摘要：今后五年，中国炼油工业发展面临着巨大的挑战。首先是经济增长由高速转为中高速，成品油市场化加快，产品出口空间受到挤压，国内需求放缓、柴汽比下滑，质量升级和环保要求不断提高，发展环境压力加大。其次是炼油工业产能严重过剩，内部竞争加剧，对外差距较大，自身竞争力有待提高。“十三五”时期中国炼油工业的发展应该以市场为导向、效益为目标，转变发展模式，调整产业结构，推进绿色低碳发展，全面提高行业整体竞争力。
一、中国炼油工业生存和发展的环境压力加大
1.宏观经济转为中高速增长将成为新常态
“十三五”时期中国经济发展将进入新常态，其主要有以下三个特点：一是从高速增长转为中高速增长，GDP年均增长6.5%左右;二是经济结构不断优化升级，消费成为拉动经济的主力，发展成果惠及更广大民众;三是从要素驱动、投资驱动转向创新驱动。
未来中国经济结构将发生重大变化。从需求结构来看，到2020年投资率将稳步回落至43%左右，消费率逐步提升至55%左右;从产业结构来看，第一产业比重继续下降，第二产业比重开始明显回落，第三产业比重稳步上升，到2020年第三产业比重将上升至51%左右。
经济发展空间格局优化。“十三五”时期，各区域将在不同产业层次上发挥动态比较优势，促进区域间生产要素的合理流动和产业的有序转移，今后中西部地区增速快于东部地区，区域差距趋于缩小。“一带一路”、京津冀协同发展、长江经济带三大战略及自贸区建设将对改革开放形成强大推动力。预计2020年华北、东北、华东、中南、西南、西北地区生产总值占全国GDP比重分别为12.7%、7.9%、37.5%、26.0%、9.8%、6.2%。
总体来看，2015-2020年中国工业化将由中期向后期过渡，城镇化快速推进，在建党一百周年前后，基本实现工业化，人均GDP迈进高收入国家的行列，实现第一个百年梦想——全面建成小康社会。经济的稳定增长势必带动相关行业及成品油需求增长。
2.成品油市场化进程加快
中国进入新一轮改革周期，将为油气发展增添新的活力。十八届三中全会提出“市场在资源配置中起决定性作用，加快完善现代市场体系，推进价格改革”，这将有助于改善油气行业的市场环境，以清晰的价格信号促使企业内涵式增长并进一步提高竞争力。
一是进口原油使用权和成品油进出口权放开。2015年2月，国家发改委发布了《关于进口原油使用管理有关问题的通知》(发改运行[2015]253号)，三类地方企业可获得进口原油使用权，包括自主淘汰落后、兼并重组200万吨/年(含)以下常减压装置，或建设天然气5000万立方米调峰储气设施的企业。进口原油使用权的放开有利于中国炼油行业结构调整，有利于解决地方企业原油加工原料不足的问题，促进市场竞争，加快产业升级。政府正在研究成品油进出口权放开的问题，拟取消国营贸易进口数量限制，放开非国营进口渠道，不放开进口经营权，进口汽柴油总量仍会被限制在现有配额数量内。估计在初期，汽柴油进口配额会控制在原有配额的10%~20%以下，在100万~300万吨左右，数量上不会对市场造成大的冲击，但会形成心理上的影响，引导民营企业开始进入国际市场寻找机会。在后期进口配额将逐渐增加，一旦放开到50%以上的水平，每个月进口量突破60万吨，将会对市场造成显著影响。成品油出口权放开可能会滞后一些，因为政府不鼓励大进大出的炼油产业发展模式。短期内放开成品油出口管理的可能性较低，但有可能适当放宽出口配额。
二是放开成品油定价权，政府将通过税收调节市场。2014年11月，国务院印发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，中国将深化能源体制改革，推进石油、天然气、电力等领域能源价格改革，其中天然气井口价格及销售价格、上网电价和销售电价已明确由市场形成。成品油定价权放开也被国家发改委提上议事日程，由企业和市场自行定价。在供大于求的市场形势下，与目前定价公式相比，成品油价格不到位将成为常态。2014年四季度至2015年一季度国际油价处于低位，财政部分别于2014年11月、12月和2015年1月发布通知提高成品油消费税，目前汽柴油消费税分别为1.52元/吨和1.2元/吨，航煤缓征消费税。今后政府将根据市场变化适当调整消费税，以稳定成品油市场运行。
