中国石油投资项目管理办法

中国石油投资项目管理办法（共8篇）

中国石油投资项目管理办法 篇1

（中油计[2010]10号）

第一章 总 则

第一条 为加强中国石油天然气集团公司（以下简称集团公司）投资管理，规范投资行为，提高投资效益，实现持续有效较快协调发展，根据国家有关法律法规和集团公司有关规定，制定本办法。

第二条 本办法适用于集团公司及其全资子公司、直属企事业单位（以下统称所属企业）的投资管理。

集团公司及所属企业控（参）股子公司的投资管理，参照本办法执行。

第三条 本办法所称投资是集团公司和所属企业为未来获得收益，以现金或资本投入到项目，形成资产或权益的经济行为。

本办法所称投资管理，包括投资规划与计划，投资项目（预）可行性研究、初步设计、实施、竣工验收、统计、后评价及监督考核等全过程管理。

第四条 集团公司对投资实行集中决策、分级授权管理。第五条 投资管理应当遵循“一统一、三控制、两挂钩”的原则。

（一）“一统一”：统一计划，实行投资“一本账”管理。各级、各类、各种资金来源的投资项目，必须纳入集团公司统一的投资计划，以项目为载体，按项目编制规划、下达投资计划、组织实施及进行拨款、结（决）算、统计、监督考核和后评价。

（二）“三控制”：1.投资总量控制，以规划总量控制总量，以总量控制业务结构总量，以批复估算、概算控制项目总投资。2.效益标准控制，列入投资计划的项目必须达到集团公司规定的效益标准，确保投资效益。3.实施过程控制，严格执行项目前期审批程序，未完成上一环节，原则上不得开展下一环节工作；严格执行招标、采购以及工程建设、监理、竣工验收等有关规定，确保项目质量。

（三）“两挂钩”：1.投资与利润挂钩，新增投资项目利润纳入到预算利润考核总额中。2.投资管理与业绩考核挂钩，将投资管理纳入到各企业和企业主要领导、投资主管领导和项目主管领导等人员的业绩考核中。

第二章 投资管理机构和职责

第六条 集团公司规划计划部是集团公司投资管理归口部门，其职责是：

（一）组织制订集团公司投资管理规章制度，制定投资项目经济评价参数、投资计划编制参数、工程造价计价依据等；

（二）组织编制集团公司中长期业务发展规划；

（三）负责上报需国家核准、备案的国内外投资项目和集团公司投资计划及中长期业务发展规划；

（四）按照项目管理权限，组织审批项目预可行性研究、可行性研究报告；

（五）组织编制和下达集团公司投资计划，组织投资统计、投资效益分析和项目后评价，负责投资计划执行情况的跟踪检查和考核，负责提供国内业务有关投资等资料；

（六）负责集团公司工程造价、投资估算和概算管理工作；

（七）负责项目核准用地预审管理；

（八）参与集团公司财务预算编制，审核决算中的投资计划完成情况；

（九）指导和监督专业分公司、所属企业投资管理工作。第七条 集团公司有关部门负责投资管理相关工作，其中：

（一）办公厅组织编制集团公司应急平台建设专项建议规划和投资建议计划，负责集团公司机关办公设备审批和管理；

（二）财务资产部负责项目核准用地预审以外的土地管理工作，组织国内资产收购项目的资产评估，确定收购参考价格；

（三）人事部组织培训设施建设专项建议规划和投资建议计划；

（四）资本运营部负责无工程建设的股权投资项目管理，组织编制资本运营专项建议规划和无工程建设项目股权投资建议计划；按管理权限对海外资产收购项目提出审查意见；

（五）安全环保部负责上报需国家核准、备案的国内投资项目的环境影响评价报告并获取审批文件，组织编制安全环保专项建议规划，对安全环保隐患治理和污染物减排投资安排提出初审意见，组织落实项目安全环保、减排指标；

（六）质量管理与节能部组织编制节能节水专项建议规划，对节能节水投资安排提出初审意见，组织落实项目节能节水指标；

（七）科技管理部组织编制科技专项建议规划和科技投资建议计划，按照项目管理权限组织科技项目、集团公司级新技术推广项目审批；

（八）信息管理部组织编制信息化建设专项建议规划和投资建议计划，按照项目管理权限组织信息化建设项目审批；

（九）矿区服务工作部组织编制矿区服务专项建议规划和投资建议计划，按照项目管理权限组织矿区建设项目审批；

（十）国际事业部（外事局）负责提出海外防恐安全、社区安全、海外HSE投资项目建议并组织实施，负责向国家报备海外投资项目信息，协助规划计划部上报需国家核准的海外投资项目，负责提供海外业务有关信息资料；

（十一）法律事务部按管理权限负责组织资产、股权收购的法律尽职调查和法律论证，审核收购、并购、项目投资协议或合同；

（十二）审计、监察和人事部门分别负责对投资项目决策和投资计划执行情况进行审计、监督检查和考核；

（十三）集团公司其他管理部门按职责分工负责投资管理的相关工作。第八条 专业分公司投资管理履行以下职责：

（一）根据集团公司发展战略和总体规划，负责组织编制本专业一体化建议规划和专项建议规划；

（二）组织集团公司总部审批项目的预可行性研究、可行性研究报告初审和初步设计审查；

（三）组织在集团公司投资额度内，专业分公司权限范围项目的预可行性研究、可行性研 — 4 — 究报告和初步设计审批；

（四）编报专业分公司投资建议计划，依据集团公司投资计划，下达专业分公司投资计划；

（五）组织投资效益分析，按照项目管理权限组织项目后评价；

（六）协助规划计划部开展需上报国家项目的核准工作，组织、指导和督促所属企业开展项目核准所需文件的获取工作；

（七）负责本专业投资计划执行情况的监督、检查；

（八）指导和监督业务归口企业投资管理工作。第九条 所属企业投资管理履行以下职责：

（一）组织编报项目预可行性研究、可行性研究报告和初步设计；

（二）组织在集团公司投资额度内，所属企业权限范围项目的预可行性研究、可行性研究报告和初步设计审批；

（三）编报投资建议计划，依据集团公司、专业分公司投资计划，下达企业投资计划并组织实施；

（四）组织上报本企业投资决算；

（五）组织开展本企业投资统计和项目后评价；

（六）负责办理需国家和地方政府主管部门核准、备案项目所需的相关文件；

（七）负责上报需省级及以下政府主管部门核准、备案的投资项目。第十条 专业分公司、所属企业规划计划部门负责归口本单位投资管理工作。

第三章 投资项目管理权限

第十一条 集团公司根据投资项目性质和规模，划分一类、二类、三类和四类项目，并按项目类别划分管理权限。

第十二条 一类项目由集团公司常务会审批。其中，紧急、保密性强的特殊海外项目，由集团公司总经理组织有关领导和部门审批。一类项目包括：

（一）国内年产100万吨及以上的新油田开发项目，国内年产20亿立方米及以上的新气田开发项目；

（二）国内外新建炼油及扩建一次能力项目，新建乙烯及扩建乙烯能力项目，新建及扩建对二甲苯（PX）、对苯二甲酸（PTA）项目；

（三）国内新建跨省（自治区、直辖市，下同）输油及输气干线管网项目，国内新建进口液化天然气接收、储运设施项目；

（四）外围生活矿区回迁、矿区整体搬迁、100户及以上棚户区危旧房翻建、异地安置职工住房项目；

（五）集团公司投资5亿美元及以上的本条第（二）项以外的海外新建项目；

（六）集团公司投资10亿美元及以上的海外资产收购项目；

（七）其他须报集团公司常务会审批的项目。

第十三条 二类项目由规划计划部或相关部门负责审查，集团公司领导审批。二类项目包括：

（一）由规划计划部组织审查的项目： 1.需上报国家核准、备案的国内外投资项目；

2.国内新申请勘查登记的勘探项目，煤层气、油页岩、生物质液体燃料等新能源开发新项目；

— 5 — 3.国内投资1亿元及以上油气田产能地面建设之外的新建系统配套项目、油气储运项目、炼油化工及配套项目、销售网络及配套项目、安全环保隐患治理项目、节能减排项目、集团公司信息化建设项目、集团公司级重点实验室、中试基地和科研项目；

4.海外投资3000万美元及以上销售网络及配套项目；

5.投资5000万元及以上工程技术服务项目、工程建设服务项目、生产服务项目、与油气业务相关的装备制造项目、单台（套）非安装设备购置项目、集团公司级新技术推广项目、现有生活基地水电暖等系统配套建设项目；

6.国内外油轮购置和更新项目、钻机购置和更新项目、社会通用产品的装备制造项目、生产基地搬迁项目；

7.国内外办公、科研、培训用房等楼堂馆所项目，医院、图书馆、文体活动中心等矿区公共用房项目，小汽车购置项目；

8.上述各类项目中涉及有工程建设的股权投资项目； 9.集团公司授权管理的其他建设项目。

（二）由集团公司相关部门组织审查的项目： 1.财务资产部：国内资产收购项目资产评估； 2.资本运营部：无工程建设的股权投资项目；

3.科技管理部：投资1亿元以下集团公司级重点实验室、中试基地和科研项目，投资5000万元以下集团公司级新技术推广项目；

4.信息管理部：投资1亿元以下集团公司信息化建设项目；

5.矿区服务工作部：100户以下棚户区危旧房改造项目，投资1000~5000万元矿区非安装设备购置项目，投资2000~5000万元现有生活基地水电暖等系统配套建设项目。

第十四条 三类项目由专业分公司审批，包括：

（一）风险勘探项目、单井投资1亿元及以上钻井项目；

（二）国内年产20~100万吨的新油田开发项目，国内年产5~20亿立方米的新气田开发项目，油气开发现场试验专项项目，投资3000万元及以上生产支持性科研项目；

（三）国内投资3000万元~1亿元的油气田产能地面建设之外的新建系统配套项目、油气储运项目、炼油化工及配套项目、加油站及成品油销售配套项目、安全环保隐患治理项目、节能减排项目；

（四）国内投资1亿元以下成品油油库建设项目；

（五）投资2000~5000万元工程技术服务项目、工程建设服务项目、生产服务项目、与油气业务相关的装备制造项目、单台（套）非安装设备购置项目（不包括矿区设备）；

（六）除一类、二类以外的海外投资项目；

（七）除集团公司审批以外的有工程建设的股权投资项目；

（八）集团公司授权管理的其他项目。第十五条 四类项目由所属企业审批，包括：

（一）集团公司、专业分公司管理以外的油气田勘探开发项目；

（二）国内投资3000万元以下的油气储运项目、炼油化工及配套项目、加油站及成品油销售配套项目、安全环保隐患治理项目、节能减排项目、生产支持性科研项目；

（三）国内投资2000万元以下工程技术服务项目、工程建设服务项目、生产服务项目、与油 — 6 — 气业务相关的装备制造项目、单台（套）非安装设备购置项目、现有生活基地水电暖等系统改造建设项目；

（四）国内投资1000万元以下矿区非安装设备购置项目；

（五）集团公司及专业分公司授权管理的其他项目。

第四章 投资项目中长期业务发展规划

第十六条 安排投资项目和制定投资计划，应当以中长期业务发展规划（包括滚动规划）为依据。未纳入中长期业务发展规划的项目，原则上不得开展预可行性研究、可行性研究，不得列入投资计划。

