天然气情况优质PPT.ppt

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主要是在电负荷中心而且天然气供应充足的地区，利用天然气调峰发电。

二、天然气用途及消费

（2）,2、天然气消费量以天然气热值8500大卡/Nm3，电的热值是860大卡/kWh，汽油热值7500大卡/公升计，每升93号汽油7.00元，每度电0.51元推算。

一立方米天然气热值（2.8元）约相当于10度电（5.1元）、1.1升93号汽油（7.7元）热值。

参照当前价格，居民用天然气成本约是用电成本的二分之一，是用汽油成本的三分之一。

相对较低的天然气价格和清洁环保要求推动了近年来天然气消费量的不断攀升。

据统计，2000年我国天然气消费量为245亿立方米，2010年达到了1075亿立方米，预计2015年将达到2300亿立方米，界时将有三分之一的天然气消费需求依赖进口或煤制天然气来补充。

二、天然气用途及消费（3）,3、天然气消费构成及气化率2000年天然气消费结构中，城市燃气、发电、化工和工业燃料分别占12%、14%、38%、36%；

2010年占比分别30%、20%、18%、32%，和居民生活相关的城市燃气和发电用气比例大幅度提高，化工和工业燃料用气比例有所下调。

2010年用气人口为1.88亿人，占总人口的14%、占城镇人口的28.2%。

预计2015年，城市和县城天然气用气人口数量约为2.5亿人，约占总人口的18%。

三、天然气定价及趋势

（1）,1、民用管道天然气定价分析目前，国内民用天然气的定价体系由井口价、城市门站价（井口价+管理价）和终端用户价（门站价+分销成本）三部分组成。

当前国内天然气价格分为存量气和增量气两种，存量气价格和数量基本按2010年5月国家发改委指导价确定，各大气田供城市民用燃气井口价约1元/立方米（含化肥用气），供应工业井口价约1.5元/立方米。

经过城市门站到终端居民用户天然气价格通常在2-3元/立方米之间，个别城市如广州、深圳、福州、南昌、沈阳等地达到或超过3.5元/立方米，也有一些距离气田较近的城市如银川、乌鲁木奇等地气价低于1.5元/立方米。

工业用气价格通常比民用气价格高0.5-1元/立方米。

以下两张表格为2010年国家发改委对天然气的价格调整明细（仅限井口价格）。

国家2010年对国产天然气的价格调整表1（发改电2010211号）,三、天然气定价及趋势

（2）,三、天然气定价及趋势（3）,国家2010年对国产天然气的价格调整表2（发改电2010211号）,三、天然气定价及趋势（4）,2、天然气价格形成机制改革与试点2011年12月底，国家发展改革委发出通知，决定在广东、广西两省区开展天然气价格形成机制的改革试点。

根据发改委通知规定，天然气门站及以上价格由国务院价格主管部门管理，门站价格不再分类，实行政府指导价，供需双方可在不超过最高门站价格的范围内协商确定具体门站价格；

门站价格以下销售价格由地方价格主管部门管理，地方可建立上下游价格联动机制并对相关机制进行听证。

门站价格管理适用于国产陆上和进口管道天然气，进入长输管道混合输送并一起销售的页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气执行统一门站价格。

下表为各省区存量天然气门站限制价格和增量天然气门站限制价格。

13,三、天然气定价及趋势（5）,各省区存量天然气和增量天然气限制门站价格（元/千立方米）,三、天然气定价及趋势（6）,3、非居民用天然气价格调整2013年7月10日我国对非居民用天然气价格按存量气和增量气进行了调整，存量气（约1120亿方）是2012年使用的天然气数量，增量气（约110亿方）是新增的天然气数量。

其中增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气（权重分别为60%和40%）等可替代能源较为合理的比价水平（约占加权值的85%）。

