‘壹’ 什么是轻质原油
原油相对密度一般在0.75～0.95 之间，少数大于0.95 或小于0. 75，相对密度在0.9～1.0 的称为重质原油，小于0.9 的称为轻质原油。
低硫轻质原油简介
低硫轻质原油(Light,Sweet Crude Oil)
原油是世界上最活跃的交易商品。在过去十年中，纽约商交所(NYMEX)的低硫轻质原油期货交易合同成为世界上原油交易最流通的市场，也是世界上对一种天然物品最大宗的期货合同交易。由于良好的交易流通性和价格透明度，其期货合同常常被国际上用来作为一种主要的定价基准。
合同的交货点是在俄克拉荷马州(OKLAHOMA)的库欣(CUSHING)，它联接着美国的现货市场交易，同时通过输油管线可通向国际现货市场。通过提供几个等级的本国和国际间的外国原油交易，期货交易合同有计划地提供给现金市场各种不同的需要。
低硫轻质原油是炼油业者的首选，因为它的高价值产品如汽油、柴油、民用燃料油和航空燃油等的收率高。
西德克萨斯中质原油(WTI)西德克萨斯中质原油是纽约商品交易所交易的低硫轻质原油的一种。是美国石油工业的基准原油。
布伦特原油(Brent Crude Oil)
布伦特原油是一种低硫轻质的北海原油，它是原油市场的一种基准等级，同时被作为一种有别于纽约商交所低硫轻质原油期货交易合同的形式广泛地进行交易。布伦特原油每天生产大约500,000桶，大部分在西北欧炼制，但已大量的转移向美国海湾地区和东海岸及地中海地区。原油在英国设得蓝群岛的撒拉姆(SULLOM)海湾装船。
‘贰’ 一吨原油能生产多少零号柴油，多少-35号柴油炼制零号柴油与炼制-35号柴油其收率差多少生产成本差多少
中石油：1吨原油提炼汽油0.215吨、柴油0.394吨。成品油率63.7%。
国际水平：1吨原油提炼汽油0.29吨、柴油0.49吨。成品油率80%以上。
原油可以提炼出什么：
可以根据其组分沸点的差异，从原油中提炼出直馏汽油、煤油、轻重柴油及各种润滑油馏分等，这就是原油的一次加工过程。然后将这些半成品中的一部分或大部分作为原料，进行原油二次加工，如催化裂化、催化重整、加氢裂化等向后延伸的炼制过程，可提高石油产品的质量和轻质油收率。
石油经过加工提炼，可以得到的产品大致可分为四大类：
一、石油燃料
石油燃料是用量最大的油品。按其用途和使用范围可以分为如下五种：
1、点燃式发动机燃料 有航空汽油，车用汽油等。
2、喷气式发动机燃料(喷气燃料) 有航空煤油。
3、压燃式发动机燃料(柴油机燃料) 有高速、中速、低速柴油。
4、液化石油气燃料 即液态烃。
5、锅炉燃料 有炉用燃料油和船舶用燃料油。
二、润滑油和润滑脂
润滑油和润滑脂被用来减少机件之间的摩擦，保护机件以延长它们的使用寿命并节省动力。它们的数量只占全部石油产品的5%左右，但其品种繁多。
三、蜡、沥青和石油焦
它们是从生产燃料和润滑油时进一步加工得来的，其产量约为所加工原油的百分之几。
四、溶剂和石油化工产品
后者是有机合成工业的重要基本原料和中间体。
‘叁’ 轻质原油和重质原油的区别
轻质原油和重质原油的区别如下：
1、轻质原油与重质原油的区别在于原油密度不同。原油相对密度在0.9～1.0，称为重质原油；相对密度小于0.9，则称为轻质原油；
2、API Gravity（美国石油协会比重）是区分重质原油和轻质原油的另一项指标。API Gravity 大于 31.1的，属于轻质原油；API Gravity 小于22.3的，属于重质原油；
3、重质原油中的高馏成分较多，也就是“杂质”较多，开采和炼油的工艺流程和技术比较复杂；轻质原油里的“杂质”比较少，开采和炼油工艺流程和技术相对没有那么复杂；
4、在炼油过程中，同样容积的原油，轻质原油能炼化生产出更多的高价值产品（比如石油气、航空汽油、汽油、柴油、煤油等）；而重质原油能够提炼出的高价值产品相对较少很，原油里的很大一部分最后都变成了“糟粕”（比如石蜡、沥青等这些价值比较低的产品）。
因此，轻质原油更受人们欢迎，国际市场价格也比较高；而重质原油的受欢迎程度没有那么高，国际市场价格也比轻质原油低。
‘肆’ 轻质原油里面经过蒸馏以后得到小于300度的馏分大约有多少
原油相对密度
一般在0.75～0.95
之间，少数大于0.95
或小于0.
