孟加拉工程承包市场介绍(能源天然气)
一、孟加拉天然气生产历史
天然气是孟加拉最重要商用能源。1955年在Haripur（Sylhet天然气田）首次发现天然气；1959年发现Chattak天然气田。自此共发现22个天然气田，一个油田。
孟加拉天然气生产始于1960年，产自Chattak油气田的天然气当时首次作为商用燃料用于Chattak水泥厂水泥生产
孟加拉的石油、天然气勘探开发大体经历了五个阶段：
第一阶段是从1908年到1933年英-印统治时期，共钻探井6个，但都没有发现石油或天然气；
第二阶段是从1951年到1971年巴基斯坦统治时期，共打探井22口，发现8个天然气田；第三阶段是从1972-1978年，共钻探井9个，发现2个天然气田（一个海上天然气田）；第四阶段是从1979-1992年，共钻探井16个，发现7个天然气田，一个油田；
第五阶段是从1993-2000年，共钻探井13个，发现5个天然气田（一个海上天然气田）。
二、孟加拉天然气储量
孟加拉天然气储量众说纷纭、莫衷一是。很多国际性的咨询公司曾代表孟加拉Petrobangla进行了天然气储量的勘探、分析和研究，一些国际知名的公司、机构有：Welldrill（英国）、HydrocarbonHabitat、IKM、BCIF等。
根据这些公司的所提供的数据资料，Petrobangla的天然气存储研究机构最后得出的数据为：GIIP（初始存储总量）24.745TCF（万亿立方英尺）；初始可再生储量15.51TCF。2003年5年，孟加拉政府经过重新修订，认为孟加拉天然气已探明的净储量为18.0TCF。
孟加拉工程技术大学（BUET）研究分析所得出的GIIP为28.49TCF。
挪威NPD与Petrobangla联合分析研究预测：孟加拉已探明天然气田可能的GIIP 为28.79TCF；可再生储量为20.44TCF;潜在储量为41.6TCF。
Shell研究数据表明，孟加拉天然气储量为38TCF（该储量包括已发现的天然气田和尚未发现的、根据地质资料评估和孟加拉的勘探历史所潜在的储量总和）。在后来的一份报告里，Shell根据USGS-Petrobangla研究预测，孟加拉天然气总的储量在43-64TCF之间，现存储量为18TCF，储量增长为5-6TCF，潜在储量为20-40TCF。
Unocal认为，孟加拉碳氢化合物资源为61TCF，已探明储量为16.1，天然气田增长潜能为12.8TCF，未发现的潜在的储量为32.1TCF。
USGS(美国地质勘查U.SGeologicalSurvey)与Petrobangla联合研究认为：孟加拉潜在的天然气储量为32.12TCF。陆上天然气田前景更好，潜在天然气储量为23.34TCF。海上天然气潜在储量8.05TCF。
USGS估计孟加拉的天然气储量除了“尚未发现的存量”以外，还有32.1TCF；认为孟加拉除了可以向印度市场供应天然气外，将有可能成为世界上重要的天然气生产国。
Petrobangla基于2001年能源矿产资源部、挪威石油理事会2001联合评估，对各天然气田储量情况公布的数据详见附表一。
三、孟加拉天然气利用及未来天然气需求预测
孟加拉天然气的利用大致可以分为5个方面：电力、肥料（尿素、氨和氢硫化铵）、工业、商业、家庭。电力消耗大约为45%，肥料消耗大约为35%，其它为20%。目前，天然气是孟加拉重要的发电燃料，尿素及氨气生产的原材料和燃料，用于工业及商业设施及城市家庭燃料以替代木材及煤油。
未来50年（2000—2050）孟天然气国内需求预测：
若GDP增长率为4.5%，需求量为64—69TCF（万亿立方英尺）；
若GDP增长率为3%，需求量为40—44TCF；
若GDP增长率为6%，需求量为101—110TCF；
若GDP增长率为7%，需求量为141—153TCF。
肥料生产每年以7-10%的速度增长；电力需求每年增长10-13%；工业用气每年递增超过7%；天然气需求增长将超过GDP增长。《金融快报》2003年10月9日报道：为满足日益增长的天然气需求，孟计划在两年内新增天然气生产能力2亿立方英尺/天；官方调查显示：孟加拉天然气生产增加了1.6亿立方英尺/天，达到12.88亿立方英尺。其中有三分之一由国际石油公司（IOCs）生产，三分之二产自Petrobangla自有天然气田。
四、孟加拉天然气开发生产模式及优惠政策
Petrobangla----Petrobangla的前身是1972年3月26日根据总统令成立的孟加拉矿产石油天然气公司（BMOGC）。1972年9月27日根据总统第120号令成立了孟加拉矿产开发公司（BMEDC）,负责矿产资源的管理、开发。重新组建后的孟加拉石油天然气公司（BOGC）根据1974年8月22日15号令成立，简称Petrobangla。1976年11月13日，根据第88号令，组建了孟加拉石油公司（BPC）负责原油及石油产品的进口、提炼和市场销售。1985年4月11日，根据第21号令BOGC和BMEDC合并组成孟加拉石油天然气矿产公司（BOGMC），1989年2月11日，第21号令作了部分修改，BOGMC简称Petrobangla。Petrobangla享有天然气独家购买权，以国际能源市场价格从IOCs购买天然气，以政府固定价格（政府补贴）提供给用户；为IOCs提供天然气输送及分销服务。Petrobangla2002-03财年上缴利税226.1亿塔卡（约合3.8亿美元）。
1974年的石油法（PetroleumAct1974）授权政府促进天然气的钻天、开发、加工、提炼和销售。Petrobangla代表政府同IOCs签订PSC。
国际性的石油公司（IOCs）自孟加拉独立以来一直通过合同协议方式----产品分享合同（ProductionSharingContracts）和天然气购销协议(GasPurchaseandSaleAgreement)在孟加拉进行石油天然气的勘探开发。
PSC主要条款包括：合同期限，其中包括：钻探期、评估期、生产期、放弃期；成本回收、政府份额、石油或天然气收购价格、税赋、天然气出口、国内销售、经营管理、转让、仲裁等条款。
按照1993年的石油政策，政府在接到钻探申请6个月内，最迟不超过9个月做出决定；PSC样本可随时进行修改；外国石油公司的利润可汇回国内；免收项目管理费；钻探、开发及生产阶段进口机械设备及零配件免征进口税；免征全部所得税及其他相关税赋；海上开发项目另有特殊优惠，政府收费及所占份额也较小。
五、孟加拉天然气田及天然气生产、经营公司
Petrobangla在全国范围内有22个油气田，其中有12个在运营，共54口生产井。其中51口气井生产情况详见附表二。有五大公司从事天然气生产：
孟加拉天然气田有限公司（BGFCL）
孟加拉Sylhet天然气田有限公司（SGFL）
孟加拉石油勘探生产公司（BAPEX）
壳牌孟加拉勘探开发公司（Shell）
美国Unocal孟加拉有限公司（Unocal）
BGFCL、SGFL、BAPEX隶属Petrobangla，是Petrobangla的子公司。
BGFCL是孟加拉最大的天然气生产公司，共拥有8个天然气田：Titas、Habigonj、Bakhrabad、Narshingdi、Meghna、Begumgonj、Feni和Kamta。2003-03财年生产天然气249.79BCF(十亿立方英尺),每天平均生产684MMCF(百万立方英尺)。SGFL从事天然气的生产及加工提炼，它拥有5个天然气田：Sylhet、Kailashtila、Rashidpur、Beanibazar和Chhatak；拥有一个油田，也就是Haripur 油田。目前Chhatak天然气田已停产，Haripur油田也已停产。2002-03财年生产天然气77.68BCF，平均每天生产213MMCF。
BAPEX从事石油、天然气的钻探、开发，拥有Saldanadi、Fenchugonj和Shahbazpur 天然气田。Saldanadi天然气田目前正在生产；Shahbazpur和Fenchugonj正在开发。
经Petrobangla特许加盟从事天然气输送及销售的公司有：孟加拉天然气输送公司（GTCL）：负责天然气管线建设和天然气输送；Titas天然气输送分销公司（TGTDCL）：是孟加拉历史最悠久的天然气销售公司；Jalalabad天然气输送分销公司（JGTDSL）；Bakhrabad天然气系统公司（BGSL）。
Shell目前从Sangu（海上天然气田）天然气田生产天然气。Shell同时拥有另外两个天然气田-----Semutang和Kutubdia。
Unocal拥有3个天然气田：Jalalabad、Maulavibazar和Bibiyana。目前从Jalalabad生产天然气。
六、IOCs参与孟天然气勘探开发得标情况
国际性的石油公司在孟家拉通过与Petrobangla签订一系列的生产共享合同，对孟加拉天然气田的勘探和开发做出了重大贡献。在孟从事或曾经从事石油天然气勘探开发的国际石油公司（IOCs）有：Arco、Ina-Naftaplin、NipponOil、Ashland、CanadianSuperiorOil、UnionOil、Shell、Schimittar、Occidental、Cairn、Rexwood、Umic和Unocal。
孟加拉全国共划分为23个气块（详见附表三）。早在20世纪70年代初，在生产共享合同（PSCs）项下，孟政府授予6个IOCs7个气块的开发权。
在20世纪90年代的两轮招标中，孟政府授予了IOCs12个气块的开发权。具体得标情况如下：
第一轮招标（1993年）
Occidental获得12、13、14号气块；CairnEnergy获得15、16号气块；Okland/Rexwood获得17、18号气块；UnitedMeridien---22号气块第二轮招标（1997年）
9号气块授予Tullow、Chevron-Texaco、Bapex；5、10号气块授予
Shell/Cairn；7号气块授予Unocal
变更情况：
1997年初，Unocal获得了Occidental12、13、14气块50%的开发权;1997年Occidental在Sylhet地区的一口天然气井发生爆炸并引发大火，1999年5月，Unocal接管了Occidental在孟加拉所有的资产及经营业务。1999年15、16号气块的大部分开发、经营权由Shell接手；17、18号气块由Tullow接手。2001年11月Unocal提交了一份正式建议，建议铺设一条1360公里的输油管线至印度西部的Gujarat省，向印度出口天然气，该输油管线将把Bibiyana油气田同印度的天然气主干线---HBJ输油管线相连接，但被孟加拉政府拒绝
2003年3月，Unocal宣布将开始开发14号气块的MoulaviBazar油气田，到2004年将开始每天生产1亿立方英尺天然气用于国内市场供应。Unocal称，希望MoulaviBazar天然气田的投产能有助于从Bibiyana油气田向印度的天然气出口。
七、国际石油巨头撤出孟加拉风波与孟加拉出口天然气之争
法新社2003年8月5日报道：石油巨头Shell以7500万美元的价格将其在孟资产出售给英国Cairn能源，Shell孟加拉发言人RubaRahman称，一旦政府同意，Cairn能源将接收其在孟资产。Shell孟加拉同Cairn签署了一项不具法律约束力的意向书，转让生效日是7月1日，两家公司业已向孟加拉政府提出书面申请以获取批准。Carin财务总监KevinHart称，公司力争在年底完成Shell在孟上游资产的兼并，并对在年底前得到孟政府批准充满信心。
Shell在巴基斯坦统治时期于1950年开始在孟加拉开始经营，1999年购买了Cairn的部分经营权。此次转让包括Shell在孟加拉湾的Sangu天然气田（Sangu 天然气田是Cairn于1996年发现，两年后开始生产，2003年上半年生产天然气
1.56亿标准立方英尺）。