存量气价格分步调整，即存量气门站价格每立方米提价幅度不超过0.4元，其中化肥用气提价幅度不超过0.25元。

力争“十二五”末调整到位，以逐步统一存量气和增量气价格。

经过此次价格调整，全国天然气平均门站价格下限将由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元。

三、天然气定价及趋势（7）,4、车用压缩天然气（CNG）市场价格分析相对于居民燃气价格，一方面CNG的天然气原料价格较高，同时还要征收价格调节基金；

另一方面CNG需要加工及加压费用，所以CNG价格多参照相应标号汽油定价，当前国内CNG零售价格多在4元/立方米左右（8月1日起哈市CNG零售价格已由3.7元/立调整到4.5元/立）。

面对车用天然气价格偏低局面，国家发改委在“发改电2010211号”文中，要求各地要参照90号汽油最高零售价，以不低于0.75：

1的比价确定车用天然气价格，如一步调整到位确有困难的地区，可先按不低于0.6：

1的比价关系调整，但要在两年内调整到位，以逐步理顺车用天然气与汽油比价关系。

按此要求，以90号汽油6.5元/升价格估测，每立方米车用天然气CNG售价应不低于4.88元（6.5*0.75），由此CNG还有一定的涨价空间。

三、天然气定价及趋势（8）,5、液化天然气（LNG）市场价格分析通过将天然气净化冷却至-162，可使天然气凝结成清洁、高效的液体能源LNG。

国内LNG市场主要集中在珠三角、长三角、环渤海及山东、云南等经济发达或缺少石油资源的区域。

2012年我国进口LNG170亿立方米（按气化率1400方/吨计，约合1215万吨），进口均价约3.73元/方，集中在沿海港口，销售均价约6.4元/方，国内年产能约76亿立方米，自提出厂均价约2.7元/方。

LNG一般采用保冷的公路或铁路槽车运输，一千公里以内的距离可采用公路槽车运输，一千公里以上的以铁路槽车运输较经济。

公路运输使用40立（约19吨）以上大容积槽车较为经济，每标方LNG千公里运费约0.5-0.6元。

四、国家天然气利用政策

（1）,根据国家发改委2012年10月发布的15号令，明确了我国天然气利用领域、优先顺序和相关政策。

1、天然气利用领域及先后顺序

（一）天然气利用领域根据不同用气特点，天然气用户分为城市燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用户。

（二）天然气利用顺序综合考虑天然气利用的社会效益、环境效益和经济效益以及不同用户的用气特点等各方面因素，天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。

四、国家天然气利用政策

（2）,第一类：

优先类城市燃气：

除分户式采暖外的城镇居民、公共服务设施用气，天然气汽车（运输船舶）用气，集中采暖、燃气空调用气。

工业生产可中断的用户用气（含天然气制氢企业）。

其它用户：

分布式能源项目（冷热电联产，效率70%以上），应急调峰用的储气设施，煤层气（煤矿瓦斯）发电，天然气热电联产项目用气。

四、国家天然气利用政策（3）,第二类：

允许类城市燃气：

分户式采暖用户。

建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以天然气代油、代液化石油气项目、以天然气为燃料的新建项目、环境经济效益较好的天然气代煤项目；

城镇中心区工业锅炉燃料天然气置换项目。

天然气发电（大型煤炭基地基荷燃气发电除外），非中断天然气制氢项目，用于调峰储备的小型天然气液化设施。

四、国家天然气利用政策（4）,第三类：

限制类天然气化工：

（此类项目新疆可适度发展）、已建合成氨厂以天然气为原料的扩建项目、合成氨厂煤改气项目（鼓励现有化肥厂气改煤）；

、以天然气（甲烷）为原料，一次产品包括乙炔、氯甲烷等小宗碳一化工项目；

、新建以天然气为原料的氮肥项目。

第三类：

禁止类天然气发电及天然气化工大型煤炭基地所在地建设基荷燃气发电项目（煤层气或瓦斯气发电项目除外）；

新建或扩建以天然气为原料生产甲醇及甲醇生产下游产品项目；

以天然气代煤制甲醇项目。

四、国家天然气利用政策（5）,2、政策执行和配套办法

（一）规划审批和价格调控按照天然气利用优先顺序加强需求侧管理，鼓励优先类、支持允许类天然气利用项目发展，对限制类项目的核准和审批要从严把握，列入禁止类的利用项目不予安排气量，以确保供需平衡。

