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中国页岩气开发有先天性缺陷

美国页岩气革命带来的低价能源是令每个国家都羡慕的,而据美国能源信息署的一些估计,中国拥有世界最大的页岩气储备,可开采规模比美国大68%。政府也已经设定了野心勃勃的目标,然而按照当前的进展,这些目标却是几乎不可能实现的。  国开发页岩资源存在很多先天的“硬件性”不足,比如说没有北美横竖交错的油气管道,部分地区缺乏开采页岩气所必须的淡水资源,没有美国对自己国土地质结构的丰富认知,而且因为地质结构不一样,美国的技术也不能简单地“复制”。  除了这些物理性差异以外,还可能存在很多“软性”因素,比如缺乏开放竞争的市场环境。  美国的页岩革命是有中小型企业带动的,它们会尝试不同的方法“打破岩层”,释放其中的油气资源。美国还有一个繁盛的石油服务企业生态体系——数量超过1万家。相反,在中国页岩能源的开发是由两大国有集团主导的:中石油和中石化。所有与西方大型企业签订的开发协议都是与这两大集团之一签订的,但中方企业仍然对页岩资源的前景持怀疑态度。  因为单个页岩钻井的产量会快速下跌,所以企业必须钻探越来越多的钻井来保持总产量的上升,这需要巨大的资本支出,而中国石油巨头对大规模投入的态度仍十分谨慎。  因为无法容忍石油巨头的缓慢进展,中央部委又开放了另一轮对其它参与者开放的页岩气招标。但行业的内部人士表示,这些包括电力企业、煤炭企业和钢铁厂在内的后来者并没有达到最低资本支出承诺,部分是因为它们低估了国企巨头所控制领域的门槛。  赢得了页岩气招标的后来者发现,难以雇用到石油服务公司,因为大部分的石油服务公司都隶属于国家机构。它们也难以把页岩气运送到价高的城市市场,因为国有石油巨头还控制了油气管道。  据美国律师事务所NortonRose的一份报告称,在美国每口页岩气井的平均成本为270-370万美元,但是中国因为更为复杂的地质构造,每口页岩气井开采成本将在500万至1200万美元之间。  分析师还提到,因为中国页岩气储藏大多数在盆地。用水短缺问题是一个极大的挑战。在美国页岩开采通常要用800至1000万加仑的水。在中国,因为地质原因,用水将提高到1000万-1300万加仑。
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2017-04

