天然气在能源转型中的作用
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天然气在能源转型中的作用范文第1篇
《年鉴》于1952年首次，旨在提供及时、客观的数据，帮助人们对能源问题展开探讨并做出决策。
“BP在‘十三五’规划期间，将继续积极参与中国的能源结构战略性调整和现代化能源体系的建设，大力增加对中国，包括天然气在内的清洁能源供应，并积极参与国内的碳市场和碳排放、碳交易的建立建设。”会上，BP中国区总裁杨恒明表示。
2015 年所有化石燃料价格均下滑
――BP经济学家：发电领域天然气正在替代煤炭
《年鉴》显示，2015年全球一次能源的需求仅增长了1%，与2014年的增幅（1.1%）接近，增幅远低于10年期平均水平（1.9%）。其背后原因是全球经济持续疲软，而中国正在从工业型经济向服务型经济转变，这导致了能源消费增长缓慢。
在供给侧，燃料的种类和可用性也在随着技术进步而增加。美国通过页岩革命已获得了大量的石油和天然气资源，技术的快速发展也为可再生能源的强劲增长提供了支撑。石油仍是全球的主要燃料，占全球能源消费的32.9%，其市场份额出现了1999年以来的首次增长。就市场份额而言，煤炭保持第二大燃料的位置（29.2%），却是2015年唯一减少市场份额的燃料。天然气在一次能源消费中的市场份额为23.8%。2015年，所有化石燃料的价格均有下滑。原油价格（以美元计算）出现有记录以来最大的年跌幅，并创下1986年以来的最大百分比跌幅。
由于需求增长放缓，加之能源结构中煤炭占比的减少，2015年来自能源消费的碳排放未见明显增长，达到了近25年来碳排放增长的最低速度。
“从全球范围来看，太阳能在过去10年中供应量增加了60倍，基本上每20个月太阳能产能就会增加一倍，这让人目瞪口呆。”BP集团首席经济学家戴思攀（Spencer Dale）表示，“我们现在生活的时代是能源供应极大丰富的时代。2015年我们看到两个趋势相互影响，就是能源供应不断充裕和能源需求增速放缓，这两个需求在2015年很明显，而且我们相信这两个趋势在未来将继续产生影响。”
戴思攀认为，当前全球石油供需形势的变化将促使市场加速调整，预计今年下半年可趋近再平衡。不过，仍有两大因素令油价上涨前景“蒙上阴影”。首先，全球石油库存仍维持高位，消化库存的过程将对油价上涨形成抑制。同时，随着石油价格逐渐恢复，美国的页岩油气厂家开始增产。
“过去几年我们看到石油市场在进行调整，石油价格大幅度下降，甚至下降到20～30美元一桶的水平，调整在逐步进行，逐步收尾。”戴思攀指出，过去几年低迷的价格并不正常。不过，“石油供应和大部分化石燃料供应如此充裕，即使反弹，也不会回到石油价格大幅度下降之前的局面，即每桶100美元的水平，那是2013年的水平，那种高价格再也无法企及。”
戴思攀同时指出，天然气在发电领域日益占上风、LNG重要性的提升以及竞争格局的变化成为去年以来全球天然气市场发展呈现出的三大趋势。
“在美国天然气已经取代了煤炭，成为发电领域最重要的一种能源，这是历史上从来没有出现过的情况。这意味着美国电力行业的能源组成发生了根本性的变化。”戴思攀表示，尽管天然气的非电力需求增速放缓，但由于去年以来天然气价格的持续下行，使其在发电领域对煤炭的替代作用越来越显著。
他表示，LNG在世界天然气市场中的重要性正在不断提升。去年以来，亚洲LNG市场需求增速放缓，已经开始与欧洲市场趋同，LNG价格的“亚洲溢价”正在消失。由于LNG运输方式的灵活性，天然气价格的敏感性得以在世界范围内传导，LNG正在让天然气市场逐步成为一个全球统一的市场。
“天然气会发挥重要作用，BP业务的低碳转型也体现了这一点。”戴思攀称，在过去5～10年，公司产量的约60%为石油，40%为天然气。而在2015年，公司史上天然气产量首次超过石油产量，“根据目前的发展趋势，展望今后5～10年，天然气会占据业务的60%，石油会占40%，体现出BP对天然气业务的重视，也体现出今后20年亚太经济的发展对天然气这种清洁能源的依赖。”
中国仍是世界最大能源消费国
――2015年二氧化碳排放量自1998年来首现负增长
《年鉴》显示，尽管新兴经济体仍是全球能源消费增长的主力军，但这些国家在2015年的增长（1.6%）与10年期平均增幅相比仍相差较远。目前，新兴经济体已占据全球能源消费的58.1%。
