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页岩气行业最新发展概况

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页岩 行业 最新 发展 概况
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中国页岩气行业发展概况与建议美国能源信息署的统计数据显示,当前全球页岩气可采资源为 189 万亿立方米。其中,北美地区拥有 55 万亿立方米;亚洲拥有 51 万亿立方米;非洲拥有 30 万亿立方米;欧洲拥有18 万亿立方米。1. 能源缺口天然气在中国能源消费结构中的比例仅为 4%,预计 2014 年也仅上升到 9%,远低于世界平均 24%的水平。即使如此,中国的常规天然气供应仍然难以满足国内庞大的需求,至 2015 年,缺口预计达到 1200 亿方。作为天然气净进口国,中国对外依存度越来越高。2011 年,中国天然气对外依存度达到 24%;预计到 2030 年,将达到 42%。2013 年我国天然气产量为 1210 亿立方米,而进口量达 534 亿立方米,对外依存度超过 30%。新闻摘要涪陵页岩气项目位于四川盆地东部边缘的涪陵区焦石镇成为国内外关注的焦点,根据现有地质资料和产能评价,涪陵页岩气田资源量约 亿立方米,预计 2015 年底将建成产能 50 亿立方米/年,2017 年将建成年产能 100 亿立方米的页岩气田,这相当于建成一个 1000 万吨级的大型油田。中国石化将与涪陵区政府共同成立页岩气开发合资公司,负责涪陵区页岩气开发工作,而由中国石化重庆石油分公司控股,重庆交运集团、重庆燃气集团分别参股的 化天然气)生产销售公司已经成立。今后,页岩气销售以及管网建设,中国石化都将与重庆市进行合作,共享页岩气开发成果。重庆市正与央企以及其他大型页岩气勘探开发企业加强合作,携手打造页岩气勘探开发的“主战场”。2017 年中国石化要实现百亿方气田开发目标,在勘探开发、配套设施建设、综合消纳项目建设等方面预计将投资 500 亿元:2014 年至 2020 年,中国石油以及其他页岩气投资公司在重庆市的页岩气勘探开发投资将超过 1000 亿元。中俄天燃气供销协议2014 年 5 月 21 日中俄在上海签署中俄东线供气项目购销合同等两份合作文件,习近平主席和普京总统共同见证签字仪式。俄罗斯 中国签订天然气协议。协议期限30 年,从 2018 年开始,每年供应 380 亿立方米,该协议总价为 4560 亿美元 。当前,俄罗斯通向中俄边境线的已完工的天然气管道仅有一条 ——管道横跨俄罗斯远东地区,若 2018 年时能顺利延伸至中国境内,则可能首先通往中国人口稠密的北方地区,接近首都北京。延续 道建设工程预计将耗费 220 亿美元 —300 亿美元资金。俄罗斯希望中国能够承担部分建设资金,或者为该项目提供部分贷款。2. 发展页岩气的战略意义在存在巨大的能源缺口的同时,中国的页岩气储量规模却全球领先——占世界页岩气储量的 19%。因此,发展页岩气等非常规天然气对中国能源安全、绿色环保以及能源外交有着重大战略性意义。• 填补国内能源需求缺口,加强能源安全中国能源缺口巨大,极度依赖进口,大力开发页岩气资源,可以缓解进口压力。• 改善能源结构、提高清洁能源比例中国约有 71%的发电量来自污染严重的煤电,减排需求迫切,天然气发电大有可为。• 改变国内能源供应格局中国天然气大部分分布在西部,消费地却在东部,不得不耗巨资建设西气东输工程及西气东输二线,并规划了三线。如果能在东部形成一定规模的页岩气产能,将有利于减少气量的长途调运,平衡天然气地理分布的不均匀。