中长期业务发展规划应当确定投资方向和结构，明确重大项目、投资规模和投资效益预期。第十七条 中长期业务发展规划每年滚动编制，并应建立相应的投资项目库。集团公司相关部门、专业分公司和所属企业根据需要提出投资项目建议，经规划计划部综合平衡并报总经理办公会审批，列入中长期业务发展规划投资项目库。

第十八条 规划计划部每年以投资项目库为基础下达项目前期工作计划。未纳入集团公司前期工作计划或本投资规模的项目，不得组织立项审批。

第五章 投资项目预可行性研究、可行性研究

第十九条 投资项目应当编制预可行性研究报告和可行性研究报告。其中，四类项目、安全环保隐患治理项目以及经批准直接开展可行性研究的项目可不编制预可行性研究报告；投资500万元以下的工程建设项目、单台（套）200万元以下的非安装设备购置项目，可行性研究报告的编制可适当简化。可行性研究报告未经批准，不得开展下一环节的工作。

第二十条 投资项目预可行性研究、可行性研究报告应当委托具备相应资质的专业机构编制。其中，一类、二类项目一般由规划计划部委托专业分公司组织编制，特殊情况(新领域、新业务、业主尚未明确等)也可由规划计划部直接委托编制；集团公司其他部门组织审查的二类项目，由相关部门委托编制；三类、四类项目分别由专业分公司、所属企业委托编制。

第二十一条 国内中外合资项目（预）可行性研究报告的编制，应进行招标。在制定招标方案中应合理确定标底和最高标价，报专业分公司预审查后，由专业分公司报规划计划部审查，经集团公司领导批准后，方可按照程序实施招标。

招标结果按招标管理权限和程序报审，经批准后，方可按照合同管理程序，办理合同签约事宜。因特殊原因不进行招标的，应按管理权限上报审批。

第二十二条 编制预可行性研究、可行性研究报告，应当遵循国家有关法律、法规和集团公司有关规定，内容及深度应达到集团公司和行业规定的标准。

第二十三条 需上报国家主管部门核准、备案的项目，应按规定编制项目申请报告，并获取有关文件：

（一）规划计划部负责上报需国家核准、备案的国内外投资项目，获取国家主管部门核准批复文件、同意开展前期工作的文件；获取省主管部门对项目前期工作的支持性文件；获取咨询机构对项目申请报告的评估意见；获取国家主管部门用地预审文件；

（二）安全环保部负责上报需国家核准、备案的国内投资项目的环境影响评价报告并获取审批

— 7 — 文件；

（三）所属企业负责上报并获取地方各级政府主管部门的用地初审文件，城市规划文件，地震、地质灾害、水土保持、矿产压覆、安全预评价、环境影响评价等专项评价和穿越局部特殊地区等的批复文件。

第二十四条 需报地方政府主管部门核准、备案的项目，由所属企业负责上报并获取同意开展前期工作的文件、核准批复文件。天然气与管道业务所属企业负责省内的天然气支线管道项目的上报核准、获取核准批复文件；销售业务所属企业负责省内的成品油支线管道项目的上报核准、获取核准批复文件。

第二十五条 预可行性研究、可行性研究报告经济部分（包括投资估算和经济评价）执行集团公司石油建设项目可行性研究投资估算编制有关规定和建设项目经济评价方法与参数有关规定。在项目终审前，由咨询评估单位对投资估算和经济评价的内容组织复算，必要时委托有资质的第三方机构进行核实。

第二十六条 预可行性研究、可行性研究报告按以下程序审批，达不到集团公司规定效益标准的项目不得批复。

（一）一类项目由所属企业组织预审，上报专业分公司初审，由规划计划部组织审查，涉及本办法第十二条第（六）项的由规划计划部征求资本运营部意见。审查通过后，报集团公司常务会审批。

预可行性研究报告已经集团公司常务会审批的，如无重大变化，可行性研究报告可直接报集团公司领导审批。

（二）二类项目由所属企业组织预审，上报总部相关部门和专业分公司，由专业分公司初审，规划计划部或相关部门组织审查，海外资产收购项目由规划计划部征求资本运营部意见。审查通过后，报集团公司领导批准。

（三）三类项目由所属企业组织初审，专业分公司组织审批，审批文件报规划计划部备案。

（四）四类项目由所属企业组织审批，审批文件报专业分公司备案。

第二十七条 经批准的项目预可行性研究、可行性研究报告，其投资主体、建设规模、场址选择、工艺技术、产品方案、投资估算与经济评价等内容发生重大变化的，或批准超过两年未开展实质性工作的，应按照审批权限重新报批或取消。

第六章 投资项目初步设计

第二十八条 工程建设项目初步设计由所属企业根据批准的可行性研究报告，委托具备相应资质的设计单位编制。初步设计内容及深度应达到集团公司和行业相关规定要求。工程建设项目初步设计批准后列入投资计划。项目投资必须控制在批准的初步设计概算额度内。

第二十九条 初步设计按以下规定审批：

（一）一类、二类项目，所属企业应将初步设计和概算文件上报专业分公司，同时抄送规划计划部，由专业分公司组织审查，规划计划部会签，报集团公司领导审批。

（二）三类项目，由专业分公司组织审批，报规划计划部备案。

（三）四类项目，由所属企业组织审批，报专业分公司备案。

（四）初步设计概算原则上应控制在批准的可研投资估算之内。超过批准可研估算10%及以上的，必须重新编制可行性研究报告并按程序报审。超过批准可研估算10%以内的，一类、二类项目 — 8 — 由规划计划部复审；三类项目由专业分公司复审；四类项目由所属企业复审。

项目引进范围变化和办公楼、公寓用房增加规模的，比照前款规定办理。

第三十条 经批准的项目初步设计，其投资主体、建设规模、场址选择、工艺技术、产品方案、概算投资和经济评价等内容发生重大变化，或批准超过两年未开展实质性工作的，应按照审批权限重新报批或取消。

第三十一条 初步设计概算投资批准后，原则上不得调整。因物价等变化影响，需调增概算投资的，一类、二类项目由专业分公司初审，规划计划部审查后，超过原批准概算投资5%以内的，报集团公司领导审批；超过原批准概算投资5%~10%的，报集团公司总经理审批；超过10%以上的，报集团公司总经理办公会审定。三类、四类项目分别由专业分公司、所属企业审批。需调减概算投资的，一类、二类、三类项目由专业分公司审批；四类项目由所属企业审批。

经批准调整概算投资的项目，要同时调整投资计划。因调整增减的投资规模，原则上在各专业、专项投资规模内平衡。

第七章 投资计划

第三十二条 投资计划包括投资框架计划和投资分批计划。框架计划确定投资总体安排；分批计划是在框架计划内，根据项目进度确定的执行计划。

投资计划内容包括专业投资计划和专项投资计划。第三十三条 投资框架计划按以下程序编制：

（一）规划计划部于每年6月30日前，明确下一投资框架计划的编制要点；8月15日前由所属企业编制完成投资框架建议计划。投资框架建议计划报规划计划部，专业投资框架建议计划、专项投资框架建议计划分别报有关专业分公司和相关部门。

（二）集团公司相关部门、专业分公司应于9月15日前，分别将专项投资框架建议计划、专业投资框架建议计划报规划计划部。

（三）规划计划部应于10月20日前汇总并综合平衡形成集团公司投资框架计划，报总经理办公会审定。

第三十四条 分批投资计划编制和下达按以下要求执行：

（一）分批投资计划按照框架计划确定的规模实行总量控制和项目管理，所属企业根据项目进展情况，分批上报建议计划。专业投资建议计划报有关专业分公司；专项投资建议计划报有关专业分公司或有关部门；综合投资建议计划（含专业、专项计划）报规划计划部。

（二）规划计划部汇总编制分批投资计划，报集团公司领导批准后，专业投资计划按项目下达给专业分公司，专业分公司经规划计划部核准后向所属企业按项目下达投资计划；未纳入专业分公司管理的投资计划由规划计划部直接下达给所属企业。规划计划部于12月31日前下达下第一批投资计划。

（三）对特殊急需安排投资的项目，由规划计划部报集团公司领导批准后，向预算和财务部门提交临时计划安排单，先行拨付资金，再列入分批投资计划。

第三十五条 列入分批投资计划的项目应当符合以下条件：

（一）投资包含在投资框架计划确定的投资规模内。

（二）按管理权限已经履行审批程序，其中，工程建设项目已批复初步设计和概算；其他项目已批复可行性研究报告。

— 9 — 第三十六条 相关部门、专业分公司、所属企业应当严格按集团公司下达的投资计划组织实施，不得擅自变更项目及调整投资。确需调整投资计划的，应当说明理由并按以下程序执行：

（一）在下达的投资规模内，需调整投资计划的：

1.一类、二类项目投资计划调整，由专业分公司统一向规划计划部提出调整建议，经规划计划部审查，报集团公司领导批准后纳入分批投资计划下达。

2.专业分公司、所属企业在集团公司下达投资规模内，可对三类及四类项目投资计划进行调整，报规划计划部纳入分批投资计划下达。

3.在已下达投资规模内，突发性安全环保隐患治理项目调整，可先行实施，再补充下达调整计划。

（二）在下达的投资规模外，需调增项目的，须先经规划计划部平衡确定投资额度，按投资项目管理权限完成项目审批，列入集团公司投资计划下达后，才能实施。

第三十七条 根据生产经营形势，需调整集团公司投资规模的，由规划计划部编制投资调整计划，经集团公司计划主管领导初审后，报总经理办公会批准。

第三十八条 投资计划资金拨付和结（决）算审查按以下要求执行：

（一）集团公司财务资产部门依据集团公司投资计划，分项目、按进度组织拨款。

（二）项目建成后，由承包单位编制项目结算书，所属企业造价管理部门审查，经本单位投资管理部门审核后，财务资产部门办理项目结算。

（三）财务决算，投资计划完成情况由所属企业规划计划部门和财务资产部门共同填报，同时上报集团公司规划计划部和财务资产部门审查。集团公司财务决算中投资计划完成情况由规划计划部负责审核并签署意见。

第三十九条 节余和超支投资经专业分公司确认并经规划计划部审核后，节余投资全额留所属企业使用，主要用于安全环保和生产性直接工程，在集团公司确认的额度内，由所属企业提出建议计划，按投资项目管理权限审批，规划计划部下达计划后方可实施；超支投资，按相应规模扣减所属企业当年及今后非生产性投资或以零购资金平衡。

前款所称节余和超支投资指所属企业已完成决算项目累计节余减去累计超支的资金，正值为节余，负值为超支。

第四十条 用零购资金安排的零星设备购置和小型一般技措等投资项目，不列入集团公司投资计划规模。在额度规模内，由所属企业组织审批和实施，年终在财务决算投资完成情况中单独列项。

第八章 专项投资管理

第四十一条 国内对外合作投资管理执行以下规定：

（一）国内对外合作项目中方投资计划，根据国内对外合作发展规划，实施投资总量控制。属于专业分公司管理范围的，纳入各专业分公司投资计划管理，由所属企业与联管会充分协商后提出建议计划，上报专业分公司预审，经规划计划部综合平衡，报集团公司总经理办公会审批。

