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北方清洁供暖价格政策 力促降成本

国家发展改革委最近印发《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》(以下简称《意见》),制定了“煤改电”、“煤改气”的具体价格支持政策,提出具备资源条件,适宜“煤改电”的地区,要通过完善峰谷分时制度和阶梯价格政策,创新电力交易模式,健全输配电价体系等方式,降低清洁供暖用电成本。天然气资源有保障,适宜“煤改气”的地区,要通过完善阶梯价格制度,推行季节性差价政策,运用市场化交易机制等方式,综合降低清洁供暖用气成本,重点支持农村“煤改气”。  北方广大农村地区、一些城镇以及部分大中城市的周边区域,还在大量采用分散燃煤和散烧煤取暖,既影响了居民基本生活的改善,也加重了北方地区冬季雾霾天气。今年以来,多地大力推行煤改电、煤改气,但成本问题不容忽视。  在此之下,《意见》对于具备资源条件,适宜“煤改电”的地区,采取推行上网侧峰谷电价政策、完善销售侧峰谷分时时段划分、适当扩大峰谷时段价差等方式,完善峰谷电价制度。对各省确定的居民合理采暖电量,执行第一档居民电价,并鼓励在居民阶梯电价的基础上叠加实施峰谷分时电价政策,在采暖季适当延长谷段时间。以村或自然村为单位通过“煤改电”改造使用电采暖或热泵等电辅助加热取暖,与居民家庭“煤改电”取暖执行同样的价格政策。鼓励通过可再生能源就近消纳、跨区电力直接交易、市场化竞价采购等方式,降低采暖用电成本,使用谷段电量进行蓄热或采暖的,实行比平均输配电价低50%的谷段输配电价。  而在天然气资源有保障,适宜“煤改气”的地区,门站环节,实行政府指导价的陆上管道天然气供农村“煤改气”采暖用气门站价格,按居民用气价格执行。
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2017-04

国家发改委核定天然气跨省管道运输价格

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 44
近日,国家发展改革委发出通知,核定13家天然气跨省管道运输企业管道运输价格。  一、此次核定管输价格的背景是什么  天然气管道运输属于重要的网络型自然垄断环节,其价格应由政府进行监管。此次管道运输价格是在国家首次对天然气跨省管道运输企业开展成本监审的基础上核定的,标志着科学透明的管道运输价格监管体系基本建立,管道运输价格监管向制度化、精细化迈出实质性步伐。  目前我国有跨省管道运输企业13家,为加强垄断行业价格监管,2016年10月,在总结国内天然气管道运输价格管理实践经验、借鉴市场经济成熟国家通常做法的基础上,国家发改委制定出台了《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》(以下简称《办法》),改革天然气管道运输价格机制,率先在重要网络型自然垄断领域实现价格监管办法和成本监审办法的全覆盖。根据《办法》规定,2017年上半年,我们组织12个成本监审组对13家企业按照统一方法、统一原则、统一标准进行了成本监审,并在此基础上核定了跨省管道运输价格。  二、天然气管输价格是如何核定的  《办法》明确规定按照“准许成本加合理收益”的原则制定天然气管道运输价格,即在核定准许成本的基础上,通过监管管道运输企业的准许收益,确定企业的年度准许总收入,进而核定不同企业的管道运输价格。在此基础上,按照《办法》规定,计算确定各管道运输企业的准许收益及年度准许总收入,结合各企业管道负荷率水平,进而核定出各企业的管道运输价格。  三、为何管输企业的管输价格差异较大  天然气管道运输是资金密集型行业,规模效应特点明显。单位成本和价格受管径和运输气量因素影响大,管道管径越大、运输气量越多,单位成本和价格越低,反之单位成本和价格越高。  四、核定天然气跨省管道运输企业的运输价格有哪些积极作用  核定天然气跨省管道运输企业的运输价格,将对国内天然气市场建设和相关行业发展产生深远的影响。一是推动管网向第三方开放。《办法》规定管道运输价格与负荷率挂钩,管道运输企业负荷率低于75%,实际收益率将低于准许收益率。据了解,部分企业已准备主动将管道向第三方开放,提高管道负荷率,从而取得国家规定的准许收益率。二是促进管道运输企业降本增效。通过加强成本监审核定管道运输价格,将引导管道运输企业主动加强成本管理,控制支出,提高管道运行效率;同时激励企业在监管周期内通过降本增效获得更高的回报,促进管道运输行业持续健康发展。三是促进天然气市场化交易。核定出各管道运输价格后,每一个入口到出口的运输价格清晰明了,天然气生产经营企业和用户可以约定运输路径并按此结算运输费用,为天然气市场化交易奠定了基础。四是为管道独立运行创造了条件。油气体制改革方案明确提出,分步推进油气干线管道独立,实现管输和销售分开。先行核定天然气管道运输价格,为管道独立运行做好了准备。
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2017-04

