时间：2023-11-04 09:37:55
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇天然气行业研究报告，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
力推LNG燃料船舶技术应用
“我们认为到2015年，以LNG为燃料的新船订单将达到500艘，到2020年将达到数千艘 。”2011年11月29日，在第十六届中国国际海事会展上亮相的DNV亚太及中东地区首席运营官Remi Eriksen表示， LNG作为一种清洁且高效的船舶燃料受到的广泛关注，不仅对整个航运业提出了倡议，也为将LNG作为船舶燃料更快引入各个领域打下了基础。
2011年11月28日，DNV在上海了一份有关中国液化天然气市场现状与前景的报告。这一自2010年以来进行的系列调研后报告，是继东南亚、孟加拉国、印度和印度尼西亚后完成的第五个研究报告，明确了挪威和中国公司有可能进行合作的领域包括：提供液化天然气再气化解决方案、液化天然气小规模分销、液化天然气船用燃料、液化天然气贮存及船对船传输、航运技术（推进和燃料仓技术）以及标准化活动等。
据“十二五”计划预测，在中国的初级能源结构中，天然气的比重将在2015年从2010年的4%提高到8.3%。为了达到这一宏伟目标，中国在2015年将需要进口大约500-600亿立方米天然气（包括液化天然气和管道天然气进口），大致相当于欧盟目前的进口水平。据中国船舶经济研究所预测，中国2015年的天然气进口将需要14座液化天然气接收终端和65艘液化天然气运输船舶提供支持。Remi以DNV已经完成研发的数个LNG燃料船的设计概念为例，认为DNV已经投入了相当多的资源来开发以LNG作为燃料的船舶概念，聚集了优秀的船舶工程师们一起开发新的概念，这些概念船展示给船东、船厂、监管当局和业界其他利益相关方，以共同激励创新和推动实际进展。
据悉，挪威船东此前已向中国江苏的船厂订造了两艘LNG为燃料的新船。在推进与中国的合作方面，DNV以及其它挪威公司将利用其独特经验，为中国公司提供助益，并可在先进航运技术联合研发方面发挥引导作用。同时随着中国液化天然气价值链标准的迅速提高与变化，挪威公司还可以在改善安全和环境风险管理等方面提供咨询服务。
首家三种类型船舶燃油效率新指南
2011年11月29日， DNV在上海三份内容分别覆盖油轮、散货船和集装箱船的提高燃油效率新指南。这是继2011年4月推出针对散货船的燃油效率指南后，又一引导船舶设计方、船厂和船东的重要指标性文件。
据了解，去年4月DNV了散货船燃油效率指南的第一版后，“收到了来自散货船船东和运营商的良好反馈，推动了我们更新这份指南以覆盖更多领域，提供更多细节”，DNV散货船部经理Michael Aasland先生表示，由于低迷的市场租金和不断上涨的油价，目前对这种客观性指南的需求非常强烈。除了更新散货船燃油效率指南，DNV针对油轮和集装箱船，制定了两种船型的燃油效率指南。
为适应IMO海上环境保护委员会通过和批准的新船能效设计指数（EEDI）、能效营运指数（EEOI）的要求，上述新指南包括不同节油措施分别对EEDI和船舶能效运营指数（EEOI）的影响。如油轮燃油效率指南，包括现有船舶和新设计船型，对不同节油措施的选择及其具体的操作特点提供了简明的概述。同时，其附加的相关投资回报率分析计算器以及DNV的咨询服务，将为油轮的设计方、船厂和船东提供高度相关的补充和决策支持。而集装箱船燃油效率指南则为低速航行和减少箱量提供正确的措施降低油耗。
DNV表示，为了进一步帮助船东，三份指南还附加了免费的投资回报率计算器，可基于未来油价、利率、降低油耗的评估以及投资和维护成本进行经济效益分析。计算器给出来了所选节油设备的净现值、回报率和回报周期。DNV将为船东和运营商提供咨询服务，从最初的设备筛选到设备效果的验证，帮助船东和运营商更容易做到节约成本、改善环境绩效，并在艰难的市场环境中具有竞争力。
设立大中国区技术咨询服务中心
“随着行业快速增长以及面临的新环保挑战，中国海事行业需要越来越多的技术支持。” DNV全球副总裁兼大中国区主席姚伯乐介绍说，“在中国设立专门的技术咨询部门是DNV的战略举措，符合我们对中国的长期承诺―即支持中国船舶和海洋工程行业的可持续发展。”
据了解，DNV大中国区技术咨询服务中心将针对船舶和海洋工程领域提供一系列的技术咨询服务，包括结构分析、运动和波浪载荷、噪音和振动、动力机械设备、延寿评估、现状评估、创新和技术论证，以及其他根据客户要求定制的服务。
在过去的10年间，美国页岩气的产量增加了16倍，其在天然气消费中的比重也由当初的1%上升到了30%左右。2011年，美国页岩气产量超过了1800亿立方米，据EIA 预测，2035 年页岩气在美国天然气消费量的占比将达到47%，其重要性愈加突出。有人甚至将页岩气与美国当年的互联网科技相提并论，认为页岩气可能拉动美国经济再一次崛起。
美国是非常规天然气开发的先行者，在页岩气领域方面亦有着非常成功的经验。自上世纪末从德克萨斯州的巴内特页岩层取得成功开采以来，美国取得了全世界屈指可数的马塞勒斯等页岩气田的成功开发，页岩气开发速度加快，产量也迅速增长。
历史上，页岩通常被视为常规油气储藏的生源岩或盖层，渗透率和孔隙度低，开采技术难度大且成本较高。但从20世纪90年代开始，随着水平钻井技术以及压裂技术的提高和结合应用，页岩气的巨大潜力和经济性逐渐被行业认识。就在数年前，因为国内天然气的巨大需求，美国还在努力建设庞大的昂贵设施以进口液化天然气。而如今，由于大规模页岩气储量的发现和生产，美国一只脚已经跨入了天然气出口国的行列。
他山之石
北美页岩油气的大规模开发主要归功于大批中小规模的专业性公司，这些中小公司经营灵活、技术创新能力强，在页岩气开发中起到了先锋作用。目前活跃在页岩气开发领域的中小公司数以千计。而一体化的大型石油公司的页岩区块资产相对较少，主要继承于陆上常规油气资产或项目层面的股权转让，或者收购专业页岩气公司。
随着油价高企和常规油气项目的交易难度加大，国际大型石油公司纷纷投资于非常规资源。有研究认为，近十年来，全球油气行业针对常规油气资源的并购数量逐年减少，而针对油砂、深水、页岩油气等非常规油气资源的并购交易额逐年增加。
美国页岩气成功开发得益于以下有利因素。首先是美国拥有巨大的市场需求。根据2012年BP世界能源统计，2011年美国天然气消费总量为6901亿立方米，为全球最大的天然气消费国。上世纪末，能源专家还预计未来美国将需进口大量液化天然气，以弥补国内天然气产量不足所造成的缺口。市场需求成为驱动包括页岩气在内的非常规天然气开发的重要因素。
美国的地质成藏条件也相对优越。从沉积环境、地质构造及热成熟度等方面的条件都非常好，而且气藏埋深适中、页岩分布面积广、厚度大等，使得页岩油气可采资源丰富。
技术上的创新和突破也是页岩气开发获得成功的最重要因素，这主要有三个方面：一是水平钻井技术的实现，与常规的直井相比，水平井能够控制更多的含气面积，更好地利用储层的天然裂隙产气。与直井相比，水平井也减少了对地面、环境的影响，而且能减少集输管线的需求。二是多段水力压裂技术，通过对水平井的多段隔离并实施压裂，大大缩短了完井时间，降低了完井成本。三是压裂液，根据不同的储层特性使用不同的压裂液配方，对压裂实施效果非常重要。同时，随着技术发展而涌现的大量的独立服务公司，能提供页岩气开发各个环节的技术服务，提高服务效率，进一步降低了成本。
当然，美国还出台了一系列鼓励非常规天然气开发的扶持政策。早在上世纪80年代美国政府就颁布了一系列法律法规、税收、补贴等优惠政策，极大地鼓励了中小独立油气企业参与到包括页岩气在内的非常规天然气的开发，在竞争中不断技术创新，推动页岩气的迅速发展。
在美国，大部分土地和地下矿产都属私有，油气开发者只需与土地所有者谈判获取土地使用权、共享收益，相对较为容易。而且租地成功后，便可吸引投资基金，钻井到达一定规模时，还可上市融资。此外，页岩气开发商积极与外国公司合资，吸引了大量外资参与开发。
而成熟的集输管网、强大的天然气运输能力和合理的运输费用也为页岩气的大发展提供了有利条件。由于美国常规天然气开发早，天然气管网总长度超过50万公里，在各州均建有密集的运输管线，从州与州之间的主干管线、到州内或当地的集输管线发达。运营这些管线的是独立的管道公司，他们根据天然气开发的情况，适时建造管线，使管线与上游开发有机协调。这些管线的运营独立、透明，使页岩气的销售和利用变得非常便利。
另外，在美国，水资源的可获得性、交通便利、地形平缓等因素也很有利于页岩气的大规模开发。
挑战犹存
伴随着页岩气的成功开发，美国的一些环保专家和组织也对水力压裂技术提出了质疑，因水力压裂技术的实施需使用大量的水和化学剂，可能对地下水资源造成污染。在页岩气开发非常活跃的德克萨斯州，还出台了法令，规定天然气生产商在使用压裂技术前需公示使用的化学剂。此外，美国环保组织的质疑也引起了其它国家对于页岩气开发技术的担忧，尤其是在对于环保问题更为敏感的欧洲，法国已经明确禁止采用水力压裂技术。
另一方面，页岩气的急剧大规模开发，使供应释放，气价迅速大幅下降；如果收缩钻井规模，又可能会使气价急剧反弹，给天然气市场造成冲击，不利于天然气发电等下游产业的发展，这是需要美国反思的问题。但根据一些主要投行预测，从供需角度而言，将会支撑长期天然气价在4.5美元/ 百万英制热单位。随着开发越来越成熟，以及新技术的应用，将会进一步降低页岩气开发盈亏平衡成本，相较其他非常规气而言，页岩气开发成本更具竞争力。根据瑞银2012年3月的研究报告，美国页岩气开发的盈亏平衡成本在4.18美元/百万英制热单位。
美国非常规天然气开发的示范效应，正激励着其它具有页岩气资源的国家跃跃欲试。根据美国能源信息署2011年对32个国家的48个页岩气盆地的研究，全球页岩气技术可采资源量达到6622万亿立方英尺，其中，中国以1275万亿立方英尺的可采资源量位列全球第一，其次是美国和阿根廷，其技术可采资源量分别为862万亿立方英尺以及774万亿立方英尺。除此之外，墨西哥、南非、加拿大、利比亚、阿尔及利亚、巴西、波兰和法国等国都蕴藏着丰富的页岩气资源。
中国当前的页岩气开发热情正一浪高过一浪，对比美国开发的成功经验，中国应从中吸取经验教训。一方面，中国页岩地层比美国更为复杂，埋藏更深，行业内对页岩气的地质规律及成藏模式认识有限，因此，相关部门如何尽快摸清自己的家底进而给出详实的储量数据。
关键词：能源指标；天然气；生态防护
1 城市生态规划发展的历史背景
生态城市是人类在对人与自然关系的长期探索过程中所提出的关于城市发展模式的一种理想形态。
国外对生态城市的探索起源较早，虽然我国国内的生态学思想也有较长历史，但对于生态城市的研究与实践于20世纪80年代才正式兴起，生态城市理论在我国城市发展建设中方得以推广和应用 [1]。
全球城市化的迅速扩张导致能源大量消耗，同时引发温室效应等一系列大气污染问题。以能源系统作为导向进行城市生态规划，彻底改变能源结构，发展清洁能源，提高能源利用效率才能从根部解决城市化的需要与脆弱生态环境间的矛盾。
2 能源结构调整方案
2.1 能源系统指标分析
目前天然气和太阳能是替代传统化石燃料的热门能源，此两者结合形成了五种能源系统。这些系统较复杂，涉及到不同方面的能源指标（其分类见表2.1），不便于相互比较，故针对实际情况采用ASPID法为所有标准分配权重系数，转换成一个模糊数学集合的归一化指标，即EISD（可持续发展能源指标）和GIS（可持续性一般指标）[2]。
由上表可知，各分项指标都进行了预先定义，其中经济指标优先考虑能源成本，社会指标优先考虑每户所占可再生能源份额，生态指标优先考虑能源生产过程中CO2和NOx排放量。
我国城市生态规划模式是“政府主导型”，其生态建设成本较高，因此确定能源结构调整方案，经济指标所占权重系数较高，同时保有社会指标与生态指标相同权重系数，这样计算得出的选择名单上有仅常规天然气和仅非常规天然气两种能源系统。为进一步筛选出最佳方案，还需进行可行性分析。
2.2 可行性分析
2.2.1 仅常规天然气能源系统
常规天然气是一种洁净的优质能源，具有热值高、无二次污染等特点；我国常规天然气总资源量约为38万亿m3，已探明储量占总资源量9%左右；我国常规天然气利用技术正逐步走向成熟，逐步形成统一的全国天然气骨干管网。
常规天然气在我国能源结构中所占比例将不断提高，把发展常规天然气作为推进生态文明建设的重要突破口，改变我国“多煤、贫油、少气”的能源结构具有重要战略意义。
2.2.2 仅非常规天然气能源系统
非常规天然气资源主要成分80%—99%为甲烷气体，具有洁净、低污染特性；我国非常规天然气资源量约为常规天然气资源量的5.01倍，但开发难度较大；生物天然气—沼气将污染物资源化，形成生态循环经济发展模式，能源效益十分显著。
目前我国仅依赖非常规天然气主导能源结构是不切实际的，在形成完整、成熟技术体系，进入规模开发阶段后，非常规天然气方能改变我国能源格局。
结合两者的可行性分析，最终确定能源结构调整方案以常规天然气为重心，再辅以其它可再生能源为城市生态循环护航，与我国低碳能源中期目标的战略核心完全吻合。
3 天然气利用中的生态防护
天然气利用中的生态防护主要从生产、施工、运营此三个时期入手。
3.1 生产期
转变经济发展方式、实践生态文明是天然气产区发展循环经济的必然选择，具体对策如下：
①提高天然气勘探开采技术，从源头控制不利影响。
②生产中提高天然气净化处理能力，减轻环境污染。
③天然气开采和净化处理中，建立环保机制。
3.2 施工期
施工期人员、机械活动最频繁，对周围环境影响最大。因此施工期生态环境影响应作为环评工作的重点，进行全面分析后采取相应措施保护。
在编写可行性研究报告和初步设计阶段，根据国家、地方和行业有关标准、规范和政策合理布置管线走向；严格控制农田、林地施工场地的范围，减少耕地、林地占用面积；严格控制施工作业带宽度，不得超过规定的标准限值，以减少裸地和土方暴露面积[3]。
3.3 运营期
运营后沿线工程扰动区域内的原有人工植被及自然植被逐渐恢复，对沿线区域景观生态环境影响相对较小，有效保护措施如下：
①根据站场布置可采取压缩机房尽量采用隔声门窗，管道和阀门用软性材料包扎等降噪措施。
②建立风险管理体系，明确管理组织结构、任务和职责，制定规范化的操作规程和事故应急预案，并建立管道系统资料档案[4]。
总之任何事物均相辅形成，若采取粗放型天然气利用方式，导致生态系统退化，将直接威胁天然气基础设施的安全运行。制定合理的生态防护规范，适时开展生态恢复和环境建设，对保障区域生态环境和天然气基础设施的安全具有双重意义。
4 结语
“十二五”期间我国能源需求总量有望继续快速增长，天然气将是21世纪消费量增长最快的能源。在其迅猛发展之时，以生态文明理念指导天然气工业建设，培育和完善天然气市场，从而实现天然气资源的可持续协调开发利用，达到经济、环境效益共赢局面。天然气在国家能源结构中扮演更为重要的角色，为节能减排做出更大贡献。
参考文献
[1] 杨小波 等.城市生态学[M].北京：科学出版社，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、美国“页岩气革命”提升了美国的战略竞争力
美国“页岩气革命”加速了美国再工业化进程。美国上世纪80年代开始“去工业化”进程，将劳动密集型、资源消耗型的产业在全球进行再配置，使美国制造业占GDP的比重从2000年的14.2%降至2010年的11%，从业人数也大幅下降。（李勇竖、夏杰长、雷雄：“页岩气革命、美国再工业化与中国应对策略”，《中国经贸导刊》，2013年第3期）之后，由于长期面临“双赤字”问题，美国政府开始对制造业进行全面评估。2003年。美国制造业联盟了《结构成本如何损害了美国制造业员工和竞争力》的报告。同年，美国劳工联合会《复兴美国制造业》的报告。上述研究指出，制造业是美国经济增长和技术创新的主要动力，也是维持国防和国土安全的基础。
2008年国际金融危机之后美国进一步强化了“再工业化战略”。奥巴马政府提出了“制造业促进法案”、“重振美国制造业政策框架”和“出口倍增计划”等一揽子政策，从国家层面提出加快创新、促进美国制造业发展的具体建议和措施。在这一关键时期，“页岩气革命”像一场“及时雨”，带来了能源价格的大幅下降，进而降低了制造业成本，吸引了许多企业重归美国，推动了美国制造业的复兴。
低天然气价格使美国高能耗行业竞争力得到了不同程度的修复。据统计，美国天然气价格仅相当于人民币0.4元/m3，同期德国进口俄罗斯的气价约合1.9元/m3，日本进口液化石油气的成本高达3.4元/m3。以低价格能源为基础的低综合成本，使美国制造业的竞争优势正在提升。如，美国基础化工行业的全球竞争力在2008—2009年还几乎位居末席，今天则成为世界最强。（同上，第19页）波士顿咨询公司的一项最新调查显示，目前廉价气使得美国尿素毛利率达50%左右，低成本尿素生产将弥补美国尿素缺口，中国对美国尿素出口受到最直接的冲击。同时。美国氯碱厂商充分利用低成本乙烯，提高开工率并扩大产能。受低成本价格拉动，美国制造业订单全面复苏。美国供应商管理协会的2013年数据表明，美国制造业已连续数十个月保持扩张。
