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        10
        2017-09

        中國頁巖氣開發有先天性缺陷

        發布時間 : 2017-09--10 點擊量 : 3
        美國頁巖氣革命帶來的低價能源是令每個國家都羨慕的,而據美國能源信息署的一些估計,中國擁有世界最大的頁巖氣儲備,可開采規模比美國大68%。政府也已經設定了野心勃勃的目標,然而按照當前的進展,這些目標卻是幾乎不可能實現的。  國開發頁巖資源存在很多先天的“硬件性”不足,比如說沒有北美橫豎交錯的油氣管道,部分地區缺乏開采頁巖氣所必須的淡水資源,沒有美國對自己國土地質結構的豐富認知,而且因為地質結構不一樣,美國的技術也不能簡單地“復制”。  除了這些物理性差異以外,還可能存在很多“軟性”因素,比如缺乏開放競爭的市場環境。  美國的頁巖革命是有中小型企業帶動的,它們會嘗試不同的方法“打破巖層”,釋放其中的油氣資源。美國還有一個繁盛的石油服務企業生態體系——數量超過1萬家。相反,在中國頁巖能源的開發是由兩大國有集團主導的:中石油和中石化。所有與西方大型企業簽訂的開發協議都是與這兩大集團之一簽訂的,但中方企業仍然對頁巖資源的前景持懷疑態度。  因為單個頁巖鉆井的產量會快速下跌,所以企業必須鉆探越來越多的鉆井來保持總產量的上升,這需要巨大的資本支出,而中國石油巨頭對大規模投入的態度仍十分謹慎。  因為無法容忍石油巨頭的緩慢進展,中央部委又開放了另一輪對其它參與者開放的頁巖氣招標。但行業的內部人士表示,這些包括電力企業、煤炭企業和鋼鐵廠在內的后來者并沒有達到最低資本支出承諾,部分是因為它們低估了國企巨頭所控制領域的門檻。  贏得了頁巖氣招標的后來者發現,難以雇用到石油服務公司,因為大部分的石油服務公司都隸屬于國家機構。它們也難以把頁巖氣運送到價高的城市市場,因為國有石油巨頭還控制了油氣管道。  據美國律師事務所NortonRose的一份報告稱,在美國每口頁巖氣井的平均成本為270-370萬美元,但是中國因為更為復雜的地質構造,每口頁巖氣井開采成本將在500萬至1200萬美元之間。  分析師還提到,因為中國頁巖氣儲藏大多數在盆地。用水短缺問題是一個極大的挑戰。在美國頁巖開采通常要用800至1000萬加侖的水。在中國,因為地質原因,用水將提高到1000萬-1300萬加侖。
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        2017-04

        下一個5年國家或將不再新增煤制氣項目

        發布時間 : 2017-04--24 點擊量 : 5
        近日,《中國能源報》記者從參與“十三五”煤炭規劃編制的人士處獲悉,下一個5年,國家或不再新增煤制氣項目,煤制油僅可作為戰略儲備,而煤制烯烴也被要求適度發展。  上述知情人士透露,“十三五”將著重突出煤炭的清潔高效開發利用,提高煤炭洗選率將再度寫入規劃。“到2017年,原煤入選率達到70%以上。”2013年9月10日,國務院在出臺《大氣污染防治行動計劃》時如此要求。在《能源發展“十二五”規劃》中的表述是:“到2015年,原煤入選率達到65%以上”。而“十三五”規劃在前述基礎上又有大幅提升,“到2020年,除褐煤外全國煤炭入洗率達到90%”。  中國煤炭工業協會的數據顯示,2013年我國原煤入洗率僅為59.8%。而世界主要產煤國在上世紀的原煤入選率都達到了70%以上,發達國家的原煤入選率甚至高達85%—90%。但除中國和印度外,其他國家并未制定煤炭洗選相關政策。  知情人士稱,為保障煤炭洗選比例實現大幅攀升,“十三五”將“制定嚴格的商品煤標準和煤炭鐵路運輸準入標準,嚴格禁止高灰高硫煤的鐵路運輸,從制度上促進煤炭入選”。“這可能是一個新的說法。”  除此之外,“十三五”將有針對性地實施煤炭分級分質利用。利用熱解技術和煤焦油加氫技術生產汽柴油,為缺水地區發展煤制油闖出路子。據介紹,褐煤分級提質技術處于初級階段,到目前為止已經實施的褐煤干餾技術均未獲得成功,因此煤炭分級提質利用主要針對中低階劣質煤,尤其是富硫煤,主要考慮陜西榆林及新疆哈密、準東地區,同時項目布局應充分考慮半焦的資源因素。  “十三五”還將對高鋁煤資源實行保護性利用開發。嚴格控制高鋁煤資源開發總量,限制高鋁煤礦開發項目,逐步減少高鋁煤炭外運規模,提高就地集中轉化率,促進高鋁煤炭合理開發、定點供應、集中利用。“逐步用神東、陜北煤炭基地的其他煤炭替代高鋁煤外運,也就是高鋁煤不再出去,就地轉化。”上述人士分析稱,“這對神華、蒙西和鄂爾多斯的影響都比較大。”  最引人關注的現代煤化工產業將在“十三五”規劃中迎來全面收緊。該知情人士表示,“在天然氣供應有保障的前提下,‘十三五’不再擴大煤制氣產能。目前已開工的4個煤制天然氣項目有望在‘十三五’期間建成,到2020年,煤制氣產能達到150億立方米。”而在《天然氣發展“十二五”規劃》中,2015年煤制氣已規劃至150億-180億立方米。換句話說,“十三五”期間煤制氣松綁已基本無望。  國家發改委能源研究所能源經濟與發展戰略研究中心主任張有生向本報記者解釋稱,“不再擴大煤制氣規模,是因為目前來看天然氣的資源和供應都會得到充分保障。如果現行價格機制未發生根本性變革,未來天然氣出現的問題不是短缺,很可能是過剩。”  知情人士表示,中國存在天然氣過剩的風險,“之前確實沒有想到”,但另一方面也是因為已開工的4個煤制氣項目運轉情況皆不盡如人意。  對于煤制油項目,“十三五”仍僅作為戰略技術儲備。“可考慮建成2個,到2020年,煤制油生產規模控制在660萬噸。”“十三五”期間首先要充分考慮現有煤制甲醇產能和產量利用,其次要對水耗、環保、綜合能耗等制定準入標準。“在缺水地區嚴禁布局煤制烯烴項目,到2020年,煤制烯烴產能可按1500萬噸考慮。”該人士稱。  業內人士提醒,目前國際原油價格大跌導致煤化工盈利水平降低,甚至可能沒有盈利。日前,國家能源局原局長張國寶表示,“新型的煤化工無非就是煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴,現在煤制烯烴比石腦油制烯烴要便宜得多,但油價降低之后,石腦油制烯烴對煤制烯烴就有了成本上的競爭力。”  而截至12月12日,美國WTI原油價格自2009年7月以來首次跌破60美元。民生證券此前發布的一份石化行業周報顯示,中科合成油曾對間接煤制油進行盈利平衡點測算,在煤價為400元/噸的條件下,油價在80美元/桶時,間接煤制油仍會有一定的盈利,但當油價下降到60美元/桶時,盈利就很困難了。
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        2017-04

