2013-2017年中国液化天然气(LNG)行业市场研究与预测报告

汇智联恒2013-20172013-2017年中国液化天然气（LNG）行业市场研究与预测报告汇智联恒2013汇智联恒20132013-2017年中国液化天然气（LNG）行业市场研究与预测报告[键入文档副标题]报告目录报告目录 1图表目录 15第一章 液化天然气的相关概述 1第一节 天然气的概述 1一、 人工煤气、液化石油气、天然气的比较 1二、 天然气的形成及分类 1三、 天然气的性质和特点 3四、 天然气的运输与置换 4第二节 液化天然气（LNG） 7一、 LNG基本概念 7二、 LNG的物理性质及优点 7三、 LNG供气系统的主要设备 9四、 LNG的主要用途 11第三节 世界天然气资源及其勘探开发 11一、 全球的天然气储量 11二、 世界海洋油气资源分布的特点 14三、 世界海洋油气勘探开发呈出新特点 15四、 全球油气资源勘探开发市场发展趋向 16第四节 中国的天然气资源 20一、 中国天然气资源丰富潜力巨大 20二、 中国的天然气资源分布 20三、 中国近海天然气分布与勘探 22四、 中国天然气资源分布特点 23第二章 世界天然气产业发展动态分析 28第一节 国际天然气产业的发展 28第二节 中国天然气产业的发展分析 28一、 中国天然气产业发展概况 28二、 中国天然气市场的特点及影响因素 29三、 中国天然气勘探开发发展形势分析 32四、 我国天然气产业利用状况分析 33五、 中国天然气利用的政策环境 34六、 中国天然气产业发展路径明晰 34第三节 中国天然气产业存在的问题 34一、 天然气行业急需统规划资源配置 34二、 中国天然气工业存在隐性忧患 35三、 国内天然气工业发展存在的矛盾 36四、 我国天然气定价机制改革亟需推进 36第四节 促进天然气产业发展的对策 39第三章 世界液化天然气产业主要地区运行走势分析 42第一节 亚澳地区 42一、 澳大利亚主要LNG项目 42二、 韩国私营企业与进口权 42三、 日韩液化天然气的需求 43四、 澳大利亚LNG出口预测 43五、 印尼供应商角度透析LNG伙伴关系 43第二节 美洲和欧洲地区 47一、 欧洲与美国竞争液化天然气的供应来源 47二、 欧洲LNG项目面临成本上涨 47三、 俄罗斯天然气布局世界液化天然气市场 48四、 委内瑞拉计划成为全球主要LNG出口国 49五、 美国和欧洲LNG需求预测 50六、 2014年前欧洲液化天然气进口迅速增长 50第三节 非洲地区 50一、 非洲地区加快天然气资源开发 50二、 非洲国家加大液化天然气的生产力度 51三、 近十年尼日利亚LNG出口情况 52四、 阿尔及利亚建该国最大LNG厂 52第四节 中东地区 52一、 卡塔尔谋求增加液化天然气生产能力 52二、 伊朗国内的主要液化天然气项目 53三、 2020年伊朗将成为全球主要液化天然气出口国 53四、 中东液化天然气出口预测 54第四章 中国液化天然气业运行环境分析 55第一节 中国宏观经济环境分析 55一、 2012年中国GDP增长情况分析 55二、 2012年工业经济发展形势分析 56三、 2012年全社会固定资产投资分析 57四、 2012年社会消费品零售总额分析 58五、 2012年城乡居民收入与消费分析 59六、 2012年对外贸易的发展形势分析 60第二节 中国液化天然气业政策环境分析 61一、 《天然气商品量管理暂行办法》 61二、 《石油天然气管道保护条例》 61三、 《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》 61四、 《我国天然气利用政策》 62第三节 中国液化天然气业社会环境分析 62第五章 国际液化天然气产业运行态势分析 64第一节 世界液化天然气产业的发展 64一、 世界LNG工业的发展历程 64二、 全球一体化的LNG产业 65三、 世界LNG贸易进入新阶段 66四、 全球LNG产业链逐步形成新的经营模式 66第二节 全球液化天然气市场概况 67一、 液化天然气市场正从买方市场转向卖方市场 67二、 世界LNG贸易状况分析 67三、 全球液化天然气市场发展新特点 67四、 全球LNG现货贸易发展状况分析 68五、 全球LNG贸易方式更趋灵活 69第三节 世界LNG工业发展前景分析 69第六章 中国液化天然气产业运行走势分析 71第一节 中国液化天然气产业的发展背景 71一、 中国能源结构需要做重大的换代转型 71二、 LNG在中国能源结构调整中的战略作用综述 72三、 中国应加大液化天然气发展力度缓解能源紧张 73第二节 中国液化天然气产业发展存在的问题 74一、 中国LNG产业发展面临的主要问题 74二、 气源是中国LNG产业的最大障碍 76三、 中国液化天然气产业发展面临的挑战 76四、 中国LNG发展有待解决的两个问题 77第三节 中国液化天然气产业的发展对策 78一、 LNG产业的发展需处理五个关系 78二、 加快中国LNG产业发展的对策 79三、 中国液化天然气发展的政策建议 80第七章 中国液化天然气产业市场运行综述 82第一节 中国液化天然气的发展概况 82一、 国内的LNG项目发展概况 82二、 我国LNG产业的发展状况 83三、 中国东南沿海地区液化天然气的发展 85四、 国内外LNG价差将推进我国气价改革 86第二节 液化成本上升对中国LNG产业发展的影响探析 87一、 国际液化天然气市场的变化和诱因 87二、 LNG项目液化成本大幅上涨的原因 88三、 LNG液化项目成本的未来走势分析 89四、 液化项目成本上升对LNG行业的影响分析 90五、 液化成本上涨带来新的市场环境的应对措施 91第三节 中国液化天然气小区气化的发展分析 92一、 国内LNG小区气化发展的有利条件 92二、 中国LNG小区气化的发展概况 94三、 中国LNG小区气化发展的注意问题 95第八章 中国液化天然气市场运行态势透析 98第一节 中国液化天然气市场概况 98一、 液化天然气将成中国天然气市场的主力军 98二、 中国LNG现货贸易尝试和发展 98三、 我国进口现货液化天然气价格状况 100四、 中国LNG市场竞争格局 100第二节 中国部分地区液化天然气市场发展状况 106一、 珠角地区LNG的潜在需求分析 106二、 深圳口岸液化天然气等进口情况 106三、 海南发展LNG汽车有优势 106第三节 