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你努力的样子真好看—集团2020年突出贡献奖出炉
2021
02-02
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。
2017
09-10
下一个5年国家或将不再新增煤制气项目
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。
04-24
西气东输三线东段隧道全部贯通
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%。
我国天然气产业发展面临不确定性挑战
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。
能源资源价改拉开序幕:天然气价改预计上半年完成
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。