中國應對全球石油峰值策略研究

單勝召，黎斌林，肖榮閣

(1.中國地質大學(北京)地球科學與資源學院，北京 100083；

經濟研究

中國應對全球石油峰值策略研究

單勝召1，黎斌林2，肖榮閣1

(1.中國地質大學(北京)地球科學與資源學院，北京 100083；

2.云南農業大學經管學院，云南 昆明 650201)

全球石油峰值逐步鄰近，使得石油中國可獲得的低成本的石油供應量在逐步減少，而對外依存度的不斷增長，使得保證中國石油供應安全至關重要。在基于文獻研究和數據分析的基礎上，文章從石油供應角度方面，提出了保護本土稀缺石油資源，限制傳統大中型油田的產量增幅；增加海域石油以及在南美地區投入的策略。在替代能源方面，提出了大力發展坑口煤電，以及發展清潔能源的策略。

石油峰值；海域石油；坑口發電；清潔能源

Hubbert在1949年發表的論文“Energy from fossil fuels”中首次提出石油產量“鐘形曲線”,在后續的研究中又進一步說明礦產資源可耗竭性，都需要經歷開始-繁榮-衰退的規律。Maass(2005)[1]對石油峰值的定義是，在峰值點，油氣藏產量至極限，無論對于某國鉆井增加多少，石油產量都會大幅下降。Kerschner(2013)[1]認為石油峰值是將石油資源的可耗竭性過度到了產量的下降以及石油成本的上漲。Frédéric Reynès(2012)[2]從經濟學角度重新解釋了石油峰值。認為全球的石油產量之所以會遵循“鐘型規律”，是因為石油的生產成本呈“U型”，意味著成本的增加或減少對應著產量的減少或增加。另外一方面，石油成本具有衰減效應(depletion effect)，當邊際生產成本降低，則石油行業的利潤率以及石油的產量會不斷增加直至峰值。

石油峰值并非石油枯竭，而是隨著經濟性可采石油資源的逐步減少，石油成本大幅上升，在某一時間點或時間段，經濟性可采石油產量增長率降至零(或者趨近于零)，產量在峰值產量后下滑，廉價石油在國際石油市場終結，高油價將成為常態。

在學術領域和主流機構的石油預測研究中，主流的預測均認為石油峰值會來臨，但由于不斷提升的地質知識、技術的進步以及石油價格的上升，全球過去所謂的非常規石油逐步轉變為經濟可采石油，導致全球的石油峰值大大延遲。(Shell,2013[3]；黎斌林2014[4])。

石油峰值的逐漸來臨，會對全球的經濟發展產生重大的影響，Ulrike Lehr et al.(2011)[5]通過建立宏觀經濟模型GINFORS來評估石油峰值對于經濟發展中期影響，通過研究認為：受石油峰值的影響，國際油價持續上漲，直至全球的石油消費量與石油供給量相等。在其評估中均假設全球的石油需求量仍增長，國際油價的劇烈上漲會引發石油價格的非彈性特征(inelasticity)，在國際石油市場，無論是短期或是中期，石油的短缺首先會對交通部門產生負面影響，然后通過間接效應對全球供應鏈產生影響。石油短缺的中期反應使得全球的能源系統朝著節約能源和能源轉移的方向發展，以降低能源需求。同時認為石油峰值對于石油出口國和進口國的影響具有較大的差異性。Lutz和Meyer(2009)[6]也應用宏觀經濟GINFORS模型來對油價上漲對石油出口國和進口國的經濟的影響進行了評估，假設油價在2010～2020期間，若國際上漲至130～150美元/桶，相對于基準情境價格80～100美元/桶(2010～2020年)，高對外依存度的國家，如美國、中國和日本，油價的上漲對GDP的影響程度分別為-1.6%、-2.6%和-3.8%。而對于石油出口國OPEC國家以及俄羅斯而言，對GDP的影響是正向效應，分別為17.1%和10.4%。

因此，對于石油產量僅占總消費量的40.65%，對外依存度高達58.1%(2013年)的中國而言，如何應對石油峰值，保證本國經濟、政治等的安全至關重要。文章從供應角度，可替代能源等提出了應對全球石油峰值的策略。