事实上，美国“页岩气革命”的效果非常明显，对美国能源结构调整所作出的贡献毋庸置疑，而且“页岩气革命”不仅对美国产生了非常大的影响，在全球范围内也产生了很大的影响。美国和加拿大积极宣传、引领发展，在技术实践上一直带领全球在该领域向着更快发展，而包括中国在内的许多国家正在积极学习，努力加大本国的研发力度。
二、美国“页岩气革命”对世界能源版图重构和全球政治经济格局的综合影响
第一，“页岩气革命”改变了传统的各国能源对外依存度对比。页岩气开发正在撬动未来几十年的全球能源格局。根据BP公司的预测，世界能源消费增长将非常强劲。在未来20年里，世界石油需求增长主要来自非经合组织国家，其中，中国、印度和中东地区国家的能源需求增长几乎构成了全球全部能源需求净增长的份额。（谢晓蕾：“美国页岩气革命对世界能源结构的重构及其对中国的意义”，《党政干部学刊》，2012年第11期）从增加的能源消费结构来看，占据最大份额的是天然气液体产品。除了美国之外，几乎所有能源进口国的对外依存度都会上升。而由于“页岩气革命”的影响，美国的能源进口将大幅下降。
随着美国能源需求渐渐回归美洲，欧洲的能源需求来源也越来越趋于多元化，中印等新兴国家将成为世界主要的能源进口国。据英国石油集团公司预测，未来20年全球能源消费增长的96%将来自亚洲新兴国家为代表的非经济合作组织国家。因而，未来能源进口的主要矛盾将从欧佩克组织同经济合作组织之间转移到新兴经济体同欧佩克之间。
从全球范围内来看，替代和清洁能源产业的迅速发展，昭示着国际社会期待新能源革命。尽管由于不同的立场和观点，备方定义和理解的能源转型还有许多差异。但许多国家仍专注于未来新能源项目，以促进经济复苏和能源危机的缓解。气候变化和其他环境、生态等因素，使新能源和可再生能源的全球投资受到高度关注。从长期的角度来看，新能源的转型是大势所趋，以页岩气为代表的新的能源体系和新技术支持的能源利用最终将取代传统的能源利用机制。
第二，美国国内油气产量的增加将对传统能源大国的地缘战略地位产生强劲冲击。俄罗斯的地缘政治实力与战略以其庞大的油气资源生产和出口为主要基础。目前俄年产原油量超过5亿吨，居世界首位；天然气产量也超过5亿吨油当量。美国非常规油气资源的广泛开发和出口，使俄罗斯在欧洲的强硬定价权以及市场份额将被削弱。詹姆斯‘贝克研究报告指出，美国页岩气开发将使俄罗斯在西欧天然气市场所占份额从2009年的27%降至2040年的约13%。（James A Baker，“Shale gas and u.s National Security”，Institute for Public Policy，July 2011）这在一定程度上使欧盟市场对俄罗斯的油气进口依赖逐步降低，俄罗斯在欧洲的地缘政治地位也将受到大幅削弱。
中东地区能源战略地位将下降。一直以来，中东始终是世界能源版图的中心。随着北美能源地位的提高，中东未来将退居为亚洲的能源中心。美国将大大降低在中东地区的外交和军事介入。对于美国而言，新的世界油气版图将使美国的油气供应系统更富有弹性，也更加安全。一旦美国从中东地区全面收缩力量甚至撤出，势必造成中东地区出现“权力真空”，如何保持稳定的石油生产与出口，将给世界地缘政治格局带来许多挑战。（林利民：“世界油气中心西移及其地缘政治影响”，《现代国际关系》，2012年第9期）
随着页岩气为代表的非常规油气走向成熟和壮大，出现了一个产量快速增长的地带。即从北美洲西部的页岩油气和沥青砂岩油到墨西哥湾的海上油气，经委内瑞拉重油带到巴西深海。从近期发展潜力上看，称这个地带为“第二个中东”是有一定道理的。世界油气供应和消费的多元化新格局已初露端倪，世界地缘油气的版图正在发生影响深远的变化。
第三，美国在清洁能源投资领域的领先地位有利于其维持全球霸权地位。“页岩气革命”的意义在于其提供的能源供给从很大程度上改变了美国的能源政策。美国能源独立性为其对外政策特别是能源政策调整提供了可能。美国具有公认的超强实力，并在实际上控制着全球服务于以其霸权为主导的国际制度和机制架构。因此，“页岩气革命”使美国在复杂的相互依赖的能源博弈中具有更为优越的地位和讨价还价的能力。
而美国逐步从能源进口国转变为能源出口国，也必将对国际能源格局产生颠覆性的影响。奥巴马政府希望通过新能源政策促进美国的产业转型和升级，并使美国重获国际竞争力。页岩气在此意义上是美国最新开发出来的新能源，为美国经济复苏提供了稳定而价格低廉的能源供应，意味着美国将在兴起的“第三次工业革命”浪潮中继续保持全球领先地位。此外，清洁能源的发展将帮助美国减少化石能源的消费，从而降低温室气体排放量，实现绿色、可持续发展，并使美国改善其在国际气候问题上的消极印象，重获气候谈判的主动权和领导地位。
三、美国“页岩气革命”对中国能源安全的影响及对策思考
近期。一些专家、学者认为美国前几年突然向中国兜售页岩气，意在让中国把眼光都集中在页岩气上，从而放过对未来领先的核裂变等高科技清洁能源的研发，因此“页岩气革命”是一场美国针对中国的“阴谋”。无论是以往关于气候变化的质疑还是现在的“页岩气革命”，都曾被有些人指认为是遏制中国发展的“阴谋论”。但就目前中国的现状而言，其关键点在于不管是否存在西方社会的主观恶意，中国的环境保护和能源结构调整都已迫在眉睫，必须尽快形成一个系统、科学的能源一环境发展战略才能促进国家可持续发展。
一方面，中国如果能够顺应这次能源革命的潮流，中国的能源安全形势就会得到缓解，尤其是减轻大量对外能源进口的压力（如中国石油的对外依存度已经超过55%）；另一方面，如果中国错过“页岩气革命”，则中国的能源安全问题就会面临内外矛盾叠加的困境。
第一，必须坚持清洁化的发展理念。近年来，我国大部分地区频现雾霾，严重影响人们的身体健康，损害了中国的国际形象，这与我国大量使用煤炭等“脏能源”密切相关。2012年，我国一次能源消费结构中原煤占68.5%，天然气只占4.7%。而经济发达的美国，原煤占19.8%，天然气占29.6%。尽管以煤为主的能源国情难以彻底改变，但尽量减少煤炭消费，积极推广天然气等清洁能源的使用已势在必行。一旦中国的“页岩气革命”获得成功，不仅能够改变我国能源供应结构、提高我国能源安全系数，而且能够增强我国在国际能源政治特别是气候谈判中的话语权。
第二，必须拓展多元化的发展思路。美国“页岩气革命”对中国最大的启示是通过不断科技创新实现了“能源独立”。根据中国能源结构的实际情况，必须把科技创新放在最核心的位置上构造多元化的能源结构。国家必须把启动页岩气的开发和利用作为国家重大战略专项。页岩气是优化和改善我国能源结构的最主要、最成熟的能源。同时也是目前唯一能大规模开发使用并能真正迅速改善环境的清洁能源。政府必须出台相关政策，加大国内天然气开发特别是页岩气、煤层气、煤制气的开发力度，鼓励多元体制的企业进入，支持拥有区块资源的企业拿出部分区块与国内外企业合作，实现投资主体多元化，形成有序的开发竞争机制。
同时，本着多元化的发展思路，除了页岩气外，国内在生物质能、风能、太阳能、潮汐能、地热能等能源的研发和应用上已经取得重大进展，都应因地、因时制宜，合理配置，有序开发。在中国广大农村地区，沼气的开发条件已经基本成熟，具备大规模推广的条件
据悉，“十二五”页岩气将力争实现跨越式发展。而按照页岩气产量达到1000亿立方米测算，其总投资需要4000亿～6000亿元。
作为未来有望改变我国油气资源开发格局的页岩气，在“十二五”期间将得到前所未有的“高待遇”。但与此同时，资金及技术仍是产业发展的瓶颈。
政策松绑欲打破垄断外资民资参与页岩气盛宴
国土资源部地质勘查司副司长于海峰表示，到2020年我国页岩气年产量如果能够达到1000亿立方米以上，则有望改变我国油气资源开发格局，使其成为我国重要的能源支柱。据介绍，为了实现这一目标，我国的页岩气开发模式将不同于以往油气资源开发模式，我国将鼓励包括外资在内的各类投资主体加入这一进程。
从美国的经验来看，页岩气开发主力和技术革新者是数以千计、充满活力的民营小公司，政策松绑为我国页岩气为民营资本进入页岩气开发铺平了道路，十分有利于页岩气开采的快速发展。
东海证券的研究报告称，更多民营资本的进入，将有利于页岩气开采的快速发展。同时明晰产权，亦使得页岩气避免重蹈煤层气由于产权不明导致开发缓慢的覆辙。值得注意的是，根据法律，我国的油气专营权属于三大国有石油公司和延长石油公司，其他公司没有资格开采天然气，产权不明晰是过去十五年中国煤层气发展缓慢的重要原因。
2011年，经国务院批准，页岩气成为我国第172个矿种。把页岩气作为独立矿种后，页岩气勘探开发就不再受我国油气专营权的约束，任何具备资金实力和气体勘查资质的公司都可投标。
东海证券的研究报告还指出，申报页岩气为独立矿种，旨在打破垄断，加速开发进程。
中国石油大学天然气问题专家刘毅军说，对于未来页岩气的开发，需要国企民企以及外资多种形式组合合作，互相都有个学习的过程。毕竟页岩气勘探是一项技术含量较高的工作。
同时，刘毅军还指出，美国也是经过多年的市场磨练才成就了今天的中小企业。培育我国中小企业的成长，需要国家在招标的时候设计出合理的合作模式，让中小企业在合作中有学习的过程。此外，指望民营企业在未来几年发挥实质作用并不现实，这里还需要很多制度创新。目前允许外资和民企进入，只是一个创新的开始，是突破垄断的起点。而在未来的天然气产业链改革中还需要对管道等问题一一解决。
技术资金尚属民企软肋强化资质管理勿滥采滥挖
于海峰表示，对于页岩气的开发，政府设置的唯一门槛就是资金、技术以及相关资质。因为有的勘查矿区很大，几千甚至上万平方公里，所以企业必须达到勘查资金的最低要求。
从政策上来看，页岩气的开发鼓励中小企业以及民资进入，但对于它们来说，实际操作起来还存在不少问题。
“民企在技术、资金等方面与三大油企确实存在着不小的差距，这是民企的软肋。”中投顾问能源行业研究员周修杰还指出，对于外资来说，政府不会无限制的允许外资在国内的能源领域发展，瓶颈始终存在。外资的竞争力在于其技术先进，而民企则在于发展灵活。
2011年6月27日，作为我国探索油气资源管理制度创新的新尝试，国土资源部举办首次油气探矿权开展公开招标。
据了解，此次招标出让的页岩气探矿权区块共计4个，主要位于贵州、重庆等省市，面积共约1.1万平方公里；而受邀竞标的除中石油、中石化和中海油外，还包括延长石油、中联煤层气及河南煤层气开发利用有限公司。
“即使民企通过招标进入页岩气的开发，也不太可能由一家来完成，这在技术上很难实现。”卓创资讯分析师李棱襟说。
去年页岩气第一次招标时，出于资金等方面的考虑，民企无一入选。于海峰表示，页岩气作为独立矿种，已经确定页岩气探矿权的出让将采用竞争方式，而今年将继续开展页岩气探矿权招标出让。
页岩气这块巨大的蛋糕，对于民企来说既是机遇更是挑战。
中国石油大学教授董秀成则建议，页岩气的开发可选择一些区域先行试点，既不能走让几大国营油企垄断的老路，也不能放任自流、滥采滥挖。他建议在放开页岩气探矿权招标的同时，也要强化资质管理，让真正具备经验和技术的企业参与页岩气的开发。
各方纷纷押宝页岩气初期需防止头脑发热
尽管国内页岩气虽尚未启动大规模商业开发，但国企、民企和外企均已虎视眈眈，瓜分页岩气大蛋糕的盛宴迫在眉睫。
最近，华电集团继三大油企后，宣布进军湖南页岩气开发。而众多民企和外企在得到政策的松绑后，也跃跃欲试。
目前，国内除了三大石油巨头，国际能源巨头主要有壳牌、BP、康菲、挪威国家石油、雪佛龙等都在中国涉足页岩气开发；除此之外，以新疆广汇、MI能源为代表的国内民营企业也正积极着手准备参与页岩气勘探开发，并将页岩气纳入企业战略规划。
“过去50年是石油的天下，但今后肯定是页岩气和天然气的时代。所以包括三大油企在内都想抓住这个机遇，加大力度纷纷押宝天然气。但是页岩气开发，在技术上还存在壁垒，需要引进国外的设备和技术。”李祾譞说。
热电联产能够有效的节约能源，从国内外工程实践来看，已是不争事实，据《2001年电力工业统计资料汇编》数据：2001年我国单机6000千瓦及以上电厂热效率仅为35.09％，电厂供热效率85.13％，能源转换总效率40.55%，我国的热电厂热效率均能超过常规火电厂的热效率10个百分点。实现热电联产的小型供热机组，其热效率超过大型高参数常规火电机组。
1、能源形势不容乐观
我国自然资源总量排名世界第7位，能源资源总量居世界第3位。我国是产煤大国，煤炭储量达1万亿吨，但精查保有剩余储量只有900亿吨，储采比不足百年。我国又是人口大国，我国人口占世界总人口20%。煤炭储量占世界储量的11%，人均煤炭仅为世界平均值42.5%原油储量占世界储量的2.4%，人均石油仅为世界平均值17.1%天然气储量占世界储量1.2%，人均天然气为世界平均值13.2%天然气因而应是我国宝贵的资源，更应合理有效利用。
1998年我国人均能源消费量1.165吨标煤，居世界第89位。仅是世界人均能源消费水平的2.4吨标煤的一半，是发达国家的1/5--1/10。我国石油储量不多，从1993年开始又成为能源净进口国，据予测未来缺口将越来越大。2000年我国已进口石油7000多万吨，花掉200亿美元，预计我国石油进口依存度（净进口量与消费量之比）
由1995年的6.6%上升为 2000年的20% 2010年的30% 2020年的50%
天然气进口依存度 2000年6% 2020年的50%
我国已成为仅次于美国和日本的石油进口大国。由于石油需大量进口，因而能源安全性的问题，提到重要的议事日程。目前国家将建立战略储油，希望在2010年前屯储1500万吨石油。因而事实告诉我们，我国能源形势不容乐观，缺口越来越大。在过去的20年里，我国经济保持快速增长，年增长9.7%，而能源消费增长速度仅为4.6%，得益于国家制订的“能源开发与节约并重，近期把节能工作放在优先地位”的总方针发挥作用。据专家测算，我国在过去的20年中，国民经济发展所需的新增能源，一半靠开发，一半靠节约，而今后则要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来解决了。
因而我们可以说，积极发展热电联产是节约能源需要。
2、合理利用天然气资源
最近几年我国天然气的生产和消费均呈快速增长态势，但到2000年天然气的生产量也只占全国能源生产量的3.4%，而消费量也仅占全国能源消费量的2.5%。而我国天然气的储量仅占世界储量的1.2%，人口则占世界总人口的20%，人均天然气仅为世界平均值的13.2%。
最近报纸和电视上宣传“西气东输”工程，天然气进京第二条管线的建设和天然气勘探开发的新消息增多，可能有人认为我们的天然气多的很，其实和需要量相比还差的远。我们西气东输工程的年输送能力为120亿立方米。莫斯科一个城市一年用天然气360亿立米，平均一天1亿立米，等于我们全国商品气的120%。因而我们要保持冷静的头脑，把有限的资源加以有效合理的利用，绝不能一听天然气比煤清洁，天然气多了，到处上天然气项目。西气东输工程也是沿线的十个省市区可以利用。就是十个省、市区也要有重点有计划的合理利用，每个城市能分到多少气量？主要用在哪方面？要统盘考虑，再不能头脑发热。
如何合理利用天然气，也是我们供电工作者应认真研究的大问题。
据2002年7月5日《北京日报》报导：西气东输工程建成后，天然气价格平均为1.29元/立米，具体价格会随用户距离远近而不同。天然气到上海的价格为1.35元/立米，低于目前上海使用东海天然气上岸价格1.45元/立米和进口液化天然气交气点价格1.6元/立米。具体到市区内还要经过市燃气集团的输配管网，税收、利润加价则气价还要提升。
另据消息报导：上海工业与民用天然气价为2.1～2.4元/立米，优惠发展热、电、冷联产工程，气价为1.9元/立米。
从国际市场的能源价格来看，国际煤炭价格约为1.8美元/MMBtu，美国市场天然气价格约为2美元/MMBtu，欧洲市场天然气价格约为2.3美元/MMBtu，日本市场LNG价格约为3.5美元/MMBtu，气化后的天然气价格约为4.3美元/MMBtu。我国煤炭价格相对较低，华北京津唐地区标煤价约为260元/吨，折合1.1美元/MMBtu，华东地区标煤价约为350元/吨，折合1.5美元/MMBtu，我国进口LNG价格及气化后的天然气价格与日本大体相当（可能会略低于日本），西气东输到上海的气价按中油总提供的数据为1.30元/立方米，折合4.6美元/MMBtu，陕甘宁天然气到北京的价格在1.00～1.30元/立方米之间。折合3.6～4.1美元/MMBta，从以上数据看，按同发热量计算，天然气与煤炭的比价欧美为1.2～1.5，日本为2.