深化天然气价格改革，完善价格形成机制，加快理顺天然气价格与可替代能源比价关系；

建立并完善天然气上下游价格联动机制；

四、国家天然气利用政策（6）,

（二）相关配套政策对优先类用气项目，地方各级政府可在规划、用地、融资、收费等方面出台扶持政策。

鼓励天然气利用项目有关技术和装备自主化。

鼓励和支持汽车、船舶天然气加注设施和设备的建设。

鼓励地方政府出台如财政、收费、热价等具体支持政策，鼓励发展天然气分布式能源项目（即冷、热、电联供项目）。

对于拟建、在建或已建成投产的用气项目，需落实气源，按合同或签订长期合同，以保障供气。

五、天然气国家规划目标

（1）,

（一）中国天然气资源量1、常规天然气资源量根据2010年全国油气资源动态评价，我国常规天然气地质资源量为52万亿立方米，最终可采资源量约32万亿立方米。

截至2010年底，累计探明地质储量9.13万亿立方米，剩余技术可采储量3.78万亿立方米，探明程度为17.5%。

2010年我国天然气产量为948亿立方米，储采比约为40。

现阶段国内天然气勘查开发正处于快速发展阶段。

其中鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域是我国四大天然气产区，已探明剩余技术可采储量和产量分别约占全国的78%及73%，是今后增储上产的重要地区。

五、天然气国家规划目标

（2）,2、其它天然气资源量煤层气资源据评价，国内埋深2000米以浅煤层气地质资源量约36.8万亿立方米、可采资源量约10.8万亿立方米。

截止2010年底，煤层气探明地质储量2734亿立方米。

2010年煤层气（煤矿瓦斯）产量90亿立方米，其中地面开采煤层气15亿立方米。

页岩气资源据初步预测，我国页岩气可采资源量为25万亿立方米，与常规天然气资源相当。

目前，我国在四川、重庆、云南、湖北、贵州、陕西等地开展了页岩气试验井钻探，已钻井62口，24口获天然气流，初步证实我国页岩气具有较好的开发前景。

五、天然气国家规划目标（3）,

（二）、国内天然气供气格局和十二五目标截至2010年底，国内天然气主干管道长度达4万公里；

地下储气库工作气量达到18亿立方米；

已建成3座液化天然气（LNG）接收站，总接收能力达到1230万吨年，按气化率1400立方米/吨考虑，折年进口量170亿立方米。

国内天然气供应已基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆”的供气格局，随着中亚天然气管道A、B线的建成投产和LNG接收能力的提高，国内天然气供应将形成“国产气为主、进口气为辅”的大格局。

“十二五”期间，预计我国拟建设天然气管道总长度约4.4万公里，新增干线管输能力约1500亿立方米/年；

建设储气库工作气量约220亿立方米左右。

约占2015年天然气消费总量的9%；

城市应急和调峰储气能力达到15亿立方米。

五、天然气国家规划目标（4）,“十二五”期间，预计新增常规天然气探明地质储量3.5万亿立方米（技术可采储量约1.9万亿立方米）；

新增煤层气探明地质储量1万亿立方米；

探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿立方米。

到2015年国产天然气供应能力达到1760亿立方米左右。

其中，常规天然气约1385亿立方米；

煤制天然气约150180亿立方米；

煤层气地面开发生产约160亿立方米，页岩气产量65亿立方米。

结合已签署的合同，到2015年，预计我国年进口天然气数量将达到935亿立方米。

五、天然气国家规划目标（5）,（三）、加强勘查开发、多渠道增加国内资源供给1、常规天然气加强四川、鄂尔多斯、塔里木三大盆地和南海海域天然气勘查开发工作，在“十二五”期间争取：

