2012年，我国石油和化工行业经济运行克服了下行压力，实现企稳回升。全年规模以上企业完成现价工业总产值12.24万亿元，比上年增长12.2%；实际完成固定资产投资1.76万亿元，同比增长23.1%；实现进出口总额6375.9亿美元，同比增长5.1%。1～11月，全行业实现主营业务收入10.94万亿元，同比增长10.4%；完成利润总额7111.2亿元，同比下降3.3%。展望2013年，石油和化工行业经济运行总体将保持平稳态势，“稳中趋好”，但上半年下行压力仍较大。初步测算，2013年石油和化学工业总产值约14.25万亿元，增长16%；实现主营业务收入约14万亿元，增长15.5%；利润总额约9000亿元，增长18%。

1月9日，中国石油天然气集团公司表示，2011年中石油海外油气作业产量当量超过1亿吨、权益产量达到5170万吨，相当于在海外建成一个大庆油田。至此，中石油海外油气国际业务已进入规模发展的新阶段。

2012年，中国国内石油供需增速加快，全年石油表观消费量首次突破5亿吨，达5.03亿吨，较上年增长5.6%；原油产量2.07亿吨，增长1.9%。全年原油加工量4.68亿吨，同比增长3.7%，增速有所减缓；成品油产量2.82亿吨，增长5.5%，表观消费量2.77亿吨，增长5.2%，成品油供需增速放慢。全年原油净进口量2.69亿吨，对外依存度56.4%。展望2013年，国内石油供需将继续平稳增长，石油和原油表观消费量将双双突破5.0亿吨，分别达5.3亿吨和5.0亿吨，分别增长5.6%和5.5%；原油产量和加工量将分别达到2.1亿吨和4.94亿吨，分别增长1.5%和5.5%；原油净进口量2.92亿吨，对外依存度达58%；国内成品油市场形势总体看好，但也面临新的挑战，成品油表观消费量2.94亿吨，增长6.2%。

2012年以来，国际油价呈现出典型的波段性大涨大跌走势，ＷＴＩ原油期价基本在每桶77～110美元波动，完全在上年的波动区间之内运行；预计2012年ＷＴＩ原油期价平均为95美元／桶，与上年基本持平。展望2013年，全球经济增速仍将温和低速增长，石油需求与2012年基本持平，美国原油及页岩气等继续大幅增产，石油供给将保持宽松状态；美、欧、日等经济体同步推出新一轮量化宽松政策，全球流动性充裕导致投机炒作可能加剧以及美元币值疲软等因素将会助推国际油价上涨，但是这一轮量化宽松缺乏中国、印度等国经济增速的急剧反弹作为支撑，因而对油价的推动作用有限。美、欧等主要国家大选结束后，中东等产油国地缘政治风险存在加剧的可能。因此，2013年国际油价运行区间可能会向上突破，但全年平均水平不会显著提高，初步预计，2013年纽约市场ＷＴＩ原油期货均价约为每桶９８美元。

截至2012年底，我国纯苯总产能达到942万吨/年，其中新增产能72万吨，但依然供不足需。2012年纯苯市场价格走出了一波暴涨的独立行情，利润颇丰，但是产业链下游处于微利甚至存在亏损状态。预计2013年我国纯苯供给增速仍将保持低位，纯苯产能产量的增加已远不能满足下游产业链扩张的需求，供应缺口剧增，进口依存度将进一步抬升。未来亚洲将成为纯苯生产和消费的主导市场，但纯苯产业链仍将面临国际油价和宏观经济形势等诸多不确定因素的挑战。

2012年，中国石油和化学工业面对严峻复杂的宏观经济形势，全行业以科学发展观为指导，以加快转变经济发展方式为主线，大力推进结构调整、技术创新和节能减排，各项工作取得了积极进展，行业经济运行全年总体保持平稳，实现了“稳中求进”的总体目标。展望2013年，行业经济运行总体将保持平稳运行，上半年依然有下行压力，但下半年将“稳中趋好”。初步预测，2013年石油和化学工业总产值约14.25万亿元，增长16%；利润总额约8700亿元，增长18%；主营业务收入约14.0万亿元，增长15.5%。

２０１２年以来，在国内外各类因素的影响下，我国能源行业进入了一个新的下行周期，行业的健康持续发展需要各方共同努力，进而为其他部门，乃至整个经济的发展增添新的活力。随着我国经济刺激政策效应的逐渐消散，以及国际经济环境的持续低迷，２０１１年以来我国能源工业随着国内整体经济形势的转变而调整。总体来看，煤炭、石油、电力、天然气等能源工业产品产量从２０１０年的小幅上扬回升，逐渐转入增速显著下滑的趋势，目前下行压力持续加大。同时，价格指数出现拐点，下行趋势明显，而企业亏损面一改以往的缩小势，亏损面和亏损额都呈扩大趋势，行业出口交货值和增速波动幅度都呈下降趋势。但是，行业固定资产投资增速在２０１１年以来总体上呈现上涨趋势，２０１２年以来也出现了下降的势头，能源行业总体成长压力持续加大，要实现行业的稳定发展需要在经济的基本面上进一步夯实基础，增强经济增长后劲。