下一个5年国家或将不再新增煤制气项目

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 5
近日,《中国能源报》记者从参与“十三五”煤炭规划编制的人士处获悉,下一个5年,国家或不再新增煤制气项目,煤制油仅可作为战略储备,而煤制烯烃也被要求适度发展。  上述知情人士透露,“十三五”将着重突出煤炭的清洁高效开发利用,提高煤炭洗选率将再度写入规划。“到2017年,原煤入选率达到70%以上。”2013年9月10日,国务院在出台《大气污染防治行动计划》时如此要求。在《能源发展“十二五”规划》中的表述是:“到2015年,原煤入选率达到65%以上”。而“十三五”规划在前述基础上又有大幅提升,“到2020年,除褐煤外全国煤炭入洗率达到90%”。  中国煤炭工业协会的数据显示,2013年我国原煤入洗率仅为59.8%。而世界主要产煤国在上世纪的原煤入选率都达到了70%以上,发达国家的原煤入选率甚至高达85%—90%。但除中国和印度外,其他国家并未制定煤炭洗选相关政策。  知情人士称,为保障煤炭洗选比例实现大幅攀升,“十三五”将“制定严格的商品煤标准和煤炭铁路运输准入标准,严格禁止高灰高硫煤的铁路运输,从制度上促进煤炭入选”。“这可能是一个新的说法。”  除此之外,“十三五”将有针对性地实施煤炭分级分质利用。利用热解技术和煤焦油加氢技术生产汽柴油,为缺水地区发展煤制油闯出路子。据介绍,褐煤分级提质技术处于初级阶段,到目前为止已经实施的褐煤干馏技术均未获得成功,因此煤炭分级提质利用主要针对中低阶劣质煤,尤其是富硫煤,主要考虑陕西榆林及新疆哈密、准东地区,同时项目布局应充分考虑半焦的资源因素。  “十三五”还将对高铝煤资源实行保护性利用开发。严格控制高铝煤资源开发总量,限制高铝煤矿开发项目,逐步减少高铝煤炭外运规模,提高就地集中转化率,促进高铝煤炭合理开发、定点供应、集中利用。“逐步用神东、陕北煤炭基地的其他煤炭替代高铝煤外运,也就是高铝煤不再出去,就地转化。”上述人士分析称,“这对神华、蒙西和鄂尔多斯的影响都比较大。”  最引人关注的现代煤化工产业将在“十三五”规划中迎来全面收紧。该知情人士表示,“在天然气供应有保障的前提下,‘十三五’不再扩大煤制气产能。目前已开工的4个煤制天然气项目有望在‘十三五’期间建成,到2020年,煤制气产能达到150亿立方米。”而在《天然气发展“十二五”规划》中,2015年煤制气已规划至150亿-180亿立方米。换句话说,“十三五”期间煤制气松绑已基本无望。  国家发改委能源研究所能源经济与发展战略研究中心主任张有生向本报记者解释称,“不再扩大煤制气规模,是因为目前来看天然气的资源和供应都会得到充分保障。如果现行价格机制未发生根本性变革,未来天然气出现的问题不是短缺,很可能是过剩。”  知情人士表示,中国存在天然气过剩的风险,“之前确实没有想到”,但另一方面也是因为已开工的4个煤制气项目运转情况皆不尽如人意。  对于煤制油项目,“十三五”仍仅作为战略技术储备。“可考虑建成2个,到2020年,煤制油生产规模控制在660万吨。”“十三五”期间首先要充分考虑现有煤制甲醇产能和产量利用,其次要对水耗、环保、综合能耗等制定准入标准。“在缺水地区严禁布局煤制烯烃项目,到2020年,煤制烯烃产能可按1500万吨考虑。”该人士称。  业内人士提醒,目前国际原油价格大跌导致煤化工盈利水平降低,甚至可能没有盈利。日前,国家能源局原局长张国宝表示,“新型的煤化工无非就是煤制油、煤制天然气、煤制烯烃,现在煤制烯烃比石脑油制烯烃要便宜得多,但油价降低之后,石脑油制烯烃对煤制烯烃就有了成本上的竞争力。”  而截至12月12日,美国WTI原油价格自2009年7月以来首次跌破60美元。民生证券此前发布的一份石化行业周报显示,中科合成油曾对间接煤制油进行盈利平衡点测算,在煤价为400元/吨的条件下,油价在80美元/桶时,间接煤制油仍会有一定的盈利,但当油价下降到60美元/桶时,盈利就很困难了。
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2017-04

西气东输三线东段隧道全部贯通

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 7
12月28日17时许,西气东输三线(简称西三线)东段九龙江水下钻爆隧道顺利贯通。至此,经过管道建设者27个月的艰苦奋斗,西三线东段54座隧道全部贯通,没有发生一起质量安全环保事故,为西三线东段按期建成投产奠定了基础。  西三线东段九龙江隧道穿越工程位于福建省漳州市芗城区浦南镇,穿越处江面宽约450米,穿越隧道全长1096.5米,采用东西双向掘进的钻爆施工方案。  九龙江隧道东西岸围岩差异较大。东岸平巷为特殊复杂地质段,各风化层界面高低起伏较大,含水量大,裂隙发育,围岩无自稳能力;西岸平巷围岩为Ⅲ级微风化花岗岩,岩质坚硬,完整性好,爆破困难,外部环境复杂。为保证九龙江隧道施工安全,2013年4月工程开工以来,在管道建设项目经理部指挥下,各参建单位严格按照技术方案要求,加强过程管控。目前,九龙江隧道正在进行二衬施工,计划2015年3月交付铺管。  西三线是继西二线全线建成投产之后的又一条能源战略通道。西三线东段隧道工程2012年9月25日开工,共有54座隧道,其中控制性隧道16座。西三线东段沿线80%为山区、丘陵地貌,地形起伏较大,山高坡陡,管线穿越山体隧道、穿跨越大型河流众多,地质条件复杂,存在的自然灾害隐患较多。同时,需要避绕一些规划区、环境保护区、水源地和风景名胜区等环境敏感区,极大地增加了管道建设施工难度。  西三线东段开工以来,管道建设项目经理部提出“抓综合进度,做到补口下沟零滞后、水工保护零滞后、竣工资料零滞后、全线零占压”“4个零”目标,采取联合检查确认机制、焊口“身份证”信息采集管理等措施,确保了工程建设优质安全、绿色环保向前推进。  截至12月29日,西三线东段53座隧道已交付管道安装,其中48座隧道已完成管道安装。西三线东段工程已完成工程总量的64.8%。
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2017-04