• 提高内部能源供给利于提高对俄罗斯等天然气输出国的议价能力中国常规天然气对俄罗斯、中亚等地的依存度较高,大量依靠进口,议价能力较弱。国内的页岩气开发可以增强中国对天然气输出国的议价能力。3. 发展历史页岩气开发与利用在中国的起步较晚,但近年已越来越受重视。2006 年,中国石油勘探开发研究院开始了页岩气资源的调查研究。2009 年 11 月,中国石油与壳牌合作开发的中国首个页岩气合作项目《富顺- 永川区块页岩气项目》在成都启动。2010 年更是动作频频,当年中国石油在四川盆地川东地区、云贵地区开辟了两个页岩气开发试采示范区;4 月,国内的第一口页岩气水平井在四川威远县实现完井;同年 6 月 27 日国土资源部首次举办油气探矿权公开招标活动;两个月后页岩气“十二五”规划提交国务院;当年 12月,国家能源科技“十二五”规划也中对页岩气的发展提出明确要求。2012 年 2 月,国土资源部公布页岩气正式成为中国第 172 种矿产,并将按独立矿种制定投资政策,引进多种投资主体,制定相关支持政策,推进页岩气勘察开采进程。4. 发展现状与常规天然气资源相比,中国的非常规天然气资源十分丰富,并且随着开采技术的进步,中国非常规天然气资源有着巨大的发展潜力。目前,中国非常规天然气资源开发利用正处于快速发展阶段。以页岩气为主的非常规天然气的开采在今后二十年将保持每年超过 10%的增长。据“十二五”规划,至 2015 年,全国页岩气产量将占非常规天然气产量的 75%。因此,对于中国的石油企业来说,转变认识、研发低成本配套技术以推进页岩气的开发利用将是一项重大战略选择。此外,在开发国内非常规天然气的同时,中国的石油企业必须争取通过各种途径获取国外非常规天然气资源和技术,以保证资源的充足性。内外技术合作中国页岩气产业的巨大潜力吸引了全球关注。除本土三大石油公司外,海外企业通过与三大石油公司旗下公司技术合作也逐步进入市场(参见表 2)。表 2 技术合作类型 公司 进入时间 形式 阶段 近年主要举措内企 中石油 2007 年全资合作勘测为主11 年 4 月在四川威远打出我国第一口页岩气试验开采井,日产 1 万立方米11 年 12 月已在四川省南部的页岩区钻探了约 20 口气井12 年 2 月收购荷兰皇家壳牌石油有限公司在加拿大 岩气项目中20%权益中石化 2009 年全资合作勘测为主11 年 7 月中标渝黔南川页岩气勘查区块探矿权11 年 12 月成功对元坝 9 井实施大型压裂测试,首次获页岩气日产量 立方米气井11 年底与中海油合作开发的安徽芜湖下扬子西部区块页岩气勘察项目地震作业项目开工12 年 2 月,与美国德文能源达成价值 22 亿美元收购协议,参与其五处页岩油气田经营中海油 2010 年全资合作勘测为主10 年 10 月 11 日,购入美国切萨皮克公司鹰滩页岩油气项目 益,试水页岩气开发,通过收购获得相应技术,为国内大规模商业化开采作准备11 年 12 月 29 日,安徽页岩气项目地震作业开工,此举标志着中海油陆上油气勘探的开端中海油 2010 年全资合作勘测为主10 年 10 月 11 日,购入美国切萨皮克公司鹰滩页岩油气项目 益,试水页岩气开发,通过收购获得相应技术,为国内大规模商业化开采作准备11 年 12 月 29 日,安徽页岩气项目地震作业开工,此举标志着中海油陆上油气勘探的开端延长石油 2011 年全资合作勘测为主11 年 6 月,延长石油集团打成我国第一口陆相页岩气井,并已成功压裂产气在陕西延安地区 5 口钻井取得陆相页岩气重大发现河南省煤层气公司2011 年 合资 勘测 11 年 7 月,河南省煤层气公司中标渝黔湘秀山页岩气勘查区块探矿权底 