        西氣東輸三線東段隧道全部貫通

        發布時間 : 2017-04--24 點擊量 : 7
        12月28日17時許,西氣東輸三線(簡稱西三線)東段九龍江水下鉆爆隧道順利貫通。至此,經過管道建設者27個月的艱苦奮斗,西三線東段54座隧道全部貫通,沒有發生一起質量安全環保事故,為西三線東段按期建成投產奠定了基礎。  西三線東段九龍江隧道穿越工程位于福建省漳州市薌城區浦南鎮,穿越處江面寬約450米,穿越隧道全長1096.5米,采用東西雙向掘進的鉆爆施工方案。  九龍江隧道東西岸圍巖差異較大。東岸平巷為特殊復雜地質段,各風化層界面高低起伏較大,含水量大,裂隙發育,圍巖無自穩能力;西岸平巷圍巖為Ⅲ級微風化花崗巖,巖質堅硬,完整性好,爆破困難,外部環境復雜。為保證九龍江隧道施工安全,2013年4月工程開工以來,在管道建設項目經理部指揮下,各參建單位嚴格按照技術方案要求,加強過程管控。目前,九龍江隧道正在進行二襯施工,計劃2015年3月交付鋪管。  西三線是繼西二線全線建成投產之后的又一條能源戰略通道。西三線東段隧道工程2012年9月25日開工,共有54座隧道,其中控制性隧道16座。西三線東段沿線80%為山區、丘陵地貌,地形起伏較大,山高坡陡,管線穿越山體隧道、穿跨越大型河流眾多,地質條件復雜,存在的自然災害隱患較多。同時,需要避繞一些規劃區、環境保護區、水源地和風景名勝區等環境敏感區,極大地增加了管道建設施工難度。  西三線東段開工以來,管道建設項目經理部提出“抓綜合進度,做到補口下溝零滯后、水工保護零滯后、竣工資料零滯后、全線零占壓”“4個零”目標,采取聯合檢查確認機制、焊口“身份證”信息采集管理等措施,確保了工程建設優質安全、綠色環保向前推進。  截至12月29日,西三線東段53座隧道已交付管道安裝,其中48座隧道已完成管道安裝。西三線東段工程已完成工程總量的64.8%。
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        2017-04