中国液化天然气利用分析 106一、 LNG的冷能利用概况 106二、 中国LNG冷能利用存在的障碍及建议 107三、 中国LNG发电面临的难题与对策分析 109第四节 中国液化天然气市场发展面临的问题及对策 111一、 液化天然气市场发展有待管网分离 111二、 中国液化天然气进口价格困局亟需破解 113三、 我国LNG市场的应对措施 114第九章 中国液化天然气进口数据统计情况 116第一节 中国液化天然气进口统计 116第二节 中国液化天然气进出口价格分析 117第十章 中国天然气开采行业运行经济指标监测与分析 118第一节 中国天然气开采行业数据统计分析 118第二节 中国天然气开采行业最新数据统计分析 119一、 企业数量与分布 119二、 销售收入 120三、 利润总额 121四、 从业人数 121第三节 中国天然气开采行业投资状况监测 122一、 行业资产区域分布 122二、 主要省市投资增速对比 122第十一章 中国液化天然气产业链的分析 123第一节 LNG在多气源供气中作用以及地位的综述 123一、 液化天然气的特点 123二、 利用液化天然气提高供气的安全性 125三、 LNG接收站的建设 127第二节 中国LNG供应链的概述 131一、 LNG供应链的演变 131二、 非体化供应链 133三、 终端自由进网政策 134四、 天然气合成油（GTL） 134第三节 LNG在中国的产业链 135一、 LNG工厂 135二、 LNG接收终端 137三、 LNG运输槽车 137四、 LNG运输船 138五、 LNG的应用 140第四节 中国LNG产业链成本及定价策略的简析 142一、 LNG产业链各环节成本分析 142二、 LNG下游用户的定价策略 144第五节 中国LNG产业链发展策略 148一、 与沿海石化产业链联合整创 148二、 与东输和陆路进口管网联接整合 150三、 与国际LNG产业企业进行战略合作 151四、 加快LNG产业链的研发与国际合作 151五、 加速下游产业链和市场广泛度培育 152第十二章 广东LNG项目分析 156第一节 广东LNG项目工程的发展 156第二节 广东LNG项目下游气价问题探讨 159第三节 广东LNG试点工程风险探讨 160一、 项目建设的必要性和有利条件 160二、 项目的经济性分析 163三、 项目的风险和不确定因素 164第十三章 中国其他地区LNG项目动态 167第一节 福建 167一、 福建LNG项目历程 167二、 福建LNG项目建设进展 167三、 福建LNG项目顺利步入运营期 167第二节 上海 168第三节 江苏 168第四节 山东 169第五节 其他省市LNG项目的发展 171第十四章 中国液化天然气部分重点企业分析 173第一节 连云港新奥燃气有限公司 173一、 企业概况 173二、 企业主要经济指标分析 173三、 企业盈利能力分析 174四、 企业偿债能力分析 174五、 企业运营能力分析 174六、 企业成长能力分析 175第二节 河南中原绿能高科有限责任公司 175一、 企业概况 175二、 企业主要经济指标分析 175三、 企业盈利能力分析 176四、 企业偿债能力分析 176五、 企业运营能力分析 176六、 企业成长能力分析 177第三节 中国石油长庆油田公司 177一、 企业概况 177二、 企业主要经济指标分析 178三、 企业盈利能力分析 178四、 企业偿债能力分析 179五、 企业运营能力分析 179六、 企业成长能力分析 179第四节 乌审旗天然气公司 179一、 企业概况 179二、 企业主要经济指标分析 180三、 企业盈利能力分析 180四、 企业偿债能力分析 180五、 企业运营能力分析 180六、 企业成长能力分析 181第五节 潮州市华丰造气厂有限公司 181一、 企业概况 181二、 企业主要经济指标分析 181三、 企业盈利能力分析 181四、 企业偿债能力分析 182五、 企业运营能力分析 182六、 企业成长能力分析 182第六节 上海金地石化有限公司 182一、 企业概况 182二、 企业主要经济指标分析 183三、 企业盈利能力分析 183四、 企业偿债能力分析 183五、 企业运营能力分析 183六、 企业成长能力分析 184第七节 新海能源（珠海）有限公司 184一、 企业概况 184二、 企业主要经济指标分析 184三、 企业盈利能力分析 185四、 企业偿债能力分析 185五、 企业运营能力分析 185六、 企业成长能力分析 185第八节 上海石油天然气有限公司 186一、 企业概况 186二、 企业主要经济指标分析 186三、 企业盈利能力分析 187四、 企业偿债能力分析 187五、 企业运营能力分析 187六、 企业成长能力分析 187第九节 浙江省天然气开发有限公司 188一、 企业概况 188二、 企业主要经济指标分析 188三、 企业盈利能力分析 188四、 企业偿债能力分析 189五、 企业运营能力分析 189六、 企业成长能力分析 189第十节 岳阳兴长石化股份有限公司 189一、 企业概况 189二、 企业主要经济指标分析 190三、 企业盈利能力分析 190四、 企业偿债能力分析 191五、 企业运营能力分析 191六、 企业成长能力分析 191第十五章 中国液化天然气的投资机会与风险分析 192第一节 中国液化天然气投资背景 192一、 全球天然气市场需求巨大 192二、 中国天然气市场供需紧张 194三、 中国天然气产业前景广阔 196四、 外商投资西气东输优惠多 198第二节 中国液化天然气投资机会 199一、 液化天然气（LNG）逐渐成为全球的投资热点 199二、 LNG产业须加快投资保障供应 200三、 LNG产业正越来越受到中国重视 200四、 中国液化天然气产业的发展正当时 200第三节 中国液化天然气投资风险 201一、 全球LNG竞争加剧带来巨大的风险 201二、 液化天然气工业发展未来将面临的风险 201三、 供应链结构对液化天然气风险的影响 204第十六章 中国液化天然气的发展趋势预测分析 224第一节 国际液化天然气的发展前景 224一、 世界3大液化天然气购买国将面临LNG短缺 224二、 未来全球液化天然气市场发展格局 224三、 全球LNG市场预测 225第二节 中国液化天然气的发展趋势 225一、 我国多个LNG项目将投产 225二、 中国LNG替代石油的趋向分析 226三、 中国LNG产业未来布局 227