我国天然气产业发展面临不确定性挑战

发布时间 : 2017-04--24 点击量 : 5
2000年至2013年,我国天然气消费量从245亿立方米增至1680亿立方米,年均增速高达16%,远高于同期国内生产总值(GDP)10%的增速和能源消费总量7.6%的增速。这主要得益于经济社会快速发展、供应能力大幅提高、储运设施不断完善和长期保持价格优势等诸多因素的共同作用。然而,随着内外部市场环境的转变,市场格局正发生深刻变化,在需求、供应、价格、贸易、政策等各方面都存在较大的不确定性,对我国天然气行业的健康持续发展提出了挑战。  一、国内市场需求的不确定性  《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》提出到2020年国内天然气利用量达到3600亿立方米。以此为基准,未来我国天然气消费量至少需要年均增长300亿立方米才能达到市场供需的基本平衡;而2000年至2013年我国天然气消费年均增量仅为110亿立方米,其中2011年达到最高纪录也没超过230亿立方米。结合国外经验和国内现状,实现规划目标的难度很大。未来市场的主要增长点在于天然气发电、工业燃料煤改气和交通领域用气的大规模发展,但目前这些都严重受制于国内的能源价格体系。如何制定合理的价格和政策以维护需求与供应(特别是进口资源)的平衡关系,正考验着政府的决心和智慧。  二、进口天然气资源的不确定性  “十三五”期间,中亚D线和中俄东线天然气管道将陆续投产,届时我国管道气的进口能力将增至1350亿立方米/年,但目前看中缅管道的上游开发情况明显不及预期,西方各国对俄罗斯的制裁也增大了中俄管道的风险。在进口液化天然气(LNG)方面,根据各公司已经参与的项目或签署的协议,2020年长期贸易合同数量将超过4900万吨(约合687亿立方米),但受市场需求疲软、投资成本上升等因素影响,个别项目已经面临推迟甚至取消的风险。  三、国产天然气供应的不确定性  2000年至2013年我国天然气产量年均增长70亿立方米左右,照此推算2015年产量约为1320亿立方米,2020年接近1700亿立方米。在国内常规天然气生产保持平稳、难以大幅增长的情况下,要实现国内天然气供应能力超过4000亿立方米(《关于建立天然气稳定供应长效机制的若干意见》)的目标,必须更多地依靠非常规天然气和煤制气。然而,由于需要巨额投资和较长的成本回收期本身就充满较大的不确定性,加上技术上也未完全成熟,不仅受地理条件限制,还受水资源和环境的约束,未来发展存在变数。  四、国内供需不均衡带来的挑战  由于未来我国天然气市场在供应和需求两方面都存在的较大不确定性,皆有可能导致供需失衡问题,目前来看,需求侧面临的困难相对更大。未来在资源供过于求的状态下,市场机制将发挥更为重要的主导作用,消费者将拥有更多选择的权利。  五、国际气价倒挂带来的挑战  受欧洲天然气需求下降、美国“页岩气革命”、日本核电重启,以及澳大利亚、北美和东非LNG项目将陆续投运等多重利空因素影响,全球天然气市场供需日趋宽松,已经开始从卖方市场向买方市场转变。加上乌克兰危机推动俄罗斯资源进入中国,北美LNG出口也面向亚洲地区,将推动北美、欧洲和亚太三地市场天然气现货价差逐渐收窄,其中,亚洲价格趋于下降,北美价格趋向回升。然而,目前亚洲多数进口天然气的长期贸易合同价格仍与国际油价联动,且存在一定滞后,如果天然气市场长期保持宽松,极有可能持续出现长期贸易合同价格高于现货价格的倒挂现象。若长期贸易合同价格与现货价格倒挂的幅度进一步扩大、时间进一步延长,则将严重冲击我国已签署的大量进口气。  六、国内气价倒挂带来的挑战  受国内需求疲软和国际价格下降等多种因素影响,国内增量气门站价格在短期内不会再度上涨,按照与国际油价挂钩的机制甚至可能明显下调。