（二）需报国家核准、备案的项目由规划计划部按程序办理。第四十二条 股权投资管理执行以下规定：

（一）股权投资纳入集团公司规划计划和投资计划管理。有工程建设股权投资项目的预可行性研究、可行性研究报告和初步设计按照投资项目管理权限审批。

（二）集团公司及所属企业的控股公司投资计划和项目、参股公司增资扩股投资计划纳入集团公司投资计划管理，由授权管理单位按照投资项目管理权限报集团公司主管部门审批后，按规定程序表决。

第四十三条 国内资产收购项目，由财务资产部按照集团公司相关规定组织资产评估，确定收购参考价格。海外资产收购项目由规划计划部征求资本营运部意见。项目可行性研究报告按照投资项目管理权限审批后，列入投资计划。

第四十四条 科技投资管理执行以下规定：

（一）属于投资安排的集团公司级重点实验室建设、中试基地建设和科研项目、油气开发现场试验专项项目和生产支持性科研项目投资计划，根据科技发展规划，实施投资总量控制。由科技管理部根据集团公司科技发展规划和专业分公司、所属企业上报的建议计划，汇总提出科技投资建议计划，由规划计划部汇总纳入集团公司投资计划上报总经理办公会审定。

（二）科技项目应当编制项目立项建议书、开题报告和投资估算，有工程建设内容的中试基地、油气开发现场试验和科研项目，按工程建设投资项目管理，应编制可行性研究报告和初步设计。

（三）在集团公司确定的投资方向、重点和总额范围内，投资1亿元及以上集团公司级重点实验室、中试基地和科研项目由规划计划部组织审查；投资1亿元以下集团公司级重点实验室、中试基地和科研项目由科技管理部组织审查；油气开发现场试验项目和投资3000万元及以上生产支持科研项目由专业分公司审批；3000万元以下生产支持科研项目由所属企业审批。

（四）投资5000万元及以上的科技项目审批立项，应有咨询评估机构的评估报告。

（五）科技项目开题报告及投资估（概）算审批后方可列入投资计划，集团公司级科技项目由科技管理部、油气开发现场试验项目和生产性支持科研项目由专业分公司依据下达计划组织项目实施。项目投资应控制在批准的估（概）算额度内。

（六）科技管理部门、专业分公司在申请投资计划时，应提交上年科技投资项目的进展报告或评估、验收报告。

第四十五条 新技术推广专项投资管理执行以下规定：

（一）需推广应用的新技术，由科技管理部组织专业分公司、所属企业筛选、评估，提出集团公司级新技术推广投资建议计划，投资控制在规划总量之内，由规划计划部综合平衡后纳入集团公司投资计划。

（二）在集团公司确定的新技术推广投资总额内，投资5000万元及以上项目由规划计划部组织审查，5000万元以下项目由科技管理部组织审查。

（三）科技管理部门、专业分公司在申请投资计划时，应提交上年新技术推广投资项目的进展报告或评估、验收报告。

（四）集团公司下达新技术推广项目投资计划后，由专业分公司组织实施。第四十六条 信息化建设投资管理执行以下规定：

（一）集团公司信息化建设实行统一规划、统一标准、统一设计、统一投资、统一建设、统一管理。根据集团公司信息化发展规划，实施投资总量控制；信息管理部根据项目进展情况，提出信息化建设投资建议计划，规划计划部综合平衡后纳入集团公司投资计划。

（二）在集团公司确定的信息化建设投资总额内，1亿元及以上信息化建设项目由规划计划部组织审查，1亿元以下的由信息管理部组织审查。

（三）信息化建设项目可行性研究报告审批后方可列入集团公司投资计划，列入投资

— 11 — 计划下达后方可进行招投标。

（四）需先试点后推广的推广应用信息化项目应完成试点评估验收后，方可批复。

（五）集团公司信息化建设项目推广应用的配套工程，由信息管理部组织专业分公司提出配套建设方案，纳入各专业分公司投资规模内平衡。

第四十七条 安全环保隐患治理专项投资管理执行以下规定：

（一）安全环保隐患治理项目投资规模，由规划计划部会同安全环保、财务和预算部门和专业分公司提出安全环保隐患治理投资建议，报总经理办公会审定。通过安全生产费用安排的资本支出项目，按照投资项目管理权限审批，投资不纳入集团公司投资规模，投资计划的上报和下达单独列示。

（二）在安全环保隐患治理投资总额内，安全环保隐患治理项目由规划计划部、专业分公司、所属企业按审批权限审批。项目审查应征求集团公司安全环保部等相关部门意见。

（三）对突发性紧急安全环保隐患治理项目，可先行实施治理，再补办相关手续，其投资在所属企业当年安全环保隐患治理投资规模中平衡。

（四）新建、改扩建项目的安全环保设施，应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产，其建设投资纳入项目总投资，不在专项投资中安排。

第四十八条 节能减排专项投资管理执行以下规定：

（一）节能减排项目专项投资规模，根据集团公司节能减排规划，实施投资总量控制。由规划计划部会同质量管理与节能部、安全环保部、财务资产和预算部门、专业分公司确定。

（二）在节能减排专项投资总额内，节能减排项目由规划计划部、专业分公司、所属企业按管理权限审批。项目审查应征求集团公司质量管理与节能部、安全环保部等相关部门意见。

（三）新建、改扩建项目的节能设施，应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产，其建设投资纳入项目总投资，不在专项投资中安排。

第四十九条 办公、科研、培训用房等楼堂馆所项目和医院、图书馆、文体活动中心等矿区公共用房项目，由集团公司审批。其中，5000平方米及以上项目，报集团公司总经理审批；5000平方米以下项目，报集团公司计划主管领导审批。

第五十条 矿区建设投资管理执行以下规定：

（一）矿区建设项目包括与职工生活相关的供排水、供电、供暖、道路、供气、环卫、文体、托幼、公交、医疗卫生、离退休管理等业务的基础设施及服务设施。矿区建设项目均纳入集团公司职工生活基地调整改造专项计划管理。

（二）集团公司矿区建设投资计划，根据集团公司矿区建设规划，实施投资总量控制。由矿区服务工作部根据集团公司矿区建设规划和所属企业上报建议计划，结合项目进展情况，提出矿区建设投资建议计划，由规划计划部综合平衡后纳入集团公司投资计划。

（三）矿区内医院、图书馆、文体活动中心等矿区公共用房比照楼堂馆所项目管理。第五十一条 利用信托资金、金融租赁等方式投资建设的项目，投资不纳入集团公司投资计划规模，应纳入集团公司规划计划统一管理，按照投资项目管理权限审批，投资计划的上报和下达单独列示。

第九章 投资项目实施

第五十二条 投资项目由所属企业按照集团公司招标、合同、质量、HSE等有关规定，负责组 — 12 — 织实施。

第五十三条 未列入集团公司投资计划的项目不得实施。对确需提前引进工艺技术才能开展初步设计的项目和长周期设备提前采购项目，在项目可行性研究报告批准后，由所属企业提出申请，经专业分公司初审、规划计划部审查，报集团公司领导审批。

第五十四条 工程建设项目具备实施条件后，所属企业应当编制开工报告。一类、二类项目开工报告由专业分公司审批，三类、四类项目开工报告由所属企业审批。

第五十五条 所属企业应根据建设项目的特点选择和本单位管理力量相适应的管理模式。对于实施联合项目管理组（IPMT）、项目管理承包（PMC）、工程总承包（EPC）等管理模式的建设项目，建设单位应履行管理责任，监督承包商严格执行合同，不得以包代管。

第五十六条 所属企业在可行性研究报告批复后，方可确定项目管理承包商；在项目初步设计和概算批复后，方可确定工程总承包商。

承担项目可行性研究报告编制和初步设计的单位，原则上不得成为同一项目的工程总承包商，特殊情况应按投资管理权限报批。

第五十七条 实行工程总承包的建设项目，工程总承包合同应采用固定总价合同模式，并按照批准的概算控制投资，不能因采用工程总承包模式而增加投资，总包管理费应包含在工程总承包报价中。

经批准，项目初步设计与工程总承包为同一承包商的，应在工程总承包合同中约定：由于工程总承包商原因，造成确定工程总承包合同价时的主要工程量大于实际工程量10%及以上的，项目业主在工程结算时应扣减超量部分的工程款。

第五十八条 经批准选用项目管理承包商的建设项目，项目管理承包商费用不单独列支，可根据管理方式和范围，增加不大于50%的建设单位管理费。

第五十九条 投资项目的实施应严格按照集团公司下达的投资计划和批准的项目内容及概（预）算执行。项目实施过程中不得随意变更项目内容和建设标准。重大设计变更，应按管理权限报批后方可实施。

第六十条 所属企业进行项目招标时，应按照不高于批准概算投资额度进行限额招标，超额的作废标处理，特殊情况应按投资管理权限报批。

第六十一条 投资项目具备竣工验收条件的，应依据国家及行业相关规定进行竣工验收。一类、二类项目由专业分公司组织竣工验收，其中科研、信息、矿区建设等项目由相关部门组织竣工验收；三类、四类项目由所属企业组织竣工验收。需由国家主管部门组织竣工验收的项目，由集团公司报请国家主管部门组织竣工验收。

未通过竣工验收的项目，由建设单位组织整改，并重新申请竣工验收。

第十章 投资统计与后评价

第六十二条 规划计划部制订统一的投资统计制度，统一投资统计范围和标准，规范投资指标体系和计算方法。所属企业应当按照要求定期上报投资完成情况。

第六十三条 凡列入集团公司投资计划的工程项目，所属企业应按单项工程统计工程实物量和投资完成额，依照集团公司有关规定上报，并进行跟踪分析。没有构成工程实体的建筑材料、工程预付款应单独列项。

第六十四条 所有投资项目建成投产运营后均应及时组织开展后评价工作，对不能按期建成

— 13 —（超过设计工期1年以上）或建成后长期（1年以上）不能投产项目应组织开展阶段后评价工作。项目后评价按照集团公司建设项目后评价有关规定执行。

第六十五条 集团公司建立后评价与新上项目挂钩机制。所有新上项目应有后评价管理部门出具的意见，其中改扩建项目，应有对原项目的后评价报告，作为改扩建项目立项审批的重要依据。

第十一章 投资监督与考核

第六十六条 集团公司建立投资计划执行情况季度报告、概算检查、计划执行效果分析制度。

专业分公司、集团公司有关部门应在每季度第一个月15日前，向规划计划部报告重点项目进展情况和投资计划执行情况。规划计划部汇总形成季度投资执行情况报告。

规划计划部制定概算检查计划，组织造价中心或有资质的机构对项目概算审批和执行情况进行复查、抽查和跟踪检查，编制重点项目概算检查报告，并对检查结果进行通报。

所属企业每年2月25日前应将上的投资计划执行情况报专业分公司，3月15日前专业分公司将投资计划执行情况报规划计划部，4月20日前规划计划部汇总形成分析报告，并通报执行效果。

第六十七条 投资项目应当落实回报，投资效益结果应与单位主要领导、投资主管领导、项目主管领导等人员的业绩和单位绩效挂钩，并严格进行考核兑现。

投资控制考核细则和投资效益考核办法由规划计划部会同有关部门另行制定。

第六十八条 集团公司定期开展投资管理工作评优活动，对投资管理先进集体和先进个人，予以表彰和奖励。

第六十九条 违反本办法规定，有下列行为之一的，予以通报批评，并纳入单位主要领导、投资主管领导、项目主管领导等人员和单位业绩考核；情节严重的，对相关责任人按集团公司管理人员违纪违规行为处分的有关规定进行处罚：

