天然氣價值及應用前景

天然氣基本知識及應用前景介紹2014年2月22日目錄一、天然氣性質(zhì)和來源二、天然氣用途及消費三、天然氣定價及趨勢四、國家天然氣利用政策五、天然氣國家規(guī)劃目標六、煤基天然氣發(fā)展概況一、天然氣性質(zhì)、來源（1）1、天然氣性質(zhì)天然氣（NaturalGas），一般指蘊藏在地下多孔隙的巖層中自然形成的氣體。天然氣主要成分為甲烷（CH4），此外含有少量的乙烷、丙烷、硫化物、二氧化碳、氮氣和水蒸汽等，另外還含有微量的惰性組份。一般情況下，天然氣比重約0.65，比空氣輕，具有無色、無味、無毒之特性。是一種熱值較高（8000-9000大卡/千克）、燃燒穩(wěn)定、潔凈環(huán)保的優(yōu)質(zhì)能源和化工燃料（或原料）。一、天然氣性質(zhì)、來源（2）天然氣組成簡圖：二氧化碳、氮氣和水氣硫化物乙烷、丙烷甲烷，占85%以上

微量的惰性氣體，如氦和氬等一、天然氣性質(zhì)、來源（3）

2、天然氣來源國內(nèi)天然氣主要來自氣田開采（干氣、煤層氣、頁巖氣、油田伴生氣等），少部分來自國外進口及煤制天然氣（簡稱SNG，合成天然氣syntheticnaturalgas縮寫）；大規(guī)模的商品天然氣通常以管道長距離運輸，部分天然氣加工成壓縮天然氣（簡稱CNG，CompressedNaturalGas的縮寫）或液化天然氣（簡稱LNG，Liquefiednaturalgas的縮寫）在一定范圍內(nèi)銷售。二、天然氣用途及消費（1）1、天然氣用途城市燃氣：

城鎮(zhèn)居民炊事、采暖等用氣；

公共服務設施（如機關、學校、餐飲、商場等）用氣；

天然氣汽車（CNG），成本低廢氣少，替代汽柴油。工業(yè)燃料：主要用于建材(陶瓷、玻璃等)、機電、輕紡、石化、冶金等工業(yè)領域的采暖、生產(chǎn)等用氣，以緩解能源緊缺、降低燃煤比例，減少環(huán)境污染。天然氣化工：以天然氣為原料生產(chǎn)合成氨、甲醇、二甲醚、炭黑等化工產(chǎn)品。天然氣發(fā)電：主要是在電負荷中心而且天然氣供應充足的地區(qū)，利用天然氣調(diào)峰發(fā)電。二、天然氣用途及消費（2）2、天然氣消費量以天然氣熱值8500大卡/Nm3，電的熱值是860大卡/kWh，汽油熱值7500大卡/公升計，每升93號汽油7.00元，每度電0.51元推算。一立方米天然氣熱值（2.8元）約相當于10度電（5.1元）、1.1升93號汽油（7.7元）熱值。參照當前價格，居民用天然氣成本約是用電成本的二分之一，是用汽油成本的三分之一。相對較低的天然氣價格和清潔環(huán)保要求推動了近年來天然氣消費量的不斷攀升。據(jù)統(tǒng)計，2000年我國天然氣消費量為245億立方米，2010年達到了1075億立方米，預計2015年將達到2300億立方米，界時將有三分之一的天然氣消費需求依賴進口或煤制天然氣來補充。二、天然氣用途及消費（3）3、天然氣消費構成及氣化率2000年天然氣消費結構中，城市燃氣、發(fā)電、化工和工業(yè)燃料分別占12%、14%、38%、36%；2010年占比分別30%、20%、18%、32%，和居民生活相關的城市燃氣和發(fā)電用氣比例大幅度提高，化工和工業(yè)燃料用氣比例有所下調(diào)。2010年用氣人口為1.88億人，占總?cè)丝诘?4%、占城鎮(zhèn)人口的28.2%。預計2015年，城市和縣城天然氣用氣人口數(shù)量約為2.5億人，約占總?cè)丝诘?8%。三、天然氣定價及趨勢（1）1、民用管道天然氣定價分析目前，國內(nèi)民用天然氣的定價體系由井口價、城市門站價（井口價+管理價）和終端用戶價（門站價+分銷成本）三部分組成。