长庆油田提出积极应对金融危机 提升科学发展能力
“两化融合”是信息化和工业化的高层次的深度结合，是指以信息化带动工业化、以工业化促进信息化，走新型工业化道路；“两化融合”的核心就是信息化支撑，追求可持续发展模式。辽阳石化围绕主营业务，在信息管理、网络基础建设、信息系统建设及应用等方面取得了实质性进展。截至目前，已累计建成100多公里长千兆光纤主干网，网络覆盖了公司的所有单位，基本实现了网络的千兆主干、百兆到桌面,形成了包括生产操作、生产管理、设备监测、经营管理等全方位的信息系统应用体系。
辽阳石化先后引进和自主研发的“网络化智能巡检信息、MES、关键机组远程实时监测诊断、蒸汽管网运行管理与监测、先进控制及实时优化、 班组成本核算等10多项信息化创新管理系统，有效推动了节能减排、清洁生产，取得了良好的社会效益和经济效益。利用“地下隐蔽设施管理系统”整治供水管网，快速准确查找跑冒滴漏600多处，使新鲜水管网损失率由9.2%降至7.8%，年减少供水损失近100万吨。运用自主开发的“蒸汽管网运行管理与监测系统”，对全公司百余公里蒸汽管网进行动态监测，挖掘蒸汽节约潜力20.6吨/小时，全年节省蒸汽18.15万吨，增加经济效益2148万元。在芳烃重整装置和45万吨PX装置实施的“先进控制及实时优化系统”，使PX收率提高0.37%，综合能耗降低6.318千克标油/吨，年可实现节能4181吨标煤，年创效1000万元以上。
在建设以芳烃为特色的大型石化基地中，辽阳石化以信息化、工业化“两化”融合调整产业布局，并运用“加减”辩证思维，转变工业发展方式，实现节能减排。
一方面，辽阳石化以工程项目建设为平台，用“加法”实施低耗高效项目，加快产业转型升级，提升发展质量。几年来，辽阳石化坚持“源头控制，节能优先”的原则，先后建成年60万吨芳烃抽提、年45万吨PX、年550万吨常减压、年53万吨PTA、年20万吨环氧乙烷/乙二醇等8套大型炼化装置。新增装置投运后凭借先进的技术、资源优势，改变了传统产业链条，公司节能状况大为改善，新增产能的万元产值综合能耗仅为原有产能的45%。
另一方面，辽阳石化淘汰落后生产工艺和低效产能，用“减法”获取更多空间和容量，从而破解产业升级危机，为科学发展提速。先后关闭了年2万吨涤长、年6万吨涤短、年1400吨丙纶、年3000吨锦纶等10套高耗低效老装置，实现了产业链条最优化。通过关闭这些装置，产业结构愈加优化。同时，辽阳石化在信息化、工业化“两化”融合中，不断提高资源综合利用水平，坚持可持续发展。《京都议定书》生效后，辽阳石化抓住历史机遇，建成国内迄今最大的CDM项目之一——氧化二氮减排装置，每年减少温室气体排放当量1000多万吨。预计到2012年首个减排期结束，温室气体减排当量可达5500多万吨。按照国际规则，减排收益除了用于减排装置本身的运行维护外，还可用于建设节能环保治理项目。
辽阳石化还努力通过“两化”融合推进装置清洁生产，提高“三废”综合利用。2006年以来，共完成重点装置、关键设备清洁生产内部审核28套，实施清洁生产方案428个，并形成较为完善的“三废”综合利用体系，建有废液和废渣设施15套，废气回收利用设施7套，固废资源利用率达到97%，实现了废水和废气达标排放、固体废物无害化处理的目标，延长化工、塑料行业产业链，促进了企业和地方循环经济发展。
face=Verdana> 找准切入点确定新战略
[中国能源报 2010年11月8日] “据测算，我国煤层气地质储量达36.8万亿立方米，但目前每年抽采量还不到100亿立方米，利用量更低，每年约200亿立方米的清洁能源白白浪费排空。”11月2日，中共中央政治局委员、国务院副总理张德江在“全国煤矿瓦斯防治工作电视电话会议”上如是表示。煤矿瓦斯（煤层气）抽采利用率低的现状从政府到企业各方人士、在各种场合纷纷提及，但中央最高决策层如此直白地发出警示，在目前还比较少见。