2、孟2003年9月18日《金融快报》载：美国Chevron及Texaco两大石油公司9月17日（星期三）通知孟政府决定中止在孟业务，两公司官员致信孟加拉国石油天然气公司寻求政府同意将其上游资产及业务移交给加拿大Niko天然气公司。这是近几个月来孟加拉第二起石油巨头欲将经营业务及股份转让给一些实力相对较弱的石油公司的事件
目前，两公司在Comilla的9号气块,Noakhali及达卡市的部分地区从事天然气开发。在1997年的第二轮招标中，孟将9号气块授予Chevron、Texaco、Tullow 三家公司，各占30%的股份，剩余的10%由Petrobangla持有。9号气块面积为6880平方公里，靠近达卡市。9号气块的陆上勘探活动一般限制在旱季进行（从11月到来年5月），从2001年到2003年旱季，合资伙伴联合进行了2D和3D 地震性勘测，2D地震勘测由Tullow合资伙伴孟加拉BAPEX进
TULLOW拥有17、18号气块1.3724万平方公里80%的股权（17、18号气块主要分布在孟加拉湾海上区域，Sangu天然气田南侧）。
Chevron、Texaco现在欲将各自30%的股份转让给Niko；爱尔兰Tullow公司30%的股份保持不变。Petrobangla反对Chevron-Texaco向Niko转让股权的请求，Petrobangla致信Chevron要其就与Niko交易一事做出合理解释。在信中Petrobangla称，此前Texco将股权转让Chevron的申请当时并未得到政府同意（也就是2001年10月9日，美国两大石油巨头Chevron与Texaco合并，Texaco 将9号气块的股权转让于Chevron），认为PSC项下9号气块的任何变更必须提
出书面申请事先征得孟加拉政府的许可。Chevron称，Chevron与Texaco的合并当时应被视为接受，理由是根据PSC第31.2款之规定，在Petrobangla收到通知后60天内，如未表示反对或未要求予以澄清，则被视为接受。Tullow也对Chevron-Texaco向Niko转让一事提出抗议，理由是未征得其同意。
IOCs一直在向孟政府施压----要么同意向其邻国印度出口天然气，要么偿付拖欠的天然气款项。根据孟加拉贸易杂志（TradeJournal）报道，孟加拉政府截至2003年5月拖欠Shell、Cairn和美国石油巨头Halliburton的天然气销售款已超过7400万美元。
孟加拉潜在的天然气危机，换言之，也就是对天然气的潜在需求可见一斑，既然如此为什么Shell和Chevron还要声言退出孟加拉市场？
回头来看，一些实力较强、影响力较大的IOC之所以要淡出孟加拉市场，主要是因为孟政府迟迟不对天然气出口问题表态，或者说对天然气出口的可能性表示悲观或失望。天然气能否出口，直接影响到这些石油巨头的切身利益，照目前情况，这些石油巨头在孟加拉仅靠一两口气井供应当地市场显然很难形成规模效益，难以满足他们想在孟加拉天然气开发上赚钱、赚大钱、在短期内赚大钱的胃口，再加上受到与Petrobangla所签订的PSC天然气销售及价格的限制、资金回笼迟滞、政府官员腐败等困扰，见风使舵、见好就收也未必不是明智之举。Shell和Chevron-Texacol的撤资举动无疑是对BNP政府执政两年多来在吸引FDI方面的一个否定，对孟加拉政府也无疑是一个震动，但尚不至于动其筋骨；Petrobangla 反对Chevron出让股权的举动，更重要的是顾及自己的颜面，不愿承认吸引FDI 的失败，但孟加拉近年来的投资环境早已为世人所知，政府腐败连续三年被透明国际列为榜首所造成的影响同两大石油巨头撤资风波相比只不过是小巫见大巫。另一方面，不同公司由于实力不同、经营战略不同，看待同一市场自然会有不同的考虑和选择，有进有出亦算正常。Cairn首席执行官BillGammell称，Cairn 对孟加拉天然气市场增长潜力表示乐观；包括Shell资产在内，到2003年底Cairn平均生产能力将超过3万桶/天。2003年上半年，截至6月份，Cairn集团生产创历史新高，达到每天3.0623万桶，增长44%，净利润增长69%达2630万英镑。
现在看来，不管是对是错，向印度出口天然气搁浅已成定局。8-9月份，向印度出口天然问题在孟加拉国内闹得沸沸扬扬，真可谓仁者见仁、智者见智。2001年孟政府成立了两个委员会，一个是国家储备委员会，一个是国家利用委员会。国家储备委员会称，孟天然气储量可能在12.04万亿到15.55万亿立方英尺之间，不足以满足2015年以后的国内需求；而国家利用委员会则认为，仅从储量来看，天然气出口是不可能的，但鉴于探明有新的油气田，可以考虑从国际石油公司所占份额中有限制地出口一部分；能源及矿业部长穆沙拉夫对向印出口天然气也怀报支持态度，认为在20年的时间内，出口3.5—3.7TCF（每天5亿立方英尺），不会给国家造成大的伤害。但8月份《金融快报》、《独立报》的两则报道，令老百姓忧心忡忡。
《金融快报》称，孟加拉天然气需求每天已超过天然气生产能力约2000万立方英尺，包括Savar、Joydevpur和Gazipur地区在内的达卡市北部地区的工业区天然气供应压力不足，为恢复正常压力，天然气输送有限公司（GTCL）动用储备向输气管线输气增压。GTCL官员称，储备用气不足以应对无限期的输气管线压力不足问题，这种情况去年冬天也曾发生过，如果不增加天然气供应量，对输气管线进行拓展、改造，这种情况随时可能再现。
《独立报》载“天然气危机就在前面---气井产量下降”：由于缺乏适当的计划和管理，孟加拉很可能在不远的将来就会面临严重天然气危机。Petrobangla专家组紧急会议上，专家们对未能采取计划生产深表痛心，这种局面继续下去，将出现失控。一些气井的过度开采已经导致产量下降，
Kaylashtila,Bianibazar,Sangu和Bakhrabad四个天然气井都有减产的征兆。近四个月，这些气井每天的天然气生产减少了25MMCF（标准百万立方英尺）。Sangu本可以生产出172MMCF却只生产出160MMCF，Kaylashtila减产
10MMCF,Bianibazar和Bakharabad少生产了10MMCF。专家们对全国现有的54
口天然气井的资料数据及生产趋势作了分析后认为，如果这种局面持续下去，孟加拉整个天然气分销网络基础设施随时可能崩溃。在Petrobangla工作的专家注意到孟加拉四大天然气分销公司未能将足够的天然气输送给用户。引用近几个月的情况，专家们称，目前全国每天天然气产量为1270MMCF，需求量为1284MMCF，这意味着平均每天有10-14MMCF的缺口。
路透社消息：天然气供应短缺迫使孟政府向肥料生产厂及达卡市以外的出口加工区企业减少15%的供气量。能源部长称，近两年的天然气需求增长超过50%。天然气发电用量超过600MMCF，全国的天然气发电厂从2001年的21个增加至26个，同时天然气新增用户超过20万，天然气供应短缺引发国内抗议示威，要求政府立即采取措施解决。
孟加拉议会反对党也趁机发难，曾警告：如果政府同意天然气出口将采取强烈行动。当然，在出口天然气问题上威胁采取政治运动在孟加拉并不算什么新鲜事，只不过是政党之间的换位而已，因为目前执政的BNP在反对党人民联盟掌权期间也曾发出过反对天然气出口类似的警告，就这样本来很简单的一个经济或者叫战略决策问题，但由于孟加拉在野党和执政党的矛盾和斗争而变得错综复杂。
8月31号由财政部长、卫生部长、工业部长、外交部长等参加的孟内阁高官会本来将就是否向印出口天然气做出最终定夺，但最后的会议议题根本没有谈及天然气出口问题；会后，孟外交部长称，有关天然气出口问题，政府要自主决定，必须考虑到国家、民族利益，天然气出口问题就这样不了了之。
八、Petrobangla面临的问题及天然气勘探开发计划
自1974年以来，孟加拉的5个5年计划和一个两年计划共六个计划阶段计划打40多口探井，而实际上只打了16个，在不同的计划时期，资金是一个主要的问题。20世纪90年代，尽管有IOCs参与，孟加拉的钻探计划并没有取得预期的发展势头，90年代末，IOCs也放慢了钻探步伐。
而目前困扰Petrobangla的依然是资金问题，Petrobangla主要靠政府预算资金投入，开发能力有限；再则，国内天然气用户拖欠天然气款，数额竟高达270-300亿塔卡（约合5亿美元）；其三是天然气输送管线系统的高损耗：孟加拉的天然气系统损耗远远高于国际标准达7%，刨去正常2%的损耗，孟系统损耗估计每年仍有24亿塔卡。
毋庸置疑，天然气的勘探、开发需要大量的资金投入，是高风险投资。打一口探井大概需要5亿塔卡（约800万美元），也许几口探井钻下来一无所获。政府很明白，投资就是为了赚钱，没有丰厚的回报，谁也不愿意投资，更何况是高风险的巨额投资，但涉及到天然气出口这一敏感的问题，谁又奈何？！2003年10月孟能源及矿产资源部长MosharrafHossain承认，目前投资者只热衷于天然气输送管线系统建设，而没有人愿意投资于天然气的勘探、开发。既然吸引FDI
已不大可能，那么，孟政府所能做的也只有向世行、亚行等国际金融机构申请援助贷款，同时在国内加大追缴天然气用户欠款的力度。退一步讲，即使得不到国际金融机构的援贷，若能收回欠款，再加上政府财政预算的资金投入，形成新的生产能力还是大有希望的。
为解决潜在的天然气危机，孟政府现计划由Petrobangla及其所属公司实施一系列的天然气勘探开发项目，到2007年天然气产量将从现在的每天12.8亿立方英尺提高到15.85亿立方英尺；铺设730公里输气管线，主要服务于达卡市及周边地区的天然气发电、工业、商业及家庭用气。政府原则上同意拨付252.1亿塔卡。作为支持孟加拉天然气能源领域的一个组成部分，亚洲开发银行提供的资金增长了22.5亿塔卡，过去为83亿塔卡。据Petrobangla方面消息，目前已知每天最大需求量为12.77亿立方英尺，生产量为每天12.8亿立方英尺。到2007年每天的需求量将达到15.6亿立方英尺。2004至2007年间增加的天然气生产将注入输气管网。约56亿塔卡其中包括44亿塔卡外汇将用于扩大天然气生产。Sylhet 天然气田公司、孟加拉天然气田公司和BAPEX将负责扩产工作。孟加拉天然气田公司拟投入7.7亿塔卡自有资金扩大天然气生产；Sylhet天然气田公司将安排1.3亿塔卡；其余部分由政府拨付。
天然气输送管线建设计划：从Ashuganj至Monohordi长37公里，管道直径为30英寸，预计投资13.6亿塔卡，该项目前期准备工作已经启动，预计冬季全面开工。从Monohordi到Jamuna大桥东岸，长103公里，管径30英寸，预计投资35亿塔卡；从Ashuganj至Narshingdi至Haripur至MeghnaGhat，长105公里，管径30英寸，预计投资46.5亿塔卡；从Bibiana至Rashidpur长25公里，管径30英寸，预计投资11亿塔卡；从Nolka至Bonopara至Ishurdi之Bheramara 长125公里，管径30英寸，预计投资50亿塔卡，该管线将向坐落于Bheramara 的一座新建的450MW电厂输气，将来该管线将延伸至Khulna。从2001年10月至2003年5月新增天然气输送管线263公里，总长度达到1786公里。
BAPEX已于10月24日开始，在11号气块长度为1200-1500公里的区域开始2D 地震性探测。11号气块覆盖Mymensingh及毗邻地区，是唯一一个属于孟加拉国油公司的气块，此前，该气块曾授标于爱尔兰Tullow和马来西亚Petronas的合资公司，但这两家公司未能按计划进行勘探开发，后来移交给BAPEX。
九、孟政府与世行的天然气价格改革
世行认为孟加拉天然气价格扭曲，建议提高天然气价格，引入新的价格机制与国际市场石油天然气价格接轨，同时也减少政府补贴，是孟加拉能源领域改革的重要方面。1990年7月至2002年9月孟加拉天然气价格调整情况详见附表四。