當前國內(nèi)天然氣價格分為存量氣和增量氣兩種，存量氣價格和數(shù)量基本按2010年5月國家發(fā)改委指導價確定，各大氣田供城市民用燃氣井口價約1元/立方米(含化肥用氣)，供應工業(yè)井口價約1.5元/立方米。經(jīng)過城市門站到終端居民用戶天然氣價格通常在2-3元/立方米之間，個別城市如廣州、深圳、福州、南昌、沈陽等地達到或超過3.5元/立方米，也有一些距離氣田較近的城市如銀川、烏魯木奇等地氣價低于1.5元/立方米。工業(yè)用氣價格通常比民用氣價格高0.5-1元/立方米。以下兩張表格為2010年國家發(fā)改委對天然氣的價格調(diào)整明細（僅限井口價格）。油氣田用戶分類現(xiàn)行基準價調(diào)后基準價川渝氣田化肥690920直供工業(yè)12751505城市燃氣（工業(yè)）13201550城市燃氣（除工業(yè)）9201150長慶氣田化肥710940直供工業(yè)11251355城市燃氣（工業(yè)）11701400城市燃氣（除工業(yè)）660890新疆各氣田化肥560790直供工業(yè)9851215城市燃氣（工業(yè)）9601190城市燃氣（除工業(yè)）560790西氣東輸化肥560790直供工業(yè)9601190城市燃氣（除工業(yè)）560790川氣東送12801510國家2010年對國產(chǎn)天然氣的價格調(diào)整表1（發(fā)改電[2010]211號）三、天然氣定價及趨勢（2）三、天然氣定價及趨勢（3）油氣田用戶分類現(xiàn)行基準價調(diào)后基準價大港、遼河、中原油田一檔氣二檔氣平均化肥660980710940直供工業(yè)1320138013401570城市燃氣（工業(yè)）1230138013401170城市燃氣（除工業(yè)）8309809401210其它油田化肥9801610直供工業(yè)13801610城市燃氣（工業(yè)）13801210城市燃氣（除工業(yè)）980790忠武線化肥9111141直供工業(yè)13111541城市燃氣（工業(yè)）13111541城市燃氣（除工業(yè)）9111141陜京線化肥8301060直供工業(yè)12301460城市燃氣（工業(yè)）12301460城市燃氣（除工業(yè)）8301060國家2010年對國產(chǎn)天然氣的價格調(diào)整表2（發(fā)改電[2010]211號）三、天然氣定價及趨勢（4）2、天然氣價格形成機制改革與試點2011年12月底，國家發(fā)展改革委發(fā)出通知，決定在廣東、廣西兩省區(qū)開展天然氣價格形成機制的改革試點。根據(jù)發(fā)改委通知規(guī)定，天然氣門站及以上價格由國務院價格主管部門管理，門站價格不再分類，實行政府指導價，供需雙方可在不超過最高門站價格的范圍內(nèi)協(xié)商確定具體門站價格；門站價格以下銷售價格由地方價格主管部門管理，地方可建立上下游價格聯(lián)動機制并對相關機制進行聽證。門站價格管理適用于國產(chǎn)陸上和進口管道天然氣，進入長輸管道混合輸送并一起銷售的頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣執(zhí)行統(tǒng)一門站價格。下表為各省區(qū)存量天然氣門站限制價格和增量天然氣門站限制價格。13三、天然氣定價及趨勢（5）各省區(qū)存量天然氣和增量天然氣限制門站價格（元/千立方米）省份存量氣增量氣省份存量氣增量氣北京22603140湖北22203100天津22603140湖南22203100河北22403120廣東27403320山西21703050廣西25703150內(nèi)蒙古16002480海南19202780遼寧22403120重慶19202780吉林20202900四川19302790黑龍江20202900貴州19702850上海24403320云南19702850江蘇24203300陜西16002480浙江24303310甘肅16902570安徽23503230寧夏17702650三、天然氣定價及趨勢（6）3、非居民用天然氣價格調(diào)整2013年7月10日我國對非居民用天然氣價格按存量氣和增量氣進行了調(diào)整，存量氣(約1120億方)是2012年使用的天然氣數(shù)量，增量氣（約110億方）是新增的天然氣數(shù)量。