理办法》，其中对不同车型的使用年限进行了详细的规定。按照这一规定，包括摩托车、农用运输车在内的汽车，如果达到国家报废标准，或者虽未达到国家报废标准但如发动机或者底盘严重损坏，经检验不符合国家机动车运行安全技术条件或国家机动车污染物排放标准的，都将进行报废处理。

然而，对于大多数中国购车者来说，购车是一笔巨大的开支，即便是在汽车接近报废期限时，很多车主也舍不得换车，更不会将汽车送进报废汽车回收中心，而是希望尽可能多开几年，哪怕是冒着一定的安全隐患。另一个重要原因，就是当前报废汽车获得的补偿费很低，远远提不起车主的兴趣。

从2009年开始，我国调整了部分车型老旧汽车报废更新的补贴标准，以调动车主报废旧汽车的积极性。比如说报废大型载客车的补贴标准，由原来的6000元提高到了1.8万元。这在一定程度上改善了报废汽车回收的情况，一些报废汽车回收企业短时间内出现了车源增加、效益提升的现象。

然而，由于以旧换新的车型范围限制过严、补贴金额少、手续复杂等原因，这一政策并未带来持久的助推力。像以旧换新的车辆主要是针对符合一定使用年限要求的中、轻、微型载货车和部分中型载客车，限制条件太多；补贴金额虽然较以往有了明显提高，但与车辆转让出售相比，还是没有绝对的吸引力；由于补贴金额并不是现场发放，而是需要申请的车主办理一系列审核手续，非常复杂，这也把很多车主拒之门外。

此外，拆解工艺落后，再利用渠道不畅，拆解企业生存状况不妙。商务部公布的数据显示，目前我国具有一定规模的报废汽车回收拆解企业有400多家，但大多拆解水平低，场地简陋，设备、设施落后。

按照400万辆汽车的年报废量计算，平均一家报废汽车拆解企业每年可以接收报废车1万多辆。但是实际上，一个厂一年拆掉500辆汽车已经是非常不容易的事情了，根本“吃不饱”。原因是大约60％的应当报废汽车流入了二手市场，没有经过报废拆解处理，就又上路行驶了。这样，汽车报废回收企业拆解汽车的数量十分有限，规模效益根本出不来。由于车辆的拆解主要靠人工完成，企业人力成本也比较高。此外，汽车拆解再利用渠道单一，也使拆解点难有好的收益。

技术水平跟不上也是重要原因，由于汽车是一个由成千上万零件组成的组合体，这些零件由性能各异的不同材料组成。因此，报废汽车的回收并不是简单的回炉所能解决的。它必须采用科学的方法，先进行分解，然后再分别进行处理。这一切都建立在高端技术和先进装备的基础上，因为修复一件产品往往比生产一件新品所需的技术水平还要高。而目前我国汽车零部件修复、改造等产品设备和技术的发展还远远不够。

在很多拆解点，报废汽车回收之后能循环利用的主要限于废金属，其他材料回收利用率不高，橡胶、塑料、玻璃等多作为垃圾处理，报废汽车的总体利用率还较低。沈阳一家报废汽车回收企业负责人说，目前报废汽车拆下来的玻璃、玻璃钢等材料因为数量很少还没有人来收购，只能作为垃圾填埋。报废回收汽车企业希望对拆下来的废料进行更细致的分类，不同类型的材料能有不同的用途，这样可以增加回收利用的附加值。可是，这些想法要变成现实，除了企业自身拆解回收技术的提高，还需要形成更细的产业分工。

目前，我国报废汽车回收之后能循环利用的主要限于废金属，其他材料回收利用率不高，橡胶、塑料、玻璃等多作为垃圾处理，报废汽车的总体利用率还较低。由于目前对报废汽车在拆解处理过程中产生的环境污染及材料回收利用率还没有详细规定，报废汽车零部件的再使用率、拆解材料的再利用率不高，废液和废弃物处理不当导致的污染问题日益突出。此外，我国还面临报废汽车非法延长使用期和使用报废汽车非法拼装车的严重问题。

四、他山之石可以借鉴

在日美等发达国家，汽车再制造已经有了几十年的发展历史，均形成了一套比较完整的报废汽车回收利用体系；

日本:

日本每年都要有500万左右的汽车报废，这些是有效的资源，要找到有效的方法回收它，过去，日本一般是把车上有用的部分重新使用，然后再把破车卖给汽车报废厂，把金属材料提取出来，加以回收，残渣就被填埋在垃圾厂。在90年代末的时候日本已经缺少填埋厂，填埋成本越来越高，到现在日本已经没有任何空地来填埋不可回收的废物。同时日本也非常关注自然资源的枯竭，也非常关注温室化效益的发展。因此日本内阁在2000年开始对汽车进行立法，2002年颁布了《汽车回收利用法》。日本现在用一些传统的方式，建立一种体制，让所有的社会各方在参与买车的时候要支付一笔再生费就是100美元左右。