5，而我国华东地区为3，华北地区为3.2～4.1。过
高的比价将限制我国利用天然气发电的规模，并将使天然气发电在承担电网基荷时缺乏竞争力。
煤价与天然气价格的比值
国家电力公司动力经济研究中心在编制《全国天然气发电规划》（2001-2010年）中提出：
在气价为1.1元/立米，天然气电厂竞争力较差；在气价为1.0元/立米时，在不同运行位置下（3000，4000，5000小时）天然气电站上网电价仅比进口66万千瓦脱硫机组和进口35万千瓦机组的电价低；在气价为0.90元/立米时，在利用小时小于4000的运行位置，天然气电站上网电价仅比国产60万千瓦不脱硫机组高，与其他机组相比具有明显优势。
上述资料提出：气价1.0元/立米时，上网电价为：
设备利用：3000小时
平均电价0.46元/千瓦·时
4000小时
平均电价0.389元/千瓦·时
5000小时 平均电价0.347元/千瓦·时
燃煤电厂如作为电力系统的调峰电厂则年设备利用小时将更低，平均电价将更高。如为热电厂理应全年运行，冬季供采暖，夏季供制冷用热，利用小时数高，平均电价可降低，但又取决于天然气的气价。北京几个燃气--蒸汽联合循环热电厂，天然气的气价均为1.4元/立米，因而上网电价均较高。
二、燃气--蒸汽联合循环与分布式热、电、冷联产
1、燃气--蒸汽联合循环
自1939年瑞士BBC公司制造世界上第一台工业燃气轮机以来，经过60多年的发展，燃气轮机已在发电、管线动力、舰船动力、坦克和机车动力等领域获得广泛应用。80年代以后，燃气轮机及其联合循环技术日臻成熟。由于其热效率高，污染低，工程总投资低，建设周期短，占地和用水量少，启动灵活，自动化程度高等优点，逐步成为主要的动力装置。
由于世界天然气供应充足，价格低廉，所以最近几年世界上新增的发电机组中，燃气机及其联合循环机组在美国和西欧已占大多数，亚洲平均也已达36%。世界市场已出现了燃气轮机供不应求的局面。
我国重型燃气轮机制造业始于五十年代末，六十年代至七十年代初，上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂和南京汽轮电机厂都曾以厂校联合的方式，自行设计和生产过燃气轮机。透平进气初温700度，典型机型为1MW、1.5MW、3MW、5MW。八十年代南汽厂在原机械工业部主持下，与美国GE公司合作生产透平进气初温1100度等级的MS6001B型燃气机，单机功率40MW，效率32%，是世界上该功率等级的主力机型，国产比率50～70%，该产品于1988年通过国家鉴定。目前已生产20多套，其中出口占一半。
根据原国家电力公司战略规划部编制《2001年电力工业统计资料汇编》。我国2001年底单机6000千瓦及以上燃气轮机和柴油机组共538台1098.18万千瓦。其中
燃气轮机组 141台 576.84万千瓦
柴油机组 497台
521.342万千瓦
2001年我国单机6000千瓦及以上火电机组共4381台，24115.09万千瓦。因而可知我国2001年底的燃机比重为：
台数占
3.218%
容量占
2.392%
2001年我国单机6000千瓦及以上机组总容量30360.392万千瓦，燃机容量仅占总容量的1.9%。
因而可知燃机的比重仍很低。
目前世界上燃气机及其联合循环技术突飞猛进，其单机容量已分别为334MW和498MW供电效率可达38～41.5%和58.7%。既能用于调峰机组，又可做为带中间负荷和基本负荷，其投资又低于代有脱硫装置的燃煤机组，由于其自身的一系列优点，因而已成为国外火力发电行业的主要发展方向。我国近几年由于天然气资源的开发，“西气东输”工程建设，陕甘宁天然气进京和从澳大利亚与印尼引进液化天然气，为我国燃料结构调整提供资源。国家决定发展燃气--蒸汽联合循环发电。据有关资料报导：在2007年前后，在“西气东输”管道沿线和广东地区，将建设10座燃气--蒸汽联合循环电站，拟采用23台以9FA和M701F型先进燃气轮机为基础的联合循环机组，其总功率近于8000MW。其后还拟建一批燃用天然气的以9FA和E型燃气轮机为基础的联合循环电站，其台数大约有20台左右。因而可以认为我国燃机的比重将上升。
根据国外电力系统的实践经验，为确保电力系统的安全性，燃气轮机的总装机容量应占全电力系统的总装机容量的8～12%，而我国到2001年底，燃机容量仅为1.9%，因而应积极发展。
2、分布式热、电、冷联产
由小型燃气轮机（内燃机）、余热锅炉、溴化锂制冷机组成的小型全能量系统（也称第二代能源系统或分布式电源）可以统一解决电、热、冷供应，在国外得到迅速发展。由于小型燃机或内燃机供电效率为24～35%，联合循环供电效率可达45～50%，远高于常规火力发展，否定了人们头脑中固有的“机组小就不经济”的传统观念。在燃煤的时代，火力发电厂确是机组越大经济效益越好，机组越小就不经济。但在燃料结构改变的今天，情况不同，人们的思维方式也要改变。燃油燃天然气的燃气轮机、内燃机由于大机组与小机组的效率差别不大，而且小机组又有占地小，机动灵活的特点，因而在发展国家大量采用。不但1000～10000kW燃机市场需求量大，连1000kW以下的小燃机，甚至100kW以下的微型燃机也是销路看好。燃料结构改变了，各类中小型机组，只要经济效益好，有生命力，就有发展前途。
中科院工程热物理所徐建中院士在“分布式供电和冷热电联产的前景”一文中曾指出：
“纵观西方发达国家的能源产业的发展过程，可以发现：它经历了从分布式供电到集中式供电，又到分布式供电方式的演变”。
1999年世界科学大会，“科学与能源”专题讨论会的专家们指出，为了实现可持续发展的目标，世界各国应面向未来制定新的能源发展战略。专家们同时指出，对传统能源利用方工进行重新审视，也应成为未来能源发展战略的重要组成部分。法国科学家拉菲德在读者讨论会上举例说，近年来一些研究表明，一种分散式的电力管理新概念可能比目前很多国家采用的电力供应系统更有利于环保。这种分散式模式通过建立若干小型发电站代替少数大型发电站，从而尽可能缩短发电站和电力用户间的平均距离，这样可以减少能源损耗。目前中央式供电系统的能源利用效率最高约55%，而测试表明，分散式电力供应模式效率至少可达到85%。
我国目前正处在大发展大集中的过程。大机组、大电厂、大电网是主导方向，但分布式电源的发展，将不以人们的意志为转移，必将迅速发展。通常100MW以上的燃气轮为大型燃机，20～100MW为中型，20MW以下为小型，小于300MW的为微型燃机。小型燃机，具有高效、清洁、经济、占地少、自动化水平高，适用分散建设和可靠等优势，因而发展很快。鉴于国际上小型全能量系统迅速发展的事实和其本身的优势，因而在急计基础（2000）1268号文中，明确提出：……在有条件的地区应逐步推广。
中国电机工程学会热电专业委员会1999年的济南年会、2000年的宁波年会、2001年的重庆年会、2002年昆明年会和2003年海口年会中均有一些学术论文积极宣传、推广小型全能量系统，实现小型热、电、冷联产。2002年9月份热电专委会还专门在南京召开“天然气在热电联产应用专题研讨会。”2001年在北京人民大会堂召开的“绿色能源科技”高级论坛，由四位中国科学院、中国工程院的院士做学术报告，其中徐建中院士报告的题目就是“分布式能源CCHP”。倪维斗院士在“能源的发展前景”报告中也特别提出应积极鼓励和扶持燃气天然气的热、电、冷联供技术。北京石油学会于2000年和2001年召开的“北京天然气合理利用座谈会”上均提出：“燃气--蒸汽联合循环热、电、冷联产，实现了一次能源的合理梯级利用，提高了能源利用率，带来了经济效益。由于燃机具有低NOx燃烧技术，使NOx大力减少，可提高环境效益。北京地区冬季供热，夏季大部分地区需供冷、因而联合循环热、电、冷联产有广阔市场，北京应适度发展中、小型燃机热电联产机组。”美国9·11事件之后和北京申办奥运会成功，更多的专家学者从分散电源建设，确保奥运用电安全角度出发，积极提出北京应积极发展小型全能量系统。中国能源学会、中国动力工程学会、北京动力工程学会等学术团体也均提出上述的合理建议。英国、荷兰在北京召开热电联产学术研讨会和索拉公司、宝曼公司、惠普公司、瓦锡兰公司等也召开同类型宣传推广会。他们看准中国大陆发展小型全能量系统的无限商机，积极抢占市场。
目前我国北京、上海、广州已有一批分布式热、电、冷工程投入运行，取得明显的经济效益、环保效益和社会效益。
表一 上海和广州分布式（楼宇式）三联供系统的发展情况
序号
项目地点
设备情况
备 注
1
上海黄浦中心医院 1台1000KWSolar土星20柴油燃气轮机1台3.5t/h余热蒸汽锅炉
已投入运行
2
上海浦东机场
1台4000KWSolar天然气燃气轮机1台5t/h余热蒸汽锅炉
已投入运行
3
上海闵行医院
1台400KW坚泰燃气内燃气机1台350kg/h余热蒸汽锅炉
已投入运行
4
上海理工大学
1台60KWCapstone燃气微燃机1台15万大卡余热直燃机
正在进行施工图设计
5
上海舒雅健康休闲中心
2台往复式内燃机HIW-260型168KW和余热锅炉2
台供65℃热水
已投入运行
6
广东东菀鞋厂
11台102KW柴油内燃机11台0.5t/h蒸汽锅炉
已投入运行
7
广东铝业集团
1台725KW重油内燃机1台bz200型余热直燃气
已投入运行
表二 北京市分布式（楼宇式）三联供系统的发展情况：
序号
项目地点
设备情况
备 注
1
北京市燃气集团监控中心
1台480KW+1台725KW燃气内燃机 1台BZ100型+1台BZ200型余热直燃机
2003年三季度投产
2
北京次渠站综合楼
1台80KW宝曼燃气微燃机1台20万大卡余热直燃机
2003年三季度投产
3
软件广场
1台1200KWSolar燃气轮机1台250万大卡余热直燃机
4
北京国际贸易中心三期工程
2台4000KWSolar人马40燃气轮机+2台20T/H再燃余热锅炉
5
国际商城
2台4000KW Solar人马40燃气轮机+2台20T/H再燃余热锅炉
6
北京高碑店污水处理厂沼气热电站
一期：4台6GTLB型沼气内燃机 513kW二期：3台JMS316GS-B、L沼气内燃机710KW
均已投产
三、电力系统情况
1、华北及京津唐电网现状
华北电网由京津唐电网、河北南部电网、山西电网、蒙西电网组成。供电区域包括北
京、天津两市和河北、山西及内蒙古西部。其中京津唐电网供电区包括京、津两市和河北省
北部的张家口、廊坊、唐山、承德和秦皇岛等区、市。
到2001年底，华北地区总装机容量46422.9MW，其中火电装机43473.7MW（约占华
北电网总装机容量的93.6%）水电装机2894.14MW（约占华北电网总装机容量的5.4%）风
电55.13MW（约占华北电网总装机容量的0.119%），从华北电网水电与火电的比重，我们
可知华北电网调峰能力差，火电机组将承担大部分的调峰任务。
2、北京电网现状
北京地区电网是京津唐电网的重要组成部分，除承担为首都供电任务外，还向附近的
河北省部分地区转送电力，到2001年底，北京电网共有装机4437.54MW。
2001年北京地区最大供电负荷6994MMW
2002年北京地区最大供电负荷8140MW
3、电力负荷预测
2001年京津唐地区供电负荷为14460MW，其中北京地区最大供电负荷6994MW，占京
津唐地区总负荷的48.37%左右。
根据近十年来京津唐及北京地区负荷发展速度及对今后的发展预测，情况为：
2005年京津唐电网最高负荷18800MW其中北京9500MW
2010年京津唐电网最高负荷25160MW其中北京12700MW
北京电网电力平衡见下表
表三 2001年--2010年北京电网电力平衡(MW)
序号
项
目
2001年
2002年
2003年
2004年
2005年
2006年
2007年 2008年
2009年
2010年
1
最高供电负荷
6994
7727
8275
8867
9500
10068
10670
1
1308
11984
12700
2
最高发电负荷
8399
8995
9638
10326
10943
11598
12291
13026
13804
3 需要发电装机(20%备用)
10079
10793
11565
12391
13132
1391
7
14749
15631
16565
4
新增装机容量
300
1024
362
250
其中：水电、蓄能
250
火电
300
1024
362
5
年末装机容量
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
年末可用装机容量
3951
3951
4251
5275
5637
5637
563
7
5637
5887
8
装机盈亏
-6128
-6842
-7315
-7116
-7495
-8280
-9112
-9994
-10678
9
电力盈亏
-4698
-5246
-5608
-5456
-5746
-6348
-6986
-7662
-8187
注：1、系统备用容量按20%考虑。
摘自：《华能北京热电厂二期扩建工程燃气--蒸汽联合循环的热电联产机组初步可研报告》上表新增装机系指：〖ZK(〗北京第三热电厂，2004年、2005年各上一台300MW燃机。华能北京热电厂二期，2005年上二台300MW 2006年上一台300MW燃机〖ZK)〗。
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4、北京应增强电网稳定性、可靠性、优化电力结构，提高电网的应急和调峰能力由电力平衡可以看出，对于北京电网，由于建设发电厂受燃料运输、水资源及环境条件制约，北京地区规划电源增加有限，需从外网受电。目前主要接受山西、内蒙、河北、东北的电力供应。
北京电网是华北电网的一个重要的负荷中心，根据北京地区人口状况、负荷密度情况，预计远景年份北京地区供电负荷将达到20000-25000MW，为确保北京电网安全稳定运行，受电比例不宜过大。以上海电网为例，2000年和2005年的受电比例分别为14.6%，20.9%，2010年受电比例下降为13.5%，且到2010年，上海电网的电源86.5%分布在上海负荷中心50公里的范围内。日本东京电网负荷中心附近装机48.8%，对于受端电网是很好的支撑，约93%的电源在距负荷中心200-250公里的供电范围内，送电距离短，比较有利。而北京电网如华能北京热电厂二期工程不投产，2005年受电比例约63.3%，2006年受电比例约65.34%；如华能北京热电厂二期工程投产，2005年受电比例约57.4%，2006年受电比例约57.1%。
为满足北京电网的安全稳定供电的要求，在北京地区建设一定容量的支撑电厂是十分必要的。北京电网内部电源支撑严重不足，在夏季大负荷期间更为突出。万一因意外事故造成北京地区大功率缺额，停电事故就必然发生。因此，在增加西电东送容量的同时，应相应增加北京电网的大电源支撑，增加电网稳定储备。可有效地增加正常及事故情况下的受电能力，防止发生电压崩溃和频率崩溃，造成严重事故。
北京电网的特点是负荷增长较快，主要是空调负荷增长较快，约占高温天气时高峰负荷的1/3（另有资料介绍占40%），空调负荷的特点是同时性且受气候影响大，上升陡度很大。如果系统发电出力不能及时同步增加，就将给电网安全稳定运行带来严重影响，燃气-蒸汽联合循环机组能够快速启动，可提供紧急及事故备用容量。另外，京津唐电网由于一次能源结构限制，电源的结构不够合理，电网基本为燃煤的火电机组，从今后一段时期内优化电力结构的方针考虑，建设一些调峰性能好的发电机组，对减轻京津唐电网的调峰压力，改善京津唐电网运行质量是十分必要的。同时在北京地区发展燃气机组为申办奥运，改善北京环境质量是十分必要的。