其中增量氣價格一步調(diào)整到與燃料油、液化石油氣（權重分別為60%和40%）等可替代能源較為合理的比價水平（約占加權值的85%）。存量氣價格分步調(diào)整，即存量氣門站價格每立方米提價幅度不超過0.4元，其中化肥用氣提價幅度不超過0.25元。力爭“十二五”末調(diào)整到位，以逐步統(tǒng)一存量氣和增量氣價格。經(jīng)過此次價格調(diào)整，全國天然氣平均門站價格下限將由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元。三、天然氣定價及趨勢（7）4、車用壓縮天然氣（CNG）市場價格分析相對于居民燃氣價格，一方面CNG的天然氣原料價格較高，同時還要征收價格調(diào)節(jié)基金；另一方面CNG需要加工及加壓費用，所以CNG價格多參照相應標號汽油定價，當前國內(nèi)CNG零售價格多在4元/立方米左右（8月1日起哈市CNG零售價格已由3.7元/立調(diào)整到4.5元/立）。面對車用天然氣價格偏低局面，國家發(fā)改委在“發(fā)改電[2010]211號”文中，要求各地要參照90號汽油最高零售價，以不低于0.75：1的比價確定車用天然氣價格，如一步調(diào)整到位確有困難的地區(qū)，可先按不低于0.6：1的比價關系調(diào)整，但要在兩年內(nèi)調(diào)整到位，以逐步理順車用天然氣與汽油比價關系。按此要求，以90號汽油6.5元/升價格估測，每立方米車用天然氣CNG售價應不低于4.88元（6.5*0.75），由此CNG還有一定的漲價空間。三、天然氣定價及趨勢（8）5、液化天然氣（LNG）市場價格分析通過將天然氣凈化冷卻至-162℃，可使天然氣凝結成清潔、高效的液體能源LNG。國內(nèi)LNG市場主要集中在珠三角、長三角、環(huán)渤海及山東、云南等經(jīng)濟發(fā)達或缺少石油資源的區(qū)域。2012年我國進口LNG170億立方米（按氣化率1400方/噸計，約合1215萬噸），進口均價約3.73元/方，集中在沿海港口，銷售均價約6.4元/方，國內(nèi)年產(chǎn)能約76億立方米，自提出廠均價約2.7元/方。LNG一般采用保冷的公路或鐵路槽車運輸，一千公里以內(nèi)的距離可采用公路槽車運輸，一千公里以上的以鐵路槽車運輸較經(jīng)濟。公路運輸使用40立（約19噸）以上大容積槽車較為經(jīng)濟，每標方LNG千公里運費約0.5-0.6元。四、國家天然氣利用政策（1）根據(jù)國家發(fā)改委2012年10月發(fā)布的15號令，明確了我國天然氣利用領域、優(yōu)先順序和相關政策。1、天然氣利用領域及先后順序（一）天然氣利用領域根據(jù)不同用氣特點，天然氣用戶分為城市燃氣、工業(yè)燃料、天然氣發(fā)電、天然氣化工和其他用戶。（二）天然氣利用順序綜合考慮天然氣利用的社會效益、環(huán)境效益和經(jīng)濟效益以及不同用戶的用氣特點等各方面因素，天然氣用戶分為優(yōu)先類、允許類、限制類和禁止類。四、國家天然氣利用政策（2）第一類：優(yōu)先類城市燃氣：除分戶式采暖外的城鎮(zhèn)居民、公共服務設施用氣，天然氣汽車（運輸船舶）用氣，集中采暖、燃氣空調(diào)用氣。工業(yè)燃料：工業(yè)生產(chǎn)可中斷的用戶用氣（含天然氣制氫企業(yè)）。