合作 勘测07 年 12 月与中石油开展 “四川盆地威远地区的页岩气联合研究项目” 评价寒武系、志留系的页岩气资源和开发前景,并进行勘探009 年 合作 勘测09 年 11 月与中石油合作中国首个页岩气项目“富顺成都启动10 年 12 月 28 日中石油发布公告称与壳牌合作的第一口页岩气井于 22 日顺利开钻判勘测开发10 年至 2011 年间,康菲石油公司与中石油就开发四川省页岩气资源进行深入谈判010 年 合作 勘测 10 年 1 月与中石化在贵州凯里、苏北黄桥等地着手合作开采页岩气(资源换技术)011 年 合作 勘测 11 年 3 月宣布与中石油联手在内蒙投资 20 亿美元,建设非常规天然气生产项目外资012 年 合作 勘测 12 年 2 术挑战中国的页岩气资源多分布在边远山区,并且离地表较远,因此开采难度大。同时,由于丰度较差,因此矿井开采期也较短。此外,中国页岩气地质结构种类较多,需要不同的开发技术,如四川盆地属于海相页岩储层,可借鉴美国经验;而吉林东部盆地属于陆相页岩储层,美国技术未必适用。这些特点给中国页岩气资源的开采带来了种种挑战。目前,中国在页岩气资源评价和水平井、压裂增产开发技术等方面,尚未形成核心技术体系。并且,部分关键核心专利技术掌握在美国企业手中,中国只能依靠引进来获取页岩气领域的领先技术。因此,在吸收国外先进技术的同时,中国必须鼓励页岩气开发利用企业积极开展技术创新,攻克技术难题,增强我国页岩气气开发利用的科技保障能力,加快构建成熟的页岩气技术开发体系。业格局与美国模式不同,中国页岩气领域由三大油企主导,中小企业介入很少,行业发展较慢。这些大型国有油气企业的组织、流程和员工基本按照传统的油气产业链环节设置,作业周期长,相互间协作能力弱,专业能力尚待加强。同时,由于缺乏独立的油服公司,导致整个行业效率低下,开采成本居高不下。更重要的是,中国国有油气公司作为全产业链巨头,各环节均要涉足,在独占环境下缺乏开拓新业务的积极性,不太适合页岩气开发的需要。输网络当前,中国的天然气运输管网规模小,运载能力受限,网络接入并未开放,造成了页岩气的传送瓶颈。2010 年中国的运输管网规模不足美国的 20%(参见图 5),支线网络建设更是落后,且联络线较少,管线间较为独立,连通程度不足,导致天然气市场只能沿干线开发,市场规模受限。更重要的是,美国联邦能源管理委员会通过第 636 号法令要求管网向市场普遍开放,而中国油气管道则未开放使用准入,且按区域分割。策支持从美国的经验来看,1978 年美国联邦政府出台了《能源意外获利法》,但对页岩气开发仍实施长达 15 年的补贴政策,各州政府都实施了相应的五项税收优惠,有些州甚至对页岩气的开发不征生产税,并专门设立了非常规油气资源研究基金,鼓励中小企业钻探开发投资。这些政策对于美国页岩气的发展起到了很大的推动。目前,国务院对页岩气的开发给予了高度重视,并已经明确一系列政策扶持页岩气未来的开发应用。但是,中国页岩气政策的可操作性仍待提高,距离页岩气产业发展所需的理想政策环境仍有距离。中国政府正在为页岩气的勘探开发制定一系列扶助措施,如制定了页岩气资源战略调查和勘探开发规划、制定了鼓励页岩气资源战略调查和勘探开发政策、完善和创新页岩气矿业权管理制度、加强了页岩气国际合作与交流并加快制定了页岩气技术标准等。在页岩气资源战略调查和勘探开发的政策制定中,明确了要立足长远、统筹规划,依靠科技、立足创新,注重基础、突出重点,增加储量、提高产能。要根据国民经济中长期规划和能源发展战略的要求,统筹页岩气资源战略调查和勘探开发,科学规划,合理布局,使页岩气成为可供长久利用的清洁能源。