三是发展混合所有制经济，鼓励和吸引社会资本参与油气行业的上、中、下游，市场竞争主体将更加多元化。国家能源局发出《国家能源局关于印发2014年能源工作指导意见的通知》，鼓励和引导民间资本扩大能源领域投资或参与能源业务;推进油气管网投资体制改革;积极推进石油和天然气期货贸易;推进出台国家石油储备管理条例等。
整体上看，“十三五”期间中国成品油市场化趋势明显。
3.美国和中东产能增加，挤压亚太油品出口
2000-2014年全球炼油能力从42.1亿吨/年增长到47.3亿吨/年，年均增长0.8%，平均每年净增约2650万吨。未来5~10年世界经济复苏缓慢，炼油能力增速放缓，炼油工业格局也将发生变化。美国炼油业借助页岩油产量增长契机继续扩能;中东尽管一些项目延期，炼油能力仍将快速增长;印度炼油规模大型化，今后的能力增长略有放缓;欧洲以及澳大利亚、日本等国家和地区的炼油工业则处于重组和调整阶段。预计2025年全球能力将增至50.4亿吨/年，2014-2025年年均增长0.6%。
2000-2013年亚太和北美由净进口转为净出口地区，拉美和中东由净出口转为净进口地区。总体上看，2013年亚太地区成品油过剩约6000万吨，北美地区过剩约4900万吨(含生物燃料)，前苏联地区过剩约4100万吨;非洲地区和拉美地区均缺口约5700万吨，中东地区缺口约1200万吨。2013-2030年各地区成品油供需平衡情况见图1。
从目前的贸易流向看，欧洲过剩汽油主要流向北美、拉美、非洲和中东;北美汽油平衡表现为大进大出，一方面由于历史原因，仍然从欧洲进口部分高质量的汽油调和组分，另一方面逐渐加大向拉美地区出口质量标准相对较低的汽油产品;亚太地区少量过剩的汽油主要出口到中东和非洲。北美、亚太和前苏联地区过剩的柴油主要流向拉美、欧洲、非洲和中东地区。拉美地区柴油缺口主要由北美来补充;欧洲柴油缺口主要由北美、亚太和前苏联地区补充;中东地区柴油缺口主要由亚太地区资源补充;非洲地区柴油缺口主要由北美和亚太地区资源补充。世界煤油主要流向相对简单，亚太地区过剩煤油流向欧洲和非洲，北美少量过剩煤油主要流向欧洲，其他地区供需大体平衡。
未来北美、中东将成为主要出口地区，非洲和拉美是主要进口地区，亚太和前苏联地区供应过剩量将明显缩小。预计到2020年北美地区成品油过剩量将增加到约7300万吨(含生物燃料)，中东地区由短缺转为过剩约3200万吨，前苏联地区和亚太地区过剩量均被压缩到约3000万吨;非洲短缺量扩大到约7000万吨，拉美短缺量略缩小，至约4800万吨，欧洲地区由基本平衡转为短缺1900万吨。
从贸易流向变化来看，欧洲仍然是最大的汽油输出地，北美和中东将加入对非洲和拉美汽油市场的竞争。北美和中东过剩的柴油主要输往拉美、非洲和欧洲;亚太地区过剩柴油由于受到中东产能增加的影响，将趋于区域内部平衡。中东将成为亚太地区争夺欧洲和非洲煤油市场的主要竞争对手。预计到2020年亚太向区域外出口的成品油将由2013年的6000万吨压缩到3100万吨左右。
2014年，中国成品油净出口1485万吨，预计到2020年至多增长到2000万吨左右，关键要看出口企业的竞争力。综上所述，今后中国炼油企业原油加工量的增加不能再单纯依靠外需拉动了。
4.成品油需求增速放缓，柴汽比结构变化