图表目录TOC\h\z\c"图表"图表1：人工煤气、液化石油气、天然气对比表 1图表2：2011年世界主要国家天然气储量排名单位：亿立方米 11图表3：我国天然气资源分布 21图表4：中国近海天然气分布 22图表5：中国油气资源示意图 24图表6：中国天然气资源分布统计 25图表7：不同地区天然气资源所占比例 26图表8：不同盆地天然气资源所占比例 27图表9：2008-2012年我国国内生产总值情况单位：万亿 55图表10：中国人均国内生产总值变化趋势图 56图表11：2008-2012年我国工业增加值及增长率 57图表12：2008-2012年我国全社会固定资产投资及增长率 58图表13：2008-2012年我国消费品零售总额及增长率 58图表14：2008-2012年我国农村居民人均可支配收入及增长率单位：元/% 59图表15：2008-2012年我国城镇居民人均可支配收入及增长率单位：元/% 59图表16：2008-2012年我国货物进出口总额 60图表17：LNG项目液化成本构成图 88图表18：我国石油“三巨头”圈地LNG加气站 101图表19：我国石油“三巨头”争夺气源资源 103图表20：2010-2012年深圳口岸LNG进口数据统计 106图表21：2009-2012年我国液化天然气进口量及增长情况统计 116图表22：2009-2012年我国液化天然气进口金额及增长情况统计 117图表23：2009-2012年我国液化天然气进口均价 117图表24：2008-2012年我国天然气产量及增长情况统计 118图表25：2008-2012年我国天然气消费量统计 119图表26：2008-2012年我国天然气开采行业企业数量及增长情况统计 119图表27：企业数量地区分布情况 119图表28：2008-2012年我国石油天然气开采行业收入及增长情况统计 120图表29：2008-2012年我国石油天然气开采行业利润及增长情况统计 121图表30：2008-2012年我国天然气开采行业从业人数及增长情况统计 121图表31：行业资产区域分布 122图表32：2012年主要省市投资增速变化情况 122图表33LNG原料气质量要求 123图表34：国商品天然气质量指标 123图表35：液化天然气产业链 124图表36：LNG接收站流程 128图表37：LNG储罐选型比较 129图表38：LNG产业链成本构成 142图表39：美国及世界天然气消费组成 153图表40：2009-2012年连云港新奥燃气有限公司经济指标单位：千元 173图表41：2009-2012年连云港新奥燃气有限公司盈利能力 174图表42：2009-2012年连云港新奥燃气有限公司偿债能力 174图表43：2009-2012年连云港新奥燃气有限公司运营能力 174图表44：2009-2012年连云港新奥燃气有限公司成长能力 175图表45：2009-2012年河南中原绿能高科有限责任公司经济指标单位：千元 175图表46：2009-2012年河南中原绿能高科有限责任公司盈利能力 176图表47：2009-2012年河南中原绿能高科有限责任公司偿债能力 176图表48：2009-2012年河南中原绿能高科有限责任公司运营能力 176图表49：2009-2012年河南中原绿能高科有限责任公司成长能力 177图表50：2009-2012年中国石油长庆油田公司经济指标单位：千元 178图表51：2009-2012年中国石油长庆油田公司盈利能力 178图表52：2009-2012年中国石油长庆油田公司偿债能力 179图表53：2009-2012年中国石油长庆油田公司运营能力 179图表54：2009-2012年中国石油长庆油田公司成长能力 179图表55：2009-2012年乌审旗天然气公司经济指标单位：千元 180图表56：2009-2012年乌审旗天然气公司盈利能力 180图表57：2009-2012年乌审旗天然气公司偿债能力 180图表58：2009-2012年乌审旗天然气公司运营能力 180图表59：2009-2012年乌审旗天然气公司成长能力 181图表60：2009-2012年潮州市华丰造气厂经济指标单位：千元 181图表61：2009-2012年潮州市华丰造气厂盈利能力 181图表62：2009-2012年潮州市华丰造气厂偿债能力 182图表63：2009-2012年潮州市华丰造气厂运营能力 182图表64：2009-2012年潮州市华丰造气厂成长能力 182图表65：2009-2012年上海金地石化有限公司经济指标单位：千元 183图表66：2009-2012年上海金地石化有限公司盈利能力 183图表67：2009-2012年上海金地石化有限公司偿债能力 183图表68：2009-2012年上海金地石化有限公司运营能力 183图表69：2009-2012年上海金地石化有限公司成长能力 184图表70：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司经济指标单位：千元 184图表71：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司盈利能力 185图表72：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司偿债能力 185图表73：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司运营能力 185图表74：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司成长能力 185图表75：2009-2012年上海石油天然气有限公司经济指标单位：千元 186图表76：2009-2012年上海石油天然气有限公司盈利能力 187图表77：2009-2012年上海石油天然气有限公司偿债能力 187图表78：2009-2012年上海石油天然气有限公司运营能力 187图表79：2009-2012年上海石油天然气有限公司成长能力 187图表80：2009-2012年浙江省天然气开发有限公司经济指标单位：千元 188图表81：2009-2012年浙江省天然气开发有限公司盈利能力 188图表82：2009-2012年浙江省天然气开发有限公司偿债能力 