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開篇：寫作不僅是一種記錄，更是一種創造，它讓我們能夠捕捉那些稍縱即逝的靈感，將它們永久地定格在紙上。下面是小編精心整理的12篇天然氣行業研究報告，希望這些內容能成為您創作過程中的良師益友，陪伴您不斷探索和進步。
力推LNG燃料船舶技術應用
“我們認為到2015年，以LNG為燃料的新船訂單將達到500艘，到2020年將達到數千艘 。”2011年11月29日，在第十六屆中國國際海事會展上亮相的DNV亞太及中東地區首席運營官Remi Eriksen表示， LNG作為一種清潔且高效的船舶燃料受到的廣泛關注，不僅對整個航運業提出了倡議，也為將LNG作為船舶燃料更快引入各個領域打下了基礎。
2011年11月28日，DNV在上海了一份有關中國液化天然氣市場現狀與前景的報告。這一自2010年以來進行的系列調研后報告，是繼東南亞、孟加拉國、印度和印度尼西亞后完成的第五個研究報告，明確了挪威和中國公司有可能進行合作的領域包括：提供液化天然氣再氣化解決方案、液化天然氣小規模分銷、液化天然氣船用燃料、液化天然氣貯存及船對船傳輸、航運技術（推進和燃料倉技術）以及標準化活動等。
據“十二五”計劃預測，在中國的初級能源結構中，天然氣的比重將在2015年從2010年的4%提高到8.3%。為了達到這一宏偉目標，中國在2015年將需要進口大約500-600億立方米天然氣（包括液化天然氣和管道天然氣進口），大致相當于歐盟目前的進口水平。據中國船舶經濟研究所預測，中國2015年的天然氣進口將需要14座液化天然氣接收終端和65艘液化天然氣運輸船舶提供支持。Remi以DNV已經完成研發的數個LNG燃料船的設計概念為例，認為DNV已經投入了相當多的資源來開發以LNG作為燃料的船舶概念，聚集了優秀的船舶工程師們一起開發新的概念，這些概念船展示給船東、船廠、監管當局和業界其他利益相關方，以共同激勵創新和推動實際進展。
據悉，挪威船東此前已向中國江蘇的船廠訂造了兩艘LNG為燃料的新船。在推進與中國的合作方面，DNV以及其它挪威公司將利用其獨特經驗，為中國公司提供助益，并可在先進航運技術聯合研發方面發揮引導作用。同時隨著中國液化天然氣價值鏈標準的迅速提高與變化，挪威公司還可以在改善安全和環境風險管理等方面提供咨詢服務。
首家三種類型船舶燃油效率新指南
2011年11月29日， DNV在上海三份內容分別覆蓋油輪、散貨船和集裝箱船的提高燃油效率新指南。這是繼2011年4月推出針對散貨船的燃油效率指南后，又一引導船舶設計方、船廠和船東的重要指標性文件。
據了解，去年4月DNV了散貨船燃油效率指南的第一版后，“收到了來自散貨船船東和運營商的良好反饋，推動了我們更新這份指南以覆蓋更多領域，提供更多細節”，DNV散貨船部經理Michael Aasland先生表示，由于低迷的市場租金和不斷上漲的油價，目前對這種客觀性指南的需求非常強烈。除了更新散貨船燃油效率指南，DNV針對油輪和集裝箱船，制定了兩種船型的燃油效率指南。
為適應IMO海上環境保護委員會通過和批準的新船能效設計指數（EEDI）、能效營運指數（EEOI）的要求，上述新指南包括不同節油措施分別對EEDI和船舶能效運營指數（EEOI）的影響。如油輪燃油效率指南，包括現有船舶和新設計船型，對不同節油措施的選擇及其具體的操作特點提供了簡明的概述。同時，其附加的相關投資回報率分析計算器以及DNV的咨詢服務，將為油輪的設計方、船廠和船東提供高度相關的補充和決策支持。而集裝箱船燃油效率指南則為低速航行和減少箱量提供正確的措施降低油耗。
DNV表示，為了進一步幫助船東，三份指南還附加了免費的投資回報率計算器，可基于未來油價、利率、降低油耗的評估以及投資和維護成本進行經濟效益分析。計算器給出來了所選節油設備的凈現值、回報率和回報周期。DNV將為船東和運營商提供咨詢服務，從最初的設備篩選到設備效果的驗證，幫助船東和運營商更容易做到節約成本、改善環境績效，并在艱難的市場環境中具有競爭力。
設立大中國區技術咨詢服務中心
“隨著行業快速增長以及面臨的新環保挑戰，中國海事行業需要越來越多的技術支持。” DNV全球副總裁兼大中國區主席姚伯樂介紹說，“在中國設立專門的技術咨詢部門是DNV的戰略舉措，符合我們對中國的長期承諾―即支持中國船舶和海洋工程行業的可持續發展。”
據了解，DNV大中國區技術咨詢服務中心將針對船舶和海洋工程領域提供一系列的技術咨詢服務，包括結構分析、運動和波浪載荷、噪音和振動、動力機械設備、延壽評估、現狀評估、創新和技術論證，以及其他根據客戶要求定制的服務。
在過去的10年間，美國頁巖氣的產量增加了16倍，其在天然氣消費中的比重也由當初的1%上升到了30%左右。2011年，美國頁巖氣產量超過了1800億立方米，據EIA 預測，2035 年頁巖氣在美國天然氣消費量的占比將達到47%，其重要性愈加突出。有人甚至將頁巖氣與美國當年的互聯網科技相提并論，認為頁巖氣可能拉動美國經濟再一次崛起。
美國是非常規天然氣開發的先行者，在頁巖氣領域方面亦有著非常成功的經驗。自上世紀末從德克薩斯州的巴內特頁巖層取得成功開采以來，美國取得了全世界屈指可數的馬塞勒斯等頁巖氣田的成功開發，頁巖氣開發速度加快，產量也迅速增長。
歷史上，頁巖通常被視為常規油氣儲藏的生源巖或蓋層，滲透率和孔隙度低，開采技術難度大且成本較高。但從20世紀90年代開始，隨著水平鉆井技術以及壓裂技術的提高和結合應用，頁巖氣的巨大潛力和經濟性逐漸被行業認識。就在數年前，因為國內天然氣的巨大需求，美國還在努力建設龐大的昂貴設施以進口液化天然氣。而如今，由于大規模頁巖氣儲量的發現和生產，美國一只腳已經跨入了天然氣出口國的行列。
他山之石
北美頁巖油氣的大規模開發主要歸功于大批中小規模的專業性公司，這些中小公司經營靈活、技術創新能力強，在頁巖氣開發中起到了先鋒作用。目前活躍在頁巖氣開發領域的中小公司數以千計。而一體化的大型石油公司的頁巖區塊資產相對較少，主要繼承于陸上常規油氣資產或項目層面的股權轉讓，或者收購專業頁巖氣公司。
隨著油價高企和常規油氣項目的交易難度加大，國際大型石油公司紛紛投資于非常規資源。有研究認為，近十年來，全球油氣行業針對常規油氣資源的并購數量逐年減少，而針對油砂、深水、頁巖油氣等非常規油氣資源的并購交易額逐年增加。
美國頁巖氣成功開發得益于以下有利因素。首先是美國擁有巨大的市場需求。根據2012年BP世界能源統計，2011年美國天然氣消費總量為6901億立方米，為全球最大的天然氣消費國。上世紀末，能源專家還預計未來美國將需進口大量液化天然氣，以彌補國內天然氣產量不足所造成的缺口。市場需求成為驅動包括頁巖氣在內的非常規天然氣開發的重要因素。
美國的地質成藏條件也相對優越。從沉積環境、地質構造及熱成熟度等方面的條件都非常好，而且氣藏埋深適中、頁巖分布面積廣、厚度大等，使得頁巖油氣可采資源豐富。
技術上的創新和突破也是頁巖氣開發獲得成功的最重要因素，這主要有三個方面：一是水平鉆井技術的實現，與常規的直井相比，水平井能夠控制更多的含氣面積，更好地利用儲層的天然裂隙產氣。與直井相比，水平井也減少了對地面、環境的影響，而且能減少集輸管線的需求。二是多段水力壓裂技術，通過對水平井的多段隔離并實施壓裂，大大縮短了完井時間，降低了完井成本。三是壓裂液，根據不同的儲層特性使用不同的壓裂液配方，對壓裂實施效果非常重要。同時，隨著技術發展而涌現的大量的獨立服務公司，能提供頁巖氣開發各個環節的技術服務，提高服務效率，進一步降低了成本。
當然，美國還出臺了一系列鼓勵非常規天然氣開發的扶持政策。早在上世紀80年代美國政府就頒布了一系列法律法規、稅收、補貼等優惠政策，極大地鼓勵了中小獨立油氣企業參與到包括頁巖氣在內的非常規天然氣的開發，在競爭中不斷技術創新，推動頁巖氣的迅速發展。
在美國，大部分土地和地下礦產都屬私有，油氣開發者只需與土地所有者談判獲取土地使用權、共享收益，相對較為容易。而且租地成功后，便可吸引投資基金，鉆井到達一定規模時，還可上市融資。此外，頁巖氣開發商積極與外國公司合資，吸引了大量外資參與開發。
而成熟的集輸管網、強大的天然氣運輸能力和合理的運輸費用也為頁巖氣的大發展提供了有利條件。由于美國常規天然氣開發早，天然氣管網總長度超過50萬公里，在各州均建有密集的運輸管線，從州與州之間的主干管線、到州內或當地的集輸管線發達。運營這些管線的是獨立的管道公司，他們根據天然氣開發的情況，適時建造管線，使管線與上游開發有機協調。這些管線的運營獨立、透明，使頁巖氣的銷售和利用變得非常便利。
另外，在美國，水資源的可獲得性、交通便利、地形平緩等因素也很有利于頁巖氣的大規模開發。
挑戰猶存
伴隨著頁巖氣的成功開發，美國的一些環保專家和組織也對水力壓裂技術提出了質疑，因水力壓裂技術的實施需使用大量的水和化學劑，可能對地下水資源造成污染。在頁巖氣開發非常活躍的德克薩斯州，還出臺了法令，規定天然氣生產商在使用壓裂技術前需公示使用的化學劑。此外，美國環保組織的質疑也引起了其它國家對于頁巖氣開發技術的擔憂，尤其是在對于環保問題更為敏感的歐洲，法國已經明確禁止采用水力壓裂技術。
另一方面，頁巖氣的急劇大規模開發，使供應釋放，氣價迅速大幅下降；如果收縮鉆井規模，又可能會使氣價急劇反彈，給天然氣市場造成沖擊，不利于天然氣發電等下游產業的發展，這是需要美國反思的問題。但根據一些主要投行預測，從供需角度而言，將會支撐長期天然氣價在4.5美元/ 百萬英制熱單位。隨著開發越來越成熟，以及新技術的應用，將會進一步降低頁巖氣開發盈虧平衡成本，相較其他非常規氣而言，頁巖氣開發成本更具競爭力。根據瑞銀2012年3月的研究報告，美國頁巖氣開發的盈虧平衡成本在4.18美元/百萬英制熱單位。
美國非常規天然氣開發的示范效應，正激勵著其它具有頁巖氣資源的國家躍躍欲試。根據美國能源信息署2011年對32個國家的48個頁巖氣盆地的研究，全球頁巖氣技術可采資源量達到6622萬億立方英尺，其中，中國以1275萬億立方英尺的可采資源量位列全球第一，其次是美國和阿根廷，其技術可采資源量分別為862萬億立方英尺以及774萬億立方英尺。除此之外，墨西哥、南非、加拿大、利比亞、阿爾及利亞、巴西、波蘭和法國等國都蘊藏著豐富的頁巖氣資源。
中國當前的頁巖氣開發熱情正一浪高過一浪，對比美國開發的成功經驗，中國應從中吸取經驗教訓。一方面，中國頁巖地層比美國更為復雜，埋藏更深，行業內對頁巖氣的地質規律及成藏模式認識有限，因此，相關部門如何盡快摸清自己的家底進而給出詳實的儲量數據。
關鍵詞：能源指標；天然氣；生態防護
1 城市生態規劃發展的歷史背景
生態城市是人類在對人與自然關系的長期探索過程中所提出的關于城市發展模式的一種理想形態。
國外對生態城市的探索起源較早，雖然我國國內的生態學思想也有較長歷史，但對于生態城市的研究與實踐于20世紀80年代才正式興起，生態城市理論在我國城市發展建設中方得以推廣和應用 [1]。
全球城市化的迅速擴張導致能源大量消耗，同時引發溫室效應等一系列大氣污染問題。以能源系統作為導向進行城市生態規劃，徹底改變能源結構，發展清潔能源，提高能源利用效率才能從根部解決城市化的需要與脆弱生態環境間的矛盾。
2 能源結構調整方案
2.1 能源系統指標分析
目前天然氣和太陽能是替代傳統化石燃料的熱門能源，此兩者結合形成了五種能源系統。這些系統較復雜，涉及到不同方面的能源指標（其分類見表2.1），不便于相互比較，故針對實際情況采用ASPID法為所有標準分配權重系數，轉換成一個模糊數學集合的歸一化指標，即EISD（可持續發展能源指標）和GIS（可持續性一般指標）[2]。
由上表可知，各分項指標都進行了預先定義，其中經濟指標優先考慮能源成本，社會指標優先考慮每戶所占可再生能源份額，生態指標優先考慮能源生產過程中CO2和NOx排放量。
我國城市生態規劃模式是“政府主導型”，其生態建設成本較高，因此確定能源結構調整方案，經濟指標所占權重系數較高，同時保有社會指標與生態指標相同權重系數，這樣計算得出的選擇名單上有僅常規天然氣和僅非常規天然氣兩種能源系統。為進一步篩選出最佳方案，還需進行可行性分析。
2.2 可行性分析
2.2.1 僅常規天然氣能源系統
常規天然氣是一種潔凈的優質能源，具有熱值高、無二次污染等特點；我國常規天然氣總資源量約為38萬億m3，已探明儲量占總資源量9%左右；我國常規天然氣利用技術正逐步走向成熟，逐步形成統一的全國天然氣骨干管網。
常規天然氣在我國能源結構中所占比例將不斷提高，把發展常規天然氣作為推進生態文明建設的重要突破口，改變我國“多煤、貧油、少氣”的能源結構具有重要戰略意義。
2.2.2 僅非常規天然氣能源系統
非常規天然氣資源主要成分80%—99%為甲烷氣體，具有潔凈、低污染特性；我國非常規天然氣資源量約為常規天然氣資源量的5.01倍，但開發難度較大；生物天然氣—沼氣將污染物資源化，形成生態循環經濟發展模式，能源效益十分顯著。
目前我國僅依賴非常規天然氣主導能源結構是不切實際的，在形成完整、成熟技術體系，進入規模開發階段后，非常規天然氣方能改變我國能源格局。
結合兩者的可行性分析，最終確定能源結構調整方案以常規天然氣為重心，再輔以其它可再生能源為城市生態循環護航，與我國低碳能源中期目標的戰略核心完全吻合。
3 天然氣利用中的生態防護
天然氣利用中的生態防護主要從生產、施工、運營此三個時期入手。
3.1 生產期
轉變經濟發展方式、實踐生態文明是天然氣產區發展循環經濟的必然選擇，具體對策如下：
①提高天然氣勘探開采技術，從源頭控制不利影響。
②生產中提高天然氣凈化處理能力，減輕環境污染。
③天然氣開采和凈化處理中，建立環保機制。
3.2 施工期
施工期人員、機械活動最頻繁，對周圍環境影響最大。因此施工期生態環境影響應作為環評工作的重點，進行全面分析后采取相應措施保護。
在編寫可行性研究報告和初步設計階段，根據國家、地方和行業有關標準、規范和政策合理布置管線走向；嚴格控制農田、林地施工場地的范圍，減少耕地、林地占用面積；嚴格控制施工作業帶寬度，不得超過規定的標準限值，以減少裸地和土方暴露面積[3]。
3.3 運營期
運營后沿線工程擾動區域內的原有人工植被及自然植被逐漸恢復，對沿線區域景觀生態環境影響相對較小，有效保護措施如下：
①根據站場布置可采取壓縮機房盡量采用隔聲門窗，管道和閥門用軟性材料包扎等降噪措施。
②建立風險管理體系，明確管理組織結構、任務和職責，制定規范化的操作規程和事故應急預案，并建立管道系統資料檔案[4]。
總之任何事物均相輔形成，若采取粗放型天然氣利用方式，導致生態系統退化，將直接威脅天然氣基礎設施的安全運行。制定合理的生態防護規范，適時開展生態恢復和環境建設，對保障區域生態環境和天然氣基礎設施的安全具有雙重意義。
4 結語
“十二五”期間我國能源需求總量有望繼續快速增長，天然氣將是21世紀消費量增長最快的能源。在其迅猛發展之時，以生態文明理念指導天然氣工業建設，培育和完善天然氣市場，從而實現天然氣資源的可持續協調開發利用，達到經濟、環境效益共贏局面。天然氣在國家能源結構中扮演更為重要的角色，為節能減排做出更大貢獻。
參考文獻
[1] 楊小波 等.城市生態學[M].北京：科學出版社，2008，5-14.
[2] Jovanovic.M， Turanjanin.V， Bakic.V， Pezo.M， Vucicevic.B. Sustainability estimation of energy system options that use gas and renewable resources for domestic hot water production [J].Energy，2011，36（4）：2169-2175.