近年来，中国柴油消费增速明显放缓，柴汽比呈现快速下降的态势。2014年中国成品油表观消费量为2.98亿吨，2000-2010年年均增长8.3%，2010-2014年年均增长4.9%，增速明显回落。分品种看，随着收入增长，汽车进入家庭，汽油消费年均增速由2000-2010年的7.6%提高至2010-2013年的9.7%。受宏观经济增长放缓，大宗商品公路运输需求下降的影响，加之铁路运输及LNG替代增长，2010-2013年柴油消费年均增速由2000-2010年的8.7%回落至2.0%。消费柴汽比自2005年达到2.27:1的高峰后不断下滑，2014年下降到1.64:1。
未来五年，中国汽车特别是乘用车保有量的增长将继续推动汽油需求的刚性增长;在城镇化完成前，航煤需求还有较大的成长空间;柴油需求很可能进入阶段性消费平台期。根据乘用车发展规律判断，中国千人汽车保有量饱和值在300~400辆;2020年乘用车燃油经济性将达到5.0升/100千米的水平，燃气汽车、电动汽车、生物燃料等替代能源将继续发展;2020年汽油需求将达到1.5亿吨左右，2015-2020年年均增长6.0%。中国人均乘机次数较发达国家差距较大，2020年之后将达到日本、韩国目前的水平，预计2020年煤油需求将达到3650万吨左右，2015-2020年年均增长6.4%。中国与柴油消费密切相关的商用车保有量已处于较高水平，与美国接近。未来中国经济转型，加上运输结构调整，商用车保有量将达到饱和;尽管农业用油还会有小幅增长，但受到基础设施和投资拉动在经济中的比重减小的影响，大宗商品公路运输和主要工业部门柴油需求将饱和或萎缩;以天然气为主的车用、水上柴油替代量逐步加大;同时随着车用柴油的推出，一部分柴油消费进入轻质燃料油消费口径。综合判断，“十三五”期间中国柴油消费将进入阶段性平台期，2020年需求总量在1.7亿吨左右。
总体上看，2020年中国成品油需求将达到3.56亿吨左右，2015-2020年年均增长3.1%;未来五年，中国消费柴汽比将下降到1.1:1~1.2:1，这将对中国炼油装置结构调整带来挑战。
5.油品质量升级步伐加快和炼油环保压力加大并行
中国环境污染的情况日趋严重，油品质量升级的步伐也在原有基础上进一步加快。2015年5月发改委等七部门发布关于印发《加快成品油质量升级工作方案》(以下简称“方案”)的通知(发改能源[2015]974号)，要求炼油企业及装备制造企业应加快升级改造，确保成品油质量升级目标按期完成，保障国V油品市场供应提前至2017年，促进炼油产业结构优化。同时，中央财政将对炼油企业成品油质量升级改造贷款给予贴息支持。
“方案”明确扩大车用汽、柴油国V标准执行范围。从原定京津冀、长三角、珠三角区域重点城市扩大到整个东部地区11个省市。2016年1月1日起东部地区全面供应符合国V标准的车用汽、柴油。将原定2018年1月1日全国供应国V标准车用汽、柴油的时间提前1年。从2017年1月1日起，我国全面供应符合国V标准的车用汽、柴油，同时停止销售低于国V标准的车用汽、柴油。
“方案”提出增加普通柴油升级的内容。自2016年1月1日起，中国在东部地区重点城市供应与国Ⅳ标准车用柴油相同硫含量的普通柴油;自2017年7月1日起，全面供应国Ⅳ标准普通柴油，同时停止销售低于国Ⅳ标准的普通柴油。自2018年1月1日，全面供应与国V标准车用柴油相同硫含量的普通柴油，停止销售低于国V标准的普通柴油。
同时，要求抓紧启动第六阶段汽、柴油国家(国Ⅵ)标准的制订工作，力争在2016年底颁布并于2019年实施;尽快修订出台船用燃料油强制性国家标准，力争在2015年底前发布。
党的十八届四中全会再次提出“用严格的法律制度保护生态环境，……大幅度提高违法成本”，将促使油气行业规范发展，尤其将促进绿色、低碳的天然气行业进—步发展。