四、北京拟建燃机电站的简况和问题
1、北京计划建设燃机的情况
表三仅列入北京第三热电厂和华能北京热电厂二期扩建燃机的情况，据我们了解北京
还有一批燃机工程计划建设，其情况为：
表四 北京计划建设燃机电站的项目
项 目 名 称
总容量(MW)
1
华能北京热电厂二期
724
2
北京第三热电厂
600
3
北京太阳宫热电厂
786
4
北京亦庄开发区热电厂
150
5
北京电子城热电厂
100
6
北京上地热电厂
100
7
清华大学热电厂
100
8
高井电厂燃机改造
600
9
北京草桥热电厂
600
合
计
3760MW
上述工程中除北京第三热电厂为调峰用燃气--蒸汽联合循环发电机组外，其余均为
热电厂，可以实现热电冷联产。
2、几个燃机电站工程的简况
表五 三个燃机电站工程简况
序号
工程名称
装机容量万千瓦
单价
含税
含税
元/千瓦
电价元/千瓦时
热价元/GJ
总投资亿元
1
北京经济技术开发区天然气联合循环热电厂
2×FT815
5026
0.529
34
.19
7.58
2
华能北京热电厂二期扩建
2×PG9351FA72.4
3681
0.418
25
39.95
3
北京太阳宫热电厂
78.6
3965
0.469
25
31.16
上述数据均取自可研报告中的数据。
上述三个工程的天然气价均为1.4元/立米
3、天然气价与上网电价的矛盾
目前北京市确定用于热电联产的天然气价格为1.4元/立米。几个工程可研报告计算的
上网电价均在0.4～0.5元/千瓦时，而电力系统均认为不好接受，目前北京接受外地的电价
均较低，其电价为：
高峰
平峰
低谷
内蒙古
363 元/MWh
275 元/MWh
137.5元/MWh
山 西
333
252
126
东 北
355
200
135
河 北
300
269.3
100
京津唐电网全口经售电平均价格，2002年1～7月为447.7元/MW（含税）所以电力系统认为燃机电站的上网电价不好接受。电力公司内部不好消化，应由北京市补贴。根据表四估算北京计划建设的九个燃机工程共3760MW，如按设备利用小时为4500小时计算，则年发电量将达1692000万度（169亿度），如果北京市按0.15元/度补贴，北京市政府每年将支出补贴电费25亿元。
4、燃机电站用天然气与燃气供应的矛盾
陕甘宁天然气进京的第二条管线建成后管线的总输气能力为50亿立米/年。如按每立米天然气可发电5度计算，上述燃机电站发电设备年利用小时按4500小时计，年发电量将达1692000万度，年耗天然气将达33.8亿立米，也就是说送到北京的天然气将有67.6%用来发电。看来比重太大了，因热电厂有电、热两种产品，用气量更大，仅华能北京热电厂二期扩建全年用气量将达9.6亿立米。
据资料报导：国外一般天然气产量的20%用来发电。我国也有计划把天然气产量的40%用来发电，但北京将67.6%的天然气用来发电则是太高了。67.6%的天然气用来发电说法不确切，因为热电厂有两种产品，供热也耗用天然气。如果北京拟建的九个工程全投产，北京年供气50亿立米，尚不够这些热电厂的用量，老百姓做饭都无气了。因而很多同志就提出：北京应多用山西、内蒙的煤电，发挥我国是产煤大国的优势，提供北京低价的电力，北京的天然气应以供热为主，发电为辅。
北京天然气集团有限公司已注意到燃气供应与燃机发电可能产生矛盾，因而在给予华能北京热电厂二期扩建的批文：燃计字（2002）360号文，明确提出：2006年可向电厂供9.6亿立米/年天然气调峰原则上由我集团公司负责，但前提是必须首先保证城市民用高峰用气，并且华能电厂在使用天然气时服从天然气管网统一调度。
在北京冬季的夜晚，天气寒冷，很可能出现用电、用热、用气均为高峰，因而势必迫使电厂自建储气库或另建油库，搞双燃料系统增加基建投资。
五、几点看法
1、节约能源，合理利用天然气
近几年我国能源工业取得很大进展，但我们是人口大国，人均能源占有量远低于世界平均水平，能源缺口将越来越大，因而节约能源是永恒的主题。天然气人均占有量更低，是宝贵的清洁能源，应科学的合理利用。
2、适度发展燃气--蒸汽联合循环热电厂
北京是首都，为申办奥运，改善城市环境质量，调整燃料结构，充分利用清洁能源是完全正确的。北京电力供应，大量依靠外省市，自己发电比重太低，不安全，也不利电网的稳定，因而适度发展燃气--蒸汽联合循环热电厂统一考虑电热供应是合理的。考虑到天然气的供应量，建议北京地区建设燃气--蒸汽联合循环热电厂容量以1000MW为宜。
3、积极发展小型分布式电源，实现热、电、冷联产
由于小型分布式热电冷联产，实现优质能源的梯级利用，效率又高于热电联产，调度灵活，占地小，自动化水平高，应对突发事件能力强，因而在工业发达国家迅速发展。对比大型燃气--蒸汽联合循环热电厂还有四个突出的优势。
优势之一：
分布式热电冷联产，由于占地小，一般的写字楼、商场、宾馆、学校等建筑在地下室均可。没有大型热电厂厂址选择的诸多限制因素。也可以认为发展分布式热电冷联产并不增加城市建设用地，这对北京来讲是难得的机遇。
优势之二：
由于分布式热、电、冷联产，是各单位筹建，因为工程小，造价低，建设资金自筹易解决，市政府只要出台支持发展的政策，其他如资金、设备和管理等问题都会自行解决。
优势之三：
由于分布式热、电、冷联产实现自备电源，减少电力网的供电压力。发电、输电、配电的基建投资大量减少。电力系统不用投资，增加了发供电能力，提高了北京市自发电的比重，增强了应急突发事件的能力。对电力系统有利。
优势之四：
由于分布式热电冷联产实现电力自给，减少从电力系统的购电量，因而尽管天然气价格高，发电成本高，但远比电力系统的售电价低，因而有明显的效益。大型燃气--蒸汽联合循环热电厂的发电量要全部上网，因而上网电价不能太高，电力系统要考虑山西、内蒙的低价电。而分布式热、电、冷联产是减少从电力系统的购电量，因而问题变成优势。
4、天然气发电要考虑“环境价值”
与燃煤电厂相比，天然气发电对环境的影响要小得多，其SO 2和固体废弃物排放几乎为零，温室气体（CO 2）减少50%以上，NOx减少80%，TSP减少95%。另外从生态效益看，其占地面积与耗水量均减少60%以上。这些数据充分表明，在日益严峻的环保形势下，天然气发电对生态环境的贡献是极其显著的。合理的上网电价应将环境成本（效益）货币化计入，则可体现出天然气发电的环境价值，在参考中国排污总量收费标准（PCS）和美国环境价值标准的基础上，“天然气发电的环境价值”资料中，评估出目前中国电力行业各种污染物减排的环境价值标准。
中国电力行业污染物环境价值标准
单位：元/kg
污染物
SO 2
NO X
CO
CO 2
TSP
粉煤灰
炉渣
废水
环境价值
6.00
8.00
1.00
0.023
0.20
0.12
0.10
0.0008
该资料以此作为衡量天然气环境价值的标尺，根据污染物的减排量，计算了500MW天然气
电厂相对于同容量燃煤电厂的环境价值，结果见下表。
天然气发电的环境价值
项
目
SO 2
NO X
CO 2
CO
TSP
灰
渣
合计
单位环境价值(10 -2元/kWh)
5.1322
2.0501
0.9678
0.0124
0.0314
.6274
0.1426
8.9639
年环境价值(万元/a)
15396.6
6150.4
2903.5
37.1
94.1
1882.3
4
27.8
29957
可见，相对于常规煤电而言，天然气发电的环境价值是8.9639分/kWh，这还不包括减少占地和耗水所产生的生态价值。
因而在北京建设燃气--蒸汽联合循环热电厂，其上网电价应考虑清洁能源的环境价值。不能硬性与山西、内蒙燃煤电厂的低价电来对比。
5、应积极发展沼气热电冷联产
为彻底改善首都环境，北京将建设一批污水处理厂和垃圾处理厂。该两类企业均可产生沼气，可以利用沼气发电供热，实现热电冷联产。北京高碑店污水处理厂沼气热电站已有成功的经验，应积极宣传推广。
6、北京市应出台支持发展分布式热、电、冷联产的政策
上海市一些院士、专家、学者提出了“天然气经济”的理论，例如上海市原经委某负责人认为：如果从煤置换到天然气，若没有相应的技术和产业政策支持，向北京一样拿天然气烧锅炉，将会使上海的制造业面临严重问题，必然会导致大量企业倒闭或外流，造成失业等问题，致使出现“城市空心化”，削弱城市的国内、国际竞争力。并提出：应积极发展天然气热电冷联技术，合理利用资源。这样不仅不会增加能源代价，还会大大降低企业的能源和环境成本，使企业和整个竞争力得到极大的增强。专家们的观点，已经引起上海市政府的高度重视。上海市政府极为重视发展分布热电冷联产，已内部制订了一系列优惠政策，以促进该事业在上海的发展，为“西气东输”做好准备。其主要优惠政策如下：
1、由政府协调热、电、冷联产项目上网：如闵行中心医院建设了一套400KW燃气内燃机系统，经上海市经委协调，已经同意并网发电，及自备发电设备与电网同时向用户自身用电系统进行供电，但设备不向电网售电。
2、进口设备减免进口税和增值税：根据国家有关规定，环境污染治理项目设备进口可以减免进口税和增值税。因此，上海市政府根据国家有关法律，将节能和环境保护效益明显的热电冷联产项目作为上海的“环境污染治理项目”对待，坚决落实国家的法律政策，对此类项目在严格考核论证后，予以免税。这次闵行中心医院项目中，进口英国坚泰克公司的燃气内燃机就享受了免税优惠。
3、由政府间接出面协助企业进行热电冷联产项目的可研、立项、组织和审批：上海工业技术发展中心是经委所属的事业单位，主要任务是推动上海地区的节能工作，根据政府的安排，该中心可为企业承担热电冷联产项目进行可研、立项、组织论证和审批等服务，减少了企业在前期工作中困难和项目实施的难度。
4、为企业应用热电冷联产技术提供直接资金支持：上海市今后几年计划拿出数亿人民币资金支持企业和事业单位应用热电冷联产技术，2001年已经提供了1000万元的额度，但未能全部使用完。
5、为热电冷联产项目提供贴息贷款：上海经委利用自己掌握的国家节能贴息贷款额度来扶持热电冷联产技术的推广应用和实施。
6、政府为研究院校提供有关发展热电冷联产技术的研究经费：据悉上海理工大学能源环境学院透露，该院已经得到了这一研究经费，正在联络采购分布热电冷联产设备事宜。
7、提供优惠天然气气价：上海工业和居民用天然气价格为2.1-2.4元/立方米，热电冷联产项目气价1.9元/立方米（浦东机场热电冷联产项目的气价更低）。目前，上海使用的东海天然气，门站气价1.5元/立方米。今后西气东输站的气价为1.35元，气量达到40亿立方米，预计热电联产的气价将会更低。按照使用宝曼TG80机组计算，发电效率28%，每立方米可以发电2.7kWh，并同时产生4-5kWh的热、冷或热水，上海居民电价0.61元/kWh，商业用电价格更高，所以大多数用户都能够通过使用热电冷联产技术，得到节约能源支出的实际好处。
8、减免天然气资源配套费：为热电冷联产用户减免其天然气的配套费用，天然气公司可以免费将气送抵热电冷联产用户。
9、积极推动示范工程：据悉，上海今后每年将重点扶持三个具有示范意义的热电冷联产项目。
10、积极组织学习研究国际先进经验：去年5月，受英国政府邀请，上海市经委主管主任带队，组织全市个主管部门领导，包括电力公司总工程师在内的10余人前往英国和欧洲调研国外发展热电冷联产的措施、法规、政策的技术发展方向。北京应向上海那样，尽快出台相应的政策，促进天然气的合理利用，积极发展分布式热电冷联产。可以同时收到增加北京自有发电的比重；提高调峰和应对突发事件的能力；提高城市居民采暖的集中供热热化率；改善城市环境质量；提高北京先进城市化水平等综合效益。
参考资料：
1、北京经济技术开发区天然气联合循环热电厂工程可研报告，2002，3
2、北京太阳宫热电厂工程初步可行性研究报告，2003/11/14
3、华能北京热电厂二期扩建工程燃气--蒸汽联合循环热电联产机组初步可行性研究报告2003
一、美国坐上了快车
如果说美国人埃德温·德雷克在1859年于宾西福尼亚洲的泰斯维尔小镇打出了被美国自诩为“世界第一口现代油井”而未被俄国、中国所接受的话，那么，得克萨斯人乔治·米切尔凭借水压裂技术的突破在1980年代初实现页岩气的正式大规模开采却是国际上不得不公认的事实。而在此之前，美国人对页岩气勘探已经持续了近200年历史，只是让乔治·米切尔所没有想到的是，页岩气的商业价值到今天招来了全球性的关注目光，而且美国将页岩气勘探开发提升到了国家战略的高度。
所谓页岩气，是指主于页岩层中，以吸附或者游离状态为主要存在方式的天然气聚集，其化学成分以甲烷为主（占90%或者更多）。国际能源情报署（EIA）的最新报告显示，目前全球技术上可采的页岩气达185万亿立方米。与石油、煤炭等传统能源相比，页岩气不仅储量丰富，而且供气稳定，正是如此，页岩气被认为是最后一类走上开发舞台的油气资源，而美国的页岩气革命被称为“一百年来石油天然气工业最重大的事件”。
相比于亚洲和欧洲国家页岩气动辄藏于3000米之深的地下并且坐落于高山峡谷之中而言，美国页岩气多分布于广阔的平原地区，且蕴藏深度在2000米之内，其开采成本和作业难度要小得多。另外，美国有210条天然气管道，超过48万公里，覆盖每一个主要市场和页岩气区，从而大大减少了页岩气开发的前期投入，夯实了页岩气开发的市场基础。不仅如此，美国掌握了从气藏分析、数据收集和地层评价、钻井、压裂到完井和生产的系统集成技术，特别是含气量测试、水平井的钻井完井和水力压裂等开发页岩气的三大核心技术目前皆已成熟，由此显著拓展了美国页岩气的开采面积和深度，同时加快了规模化作业的进程。
在经过了上个世纪70年代的“石油危机”的苦苦折磨之后，美国自卡特总统以来的历届政府都高度重视页岩气勘探与开采技术的研发，使得页岩气在美国全面商业化的脚步不断提速，而且经过多年探索，美国政府建立起了一套完备的页岩气产业的政策体系。如联邦政府对参与页岩气开采的的企业给予约0.016美元/立方米的财政补贴，相应的州政府给予不超过0.05美元/立方米的财政补贴，而且没有时间下限。与此同时，政府还通过税收减免的方式吸引更多的中小企业参与到页岩气开采的过程中来。
页岩气的喷薄而出强烈改写了美国能源市场的传统格局。10年之前，美国页岩气产量仅占天然气总量的1%，而目前该比重已上升到37%。根据EIA的预测，到2035 年时，美国46% 的天然气供给将来自页岩气。重要的是，页岩气的价格优势以及清洁高效的环保特征必然对煤炭、石油等传统能源形成直接冲击。因此，EIA的最新能源展望报告指出，目前美国能源消费结构中，煤炭消费比重已缩至32%，天然气消费比重由原来的20%扩大至32%。而且随着页岩气产量的迅速提高，页岩气将取代煤炭而成为仅次于石油的美国第二大能源资源。
重塑全球能源市场的结构性生态已经成为美国页岩气革命的必然性结果。数据显示，近年来美国页岩气产量以年均40%以上的速度爆发式增长，同时带动美国传统天然气和原油产量的节节攀升。据EAI预测，到2015年，美国将超越俄罗斯成为全球最大天然气生产国；到2017年，美国将成为全球最大的石油生产国。而德国联邦情报局总部一项秘密研究显示，到2020年，美国将由目前的全球最大能源进口国转变为油气出口国。对此，美国莱斯大学的研究报告指出，如果没有美国的页岩气，俄罗斯、委内瑞拉和伊朗到2040年将占到全球天然气供应市场约33%的比例，但因为有了美国页岩气，这三国份额将下降至26%。换句话说，美国页岩气的成功将稀释俄罗斯和石油欧佩克左右全球能源市场的力量，进而增强能源消费国与输出国的博弈筹码。
