中国应大力发展液化天然气缓解能源紧张
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cnlwh 发布于2006-09-30 22:11:00
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价格不断上涨 中国LNG项目上马速度有望放缓
不断上涨的LNG(液化天然气)价格，可能会抑制中国对LNG的需求，并进而减慢LNG项目上马的速度。
项目纷纷待建
22日，中石化经济技术研究院院长刘均安在“亚太液化天然气国际峰会”上表示，随着一次能源消费结构的调整，中国LNG市场会有较大发展空间，但其发展规模和速度应有理性思考。
今年6月28日，接收能力为370万吨的广东LNG项目一期工程正式投产。作为中国第一个项目试点，该项目引发了国内市场对LNG的热情。福建、上海、浙江的LNG项目纷纷开工建设，且福建和上海项目已于日前分别获得了印尼东固和马来西亚国家石油公司的气源供应，这三个项目均属于中海油。
据统计，目前规划中待批的LNG项目还有中石化青岛、澳门项目；中石油广西、南通项目；中海油海南、珠海项目等，共计20多个。基本上集中在长三角、珠三角、渤海湾地区。
中国近些年来天然气消费量快速上升，从2003年的305亿立方米，达到去年的500亿立方米。2010年中国天然气市场需求可能超过1100亿立方米，2020年达到2100亿立方米左右，国内供应的缺口，使得进口LNG成为必然的选择。
不过，考虑到价格因素，中海油副总经济师张位平表示，中国LNG的进口速度会放缓。预计到 2010 年，中国将进口LNG1000万吨／年,包括广东、福建、上海在内，将有5座接收站投入建设和运营。到2020年LNG消费量将达到2000万~2500万吨/年，中国沿海还将再建5~6座接收站。
刘均安认为，“十一五”期间预计再建的另外两座接收站，极有可能是中石化的澳门和青岛项目。
高价降低竞争力
LNG价格这几年上升了一倍，几年前中海油广东和福建LNG项目只有每百万英热单位（mmbtu）3美元，而现在已经达到了7美元。张位平表示，高价格使谈判变得困难。
亚太地区是目前国际上LNG的主要消费区，近几年由于美国LNG进口量激增，韩国也增加了现货的采购，再加上原来的出口国印尼也转向先满足国内供应，张位平称，这些都导致了目前LNG资源紧俏，从买方市场转为卖方市场。
这种高价格，将直接影响中国市场对LNG的承受能力，并进而抑制需求。比如天然气使用将是发电、城市燃气和化工各占1/3，但是LNG发电的成本要远高于煤电，中国电网又实施竞价上网，如果LNG价格继续高位运行，LNG发电与煤电相比并没有竞争力。
考虑到经济可承受能力以及对清洁能源的需求，张卫平表示，东南沿海要推进LNG的发展，但他还表示，时间长一点也没有关系。具体速度和价格有很大关系，贵就慢，反之则快。
新奥集团是除了中石油、中海油、中石化之外的第四家获准经营LNG进出口业务的公司，该集团国际投资有限公司总裁姚裕德告诉记者，他们一直在寻找机会，但是现在还没有介入到建设接收站的时机。不过他并未透露集团将投入多少资金用于进出口LNG业务方面。( 胥会云)
来源：第一财经日报
http://www.chinapower.com.cn/article/1047/art1047032.asp
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让天然气在能源竞争中占上风
本网讯：当人们开始为一个没有石油供应的世界未雨绸缪时，天然气成为面向未来的燃料。尽管只占全球商用能源消费量的2.5％，相比煤炭和石油，天然气有三个主要优势：相对清洁，单位热值高，以其为燃料的发电厂可在很短时间内建成。全球大量的天然气储量已被探明，这些储量主要集中在俄罗斯（占总储量的27％ ）、伊朗（15％）和卡塔尔（14％ ）。
1980年代，为了减少对石油的依赖，西欧、日本对天然气的使用量激增。1990年代， 对天然气优点的认识使它在全球的使用越来越广泛。中国的天然气使用起步较晚，消费的大幅增长在2000年后才开始出现。现在，在南亚和东亚的许多国家，天然气在能源消费中所占比例都在持续增加，2005年中国天然气消费的年增长率为20％。但天然气依然仅占中国商用能源消费总量的2.7％，而印度为8.5％，整个东南亚为10％。