2015年，中国能源消费增长1.5%。增速不到过去10年平均水平5.3%的三分之一，是自1998年以来的最低值。中国仍然是世界上最大的能源消费国，占全球消费量的23%和全球净增长的34%。
从能源种类来看，在化石能源中，消费增长最快的是石油（+6.3%），其次是天然气（+4.7%）和煤炭（-1.5%）。除石油的增长率稍高于其10年平均水平外，天然气和煤炭的增长率都远低于各自10年平均水平。中国的能源结构持续改进。煤炭仍是中国能源消费的主导燃料，占比为64%，为历史最低值，而最高值是2005年前后的74%。
煤炭产量下降了2.0%，与之相比，其10年平均水平为增长3.9%。这是1998年以来中国煤炭产量的第二次下降。其他化石燃料产量均有上升：天然气增长4.8%，石油增长1.5%。
非化石能源中，太阳能增长最快（69.7%），其次是核能（28.9）和风能（15.8%），水电在过去一年增长了5.0%，是自2012年以来增长最慢的一年。可再生能源全年增长20.9%。仅10年间，中国可再生能源在全球总量中的份额便从2%提升到了现在的17%。核能增长28.9%，是过去10年平均增长率12.4%的两倍多。戴思攀介绍，2015年，中国超越德国与美国，成为世界最大的太阳能发电国。
天然气在能源转型中的作用范文第2篇
据最新消息透露，国家能源局正在编制的《煤层气开发利用“十二五”规划》提出，“十二五”末，我国煤层气产量将达200――240亿立方米，其中地面开采煤层气100～110亿立方米，井下瓦斯抽采量110～130亿立方米。作为清洁煤产业的一种新能源形式，煤层气产业规模将在未来五年之内翻番，值得投资者重点关注。
中国煤层气产业空间巨大
天然气需求增速快、缺口大
近年来我国天然气产量大幅度增长。从1993年的223亿方增长至2009年的851.7亿方，年均增长率约14%。
未来20年，中国油气资源缺口较大，单一天然气供给显然不能满足。2001年以来，我国天然气消费一直保持快速增长，从2001年的274亿方增至2009年的887亿方，年均增长速度约16%，但天然气在一次能源消费中比重较低，仅约4%，远低于世界平均水平。
天然气需求增速快、缺口大。中国工程院预测，2010年中国天然气供需缺口为250亿立米，2020年为800亿立米；根据国家发改委预测，2015年天然气消费目标初定2200-2400亿方。至2020年达3000立方，缺口预计将达1600亿立米以上，对外依存度达45%。
煤层气是天然气的天然替代品
为什么煤层气可以替代天然气？――煤层气替代的客观必然性分析：煤层气是一种非常规天然气，其主要成分为甲烷，1立方米纯煤层气的热值相当于1.2KG标准煤，与天然气相当，可以实现混输混用，这是煤层气替代性之一；此外，我国煤层气储量丰富，为世界前十大煤层气富集国家之一，这使得大规模煤层气开发具有可能。
正如前文所述，尽管中国目前积极从中缅、中俄输入天然气，但是仍然不能掩盖2020年达到进口依赖度45%以上的尴尬。而显存煤层气资源的丰富性使得中国天然气需求的巨大缺口得以弥补，可以有效缓解国内天然气用量紧张的情况。同时煤层气的成气过程一般缺乏明显的运移，使得煤层气的勘探相对容易。
煤层气产业发展空间多大？产量翻倍――规模化下管网企业和山西省属开采企业将分享这一盛宴。中国目前井下、地面合计开采量75亿立米，天然气代替比例10%不到。未来五年模拟测算：1600亿立米的天然气缺口，其中50%由煤层气替代，将带动10倍的市场空间。
谁受益最大？
山西煤层气储量全国最大
从资源分布上看，中国的煤层气资源主要分布在东部、中部和西部。含气区中以晋陕蒙含气区资源量最大，近2万亿立米，占全国的煤层气资源总量的55%；其次为北疆区，为0.69万亿立米，占22%。华南区最少，进展全国总量的不足1%。
含气带的煤层气资源量相差很大。资源量最多的含气带是鄂尔多斯盆地北部含气带和沁水含气带。在全国的100多个含气带中，煤层气资源量大于1000亿立米的含气带有9个，都位于中部地区的晋陕蒙、云贵川含气区和西部区的北疆含气区。
山西省地处中部，是全国煤层气资源最为富集的地区，全省2000米以浅的煤层气资源量约10万亿立方米，占全国的1/3。2010年山西实现煤层气抽采量10.5亿立米，居全国第一。除大同煤田属于贫甲烷区外，沁水、河东、西山、霍西、宁武等煤田均有煤层气赋存，其中沁水煤田和河东煤田煤层气资源量最大，分别为6.85万亿立方米和2.84万亿立方米，占全省煤层气资源总量的93.26%。