海外石油勘探开发项目主要涉及四种合同模式，分别是矿税制合同、产品分成合同、服务合同和回购合同。项目的合同模式不同，后评价的经济效益评价方法差异很大。为确保后评价中效益评价结果的准确性和可比性，首先，应根据不同的合同模式对于承包商如何获得利润的规定，选择适当的评价方法并编制收入分配或产品分成流程示意图；其次，要从不同的角度分别进行评价，主要包括项目的角度、资源国的角度、承包商的角度和中国企业(中方)的角度，逐步深化对评价结果的认识。最后，作者针对海外勘探开发业务的管理体制与项目后评价的关系进行了探讨。

以在加拿大建设千万吨级的燃料型炼油厂为例，按完全加工稀释沥青设计，减压渣油加工选用加氢裂化、延迟焦化和溶剂脱沥青三种典型成熟的重油加工技术，蜡油加工采用加氢裂化工艺，以最大化生产柴油为目的，采用PIMS线性规划软件，对各种炼油技术方案和投资经济性进行分析对比。结果表明，在西得克萨斯轻质原油(WTI)价格为95美元/bbl的价格体系下，采用渣油加氢裂化工艺投资最高，氢气消耗量最大，但该工艺可最大程度地将沥青轻质化，全厂轻油收率高，并可充分依托当地稳定可靠的天然气、电力和氢气供应，是项目执行的首选方案。而延迟焦化、溶剂脱沥青两种脱碳工艺虽然投资和运行成本较低，但轻油收率低，且在加拿大天然气供应充足、价格适中的情况下，大量的高硫石油焦和沥青只能作为废物填埋处理，经济性要差一些。

缘于国际原油价格持续走高的现状，优化以劣质高硫原油为原料、生产高附加值产品的加工流程，成为各大炼化设计公司关注的焦点。具有高硫原油加工能力的炼厂，尽管存在加工高硫原油物耗、能耗及操作费用偏高的问题，但综合效益较好，能在一定程度上控制成本、提高利润。通过对比高硫原油馏分的炼油设计硫含量数据与实际生产标定值发现，Aspen软件模拟数据与生产标定数据的吻合度较好，应用到炼油设计中有助于提高设计精度。对硫含量与腐蚀速率建立线性拟合公式，显示高硫馏分油的腐蚀速率与其硫含量有关。在制定高硫原油全厂总加工路线时，优先采用加氢路线，同时综合考虑装置设备的承受能力，在全厂总投资和设备材质抗腐蚀性允许下进行选油工作，争取做到总加工流程既满足生产高品质清洁油品的需要，又提升劣质原油加工的适应性，还能保障安全生产。

天然气水合物已成为世界各国关注的焦点，对天然气水合物开采方法的研究、实践和应用是目前的重点之一。天然气水合物的开采方法主要包括注热法、降压法、注化学试剂法、气体置换法等4种以及这些方法的联用，其中注热法因能耗较大和生产层必须具有良好的孔隙度而使其成本显著提高；降压法无需消耗大量能源，因而被认为是最可行且最具经济价值的天然气水合物生产方法，这一方法可能最适合含水合物盖层以下圈闭有大量气体的矿床；注化学试剂法不是分解天然气水合物的主要方法，不适合长期或大规模使用，且成本较高；气体置换法是通过客气分子的注入来置换天然气水合物中的甲烷，使甲烷释放到孔隙流体中，在被气相包裹的水合物中，气体置换有效率可超过60%，该方法的主要制约因素是水合物储层的低渗透性。2012年5月，在美国阿拉斯加北坡完成了首个用于调查研究天然气水合物藏中CO2-CH4置换潜力的现场试验工程——Ignik Sikumi天然气水合物现场试验，成功注入约6000m3二氧化碳和氮气混合气体，累计生产气体近3×104m3，未对储层造成压裂破坏。该试验工程为水合物领域的科学研究提供了大量的数据和新的认识，美国能源部也因此宣布了新的研究举措。

2012年11月6日，国家税务总局发布了《关于消费税有关政策问题的公告》（2012年第47号），并于2013年1月1日正式执行。消费税新政策明确了所有涉及征税产品的企业从生产环节开始缴税，且扩大了征税产品的范围，使得原来部分石油炼化企业将属于应征消费税的油品采取变换名称的方式（以化工产品的名义对外销售或商贸企业购进非应税产品后再采取变名的方式转换成应税产品销售的两种避税方式）不再有效，从理论上规避了偷税漏税的行为。同时，新政策将刺激生产型企业向产品深加工方向转型，向精细化工方向发展，有利于促进整体产业的提升。针对相关消费税政策的演变过程，特别是2012年第47号文可能产生的影响，报告对此作了详细分析。

依据《行政许可法》、《成品油市场管理办法》和《原油市场管理办法》的有关规定，经审核，决定赋予中国石油天然气股份有限公司西北销售广西分公司、山东华星进出口有限公司、湖州胜隆石油油库有限公司、福建省长乐市中海石化储运有限责任公司、新疆华澳能源化工股份有限公司、湖南新华联国际石油贸易有限公司、天津唐昊石油制品销售有限公司、广东海塑誉化工有限公司、天津兆添船舶燃料有限公司、河南辰泰石油化工有限公司成品油批发经营资格。