新的价格政策将分三个阶段实施，天然气价格平均提高5.77的百分点，每个阶段提高1.92个百分点。第一阶段提价原定于2003年9月1日；第二阶段定于2004年3月1日；第三阶段为2004年9月1日。原定于9月1日的承诺并没有得以实现，孟政府保证第一阶段提价从2003年10月1日起执行，但孟《金融快报》2003年10月14日报道：总理要求能源部推迟天然气提价计划。原因不难理解：天然气提价涉及千家万户、触及各方利益，反对之人自然不在少数，更重要的是，政治斗争愈演愈烈，BNP不愿意由于天然气价格上涨而引发新的矛盾乃至冲突给反对党以可乘之机。
孟政府将组建能源管理委员会，计划组建中的能源管理委员会（ERC），由一名主席、四名成员组成。根据议会通过的一项议案，ERC本应于2003年9月成立，
但到目前并没有结果；据《金融快报》报道，有可能来年1月份组建。届时，两部新的法令将在议会通过，一个是《天然气法》，一个是《压缩天然气法》，ERC 将根据两部新的法令行使自己的职权。
孟加拉天然气需求随着经济的不断发展，环保意识的不断增强，潜在需求市场可见一斑，但孟加拉国内政治斗争势必左右着经济领域各行各业的发展，尤其是能源领域的开发更是人们关注的焦点。天然气资源是孟加拉国民经济发展的命脉，涉及千家万户，孟加拉天然气开发与其说是经济政策的取舍，倒不如说是政治斗争的决策；与其说是一个经济成本考量，到不如说是一个政治风险规避。
孟BNP政府执政两年来，至少到目前为止还看不出有什么建树，有关人士对从IOC购买天然气也提出各种指责，称政府从IOC以较高的价格购买天然气，通过政府补贴再提供给用户，Petrobanlga同IOC签订的PSC及购销协议是为个人或掌权者谋利益等等。政治斗争日趋激烈，反对党借法律、秩序恶化，执政党对经济发展无所作为，政府管理低效、腐败等问题在全国及主要商业城市频频发起联合大罢工，使本已脆弱的孟加拉经济更蒙上一层阴影；尽管有来自像Shell、Chevron-Texaco、Unocal等国际石油巨头的威胁、利诱，有世行、国际货币基金组织的劝戒，BNP政府在这样的形势下，都会首先权衡自己的利益得失，一方面政府要借助IOC的力量来满足国内用户需求，一方面又要提防被IOC所掌控，一方面同WB和IMF周旋，一方面要考虑应对来自反对党的发难，因此，孟加拉能源领域的改革注定是瞻前顾后、左顾右盼。
截至目前，中国公司在孟加拉尚未独立从事天然气的勘探、开发，更多的是涉足于与天然气相关的承包工程。中石油、中石化、寰球化学、五环化学等在97-98年曾先后参与了“孟加拉第15号气块石油天然气钻井分包（总包为英国凯恩公司）”、吉大港东方炼油厂四个储油罐、西莱特天然气调压站、芬尼气田60MMCFD （标准百万立方英尺/天）天然气硅胶脱水厂搬迁与安装工程、拉希德普天然气硅胶脱水项目（承建两个45MMCFD天然气硅胶脱水处理厂和18公里的天然气输送管线）、LPG灌瓶站、西莱特液化气装瓶厂等项目。日前（2003年10月），中国寰球化学工程公司又获得“孟加拉BAPEX60MMCFD天然气处理厂（硅胶脱水）”项目，即将进入合同执行阶段，合同额680万美元，为孟政府自筹资金。目前仍有几家中资公司对天然气输送管道铺设项目进行跟踪；今年8-9月份，国内两家从事石油勘探开发的公司也曾到我孟加拉经商处了解孟加拉石油、天然气勘探开发及投资环境等相关情况，与孟加拉有关方面及一些IOC也进行了接触，但到目前为止尚无具体行动。
Natural Gas: Exploration, Production and Consumption
Bangladesh is situated at the confluence of three major rivers—the Padma, the Jamuna, and the Meghna—that form one of the largest deltas in the world. The ongoing pressure of the Indian subcontinent tectonic plate against the Asian landmass over the millennia has created a north-south sedimentary fold-belt running the length of the eastern half of the country. This is a prime location for hydrocarbon resources.
Hydrocarbon exploration activity in this area has been ongoing since the beginning of the twentieth century. Natural gas was first discovered in Bangladesh in 1955 at Haripur. Since then, exploration of oil and gas resources has led to the drilling of sixty-four wells and discovery of twenty-two gas fields and one oil field. Petrobangla, a fully state owned corporation and its subsidiary companies, such as BAPEX, BGFCL and Titas Gas, are responsible for the exploration, production, transmission, distribution, and development of oil, gas, and other mineral resources of the country. Bangladesh Petroleum Corporation (BPC), another
state-owned corporation, is responsible for the import of crude oil and other petroleum products, refining, and marketing of liquid petroleum products, including Liquefied Petroleum Gas (LPG). Recently, some private companies have been allowed to import bottles and market LPG for domestic consumption in areas where pipeline gas is not available.
BAPEX, a subsidiary organization of Petrobangla, is involved with gas exploration, although its financial resources are limited. Private sector interest and foreign direct investment in the gas sector became dramatically visible in the 1990s. At that time, the government of Bangladesh divided the country into twenty-three exploration blocks and offered them for private investment by international oil companies (IOCs) under Product Sharing Contracts (PSCs). The following five companies are producing gas:
1. Bangladesh Gas Fields Company Ltd. (BGFCL)
2. Sylhet Gas Fields Ltd. (SGFL)
3. Bangladesh Petroleum Exploration and Production Company Ltd.
(BAPEX)
4. Shell Bangladesh Exploration and Development B.V. (SHELL)
5. UNOCAL Bangladesh Ltd. (UNOCAL)
Of these companies, the first three are state owned companies and the last two are IOCs involved in exploration and production of natural gas through PSCs with Petrobangla.
In the thirty-plus years since 1972, Bangladesh's national gas industry has received government funding of approximately Tk. 60 billion. The bulk of funding has been allocated to transmission and distribution, with only 16 percent, or around Tk. 9 billion (equivalent to about US$ 300 million), expended upon exploration and development. The bulk of funding has been allocated to transmission and distribution, while the development and
exploration activity are greatly underfunded for companies such as Petrobangla/BAPEX despite the discovery by Petrobangla of ten gas fields and one oil field. But the reserves of these fields are much smaller than those discovered by the IOCs. No discoveries took place after 1996 by Petrobangla. It is worth mentioning that the cessation of discoveries by Petrobangla coincides with cessation of exploration funding by the government to Petrobangla, which to some extent shows that available local expertise is not being used.
Product Sharing Contracts
The International Oil Companies engage in the exploration and production of the country's natural gas by signing Product Sharing Contracts with Petrobangla. An understanding of the relevant provisions of the PSCs would contribute substantively to a comprehension of the obligations of Petrobangla.