（一）有计划外项目、未经批准或授权对外投资的；

（二）未经批准投资项目概算超估算的；

（三）未经批准投资项目决算超概算或投资规模超计划的；

（四）擅自扩大建设规模或引进范围、变更建设内容，造成上下游装置不配套、公用工程与工艺装置不配套、装置内单元不配套等瓶颈的；

（五）在可行性研究和初步设计编制和审查中，故意造成单项工程缺漏，或扩大范围搞搭车项目的；

（六）在可行性研究投资估算和初步设计概算编制和审查中弄虚作假的；

（七）故意拆分项目逃避审批的；

（八）新建、改扩建项目安全、环保设施验收不达标或能耗指标测试不合格的；

（九）擅自开工建设，或未经批准提前开展设备订货的；

（十）违反本办法规定程序申报项目的；

（十一）违反本办法规定或集团公司招标、合同、质量、HSE等有关规定，实施投资项目的；

（十二）在投资管理中不认真履行职责，失职、渎职的；

（十三）其他违反本办法规定的。

第十二章 附 则

— 14 — 第七十条 涉及中国石油天然气股份有限公司的投资项目，应通过法定程序贯彻本办法管理要求，依照其相关规定执行。

第七十一条 集团公司相关部门、专业分公司、所属企业可依据本办法制定投资管理细则。第七十二条 本办法由规划计划部负责解释。

第七十三条 本办法自印发之日起施行。《中国石油天然气集团公司投资管理办法（试行）》（中油计〔2008〕349号）同时废止。

中国石油投资项目管理办法 篇2

据青海油田公司总工程师孙凌云介绍, 玉树气化项目计划在玉树结古镇建设一个年供气量一期2 000万m3、二期4 000万m3的LNG加气总站。主体工程区主要设备有10个低温LNG储罐、4套空浴装置、2套水浴装置、1套气化装置、1套LNG加气装置和1套CNG加气装置。

LNG加气站设备主要包括LNG槽车、LNG储罐、调压气化器、LNG低温泵和加气机等。

中国石油投资价值分析 篇3

一、中国石油的价值估算

考虑我国投资者的投资理念，由符合我国投资者投资理念的股利无关论的相关观点计算出我国市盈率合理变动区间为[13.6，36.2]。所以此时中国石油的市盈率处在一个相对来说比较正常的范围。

中国石油2012年的首个交易日收盘价报9.75元，所以以市盈率法计算得出的股价处于正常的范围之内，而对于标准行业板块来说，此时的中国石油处于行业当中的一个低估的水平，以此来看中国石油此时具有一定的投资价值。

此時计算得出的中国石油的价格与市场上对中国石油的定价相对接近，更能够体现出中国石油其投资价值。

二、中国石油投资价值分析

1、中国石油的长期投资价值

投资不是一门精确的科学。价值判断过程本身是个主观的过程，既受经济、行业和企业客观状况的影响，也和分析师的判断能力和技巧有关，它的结果带有相当大的主观成分，因此不是一个精确的数字，而是一个合理的价值区间。对于不同的投资者来说，其对每只股票的认识也应该是不一样的。对于中国石油这样的一支大盘蓝筹股来说，如果投资者打算对其进行长期持有，本文认为是不适合的，其主要原因有以下几点：

1.通过DDM模型可以计算得出，中国石油的真正内在价值仅为4.5元左右，而当前中国石油的价格为9—10元之间，此时对其进行买入并且长期持有，按照中国石油当前的分红政策来看，每年的收益率仅仅为3.56%，远远低于市场投资组合的14%的投资收益率，也低于一年期国债3.7%的利率，所以此时中国石油的投资价值并没有显现。

2.中国石油由于其所处行业是垄断行业，所以利润的大部分来自于其特有的垄断性。而伴随着国家逐步开放原本的垄断行业，石油行业的竞争将会越来越激烈，中国石油的业务也可能会收到不小的冲击。虽然最为超大型国企，中国石油不太可能会出现业绩的大幅波动，但是利润的减少很可能无法避免。由此会带来股利的减少

3.当前我国经济快速发展的同时，CPI指数也在不断攀升，如果仅仅以中国石油每年3.56%的收益率来说，在当前的中国，其真实的投资收益率几乎为零，甚至可能为负数。

4.中国股市目前尚不完善，上市公司分红派息目前仍然没有强制性的法律要求。虽然作为一支蓝筹股，中石油的业绩能够得到保证，但是其分红政策的改变也无需获得市场的认可。所以当中国石油改变其股利政策，对投资者产生负面影响是时，价值投资者的风险将会增大。

综上所述，本文认为此时买入并长期持有中国石油并不是最优时机。

2、中国石油的短期投资价值

根据本文对中国石油现阶段股价估算可以得出，中国石油的股价区间应该在10—12元之间，结合当前中国石油的表现，目前具有一定的投机价值。而且上证指数今年下探至2100点下方，长期徘徊在2400点一线，此时上证指数的市盈率已经仅为16.98，对中短期投资者来说是一个逐渐建立仓位的好时机。（作者单位：浙江省湖州市星火服装有限公司）

参考文献

[1]石五学，武鹏.我国股市市盈率变动区间的合理性考察[J].财会月刊2011（2）

[2]陈勇.股票估值的市盈率标准研究[D].华东师范大学，2009（5）

[3]刘捷，王世宏，如何正确运用DDM进行上市公司估值2007[J].中国管理信息化2007（12）

中国石油投资项目管理办法 篇4

建设项目安全设施竣工验收管理暂行办法

第一章

总则

第一条

为加强中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）建设项目安全设施竣工验收管理，明确职责分工，规范验收程序，根据《中华人民共和国安全生产法》等法律法规，制定本办法。

第二条

本办法适用于股份公司总部机关、专业分公司及地区公司和全资子公司（以下统称地区企业）的建设项目安全设施竣工验收。

股份公司及地区公司的控股公司通过法定程序实施本办法。参股公司参照本办法执行。

第三条

本办法所称建设项目是指新建、改建及扩建油气田地面、炼油化工、油气储运、加油（气）站等矿山和用于生产、储存、装卸危险物品的建设项目。其他建设项目参照本办法执行。

按照股份公司工程建设项目管理办法，建设项目分为一类、二类、三类和四类项目。

第四条

本办法所称安全设施竣工验收，是指检验建设项目是否按照国家法律法规、标准规范和安全设施设计专篇要求建成，能否合法、安全生产和使用所做的验收工作。

第五条

建设项目经安全设施竣工验收合格后方可正式投入生产或使用。

第六条

股份公司对建设项目安全设施竣工验收实行总部监督、分级组织管理，坚持“谁组织验收、谁对验收结果负责”的原则。

专业分公司负责一类、二类项目的安全设施竣工验收，地区公司负责三类、四类项目的安全设施竣工验收。

第二章

机构与职责

第七条

股份公司安全环保与节能部主要履行以下职责：

（一）组织制订股份公司建设项目安全设施竣工验收管理制度；

（二）对股份公司建设项目安全设施竣工验收工作进行综合监督管理；

（三）按照国家有关规定向国家安全生产监督管理部门报送建设项目安全设施竣工验收情况。

第八条

专业分公司主要履行以下职责：

（一）组织制定安全设施竣工验收计划；

（二）负责组织一类、二类项目安全设施竣工验收；

（三）负责组建本专业安全设施竣工验收专家库；

（四）对地区公司的安全设施竣工验收工作进行监督检查。第九条

地区公司主要履行以下职责：

（一）编制安全设施竣工验收计划，并向专业分公司报送安全设施竣工验收计划；

（二）负责向专业分公司申请一类、二类项目安全设施竣工验收；

（三）负责组织三类、四类项目安全设施竣工验收。第十条

无专业分公司主管的单位建设项目安全设施竣工验收由本单位负责组织。

第十一条

专业分公司、无专业分公司主管的单位每年12月底前应将本验收情况及下一验收计划报送股份公司安全环保与节能部。

第三章

安全设施竣工验收依据和条件

第十二条

建设项目安全设施竣工验收主要依据包括：

（一）国家有关法律法规；

（二）适用的标准和规范；

（三）股份公司有关规定；

（四）国家或地方政府建设项目核准、备案文件；

（五）建设项目安全设施设计专篇及批复文件，以及变更批复文件；

（六）其他相关文件。

第十三条

建设项目安全设施竣工验收应具备以下条件：

（一）建设项目安全设施按批复的安全设施设计专篇建成，施工符合国家有关施工技术标准，施工质量达到建设项目安全设施设计文件要求；

（二）建设项目经过生产考核，生产出合格产品，生产能力达到设计要求；

（三）选择具有相应资质的安全评价机构进行安全验收评价，报告内容及格式符合国家有关安全验收评价的规定和标准，验收评价中发现的问题已进行整改确认；

（四）试运行期间发现的事故隐患已全部整改；

（五）设置了安全生产管理机构或者配备安全生产管理人员，从业人员经过安全教育培训、应急训练并具备相应资格和岗位应急处置、紧急避险能力；

（六）其他相关要求。

第四章

安全设施竣工验收管理程序

第十四条

一类和二类项目所在地区公司、三类和四类建设项目所在单位应在建设项目试生产期间，委托相应资质的安全评价机构对建设项目进行安全验收评价，编制安全验收评价报告，在具备安全设施竣工验收条件、试生产（使用）截止日期前分别向专业分公司或地区公司（以下简称验收组织单位）申请验收，并提交以下文件、资料：

（一）安全设施竣工验收申请；

（二）安全设施设计审查意见书（复印件）；

（三）施工单位的资质证明文件（复印件）；

（四）建设项目安全验收评价报告及其存在问题的整改确认材料；

（五）安全生产管理机构设置或者安全生产管理人员配备情况；

（六）从业人员安全培训教育与应急训练及资格、岗位应急处置、紧急避险能力情况；

（七）法律法规规定的其他文件资料。

第十五条

验收组织单位应对提交的申请文件资料进行审核。

提交的申请文件资料符合安全设施竣工验收条件、文件资料齐全的，验收组织单位应组织成立安全设施竣工验收组，对建设项目安全验收评价报告进行审查和对现场进行查验。

提交的申请文件资料不符合要求的，验收组织单位应正式通知申请单位补正后重新上报。

第十六条

建设项目安全设施竣工验收程序可分为以下步骤：

（一）召开预备会议

1．成立安全设施竣工验收组；

2．确定安全设施竣工验收专家组组长及成员分工； 3．确定安全设施竣工验收议程。

（二）召开建设项目安全验收评价报告审查会

1．建设单位汇报项目建设情况，运行单位汇报试生产情况，设计、施工、监理等单位分别汇报安全设施设计、施工、监理情况；

2．评价单位汇报建设项目安全验收评价报告；

3．专家组对验收评价报告进行审查形成安全验收评价报告审查意见。

（三）现场查验

1．现场查验建设项目安全设施建设、运行情况； 2．现场查验安全管理机构及安全管理制度及执行情况； 3．现场查验管理人员、操作人员安全培训和持证上岗情况以及安全管理台帐等；