一、美國“頁巖氣革命”提升了美國的戰略競爭力
美國“頁巖氣革命”加速了美國再工業化進程。美國上世紀80年代開始“去工業化”進程，將勞動密集型、資源消耗型的產業在全球進行再配置，使美國制造業占GDP的比重從2000年的14.2%降至2010年的11%，從業人數也大幅下降。（李勇豎、夏杰長、雷雄：“頁巖氣革命、美國再工業化與中國應對策略”，《中國經貿導刊》，2013年第3期）之后，由于長期面臨“雙赤字”問題，美國政府開始對制造業進行全面評估。2003年。美國制造業聯盟了《結構成本如何損害了美國制造業員工和競爭力》的報告。同年，美國勞工聯合會《復興美國制造業》的報告。上述研究指出，制造業是美國經濟增長和技術創新的主要動力，也是維持國防和國土安全的基礎。
2008年國際金融危機之后美國進一步強化了“再工業化戰略”。奧巴馬政府提出了“制造業促進法案”、“重振美國制造業政策框架”和“出口倍增計劃”等一攬子政策，從國家層面提出加快創新、促進美國制造業發展的具體建議和措施。在這一關鍵時期，“頁巖氣革命”像一場“及時雨”，帶來了能源價格的大幅下降，進而降低了制造業成本，吸引了許多企業重歸美國，推動了美國制造業的復興。
低天然氣價格使美國高能耗行業競爭力得到了不同程度的修復。據統計，美國天然氣價格僅相當于人民幣0.4元/m3，同期德國進口俄羅斯的氣價約合1.9元/m3，日本進口液化石油氣的成本高達3.4元/m3。以低價格能源為基礎的低綜合成本，使美國制造業的競爭優勢正在提升。如，美國基礎化工行業的全球競爭力在2008—2009年還幾乎位居末席，今天則成為世界最強。（同上，第19頁）波士頓咨詢公司的一項最新調查顯示，目前廉價氣使得美國尿素毛利率達50%左右，低成本尿素生產將彌補美國尿素缺口，中國對美國尿素出口受到最直接的沖擊。同時。美國氯堿廠商充分利用低成本乙烯，提高開工率并擴大產能。受低成本價格拉動，美國制造業訂單全面復蘇。美國供應商管理協會的2013年數據表明，美國制造業已連續數十個月保持擴張。
事實上，美國“頁巖氣革命”的效果非常明顯，對美國能源結構調整所作出的貢獻毋庸置疑，而且“頁巖氣革命”不僅對美國產生了非常大的影響，在全球范圍內也產生了很大的影響。美國和加拿大積極宣傳、引領發展，在技術實踐上一直帶領全球在該領域向著更快發展，而包括中國在內的許多國家正在積極學習，努力加大本國的研發力度。
二、美國“頁巖氣革命”對世界能源版圖重構和全球政治經濟格局的綜合影響
第一，“頁巖氣革命”改變了傳統的各國能源對外依存度對比。頁巖氣開發正在撬動未來幾十年的全球能源格局。根據BP公司的預測，世界能源消費增長將非常強勁。在未來20年里，世界石油需求增長主要來自非經合組織國家，其中，中國、印度和中東地區國家的能源需求增長幾乎構成了全球全部能源需求凈增長的份額。（謝曉蕾：“美國頁巖氣革命對世界能源結構的重構及其對中國的意義”，《黨政干部學刊》，2012年第11期）從增加的能源消費結構來看，占據最大份額的是天然氣液體產品。除了美國之外，幾乎所有能源進口國的對外依存度都會上升。而由于“頁巖氣革命”的影響，美國的能源進口將大幅下降。
隨著美國能源需求漸漸回歸美洲，歐洲的能源需求來源也越來越趨于多元化，中印等新興國家將成為世界主要的能源進口國。據英國石油集團公司預測，未來20年全球能源消費增長的96%將來自亞洲新興國家為代表的非經濟合作組織國家。因而，未來能源進口的主要矛盾將從歐佩克組織同經濟合作組織之間轉移到新興經濟體同歐佩克之間。
從全球范圍內來看，替代和清潔能源產業的迅速發展，昭示著國際社會期待新能源革命。盡管由于不同的立場和觀點，備方定義和理解的能源轉型還有許多差異。但許多國家仍專注于未來新能源項目，以促進經濟復蘇和能源危機的緩解。氣候變化和其他環境、生態等因素，使新能源和可再生能源的全球投資受到高度關注。從長期的角度來看，新能源的轉型是大勢所趨，以頁巖氣為代表的新的能源體系和新技術支持的能源利用最終將取代傳統的能源利用機制。
第二，美國國內油氣產量的增加將對傳統能源大國的地緣戰略地位產生強勁沖擊。俄羅斯的地緣政治實力與戰略以其龐大的油氣資源生產和出口為主要基礎。目前俄年產原油量超過5億噸，居世界首位；天然氣產量也超過5億噸油當量。美國非常規油氣資源的廣泛開發和出口，使俄羅斯在歐洲的強硬定價權以及市場份額將被削弱。詹姆斯‘貝克研究報告指出，美國頁巖氣開發將使俄羅斯在西歐天然氣市場所占份額從2009年的27%降至2040年的約13%。（James A Baker，“Shale gas and u.s National Security”，Institute for Public Policy，July 2011）這在一定程度上使歐盟市場對俄羅斯的油氣進口依賴逐步降低，俄羅斯在歐洲的地緣政治地位也將受到大幅削弱。
中東地區能源戰略地位將下降。一直以來，中東始終是世界能源版圖的中心。隨著北美能源地位的提高，中東未來將退居為亞洲的能源中心。美國將大大降低在中東地區的外交和軍事介入。對于美國而言，新的世界油氣版圖將使美國的油氣供應系統更富有彈性，也更加安全。一旦美國從中東地區全面收縮力量甚至撤出，勢必造成中東地區出現“權力真空”，如何保持穩定的石油生產與出口，將給世界地緣政治格局帶來許多挑戰。（林利民：“世界油氣中心西移及其地緣政治影響”，《現代國際關系》，2012年第9期）
隨著頁巖氣為代表的非常規油氣走向成熟和壯大，出現了一個產量快速增長的地帶。即從北美洲西部的頁巖油氣和瀝青砂巖油到墨西哥灣的海上油氣，經委內瑞拉重油帶到巴西深海。從近期發展潛力上看，稱這個地帶為“第二個中東”是有一定道理的。世界油氣供應和消費的多元化新格局已初露端倪，世界地緣油氣的版圖正在發生影響深遠的變化。
第三，美國在清潔能源投資領域的領先地位有利于其維持全球霸權地位。“頁巖氣革命”的意義在于其提供的能源供給從很大程度上改變了美國的能源政策。美國能源獨立性為其對外政策特別是能源政策調整提供了可能。美國具有公認的超強實力，并在實際上控制著全球服務于以其霸權為主導的國際制度和機制架構。因此，“頁巖氣革命”使美國在復雜的相互依賴的能源博弈中具有更為優越的地位和討價還價的能力。
而美國逐步從能源進口國轉變為能源出口國，也必將對國際能源格局產生顛覆性的影響。奧巴馬政府希望通過新能源政策促進美國的產業轉型和升級，并使美國重獲國際競爭力。頁巖氣在此意義上是美國最新開發出來的新能源，為美國經濟復蘇提供了穩定而價格低廉的能源供應，意味著美國將在興起的“第三次工業革命”浪潮中繼續保持全球領先地位。此外，清潔能源的發展將幫助美國減少化石能源的消費，從而降低溫室氣體排放量，實現綠色、可持續發展，并使美國改善其在國際氣候問題上的消極印象，重獲氣候談判的主動權和領導地位。
三、美國“頁巖氣革命”對中國能源安全的影響及對策思考
近期。一些專家、學者認為美國前幾年突然向中國兜售頁巖氣，意在讓中國把眼光都集中在頁巖氣上，從而放過對未來領先的核裂變等高科技清潔能源的研發，因此“頁巖氣革命”是一場美國針對中國的“陰謀”。無論是以往關于氣候變化的質疑還是現在的“頁巖氣革命”，都曾被有些人指認為是遏制中國發展的“陰謀論”。但就目前中國的現狀而言，其關鍵點在于不管是否存在西方社會的主觀惡意，中國的環境保護和能源結構調整都已迫在眉睫，必須盡快形成一個系統、科學的能源一環境發展戰略才能促進國家可持續發展。
一方面，中國如果能夠順應這次能源革命的潮流，中國的能源安全形勢就會得到緩解，尤其是減輕大量對外能源進口的壓力（如中國石油的對外依存度已經超過55%）；另一方面，如果中國錯過“頁巖氣革命”，則中國的能源安全問題就會面臨內外矛盾疊加的困境。
第一，必須堅持清潔化的發展理念。近年來，我國大部分地區頻現霧霾，嚴重影響人們的身體健康，損害了中國的國際形象，這與我國大量使用煤炭等“臟能源”密切相關。2012年，我國一次能源消費結構中原煤占68.5%，天然氣只占4.7%。而經濟發達的美國，原煤占19.8%，天然氣占29.6%。盡管以煤為主的能源國情難以徹底改變，但盡量減少煤炭消費，積極推廣天然氣等清潔能源的使用已勢在必行。一旦中國的“頁巖氣革命”獲得成功，不僅能夠改變我國能源供應結構、提高我國能源安全系數，而且能夠增強我國在國際能源政治特別是氣候談判中的話語權。
第二，必須拓展多元化的發展思路。美國“頁巖氣革命”對中國最大的啟示是通過不斷科技創新實現了“能源獨立”。根據中國能源結構的實際情況，必須把科技創新放在最核心的位置上構造多元化的能源結構。國家必須把啟動頁巖氣的開發和利用作為國家重大戰略專項。頁巖氣是優化和改善我國能源結構的最主要、最成熟的能源。同時也是目前唯一能大規模開發使用并能真正迅速改善環境的清潔能源。政府必須出臺相關政策，加大國內天然氣開發特別是頁巖氣、煤層氣、煤制氣的開發力度，鼓勵多元體制的企業進入，支持擁有區塊資源的企業拿出部分區塊與國內外企業合作，實現投資主體多元化，形成有序的開發競爭機制。
同時，本著多元化的發展思路，除了頁巖氣外，國內在生物質能、風能、太陽能、潮汐能、地熱能等能源的研發和應用上已經取得重大進展，都應因地、因時制宜，合理配置，有序開發。在中國廣大農村地區，沼氣的開發條件已經基本成熟，具備大規模推廣的條件
據悉，“十二五”頁巖氣將力爭實現跨越式發展。而按照頁巖氣產量達到1000億立方米測算，其總投資需要4000億～6000億元。
作為未來有望改變我國油氣資源開發格局的頁巖氣，在“十二五”期間將得到前所未有的“高待遇”。但與此同時，資金及技術仍是產業發展的瓶頸。
政策松綁欲打破壟斷外資民資參與頁巖氣盛宴
國土資源部地質勘查司副司長于海峰表示，到2020年我國頁巖氣年產量如果能夠達到1000億立方米以上，則有望改變我國油氣資源開發格局，使其成為我國重要的能源支柱。據介紹，為了實現這一目標，我國的頁巖氣開發模式將不同于以往油氣資源開發模式，我國將鼓勵包括外資在內的各類投資主體加入這一進程。
從美國的經驗來看，頁巖氣開發主力和技術革新者是數以千計、充滿活力的民營小公司，政策松綁為我國頁巖氣為民營資本進入頁巖氣開發鋪平了道路，十分有利于頁巖氣開采的快速發展。
東海證券的研究報告稱，更多民營資本的進入，將有利于頁巖氣開采的快速發展。同時明晰產權，亦使得頁巖氣避免重蹈煤層氣由于產權不明導致開發緩慢的覆轍。值得注意的是，根據法律，我國的油氣專營權屬于三大國有石油公司和延長石油公司，其他公司沒有資格開采天然氣，產權不明晰是過去十五年中國煤層氣發展緩慢的重要原因。
2011年，經國務院批準，頁巖氣成為我國第172個礦種。把頁巖氣作為獨立礦種后，頁巖氣勘探開發就不再受我國油氣專營權的約束，任何具備資金實力和氣體勘查資質的公司都可投標。
東海證券的研究報告還指出，申報頁巖氣為獨立礦種，旨在打破壟斷，加速開發進程。
中國石油大學天然氣問題專家劉毅軍說，對于未來頁巖氣的開發，需要國企民企以及外資多種形式組合合作，互相都有個學習的過程。畢竟頁巖氣勘探是一項技術含量較高的工作。
同時，劉毅軍還指出，美國也是經過多年的市場磨練才成就了今天的中小企業。培育我國中小企業的成長，需要國家在招標的時候設計出合理的合作模式，讓中小企業在合作中有學習的過程。此外，指望民營企業在未來幾年發揮實質作用并不現實，這里還需要很多制度創新。目前允許外資和民企進入，只是一個創新的開始，是突破壟斷的起點。而在未來的天然氣產業鏈改革中還需要對管道等問題一一解決。
技術資金尚屬民企軟肋強化資質管理勿濫采濫挖
于海峰表示，對于頁巖氣的開發，政府設置的唯一門檻就是資金、技術以及相關資質。因為有的勘查礦區很大，幾千甚至上萬平方公里，所以企業必須達到勘查資金的最低要求。
從政策上來看，頁巖氣的開發鼓勵中小企業以及民資進入，但對于它們來說，實際操作起來還存在不少問題。
“民企在技術、資金等方面與三大油企確實存在著不小的差距，這是民企的軟肋。”中投顧問能源行業研究員周修杰還指出，對于外資來說，政府不會無限制的允許外資在國內的能源領域發展，瓶頸始終存在。外資的競爭力在于其技術先進，而民企則在于發展靈活。
2011年6月27日，作為我國探索油氣資源管理制度創新的新嘗試，國土資源部舉辦首次油氣探礦權開展公開招標。
據了解，此次招標出讓的頁巖氣探礦權區塊共計4個，主要位于貴州、重慶等省市，面積共約1.1萬平方公里；而受邀競標的除中石油、中石化和中海油外，還包括延長石油、中聯煤層氣及河南煤層氣開發利用有限公司。
“即使民企通過招標進入頁巖氣的開發，也不太可能由一家來完成，這在技術上很難實現。”卓創資訊分析師李棱襟說。
去年頁巖氣第一次招標時，出于資金等方面的考慮，民企無一入選。于海峰表示，頁巖氣作為獨立礦種，已經確定頁巖氣探礦權的出讓將采用競爭方式，而今年將繼續開展頁巖氣探礦權招標出讓。
頁巖氣這塊巨大的蛋糕，對于民企來說既是機遇更是挑戰。
中國石油大學教授董秀成則建議，頁巖氣的開發可選擇一些區域先行試點，既不能走讓幾大國營油企壟斷的老路，也不能放任自流、濫采濫挖。他建議在放開頁巖氣探礦權招標的同時，也要強化資質管理，讓真正具備經驗和技術的企業參與頁巖氣的開發。
各方紛紛押寶頁巖氣初期需防止頭腦發熱
盡管國內頁巖氣雖尚未啟動大規模商業開發，但國企、民企和外企均已虎視眈眈，瓜分頁巖氣大蛋糕的盛宴迫在眉睫。
最近，華電集團繼三大油企后，宣布進軍湖南頁巖氣開發。而眾多民企和外企在得到政策的松綁后，也躍躍欲試。
目前，國內除了三大石油巨頭，國際能源巨頭主要有殼牌、BP、康菲、挪威國家石油、雪佛龍等都在中國涉足頁巖氣開發；除此之外，以新疆廣匯、MI能源為代表的國內民營企業也正積極著手準備參與頁巖氣勘探開發，并將頁巖氣納入企業戰略規劃。
“過去50年是石油的天下，但今后肯定是頁巖氣和天然氣的時代。所以包括三大油企在內都想抓住這個機遇，加大力度紛紛押寶天然氣。但是頁巖氣開發，在技術上還存在壁壘，需要引進國外的設備和技術。”李祾譞說。
熱電聯產能夠有效的節約能源，從國內外工程實踐來看，已是不爭事實，據《2001年電力工業統計資料匯編》數據：2001年我國單機6000千瓦及以上電廠熱效率僅為35.09％，電廠供熱效率85.13％，能源轉換總效率40.55%，我國的熱電廠熱效率均能超過常規火電廠的熱效率10個百分點。實現熱電聯產的小型供熱機組，其熱效率超過大型高參數常規火電機組。
1、能源形勢不容樂觀
我國自然資源總量排名世界第7位，能源資源總量居世界第3位。我國是產煤大國，煤炭儲量達1萬億噸，但精查保有剩余儲量只有900億噸，儲采比不足百年。我國又是人口大國，我國人口占世界總人口20%。煤炭儲量占世界儲量的11%，人均煤炭僅為世界平均值42.5%原油儲量占世界儲量的2.4%，人均石油僅為世界平均值17.1%天然氣儲量占世界儲量1.2%，人均天然氣為世界平均值13.2%天然氣因而應是我國寶貴的資源，更應合理有效利用。
1998年我國人均能源消費量1.165噸標煤，居世界第89位。僅是世界人均能源消費水平的2.4噸標煤的一半，是發達國家的1/5--1/10。我國石油儲量不多，從1993年開始又成為能源凈進口國，據予測未來缺口將越來越大。2000年我國已進口石油7000多萬噸，花掉200億美元，預計我國石油進口依存度（凈進口量與消費量之比）
由1995年的6.6%上升為 2000年的20% 2010年的30% 2020年的50%
天然氣進口依存度 2000年6% 2020年的50%
我國已成為僅次于美國和日本的石油進口大國。由于石油需大量進口，因而能源安全性的問題，提到重要的議事日程。目前國家將建立戰略儲油，希望在2010年前屯儲1500萬噸石油。因而事實告訴我們，我國能源形勢不容樂觀，缺口越來越大。在過去的20年里，我國經濟保持快速增長，年增長9.7%，而能源消費增長速度僅為4.6%，得益于國家制訂的“能源開發與節約并重，近期把節能工作放在優先地位”的總方針發揮作用。據專家測算，我國在過去的20年中，國民經濟發展所需的新增能源，一半靠開發，一半靠節約，而今后則要3/4左右要靠提高能效了，到2040年之后，新增能源就全部要靠提高能效來解決了。
因而我們可以說，積極發展熱電聯產是節約能源需要。
2、合理利用天然氣資源
最近幾年我國天然氣的生產和消費均呈快速增長態勢，但到2000年天然氣的生產量也只占全國能源生產量的3.4%，而消費量也僅占全國能源消費量的2.5%。而我國天然氣的儲量僅占世界儲量的1.2%，人口則占世界總人口的20%，人均天然氣僅為世界平均值的13.2%。
最近報紙和電視上宣傳“西氣東輸”工程，天然氣進京第二條管線的建設和天然氣勘探開發的新消息增多，可能有人認為我們的天然氣多的很，其實和需要量相比還差的遠。我們西氣東輸工程的年輸送能力為120億立方米。莫斯科一個城市一年用天然氣360億立米，平均一天1億立米，等于我們全國商品氣的120%。因而我們要保持冷靜的頭腦，把有限的資源加以有效合理的利用，絕不能一聽天然氣比煤清潔，天然氣多了，到處上天然氣項目。西氣東輸工程也是沿線的十個省市區可以利用。就是十個省、市區也要有重點有計劃的合理利用，每個城市能分到多少氣量？主要用在哪方面？要統盤考慮，再不能頭腦發熱。
如何合理利用天然氣，也是我們供電工作者應認真研究的大問題。
據2002年7月5日《北京日報》報導：西氣東輸工程建成后，天然氣價格平均為1.29元/立米，具體價格會隨用戶距離遠近而不同。天然氣到上海的價格為1.35元/立米，低于目前上海使用東海天然氣上岸價格1.45元/立米和進口液化天然氣交氣點價格1.6元/立米。具體到市區內還要經過市燃氣集團的輸配管網，稅收、利潤加價則氣價還要提升。
另據消息報導：上海工業與民用天然氣價為2.1～2.4元/立米，優惠發展熱、電、冷聯產工程，氣價為1.9元/立米。
從國際市場的能源價格來看，國際煤炭價格約為1.8美元/MMBtu，美國市場天然氣價格約為2美元/MMBtu，歐洲市場天然氣價格約為2.3美元/MMBtu，日本市場LNG價格約為3.5美元/MMBtu，氣化后的天然氣價格約為4.3美元/MMBtu。我國煤炭價格相對較低，華北京津唐地區標煤價約為260元/噸，折合1.1美元/MMBtu，華東地區標煤價約為350元/噸，折合1.5美元/MMBtu，我國進口LNG價格及氣化后的天然氣價格與日本大體相當（可能會略低于日本），西氣東輸到上海的氣價按中油總提供的數據為1.30元/立方米，折合4.6美元/MMBtu，陜甘寧天然氣到北京的價格在1.00～1.30元/立方米之間。折合3.6～4.1美元/MMBta，從以上數據看，按同發熱量計算，天然氣與煤炭的比價歐美為1.2～1.5，日本為2.