沁水、河东是山西省内资源量最大的可开采煤田。目前沁水、河东等煤田已登记煤层气区块面积达28303km2。其中，沁水煤田13663km2，占沁水煤田总面积的43%；河东煤田13526km2，占河东煤田总面积的79%。已施工煤层气勘探钻孔159口，获国家批准煤层气勘探探明储量达750亿m3，可采储量395亿m3。其中，中联煤层气有限责任公司在沁水煤田南部获得402.19×108m3探明储量，可采储量达218.39×108m3；中国石油天然气集团公司获得353.26*108m3探明储量，可采储量为170.13*108m3。
“气化山西”
山西省“十二五”规划明确提出发展新型煤化工的重要战略方向。其中现代煤化工围绕的五条主线为“气、醇、烯、苯、油”，而煤制气成为了重点发展的对象。
“十二五“期间，山西作为国家资源型经济转型综合配套改革试验区，享受国家重大政策红包：“两权合一，气随煤走”。这一重大政策红利将改变过去“煤、气分离”的窘境，极大激发政府与各集团发展煤层气的积极性。而未来的政策红利可能还将包括山西更大权限的项目审批权以及金融融资政策便利，解决山西自资源整合以及未来发展新型煤化工的资金需求。
煤层气需求和天然气需求重合，可作为有益补充：据有关资料显示，全省2000―2020年煤层气市场需求为：2000―2005年为5.3亿m3/a，2006年―2010年为35.45亿m3/a，2011―2020年为76.55亿m3/a，其中城市民用三个阶段年需求量分别为4.74亿m3、11.53亿m3和26.15亿m3；工业燃料分别为0.44亿m3、2.18亿m3和8亿m3；电力分别为0.12亿m3、2.02亿m3和6.82亿m3；化学工业2006―2010年为19.7亿m3，2011年―2020年为35.58亿m3。加之京、津、河北、河南等省市的市场潜力需求，山西煤层气产业化发展前景可观。
根据山西省委的《关于加快推进我省“四气”产业一体化发展的若干意见》，“四气”是优质清洁能源和宝贵的战略资源，煤层气、焦炉煤气、煤制天然气。根据报道，2009年山西省天然气消费量近10亿立方米，煤层气抽采能力约24亿立方米，煤层气利用率达到了40%，处于全国领先水平；焦炉煤气总产量约164亿立方米，其中120亿立方米得到了有效利用。即12345主要任务：打造四气一体化新产业、突出两条主线、实现年供气量300亿、实现四个全覆盖（119个县市区天然气、煤层气全覆盖，交通干线全覆盖、重点工业用户全覆盖、重点旅游区全覆盖）；实现新增产值1000亿元（2020年新增最大工业总产值1103亿元）。煤层气产业规模未来5年翻番，而山西省晋城煤业集团煤层气产量占山西总量的2/3、全国的1/4，是煤层气产业大发展的最大受益者。
相关受益企业列表
我们认为，“十二五”期间，山西煤层气产业将面临爆发性增长期，发展潜力与天然气产业相似。省属煤炭企业将受益，尤其以转型类企业如煤气化（管网直接受益于煤层气运输、受拖累焦炭业务有望得到缓解）等受益最大。我们看好煤气化（000968.sz）、西山煤电（000983.sz）、潞安环能（601699.sh）、国阳新能（600348.sh）的战略性投资机会。
除山西省内企业外，我们还看好相关管网建设和技术加工企业：天科股份（600378.sh）、淮油股份（002207.sz）、中国石油（601857.sh）、中海油（0883.hk）、中国油气控股（0702.hk）。
天然气在能源转型中的作用范文第3篇
关键词：俄罗斯；欧洲；能源合作；过境运输；能源战略
中图分类号：F451.262；F50 文献标志码：A 文章编号：1008-0961(200)03-O005-04
一、石油过境运输问题
俄罗斯石油主要经乌克兰和白俄罗斯出口到德国、波兰、捷克、匈牙利、斯洛文尼亚和原南联盟国家。俄输出石油共有两条线路：第一条，先经输油管和铁路将石油运到位于拉脱维亚、立陶宛、乌克兰等国和列宁格勒州的海港，而后再用油轮运往国外；第二条，经友谊管道输往德国、波兰、捷克、匈牙利等国。
由此可见，独联体和波罗的海国家在俄罗斯石油过境运输方面发挥着关键作用。据俄能源部统计，2001年经新罗西斯克(俄罗斯)、敖德萨(乌克兰)和文茨皮尔斯(拉脱维亚)等港口外运的石油达6000万吨，占俄石油出口总量的47.6％。如抵达敖德萨港，须途经乌克兰领土(友谊石油管线―敖德萨港―油轮)；如抵达文茨皮尔斯港，则须途经白俄罗斯、立陶宛和拉脱维亚等国领土。这样，约一半的俄罗斯石油由这些港口输出，而另一半则直接通过友谊管道输往欧洲，它须过境乌克兰、白俄罗斯、立陶宛和拉脱维亚等国。