多省加快布局天然气发电项目

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 14
近日,山东省天然气发电装机将实现零的突破,首例区域型天然气分布式能源项目一期工程改造完成,即将投产。该项目全年发电量可达2.2亿千瓦时,生产蒸汽34万吨。项目采用世界领先的冷、热、电三联供技术,通过温度对口、梯级利用方式,能源综合利用效率达80%,可满足园区内企业电力、蒸汽、冷暖气、生活热水等多方面需求。项目投产后,将提前实现山东省提出的“到2018年省内天然气发电装机将实现突破”的目标。  河北省发改委发布的《河北省天然气发展“十三五”发展规划》中,明确将加大政策支持力度,深入实施气化工程,拓宽用气领域,扩大用气规模。而天然气发电被列入未来天然气需求增量的四大领域之一。《规划》明确河北省天然气发电的方向主要包括三个方面。一是有序发展天然气调峰电站。二是因地制宜发展天然气热电联产,提升环境质量,在大气污染防治重点地区鼓励发展带稳定热负荷的热电联产项目。三是大力发展天然气分布式能源,提升天然气综合利用效率。  江苏省在气源保障的前提下,稳步建设天然气调峰和热电联产机组,加快推进无锡东亚、华电扬州等调峰发电建设项目,以及国信淮安、华电昆山、大唐金坛等热电联产项目建设,加快推进协鑫昆山、华电金湖、华润钟楼等天然气分布式发电项目建设。
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2017-04

