担起中国能源结构调整的历史使命
- 2011-01-17 10:13:09978
一、天然气主导的能源结构变革势在必行
以哥本哈根气候变化大会为标志，发展低碳经济成为社会的共识。天然气作为一种清洁的化石能源，是向新能源过渡的桥梁，是低碳经济的重要支柱。有关测算表明，以天然气为动力，二氧化碳排放量要比煤炭低43%，比石油低28%。在后金融危机时期，大规模开发和利用天然气资源，既是各国积极应对气候变暖的现实选择，也是维护国家能源安全和提高竞争力的重大战略。
近年来，世界天然气开发利用步伐明显加快。从储量看，世界天然气资源非常丰富，常规储量约为471万亿立方米，非常规储量为921万亿立方米，天然气资源当量远大于石油。从产量看，近30年来世界天然气产量持续快速增长，年均增长2.6%，超过石油近1.5个百分点。有关研究表明，2015年世界天然气产量将超过石油产量,2020年在世界能源结构中将占到1/3的份额。从消费看，天然气在世界一次能源消费中的地位不断上升，从1980年的1.44万亿立方米增长到2009年的2.94万亿立方米，年均增长2.5%。据估计，到2030年，天然气需求总量将达4.5万亿至4.6万亿立方米，平均每年增长1.6%。天然气开发利用正在着能源结构的变革。
在上，我国天然气开发利用水平仍较低下。2008年，天然气消费占一次能源消费总量的比例约为24.1%，而我国仅为3.8%；世界人均天然气消费量为508立方米/年，是我国人均水平的8倍多。据有关测算，2015年如果我国天然气占能源消费总量的比例达到8%，天然气消费量将达到2300亿立方米。显然，我国现有生产能力远不能满足国内需求。但这同时也意味着，我国石油天然气业务发展的市场空间十分巨大。2009年11月，党和国家公布了控制温室气体排放的行动目标，确定到2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%至45%，并作为约束性指标纳入国家中*规划。要实现这一目标，加快天然气开发利用是不二的选择。
目前，我国大规模开发利用天然气的条件已经成熟。从国内储量来看，我国常规天然气可采资源量为22万亿立方米，到2009年底累计探明天然气地质储量6.32万亿立方米，探明率只有21.1%，储采比仍保持较高水平，具备持续开采的资源条件。同时，我国拥有非常丰富的煤层气资源，约占世界的14%，仅次于俄罗斯和加拿大。从市场看，中国与哈萨克斯坦、吐库曼斯坦等分别签署了天然气引进和油气田合作勘探开发的相关协议，到2009年海外液化天然气利用量已达76.3亿立方米。从发展阶段来讲，国内天然气储量虽然集中在中西部，但随着运输管网框架的形成，解决地区间供需矛盾的条件已经具备。“十一五”以来，我国天然气发展势头迅猛，能源结构“气化”进程明显加快。可以说，中国已经踏进以气为主的能源结构调整新阶段。
二、为保障国家天然气需求进行不懈探索
中石油是我国天然气行业的*。近年来，明确地将天然气业务作为成长性、战略性和历史性工程，从投资、技术、人才等方面加大支持力度，天然气业务保持持续快速增长。
加大勘探工作力度，探明储量持续增长。中石油在塔里木、鄂尔多斯、四川、柴达木、松辽、准噶尔六大盆地取得了天然气勘探的突破性进展，发现了我国个万亿立方米储量规模的苏里格大气田，勘定了克拉玛依二号、鄂尔多斯东部、沁水等13个千亿立方米储量规模气田。近10年来，累计新增探明天然气地质储量3.8万亿立方米，是前50年总和的2.4倍，年均新增探明地质储量3744亿立方米。2009年新增探明天然气地质储量4616亿立方米，连续3年超过4000亿立方米，使我国进入了天然气储量增长高峰期。
突出大气田建设重点，天然气产量大幅提升。中石油先后建成了克拉玛依二号、苏里格两个年产100亿立方米以上的大气田，靖边、榆林、迪那二号等12个年产规模10亿立方米以上的中型气田，天然气产量连续九年保持两位数增长，年均增长16.4%。2009年，中石油生产天然气683亿立方米，是2000年的近4倍，形成了西南、长庆、塔里木3个年产规模超百亿立方米的气区，以及青海、新疆、大庆三个年产规模30亿立方米以上的气区。2000—2009年，中石油天然气产量占全国总产量的比例从70%上升到80%，在世界的排名由43位迅速上升到第9位，中石油推动我国步入了产气大国的行列。
加快科技创新，天然气开发利用技术不断提升。由于我国地质结构复杂，天然气开发利用面临着一系列技术难题。为攻克技术瓶颈，中石油针对克拉玛依二号、苏里格、涩北等气田的不同地质条件，协同开展重大科技项目攻关、重大技术现场试验和成熟技术推广应用，形成了低渗特低渗透气藏、高酸性气藏、火山岩气藏、碳酸盐岩气藏、非常规天然气等勘探开发技术。特别是近两年，针对低渗透、高酸性、火山岩三类复杂气藏，中石油以提高单井产量为核心，引进*进技术和自主研发相结合，形成了水平井分段压裂酸化、直井分层压裂、高温酸化/酸压工艺等技术系列，有力促进了复杂气藏的规模化开发利用。