采成本以美国经验来看,气藏较好的页岩气开采成本约为 民币 /立方米,比天然气为高。考虑气储条件、资源质量和开采技术的差异,中国页岩气采成本更高,约在 (参见表 3)。表 3 美国页岩气开采成本成本结构 气井成本( 百万美元 ) ) 美元 /英亩) 5,000 5,000 5,000支出、租赁经营、气井维修、管理费等(美元 /) 元/美元 /人民币 /立方米) 定价体系中国目前的天然气定价采用管制定价方法,由井口价、管输价和输配价组成,其中井口价和管输价组成门站价。我国长期以来依据气源不同分别定价,而且销售时还存在双轨制,直到 2010 年中才取消双轨制定价。对于管输价,跨省管道管输价由发改委制定,省内管输价由省物价部门核定。输配价则由各省或地市物价部门单独制定,指导原则是根据天然气用途分别定价。目前的定价方法不利于页岩气等非常规天然气发展,但是从 2011 年 12 月起陆续展开的天然气定价市场化改革可望改变这一格局。目前首先在广东和广西两省开始的天然气价改工作试图按净回值方法由替代能源市场结构形成天然气价格,政府只对自然垄断的天然气管道运输价格进行管理。具体措施包括:• 以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价• 以计价基准点价格为基础,考虑天然气市场资源主体流向和管输费用• 天然气门站价格实行动态调整机制,根据可替代能源价格变化情况调整• 放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格由于目前天然气对其他替代能源的比价关系较低,因此价改主要的结果是提高了井口价。• P 天然气 —中心市场门站价格(含税),元/ 立方米• K—折价系数,暂定 α、 β—燃料油和液化石油气的权重,分别为 60%和 40% • P 燃料油 、P 价周期内海关统计进口燃料油和液化石油气价格,元/千克• H 燃料油 、H 天然气 —燃料油、液化石油气和天然气的净热值(低位热值),分别取 10000 千卡/千克、12000 千卡/ 千克和 8000 千卡/ 立方米• R—天然气增值税税率,目前为 13%此次价改虽然核心是针对天然气的市场化定价,但其中提出的放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价的原则给页岩气的开发也带来了利好。业垄断由于精力主要集中于常规气源的开发,三大巨头对页岩气开发热情不足;中小型企业又受困于进入壁垒难以涉足页岩气开采,导致资源闲置;而中游的运输同样被三大巨头垄断,销售管网也是特许经营的。其它企业开采的页岩气难以进入输送管道导致运输、销售受阻,直接影响中小企业在页岩气产业链上的生存空间。2012 年 2 月国务院批示将页岩气设立为独立矿种,并鼓励民间资本等进入页岩气开采,从而带动国外技术引进。此外,国家鼓励企业致力于加大管线建设,增强页岩气开采、传输的配套性。遗憾的是,页岩气的管道接入准许仍较难获得,传输销售依然存在障碍。勘探开采垄断的打破,将有利于形成畅通的产业链、推动外部资本、技术的引入,形成竞争、形成行业规模,并降低成本。然而,运输、销售垄断仍将是制约页岩气商业化发展的巨大障碍。5. “十二五”规划2012 年 3 月,国家发布了页岩气“十二五”规划,对发展页岩气提出了明确的目标并表明了全面支持的态度。