其它用戶：分布式能源項目（冷熱電聯(lián)產(chǎn)，效率70%以上），應急調(diào)峰用的儲氣設施，煤層氣（煤礦瓦斯）發(fā)電，天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目用氣。四、國家天然氣利用政策（3）第二類：允許類城市燃氣：分戶式采暖用戶。工業(yè)燃料：建材、機電、輕紡、石化、冶金等工業(yè)領域中以天然氣代油、代液化石油氣項目、以天然氣為燃料的新建項目、環(huán)境經(jīng)濟效益較好的天然氣代煤項目；城鎮(zhèn)中心區(qū)工業(yè)鍋爐燃料天然氣置換項目。其它用戶：天然氣發(fā)電（大型煤炭基地基荷燃氣發(fā)電除外），非中斷天然氣制氫項目，用于調(diào)峰儲備的小型天然氣液化設施。四、國家天然氣利用政策（4）第三類：限制類天然氣化工：（此類項目新疆可適度發(fā)展）⑴、已建合成氨廠以天然氣為原料的擴建項目、合成氨廠煤改氣項目（鼓勵現(xiàn)有化肥廠氣改煤）；⑵、以天然氣（甲烷）為原料，一次產(chǎn)品包括乙炔、氯甲烷等小宗碳一化工項目；⑶、新建以天然氣為原料的氮肥項目。第三類：禁止類天然氣發(fā)電及天然氣化工大型煤炭基地所在地建設基荷燃氣發(fā)電項目（煤層氣或瓦斯氣發(fā)電項目除外）；新建或擴建以天然氣為原料生產(chǎn)甲醇及甲醇生產(chǎn)下游產(chǎn)品項目；以天然氣代煤制甲醇項目。四、國家天然氣利用政策（5）2、政策執(zhí)行和配套辦法（一）規(guī)劃審批和價格調(diào)控按照天然氣利用優(yōu)先順序加強需求側(cè)管理，鼓勵優(yōu)先類、支持允許類天然氣利用項目發(fā)展，對限制類項目的核準和審批要從嚴把握，列入禁止類的利用項目不予安排氣量，以確保供需平衡。深化天然氣價格改革，完善價格形成機制，加快理順天然氣價格與可替代能源比價關系；建立并完善天然氣上下游價格聯(lián)動機制；四、國家天然氣利用政策（6）（二）相關配套政策對優(yōu)先類用氣項目，地方各級政府可在規(guī)劃、用地、融資、收費等方面出臺扶持政策。鼓勵天然氣利用項目有關技術和裝備自主化。鼓勵和支持汽車、船舶天然氣加注設施和設備的建設。鼓勵地方政府出臺如財政、收費、熱價等具體支持政策，鼓勵發(fā)展天然氣分布式能源項目（即冷、熱、電聯(lián)供項目）。對于擬建、在建或已建成投產(chǎn)的用氣項目，需落實氣源，按合同或簽訂長期合同，以保障供氣。五、天然氣國家規(guī)劃目標（1）（一）中國天然氣資源量1、常規(guī)天然氣資源量根據(jù)2010年全國油氣資源動態(tài)評價，我國常規(guī)天然氣地質(zhì)資源量為52萬億立方米，最終可采資源量約32萬億立方米。截至2010年底，累計探明地質(zhì)儲量9.13萬億立方米，剩余技術可采儲量3.78萬億立方米，探明程度為17.5%。2010年我國天然氣產(chǎn)量為948億立方米，儲采比約為40。現(xiàn)階段國內(nèi)天然氣勘查開發(fā)正處于快速發(fā)展階段。其中鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域是我國四大天然氣產(chǎn)區(qū)，已探明剩余技術可采儲量和產(chǎn)量分別約占全國的78%及73%，是今后增儲上產(chǎn)的重要地區(qū)。五、天然氣國家規(guī)劃目標（2）2、其它天然氣資源量煤層氣資源據(jù)評價，國內(nèi)埋深2000米以淺煤層氣地質(zhì)資源量約36.8萬億立方米、可采資源量約10.8萬億立方米。截止2010年底，煤層氣探明地質(zhì)儲量2734億立方米。2010年煤層氣(煤礦瓦斯)產(chǎn)量90億立方米，其中地面開采煤層氣15億立方米。