四川盆地，新增探明储量1万亿立方米，年产量达到410亿立方米；

鄂尔多斯盆地，新增探明储量7000亿立方米，年产量390亿立方米；

塔里木盆地，新增探明储量7500亿立方米，年产量320亿立方米；

南海海域，新增探明储量4600亿立方米，年产量达到200亿立方米。

2、非常规天然气页岩气：

开展川、渝、黔等页岩气开发区的资源调查工作，优选一批页岩气远景区和目标区，早日实现页岩气规模化商业性生产。

煤层气：

以山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为勘查重点，建成煤层气产业化基地，已有产区稳产增产，新建产区增储达产，实现煤层气产量快速增长。

煤制气：

继续推进“十一五”期间国家已核准煤制气项目建设，尽快达产达标。

“十二五”期间，开展煤制气项目升级示范，进一步提高技术水平和示范规模。

六、煤制天然气发展概况

（1）,

（一）、煤制天然气生产及成本估算煤制天然气通常经过煤造气、净化、变换、甲烷化等过程，因鲁奇煤气化炉生产的粗煤气中含有15%左右的甲烷，在建煤制天然气项目都选用鲁奇炉生产粗煤气。

工艺过程：

煤制气变换净化甲烷化热交换SNG鲁奇煤气化过程相对成熟，粗煤气变换要求一定的氢碳比，一般以高压蒸气为原料，在钴、镍基耐硫催化剂的作用下，在（H2-CO）/（CO+CO2）=3的比例下完成变换反应。

六、煤制天然气发展概况

（2）,煤制天然气生产的甲烷化段操作较为简单，又因副产大量蒸汽，该段生产成本在总成本里所占比重较小，净煤气的生产成本占产品SNG的成本比重超过90%，所以一般可以通过净煤气成本估算煤基天然气成本情况（1标方SNG需消耗净煤气2.7-2.8标方）。

若工厂净煤气成本0.6元，则煤基天然气生产成本0.6*2.7+0.1*0.6*2.7=1.78元/标方。

六、煤制天然气发展概况（3）,

（二）、国家已立项煤制天然气项目（SNG）由于煤制天然气投资巨大，还没有成功的示范项目，加之天然气输送受管网布局限制，因此2010年6月国家把煤制天然气审批权收归国家发改委统一审批。