75，相对密度在0.9～1.0
的称为
重质原油
，小于0.9的称为
轻质原油
。
低硫轻质原油是炼油业者的首选，因为它的高价值产品如汽油、柴油、民用
燃料油
和
航空燃油
等的
收率
高。
‘伍’ 地炼在加工过程中收取的每吨加工费和赚取收率差目前是多少啊
加工费不等，一般在200左右，或更高。
收率：根据原油性质，商定一个收率，比如说一吨轻质原油兑换88%的汽油和柴油，炼油厂炼制一吨原油在收率会达到99%左右，浪费在很少。
‘陆’ 一桶原油到底能炼多少升汽油
一桶原油159升，平均可炼出约80升汽油，售价约560元即约80美元。原油一桶=0.1576千公升（立方米）一吨=7.3桶一公斤=0.3055加仑（美）0.2545加仑（英） 要看精炼的水平。好的地方可以达到50%以上剩下的大多就是提炼出来做其他用处。
(6)中国石油轻质油收率是多少扩展阅读：
1丶在英国，开采1桶原油的成本为52.50美元，而现在1桶原油的交易价格只有约42美元;在巴西，开采1桶原油的成本将近49美元;在加拿大，开采1桶原油的成本约为41美元;在美国，开采1桶原油的成本为36美元，成本当前仍低于交易价。
2丶上述数据来源于挪威雷斯塔能源公司(Rystad Energy)的UCube数据库。该数据库收录了全球大约65000座油气田的信息。
3丶如果原油的开采成本高于售价，那么原油开采企业当然无利润可图。许多能源大公司已经宣布，在生产成本高昂的国家采取一系列削减成本的措施，这在行业内已不是什么秘密。
4丶另一方面，沙特阿拉伯和科威特的原油开采成本很低，平均每桶低于10美元。伊拉克原油开采成本为每桶约10.70美元。
5丶斯塔能源公司的分析主管马格努斯向CNNMoney提供了原油开采成本数据，并表示该数据清晰地反映出海湾国家因为低廉的生产成本而更占优势。
‘柒’ 石油分馏成汽油、柴油各占石油的多少（百分比）。
石油是一种含有多种化合物的混合液体，不同油田生产的石油、同一油田不同时间生产的石油、同一石油在不同的炼油装置炼制，其汽柴油的收率都会不同，所以要想知道石油馏分中确定的汽油和柴油收率，首先得确定是什么石油在什么样的常减压蒸馏装置上按照什么条件生产的。否则，只能大致给一个范围，而且这个返回会很宽。国内原油的汽油收率在5%——20%之间，柴油收率在25%——44%之间；国外原油汽油收率在0%——30%之间，柴油收率在10%——66%之间。
‘捌’ 镇海炼化上升渠道
从镇海炼化看中国炼油工业转型升级发展路径
近10年来，全球石化产业进入深刻调整阶段，以沙特为代表的中东等石油资源国产业发展明显加快、优势逐渐加强，美国通过大规模开发页岩气实施“能源独立”，进而推动“制造业回归”战略，国际竞争格局不断重构和演化。我国能源矿产资源禀赋的特点是缺油少气，煤炭资源相对丰富。随着现代煤化工包括煤制油、煤制烯烃等技术和装备研发不断取得突破性进展，以石油为原料的石化产业发展遭遇不小挑战。炼油、乙烯、芳烃作为我国石化产业的主体，对资源依赖性强，占用环境容量大，物料互为供需，装置相互关联，其一体化布局、整体化发展至关重要。本文以中国石化镇海炼化分公司（简称镇海炼化）为例，总结了国际先进炼化企业的发展模式，并对标我国行业发展实际，指出问题并寻求解决出路。
一、镇海炼化的先进发展模式
经过多年发展，镇海炼化充分发挥地处东南沿海、长三角突出的区位优势和便捷的储运条件，由小到大，由大到强，达到了世界炼化企业的一流水平，现已成为我国石化行业的标杆。在金融危机持续蔓延、全球石化产品市场低迷、企业效益整体下滑的大环境下，作为国内规模最大、盈利能力最强的炼化一体化企业，镇海炼化近年来经济效益连年增长。2013年，该企业实现利润71.3亿元，占中国石化炼化板块利润总额的95%。2014年，在乙烯装置大检修45天，同时面临国际油价自6月中下旬快速震荡下跌而消化高油价的形势，镇海炼化仍实现利润总额34亿元，中国石化其他炼化企业实现的利润总额不到其2/3。究其原因，主要是镇海炼化在生产规模、炼化一体化水平、经营管理和节能环保方面均已步入世界一流炼化企业的行列。
从生产规模看，镇海炼化目前具备年加工原油2300万吨、年产乙烯100万吨、年产芳烃100万吨的规模。国际权威机构评估结果显示，其炼油、石脑油裂解乙烯装置绩效均列全球第一群组，竞争力达到世界一流水平。镇海炼化扩建工程将于2020年左右实施，届时其炼油能力将扩大至3800万吨/年，年产乙烯240万吨、芳烃200万吨，单个企业炼油规模将进入世界前五名，整体炼化一体化规模达到世界级水平，国际竞争能力和市场抗风险能力均将显着增强。
从炼化一体看，2010年乙烯装置建成投产后，镇海炼化真正做到了“宜油则油、宜烯则烯、宜芳则芳”，显着提高了炼油和化工生产的灵活性，最大限度地实现了原油资源的综合利用。炼化一体化率（化工轻油占原油加工量的比率）已由6%提高到25%，高于全国平均水平15个百分点以上，与世界先进水平相当。仅通过炼化一体化优化，乙烯等基础化工原料对石脑油的依赖度从87%降至45%以下，每年增效约10亿元；实施蒸汽、电、水和氢气等资源优化，每年节约成本超过5.5亿元。
从经营管理看，镇海炼化不断强化内功，实现了精细化管理水平。一是技术装备自动化、智能化水平高，且乙烯装备国产化率达到78%，居同期乙烯工程领先水平，大幅节省了建设投资，同时实现首次开车49个月连续满负荷生产；二是差异化产品策略，突出了乙烯装置副产品丙烯、碳四、碳五等优势，延伸产品链，提高附加值；三是充分借鉴国际“分子管理”理念，实现了整体效益最大化。