石油炼制工业自1997年开始执行《大气污染物综合排放标准》，1998年开始执行《污水综合排放标准》，主要控制水污染物中的pH值、石油类、COD、挥发酚，大气污染物中的烟尘、SO2。近年来，中国水污染物和大气污染物排放不断增加，江河湖泊富营养化，酸雨污染和有毒有害有机物的污染日益严重，区域性大气、水体污染问题日趋明显。此外，污染物排放控制要求与发达国家和地区相比差距较大，以上两个标准规定的污染物种类和限值已不能满足当前环保工作的需要，制定适合石油炼制工业特点的污染物排放标准迫在眉睫。2015年5月，环保部发布了《石油炼制工业污染物排放标准》(GB31570-2015)。新制定的标准不仅大幅收严了常规污染物的排放限值，还针对行业的特征污染物——挥发性有机物提出了控制要求。
油品质量升级步伐加快和炼油工业环保要求提高，将倒逼中国炼油企业加大对炼油装置改造升级的投资。
二、炼油工业自身的竞争力有待提高
1.产能过剩压力加大
近年来中国炼油能力快速增长，但炼厂平均规模仍太小，远低于世界平均规模。2000-2014年中国炼油能力从2.78亿吨/年增至7.56亿吨/年①，年均增长7.4%，远高于同期全球炼油能力的平均增速(约为1.0%)。2014年，中国石油需求约为5.2亿吨，原油加工量约为5.03亿吨，相比7.56亿吨的加工能力，产能过剩态势十分严峻。
近年来，由于中国炼油能力增长过快，原油一次加工装置负荷率呈现下降态势，2014年全国平均仅为66.5%②。其中，中国石化、中国石油和中国海油惠州炼厂等主营单位平均负荷率约为85%(如果按照综合配套能力计算，负荷率在90%以上)，其他炼厂平均负荷率只有35%左右，低于主营单位50个百分点以上。
2.市场主体多元化趋势明显
目前，中国石化、中国石油两大公司仍是中国炼油行业的主要力量，与此同时，中国海油、中国化工、延长集团、北方兵器工业集团、中国中化等大型国企纷纷加入，以及部分民营企业走向规模化，炼油行业显现出多元化发展的趋势(见表1)。
2014年，山东地炼总加工能力达1.3亿吨(含与中国化工等国企合资的炼厂)，但是地炼两极分化趋势明显。一类是实力较强、规模较大、有一定比较优势的企业，这类企业不断扩大规模、提升加工水平，装置配套较全，除有催化、焦化装置外，还有汽柴油加氢、甲基叔丁基醚(MTBE)、气分、重整、聚丙烯、硫磺回收等装置，成品油质量基本上可以达到国家标准。同时，这类企业通过与央企的合作，提高了资源保障程度。另外一类是一些不具备优势的企业，这类企业往往处境更为困难，规模在100万吨/年以下的地炼一般只有减压、减黏装置，连催化和焦化装置都非常少见，这些地炼的主要产品一般只有非标柴油和高硫渣油，竞争能力进一步下降，面临被淘汰。
3.盈利能力与国外先进水平有差距
采用同一价格体系，将2014年中国主营炼油企业与国外同行绩效进行对比，中国企业的业务盈利能力(总占用资本回报率)与亚太、北美地区领先者相比仍有差距(见图2)。在加工成本中，中国人工成本明显偏高，运行周期不长。在产品质量方面，柴油质量标准偏低的情况较为突出。在环保方面，企业废气排放的问题亟需解决。
中国炼油企业竞争力低于国外先进炼厂，主要原因包括以下几个方面。
（1）炼油结构与国外比，存在差距
2014年，全国炼厂平均规模为314万吨/年，主营炼厂平均规模为770万吨/年。与韩国和壳牌炼厂的平均规模(分别为2470万吨/年、900万吨/年)相比，中国炼厂平均规模偏小，且存在较多小规模的炼厂。由于炼厂装置能力偏小，规模效益无法体现。
中国主营炼厂的渣油加氢与焦化能力之比仅为0.3左右，渣油加氢比例较低。而在日本以及台塑公司的炼油装置中，渣油加氢与焦化能力之比达4.1;韩国炼油装置中只有一套小焦化装置，其渣油加氢与焦化能力之比高达20.8。如果渣油加氢能力偏低，则高附加值产品收率低，低价值焦炭产量就会偏高。
中国主营炼厂催化重整+MTBE+烷基化等高辛烷值汽油组分的生产能力占原油一次加工能力的10%左右，世界平均为13%左右，因此中国高辛烷值汽油组分相对较低，不能满足近几年快速增长的汽油需求。