1 限制本土石油產量增幅，保護本國石油資源

從石油資源的賦存角度，中國屬于石油資源貧乏的國家之一，后備石油資源潛力很低，美國地質調查局(2011)在對中國的六大盆地(準格爾；渤海灣；鄂爾多斯；四川；松遼和塔里木盆地)的待發現石油資源量評估證實：六大盆地的待發現資源量為149.45億桶石油，其中最重要的三大盆地為塔里木盆地(51.41億桶)，鄂爾多斯(41.37億桶)，渤海灣(26.99億桶)的占總待發現資源量的80%，六大盆地的待發現資源量僅占世界總待發現資源量2.6%。隨著我國經濟的發展，石油消費量卻大幅增長，我國人均石油資源占有量嚴重偏低，如果按照當前每日石油消費量1022萬桶來計算，六大盆地的待發現資源量僅能滿足4年所需。而且現有的傳統的大油田已經進入成熟期，資源潛力有限，如松遼盆地的待發現資源量僅為4.26億桶，僅占總待資源量的2.8%，這些成熟大油田大多靠二次開發來進行增產，Mikeal Hook et al.(2014)；CERA(2008)等認為現有大油田的EOR等二次開發技術在成熟油田的大規模開展，會增加大油田的衰減率，而且本身處于成熟期的大油田，儲量規模越大，衰減率越高(Mikeal Hook et al.，2014[7])。

從新增儲量的角度來看，盡管2000年之后，每年我國石油新增儲量均有不同程度的增長，但具有兩個明顯的特點：第一是大部分為巖性油氣藏，傳統構造油氣藏所占比例持續降低。第二是來自海洋的石油所占比例在不斷提高。2012年，新增探明地質儲量創為111億桶(15.2億t)，同比增長率為13%，但是其中巖性油氣藏占了56%，構造油氣藏僅占了15%，巖性油氣藏形態具有不規則形，且分布不具有規律性，勘探難度遠高于以往的構造油氣藏。同時從儲層孔隙度，滲透率等都遠弱于傳統的構造油氣藏。同時來自海洋的石油新增儲量也在不斷增長，2012年，23%的新增儲量是來自于海洋石油。這兩個特點意味著我國的石油資源的勘探朝著地質條件復雜，技術難度大，成本高的方向發展。

盡管過高的對外依存度不利于短期本國經濟增長，但在全球石油峰值的背景之下，全球經濟可采石油資源在逐步減少中，中國本就稀缺的經濟可采石油資源已是關系長期經濟安全，國家安全的重要問題，因此保護有限石油資源，不盲目擴張傳統大中型油田產能，限制本土產量增幅，是我國應對石油峰值問題的首要任務。

2 增加海域石油的供應量

當前，海域石油(Offshore Oil)成為石油公司重點戰略發展的區域，2012年，全球在海域石油(淺海：500m以下；深海：500m以上；超深海1500m以上)的總支出接近3600億元，特別是深海石油(500m以上)是石油公司未來開發的重點，據Douglas-Westwood(2013)[8]研究表明，2008～2012年五年，全球在深海地區的支出總額高達2230億美元，到2017年，在深海投資支出額會高達6500億美元(圖1)。

擁有41萬km2沉積盆地的南海是中國最具潛力的石油資源賦存區域，EIA(2012)評估，中國南海大約有110億桶的石油證實儲量與概算儲量之和(1P+2P)，天然氣為190×1012ft3。但南海的勘探條件及地層條件極其復雜，對于儲量的評估具有很大的不準確性。Wood Mackenzie評估這一值為250億桶的石油。中海油評估石油大約在1250億桶，天然氣500×1012ft3。USGS在對待發現資源量的評估中認為，南海地區常規石油的待發現資源量大約為50億～220億桶，天然氣在70×1012～290×1012ft3，南海地區的油氣資源是極其豐富。但從石油的勘探開發生產角度來看，在這一地區的石油開采行為，會受到自然環境的影響巨大(如：臺風、海冰、潮汐、風浪等)，作業難度也遠大于陸地開采，對于開采設備制造技術，以及施工技術的要求極高。從當前我國石油公司的開采來看，在海域油氣的開采集中在近海，主要在渤海灣海域，而在深海海域的油氣開發，與國外的跨國石油巨頭相比，中國石油企業在海域開發的技術等相對落后。對于海域石油的投資，增加海域石油在石油總供應量中所占的比例,加大對南海地區石油資源的投資與開發，是中國應對全球石油峰值的重要保障。

圖1 全球海域石油支出額[8]

3 積極投資南美和西北非石油資源

盡管全球超過50%的石油出口量都來自中東地區，我國進口自中東地區的石油資源也高達40%(BP,2013)，從中東地區的石油投資與開發而言，盡管地質條件優越，石油成本低，但美國在中東長期占據著主導地位，加上中東地區的政局混亂，中國石油公司在中東地區的很難保證投資安全。