        我國天然氣產業發展面臨不確定性挑戰

        發布時間 : 2017-04--24 點擊量 : 5
        2000年至2013年,我國天然氣消費量從245億立方米增至1680億立方米,年均增速高達16%,遠高于同期國內生產總值(GDP)10%的增速和能源消費總量7.6%的增速。這主要得益于經濟社會快速發展、供應能力大幅提高、儲運設施不斷完善和長期保持價格優勢等諸多因素的共同作用。然而,隨著內外部市場環境的轉變,市場格局正發生深刻變化,在需求、供應、價格、貿易、政策等各方面都存在較大的不確定性,對我國天然氣行業的健康持續發展提出了挑戰。  一、國內市場需求的不確定性  《國家應對氣候變化規劃(2014—2020年)》提出到2020年國內天然氣利用量達到3600億立方米。以此為基準,未來我國天然氣消費量至少需要年均增長300億立方米才能達到市場供需的基本平衡;而2000年至2013年我國天然氣消費年均增量僅為110億立方米,其中2011年達到最高紀錄也沒超過230億立方米。結合國外經驗和國內現狀,實現規劃目標的難度很大。未來市場的主要增長點在于天然氣發電、工業燃料煤改氣和交通領域用氣的大規模發展,但目前這些都嚴重受制于國內的能源價格體系。如何制定合理的價格和政策以維護需求與供應(特別是進口資源)的平衡關系,正考驗著政府的決心和智慧。  二、進口天然氣資源的不確定性  “十三五”期間,中亞D線和中俄東線天然氣管道將陸續投產,屆時我國管道氣的進口能力將增至1350億立方米/年,但目前看中緬管道的上游開發情況明顯不及預期,西方各國對俄羅斯的制裁也增大了中俄管道的風險。在進口液化天然氣(LNG)方面,根據各公司已經參與的項目或簽署的協議,2020年長期貿易合同數量將超過4900萬噸(約合687億立方米),但受市場需求疲軟、投資成本上升等因素影響,個別項目已經面臨推遲甚至取消的風險。  三、國產天然氣供應的不確定性  2000年至2013年我國天然氣產量年均增長70億立方米左右,照此推算2015年產量約為1320億立方米,2020年接近1700億立方米。在國內常規天然氣生產保持平穩、難以大幅增長的情況下,要實現國內天然氣供應能力超過4000億立方米(《關于建立天然氣穩定供應長效機制的若干意見》)的目標,必須更多地依靠非常規天然氣和煤制氣。然而,由于需要巨額投資和較長的成本回收期本身就充滿較大的不確定性,加上技術上也未完全成熟,不僅受地理條件限制,還受水資源和環境的約束,未來發展存在變數。  四、國內供需不均衡帶來的挑戰  由于未來我國天然氣市場在供應和需求兩方面都存在的較大不確定性,皆有可能導致供需失衡問題,目前來看,需求側面臨的困難相對更大。未來在資源供過于求的狀態下,市場機制將發揮更為重要的主導作用,消費者將擁有更多選擇的權利。  五、國際氣價倒掛帶來的挑戰  受歐洲天然氣需求下降、美國“頁巖氣革命”、日本核電重啟,以及澳大利亞、北美和東非LNG項目將陸續投運等多重利空因素影響,全球天然氣市場供需日趨寬松,已經開始從賣方市場向買方市場轉變。加上烏克蘭危機推動俄羅斯資源進入中國,北美LNG出口也面向亞洲地區,將推動北美、歐洲和亞太三地市場天然氣現貨價差逐漸收窄,其中,亞洲價格趨于下降,北美價格趨向回升。然而,目前亞洲多數進口天然氣的長期貿易合同價格仍與國際油價聯動,且存在一定滯后,如果天然氣市場長期保持寬松,極有可能持續出現長期貿易合同價格高于現貨價格的倒掛現象。若長期貿易合同價格與現貨價格倒掛的幅度進一步擴大、時間進一步延長,則將嚴重沖擊我國已簽署的大量進口氣。  六、國內氣價倒掛帶來的挑戰  受國內需求疲軟和國際價格下降等多種因素影響,國內增量氣門站價格在短期內不會再度上漲,按照與國際油價掛鉤的機制甚至可能明顯下調。2015年存量氣與增量氣門站價格接軌后,多數長期貿易合同的LNG進口仍將處于虧損狀態,進口管道氣即便從長期看能夠擺脫虧損,但在供需寬松的市場形勢下也面臨著價格不到位的風險,總體來看,進口天然氣仍將長期處于虧損狀態。國內天然氣價格連續上調的同時,煤炭、石油等可替代能源的價格則出現了大幅下降,加上煤炭清潔利用和油品質量升級的加速推進,天然氣原有的經濟和環保優勢正被快速削弱,特別是在發電、化工、工業燃料和交通運輸等主要用氣行業,市場開發已經陷入焦灼狀態,部分甚至出現“氣改煤”的現象。  七、供需峰谷差擴大帶來的挑戰  盡管從全年總量上看國內天然氣市場出現資源過剩的概率較大,但由于大量的新增市場將來自集中供熱和居民自采暖部門,因此季節性供需缺口仍將長期存在并快速擴大。特別是進口LNG接收站、管網等儲運設施放開后,社會單位可以在淡季進口低價現貨,在旺季卻仍需依靠主營單位保障廉價的資源供應,從而進一步擴大國內資源供應的季節峰谷差,給上游生產和管網輸配的平穩運行造成較大壓力。按照2020年我國天然氣需求3100億立方米計算,儲氣調峰能力需超過400億立方米。《天然氣發展“十二五”規劃》中重點儲氣庫項目合計設計工作氣量257億立方米,即便其能夠全部投產,再加上LNG接收站的調峰能力,仍有接近100億立方米的能力缺口需要彌補。  綜上所述,未來我國天然氣市場仍將長期持續發展,但需求增速將明顯下降,“十三五”期間存在較大的資源過剩和價格倒掛風險,特別是在全球天然氣市場供需寬松的環境下,對國家天然氣政策的制定和商業模式的選擇提出了較大挑戰。就此提出以下建議。  首先,統籌規劃發展,保持市場均衡。加強市場監測,做好分析預判,從全國層面開展天然氣供需平衡和資源流向分析,準確把握市場脈搏,判斷拐點出現時機,提前研究制定方案,有效應對市場變化。在需求側加大市場開發和維護力度,借助大氣污染治理的有利時機,完善天然氣價格和利用政策,營造有利的政策環境,繼續大力推動發展工業煤改氣和交通用氣。在供應側把握發展節奏,控制項目進度。除此之外,國內LNG接收站的規劃、建設也需配合協議供氣時間和市場開發情況適度推進,避免像歐洲、美國一樣發生LNG接收站產能嚴重閑置的問題。  其次,深化市場改革,構建交易中心。“十三五”期間我國將迎來深化天然氣市場改革和構建區域交易中心的難得機遇。天然氣市場改革的深化應放在整個能源系統市場化改革的全局中來統籌考慮,并與國家財稅體制改革和生態文明制度建設相結合,使之在價格上既可以反映市場真實供需情況,又能夠充分體現生態環境損害成本和修復效益。天然氣市場交易中心的建設則取決于基礎設施的完善和現代市場體系的構建,后者主要通過加強市場監管、放寬準入條件、健全征信體系、消除地方保護、反對壟斷和不正當競爭行為等措施,構建和維護公開、公平、公正的市場規則。  最后,完善價格機制,加強調峰能力。一方面加強需求側管理,提高銷售計劃的質量和效率,抓緊研究出臺天然氣季節峰谷價格和用戶階梯價格等政策,用價格杠桿引導需求合理變化,并注重可中斷用戶的開發和培育;另一方面通過政策積極引導,在投融資、稅費等方面給予政策支持,鼓勵天然氣企業與地方政府和大型用戶加強合作,采用多種方式加快儲氣調峰能力建設。
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        2017-04