189图表83：2009-2012年浙江省天然气开发有限公司运营能力 189图表84：2009-2012年浙江省天然气开发有限公司成长能力 189图表85：2009-2012年兴长石化股份有限公司经济指标单位：万元 190图表86：2008-2011年兴长石化股份有限公司盈利能力 190图表87：2008-2011年兴长石化股份有限公司偿债能力 191图表88：2008-2011年兴长石化股份有限公司运营能力 191图表89：2008-2011年兴长石化股份有限公司成长能力 191图表90：完全一体化的传统供应链模式 205图表91：一体化的卖方、买方集团、船运公司相对独立的供应链模式 206图表92：LNG供应链中的买方、卖方的交叉参股趋势 207图表93：正在发展的非一体化供应结构 208图表94：解除管制的天然气市场，但汽化环节不能自由进网 211图表95：天然气液化项目的合同框架 211图表96：GTL与LNG：市场的多元化和价格风险 213图表97：国际LNG行业SWOT态垫分析一般因素 214图表98：新建天然气液化厂机会——风险因素 219图表99：新建LNG汽化厂机会——风险因素 220图表100：新建天然气液化厂风险分析图 221图表101：降低风险措施目标示意图 222图表102：假想新建天然气液化厂机会分析图 222图表103：利用机会措施目标示意图 223液化天然气的相关概述天然气的概述人工煤气、液化石油气、天然气的比较图表SEQ图表\*ARABIC1：人工煤气、液化石油气、天然气对比表不同点人工煤气液化石油气天然气主要成分烷烃、烯烃、芳烃、一氧化碳和氢等可燃气体丙烷、丙烯、丁烯、丁烷甲烷工作压力1.0KPa2.8KPa2.0KPa供气方式管道钢瓶管道资料来源：汇智联恒天然气的形成及分类1、天然气的形成天然气与石油生成过程既有联系又有区别：石油主要形成于深成作用阶段，由催化裂解作用引起，而天然气的形成则贯穿于成岩、深成、后成直至变质作用的始终；与石油的生成相比，无论是原始物质还是生成环境，天然气的生成都更广泛、更迅速、更容易，各种类型的有机质都可形成天然气——腐泥型有机质则既生油又生气，腐植形有机质主要生成气态烃。因此天然气的成因是多种多样的。归纳起来，天然气的成因可分为生物成因气、油型气和煤型气。生物成因气—指成岩作用（阶段）早期，在浅层生物化学作用带内，沉积有机质经微生物的群体发酵和合成作用形成的天然气。其中有时混有早期低温降解形成的气体。生物成因气出现在埋藏浅、时代新和演化程度低的岩层中，以含甲烷气为主。油型气包括湿气（石油伴生气）、凝析气和裂解气。它们是沉积有机质特别是腐泥型有机质在热降解成油过程中，与石油一起形成的，或者是在后成作用阶段由有机质和早期形成的液态石油热裂解形成的。煤型气是指煤系有机质（包括煤层和煤系地层中的分散有机质）热演化生成的天然气。煤田开采中，经常出现大量瓦斯涌出的现象，如四川合川县一口井的瓦斯突出，排出瓦斯量竟高达140万立方米，这说明，煤系地层确实能生成天然气。煤型气是一种多成分的混合气体，其中烃类气体以甲烷为主，重烃气含量少，一般为干气，但也可能有湿气，甚至凝析气。有时可含较多Hg蒸气和N2等。2、天然气的分类天然气主要分类在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。广义的天然气是指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等。按天然气在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。只有游离态的天然气经聚集形成天然气藏，才可开发利用。天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。（1）液化天然气天然气在常压下，冷却至约-162℃时，则由气态变成液态，称为液化天然气（英文LiquefiedNaturalGas，简称LNG）。LNG的主要成分为甲烷，还有少量的乙烷、丙烷以及氮等。（2）液化石油气液化石油气是石油产品之一。英文名称liquefiedpetroleumgas，简称LPG。是由炼厂气或天然气（包括油田伴生气）加压、降温、液化得到的一种无色、挥发性气体。由炼厂气所得的液化石油气，主要成分为丙烷、丙烯、丁烷、丁烯，同时含有少量戊烷、戊烯和微量硫化合物杂质。由天然气所得的液化气的成分基本不含烯烃。由于天然气的产地往往不在工业或人口集中地区，因此必须解决运输和储存问题。天然气的主要成分是甲烷，其临界温度为190.58K，在常温下无法仅靠加压将其液化。天然气的液化、储存技术已逐步成为一项重大的先进技术。目前，液化天然气（LNG）在中国已经成为一门新兴工业，正在迅猛发展。液化天然气（LNG）技术除了用来解决运输和储存问题外，还广泛地用于天然气使用时的调峰装置上。（3）液化煤层气中国是世界煤炭生产大国，煤层气相应的储藏量也很大，储藏量和天然气基本一样。其基本成分是甲烷。它除了是廉价的化工原料外，主要作为燃料使用，它不仅作为居民的生活燃料，而且还被用作汽车、船舶、飞机等交通运输工具的燃料。由于煤层气热值高，燃烧产物对环境污染少，被认为是优质洁净燃料。天然气的性质和特点1、天然气是一种易燃易爆气体，和空气混合后，温度只要达到550℃就燃烧。在空气中，天然气的浓度只要达到5-15%就会爆炸。2、天然气无色，比空气轻，不溶于水。一立方米气田天然气的重量只有同体积空气的55%左右，一立方米油田伴生气的重量，只有同体积空气的75%左右。3、天然气的主要成分是甲烷，本身无毒，但如果含较多硫化氢，则对人有毒害作用。如果天然气燃烧不完全，也会产生一氧化碳等有毒气体。4、天然气的热值较高，一立方米天然气燃烧后发出的热量是同体积的人工煤气（如焦炉煤气）的两倍多，即35.6-41.9兆焦/立方米（约合8500-10000千卡/立方米）。5、天然气可液化，液化后其体积将缩小为气态的六百分之一。每立方米天然气完全燃烧需要大约十立方米空气助燃。6、一般油田伴生气略带汽油味，含有硫化氢的天然气略带臭鸡蛋味。天然气的主要成分是甲烷，甲烷本身是无毒的，但空气中的甲烷含量达到10%以上时，人就会因氧气不足而呼吸困难，眩晕虚弱而失去知觉、昏迷甚至死亡。天然气中如含有一定量的硫化氢时，也具有毒性。