PSCs are structured so that an IOC makes an initial bid and, if successful, enters into negotiations with Petrobangla with respect to the contract's key elements. The initial bid proposes the critical features such as maximum cost recovery by the IOC, the share of production between the IOC and Petrobangla, and the price at which the IOC share of gas production would be sold to Petrobangla.
There are two elements of product sharing; one is termed as "cost recovery" and the other as "profit gas." Under the PSCs, the IOC is similar to a contractor who gets paid for costs and risks from its share of the output from successful drilling. The IOCs are responsible for all losses related to unsuccessful drilling. In a successful field, the output is shared. First, up to some predefined maximum, the IOC receives a share of output characterized as "cost recovery" to compensate for the cost of exploration and production specific to that field. The residual quantum, known as the "profit gas," is shared between the IOC and Petrobangla, based on the initial bid and subsequent negotiations.
Production costs are independently audited in each case of successful drilling, but in any case, the shareholders of the IOC have an incentive to keep costs down; cost overruns directly reduce the returns to shareholders. But it is worth mentioning here that the production costs of the international oil companies so far have been four to seven times higher than that of Petrobangla. The PSCs also stipulate that the price for offshore gas will be 25 percent higher than the price for onshore gas.
Under the PSC terms, Petrobangla is bound to purchase the IOC share of gas output. Currently Petrobangla is paying the IOCs at a rate of $2.80
per 1,000 cubic feet, but selling the same at a subsidized rate of $1.40 in the domestic market, resulting in a sizable burden for Petrobangla. By having to purchase 168 Bcf (billion cubic feet) of gas from mid-1998 up to April 2002, the corporation regressed from an initial position of profit to the point where it was showing a total loss of $1.5 million.
The following tables demonstrate the results of product sharing in the case of two fields operated by international companies.
Table 2.1: Offshore and Onshore Profit Gas Volume Splits (Sangu Gas Field) (note: CR=Cost Recovery; IOC=International Oil Company; PB=Petrobangla)
Source: Article No. 13.6 (b) of the Product Sharing Contract
Table 2.2: Offshore and Onshore Profit Gas Volume Splits (Jalalabad Gas
Field)
(note: CR=Cost Recovery; IOC=International Oil Company; PB=Petrobangla)
Source: Article No. 13.6 (b) of the Product Sharing Contract
Table 2.2 clearly shows that a sizable portion of profits is awarded to the oil companies operating in the fields. The Sangu PSC (Table 2.1) contains both onshore and offshore production splits during the major cost recovery period and afterwards. Because of relatively higher investment and a generally higher risk factor, the offshore provisions are comparatively more favorable to the contractor. The Jalalabad field, which was discovered by Petrobangla, was leased to an IOC for production. For that reason, and due to its being situated on shore, the contract provisions are relatively favorable to the Petrobangla corporation.
A History of Natural Gas Consumption in Bangladesh
The production of natural gas began in 1960, after its initial discovery in 1957. At that time, the annual consumption of natural gas in the country was only 1 Bcf, but this figure has risen so that natural gas is now the major fuel for power generation in the country. From only 67 Bcf in the first decade, the consumption of natural gas rose to 279 Bcf in the following decade, and thereafter to 1,067 Bcf during 1981-90. During the last decade (1991-2000), Bangladesh's natural gas consumption reached 2,490 Bcf.
Table 2.3: Gas Production and Consumption in Bangladesh
Until 1970, Bangladesh relied predominantly on oil for its energy needs. Beginning in the mid-1970s the country increasingly adapted to the use of gas. The increasingly high demand for natural gas during the 1980s reflected in Table 2.3 is clearly from fuel switching.
There are currently no exports or imports of natural gas, so the growth of domestic consumption tracks the growth of domestic production, demonstrating an overall growth rate of 7 percent per year over the last several decades. The initial level of consumption was so low that even with the rapid growth of demand, the total cumulative consumption of natural gas has only been 3.9 Tcf (trillion cubic feet).
In Bangladesh, natural gas has played a vital role in the development of both the power and fertilizer sectors, which consume almost 80 percent of total gas production. In the last decade (1991-2000), gas consumption for power was 1,103 Bcf, while the consumption for fertilizer production was 756 Bcf, out of a total consumption of 2,490 Bcf. Thus, the country's annual fertilizer production of more than two million tons, and annual power generation of 3,500 MW (megawatts) would have been very difficult and expensive without natural gas. Other consumers for natural gas have been industry, commercial concerns, and households (mainly for cooking).
Current Consumption of Natural Gas
During 2001-02, the average gas consumption of Bangladesh was 1,054 million cubic feet per day (MMcfd). Table 2.4 shows the sectoral distribution of daily average gas consumption of the country for the year 2001-02.
Table 2.4: Sectoral Breakdown of Average Gas Consumption of 2001-02
Source: Committee Report on Utilization of Natural Gas in Bangladesh, prepared for the Ministry of Energy and Mineral Resources, Government of Bangladesh, August 2002. Available from Government of Bangladesh, Energy and Mineral Resources Division, https://www.doczj.com/doc/f79415970.html,/.
Natural Gas Reserves and Future Consumption Projection in Bangladesh
Quantification of an energy source such as natural gas reserves is vital for both the short- and long-term energy sector planning and investment for Bangladesh. Reserve estimation is a dynamic process, since estimated reserves need to be updated with additional pressure/production data and with new appraisal and development related information. All estimated reserve figures are associated with certain degrees of uncertainties, since exact reserves of the country cannot be precisely known until the gas fields are actually depleted.
A number of studies have been conducted on the issue of gas field reserves in Bangladesh beginning in the mid-1970s. These studies have followed different methodologies, timelines, and criteria. Moreover, some of the studies conducted by various agencies/organizations were for a limited number of fields, while others were for countrywide assessment. A number of foreign countries provided technical assistance in gas sector development and in assessing the gas reserves of the country. In 1979, Petroconsultant undertook the first significant effort for a gas inventory in the country, after which many other studies were conducted.[5] Apart from these studies, the only published data on a reserves study was from the Petroleum and Mineral Resources Engineering Department of Bangladesh University of Engineering and Technology (2001).
The Committee for Gas Demand Projections and Determination of Recoverable Reserve and Gas Resource Potential in Bangladesh, appointed by the Ministry of Energy and Mineral Resources, undertook the difficult task of reviewing all the existing studies in order to quantify more accurately the country's gas reserves. The committee, which submitted its report to the government in June 2002, concluded that as of April 2002 the proved plus probable reserves fell between 12.04 Tcf and 15.55 Tcf for the twenty-two gas fields. The possible gas initially in place (GIIP) was estimated to be in the range of 4.14 Tcf to 11.84 Tcf. According to this study, the undiscovered gas resources of the country range from 8.43 Tcf (95% probability) to 65.70 Tcf (5% probability).
The committee's findings include an energy demand projection for the country, estimating the need for natural gas to the year 2050 as follows:
?In the event of low growth rates (3% GDP), the total gas requirement will be between 40 and 44 Tcf.
?If the economic performance continues at around a 4.55% GDP growth rate, according to historical trends, gas requirements will be
between 64 and 69 Tcf.
?At a higher growth rate of 6% GDP, gas requirements will be between 101 and 110 Tcf.
?Gas requirements are projected to be between 141 and 152 Tcf, given
a 7% GDP growth rate.
[5]Petrobangla (1981), Degolyer & MacNaughton (1984), German Geological Advisory Group (GGAG, 1986), Hydrocarbon Habitat Study of Bangladesh (HHSB, 1986), Gasuine (1989), Welldrill (1991), IKM (1991), Clyde Petroleum (1995), Nico/BAPEX (1997), Petrobangla/Biecip-Franlab (2000) and Hydrocarbon Unit/Norwegian Petroleum Directorate (HCU/NPD, 2001).
电力行业分析报告 营销部电力行业办公室 二〇〇九年九月
目录第一章我国电力行业现状分析 一、电力行业概况 二、我国电力行业走势分析 三、我国电力行业的现状分析 四、我国电力行业持续发展的动力 第二章我国电力行业钢材产品市场需求分析 一、电力行业市场需求现状概况 二、电力行业未来需求市场分析 三、我公司产品在该行业所处的优劣势(SWOT)分析第三章我公司产品的定位与营销策略 一、产品定位及分年度营销目标（2009～2015年） 二、选择目标市场、目标客户以及开发数量 三、制定市场营销策略（4P） 四、营销策略实施过程中存在的困难与问题 五、四季度工作计划 附表 我国年产1万吨以上铁塔厂
第一章我国电力行业现状分析 一、电力行业概况 1、电力行业定义 国家电监会(SERC)将电力系统划分为发电、输电、供电和用电四个环节，电力行业的感念覆盖了其中前三项。国家统计局将电力行业编目于电力与热力的生产和供应大类下，分为电力生产和电力供应两部分。国家统计局的电力生产与电监会发电部分相对应，电力供应与电监会的输电和供电两项相对应。 更为具体的说，电力行业就是把各种类型的一次能源通过对应的各种发电设备转换成电能，并且把电能输送到最终用户处，想最终用户提供不同电压等级和不同可靠性要求的电能及其他电力辅助服务的一个基础性的工业行业。 2、与电力行业相关的行业协会情况 （1）中国电力企业联合会 中国电力企业联合会（简称中电联）是1988年经国务院批准成立的全国电力行业企事业单位的联合组织，非盈利的社会经济团体。自成立至今，历经四届理事会。目前业务主管是国家电力监管委员会。 中电联坚持以服务为宗旨，即：接受政府委托，为政府和社会服务；根据行规行约，实行行业管理，为全电力行业服务；按照会员要求，开展咨询服务。目前，中电联有团体会员1440家，设11个专业分会和9个专业委员会，受国资委等部门委托，代管6个全国性专业协会，全国30家省（自治区、直辖市）行业协会是中电联的理事单位。基本形成了功能齐全、分工协作、优势互补、规范有序、覆盖全行业的服务网络。 中电联成立以来，在政府电力主管部门的指导下和各会员单位的支持下,依据电
孟加拉电力市场简介 一、主要的电力公司及分工： 最高领导：Power Division，Ministry of Power, Energy & Mineral Resources (MPEMR)电力能源矿产资源部的电力事业部 管理单位：BERC（Bangladesh Energy Regulatory Commission）孟加拉能源管理委员会 发电： BPDB (Bangladesh Power Development Board) APSCL (Ashuganj Power Station Company Ltd.)