从节能环保看，镇海炼化实现了每吨原油加工综合能耗、水耗仅分别为44.64千克标油和0.3吨，居世界领先水平；化学需氧量、二氧化硫等排放指标远低于我国最严格的标准，已达到发达国家同类企业的水平，真正创建了安全无异味工厂。
在近三年国际油价跌宕震荡、石化产品市场低迷的大环境下，镇海炼化走出了一条规模效益好、资源综合利用水平高、环境友好、国际竞争力和市场抗风险能力强的路子，对我国炼化企业乃至石化产业未来发展均具有典型借鉴意义。正是基于炼化一体化发展理念，镇海炼化在百万吨乙烯工程规划、设计、建设和运营等方面表现卓越，“中国石化镇海炼化公司100万吨/年乙烯工程”获“菲迪克2014年度工程项目优秀奖”。
二、我国炼油工业转型升级发展路径
镇海炼化作为我国培育发展的世界一流炼化企业，在坚持基地化布局、一体化发展的同时，狠炼内功，实现精细化管理，积累了成功经验，不仅成为我国炼油工业乃至石化产业发展史上的旗帜和标杆，也为我国炼化企业转型升级探索出了一条路径，更为我国石化产业由大到强指明了发展方向。
1.布局规模化、基地化，解决“多、小、散、乱”问题
通过多年的努力，我国炼化产业规模化、基地化布局发展取得了长足的进步。以利用进口资源为主的炼油、乙烯等产业主要集中在沿海地区，以利用国内资源为主的炼油、乙烯等产业主要集中在西北和东北地区。2014年，全国已建成28个千万吨级炼油、16个百万吨级乙烯生产基地。其中，西部地区建成3个千万吨级炼油、2个百万吨级乙烯生产基地，炼油、乙烯能力分别达到3050万吨/年、200万吨/年，分别占全国总能力的4.1%和11.1%。长三角、泛珠三角、环渤海三大石化集聚区初具规模，千万吨级炼油基地能力分别占11.1%、13.4%、8.5%，小计33.0%；百万吨级乙烯基地能力分别占25.8%、22.3%、11.1%，小计59.2%。
据有关资料显示，全国共有炼油企业240家，除藏黔滇晋渝外，其他各省市区均建有炼油厂，平均规模为308万吨。相比之下，全球炼油企业平均规模为742万吨。世界石化大国多以集聚发展模式发展石化工业，例如美国44%的炼油能力、95%的乙烯能力集中在墨西哥湾沿岸地区；日本85%的炼油和89%的乙烯能力分布于太平洋沿岸地区。全球大型石化基地炼油规模普遍在4000万吨级以上。从欧洲看，荷兰鹿特丹基地炼油能力5000万吨/年、乙烯能力300万吨/年；比利时安特卫普石化基地炼油能力3700万吨/年、乙烯能力250万吨/年。从亚洲地区看，韩国蔚山炼油能力4200万吨/年、乙烯能力340万吨/年、对二甲苯（PX）能力100万吨/年；新加坡裕廊则分别达到6300万吨/年、387万吨/年、87万吨/年。
虽然我国乙烯行业大型基地布局相对集中，例如上海形成200万吨级乙烯基地，且杭州湾地区炼油总规模达到5000万吨、乙烯总规模达到300万吨，大连形成3000万吨级炼油规模，但与国际先进石化产业发展格局相比，我国炼化行业整体规模化、基地化布局均有较大差距。特别是炼油行业集约度较低，全国炼油企业平均规模明显偏低，呈现“多、小、散、乱”格局。国家制定并推行《石化产业规划布局方案》的根本目的，就是要彻底扭转我国重大石化项目布局分散的局面，综合考虑经济发展水平、现有产业基础、地域和环境容量、安全防护纵深、港口集疏运条件等因素，集聚建设上海漕泾、浙江宁波、广东惠州、福建古雷、大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港七大世界级石化基地。今后新建大型炼化项目，原则上优先布局在七大基地。七大基地全部投射沿海重点开发地区，瞄准现有三大石化集聚区，同时立足于海上能源资源进口的重要通道。上海漕泾、浙江宁波、江苏连云港三大基地位于长三角地区，该区域经济活力强劲、发展潜力巨大，是石化下游产品消费中心，也是当前国家实施“一带一路”与长江经济带两大战略的关键交汇区域。广东惠州、福建古雷两大基地位于泛珠三角地区，面向港澳台，区位独特，是国家实施“一带一路”战略的核心承载腹地。大连长兴岛、河北曹妃甸两大基地位于环渤海地区，是国家实施京津冀协同战略的集中辐射区域。
从现有基地综合条件来看，预计2020年左右，长三角地区宁波、上海两大基地可望率先达到4000万吨级炼油、200万～300万吨级乙烯和芳烃的规模；珠三角地区惠州基地通过加快发展，也有望形成同类规模。与此同时，上海高桥石化将向上海漕泾基地迁移，南京金陵石化将向连云港转移，而大连地区3000万吨/年炼油能力应逐步向长兴岛基地集聚。与长兴岛同处环渤海地区的曹妃甸，将积极适应京津冀协同发展战略，逐步实现石化产业集聚发展。
此外，舟山新区立足于“一带一路”与长江经济带两大战略交汇点，利用海岛及航运等优势条件，将作为宁波基地拓展区，重点应对国际市场竞争，以民营资本为主体，聚焦发展以化纤原料为特色的石化基地。预计2025年左右环杭州湾地区炼油规模将达到1亿吨以上，乙烯及芳烃规模均达到600万吨以上，成为独树一帜的世界石化产业集群。
随着《石化产业规划布局方案》的顺利实施，预计2020年我国炼油综合加工能力为7.9亿吨/年，乙烯、芳烃生产能力分别为3350万吨/年、3065万吨/年；2025年炼油、乙烯、芳烃生产加工能力分别为8.5亿吨/年、5000万吨/年和4000万吨/年。届时，七大基地炼油、乙烯、芳烃产能将分别占全国总产能的40%、50%和60%，从而大幅度提高我国石化产业集中度，实现规模化、基地化布局，增强企业和产业国际竞争力和市场抗风险能力，推动石化产业由大到强，从根本上推进产业实现提质增效、转型升级。