对于这种警示，业界人士普遍认为，对煤矿瓦斯抽采利用这一关乎煤矿安全和清洁能源战略双重责任的重大事业，在即将到来的“十二五”期间，更多地需要直面其在产业化发展途中的诸多难题，进而在技术和政策上齐发力。
1000米井下抽采难度加大
记者从2日召开的上述会议上了解到，今年前三季度全国瓦斯抽采量64.9亿立方米，利用24.9亿立方米，其中地面煤层气抽采10.2亿立方米，利用7.7亿立方米。依此计算，我国目前的地面煤层气利用率为75.5%，井下煤层气利用率为31.4%，这与《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》中提出的“到2010年全国煤层气(煤矿瓦斯)年产量达100亿立方米，地面抽采煤层气利用率100%，井下抽采瓦斯利用率60%以上”的目标仍存在不小差距。
差距从何而来？关于此问题的探讨在业界已有很多。在开采技术上，中国矿业大学资源学院副教授吴财芳对《中国能源报》记者表示，目前的地面抽采技术比较完善，国内诸如中联煤、中石油及晋煤集团在地面打井技术上都在进行长期探索。但井下抽采技术还很欠缺。“目前，国有重点煤矿矿井平均开采深度均超过400米，一些矿井的开采深度陆续超过1000米。随着矿井开采深度加大，地应力和瓦斯压力增加，瓦斯抽采难度进一步增大。”吴财芳表示。
补贴力度小 企业盈利难
在国家安监总局煤炭信息研究院煤层气信息中心主任赵国泉看来，除了技术上的因素外，国家在扶持瓦斯抽采利用的政策上力度也较欠缺，主要是税收以及补贴力度还不够。他向《中国能源报》记者表示，自国家出台煤层气补贴为0.2元/立方米后，带动了煤层气抽采量和利用量的大幅增加。但通过各煤层气开发企业的实际调研，在目前补贴额度下，开发的项目仍然不能盈利，削弱了企业开发煤层气的积极性。
尽管一些地方如山西省在国家财政补贴之外，每开采1立方米地方财政加补0.05元，但赵国泉表示，这仍不能解企业开采利用煤层气盈利“之渴”。对此，中联煤煤层气经营管理部高级经济师许勇告诉记者，若将煤层气财政补贴标准提高到0.35-0.40元/立方米的扶持水平，基本可以使煤层气企业实现微利。赵国泉对此补贴标准表示认可。他指出，由于我国煤矿瓦斯多为低浓度，目前抽采利用的主要途径是就近发电或供采暖。针对煤层气发电的项目，我国出台了0.25元/度的发电补贴标准，这在很大程度上刺激了企业加大力度开发利用煤层气。“但经过调研分析，这个标准应设在0.35元/度。”赵国泉说，“企业是要追求效益的，过多的投入资金到煤层气抽采中，会造成企业盈利下降，企业的积极性必然不高。另外，煤炭效益好，煤层气效益差，两个行业在企业中所占的地位不一样，企业重视程度不够。”
与此同时，由于煤层气开发项目是投资高、建设周期长的一个产业，也属于资金和技术密集型产业。赵国泉表示，目前企业技术改造项目设备购置当年比前一年新增的企业所得税中抵免的国产设备投资所占额度仍不能保证项目经济可行。
记者在采访中了解到，国家出台的一系列扶持瓦斯发电上网的政策在执行过程中也屡屡受阻。由于各省电网公司属于自负盈亏的企业，没有足够的资金和实力支付上网价格补贴，目前以省电网公司盈利作为上网电价补贴资金来源执行困难。
山西煤层气行业协会一位人士告诉记者，山西省之前设立的能源基金原本是煤层气的专用基金,但是后来什么都没做成。这是因为,煤层气短期不能获取收益,而远期则需要能源战略的布局考量。此外，由于煤层气发电厂瓦斯抽采不连续，导致了瓦斯间断性发电，参与电网调峰困难较大。这也是众多清洁能源发电上网所面临的共同问题。
赵国泉对此表示，他所在的单位目前承担了国家发改委的“十二五”煤层气政策研究的课题，他提出两类建议：一是原有政策的完善，包括优惠力度的增加；二是新增部分缺失的政策等，例如通风瓦斯利用的优惠政策。
国务院副总理张德江在上述会议上也强调，要求抓紧彻底解决影响瓦斯发电上网、煤层气销售政策落实的问题，抓紧制定相关的瓦斯矿井税费减免和煤炭资源价款优惠政策。
记者从国家能源局煤炭司了解到，国家能源局在近期完成的软科学研究成果中，有关煤层气的产业政策研究课题荣获二等奖，并将在即