EGCB (Electricity Generation Company of Bangladesh) NWPGCL (North West Power Generation Company Ltd.) IPPs (Independent Power Producers) 输电：PGCB (Power Grid Company of Bangladesh Ltd.) 配电： BPDB (Bangladesh Power Development Board) DPDC (Dhaka Power Distribution Company) DESCO (Dhaka Electric Supply Company Ltd.) WZPDC (West Zone Power Distribution Company) REB (Rural Electrification Board)
二、电力市场需求 当前发电状况
三、主要电力公司内部组织架构： 1.BPDB 2.PGCB 3.WZPDCL
国际工程市场开发的现状与分析 一、导言 随着21世纪经济全球化进程的日益加快，各大国际工程公司都把自身的发展目光由近及远的投向了全球，把工程建设的触角伸到了世界五大洲的各个角落。凡是有可利用的资源之地，凡是有可攫取利润之际，各大利益群体都不予余力的在竞争中求得生存之道。而随着国际工程建设225强的不断做大做强，工艺包专利的高度垄断化，国际工程建设市场的集中化程度越来越高，市场开发呈现出了一种弱肉强食的局面。 在这种情况下，如何认清自身形势，站对方向，在夹缝中求生存，在逆境中求发展，是公司实现两翼齐飞的关键所在。 二、国际市场的现状 随着经济全球化的发展和世界经济重心的不断变化，国际工程建设市场呈现出了以下几个特点： （一）国际工程建设的区域性 以我们所熟知的石油化工建设领域为例，石油化工建设市场呈现出了五大区块的特点。它主要是根据油气产地和就近加工为原则，以降低成本、提高收益为目标。跟据市场需求和国力发展所划分的。主要包括非洲地区（主要是北非和几内亚湾）、中东地区、中亚地区、美洲地区（主要是墨西哥湾地区）和亚太地区（主要是南亚和东南亚）。这五大区域都是目前国际工程建设的重点区域。 在这些区域中大多数都是发展中国家和欠发达国家（中东地区例
外），它们大多有丰富的油气资源，并已从中获利。而且急需取得更大的发展，因此有更加迫切的项目需求。而作为中东地区，丰富的油气资源是该地区的主要经济支柱，是社会发展的基础，并且其依赖程度有逐年提高的趋势。 （二）项目规模逐年扩大 从近几年国际工程市场的发展趋势看，项目立项逐渐从单一项目向项目群发展，项目规模逐年增加。因此任何一个单独的国际工程公司特别是中小型的国际工程公司要想单独承担一个项目的几率是越来越小的。那么现在国际工程建设市场的特点就是多家国际工程公司和众多的专业型公司组成联合体，充分发挥各自的优势，以联合体的模式去参与竞争，共担风险，共享成就。 这就要求利益的相关方都要有自己的独到之处，以便能充分的发挥自身优势，为自身在市场博弈中谋求立身之地。大的国际工程公司开始了兼并整合的过程，向做大做强的方向发展，而专业型公司则更倾向于向做专做精的方向发展，已取得独一无二的市场效果。 （三）项目融资能力的要求越来越高 目前很多的国际工程项目都要求总承包方要有很强的融资能力，去满足项目的资金需求。从项目所在地高度集中的五大区域来看，只有中东地区的项目资金来源可以得到保证。而其它四个区域的项目大多需要靠融资来解决，这就对总承包商的资金能力提出了很高的要求，而对于总承包商来说也提高了项目运作的风险。而化解风险的最好方法就是分解风险程度，利益共同体共担风险。这也就势必要求分
国际工程承包领域行业现状 2017年，我国对外承包工程业务完成营业额11382.9亿元人民币，同比增长7.5%（折合1685.9亿美元，同比增长5.8%），新签合同额17911.2亿元人民币，同比增长10.7%（折合2652.8亿美元，同比增长8.7%）。 2017年，全球经济增长依然缓慢，能源资源价格维持低位，非洲、拉美等资源型国家财政收入减少，基建投资增长乏力，贸易保护主义抬头，内外竞争加剧，国际承包工程市场整体表现低迷。而在此大背景下，我国对外承包工程行业仍然攻坚克难，紧跟国家“一带一路”建设和国际产能合作指引，多种举措加大市场开拓力度，行业整体业务稳步攀升。 （1）市场格局发生深刻变化 一是“一带一路”沿线国家及亚洲市场业务快速增长。 目前我国政府先后与数十个国家签署了推进“一带一路”和“国际产能合作”的文件，在互联互通建设和基础设施、产能合作、能源和产业园区合作等方面推动落实了一批合作项目，成为对外承包工程行业发展的重要驱动力。 其中，亚洲市场成为业务增长最快的地区。 在亚洲国家调整产业结构、改善投资环境、优化能源结构，大力发展基础设施的大环境下，在“一带一路”建设倡议的激发下，亚洲国家基础设施建设进入了新的高峰期。 二是非洲、拉美及其他市场增速放缓。
非洲市场2016年度业务暂时面临不少困难。企业在非洲市场完成营业额近十年来首次出现负增长，同比下降4.8%。房屋建筑、交通运输建设、电力工程三个主要合作业务领域完成营业额分别出现了11.4%、7.6%和4.9%的下降。由于部分非洲国家受能源、金属等大宗商品价格持续走低影响，经济发展困难，如尼日利亚、安哥拉等石油出口国以及南非、赞比亚、几内亚等矿产出口国财政收入减少，基础设施建设资金匮乏，新项目上马减少，在建项目亦出现停缓建、工程款支付延迟情况，当地货币汇率大幅贬值影响项目收益预期，非洲基础设施市场规模有所缩减。 拉丁美洲以及欧美澳地区业务发展也有所减速。拉丁美洲地区部分国家经济持续衰退，基础设施建设市场低迷，我国企业在该地区业务增速下滑，完成营业额同比出现下降2.3%。企业在继续坚守委内瑞拉、厄瓜多尔等传统市场的同时，加强了对玻利维亚、巴拿马、墨西哥等政治经济较为稳定市场的开拓。 中国企业在欧洲、北美洲、大洋洲市场业务同比出现一定收缩，企业市场开拓和经营能力仍有提升空间。欧美澳地区作为我国企业探索业务转型升级的重要目标市场，BOT/PPP项目、并购等仍是企业进入市场的主要路径以及业务发展的重要方向。 （2）业务增长进一步向交通、电力、房建领域倾斜 随着国内相关产业竞争力的显著提升，中国对外承包工
孟加拉能源结构以天然气和生物质能为主。根据国际能源署(IEA)的数据。孟加拉一次能源消费中，55%为天然气，27%为生物质能，15%为石油，3%为煤，剩余不到1%为水电和太阳能。 孟加拉电力行业概况 (一)总体情况。 电力属于二次能源，由于一次能源匮乏，孟电力供应也长期处于紧缺状态。根据孟政府统计，目前尚有约一半孟加拉人无法用上电，38%的人仍需依靠传统的生物质能和废料来照明和取暖，用电水平低于其他发展中国家。 2004-2014年，孟加拉发电量平均年增9%。2013-2014财年，孟加拉发电量约为399.4亿度，其中天然气发电305.6亿度，占比77%;燃油发电77.5亿度，占比19%;燃煤发电10.4亿度，占比2.46%;水电5.9亿度，占比1%;(从印度)进口电量22.6亿度，总计422亿度，人均用电量不足300度，低于其他发展中国家。2013-2014财年，孟加拉电力行业占GDP的比重为1.23%，增长率为8.16%。 为满足不断增长的用电需求，弥补发电不足，孟计划大幅增加发电能力。目前，孟加拉发电总装机容量为约为11000兆瓦，其中燃气发电7474兆瓦，占比65.7%;燃煤发电250兆瓦，占比2.2%;燃油发电3423兆瓦，占30.1%;水电230兆瓦，占比2.1%。孟计划于2021年将发电能力翻番，提升至24000兆瓦，2030年增至39000兆瓦，主要增加燃煤发电和燃气发电。目前孟加拉有70个燃气发电厂，31个并网。
孟加拉电网落后，电路老化，亟待发展。孟加拉电网公司(PGCB)负责孟加拉电网的运营、维护和发展。目前各电厂所发的电均通过400KV、230KV或132KV的输电线并入国家电网。截止2014年6月，孟加拉400KV、230KV和132KV的输电线长度仅为164.7公里、3066公里和6150公里。复合光缆(OPGW)长度为4750公里。孟加拉孟政府正通过替换老旧、效率低下的发电设备，提高发电能力以达到发展中国家的电气化水平。 孟计划在2020-2021财年将发电量提高至722亿度，人均发电量达到400度以上，输电线路达到1.2万公里，配电线路达到47.7万公里，通电农村数8.4万个，电力覆盖率达到100%，需投资逾500亿美元。 (二)核电。 孟加拉计划和俄罗斯国家原子能公司(Rosatom)合作建设一座核电站卢普尔(Rooppur)核电站，装机容量为2400兆瓦，包括2台机组，主体建设工作计划在2017年开始，第一台机组预计2022年投产，第二台机组预计2023年投产。核反应堆寿命为60年，也可再延长20年。 项目成本约为135亿美元，其中120亿将来自俄政府贷款，其余部分由孟方自己解决。俄政府贷款利率尚未谈定。但孟财长穆希特表示，利率最多为4%，还款期限为28年，宽限期10年，既非优惠贷款，也非商业贷款。Rosatom表示希望在一个月内签署建设合同，2016年4月签署信贷合同。第一台机组投产后，需要约1000人维护。目前俄罗斯已经派一些科学家赴俄罗斯学习核电技术，大概需要7年左右的时间来培养能够维护电站的技术人员。如果该项目开建，将成为孟