• 总体方向:‒ 到 2015 年,基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价;‒ 掌握页岩气资源潜力与分布,优选一批页岩气远景区和有利目标区,建成一批页岩气勘探开发区,初步实现规模化生产;‒ 主要装备自主化生产,形成一系列国家级技术标准和规范,建立完善的产业政策体系;• 主要目标:‒ 优选 30~50 个页岩气远景区和 50~80 个有利目标区;‒ 探明页岩气地质储量 6000 亿立方米,可采储量 2000 亿立方米;‒ 2015 年页岩气产量 65 亿立方米;‒ 形成适合我国地质条件的地质调查与资源评价技术方法,勘探开发关键技术及配套装备;• 鼓励政策:‒ 依法取得页岩气探矿权、采矿权的矿业权人或探矿权、采矿权申请人可按照相关规定申请减免页岩气探矿权和采矿权使用费;‒ 对页岩气勘探开发等鼓励类项目项下进口的国内不能生产的自用设备(包括随设备进口的技术),按有关规定免征关税;‒ 页岩气出厂价格实行市场定价;‒ 优先用地审批;• 配套建设:‒ 天然气管网设施比较完善的页岩气勘探开发区,积极建设气田集输管道,将页岩气输入天然气管网;‒ 对远离天然气管网设施,初期产量较小的勘探开发区,建设小型 用装置防止放空浪费;‒ 根据勘探开发进展情况,适时实施建设页岩气外输管道;6. 岩气开发体制的成功要素对中国而言,当前最迫切的是建立适合页岩气产业特点的开发体制。而页岩气开发体制的成功要素包括:政策支持美国页岩气开发的成功,很大程度上得益于美国政府在页岩气产业发展不同阶段实施不同的产业扶持政策。而中国页岩气勘探开发尚处于初期,亟须政府在相关产业政策方面给予一定的支持。目前,中国尚未出台专门支持页岩气勘探开发的税收优惠和补贴等财政税收政策,以及页岩气开发及利用的相关价格及市场拉动政策。多元竞争页岩气作为新兴产业,专业分工要求高、创新驱动性强,适合采用多元竞争的开采模式。若中国页岩气开发一开始就形成垄断格局,很容易出现像煤层气一样的发展滞缓的情形。相反,若在产业初期适度放开市场准入,引入多元投资主体,鼓励技术开发,培育专业化分工服务体系,页岩气开发进程、技术进步以及产业配套就会明显提速。分工协作美国页岩气成功开采的关键在于包括政府在内的各类产业角色合理分工。其多元投资主体与专业化分工服务相结合的开发体制调动了包括风险投资、技术研发、上游开采、基础设施、市场开发、终端应用等各方面的积极性,系统完善且执行到位的监督体制保证了页岩气开发快而有序。鉴其他行业的教训在制定下一步的页岩气产业政策时,必须吸取中国煤层气领域的相关教训——中国煤层气开发和利用各个环节存在的各种问题,以及非市场化的制度安排,抑制了行业活力。煤层气开发领域的主要问题在于以下几个环节:气权获取:煤炭、煤层气矿业权重叠,使得煤层气领域的进入门槛增高;采煤和采气矿权管理部门不统一,致使开采权取得困难。抽采:中国煤层气抽采技术与装备不够先进,引进力度不够,导致抽采难度很大、抽采率偏低,平均仅为 23%,而美国、澳大利亚等国抽采率均在 50%以上。运输:煤层气管网等基础设施的建设落后,无法到达消费终端;煤层气运输主要利用现有天然气管网,而这些管网为行业巨头所控制。零售:国家对于煤层气的定价机制不合理;虽然给予煤层气一定的优惠,相关政策落实不到位,企业积极性不高。以上几个问题在国家制定针对性强的页岩气扶植政策的时候,值得反思:气权获取:破除垄断,建立新的产权管理机制,降低页岩气勘探开发的准入门槛;设立独立矿权,鼓励勘察。抽采:加大科研攻关力度,并通过退税和补贴的方式,鼓励专用设备和技术的引进。运输:加强在储运和管网上的投资,开放管道的准入,改善管道运输区域分割的局面;合理制定页岩气、天然气混输计价的解决方案。零售:采用基于替代能源的市场化定价,提高气价,补贴页岩气等非常规天然气的价格。策支持页岩气的发展需要政府在上下游各个领域的全面支持。