5，而我國華東地區為3，華北地區為3.2～4.1。過
高的比價將限制我國利用天然氣發電的規模，并將使天然氣發電在承擔電網基荷時缺乏競爭力。
煤價與天然氣價格的比值
國家電力公司動力經濟研究中心在編制《全國天然氣發電規劃》（2001-2010年）中提出：
在氣價為1.1元/立米，天然氣電廠競爭力較差；在氣價為1.0元/立米時，在不同運行位置下（3000，4000，5000小時）天然氣電站上網電價僅比進口66萬千瓦脫硫機組和進口35萬千瓦機組的電價低；在氣價為0.90元/立米時，在利用小時小于4000的運行位置，天然氣電站上網電價僅比國產60萬千瓦不脫硫機組高，與其他機組相比具有明顯優勢。
上述資料提出：氣價1.0元/立米時，上網電價為：
設備利用：3000小時
平均電價0.46元/千瓦·時
4000小時
平均電價0.389元/千瓦·時
5000小時 平均電價0.347元/千瓦·時
燃煤電廠如作為電力系統的調峰電廠則年設備利用小時將更低，平均電價將更高。如為熱電廠理應全年運行，冬季供采暖，夏季供制冷用熱，利用小時數高，平均電價可降低，但又取決于天然氣的氣價。北京幾個燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠，天然氣的氣價均為1.4元/立米，因而上網電價均較高。
二、燃氣--蒸汽聯合循環與分布式熱、電、冷聯產
1、燃氣--蒸汽聯合循環
自1939年瑞士BBC公司制造世界上第一臺工業燃氣輪機以來，經過60多年的發展，燃氣輪機已在發電、管線動力、艦船動力、坦克和機車動力等領域獲得廣泛應用。80年代以后，燃氣輪機及其聯合循環技術日臻成熟。由于其熱效率高，污染低，工程總投資低，建設周期短，占地和用水量少，啟動靈活，自動化程度高等優點，逐步成為主要的動力裝置。
由于世界天然氣供應充足，價格低廉，所以最近幾年世界上新增的發電機組中，燃氣機及其聯合循環機組在美國和西歐已占大多數，亞洲平均也已達36%。世界市場已出現了燃氣輪機供不應求的局面。
我國重型燃氣輪機制造業始于五十年代末，六十年代至七十年代初，上海汽輪機廠、哈爾濱汽輪機廠、東方汽輪機廠和南京汽輪電機廠都曾以廠校聯合的方式，自行設計和生產過燃氣輪機。透平進氣初溫700度，典型機型為1MW、1.5MW、3MW、5MW。八十年代南汽廠在原機械工業部主持下，與美國GE公司合作生產透平進氣初溫1100度等級的MS6001B型燃氣機，單機功率40MW，效率32%，是世界上該功率等級的主力機型，國產比率50～70%，該產品于1988年通過國家鑒定。目前已生產20多套，其中出口占一半。
根據原國家電力公司戰略規劃部編制《2001年電力工業統計資料匯編》。我國2001年底單機6000千瓦及以上燃氣輪機和柴油機組共538臺1098.18萬千瓦。其中
燃氣輪機組 141臺 576.84萬千瓦
柴油機組 497臺
521.342萬千瓦
2001年我國單機6000千瓦及以上火電機組共4381臺，24115.09萬千瓦。因而可知我國2001年底的燃機比重為：
臺數占
3.218%
容量占
2.392%
2001年我國單機6000千瓦及以上機組總容量30360.392萬千瓦，燃機容量僅占總容量的1.9%。
因而可知燃機的比重仍很低。
目前世界上燃氣機及其聯合循環技術突飛猛進，其單機容量已分別為334MW和498MW供電效率可達38～41.5%和58.7%。既能用于調峰機組，又可做為帶中間負荷和基本負荷，其投資又低于代有脫硫裝置的燃煤機組，由于其自身的一系列優點，因而已成為國外火力發電行業的主要發展方向。我國近幾年由于天然氣資源的開發，“西氣東輸”工程建設，陜甘寧天然氣進京和從澳大利亞與印尼引進液化天然氣，為我國燃料結構調整提供資源。國家決定發展燃氣--蒸汽聯合循環發電。據有關資料報導：在2007年前后，在“西氣東輸”管道沿線和廣東地區，將建設10座燃氣--蒸汽聯合循環電站，擬采用23臺以9FA和M701F型先進燃氣輪機為基礎的聯合循環機組，其總功率近于8000MW。其后還擬建一批燃用天然氣的以9FA和E型燃氣輪機為基礎的聯合循環電站，其臺數大約有20臺左右。因而可以認為我國燃機的比重將上升。
根據國外電力系統的實踐經驗，為確保電力系統的安全性，燃氣輪機的總裝機容量應占全電力系統的總裝機容量的8～12%，而我國到2001年底，燃機容量僅為1.9%，因而應積極發展。
2、分布式熱、電、冷聯產
由小型燃氣輪機（內燃機）、余熱鍋爐、溴化鋰制冷機組成的小型全能量系統（也稱第二代能源系統或分布式電源）可以統一解決電、熱、冷供應，在國外得到迅速發展。由于小型燃機或內燃機供電效率為24～35%，聯合循環供電效率可達45～50%，遠高于常規火力發展，否定了人們頭腦中固有的“機組小就不經濟”的傳統觀念。在燃煤的時代，火力發電廠確是機組越大經濟效益越好，機組越小就不經濟。但在燃料結構改變的今天，情況不同，人們的思維方式也要改變。燃油燃天然氣的燃氣輪機、內燃機由于大機組與小機組的效率差別不大，而且小機組又有占地小，機動靈活的特點，因而在發展國家大量采用。不但1000～10000kW燃機市場需求量大，連1000kW以下的小燃機，甚至100kW以下的微型燃機也是銷路看好。燃料結構改變了，各類中小型機組，只要經濟效益好，有生命力，就有發展前途。
中科院工程熱物理所徐建中院士在“分布式供電和冷熱電聯產的前景”一文中曾指出：
“縱觀西方發達國家的能源產業的發展過程，可以發現：它經歷了從分布式供電到集中式供電，又到分布式供電方式的演變”。
1999年世界科學大會，“科學與能源”專題討論會的專家們指出，為了實現可持續發展的目標，世界各國應面向未來制定新的能源發展戰略。專家們同時指出，對傳統能源利用方工進行重新審視，也應成為未來能源發展戰略的重要組成部分。法國科學家拉菲德在讀者討論會上舉例說，近年來一些研究表明，一種分散式的電力管理新概念可能比目前很多國家采用的電力供應系統更有利于環保。這種分散式模式通過建立若干小型發電站代替少數大型發電站，從而盡可能縮短發電站和電力用戶間的平均距離，這樣可以減少能源損耗。目前中央式供電系統的能源利用效率最高約55%，而測試表明，分散式電力供應模式效率至少可達到85%。
我國目前正處在大發展大集中的過程。大機組、大電廠、大電網是主導方向，但分布式電源的發展，將不以人們的意志為轉移，必將迅速發展。通常100MW以上的燃氣輪為大型燃機，20～100MW為中型，20MW以下為小型，小于300MW的為微型燃機。小型燃機，具有高效、清潔、經濟、占地少、自動化水平高，適用分散建設和可靠等優勢，因而發展很快。鑒于國際上小型全能量系統迅速發展的事實和其本身的優勢，因而在急計基礎（2000）1268號文中，明確提出：……在有條件的地區應逐步推廣。
中國電機工程學會熱電專業委員會1999年的濟南年會、2000年的寧波年會、2001年的重慶年會、2002年昆明年會和2003年海口年會中均有一些學術論文積極宣傳、推廣小型全能量系統，實現小型熱、電、冷聯產。2002年9月份熱電專委會還專門在南京召開“天然氣在熱電聯產應用專題研討會。”2001年在北京人民大會堂召開的“綠色能源科技”高級論壇，由四位中國科學院、中國工程院的院士做學術報告，其中徐建中院士報告的題目就是“分布式能源CCHP”。倪維斗院士在“能源的發展前景”報告中也特別提出應積極鼓勵和扶持燃氣天然氣的熱、電、冷聯供技術。北京石油學會于2000年和2001年召開的“北京天然氣合理利用座談會”上均提出：“燃氣--蒸汽聯合循環熱、電、冷聯產，實現了一次能源的合理梯級利用，提高了能源利用率，帶來了經濟效益。由于燃機具有低NOx燃燒技術，使NOx大力減少，可提高環境效益。北京地區冬季供熱，夏季大部分地區需供冷、因而聯合循環熱、電、冷聯產有廣闊市場，北京應適度發展中、小型燃機熱電聯產機組。”美國9·11事件之后和北京申辦奧運會成功，更多的專家學者從分散電源建設，確保奧運用電安全角度出發，積極提出北京應積極發展小型全能量系統。中國能源學會、中國動力工程學會、北京動力工程學會等學術團體也均提出上述的合理建議。英國、荷蘭在北京召開熱電聯產學術研討會和索拉公司、寶曼公司、惠普公司、瓦錫蘭公司等也召開同類型宣傳推廣會。他們看準中國大陸發展小型全能量系統的無限商機，積極搶占市場。
目前我國北京、上海、廣州已有一批分布式熱、電、冷工程投入運行，取得明顯的經濟效益、環保效益和社會效益。
表一 上海和廣州分布式（樓宇式）三聯供系統的發展情況
序號
項目地點
設備情況
備 注
1
上海黃浦中心醫院 1臺1000KWSolar土星20柴油燃氣輪機1臺3.5t/h余熱蒸汽鍋爐
已投入運行
2
上海浦東機場
1臺4000KWSolar天然氣燃氣輪機1臺5t/h余熱蒸汽鍋爐
已投入運行
3
上海閔行醫院
1臺400KW堅泰燃氣內燃氣機1臺350kg/h余熱蒸汽鍋爐
已投入運行
4
上海理工大學
1臺60KWCapstone燃氣微燃機1臺15萬大卡余熱直燃機
正在進行施工圖設計
5
上海舒雅健康休閑中心
2臺往復式內燃機HIW-260型168KW和余熱鍋爐2
臺供65℃熱水
已投入運行
6
廣東東菀鞋廠
11臺102KW柴油內燃機11臺0.5t/h蒸汽鍋爐
已投入運行
7
廣東鋁業集團
1臺725KW重油內燃機1臺bz200型余熱直燃氣
已投入運行
表二 北京市分布式（樓宇式）三聯供系統的發展情況：
序號
項目地點
設備情況
備 注
1
北京市燃氣集團監控中心
1臺480KW+1臺725KW燃氣內燃機 1臺BZ100型+1臺BZ200型余熱直燃機
2003年三季度投產
2
北京次渠站綜合樓
1臺80KW寶曼燃氣微燃機1臺20萬大卡余熱直燃機
2003年三季度投產
3
軟件廣場
1臺1200KWSolar燃氣輪機1臺250萬大卡余熱直燃機
4
北京國際貿易中心三期工程
2臺4000KWSolar人馬40燃氣輪機+2臺20T/H再燃余熱鍋爐
5
國際商城
2臺4000KW Solar人馬40燃氣輪機+2臺20T/H再燃余熱鍋爐
6
北京高碑店污水處理廠沼氣熱電站
一期：4臺6GTLB型沼氣內燃機 513kW二期：3臺JMS316GS-B、L沼氣內燃機710KW
均已投產
三、電力系統情況
1、華北及京津唐電網現狀
華北電網由京津唐電網、河北南部電網、山西電網、蒙西電網組成。供電區域包括北
京、天津兩市和河北、山西及內蒙古西部。其中京津唐電網供電區包括京、津兩市和河北省
北部的張家口、廊坊、唐山、承德和秦皇島等區、市。
到2001年底，華北地區總裝機容量46422.9MW，其中火電裝機43473.7MW（約占華
北電網總裝機容量的93.6%）水電裝機2894.14MW（約占華北電網總裝機容量的5.4%）風
電55.13MW（約占華北電網總裝機容量的0.119%），從華北電網水電與火電的比重，我們
可知華北電網調峰能力差，火電機組將承擔大部分的調峰任務。
2、北京電網現狀
北京地區電網是京津唐電網的重要組成部分，除承擔為首都供電任務外，還向附近的
河北省部分地區轉送電力，到2001年底，北京電網共有裝機4437.54MW。
2001年北京地區最大供電負荷6994MMW
2002年北京地區最大供電負荷8140MW
3、電力負荷預測
2001年京津唐地區供電負荷為14460MW，其中北京地區最大供電負荷6994MW，占京
津唐地區總負荷的48.37%左右。
根據近十年來京津唐及北京地區負荷發展速度及對今后的發展預測，情況為：
2005年京津唐電網最高負荷18800MW其中北京9500MW
2010年京津唐電網最高負荷25160MW其中北京12700MW
北京電網電力平衡見下表
表三 2001年--2010年北京電網電力平衡(MW)
序號
項
目
2001年
2002年
2003年
2004年
2005年
2006年
2007年 2008年
2009年
2010年
1
最高供電負荷
6994
7727
8275
8867
9500
10068
10670
1
1308
11984
12700
2
最高發電負荷
8399
8995
9638
10326
10943
11598
12291
13026
13804
3 需要發電裝機(20%備用)
10079
10793
11565
12391
13132
1391
7
14749
15631
16565
4
新增裝機容量
300
1024
362
250
其中：水電、蓄能
250
火電
300
1024
362
5
年末裝機容量
4437
4437
4437
4737
5761
6123
6123
612
3
6123
6373
6
受阻容量
486
486
486
486
486
486
486
486
486
7
年末可用裝機容量
3951
3951
4251
5275
5637
5637
563
7
5637
5887
8
裝機盈虧
-6128
-6842
-7315
-7116
-7495
-8280
-9112
-9994
-10678
9
電力盈虧
-4698
-5246
-5608
-5456
-5746
-6348
-6986
-7662
-8187
注：1、系統備用容量按20%考慮。
摘自：《華能北京熱電廠二期擴建工程燃氣--蒸汽聯合循環的熱電聯產機組初步可研報告》上表新增裝機系指：〖ZK(〗北京第三熱電廠，2004年、2005年各上一臺300MW燃機。華能北京熱電廠二期，2005年上二臺300MW 2006年上一臺300MW燃機〖ZK)〗。
轉貼于
4、北京應增強電網穩定性、可靠性、優化電力結構，提高電網的應急和調峰能力由電力平衡可以看出，對于北京電網，由于建設發電廠受燃料運輸、水資源及環境條件制約，北京地區規劃電源增加有限，需從外網受電。目前主要接受山西、內蒙、河北、東北的電力供應。
北京電網是華北電網的一個重要的負荷中心，根據北京地區人口狀況、負荷密度情況，預計遠景年份北京地區供電負荷將達到20000-25000MW，為確保北京電網安全穩定運行，受電比例不宜過大。以上海電網為例，2000年和2005年的受電比例分別為14.6%，20.9%，2010年受電比例下降為13.5%，且到2010年，上海電網的電源86.5%分布在上海負荷中心50公里的范圍內。日本東京電網負荷中心附近裝機48.8%，對于受端電網是很好的支撐，約93%的電源在距負荷中心200-250公里的供電范圍內，送電距離短，比較有利。而北京電網如華能北京熱電廠二期工程不投產，2005年受電比例約63.3%，2006年受電比例約65.34%；如華能北京熱電廠二期工程投產，2005年受電比例約57.4%，2006年受電比例約57.1%。
為滿足北京電網的安全穩定供電的要求，在北京地區建設一定容量的支撐電廠是十分必要的。北京電網內部電源支撐嚴重不足，在夏季大負荷期間更為突出。萬一因意外事故造成北京地區大功率缺額，停電事故就必然發生。因此，在增加西電東送容量的同時，應相應增加北京電網的大電源支撐，增加電網穩定儲備。可有效地增加正常及事故情況下的受電能力，防止發生電壓崩潰和頻率崩潰，造成嚴重事故。
北京電網的特點是負荷增長較快，主要是空調負荷增長較快，約占高溫天氣時高峰負荷的1/3（另有資料介紹占40%），空調負荷的特點是同時性且受氣候影響大，上升陡度很大。如果系統發電出力不能及時同步增加，就將給電網安全穩定運行帶來嚴重影響，燃氣-蒸汽聯合循環機組能夠快速啟動，可提供緊急及事故備用容量。另外，京津唐電網由于一次能源結構限制，電源的結構不夠合理，電網基本為燃煤的火電機組，從今后一段時期內優化電力結構的方針考慮，建設一些調峰性能好的發電機組，對減輕京津唐電網的調峰壓力，改善京津唐電網運行質量是十分必要的。同時在北京地區發展燃氣機組為申辦奧運，改善北京環境質量是十分必要的。