        能源資源價改拉開序幕:天然氣價改預計上半年完成

        發布時間 : 2017-04--24 點擊量 : 7
        2014年圣誕節當天,《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》已獲國務院常務會議原則通過,待批復后擇機發布,而新電改方案將從放開售電和競爭環節定價來推進電力市場化改革,這意味著“啃硬骨頭的改革”終于要在2015年正式拉開帷幕。  電改無疑是2015年價格改革思路的一個縮影,按照加大政府定價減、放、改力度,凡是能由市場決定價格的全部交給市場,政府不進行不當干預的原則,大力推進價格簡政放權,完善主要由市場決定價格的機制。  2014年10月29日,國家發展改革委秘書長李樸民指出,“加快推進價格改革,將放開一批由發改委管理的商品服務和資源性產品價格。”2014年11月15日召開的國務院常務會議要求,要抓緊制定價格改革方案,做到統籌配套,成熟一項、推出一項。2014年11月出臺的《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》明確,要推進石油、天然氣、電力等領域價格改革,有序放開競爭性環節價格,天然氣井口價格及銷售價格、上網電價和銷售電價由市場形成,輸配電價和油氣管輸價格由政府定價。  接受記者采訪的多位專家認為,電改領銜2015年能源資源價格改革的同時,天然氣價格改革將持續推進。按照計劃,2015年非居民用存量氣和增量氣價格將實現并軌,非居民用氣價格將逐步放開,居民生活用氣也將建立階梯價格制度。由于國務院多次提出要加快市場化改革,天然氣價改的進程將加快,預計在2015年上半年就可完成。
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        2017-04

        能源發展行動計劃:天然氣還較火熱

        發布時間 : 2017-04--24 點擊量 : 16
        近日,國務院辦公廳發布《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》(下稱《行動計劃》),將對能源結構的調整上升到國家層面。《行動計劃》花了大量篇幅提到了煤炭行業的總量控制與發展問題,要求到2020年,煤炭消費比重控制在62%以內,消費總量控制在42億噸左右。  去年,國務院發布《大氣污染防治行動計劃》,計劃在2017年將煤炭消費比重降至65%以下。現在,降低煤炭消費比重的決心在政策層面進一步凸顯。  從環保的角度來看,近日,清華大學發布報告稱,煤炭是中國PM2.5的重要排放源。在京津冀、長三角、珠三角等重污染區域,50%到70%的PM2.5來自煤炭燃燒。  “通過結構的調整,來倒逼煤炭企業轉型。”中央財經大學中國煤炭經濟研究院煤炭上市公司研究中心主住邢雷對《第一財經日報》記者表示。  《行動計劃》特別提到,要加快發展煤炭清潔開發利用技術,建立健全煤炭質量管理體系,加強對煤炭開發、加工轉化和使用過程的監督管理。  卓創資訊分析師張斌對記者表示,降低煤炭的消費比重,推進減量替代,主要還是在高耗能的行業上,煤化工是政策比較推崇的方向。比如,加大煤炭轉化成油的進程,對原油的保障是有益的。  《行動計劃》指出,要以新疆、內蒙古、陜西、山西等地為重點,穩妥推進煤制油、煤制氣技術研發和產業化升級示范工程,掌握核心技術,嚴格控制能耗、水耗和污染物排放,形成適度規模的煤基燃料替代能力。  近年來,中國能源結構不斷改善,天然氣等清潔能源比重處于上升態勢。官方數據顯示,2013年能源消費結構為:煤炭占66.0%,石油占18.4%,天然氣占5.8%,水電、核電、風電等占9.8%。  《行動計劃》指出,到2020年,非石化能源占一次能源消費比重達到15%,天然氣比重要達到10%以上。張斌對記者表示,政策給行業帶來的機遇是,未來五六年內,天然氣還會是比較火熱的產品。  《行動計劃》特別提到,要重點突破頁巖氣和煤層氣開發。到2020年,頁巖氣產量力爭超過300億立方米。到2020年,煤層氣產量力爭達到300億立方米,并且對煤層氣要“加大支持力度”。  此外,到2020年形成石油替代能力4000萬噸以上。張斌表示,從環境治理的角度看,替代能源的空間會非常大,4000萬噸的量已經接近成品油年產量的10%~15%。
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        2017-04