據美國地質調查局(USGS)2012年對全球待發現資源量的評估[9]，南美洲和加勒比地區這一區域待發現石油量大約在445.56億～2618.62億桶之間，均值為1259億桶石油，是世界上最具有潛力的區域，南美洲最具潛力的盆地是Santos,Campos和Espirito三大盆地，大約為556億桶待發現資源量，占這一區域的總待發現資源量的44%。西非被動大陸邊緣盆地群(如：Nile Delta，Douala，Lower Gongo，Gabon和Southwest Africa等盆地)是具有很大資源潛力的地區，USGS(2010)對西非六個地質省評估認為，這六個地質省的待發現資源量為716.91億桶，2010年評估的結果是2000年評估的結果(71.5億桶)的10倍。從政治，經濟等因素考慮，南美洲的巴西，委內瑞拉，西非的安哥拉等國與中東地區相比，相對政治較為穩定，經濟和法律保證也較完善，資源的開發程度也較低，因此中國石油公司積極投資南美和西北非石油資源，是中國應對全球石油峰值的地區戰略選擇。

4 能源替代

替代是由于傳統能源逐步稀缺性，以及外部成本的大幅提升，使得一些較為清潔的能源資源逐步替代常規的資源。石油的能源替代，主要是在化石能源消費結構中，增加其他化石能源的消費來替代石油消費，以及通過其他的清潔能源，如風能、太陽能、核能來逐步替代石油資源的消費。從內涵上考量，是由于石油資源的稀缺性及石油與經濟發展的緊密關系才直接導致這一替代效應。

我國的能源儲量結構中，煤炭所占比例為92%，石油所占比例僅僅為2.9%，而在一次能源的消費結構中，2012年，煤炭所占比例為68.5%，這一值比2011年高出2.1%。作為世界上最大的產煤國之一，美國的煤炭發電比例占其總消費量的87%，而當前我國的煤炭僅僅為35%左右，低效率的煤炭利用不僅浪費了大量的珍貴的煤炭資源，而且加重了當前的環境壓力，也是當前中東部霧霾天氣頻發的最重要的原因之一。煤炭清潔化利用是應對石油峰值問題符合中國國情的最現實、必要性的選擇。

從煤炭清潔化的技術角度來看，主要包括了在在煤炭加工領域、煤炭發電領域、煤制油以及煤相關產業的環保4個方面，我國的煤炭清潔化的技術主要包含了14項技術(黨政軍，2012)。核心技術主要集中在兩方面煤制油(CTL)和煤炭發電方面。

4.1 煤制油(Coal-to-liquids，CTL)

石油峰值會對全球的經濟有著極強的負面影響，所以尋求可替代的能源或者液態燃料來彌補需求上升和產量下降之間的缺口是當前最現實最緊急的對策。煤制油在減緩石油峰值的影響的對策來看是很重要的組成部分(SRE,2000；Hirsch et al.,2005；IEA，2011)。煤制油主要包括了直接液化(Direct Coal Liquefaction，DCL)與間接液化的技術(Indirect Coal liquefaction，ICL)

煤炭直接液化技術(DCL)首先需要將煤炭粉碎至0.2mm以下，并與其它的溶劑與催化劑等生成煤漿，然后通過在反應器內的經受高溫高壓并進行加氫反應成為液態，然后再將所形成的液態進行分離，分離出液化油。煤炭間接液化技術(ICL)先將煤炭氣化成為煤氣，然后對所產生的煤氣進進行氣體凈化，將凈化所形成的一氧化碳與氫氣混合氣體輸送到費托反應器，在一定的溫度和壓力下(250～350℃,2M～4MPa)進行催化反應生成烴類物質，然后通過分離出汽油，柴油，液化氣等物質。

表1是通過最新的外文文獻研究得到的煤制油項目的經濟性評價的估算,這些項目的產能都低于50000桶/d，如果我們假設5萬桶/d,那么相應的成本在35～63億美元，每天的成本大約為9萬～30萬美元，均值約14.5萬美元。從文獻上來看，當國際原油的價格在50～110美元之間，均值在80美元/桶時，才能達到項目的盈虧平衡點，即當國際原油價格超過80美元時，CTL項目才具有盈利性。國內的文獻對于CTL項目的經濟性的估算較少，楊葛林(2012)在對神華集團的CTL項目評估中，認為DCL和ICL項目在國際原油價格分別高于34～35美元/桶和20～30美元/桶的價格才會盈利，當前的煤制油項目的成本依然比較高，經濟性利用還較差。