能源发展战略行动计划印发 页岩气惹关注

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 6
国务院办公厅近日印发了《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,要求重点实施节约优先、立足国内、绿色低碳和创新驱动四大战略,加快构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系。《行动计划》指出,加强页岩气地质调查研究,加快“工厂化”、“成套化”技术研发和应用,探索形成先进适用的页岩气勘探开发技术模式和商业模式,培育自主创新和装备制造能力。分析人士指出,近年来国家鼓励政策频繁出台,对我国页岩气发展起到了极大的推动作用,未来页岩气市场的发展空间广阔。  政策面暖风频吹  国务院办公厅近日印发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》(以下简称《行动计划》),明确了2020年我国能源发展的总体目标、战略方针和重点任务,部署推动能源创新发展、安全发展、科学发展。这是今后一段时期我国能源发展的行动纲领。  《行动计划》指出,能源是现代化的基础和动力,能源供应和安全事关我国现代化建设全局。当前,世界政治、经济格局深刻调整,能源供求关系深刻变化,我国能源资源约束日益加剧,能源发展面临一系列新问题、新挑战。要坚持“节约、清洁、安全”的战略方针,重点实施节约优先、立足国内、绿色低碳和创新驱动四大战略,加快构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系。到2020年,基本形成统一开放竞争有序的现代能源市场体系。  《行动计划》表示,要重点突破页岩气和煤层气开发,加强页岩气地质调查研究,加快“工厂化”、“成套化”技术研发和应用,探索形成先进适用的页岩气勘探开发技术模式和商业模式,培育自主创新和装备制造能力。着力提高四川长宁-威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区储量和产量规模,同时争取在湘鄂、云贵和苏皖等地区实现突破。到2020年,页岩气产量力争超过300亿立方米。  值得注意的是,近几年政策面暖风不断吹向页岩气行业。2012年11月,财政部出台《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》,从2012-2015年,对页岩气生产给予0.4元/立方的补贴。2013年1月,国务院发布能源发展“十二五”规划,提出以煤层气、页岩气、页岩油等矿种区块招标为突破口,允许符合条件的非国有资本进入,推动形成竞争性开发机制。2013年6月,国家发改委发布关于调整天然气价格的通知,尝试对页岩气、煤层气和进口液化天然气(LNG)等进行市场化定价。2013年10月,国家能源局出台《页岩气产业政策》,将页岩气开发纳入国家战略性新兴产业,要求在原有补贴政策的基础上进一步加大补贴幅度,同时加大对页岩气勘探开发的税费减免。国家鼓励政策的频繁出台,对我国页岩气发展起到了极大的推动作用。  页岩气行业市场空间广阔  截至2013年,在全国页岩气3大相、9大层系中,我国已在南方下古生界海相、四川盆地侏罗系陆相、鄂尔多斯盆地三叠系陆相三个领域实现了突破,形成了一批页岩气产能,其中,中石化10亿立方米/年,中石油3亿立方米/年,延长石油1亿立方米/年。在西北地区侏罗系陆相、东部断陷盆地古近系陆相、南方上古生界海陆过渡相三个领域取得了的重要进展。  国信证券表示,取中性假设,2020年中国页岩气实际产量达到800亿立方米,假设2015年页岩气平均单井年产量为1500万立方米,2020年平均单井产量年产量提升至1800万立方米,单井成本由8000万元降至5000万元,对应2015和2020年页岩气开发市场规模分别为208亿和1333亿元,年均复合增长45%。其中,钻井服务市场规模分别为81亿和517亿元,压裂服务市场规模分别为107亿和685亿元,其他完井服务市场规模为20亿和131亿元。由此来看,页岩气行业未来的市场空间广阔。  广发证券指出,由于近两年在地质勘探和钻井开发两方面的积累效应,我国2013年页岩气产量较上年增长8倍,来自于中石化、中石油和延长石油三家企业,并且主要来自于川渝地区。长期来看,国家在四川、重庆地区设立的“页岩气示范区”将继续发挥带头作用,为未来全国各页岩气区块的开发积累作业经验和地质资料;短期来看,三家石油巨头的先发优势已经形成,未来将凭借资源优势、地方支持、技术优势和作用经验,继续引领产能产量双增长。未来借“所有制改革”和天然气价改的东风,预计相关油服订单将大幅上升,一批页岩气相关企业将直接受益。  美国中小型独立能源公司、设备提供商和油井服务商等各类企业,都在美国的页岩气革命中实现了大幅营收增长和股价攀升。目前中国页岩气发展情况大约符合美国10年前的产业情况,正处于前瞻布局中的良好投资时点。建议关注具有核心产品技术竞争力的设备提供商,以及在市场开放中直接受益的差异竞争型民营油服企业。  LNG汽车将成天然气汽车主要增长点  中国石化经济技术研究院副院长毛加祥18日表示,天然气正在成为传统车用燃料的主要替代力量,其中LNG汽车将成为未来天然气汽车的主要增长点。  毛加祥是在18日上午于北京举行的第二届亚太石油贸易国际会议上作出上述预测的。  他指出,天然气汽车包括CNG和LNG两种,其中国内城市加气站目前更多采取CNG汽车模式。但由于国内天然气价格改革,预计2015年存量气价格将继续上涨0.8元/立方米,届时国内超过80%的城市加气站价格处于油价的50%-75%之间,竞争力将显著下降,CNG车对传统燃料的替代可能放缓。  他表示,相比于CNG车,LNG车经济、安全、续驶里程长,进口LNG较柴油经济性仍较明显,更有望成为未来天然气汽车的主要增长点。2013年我国LNG汽车保有量已达到27万辆,4年来年均增速达114%。我国第一艘LNG船舶已经下水,长江第一座LNG加注站也已投产。同时,我国已建成10座LNG接收站,在建与规划已有9座,预计未来接收能力将超过5000万吨/年,资源供应也没有问题。
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2017-04