        能源局:2020年天然氣在一次能源占比提到10%以上

        發布時間 : 2017-04--24 點擊量 : 6
        近日召開的2014年中國氣體清潔能源發展與能源大轉型高層論壇(以下簡稱“高層論壇”)上,國家能源局副局長王禹民公開表示,加快發展氣體清潔能源,將成為推動我國能源轉型的重要方向。  王禹民指出,根據BP能源統計,在2013年世界能源消費結構中,煤炭占30.1%,石油占32.9%,天然氣占23.7%,非化石能源占13.3%,石油和天然氣是主體能源,石油消費高于天然氣。王禹民表示,根據有關研究機構預測,由于天然氣的清潔性、便利性,以及目前頁巖氣、煤層氣、致密氣等非常規天然氣的快速發展和分布式能源的廣泛應用,未來天然氣消費量將可能超過石油,成為世界第一大主體能源。  在高層論壇上,中石化總地質師、中國工程院院士馬永生介紹,所謂氣體能源主要包括常規天然氣、頁巖氣、煤層氣、天然氣水合物、煤制甲烷等。根據新一輪油氣資源評價和全國油氣資源動態評價(2013年),我國氣體清潔能源地質資源量為335.72萬億立方米,可采資源量91.71萬億立方米。根據每年消費4100億立方米(消費水平比目前翻一番)測算,我國天然氣資源可供開采200年以上。因此,天然氣資源開發程度低,發展前景遠大。  “根據有關測算分析,2020年我國天然氣的消費量可能比2015年增長一倍,達到4100億立方米,占一次能源消費比重達到12%左右,成為未來我國能源革命的重要引擎。”國務院發展研究中心副主任劉世錦在高層論壇上指出。  2020年頁巖氣產量力爭超過300億立方米  “當前和今后一段時期,我們將按照中央財經領導小組第六次會議和新一屆國家能源委首次會議的部署,按照陸地與海洋并舉、常規與非常規并重的原則,加快常規天然氣遞增上產,加快突破非常規天然氣發展瓶頸,促進天然氣產量快速增長。”王禹民透露,為此國家將主要采取五方面的措施。  王禹民指出,首先要加快非常規天然氣勘探開發。以四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地和南海為重點,加強西部低品位、東部深層、海域深水三大領域科技攻關,加大勘察開發力度,力爭取得大突破、大發現,努力建設8個年產量百億立方米以上的大型天然氣生產基地。到2020年,累計新增常規天然氣探明地質儲量5.5萬億立方米,年產常規天然氣1850億立方米。  王禹民介紹,其次是重點突破頁巖氣和煤層氣開發。加強頁巖氣地質調查研究,加快“工廠化”、“成套化”技術研討和應用,探索形成先進適用的頁巖氣勘探開發技術模式和商業模式,培育自主創新和裝備制造能力。著力提高四川長寧-威遠、重慶涪陵、云南昭通、陜西延安等國家級示范區儲量和產量規模,同時爭取在湘鄂、云貴和蘇皖等地區實現突破。到2020年,頁巖氣產量力爭超過300億立方米;以沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣為重點,加大支持力度,加快煤層氣勘探開發步伐,到2020年煤層氣產量力爭達到300億立方米。  對于開發情況,在高層論壇上,中國石油勘探開發研究院院長、中國工程院院士趙文智介紹,我國天然氣開發已經順利實現工業起步,發展好于預期。截至2014年10月,頁巖氣鉆井300余口,獲氣168口,累產氣達12億立方米。其中,中石油持續探索海相頁巖氣,鉆井80口,獲氣井54口,率先實現工業突破;中石化鉆井130口,獲氣井79口,率先實現快速上產;延長油礦探索鄂爾多斯陸相頁巖氣,鉆井46口,獲氣井32口,產量較低;國土部、地方及礦權招標區鉆井50余口,見低產氣井3口,進展較慢。  “我國發展海相、海陸過渡-湖沼相煤系與湖泊三類頁巖氣,其中第一類頁巖氣最為現實,后兩類尚需加強基礎研究和探索予以查證。”趙文智指出。不過,我國海相頁巖氣具有特殊性,技術進步與政策扶持是實現規模開發的關鍵,且發展規模和地位不能與美國等量齊觀。  趙文智進一步指出,我國海相頁巖氣可落實的可采資源量約5萬億立方米,可以支撐年產500億-600億立方米20年以上,是我國天然氣工業長期穩定發展的重要補充。  在王禹民看來,第三是積極推進天然氣水合物資源勘查與評價。加大天然氣水合物勘探開發技術攻關力度,培育具有自主產權的核心技術,積極推進試采工程。  對此,中國地質調查局基礎調查部主任張海啟在高峰論壇上指出,根據初步測算,中國天然氣水合物遠景資源量達1100億噸油當量,其中海域800億噸,陸域300億噸。2013年南海55平方公里內鉆探控制的天然氣水合物儲量,折算成天然氣超過1000億立方米,相當于一個大型常規天然氣氣田,顯示出巨大的能源潛力和開發利用前景。  同時,國家能源局還將穩妥實施煤制氣示范工程。按照清潔高效、量水而行、科學布局、突出示范、自主創新的原則,以新疆、內蒙古、陜西和山西等地為重點,穩妥積極推進煤制氣技術研發和產業化升級示范工程,掌握核心技術,嚴格控制能耗、水耗和污染物排放,形成適度規模的煤基燃料替代能力。  不過,中國工程院院士杜祥琬在高層論壇上指出,煤制氣具有高耗煤、高耗水和高排放的特征,不屬于低碳能源,不是發展方向。  此外,王禹民還提出,國家能源局還將加強先進生物質能技術攻關和示范,發展新一代生物制氣技術研發和示范,做好技術儲備。  2020年天然氣主干網里程達到12萬公里以上  “在天然氣消費方面,我們將堅持增加供應與提高能效相結合,加強供氣設施建設,有序拓展天然氣城鎮燃氣應用。到2020年,天然氣在一次能源消費中的比重提高到10%以上。”王禹民透露,為此國家將主要采取五方面的措施。  王禹民介紹,首先是實施氣化城市民生工程,新增天然氣應優先保障居民生活和分散燃煤,組織實施城鎮居民用能清潔化計劃,到2020年城鎮居民基本都用上天然氣。  中國城市燃氣協會國際部主任馮穎在高層論壇上介紹,截至2013年,城市燃氣消費量達到1108億立方米,其中天然氣、人工煤氣、液化石油氣占比分別為80%、5%和15%。其中天然氣發展迅速,成為城鎮燃氣的主要起源之一,年均復合增長達到20%。  “其次,穩步發展天然氣交通運輸,結合國家天然氣發展布局,制定天然氣交通發展中長期規劃,加快天然氣加氣站基礎設施建設,以城市出租車、公交車為重點,積極有序發展液化天然氣汽車和壓縮天然氣汽車,發展天然氣轎車、城際客車、重型卡車和輪船。”王禹民指出。  王禹民進一步指出,第三項措施是適度發展天然氣發電,在京津冀、長三角和珠三角等大氣污染重點防控區,有序發展天然氣調峰電站,結合熱負荷需求適度發展天然氣-蒸汽聯合循環熱電聯產。  同時,國家將加快天然氣管網建設。王禹民透露,按照西氣東輸、北氣南下、海氣登陸的供氣格局,加快天然氣管道及儲氣設施建設,形成進口通道、主要生產區和消費區相連接的全國天然氣主干網,到2020年天然氣主干網里程達到12萬公里以上。  對此,馬永生介紹,中石化將以西北、西南、華北、東北和LNG五大氣源為基礎,建成以川氣東送、榆濟等輸氣管道為主干線,陸上天然氣與沿海進口LNG互補的管網體系。  “隨著我國儲氣庫的發展,地下儲氣庫的功能將由調峰型向儲備型發展。”國務院發展研究中心資源與環境政策研究所所長助理郭焦峰研究員在高層論壇上對21世紀經濟報道指出,預計到2020年我國儲氣庫的工作氣量將達到800億立方米,需要建設的地下儲氣庫將達到60座以上,因此儲氣庫建設具有巨大的發展前景。
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        2017-04