2.推进炼化一体化，提高综合利用水平
炼油是石化产业发展的基础，采取炼油、乙烯、芳烃一体化联合布局，原油加工产品附加值可提高25%。同时，按照炼化一体化模式发展，可在供水、供热、供电、节能、环保及安全等公用工程及辅助设施方面实现共享，节省建设投资10%以上，提高节能减排效果15%左右。发展炼化一体化可实现经济和环境效益最大化，是国内外石化产业发展的趋势，也是我国石化产业“十三五”期间加快转变发展方式的关键。
经过十多年的努力，我国石化产业炼化一体化发展取得了一定成效。国家产业政策明确提出的基地化、大型化、一体化、园区化发展要求，推动了我国炼化一体化发展进程。全国相继建成投产了福建炼化、新疆独山子石化、天津石化、镇海炼化、四川石化等以千万吨级炼油、百万吨级乙烯基地联合布局为标志的紧密型一体化企业，加上通过老厂改造扩建，陆续形成了以上海、扬子、茂名、燕山、齐鲁、吉林、抚顺、大庆、武汉石化等千万吨级炼油、百万吨级乙烯为代表的一批一体化企业。截至2014年底，我国已形成23套炼化一体化（包括炼油、乙烯、芳烃）联合装置，其中14家千万吨级炼油、百万吨级乙烯一体化企业，9家企业实现了炼油、乙烯、芳烃联合生产，全国石化产业炼化一体化率约为10%，整体水平仍然明显偏低，制约了整体石化产业进一步发展，主要表现在以下几个方面。
一是削弱了我国石化产业资源利用总体水平。受炼油行业布局分散和规模化水平较低的制约，我国大部分炼油企业及50%以上炼油能力不具备一体化发展条件。甚至近十年先后建成的大连石化（产能为2050万吨/年）、青岛炼化（产能为1000万吨/年）、广西石化（产能为1200万吨/年)、中化泉州石化（产能为1200万吨/年）等千万吨炼油企业，也未配置化工能力。由于炼化一体化率较低，目前我国炼油、乙烯能耗分别为每吨63千克、641千克标油，分别比世界先进水平高10%、5%，严重削弱了石化产业综合国际竞争能力。
二是影响了乙烯、芳烃产能扩大和有效供给。除成品油、合成纤维基本实现自给外，目前我国主要化工产品供应严重不足，对二甲苯、乙烯当量自给率仅不足50%，高端石化产品自给率约为30%。预计在未来一段时间内，我国主要石化产品需求依然增长较快，若不能提高石化产业炼化一体化率，乙烯、芳烃等化工产品供需矛盾将进一步加剧。
三是区域油品产销不平衡增加了物流成本。东北、西北地区由于国产原油资源较为集中，两个地区炼油能力占全国的29.0%，也是两个调出成品油最多的地区，每年合计调出成品油近5000万吨，增加物流成本100亿元以上。辽宁省炼油能力为7780万吨，位居全国第二，2014年原油加工量为6327万吨，成品油产量、消费量分别为3707万吨、1292万吨，调出成品油约2415万吨。山东省2014年加工原油（含燃料油）7754万吨，成品油产量、消费量分别为4500万吨和2100万吨，调出成品油约2400万吨。正是区域炼化一体化水平较低，油品产销不平衡，致使我国成品油主要流向长期呈现“北油南运、西油东送、东北向西南推进”的局面。
结合《石化产业规划布局方案》实施，未来我国炼化一体化应成为石化行业结构和布局调整的首要任务。应明确规定新建石化项目必须进行炼化一体化配置，严格控制燃料型炼油项目，鼓励现有燃料型炼厂向燃料-化工型炼化企业转型，油品质量改扩建项目也应统筹规划乙烯、芳烃生产能力。充分利用炼油装置产出的重石脑油、轻石脑油和芳烃资源，力求“宜油则油、宜烯则烯、宜芳则芳”，适当加快乙烯、芳烃发展速度。力争2020年全国炼化一体化率提高到15%，2025达到20%以上。
鉴于国产原油资源增产有限，我国原油对外依存度已接近60％，未来还将进一步扩大进口原油资源，单纯依靠炼油装置所产化工轻油作为原料发展乙烯、芳烃能力，将难以满足我国乙烯、芳烃下游产品的市场需求。在资源来源稳定可靠的前提下，特别是在资源环境条件许可的地区，可统筹规划、适当布点发展以轻烃、凝析油、甲醇为原料制烯烃等乙烯项目；根据自主研发技术成熟程度，适度规划发展甲醇制芳烃项目，作为我国乙烯、芳烃发展新型途径和有益补充，实现原料多元化。
3.压缩低效落后产能，加快油品质量升级
我国炼油行业已经显现产能过剩，按一次原油加工能力计，2014年产能利用率仅为67.5%，其中部分地方炼油企业受原料供应和二次加工装置匹配能力限制，平均产能利用率只有33%，而发达国家通常为85%左右。若扣除加工沥青、燃料油等地方小炼厂，全国综合原油加工能力为5.92亿吨/年，炼油行业产能利用率约为85%。其中，中国石化、中国石油和中国海油惠州炼化等炼油企业平均产能利用率为85%；若按照综合配套能力计算，开工负荷约90%。因此，客观来看，我国炼油行业整体呈现表观产能过剩，或者说炼油产能存在结构性过剩问题，需加以重视。
一是低效落后产能明显偏大。我国炼油行业存在的关键问题是，在现有一次原油加工能力中，低于500万吨/年的低效落后产能达2.02亿吨，占总能力的27.2%，炼油企业达184家。在500万吨/年能力以下、200万吨/年能力以上企业中，中央企业占了28家，多数是并购控股地方炼油企业。低于200万吨的落后产能达1.02亿吨/年，占总能力的13.8%。其中中央企业27家，产能为2567万吨/年；地方企业124家，产能为7610万吨/年。主要原因是地方炼厂受利益驱动无序过快扩张，造成长期以来国家淘汰低效落后炼油能力的目标难以落实。