其中，乌克兰在俄罗斯石油过境运输方面的作用最为重要，这与其所处的地理位置和友谊输油管的终端在原苏联领土上的分布形态有关。将俄罗斯石油运往欧洲市场的过境运输管线系统如表1所示。
尽管随着“干谷地―罗季奥诺夫斯克”新管线的建成，原油将从俄罗斯境内直接运抵新罗西斯克港，乌克兰在俄罗斯石油过境运往欧洲国家中的作用可能会有所下降，但完全绕过乌克兰也是不可能的。有数据表明，近几年经海路运往欧洲国家的原油数量有下降的趋势，而经友谊管线出口的石油则有所上升。鉴于往欧洲国家运输能源的特点，对俄罗斯来说，应优先考虑发展与乌克兰、白俄罗斯、摩尔多瓦、格鲁吉亚等过境国的双边关系。
下面再来分析一下俄罗斯经波罗的海国家原油外运的情况。位于立陶宛的布金格港和拉脱维亚的文茨皮尔斯港是经波罗的海原油外运的重要港口，对俄罗斯的原油出口已形成明显制约。为了扩大能源出口、推动出口线路多元化、减少对这两个港口的依赖，俄罗斯现已开工建设波罗的海管道运输系统。其一期工程建设了从基里什至普里莫尔斯克的输油管，计划每年可注油1200万吨；二期工程的实施将在20年内向波罗的海和欧洲北部(法国、瑞典)等国每年注油2000万吨。该管道可使科米共和国境内富饶的油田与俄罗斯北部的芬兰湾沿岸(普里莫尔斯克新海港)连接起来，以保证波罗的海输油管道运输系统获得充足的原油供应，从那里再用油轮把石油运至西欧各消费国。
此外，还新增铺设了巴库一新罗西斯克输油管的连接管线，它全长390公里，穿越达吉斯坦并绕过车臣，属于俄罗斯南方出口的重要管线。它使巴库一新罗西斯克输油管线的吞吐量由2000年的3200万吨提高到2002年的4500万吨，从而保证把哈萨克斯坦和土库曼斯坦的原油运达新罗西斯克港。
综合以上分析，俄罗斯在21世纪初以过境运输的方式向欧洲国家出口原油的比例为：4860万吨经过乌克兰(占对欧出口总量的39.5％)，2300万吨经过白俄罗斯(约占17％)和2 120万吨经过波罗的海国家(约占11％)，俄罗斯经本国领土出口的原油占33.5％。换句话说，在向欧洲国家出口原油方面，俄罗斯在很大程度上依赖于经乌克兰、白俄罗斯、立陶宛和拉脱维亚按可接受的价格实施过境运输的可能性，而且这种过境能源运输还会受到这些国家极为复杂的政治经济局势的影响。
二、天然气过境运输问题
除石油外，欧洲目前还是俄罗斯天然气的主要消费市场，是继俄国内市场之后的第二大市场，来自俄罗斯的供应保证了西欧天然气需求总量的20％以上。据统计，购买俄天然气的主要欧盟国家是德国(2000年的供应量为341亿立方米)、意大利(218亿立方米)和法国(129亿立方米)。在确认了长期合同(按“照付不议”条款供气的协定)的有效性之后，针对欧洲市场的俄罗斯天然气出口量到2010年有望从原来的1 300亿立方米提高至1750亿～1950亿立方米。
尽管近几年的世界整体经济形势不太稳定，但欧洲市场作为世界上最大的天然气市场却表现得相对平静。鉴于欧盟内部的发展进程将会对俄罗斯在欧洲天然气市场的地位产生重大影响，它们针对俄罗斯及俄天然气生产商制定了特殊的战略。在俄罗斯分析家看来，欧盟在能源领域的政策旨在解决以下这些根本性问题：
第一，为加强自身在国际竞争中的地位，应降低其产品价值中所包含的能源成本部分。开放电力和天然气市场，以及把各国市场融合为统一的欧盟市场是解决该问题的基础。开放市场的目的是要降低最终用户购买能源的价格。
第二，扩大从外部获得碳氢化合物原料和电力资源的可能性。欧盟自己的产地显然不能满足它对此类能源快速增长的需求，而对外部能源的需求，按欧洲专家的估计，将在今后15～20年内由40％上升到70％。因此，为使这些能源顺利进入欧洲市场，欧盟将制定获准利用能源和天然气系统的相关法律文件。在这方面，欧洲感兴趣的首先是俄罗斯和中亚国家。
第三，俄罗斯95％以上的天然气须经别国领土才能被运到消费国，而且其交易量的2／3要经过三国，甚至是四国的领土。俄罗斯用于出口天然气的管道共穿越14个国家的边界，比欧盟任何一个国家都多。例如，过境运输占荷兰天然气贸易的24％，挪威的这一比例为32％，所有荷兰和挪威的过境运输实际上只须经一国或两国领土。
从俄罗斯进口天然气的既有德国、意大利、法国等西欧国家，也有匈牙利、捷克、波兰、斯洛伐克、乌克兰、白俄罗斯、摩尔多瓦等东欧和独联体国家，还有波罗的海沿岸三国等。据统计，2004年，俄罗斯天然气工业股份公司把在西西伯利亚开采的大部分天然气出口到西欧，出口量达1450亿立方米，约占俄罗斯天然气出口总量的90％，占西欧国家天然气进口总量的113，其中80％以上须通过乌克兰境内的天然气管道输送。从俄罗斯到乌克兰只有一根主管道，然后分成若干分支管道供应乌克兰的天然气网络以及输往西欧，如图1所示。