当然，页岩气的革命性意义并不仅发生在能源市场上。一方面，伴随着新老能源自给能力的增强，美国对石油进口的依存度正在逐年下降，其中过去5年美国天然气和石油进口量分别下降32%和15%，而一旦从能源进口国转变为出口国之后，美国在地缘政治上的博弈将更占主动。另一方面，页岩气开发的大规模进行带动了美国相关产业的链式投资。根据化工巨头陶氏化学公司的估计，美国国内企业在过去两年中宣布的页岩气投资规模达到1000亿美元。与此同时，页岩气产量的增加不断拉低了能源价格，进而赋予了美国“再工业化”进程的正面能量。除了新的能源优势吸引着空中客车、陶氏化学等国际知名企业将部分制造项目迁入美国外，仅俄亥俄州的尤蒂卡页岩地区的油气行业，过去一年就支持了3.9万个就业岗位，创造税收15亿美元。
二、储量大国的尴尬
美国在页岩气领域铿锵的开发步伐以及诱人的市场效益无疑对世界第一能源消费大国的中国形成了强大的刺激。国人也坚定地相信，在广袤的国土之下不可能找不到如同美国那样丰饶的页岩气资源。因此，历经近乎10年全国性的调研与勘探，中国页岩气的家底与地图也逐渐浮出水面。
国土资源部的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选成果》报告显示，中国陆域页岩气地质资源潜力为134.42 万亿立方米，可采资源潜力为25.1万亿立方米，超过美国的24.4万亿立方米，可采储量居世界首位。美国人的预测更为乐观。根据美国能源信息署发表的《世界页岩气资源：美国之外14个地区的初步评价》，全球技术上可采的页岩气资源储量中，中国拥有35万亿立方米，占全球总量的19%，美国占13%，欧洲占10%。
厚实的家底令中国决策层在攥紧拳头的同时也对未来充满了期待。按照国务院出台的《页岩气发展规划》，到2015年我国页岩气要实现探明地质储量6000亿立方，可采储量2000亿立方，开采量达到65亿立方，且到2020年页岩气开采量达到1000亿立方。这意味着，相比于“十二五”期间而言，“十三五”时期的页岩气产量要放量增长15倍以上。与此同时，《能源发展“十二五”规划》指出，到2015年，天然气占一次能源消费比重提高到7.5%，天然气生产能力年均增长为10.5%。
然而，理想照进现实可能面临更多的坎坷。根据全球著名的能源研究咨询机构哈丁歇尔顿集团的研究，一个页岩气开发项目成功的几率一般只有10.8%，而按照国土资源部的统计报告，2012年中国各地共计钻探页岩气井84口，其中仅两口井有气，而且还不是经济气，失败率近乎百分之百；2013年，全国共实施各类页岩气钻井130口左右，其中实验或勘探井129口，具有商业价值的基本为零。同时，国土资源部内部所做的一项统计表明，2012年，我国页岩气产量约3000万方，2013年预计可达2亿方，算上2011年的开采量，最近三年我国实现页岩气开采还不到3亿方，距离“十二五”规划确定的65亿立方开采目标有着惊人的距离，而且试图在余下的两年时间中赶超剩下的开采任务几乎没有任何可能。
与常规油气开发相比，页岩气的投入成本可以用巨大来形容。研究表明，一个储量规模为10万亿立方英尺（约2831亿立方米）的页岩气气田，总共需要钻井3000口，其中美国一口生产井的钻探成本为3000万元人民币左右，而中国则为人民币7000-8000万元。因此，我国要实现2020年1000亿立方米页岩气的开采量，需要钻探十万口井，相应的总投入在1万亿元以上，年均投资规模超过1200亿元。而从目前来看，2013年中国页岩气的开发投入只有70亿元不到，庞大的资金需求与缺口无论是对于国家还是参与开发的企业而言都是一个巨大的压力。
相应技术的短缺和不成熟是构成中国开发页岩气资源的又一重大瓶颈。在页岩气开发的三大核心技术中，中国企业虽然具有一定的基础，但系统性的成套技术还远未形成，特别是水平钻井和多段压裂两项核心技术，与国外公司保持着相当大的差距。如分段压裂技术，北美单井水平段分段压裂一般可达30段-40段，最多可到60段，而中国一般只在8段-10段，至于水平钻井技术，虽然已在煤层气领域应用，但应用比例非常小。由于我国页岩气资源多分布在地下3000米甚至是6000米左右，在缺乏相应技术支撑的情况下，不仅开发周期长，而且成功概率很低。资料显示，美国可以用30天钻好一口页岩气，而中国则需要60～90天。
土地和环境的约束将成为制约中国页岩气革命的更大变量。将美国Barnett页岩气井与我国典型的常规天然气井开发数据进行对比发现，同样产气量条件下，页岩气井田面积大约是常规天然气的十几倍，钻井数量是常规天然气的百倍甚至更多，再加之配套的伴行路、水槽、集气管线等，其将占用大量土地。与此同时，据美国能源部统计，一个典型的页岩气水平钻井在钻探和水力压裂过程中需要使用约100-400万加仑（约0.379万-1.514万立方米）水，耗水量达常规气压裂（数百方）的10倍以上。而麻烦的是，我国不少页岩气资源量富集区如辽宁、陕西、新疆和四川等地恰恰是水资源匮乏区域，随着页岩气的大规模开发，水资源短缺的矛盾会更加突出。另外，水力压裂每次向地下注入大量含有化学添加剂的压裂液，其可能对地下水产生污染，同时向页岩层大量注水，会促使深层岩石滑动，进而引发地震；不仅如此，压裂后返排回地面的废水，可能含有地下的烃类化合物、重金属甚至放射性矿物质等污染物，这些废水或是放入临时的蓄水池中，处理后重复利用，或是排放到地下和河流中，其对周边的水源可能造成的污染不言而喻。
体制的束缚将构成中国开发页岩气的客观掣肘。资料显示，目前有近87%的页岩气资源存在于现有的常规油气区块，即中石油、中石化和中海油的麾下，要动员各方力量参与页岩气开发，无疑需要这些石油开发商们腾地割肉。虽然国土资源部试图通过政策创新的力量撕破“三桶油”的封闭圈，但在强大的传统石油公司面前，政策操作起来并非易事。也正是如此，国土资源部已经进行的页岩气招标区块全部位于“三桶油”覆盖的区域范围之外，对此，参与页岩气开发的企业只能望洋兴叹。
三、开发中的竞与合
从两年前启动首轮招标到一年前掀开第二轮招标，人们从官方逐渐敞开的政策口径中看到了中国政府招鸾引凤的急切性情与诚恳姿态。与首轮招标过程中国土资源部仅仅拿出了四个区块并且主动邀约中石油、中石化和中海油等国有企业参与招标不同，第二轮招标官方一下端出了20个页岩气区块的探矿权，同时声明凡在我国境内注册资本金在人民币3亿元以上，且具有石油天然气或气体矿产勘查资质、或与已具有资质的企事业单位建立合作关系的内资企业和中方控股的中外合资企业均可投标。最终，与只有六家企业中标的首轮招投标结果相比，第二轮中标企业达到了16家，其中有两家民营企业中标。经过两轮招标，国家提供的页岩气开发面积达3.1万多平方公里。
两轮招标的成功，让市场对第三轮招标充满了突破性期待，即国国土资源部很可能拿出拿一些资源品质好的页岩气区块出来招标，即使是招标区块在国有石油巨头们的“重叠范围“内。因为，按照国土资源部出台的《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》，政府将首先鼓励石油公司优先勘查开采其区块内的页岩气，而如果石油公司不勘查开采的，在不影响石油、天然气勘查的前提下，另行向其他投资主体出让页岩气探矿权；与此同时，如果石油、天然气勘查投入不足，前景不明朗但具备页岩气资源潜力的区块，国家将依法要求石油公司退出区块，设置页岩气探矿权。
的确，与石油、天然气采炼由中石油、中石化等一手遮天完全不同，国家在页岩气开采上向非国有企业打开了一个口子，这一创新之举甚至可以被看做是中国能源史上的一个里程碑。但客观地判断，目前甚至很长一段时间内，无论是覆盖面积，还是开采能量，抑或是出气规模，以中石油、中石化等为主体的国有能源企业在页岩气市场上依然会扮演着最主要的角色。来自国土资源部的统计数据显示，中石油以四川长宁、威远和云南昭通等区块为重点，已建成了两个国家级页岩气示范区，累计投资超过40亿元。其中，长宁201水平井获得高产，成为我国第一口具有商业价值的页岩气水平井。无独有偶，中石化则在四川盆地陆相勘探、四川盆地海相以及东部断陷盆地古近系取得突破，累计完成投资23亿元。目前已实施页岩气钻井26口（水平井17口），完钻23口（水平井15口），其中重庆涪陵的水平井获得11万方的高产量。
配合国家“十二五”页岩气规划，“两桶油”也分别制定了自己的宏伟目标。其中中石油计划在2013～2015年间，钻水平井122口，投产113口，到2015年完成页岩气商品气产量15亿方，日产气量538万方；2020年实现页岩气产量200亿方，2030年达到500亿方。中石化则规划以中国南方两套主力页岩为勘探开发对象，到“十二五”末新增页岩气探明储量500亿方，新建页岩气产能1.5亿方，实现页岩气年产量1.3亿方，利用量1.0亿方。
然而，由于受到自有技术薄弱的制约，而欧美石油公司又掌握较为成熟的页岩气勘探、分析和开采等集成技术体系，因此，目前国内企业更多地只能采取与国外企业合作的方式联合开发页岩气，而产品分成合同（PSC）则是双方合作的主要方式。据悉，外国公司进入中国页岩气市场的第一步是与中方企业进行“联合研究”（JSA），研究地质资料或者打一些勘探井，在此基础上上，如果区块资源展示良好的开发前景，双方正式进入PSC阶段。
中石油与荷兰皇家壳牌签署的页岩资源开发协议为中国政府批准的第一份页岩气产品分成合同。根据协议，双方将设立合资企业，主要在在四川盆地的富顺-永川区块进行页岩气勘探、开发与生产。据悉，壳牌已将其全球气化业务部、全球非常规气与煤层气中心搬到了北京，而且这是除美国休斯敦之外，壳牌在全球的第二个以非常规天然气为主的全球技术与研发中心。与此同时，壳牌与中石油的合作进展顺利，双方已在目标区块打出了10多口井。
除壳牌之外，中石油还与美国康菲石油公司签署了联合研究协议，共同进行四川盆地页岩气开发研究。同时，中石化也与康菲石油签订开发四川盆地綦江区块页岩气的联合研究协议。不仅是康菲石油，BP、雪佛龙等一批国外油气公司都纷纷加入到了联合开发中国页岩气的阵营中。据悉，中石化与雪佛龙联手在页岩气重镇贵州省打出了两口水平井，同时，埃克森美孚在川西南的五指山区块与中石化的联合地质研究也迈开步伐。另外，中石油还与BP公司签订了联合开采页岩气的协议，与RPC公司签署了互派页岩气压裂技术培训协议，而且欧洲第三大能源公司法国道达尔与中石油、中石化的合作协议也处于紧锣密鼓地推进之中。
除了签订PSC合同，国际油气专业服务商也在探索进入中国市场的新路径。资料表明，斯伦贝谢等四大国际油服公司完全掌控着旋转地质导向等核心钻井技术，而且这些技术可以将水平井钻井时间减少50%。正是如此，寻求与全球油服商的合作成为中国企业的重要选择。据悉，斯伦贝谢前不久已购入国内企业安东油服4.23亿股股份，占股本20.1%。双方未来将在钻井、储气库服务及塔里木盆地天然气项目领域中展开合作，并将有计划地加快开发页岩气项目的进程。
四、拓展政策的支撑空间
自从20年前成为石油净进口国之后，中国的进口块头形象日益膨胀。资料显示，据国家能源局预测，2013年中国原油进口量将达3亿吨，石油对外依存度将升至60%。问题的关键在于，国际原油价格在过去10年中劲升306%，中国为此付出的进口成本非常巨大。值得重视的是，在成为世界最大的能源消费国的同时，中国已沦为全球最大的石油净进口国，日均石油消费与国内产量差额为630万桶（高出美国6万桶），未来进口依赖不减反增。显然，寻求页岩气这一替代能源的开发已经成为维系中国经济持续发展的关键。
必须指出，在目前我国一次性能源使用构成中，煤炭消费占到70%，石油消费占18%，能源消费的畸形结构格外突出。之所以如此，主要是我国现有的传统天然气资源的替代能量非常有限。资料显示，目前国内天然气产量为1077亿立方，表观消费量1471亿立方米，由于供给显然不能满足需求，天然气只能寻求进口，其中2013年进口天然气将达到435亿立方米，对外依存度上升至29%。与石油价格呈现数百倍的高涨一样，天然价格在过去10年中也一路飙升，而为了减轻居民消费负担，国家支付了至少400亿美元的补贴，财政压力十分巨大。为此，加大页岩气在内的非常规天然气开发与供应力度，已成为我国优化能源结构的核心命题。
连续性的刺激与扶持政策是美国页岩气取得技术突破与开发成功的最主要因素。与美国相比，中国政府0.4元/立方米的补贴标准虽然略微高一点，但却附加了诸多条件与约束指标。根据财政部和国家能源局的相关文件，中国政府对页岩气的补贴时间为2012-2015年的三年时间，而且提出了三项较高的补贴门槛：已探明的页岩气赋存于烃源岩内，具有较高的有机质含量（TOC>1.0%），吸附气含量大于20%；夹层粒度为粉砂岩以下（包括粉砂岩）或碳酸盐岩，单层厚度不超过1米；气井目的层夹层总厚度不超过气井目的层的20%。由于国内页岩气储层多数都带夹层，单层厚度多超过1米，而且夹层比例大都在20%以上，依此算下来，可能拿到页岩气补贴的只有5万亿-7万亿立方米，绝大多数企业均享受不到补贴，财政补贴政策最终只是“镜中花、水中月”。为此，决策层可考虑延长补贴时间和适当放宽补贴标准。据悉，国家能源局日前刚刚推出《页岩气产业政策》已经明确将对页岩气开采企业减免矿产资源补偿费、矿权使用费，并研究出台资源税、增值税、所得税等税收激励政策，这对于页岩气开发无疑是一枚新的催化剂。
与美国的能源监管权分属联邦和州两级政府完全不同，中国的页岩气开发采取的“中央集权”模式——国土资源部将页岩气列为与常规油气平起平坐的“特定矿种”，同时采取中央“一级管理”， 地方政府对页岩气没有任何管理权。笔者认为，我国页岩气开发应摒弃传统的“举国体制”，借鉴当年设立经济特区的方法，在有潜力的地区划出开发特区，这些特区将把权力和收益更多交给地方政府，以此调动地方政府的积极性。而鉴于一放就乱的事实，可以统一考虑中央和地方按比例落实税费，实现开发主体“有序的”多元化，在此基础上进行相对明确的分工，如中央政府通过环境和管道建设进行有限介入，而勘探开发等方面的监管权可下放至地方政府；同时，国家可采取政策鼓励中央国有石油企业与地方中小企业通过并购和合作开发的方式共同进入页岩气开发。
打破石油巨头在地理空间上对页岩气资源的垄断可能能成为决策层最难啃的一块骨头。从目前来看，国土资源部对于页岩气与传统石油企业油气分布的空间“重叠”已经出台了具有针对性的引导政策，但从目前来看，这种仅停留在上游的局部政策破局力度还远远不够。国家应当通过加大资源滞后开发的闲置成本、开放技术服务市场和放开油气资源下游销售市场等举措进一步撕破“三桶油”的垄断格局。
未来页岩气开发出来后如何运送出去同样需要产业政策予以破解。资料显示，目前中国天然气干线管网长度仅4.5万公里，年管输能力仅800亿立方米，不到美国的10%。问题的关键在于，国内天然气管道主要为中石油和中石化垄断，而且这些管道并非对第三方使用者开放。在输气线路紧张的情况下，如果不能实现管网开放，页岩气开发企业将面临再建管网的巨大成本。据测算，修建3-5公里的管网需要上千万元资金，管线长达十几公里则需要上亿元资金，这对于任何一个企业而言都是一个难以承受的重大负担。参照美国采取天然气开发和管道运输两种业务垂直分离及管道运行商对天然气供应商实施无歧视准入的做法，中国政府可以考虑对石油企业进行拆分，强制性实施输气管网分离，同时，国家可以新建输气干线管网，组建起独立的油气管道输送公司。