4．现场查验管理人员、操作人员应急响应和处置救援以及应急演练情况。

（四）安全设施竣工验收总结会议

1．明确安全设施竣工验收中发现问题及整改时间要求； 2．讨论形成安全设施竣工验收意见。验收意见为原则通过验收或不同意通过验收。第十七条

建设项目有下列情形之一的，安全设施竣工验收不得通过：

（一）未选择具有相应资质的施工单位施工的；

（二）未按照建设项目安全设施设计文件施工或者施工质量未达到建设项目安全设施设计文件要求的；

（三）重大设计变更未向安全专篇审查部门履行变更审批手续的；

（四）未选择具有相应资质的安全评价机构进行安全验收评价或者安全验收评价不合格的；

（五）安全设施和安全生产条件不符合有关安全生产法律、法规、规章和国家标准或者行业标准、技术规范规定的；

（六）建设项目试运行期间存在的事故隐患未整改完成的；

（七）未依法设置安全生产管理机构或者配备安全生产管理人员的；

（八）从业人员未经过安全教育培训、应急训练或者不具备相应资格、应急处置与紧急避险能力的；

（九）不符合法律、行政法规规定的其他条件的。第十八条

原则通过验收的建设项目，地区公司或项目所在单位按照验收意见组织整改，经验收组复核后，由验收组织单位出具建设项目安全设施竣工验收意见书。

第十九条

不同意通过验收的建设项目，地区公司或项目所在单位按照验收意见组织整改后，重新履行验收程序。第二十条

验收组织单位应按照档案管理有关规定，建立安全设施竣工验收档案。

第二十一条

专业分公司、无专业分公司主管的单位应成立本专业安全设施竣工验收专家库，并定期公布。

专家库专家应具有高级以上技术职称，具有一定的理论水平和现场工作经验，坚持原则，认真负责；专家库应涵盖工艺、设备、电气、仪表、消防、安全等相关专业。

第二十二条

分期建设、分期投产且能形成独立生产系统的建设项目，安全设施竣工验收可分期进行。

第五章

监督与责任

第二十三条

专业分公司、地区公司及建设项目所在单位应严格履行职责，加强安全设施竣工验收管理，及时组织安全设施竣工验收，确保验收工作质量。

第二十四条

专业分公司应每年进行建设项目安全设施竣工验收工作总结，对安全设施竣工验收工作成绩突出的单位和个人给予表彰，对安全设施竣工验收工作组织不力的单位和个人通报批评。

第二十五条

安全验收评价机构应严格执行国家相关规定，出具真实可信的安全验收评价报告。

安全验收评价报告存在重大缺陷、漏项，或者弄虚作假的，验收组织单位应报送股份公司工程建设承包商管理部门依据有关规定处理。

第二十六条

违反本办法规定，有下列情形之一的，给予批评教育；应当承担纪律责任的，按照股份公司违纪违规行为处分规定给予处分；涉嫌犯罪的，移送司法机关处理：

（一）建设项目不具备安全验收条件，通过安全设施竣工验收的；

（二）建设单位在安全验收中提供虚假文件、资料的；

（三）建设项目未经安全验收或安全验收不合格，仍继续生产（使用）的；

（四）安全评价机构出具虚假报告、证明的；

（五）其他违反本办法规定的。

第六章

附则

第二十七条

本办法由股份公司安全环保与节能部负责解释。

第二十八条

中国石油化工投资方向研究报告 篇5

石油化工（英文：Petrochemical）又称石油化学工业，指化学工业中以石油为原料生产化学品的领域，广义上也包括天然气化工。中国石油化工股份有限公司石油化工作为一个新兴工业，是20世纪20年代随石油炼制工业的发展而形成，于第二次世界大战期间成长起来的（见石油化工发展史）。战后，石油化工的高速发展，使大量化学品的生产从传统的以煤及农林产品为原料，转移到以石油及天然气为原料的基础上来。石油化工已成为化学工业中的基干工业，在国民经济中占有极重要的地位。

中国产业信息网发布的《2012-2016年中国石油化工市场专项调研与投资方向研究报告》共十三章。首先介绍了石油化工相关概述、中国石油化工市场运行环境等，接着分析了中国石油化工市场发展的现状，然后介绍了中国石油化工重点区域市场运行形势。随后，报告对中国石油化工重点企业经营状况分析，最后分析了中国石油化工行业发展趋势与投资预测。您若想对石油化工产业有个系统的了解或者想投资石油化工行业，本报告是您不可或缺的重要工具。

本研究报告数据主要采用国家统计数据，海关总署，问卷调查数据，商务部采集数据等数据库。其中宏观经济数据主要来自国家统计局，部分行业统计数据主要来自国家统计局及市场调研数据，企业数据主要来自于国统计局规模企业统计数据库及证券交易所等，价格数据主要来自于各类市场监测数据库。第一章 世界石化产业运行状况分析 第一节 世界石化产业发展概况