硫化氢是一种具有强烈臭鸡蛋味的无色气味，当空气中的硫化氢浓度达到0.31毫克/升时，人的眼、口、鼻就会受到强烈的刺激而造成流泪、怕光、头痛、呕吐；当空气中的硫化氢含量达到1.54毫克/升时，人就会死亡。因此，国家规定：对供应城市民用的天然气，每立方米中硫化氢含量要控制在20毫克以下。天然气的运输与置换1、天然气运输天然气的运输是指将天然气由开采地运送到使用地。由于我国的天然气资源远离天然气需求中心，而且从总体上来说我国并不具备丰富的天然气资源，因此天然气的运输十分重要，通过运输将国内、外天然气运送至天然气消费城市。天然气运输有两种方式，一种是为长输管道，另一种为通过槽车、槽船、火车等方式。陆上及近海天然气的输送一般采用管道运输，对于跨洋的长距离天然气输送，多采用液化天然气方式进行运输。使用何种方式，主要取决于运输成本的经济性和可行性，当然，两种方式经常互相结合。目前，我国长输管道目前已达2万公里左右的规模。我国2006-1010年规划新建9000公里、2010-2015年规划新建11000公里。海上运输采用的LNG槽船的特点在于特制的球形或舱型储罐，具有保温和隔热作用。单船运输规模约在5-6万吨左右。早在70年代初，日本使用特殊的公路槽车运送LNG.国内经过20多年的发展，已具备LNG、CNG槽车自行建设和开发的能力，具备了相当的生产和科研规模。天然气运输的困难和成本——它要么通过管道输送，要么转化为液化天然气——意味着很多天然气资源，尤其是偏远地区的资源，太过昂贵而无法使用。泰勒表示，这项新技术有助于拯救这些“被困”的资源——在世界范围内不断增加供应，使更多的国家变成生产者。2、天然气置换由于天然气是干气、无杂质、输送压力较高、热值较高，所以当前的运行设施若要满足运行天然气介质，必须进行适当的改造或更换，要进行大量、细致的前期准备工作——从改造工程量、时间以及管线状况等因素综合考虑，对原有户内管道必须进行改造和重新进行气密性试验。民用户户内管道及设施改造含户内管道除锈刷胶、阀门改造、燃气表接头、试压点火等工作；原有民用户户内旋塞阀（立管、表前、灶前）不适应运行天然气，极易发生漏气，需全部更换为燃气专用球阀；户内管道视情况而定，原则上不更换。对于镀锌管螺纹连接的，所有螺纹连接处须先除锈清除杂物再涂刷NJ-1天然气置换专用密封胶，并进行气密性试验根据天然气的性质，使用天然气后燃气表的量程发生变化，为保证天然气计量准确，对原有民用户户内为单管煤气表的用户置换前须进行改造，更换为双管表或采用IC卡燃气表。民用户无热水器用户更换为J1.6立方米IC卡燃气表，有热水器用户更换为J2.5立方米IC卡燃气表。人工煤气燃器具与天然气燃器具不具互换性，为满足运行天然气，必须进行改造或更换。灶具改造工作将于置换前后两次上门，置换前改造一个燃烧器，置换后再次上门改造另一个燃烧器。灶具改造主要是更换燃烧器火盖、改造喷嘴和T型管等，并提供单眼天然气灶具供用户周转使用。由于灶具陈旧或不适宜改造的，合肥燃气集团统一配置了“安然”牌普通的和嵌入式等低、中、高不同档次的天然气灶具供用户选择购买更换。从安全、热效率、使用效果等方面考虑，建议民用户将灶具一次性淘汰全部更换为天然气灶具。在前期准备工作完成后，可进行天然气置换工作。根据天然气与人工煤气的技术特性，结合其它城市的经验，采用“直通车”方法――由天然气直接置换人工煤气。在置换当天，天然气置换将在不影响非转换区域供气的情况下，切断转换区域的管网系统与人工煤气管网系统的输配联系，然后降低转换区域内人工煤气管网的压力。并向转换区域输入天然气，人工煤气在预先设定的放散点放散，直至煤气取样浓度达到要求。合肥燃气集团置换时确保不影响团体户的使用，民用户影响使用不超过24小时。置换实施时，为保障安全，严格采取人员准入制。只有佩戴燃气集团公司统一核发的工作证的工作人员才能进入置换区域现场。工作证上印有红、蓝色的合肥燃气集团标识和“合肥燃气”，标识下方印有红色字体的“天然气置换工作证”字样、工作人员的姓名及编号，旁边为工作人员本人的彩色照片。在置换时，用户对未佩带此卡的人员可拒绝入户。置换时严格坚持每户入户检查点火制度，一户置换不合格或其它原因未完成，该单元暂停供气。在置换过程中，换阀—刷胶—改造—点火—气密性测试等，工作人员必须入户4—5次，务必提请用户在约定的时间留人在家。对长期无人居住的房屋，请相互转告户主。液化天然气（LNG）LNG基本概念LNG是英语液化天然气（liquefiednaturalgas）的缩写。主要成分是甲烷。LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右，热值为52MMBtu/t（1MMBtu=2.52×10^8cal）。LNG的物理性质及优点1、LNG物理性质LNG主要成分是甲烷（90%以上）、乙烷、氮气（0.5-1%）及少量C3～C5烷烃的低温液体。LNG是由天然气转变的另一种能源形式。1、LNG的主要成份为甲烷，化学名称为CH4，还有少量的乙烷C2H6、丙烷C3H8以及氮N2等其他成份组成。2、临界温度为-82.3℃。3、沸点为-162.5℃，着火点为650℃。4、液态密度为0.420～0.46T/m3，气态密度为0.68-0.75kg/Nm3。5、气态热值38MJ/m3，液态热值50MJ/kg。6、爆炸范围：上限为15%，下限为5%。7、辛烷值ASTM：130。8、无色、无味、无毒且无腐蚀性。9、体积约为同量气态天然气体积的1/625。2、LNG优点天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，几乎不含二氧化碳和硫化物，且无色无味、无毒。液化天然气优势液化天然气与天然气比较有以下优点：1、便于贮存和运输液化天然气密度是标准状态下甲烷的625倍。也就是说，1m3液化天然气可气化成625m3天然气，由此可见贮存和运输的方便性。2、安全性好天然气目前的储藏和运输主要方式是压缩（CNG）。由于压缩天然气的压力高，带来了很多安全隐患。3、间接投资少压缩天然气（CNG）体积能量密度约为汽油的26%，而液化天然气（LNG）体积能量密度约为汽油的72%，是压缩天然气（CNG）的两倍还多，因而使用LNG的汽车行程远，相对可大大减少汽车加气站的建设数量。4、调峰作用天然气作为民用燃气或发电厂的燃料，不可避免会有需要量的波动，这就要求供应上具有调峰作用。5、环保性天然气在液化前必须经过严格的预净化，因而LNG中的杂质含量远远低于CNG，为汽车尾气或作为燃料使用时排放满足更加严格的标准（如“欧Ⅱ”甚至“欧Ⅲ”）创造了条件。