实际上，自苏联解体以来，俄罗斯与乌克兰在能源价格、过境运输费用和天然气截流等方面的摩擦时有发生，其背后隐含着诸多的政治、经济和战略利益。
为了打破乌克兰对俄罗斯天然气过境运输的
垄断地位，俄欧双方共同拟定了一系列替代性的天然气输送方案。在这些方案中，具有特殊意义的是一条向欧洲输送俄罗斯天然气的全新路线――沿波罗的海底部通往德国，继而再到英国――的天然气管道方案。2001年，经欧洲委员会决定，在实施大规模建设方案――“横贯欧洲管网”的框架内，给予北欧天然气管道以优先地位。这条管道将直接沟通俄罗斯的天然气供应商与欧洲国家的消费者，实现天然气出口线路多元化并使对它的调配成为可能；另外，从地理的角度看，它为俄罗斯天然气开辟了一条新的出口通道，使天然气的过境运输无须经过那些经济上不稳定的国家，从而提高天然气供应的可靠性。
三、《过境运输议定书》的制定
国际实践表明，缺少明确而固定的、且包含调整过境运输关系公认规则的条约，将会给出口国造成严重困难的局面。俄罗斯出口商在实施经乌克兰的过境运输中所遇到的种种麻烦，便可作为这方面的一个例证。因此，在能源外交的框架内，俄罗斯以多边为基础已进行了多年有关《欧盟天然气过境运输议定书》的制订工作。在俄罗斯学者看来，此项工作不仅具有重要的实际意义，而且在方法论方面也很有价值，因为其科学的论证过程使得今后可继续沿用该种研究拟定方法，同时还对筹备签署其他能源运输协议有指导作用。但遗憾的是，各方至今没能就有关俄罗斯天然气过境运输给欧盟成员国的一系列观点达成一致意见。俄罗斯学者指出，其中存在的几个尚未解决的关键问题是：明确现有设施的归属、“优先拒绝”权、制定过境运输费率、调解过境运输争端的程序、如何看待地区(欧洲)能源的一体化。
在针对原合同到期后决定是否加入新合同的优先权――“优先拒绝权”问题上，双方的立场是完全对立的。按照俄方的观点，过境运输合同的有效期终止之后，作为原合同参与者的能源供应商应该享有参加或拒绝参加新合同的优先决定权。否则，随着时间的推移，对欧洲消费者所承担的原合同义务的履行将会出现问题，它最终将降低欧洲天然气供应的可靠性，并与俄欧能源对话的基本宗旨背道而驰。
另外，如果借助“稀缺资源管理机制”，或换句话讲，借助欧盟代表所期望使用的竞价手段来确定能源过境运输的费率，在俄方看来，这从根本上与欧洲希望获得可靠的和预期的能源供应的美好意愿相抵触。以竞价方式确定的过境运输的费率多半会高到这样一种地步，它要么导致对消费者的价格飙升，要么会使承担长期义务的供应商的能源供应陷入亏损。
在讨论能源过境运输的问题时，俄罗斯与欧盟围绕地区(全欧)经济一体化展开了激烈争论。在欧洲社会经济政策发生实质性改变和建立新型相互关系的情况下，欧盟成员国认为，对欧洲范围内的能源过境运输应适用内部运输规则，它们应受欧盟内部相关法令的调整，而不受过境运输协议的调整。这实际上意味着，对于其他国家的能源出口(如俄罗斯)，协议将只在欧盟版图以外地区适用，它使已有出口线路的可靠性和通畅性都面临额外的风险。如果俄罗斯同意欧盟的观点，那么它在加入争夺欧洲市场的激烈竞争的同时，还将不得不在欧盟日益扩大的整个地域上服从其现行的和不断变化的立法。非但如此，随着欧盟的东扩，俄罗斯天然气途经毗连国家转运到欧盟的所有相关问题都将只能在其内部法律的框架内得到解决。
由于以上问题的存在，俄欧之间《过境运输议定书》的谈判进行得相当复杂而艰难，有关谈判目前仍在继续。
天然气在能源转型中的作用范文第4篇
关键词：低碳经济时代 石油企业 经济战略转型
1、低碳经济概述
近年来，低碳这个词已经变成了世界的热门词汇，这个概念的产生是在全球气候变暖威胁人类生存和社会发展背景下出现的。低碳的概念最早是由英国人提出的，包括低能耗、低污染、低排放等，低碳不只局限于低碳经济，还包括低碳社会、低碳消费、低碳城市、低碳旅游和低碳生活方式等方方面面。低碳经济主要包括两个方面，一方面，低碳经济，是包括生产、交换、分配、消费在内的所有社会再生产全过程的经济活动要求低碳化，发展经济时要将二氧化碳排放量尽可能的降低限度直至零排放为止，经济的发展要获得最大的生态效益；另一方面，低碳经济，是包括生产、交换、分配、消费在内的社会再生产全过程的所有能源消耗的生态化，要建立低碳能源或者无碳能源的国民经济体系，从而促进经济社会的可持续发展和清洁绿色发展。