中国部分炼厂氢气成本较高。2014年，石脑油制氢成本高达2万元/吨，炼厂干气制氢成本在1.6万元/吨，煤制氢成本在1.2万元/吨左右，芳烃供炼油氢气价格在8500元/吨左右。可见，中国采用石脑油和干气制氢的炼厂氢气成本较高。
（2）长期亏损导致资产负债率高，债务压力巨大
在前几年高油价时期，由于中国成品油定价机制不接轨，炼厂亏损常态化导致企业资产负债率高(平均达到60%~70%)，财务结构较差，盈利状况不佳。资金短缺还使得炼油板块投资长期受控，一方面造成安全环保等保障性投入欠账较多，炼油业务的发展基础不牢固;另一方面使得结构优化调整投入力度相对不足，运行优化受到制约，需探索资产结构优化的新方法。
（3）节能环保、质量升级压力加大，生产成本增加
随着民众安全意识的增强，安全生产要求更加严格，生产经营压力进一步加大。另外，随着城市的发展，原本远离城市中心的炼油企业，大部分已被居民区包围，企业原有生产运行布局不得不适应后进入的城市建设要求，被迫进行相应整改，部分企业甚至面临很大的搬迁压力。
随着质量升级的逐步推进，炼油企业每隔3~4年需经历一个升级改造周期，且频率逐步加快。
以上在对企业投资强度、生产安排提出更高要求的同时，增加了炼油加工成本。
（4）目前产品结构与市场需求不匹配
炼油产品结构与市场需求存在较大偏差，主要体现在汽油、航煤产能紧张，而柴油产能过剩。未来中国消费柴汽比将大幅度下降，到2020年将低于1.2:1，而2014年生产柴汽比为1.6:1，差距较大，炼油发展要适应市场的变化，必须进行结构调整。
（5）技术经济指标有较大差距
尽管中国炼油行业技术水平在不断提高，与国外差距在逐渐缩小，但仍有较大差距。国外先进炼油水平轻油收率超过85%，先进能耗水平低于40千克标油/吨原油。中国主营炼油厂轻油平均收率达到了76%~78%、原油加工平均能耗降低至58~60千克标油/吨原油。但是，小炼厂的轻油收率不足60%，原油加工能耗超过80千克标油/吨原油，在资源利用效率、能耗、“三废”排放等方面与先进水平的差距更为明显。
三、炼油工业结构调整发展思路
中国炼油规模仅次于美国，位居世界第二位，炼油技术经过多年的发展已经取得长足进步。从发展战略层面看，中国炼油产业已经步入成熟期。“十三五”期间，中国面临经济环境、政策环境、市场环境的变化以及环境保护、质量升级的压力，炼油工业的发展应该以市场为导向、效益为目标，转变发展模式、调整产业结构、推进绿色低碳发展，全面提高行业整体竞争力。
1.适应环境变化，改变发展模式
首先要从靠规模扩张、投资拉动的粗放型外延式发展转向靠结构调整、技术改造实现提质增效升级的集约型内涵式发展。
其次，针对炼油产能过剩的形势，结合国家有关政策，按照“扶持一批、整合一批、转型一批、淘汰一批”的思路，通过“发展先进产能、淘汰落后产能”的方式，控制炼油总规模不扩大。另外，面对亚太地区成品油出口市场被挤压的预期，中国炼油工业的发展也不宜走“大进大出，两头在外”的发展模式，原油加工主要是满足中国交通运输和化工发展的需求，少量进出口调节市场与需求结构的差异。
2.调整炼油结构，实现产业升级
原油成本是影响炼油企业总成本的主要因素，调整原料结构对于炼厂来讲至关重要。一方面，要求企业以较低的价格采购合适的原油;另一方面，要利用码头及管线等设施建设原油调和系统，稳定生产、降低成本。同时，综合统筹原油资源，进一步提高劣质原油加工能力;引入煤、甲醇、天然气、乙烷等多种低成本原料，提高炼厂原料适应性。
调整装置结构是调整产品结构的重要手段，也是适应市场变化和质量升级的必要条件。“十三五”期间，要采用高掺渣催化或者渣油加氢+催化裂化的组合工艺路线对延迟焦化比例较大的企业实施重油加工结构调整;利用炼厂醚后碳四资源和轻石脑油正异构分离，增加烷基化、异构化等汽油组分的生产能力;扩大加氢能力、催化柴油转化能力，提高车用柴油比例;增加轻烃回收等设施能力，建设低成本制氢装置。