尽管存在很多优点，天然气使用也有其自身的局限性： 需要基础运输设施的大量投入和终端市场的拓展。天然气只能通过两种方式大规模远途输送：管道运输和船运液化天然气。这两种方式都需要大规模投资，考虑到开发天然气田所需的投入，投资者需要确信当天然气生产出来时存在市场需求。
天然气的主要用途是发电、城市能源供应和石化行业：每一项都要求投入巨资兴建工厂和购置用气设备。消费者需要在确保他们投资以后，天然气的价格可以接受，稳定供应得到保障。此外，他们需要被激励和引导于投资天然气工厂和燃气设备，而不是继续使用常规能源，如煤炭和石油。
多年来，中国大规模的天然气生产局限在四川和大庆，天然气也大都就地使用。1990年代初期，陕西省主要气田的发现使天然气作为重要能源更加可行。尽管持续的勘探将会增加新的储量，但按世界标准，中国永远不可能成为一个主要天然气生产者。国内天然气或者开采条件不佳，或者距离消费市场过远，或者两者兼而有之，造成国内天然气价格偏高。这是中国政府推广天然气使用的最大困难。
如果煤炭供应充足、价格便宜，那消费者为什么要选择使用天然气？虽然环保的优势显而易见，但政府并没有一个明确的财政激励政策来鼓励过去燃煤的城市、电厂和工业开始用气。实际上， 中国的天然气定价机制无论对生产者还是消费者依然是不够透明的，这也给投资项目的可行性评价带来困难。
缺乏价格手段，中国政府不得不依靠行政措施和劝说手段来推进天然气使用，同时，敦促石油公司加速开发气田和铺设输气管道。结果通常是在市场还没完全开发时，天然气田就已经开始生产，管道也已铺设到城市。陕京管线、青海到兰州的管线，以及近期报道的东海春晓气田都是这种情况。现实中另一种情况是，企业先建立了燃气电厂，然后发现承诺的天然气供应不能得到保障。
系统的天然气政策的缺失还表现在多变的天然气进口计划。早在1990年代后期就可得出判断：如果仅靠国内天然气资源，中国不能在2020年将天然气消费增加到整体能源消费的7％，天然气进口不可避免。
2006年5月中国首个接收进口液化天然气的工厂在广州投入使用。该厂天然气来自澳大利亚，供应合同在天然气价格非常低的时候签订。第二座工厂位于福建，2007年投产，二期项目于2012年投入使用。2004年，全国有至少十座进口天然气接收站在筹备中，但今年中国政府把在2010年建成的接收站数目减到了五座。理由是目前天然气价格过高——需求激增造成了其价格的大幅增长。1990年代后期以来，全球范围天然气的地区批发价已经增长了三倍以上，而液化天然气价格翻倍。同时通过天然气管道从俄罗斯进口天然气的计划被再次推迟。
中国政府曾经计划将天然气消费从1998年的200亿立方米提高到2010年的700-1000亿立方米，预计届时天然气将占到能源总消费量的5％。2005年，天然气消费达到了470亿立方米，比2004年提高了80亿立方米，增加部分全是国内产量。因此，700-1000亿立方米的目标是可以达到的，特别是考虑到两个液化天然气进口接收站的使用。但是达到能源消费总量5％的目标看来是不可能的。因为天然气消费增长速度仅仅略微超过整体能源消费的速度。天然气所占比例从1990年的2.1％提高到2000年的2.4％，2005年仅为2.7％。中国不可遏制的能源消费增长减弱了天然气在国家的能源领域占有更重要地位的可能性。
中国政府在为提高天然气生产和消费方面取得成就感到欣喜的同时，应该意识到显然距实现在2020年将天然气消费比例提高到7％的长期目标还有很远。鉴于中国经济的特点和可获得廉价煤炭的情况，单纯靠行政措施鼓励天然气使用不可能获得持久的效果。
要想在天然气方面获得成功，政府需要采取三种措施。首先，政府需要确定明确的天然气生产和消费的政策，以提供给产业链上的各级投资者稳定和透明的激励。特别重要的是政府应着手制定廉价、污染的煤炭和高价、清洁的天然气之间的竞争关系。其次，政府需要控制总体能源需求的增长，寻求多样化的节约能源政策。第三，政府应当接受进口天然气必定昂贵的事实，而且应了解到对保护环境而言这是值得付出的代价。
来源：中油网
http://www.chinapower.com.cn/article/1048/art1048363.asp
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上海建成首座燃气电厂