        國內天然氣價格拓展步伐正在減緩

        發布時間 : 2017-04--24 點擊量 : 7
        “自2010年至今,中國天然氣價格經歷了翻番上漲,天然氣在下游的拓展步伐受到高價的抑制,增速在放緩。”卓創資訊天然氣分析師王曉坤分析道,隨著天然氣價格的快速上漲,它的經濟性越來越不明顯,雖然應用領域已經拓寬,但在車用領域,成品油出現了“七連跌”,致使天然氣價格優勢不明顯,天然氣車的推廣也受到阻礙;在工業領域,由于造紙、金屬冶煉等制造業低迷,對于價格敏感,價格逐步上漲的天然氣的吸引力在減弱;在發電領域,更是由于天然氣發電高于煤炭3倍左右的成本而步伐滯緩。“我覺得價格上漲已經進入瓶頸期,漲不動了。”王曉坤表示,支撐漲價的最大的推動因素,就是進口企業的虧損。如果進口企業確實已經擺脫虧損局面,或者虧損情況有所好轉,從整個政策層面來說,作為國家大力支持的清潔能源,天然氣就不會漲價。“數據顯示,2013年進口管道氣的價格是2.2元/立方米,進口LNG的均價是2.6元/立方米,而上海的門站價超過3元/立方米。”王曉坤稱,雖然中石油公布的財報是虧損,但理論上算起來天然氣的門站價和進口價價差是在擴大,進口企業的虧損情況有所好轉。  數據顯示,目前國內天然氣價格調整已經進行了兩輪:2013年7月10日起調整非居民用天然氣價格,將天然氣分為存量氣和增量氣。2014年9月1日起,天然氣非居民用氣除廣東、廣西(增長0.12元/立方米)外,其他省市存量氣價格均增長0.4元/立方米。  此外,有業內人士稱,由于受到國內經濟增速緩慢的拖累,隨著氣價的上漲,下游需求受到抑制,目前天然氣的庫存量已經由往年的20億立方米增加至50億立方米,供需格局寬松,以“氣荒”作為漲價的理由不再充分。同時,隨著天然氣開采技術的不斷進步,加之國家加大推廣清潔能源的力度以及補貼的加碼,天然氣企業虧損情況逐漸好轉。因此,綜合以上,國內天然氣漲價動力不足  油價“八連跌”拖累天然氣氣價改革提上日程  “八連跌”雖然未能如約而至,但成品油價格的大幅下降已經對天然氣價格帶來了巨大沖擊。目前成品油和天然氣之間的價差縮小。  特別是在9月之后國家發改委調整了非居民存量天然氣之后,終端天然氣價格不降反增,天然氣的價格優勢更加減弱。  記者采訪中發現,受到油價下跌因素以及天然氣需求放緩影響,國內液化天然氣生產企業訂單減少,出廠價格大幅下降;LNG車用需求放緩,工業用戶的“油改氣”“煤改氣”動力不足。雖然進入了用氣高峰期,但是天然氣行業卻提早進入“寒冬”。  “油改氣”積極性受挫  2014年汽油累計已下跌1515元/噸,柴油累計下調1455元/噸,調整后的汽、柴油供應價格分別為每噸7465元和6400元,柴油與天然氣間的價格差已從最高的近5000元/噸縮減至2000元/噸。  與油價大跌相對應的是,9月1日,國家發改委對非居民用存量天然氣門站價格每立方米提高0.4元。此次價格上調幅度超過2013年7月的調價,存量氣價格相對于2013年上漲了約14%~25%。  天然氣價格上行、油價大跌。受此影響,天然氣較替代能源的經濟性優勢逐漸削弱,導致下游用氣積極性受到一定程度的影響。  “天然氣的價格優勢的確出現了大幅減弱,近期在LNG上(液化天然氣)體現得更為明顯。”安迅思息旺能源資深天然氣行業分析師錢莉在接受記者采訪時表示。  錢莉表示,以目前陜西西安市場的情況為例,目前每百公里柴油車燃料批發成本約為242.5元;而每百公里LNG(液化天然氣)車燃料批發成本約為155.7元,兩者差額為86.8元。然而在7月份時,這一價差為126.5元。天然氣價格上漲,無疑打擊了一部分企業推廣LNG車用市場的積極性。同樣擔憂的,還有存在于各地的眾多“油改氣”企業。  西安托馬汽車天然氣改裝公司廠長馮江南告訴記者,公司主要從事為各種小型轎車改裝油改氣裝置,根據車型不同,一輛車的改裝成本約在2000元~6000元之間,改裝后的車使用的燃料是CNG(壓縮天然氣)。  “客戶進行‘油改氣’就是沖著燃氣價格劃算來的,現在氣價還是比油價便宜一些,但已不如以前了。”馮江南稱,油價連續下調之后,天然氣和成品油之間的價差縮窄,因此很多客戶對于“油改氣”的積極性也有所減弱。據其介紹,目前廠子每個月的改裝訂單約為50輛車,相對于2012年和2013年每個月100余量的訂單,減少了一半左右。  