LNG供气系统的主要设备1、液化甲烷船跨洋运输LNG的专用船2、LNG储罐储存LNG用低温储罐，其结构由内罐和外罐构成，中间填充隔热材料。储罐的容量一般为20000-70000吨/个。（1）内罐使用薄低温钢板制成，具有液密性，可侥性的内容器，它必须把液压头传递给隔热层。用作薄膜的材料必须具有在低温条件下不脆化的特征，井具有足够的韧性和良好的加工性能。LNG内罐，通常用镍钢、不锈钢或铝合金。（2）隔热层隔热层是将液压头传递给外罐体的同时，还起着减少气化量，缩小罐体内外壁温差、减轻由此产生的温差应力的作用。另外它还有固定“薄膜”内罐的作用。因此要求隔热层导热率小，而且具有足够的强度。能满足这些条件的材料有硬质泡沫氨基甲酸、乙酯、泡沫玻璃，珍珠岩等。（3）外罐（又称罐体）外罐就是能承受各种负荷的外壳，它必须具有足够的强度，一般可用：钢制壁、钢筋混凝土和预应力混凝土壁。3、LNG泵——输送LNG的专用泵；——放置在储罐里的为潜液泵；——安置在系统中的为LNG输送泵，必须耐低温。4、蒸发气压缩机为了保持LNG罐内的压力不超高，必须将LNG罐内自然气化的天然气抽出，以保证LNG储罐内的压力不超高。LNG储罐的压力不大于0.01Mpa（表压）。5、LNG气化器利用海水或空气作为热源的板式换热器，或排管状气化器，使LNG气化成气态天然气，以供给外部管网，输送到用户。6、加臭装置7、流量计8、调压器9、海水泵（以及相关的控制仪表）10、LNG汽车槽车用于近距离的运输。LNG的主要用途1、作为清洁燃料汽化后供城市居民使用，具有安全、方便、快捷、污染小的特点。2、作代用汽车燃料使用。采用LNG作为汽车发动机燃料，发动机仅需作适当变动，运行不仅安全可靠，而且噪声低污染小，特别是在排放法规日益严格的今天，以LNG作为燃料的汽车，排气明显改善。据资料报道：与压缩天然气（CNG）比较，在相同的行程和运行时间条件下，对于中型和中重型车辆而言，LNG汽车燃料成本要低20%，重量要轻2/3，同时，供燃系统装置的成本也至少低2/3。可以证明，将天然气液化并以液态储运是促使它在运输燃料中应用的最经济有效的方法。3、作为冷源用于生产速冷食品，以及塑料，橡胶的低温粉碎等，也可用于海水淡化和电缆冷却等。4、作为工业气体燃料，用于玻壳厂、工艺玻璃厂等行业。世界天然气资源及其勘探开发全球的天然气储量图表SEQ图表\*ARABIC2：2011年世界主要国家天然气储量排名单位：亿立方米排名国家储量1俄罗斯47572562伊朗33074263卡塔尔25202134沙特阿拉伯8027875美国7716646土库曼斯坦7504017阿联酋6089158委内瑞拉5524659尼日利亚51100310阿尔及利亚45024011印度尼西亚39944012伊拉克31579113中国30299214哈萨克斯坦24069515马来西亚23503116埃及21860717挪威20068318乌兹别克斯坦18406119科威特17981320加拿大17274521利比亚14950022荷兰13025823印度11537824乌克兰11043625阿塞拜疆8495126阿曼8495127澳大利亚7886328巴基斯坦7538029越南6994330墨西哥4903431也门4785632巴西4169733文莱3907734特立尼达和多巴哥3811535阿根廷3788536秘鲁3528637安哥拉3099938泰国2998539缅甸2831740玻利维亚2814741以色列1982242东欧33360343英国2559944叙利亚2406945孟加拉国1953946德国1755747巴布亚新几内亚2265448喀麦隆1350749哥伦比亚1132750莫桑比克1274351其他123032世界总计18823276欧佩克9093019数据来源：汇智联恒世界海洋油气资源分布的特点随着全球油气需求的快速增长和陆上油气资源危机问题的日渐突出，海洋油气资源无论对整个世界石油工业，还是对未来世界经济的发展，都有非常重要的意义。世界海洋蕴藏着极其丰富的油气资源，其石油资源量约占全球石油资源总量的34%。世界海洋油气与陆上油气资源一样，分布极不均衡。在四大洋及数十处近海海域中，石油、天然气含量最丰富的数波斯湾海域，约占总贮量的一半左右；第二位是委内瑞拉的马拉开波湖海域；第三位是北海海域；第四位是墨西哥湾海域；其次是亚太、西非等海域。目前，在世界海洋中已找到了581处油田。其中，欧洲和地中海25个，北海110个，意大利、北亚得里海20个，黑海和里海17个，南美洲43个，非洲近海27个，西非近海85个，波斯湾60个，印度次大陆沿岸海域2个，远东近海23个，印度和马来西亚近海15个，澳大利亚东部和新西兰近海3个，澳大利亚西北大陆架12个，南部吉普斯兰德海盆19个，北海近海44个，美国墨西哥湾16个。世界海洋油气勘探开发呈出新特点近年来，全球海洋油气勘探取得了丰硕的成果。在波斯湾、墨西哥湾、北海地区，海洋石油勘探开发取得了最富有成效的业绩；在俄罗斯北部海域、南中国海及印尼沿海、巴西坎波斯盆地也发现了较丰富的石油天然气资源，且部分油气田已开发；在西非深海勘探也不断有新的发现，里海地区也发现不少大型油田。可以说，近年来全球油气新发现中较大的发现主要位于海上，海洋石油储量和产量在全球石油产量中所占的份额也在不断增加。海洋石油勘探已成为世界各大石油公司竞争的一个热点领域。目前，海洋油气勘探开发范围已从浅海、半浅海延伸到深海。随着勘探和开发难度的增加，海洋油气勘探开发越来越离不开先进科学技术的支撑。近几年，海洋勘探已广泛使用三维地震技术和海上多维多分量勘探技术等，促进了勘探效率的提升。井筒技术也比陆上发展要快些，主要使用长距离水平钻井及分支水平钻井技术等。分析当前国际海洋油气勘探情况，呈现出以下一些特点。一是海上三维地震与陆上相比，具有成本低、速度快的特点。近年来，各大公司在深海油气勘探开发中，一般都不做二维地震，大多直接做三维地震。二是海洋油气勘探开发的大部分费用花在平台上，海洋石油平台的建设费用非常高，减少平台的建设是海洋油气勘探开发提高效益的重大课题。“海上的事陆上办”，钻井尽量采用大位移井、多底井、分支井等，大大提高了深海油气勘探生产的效益。三是鉴于海洋油气勘探的高投入和高风险，深海油气勘探一般立足于寻找大圈闭，发现大油气田。