日本对报废汽车回收利用的管理通过政府和民间机构两个途径分别进行管理。政府负责研究制定指导报废汽车回收处理的政策法规，制定报废汽车回收处理行业的准入要求，并由各地方政府负责报废汽车回收处理行业的登记和准入审批，具体的报废汽车回收则由民间机构完成。

日本《汽车回收利用法》一个特点是要求汽车用户要交纳回收利用费，汽车回收再利用促进中心受国家委托征收回收再利用费，并对其进行严格管理和运用，直到报废汽车得以回收利用为止。在确认汽车生产企业、进口商的粉碎残渣、氟里昂、安全气囊回收工作完成后，才向汽车制造厂、进口商支付回收再利用费。

此外，日本《汽车回收利用法》要求对粉碎残渣的处理方式进行详细管理。在法律实施之前，报废汽车破碎后的残渣通常是进行填埋处置，在对报废汽车的信息管理方面也不完善。新的管理体系对粉碎残渣、氟里昂和安全气囊类三种物质规定了不同的回收要求。对汽车粉碎残渣（ASR）的回收采取质量回收和热量回收并用的方法。ASR的再利用目标是2005年回收30％（质量比，相当于整车88％的实际再生利用率），2010年50％（相当于整车92％的实际再生利用率），2015年70％。当ASR回收率达到70％回收率的时候，整车质量回收再利用率可达95％，与欧盟的目标相当。氟里昂类的回收分解与原来的制度一致。

美国:

美国是汽车消费大国，也是在报废汽车回收领域走在前面的国家，完善的报废汽车回收利用体系和成熟的回收利用技术在全球报废汽车回收利用行业处于领先水平。

在严格的环境保护法规的作用下，美国的报废汽车是不能被随便遗弃的，必须送到专门的报废汽车回收利用企业进行处理。报废汽车作为一种重要的材料资源，在美国具有较高的残值，能够完全按照市场化运作方式进行回收利用。

虽然美国没有国家级的报废汽车回收利用法规，但是有关产品连带责任的法规，再加上完善的环境保护法规体系，严格限制了废弃物的填埋，将报废汽车所造成的环境污染降低到了最小程度。美国汽车消费者不能废弃报废汽车，一般都主动将报废汽车提交给报废汽车拆解企业。报废汽车回收利用企业对汽车废液的管理十分严格，能将废液收集后提供给专业回收企业处理；对报废汽车的残余物则采取付费填埋的方式处理，不能随便处置。

总体上讲，产品连带责任是指产品制造链中的部分或全部制造商和销售商要对生产销售危险产品或缺陷产品所造成损失负有连带的法律责任。在这样的产品连带责任法规要求下，汽车产品的制造商、分销商、供应商、零售商和其他参与向公众提供该产品的都将被要求对汽车产品所造成的损失负法律责任。这种连带责任包括三类:设计缺陷、制造缺陷和无提醒过失。

基于市场驱动的美国报废汽车回收利用体系，在美国强有力的产品责任法规和环境保护法规的监控下，形成了报废汽车回收利用市场驱动机制，使美国汽车行业能够主动承担起引领报废汽车回收利用的义务，组织并发动了整个汽车产业链和回收利用行业开展报废汽车回收利用技术研究工作，确保了回收利用行业的良性循环。

通过对日本、美国报废汽车处理的研究，可以看出，两个国家对报废汽车的解决方法各不相同。日本在国土面积小、资源缺乏的情况下，要求企业不仅要负责回收并处理粉碎残渣，还要确保整个回收再利用体系的顺利运行。同时通过征收回收再利用费增强消费者保护环境的意识。

美国在严格的环境保护法规的作用下，报废汽车是不能被随便遗弃，必须送到专门的报废汽车回收利用企业进行处理。报废汽车作为一种重要的材料资源，在美国具有较高的残值，能够完全按照市场化运作方式进行回收利用。

五、规模化发展需政策支持

虽然目前还面临着各种各样的困难，但是我国政府非常重视包括汽车在内的再制造产业的发展。温家宝总理亲自批示“再制造产业非常重要”，这已经成为一项重要国策。去年7月，商务部、财政部联合下发《关于开展报废汽车回收拆解企业升级改造示范工程试点的通知》，决定在14个省市开展“报废汽车回收拆解企业升级改造示范工程”试点，通过财政支持，引导试点企业进行以清洁环境、节约资源、推进技术进步为重点的技术改造，提高行业整体水平，促进汽车报废更新。

政策的支持为报废汽车回收行业带来强大的发展动力。发达国家再生资源行业也不是一个很赚钱的行业，之所以能发展成为颇具规模的产业，在一定程度上是靠政府的扶植。今年7月19日，国务院法制办公布了《报废机动车回收拆解管理条例（征求意见稿）》（以下简称意见稿），公开向社会征求意见。它的出台，最大受益者就是再制造企业。由于报废车零配件被允许拆下后再利用，再制造企业终于“有米可炊”了。