頁巖氣資源據(jù)初步預測，我國頁巖氣可采資源量為25萬億立方米，與常規(guī)天然氣資源相當。目前，我國在四川、重慶、云南、湖北、貴州、陜西等地開展了頁巖氣試驗井鉆探，已鉆井62口，24口獲天然氣流，初步證實我國頁巖氣具有較好的開發(fā)前景。五、天然氣國家規(guī)劃目標（3）（二）、國內(nèi)天然氣供氣格局和十二五目標截至2010年底，國內(nèi)天然氣主干管道長度達4萬公里；地下儲氣庫工作氣量達到18億立方米；已建成3座液化天然氣(LNG)接收站，總接收能力達到1230萬噸／年，按氣化率1400立方米/噸考慮，折年進口量170億立方米。國內(nèi)天然氣供應已基本形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸”的供氣格局，隨著中亞天然氣管道A、B線的建成投產(chǎn)和LNG接收能力的提高，國內(nèi)天然氣供應將形成“國產(chǎn)氣為主、進口氣為輔”的大格局?！笆濉逼陂g，預計我國擬建設天然氣管道總長度約4.4萬公里，新增干線管輸能力約1500億立方米/年；建設儲氣庫工作氣量約220億立方米左右。約占2015年天然氣消費總量的9%；城市應急和調(diào)峰儲氣能力達到15億立方米。五、天然氣國家規(guī)劃目標（4）“十二五”期間，預計新增常規(guī)天然氣探明地質(zhì)儲量3.5萬億立方米(技術可采儲量約1.9萬億立方米)；新增煤層氣探明地質(zhì)儲量1萬億立方米；探明頁巖氣地質(zhì)儲量6000億立方米，可采儲量2000億立方米。到2015年國產(chǎn)天然氣供應能力達到1760億立方米左右。其中，常規(guī)天然氣約1385億立方米；煤制天然氣約150－180億立方米；煤層氣地面開發(fā)生產(chǎn)約160億立方米，頁巖氣產(chǎn)量65億立方米。結合已簽署的合同，到2015年，預計我國年進口天然氣數(shù)量將達到935億立方米。五、天然氣國家規(guī)劃目標（5）（三）、加強勘查開發(fā)、多渠道增加國內(nèi)資源供給1、常規(guī)天然氣加強四川、鄂爾多斯、塔里木三大盆地和南海海域天然氣勘查開發(fā)工作，在“十二五”期間爭?。核拇ㄅ璧?，新增探明儲量1萬億立方米，年產(chǎn)量達到410億立方米；鄂爾多斯盆地，新增探明儲量7000億立方米，年產(chǎn)量390億立方米；塔里木盆地，新增探明儲量7500億立方米，年產(chǎn)量320億立方米；南海海域，新增探明儲量4600億立方米，年產(chǎn)量達到200億立方米。2、非常規(guī)天然氣頁巖氣：開展川、渝、黔等頁巖氣開發(fā)區(qū)的資源調(diào)查工作，優(yōu)選一批頁巖氣遠景區(qū)和目標區(qū)，早日實現(xiàn)頁巖氣規(guī)?；虡I(yè)性生產(chǎn)。煤層氣：以山西沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣為勘查重點，建成煤層氣產(chǎn)業(yè)化基地，已有產(chǎn)區(qū)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，新建產(chǎn)區(qū)增儲達產(chǎn)，實現(xiàn)煤層氣產(chǎn)量快速增長。煤制氣：繼續(xù)推進“十一五”期間國家已核準煤制氣項目建設，盡快達產(chǎn)達標?！笆濉逼陂g，開展煤制氣項目升級示范，進一步提高技術水平和示范規(guī)模。六、煤制天然氣發(fā)展概況（1）（一）、煤制天然氣生產(chǎn)及成本估算煤制天然氣通常經(jīng)過煤造氣、凈化、變換、甲烷化等過程，因魯奇煤氣化爐生產(chǎn)的粗煤氣中含有15%左右的甲烷，在建煤制天然氣項目都選用魯奇爐生產(chǎn)粗煤氣。