四、北京擬建燃機電站的簡況和問題
1、北京計劃建設燃機的情況
表三僅列入北京第三熱電廠和華能北京熱電廠二期擴建燃機的情況，據我們了解北京
還有一批燃機工程計劃建設，其情況為：
表四 北京計劃建設燃機電站的項目
項 目 名 稱
總容量(MW)
1
華能北京熱電廠二期
724
2
北京第三熱電廠
600
3
北京太陽宮熱電廠
786
4
北京亦莊開發區熱電廠
150
5
北京電子城熱電廠
100
6
北京上地熱電廠
100
7
清華大學熱電廠
100
8
高井電廠燃機改造
600
9
北京草橋熱電廠
600
合
計
3760MW
上述工程中除北京第三熱電廠為調峰用燃氣--蒸汽聯合循環發電機組外，其余均為
熱電廠，可以實現熱電冷聯產。
2、幾個燃機電站工程的簡況
表五 三個燃機電站工程簡況
序號
工程名稱
裝機容量萬千瓦
單價
含稅
含稅
元/千瓦
電價元/千瓦時
熱價元/GJ
總投資億元
1
北京經濟技術開發區天然氣聯合循環熱電廠
2×FT815
5026
0.529
34
.19
7.58
2
華能北京熱電廠二期擴建
2×PG9351FA72.4
3681
0.418
25
39.95
3
北京太陽宮熱電廠
78.6
3965
0.469
25
31.16
上述數據均取自可研報告中的數據。
上述三個工程的天然氣價均為1.4元/立米
3、天然氣價與上網電價的矛盾
目前北京市確定用于熱電聯產的天然氣價格為1.4元/立米。幾個工程可研報告計算的
上網電價均在0.4～0.5元/千瓦時，而電力系統均認為不好接受，目前北京接受外地的電價
均較低，其電價為：
高峰
平峰
低谷
內蒙古
363 元/MWh
275 元/MWh
137.5元/MWh
山 西
333
252
126
東 北
355
200
135
河 北
300
269.3
100
京津唐電網全口經售電平均價格，2002年1～7月為447.7元/MW（含稅）所以電力系統認為燃機電站的上網電價不好接受。電力公司內部不好消化，應由北京市補貼。根據表四估算北京計劃建設的九個燃機工程共3760MW，如按設備利用小時為4500小時計算，則年發電量將達1692000萬度（169億度），如果北京市按0.15元/度補貼，北京市政府每年將支出補貼電費25億元。
4、燃機電站用天然氣與燃氣供應的矛盾
陜甘寧天然氣進京的第二條管線建成后管線的總輸氣能力為50億立米/年。如按每立米天然氣可發電5度計算，上述燃機電站發電設備年利用小時按4500小時計，年發電量將達1692000萬度，年耗天然氣將達33.8億立米，也就是說送到北京的天然氣將有67.6%用來發電。看來比重太大了，因熱電廠有電、熱兩種產品，用氣量更大，僅華能北京熱電廠二期擴建全年用氣量將達9.6億立米。
據資料報導：國外一般天然氣產量的20%用來發電。我國也有計劃把天然氣產量的40%用來發電，但北京將67.6%的天然氣用來發電則是太高了。67.6%的天然氣用來發電說法不確切，因為熱電廠有兩種產品，供熱也耗用天然氣。如果北京擬建的九個工程全投產，北京年供氣50億立米，尚不夠這些熱電廠的用量，老百姓做飯都無氣了。因而很多同志就提出：北京應多用山西、內蒙的煤電，發揮我國是產煤大國的優勢，提供北京低價的電力，北京的天然氣應以供熱為主，發電為輔。
北京天然氣集團有限公司已注意到燃氣供應與燃機發電可能產生矛盾，因而在給予華能北京熱電廠二期擴建的批文：燃計字（2002）360號文，明確提出：2006年可向電廠供9.6億立米/年天然氣調峰原則上由我集團公司負責，但前提是必須首先保證城市民用高峰用氣，并且華能電廠在使用天然氣時服從天然氣管網統一調度。
在北京冬季的夜晚，天氣寒冷，很可能出現用電、用熱、用氣均為高峰，因而勢必迫使電廠自建儲氣庫或另建油庫，搞雙燃料系統增加基建投資。
五、幾點看法
1、節約能源，合理利用天然氣
近幾年我國能源工業取得很大進展，但我們是人口大國，人均能源占有量遠低于世界平均水平，能源缺口將越來越大，因而節約能源是永恒的主題。天然氣人均占有量更低，是寶貴的清潔能源，應科學的合理利用。
2、適度發展燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠
北京是首都，為申辦奧運，改善城市環境質量，調整燃料結構，充分利用清潔能源是完全正確的。北京電力供應，大量依靠外省市，自己發電比重太低，不安全，也不利電網的穩定，因而適度發展燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠統一考慮電熱供應是合理的。考慮到天然氣的供應量，建議北京地區建設燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠容量以1000MW為宜。
3、積極發展小型分布式電源，實現熱、電、冷聯產
由于小型分布式熱電冷聯產，實現優質能源的梯級利用，效率又高于熱電聯產，調度靈活，占地小，自動化水平高，應對突發事件能力強，因而在工業發達國家迅速發展。對比大型燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠還有四個突出的優勢。
優勢之一：
分布式熱電冷聯產，由于占地小，一般的寫字樓、商場、賓館、學校等建筑在地下室均可。沒有大型熱電廠廠址選擇的諸多限制因素。也可以認為發展分布式熱電冷聯產并不增加城市建設用地，這對北京來講是難得的機遇。
優勢之二：
由于分布式熱、電、冷聯產，是各單位籌建，因為工程小，造價低，建設資金自籌易解決，市政府只要出臺支持發展的政策，其他如資金、設備和管理等問題都會自行解決。
優勢之三：
由于分布式熱、電、冷聯產實現自備電源，減少電力網的供電壓力。發電、輸電、配電的基建投資大量減少。電力系統不用投資，增加了發供電能力，提高了北京市自發電的比重，增強了應急突發事件的能力。對電力系統有利。
優勢之四：
由于分布式熱電冷聯產實現電力自給，減少從電力系統的購電量，因而盡管天然氣價格高，發電成本高，但遠比電力系統的售電價低，因而有明顯的效益。大型燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠的發電量要全部上網，因而上網電價不能太高，電力系統要考慮山西、內蒙的低價電。而分布式熱、電、冷聯產是減少從電力系統的購電量，因而問題變成優勢。
4、天然氣發電要考慮“環境價值”
與燃煤電廠相比，天然氣發電對環境的影響要小得多，其SO 2和固體廢棄物排放幾乎為零，溫室氣體（CO 2）減少50%以上，NOx減少80%，TSP減少95%。另外從生態效益看，其占地面積與耗水量均減少60%以上。這些數據充分表明，在日益嚴峻的環保形勢下，天然氣發電對生態環境的貢獻是極其顯著的。合理的上網電價應將環境成本（效益）貨幣化計入，則可體現出天然氣發電的環境價值，在參考中國排污總量收費標準（PCS）和美國環境價值標準的基礎上，“天然氣發電的環境價值”資料中，評估出目前中國電力行業各種污染物減排的環境價值標準。
中國電力行業污染物環境價值標準
單位：元/kg
污染物
SO 2
NO X
CO
CO 2
TSP
粉煤灰
爐渣
廢水
環境價值
6.00
8.00
1.00
0.023
0.20
0.12
0.10
0.0008
該資料以此作為衡量天然氣環境價值的標尺，根據污染物的減排量，計算了500MW天然氣
電廠相對于同容量燃煤電廠的環境價值，結果見下表。
天然氣發電的環境價值
項
目
SO 2
NO X
CO 2
CO
TSP
灰
渣
合計
單位環境價值(10 -2元/kWh)
5.1322
2.0501
0.9678
0.0124
0.0314
.6274
0.1426
8.9639
年環境價值(萬元/a)
15396.6
6150.4
2903.5
37.1
94.1
1882.3
4
27.8
29957
可見，相對于常規煤電而言，天然氣發電的環境價值是8.9639分/kWh，這還不包括減少占地和耗水所產生的生態價值。
因而在北京建設燃氣--蒸汽聯合循環熱電廠，其上網電價應考慮清潔能源的環境價值。不能硬性與山西、內蒙燃煤電廠的低價電來對比。
5、應積極發展沼氣熱電冷聯產
為徹底改善首都環境，北京將建設一批污水處理廠和垃圾處理廠。該兩類企業均可產生沼氣，可以利用沼氣發電供熱，實現熱電冷聯產。北京高碑店污水處理廠沼氣熱電站已有成功的經驗，應積極宣傳推廣。
6、北京市應出臺支持發展分布式熱、電、冷聯產的政策
上海市一些院士、專家、學者提出了“天然氣經濟”的理論，例如上海市原經委某負責人認為：如果從煤置換到天然氣，若沒有相應的技術和產業政策支持，向北京一樣拿天然氣燒鍋爐，將會使上海的制造業面臨嚴重問題，必然會導致大量企業倒閉或外流，造成失業等問題，致使出現“城市空心化”，削弱城市的國內、國際競爭力。并提出：應積極發展天然氣熱電冷聯技術，合理利用資源。這樣不僅不會增加能源代價，還會大大降低企業的能源和環境成本，使企業和整個競爭力得到極大的增強。專家們的觀點，已經引起上海市政府的高度重視。上海市政府極為重視發展分布熱電冷聯產，已內部制訂了一系列優惠政策，以促進該事業在上海的發展，為“西氣東輸”做好準備。其主要優惠政策如下：
1、由政府協調熱、電、冷聯產項目上網：如閔行中心醫院建設了一套400KW燃氣內燃機系統，經上海市經委協調，已經同意并網發電，及自備發電設備與電網同時向用戶自身用電系統進行供電，但設備不向電網售電。
2、進口設備減免進口稅和增值稅：根據國家有關規定，環境污染治理項目設備進口可以減免進口稅和增值稅。因此，上海市政府根據國家有關法律，將節能和環境保護效益明顯的熱電冷聯產項目作為上海的“環境污染治理項目”對待，堅決落實國家的法律政策，對此類項目在嚴格考核論證后，予以免稅。這次閔行中心醫院項目中，進口英國堅泰克公司的燃氣內燃機就享受了免稅優惠。
3、由政府間接出面協助企業進行熱電冷聯產項目的可研、立項、組織和審批：上海工業技術發展中心是經委所屬的事業單位，主要任務是推動上海地區的節能工作，根據政府的安排，該中心可為企業承擔熱電冷聯產項目進行可研、立項、組織論證和審批等服務，減少了企業在前期工作中困難和項目實施的難度。
4、為企業應用熱電冷聯產技術提供直接資金支持：上海市今后幾年計劃拿出數億人民幣資金支持企業和事業單位應用熱電冷聯產技術，2001年已經提供了1000萬元的額度，但未能全部使用完。
5、為熱電冷聯產項目提供貼息貸款：上海經委利用自己掌握的國家節能貼息貸款額度來扶持熱電冷聯產技術的推廣應用和實施。
6、政府為研究院校提供有關發展熱電冷聯產技術的研究經費：據悉上海理工大學能源環境學院透露，該院已經得到了這一研究經費，正在聯絡采購分布熱電冷聯產設備事宜。
7、提供優惠天然氣氣價：上海工業和居民用天然氣價格為2.1-2.4元/立方米，熱電冷聯產項目氣價1.9元/立方米（浦東機場熱電冷聯產項目的氣價更低）。目前，上海使用的東海天然氣，門站氣價1.5元/立方米。今后西氣東輸站的氣價為1.35元，氣量達到40億立方米，預計熱電聯產的氣價將會更低。按照使用寶曼TG80機組計算，發電效率28%，每立方米可以發電2.7kWh，并同時產生4-5kWh的熱、冷或熱水，上海居民電價0.61元/kWh，商業用電價格更高，所以大多數用戶都能夠通過使用熱電冷聯產技術，得到節約能源支出的實際好處。
8、減免天然氣資源配套費：為熱電冷聯產用戶減免其天然氣的配套費用，天然氣公司可以免費將氣送抵熱電冷聯產用戶。
9、積極推動示范工程：據悉，上海今后每年將重點扶持三個具有示范意義的熱電冷聯產項目。
10、積極組織學習研究國際先進經驗：去年5月，受英國政府邀請，上海市經委主管主任帶隊，組織全市個主管部門領導，包括電力公司總工程師在內的10余人前往英國和歐洲調研國外發展熱電冷聯產的措施、法規、政策的技術發展方向。北京應向上海那樣，盡快出臺相應的政策，促進天然氣的合理利用，積極發展分布式熱電冷聯產。可以同時收到增加北京自有發電的比重；提高調峰和應對突發事件的能力；提高城市居民采暖的集中供熱熱化率；改善城市環境質量；提高北京先進城市化水平等綜合效益。
參考資料：
1、北京經濟技術開發區天然氣聯合循環熱電廠工程可研報告，2002，3
2、北京太陽宮熱電廠工程初步可行性研究報告，2003/11/14
3、華能北京熱電廠二期擴建工程燃氣--蒸汽聯合循環熱電聯產機組初步可行性研究報告2003
一、美國坐上了快車
如果說美國人埃德溫·德雷克在1859年于賓西福尼亞洲的泰斯維爾小鎮打出了被美國自詡為“世界第一口現代油井”而未被俄國、中國所接受的話，那么，得克薩斯人喬治·米切爾憑借水壓裂技術的突破在1980年代初實現頁巖氣的正式大規模開采卻是國際上不得不公認的事實。而在此之前，美國人對頁巖氣勘探已經持續了近200年歷史，只是讓喬治·米切爾所沒有想到的是，頁巖氣的商業價值到今天招來了全球性的關注目光，而且美國將頁巖氣勘探開發提升到了國家戰略的高度。
所謂頁巖氣，是指主于頁巖層中，以吸附或者游離狀態為主要存在方式的天然氣聚集，其化學成分以甲烷為主（占90%或者更多）。國際能源情報署（EIA）的最新報告顯示，目前全球技術上可采的頁巖氣達185萬億立方米。與石油、煤炭等傳統能源相比，頁巖氣不僅儲量豐富，而且供氣穩定，正是如此，頁巖氣被認為是最后一類走上開發舞臺的油氣資源，而美國的頁巖氣革命被稱為“一百年來石油天然氣工業最重大的事件”。
相比于亞洲和歐洲國家頁巖氣動輒藏于3000米之深的地下并且坐落于高山峽谷之中而言，美國頁巖氣多分布于廣闊的平原地區，且蘊藏深度在2000米之內，其開采成本和作業難度要小得多。另外，美國有210條天然氣管道，超過48萬公里，覆蓋每一個主要市場和頁巖氣區，從而大大減少了頁巖氣開發的前期投入，夯實了頁巖氣開發的市場基礎。不僅如此，美國掌握了從氣藏分析、數據收集和地層評價、鉆井、壓裂到完井和生產的系統集成技術，特別是含氣量測試、水平井的鉆井完井和水力壓裂等開發頁巖氣的三大核心技術目前皆已成熟，由此顯著拓展了美國頁巖氣的開采面積和深度，同時加快了規模化作業的進程。
在經過了上個世紀70年代的“石油危機”的苦苦折磨之后，美國自卡特總統以來的歷屆政府都高度重視頁巖氣勘探與開采技術的研發，使得頁巖氣在美國全面商業化的腳步不斷提速，而且經過多年探索，美國政府建立起了一套完備的頁巖氣產業的政策體系。如聯邦政府對參與頁巖氣開采的的企業給予約0.016美元/立方米的財政補貼，相應的州政府給予不超過0.05美元/立方米的財政補貼，而且沒有時間下限。與此同時，政府還通過稅收減免的方式吸引更多的中小企業參與到頁巖氣開采的過程中來。
頁巖氣的噴薄而出強烈改寫了美國能源市場的傳統格局。10年之前，美國頁巖氣產量僅占天然氣總量的1%，而目前該比重已上升到37%。根據EIA的預測，到2035 年時，美國46% 的天然氣供給將來自頁巖氣。重要的是，頁巖氣的價格優勢以及清潔高效的環保特征必然對煤炭、石油等傳統能源形成直接沖擊。因此，EIA的最新能源展望報告指出，目前美國能源消費結構中，煤炭消費比重已縮至32%，天然氣消費比重由原來的20%擴大至32%。而且隨著頁巖氣產量的迅速提高，頁巖氣將取代煤炭而成為僅次于石油的美國第二大能源資源。