一、金融海啸冲击全球石化业的分析

二、世界石化行业调整分析

三、化工园区引领世界石油化工发展趋向

四、世界石油化工市场行情

第二节 世界主要国家石化产业发展概况

一、美国

二、印度

三、日本

第三节 世界石化工业发展的几个重要特点 第二章 中国石化产业运行环境分析 第一节 国内石化经济环境分析

一、GDP历史变动轨迹分析

二、固定资产投资历史变动轨迹分析

三、2012年中国石化经济发展预测分析 第二节 中国石化行业政策环境分析 第三章 中国石化行业运行形势分析 第一节 中国石化行业发展综述

一、石化行业经济运行状况分析

二、实现数字化成石油化工信息化未来的发展趋向

三、石油化工行业循环经济的比较分析

四、中国部分省份石油化工行业分析 第二节 中国石化行业面临的挑战分析

一、中国石油化工行业面临诸多难题

二、中国石化行业可持续发展存在的问题

三、中国石化行业发展面对的矛盾

四、中国石化企业信息化与国际的差距 第三节 中国石化行业的发展对策分析

一、中国石化工业发展对策及建议

二、中国石化行业发展应突出的重点

三、石化产业更需拓展新领域

四、石油化工行业新经济应对之策 第四章 中国农药行业发展态势分析 第一节 中国农药行业发展概况

一、我国农药市场发展回顾

二、中国农药行业产销两旺形势

三、国内农药行业整合步伐加速

四、国内农药进出口的特点

第二节 中国各地区农药市场发展分析

一、浙江农药市场总产值分析

二、江苏省农药产品标签存在的问题及对策

三、陕西农药市场概况及措施建议

四、河南农药市场的特点及趋势 第三节 中国农药行业发展中存在的问题

一、中国农药产业的五大问题

二、农药行业的三大压力

三、阻碍中国农药业发展的主要因素

四、我国农药行业发展过程中面临的挑战 第四节 中国农药行业的发展对策与建议

一、促进我国农药行业发展的主要对策

二、农药生产企业的发展策略

三、增强中国农药竞争力的建议

四、解决我国农药安全问题的对策建议

第五节 2012-2016年中国农药行业的发展趋势分析

一、国内农药的发展趋势

二、中国农药产品开发的趋势

三、国内农药需求总量预测

四、国内农药的营销预测分析

第五章 中国化肥行业产业市场动态分析 第一节 中国化肥行业发展概况

一、中国化肥行业发展特点回顾

二、我国化肥出口分析

三、化肥产业进入循环经济发展

四、化肥企业涉足流通领域特色分析

五、影响化肥行业发展的有利和不利因素 第二节 中国化肥市场分析

一、化肥市场价格分析

二、中国化肥连锁经营分析

第三节 中国化肥行业存在的问题分析

一、竞争力不强，依赖优惠政策

二、规模与技术水平不高，企业集中度低

三、生产与消费的区域平衡不合理

四、化肥利用效率低

五、中国化肥行业存在政策风险 第四节 中国化肥行业发展的对策

一、中国化肥行业发展建议

二、化肥行业抵御外来竞争的策略

三、加强中国化肥行业国际竞争力的对策

四、化肥行业发展循环经济的策略

五、提高化肥利用率的建议分析

第五节 2012-2016年中国化肥行业发展前景分析

一、中国将完善化肥市场的调控机制

二、政策利好化肥市场

三、化肥工业需求预测与发展目标

四、21世纪中国化肥行业发展要点

五、中国化肥未来应用趋势

六、未来有机肥发展将呈现三大趋势

第六章 中国橡胶助剂行业产业运行走势分析 第一节 中国橡胶助剂行业发展概况

一、中国橡胶助剂行业持续快速发展

二、科技创新推动我国橡胶助剂工业发展

三、金融危机下橡胶助剂行业创新求生存

四、橡胶加工助剂产品的发展状况及建议 第二节 中国橡胶助剂市场分析

一、中国橡胶助剂市场分析

二、中国橡胶助剂市场竞争激烈

三、中国橡胶加工助剂需求趋势

四、中国橡胶助剂市场需求及预测 第三节 炭黑行业

一、金融危机下全球炭黑需求增速放缓

二、亚洲炭黑行业供求态势

三、中国炭黑市场行情综述

四、炭黑行业面临的问题及建议

五、“十二五”中国炭黑行业发展方向分析 第三节 橡胶促进剂行业

一、全球橡胶促进剂行业发展回顾

二、中国橡胶促进剂产业分析

三、中国最大橡胶促进剂项目建成投产

四、中国促进剂存在问题及发展建议 第四节 中国橡胶助剂行业面临的问题

一、中国橡胶助剂业面临严峻挑战

二、橡胶助剂业急待跨越三大差距

三、中国橡胶助剂存在的三大危机

四、两橡胶助剂环保风险突出面临淘汰 第五节 中国橡胶助剂行业的发展对策分析

一、中国橡胶助剂未来发展对策

二、发展中国橡胶助剂工业清洁生产

三、中国橡胶助剂反倾销思考及策略

四、橡胶助剂防老剂RD的发展对策

第六节 2012-2016年中国橡胶助剂投资与发展前景分析

一、中国橡胶助剂前景分析及投资建议

二、中国橡胶助剂发展前途 第七章 中国化工原料行业运行态势分析 第一节 纯碱

一、中国纯碱工业结构解析

二、中国是全球最大的纯碱生产消费及出口国

三、纯碱工业生产形势剖析

四、中国纯碱工业的发展战略 第二节 氯碱

一、中国氯碱行业发展简述

二、国内氯碱业突破专利壁垒的束缚

三、清洁生产使氯碱业面临发展良机

四、氯碱行业发展存在的问题及对策

五、能源政策将引导国内氯碱工业变革

六、氯碱工业发展形势分析 第三节 乙烯

一、世界乙烯行业发展回顾

二、周边乙烯行业快速发展欲向我国进军

三、改革开放30年我国乙烯行业的发展

四、中国乙烯工业竞争能力简析

五、乙烯工业以变应变抵御经济寒流

六、我国乙烯工业应努力从生产大国转向强国

七、乙烯装置节能减排的措施

八、未来中国乙烯需求前景 第四节 聚氯乙烯

一、国内聚氯乙烯产能及产量回顾

二、我国聚氯乙烯进出口回顾

三、出口退税率的提高对聚氯乙烯行业的影响 第五节 丙烯

一、全球丙烯市场发展概况

二、中国丙烯市场供需分析

三、未来中国丙烯市场格局与对策

四、中国丙烯产能发展预测

第八章 中国合成材料行业市场分析

第一节 2006-2010年合成材料制造企业数据分析 第二节 合成树脂

一、中国合成树脂行业的特点

二、国内合成树脂总体回顾

三、浅析合成树脂价格与原油价格相互相应 第三节 合成纤维

一、国际不同国家合成纤维生产排名情况

二、中国合成纤维行业发展简述

三、国内纺织用合成纤维进口简述

四、中国合成纤维未来市场特点 第四节 合成橡胶

一、国际合成橡胶产能简况

二、我国合成橡胶产量概况

三、前两月合成橡胶进口情况

四、中国合成橡胶工业竞争日趋激烈

五、国内合成橡胶新品及工艺走势分析

六、我国合成橡胶工业发展空间广阔

第九章 中国石油化工的竞争与营销策略分析 第一节 中国石化业的竞争分析

一、潜在的进入者分析

二、买方讨价还价能力分析

三、供应商的讨价还价能力分析

四、替代品分析

第二节 中国建立石化企业竞争情报系统分析

一、企业竞争情报概述

二、建立企业竞争情报系统的必要性分析

三、企业竞争情报系统的建立过程

第三节 中国石化企业营销的问题及策略分析

一、中国石化企业的品牌经营的问题及对策

二、中国石化企业营销创新的内部阻力与解决对策

三、中国石化企业网络营销的问题及对策

四、中国石化企业国际化营销的问题及策略分析 第四节 中国石油化工产品营销技巧分析

一、价格技巧

二、出货技巧

三、传播技巧

四、其它技巧

第十章 中国石化企业上市重点企业分析 第一节 中国石化

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析 第二节 上海石化

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析 第三节 三友化工

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第四节 四川泸天化股份有限公司

一、企业概况

二、企业主要经济指标分析

三、企业盈利能力分析

四、企业偿债能力分析

五、企业运营能力分析

六、企业成长能力分析

第十一章 中国石化原料行业运行分析 第一节 中国石油行业概况

一、中国石油工业发展历程

二、国内石油消费及贸易情况

三、中国石油行业投资状况

四、中国石油工业需认真思考的几个问题

五、中国石油工业须走科学发展之路

六、中国石油工业急需探索新的发展模式 第二节 天然气行业分析

一、中国天然气产业发展概况

二、中国天然气市场的特点及影响因素

三、中国天然气勘探开发发展形势分析

四、国内天然气消费分析

五、国内天然气工业发展存在的矛盾

六、国内天然气产业的发展战略 第三节 中国油气市场解析

一、近年中国油气发展概述

二、世界油气资源价落我国将提升进口

三、油气上游市场并购行为将频发

第十二章 2012-2016年中国石化产业投资机会与风险分析 第一节 2012-2016年中国石化产业投资环境分析 第二节 2012-2016年中国石化产业投资机会分析

一、投资潜力分析

二、投资吸引力分析

第三节 2012-2016年中国石化产业投资风险分析

一、市场运营风险

二、技术风险

三、政策风险

四、进入退出风险

第十三章 2012-2016年中国石化行业发展前景预测分析 第一节 2012-2016年世界石化行业发展趋势分析

一、全球石油化工行业未来发展的趋势

二、未来几年全球石化产业发展展望

三、未来5年委内瑞拉将加大石化工业发展力度 第二节 2012-2016年中国石化行业发展展望分析

一、中国石化产业发展形势展望

二、未来3-5年中国石化行业的发展态势

三、未来中国石化业将全力推动发展循环经济

四、我国石油化工业未来发展思考

第三节 2012-2016年中国石化产业市场盈利预测分析 图表目录（部分）：

图表：2005-2011年国内生产总值

图表：2005-2011年居民消费价格涨跌幅度 图表：2011年居民消费价格比上年涨跌幅度（%）图表：2005-2011年国家外汇储备 图表：2005-2011年财政收入

图表：2005-2011年全社会固定资产投资

图表：2011年分行业城镇固定资产投资及其增长速度（亿元）图表：2011年固定资产投资新增主要生产能力 图表：中国石化主要经济指标走势图 图表：中国石化经营收入走势图 图表：中国石化盈利指标走势图 图表：中国石化负债情况图 图表：中国石化负债指标走势图 图表：中国石化运营能力指标走势图 图表：中国石化成长能力指标走势图 图表：上海石化主要经济指标走势图 图表：上海石化经营收入走势图 图表：上海石化盈利指标走势图 图表：上海石化负债情况图 图表：上海石化负债指标走势图 图表：上海石化运营能力指标走势图 图表：上海石化成长能力指标走势图 图表：三友化工主要经济指标走势图 图表：三友化工经营收入走势图 图表：三友化工盈利指标走势图 图表：三友化工负债情况图 图表：三友化工负债指标走势图 图表：三友化工运营能力指标走势图 图表：三友化工成长能力指标走势图

图表：四川泸天化股份有限公司主要经济指标走势图 图表：四川泸天化股份有限公司经营收入走势图 图表：四川泸天化股份有限公司盈利指标走势图 图表：四川泸天化股份有限公司负债情况图 图表：四川泸天化股份有限公司负债指标走势图 图表：四川泸天化股份有限公司运营能力指标走势图 图表：四川泸天化股份有限公司成长能力指标走势图 图表：2012-2016年中国石化行业工业总产值预测 图表：2012-2016年中国石化行业产品销售收入预测 图表：2012-2016年中国石化行业累计利润总额预测 图表：略……

中国石油投资项目管理办法 篇6

发布时间：2007年07月03日 来源：辽宁省环保局

根据我国环境保护管理的有关法律法规，受中国石油锦西石化分公司委托，辽宁省环境工程

评估审核中心代理中国石油锦西石化分公司对中国石油锦西石化分公司汽油质量升级工程

项目施工期环境监理组织招标。现将有关事宜公告如下：

工程名称中国石油锦西石化分公司汽油质量升级工程项目

工程地点辽宁省葫芦岛市连山区锦西石化分公司现有厂区内

工程内容锦西石化分公司汽油质量升级工程项目包括新建1套120万t/a催化汽油加氢脱

硫装置，将现有60万t/a连续重整装置扩能改造至80万t/a，工艺装置为一建一改；本项

目同时新建3座10000m3汽油储罐，其它储运系统、公用工程、辅助设施等配套系统均利旧

或依托原有设施。

工程工期十二个月

招标文件环境监理招标文件由辽宁省环境工程评估审核中心代理发放。有意投标者可携带

投标条件要求的有关材料到辽宁省环境工程评估审核中心领取《中国石油锦西石化分公司汽

油质量升级工程项目环境监理招标文件》。

投标条件具有建设项目环境影响评价资质，持有工商行政管理部门核发的营业执照并取得

法人资格的单位。

投标截止投标截止时间为2007年7月4日（邮件以发出邮戳为准）。

代理人辽宁省环境工程评估审核中心

联系人：刘家斌刁元健电话：024-86806384

地址：沈阳市皇姑区泰山路88巷3号邮编：110031

其他未尽事宜见《中国石油锦西石化分公司汽油质量升级工程项目环境监理招标文件》。

辽宁省环境工程评估审核中心

中国石油投资项目管理办法 篇7

一、中国在巴西石油行业中投资概况

(一) 投资领域

近两年, 中巴石油合作进展迅猛, 中国目前已有两大石油巨头角逐巴西石油领域。2004年前巴西出口到中国的原油为10万吨, 而2004年就激增到了100万吨。近年来, 中国对巴西石油行业的投资逐步稳定。根据中国巴西两国最新签署的《巴西原油长期贸易协议》, 2009年2月至2010年1月, 中国可从巴西进口300万~500万吨原油。

中国与巴西的油气合作正在得到稳步发展。同时中国与巴西石油行业的合作具有良好的前景。为了实现经济可持续增长, 2007年1月, 巴西通过了《加速增长计划》法令, 其中包括183个能源项目, 重点发展石油和天然气的勘探和开发项目, 提高水力和火力发电能力等。2009年2月, 巴西宣布扩大2007年制定的《加速增长计划》, 重点加强能源等基础设施建设, 投资高达2000多亿美元。拉美国家加大在油气勘探、开发、生产、炼制和运输方面的投资力度, 为中国石油企业, 带来了较多的合作机遇。

中国已经成为巴西重要的投资伙伴, 目前中国对巴西石油行业的投资主要以技术服务为主。中国对巴西的投资正在逐步增长, 但目前这种投资仍然存在着一些问题, 只有认识到这些问题, 寻找出发生问题的原因, 提供解决对策, 中巴两国的合作才能取得长远和可持续的发展。

(二) 中国对巴西石油行业投资的战略模式

中国公司在巴西的投资需要采用一定的战略模式, 中国公司可以采取的战略有多国化战略、全球化战略和跨国化战略。多国化战略是一个企业大部分的活动, 如战略和业务决策权分配到所在国外的战略业务单位进行, 由这些单元向本地市场提供本土化的产品, 从而把自己有价值的技能和产品推向国外而获得收益。全球化战略是在世界范围内生产和销售同一类型和质量的产品或服务。跨国化战略是指公司既寻求多国化战略所具有的当地优势, 又注重全球化战略带来的效率。中国企业在进行战略选择时, 应该分析与巴西合作的发展前景, 投资机会以及合作潜力。

(三) 发展前景

根据巴西能矿部预计, 到2019年, 巴西国内能源供应量将达到4.299亿吨油当量, 年增长率达到5.8%, 超过4.7%的GDP预期增长率。其中, 可再生能源比重将从2009年的47.2%提高到2019年的48.4%;不可再生能源中, 石油比重将降低。按照巴西能矿部最新的能源发展计划, 2009到2019年, 巴西在能源发展方面总投资为5640亿美元, 其中电力领域 (包括发电和电力传输) 投资为1270亿美元, 石油和天然气领域投资3980亿美元, 生物燃料领域投资390亿美元。

二、中国对巴西石油直接投资存在的问题

(一) 基础设施建设薄弱问题

巴西是拉美地区的发展中国家, 相较于发达国家, 巴西的基础设施建设仍然薄弱, 仍然存在着一些问题, 使得国外的投资受到了一定的局限性。巴西主要的港口有桑托斯港、里约热内卢港、阿雷格里港和维多利亚港。但由于出口量的增加, 目前巴西的港口已经成为影响其经济贸易发展的瓶颈, 桑托斯港的情况尤为突出。据圣保罗州码头公司报告, 进桑托斯港的运货车每天可达1000~1200辆。目前, 货车在码头等卸货的时间长达24~36个小时, 雨季形势更严峻。整体而言, 目前巴西港口处于饱和状态, 基础设施比较薄弱, 港口系统发展相对滞后。这对于中国直接投资的企业发展会产生不利的影响。巴西基础设施的薄弱会使得一些中国企业无法运用相关的技术, 从而企业不能获得预期的收益以及预期对巴西当地经济带来的正面效应。