二是资源综合利用水平较低。中国石化、中国石油炼油轻质油收率平均为78%，大型炼油企业达82%以上；综合商品率分别为94.9%、93.7%。地方炼油企业轻质油收率在55%以下，综合商品率为81%左右。中国石化、中国石油的炼油综合能耗平均值分别为57.20千克标油/吨、64.02千克标油/吨，地方炼油企业则高达90千克标油/吨。我国中小型炼厂几乎都是燃料型企业，难以实现炼化一体化。
三是油品质量和安全环保压力大。地方炼油企业总体实力弱，部分资产负债率高达80%～90%。加上原油供应短缺、开工率不足、亏损严重，难以适应国家质量升级、节能减排、安全环保的要求。由于二次加工装置不配套，地方炼油企业非法勾兑车用汽油，以次充好的现象时有发生。
根据国家加快油品质量升级要求，我国炼油企业急需加大技术改造力度，优先推进满足国Ⅴ标准的车用汽柴油质量升级措施，汽油升级重点是催化汽油深度脱硫和增产高辛烷值组分，柴油升级重点是深度加氢脱硫和改质。同时，我国炼油行业应加紧开展技术研发攻关，为适应2020年前全国范围内实施国Ⅵ标准车用汽柴油质量升级要求主动做好升级技术储备，提前谋划技术改造措施。
从成品油需求看，以2013年我国成品油消费量2.87亿吨为基数，综合考虑经济增长率、汽车保有量及限行措施、天然气及电力替代等因素，运用多种方法进行预测，2020年全国成品油需求量约为3.75亿吨。按成品油产率60%、开工率80%计算，预计2020年需加工原油6.25亿吨，需相应配套加工能力7.81亿吨。
考虑未来成品油市场需求，结合国家全面实施节能减排的要求，我国炼油行业500万吨/年以下低效产能、特别是200万吨/年以下落后产能势必面临淘汰或转产，实施高水平优质产能替代升级任务十分艰巨。要狠下决心，有计划、有步骤，力争用10年左右时间实现这一目标。
4.有效稳定原油对外依存度
原油对外依存度居高不下，是我国石化产业发展面对的客观事实。长期以来，业界在计算原油对外依存度时，往往仅统计原油净进口量，由此计算2013年我国原油对外依存度已上升至58.9%，2014年达到59.6%。实际上，现有统计口径存在一定缺陷。从维护产业整体安全的角度，除成品油外，乙烯、对二甲苯等重要基础化工原料也必须立足国内供给为主。因此，从战略和全局看，应将重要基础原料的进口加以折算一并考虑，计算出原油综合对外依存度，这样更贴近客观实际。按此口径，如果将对二甲苯考虑在内（目前进口乙烯主要来自非原油原料，可不予折算），2013年我国原油综合对外依存度为60.1%。
可通过采取以下措施稳定石化产业的原油对外依存度：一是认真实施《石化产业规划布局方案》，将炼化一体化水平提高到15%，乙烯、对二甲苯自给率分别达到50%和80%；二是落实各种节能和能源替代政策措施，有效降低成品油消费增速；三是积极推行原料多元化，实现部分石油替代。如果以上几项措施均能落实到位，那么到2020年我国原油综合对外依存度稳定在66%左右是可能的。
（来源：国际石油经济 作者：杨上明）
‘玖’ 内地的石油为什么质量较差内地石油的去向谢谢
简单一点呢
就是中国的油轻组分少
然后加工的时候，其柴油的产量就少
轻组分的含量比国际轻质原油估计会低十个百分点左右
石油不能简单像汽柴油一样用某项指标评价。一般以轻组分的收率和含硫量来评价。
美国爱炼轻质原油，中国喜欢买重质原油，便宜。特别是含硫较高的原油更便宜。
国内高含硫原油的炼制能力较强。
中国原油的轻质油收率很低，使得汽油、柴油等轻质油品的产率很低，而国外的很多原油的轻质收率可以达到80%以上。
中国的原油密度最大的应该是克拉玛依稠油和辽河油田原油，密度可达到0.9 g/cm3，这种原油适合生产润滑油。 中国的石油除了自己使用外，中国主要的石油出口地是中国香港地区、东盟、巴拿马等地区和国家，东盟是缺少原油且是贸易一体化的重点区域，巴拿马是中国进出口航运的主要运输渠道，出于未来经济发展战略的考虑，中国有必要向这些地区出口石油。并且，中国石油需要填谷削峰，生产量增加意味着在经济下降周期出口量的上升，进口某些品种的石油、出口某些品种的石油是生产所需。中国石油出口价的博弈不可能脱离国际油价的大背景，仅按照出口量与出口额是无法计算出确切的石油出口价的。中国绝大多数石油通过保税区出口，还有出口下单时的博弈，情况十分复杂。
‘拾’ 中国石油化工集团公司的公司业务
截止2011年末，中国石化是中国国内第二大油气生产商。公司油气勘探开发区块位于中国东部、西部和南部地区。截至2011年12月31日，拥有297个区块勘探许可证，探矿权总面积96.68万平方千米，持有192个区块开采许可证，采矿权总面积2.03万平方千米。
2011年，公司全年共新增油气可采储量410.73百万桶油当量，其中新增原油可采储量280.92百万桶，新增天然气可采储量7788.19亿立方英尺。全年共生产原油321.73百万桶、天然气5169.4亿立方英尺。胜利油田是公司最重要的原油生产基地，2011年共生产原油194.11百万桶。
截至2011年12月31日，公司剩余油气可采储量为3966.21百万桶油当量，其中原油2848.10百万桶，天然气67086.80亿立方英尺。