炼油行业提升竞争力必须走调整企业结构、差异化发展的路线。区位优势明显、资源可获得性好、装置优化潜力大、市场环境好的企业，要加快推进结构调整，完善产业链条，不断做优做强;地处环境制约发展区域，或区域成品油需求增量有限的企业，要基本维持现有规模，重点实施结构调整和升级措施;规模小、受资源约束强、生存空间狭窄的企业，要考虑转型，发展化工业务、物流业务等非油品业务。
3.煤油化一体化，增强资源利用
近年来，现代煤化工在煤制氢、煤制油、煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇、煤制天然气和整体煤气化联合循环发电系统(IGCC)等方面取得了巨大进展。通过煤化工对传统石油化工进行补充，进而实现煤油化一体化发展，是有效提升煤炭产业附加值、降低石油化工成本的重要举措。
对于大型一体化企业，要引入“分子炼油”概念，精细化管理，充分利用好各种资源，提高企业抗风险和节约化盈利的能力：1)饱和干气资源利用：建设饱和干气回收装置，回收干气中的H2和富C2+产品，降低氢气成本和乙烯原料成本;2)饱和液化气资源利用：适时实施饱和液化气正异构分离，丙烷视情况作为乙烯裂解原料或外售，正构碳四作为乙烯裂解原料，异丁烷作为产品外售;3)不饱和液化气资源利用：利用催化醚后碳四资源，建设烷基化装置，完善汽油池结构，增产汽油，降低柴汽比;4)石脑油资源利用：根据组分性质合理安排加工流程，做到“宜油则油，宜芳则芳，宜烯则烯”;5)合理布局蜡油加工路线：一体化企业合理向化工原料方向倾斜，通过加氢裂化增产重石脑油和尾油。
4.推进绿色工艺，提升产品质量
炼油业既是能源生产大户，也是耗能大户和排放大户，实现低碳绿色循环发展是炼油业必须面对的重要任务。一是要强化“绿色低碳”发展战略，着力推进绿色发展、循环发展、低碳发展，开发应用高效率、低消耗、低排放的绿色生产工艺，从源头上减少能源资源消耗和污染物产生;二是加大技术改造和设备更新力度，加快淘汰落后产能，提高资源能源利用效率，实现清洁生产;三是使用绿色低碳能源，加强污染物治理，促进污染末端治理向源头预防、过程控制并重转变，努力建成资源节约型和环境友好型企业。主要包括以下几种手段：1)选择清洁的生产工艺，例如渣油加氢替代焦化路线;2)完善硫磺回收，建设动力锅炉和催化裂化脱硫脱硝除尘;3)加强油气回收、减少无组织排放;4)“三废”集中处理、集中排放等。
汽油升级重点方向是催化汽油深度脱硫和增产高辛烷值组分。重点加快深度加氢脱硫、吸附脱硫、催化重整、芳烃抽提、甲基叔丁基醚脱硫等装置，以及烷基化、异构化、轻汽油醚化等装置的建设。柴油升级重点方向是深度加氢脱硫和改质。重点加快柴油加氢精制、柴油加氢改质、加氢裂化、渣(蜡)油加氢等装置建设。另外，通过优化炼厂加工流程，充分发挥现有装置潜力，统筹考虑区域优化，也可以实现汽柴油低成本质量升级。
5.加强安全环保，实现企地和谐
在经济和城市的扩张发展过程中，一批过去远离城市的炼油企业已经变成了城市中的企业，企业与居民区之间的防护距离不断缩小，形成了企业被城市包围的格局，造成炼厂生存与发展面临巨大困难，将企业建设成为安全可靠、清洁环保的企业迫在眉睫。
控制环境敏感污染物废气、废水、废渣、噪音与恶臭，做到污染物不外泄是本质环保的基本点。构建“安全可靠、清洁环保型炼化企业”的具体措施：一是执行严于国家及地方现行标准并且可实现的指标体系，达到世界一流水平;二是坚持“源头治理”的原则，进行新建和改扩建项目的规划和工艺技术选择;三是确保设备的完整性和可靠性;四是完善安全管理与评价体系，实现风险控制;五是切实加强员工培训，全面提高员工素质等。
今后，我们的企业要与城市共建和谐生态园，力争外部环境安全和内部生产安全，成为无污染城市的一部分，具备支持城市发展的能力，与城市和谐共存、共同发展。