全球油气资源勘探开发市场发展趋向以石油、天然气勘探开发理论及其配套技术体系为核心的石油工程在世界石油工业150余年的发展过程中，不但加速了新油气资源的发现，极大地满足了社会发展对油气能源的需求，也促进了油气藏开采技术的提高，为世界各国经济和社会持续发展提供了不竭的动力。因此，从历史演化角度分析当前石油、天然气勘探开发工程面临的问题与挑战，总结在国内外石油工程近年来的工程、技术发展趋势，对于预测石油工程未来发展方向，确定我国油气勘探开发工程战略具有一定的借鉴意义。进入新世纪，特别是低碳、环保、可持续发展日益成为人类与自然和谐发展的今天，石油工程在面临巨型油气藏发现概率逐年降低，成熟盆地潜力巨大和非常规油气资源为勘探开发热点的格局下，石油、天然气勘探开发工程主要的发展趋势包括以下几个方面。1、提高采收率。自从1905年宾西法尼亚Bradford油田进行注水开发试验、1911年Dunn油田进行注气提高采收率现场作业以来，如何大幅度提高油气藏采收率就成为了油田工程的一个永恒主题。目前，提高石油、天然气采收率技术主要是以可动油为目标的改善采油技术（IOR）和以不可动油为目标的强化采油技术（EOR）。改善采油技术以通过采用适宜的复杂结构井技术改善地下水动力条件和增加波及体积技术，使大尺度未被驱替介质波及到的、处于封闭状态的剩余油流动起来。强化采油技术则是以高度分散且常规驱替介质难以波及的小尺度剩余油为对象，通过降低岩石～油～水界面张力，改善油层流体流度比，使小尺度剩余油流动的技术方法。EOR技术主要包括热采技术、注气技术、化学驱三大技术和微生物采油技术。热采技术是在美国、加拿大广泛应用，注气技术是应用程度仅次于热采的另一项EOR技术，它不仅可用于新油藏的开发，也可作为三次采油的手段用于水驱后油藏提高采收率。2、开发低渗透油气藏。自美国1871年发现低渗透Bradford油田以来，国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。近年来，针对低渗透油藏低丰度、低压、低产的“三低”特点和分布广泛、油气资源蕴藏丰富的实际，如何经济有效开发低渗透油气藏已成为世界石油工程共同关注的重点和难点。目前，国外低渗透油田开发过程中已在高分辨率地震技术、多分量地震勘探技术、四维地震勘探技术、裂缝识别、压裂新技术、装备和软件、水平井和复杂结构井井下随钻测量和控制技术、小井眼钻采工艺、蛇形钻井工艺、注气等技术方面取得突破。我国在油藏精细描述、微观孔隙结构研究、富集区优选、超前注水、开发压裂等一些特色领域以及勘探开发技术的集成应用方面形成了独特的技术体系。3、大力开发天然气。自上世纪70年代以来，特别是随着新气田的发现和天然气藏勘探、开发技术的重大突破及深海勘探开发技术水平的提高，国内外天然气探明储量近年来大幅度持续增加。深层气和非常规气（煤层气、致密气、页岩气等）也逐渐成为勘探开发的主要对象。我国在不同类型天然气藏勘探、开发方面，逐步形成了快速钻井、多分枝水平井钻井、分层压裂、排水采气、防砂治水、井下节流和中低压集输等成熟配套技术体系。4、深海、深层、极地油气资源。在人类居住的地球上，称得上极限的无非是四个方面，即极地的寒冷、深海的高压、高山的缺氧、沙漠的高温。全球油气勘探开发在征服极限。近年来，随着勘探、开发技术的完善，特别自上世纪70年代以来，分布于深海、深层、极地等极端环境下的大型、甚至巨型油气藏逐渐成为勘探开发工程发展的主要方向。深海主要在墨西哥湾、巴西海域、尼日利亚海域、南中国海域取得了突破性进展。深层油气勘探可钻深达10000多米，深层勘探以国际石油公司为主栽技术取得了实质性的突破，中国在深层近年也做了积极的探索。极端地带如西伯利亚冻土地带、阿拉斯加州、北极、青藏高原、沙漠无人区等也取得了突破。中国塔里木沙漠油气勘探开发规模走向了更成熟的发展阶段。5、油气资源二次开发。进入新世纪，中国石油针对注水开发老油田开发效益降低和剩余可采储量依然丰富的矛盾和现实，以“重建地下认识体系、重构井网结构、重组地面工艺流程”为核心的“二次开发”工程为大幅度提高老油田采收率、整体改善老油田开发效果指明了发展方向。单砂体刻画、层系细分及井网重组研究，作为“三重”技术体系的核心基础内容，在“二次开发”工程探索与实践中，起着极为重要技术支撑作用。SAGD/蒸汽驱技术、CO2驱技术、稀油热采技术、深部调驱技术、油水井动态调控技术、套管补贴技术已成为成熟的“二次开发”技术体系。中国石油二次开发工程焕发了老油田青春，油气采收率大幅度提高，辽河油田曙一区SAGD13个生产井组，水平井日产油由转驱前的100t/d左右最高上升到600t/d左右，平均单井日产油达到40t/d以上，含水由转驱初期的85%左右下降到75%左右，采油速度由0.6%上升到3%以上，阶段采出程度7.6%，达到国外同类油藏开发先进水平。新疆克拉玛依砾岩油藏二次开发试验区日产油由实施前的260t/d提高到1030t/d。吉林扶余油田采收率由27%提高到36%。6、非常规油气资源。从世界范围来讲，非常规油气资源是极其丰富的，是常规油气的最佳补充能源。据美国能源部能源信息署统计，世界页岩油资源量可达4110亿吨，比传统石油资源量多50%以上，世界油砂可采资源量约为1171亿吨，占世界石油可采总量的32%，已经成为世界能源结构的重要组成部分。全球页岩气资源量为456.24万亿立方米，致密气资源量为209.72万亿立方米。加拿大油砂商业化开采2006年产量已达7280万吨，美国2006年煤层气年产量已达600亿立方米。煤层气以吸附形式为主，赋存在煤层中的一种天然气，具有自生自储、无明显气水界面、大面积连续特征，具有低产、长期稳产的特征；。据国际能源署统计，全球煤层气资源量超过260万亿方，其中俄罗斯、美国、加拿大、澳大利亚和中国煤层气资源量均超过10万亿方。页岩气年产量超过200亿立方米，致密砂岩气年产量超过1000亿立方米。针对非常规油气藏成藏条件复杂，储层致密，非均质性强，不同类型资源各具特点的实际。国内外在非常规油气资源开发过程中初步形成了特色技术体系，例如页岩气井低密度支撑剂压裂技术、页岩气井二次压裂技术、油页岩干馏技术、油砂干馏工艺等。这些特色技术极大促进了非常规油气资源开发，也是未来石油发展的主要方向和趋势。中国的天然气资源中国天然气资源丰富潜力巨大，我国的天然气资源是比较丰富的，最新的油气资源评价表明，全国天然气资源量为47万亿m3，可探明的资源量为22万亿m3（按可探明率46.8%计）。