另據廣東一位LNG貿易商告訴記者,很多工業客戶的發電機組使用的是“雙燃料機”,意味著既可以用LNG,也可以用可替代的LPG(液化石油氣),由于LPG價格大跌,在同等熱值下,現在使用這一替代能源更為劃算,很多客戶加大了對LPG的采購,所以LNG銷售量有所減少。  終端氣價不降反升  11月27日,山東淄博市執行新的天然氣價格政策,居民生活用基本氣價由此前的每立方米2元上漲到2.7元,漲價幅度為35%。車用天然氣銷售價格由此前的4.38元調整為4.68元。  不僅如此,近期已經有揚州、德州等多個城市的天然氣價格進行了上調。天然氣價格上調,也讓眾多的工業企業深受影響。  “本來冬季都是用氣高峰期,但是現在反而很難做。”陜西一家生產LNG的企業負責人告訴記者,陜西省是國內生產LNG最大的省份,大部分企業生產的液化天然氣的原料主要是從中石油長慶油田采購的,10月1日開始中石油已經將天然氣的存量氣和增量氣氣源價格進行了全面并軌,價格由此前的1.955元/立方米調整至2.48元/立方米。  上述人士進行計算,漲價之后,生產一噸LNG的成本增加了1400元/噸。公司的成產成品高了很多,但是下游市場又不景氣,受油價大跌等因素影響,LNG生產企業賣給批發商的價格不漲反跌。  據了解,目前陜西企業生產的LNG,已經基本呈現出價格倒掛現象。——成本約為4550元/噸,但現在的出廠價格基本上在4300元~4500元/噸。  據檢測數據顯示,近兩個月以來,全國民用氣需求占比達到全國需求總占比80%的4個地區——華南、華東、華中、華北的液化氣批發價格下跌了16%~19%。  然而值得一提的是,雖然LNG的批發價格出現大幅下降,但是終端民用價格卻基本保持不變。  天然氣分析師燕麗敏告訴記者,由于民用LNG主要用途為燃燒,所以目前各地物價管理部門對LNG都有所監管。以上海為例,其對民用液化天然氣的零售價格調整周期為一個月,調整的標準是月均批發價格漲跌幅度超過50元/噸。  氣價改革提上日程  “如果油價的跌勢后期還在繼續,天然氣的價格優勢得不到體現,這不利于天然氣消費比重的提升。”錢莉表示。  目前,我國天然氣消費量在一次能源消費中的比重約為5.9%,根據國家“十二五”的規劃,2015年這一比重要占到7.5%,2020年達到10%。  油價下跌LNG價格高企、批發價格大降民用價格不變、燃氣環保價格卻不斷上漲,這些矛盾正凸顯出包括LNG在內的天然氣定價機制的弊端。  在多位業內人士看來,要鼓勵使用天然氣,提高天然氣使用占比,必須厘清天然氣的成本和價格。  “現在LNG生產企業把批發價格定得很低,按道理說最終會傳導到終端價格上,終端用戶會受益,實際上又恰恰沒有。”燕麗敏表示,現在國內生產的LNG由國家發改委以及物價部門對上游氣源價格進行管制,同時又對終端價格價格管制,部分保留著計劃經濟體制的運作模式,而且與“放開兩頭、管中間”的思路背道而馳。  值得關注的是,在11月26日國務院發布的《關于創新重點領域投融資機制鼓勵社會投資的指導意見》中提出,理順能源價格機制,稱要進一步推進天然氣價格改革,2015年實現存量氣和增量氣價格并軌,逐步放開非居民用天然氣氣源價格,落實頁巖氣、煤層氣等非常規天然氣價格市場化政策。  “長期以來中國的天然氣價格處于明顯低估的狀態,但現在的改革讓市場各方都認為價格改革,就是漲價。”亦有中石油一位研究人士告訴記者,此前國內的天然氣定價多采用“成本加成”法,也就是定價以行政為主、市場為輔,由政府部門根據生產與供應成本再加合理利潤確定,隨后2011年開始試點“市場凈回值”定價機制,引入了和油價一樣的動態調整機制,但是這種定價機制也存在眾多問題。  該中石油人士表示,比如氣源價格偏高、企業的管道費不合理、價格調整機制不明確、不同用戶的用氣成本未能區別,這都是后期天然氣改革需要改進的地方。  另外對于LNG行業,從目前的定價機制來看,短期LNG合同價格多掛靠管道天然氣現貨價格,中長期LNG合同價格則掛靠油價,所以LNG的價格和國際油價高度相關。而目前來看,這種定價方式存在明顯問題,預計未來油價和氣價脫鉤也是大勢所趨。
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        2017-04