本报讯由上海设计、安装、调试和建造的沪上第一座燃气电厂——华能石洞口燃气厂日前已全线并网发电。“喝的是气，吐的是电”这种新型的发电形式，书写了上海电力生产的新历史。
据介绍，华能石洞口燃气电厂是国家“西气东输”的配套建设项目和上海市重大工程之一。从开工到建成投产仅用了15个月的时间，创造了我国百万千瓦以上装机容量等级的燃气电厂安装建设的最快速度。
整个工程共安装了3套F级重型燃气轮机单轴联合循环机组，通过168小时满负荷试运行后投入了商业运行。在今年用电高峰期间，先期投产的1#、2#机组，为上海电网发挥了关键的调峰作用。两台40万千瓦天然气发电机组共参与电力调峰29次，调峰响应率100％，后停成功率100％。7月19日，上海电网负荷达到了1880.8万千瓦的历史最高值，当天华能石洞口燃气电厂为上海电网提供了顶峰电力43万度电/时，同时还备用37万度电/时，保证了上海电网的稳定、安全，随着电厂的全面建成投产，标志着上海首座天然气发电厂的顶峰电力能力增加到了120万度电/时，增强上海电网在用电高峰时段的调控、适应能力。
此次上海电气加速推进燃气机完全国产化，成功打破了以往国外厂商对该市场的垄断，改变了以前中国燃气机发电设备上要依赖进口的局面。
来源：中国环境报
http://www.chinapower.com.cn/article/1048/art1048604.asp
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三井造船等9公司将开展固化天然气海上运输
三井造船、国际石油开发及日本邮船等9家公司将共同着手天然气固化海运技术的实用化。9公司计划2009年度投资约300亿日元在日本国内建设验证设备，力争2012年开始开展业务。与液化天然气（LNG）相比，新技术初期投资最多可减少约2成，即使是中小气田也有望实现盈利。目标是将新技术作为实现日本天然气采购地多样化的手段加以普及。
参加企业除了上述3家公司之外，还包括石油资源开发、商船三井、东京煤气、三井物产、中国电力以及三井造船与三井物产联手成立的共同业务可行性调查公司NGH JAPAN（东京中央区）。验证设备建设地点将以新泻县等有优良天然气田的地区为中心选择，而且还打算开发专用运输船。
该项新技术将使用称为“天然气水合物（NGH）”的天然气固化技术。这是一种在高压下固化天然气的方法，能够以摄氏零下20度运输。与须冷却至摄氏零下162度的LNG相比，可减少设备及运输船等的初期投资。如果是从亚洲等出发的中距离运输，估计还有利于降低成本，因此可推动该地区的中小气田开发。（12月5日 《日本经济新闻》晨报）
http://china.nikkei.co.jp/china/news/comp/comp200712060114.html
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英国BG签署一份为期20年向香港接收站供应液化天然气的协议
BG Group PLC (BG.LN)周五公布，已经签署了一份为期20年的液化天然气(LNG)供应协议，接收方为香港一座尚待政府批准建立的接收站。
这份LNG合约是该英国天然气巨头在欣欣向荣的亚洲能源市场上所采取的最新动作，该公司希望能够凭藉有机成长来弥补迄今为止由一项失败的收购交易所带来的损失。
该公司同意向由Castle Peak Power Co. Ltd.(简称：CAPCO)规划的一座LNG接收站每年供应100万吨LNG，供应年限至多为20年。香港电力公司中电控股有限公司(CLP Holdings Ltd., 0002.HK, 简称：中电控股)和埃克森美孚(Exxon Mobil Corp., XOM)的一家子公司分别在CAPCO中持股40%和60%。
首批LNG预计将于2013年开始输送，正好配合这座位于大鸦洲(South Soko Island)的接收站的建成投产。BG将通过其在全球不断增长的LNG储备组合对这批供应进行灵活配置。
http://chinese.wsj.com/gb/20080620/BCH003682.asp?source=UpChina
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