重塑全球能源市場的結構性生態已經成為美國頁巖氣革命的必然性結果。數據顯示，近年來美國頁巖氣產量以年均40%以上的速度爆發式增長，同時帶動美國傳統天然氣和原油產量的節節攀升。據EAI預測，到2015年，美國將超越俄羅斯成為全球最大天然氣生產國；到2017年，美國將成為全球最大的石油生產國。而德國聯邦情報局總部一項秘密研究顯示，到2020年，美國將由目前的全球最大能源進口國轉變為油氣出口國。對此，美國萊斯大學的研究報告指出，如果沒有美國的頁巖氣，俄羅斯、委內瑞拉和伊朗到2040年將占到全球天然氣供應市場約33%的比例，但因為有了美國頁巖氣，這三國份額將下降至26%。換句話說，美國頁巖氣的成功將稀釋俄羅斯和石油歐佩克左右全球能源市場的力量，進而增強能源消費國與輸出國的博弈籌碼。
當然，頁巖氣的革命性意義并不僅發生在能源市場上。一方面，伴隨著新老能源自給能力的增強，美國對石油進口的依存度正在逐年下降，其中過去5年美國天然氣和石油進口量分別下降32%和15%，而一旦從能源進口國轉變為出口國之后，美國在地緣政治上的博弈將更占主動。另一方面，頁巖氣開發的大規模進行帶動了美國相關產業的鏈式投資。根據化工巨頭陶氏化學公司的估計，美國國內企業在過去兩年中宣布的頁巖氣投資規模達到1000億美元。與此同時，頁巖氣產量的增加不斷拉低了能源價格，進而賦予了美國“再工業化”進程的正面能量。除了新的能源優勢吸引著空中客車、陶氏化學等國際知名企業將部分制造項目遷入美國外，僅俄亥俄州的尤蒂卡頁巖地區的油氣行業，過去一年就支持了3.9萬個就業崗位，創造稅收15億美元。
二、儲量大國的尷尬
美國在頁巖氣領域鏗鏘的開發步伐以及誘人的市場效益無疑對世界第一能源消費大國的中國形成了強大的刺激。國人也堅定地相信，在廣袤的國土之下不可能找不到如同美國那樣豐饒的頁巖氣資源。因此，歷經近乎10年全國性的調研與勘探，中國頁巖氣的家底與地圖也逐漸浮出水面。
國土資源部的《全國頁巖氣資源潛力調查評價及有利區優選成果》報告顯示，中國陸域頁巖氣地質資源潛力為134.42 萬億立方米，可采資源潛力為25.1萬億立方米，超過美國的24.4萬億立方米，可采儲量居世界首位。美國人的預測更為樂觀。根據美國能源信息署發表的《世界頁巖氣資源：美國之外14個地區的初步評價》，全球技術上可采的頁巖氣資源儲量中，中國擁有35萬億立方米，占全球總量的19%，美國占13%，歐洲占10%。
厚實的家底令中國決策層在攥緊拳頭的同時也對未來充滿了期待。按照國務院出臺的《頁巖氣發展規劃》，到2015年我國頁巖氣要實現探明地質儲量6000億立方，可采儲量2000億立方，開采量達到65億立方，且到2020年頁巖氣開采量達到1000億立方。這意味著，相比于“十二五”期間而言，“十三五”時期的頁巖氣產量要放量增長15倍以上。與此同時，《能源發展“十二五”規劃》指出，到2015年，天然氣占一次能源消費比重提高到7.5%，天然氣生產能力年均增長為10.5%。
然而，理想照進現實可能面臨更多的坎坷。根據全球著名的能源研究咨詢機構哈丁歇爾頓集團的研究，一個頁巖氣開發項目成功的幾率一般只有10.8%，而按照國土資源部的統計報告，2012年中國各地共計鉆探頁巖氣井84口，其中僅兩口井有氣，而且還不是經濟氣，失敗率近乎百分之百；2013年，全國共實施各類頁巖氣鉆井130口左右，其中實驗或勘探井129口，具有商業價值的基本為零。同時，國土資源部內部所做的一項統計表明，2012年，我國頁巖氣產量約3000萬方，2013年預計可達2億方，算上2011年的開采量，最近三年我國實現頁巖氣開采還不到3億方，距離“十二五”規劃確定的65億立方開采目標有著驚人的距離，而且試圖在余下的兩年時間中趕超剩下的開采任務幾乎沒有任何可能。
與常規油氣開發相比，頁巖氣的投入成本可以用巨大來形容。研究表明，一個儲量規模為10萬億立方英尺（約2831億立方米）的頁巖氣氣田，總共需要鉆井3000口，其中美國一口生產井的鉆探成本為3000萬元人民幣左右，而中國則為人民幣7000-8000萬元。因此，我國要實現2020年1000億立方米頁巖氣的開采量，需要鉆探十萬口井，相應的總投入在1萬億元以上，年均投資規模超過1200億元。而從目前來看，2013年中國頁巖氣的開發投入只有70億元不到，龐大的資金需求與缺口無論是對于國家還是參與開發的企業而言都是一個巨大的壓力。
相應技術的短缺和不成熟是構成中國開發頁巖氣資源的又一重大瓶頸。在頁巖氣開發的三大核心技術中，中國企業雖然具有一定的基礎，但系統性的成套技術還遠未形成，特別是水平鉆井和多段壓裂兩項核心技術，與國外公司保持著相當大的差距。如分段壓裂技術，北美單井水平段分段壓裂一般可達30段-40段，最多可到60段，而中國一般只在8段-10段，至于水平鉆井技術，雖然已在煤層氣領域應用，但應用比例非常小。由于我國頁巖氣資源多分布在地下3000米甚至是6000米左右，在缺乏相應技術支撐的情況下，不僅開發周期長，而且成功概率很低。資料顯示，美國可以用30天鉆好一口頁巖氣，而中國則需要60～90天。
土地和環境的約束將成為制約中國頁巖氣革命的更大變量。將美國Barnett頁巖氣井與我國典型的常規天然氣井開發數據進行對比發現，同樣產氣量條件下，頁巖氣井田面積大約是常規天然氣的十幾倍，鉆井數量是常規天然氣的百倍甚至更多，再加之配套的伴行路、水槽、集氣管線等，其將占用大量土地。與此同時，據美國能源部統計，一個典型的頁巖氣水平鉆井在鉆探和水力壓裂過程中需要使用約100-400萬加侖（約0.379萬-1.514萬立方米）水，耗水量達常規氣壓裂（數百方）的10倍以上。而麻煩的是，我國不少頁巖氣資源量富集區如遼寧、陜西、新疆和四川等地恰恰是水資源匱乏區域，隨著頁巖氣的大規模開發，水資源短缺的矛盾會更加突出。另外，水力壓裂每次向地下注入大量含有化學添加劑的壓裂液，其可能對地下水產生污染，同時向頁巖層大量注水，會促使深層巖石滑動，進而引發地震；不僅如此，壓裂后返排回地面的廢水，可能含有地下的烴類化合物、重金屬甚至放射性礦物質等污染物，這些廢水或是放入臨時的蓄水池中，處理后重復利用，或是排放到地下和河流中，其對周邊的水源可能造成的污染不言而喻。
體制的束縛將構成中國開發頁巖氣的客觀掣肘。資料顯示，目前有近87%的頁巖氣資源存在于現有的常規油氣區塊，即中石油、中石化和中海油的麾下，要動員各方力量參與頁巖氣開發，無疑需要這些石油開發商們騰地割肉。雖然國土資源部試圖通過政策創新的力量撕破“三桶油”的封閉圈，但在強大的傳統石油公司面前，政策操作起來并非易事。也正是如此，國土資源部已經進行的頁巖氣招標區塊全部位于“三桶油”覆蓋的區域范圍之外，對此，參與頁巖氣開發的企業只能望洋興嘆。
三、開發中的競與合
從兩年前啟動首輪招標到一年前掀開第二輪招標，人們從官方逐漸敞開的政策口徑中看到了中國政府招鸞引鳳的急切性情與誠懇姿態。與首輪招標過程中國土資源部僅僅拿出了四個區塊并且主動邀約中石油、中石化和中海油等國有企業參與招標不同，第二輪招標官方一下端出了20個頁巖氣區塊的探礦權，同時聲明凡在我國境內注冊資本金在人民幣3億元以上，且具有石油天然氣或氣體礦產勘查資質、或與已具有資質的企事業單位建立合作關系的內資企業和中方控股的中外合資企業均可投標。最終，與只有六家企業中標的首輪招投標結果相比，第二輪中標企業達到了16家，其中有兩家民營企業中標。經過兩輪招標，國家提供的頁巖氣開發面積達3.1萬多平方公里。
兩輪招標的成功，讓市場對第三輪招標充滿了突破性期待，即國國土資源部很可能拿出拿一些資源品質好的頁巖氣區塊出來招標，即使是招標區塊在國有石油巨頭們的“重疊范圍“內。因為，按照國土資源部出臺的《關于加強頁巖氣資源勘查開采和監督管理有關工作的通知》，政府將首先鼓勵石油公司優先勘查開采其區塊內的頁巖氣，而如果石油公司不勘查開采的，在不影響石油、天然氣勘查的前提下，另行向其他投資主體出讓頁巖氣探礦權；與此同時，如果石油、天然氣勘查投入不足，前景不明朗但具備頁巖氣資源潛力的區塊，國家將依法要求石油公司退出區塊，設置頁巖氣探礦權。
的確，與石油、天然氣采煉由中石油、中石化等一手遮天完全不同，國家在頁巖氣開采上向非國有企業打開了一個口子，這一創新之舉甚至可以被看做是中國能源史上的一個里程碑。但客觀地判斷，目前甚至很長一段時間內，無論是覆蓋面積，還是開采能量，抑或是出氣規模，以中石油、中石化等為主體的國有能源企業在頁巖氣市場上依然會扮演著最主要的角色。來自國土資源部的統計數據顯示，中石油以四川長寧、威遠和云南昭通等區塊為重點，已建成了兩個國家級頁巖氣示范區，累計投資超過40億元。其中，長寧201水平井獲得高產，成為我國第一口具有商業價值的頁巖氣水平井。無獨有偶，中石化則在四川盆地陸相勘探、四川盆地海相以及東部斷陷盆地古近系取得突破，累計完成投資23億元。目前已實施頁巖氣鉆井26口（水平井17口），完鉆23口（水平井15口），其中重慶涪陵的水平井獲得11萬方的高產量。
配合國家“十二五”頁巖氣規劃，“兩桶油”也分別制定了自己的宏偉目標。其中中石油計劃在2013～2015年間，鉆水平井122口，投產113口，到2015年完成頁巖氣商品氣產量15億方，日產氣量538萬方；2020年實現頁巖氣產量200億方，2030年達到500億方。中石化則規劃以中國南方兩套主力頁巖為勘探開發對象，到“十二五”末新增頁巖氣探明儲量500億方，新建頁巖氣產能1.5億方，實現頁巖氣年產量1.3億方，利用量1.0億方。
然而，由于受到自有技術薄弱的制約，而歐美石油公司又掌握較為成熟的頁巖氣勘探、分析和開采等集成技術體系，因此，目前國內企業更多地只能采取與國外企業合作的方式聯合開發頁巖氣，而產品分成合同（PSC）則是雙方合作的主要方式。據悉，外國公司進入中國頁巖氣市場的第一步是與中方企業進行“聯合研究”（JSA），研究地質資料或者打一些勘探井，在此基礎上上，如果區塊資源展示良好的開發前景，雙方正式進入PSC階段。
中石油與荷蘭皇家殼牌簽署的頁巖資源開發協議為中國政府批準的第一份頁巖氣產品分成合同。根據協議，雙方將設立合資企業，主要在在四川盆地的富順-永川區塊進行頁巖氣勘探、開發與生產。據悉，殼牌已將其全球氣化業務部、全球非常規氣與煤層氣中心搬到了北京，而且這是除美國休斯敦之外，殼牌在全球的第二個以非常規天然氣為主的全球技術與研發中心。與此同時，殼牌與中石油的合作進展順利，雙方已在目標區塊打出了10多口井。
除殼牌之外，中石油還與美國康菲石油公司簽署了聯合研究協議，共同進行四川盆地頁巖氣開發研究。同時，中石化也與康菲石油簽訂開發四川盆地綦江區塊頁巖氣的聯合研究協議。不僅是康菲石油，BP、雪佛龍等一批國外油氣公司都紛紛加入到了聯合開發中國頁巖氣的陣營中。據悉，中石化與雪佛龍聯手在頁巖氣重鎮貴州省打出了兩口水平井，同時，埃克森美孚在川西南的五指山區塊與中石化的聯合地質研究也邁開步伐。另外，中石油還與BP公司簽訂了聯合開采頁巖氣的協議，與RPC公司簽署了互派頁巖氣壓裂技術培訓協議，而且歐洲第三大能源公司法國道達爾與中石油、中石化的合作協議也處于緊鑼密鼓地推進之中。
除了簽訂PSC合同，國際油氣專業服務商也在探索進入中國市場的新路徑。資料表明，斯倫貝謝等四大國際油服公司完全掌控著旋轉地質導向等核心鉆井技術，而且這些技術可以將水平井鉆井時間減少50%。正是如此，尋求與全球油服商的合作成為中國企業的重要選擇。據悉，斯倫貝謝前不久已購入國內企業安東油服4.23億股股份，占股本20.1%。雙方未來將在鉆井、儲氣庫服務及塔里木盆地天然氣項目領域中展開合作，并將有計劃地加快開發頁巖氣項目的進程。
四、拓展政策的支撐空間
自從20年前成為石油凈進口國之后，中國的進口塊頭形象日益膨脹。資料顯示，據國家能源局預測，2013年中國原油進口量將達3億噸，石油對外依存度將升至60%。問題的關鍵在于，國際原油價格在過去10年中勁升306%，中國為此付出的進口成本非常巨大。值得重視的是，在成為世界最大的能源消費國的同時，中國已淪為全球最大的石油凈進口國，日均石油消費與國內產量差額為630萬桶（高出美國6萬桶），未來進口依賴不減反增。顯然，尋求頁巖氣這一替代能源的開發已經成為維系中國經濟持續發展的關鍵。
必須指出，在目前我國一次性能源使用構成中，煤炭消費占到70%，石油消費占18%，能源消費的畸形結構格外突出。之所以如此，主要是我國現有的傳統天然氣資源的替代能量非常有限。資料顯示，目前國內天然氣產量為1077億立方，表觀消費量1471億立方米，由于供給顯然不能滿足需求，天然氣只能尋求進口，其中2013年進口天然氣將達到435億立方米，對外依存度上升至29%。與石油價格呈現數百倍的高漲一樣，天然價格在過去10年中也一路飆升，而為了減輕居民消費負擔，國家支付了至少400億美元的補貼，財政壓力十分巨大。為此，加大頁巖氣在內的非常規天然氣開發與供應力度，已成為我國優化能源結構的核心命題。
連續性的刺激與扶持政策是美國頁巖氣取得技術突破與開發成功的最主要因素。與美國相比，中國政府0.4元/立方米的補貼標準雖然略微高一點，但卻附加了諸多條件與約束指標。根據財政部和國家能源局的相關文件，中國政府對頁巖氣的補貼時間為2012-2015年的三年時間，而且提出了三項較高的補貼門檻：已探明的頁巖氣賦存于烴源巖內，具有較高的有機質含量（TOC>1.0%），吸附氣含量大于20%；夾層粒度為粉砂巖以下（包括粉砂巖）或碳酸鹽巖，單層厚度不超過1米；氣井目的層夾層總厚度不超過氣井目的層的20%。由于國內頁巖氣儲層多數都帶夾層，單層厚度多超過1米，而且夾層比例大都在20%以上，依此算下來，可能拿到頁巖氣補貼的只有5萬億-7萬億立方米，絕大多數企業均享受不到補貼，財政補貼政策最終只是“鏡中花、水中月”。為此，決策層可考慮延長補貼時間和適當放寬補貼標準。據悉，國家能源局日前剛剛推出《頁巖氣產業政策》已經明確將對頁巖氣開采企業減免礦產資源補償費、礦權使用費，并研究出臺資源稅、增值稅、所得稅等稅收激勵政策，這對于頁巖氣開發無疑是一枚新的催化劑。
與美國的能源監管權分屬聯邦和州兩級政府完全不同，中國的頁巖氣開發采取的“中央集權”模式——國土資源部將頁巖氣列為與常規油氣平起平坐的“特定礦種”，同時采取中央“一級管理”， 地方政府對頁巖氣沒有任何管理權。筆者認為，我國頁巖氣開發應摒棄傳統的“舉國體制”，借鑒當年設立經濟特區的方法，在有潛力的地區劃出開發特區，這些特區將把權力和收益更多交給地方政府，以此調動地方政府的積極性。而鑒于一放就亂的事實，可以統一考慮中央和地方按比例落實稅費，實現開發主體“有序的”多元化，在此基礎上進行相對明確的分工，如中央政府通過環境和管道建設進行有限介入，而勘探開發等方面的監管權可下放至地方政府；同時，國家可采取政策鼓勵中央國有石油企業與地方中小企業通過并購和合作開發的方式共同進入頁巖氣開發。
打破石油巨頭在地理空間上對頁巖氣資源的壟斷可能能成為決策層最難啃的一塊骨頭。從目前來看，國土資源部對于頁巖氣與傳統石油企業油氣分布的空間“重疊”已經出臺了具有針對性的引導政策，但從目前來看，這種僅停留在上游的局部政策破局力度還遠遠不夠。國家應當通過加大資源滯后開發的閑置成本、開放技術服務市場和放開油氣資源下游銷售市場等舉措進一步撕破“三桶油”的壟斷格局。
未來頁巖氣開發出來后如何運送出去同樣需要產業政策予以破解。資料顯示，目前中國天然氣干線管網長度僅4.5萬公里，年管輸能力僅800億立方米，不到美國的10%。問題的關鍵在于，國內天然氣管道主要為中石油和中石化壟斷，而且這些管道并非對第三方使用者開放。在輸氣線路緊張的情況下，如果不能實現管網開放，頁巖氣開發企業將面臨再建管網的巨大成本。據測算，修建3-5公里的管網需要上千萬元資金，管線長達十幾公里則需要上億元資金，這對于任何一個企業而言都是一個難以承受的重大負擔。參照美國采取天然氣開發和管道運輸兩種業務垂直分離及管道運行商對天然氣供應商實施無歧視準入的做法，中國政府可以考慮對石油企業進行拆分，強制性實施輸氣管網分離，同時，國家可以新建輸氣干線管網，組建起獨立的油氣管道輸送公司。