(二) 巴西税负过重的问题

企业纳税额约占经营成本的38%, 税收负担位于拉美首位。尽管从20世纪90年代开始, 巴西逐渐转向较为开放的政策, 着手修改种种歧视性措施, 为外国投资者提供税赋优惠, 但税负仍然很重。其税收种类较为复杂, 共有各种捐税58种, 按行政划可以分为联邦税、州税和市税三级。巴西虽然欢迎外国投资, 但是除了马瑙斯自由区和一些落后地区给予税收和出让土地优惠外, 联邦政府对外资企业没有太多的优惠政策。过重的税负就增加了中国企业的投资成本, 中国企业一般是通过并购的方式进行直接投资, 并购后的企业要缴纳更多的税费, 这就需要企业寻找其他的方式弥补成本, 获得更高的利润。这样也增加了中国企业在巴西投资的风险, 降低了中国企业成功的概率, 降低对巴西当地经济带来的影响。

(三) 文化融合问题

中国企业对巴西投资时, 应该认识到巴西的社会文化与中国的社会文化存在着差异。企业的投资不仅仅是资金和技术的投入, 同时也需要文化的融合。巴西的政府应该意识到巴西的社会问题给中国企业的投资加大了风险。

首先, 巴西的社会治安不佳, 治安的不佳给公司的发展带来了安全威胁。近年来, 由于巴西贫富悬殊差距较大, 社会财富分配不均, 导致社会矛盾尖锐, 犯罪率持续上升。特别是里约热内卢、圣保罗等大城市监狱人满为患, 监狱暴动、绑架勒索等恶性案件频频发生, 治安形势较为严峻。而在巴西, 外国投资者和商人成了犯罪分子抢劫、敲诈勒索和绑架的对象。

其次, 巴西的劳动者素质参差不齐, 为中国直接投资在巴西的发展制造了障碍。巴西劳动者的平均学历只有6年, 低于阿根廷 (9年) 和智利 (12年) 。文盲占就业总人数的1%。就业者总的学历情况是:文盲占1%, 未完成基础教育的占26%, 具备基础教育学历的占16.4%, 未完成中等教育学业的占8.7%, 具备中等文化程度的占29.5%, 未完成高等教育学业的占3.8%, 具有高等教育学历文凭的仅占14.6%。同时, 巴西的劳动法对劳动者进行了严格的保护, 使得中国投资企业步履维艰, 需要处处先考虑劳动者的合法权益, 其次才是企业的发展。投资活动本身在很大程度上受投资国劳动力的影响, 而巴西的劳工法律严格, 工会在工资方面发挥很大的作用, 在一定程度上抑制了中国对其进行投资。例如工资方面, 巴西劳工在工作满12个月以后, 可获得一个月的额外工资。没有正当理由解雇工人, 雇主必须继续支付一个月工资。在年假方面, 在巴西, 劳工除法定假日外, 每年还享有30天的带薪假期, 若劳工不休年假, 企业须给予经济补偿。巴西政府应该正视这些社会问题, 积极的维护社会的治安, 同时, 中国企业也应该积极解决文化融合方面存在的困难。

三、中国对巴西投资石油存在问题的应对策略

(一) 巴西政府采取的对策

相对而言巴西的劳工法律严格, 工会力量强大, 因此会经常出现罢工的情况, 这些与政治相关的问题加大了对外直接投资的风险, 而这些风险是企业自身无法承担的, 需要国家通过建立与完善投资保险机制来实现。为了降低企业所面临的政治风险, 吸引外资进行投资, 巴西政府应该接受中国政府的多边投资谈判活动, 适当的放宽条件, 与中国签订有利于中国对外投资企业的协定, 积极推动多边投资保证机构的建立, 将中国的对外投资保护工作纳入国际保护体系。巴西税率过高、税种繁多的问题, 在很大程度上抑制了中国企业对其投资, 为了吸引更多的外资, 巴西政府应该积极努力创造有利于中国企业投资的环境, 降低一些税负, 在这个方面巴西政府应积极参与双边投资谈判活动, 与中国签订有利于中国对外投资企业的协定, 商定较低的税率, 并列入《双边投资协定》中。

为推动中巴两国经济合作, 中巴两国在促进双边贸易发展的同时, 中国政府应鼓励中国有实力、信誉好的企业到巴西投资办厂, 通过企业联合, 实现优势互补, 共同开拓国际市场。对巴西市场的不了解, 将直接影响开展对巴经贸关系的积极性, 因此中国应加强调研的力度和投入。在投资前对巴西的经济发展水平和市场情况进行深入的调查和评估, 充分分析可能遇到的各种风险。为了实现双边贸易, 作为中国政府, 一方面应为企业界的合作提供法律保障、政策咨询和信息服务。在此基础上, 制定具体的中长期发展规划, 中长期规划应尽可能从国别上考虑双边贸易的平衡性, 减少贸易摩擦, 营造良好的经贸环境。另外, 应该同巴西的银行和社会保持更为紧密的联系, 避免一些不必要的误会, 帮助中国企业和企业家更好地适应巴西的金融和社会体制。巴西政府也要积极的与中国政府合作, 积极提供市场发展现状的信息。

(二) 投资企业的应对策略

为了解决中国企业在巴西投资面临的一系列风险和问题, 首先中国企业应该积极的采取应对措施。在巴西进行了相关投资之后, 要想获得发展, 中国的投资单位首先应该与巴西企业形成一体。投资单位要吸纳东道国的优秀人才, 实施本地化管理, 这样不仅有利于消除文化隔膜, 而且有助于中国企业融入到当地社会, 防范社会风险。对于东道国的群体性事件、社会治安状况、种族冲突、阶层矛盾等因素构成的社会风险, 中国企业必须提前做出评估, 建立社会风险的预警机制。中国的投资者还要融入巴西文化, 肩负起企业的社会责任。拉美地区的基础设施较为薄弱, 为东道国提供力所能及的援助已成为跨国公司的共识。因此, 中国企业在拉美国家进行油气合作时, 要注意强化社会责任意识, 为当地提供一些援助, 或直接出资建造医院、学校、桥梁或公路等。这样做既可以树立良好的公司形象, 也能为减缓拉美地区的社会问题, 为造福当地人民作出更大的贡献。

为了降低对巴西投资的风险, 除了依靠政府之外, 企业自身也要采取各种防范措施措施。如:投资前的市场调查、投资行业的政策分析、实行“本地化”策略等。对于巴西部分基础设施薄弱、教育水平过低的问题, 我们无法从根本上解决这个问题, 但企业应该做好市场调查和行业分析。如调查本行业劳动力的价格水平及技能的高低情况, 避免因为教育水平过低而造成的本行业劳动力稀缺所引起的企业无法正常生产或成本过高的后果。与此同时, 企业应该就投资行业在投资国进行分析, 分析该行业是否为东道国所鼓励的行业, 税收是否有优惠待遇。因为巴西的税收很高, 成为限制资金输入的重要因素, 税率的高低直接影响投资收益。实施“本地化”战略也是一个很好的办法。一个企业进入他国进行投资, 难免在企业管理方式、经营方案等多方面与东道国不尽相同, 从而引起不必要的摩擦。

巴西的企业也应该为了吸引外资而努力, 巴西的企业应该积极的寻求与中国企业合作的机会, 利用巴西国内石油资源的优势积极吸引中国企业的投资。同时做出一系列的努力为中国的企业做出对宏观、中观以及微观环境的分析, 降低中国企业投资的不确定和风险。

参考文献

[1]黄梅波, 黄静芳.中国与巴西:投资合作及其前景分析[J].国际经济合作, 2006 (2) .

[2]丛伟.中国对巴西直接投资存在的问题以及应对策略[J].东方企业文化.策略, 2011 (6) :142.

[3]孙洪波.中国与拉美油气合作的机遇、障碍和对策[J].国际石油经济, 2009 (3) :18-26.

[4] (巴西) 雅尼丝, 伊利克.巴西与中国——世界秩序变动中的双边关系[M] (.张宝宇等, 译) 北京:世界知识出版社, 200 (147) .

中国石油投资项目管理办法 篇8

一、中国石油投资体制改革总体思路

中国的石油投资体制将面临一个大的转型，即从国家石油公司体制（NOCs）转向国际石油公司（IOCs），从对内封闭和垄断转向对内开放，国家力量和民间力量应该有机结合起来而不是对立起来，共同为实现中国石油的长期稳定充足供应发挥作用。

（一）从对内封闭到对内开放，引入竞争机制和退出机制

在以国家石油公司为核心的石油投资体制下，石油领域投资是政府的特权，政府通过行政力量禁止或有限允许民间资本参与石油领域投资。比如，在上游勘探开发领域，政府以行政垄断的方式禁止或极其有限允许国家石油公司以外的投资主体进入该领域;在中游的炼油领域，政府通过强制行政命令的方式关停地方炼油企业，并垄断地方炼油厂的油源（即使有非国营贸易的配额管理，但仍然要使用国家石油公司的排产计划进行“归口管理”）;在下游的成品油批发零售领域，尽管存在较大份额的民营加油站，但都无法改变油源被限制的困境，以至于2011年民营加油站数量比2010年减少1000家。所以，以国家石油公司为核心的石油投资体制，本质上是对内封闭的。

要适应并解决中国石油进口规模和依存度越来越大的现实问题，必须从对内封闭转向对内开放，除了国家石油公司这种投资主体，还应该有其他国有石油公司、民营石油公司等投资主体。在石油投资的上、中、下游各环节按照一定公开标准对各类投资主体开放，引入竞争机制和退出机制。

如果允许其他投资主体进入，则必然存在原有投资主体“退出”的问题。中国以三大国家石油公司为核心的石油投资体制下，石油市场的退出机制是缺失的。引入退出机制，就必须对原有三大国家石油公司占据的“权利”按照合理规则重新配置。比如，在上游领域要进行矿业权改革，提高最低勘察投入标准，在已经勘探登记的区块引入退出机制，未完成最低勘探投入的区块，国家收回，在市场上重新进行招拍挂，通过市场机制和竞争机制引入新的投资主体。

（二）从国家石油公司到国际石油公司

国家石油公司的身份并非一成不变。当一个国家作为石油生产国和石油净出口国时，国家石油公司这种投资体制和组织模式可以用来统一出口渠道，增强在国际石油市场上的议价能力。当石油生产国的石油生产量逐渐减少、储产比逐年减少、后备储油能力不足时，把国家石油公司改造为国际石油公司，是世界各国普遍采取的做法。事实上，目前世界上除了美国以外的国际石油公司，其前身都是原来的国家石油公司，但是随着时代发展，政府纷纷在放松管制中退出了全部股份，比如英国的BP石油公司、意大利的埃尼集团、法国的道达尔公司、英国和荷兰的皇家荷兰壳牌集团、西班牙的雷普索尔YPF公司等。目前，还有一些国家石油公司正在向政府逐渐减少股权和控制力的国际石油公司转型，比如巴西国家石油公司、印尼国家石油公司、马来西亚国家石油公司、挪威石油公司、奥地利OMV集团，转型方式主要是通过改制或上市，逐渐退出政府全部或部分股权，按照现代公司治理规则运行，扩大国际化经营范围和深度。

当然，从国家石油公司向国际石油公司的转型是变革性的，最根本的一点是其中的政府股权的退出。退出可以是快速的，也可以是渐进的;可以退出全部，也可以退出一部分;可以保持51%的控股地位，也可以持有50%以下的参股地位。但总而言之，中央政府此时必须和对国家石油公司的直接控制权（股权、人事任命权、剩余索取权或股东分红、“超额利润特别收益”）脱离关系，使公司成为独立法人，按照现代治理结构或上市公司规则运行，作为公众公司或现代社会的企业公民身份承担社会责任。