2、我国的石油企业现状
目前，我国石油企业正处于新世纪的重要战略机遇时期，如何保持经济的经济的快速可持续发展是我们社会面临的重大考验与挑战。中国是世界第二大的能源消费国家，在能源消费量上仅次于美国。
据中国工业和信息化部的统计数据：2011年上半年我国对进口石油的依赖度从去年的55%上涨至55.2%。数据显示说明：2011年上半年中国石油消费量环比上涨10.3个百分点，至1.98亿吨，在此期间，石油进口量上涨11.3个百分点，至1.07亿吨。中国石油和化学工业学会表示：2011年到2015年期间，随着中国经济增长速度放缓及减少排放量的目标，中国表面石油消费量（相当于产量+净进口量）的增长速度预计下滑至5%。与2006年-2010年期间的7.7%的年增长幅度形成明显对比。中国工程院院士童晓光预测：考虑到中国工业化和城市化水平的不断提高，到2020年中国对进口石油的依赖度将达到60%，到2030年达到65%。有专家提出：中国对进口石油的高度依赖严重威胁到国家的能源安全，石油消费量增长速度已经超出了整体的经济增长速度，这预示着中国经济的发展很大程度上依赖于高耗能工业。政府应该加强能源管理确保未来的供应，应该为石油消费量设置上限，并采取措施把消费量控制在上限范围内。
3、低碳经济时代石油企业经济战略转型分析
在全球进入低碳经济时代，石油企业作为低碳经济的主要承担者，应当紧跟国家的形势，积极响应国家关于低碳经济的政策与战略布局，不断的努力改变自身的经济发展模式，石油应尽快向经济形势低碳经济战略模式转变。
第一，我国石油企业在低碳经济战略转型具有一定的优势。在我国石油企业主要的低碳能源就是天然气和化石能源中的石油，石油企业由于多年生产油气的经验，已经又有了比较成熟的经营模式和技术能力。另一方面，近年来，石油企业更加重视在技术上进行创新，油气勘探和开发，节能减排方面都有很好的发展，对于石油利用效率也比以前有了很大幅度升高，为低碳经济良好发展提供了良好的技术保证。同时，我国政府近年来出台了很多帮助鼓励石油企业加大油气资源勘查的投入和优惠税收与信贷政策，为石油企业大力在发展扩大油气业务提供了很大的支持和帮助。天然气在低碳经济发展中起到更为显著的作用，天然气是清洁高效的能源，石油行业在天然气领域不断取得重要突破，极大的推动了石油企业经济低碳战略转型。
第二，我国石油企业在低碳经济战略转型还存在着某些劣势。首先，石油产品自身具有高碳性质这为低碳经济的发展带来了很大的挑战和困难。煤炭、石油这些能源在燃烧时必然会产生二氧化碳的高排放量，二氧化碳的排放直接回导致全球气候变暖。低碳经济要求石油企业在高耗能的情况下，要长期进行减排和环境保护对于石油企业而言是巨大的压力和挑战。其次，为了实施低碳发展的战略要求，政府会制定一些限制传统石化生产的财政税收政策，这对传统石油企业的经济效益是有巨大影响的。最后，石油企业的低碳技术相对发达国家而言相对落后，在很多环节的低碳开发与利用是与国际先进技术之间而存在差距，缺少技术优势。
第三，石油企业低碳经济战略转型的主要途径，首先，要石油企业要具有低碳发展的意识，加强低碳经济发展教育，熟练节能减排的发展意识，宣传和倡导低碳消费，提高人们的低碳热情。其次，要利用先进的科学技术手段，不断开发和利用低碳技术，不断创新石油企业的低碳技术应用等。第三，积极的开拓新能源的开发利用业务，提高新能源的经济效益，能够有效的推动石油企业的低碳经济发展。第三，学习和借鉴国外低碳发展的先进理念和丰富经验，将其成功的与我国石油企业的低碳发展情况相结合，从而有效的推动中国石油企业的低碳健康发展。
4、石油企业低碳经济战略转型的途径
石油企业实施低碳发展战略，是适应低碳经济发展趋势、提高企业竞争力的要求，是转变经济发展方式、调整优化业务结构、实现可持续发展的必由之路。因此，石油企业要统筹规划，树立低碳发展的理念，着力构建低碳发展的长效机制；分步实施，积极借鉴国内外成功经验，实现平稳转型；立足实际，大力发展清洁能源，优化低碳业务结构；务实发展，在抓好油气主营业务发展的同时，努力发展新能源。
综上所述，我国石油企业正处于低碳经济下的战略转型的关键期，唯有高效科学合理的进行经济战略转型，才能适应当今低碳社会的经济发展要求。
参考文献：
[1]赵星，张运东，杨艳.国际大石油公司低碳发展实践及其启示[J].可持续发展，2001，（7）：12-15.