表1 煤制油(CTL)經濟性估算[7]

煤制油項目對于環境也會造成很大的壓力，主要來自溫室氣體排放以及對水資源的巨大消耗和污染。從CO2項目的排放來看，直接和間接液化技術生產每噸柴油排放量大約分別為為3.36t和3.32t，CTL生產過程中燃料燃放所導致的CO2排放每噸大約為3.9t，粗略估算，CTL生產每噸柴油比石油直接煉制所排放的CO2多5～6t。煤制油項目對于水資源的消耗巨大，據估算每噸液態石油的產出需要消耗6～15t的水資源(Michael Hook et al.,2014)，神華公司的煤制油項目生產每噸柴油耗水量高達8.978t(楊葛林，2012[10]),不僅如此，CTL項目還伴隨著對污水的排放，相應的污水中經常會有硫化物，還會有可能還有二甲苯、苯乙烯等致癌物，污水還有可能經由地表滲透至地下污染地下水。這給本來就嚴重缺水，地下水資源過度利用的中國而言無異于雪上加霜。本身作為應對減少煤炭燃燒的溫室氣體排放排放的項目，如果相應的環保措施采取不當卻對環境造成了更大的壓力。

無論經濟性還是環境問題，當前對于煤制油CTL項目應該堅持國家適度控制的原則，鼓勵技術改進，推動那些技術進步，能夠減少水資源消耗和溫室氣體的排放的項目，優先獲取審批，當前CTL項目不具備大規模推廣的條件。

4.2 大力發展坑口煤電廠

我國的煤炭儲量的76%都主要分布在山西、陜西、內蒙等五省區，煤炭儲量分布集中，但是我國當前的煤電廠都集中在用電需求大的華南、華東等地區，不得不面臨一個惡性循環：煤炭產區依賴西煤東運，北煤南運以獲取低效率、高消耗資源的粗放式經濟發展，相應的煤炭價格運輸到煤電廠之后，煤電廠不得不被動接受遠高于坑口的價格，面對著用電需求的增加，火電廠不得不增加裝機容量，而發電量的增加，增加了本就環境壓力巨大的人口密集區的空氣污染。而在坑口設立煤電廠，能夠有效的減少剩余物的產生量，通過循環利用，又可以拓展相應的循環經濟產業，能夠更有效的利用資源和更有效的節約資源，最終達到經濟、社會和環境價值的協調發展。隨著我國超高壓輸電技術的完善，為煤電的遠距離運輸創造極佳的技術基礎。許多煤礦區都處在較為偏僻的地區，坑口發電對環境的影響遠遠小于在人口稠密地區的火電廠，而且對于煤炭富集區而言，經濟效益也會更高，輸電和輸煤相應的綜合效益之比為6∶1。

在坑口煤電廠的推廣過程中，注重發電廠的外部性問題，提高發電熱效率，鼓勵和支持脫硫與除氮等先進技術裝備的應用。當前我國煤電廠的脫硫設備不到裝機容量的2%，CFBC循環流化床與IGCC整體煤氣化聯合循環等先進技術的推廣仍然較低，因此在推廣的過程中，通過政策扶持，推廣先進技術的應用，提高資源利用率，減少對環境的外部性影響。圍繞坑口煤電廠，拓展相應的產業鏈，做到高效資源，在煤電廠周邊建立生態補償機制，積極減少煤炭開采和煤電廠所導致的環境壓力。

從當前中國的國情來看，大力推廣煤炭資源清潔化利用，特別是推廣坑口煤電廠的建設是當前中國應對石油峰值的最現實的選擇，中國有著豐富的煤炭資源，但是資源經濟性利用低，無法發揮資源的最大效用。大力發展坑口發電廠能夠最大效用化的利用資源，提高資源的利用，減少資源消耗以及降低人口密集區的環境壓力。

5 發展清潔能源

中國清潔能源的近些年來取得了很大的進步，2010～2012年，年均清潔能源的電力裝機增長達到10%，2013年，新能源以及可再生能源的裝機占了總數的31%，比2012年提升5.76%。從新增裝機來看，清潔能源(水力發電，核電，并網風電和并網太陽能發電)的新增裝機總量為5750萬kW，同比增長46%。