巴西电力市场概况 一、输电网 巴西电网主要由2个互联网构成，一是互联的南部-东南-中西部电网;二是东北部电网。另外在西北部还有很多孤立小电网。输电网由电力系统运营商管理，由多家公司经营。 巴西按电压等级和功能相结合划分输电网。通常230kv及以上的电网，以及跨国输电的138kV线路定义为输电网，其余为配电网。巴西的输电网主要由230kv、345kv、440kv、500kv、600kv和750kv 6个电压等级构成，其中600kv为直流输电线路。 二、配电网 巴西配电网电压等级较多，包括138kv、88kv、69kv、44kv、30kv、25kv、2.3kv、110v 等。配电网由60多个配电公司经营，配电公司不能经营发电业务。在30多个主要配电公司中，国外投资者控股或参股的占半数以上。 三、巴西的电力市场现状 巴西拥有当今世界最大的、由巴西和巴拉圭两国政府在巴拉纳河上开发的水电站伊泰普水电站，其装机容量为12,600兆瓦。在正常年份，巴西电力供应充足。 1980～2005年，巴西电能消费年增长为4.6%。巴西能源矿产部制订了十年规划，2006～2015年，巴西电力发展需要投资至少1250亿雷亚尔，即每年需要投资125亿雷亚尔。其中，40亿雷亚尔用于投资输电线路和变电站建设，845亿雷亚尔用于新增能源建设投资。新增建设项目大部分分布在火电和水电站建设领域。到2015年，巴西电力消费将从目前的47.5GW上升到76.2GW。根据这一规划，到2015年，巴西电力装机容量将从目前的100GW增加到140GW。 1、发电公司 巴西大部分为水力发电，目前多数大水电站资产仍然属于国家，国资水电站的管理方为州能源、水利和基础卫生厅。国家鼓励财团购买水电站，实现私有化。其他发电公司。 其中圣保罗电力输电公司是负责全州的输电设备资产管理，负责用户电能质量。 圣保罗电力公司负责向用户售电。 电力水利公司负责圣保罗州的国有水电站管理。 电力水利处负责水库的水使用(调度)。巴西政府认为：水是政府的，其分配和充分利用是政府应该责任。水不属于水电站或水电发电公司。 2、输变电公司 所有的输变电设备是国有资产。如：圣保罗电力输电公司是负责全州的输电设备资产管理，负责所有用户电能质量，负责保证电力供应的可靠性、负责向所有的电力公司(电能买卖)提供
国际工程承包复习题一 一、填空题（30分） 1.国际工程公开招标最主要的特点是、、三个方面。 2.投标文件中，标价的费用包括、、三方面内容。 3.国际工程承包的专有特征在于其国际性，主要表现在_______多国性、多样性、国际政治经济影响因素权重明显增大，_________ 庞杂，差异大。 4.施工单位中标后与建设工程项目招标人进行合同谈判后达到一致的内容，应以、确定下来作为合同的附件。 5.国际承包工程合同的计价方式一般可分为、、三类合同。 6．国际上趋向按业主要求将投标文件分为“资格包”和“报价包”，其中“资格包”包括________和___________。 7.国际工程中政治风险包括、、三方面。 8.国外工程施工中的质量管理主要内容是________和___________。 9.在国际承包工程中,_________是承包合同的核心问题。有关付款问题,通常可以归纳为问题、问题 问题三个方面。 10. 国际工程物资工作的主要特点是、、、、___________。 二、选择题(30分) 1.投标文件一般包括商务条款、标的工程内容条款和（） A.造价条款 B.技术要求条款 C.施工方案条款 D.文明施工条款 2.( )承包方式的基本做法是按工程实际发生的直接成本(直接费),加上商定的企业管理费(间接费)和利润来确定工程总造价。它主要适用于签约时对工程的情况和内容尚不清楚,工程量不详(如采用设计一施工连贯式的承包方式,签约时尚无施工图纸及详细设计文件)的情形,如紧急工程,抢险救灾工程,国防工程等. A,固定总价合同B,计量估价合同 C,单价合同D,成本加酬金合同 3.国际承包因合同文件引起的索赔主要是有关合同文件的组成问题引起索赔、关于合同文件有效性引起的索赔和( ) A、地质条件变化引起的索赔 B、因图纸或工程量表中的错误而索赔 C、工程质量要求的变更引起的索赔 D、增减工程量的索赔 4．属于承包商或业主的财产损失,或其本公司和其它承包人在现场从事与工程有关工作的职工的伤亡不属于（）赔偿范围。 B. 工程一切 C. 险 B.人身意外险C第三方责任险 D.社会福利险 5．投标人不按招标文件要求提交投标保证金的，（）。 A．投标文件将被拒绝，作废标处理B．在评标时予以降分处理 C．要求投标人补交投标保证金D．视当时情况而定 6．按工程进度编制施工成本计划时，需要将（）的施工成本进行迭加汇总。 A．各项工作内B．每个时段内
在出口加工区企业的以当地货币允许本地购买的材料清单 公共通知号 172 (97-2002) 进口（进口贸易管制） 2004 年 2 月 10 日 这是为了告知所有相关的在NOC NBR 和建议的基础上 从孟加拉国出口加工区管理局根据第 15 (4) 条例》 各国政府进口政策订单 1997年-2002 年，出口加工区的企业可以购买原料药及其他可用的材料，下面所述以下从孟加拉国关税地区其工业用途的条件。 1.各类办公文具及印刷材料; 2。各类食品和饮料; 3.POL︰汽油、柴油、润滑油、煤油、润滑脂、美孚石油、 Tarpin 油、椰子油、气瓶; 4.各种施工材料︰砖、沙子、水泥、 MS 棒、钉、油漆和 清漆、铝面板、门、玻璃纤维、木及 Partex 项目 5.包装材料︰塑料袋、纸盒、肩带、马尼拉议会、甜锥，线程， 粗麻布衣服，木质包装，铁皮带、磁带、表带弯，剪辑，纸 带钩，泡沫板，纸巾，/ 软木板; 6.染料和化学品︰薄，漂粉、纯碱、钾 高锰酸盐、硫酸钠、硫酸、烧碱通量、硅酸盐、小脑前下动脉艾 和所有其他本地可用染料和化学品; 7.出口加工区; 用于药物 8.配件︰梭织的标签、按钮、线程、松紧带、拉链、别针，磁带，弯曲 & 剪辑衣架，绘制字符串，T / R 扒窃，聚酯，填充、吊牌和所有其他 配件，可在当地市场; 9.备品备件︰针板，缝纫机配件，枝剪，电机皮带，发电机配件、锅炉配件、螺母螺栓，磨床，闸阀，焊接电极，演习，软管所有其他零件和轴承衬套扁钢角度钢板管道所需的生产; 10.电器︰感应电动机、断路器、开关、绝缘胶带，灯泡不同种类、加热器线圈、管灯、干起动器，所有的电缆类型，变压器; 11.办公设备︰电脑及配件、传真机、扫描仪、打印机、调制解调器、电脑桌、 CD 架、复印机、电话套，手机套，类型作家，复膜机、对讲机、所有其他通信设备;
58 项目管理技术 PＲOJECT MANAGEMENT TECHNOLOGY 2013年10月 第11卷第10期 北美地区国际工程承包市场发展现状分析及战略研究 虞丽婷林珒袁竞峰 （东南大学土木工程学院建设与房地产系，江苏南京210096） 摘要：从ENＲ工程新闻纪录的具体统计数据出发，结合北美地区特殊的自然、政治经济和社会环境，运用贝恩指数、兰契斯特法则等市场分析理论，对北美地区国际工程承包市场的市场容量、市场集中度和竞争程度进行分析，利用灰色预测GM（1，1）模型对北美地区国际工程承包市场未来3年的发展趋势进行预测。并在此基础上，针对中国承包商当前在北美地区国际工程承包市场上的优劣势进行SWOT分析，为中国承包商拓展北美市场提出具有可行性的战略建议。 关键词：北美地区；国际工程；市场分析；战略 0引言 根据ENＲ工程新闻纪录的定义，北美地区主要包括美国、加拿大和格兰陵岛。北美地区的工程项目技术含量较高，因此该市场历来被美、英、法等发达国家的大型工程承包企业所垄断。1999年全球最大的225家承包商在北美地区国际工程承包市场（以下简称北美市场）的营业额为206亿美元，居世界第三位。历年来北美市场都是全球大型工程承包企业争夺的对象，能在北美市场占有一定的份额则是承包商实力的体现。就目前的技术和资金实力而言，发展中国家想要在未来的几年内大规模进军北美市场，详尽而准确的市场分析显得尤为重要。因此本文将美国与加拿大作为主要研究对象，对其近几年的国际工程市场数据及变化进行分析［1］，主要分析指标包括市场潜力、投资环境、市场特征和竞争分析等。根据数据分析和处理的结果得出相应的结论，对中国承包商在北美地区的扩张和发展有一定的战略意义。 1市场潜力分析 1.1市场容量分析 市场容量是衡量市场潜力的重要因素之一。为了分析北美市场容量的大小和变化情况，笔者搜集了ENＲ工程新闻记录关于北美市场营业额 以及其占全球市场的份额的数据，如表1所示。表1北美地区国际工程市场营业额占全球市场的比例统计表 年份 营业额 （百万 美元） 增长率 （%） 占全球 市场的 比例（%） 美国 所占份额 （%） 加拿大 所占份额 （%）200427534.9－0.1519.716.3 3.4 200527758.00.8116.613.6 3.0 200631281.512.6916.513.2 3.3 200737120.818.6716.613.0 3.6 200845187.421.7314.611.9 2.7 200955161.522.0714.110.7 3.4 201048261.6－12.5111.69.1 3.5 201145616.1－5.4811.98.5 3.4注：数据来源ENＲ工程新闻记录。 由表1的数据可以看出：一方面，北美市场自2003 2011年总量缓慢上升，在2009年以后有下降趋势。但宏观来看，占全球国际工程市场的份额始终呈下降态势，2011年与2004年相比，市场份额下降了将近8个百分点。虽然美国的市场容量持续下降，加拿大的市场份额却保持平稳的发展，即使经历了2008年的全球经济危机，加拿大市场仍然可以迅速地恢复发展，所以可以预见未来几年加拿大市场的发展潜力比美国更大。另一方面，北美市场营业额增幅很不稳定。2005年之前营业额为小幅度波动，基本维持稳定；2006 2009年营业额快速增长，市场迅速扩张，也开始逐渐成熟和稳定，这也是外籍承包商进入北美市场发展的最佳时机；2008年开始的金融危机给全球经济带来影响，部分程度上也影响