        能源發展戰略行動計劃印發 頁巖氣惹關注

        發布時間 : 2017-04--24 點擊量 : 6
        國務院辦公廳近日印發了《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》,要求重點實施節約優先、立足國內、綠色低碳和創新驅動四大戰略,加快構建清潔、高效、安全、可持續的現代能源體系。《行動計劃》指出,加強頁巖氣地質調查研究,加快“工廠化”、“成套化”技術研發和應用,探索形成先進適用的頁巖氣勘探開發技術模式和商業模式,培育自主創新和裝備制造能力。分析人士指出,近年來國家鼓勵政策頻繁出臺,對我國頁巖氣發展起到了極大的推動作用,未來頁巖氣市場的發展空間廣闊。  政策面暖風頻吹  國務院辦公廳近日印發《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》(以下簡稱《行動計劃》),明確了2020年我國能源發展的總體目標、戰略方針和重點任務,部署推動能源創新發展、安全發展、科學發展。這是今后一段時期我國能源發展的行動綱領。  《行動計劃》指出,能源是現代化的基礎和動力,能源供應和安全事關我國現代化建設全局。當前,世界政治、經濟格局深刻調整,能源供求關系深刻變化,我國能源資源約束日益加劇,能源發展面臨一系列新問題、新挑戰。要堅持“節約、清潔、安全”的戰略方針,重點實施節約優先、立足國內、綠色低碳和創新驅動四大戰略,加快構建清潔、高效、安全、可持續的現代能源體系。到2020年,基本形成統一開放競爭有序的現代能源市場體系。  《行動計劃》表示,要重點突破頁巖氣和煤層氣開發,加強頁巖氣地質調查研究,加快“工廠化”、“成套化”技術研發和應用,探索形成先進適用的頁巖氣勘探開發技術模式和商業模式,培育自主創新和裝備制造能力。著力提高四川長寧-威遠、重慶涪陵、云南昭通、陜西延安等國家級示范區儲量和產量規模,同時爭取在湘鄂、云貴和蘇皖等地區實現突破。到2020年,頁巖氣產量力爭超過300億立方米。  值得注意的是,近幾年政策面暖風不斷吹向頁巖氣行業。2012年11月,財政部出臺《關于出臺頁巖氣開發利用補貼政策的通知》,從2012-2015年,對頁巖氣生產給予0.4元/立方的補貼。2013年1月,國務院發布能源發展“十二五”規劃,提出以煤層氣、頁巖氣、頁巖油等礦種區塊招標為突破口,允許符合條件的非國有資本進入,推動形成競爭性開發機制。2013年6月,國家發改委發布關于調整天然氣價格的通知,嘗試對頁巖氣、煤層氣和進口液化天然氣(LNG)等進行市場化定價。2013年10月,國家能源局出臺《頁巖氣產業政策》,將頁巖氣開發納入國家戰略性新興產業,要求在原有補貼政策的基礎上進一步加大補貼幅度,同時加大對頁巖氣勘探開發的稅費減免。國家鼓勵政策的頻繁出臺,對我國頁巖氣發展起到了極大的推動作用。  頁巖氣行業市場空間廣闊  截至2013年,在全國頁巖氣3大相、9大層系中,我國已在南方下古生界海相、四川盆地侏羅系陸相、鄂爾多斯盆地三疊系陸相三個領域實現了突破,形成了一批頁巖氣產能,其中,中石化10億立方米/年,中石油3億立方米/年,延長石油1億立方米/年。在西北地區侏羅系陸相、東部斷陷盆地古近系陸相、南方上古生界海陸過渡相三個領域取得了的重要進展。  國信證券表示,取中性假設,2020年中國頁巖氣實際產量達到800億立方米,假設2015年頁巖氣平均單井年產量為1500萬立方米,2020年平均單井產量年產量提升至1800萬立方米,單井成本由8000萬元降至5000萬元,對應2015和2020年頁巖氣開發市場規模分別為208億和1333億元,年均復合增長45%。其中,鉆井服務市場規模分別為81億和517億元,壓裂服務市場規模分別為107億和685億元,其他完井服務市場規模為20億和131億元。由此來看,頁巖氣行業未來的市場空間廣闊。  廣發證券指出,由于近兩年在地質勘探和鉆井開發兩方面的積累效應,我國2013年頁巖氣產量較上年增長8倍,來自于中石化、中石油和延長石油三家企業,并且主要來自于川渝地區。長期來看,國家在四川、重慶地區設立的“頁巖氣示范區”將繼續發揮帶頭作用,為未來全國各頁巖氣區塊的開發積累作業經驗和地質資料;短期來看,三家石油巨頭的先發優勢已經形成,未來將憑借資源優勢、地方支持、技術優勢和作用經驗,繼續引領產能產量雙增長。未來借“所有制改革”和天然氣價改的東風,預計相關油服訂單將大幅上升,一批頁巖氣相關企業將直接受益。  美國中小型獨立能源公司、設備提供商和油井服務商等各類企業,都在美國的頁巖氣革命中實現了大幅營收增長和股價攀升。目前中國頁巖氣發展情況大約符合美國10年前的產業情況,正處于前瞻布局中的良好投資時點。建議關注具有核心產品技術競爭力的設備提供商,以及在市場開放中直接受益的差異競爭型民營油服企業。  LNG汽車將成天然氣汽車主要增長點  中國石化經濟技術研究院副院長毛加祥18日表示,天然氣正在成為傳統車用燃料的主要替代力量,其中LNG汽車將成為未來天然氣汽車的主要增長點。  毛加祥是在18日上午于北京舉行的第二屆亞太石油貿易國際會議上作出上述預測的。  他指出,天然氣汽車包括CNG和LNG兩種,其中國內城市加氣站目前更多采取CNG汽車模式。但由于國內天然氣價格改革,預計2015年存量氣價格將繼續上漲0.8元/立方米,屆時國內超過80%的城市加氣站價格處于油價的50%-75%之間,競爭力將顯著下降,CNG車對傳統燃料的替代可能放緩。  他表示,相比于CNG車,LNG車經濟、安全、續駛里程長,進口LNG較柴油經濟性仍較明顯,更有望成為未來天然氣汽車的主要增長點。2013年我國LNG汽車保有量已達到27萬輛,4年來年均增速達114%。我國第一艘LNG船舶已經下水,長江第一座LNG加注站也已投產。同時,我國已建成10座LNG接收站,在建與規劃已有9座,預計未來接收能力將超過5000萬噸/年,資源供應也沒有問題。
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