国内天然气价格拓展步伐正在减缓

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 7
“自2010年至今,中国天然气价格经历了翻番上涨,天然气在下游的拓展步伐受到高价的抑制,增速在放缓。”卓创资讯天然气分析师王晓坤分析道,随着天然气价格的快速上涨,它的经济性越来越不明显,虽然应用领域已经拓宽,但在车用领域,成品油出现了“七连跌”,致使天然气价格优势不明显,天然气车的推广也受到阻碍;在工业领域,由于造纸、金属冶炼等制造业低迷,对于价格敏感,价格逐步上涨的天然气的吸引力在减弱;在发电领域,更是由于天然气发电高于煤炭3倍左右的成本而步伐滞缓。“我觉得价格上涨已经进入瓶颈期,涨不动了。”王晓坤表示,支撑涨价的最大的推动因素,就是进口企业的亏损。如果进口企业确实已经摆脱亏损局面,或者亏损情况有所好转,从整个政策层面来说,作为国家大力支持的清洁能源,天然气就不会涨价。“数据显示,2013年进口管道气的价格是2.2元/立方米,进口LNG的均价是2.6元/立方米,而上海的门站价超过3元/立方米。”王晓坤称,虽然中石油公布的财报是亏损,但理论上算起来天然气的门站价和进口价价差是在扩大,进口企业的亏损情况有所好转。  数据显示,目前国内天然气价格调整已经进行了两轮:2013年7月10日起调整非居民用天然气价格,将天然气分为存量气和增量气。2014年9月1日起,天然气非居民用气除广东、广西(增长0.12元/立方米)外,其他省市存量气价格均增长0.4元/立方米。  此外,有业内人士称,由于受到国内经济增速缓慢的拖累,随着气价的上涨,下游需求受到抑制,目前天然气的库存量已经由往年的20亿立方米增加至50亿立方米,供需格局宽松,以“气荒”作为涨价的理由不再充分。同时,随着天然气开采技术的不断进步,加之国家加大推广清洁能源的力度以及补贴的加码,天然气企业亏损情况逐渐好转。因此,综合以上,国内天然气涨价动力不足  油价“八连跌”拖累天然气气价改革提上日程  “八连跌”虽然未能如约而至,但成品油价格的大幅下降已经对天然气价格带来了巨大冲击。目前成品油和天然气之间的价差缩小。  特别是在9月之后国家发改委调整了非居民存量天然气之后,终端天然气价格不降反增,天然气的价格优势更加减弱。  记者采访中发现,受到油价下跌因素以及天然气需求放缓影响,国内液化天然气生产企业订单减少,出厂价格大幅下降;LNG车用需求放缓,工业用户的“油改气”“煤改气”动力不足。虽然进入了用气高峰期,但是天然气行业却提早进入“寒冬”。  “油改气”积极性受挫  2014年汽油累计已下跌1515元/吨,柴油累计下调1455元/吨,调整后的汽、柴油供应价格分别为每吨7465元和6400元,柴油与天然气间的价格差已从最高的近5000元/吨缩减至2000元/吨。  与油价大跌相对应的是,9月1日,国家发改委对非居民用存量天然气门站价格每立方米提高0.4元。此次价格上调幅度超过2013年7月的调价,存量气价格相对于2013年上涨了约14%~25%。  天然气价格上行、油价大跌。受此影响,天然气较替代能源的经济性优势逐渐削弱,导致下游用气积极性受到一定程度的影响。  “天然气的价格优势的确出现了大幅减弱,近期在LNG上(液化天然气)体现得更为明显。”安迅思息旺能源资深天然气行业分析师钱莉在接受记者采访时表示。  钱莉表示,以目前陕西西安市场的情况为例,目前每百公里柴油车燃料批发成本约为242.5元;而每百公里LNG(液化天然气)车燃料批发成本约为155.7元,两者差额为86.8元。然而在7月份时,这一价差为126.5元。天然气价格上涨,无疑打击了一部分企业推广LNG车用市场的积极性。同样担忧的,还有存在于各地的众多“油改气”企业。  西安托马汽车天然气改装公司厂长冯江南告诉记者,公司主要从事为各种小型轿车改装油改气装置,根据车型不同,一辆车的改装成本约在2000元~6000元之间,改装后的车使用的燃料是CNG(压缩天然气)。  “客户进行‘油改气’就是冲着燃气价格划算来的,现在气价还是比油价便宜一些,但已不如以前了。”冯江南称,油价连续下调之后,天然气和成品油之间的价差缩窄,因此很多客户对于“油改气”的积极性也有所减弱。据其介绍,目前厂子每个月的改装订单约为50辆车,相对于2012年和2013年每个月100余量的订单,减少了一半左右。  