“煤化工兴起是‘后石油时代’的产物，我国雾霾天气在石油峰值的平台期开始逐年加重绝非偶然”。在不久前召开的北京国际能源经济与气候变化研讨会中，中国石油大学（北京）国际能源经济与气候变化联合研究中心主任冯连勇明确提出了这一观点。专家认为，进入“后石油时代”，我国煤化工发展的加速，会对空气质量乃至整个社会环境造成深远的影响。
“后石油时代”是否来临？
我们的石油是不是已经枯竭？相信许多读者对此都会持肯定态度，因为油价震荡上涨、石油作为不可再生资源，开发到一定程度后必然就会走向衰竭几乎已经成为了生活常识，但问题的关键是，我们是否已经到达了石油峰值区。
简单来说，所谓石油峰值论，就是说某地区在石油产量达峰值后将不可避免地下降。由于石油资源的重要地位，进入21世纪以来，关于石油峰值的研究越来越多。国际能源署也在2010年的《世界能源展望》报告中首次用“幽灵”来形容石油峰值，尽管使用的是疑问句的语气，但该组织已承认，常规石油峰值已在2006年到来。
冯连勇就是石油峰值论的坚定支持者，他告诉记者，2006年后，世界石油产量虽然有所增长，但增长部分基本都是非常规石油，成本高且环境代价大。具体到我国，自2010年以来已经处于石油峰值的平台区，我国各大油田石油开采的成本越来越高，大庆油田已在使用第三代驱油剂，且产量增长无望，长庆油田每年钻井量增加万余口，成本高，稳产压力极大，我国石油对外依存度已经接近了60%，已经成为世界第一石油进口国。
但一些专家对峰值本身也存有异议，例如国家发改委能源研究所研究员周大地就认为，石油是否出现峰值是受一定条件限制的，能源时代的变迁会经历一个非常缓慢的过程，石油和天然气在能源消费中依然将占据一段时间的统治地位。“我们并不是到了一个没有石油的时代，而是到了一个没有低价石油的时代”，周大地说。
目前为止，很多国际机构都对石油峰值何时到来有过各种预测，虽然没有达成共识，但得到许多专家认可的是，不管石油峰值何时到来，“后石油时代”已经开始。这并不是一个石油没有了的时代，而是石油从高点开始就不增长了，并且开采石油的成本变得越来越昂贵，这些都加速推进着新旧能源交替的格局到来，但这一格局的变更并不是一件容易的事情。
煤炭开发趋热
石油很可能越来越少，并且很大程度上会越来越贵，太阳能、风能、潮汐能、生物能等新能源又尚未普及、形成有效利用机制，那么在这“青黄不接”的过程中，哪种能源能够顶上呢？
众所周知，我国能源禀赋的突出特点就是“富煤缺油少气”，根据已探明的煤炭资源情况，我国量大、面广、廉价的中高硫煤和褐煤等劣质煤炭资源的储量至少占煤炭资源总量1/3以上，其中硫含量大于1%的高硫煤大约占40%～50%，这些都是现成可利用的资源。
“后石油时代里，更大规模地开发利用煤炭，成为一种必然的选择，特别是我国这样的煤炭消费占全部能源利用比例70%的大国。事实上，煤炭的大规模利用已经开始。”冯连勇说。
冯连勇所指的，就是如今盛行的以煤制油、煤制天然气为主的煤化工技术。由于石油短缺，以及主要石油化工产品的严重短缺，很早就催生了我国煤化工技术的出现，并在10年之内就形成了煤化工的技术高地。不少人甚至将发展煤化工，看做是我们与国外的石油化工、天然气化工竞争，最终满足我国对石化产品的需求的一个机会。
迫于环境污染的压力，直接燃煤作为一次能源使用会对环境十分不利，也受到各种限制，但是大量的原煤空置不用又是一种浪费，于是越来越多的人开始关注煤炭资源的清洁应用，以应对石油短缺、新能源又跟不上的问题。
与直接燃烧的根本区别在于，煤化工是把煤当作原料通过化学反应的途径生产能源和相关产品，充分利用煤炭里多种化学元素，并实现能源的梯级利用，即制作不同需求的产品。而直接燃烧仅把煤炭当作燃料，通过燃烧获取部分热能，基本不利用任何化学元素，目的单一，浪费严重。
理想的煤化工技术，是期待能在实现资源最大化利用的同时，达到了污染物的最小化排放，即充分利用原料中的各个元素，提高其利用率，力图使原料的元素都被产品所消纳，实现“零排放”，特别是充分利用那些高硫低品的煤资源。
听起来很美好，但现实并不太乐观。冯连勇就明确尖锐地指出，现在正在开始的新一轮煤化工，将对中国生态环境产生重大影响。而作为替代的非常规能源的大发展，势必造成大量空气污染物的排放，进而造成更为严重的气候影响，对我国的环境保护形成更大的压力。
煤化工暗藏污染隐患
正如北京师范大学环境学院陈彬教授说的那样，无论一个城市，还是整个地球，和人与动物的吃喝拉撒一样，必然存在一个“碳代谢”的现象，“吃”的煤多了，排出来的碳及其有害代谢物自然就多。
杜克大学近日研究报告就指出，煤制天然气计划相较传统天然气可能多产生7倍的碳排放，较开发页岩气多耗用100倍水资源。报告指出，中国计划建设40座煤制天然气工厂，可能满足中国未来数十年大部分用气需求，有助于替换发电所用的煤，并降低对高价进口能源的依赖。虽然，40座工厂如若全部建成投产，在为期40年的使用期内，每年可合计生产2400亿立方米天然气，但是同时也将排放27.5亿吨温室气体。
煤制油项目也面临着巨大的环保压力。数据显示，按照目前的直接液化工艺，每生产1吨成品油，需要消耗原煤4吨左右、水8至9吨，同时排放的二氧化碳是石油化工行业的7至10倍。
此外，在煤化工生产过程中，工业废气的种类也很多，主要有煤炭破碎筛分和转运中的煤尘等。工艺废水则包括煤气化灰水槽排出的灰水（非溶解性固体和悬浮物浓度很高）、酸性气体脱除废水、硫回收废水等。
除煤制天然气、煤制油以外，目前我国已建和拟建的煤制烯烃、煤制乙醇、煤制二甲醚等煤化工项目也呈一哄而上之势。虽然，我国的煤化工技术目前发展比较成熟，煤炭资源合理有效利用也离不开煤化工发展，但在鼓励大规模发展的同时，更加不能忽视的是监管的力量。“不合理的煤化工规划将会直接影响当地经济社会平稳发展和生态环境保护。煤化工项目必须经过严格的环境评价。”冯连勇表示。
专家呼吁降低发展速度
就目前来看，世界经济的发展仍然严重依赖于煤炭的消耗，因此，切断煤炭供应以减少温室气体排放是不可行的。那么，在后石油时代，特别是煤化工发展速度仍较快的情况下如何保护好环境？冯连勇等专家们给出的建议是：适当降低我国经济发展速度，再度放缓煤化工产业的发展速度，推行最严厉的环保制度，通过发展洁净煤技术以控制从煤炭利用中所产生的污染，做到发展与环保兼顾，像保护生命一样保护我们赖以生存的环境，实现经济与环境的和谐共生。
首先，煤化工企业要严格做好自身的环保工作，优化能源利用方式，提高企业能源利用效率，减少污染物排放。例如，煤化工产业需要消耗大量的水资源，对水资源供应的可靠性要求很高。因此，煤化工企业必须节约用水，采取“一水多用、循环用水、多次套用”等多种途径的节水措施，并妥善处理废水，生产过程中尽量做到达标排放，甚至“废水零排放”。
其次，相关部分可依据低碳经济与循环经济的要求与条件，制定出和环境经济有关的政策，制定出降低二氧化碳排量的制度，确保碳元素的循环使用。
环保部环境工程评估中心石化轻纺评估部主任周学双还建议，国家尽早考虑煤炭利用的综合性中长期规划十分紧迫必要，需要在能源替代、煤化工、冶金、建材、交通、煤炭开采等相关方面进行长远规划，并成立总协调机构，出台煤炭与煤化工的相关政策，以有效遏制地方的盲目无序局面。
此外，煤化工项目的综合评估也亟待标准的出台。每个煤化工项目上马之前，不仅应综合评估分析区域煤炭资源、水资源、交通运输、市场分布，还应考量二氧化碳捕集与封存条件等诸多清洁利用技术，在充分考虑短板因素的基础上，尽可能寻求资源能源最大化利用、污染物最小化排放以及经济最优化发展。
大宇造船及海洋工程公司(DSME)透露，其已经开发出了自称世界上最大的独立式液化天然气货物控制系统。该控制系统被称为ACT-IB(铝液货仓-独立B型)，对于大宇造船及海洋工程公司(DSME)的任何对立型控制系统，它具有最大的存储能力，该项技术适合该公司的液化天然气浮式储运装置和液化天然气承运人，年产量超过了200万液化天然气。
这个新系统可以容纳210000立方米的液化天然气，是常规控制系统容纳80000立方米的近3倍，同时也比韩国目前日消耗量150000立方米多50％。
ACT-IB系统的开发意味着大宇造船及海洋工程公司(DSME)不再向法国和日本天然气控制系统的专利持有人支付技术使用费。这项新技术可以独立应用干液化天然气承运人和浮动设施上，大宇造船及海洋工程公司(DSME)说它将节省大批的专利使用费。
大宇造船及海洋工程公司(DSME)认为，在液化天然气一浮式储运设备和液化天然气船舶造船合同中，自己拥有有效的控制系统对造船者选择将是一个决定性的因素。在零下163摄氏度不间断情况下，保持液化天然气的条件和温度是一项有挑战性的任务，该公司将其作为一个造船厂技术能力的衡量标准。
独立的油轮型液化天然气-浮式储运装置设计技术将额外为大宇造船及海洋工程公司(DSME)的常规薄膜式type LNG-FPSO设计提供技术支撑。该公司表示其已经通过了B型油轮后测试项目，如热应力分析、疲劳分析、裂纹扩展分析，获得了国际认证。此外，大宇造船及海洋工程公司(DSME)与韩国其他一些公司共同开发了一个保温系统，今年年初获得了挪威船级社的认证。该公司打算为其新一代绿色船舶技术申请ACT-IB系统，包括液化天然气船舶。
(通讯员 张华 编译)
芬兰公用事业计划用油轮运输二氧化碳
马士基油轮、现代重工(HHI)和挪威船级社(DNV)在积极努力参与建设从发电厂到境外储存地点运输二氧化碳的油轮，这些公司将合作研究油轮航运二氧化碳的设计和风险评估。
马士基油轮已经与马士基石油、芬兰公用事业集团Fortum和TeollisuudenVoima(TVO)共同开发，旨在研究一个碳捕获和封存领域的碳排放消减项目。
马士基油轮二氧化碳运输负责人Anders Schulze说：“从发电厂到境外储存地点进行油轮运输二氧化碳是一种成本有效和灵活的方式，它使得其成为二氧化碳大排放源合适的解决方案，如煤电厂等，特别是在碳捕获和封存(CCS)的新兴阶段。”
马士基油轮和现代重工(HHI)在建设油轮将二氧化碳从排放源运输到储存地点方面已经有了初步的规划蓝图。这些船舶将在半压半冷冻状态下，运输液态二氧化碳。现代重工(HHI)和马士基油轮在多年运输液态石油化工和液化天然气经验的基础上，并根据全球标准，设计了运输船舶。
现代重工(HHI)高级副总裁Jae KeunHa说：“二氧化碳载体设计的进一步发展应主要集中在安全和环保要求上，同时强调了船舶的高能效。现代重工(HHI)与马土基油轮和挪威船级社(DNV)的技术合作，表明了现代重工(HHI)不断追求新技术，并致力于寻求造船领域环境问题解决方案的政策。”
挪威船级社(DNV)除了支持符合船舶级别规则和现有的气体承运守则以及最新的明确的二氧化碳发展细节外，将提供可行性研究、风险识别方面的工作。这些工作包含了确保船舶达到其运输目的，很好地融入碳捕获和封存(CCS)链中的评价和支持工作。
挪威船级社(DNV)油轮分部主任JanKoren说：“这些二氧化碳承运船舶的整体技术性能将液化石油气和海上穿梭油轮相似。船舶适应的很多安全标准基本上都是众所周知的。然而，研究将确保船舶的所有功能和特色已经充分完成，船舶与碳捕获和封存(CCS)链的剩余接口将保持一致。”
(通讯员 张华 编译)
奥斯达设计抗风快船系列
澳大利亚奥斯达公司(Austal)新近推出为海上风电场度身定做的“抗风快船”系列。其中3艘有双体船壳，具加强稳定性和效率；1艘是三体船，即使在洋面6级状况，仍能提供非常舒适的乘坐体验。
这个系列结合了省油特点和抗浪性能，利用奥斯达先进的船壳设计技术和工程能力，提供一个可靠的多功能海上工作平台。船上还可以安装奥斯达的专利驾驶控制系统(RCS)，使船只在汹涌波涛中仍能保证安全、高效，这在海上风电场运输船上是史无前例的。
奥斯达首席执行官贝拉米说：“这个行业，可靠性至关重要，不仅在机械方面，还要保证安全运送人员往返于风电场，让他们感觉舒适。”
道达重工破解海上风电安装世界性难题
6月29日，启东道达重工一号船坞内，南京水利科学研究院4位专家，正在辅导工人进行海上风电样机基础工程浇铸一为外人所不知的是，工程采用的复合筒型基础一体化安装技术为世界首创。目前，海上风机预制工程已完工50％.8月末将进行海上整机安装。
像“种树”一样在“种风机”
今年5月26日，道达重工海上测风塔整体工程成功安装，标志着开发两年多的复合筒型基础与整体安装技术投入应用阶段。在一望无际的黄海上，100多米高的测风塔矗立海中，已开始周边海上风资源监测任务。
谈起这一核心技术成果，道达重工集团总裁李爱东形象地比喻为海上“种”风机。据介绍，国际上传统的海上风电安装方法，普遍采用叶片、风机、塔筒分步安装的方式，一台风机从开始到完工，最快需要一个多月，成本高，风险大，施工困难。
而复合筒型基础与整体安装技术，则把海上绝大部分的工作都移至陆上完成，并实现风机与基础一次性整体安装，就像在海上“种树”一样在“种植风机”。如此，整台风机的海上安装时间仅需3个小时。更为重要的是，采用这种技术安装的风机与基础拆除后，还可回收利用，极大地降低海上风电场的建设成本，使海上风电更具规模化开发的条件。
中国工程院院士、工程设计大师曹楚生教授在审查该项技术时曾表示，“道达”的努力，让国际业界憧憬多年的“一步式安装”梦想得以变成现实。
“产学研”结合典范
2008年底，“道达”与天津大学联合成立道达海上风电研究院，开始潜心研究针对海上风电基础安装的一系列难题。
这是个20多人组成的团队，由青年科学家、天津大学建筑工程学院院长、博士生导师练继建领衔，“道达”副总裁黄宣旭任副院长，其他成员全部为博士。两年来，针对我国浅水区域占70％以上，泥沙质软海岸分布广泛的特点，团队潜心研究海上风电基础施工安装的解决方案，尝尽千辛万苦。
为积累相关数据，“道达”作出决定，先将复合筒型基础与整体安装技术运用到海上测风塔工程上。试验期间，研究院的3位专家和道达的建设者们，顶着刺骨的寒风，连续一个月吃住在水上生产基地，24小时进行反复测试。
进军绿色能源新领域
“道达”以造船起家。从2007年9月落户启东开始，公司在建的3万吨系列船舶就达17艘，截止到今年6月上句，已交付2艘，下水3艘，订单生产已排至2012年。
面对沿海大开发的发展机遇，“道达”毅然将进军新能源产业确定为公司的一大战略重点。
不过，产业转型并非坦途。李爱东告诉记者，先前与其他公司商洽合作，“道达”得仰承鼻息。自一步式安装技术问世后，全球众多风电公司开始纷至沓来。因为在欧洲国家，海上风电场与基地的距离一般不超过50海里，而道达重工开发的整体安装技术，将这一距离一举提高到500海里以上，从而大大降低海上风电产业链整合的成本。
李爱东透露，“道达”计划用2―3年时间，发展成为具有国际影响力的海上风电一步式安装知名企业。“走低碳化发展之路，为世界清洁能源发展做贡献，是。道达’一贯的追求。”常州造太阳能电动船亮相世界太阳能大会
日前，常州打造的首艘太阳能电动船在第四届世界太阳能大会上亮相。
由常州飞碟船艇有限公司生产的这艘1280太阳能电动船，乍看外形，与一般电动游艇并无太大区别：白色的船体，长12.8米，宽4米，舱内是36人的双排座椅，配备电视、茶几等设施。只是船顶多了块20平方米左右的黑色采光板，以吸收太阳能提供动力，时速最快可达16公里，小时。据介绍，这款电动船采用双动力，既可完全依靠太阳能运行，也可依靠燃油运行。其消耗的燃油仅需同等燃油船的1／4-1／3；在双动力同时运行的情况下，太阳能采光板提供的电力，还可再减少25％燃油量。