工藝過程：煤制氣→變換→凈化→甲烷化→熱交換→SNG魯奇煤氣化過程相對成熟，粗煤氣變換要求一定的氫碳比，一般以高壓蒸氣為原料，在鈷、鎳基耐硫催化劑的作用下，在(H2-CO)/(CO+CO2)=3的比例下完成變換反應。六、煤制天然氣發(fā)展概況（2）煤制天然氣生產(chǎn)的甲烷化段操作較為簡單，又因副產(chǎn)大量蒸汽，該段生產(chǎn)成本在總成本里所占比重較小，凈煤氣的生產(chǎn)成本占產(chǎn)品SNG的成本比重超過90%，所以一般可以通過凈煤氣成本估算煤基天然氣成本情況（1標方SNG需消耗凈煤氣2.7-2.8標方）。若工廠凈煤氣成本0.6元，則煤基天然氣生產(chǎn)成本0.6*2.7+0.1*0.6*2.7=1.78元/標方。六、煤制天然氣發(fā)展概況（3）（二）、國家已立項煤制天然氣項目（SNG）由于煤制天然氣投資巨大，還沒有成功的示范項目，加之天然氣輸送受管網(wǎng)布局限制，因此2010年6月國家把煤制天然氣審批權收歸國家發(fā)改委統(tǒng)一審批。十二五期間國家規(guī)劃在新疆（5）、內(nèi)蒙（5）、安徽（1）、山西（1）布置十二套示范工程。截止目前國家發(fā)改委已審批的SNG項目已有十余家，其中主要項目有：1、大唐內(nèi)蒙克氏克騰旗煤制氣項目（40億方產(chǎn)能，257億投資），2009年8月國家批復，由大唐集團（57%）、北京燃氣（33%）及天津津能（10%）共同投資。一期投資160億，產(chǎn)能20億方，2012年6月，95%負荷下連續(xù)運行72小時通過考核。配套建設的克旗到古北口350公里輸氣管道和中石油古北口至北京115公里管線已建成投運，大唐克旗煤制氣項目已陸續(xù)給首都居民供氣。六、煤制天然氣發(fā)展概況（4）2、大唐遼寧阜新煤制氣項目（40億方產(chǎn)能，246億投資），2010年3月國家批復。項目分期建設，已完成投資120億元，一期工程產(chǎn)能13億方，預計2013年10月建成，配套建設的阜新到沈陽、鐵嶺、撫順、本溪等地輸氣管道約334公里管線基本建成。3、內(nèi)蒙古匯能煤化工公司煤制氣項目（16億方產(chǎn)能，165億投資），項目選址鄂爾多斯伊金霍洛旗，2009年12月國家批復。分二期建設，一期8億方煤制天然氣裝置和8億立方米LNG項目正在建設，計劃2013年底一期投產(chǎn)。六、煤制天然氣發(fā)展概況（5）4、慶華集團新疆伊犁煤制天然氣項目（55億方產(chǎn)能，265億投資），2010年8月國家發(fā)改委核準。項目分四期建設，一期年產(chǎn)煤制氣13.75億方，計劃2013年底投產(chǎn)。

5、山東新汶礦業(yè)新疆伊寧20億方煤制天然氣項目2013年4月獲得國家核準；新疆廣匯120萬噸甲醇、85萬噸二甲醚、5億方煤制天然氣項目于2012年4月份正式生產(chǎn)。另外，中電投新疆霍城3×20億方煤制天然氣；中海油山西大同40億方煤制天然氣；新蒙能源在鄂爾多斯的40億立方米煤制天然氣項目；國電蒙能興安盟40億方SNG項目及北京控股集團、中海油新能源投資公司、河北建投集團合作在鄂爾多斯準格爾旗的3×40億方SNG項目均在上半年接連獲得國家發(fā)改委路條。六、煤制天然氣發(fā)展概況（6）（三）、正在籌建的煤制天然氣項目前景據(jù)統(tǒng)計，目前正在籌建的煤制天然氣項目近五十家，總產(chǎn)能超過2000億方，幾乎國內(nèi)所有大型企業(yè)都在籌建相應規(guī)模的煤制天然氣項目，新疆所占產(chǎn)能比重最大，接近70%，其次是內(nèi)蒙，約占14%，遼寧、山西、貴州、甘肅分別約占3.5%，安徽1.8%。以目前1：6投資比計算，總投資超過1萬億，這方面的技術、市場風險需要分析考慮。技術方面：