2011年底，公司启动了胜利油田、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和非常规油气增储上产五大会战。
2016年1月6日，中石化集团宣布，其部署在北部湾海域的“涠四井”已于1月5日顺利完成两层含油层测试，并试获高产油气流，日产油气超过千吨。其中对目的 层段第一层测试，获得日产自喷高品质原油1458立方米（约等于1264吨）、天然气7.18万立方米，第二层试获日产自喷高品质原油1349立方米（约 等于1184吨）、天然气7.6万立方米，创中石化海域油气勘探单井最高纪录，也是近十年来国内罕见的高产测试探井，给北部湾海域未来的勘探突破带来了新希望。
公司2009-2011年勘探及开采生产营运情况： 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)原油产量（百万桶） 321.73327.85327.62(1.9)其中：中国303.37302.18301.150.3非洲18.3625.6726.47(28.5)天然气产量（十亿立方英尺）517.07441.39299.0117.1油气当量产量（百万桶油当量）407.89401.42377.451.6剩余原油探明储量（百万桶）28482,8882,920(1.4)剩余天然气探明储量（十亿立方英尺）67096,4476,7394.1剩余油气探明储量（百万桶油当量）39663,9634,0430.12013年，公司全年新增常规油气矿权区块20个、面积9万平方千米，新增列页岩气矿权区块15个、面积4.9万平方千米。新增石油经济可采储量4414万吨、替代率100.8%；新增天然气经济可采储量109亿立方米、替代率64%。
2013年，公司全年生产原油4378万吨，上产60万吨；生产天然气187亿立方米（含页岩气1.4亿立方米），上产18亿立方米。新建原油产能519万吨、天然气产能24.4亿立方米（不含页岩气）。 油品炼制 截止2011年末，中国石化是中国最大的石油炼制商，也是中国最大的石油产品生产商，石油炼制能力位居世界第二，主要产品有汽油、煤油、柴油、润滑油等。三个炼化企业集群主要分布于东南沿海、长江中下游和华北等中国经济最活跃、最发达的地区，地理位置优越，交通运输便利，市场需求旺盛，为中国经济发展提供源源不断的动力。2011年底，中国石化一次加工能力达2.47亿吨。
公司2009年-2011年炼油生产情况： 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)成品油总经销量（百万吨）217.37 211.13 186.58 3.0 汽、柴、煤油产量（百万吨）128.00 124.38 113.69 2.9 其中：汽油（百万吨）37.10 35.87 34.43 3.4 柴油（百万吨）77.17 76.09 68.86 1.4 煤油（百万吨）13.73 12.42 10.39 10.5 化工轻油产量（百万吨）37.38 35.00 26.87 6.8 轻质油收率(%)76.08 75.79 75.54 提高0.29个百分点 综合商品率(%)95.09 94.83 94.53 提高0.26个百分点 2013年，公司全年累计加工原油2.34亿吨，增长4.8%；生产成品油1.41亿吨，增长5.2%；生产化工轻油3823万吨，增长4.9%。
通过优化生产方案，调整工艺操作，增产汽油、航煤、沥青等高价值产品，减产柴油、商品重油、石油焦等低附加值产品，取得显着成效。生产汽油4594万吨，增长11.8%，超加工量增幅7个百分点。生产航煤1743万吨，增长16.1%，超加工量增幅11.4个百分点。生产沥青772万吨，增长24.0%，超加工量增幅19.1个百分点。生产柴油7748万吨，降低0.4%，低于加工量增幅5.2个百分点。生产石油焦1380万吨，增长1.8%，低于加工量增幅3个百分点。
2013年4月24日，中国石化1号生物航煤在上海虹桥机场成功试飞。2014年2月12日，中国民用航空局正式向中国石化颁发1号生物航煤技术标准规定项目批准书（CTSOA）。中国石化1号生物航煤获得适航许可，这是中国生物航煤事业的新发展、新突破，使中国成为继美国、法国、芬兰之后第4个拥有生物航煤自主研发生产技术的国家，中国石化成为国内首家拥有生物航煤自主研发生产技术的企业。 油品销售 中国石化油品销售主要市场涵盖除台湾省外的中国所有省、自治区、直辖市和特别行政区。
中国石化成品油销售网络主要由三大部分构成。一是中国石化的全资子公司——中国石化销售有限公司及在主要市场内的下属4个大区分公司，承担着中国石化成品油资源的统一平衡、运输协调和直属销售企业以及专项用户的成品油供应任务；二是省级石油分公司（含香港公司）及所属的区域（地市）公司组成的销售网络；三是中国石化在全国范围内与其他成品油经营单位合资组建以及采取特许加盟方式建立的销售网络。
截止2011年末，公司拥有加油站30121座，其中特许经营加油站15座。
2011年，公司境内成品油销量达到1.51亿吨，同比增长7.6 %。