“煤化工興起是‘后石油時代’的產物，我國霧霾天氣在石油峰值的平臺期開始逐年加重絕非偶然”。在不久前召開的北京國際能源經濟與氣候變化研討會中，中國石油大學（北京）國際能源經濟與氣候變化聯合研究中心主任馮連勇明確提出了這一觀點。專家認為，進入“后石油時代”，我國煤化工發展的加速，會對空氣質量乃至整個社會環境造成深遠的影響。
“后石油時代”是否來臨？
我們的石油是不是已經枯竭？相信許多讀者對此都會持肯定態度，因為油價震蕩上漲、石油作為不可再生資源，開發到一定程度后必然就會走向衰竭幾乎已經成為了生活常識，但問題的關鍵是，我們是否已經到達了石油峰值區。
簡單來說，所謂石油峰值論，就是說某地區在石油產量達峰值后將不可避免地下降。由于石油資源的重要地位，進入21世紀以來，關于石油峰值的研究越來越多。國際能源署也在2010年的《世界能源展望》報告中首次用“幽靈”來形容石油峰值，盡管使用的是疑問句的語氣，但該組織已承認，常規石油峰值已在2006年到來。
馮連勇就是石油峰值論的堅定支持者，他告訴記者，2006年后，世界石油產量雖然有所增長，但增長部分基本都是非常規石油，成本高且環境代價大。具體到我國，自2010年以來已經處于石油峰值的平臺區，我國各大油田石油開采的成本越來越高，大慶油田已在使用第三代驅油劑，且產量增長無望，長慶油田每年鉆井量增加萬余口，成本高，穩產壓力極大，我國石油對外依存度已經接近了60%，已經成為世界第一石油進口國。
但一些專家對峰值本身也存有異議，例如國家發改委能源研究所研究員周大地就認為，石油是否出現峰值是受一定條件限制的，能源時代的變遷會經歷一個非常緩慢的過程，石油和天然氣在能源消費中依然將占據一段時間的統治地位。“我們并不是到了一個沒有石油的時代，而是到了一個沒有低價石油的時代”，周大地說。
目前為止，很多國際機構都對石油峰值何時到來有過各種預測，雖然沒有達成共識，但得到許多專家認可的是，不管石油峰值何時到來，“后石油時代”已經開始。這并不是一個石油沒有了的時代，而是石油從高點開始就不增長了，并且開采石油的成本變得越來越昂貴，這些都加速推進著新舊能源交替的格局到來，但這一格局的變更并不是一件容易的事情。
煤炭開發趨熱
石油很可能越來越少，并且很大程度上會越來越貴，太陽能、風能、潮汐能、生物能等新能源又尚未普及、形成有效利用機制，那么在這“青黃不接”的過程中，哪種能源能夠頂上呢？
眾所周知，我國能源稟賦的突出特點就是“富煤缺油少氣”，根據已探明的煤炭資源情況，我國量大、面廣、廉價的中高硫煤和褐煤等劣質煤炭資源的儲量至少占煤炭資源總量1/3以上，其中硫含量大于1%的高硫煤大約占40%～50%，這些都是現成可利用的資源。
“后石油時代里，更大規模地開發利用煤炭，成為一種必然的選擇，特別是我國這樣的煤炭消費占全部能源利用比例70%的大國。事實上，煤炭的大規模利用已經開始。”馮連勇說。
馮連勇所指的，就是如今盛行的以煤制油、煤制天然氣為主的煤化工技術。由于石油短缺，以及主要石油化工產品的嚴重短缺，很早就催生了我國煤化工技術的出現，并在10年之內就形成了煤化工的技術高地。不少人甚至將發展煤化工，看做是我們與國外的石油化工、天然氣化工競爭，最終滿足我國對石化產品的需求的一個機會。
迫于環境污染的壓力，直接燃煤作為一次能源使用會對環境十分不利，也受到各種限制，但是大量的原煤空置不用又是一種浪費，于是越來越多的人開始關注煤炭資源的清潔應用，以應對石油短缺、新能源又跟不上的問題。
與直接燃燒的根本區別在于，煤化工是把煤當作原料通過化學反應的途徑生產能源和相關產品，充分利用煤炭里多種化學元素，并實現能源的梯級利用，即制作不同需求的產品。而直接燃燒僅把煤炭當作燃料，通過燃燒獲取部分熱能，基本不利用任何化學元素，目的單一，浪費嚴重。
理想的煤化工技術，是期待能在實現資源最大化利用的同時，達到了污染物的最小化排放，即充分利用原料中的各個元素，提高其利用率，力圖使原料的元素都被產品所消納，實現“零排放”，特別是充分利用那些高硫低品的煤資源。
聽起來很美好，但現實并不太樂觀。馮連勇就明確尖銳地指出，現在正在開始的新一輪煤化工，將對中國生態環境產生重大影響。而作為替代的非常規能源的大發展，勢必造成大量空氣污染物的排放，進而造成更為嚴重的氣候影響，對我國的環境保護形成更大的壓力。
煤化工暗藏污染隱患
正如北京師范大學環境學院陳彬教授說的那樣，無論一個城市，還是整個地球，和人與動物的吃喝拉撒一樣，必然存在一個“碳代謝”的現象，“吃”的煤多了，排出來的碳及其有害代謝物自然就多。
杜克大學近日研究報告就指出，煤制天然氣計劃相較傳統天然氣可能多產生7倍的碳排放，較開發頁巖氣多耗用100倍水資源。報告指出，中國計劃建設40座煤制天然氣工廠，可能滿足中國未來數十年大部分用氣需求，有助于替換發電所用的煤，并降低對高價進口能源的依賴。雖然，40座工廠如若全部建成投產，在為期40年的使用期內，每年可合計生產2400億立方米天然氣，但是同時也將排放27.5億噸溫室氣體。
煤制油項目也面臨著巨大的環保壓力。數據顯示，按照目前的直接液化工藝，每生產1噸成品油，需要消耗原煤4噸左右、水8至9噸，同時排放的二氧化碳是石油化工行業的7至10倍。
此外，在煤化工生產過程中，工業廢氣的種類也很多，主要有煤炭破碎篩分和轉運中的煤塵等。工藝廢水則包括煤氣化灰水槽排出的灰水（非溶解性固體和懸浮物濃度很高）、酸性氣體脫除廢水、硫回收廢水等。
除煤制天然氣、煤制油以外，目前我國已建和擬建的煤制烯烴、煤制乙醇、煤制二甲醚等煤化工項目也呈一哄而上之勢。雖然，我國的煤化工技術目前發展比較成熟，煤炭資源合理有效利用也離不開煤化工發展，但在鼓勵大規模發展的同時，更加不能忽視的是監管的力量。“不合理的煤化工規劃將會直接影響當地經濟社會平穩發展和生態環境保護。煤化工項目必須經過嚴格的環境評價。”馮連勇表示。
專家呼吁降低發展速度
就目前來看，世界經濟的發展仍然嚴重依賴于煤炭的消耗，因此，切斷煤炭供應以減少溫室氣體排放是不可行的。那么，在后石油時代，特別是煤化工發展速度仍較快的情況下如何保護好環境？馮連勇等專家們給出的建議是：適當降低我國經濟發展速度，再度放緩煤化工產業的發展速度，推行最嚴厲的環保制度，通過發展潔凈煤技術以控制從煤炭利用中所產生的污染，做到發展與環保兼顧，像保護生命一樣保護我們賴以生存的環境，實現經濟與環境的和諧共生。
首先，煤化工企業要嚴格做好自身的環保工作，優化能源利用方式，提高企業能源利用效率，減少污染物排放。例如，煤化工產業需要消耗大量的水資源，對水資源供應的可靠性要求很高。因此，煤化工企業必須節約用水，采取“一水多用、循環用水、多次套用”等多種途徑的節水措施，并妥善處理廢水，生產過程中盡量做到達標排放，甚至“廢水零排放”。
其次，相關部分可依據低碳經濟與循環經濟的要求與條件，制定出和環境經濟有關的政策，制定出降低二氧化碳排量的制度，確保碳元素的循環使用。
環保部環境工程評估中心石化輕紡評估部主任周學雙還建議，國家盡早考慮煤炭利用的綜合性中長期規劃十分緊迫必要，需要在能源替代、煤化工、冶金、建材、交通、煤炭開采等相關方面進行長遠規劃，并成立總協調機構，出臺煤炭與煤化工的相關政策，以有效遏制地方的盲目無序局面。
此外，煤化工項目的綜合評估也亟待標準的出臺。每個煤化工項目上馬之前，不僅應綜合評估分析區域煤炭資源、水資源、交通運輸、市場分布，還應考量二氧化碳捕集與封存條件等諸多清潔利用技術，在充分考慮短板因素的基礎上，盡可能尋求資源能源最大化利用、污染物最小化排放以及經濟最優化發展。
大宇造船及海洋工程公司(DSME)透露，其已經開發出了自稱世界上最大的獨立式液化天然氣貨物控制系統。該控制系統被稱為ACT-IB(鋁液貨倉-獨立B型)，對于大宇造船及海洋工程公司(DSME)的任何對立型控制系統，它具有最大的存儲能力，該項技術適合該公司的液化天然氣浮式儲運裝置和液化天然氣承運人，年產量超過了200萬液化天然氣。
這個新系統可以容納210000立方米的液化天然氣，是常規控制系統容納80000立方米的近3倍，同時也比韓國目前日消耗量150000立方米多50％。
ACT-IB系統的開發意味著大宇造船及海洋工程公司(DSME)不再向法國和日本天然氣控制系統的專利持有人支付技術使用費。這項新技術可以獨立應用干液化天然氣承運人和浮動設施上，大宇造船及海洋工程公司(DSME)說它將節省大批的專利使用費。
大宇造船及海洋工程公司(DSME)認為，在液化天然氣一浮式儲運設備和液化天然氣船舶造船合同中，自己擁有有效的控制系統對造船者選擇將是一個決定性的因素。在零下163攝氏度不間斷情況下，保持液化天然氣的條件和溫度是一項有挑戰性的任務，該公司將其作為一個造船廠技術能力的衡量標準。
獨立的油輪型液化天然氣-浮式儲運裝置設計技術將額外為大宇造船及海洋工程公司(DSME)的常規薄膜式type LNG-FPSO設計提供技術支撐。該公司表示其已經通過了B型油輪后測試項目，如熱應力分析、疲勞分析、裂紋擴展分析，獲得了國際認證。此外，大宇造船及海洋工程公司(DSME)與韓國其他一些公司共同開發了一個保溫系統，今年年初獲得了挪威船級社的認證。該公司打算為其新一代綠色船舶技術申請ACT-IB系統，包括液化天然氣船舶。
(通訊員 張華 編譯)
芬蘭公用事業計劃用油輪運輸二氧化碳
馬士基油輪、現代重工(HHI)和挪威船級社(DNV)在積極努力參與建設從發電廠到境外儲存地點運輸二氧化碳的油輪，這些公司將合作研究油輪航運二氧化碳的設計和風險評估。
馬士基油輪已經與馬士基石油、芬蘭公用事業集團Fortum和TeollisuudenVoima(TVO)共同開發，旨在研究一個碳捕獲和封存領域的碳排放消減項目。
馬士基油輪二氧化碳運輸負責人Anders Schulze說：“從發電廠到境外儲存地點進行油輪運輸二氧化碳是一種成本有效和靈活的方式，它使得其成為二氧化碳大排放源合適的解決方案，如煤電廠等，特別是在碳捕獲和封存(CCS)的新興階段。”
馬士基油輪和現代重工(HHI)在建設油輪將二氧化碳從排放源運輸到儲存地點方面已經有了初步的規劃藍圖。這些船舶將在半壓半冷凍狀態下，運輸液態二氧化碳。現代重工(HHI)和馬士基油輪在多年運輸液態石油化工和液化天然氣經驗的基礎上，并根據全球標準，設計了運輸船舶。
現代重工(HHI)高級副總裁Jae KeunHa說：“二氧化碳載體設計的進一步發展應主要集中在安全和環保要求上，同時強調了船舶的高能效。現代重工(HHI)與馬土基油輪和挪威船級社(DNV)的技術合作，表明了現代重工(HHI)不斷追求新技術，并致力于尋求造船領域環境問題解決方案的政策。”
挪威船級社(DNV)除了支持符合船舶級別規則和現有的氣體承運守則以及最新的明確的二氧化碳發展細節外，將提供可行性研究、風險識別方面的工作。這些工作包含了確保船舶達到其運輸目的，很好地融入碳捕獲和封存(CCS)鏈中的評價和支持工作。
挪威船級社(DNV)油輪分部主任JanKoren說：“這些二氧化碳承運船舶的整體技術性能將液化石油氣和海上穿梭油輪相似。船舶適應的很多安全標準基本上都是眾所周知的。然而，研究將確保船舶的所有功能和特色已經充分完成，船舶與碳捕獲和封存(CCS)鏈的剩余接口將保持一致。”
(通訊員 張華 編譯)
奧斯達設計抗風快船系列
澳大利亞奧斯達公司(Austal)新近推出為海上風電場度身定做的“抗風快船”系列。其中3艘有雙體船殼，具加強穩定性和效率；1艘是三體船，即使在洋面6級狀況，仍能提供非常舒適的乘坐體驗。
這個系列結合了省油特點和抗浪性能，利用奧斯達先進的船殼設計技術和工程能力，提供一個可靠的多功能海上工作平臺。船上還可以安裝奧斯達的專利駕駛控制系統(RCS)，使船只在洶涌波濤中仍能保證安全、高效，這在海上風電場運輸船上是史無前例的。
奧斯達首席執行官貝拉米說：“這個行業，可靠性至關重要，不僅在機械方面，還要保證安全運送人員往返于風電場，讓他們感覺舒適。”
道達重工破解海上風電安裝世界性難題
6月29日，啟東道達重工一號船塢內，南京水利科學研究院4位專家，正在輔導工人進行海上風電樣機基礎工程澆鑄一為外人所不知的是，工程采用的復合筒型基礎一體化安裝技術為世界首創。目前，海上風機預制工程已完工50％.8月末將進行海上整機安裝。
像“種樹”一樣在“種風機”
今年5月26日，道達重工海上測風塔整體工程成功安裝，標志著開發兩年多的復合筒型基礎與整體安裝技術投入應用階段。在一望無際的黃海上，100多米高的測風塔矗立海中，已開始周邊海上風資源監測任務。
談起這一核心技術成果，道達重工集團總裁李愛東形象地比喻為海上“種”風機。據介紹，國際上傳統的海上風電安裝方法，普遍采用葉片、風機、塔筒分步安裝的方式，一臺風機從開始到完工，最快需要一個多月，成本高，風險大，施工困難。
而復合筒型基礎與整體安裝技術，則把海上絕大部分的工作都移至陸上完成，并實現風機與基礎一次性整體安裝，就像在海上“種樹”一樣在“種植風機”。如此，整臺風機的海上安裝時間僅需3個小時。更為重要的是，采用這種技術安裝的風機與基礎拆除后，還可回收利用，極大地降低海上風電場的建設成本，使海上風電更具規模化開發的條件。
中國工程院院士、工程設計大師曹楚生教授在審查該項技術時曾表示，“道達”的努力，讓國際業界憧憬多年的“一步式安裝”夢想得以變成現實。
“產學研”結合典范
2008年底，“道達”與天津大學聯合成立道達海上風電研究院，開始潛心研究針對海上風電基礎安裝的一系列難題。
這是個20多人組成的團隊，由青年科學家、天津大學建筑工程學院院長、博士生導師練繼建領銜，“道達”副總裁黃宣旭任副院長，其他成員全部為博士。兩年來，針對我國淺水區域占70％以上，泥沙質軟海岸分布廣泛的特點，團隊潛心研究海上風電基礎施工安裝的解決方案，嘗盡千辛萬苦。
為積累相關數據，“道達”作出決定，先將復合筒型基礎與整體安裝技術運用到海上測風塔工程上。試驗期間，研究院的3位專家和道達的建設者們，頂著刺骨的寒風，連續一個月吃住在水上生產基地，24小時進行反復測試。
進軍綠色能源新領域
“道達”以造船起家。從2007年9月落戶啟東開始，公司在建的3萬噸系列船舶就達17艘，截止到今年6月上句，已交付2艘，下水3艘，訂單生產已排至2012年。
面對沿海大開發的發展機遇，“道達”毅然將進軍新能源產業確定為公司的一大戰略重點。
不過，產業轉型并非坦途。李愛東告訴記者，先前與其他公司商洽合作，“道達”得仰承鼻息。自一步式安裝技術問世后，全球眾多風電公司開始紛至沓來。因為在歐洲國家，海上風電場與基地的距離一般不超過50海里，而道達重工開發的整體安裝技術，將這一距離一舉提高到500海里以上，從而大大降低海上風電產業鏈整合的成本。
李愛東透露，“道達”計劃用2―3年時間，發展成為具有國際影響力的海上風電一步式安裝知名企業。“走低碳化發展之路，為世界清潔能源發展做貢獻，是。道達’一貫的追求。”常州造太陽能電動船亮相世界太陽能大會
日前，常州打造的首艘太陽能電動船在第四屆世界太陽能大會上亮相。
由常州飛碟船艇有限公司生產的這艘1280太陽能電動船，乍看外形，與一般電動游艇并無太大區別：白色的船體，長12.8米，寬4米，艙內是36人的雙排座椅，配備電視、茶幾等設施。只是船頂多了塊20平方米左右的黑色采光板，以吸收太陽能提供動力，時速最快可達16公里，小時。據介紹，這款電動船采用雙動力，既可完全依靠太陽能運行，也可依靠燃油運行。其消耗的燃油僅需同等燃油船的1／4-1／3；在雙動力同時運行的情況下，太陽能采光板提供的電力，還可再減少25％燃油量。