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天然气在能源转型中的作用范文第5篇
【关键词】低碳发展；碳排放强度；政策途径；河南省
党的十将生态文明建设纳入中国特色社会主义“五位一体”的总布局，党的十八届三中全会提出要加快生态文明制度建设。实现低碳发展，是生态文明建设的重要内容；建立促进低碳发展的体制机制和政策体系，是加快生态文明制度建设的重要组成部门。河南是一个人口和经济大省，伴随着经济的快速增长和发展水平的提高，河南省碳排放强度虽然在明显下降，但碳排放总量和人均碳排放量仍处于快速增长阶段。如何促进并尽快实现低碳发展，促使碳排放库兹涅茨曲线的倒U形拐点早日到来[1]，是中原崛起、河南振兴的一个重大战略问题。本文针对河南省碳排放的特征，结合社会经济发展的形势和趋势，着重探讨河南实现低碳发展的政策路径。
1.加大产业结构调整力度，着力转变经济增长方式
实证分析结果显示，改革开放以来，河南省碳排放总量和人均碳排放量在逐渐增加，并且经济产出的持续增长是河南省碳排放增长的主导因素，而且其作用的贡献值与贡献率还在不断的上升。同时，在研究时段内，河南省二氧化碳排放总量、人均排放量和人均GDP之间呈现出三次曲线的关系，而碳排放强度与人均GDP之间呈现出反比曲线的关系[2]。这说明，随着人均GDP的提高，二氧化碳排放量并非必然经历一段时间的上升后逐渐下降，有可能出现反复，呈现逐渐上升的趋势。如果没有有效的宏观经济和环境政策的干预，环境与经济协调发展的结果不会自然而然的实现。
发展是每一个国家和地区的基本要求和权利，经济产出的增长是满足人民生存与发展基本需求的必要条件。能源消耗作为维持经济系统运行的一项基本投入，在一定程度上反映了国家经济活动的强度和满足国民生活需要的能力。因此，经济快速增长导致环境压力上升是难以避免的[3]。特别是，河南省正处于工业化与城镇化快速推进的发展阶段，这是实现经济腾飞和现代化的必经阶段。目前，河南省以工业特别是重化工业为主的产业结构，对碳排放增加起到了加速作用。改革开放以来，河南省的产业结构调整虽取得了一些成效，但工业增加值和第二产业增加值占地区GDP的比重一直在波动中上升。1998年，河南省第二产业增加值占全省GDP的比重为45.0%，工业增加值占全省GDP的比重为39.3%，到全球金融危机爆发的2008年，河南省第二产业增加值占全省GDP的比重已提高到56.9%，工业增加值占全省的比重达到51.9%。全球经济危机以来，河南省第二产业增加值占全省GDP的比重维持在56.3%-57.3%之间，工业增加值的比重维持在50.7%-51.8%之间。在中部崛起战略中，河南定位为国家的能源、原材料和装备制造业基地，形成了机械、电力、建材、冶金、化工、煤炭、石油及天然气、烟草等一批重点产业，这对碳排放的快速增加起到了推波助澜的作用。
但另一方面，虽然中原崛起、河南振兴对经济快速增长提出了客观的要求，节能减排和降低碳排放的任务异常艰巨，但这并不意味着中原崛起一定要走发达国家和地区那种“高投入、高污染，先污染、后治理”的老路。加快产业结构调整力度，转变经济增长方式，是避免重走工业化老路的必然选择。从节能减排的角度来看，河南省产业结构优化调整应主要包括两个方面，一是在重化工业领域，要进行资源整合，加快技术改造与产品升级换代，大力推进和推广清洁煤技术；二是要大力发展高新技术产业、环保产业和现代服务业，不断提高低碳产业在国民经济中的比重，尽快实现经济结构从高碳产业主导向低碳产业主导的转变。为此，必须改变落后的生产方式与经济发展方式，走全面、协调、绿色、可持续的发展之路，尽快使河南省经济完成从外延粗放型增长向内涵集约型发展的转变，以更少的资源环境和碳排放低价，来维持中原快速崛起所需要的经济增长速度。
2.大力提高能源效率，降低碳排放强度
目前，国际社会提出的碳排放减排的主要措施之一，就是提高能源利用效率，降低单位GDP能源消耗[3]。在河南省碳排放的抑制因素中，能源效率的作用比较显著，是抵消经济发展带来的碳排放增加的主要因素。因此，在能源消费持续增长、能源结构调整步履艰难的情况下，提高能源效率、节约能源是最有效的碳减排途径。这不仅是经济增长方式从粗放型向集约型根本转变的战略需要，也是减轻河南省经济增长对能源高度依赖的一项长期战略。要坚决淘汰落后产能，加大对先进节能技术的倾斜性投资，推动能源开采、转换及利用环节各种创新技术的研发与推广，在经济上和技术上为提升能源效率提供必要的保证。同时，加大《节能法》宣传贯彻力度，加快制定各行业《节能法》实施细则，建立并实施有关碳排放的法律法规、技术标准以及企业准入门槛，从法律、政策层面保障能源效率的持续提高。