澳洲电力市场简介 1. 电力市场基本概况 澳大利亚从1990年开始进行电力市场化改革，1998年澳大利亚国家电力市场(NEM)建立并正式投入运营。澳大利亚国家电力市场于1998年12月13日投入运行，目前涵盖了昆士兰、新南威尔士、澳大利亚首都地区、维多利亚、南澳和塔斯马尼亚6个行政区域，仅西澳和北部特区尚未加入国家电力市场。NEM中有200多家大型发电企业、5个州的输电网和14个主要配电网，为900余万用户提供电力服务，约占全国总电量的89%。 NEM分为电力批发市场和电力金融市场。电力批发市场采取电力库(Pool)模式，澳大利亚能源市场运营机构(AEMO)负责集中调度和交易，对于受AEMO调度的机组，所有电能交易都必须通过AEMO的集中交易平台进行交易，AEMO每半小时公布一次电力市场现货价格。市场的主要购电方是零售商，终端用户也可直接从中购电，但是这种情况比较少见。2011～2012年，澳大利亚国家电力市场的交易电量约1830亿千瓦时，成交额为57亿澳元。 除现货市场外，发电商和零售商还可参与电力金融市场。发电商与购电商可根据双方协商确定的履约价格签订长期或短期的双边交易合同（差价合约），也可以在政府批准的证券期货交易所，比如澳大利亚股票交易所进行电力期货交易。目前，期货市场涵盖了维多利亚、新南威尔士、昆士兰和南澳，交易电量规模约为现货市场的2倍。
2. 售电领域概况 全澳洲拥有28家售电公司，其中实力最强的4家售电公司分别是Origin Energy公司、AGL公司、Energy Australia公司、TRU Energy 公司，市场份额占到80%以上。电力用户面对纷繁复杂的售电公司，需要综合考虑价钱，售电公司的资质和信誉，折扣幅度，客户服务态度，支付方式，退出合同机制，可持续能源发电以及社会责任等。一些帮助电力用户选择售电商的公益性网站应运而生，除网站提供的简单比价服务之外，网站和政府网站提供了包含综合考虑的选择售电商的服务。综合考虑包括住宅区位，住宅类型，家庭规模，是否定期合同，是否绿色能源电力，退出费用，合同时限，顾客评级以及基于过去一年电费计算得出的预计未来一年电费支出。 3. 典型发电企业介绍 AGL是澳洲最早的能源公司，拥有175年经营历史，同时也是澳大利亚最大的上市证券交易所的所有者，在澳洲境内开发传统和可再生能源发电项目。AGL拥有各种不同类型的电厂，涵盖了传统热电以及包括水能，风能，太阳能和生物质垃圾填埋气在内的可再生能源。2014年AGL电力用户数量万人，售电量27802GWh，其中普通居民用户电量14839GWh，工商业用户电量12963 GWh。
全球十大工程承包商（供大家找工作时参考） 第一位：豪赫蒂夫公司（Hochtief AG）。 豪赫蒂夫公司今年是连续第三年登上225家最大国际承包商的榜首位置。2006年豪赫蒂夫公司业绩再上新台阶。总营业额和国际市场营业额分别达到了197亿和176亿美元，比上年分别增长15.8% 和19.7%。国际市场的份额上升到89%的新高。新签合同额高达205.6亿欧元，比上年增长31.8%，国际市场新签合同额更是增长了44%。新订单的国际化程度已高达91.5%。豪赫蒂夫公司今年得以继续保持第一的位置得益于其在美国住宅市场和亚太地区基础设施市场的大力开拓。目前这两大市场的业务量已经占到公司业务量的79.2%之多。 第二位：斯勘斯卡公司(Skanska AB)。 斯勘斯卡公司作为老牌的国际工程承包巨头，这几年由于实行所谓“卓越绩效”战略，更加注重风险管理和利润，在业务规模上逐步落后于老对手豪赫蒂夫公司。2006年斯勘斯卡公司的全部工程承包营业额和国际工程承包营业额分别达到157亿美元和123亿美元。分别增长了5.3%和3.4%。与排名第一的豪赫蒂夫公司的差距进一步拉大。但是公司的净资产收益率有了明显提高，达到19.3%的新高。 第三位；万喜公司(VINCI)。 2006年万喜公司营业额达到292亿美元。仍然保持世界头牌建筑工程企业的位置。国际营业额达110亿美元。比上年增长了7.8%。在特许经营方面，致力于成为世界上最赚钱的建筑公司的万喜公司2006年又添新业绩：完全整合了法国最大的高速公路公司ASF，从而一举成为法国最大的高速公司投资运营公司。此举和其他一些特许经营业务的发展使该项业务占全公司业务的比例一下子提高到17%，创造的营业利润占公司当年营业利润的比例迅速增加到60%。公司的盈利能力空前提高，营业利润提高了13%，净利润提高了31%。 第四位：斯特拉巴格公司（STRABAG SE.） 整合后的斯特拉巴格公司继续保住了排名第4的位置。2006年斯特拉巴格公司共完成营业额135亿美元，国际市场营业额108亿美元，分别比上年增长22.7%和24%。斯特拉巴格公司在2006年的快速增长来源于其重点市场之一的中东欧地区的基础设施和住宅建筑的大量机会。这些地区占到公司营业的38%左右。而公司最大的市场德国的建筑业随着当年经济的强劲复苏也得到了很好的发展，公司在德国的业务同期增长了13%，占公司业务的比例仍为38%。除了有机增长外，斯特拉巴格公司仍然在用其惯用的手段——收购来保证公司业务的上升势头。2006年斯特拉巴格公司又在德国和中东欧地区收购了不少建筑公司。 第五位：布依格公司BOUYGUES。 布依格是一个相当多元化的公司，除传统的建筑业务外，旗下的布依格电信是法国国内三大电信运营商之一，旗下的法国电视一台拥有国内31.5%的收视率。不过布依格公司的国际业务还主要集中在道路建设与维修业务和工用与民用建筑业务上。2006年布依格公司承包工程业务完成营业额249亿美元，国际市场营业额为95.8亿美元。分别比上年增长了26.3%和22.9%。营业利润和净利润分别提高了8%和26%。布依格公司业务增长收益于法国国内经济的增长和建筑业的景气以及国际上建筑材料价格的上涨等因素。 第六位：柏克德集团公司（Bechtel）。 柏克德集团公司今年上升了一位。2006年该公司营业额达到了153亿美元，国际营业额达
中国国际工程承包的现状和发展前景 摘要：全球经济复苏，各国普遍加大基础设施建设投资计划来刺激经济和增加就业岗位。对于中国这样的发展中国家尤其需要。在最近30年来中国大力发展国际工程承包行业，积累了大量的技术和工程经验。中国采取“走出去”的战略，政府支持力度不断强化，持续深化双边和多边关系。今年中国积极推动亚投行的建立，在亚投行的资金支持下，中国会得到更多海外承包工程，增加中国技术与设备的输出，使之成为带动经济增长的主力之一。 关键词：国际工程承包；发展；基建 Abstract：With the recovery of the global economic,all countries generally increase the infrastructure construction investment plans and jobs. It is necessary for the developing countries,especially in china. In the last 30 years,china tried to develop the international project contracting industry,accumulating plenty of technology and engineering experiences. China took strategy,called “go out”,the governments continuously enhanced their support, and deepen bilateral relations and the multilateral relations. China actively promote the establishment of investment bank,within the support of the investment bank,china will get more international projects,increasing the Chinese technology and output devices,and it will become one of the main force to drive the economy. Key words: International project;develop;the construction of infrastructure 引言：在这个多元化的世界中，全球经济走向一体化，越来越多的国家开始注重国际工程项目，特别是在发展中国家。作为发展中国家，他们需要大力发展国际工程承包来发展自己的经济，然后逐渐与国际接轨。如今，需要进行基础设施建设的不仅仅是发展中国家。很多发达国家也需要对自己的基础设施进行更新换代。这是一个很好的机会，让大力发展国际工程的国家促进经济的发展。然而大多数发展中国家没有成熟的技术和别人竞争，所以他们需要多吸取别人的国际工程经验，加强自身的技术创新能力，缩小与别人的差距。现在，中国为牵头人推动了亚投行的建立，中国应该好好利用这个机会大力发展国际工程项目。不仅体现大国风范，还促进经济的发展。 国际工程承包的现状 随着全球经济一体化的发展趋势，特别是在发展中国家经济现代化进程的拉动下，国际工程承包业务也快速增长。在国际工程承包业务中，基建投资是近年来各国际承包商的主要收入来源之一。金融危机后，新兴国家建筑市场预计将超越发达国家。特别是基础设施建设领域，由于新兴国家面临交通系统升级、楼房设施改造等强大需求，基础设施领域的建筑产值有望增长128%，非住宅的基础设施建设的增速将接近100%。发达国家建筑产值的增长
国外电力市场介绍 一、国外电力体制改革的推进 电力市场化改革是世界各国电力工业发展的大趋势。实行电力市场化最早的国家是智利，起步于20世纪70年代末，随后英国、北欧、美国、澳大利亚、新西兰、阿根廷、日本等相继进行了市场化改革，其中比较典型的是英国、北欧、美国和澳大利亚的改革过程。 （一）英国的电力体制改革 1、英国电力工业概况 英国包括英格兰、威尔士、苏格兰和北爱尔兰，国土总面积24.4万平方公里，人口为5878.9万（2001年数据）。至2003年底英国发电装机总容量为7852.4万kW，其中火电为6079.7万kW，核电1209.8万kW，水电146.8万kW。2003年发电量为3958.86亿kWh。英国输电系统按地理位置分布可划分为3大系统：英格兰和威尔士系统、苏格兰系统和北爱尔兰系统。1990年以前，英国电力工业由地方政府在各自的管辖区域统一管理经营，对发电、送电、配电和售电实施纵向一体化垄断式管理模式。在英格兰和威尔士，原中央发电局拆分为3个发电公司和1个输电公司，3个发电公司分别是国家电力公司（National Power）、电能公司（Powergen）和核电公司（Nuclear Electric），输电公司为国