據了解，該太陽能電動船的船東是山東德州的皇明太陽能集團。因制作要求十分苛刻，皇明集團在全國經一年多“海選”，最后才確定了常州飛碟公司。簽單以后，飛碟公司多次邀請專家進行指導，對技術人員進行培訓，歷時一年多才完成船舶制造。
這是國內首批以太陽能為動力的船舶，也是常州船舶制造業中的又一特色。“飛碟”負責人認為，太陽能電動船續航時間目前雖然僅4小時左右，造價也略高于普通游艇，但發展前景十分廣闊。
長江船舶設計院LPG船設計技術引領市場
6月3日，長江船舶設計院首艘自主設計滿足國際航線和規范的遠洋LPG船，在揚州舉行了隆重的命名慶典儀式。這表明，該院LPG船設計技術已引領市場，邁步全球，進一步鞏固了長江船院在國內LPG船舶設計領域的主導地位。
此次交船的兩艘LPG船是3600立方米遠洋運輸船(NK)批量船舶第1、2號船舶。3600立方米遠洋運輸船(NK)計劃批量建造6艘、現均處于建造階段。近日，該型船第1、2號船分別命名為“MONICA KOSAN”和“HELLE KOSAN”。適航于國際遠海航區、中國近海及長江中下游，主要用于運輸LPG貨物，如丁二烯、正丁烷、異丁烷、丁烯、異戊二烯、丙烷、丁烷，丙烷混合物、丙烯、氯乙烯單體(VCM)和戊烷／戊烯。為傾斜式首柱、球首和方尾船型，設置2個雙殼雙舷貨艙，機艙區設雙底，由一臺中速四沖程柴油機通過減速齒輪箱和定距槳來驅動。船舶總長約99.96 m，垂線問長93.00米，型寬16.60米，型深7.80米，設計吃水4.8米，結構吃水5.60米。此兩型船的技術等級為四星級，其圖紙、指南和指導手冊的語言均使用英語。其船體、機械及舾裝均按日本船級社(NK)的現行規范和規則，并在日本CLASS NK船級社的特殊檢驗下建造。
該型船在裝載量、生活標準、振動噪聲、綜合性能、設備選型、自動化程度和防污染等方面要求高，其結構和設備應滿足IACS(國際船級社協會)標準、GB、CB、CBM、CSQS及有關ISO標準的要求：電氣設備、航行設備和通信設備將符合國際電工協會(IEC)及1974修正案對船舶電氣設備的要求；所有的管系、法蘭與配套件的尺寸將滿足有關國際標準的要求。節能減排促使螺旋槳加快創新
越來越多的船東將注意力轉向既可以在新建船舶上又可以在修理階段采用的新技術，以減少排放和節省燃油成本。
Berq Propulsion公司最近推出對雙螺旋槳船有順槳功能的Berg可調螺距螺旋槳。該公司認為，這個解決方案特別適合沿海液貨船。
首批具有順槳功能的BCP安裝于中國的鼎衡(江蘇)造船建造的船長100米的化學品運輸船上，以及在佛羅利達Eastern Shipbuilding Group建造的船長85，5米的渡船上。Berg公司認為，船東對現有船舶改裝這種設計的螺旋槳也有極大的潛力，投資可得到快速回收，同時可減少污染。
“采用Berg公司的BCP順槳槳轂，螺距的調節范圍擴大，從全速倒車，經全速前進，到完全順槳。”BerqPropulsion Technology公司產品經理Linus ldeskog說，“對任何船東來講，在成本和環境方面的效益是最實際的，這對現有船舶和新造船舶都一樣。順槳的概念現在適用于要求驅動模式靈活的任何類型的多螺旋槳船舶。”
對于現有船舶，Ideskog先生說：“要想預知一艘船舶在其全壽命期內將要承擔的所有任務及其將處于何種工況條件是困難的。”即使委派的任務類型是固定的，其他的環境因素也會發生變化。這些因素可能是日常的參數，如風，但還有更廣泛的因素，包括季節的改變、需求變更和燃油成本的變化。
“考慮到時間的成本和運費，所有這些因素都會對決定船舶運行的經濟航速產生影響。對于船東，要適應這種不可預見性就需要最大程度的靈活性。”
Ideskog先生說，數千只Berg CP螺旋槳適合升級以具備順槳功能。“用具有順槳功能的螺旋槳替代常規的Berg螺旋槳不需要大量的工作。”他補充說，“BergCP系統的主要部件可以再使用，現有的螺旋槳軸、槳葉、螺栓和液壓系統可以保留。除了新的槳轂外，只需更換活塞桿、活塞桿頭、液壓缸和配油裝置。”DNV研究59種不同船型減排措施
“全球航運界如果現在開始行動，采用一系列低成本高效益的措施，那么到2030年可實現減排30％。這其中最有效的措施就是使用液化天然氣作為燃料。”DNV執行副總裁Remi Eriksen日前在出席上海中挪海運高峰論壇時表示。
DNV把世界船隊分為59個細分市場，分別代表了構成世界船隊的船型。研究針對59種不同船舶類型的25項減排措施。由于每種措施的成本和減排效果對不同類型的船舶也是不同的，因此每個細分市場都基于運營條件、每項措施的減排潛力、成本效益、現有措旅階段實施的年份
等因素進行逐一建模。
研究發現59種船型中有17種安裝燃氣型發動機是符合成本效益的。這一名為《通向低碳航運之路》的研究報告表明世界船隊可以采用符合成本效益的措施實現與基線排放量相比減排二氧化碳30％，如果采用所有減排措施，那么減排比例更將高達60％。
“輿論普遍認為天然氣是未來的能源。DNV認為它已經具備實際應用的條件了。使用液化天然氣作為燃料具備顯著的環境效益。它幾乎可以100％減排硫氧化物、減少85％～90％氮氧化物和15％～20％CO2的排放。”Remi Eriksen說。液化天然氣具備豐富儲量
Remi Eriksen進一步指出：“要實現液化天然氣的實際應用，需要先期具備若干條件。目前技術條件已經具備，許多制造廠商可以提供燃氣型發動機。面臨的挑戰之一是因為安裝圓筒型LNG儲罐將損失部分貨柜的空間。對于新造船來說，在建造時就可以將此考慮進去，因此相對容易；而對現有船隊來說，改建的難度相對比較大。”
“目前，世界探明的天然氣儲量豐富。如果加進非傳統能源，如頁巖氣，按當前使用量來計算天然氣可以供應人類使用250年。液化天然氣的現貨價格僅相當于柴油的1／4到1／3。液化天然氣的供給應同現貨市場價格相聯系，而不是與即將取而代之的船用重柴油價格掛鉤。”
“當前的另一主要挑戰是液化天然氣儲存基礎設施的缺乏。例如，渡輪(點對點航運)和供應船(返回固定港口)已經在挪威海岸運行。它們的燃氣供應是通過專用的液化天然氣加氣站。液化天然氣的更大規模應用則必須基于完善的LNG燃料裝儲站點。”Remi Eriksen最后總結說。
船用LED燈首次“點亮”中國船
日前從青島海德威傳來消息，由該公司自主研發的船用LED燈成功安裝在一艘挖泥船上。2010年3月，海德威與集團天津船舶有限公司簽訂合同，向供應多種類型的艙頂LED燈72套。該批LED燈主要安裝區域有操縱室、甲板機艙、泵艙、艙內機艙和輔機艙等。據悉，LED燈成功裝船在國內尚屬首例，海德威船用LED燈成功裝船填補了國內在該領域的空白。
海德威公司在2006年就與中微光電子有效公司一起合作，專門從事白光LED照明技術的研發。中微光電子是由多位留美歸國博士創建，總投資3億元，并相繼推出了一系列具有自主知識產權的業界領先的高品質白光LED照明產品，各性能指標均達到了世界先進水平，產品遠銷歐美等發達國家，在2008年就向國內外客戶銷售并安裝了超過5萬盞LED路燈，是目前世界上最大的LED燈供應商。
據悉，海德威船用LED燈與普通熒光燈相比，可節能70％以上，且具有超長的使用壽命。伴隨著lMO節能減排公約的漸進，船用LED作為一種新型的綠色節能產品，必會成為未來船用照明的首選。
Alfa Laval將攜系列產品參展SMM
Alfa Laval公司近日透露，該公司將攜系列革新產品，參加9月7-10日在德國漢堡舉行的SMM展。
PureBaUast 2.0和EX
Alfa Laval公司壓載水處理系統已進入第二代，其能量消耗已大為減少，改進后操作更簡單，并推出了最新的EX版本。
S分離器
新的S分離器系列融合了諸多改進技術優勢，調整了結構，增加分離區域，效率更高，采用了新的驅動系統。AOT 3F消毒器
新的AOT 3F消毒器提供無需化學物質的水凈化和有效的生物阻止，采用AOT技術，具有使用經濟、能源高效、重量輕、占用空間小等特點。
其他產品還有PureBilge離心式壓艙水分離系統、AQUA談水發生器等。GEA推出系列船舶環保產品
機械設備供應商GEA Westfalia近日推出系列新型分離器，以滿足日益嚴格的環境控制要求。
該公司BallastMaster系統在獲IMO型式批復后將于2012年中期投放市場；BilgeMaster分離器則幫助滿足污水處理后殘油含量低于15ppm的要求，該分離器無需采用吸附過濾器或化學物質，僅需采用機械分離；GEA Westfalia分離器還能滿足在核心海域殘油含量低于5ppm的要求。
含硫燃料日益成為有關監管當局關注的內容。該公司的FuelCoolinqMaster系統能可靠地對輕質柴油和氣體油的粘度進行調節。
該公司還新研發了用于雷達的EnergyMaster熱回收系統，能優化油分離過程，節約大約213的熱量，尤其適用于商用新船和游輪船隊。
長江航運實施船舶雙燃料動力項目
近日，由中興恒和投資集團主持開發的長江航運船舶柴油-天然氣雙燃料改造項目進入實施階段。
關鍵詞:三大杠桿節能減排機制
夾江縣是全國四大陶瓷生產基地之一,全縣有陶瓷企業98論文家,生產線238條。隨著全縣陶瓷產業迅速興起,全縣每年天然氣耗用近4億立方米,節能減排壓力巨大。近年來,夾江縣巧用行政、財政和稅收三大杠桿,制定了一系列節能減排的政策措施,將節能減排目標分解落實到各鄉鎮和重點企業,加強對重點耗能企業的節能減排跟蹤和管理,加大重點河流污染治理,建立GDP能耗公報制度,著力從根本上緩解經濟社會發展面臨的資源約束矛盾和環境壓力,探索出了一條經濟效益好、資源消耗低、環境污染少的新型工業化道路。
一、三大杠桿促進能源往高處走(一)運用行政杠桿促使氣電優化配置1.健全能耗目標考核體系。將節能降耗納入對鄉鎮和有關部門的目標考核,實行規模以上企業能耗月報制度,對年耗能3000噸標準煤及以上的重點用能單位,簽訂節能目標責任書,形成能耗工作問責制。2.強化能耗審核機制。把能耗水平作為投資項目核準和備案的“強制性門檻”,實行新、改、擴建固定資產投資項目節能評估和審查制度、新上項目部門聯動機制和新開工項目公示制度。3.建立節能監察機制。成立縣節能監察中心,對用能單位和節能服務機構的用能行為進行監察。4.實行氣電聯動機制。制定并實施《夾江縣工業企業氣電聯動、同步供能實施辦法》和《工業用天然氣優化配置方案》,對全縣企業從單位產值能耗、污染物排放等方面進行統計排序,對能耗相對過高、排放相對過多的企業在用能上給予限制,特別是在削減電、氣負荷時首先對排位靠后企業拉閘限電限氣,避免了供能企業、工業企業之間不協調而浪費氣電資源,促進了氣電資源向單位能耗低、排放少的企業配置。
(二)運用財政杠桿撬動企業技術改造1.專項資金重點扶持。在工業發展資金中設立80萬元的節能降耗專項資金,主要用于節能宣傳和培訓、節能示范項目補貼、節能新技術推廣及可再生能源和新能源的開發利用。重點支持陶瓷企業加大環保節能技術研發。2.財政激勵引導升級。凡列入省市級重點節能示范項目的,免征其土地設施所涉及的縣級行政收費,所形成的電力、天然氣節約量,按照節約價值的5%給予一次性獎勵;列入國家、省、市節能示范項目的,幫助申請國債資金的補助和支持;對集中建設排污設施的,由縣財政給予補助;對重點耗能企業申請銀行貸款用于節能降耗項目改造的,由縣財政給予3%的項目貸款貼息。米蘭諾公司獲省2008年第一批技術改造專項資金80萬元,水工機械和匯豐陶瓷公司各獲省2008年第一批產業技術研究與開發專項資金10萬元。3.搬遷關停強制節能。加大清理整頓高耗能高污染企業力度,公布淘汰企業名單及淘汰時限;落實節能環保搬遷補助資金,對列入關停、取締名單的企業采取“五停”(停水、停電、停運、停貸、停氣)等強制性措施,促進污染企業搬遷。規矩水泥環保搬遷已正式獲省經委核準,7月30日已正式開工建設,2009年6月底搬遷完畢。
(三)運用稅收杠桿助推質量效益升級1.稅收能源消耗掛鉤制度。針對全縣陶瓷行業均是中小企業且稅務監控難的實際,由兩稅、統計等部門深入企業、氣、電等能源供應部門調研,廣泛收集企業產能、產值、總能源消耗等數據,測算出行業平均氣、電、煤等單位能耗產值,結合行業實際分產品大類,將產品單位能耗作為稅收的重要參考,促使企業采取措施降低能耗。2.節能項目稅收優惠制度。企業從事節能項目所得,自項目取得第一年生產經營收入所屬納稅年度起,前三年縣級企業所得稅全部返還,第四年至第六年企業所得稅減半返還;企業購買并使用《節能節水專用設備企業所得稅優惠目錄》規定的節能設備,該專用設備投資額的10%可以從企業當年的應繳納稅中抵免;當年不足抵免的,可以在以后5個納稅年度結轉。3.節能研發稅收抵扣制度。企業為研發新技術、新產品、新工藝發生的研究開發費,未形成無形資產計入當年損益的,在按照規定據實扣除的基礎上,按照研究開發費用的50%加計扣除;形成無形資產的,按照無形資產成本的150%攤銷。
二、三大特點凸顯節能減排成效
(一)走出了一條政府多種手段調控能耗的新路子1.節能降耗初見成效。2008年1—6月,全縣130家模以上企業,總能耗76萬噸標煤,規模以上萬元工業增加值能耗5.285噸標煤,較去年同期下降8.08%,節約標煤6.687萬噸。2.環境保護力度加大。率先在四川省施行環保信譽考核制度和樂山市在建立鄉鎮環保辦,企業環保信譽考核制度和約見談話制度不斷鞏固,網格式環境監察不斷擴展,新萬興公司投資566.55萬元,治理噴霧干燥塔5座、壓制生產線5條和磨邊生產線5條,每年可減少粉塵排放911.2噸。2008年1—6月,全縣削減二氧化硫1021噸,完成全年任務的184.96%。3.生態環境初步改善。治理水土流失5平方公里,成片造林5000畝,四旁植樹35萬株,森林覆蓋率提高0.6個百分點,全縣城區環境質量好于二級天數占總天數的93%。2008年1—6月,全縣財政投入140萬元,撬動企業和社會各界投入3.5億元投入節能環保技術改造。
(二)走出了一條企業主體作用充分發揮的新路子1.開展廢料循環利用。建輝、新萬興等21家陶瓷企業建成廢水處理循環利用設施,拋光線日耗水從2000噸/條減為600噸/條,工業用水重復利用率達71%;全部陶企廢水沉淀物壓濾干化后再次用作陶瓷生產坯料,減少原料消耗和廢物排放;峨佳、峨頂水泥廠每天使用陶瓷廢渣200—300噸,年產熟料水泥20—25萬噸。2.實施工業窯爐節能。推廣陶瓷窯爐一次燒成技術、窯爐內堂涂節能材料及加長燃氣噴槍、改造風機和燒嘴脈沖助燃,威尼陶瓷改傳統的二次燒成為一次快燒,年節約天然氣達150萬方以上,節能率達20%;明珠陶瓷改單層為雙層燃氣生產線,下層煅燒窯爐的熱能直接作用于上層干燥窯爐,綜合能耗下降20%,產能提高30%。3.實現余熱余壓利用。重點在陶瓷行業推廣窯爐尾氣余熱復用噴霧塔技術和陶瓷輥道窯余熱發電技術,東泰陶瓷廠利用蒸汽發電機余熱發電,可滿足企業自身50-70%的生產用電,年可發電250萬度,度電成本僅為0.05元;米蘭諾等企業利用窯爐尾氣余熱復用噴霧塔,可節省噴霧塔原煤或天然氣耗用,尾氣利用率達到30%,節能率達13%。4.推進機電系統節能。以電力電子技術傳動方式改造機械傳動方式,采用交流調速取代直流調速,重點推廣高效節能電動機、稀土永磁電動機和軟啟動裝置、無功補償自動投切裝置、計算機自動控制系統等;合理匹配電機系統,消除“大馬拉小車”現象。5.推廣能量系統優化。重點在陶瓷行業通過系統優化設計、技術改造和改善管理,提高能源系統效率。近兩年,新中源、新萬興、米蘭諾等企業投入技改資金達7億多元,科達陶瓷在省內陶企業中首家通過ISO10012:2003測量管理體系認證,西部瓷都陶瓷產區實現煤渣固體垃圾的零排放。