国务院法制办相关负责人表示，之所以准备出台这一条例，是因为近年来国家积极促进循环经济发展，而开展报废汽车再制造试点就是其中的重要内容。现行《报废汽车回收管理办法》中关于回收企业拆解的“五大总成”应当作为废金属，交售给钢铁企业作为冶炼原料的规定，已经不能适应开展汽车再制造的需要。

意见稿中最值得关注的两点，除抬高拆解企业进入门槛外，还将在原管理办法中规定“交由钢铁企业作为冶炼原料的五大总成”修改为“允许将其交给再制造企业进行制造”。我国在2008年就确定了14家企业作为零部件再制造的试点企业，奇瑞、江淮都是试点企业之一。当时，业内人士曾感叹，再制造产品成本只为新品的50％，能够节能60％、节材70％，这样一来，将明显降低对环境的不良影响，并且以最小的投入获得最大的经济效益。但时隔两年，由于苦于长期没有原料“下锅”，再制造情况实行地并不理想。问题暴露后，意见稿迅速做出了回应，修改后的条例将很好地解决这一窘境，与此同时，由国家发改委牵头的《汽车零部件再制造管理办法》以及《再制造业产业目录》也都在制定中。

另外，意见稿进一步加大了汽车生产企业的责任，要求为回收拆解企业提供技术支持。由于现在拆车企业并不了解每款车型的构造和原料，很可能将一些危险有毒物品分解并造成环境污染。如果汽车生产企业能够提供相应的技术指导，将会有效地避免这样的情况发生。同时，汽车生产企业也能将更多有回收价值的零部件进行再利用，在节能环保的同时，也能为汽车制造本身降低成本。

此外，2002年清理行政审批时，现行《报废汽车回收管理办法》确立的报废汽车回收企业资格认定这项行政审批被取消。因此，十分有必要进行修改。相信随着相关政策和法规的出台，报废汽车回收利用必将步入一个高速发展的轨道。

六、回收利用的几点建议

我国报废汽车处理问题刚刚引起社会重视，回收体系不完善，需要借鉴国外在报废汽车处理方面成功的经验，对我国报废汽车处理进行系统和规范化的管理，总结国外经验，结合我国的实际国情，对未来国内报废汽车处理应注意以下几个问题:

1、让汽车生产企业成为报废汽车回收再利用的核心参与者

通过对美国、日本和欧洲国家报废汽车处理研究，可以看出企业在报废汽车回收利用过程中发挥重要作用，汽车生产企业通过可回收性技术开发、易拆解性技术开发、环保材料替代技术等直接参与，可以从源头上提高报废汽车的回收利用率水平。

2、明确汽车在设计中可回收利用率目标和时间表

只有通过法规将汽车的可回收利用率强行规定下来，使企业在汽车设计过程中就体现可回收利用的设计思路，并严格按时达到目标，才能保证所有汽车生产企业在设计过程中承担同样的回收利用率设计责任，避免不同汽车回收利用率出现大的差异化，从而导致在产品竞争上的不公平。

3、报废汽车回收处理应走市场化道路

由于报废汽车中超过80％质量以可以被回收利用（以金属为主），具有回收价值，美国的报废汽车回收以市场化为主，也证明走市场化道路是可行的，因此我国可以对报废汽车回收走市场化的道路，这样不仅有利于回收过程的透明化，而且可以用经济杠杆促进报废汽车的回收处理量。

4、对报废汽车处理过程进行规范

报废汽车及其零部件在回收、拆解、粉碎、再利用等环节存在着对环境的污染问题，如果处理不当，会对环境造成不可逆转的影响。比如，铅、铬、水银等扩散，废油液直接渗入土壤，都会对生态环境产生危害。

5、严格规定回收过程中废物的处理程序

通过市场化处理，报废汽车绝大部分质量将会得到有效的再利用，但剩余的15％左右质量（主要是树脂、橡胶等），只能作废物处理。这些物质处理是否得当，直接关系到我国报废汽车处理的成败。如果不能对这些物质进行恰当的处理，将严重污染环境。因此，对于这些不能回收的废物，必须规定严格的处理程序，保证不会被随意丢弃。

6、慎用行政指定方法确定报废汽车处理企业

行政指定报废汽车回收处理企业的方法，使被指定回收企业成为即得利益群体，削弱市场化环境下的竞争，不利于将报废汽车处理市场化。对于报废汽车处理行业的进入，应该向整个社会敞开，制定相应的审批标准和管理规范，达到标准的企业都可以对报废汽车进行处理。

7、发挥市场机制和经济杠杆的作用

除了要加强宣传外，还要充分发挥市场机制和经济杠杆的作用，逐步理顺资源性产品和再制造产品间的关系，允许再制造后的产品经标记后在市场出售，并可适当提高资源性产品价格、大幅度降低再制造产品价格，来提升再制造产品的竞争力。国家和地方应鼓励消费者和公共机构优先使用再制造产品，加强宣传，逐步提高消费者对再制造产品的认识，扩大再制造产品的市场规模，积极推动再制造汽车零部件产品的国际贸易。