家电网公司（National Grid Company），国家电力公司和电能公司于1992年实行私有化，成为股份公司。 2、英国电力体制改革过程 自1950年以来，英国电力工业的发展可以划分为两大阶段：第一阶段是1990年以前，即实行私有化以前，第二个阶段是1990年后。其中，第二阶段又可以分为三个时期：第一个时期是以电力库（POOL，即电力联营的集中交易）运行模式为特征，称为电力库时期；第二时期是以实施新电力交易协议（the New Electricity Trading Arrangement,以下简称“NETA”）为标志，以发电商与用户可签订双边合同为特征，称为NETA时期；第三个时期是以实施英国电力贸易和传输协议（BETTA）为标志，以全英国的电力系统归一家公司统一经营为特征，称为BETTA时期。 1990年电力工业私有化之前，英格兰和威尔士（E&W）的电力系统采用垂直一体化的运行模式。随着电力私有化的进行，英格兰和威尔士的POOL电力市场应运而生。按照POOL的设计思想，所有的电力交易应该在POOL中进行。从1998年起，英国政府引入了电力零售市场，允许用户自由选择电力供应商，从而在售电侧引入了竞争。POOL是一个日前市场，它的核心是一个被称为《联营和结算协议》（PSA）的法律文件。该文件由发电商和供电商共同签署，它为电力批发市场提供了市场交易规则，并且规定了发电机组所必需遵守的竞价规则。此外，该协议还规定了POOL中
冷静应对市场变化，做好工程承包项目推动和协调工作 2004-03-29 14:04 大力发展对外承包工程业务是我国扩大对外开放的重要方面，对贯彻落实中央"走出去"战略、主动参与经济全球化、增强我国企业的国际竞争力、促进我国产业结构调整和国民经济的发展具有重要意义。 但是，由于对外工程承包业务涉及到工程所在国的政治经济形势、货币金融市场状况、驻在国有关进出口、资金和劳务的政策法规等诸多方面，而且还可能遇到不同的业主、不同的技术标准、不同的地理与气候条件，我对外工程承包企业将经常面临复杂的新情况、新变化，这必然给我对外工程承包业务带来较大的风险。此时，作为国家派驻国外归口管理经贸工作的代表机构，我驻外经商参处冷静应对市场变化，制定正确的应对措施，采取各种方法、通过各种渠道，积极进行项目推动，支持我企业做好对外承包工程业务，推动我对外承包工程业务的大力发展，就显得特别重要。 下面我结合孟加拉国工程承包市场的具体情况，就如何冷静应对市场变化，做好工程承包项目推动和协调工作谈几点体会。 一、孟加拉工程承包市场概况 孟位于南亚次大陆，面积14.75万平方公里，人口14，040万；全国人口45%生活在贫困线以下，其中18%为极度贫困人口，人口整体素质低下；经济基础薄弱，生产力水平落后，政府腐败，管理混乱，属世界49个最不发达国家之一。2002财年（2001年7月1日-2002年6月30日）孟GDP总量475亿美元，增长4.4%，人均GDP361美元；2003财年孟GDP预计增长5.3%。 尽管孟经济极为落后，外汇储备极少（截止2003年6月底，孟外汇储备为25亿美元，仅够
其3个月左右进口支付），但孟承包工程市场就整个南亚乃至东南亚国家来说都是比较活跃的，我在孟承揽工程项目的前景仍然十分广阔。这是因为： 1、从需求上看，孟在公路、铁路、电力、能源、通讯、城市市政工程等众多基础设施方面的建设任务还十分巨大，因此孟将在较长一段时间内保持有较多的对外工程发包机会。 2、从孟政府工程项目开发的意愿看，为促进经济发展、改善人民生活，孟政府近年来不断加大对电力、能源等各项基础设施和工业项目的建设。 2、从项目资金保障看，一方面孟政府每年均有巨额预算用于基础设施建设，如在孟2004财年共5198亿塔卡的预算中，用于以各部门项目开发为主的“年度发展项目计划（ADP）”预算额高达2030亿塔卡，占比39%。另一方面，孟每年从援孟国际组织和财团获得约10-20亿美元的巨额援助，外援额相当于孟GDP的4.5%，目前孟累计接受外援超过400亿美元。其中，约82%的外援用于援建具体项目,涉及教育、卫生、公路、桥梁、码头、电力（包括电站、变电站、输变电线路）、能源等诸多领域。这极大地弥补了孟基础设施建设资金缺口。在今年5月17日-18日召开的援孟财团会议(即“孟加拉发展论坛”年会)上，世界银行、IMF等国际援孟机构对孟近一年来的经济表现及改革状况比较满意，已同意向孟提供更多援助。今年7月初，世界银行、IMF先后批准在今后一段时期内向孟提供优惠性贷款5.36亿美元、4.9亿美元，主要用于实施一系列项目建设。 由此可见，国际援助将继续促进孟承包工程市场的进一步发展和繁荣。未来孟国承包工程市场仍将具有较为广阔的前景，值得我国企业充分关注和密切跟踪。 二、我对孟工程承包业务情况 1、稳步发展的历史
哈萨克斯坦电力行业概况2012 一、主要电站 二、电力传输 三、电力生产和消费 四、电力发展战略 五、电力主管部门和主要电力企业 附录1：哈萨克斯坦国家电网公司下属的地方电网公司 附录2：哈萨克斯坦的主要电站 附录3：哈萨克斯坦电力生产和消费统计 附录4：哈萨克斯坦电力生产的基本经济技术指标 附录5：中亚国家电网分布图 附录6：哈萨克斯坦电力主管部门和企业的联系方式 哈萨克斯坦是中亚的电力生产大国。从1996年开始，哈萨克斯坦在电力领域实行改革，主要的措施有三项：一是对电力企业实行私有化和公司化改造。除干线输变电网由国家控制外，大部分电厂和地方电网企业都允许私人企业参与，或用于抵偿债务。二是将电力生产与输送分开，以便电力生产领域实现竞争，提高服务质量。1997年7月组建国家电网公司，属国有垄断企业。三是组建电力批发市场，解决电力供需。2000年4月成立电力交易市场，集中电力交易。 一、主要电站 截至2012年1月1日，哈萨克斯坦共有68座电站，总装机容量19.8吉瓦，有效发电能力15.8吉瓦。其中火电约占88%，水电约占12%，其他电站不足1%。全国最大的电站是埃基巴斯图兹1号电站，装机容量400万千瓦（2010年共发电117.03亿度，占哈发电总量的13%），其次是阿克苏电站210万千瓦，江布尔电站120万千瓦，埃基巴斯图兹2号电站100万千瓦。 （一）电站分类。从电站规模看，可以分为全国意义（国家级）、工业意义（工业级）和地区意义（地方级）三大类。国家级电站是指主要用于满足国家电力批发市场需求的电站，工业级电站是指主要用于满足大型工业企业和附近居民电力需求的电站，地方级电站是指利用地区电网、满足本地区内电力和热力需要的电站。哈国内最大的热电站是埃基巴斯图兹1号电站（总装机容量4000兆瓦），最大的水电站是舒里宾水电站（总装机容量702兆瓦）。 国家级电站主要有8家，其中火电站5家，水电站3家：1、埃基巴斯图兹1号热电站；2、埃基巴斯图兹2号热电站；3、欧亚电力集团的―阿克苏‖电站；4、―哈萨克米斯‖热电站；5、江布尔热电站；6、巴尔喀什水电站；7、乌斯季卡缅水电站；8、舒里宾水电站。 工业级电站中，规模较大的有：1、卡拉干达热力集团下属的卡拉干达3号电站； 2、―阿尔塞罗尔米塔尔铁米尔套‖钢铁企业下属的卡拉干达1号和2号电站； 3、―萨卡洛夫斯卡-萨尔拜伊‖选矿联合体下属的―鲁特涅‖电站； 4、哈萨克米斯集团
中国对越工程承包现状及问题 一、越南工程对外承包市场基本情况和特点 从本世纪初开始越南工程承包市场向全球开放。近年来，越南经济持续快速发展，每年都有大批基础设施工程和工业项目上马，且大都通过国际广泛招标选择EPC总承包商。特别是越南从2005年加入世贸组织后，加快了融入地区和国际经济的步伐，为经济发展提供了新的动力，工程承包市场也更趋活跃，潜力更大。加速与市场经济接轨，政府减少对市场的干预，相继在2003年和2005年分别颁布了新的建设法和招投标法以及外国承包商在越南建设领域中的活动管理规则等，各项制度进一步完善和健全，项目在操作上更加透明、规范，各种弊端明显减少。呈现以下主要特点： 1.1国际招标项目众多，承包市场非常活跃 近年来，越南经济发展较快，GDP年均增幅在7%左右。为实现到2020年成为现代工业国家的目标，每年投资数百亿美元兴建工业项目和基础设施工程，仅水电站、火电站、水泥厂、化工、冶金、钢铁厂项目就达百项。按越政府现行规定，凡投资规模在10亿越盾（约合6.5万美元）以上的项目，国内工程单位不能胜任，就须进行国际广泛招标，因而招投标项目众多，工程承包市场十分活跃。 1.2资金广泛，效率不高
越工程项目的建设资金主要来自3个方面：一是国家及地方财政、信贷及企业自筹资金，占社会总投资的一半以上，每年近百亿美元；二是每年约50亿美元的外国官方发展援助（ODA）,最近15年来越南取得的外国官方援助超过900亿美元；三是私人投资。因此，越南用于工程建设的资金并不短缺，但由于体制、机制和管理，以及腐败现象等原因，项目施工效率较低，大多数工程不能按期完工，竣工后的工程又难以达产达标和实现设计目标，而且项目资金流失现象严重，有的甚至高达合同额的一到两倍，最后致使项目流产。比如，在2016年11月份国会上，越南工贸部长宣布停建的六大严重浪费工程项目，其中不乏我国中冶东方设计院EPC 总承包的太原钢铁公司二期项目。 1.3低价竞标，利润极低 越南项目竞标十分激烈，根据招投标法的规定，投标商的报价必须低于标底。为了中标相继压价，致使中标价格远远低于标底。越国内企业中标后，还可修改项目设计、调整造价，导致低价竞标现象更加普遍。而且明文规定外国工程公司中标后，必须使用越南工人在30%以上，越南工人劳动效率低下，给工程盈利造成更多不利。 1.4国际接轨，EPC为主 越南建设法和招投标鼓励工程建设项目实行从设计、采购、建设和服务一体的EPC总承包方式。大量项目从计划投