据了解，该太阳能电动船的船东是山东德州的皇明太阳能集团。因制作要求十分苛刻，皇明集团在全国经一年多“海选”，最后才确定了常州飞碟公司。签单以后，飞碟公司多次邀请专家进行指导，对技术人员进行培训，历时一年多才完成船舶制造。
这是国内首批以太阳能为动力的船舶，也是常州船舶制造业中的又一特色。“飞碟”负责人认为，太阳能电动船续航时间目前虽然仅4小时左右，造价也略高于普通游艇，但发展前景十分广阔。
长江船舶设计院LPG船设计技术引领市场
6月3日，长江船舶设计院首艘自主设计满足国际航线和规范的远洋LPG船，在扬州举行了隆重的命名庆典仪式。这表明，该院LPG船设计技术已引领市场，迈步全球，进一步巩固了长江船院在国内LPG船舶设计领域的主导地位。
此次交船的两艘LPG船是3600立方米远洋运输船(NK)批量船舶第1、2号船舶。3600立方米远洋运输船(NK)计划批量建造6艘、现均处于建造阶段。近日，该型船第1、2号船分别命名为“MONICA KOSAN”和“HELLE KOSAN”。适航于国际远海航区、中国近海及长江中下游，主要用于运输LPG货物，如丁二烯、正丁烷、异丁烷、丁烯、异戊二烯、丙烷、丁烷，丙烷混合物、丙烯、氯乙烯单体(VCM)和戊烷／戊烯。为倾斜式首柱、球首和方尾船型，设置2个双壳双舷货舱，机舱区设双底，由一台中速四冲程柴油机通过减速齿轮箱和定距桨来驱动。船舶总长约99.96 m，垂线问长93.00米，型宽16.60米，型深7.80米，设计吃水4.8米，结构吃水5.60米。此两型船的技术等级为四星级，其图纸、指南和指导手册的语言均使用英语。其船体、机械及舾装均按日本船级社(NK)的现行规范和规则，并在日本CLASS NK船级社的特殊检验下建造。
该型船在装载量、生活标准、振动噪声、综合性能、设备选型、自动化程度和防污染等方面要求高，其结构和设备应满足IACS(国际船级社协会)标准、GB、CB、CBM、CSQS及有关ISO标准的要求：电气设备、航行设备和通信设备将符合国际电工协会(IEC)及1974修正案对船舶电气设备的要求；所有的管系、法兰与配套件的尺寸将满足有关国际标准的要求。节能减排促使螺旋桨加快创新
越来越多的船东将注意力转向既可以在新建船舶上又可以在修理阶段采用的新技术，以减少排放和节省燃油成本。
Berq Propulsion公司最近推出对双螺旋桨船有顺桨功能的Berg可调螺距螺旋桨。该公司认为，这个解决方案特别适合沿海液货船。
首批具有顺桨功能的BCP安装于中国的鼎衡(江苏)造船建造的船长100米的化学品运输船上，以及在佛罗利达Eastern Shipbuilding Group建造的船长85，5米的渡船上。Berg公司认为，船东对现有船舶改装这种设计的螺旋桨也有极大的潜力，投资可得到快速回收，同时可减少污染。
“采用Berg公司的BCP顺桨桨毂，螺距的调节范围扩大，从全速倒车，经全速前进，到完全顺桨。”BerqPropulsion Technology公司产品经理Linus ldeskog说，“对任何船东来讲，在成本和环境方面的效益是最实际的，这对现有船舶和新造船舶都一样。顺桨的概念现在适用于要求驱动模式灵活的任何类型的多螺旋桨船舶。”
对于现有船舶，Ideskog先生说：“要想预知一艘船舶在其全寿命期内将要承担的所有任务及其将处于何种工况条件是困难的。”即使委派的任务类型是固定的，其他的环境因素也会发生变化。这些因素可能是日常的参数，如风，但还有更广泛的因素，包括季节的改变、需求变更和燃油成本的变化。
“考虑到时间的成本和运费，所有这些因素都会对决定船舶运行的经济航速产生影响。对于船东，要适应这种不可预见性就需要最大程度的灵活性。”
Ideskog先生说，数千只Berg CP螺旋桨适合升级以具备顺桨功能。“用具有顺桨功能的螺旋桨替代常规的Berg螺旋桨不需要大量的工作。”他补充说，“BergCP系统的主要部件可以再使用，现有的螺旋桨轴、桨叶、螺栓和液压系统可以保留。除了新的桨毂外，只需更换活塞杆、活塞杆头、液压缸和配油装置。”DNV研究59种不同船型减排措施
“全球航运界如果现在开始行动，采用一系列低成本高效益的措施，那么到2030年可实现减排30％。这其中最有效的措施就是使用液化天然气作为燃料。”DNV执行副总裁Remi Eriksen日前在出席上海中挪海运高峰论坛时表示。
DNV把世界船队分为59个细分市场，分别代表了构成世界船队的船型。研究针对59种不同船舶类型的25项减排措施。由于每种措施的成本和减排效果对不同类型的船舶也是不同的，因此每个细分市场都基于运营条件、每项措施的减排潜力、成本效益、现有措旅阶段实施的年份
等因素进行逐一建模。
研究发现59种船型中有17种安装燃气型发动机是符合成本效益的。这一名为《通向低碳航运之路》的研究报告表明世界船队可以采用符合成本效益的措施实现与基线排放量相比减排二氧化碳30％，如果采用所有减排措施，那么减排比例更将高达60％。
“舆论普遍认为天然气是未来的能源。DNV认为它已经具备实际应用的条件了。使用液化天然气作为燃料具备显著的环境效益。它几乎可以100％减排硫氧化物、减少85％～90％氮氧化物和15％～20％CO2的排放。”Remi Eriksen说。液化天然气具备丰富储量
Remi Eriksen进一步指出：“要实现液化天然气的实际应用，需要先期具备若干条件。目前技术条件已经具备，许多制造厂商可以提供燃气型发动机。面临的挑战之一是因为安装圆筒型LNG储罐将损失部分货柜的空间。对于新造船来说，在建造时就可以将此考虑进去，因此相对容易；而对现有船队来说，改建的难度相对比较大。”
“目前，世界探明的天然气储量丰富。如果加进非传统能源，如页岩气，按当前使用量来计算天然气可以供应人类使用250年。液化天然气的现货价格仅相当于柴油的1／4到1／3。液化天然气的供给应同现货市场价格相联系，而不是与即将取而代之的船用重柴油价格挂钩。”
“当前的另一主要挑战是液化天然气储存基础设施的缺乏。例如，渡轮(点对点航运)和供应船(返回固定港口)已经在挪威海岸运行。它们的燃气供应是通过专用的液化天然气加气站。液化天然气的更大规模应用则必须基于完善的LNG燃料装储站点。”Remi Eriksen最后总结说。
船用LED灯首次“点亮”中国船
日前从青岛海德威传来消息，由该公司自主研发的船用LED灯成功安装在一艘挖泥船上。2010年3月，海德威与集团天津船舶有限公司签订合同，向供应多种类型的舱顶LED灯72套。该批LED灯主要安装区域有操纵室、甲板机舱、泵舱、舱内机舱和辅机舱等。据悉，LED灯成功装船在国内尚属首例，海德威船用LED灯成功装船填补了国内在该领域的空白。
海德威公司在2006年就与中微光电子有效公司一起合作，专门从事白光LED照明技术的研发。中微光电子是由多位留美归国博士创建，总投资3亿元，并相继推出了一系列具有自主知识产权的业界领先的高品质白光LED照明产品，各性能指标均达到了世界先进水平，产品远销欧美等发达国家，在2008年就向国内外客户销售并安装了超过5万盏LED路灯，是目前世界上最大的LED灯供应商。
据悉，海德威船用LED灯与普通荧光灯相比，可节能70％以上，且具有超长的使用寿命。伴随着lMO节能减排公约的渐进，船用LED作为一种新型的绿色节能产品，必会成为未来船用照明的首选。
Alfa Laval将携系列产品参展SMM
Alfa Laval公司近日透露，该公司将携系列革新产品，参加9月7-10日在德国汉堡举行的SMM展。
PureBaUast 2.0和EX
Alfa Laval公司压载水处理系统已进入第二代，其能量消耗已大为减少，改进后操作更简单，并推出了最新的EX版本。
S分离器
新的S分离器系列融合了诸多改进技术优势，调整了结构，增加分离区域，效率更高，采用了新的驱动系统。AOT 3F消毒器
新的AOT 3F消毒器提供无需化学物质的水净化和有效的生物阻止，采用AOT技术，具有使用经济、能源高效、重量轻、占用空间小等特点。
其他产品还有PureBilge离心式压舱水分离系统、AQUA谈水发生器等。GEA推出系列船舶环保产品
机械设备供应商GEA Westfalia近日推出系列新型分离器，以满足日益严格的环境控制要求。
该公司BallastMaster系统在获IMO型式批复后将于2012年中期投放市场；BilgeMaster分离器则帮助满足污水处理后残油含量低于15ppm的要求，该分离器无需采用吸附过滤器或化学物质，仅需采用机械分离；GEA Westfalia分离器还能满足在核心海域残油含量低于5ppm的要求。
含硫燃料日益成为有关监管当局关注的内容。该公司的FuelCoolinqMaster系统能可靠地对轻质柴油和气体油的粘度进行调节。
该公司还新研发了用于雷达的EnergyMaster热回收系统，能优化油分离过程，节约大约213的热量，尤其适用于商用新船和游轮船队。
长江航运实施船舶双燃料动力项目
近日，由中兴恒和投资集团主持开发的长江航运船舶柴油-天然气双燃料改造项目进入实施阶段。
关键词:三大杠杆节能减排机制
夹江县是全国四大陶瓷生产基地之一,全县有陶瓷企业98论文家,生产线238条。随着全县陶瓷产业迅速兴起,全县每年天然气耗用近4亿立方米,节能减排压力巨大。近年来,夹江县巧用行政、财政和税收三大杠杆,制定了一系列节能减排的政策措施,将节能减排目标分解落实到各乡镇和重点企业,加强对重点耗能企业的节能减排跟踪和管理,加大重点河流污染治理,建立GDP能耗公报制度,着力从根本上缓解经济社会发展面临的资源约束矛盾和环境压力,探索出了一条经济效益好、资源消耗低、环境污染少的新型工业化道路。
一、三大杠杆促进能源往高处走(一)运用行政杠杆促使气电优化配置1.健全能耗目标考核体系。将节能降耗纳入对乡镇和有关部门的目标考核,实行规模以上企业能耗月报制度,对年耗能3000吨标准煤及以上的重点用能单位,签订节能目标责任书,形成能耗工作问责制。2.强化能耗审核机制。把能耗水平作为投资项目核准和备案的“强制性门槛”,实行新、改、扩建固定资产投资项目节能评估和审查制度、新上项目部门联动机制和新开工项目公示制度。3.建立节能监察机制。成立县节能监察中心,对用能单位和节能服务机构的用能行为进行监察。4.实行气电联动机制。制定并实施《夹江县工业企业气电联动、同步供能实施办法》和《工业用天然气优化配置方案》,对全县企业从单位产值能耗、污染物排放等方面进行统计排序,对能耗相对过高、排放相对过多的企业在用能上给予限制,特别是在削减电、气负荷时首先对排位靠后企业拉闸限电限气,避免了供能企业、工业企业之间不协调而浪费气电资源,促进了气电资源向单位能耗低、排放少的企业配置。
(二)运用财政杠杆撬动企业技术改造1.专项资金重点扶持。在工业发展资金中设立80万元的节能降耗专项资金,主要用于节能宣传和培训、节能示范项目补贴、节能新技术推广及可再生能源和新能源的开发利用。重点支持陶瓷企业加大环保节能技术研发。2.财政激励引导升级。凡列入省市级重点节能示范项目的,免征其土地设施所涉及的县级行政收费,所形成的电力、天然气节约量,按照节约价值的5%给予一次性奖励;列入国家、省、市节能示范项目的,帮助申请国债资金的补助和支持;对集中建设排污设施的,由县财政给予补助;对重点耗能企业申请银行贷款用于节能降耗项目改造的,由县财政给予3%的项目贷款贴息。米兰诺公司获省2008年第一批技术改造专项资金80万元,水工机械和汇丰陶瓷公司各获省2008年第一批产业技术研究与开发专项资金10万元。3.搬迁关停强制节能。加大清理整顿高耗能高污染企业力度,公布淘汰企业名单及淘汰时限;落实节能环保搬迁补助资金,对列入关停、取缔名单的企业采取“五停”(停水、停电、停运、停贷、停气)等强制性措施,促进污染企业搬迁。规矩水泥环保搬迁已正式获省经委核准,7月30日已正式开工建设,2009年6月底搬迁完毕。
(三)运用税收杠杆助推质量效益升级1.税收能源消耗挂钩制度。针对全县陶瓷行业均是中小企业且税务监控难的实际,由两税、统计等部门深入企业、气、电等能源供应部门调研,广泛收集企业产能、产值、总能源消耗等数据,测算出行业平均气、电、煤等单位能耗产值,结合行业实际分产品大类,将产品单位能耗作为税收的重要参考,促使企业采取措施降低能耗。2.节能项目税收优惠制度。企业从事节能项目所得,自项目取得第一年生产经营收入所属纳税年度起,前三年县级企业所得税全部返还,第四年至第六年企业所得税减半返还;企业购买并使用《节能节水专用设备企业所得税优惠目录》规定的节能设备,该专用设备投资额的10%可以从企业当年的应缴纳税中抵免;当年不足抵免的,可以在以后5个纳税年度结转。3.节能研发税收抵扣制度。企业为研发新技术、新产品、新工艺发生的研究开发费,未形成无形资产计入当年损益的,在按照规定据实扣除的基础上,按照研究开发费用的50%加计扣除;形成无形资产的,按照无形资产成本的150%摊销。
二、三大特点凸显节能减排成效
(一)走出了一条政府多种手段调控能耗的新路子1.节能降耗初见成效。2008年1—6月,全县130家模以上企业,总能耗76万吨标煤,规模以上万元工业增加值能耗5.285吨标煤,较去年同期下降8.08%,节约标煤6.687万吨。2.环境保护力度加大。率先在四川省施行环保信誉考核制度和乐山市在建立乡镇环保办,企业环保信誉考核制度和约见谈话制度不断巩固,网格式环境监察不断扩展,新万兴公司投资566.55万元,治理喷雾干燥塔5座、压制生产线5条和磨边生产线5条,每年可减少粉尘排放911.2吨。2008年1—6月,全县削减二氧化硫1021吨,完成全年任务的184.96%。3.生态环境初步改善。治理水土流失5平方公里,成片造林5000亩,四旁植树35万株,森林覆盖率提高0.6个百分点,全县城区环境质量好于二级天数占总天数的93%。2008年1—6月,全县财政投入140万元,撬动企业和社会各界投入3.5亿元投入节能环保技术改造。
(二)走出了一条企业主体作用充分发挥的新路子1.开展废料循环利用。建辉、新万兴等21家陶瓷企业建成废水处理循环利用设施,抛光线日耗水从2000吨/条减为600吨/条,工业用水重复利用率达71%;全部陶企废水沉淀物压滤干化后再次用作陶瓷生产坯料,减少原料消耗和废物排放;峨佳、峨顶水泥厂每天使用陶瓷废渣200—300吨,年产熟料水泥20—25万吨。2.实施工业窑炉节能。推广陶瓷窑炉一次烧成技术、窑炉内堂涂节能材料及加长燃气喷枪、改造风机和烧嘴脉冲助燃,威尼陶瓷改传统的二次烧成为一次快烧,年节约天然气达150万方以上,节能率达20%;明珠陶瓷改单层为双层燃气生产线,下层煅烧窑炉的热能直接作用于上层干燥窑炉,综合能耗下降20%,产能提高30%。3.实现余热余压利用。重点在陶瓷行业推广窑炉尾气余热复用喷雾塔技术和陶瓷辊道窑余热发电技术,东泰陶瓷厂利用蒸汽发电机余热发电,可满足企业自身50-70%的生产用电,年可发电250万度,度电成本仅为0.05元;米兰诺等企业利用窑炉尾气余热复用喷雾塔,可节省喷雾塔原煤或天然气耗用,尾气利用率达到30%,节能率达13%。4.推进机电系统节能。以电力电子技术传动方式改造机械传动方式,采用交流调速取代直流调速,重点推广高效节能电动机、稀土永磁电动机和软启动装置、无功补偿自动投切装置、计算机自动控制系统等;合理匹配电机系统,消除“大马拉小车”现象。5.推广能量系统优化。重点在陶瓷行业通过系统优化设计、技术改造和改善管理,提高能源系统效率。近两年,新中源、新万兴、米兰诺等企业投入技改资金达7亿多元,科达陶瓷在省内陶企业中首家通过ISO10012:2003测量管理体系认证,西部瓷都陶瓷产区实现煤渣固体垃圾的零排放。