另据广东一位LNG贸易商告诉记者,很多工业客户的发电机组使用的是“双燃料机”,意味着既可以用LNG,也可以用可替代的LPG(液化石油气),由于LPG价格大跌,在同等热值下,现在使用这一替代能源更为划算,很多客户加大了对LPG的采购,所以LNG销售量有所减少。  终端气价不降反升  11月27日,山东淄博市执行新的天然气价格政策,居民生活用基本气价由此前的每立方米2元上涨到2.7元,涨价幅度为35%。车用天然气销售价格由此前的4.38元调整为4.68元。  不仅如此,近期已经有扬州、德州等多个城市的天然气价格进行了上调。天然气价格上调,也让众多的工业企业深受影响。  “本来冬季都是用气高峰期,但是现在反而很难做。”陕西一家生产LNG的企业负责人告诉记者,陕西省是国内生产LNG最大的省份,大部分企业生产的液化天然气的原料主要是从中石油长庆油田采购的,10月1日开始中石油已经将天然气的存量气和增量气气源价格进行了全面并轨,价格由此前的1.955元/立方米调整至2.48元/立方米。  上述人士进行计算,涨价之后,生产一吨LNG的成本增加了1400元/吨。公司的成产成品高了很多,但是下游市场又不景气,受油价大跌等因素影响,LNG生产企业卖给批发商的价格不涨反跌。  据了解,目前陕西企业生产的LNG,已经基本呈现出价格倒挂现象。——成本约为4550元/吨,但现在的出厂价格基本上在4300元~4500元/吨。  据检测数据显示,近两个月以来,全国民用气需求占比达到全国需求总占比80%的4个地区——华南、华东、华中、华北的液化气批发价格下跌了16%~19%。  然而值得一提的是,虽然LNG的批发价格出现大幅下降,但是终端民用价格却基本保持不变。  天然气分析师燕丽敏告诉记者,由于民用LNG主要用途为燃烧,所以目前各地物价管理部门对LNG都有所监管。以上海为例,其对民用液化天然气的零售价格调整周期为一个月,调整的标准是月均批发价格涨跌幅度超过50元/吨。  气价改革提上日程  “如果油价的跌势后期还在继续,天然气的价格优势得不到体现,这不利于天然气消费比重的提升。”钱莉表示。  目前,我国天然气消费量在一次能源消费中的比重约为5.9%,根据国家“十二五”的规划,2015年这一比重要占到7.5%,2020年达到10%。  油价下跌LNG价格高企、批发价格大降民用价格不变、燃气环保价格却不断上涨,这些矛盾正凸显出包括LNG在内的天然气定价机制的弊端。  在多位业内人士看来,要鼓励使用天然气,提高天然气使用占比,必须厘清天然气的成本和价格。  “现在LNG生产企业把批发价格定得很低,按道理说最终会传导到终端价格上,终端用户会受益,实际上又恰恰没有。”燕丽敏表示,现在国内生产的LNG由国家发改委以及物价部门对上游气源价格进行管制,同时又对终端价格价格管制,部分保留着计划经济体制的运作模式,而且与“放开两头、管中间”的思路背道而驰。  值得关注的是,在11月26日国务院发布的《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》中提出,理顺能源价格机制,称要进一步推进天然气价格改革,2015年实现存量气和增量气价格并轨,逐步放开非居民用天然气气源价格,落实页岩气、煤层气等非常规天然气价格市场化政策。  “长期以来中国的天然气价格处于明显低估的状态,但现在的改革让市场各方都认为价格改革,就是涨价。”亦有中石油一位研究人士告诉记者,此前国内的天然气定价多采用“成本加成”法,也就是定价以行政为主、市场为辅,由政府部门根据生产与供应成本再加合理利润确定,随后2011年开始试点“市场净回值”定价机制,引入了和油价一样的动态调整机制,但是这种定价机制也存在众多问题。  该中石油人士表示,比如气源价格偏高、企业的管道费不合理、价格调整机制不明确、不同用户的用气成本未能区别,这都是后期天然气改革需要改进的地方。  另外对于LNG行业,从目前的定价机制来看,短期LNG合同价格多挂靠管道天然气现货价格,中长期LNG合同价格则挂靠油价,所以LNG的价格和国际油价高度相关。而目前来看,这种定价方式存在明显问题,预计未来油价和气价脱钩也是大势所趋。
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2017-04