(三)走出了一條切實轉變經濟發展方式的新路子1.企業競爭力明顯增強。3家企業進入了全國建陶行業銷售收入30強,2家進入“四川省行業領先中小企業”200強。2.自主創新能力顯著改善。組建四川省建筑陶瓷工程技術研究中心,高檔紅坯陶瓷共性技術研發取得初步成果,研發出“玉晶石”系列產品,利用釩鈦礦渣生產有色仿古磚技術得到突破,企業新獲專利授權3件,建輝公司被命名為四川省建設創新型培育企業。3.品牌戰略實現突破。目前全縣已有中國馳名商標1個、四川省著名商標3個、省級名牌2個和16個國家免檢產品。新萬興年底將建成中國名牌產品,建輝、米蘭諾將獲得中國馳名商標。
三、四位一體建立節能長效機制
(一)完善行政問責制進一步明確縣鄉政府節能減排責任,對本行政轄區內節能減排考核結果實行四掛鉤。1.跟政績掛鉤。將節能排污總量指標分值和經濟增長的分值實行同等權重。2.跟職務任免掛鉤。實行節能減排一票否決,被評為差和較差的不予提拔。3.跟評先評優掛鉤。節能減排差的取消評先評優資格。4.跟執行紀律掛鉤。對監管失職、瀆職、發生重大環境污染事故或造成區域環境質量惡化的給予紀律處分。
(二)完善能效準入制1.制定目錄。根據國家、省、市產業政策以及夾江縣資源供給、環境容量及產業發展的現狀,加快制訂夾江縣限制和淘汰制造業落后生產能力目錄。2.能耗審核。固定資產投資項目的可行性研究報告(項目申請報告)必須包括合理用能的專題論證或節能篇(章);固定資產投資項目的設計和建設,必須遵守合理用能標準和節能設計規范。3.能效標識。嚴格執行國家能效標識管理辦法,加強對強制性能效標識制度產品的監督檢查,積極推動節能產品質量認證。
一、我國水能關系問題提出的背景
國際背景。全球層面對水與能源關聯問題的高度重視，2014 年3月22日“世界水日”，聯合國了《世界水資源發展報告 2014――水與能源》報告，呼吁各國政府在制定能源發展政策時要考慮到水資源承載能力。國際能源署（IEA）提出，全球能源生產對水資源的需求增速是能源需求增速的兩倍左右，2010年全球能源生產抽取水約5830億立方米，約占世界15%的總取用水量，其中水消耗量（即抽取后未返回）為660億立方米；到2035年水消耗量將提高85%，氣候變化將進一步加劇水資源供應壓力。目前全世界仍有近8億人口無法獲得清潔的水資源，13億人口用不上電，為此，聯合國大會將2005―2015年確定為“生命之水”國際行動十年，2014―2024年為能源可持續發展十年，凸顯了水資源和能源對于可持續發展的重要意義。水資源和能源作為聯系經濟增長、提升社會公平性和環境的紐帶，實現兩者的協同發展對提高全球福利水平至關重要。
國內背景。隨著工業化和城鎮化的深入推動，我國能源需求較長時間內仍保持較快增長，近期仍將依賴傳統的化石能源，能源需求增長拉動煤炭等化石能源產業快速發展，預計2020年我國火力發電裝機和發電量分別約占總裝機的60% 和總發電量的69%，這會進一步加劇水資源供應壓力，導致能源開發與利用過程中面臨的水資源約束凸顯；同時，我國能源資源與水資源分布極為均衡，能源安全和水資源保障的矛盾十分突出，能源生產基地多處于缺水區域，水資源缺乏增加了經濟和環境成本，新能源規模持續擴大也增加了水資源安全供應的潛在風險等問題。綜合來看，我國水能關系面臨較大挑戰。
二、不同能源開發利用方式的水資源約束分析
（一）煤炭開發利用的水資源約束
煤電基地與水資源分布不協調，是我國水資源短缺的關鍵問題。煤炭資源與水資源呈逆向分布，煤炭資源豐富的地區，水資源匱乏。原煤生產量占全國90%以上的礦區均位于嚴重干旱缺水的西北、東北、山西、內蒙古以及豫西地區，國內71%的重點礦區缺水，其中40%嚴重缺水。近幾年煤炭基地的快速發展及配套產業的興起，礦區水資源供需矛盾更加突出。2010年，煤炭開采、燃煤發電這兩個行業消耗980億立方米，接近全國總淡水量的15%。目前，我國仍在煤炭資源豐富但水資源匱乏的地區發展水資源密集產業。煤化工屬高耗水產業：直接液化1噸油耗水約7立方米，間接液化1噸油耗水約 12立方米，合成氨耗水約12.5立方米/噸，甲醇耗水約8立方米/噸。并且，煤化工項目排污量極大，如神華集團煤制油項目污水產量達到479萬噸/年，每生產1噸液化油要產生污水4.79噸。
（二）非常規油氣發展的水資源約束
與傳統化石燃料相比，油砂、頁巖氣和水力壓裂等非常規油氣的開采用水量更大，頁巖氣開采采用的水壓裂法對水資源的依賴性極大。頁巖氣開發也會導致水質污染，美國政府已開始立法監管頁巖氣開發對水資源的破壞問題。我國政府提出到2020年非化石能源占一次能源消費比重將達到15%左右，推動用較清潔的天然氣替代煤炭。根據美國能源信息署（EIA）的數據，我國頁巖氣技術可采儲量約31.6萬億立方米，約占全球儲量的19%，大規模開發頁巖氣需要重視非常規油氣開發的水資源約束，以及開發利用過程中可能產生的水資源污染問題，并做好相應的防范措施。
（三）生物質能源發展面臨的水約束問題
與化石燃料相比，生產生物燃料的水資源需求量更大，需要充分的水資源保障。IEA的研究表明，甘蔗乙醇加工生產的耗水量和取水量都高達106―107升/噸油當量。我國《生物質能發展“十二五”規劃》，提出到2015年生物質發電總裝機容量達到13000兆瓦，生物質燃氣達到30億立方米/年，固體成型生物質燃料達到1000萬噸/年，生物液體燃料達到500萬噸/年。考慮到生物質能源發展會進一步加劇水和能源的相互依賴性，所以生物質能源的技術與區域選擇需要平衡能源問題和水資源供應問題，降低政策實施的綜合成本。
（四）核電發展面臨的水資源約束
核電發展需要較大的耗水量，缺少冷卻水已成為內陸核電廠發展的重要約束。2003―2009年夏季，歐美多個內陸核電廠因為缺少冷卻水而出現了被迫停運的狀況。日本福島核事故后，我國核電建設一度陷入低潮，但在目前調結構、穩增長的大背景下，內陸核電又進入了新的發展期。地方和企業積極行動，目前已有多個省份提出要發展核電，31個廠址已完成初步可行性研究報告審查，規劃提出到2020年，我國運行核電裝機容量將達到5800萬千瓦，在建3000萬千瓦。結合國際事件，我國內陸核電的發展需要慎重考慮水資源供應問題。
（五）新能源發展面臨的水資源約束
電力部門中除火力發電外，新再生能源技術也要消耗水資源。麥肯錫公司將我國各種發電技術的耗水指標進行對比，從全生命周期角度看，生物質發電技術是典型的高耗水發電技術（約耗水178立方米/千兆瓦時）；水電技術發電水耗約68立方米/千兆瓦時；風力發電技術其耗水量（0.3立方米/千兆瓦時）遠低于燃煤和燃氣電廠，是缺水地區首選的技術；太陽能熱電站的水資源需求較大，其耗水量（3立方米/千兆瓦時）與燃煤電廠、核電接近。因此，在缺水地區進行新能源開發利用考慮相關技術的耗水問題非常關鍵。
三、當前我國水能關系面臨的突出問題
（一）我國能源開局與水資源分布不匹配的矛盾日益突出
總體上我國能源開局與水資源分布不匹配，兩者的矛盾日益突出。能源工業是我國可持續發展總體戰略中的關鍵行業之一，我國水資源與能源生產現狀，兩者之間的矛盾日益突出。西北地區作為我國能源工業最大的基地，石油、天然氣、煤炭產量幾乎占全國一半左右，然而水資源匱乏已嚴重制約了西北地區能源工業發展。目前面臨的水資源匱乏、利用效率低下等問題隨著經濟社會快速發展，將會導致水資源供需矛盾進一步加劇，水資源將成為制約該區域能源綜合開發的瓶頸，進而影響到我國能源戰略的順利實施。
（二）未來能源需求的快速增長會進一步惡化水能關系
綜合各家機構預測，未來中國中長期能源需求持續增長，水資源壓力將持續增大。國際能源署（IEA）預測，與2010年相比，2035年中國能源生產的水消耗將增長83%，并且主要是煤炭的生產和消費，集中在干旱缺水的西部地區，這同時也會加劇城市水資源短缺。為滿足快速增長的能源需求，加大煤電開發會加劇水資源緊張形勢，同時導致環境污染和碳排放增長。根據世界資源研究所的數據，未來中國擬建的燃煤電廠有51%將建在水資源緊缺指數較高或極高的地區，擬建電廠每年耗水高達100億立方米。如果《煤炭工業發展“十二五”規劃》提出的14個煤炭基地建設目標得以實現，2020年僅采煤產業需水量將達到81.51億立方米/年。煤炭基地規劃與水資源現狀存在尖銳矛盾，如果不按照水能關系及時作出調整，將會導致嚴重的用水安全、能源安全，影響到城市的正常運行。
（三）能源結構轉型或對區域水資源供應產生較大影響
隨著我國城市霧霾問題日益加重，加快推進煤炭替代就成為重要的治理措施之一。2013年我國了《大氣污染防治行動計劃》，提出的重點建議之一是采用煤制天然氣等更為清潔的天然氣取代煤炭，但“煤制氣”在冷卻、生產及凈化過程中耗水量很大，每立方米煤制天然氣需6―10 升水，20億立方米/年的煤制天然氣項目耗水量高達2500萬噸/年。目前，我國已批準建設9座大型煤制氣工廠，年產超過370億立方米合成天然氣，年耗水2億噸。因此在努力控制東部地區大氣污染的同時，可能會增加他地區的水資源壓力，特別是缺水嚴重的西北地區。
（四）我國水資源供需矛盾突出，利用效率較低
隨著工業化、城鎮化深入發展，我國水資源需求將在較長一段時期內持續增長，用水需求呈剛性增長，水資源供需矛盾將更加尖銳，我國水資源面臨的形勢將更為嚴峻。目前，水資源短缺、水污染嚴重、水生態惡化等問題十分突出，已成為制約經濟社會可持續發展的主要瓶頸。水資源供需矛盾突出，我國的人均水資源量為2100立方米，是世界平均水平的28%。全國年用水總量超過6000億立方米，年平均缺水量500多億立方米，三分之二的城市缺水，農村有近3億人口飲水不安全。水資源利用與管理方式粗放，農田灌溉水有效利用系數僅為0.50，與世界先進水平0.7―0.8有較大差距；不少地方水資源過度開發，黃河流域開發利用程度已經達到76%，淮河流域也達到了53%，海河流域超過了100%，已經超過承載能力，引發一系列生態環境問題；水體污染嚴重，水功能區水質達標率僅為46%。2010年38.6%的河流劣于三類水，三分之二的湖泊富營養化。
四、優化水能關系的主要途徑與政策建議
（一）制定水資源與能源發展綜合規劃
將能源與水資源發展進行整合，最大限度地發揮協同效益，最大限度減少負面影響，制定水資源與能源綜合利用規劃，提高資源利用效率。一是推動重點領域水能綜合發展。在國家和地區層面全面評估水能關系，促進跨部門合作，在基礎設施建設、農業、工業和城市發展等重點領域實現水資源與能源的協同發展。二是將水資源作為重要約束和前提條件作為能源項目布局和產業發展的重要考慮。優化能源產業布局，將區域水資源承載力作為能源項目布局的重要前提。傳統能源開采煉化、新能源產業發展規劃，要根據能源產業的動態變化和水資源的持續供應能力，進行科學的產業布局。主要能源基地實施嚴格的水資源管理制度，規劃產能目標要進行科學性評估，根據水資源供應情況及時做出調整，確保我國能源與水資源的雙重安全。
（二）重視新能源產業發展中的水資源約束問題
將用水作為重要約束條件納入生物質能、頁巖氣、太陽能等新能源產業發展規劃當中，積極開展產業發展用水需求評估，根據水資源供應和環境影響科學規劃新能源基地的發展布局，確保實現新能源產業對傳統能源的替代。從強化水資源保障角度提出我國新能源的發展目標與保障措施，優先選擇水好小的新能源開發與利用技術，做好重點能源生產基地的優化布局工作，降低水資源供應壓力，實現水能和諧。
（三）充分考慮水資源對生物質能源開發與利用的約束作用
針對我國發展生物能源的初步判斷表明，能源作物種植和生物能源生產將進一步加劇我國水資源短缺壓力，因此開發生物能源要因地制宜、量水而行，水資源緊缺地區不宜盲目進行能源作物種植及生物質加工生產。第一，選擇水資源利用效率高的能源作物種類，以最小的水資源消耗獲得最大的生物能源產出；第二，適度從緊發展燃料乙醇和生物柴油產業。堅持“不與農業爭水，不與生態環境爭水”的原則，根據水資源承載力，開展能源植物的區域化種植；第三，倡導利用有機廢棄物生產生物能源，充分挖掘其生物質能潛力，力圖規避能源作物種植環節，大幅度降低生物能源生產的水耗。
（四）積極研發能源開發與利用節水技術，提高用水效率
能源生產環節。通過技術進步和科技創新進一步降低能源開發與利用的水資源需求。一是對煤炭熱電廠推廣應用干燥冷卻技術，使用閉環、干燥和混合冷卻系統取代目前的水冷卻系統以及水密集型系統，降低水資源消耗，降低火電利用環節水資源消耗。二是在煤炭生產行業嘗試礦井水和再生水作為水源，不斷提升能源生產中的節水技術和工藝水平，淘汰落后產能。積極發展海水、半咸水或廢水等非常規水源的替代技術，以及廢污水循環利用技術。
能源利用環節。一是將水資源可利用量、水環境容量作為國家產業發展、城市發展的剛性約束，推動我國經濟社會發展方式的戰略轉型。二是通過城市規劃和城市水資源綜合管理提高水資源利用效率。推動發展城市水資源綜合管理體系（IUWM），開展水源保護，使用多種水源，減少城市中水和能源消耗量，通過城市水管理系統設計大量減少城市家庭用水。三是在工業、商業、居民等領域推廣使用高效節水技術，努力提高水資源利用效率。
（五）建立優化水能關系的政策法律體系
一波未平，一波又起。烏克蘭危機令全球金融市場再次產生動蕩。隨著投資者對俄羅斯與烏克蘭沖突的憂慮消退，油、金等商品價格回落，股市大幅反彈，美股標普500指數甚至再創新高。
或許是麻煩的開端
俄羅斯總統普京稱，對烏克蘭采用武力是最后手段，緩解了市場對烏克蘭危機可能引發戰爭的擔憂。
對未來烏克蘭局勢的發展，瑞銀證券認為，大概率情形是俄羅斯軍隊繼續留在克里米亞，國際貨幣基金組織（IMF）為烏克蘭提供緊急援助，同時在組織下5月份烏克蘭舉行大選。
貝萊德研究報告指出，烏克蘭，尤其是克里米亞事件令歐洲新興市場產生嚴重的波動，但相信克里米亞將會成為由俄羅斯背后控制的自主地區，應不會爆發公開敵對的情況。類似事件已有先例，對于全球，甚至地區經濟的影響很小。
不過，花旗對烏克蘭局勢的發展并不感到樂觀，認為當前的狀況只不過是未來接踵而至的麻煩問題的開端。美歐與俄羅斯之間的關系可能在此后進一步降入冰點，雙邊經貿往來也可能因為制裁措施的落實，以及國際合作的中斷而遇阻，這對于全球經濟前景不是好消息。
德意志資本財富管理預計，俄羅斯及烏克蘭資本市場可能將進一步下挫，同時會影響到各種資產種類。國際固定收入市場也會受到影響，貨幣市場將求助于美元、日元及瑞士法郎等“安全系數高”的貨幣。全球資本市場應時刻保持警惕，避免受到更大范圍的影響。
市場將會更加波動
從年初的新興市場貨幣風暴，到最近的烏克蘭危機，似乎昭示2014年不會是平靜的一年。
匯豐投資預期市場將會變得更加波動。該行表示，投資者如果能恰當地把握機會，三個趨勢可能對其有利，即美聯儲退市、科技行業的潛力以及歐洲經濟復蘇。該行認為，雖然已知美聯儲退市的方向，但速度和時間等不確定因素將持續令市場的波動擴大，特別是新興市場資產，不過對于長期價值投資者而言，安倍經濟學將造成部分地區貨幣寬松，尤其是在亞洲地區，因此預期新興市場今年會以發達市場近3倍的速度增長。在科技行業方面，現在有很多顛覆性的新技術有潛力成為新的領導者并淘汰過往技術，如3D打印、生物仿制藥、天然氣勘探及自動駕駛技術。而歐洲經濟復蘇的強度和速度提供了新機會，尤其是歐洲中央銀行進一步緩和，對金融服務公司和實物資產有利的情況下，部分擁有低歷史估值的行業和股份會成為復蘇的重要受益者。
瑞銀表示，只要不出現全球性負面事件，個別地區沖突對股市不會造成很大傷害。長期來看，美歐經濟正步入復蘇之路，QE緩慢退出的步伐給市場提供的流動性、通脹較低、企業持續盈利等將使風險資產在2014年有所作為。