我國具有發展清潔能源得天獨厚的條件。據中國氣象局的研究，在陸地上，離地10m風能功率密度為150W，每平方米之上的面積超過了20萬km2，理論儲量超過了40億kW，理論上具備技術開發總量的均值大約在8億kW(6億～10億kW)而海上的風功率密度是路上的3倍多，技術開發總量為7.6億kW左右。我國的太陽能資源也相當豐富，年均太陽輻射量大約為1050～2500kWh/m2，而且我國的沙面面積超過了130萬km2。西藏、新疆、內蒙和青海是我國太陽能最為豐富的4個地區。

我國清潔能源的發展存在的主要問題是：開發利用成本高；清潔能源的開發和利用需要完善的發電設備以及電網技術。除了在不斷在清潔能源利用方面不斷的創新利用技術之外，還需要在政策，布局，電網及監管等方面協調發展。

在政策方面，應不斷制定合理完善的價格政策以及財稅政策，特別是當前技術不夠成熟完善的背景之下，清潔能源的發展離不開政府補貼政策，制定一系列支持清潔能源發展的扶持和發展規劃。布局方面，緊密的結合我國當前清潔能源的分布特征，在重點區域大力推動清潔能源產業的發展。關于電網接入的發展問題，智能電網的發展必須要與清潔能源直接能夠有機結合起來，推動清潔能源能夠直接有效方便的轉化為可直接利用的能源。除此之外，當前很多地區的清潔能源發展出現了過度開發，不尊重市場規律等現象的發生，因此相應的法規規范的制定也迫在眉睫。

6 結論

石油峰值的逐步臨近，意味著低成本、經濟性可采石油產量增長率降至零(或者趨近于零)，峰值產量之后產量逐步下滑，對我國而言，石油生產的邊際收益率在日益下降直至為零，中國可獲得的低成本的石油供應量在逐步減少，如何保證供應安全，論文提出了以下可行策略。

1)保護有限石油資源，不盲目擴張傳統大中型油田產能，限制本土產量增幅，是我國應對石油峰值問題的首要任務。

2)增加海域石油在石油總供應量中所占的比例,加大對南海和渤海等海域石油資源的投資與開發是中國應對石油峰值的重要保障。

3)在替代能源方面，考慮中國實際資源國情，大力推廣清潔化利用煤炭資源，特別是推廣坑口煤電廠的建設是當前中國應對石油峰值的現實的選擇。圍繞坑口煤電廠，拓展相應的產業鏈，做到高效資源，而且在煤電廠周邊建立生態補償機制，積極減少煤炭開采和煤電廠所導致的環境壓力。對于煤制油CTL項目應該堅持國家適度控制的原則，鼓勵技術改進，推動那些技術進步，能夠減少水資源消耗和溫室氣體的排放的項目，優先獲取審批，當前CTL項目不具備大規模推廣的條件。

[1] Kerschner.Economic vulnerability to Peak Oil [EB/OL](2013)http://www.iri-thesys.org/people/kerschner.

[2] Frédéric Reynès.How does economic theory explain the Hubbert peak oil model? [EB/OL](2011)http://www.webmeets.com/files/papers/EAERE/2011/1240/ReynesOkulloHofkes2011_EconomicTheoryHubbertPeakOil_EAERE.pdf.[3] Shell.New Lens Scenarios.[EB/OL](2013)http://s04.static-shell.com/content/dam/shell-new/local/country/gbr/downloads/pdf/swuk-summer-2013.pdf.

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Strategic study on coping with global peak oil of China

SHAN Sheng-zhao1，LI Bin-lin2，XIAO Rong-ge1

(1.School of the Earth Sciences and Resources，China University of Geosciences (Beijing)，Beijing 100083,China；2.College of Economics & Management，Yunnan Agriculture University，Kunming 650201,China)

As global peak oil gradually will be approaching，low-cost oil supply available for China would be reducing，increasing the degree of oil external dependence，It is really vital to ensure China oil supply security.Based on literatures research and data analysis，from the oil supply perspective，the paper provide to protect native scarce oil resources，limit the production growth of traditional giant and medium oil fields，and increase the investment in offshore oil and South America district.As to alternative energy，the paper suggest to develop pithead power plant and clean energy strategies.

peak oil；offshore oil；pithead power；clean energy

2014-07-22

單勝召(1974-)，男，博士研究生，研究方向為礦產資源經濟與管理。E-mail:shanshengzhao@163.com。

黎斌林，男，云南農業大學經管學院講師，博士，研究方向為資源經濟。E-mail:alex811@sina.com。

F407.22;TE011

A

1004-4051(2015)02-0035-05