从国际经验看，石油净进口国也可以保留国家石油公司，但此时国家石油公司的主要职能并非垄断国内石油勘探开发和冶炼销售，而是更重要的“开源”和服务功能，即作为国家的一项公共品或公共机构，为石油投资主体在海外提供油气资源、信息、石油储备等。

（三）政府力量和民间力量应该有机结合起来而不是对立起来

研究日本、韩国、中国台湾、印度、巴西等石油净进口国（或地区）的石油投资体制，容易发现他们在改革以国家石油公司为核心的石油投资体制、降低民间资本在上中下游投资准入门槛的同时，还保留了国家石油公司。他们对国家石油公司进行了股份制改革或上市，国家石油公司只是政府保留不同程度的股份的股份制公司。更为重要的是，国家石油公司的存在并不影响其他社会资本包括民营石油公司的成长壮大，比如韩国国家石油公司1979年成立后并不以公司规模为第一目标，而是以勘探开发海外油气田、增加韩国国内石油供应为目标，为此，韩国国家石油公司制定了“3020计划”，即2012年实现日产原油30万桶、原油储藏量20亿桶;为了这一目标，韩国国家石油公司2009年收购了秘鲁SAVIA石油公司、加拿大Harvest能源托拉斯和哈萨克斯坦Sumbe油田，2010年收购了英国达纳石油公司。截止2010年已经实现日产原油18万桶、原油储藏量11.33亿桶（2009年分别是12.8万通和8.81亿桶），使韩国进入石油生产国的行列。韩国国家石油公司在海外拿油，却并不炼油、不做石油化工，这些环节主要由Sk集团、韩国GS控股集团、S-oil公司等公司来做。国家力量与民间力量有机地结合起来，而不是对立起来，这种石油投资体制值得我们学习借鉴。比较而言，中国为了国家石油公司的做大做强而不给民营企业准入资格和生存空间的做法，应当引起思考。

（四）逐步理顺与国际市场接轨的环节

中国作为世界上的石油消费大国、进口大国和WTO成员国，对世界石油市场的依赖程度越来越高，因此需要理顺国际、国内两个市场的对接问题，以及各市场投资主体的竞争关系。对于中国石油行业来说，各投资主体在面对国际石油市场时，同样处于不平等的竞争地位。原因在于政府对石油及成品油的进口权设置的行政垄断;根据中国加入WTO后的承诺，2004年和2006年分别放开成品油零售市场和成品油批发市场，允许不同投资主体进入，但由于国内原油和成品油市场被国家石油公司控制或垄断，不同投资主体在市场竞争中的地位不平等。因此，需要逐步理顺国内石油市场与国际石油市场的接轨问题，实现各投资主体平等竞争。

二、中国石油投资体制改革的路线图

在总思路、总方向和目标明确的前提下，我国石油投资体制改革要有一个路线图，提出改革的重要节点，在适当的时机出台相应的改革措施。总体上，我国石油投资体制改革路线图应包含六个方面：

（一）取消原油进口及炼油环节的行政垄断规定

第一，重新审议非国营贸易的原油、成品油的进口配额及增长速度，乃至最终取消配额管理措施。根据中国入世时关于石油石化市场开放的承诺，（1）2004年取消成品油配额许可，但是没有取消中石油和中石化的成品油批发权，所有进口的成品油都要经过两家石油公司“收购”后再统一批发零售;（2）2002年加入WTO第一年的非国营贸易原油进口初始量为720万吨，每年按15%的速度递增，10年后重新审议;（3）2002年非国营贸易成品油进口初始量为400万吨，每年按15%的速度递增，按入世承诺应该2004年重新审议，但迄今为止未见到公开的审议结果。建议取消中石油和中石化的成品油批发权;建议以后重新审议时，大幅增加非国营原油进口的初始量和增长速度。

第二，取消国家关于地炼企业的原油分配计划方面的规定，取消非国营贸易原油进口必须持有中石油、中石化的“排产计划”才能入关、铁路部门才给与车皮的做法（即国务院办公厅转发国家经贸委等部门《关于清理整顿小炼油厂和规范原油成品油流通秩序的意见》的通知〔1999〕38号）。尽管国家按照入世承诺开放部分非国营贸易的原油和成品油进口，但“排产计划”使非国营贸易原油进口配额变成一张废纸，非国营企业尽管手中握有商务部颁发的原油进口配额许可证，但如果没有中石油和中石化的排产计划，海关不予办理通关手续，铁路不安排运力，等于不能进口。

（二）打破三大国家石油公司的地域和海陆限制

打破三大国家石油公司的地域和海陆限制，主要是指中石油和中石化“下海”和中海油“上岸”两个方面。由于中国陆地石油的矿业权管理涉及因素太多，中海油“上岸”勘探开发陆地石油需要陆地石油矿业权管理的大幅变动，不容易实现，况且陆地石油勘探开发并非中海油的优势，因此本文主要考虑中海油生产的原油和成品油如何上岸的问题。

第一，允许中海油生产的海洋石油不经过国家（即中石油、中石化）的重新配置，自行销售给国内地方炼油厂。根据1998年38号文规定，所有进入国内原油市场的原油，包括在中国大陆生产的原油、在中国海洋生产的原油和在海外进口的原油，都必须经过国家重新配置，不得自行销售。这一规定的结果是，中海油生产的海洋石油，只能由中石油和中石化收购。建议中海油生产的海洋石油可以自行销售，可以由中石油和中石化收购，也可以由地方炼油厂采购。

第二，允许中海油拥有成品油批发权。中海油生产的海洋石油可以通过自己的炼油厂进入国内成品油市场。尽管拥有直销和零售牌照，但中海油本身只有200多家加油站，销售渠道和销售能力有限，剩余的成品油只能经过中石油和中石化进入成品油市场。建议允许中海油拥有成品油批发权。

（三）实施矿业权管理办法改革，对国有资本和民营资本开放上游环节

矿业权管理改革是石油上游环节乃至整个石油领域改革的核心。目前上游矿业权管理出现的诸多问题都源自于现有矿业权管理办法的落后。从国际经验看，对上游矿业权管理办法进行改革，按照一个统一的标准来对所有符合投标资格的石油勘探公司（包括三大国家石油公司、延长石油、其他国有石油公司、想进入石油勘探领域的民营石油公司）统一招标、拍卖和挂牌。

首先，要合理设计最低勘探投入标准和监督管理，建立“可进可退”的矿业权流通体制。在已经完成勘探登记的区块引入退出机制，对企业未完成最低勘探投入的区块，国家可以依法收回，在探矿权市场上重新进行招拍挂，通过市场机制和竞争机制引入新的投资主体;在未被登记的区块，通过市场机制直接引入新的投资主体，最终实现投资主体多元化和提高石油行业整体效率。落实目前已处于开采阶段的部分中小石油公司采矿权;通过空白区块招投标发展一批中小石油公司。建议缩短探矿权许可证最长期限为2年（现在为7年），缩短采矿权许可证最长期限10年（现在为30年）。

其次，在矿业权一级出让市场引入多元投资主体后，二级转让市场也需要相应建立，这样才能最终实现矿业权的有效流转。

第三，实行积极的许可证制度。主要内容应包括限制勘探作业时间;勘探开采作业采用竞标方式，对投标企业从资本规模、技术优势到成本控制等进行资质评估，综合指标最高者获得开采权。这样可以促使在位企业努力提高开采、经营效率，也能促进不同区块勘探权和开采权有效流转，提高开采量，避免区域性僵化和固化垄断。

（四）逐步废除成品油定价机制，建立自由灵活的油价机制

现行的成品油定价机制，是与目前以国家石油公司为核心的石油投资体制完全配套的制度安排。如果现行石油投资体制发生变化，现行的成品油定价机制也必须相应改变，总体方向必然是建立自由灵活的市场定价机制。从日本、韩国、印度、巴西、中国台湾等国家或地区的石油投资体制的改革看，随着石油投资体制的放松管制，成品油定价机制也基本上都经历了成品油定价机制从政府定价向市场定价的转变。

在多元竞争的市场结构尚未建立的条件下，完全放开成品油定价的政府定价机制，把定价权交给缺少竞争的国家石油公司，是不负责任的。随着石油投资体制的逐渐改革，成品油定价机制也要随之改革。第一，使成品油定价机制更灵活，调整周期更短。比如从22个工作日，逐渐减少到15个工作日、10个乃至5个工作日。第二，由企业自主确定成品油价格，即由企业根据国际国内市场状况自主定价，政府不再公布零售中准价。第三，在理顺原油和成品油进口、批发以及零售各环节的关系，并逐步完善石油流通体制和政府监管政策的基础上，在市场竞争相对充分后，再完全放开油价。

（五）建立基于政府力量和市场力量（PPP）的石油储备制度

在中国的石油对外依存度越来越高的情况下，中国的石油安全和国家战略安全更多地需要依赖国际石油市场，为降低风险和保障国内石油安全，比照国际经验研究，中国应建立并逐步完善石油储备制度。石油储备制度，涉及到国家公共安全和战略安全，也关系到国内经济和社会稳定，因此应属于公共产品范畴，应由政府作为投资主体进行石油储备制度建设;同时，根据公共产品的性质，公共产品由政府提供但不一定由政府生产，政府可以借助市场力量，充分利用民间资本和资源，引入其他投资主体，建立起基于政府力量和市场力量的投资主体多元化的石油储备制度。比如，除了官方石油储备，可以强制规定民营石油公司必须根据自己的原油生产或进口能力，按一定储备比例，制定民间石油储备。

（六）设立《石油法》，建立公开透明平等的石油投资规则

世界主要石油出口国和石油进口国都有独立的石油法或类似法律来规范国内石油行业或市场。石油出口国以《石油法》或类似法律，以法定形式设立国家石油公司，保证国内石油为己所用，石油输出国组织成员国还以“石油政治”形式在国际关系中以石油为武器纵横捭阖，维护国家利益;石油进口国以《石油法》或类似法律，保证多元的、市场化的石油供应渠道，保障国内石油充足供应。发达国家更是建立了完整的石油资源法律体系。无论在阿联酋，还是美国，石油法或类似法律都是规定国内石油投资体制的顶层制度设计。因此，研究中国石油投资体制，必须研究改革的法律依据。整个改革，也要在法律框架下完成。

相对来说，中国现行石油投资体制的政策依据层级不够规范。中国现行的石油法律主要是以《矿产资源法》为主体、以国务院颁发的几个行政条例为补充来构建的，主要包括：《矿产资源法》和一系列规章，例如《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》、《中华人民共和国对外合作开采海洋石油资源条例》、《矿业权出让转让管理暂行规定》以及《石油天然气管道保护条例》、《矿产资源勘查区块登记管理办法》、《矿产资源开采登记管理办法》和《探矿权、采矿权转让管理办法》等。基本上是由国务院或有关部委制定的政策性文件，立法层级太低，需要上升为全国人大及其常务委员会通过的正式法律。

因此中国要制定《石油法》，规范石油资源的矿业权管理、石油管理机构设置、国家石油公司的设立和职责范围、社会资本进入石油领域的市场准入设计、石油行业税费设置、国家战略石油储备的分工负责、成品油定价机制的改革、国家石油公司的改革等，建立上下游一体的石油法律。