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《加拿大超低廉天然气推动石化产业投资热潮》

  • 来源专题：油气成藏评价
  • 编译者： cncic
  • 发布时间：2018-08-30

  • 中国石化新闻网讯据路透社8月22日报道称, 加拿大天然气资源丰富的阿尔伯塔省 (艾伯塔省) 正寻求重建沿着美国墨西哥湾沿岸扩建的建筑热潮。在那里, 廉价的天然气为石化企业带来了数十亿美元的投资 10年前, 钻井者采用水力压裂技术从页岩中开采石油和天然气, 极大地扩大了美国的产量。美国化学理事会 (美国化学委员会) 的数据显示, 自2010年以来, 美国化学理事会宣布的资本投资中已经有1940亿美元用于建造或扩建利用天然气生产塑料、化肥和燃料的化工厂。

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相关报告

  • 《我国天然气须构建更多元进口格局》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：wukan
    • 发布时间：2018-05-23
    • 　　在中国能源结构转型期，天然气是目前替代煤炭的最佳选择。2010年起我国不断增加天然气进口，但由于进口来源过于集中，在进口量和进口价格上较为被动，我国天然气进口正在承受着一定的供应风险。未来，随着国内天然气需求不断增加，进口规模逐步加大，我们必须构筑更加多元化的进口格局，加快天然气接收、储运设施建设，积极推进价格改革和境外天然气的开发。 　　我国天然气进口现状由于中国正处在能源结构转型升级阶段，天然气是目前替代煤炭的最佳选择，而国内该产业开发能力不足，且自身资源匮乏，从2010年起我国开始不断增加天然气进口。过去8年，中国天然气进口呈现以下特点。 　　第一，进口规模稳步上升。从2010至2017年，中国天然气进口量以年均28%的速度增长，从1195万吨攀升至6872万吨，8年间进口量增长了4.75倍。其中，液化天然气进口量从2010年的936万吨上升至2017年的3829万吨，年均增长22%;管道天然气从2010年的259万吨上升至2017年的3043万吨，年均增长42%。 　　第二，进口来源高度集中。我国液化天然气进口主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚，过去8年这四个国家的总占比基本保持在80%左右。而管道天然气进口更加凸显出高度集中的特征。2010至2012年中国管道天然气进口几乎全部来自土库曼斯坦，2013年以后陆续有乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的天然气进入中亚管线，来自缅甸的管道气也逐渐增加，但这些国家的占比始终相对较小，至今土库曼斯坦仍是中国管道天然气第一进口大国。 　　第三，中美逐渐形成“管道外交”。在2017年上半年，我国LNG进口量首次超越管道气进口量，虽然LNG的主要进口来源国仍是澳大利亚和卡塔尔，但由于中美签署了多项天然气合作协议，美国也逐渐成为中国LNG的重要进口来源国。据海关统计，中国从2015年起开始连续从美国进口液化天然气，近年来自美国的天然气进口量显著增加，其中2017年进口量增速高达67%，首次跻身于进口国家前十位，占比达到4%。在2017年签署的中美两国2535亿美元合作大单中，有5项涉及天然气领域，其项目金额占全部合作大单的一半以上。 　　我国天然气进口存在的主要问题2017年冬至今年年初北方多地气荒的爆发，更是使天然气进口成为社会焦点，并暴露出许多结构性问题。 　　第一，管道天然气进口的不确定性。2017年入冬，正值中国大规模推行“煤改气”和取暖用油高峰期，土库曼斯坦突然削减对华天然气出口，使我国北方天然气供应遭受意外打击，河北、河南、山东、陕西、甘肃多地出现气荒，燃气供应短缺，不仅居民供暖受到影响，一些工厂也被迫关闭。此次气荒出现，让中国首次感受到天然气供应安全的问题。