天然气在线热值分析仪之我国天然气面临的挑战
中国天然气发展面临重大机遇，把握难得发展机遇，做为中国传统文化，谈到机遇，必将会有挑战，今天共同了解一下中国天然气开发面临的挑战，随着开发的深入、油价的下跌和政策、环境的影响，受地质条件制约，国内气层优质储量比例降低，气田开发成本升高，非常规气藏效益开发难度加大，上游效益进一步压缩，主力气田稳产能力减弱，市场竞争越发激烈。上海九游会服务天然气在线热值分析仪结合技术、效益及管理等几方面，总结了中国天然气开发面临的6项挑战。
《1》主力气田稳产能力较弱，稳产形势面临挑战
根据国内天然气资源特点，除少数气田具有自然稳产能力外，大部分气田稳产都需要新建产能来弥补，气田综合递减率平均20%左右，保持每年250亿m3稳产，每年需弥补递减产能50亿m3，效益稳产面临挑战。开发的主要挑战为出水和压力下降，目前近40%的层组产量递减率大于10%，整体综合递减率近5年在8%左右，长期稳产面临挑战。
《2》气田开发成本逐年上升，开发效益面临挑战
《4》天然气效益链分配不均，上游效益面临挑战
《2》气田开发成本逐年上升，开发效益面临挑战
随着资源品位的降低和开发难度的增大，公司天然气完全成本由2011年的631元/千m3上升到2015年的883元/千m3，成本上涨252元/千m3，而气价同期上涨300元/千m3，即气价上升所带来的利润增益几乎被成本的上升所抵消。从全球资源型企业发展历程来看，依靠价格上升拉动的利润增长不可持续。随着技术发展与管理提升，综合成本降低是必然趋势，例如美国致密油综合成本由2013年的70美元/桶降低到目前的30美元/桶左右。
《3》储量与产量的比例发生变化，保持增速面临挑战
《3》储量与产量的比例发生变化，保持增速面临挑战
新增探明储量与当年产量比例由2005年的8降低到目前的5左右，持续上产的资源保障能力有所下降。新增储量中，低渗—致密等非常规储量占70%以上，优质储量比例偏低，平均标定采收率呈下降趋势。储量替代率是年新增探明可采储量与当年开采消耗储量的比值，反映储量的接替能力，已由4.5以上逐年降低至2.5左右，制约了产量的高速增长，未来中国将进入产量稳定增长期。
天然气效益链分配不均，上游利润偏低。下游工业用户用气价格中，省网与城市管网配气费占40%～50%，终端销售企业利润高于天然气生产与输送部分。公司近期仍以进一步控制成本、增加效益为主;中长期要强化产、运、销国家政策中利润切割的争取与引导，力争上游利润在总产业链中的比例。
《5》非常规气开发取得突破，技术效益面临挑战
中国非常规气开发取得了长足的进步，但与北美对比来看，在钻完井、压裂改造技术以及单井开发效果等方面依然存在着较大差距，在技术瓶颈突破以前，进一步降低钻井与压裂周期面临挑战。目前公司页岩气开发综合投资5500万元左右，考虑实际补贴，仍处于边际效益，随着补贴的降低，效益开发面临挑战。
《6》天然气供给气源多元化，市场竞争面临挑战
《6》天然气供给气源多元化，市场竞争面临挑战
天然气供给气源呈现多元化。在国际气源供给方面，进口管道气、LNG均对自产气形成了竞争。多份长贸合同的签订保障了进口管道气的长期稳定供应，进口LNG的价格优势对自产气的供应形成了挑战，波罗的海干散货运价指数(BDI)由高峰期10000以上降到1000左右，大幅降低了LNG的运输成本。
在各种有利政策的支持下，“美丽中国”建设加快了天然气工业跨越发展进程。“美丽中国”建设，赋予了天然气发展新的更强劲的内生动力，天然气成为化石能源向可再生能源转型不可逾越的、不可替代的桥梁，必将加快了天然气在中国的跨越发展历史进程。
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