公司2009年-2011年营销及分销营运情况 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)原油加工量（百万吨）162.32 149.23 130.32 8.8 境内成品油总经销量（百万吨）151.16 140.49 124.02 7.6 其中：零售量（百万吨）100.24 87.63 78.90 14.4 直销量（百万吨）33.22 32.40 25.61 2.5 批发量（百万吨）17.70 20.47 19.52 (13.5) 单站年均加油量（吨/站）3,330 2,960 2,715 12.5 于2011年12月31日 于2010年12月31日 于2009年12月31日 本报告年末比上年度年末变动（%） 中国石化品牌加油站总数（座）30,121 30,116 29,698 0.02 其中：自营加油站数（座）30,106 29,601 29,055 1.7 特许经营加油站数（座）15 515 643 (97.1) 截止2011年底，中国石化是中国最大的石化产品生产商和经销商，石化生产厂遍布中国东部、中部及南部等经济、市场发达地区，生产和销售各类石化产品，包括中间石化产品、合成树脂、合纤原料及聚合物、合成纤维、合成橡胶和化肥。本公司的石化产品生产与本公司的炼油业务实现上下游一体化，化工原料（如石脑油）主要由本公司各炼油生产企业提供。本公司绝大部分石化产品均在中国国内市场销售。
截止2011年底，公司主要化工产品产能（含当年新建及扩能改造装置）、产量、市场占有率如下：
乙烯生产企业13家，其中合资公司4家，年末生产能力942.5万吨，实际生产乙烯989.4万吨。合成树脂生产企业30家，年末生产能力1298.86万吨，当年产量1365.2万吨，合成树脂国内市场占有率为22.05%；合成橡胶生产企业5家，装置生产能力93万吨，当年生产合成橡胶99万吨，国内市场占有率为25.1%。合成纤维单体及聚合物生产企业15家，装置生产能力928.64万吨，当年生产合成纤维原料及聚合物938万吨，国内市场占有率为20.33%。合成纤维生产企业8家，涤纶、腈纶、锦纶、丙纶纤维装置生产能力153.46万吨，当年生产合成纤维共138.8万吨，国内市场占有率为4.76%。
公司2009年-2011年化工主要产品产量 单位：千吨 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)乙烯9,894 9,059 6,713 9.2 合成树脂13,652 12,948 10,287 5.4 合成橡胶990 967 884 2.4 合成纤维单体及聚合物9,380 8,864 7,798 5.8 合成纤维1,388 1,393 1,302 -0.4 2013年，公司全年生产乙烯998万吨，乙烯高附加值产品收率增加0.24%，乙烯能耗降低3.95千克标油/吨。 天然气 2013年，公司全年销售天然气168.4亿立方米、增长9.4%；全年销售车用天然气10亿立方米，增长67.5%。 成品油 2013年，公司全年实现成品油经营量1.80亿吨，增长4.0%；境内成品油经营量1.65亿吨，增长3.8%，其中零售量1.14亿吨，自营加油站数量达到3.05万座；境外（香港地区）成品油经营量1457万吨，增长2.9%。
截至2013年底，公司保有中国石化品牌加油站30536座，较上年底减少300座；其中自有加油站30523座，较上年底减少300座。单站加油量提高5.97%。 非油品 2013年，公司全年非油品营业收入达133.5亿元，增长21.4%。
继续以易捷便利店为核心，常态促销与主题营销相结合，增强“易捷”吸引力，全年进店率达4.1%，增长1.9个百分点。精选地方特色商品；大力推广自主品牌产品；推广柴油车尾气处理液，降低柴油车尾气排放；加快洗车网点的开发和建设，新建和改造300座统一形象的洗车点。 燃料油 2013年，公司全年实现经营量2027万吨，同比略有增长。 其他炼油产品 液化气统一销售顺利实施，全年工业气比率达37.4%，提高11.7个百分点。
沥青市场占有率保持国内领先，高铁乳化沥青、硬质沥青、温拌沥青、改性沥青等沥青差异化、高端产品不断扩大。全年沥青销量增长21.5%。
全年润滑油实现经营总量203.6万吨，增长28%；基础油第三方贸易65万吨；工业油销量实现24万吨，增长12%。润滑油市场开拓取得成效，在航天、航空、远洋、高铁等高端领域应用合作取得突破，新增大客户68个，规模客户2300多家。 化工产品 2013年，公司全年完成化工产品经营总量5823万吨，增加388万吨、增长7.1%。 催化剂 2013年，公司全年销售各类催化剂14.7万吨。面对激烈的市场竞争，及时调整优化营销策略，提升市场掌控能力，国内销量再创新高，达13万吨，增长11.1%。 境外油气勘探开发 2013年，公司全年实现权益油气产量3871万吨油当量，增长33.3%。
探井、评价井成功率分别达到54.3%和80%，在巴西深海、哈萨克斯坦、安哥拉等项目勘探成果突出，阿根廷、安第斯、Addax等项目滚动勘探增储显着，为下步勘探部署和国际化经营油气生产奠定储量基础。