(三)走出了一条切实转变经济发展方式的新路子1.企业竞争力明显增强。3家企业进入了全国建陶行业销售收入30强,2家进入“四川省行业领先中小企业”200强。2.自主创新能力显著改善。组建四川省建筑陶瓷工程技术研究中心,高档红坯陶瓷共性技术研发取得初步成果,研发出“玉晶石”系列产品,利用钒钛矿渣生产有色仿古砖技术得到突破,企业新获专利授权3件,建辉公司被命名为四川省建设创新型培育企业。3.品牌战略实现突破。目前全县已有中国驰名商标1个、四川省著名商标3个、省级名牌2个和16个国家免检产品。新万兴年底将建成中国名牌产品,建辉、米兰诺将获得中国驰名商标。
三、四位一体建立节能长效机制
(一)完善行政问责制进一步明确县乡政府节能减排责任,对本行政辖区内节能减排考核结果实行四挂钩。1.跟政绩挂钩。将节能排污总量指标分值和经济增长的分值实行同等权重。2.跟职务任免挂钩。实行节能减排一票否决,被评为差和较差的不予提拔。3.跟评先评优挂钩。节能减排差的取消评先评优资格。4.跟执行纪律挂钩。对监管失职、渎职、发生重大环境污染事故或造成区域环境质量恶化的给予纪律处分。
(二)完善能效准入制1.制定目录。根据国家、省、市产业政策以及夹江县资源供给、环境容量及产业发展的现状,加快制订夹江县限制和淘汰制造业落后生产能力目录。2.能耗审核。固定资产投资项目的可行性研究报告(项目申请报告)必须包括合理用能的专题论证或节能篇(章);固定资产投资项目的设计和建设,必须遵守合理用能标准和节能设计规范。3.能效标识。严格执行国家能效标识管理办法,加强对强制性能效标识制度产品的监督检查,积极推动节能产品质量认证。
一、我国水能关系问题提出的背景
国际背景。全球层面对水与能源关联问题的高度重视，2014 年3月22日“世界水日”，联合国了《世界水资源发展报告 2014――水与能源》报告，呼吁各国政府在制定能源发展政策时要考虑到水资源承载能力。国际能源署（IEA）提出，全球能源生产对水资源的需求增速是能源需求增速的两倍左右，2010年全球能源生产抽取水约5830亿立方米，约占世界15%的总取用水量，其中水消耗量（即抽取后未返回）为660亿立方米；到2035年水消耗量将提高85%，气候变化将进一步加剧水资源供应压力。目前全世界仍有近8亿人口无法获得清洁的水资源，13亿人口用不上电，为此，联合国大会将2005―2015年确定为“生命之水”国际行动十年，2014―2024年为能源可持续发展十年，凸显了水资源和能源对于可持续发展的重要意义。水资源和能源作为联系经济增长、提升社会公平性和环境的纽带，实现两者的协同发展对提高全球福利水平至关重要。
国内背景。随着工业化和城镇化的深入推动，我国能源需求较长时间内仍保持较快增长，近期仍将依赖传统的化石能源，能源需求增长拉动煤炭等化石能源产业快速发展，预计2020年我国火力发电装机和发电量分别约占总装机的60% 和总发电量的69%，这会进一步加剧水资源供应压力，导致能源开发与利用过程中面临的水资源约束凸显；同时，我国能源资源与水资源分布极为均衡，能源安全和水资源保障的矛盾十分突出，能源生产基地多处于缺水区域，水资源缺乏增加了经济和环境成本，新能源规模持续扩大也增加了水资源安全供应的潜在风险等问题。综合来看，我国水能关系面临较大挑战。
二、不同能源开发利用方式的水资源约束分析
（一）煤炭开发利用的水资源约束
煤电基地与水资源分布不协调，是我国水资源短缺的关键问题。煤炭资源与水资源呈逆向分布，煤炭资源丰富的地区，水资源匮乏。原煤生产量占全国90%以上的矿区均位于严重干旱缺水的西北、东北、山西、内蒙古以及豫西地区，国内71%的重点矿区缺水，其中40%严重缺水。近几年煤炭基地的快速发展及配套产业的兴起，矿区水资源供需矛盾更加突出。2010年，煤炭开采、燃煤发电这两个行业消耗980亿立方米，接近全国总淡水量的15%。目前，我国仍在煤炭资源丰富但水资源匮乏的地区发展水资源密集产业。煤化工属高耗水产业：直接液化1吨油耗水约7立方米，间接液化1吨油耗水约 12立方米，合成氨耗水约12.5立方米/吨，甲醇耗水约8立方米/吨。并且，煤化工项目排污量极大，如神华集团煤制油项目污水产量达到479万吨/年，每生产1吨液化油要产生污水4.79吨。
（二）非常规油气发展的水资源约束
与传统化石燃料相比，油砂、页岩气和水力压裂等非常规油气的开采用水量更大，页岩气开采采用的水压裂法对水资源的依赖性极大。页岩气开发也会导致水质污染，美国政府已开始立法监管页岩气开发对水资源的破坏问题。我国政府提出到2020年非化石能源占一次能源消费比重将达到15%左右，推动用较清洁的天然气替代煤炭。根据美国能源信息署（EIA）的数据，我国页岩气技术可采储量约31.6万亿立方米，约占全球储量的19%，大规模开发页岩气需要重视非常规油气开发的水资源约束，以及开发利用过程中可能产生的水资源污染问题，并做好相应的防范措施。
（三）生物质能源发展面临的水约束问题
与化石燃料相比，生产生物燃料的水资源需求量更大，需要充分的水资源保障。IEA的研究表明，甘蔗乙醇加工生产的耗水量和取水量都高达106―107升/吨油当量。我国《生物质能发展“十二五”规划》，提出到2015年生物质发电总装机容量达到13000兆瓦，生物质燃气达到30亿立方米/年，固体成型生物质燃料达到1000万吨/年，生物液体燃料达到500万吨/年。考虑到生物质能源发展会进一步加剧水和能源的相互依赖性，所以生物质能源的技术与区域选择需要平衡能源问题和水资源供应问题，降低政策实施的综合成本。
（四）核电发展面临的水资源约束
核电发展需要较大的耗水量，缺少冷却水已成为内陆核电厂发展的重要约束。2003―2009年夏季，欧美多个内陆核电厂因为缺少冷却水而出现了被迫停运的状况。日本福岛核事故后，我国核电建设一度陷入低潮，但在目前调结构、稳增长的大背景下，内陆核电又进入了新的发展期。地方和企业积极行动，目前已有多个省份提出要发展核电，31个厂址已完成初步可行性研究报告审查，规划提出到2020年，我国运行核电装机容量将达到5800万千瓦，在建3000万千瓦。结合国际事件，我国内陆核电的发展需要慎重考虑水资源供应问题。
（五）新能源发展面临的水资源约束
电力部门中除火力发电外，新再生能源技术也要消耗水资源。麦肯锡公司将我国各种发电技术的耗水指标进行对比，从全生命周期角度看，生物质发电技术是典型的高耗水发电技术（约耗水178立方米/千兆瓦时）；水电技术发电水耗约68立方米/千兆瓦时；风力发电技术其耗水量（0.3立方米/千兆瓦时）远低于燃煤和燃气电厂，是缺水地区首选的技术；太阳能热电站的水资源需求较大，其耗水量（3立方米/千兆瓦时）与燃煤电厂、核电接近。因此，在缺水地区进行新能源开发利用考虑相关技术的耗水问题非常关键。
三、当前我国水能关系面临的突出问题
（一）我国能源开局与水资源分布不匹配的矛盾日益突出
总体上我国能源开局与水资源分布不匹配，两者的矛盾日益突出。能源工业是我国可持续发展总体战略中的关键行业之一，我国水资源与能源生产现状，两者之间的矛盾日益突出。西北地区作为我国能源工业最大的基地，石油、天然气、煤炭产量几乎占全国一半左右，然而水资源匮乏已严重制约了西北地区能源工业发展。目前面临的水资源匮乏、利用效率低下等问题随着经济社会快速发展，将会导致水资源供需矛盾进一步加剧，水资源将成为制约该区域能源综合开发的瓶颈，进而影响到我国能源战略的顺利实施。
（二）未来能源需求的快速增长会进一步恶化水能关系
综合各家机构预测，未来中国中长期能源需求持续增长，水资源压力将持续增大。国际能源署（IEA）预测，与2010年相比，2035年中国能源生产的水消耗将增长83%，并且主要是煤炭的生产和消费，集中在干旱缺水的西部地区，这同时也会加剧城市水资源短缺。为满足快速增长的能源需求，加大煤电开发会加剧水资源紧张形势，同时导致环境污染和碳排放增长。根据世界资源研究所的数据，未来中国拟建的燃煤电厂有51%将建在水资源紧缺指数较高或极高的地区，拟建电厂每年耗水高达100亿立方米。如果《煤炭工业发展“十二五”规划》提出的14个煤炭基地建设目标得以实现，2020年仅采煤产业需水量将达到81.51亿立方米/年。煤炭基地规划与水资源现状存在尖锐矛盾，如果不按照水能关系及时作出调整，将会导致严重的用水安全、能源安全，影响到城市的正常运行。
（三）能源结构转型或对区域水资源供应产生较大影响
随着我国城市雾霾问题日益加重，加快推进煤炭替代就成为重要的治理措施之一。2013年我国了《大气污染防治行动计划》，提出的重点建议之一是采用煤制天然气等更为清洁的天然气取代煤炭，但“煤制气”在冷却、生产及净化过程中耗水量很大，每立方米煤制天然气需6―10 升水，20亿立方米/年的煤制天然气项目耗水量高达2500万吨/年。目前，我国已批准建设9座大型煤制气工厂，年产超过370亿立方米合成天然气，年耗水2亿吨。因此在努力控制东部地区大气污染的同时，可能会增加他地区的水资源压力，特别是缺水严重的西北地区。
（四）我国水资源供需矛盾突出，利用效率较低
随着工业化、城镇化深入发展，我国水资源需求将在较长一段时期内持续增长，用水需求呈刚性增长，水资源供需矛盾将更加尖锐，我国水资源面临的形势将更为严峻。目前，水资源短缺、水污染严重、水生态恶化等问题十分突出，已成为制约经济社会可持续发展的主要瓶颈。水资源供需矛盾突出，我国的人均水资源量为2100立方米，是世界平均水平的28%。全国年用水总量超过6000亿立方米，年平均缺水量500多亿立方米，三分之二的城市缺水，农村有近3亿人口饮水不安全。水资源利用与管理方式粗放，农田灌溉水有效利用系数仅为0.50，与世界先进水平0.7―0.8有较大差距；不少地方水资源过度开发，黄河流域开发利用程度已经达到76%，淮河流域也达到了53%，海河流域超过了100%，已经超过承载能力，引发一系列生态环境问题；水体污染严重，水功能区水质达标率仅为46%。2010年38.6%的河流劣于三类水，三分之二的湖泊富营养化。
四、优化水能关系的主要途径与政策建议
（一）制定水资源与能源发展综合规划
将能源与水资源发展进行整合，最大限度地发挥协同效益，最大限度减少负面影响，制定水资源与能源综合利用规划，提高资源利用效率。一是推动重点领域水能综合发展。在国家和地区层面全面评估水能关系，促进跨部门合作，在基础设施建设、农业、工业和城市发展等重点领域实现水资源与能源的协同发展。二是将水资源作为重要约束和前提条件作为能源项目布局和产业发展的重要考虑。优化能源产业布局，将区域水资源承载力作为能源项目布局的重要前提。传统能源开采炼化、新能源产业发展规划，要根据能源产业的动态变化和水资源的持续供应能力，进行科学的产业布局。主要能源基地实施严格的水资源管理制度，规划产能目标要进行科学性评估，根据水资源供应情况及时做出调整，确保我国能源与水资源的双重安全。
（二）重视新能源产业发展中的水资源约束问题
将用水作为重要约束条件纳入生物质能、页岩气、太阳能等新能源产业发展规划当中，积极开展产业发展用水需求评估，根据水资源供应和环境影响科学规划新能源基地的发展布局，确保实现新能源产业对传统能源的替代。从强化水资源保障角度提出我国新能源的发展目标与保障措施，优先选择水好小的新能源开发与利用技术，做好重点能源生产基地的优化布局工作，降低水资源供应压力，实现水能和谐。
（三）充分考虑水资源对生物质能源开发与利用的约束作用
针对我国发展生物能源的初步判断表明，能源作物种植和生物能源生产将进一步加剧我国水资源短缺压力，因此开发生物能源要因地制宜、量水而行，水资源紧缺地区不宜盲目进行能源作物种植及生物质加工生产。第一，选择水资源利用效率高的能源作物种类，以最小的水资源消耗获得最大的生物能源产出；第二，适度从紧发展燃料乙醇和生物柴油产业。坚持“不与农业争水，不与生态环境争水”的原则，根据水资源承载力，开展能源植物的区域化种植；第三，倡导利用有机废弃物生产生物能源，充分挖掘其生物质能潜力，力图规避能源作物种植环节，大幅度降低生物能源生产的水耗。
（四）积极研发能源开发与利用节水技术，提高用水效率
能源生产环节。通过技术进步和科技创新进一步降低能源开发与利用的水资源需求。一是对煤炭热电厂推广应用干燥冷却技术，使用闭环、干燥和混合冷却系统取代目前的水冷却系统以及水密集型系统，降低水资源消耗，降低火电利用环节水资源消耗。二是在煤炭生产行业尝试矿井水和再生水作为水源，不断提升能源生产中的节水技术和工艺水平，淘汰落后产能。积极发展海水、半咸水或废水等非常规水源的替代技术，以及废污水循环利用技术。
能源利用环节。一是将水资源可利用量、水环境容量作为国家产业发展、城市发展的刚性约束，推动我国经济社会发展方式的战略转型。二是通过城市规划和城市水资源综合管理提高水资源利用效率。推动发展城市水资源综合管理体系（IUWM），开展水源保护，使用多种水源，减少城市中水和能源消耗量，通过城市水管理系统设计大量减少城市家庭用水。三是在工业、商业、居民等领域推广使用高效节水技术，努力提高水资源利用效率。
（五）建立优化水能关系的政策法律体系
一波未平，一波又起。乌克兰危机令全球金融市场再次产生动荡。随着投资者对俄罗斯与乌克兰冲突的忧虑消退，油、金等商品价格回落，股市大幅反弹，美股标普500指数甚至再创新高。
或许是麻烦的开端
俄罗斯总统普京称，对乌克兰采用武力是最后手段，缓解了市场对乌克兰危机可能引发战争的担忧。
对未来乌克兰局势的发展，瑞银证券认为，大概率情形是俄罗斯军队继续留在克里米亚，国际货币基金组织（IMF）为乌克兰提供紧急援助，同时在组织下5月份乌克兰举行大选。
贝莱德研究报告指出，乌克兰，尤其是克里米亚事件令欧洲新兴市场产生严重的波动，但相信克里米亚将会成为由俄罗斯背后控制的自主地区，应不会爆发公开敌对的情况。类似事件已有先例，对于全球，甚至地区经济的影响很小。
不过，花旗对乌克兰局势的发展并不感到乐观，认为当前的状况只不过是未来接踵而至的麻烦问题的开端。美欧与俄罗斯之间的关系可能在此后进一步降入冰点，双边经贸往来也可能因为制裁措施的落实，以及国际合作的中断而遇阻，这对于全球经济前景不是好消息。
德意志资本财富管理预计，俄罗斯及乌克兰资本市场可能将进一步下挫，同时会影响到各种资产种类。国际固定收入市场也会受到影响，货币市场将求助于美元、日元及瑞士法郎等“安全系数高”的货币。全球资本市场应时刻保持警惕，避免受到更大范围的影响。
市场将会更加波动
从年初的新兴市场货币风暴，到最近的乌克兰危机，似乎昭示2014年不会是平静的一年。
汇丰投资预期市场将会变得更加波动。该行表示，投资者如果能恰当地把握机会，三个趋势可能对其有利，即美联储退市、科技行业的潜力以及欧洲经济复苏。该行认为，虽然已知美联储退市的方向，但速度和时间等不确定因素将持续令市场的波动扩大，特别是新兴市场资产，不过对于长期价值投资者而言，安倍经济学将造成部分地区货币宽松，尤其是在亚洲地区，因此预期新兴市场今年会以发达市场近3倍的速度增长。在科技行业方面，现在有很多颠覆性的新技术有潜力成为新的领导者并淘汰过往技术，如3D打印、生物仿制药、天然气勘探及自动驾驶技术。而欧洲经济复苏的强度和速度提供了新机会，尤其是欧洲中央银行进一步缓和，对金融服务公司和实物资产有利的情况下，部分拥有低历史估值的行业和股份会成为复苏的重要受益者。
瑞银表示，只要不出现全球性负面事件，个别地区冲突对股市不会造成很大伤害。长期来看，美欧经济正步入复苏之路，QE缓慢退出的步伐给市场提供的流动性、通胀较低、企业持续盈利等将使风险资产在2014年有所作为。