3.积极改善能源结构，增加洁净能源的比重
通过对河南省碳排放影响因素的计量分析，发现能源结构因素对碳排放的贡献值为负值，是碳排放的重要抑制因素。从实证分析结果看，河南省能源结构调整进展缓慢，对抑制人均碳排放的贡献比较小。1978年，河南能源消费中煤、石油、天然气和水电的比例分别为92.3%、6.8%、0%、0.9%，而到2008年，这四者的比例为87.9%、7.92%、2.7%、1.5%，能源结构仍高度依赖煤炭，石油、天然气和水电的比例仅略有增加。如果能通过能源替代，增加石油、天然气、水电等洁清能源的比重，逐步改变以煤炭为主的能源结构，这对抑制河南省碳排放的快速增长是极为有利的。为此，需要制定切实可行的能源结构调整规划，一方面大力发展非化石能源，积极扶持发展风电、水电、太阳能及生物质能项目，努力提升非化石能源的比重；另一方面，在化石能源中，增加相对低碳的天然气的使用，是能源结构调整的一个重要战略方向。目前，天然气在河南省一次能源消费中比例还不到3%，这与世界平均高于25%的水平相比，具有很大的发展空间。因此，要加快能源领域的体制改革，通过深化市场和价格机制、政策宏观调控以及实施有关产业政策，理顺能源价格，积极引导能源生产与消费结构的调整和升级，切实改变高度依赖煤炭的结构，大幅度提升洁清能源的比重。
4.结合行业特性，制定差异化的行业节能减排政策
河南省工业行业间直接碳排放存在明显差异性，可以划分为直接碳排放量和直接碳排放强度都较高的高碳行业、直接碳排放量较大和直接碳排放强度较低的中碳行业、直接碳排放量和直接碳排放强度都较小的低碳行业以及直接碳排放量较小、直接碳排放强度较高的碳排放关注行业4种类型[4]。由于产业部门之间存在着投入产出的关联效应，由这种关联效应所引发的间接碳排放也不容忽视，且在一些行业中占有较高比重。因此，针对工业行业间碳排放的差异性，减排政策需要具有行业针对性。
对于高碳行业，由于其是工业碳排放的主要排放源，因此应作为碳减排的主要对象。改善能源投入结构、提高行业技术和能源利用效率，关停一些资源浪费和环境污染严重、能源消耗量大的落后产能，是该类行业节能减排的政策重点。对于中碳行业，其也是工业直接碳排放的重点部门，改善能源投入结构，控制排放总量是一个有效途径。而对于碳排放关注行业，提高行业技术和能源利用效率，同时，鼓励新型燃料的生产和使用，降低碳排放强度是减排政策的着力点。
此外，在制定节能减排政策时，间接碳排放需要引起重视。如金属制品业、通用专用设备制造业等部门，虽然对化石能源的依赖程度不大，直接碳排放量较小，但该类产业具有较强的产业关联效应和较长产业链，对其他产业的碳排放需求较大，间接碳排放在其碳排放中占有很高比重。提高这些部门中间产品的利用效率，减少中间消耗，应作为促进这些部门发展的政策重点。
5.针对区域差异，制定分区域的节能减排政策
由于经济结构、发展阶段、地理条件以及区域政策等方面的差异，河南省低碳发展与碳排放特征的区域差异非常明显，可以划分为低碳发展水平高，经济发展水平、工业化水平和城市化率高的低碳经济区；低碳发展水平高，经济发展水平、工业化水平和城市化率低的伪低碳经济区；低碳发展水平低，经济发展水平、工业化水平和城镇化水平高的高碳经济区等三种类型。针对区域特性，如何制定科学有效的区域差异化的减排政策，对于促进河南省低碳经济发展与节能减排整体目标的实现十分关键。
对于以郑州、洛阳等为代表的低碳经济区，如何继续保持经济增长、工业化与城市化的推进和低碳经济发展的“同步”是政策的着眼点，继续发展绿色环保、技术先进的产业，保持合理的产业结构和高效的能源利用效率十分关键；对于以焦作、济源等为代表的高碳经济区，实现经济增长方式转变与结构调整，促进结构转型与升级，改变资源型经济的局面，提高资源和能源投入的利用效率，发挥规模经济优势十分重要；对于以周口、驻马店、信阳和南阳等为代表的伪低碳经济区，如何改变产业结构、能源结构和技术进步的低水平发展，防止随着经济的增长、工业化的不断推进与城市的扩展而带来的高排放出现则应成为政策的着眼点。
参考文献：
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