2013年，公司成功收购阿帕奇埃及资产1/3权益、美国Chesapeake公司MS页岩资产部分权益，签署安哥拉31区块10%权益收购协议；开展资本运作及资产处置工作，顺利将俄罗斯UDM、哈萨克斯坦CIR和哥伦比亚圣湖能源等项目权益注入石化股份公司，向台湾中油转让缅甸D区块30%权益，适时退出部分资源勘探潜力有限的项目。 境外石油工程技术服务 2013年，公司全年在沙特新签14部钻机服务合同，合同额14.8亿美元，是迄今为止中国石化中标单个合同额最大的海外钻修井项目；成功签署墨西哥EBANO油田综合服务激励型项目合同，合同期30年。全年新签合同额46亿美元，完成合同额29亿美元。海外员工总数27208人，其中中方员工7298人、外籍员工19910人。 境外炼化合资合作 境外炼化投资合作项目稳步推进，沙特延布炼厂项目、阿联酋富查伊拉和印尼巴淡岛仓储项目按计划施工建设。俄罗斯西布尔丁腈橡胶项目完成交割。中国石化润滑油新加坡项目竣工投产。对南非、巴西、柬埔寨等炼油项目开展联合境外炼化合资合作可行性研究。与蒙古国政府签署谅解备忘录，共同研究蒙古国煤制气项目的可行性，跟踪天然气富集国家的天然气化工项目合作机会。与一些国家石油石化公司探讨以中国石化自有技术为主的化工项目。 境外炼化工程技术服务 2013年，公司全年在境外执行项目共25个，其中EPC总承包项目9个，施工类项目16个，国际项目执行能力进一步提升。全年新签合同额34.59亿美元，完成合同额11.45亿美元。在境外执行项目管理和作业人员13792人，其中中国石化员工1481人，国内雇佣及分包人员6526人，国外雇佣及当地分包人员5785人。 境内合资合作 2013年，公司先后成立了中韩(武汉)石化有限责任公司、茂名石化巴斯夫有限公司、茂名新金明石油有限公司、重庆爱维化工有限公司4家中外合资企业，上海高桥丁腈橡胶项目、扬子石化苯酚丙酮合资项目、扬子石化碳九树脂合资项目、九江空分合资项目等取得了阶段性成果，实质性推动了福建古雷炼化一体化项目的进展。
2013年，公司与国内企业的合作得到了进一步加强，先后成立了南京实华油运船务有限公司、中国石化润滑油山东有限公司等中中合资公司，境内合资合作取得积极进展。 国际贸易 全年进口原油18971万吨，原油第三方贸易9500万吨。全年出口成品油798万吨，增长46.4%，成品油第三方贸易1842万吨。
全年实现设备材料、石化产品等国际贸易额31.3亿美元，增长14.7%。
全年实现化工产品进出口和第三方贸易量832万吨，增长4.4%。
催化剂销售方面，聚烯烃催化剂首次出口美国，乙苯脱氢催化剂规模进入台湾，银催化剂首次实现出口，产品稳定供应大的国际石油石化公司，出口销售收入与上年基本持平。
燃料油优化资源采购，严格控制成本，努力扩大海外业务，经济效益良好，全年完成国际化经营销量617万吨。 地球物理技术研发取得重要突破。形成了具有自主知识产权的品牌技术体系—— I 技术体系， 主要包括：精细地震勘探（ I - F i n e）、复杂地区复杂油气藏勘探（ I - C o m p lex）、油藏地球物理（I-Rese r v o i r ） 、海洋地球物理勘探（ I - O f f s h o r e ） 和非常规资源勘探（I-Unconventional）、实验地球物理(I-Experiment)、地球物理装备（ I - E q u i p m e n t ） 、地球物理软件（I-πframe）。首次应用可控震源高效同步滑动扫描采集技术，创国内可控震源施工平均、日产、时效3项最高纪录。
特大型超深高含硫气田安全高效开发技术已形成。井身结构优化、高效破岩工具、欠平衡钻井、精细控压钻井、捷联式自动垂钻、复合钻进、防气窜固井、高压井控等复杂深井超深井优快钻完井关键技术已成龙配套。
钻井提速提效技术效果显着。通过推广应用孕镶金刚石钻头+涡轮钻井技术、扭力冲击器+PDC钻头技术、气体钻井等钻井提速技术，提升了技术效果。
油田化学剂产品研发应用效果明显。高性能水基钻井液体系达国内先进水平；油基钻井液体系逐步完善，基本满足现场要求。低密度、超高密度、微膨胀和韧性水泥浆体系已经成熟。
非常规页岩气井的钻井技术得到很大发展。形成了页岩气长井段水平井钻井、油基钻井液、弹塑性水泥浆固井等工程配套技术。
水平井分段压裂技术取得重大突破。页岩气水平井分段压裂技术初步配套，采用水力泵送桥塞射孔联作技术在涪陵焦石坝地区成功应用16口井，投产13口井，平均单井日产气15万立方米以上，为中国石化页岩气勘探开发的突破做出了特殊贡献。
测井仪器研制取得明显进步。在高温小井眼井下仪器、高抗硫产气剖面井下仪器研制上取得成功，有力支撑了开窗侧钻井及普光气田开发配套的生产需要；水平井分段压裂配套射孔技术取得明显进步。同时，快速平台测井、八扇区水泥胶结测井、泵出存储式测井等成熟技术得到推广应用，在提速提效等方面发挥了重要作用。
录井技术及复杂储层综合评价取得新进展。在拉曼激光气体检测、基于半透膜的油气在线检测技术上完成多口井的应用，对油气实时发现及定量评价形成支撑。复杂储层尤其是页岩气的综合评价能力进一步提升，建立了不同地区的页岩油气参数计算模型及有利储集段的识别和分类标准，为泥页岩油气资源评价如焦石坝储量申报等提供了技术支撑。
海洋工程建设技术取得新进展。“胜利902”铺管船建造工程获全国优秀焊接工程一等奖，东海合作区块海洋工程设计和建造技术研究取得阶段性成果。
石油机械装备新产品研发应用取得新成果。国家科技重大专项“3000型成套压裂装备研制及应用示范工程”项目主体研究工作全面完成，参与涪陵页岩气井压裂现场试验获得圆满成功。等壁厚螺杆钻具技术质量实现突破，针对涪陵页岩气示范区开发个性化钻头与螺杆钻具，提速提效成效显着。连续油管和不压井作业设备研制成功；RDS压缩机技术和质量不断改进，11台6RDS压缩机组在大牛地气田顺利投产。