能源局:2020年天然气在一次能源占比提到10%以上

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 6
近日召开的2014年中国气体清洁能源发展与能源大转型高层论坛(以下简称“高层论坛”)上,国家能源局副局长王禹民公开表示,加快发展气体清洁能源,将成为推动我国能源转型的重要方向。  王禹民指出,根据BP能源统计,在2013年世界能源消费结构中,煤炭占30.1%,石油占32.9%,天然气占23.7%,非化石能源占13.3%,石油和天然气是主体能源,石油消费高于天然气。王禹民表示,根据有关研究机构预测,由于天然气的清洁性、便利性,以及目前页岩气、煤层气、致密气等非常规天然气的快速发展和分布式能源的广泛应用,未来天然气消费量将可能超过石油,成为世界第一大主体能源。  在高层论坛上,中石化总地质师、中国工程院院士马永生介绍,所谓气体能源主要包括常规天然气、页岩气、煤层气、天然气水合物、煤制甲烷等。根据新一轮油气资源评价和全国油气资源动态评价(2013年),我国气体清洁能源地质资源量为335.72万亿立方米,可采资源量91.71万亿立方米。根据每年消费4100亿立方米(消费水平比目前翻一番)测算,我国天然气资源可供开采200年以上。因此,天然气资源开发程度低,发展前景远大。  “根据有关测算分析,2020年我国天然气的消费量可能比2015年增长一倍,达到4100亿立方米,占一次能源消费比重达到12%左右,成为未来我国能源革命的重要引擎。”国务院发展研究中心副主任刘世锦在高层论坛上指出。  2020年页岩气产量力争超过300亿立方米  “当前和今后一段时期,我们将按照中央财经领导小组第六次会议和新一届国家能源委首次会议的部署,按照陆地与海洋并举、常规与非常规并重的原则,加快常规天然气递增上产,加快突破非常规天然气发展瓶颈,促进天然气产量快速增长。”王禹民透露,为此国家将主要采取五方面的措施。  王禹民指出,首先要加快非常规天然气勘探开发。以四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和南海为重点,加强西部低品位、东部深层、海域深水三大领域科技攻关,加大勘察开发力度,力争取得大突破、大发现,努力建设8个年产量百亿立方米以上的大型天然气生产基地。到2020年,累计新增常规天然气探明地质储量5.5万亿立方米,年产常规天然气1850亿立方米。  王禹民介绍,其次是重点突破页岩气和煤层气开发。加强页岩气地质调查研究,加快“工厂化”、“成套化”技术研讨和应用,探索形成先进适用的页岩气勘探开发技术模式和商业模式,培育自主创新和装备制造能力。着力提高四川长宁-威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区储量和产量规模,同时争取在湘鄂、云贵和苏皖等地区实现突破。到2020年,页岩气产量力争超过300亿立方米;以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点,加大支持力度,加快煤层气勘探开发步伐,到2020年煤层气产量力争达到300亿立方米。  对于开发情况,在高层论坛上,中国石油勘探开发研究院院长、中国工程院院士赵文智介绍,我国天然气开发已经顺利实现工业起步,发展好于预期。截至2014年10月,页岩气钻井300余口,获气168口,累产气达12亿立方米。其中,中石油持续探索海相页岩气,钻井80口,获气井54口,率先实现工业突破;中石化钻井130口,获气井79口,率先实现快速上产;延长油矿探索鄂尔多斯陆相页岩气,钻井46口,获气井32口,产量较低;国土部、地方及矿权招标区钻井50余口,见低产气井3口,进展较慢。  “我国发展海相、海陆过渡-湖沼相煤系与湖泊三类页岩气,其中第一类页岩气最为现实,后两类尚需加强基础研究和探索予以查证。”