重视骨干管网建设，天然气销量快速增长。1997年，陕京线建成投产，长庆气区天然气正式进入北京；2001年，涩宁兰管线建成，开始向西宁和兰州供气；2004年，忠武线顺利通气，使“川气出川”的夙愿得以实现。特别是，西气东输工程的建成投产，标志着我国天然气管道建设步入了快速发展期。截至2009年底，我国天然气管网总里程达到2.7万公里，比2000年翻了一番；输气能力为825亿立方米/年，是1999年7.4倍，基本形成了连接主力气区和主要消费市场的全国性管网。目前，中石油供气范围扩大到全国26个省区市，天然气销量从2000年的118亿立方米上升到2009年的594亿立方米，增长了4倍多。
不断深化对外合作，初步形成了多元化供应格局。近年来，中石油加大了国外天然气资源引进力度，相继与俄罗斯、缅甸、印尼、伊朗等签署合作开发项目，2009年底土库曼斯坦的天然气正式进入我国。目前，中石油天然气对外合作稳步推进，合作范围向煤层气等领域拓展，2009年煤层气等非常规气田产量达到35亿立方米，比2000年增长30多倍，10年累计产气109亿立方米，不仅经济效益显著，而且在引进新的经营理念、管理方式和*技术装备等方面都取得良好成效。
三、切实担负起能源结构调整的历史使命
央企理应担大责。按照中石油的发展战略，“十二五”期末，天然气产量达到1200亿立方米以上，占全国份额稳定在70%左右。实现这一目标，中石油既拥有有利条件，也面临诸多挑战。要赢得挑战，就必须以科学发展观为指导，紧紧抓住国内外能源结构调整优化的战略机遇，依靠技术、市场、管理的全面创新，努力实现天然气业务持续快速健康发展，创造出无愧于历史和时代的业绩。
突出资源勘探，夯实天然气业务发展的基础。资源是天然气业务发展的前提和保障。中石油将继续大力实施储量增长高峰期工程，以塔里木、鄂尔多斯、四川、准噶尔、松辽等盆地为重点，加大低渗透砂岩、前陆盆地、海相碳酸盐岩、火山岩四大领域的滚动和风险勘探力度，力争建成4个储量规模超过万亿立方米的大气田，努力保有大量可接续开发的规模储量区。同时，要转变复杂气藏勘探思路，对碳酸盐岩、火山岩、致密天然气、煤层气、页岩气等，树立“先上产、后增储”的理念，按照整体研究、整体部署、滚动扩展的原则，做好勘探与开发的衔接工作。
精心组织气田生产，加强调峰能力建设。目前，中石油已建成的储气库工作气量仅有17亿立方米，调峰能力不足已成为安全平稳供应的瓶颈。要参照经验，在分析测算国内常规调峰需求的基础上，进一步加强对战略储备需要的测算，按照东部目标市场调峰、枢纽气区战略储备、西部气区生产调节三个层次，尽快启动辽河油田等6家油气田公司10个储气库的评价和建设工作，到2012年形成规模工作气量，努力满足调峰和战略储备需求。同时，中石油要统筹考虑资源勘探、气田开发、管道输送、市场销售等因素，加大天然气开发前期评价力度，进一步优化产量结构，科学组织生产运行，提升资源有效供应能力。
加强技术攻关，提高天然气田开发水平。中石油要依托国家重大科技专项，坚持科研与生产相结合，技术与工程相结合，紧紧抓住稳定并提高单井产量这个“牛鼻子”工程，加强技术攻关，形成配套技术，确保单井产量规模化目标的实现。特别是，要针对低渗、高酸性、碳酸盐岩等不同类型气藏开发特点，坚持引进吸收再创新，积极推广新工艺新技术，探索三维地震优选开发井位的经济可行性，千方百计提高单井控制储量和产量，加强地面标准化、规范化建设，努力降低开发成本，提高气藏终采收率，实现*稳产增效。
严格控制投资和成本，提高天然气开发效益。中石油天然气业务已进入投资高峰期，要想提高率，就必须转变工作思路，强化管理。重点是要把投资及成本控制贯穿于天然气勘探开发全过程，从源头开始，精打细算，大限度地挖掘潜力；优化勘探开发部署，加强项目论证和方案比选，坚持效益标准；细化项目全过程管理，做好前期评价和产能建设项目的跟踪、监督、检查，加强重点项目的动态调整，不断完善方案设计。此外，要坚持市场化方向，进一步健全规范市场管理制度和运行机制，开发井至少要有两个以上钻探公司承担，通过市场化的机制降低勘探开发成本。
促进有关部门完善政策，营造天然气发展的良好环境。*以来，我国缺乏天然气价格形成的市场机制，导致天然气价格偏低。特别是，国产与进口气价差较大，造成供求矛盾突出,能源浪费严重。加快探索天然气等能源价格市场化形成机制，既是推动我国天然气行业健康发展的基础性工作，也是优化能源结构、提高能源利用效率和发展低碳经济的有效途径。此外，在税率设计上，我国仍存在油气不分、常规气与非常规气不分、一般气田与边际气田不分的问题，难以鼓励天然气资源接替中占重要比例的小气田、非常规气田和老气田的开发利用。因此，我国应借鉴*经验，充分发挥税收调节资源配置的杠杆作用，实行差别化税收优惠政策，努力使各类天然气田尽其所用。
来源：中工网