2015年存量气与增量气门站价格接轨后,多数长期贸易合同的LNG进口仍将处于亏损状态,进口管道气即便从长期看能够摆脱亏损,但在供需宽松的市场形势下也面临着价格不到位的风险,总体来看,进口天然气仍将长期处于亏损状态。国内天然气价格连续上调的同时,煤炭、石油等可替代能源的价格则出现了大幅下降,加上煤炭清洁利用和油品质量升级的加速推进,天然气原有的经济和环保优势正被快速削弱,特别是在发电、化工、工业燃料和交通运输等主要用气行业,市场开发已经陷入焦灼状态,部分甚至出现“气改煤”的现象。  七、供需峰谷差扩大带来的挑战  尽管从全年总量上看国内天然气市场出现资源过剩的概率较大,但由于大量的新增市场将来自集中供热和居民自采暖部门,因此季节性供需缺口仍将长期存在并快速扩大。特别是进口LNG接收站、管网等储运设施放开后,社会单位可以在淡季进口低价现货,在旺季却仍需依靠主营单位保障廉价的资源供应,从而进一步扩大国内资源供应的季节峰谷差,给上游生产和管网输配的平稳运行造成较大压力。按照2020年我国天然气需求3100亿立方米计算,储气调峰能力需超过400亿立方米。《天然气发展“十二五”规划》中重点储气库项目合计设计工作气量257亿立方米,即便其能够全部投产,再加上LNG接收站的调峰能力,仍有接近100亿立方米的能力缺口需要弥补。  综上所述,未来我国天然气市场仍将长期持续发展,但需求增速将明显下降,“十三五”期间存在较大的资源过剩和价格倒挂风险,特别是在全球天然气市场供需宽松的环境下,对国家天然气政策的制定和商业模式的选择提出了较大挑战。就此提出以下建议。  首先,统筹规划发展,保持市场均衡。加强市场监测,做好分析预判,从全国层面开展天然气供需平衡和资源流向分析,准确把握市场脉搏,判断拐点出现时机,提前研究制定方案,有效应对市场变化。在需求侧加大市场开发和维护力度,借助大气污染治理的有利时机,完善天然气价格和利用政策,营造有利的政策环境,继续大力推动发展工业煤改气和交通用气。在供应侧把握发展节奏,控制项目进度。除此之外,国内LNG接收站的规划、建设也需配合协议供气时间和市场开发情况适度推进,避免像欧洲、美国一样发生LNG接收站产能严重闲置的问题。  其次,深化市场改革,构建交易中心。“十三五”期间我国将迎来深化天然气市场改革和构建区域交易中心的难得机遇。天然气市场改革的深化应放在整个能源系统市场化改革的全局中来统筹考虑,并与国家财税体制改革和生态文明制度建设相结合,使之在价格上既可以反映市场真实供需情况,又能够充分体现生态环境损害成本和修复效益。天然气市场交易中心的建设则取决于基础设施的完善和现代市场体系的构建,后者主要通过加强市场监管、放宽准入条件、健全征信体系、消除地方保护、反对垄断和不正当竞争行为等措施,构建和维护公开、公平、公正的市场规则。  最后,完善价格机制,加强调峰能力。一方面加强需求侧管理,提高销售计划的质量和效率,抓紧研究出台天然气季节峰谷价格和用户阶梯价格等政策,用价格杠杆引导需求合理变化,并注重可中断用户的开发和培育;另一方面通过政策积极引导,在投融资、税费等方面给予政策支持,鼓励天然气企业与地方政府和大型用户加强合作,采用多种方式加快储气调峰能力建设。
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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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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

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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