表面上看，土库曼斯坦减供是由于中亚遭遇寒冷天气，国内用气增加，以及输气设备故障需要维修，实际上供气国更多的意图是想借此提高天然气出口价格，并声称可以把供应中国的天然气转输到欧洲，卖出高价，这不仅使中国未来的管道天然气进口量充满不确定性，也对现行的天然气进口价格提出挑战，令人不能不联想到曾经发生过的“俄乌斗气”“俄欧斗气”。 　　第二，接收、储运设施不足限制LNG进口量的增长。去年入冬以来，导致气荒发生的原因除了中亚天然气管线持续欠供，国内LNG接收、储运设施不足也是影响液化天然气进口未能及时补进的重要原因。虽然我国在东南沿海已经建成17个LNG接收站，但目前的进口接收能力远不能应对突发事变。这次气荒也反映出我们在天然气接收进口能力建设上的投资进展缓慢，其中既有体制上的原因，也有三大石油公司在天然气经营长期亏损形势下收缩投资的考量。 　　第三，价格倒挂影响企业进口保供的积极性。长期以来，进口天然气与国内天然气价格倒挂一直是困扰石化企业发展的一个难题。我国通过中亚管道进口天然气到达中国口岸的完税价格超过2元/立方米，通过与澳大利亚长期协议进口的液化天然气价格约为4元/立方米，而国内管道气的销售价每立方米仅1元左右，国内居民用气价格始终稳定在2-3元/立方米。多年来，进口天然气价格高于国内气价使企业背负巨额亏损，严重影响了企业增加天然气进口的积极性，虽然国家在2017年颁布了天然气进口税收优惠政策，但企业的经营状况仍积重难返，价格扭曲也还没有得到根本解决。第四，市场垄断使其他从业者无法参与到进口保供中来。 　　目前，国内天然气市场开放程度有限，超过90%的优质区块资源都被三大国有石油公司掌控，民营企业缺少进出口经营权，管道、LNG接收站等设施也未对第三方开放，这些都制约了国内天然气市场发展和对境外廉价资源的利用。近几年，由于三大石油公司经济效益下滑，缺乏对港口、储运设施建设的资金投入，使天然气基础设施建设滞后，影响了进口和市场保供，而即使这样国有石油公司也不愿将LNG接收站建设向其他企业开放。同时，受垄断体制制约，国内现有的天然气基础设施还存在利用水平低、闲置浪费的问题，近年沿海LNG接收站利用率仅50%左右。因此，加快国有企业改革，破除垄断、引进竞争机制，已经到了十分紧要的时刻。 　　未来发展趋势及对策2018年中国经济稳中向好，环保政策不断推进，我国天然气需求将继续快速增长。与此同时，国内天然气产量增长能力有限，国内供需矛盾有增无减，天然气进口量可能会进一步加大，对外依存度继续提高。在这种形势下，我们必须充分利用国内外两种资源、两个市场，特别是当前全球天然气供过于求、价格正处在历史相对较低水平的大好时机，为中国经济的绿色发展提供可靠的资源保障。为此，提出以下几点建议： 　　第一，积极拓展市场，构筑更加多元化的进口格局。鉴于目前我国天然气进口来源高度集中的现状，石油公司应积极拓展新的进口市场，特别是北美地区。当前各种数据显示，美国天然气产量快速增长，出口潜力巨大，在2025至2035年有可能成为全球最大的LNG供应国。2017年11月特朗普访华期间中美签署天然气合作大单，更是给两国LNG贸易合作创造了良好的开端，建议中国企业抓住这一有利时机进一步开拓美国及加拿大市场，同时也要加快中俄天然气管线建设，通过商务合作、政府间外交等手段强化、巩固合作关系，并在供应量和价格上进一步商谈，以确保天然气的稳定供应。 　　第二，加快天然气接收、储运设施建设。去年冬今年初气荒的爆发，使人们意识到要提高LNG的进口保供能力，首先必须要处理好接收站的建设问题。一方面，对于LNG接收站的经营困局，国家和地方政府应给予适当补贴;另一方面，也要加强监管，通过立法强化国有石油公司的保供责任，并要调动各方力量、吸引各路资本投入天然气接受、储运设施建设。目前我国的天然气储气库建设尚处于起步阶段，天然气管网建设远未完备，而未来天然气进口依存度将会逐年提高，我们必须要提前做好应对预案。 　　第三，积极推进天然气价格改革，更多发挥市场调节作用。近年来，随着国内天然气产业和市场发展，原有定价体制越来越无法适应市场需求，天然气的价格改革已经势在必行。一方面要理顺非居民用气价格，另一方面要有序放开LNG等气源价格，发挥交易中心市场的定价作用，同时国家也要严格监管管输和气配价格，并应考虑建立阶梯价格、季节差价、峰谷价格、可中断价格和气量差价等差别价格体系。总之，要让市场和政府回到各自位置，发挥各自作用。 　　第四，加大境外资源开发力度，为境外天然气供应提供更多保障。