赵文智指出。不过,我国海相页岩气具有特殊性,技术进步与政策扶持是实现规模开发的关键,且发展规模和地位不能与美国等量齐观。  赵文智进一步指出,我国海相页岩气可落实的可采资源量约5万亿立方米,可以支撑年产500亿-600亿立方米20年以上,是我国天然气工业长期稳定发展的重要补充。  在王禹民看来,第三是积极推进天然气水合物资源勘查与评价。加大天然气水合物勘探开发技术攻关力度,培育具有自主产权的核心技术,积极推进试采工程。  对此,中国地质调查局基础调查部主任张海啟在高峰论坛上指出,根据初步测算,中国天然气水合物远景资源量达1100亿吨油当量,其中海域800亿吨,陆域300亿吨。2013年南海55平方公里内钻探控制的天然气水合物储量,折算成天然气超过1000亿立方米,相当于一个大型常规天然气气田,显示出巨大的能源潜力和开发利用前景。  同时,国家能源局还将稳妥实施煤制气示范工程。按照清洁高效、量水而行、科学布局、突出示范、自主创新的原则,以新疆、内蒙古、陕西和山西等地为重点,稳妥积极推进煤制气技术研发和产业化升级示范工程,掌握核心技术,严格控制能耗、水耗和污染物排放,形成适度规模的煤基燃料替代能力。  不过,中国工程院院士杜祥琬在高层论坛上指出,煤制气具有高耗煤、高耗水和高排放的特征,不属于低碳能源,不是发展方向。  此外,王禹民还提出,国家能源局还将加强先进生物质能技术攻关和示范,发展新一代生物制气技术研发和示范,做好技术储备。  2020年天然气主干网里程达到12万公里以上  “在天然气消费方面,我们将坚持增加供应与提高能效相结合,加强供气设施建设,有序拓展天然气城镇燃气应用。到2020年,天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上。”王禹民透露,为此国家将主要采取五方面的措施。  王禹民介绍,首先是实施气化城市民生工程,新增天然气应优先保障居民生活和分散燃煤,组织实施城镇居民用能清洁化计划,到2020年城镇居民基本都用上天然气。  中国城市燃气协会国际部主任冯颖在高层论坛上介绍,截至2013年,城市燃气消费量达到1108亿立方米,其中天然气、人工煤气、液化石油气占比分别为80%、5%和15%。其中天然气发展迅速,成为城镇燃气的主要起源之一,年均复合增长达到20%。  “其次,稳步发展天然气交通运输,结合国家天然气发展布局,制定天然气交通发展中长期规划,加快天然气加气站基础设施建设,以城市出租车、公交车为重点,积极有序发展液化天然气汽车和压缩天然气汽车,发展天然气轿车、城际客车、重型卡车和轮船。”王禹民指出。  王禹民进一步指出,第三项措施是适度发展天然气发电,在京津冀、长三角和珠三角等大气污染重点防控区,有序发展天然气调峰电站,结合热负荷需求适度发展天然气-蒸汽联合循环热电联产。  同时,国家将加快天然气管网建设。王禹民透露,按照西气东输、北气南下、海气登陆的供气格局,加快天然气管道及储气设施建设,形成进口通道、主要生产区和消费区相连接的全国天然气主干网,到2020年天然气主干网里程达到12万公里以上。  对此,马永生介绍,中石化将以西北、西南、华北、东北和LNG五大气源为基础,建成以川气东送、榆济等输气管道为主干线,陆上天然气与沿海进口LNG互补的管网体系。  “随着我国储气库的发展,地下储气库的功能将由调峰型向储备型发展。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所所长助理郭焦峰研究员在高层论坛上对21世纪经济报道指出,预计到2020年我国储气库的工作气量将达到800亿立方米,需要建设的地下储气库将达到60座以上,因此储气库建设具有巨大的发展前景。
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2017-04