十二五期间国家规划在新疆（5）、内蒙（5）、安徽

（1）、山西

（1）布置十二套示范工程。

截止目前国家发改委已审批的SNG项目已有十余家，其中主要项目有：

1、大唐内蒙克氏克腾旗煤制气项目（40亿方产能，257亿投资），2009年8月国家批复，由大唐集团（57%）、北京燃气（33%）及天津津能（10%）共同投资。

一期投资160亿，产能20亿方，2012年6月，95%负荷下连续运行72小时通过考核。

配套建设的克旗到古北口350公里输气管道和中石油古北口至北京115公里管线已建成投运，大唐克旗煤制气项目已陆续给首都居民供气。

六、煤制天然气发展概况（4）,2、大唐辽宁阜新煤制气项目（40亿方产能，246亿投资），2010年3月国家批复。

项目分期建设，已完成投资120亿元，一期工程产能13亿方，预计2013年10月建成，配套建设的阜新到沈阳、铁岭、抚顺、本溪等地输气管道约334公里管线基本建成。

3、内蒙古汇能煤化工公司煤制气项目（16亿方产能，165亿投资），项目选址鄂尔多斯伊金霍洛旗，2009年12月国家批复。

分二期建设，一期8亿方煤制天然气装置和8亿立方米LNG项目正在建设，计划2013年底一期投产。

六、煤制天然气发展概况（5）,4、庆华集团新疆伊犁煤制天然气项目（55亿方产能，265亿投资），2010年8月国家发改委核准。

项目分四期建设，一期年产煤制气13.75亿方，计划2013年底投产。

5、山东新汶矿业新疆伊宁20亿方煤制天然气项目2013年4月获得国家核准；

新疆广汇120万吨甲醇、85万吨二甲醚、5亿方煤制天然气项目于2012年4月份正式生产。

另外，中电投新疆霍城320亿方煤制天然气；

中海油山西大同40亿方煤制天然气；

新蒙能源在鄂尔多斯的40亿立方米煤制天然气项目；

国电蒙能兴安盟40亿方SNG项目及北京控股集团、中海油新能源投资公司、河北建投集团合作在鄂尔多斯准格尔旗的340亿方SNG项目均在上半年接连获得国家发改委路条。

六、煤制天然气发展概况（6）,（三）、正在筹建的煤制天然气项目前景据统计，目前正在筹建的煤制天然气项目近五十家，总产能超过2000亿方，几乎国内所有大型企业都在筹建相应规模的煤制天然气项目，新疆所占产能比重最大，接近70%，其次是内蒙，约占14%，辽宁、山西、贵州、甘肃分别约占3.5%，安徽1.8%。

以目前1：

6投资比计算，总投资超过1万亿，这方面的技术、市场风险需要分析考虑。

技术方面：

20年前美国煤制天然气就已工业化，所以SNG技术上基本成熟，除高温甲烷化技术需引进外，其余技术国内业绩较多，大部分技术及设备国内可以解决。

六、煤制天然气发展概况（7）,成本定价：

就当前SNG制造成本看，西部及新疆地区一般能控制在1.50-1.80元/Nm3左右，但西气东输和陕京线的井口供气价格仅为0.52-1.00元/Nm3；

与国内气田天然气相比，煤制天然气基本没有竞争优势。

不过中亚进入新疆霍尔果斯的天然气完税价格在2.3-2.60元/Nm3之间，与进口中亚的天然气相比，新疆地区煤制天然气优势明显。

管网条件：

相比其他地区的煤制天然气项目来讲，新疆煤制天然气项目有管网优势，输送渠道容易落实。

预计中石油在新疆地区管道的外输能力约2570亿立方米/年，其中输送煤制天然气能力为1130亿立方米/年，已与12家企业签署了协议。

中石化在新疆的管道输送能力将达到600亿立方米，已经与9家企业签署了协议。

随着中石油管网业务剥离，市场化的管网公司将极大促进煤制天然气发展。

六、煤制天然气发展概况（8）,目前煤制天然气除投资较大外，技术上不成问题；

随着天然气管网延伸和国家对清洁能源消费的引导，预计2020年和2030年国内天然气终端需求将达到2500亿方及5000亿方规模，对应需求缺口将达到1000亿方和2000亿方规模，这些缺口需进口天然气或煤制气弥补，煤制气较进口气更有竞争力，而且距目标市场更近供应更稳定，所以从长远看，煤制天然气项目前景看好。

但困扰煤制天然气企业因素也比较多，煤制气项目前期投资巨大，产品需要相对稳定的目标市场，可行的价格，经济的外输管道，这些因素不落实或不稳定落实（比如有的企业仅能参与中石油或中石化的供气调峰），企业效益无从谈起，而且项目一旦运营，企业将难以承受高昂的财务费用。

结束语,进入2013年，随着天然气价改实施和北方频繁发生的雾霾天气，极大地调动了天然气供应链上、下游生产使用双方的积极性，同时鉴于中石油“西气东输三线”开建，中缅油气管道建成并实现向中国供气，可为不断攀升天然气需求提供保障。

随着国民经济发展和国内环保减排压力增加，国内天然气的需求还将维持高速增长势头，天然气价格也将进一步向内在价值回归。

谢谢大家！

不当之处敬请斧正,