境外天然气开发也是国内保供的重要手段，在此次中亚天然气短供过程中，中石油主导作业的土库曼阿姆河天然气田发挥了增产主力军作用，2017年的最后两个月平均日增供量500万方，一定程度上缓解了国内的气荒。所以，中国油气公司走出去，拥有适度的资源掌控力和话语权，就可以在重要敏感时点发挥关键作用。我们要充分利用“一带一路”平台，加大海外资源开发的投资力度，创新合作模式，和资源国建立“利益共同体”，建立稳定的、长期的合作关系，并采取产融结合办法，对投资境外天然气资源开发给予更大力度的金融支持，将海外开发的触角扩展到更多区域，从而实现天然气资源供应多元、多点、多渠道、多类型，提高供给侧抗风险能力。 在中国能源结构转型期，天然气是目前替代煤炭的最佳选择。2010年起我国不断增加天然气进口，但由于进口来源过于集中，在进口量和进口价格上较为被动，我国天然气进口正在承受着一定的供应风险。未来，随着国内天然气需求不断增加，进口规模逐步加大，我们必须构筑更加多元化的进口格局，加快天然气接收、储运设施建设，积极推进价格改革和境外天然气的开发。
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  • 《固态电池与氢燃料电池引领资本市场投资热潮》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-01-06
    • 根据乘联会数据，2022年1-10月我国新能源汽车累计产量559.0万辆，同比增长108.4%，累计渗透率达到了24.7%，全年销量有望达到650万辆。在新能源汽车强劲的需求之下，动力电池产业也高景气上行，我国动力电池2022年1-10月累计装机量193.6GWh，同比增长99.9%。 随着新能源汽车渗透率不断提升，进入全面市场化阶段，长续航和新能源汽车安全愈发受到关注。在长时续航方面，现阶段液态锂离子电池无法使用锂金属负极，能量密度难以实现质的提升；在安全性方面，有机电解液、锂枝晶等问题引起电池燃烧问题无法根除，电动车自燃事故频发。因此，兼具高能量密度与安全性的车规级电池技术，包括固态电池和氢燃料电池，愈发受到产业与资本青睐。 固态电池：半固态到全固态的渐进式发展之路 现阶段液态锂离子电池存在安全隐患和能量密度受限等问题，固态电池以固态电解质替代易燃有机电解液，同时可适配高能量密度正负极材料，进而有效解决新能源汽车安全与续航问题，被认为是下一代电池技术中最具潜力的方向之一。 目前主流的固态电池有聚合物、氧化物和硫化物三类技术路线。 聚合物电解质易加工，机械性能好，但其电化学窗口窄、热稳定性差、与锂金属负极与高电压正极适配性弱、以及常温离子电导率低，需加热至60℃以上使用的缺陷使聚合物固态电池产业化发展受限。 氧化物电解质具有较好的电化学与热稳定性，离子电导率比聚合物高，达10-4s/cm。但也存在电解质层易破裂、界面电阻大、离子电导率比硫化物低等问题，使其大容量、高倍率电芯制备受限。目前主流的做法为加入少量电解液，以半固态形式产业化落地。同时，半固体电池生产工艺及设备与现有锂离子电池兼容，成为全固态路上的折中之选。国内初创企业以及部分电池企业主要布局氧化物路线。 硫化物电解质电化学窗口宽达5V以上，离子电导率高达10-3s/cm，可适配锂金属负极，有望形成全固态电池解决方案。但其存在热稳定性差，锂枝晶、空气敏感等问题，生产制备需要低露点环境，现阶段产业化难度较大。据业内人士介绍，主流的硫化物固态电池制备分为干法与湿法两大工艺，行业内暂未形成一致工艺路线；与现有锂离子电池相比，可省去注液、化成、二封等工序，但需要增加硫化物电解质成膜、界面一体化成型等特有工序，同时配套关键非标设备开发，整体开发周期较长。全球范围内，日韩企业对硫化物固态电池布局较早，国内的电池企业、车企以及初创企业也都有选择硫化物路线。 在产业化进程方面，业内观点普遍认为半固态电池或许能在2025年实现大规模量产。全球范围内硫化物固态电池的产业化进度基本一致，预计大规模商业化需到2028-2030年。我国企业大多选择从液态到半固态再到全固态的渐进式发展路线，其中，半固态电池采用固液混合电解质，在提升电池安全性能与能量密度的基础上，还能有效规避硫化物的专利风险。