首先,在税费方面,可给予页岩气开采(相关企业)税费减免或财政补贴;其次,进一步推动天然气价格市场化;第三,技术方面,应对设备进口关税实行减免,发放企业技术研发补贴,支持研发基地建设(包括科技投入、政策支持等)以及提供合作研发优惠政策(包括合资、合作、兼并收购);最后,在行业管理中,应开放页岩气的管网准入许可,包括下游市场开放;同时加大管网建设投入。此外,还应加大领导协调力度,协调各级机关快速处理各类重大、突发问题,以更经济、更利于行业发展的方式优化天然气用气优先级。值得注意的是,由于东部地区是主要需求地且资金充足,就近供应本地消费能有效降低成本,尽快实现经济效应,推动产业发展的深化,所以应鼓励加大对东部地区的页岩气开发。费结构调整中国天然气利用领域分为城市燃气、天然气化工、工业燃料、天然气发电四大类。其中,城市燃气大部分属于优先类,天然气化工多在限制类,天然气发电被列为限制类,天然气制甲醇被列在禁止类。化工用气比例尚高但集中于低附加值的化肥等行业。目前的利用政策和电力价格导致发电领域天然气使用较少,高度依赖煤资源,不利于资源有效利用与清洁发展。未来,中国应基于资源利用效率及经济性调整天然气使用优先级,从而调整消费结构。预计到 2015 年国内天然气消费量将达 2400 亿立方米左右,其中城市煤气和工业用气所占比例将由 63%升至 68%,化工用气将由目前的 22%降至 13%,发电用气比重由 15%上升至 19%。业层面的挑战对企业而言,页岩气的开发利用仍然有较高的风险。政策风险1)管道垄断:由于管道接入存在垄断,对往下游输送形成了壁垒。2)定价风险:天然气价格整体受到管制,价改初现端倪但总体形势尚未明朗。 技术风险1)环境污染:水力压裂技术使用不当将对环境造成污染,法国对此持非常保守的态度,美国舆论也对此进行了频繁的报道;此外页岩气泄漏也将造成环境污染及安全风险。2)开采成本:我国页岩气开采早期成本可能高达 ,高于常规天然气开采成本。同时,页岩气井的衰退周期较短,开采钻探需要反复投入。而国内页岩气产业又尚未商业化运作,规模效应尚未形成,成本总体较高。3)勘探损失:我国常规油气钻探出现干井或是不具经济开发价值的油气井非常多,早期油气钻探的失败率高达 40%;埋藏更深的页岩气勘探开发更是高风险行业,投资开采风险比较大。销售风险1)渠道竞争:燃气下游销售特许经营,新进入企业对市场情况不甚了解,经营权取得困难。新进入企业难以取得优势。2)价格波动:国际油气、煤炭等其他能源价格的变化及波动也将会影响页岩气开发经济性,带来投资风险。如在美国,受页岩气规模化量产带来供过于求造成的本土天然气价格下降已使一些页岩气开采商变得无利可图,甚至巨额亏损。企业的启示虽然面临重重挑战,但随着政策环境改善,业务需求增长,页岩气的开发对各类油气相关企业均是良好的机遇。对国内大型企业来说,应加强基于中国实际情况的各类技术研究(如勘探、开采技术及环境保护技术),积极参与页岩气市场化运作的法规、标准制定,通过兼并收购美国页岩气企业获取相关技术能力,加强管线等页岩气配套设施建设,加强分工合作,将勘测等部分职能外包,拉动整条产业链的发展。对国内中小企业来说,应加强与海外企业的技术合作,同时进一步与大型企业就油气开采、运输、销售领域进行合作,加强对下游渠道的拓展并落实开采出的页岩气的消纳。此外,还应与资本合作,降低高投资带来的进入门坎,或考虑多企业联盟的方式解决投资门槛高的问题,并共担风险。对于外资企业,除了应该对中国市场的资源环境、市场环境、投资环境进行充分的调研,制定合理、有效的市场进入战略,还应该充分利用资金、技术、经验优势与国内企业就上游开采、管道运输及下游渠道进行深入合作。
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