能源发展行动计划:天然气还较火热

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 16
近日,国务院办公厅发布《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》(下称《行动计划》),将对能源结构的调整上升到国家层面。《行动计划》花了大量篇幅提到了煤炭行业的总量控制与发展问题,要求到2020年,煤炭消费比重控制在62%以内,消费总量控制在42亿吨左右。  去年,国务院发布《大气污染防治行动计划》,计划在2017年将煤炭消费比重降至65%以下。现在,降低煤炭消费比重的决心在政策层面进一步凸显。  从环保的角度来看,近日,清华大学发布报告称,煤炭是中国PM2.5的重要排放源。在京津冀、长三角、珠三角等重污染区域,50%到70%的PM2.5来自煤炭燃烧。  “通过结构的调整,来倒逼煤炭企业转型。”中央财经大学中国煤炭经济研究院煤炭上市公司研究中心主住邢雷对《第一财经日报》记者表示。  《行动计划》特别提到,要加快发展煤炭清洁开发利用技术,建立健全煤炭质量管理体系,加强对煤炭开发、加工转化和使用过程的监督管理。  卓创资讯分析师张斌对记者表示,降低煤炭的消费比重,推进减量替代,主要还是在高耗能的行业上,煤化工是政策比较推崇的方向。比如,加大煤炭转化成油的进程,对原油的保障是有益的。  《行动计划》指出,要以新疆、内蒙古、陕西、山西等地为重点,稳妥推进煤制油、煤制气技术研发和产业化升级示范工程,掌握核心技术,严格控制能耗、水耗和污染物排放,形成适度规模的煤基燃料替代能力。  近年来,中国能源结构不断改善,天然气等清洁能源比重处于上升态势。官方数据显示,2013年能源消费结构为:煤炭占66.0%,石油占18.4%,天然气占5.8%,水电、核电、风电等占9.8%。  《行动计划》指出,到2020年,非石化能源占一次能源消费比重达到15%,天然气比重要达到10%以上。张斌对记者表示,政策给行业带来的机遇是,未来五六年内,天然气还会是比较火热的产品。  《行动计划》特别提到,要重点突破页岩气和煤层气开发。到2020年,页岩气产量力争超过300亿立方米。到2020年,煤层气产量力争达到300亿立方米,并且对煤层气要“加大支持力度”。  此外,到2020年形成石油替代能力4000万吨以上。张斌表示,从环境治理的角度看,替代能源的空间会非常大,4000万吨的量已经接近成品油年产量的10%~15%。
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2017-04

能源资源价改拉开序幕:天然气价改预计上半年完成

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 7
2014年圣诞节当天,《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》已获国务院常务会议原则通过,待批复后择机发布,而新电改方案将从放开售电和竞争环节定价来推进电力市场化改革,这意味着“啃硬骨头的改革”终于要在2015年正式拉开帷幕。  电改无疑是2015年价格改革思路的一个缩影,按照加大政府定价减、放、改力度,凡是能由市场决定价格的全部交给市场,政府不进行不当干预的原则,大力推进价格简政放权,完善主要由市场决定价格的机制。  2014年10月29日,国家发展改革委秘书长李朴民指出,“加快推进价格改革,将放开一批由发改委管理的商品服务和资源性产品价格。”2014年11月15日召开的国务院常务会议要求,要抓紧制定价格改革方案,做到统筹配套,成熟一项、推出一项。2014年11月出台的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》明确,要推进石油、天然气、电力等领域价格改革,有序放开竞争性环节价格,天然气井口价格及销售价格、上网电价和销售电价由市场形成,输配电价和油气管输价格由政府定价。  接受记者采访的多位专家认为,电改领衔2015年能源资源价格改革的同时,天然气价格改革将持续推进。按照计划,2015年非居民用存量气和增量气价格将实现并轨,非居民用气价格将逐步放开,居民生活用气也将建立阶梯价格制度。由于国务院多次提出要加快市场化改革,天然气价改的进程将加快,预计在2015年上半年就可完成。  与油气价改相关的石油天然气体制改革也已提上议事日程。2014年以来相关部委发布了油气体制改革的一些初步想法,随后国家能源局下发《炼油企业进口原油使用资质条件征求意见稿》,2015年有望正式出台。
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