近日，卫蓝新能源宣布车规级半固态动力电芯正式下线，预计首搭蔚来ET7车型，150度电的电池包能量密度达360Wh/kg，实现1000公里的续航里程。搭载半固态电池的50台东风风神E70也于今年年初交付，在江西省新余市示范运营。此外，固态电池技术发展离不开现有产业链中材料企业的大力配合。正极、负极、隔膜、电解液等材料企业均就固态电解质、高镍正极、硅碳负极/锂金属负极、半固态电池隔膜的研发与固态电池企业积极对接，上下游协同，推进半固态/固态电池的量产开发。 在融资方面，资本竞相入局，抢滩固态电池领域。2022年以来，多家固态电池企业在一级市场获得投资，包括恩力动力、卫蓝新能源、太蓝新能源、高能时代、中科深蓝汇泽等。投资方有创投机构，政府投资机构，也不乏车企/电池企业等产业投资者。定位于全固态电池技术的高能时代于今年3月宣布完成超5000万人民币天使轮融资，投资方中包括电池企业。作为动力电池的终极目标，半固态与固态电池企业持续获得资本赋能与资源倾斜，叠加车企、电池企业入局，固态电池产业化进程稳步推进。 氢燃料电池：0到1阶段，产业链协同发展是关键 由于氢高质量能量密度，燃料电池高能量转换效率，以及氢燃料短加注时间等特点，使氢燃料电池汽车成为解决锂电池汽车续航焦虑、充电焦虑的另一条具有潜力的车载动力技术路线，特别是在长程重载领域更具优势，对于实现交通领域低碳化以及摆脱燃油依赖具有重要意义。 2019年以来氢能产业政策的密集出台，推动了燃料电池汽车的示范运营和氢能相关基础设施建设，根据中汽协数据，2022年1-10月，我国燃料电池汽车产销量分别为0.27万辆和0.24万辆，同比分别增长180%和150%。截至2022年10月底，我国累计建成加氢站296座，其中2022年新建成62座，我国加氢站保有量已居全球首位。 在资本市场，氢能产业也迎来了投资热潮。根据投中数据，2022年上半年，氢能行业股权融资延续去年以来的火热，共发生融资事件21笔，融资金额约15.9亿元，融资数量和金额分别比去年同期增加50%和137%，投资区域主要集中在上海、浙江、四川、北京等地。从投资规模上来看，虽然出现了一些大额融资项目，但行业整体仍以早期轮次为主，融资规模普遍较小。从投资方向上来看，目前投融资主要集中在燃料电池系统、燃料电池电堆及其相关零部件与材料等产业链中游环节。 目前，我国燃料电池动力系统集成技术已接近国际先进水平，空压机和氢气循环泵等BOP部件已经基本实现国产化，同时在膜电极、双极板等核心零部件方面技术进步迅速，但在关键材料如质子交换膜、催化剂等方面仍与国外顶尖产品存在差距。同时，虽然燃料电池发动机价格相较于2019年已有70%以上的降幅，但距离商业化应用仍有较大差距，随着燃料电池核心零部件生产规模化与关键材料国产化，燃料电池系统成本有望继续大幅下降。此外，燃料电池上游环节包括氢储运、加氢站等相关基础设施建设仍较为薄弱，致使供氢成本较高，而这些环节具有投资规模大、周期长等特点，因此需要依靠大型能源、化工类等央国企投资布局，以保证燃料电池应用场景中氢气稳定与低价供应。 结论：未来可期，产业化道路仍需攻坚克难 总体来说，固态电池与氢燃料电池作为下一代满足长续航、高安全的车规级动力电池技术，已成为全球车企、电池企业的竞争高地。与此同时，我们也要清晰认识到固态电池与氢燃料电池仍处于商业化早期阶段。 固态电池方面，其量产还需要解决关键材料降本、关键结构调整、关键工艺优化、关键设备开发等工程技术与产业化难题。此外，固态电解质与锂金属负极的使用将加大锂资源需求，我国锂矿资源仅占全球约7%，国内锂资源内部供应能力弱，未来还需要积极配套动力电池回收，以规避锂资源地缘风险。 氢燃料电池方面，我国氢能产业仍处于导入期，从政策扶持力度、技术成熟度、以及脱碳需求三方面来看，以燃料电池汽车为主的交通领域有望率先实现燃料电池应用的商业化，并逐渐拓展至储能与分布式发电领域。随着政策加持与资本赋能，燃料电池产业细分领域竞争加剧，推动燃料电池技术快速迭代与成本快速下降，但产业相关基础设施尚未成熟，产业相关标准体系尚未健全，行业整体格局尚未确定,因此资本需切忌一哄而上，应更加注重氢能与燃料电池产业链上下游协同布局与可持续发展。
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