经评估，天然气可采资源量为14万亿m3（按可采率63.6%计）。截至2007年，我国天然气探明储量已达4.7万亿m3，探明可采储量3.1万亿m3，显示出我国天然气雄厚的资源潜力和良好的发展前景。从现在到2020年我国可新增天然气可采储量3万亿m3以上，到2020年，我国累计天然气探明可采储量可达6万亿m3以上。天然气年产量将从目前的700亿m3增加到1200亿m3-1500亿m3。中国的天然气资源分布截至2008年底，我国已探明天然气地质储量63.36亿立方米，可采储量为38.69亿立方米，资源探明率仅为11.34%，尚有待探明资源量近50万亿立方米，勘探潜力巨大；天然气分布相对集中，主要分布在陆上西部的塔里木、鄂尔多斯、四川、柴达木、准噶尔盆地，东部的松辽、渤海湾盆地，以及东部近海海域的渤海、东海和莺—琼盆地，目前这9个盆地远景资源量达46万亿立方米，占全国资源总量的82%；已探明天然气地质储量6.21万亿立方米，占全国已探明天然气地质储量的93%；剩余资源量40万亿立方米，占全国剩余资源量的81%。图表SEQ图表\*ARABIC3：我国天然气资源分布2008年我国天然气探明储量为2.46万亿立方米，占世界天然气探明总储量的1.3%。1998-2008十年间我国天然气探明储量的年均增长率为6.5%。而同期，我国天然气产量的年均增长率达到12.7%，2008年天然气产量达到763亿立方米，储量的增长速度远远跟不上需求的增长速度，造成我国天然气储量采比从1998年的58.7年持续下降到2008年的32.3年，远低于同期世界63.3年的平均水平。中国近海天然气分布与勘探图表SEQ图表\*ARABIC4：中国近海天然气分布资料来源：中海石油研究中心1-渤海湾盆地；2-北黄海盆地；3-南黄海盆地：4-仁东海盆地；5-台西盆地；6-台西南盆地；7-珠江口盆地；8-琼东南盆地；9-莺歌海盆地；10-北部湾盆地。中国近海共发育10个新生代沉积盆地（见图4），油气勘探总面积约70X104km2，其中南海北油气盆地具有独特的石油地质特征，加上海洋油气勘探的自身特点，决定了中国近海油气勘探的特殊性。中国近海勘探工作量总体上投入巨大，特别是近年来，三维地震和钻井工作量大幅度增加，推动了勘探的进程。至2009年，中海油在中国近海累计采集二维地震超过100×104km，三维地震8.6×104km2，完成探井1238口；共发现油气田130个（其中自营91个、合作39个），含油气构造141个（其中自营111个、合作30个）；累计探明石油地质储量达30.2×108t，探明天然气地质储量6387.4×108m3，为中海油2010年实现年产5000x104t油当量的产量目标及公司的可持续发展奠定了资源基础。中国天然气资源分布特点根据中国大地构造特征和油气分布规律，新一轮油气资源评价将全国划分为6大含油气区（图5），即东部区中部区西北区南方区青藏区和海域区中国天然气资源分布存在巨大的不均衡性，这突出表现在其区域分布与盆地分布上：1、天然气资源区域分布（图6，图7）天然气集中分布在西部区中部区和海域3大区其中，西部区天然气可采资源量7.46*1012m3，中部区天然气可采资源量6.37*1012m3，海域天然气可采资源量5.25*1012m3，3大区合计19.08*1012m3，占中国天然气可采资源量的比例高达86.61%。（2）天然气资源盆地分布（图6，图7）在新一轮国油气资源评价工作中，评价范围涉及129个盆地，从评价成果看，可采资源量大于2*1012m3者有4个盆地，依次为塔里木四川鄂尔多斯和东海陆架，其资源量合计14.67*1012m3，占全国的66.56%；1*1012-0.4*1012m3者有8个盆地，分别为柴达木莺歌海松辽琼东南珠江口准噶尔和渤海湾（陆上），其资源量合计4.55*1012m3，占全国的20.66%；以上可采资源量大于4000*108m3的盆地共有12个，占评价盆地数的9.30%，但其资源量占全国的比重却高达87.22%。图表SEQ图表\*ARABIC5：中国油气资源示意图资料来源：中海石油研究中心图表SEQ图表\*ARABIC6：中国天然气资源分布统计资料来源：中海石油研究中心图表SEQ图表\*ARABIC7：不同地区天然气资源所占比例资料来源：中海石油研究中心图表SEQ图表\*ARABIC8：不同盆地天然气资源所占比例资料来源：中海石油研究中心

世界天然气产业发展动态分析国际天然气产业的发展目前，世界天然气产业已经进入快速发展阶段，天然气产量、消费量和贸易量均保持快速增长，主要发达国家的天然气市场也已经非常成熟。据《BP世界能源统计年鉴》，2010年世界天然气消费占一次能源消费的比重达到23.8%。同时，美国、欧洲以及俄罗斯等天然气生产与消费大国的天然气产业基本上都已经形成管道网络化、供应多元化、地下储气库遍布全国的供气格局。例如，北美地区的天然气干线管道长度已经超过53万千米，其中洲际管线占到70%；欧洲已经成为天然气管网密度最大的地区，各类天然气管网纵横交错，四通八达，其中天然气干线管道长度超过15.6万千米，各类配气管道的长度已经超过119.5万千米；全球30多个国家已建设了630多座地下储气库，库容超过3330亿立方米。国际上对天然气输配管网的监管已经形成了两种特有的监管模式，即以美国、加拿大为代表的北美规则式监管模式，以英国为典范的欧盟许可证式监管模式。虽然这两种监管模式在行业规制和监管模式上有所不同，但各国在对天然气输配管网的监管方面都成立了独立于国家能源主管部门的能源监管机构，且该能源监管机构依法享有对天然气输配管网进行监管的权利，以完成具体的监管任务。进行监管的重点主要包括：市场参与者对管网的公平准入、管道企业的管输服务价格和服务质量等。中国天然气产业的发展分析中国天然气产业发展概况“九五”之前，我国天然气消费主要集中在油气田周边，仅川渝气源周边天然气消费量就占全国的40%。目前，我国几大气区天然气已实现全面外输，天然气消费也逐渐由气田周边向中东部转移。随着陕气进京津、川渝气东进、西气东输等长输管道的建设投产，有力地推动了我国天然气需求的增长，市场发育较快。伴随着我国铁路、公路、航运的四通八达、我国29个省会城市城市加港澳特区总计31个主要城市，除西藏拉萨外，都不同程度地用上了或管道运输、或车辆运输的天然气，还有不少地级市、县甚或乡镇也都用上了天然气。随着改革开放春风劲吹，人们烧柴、烧煤做饭的过去，在许多地方，已经一去不复返。城市中天然气消费占比的增加，不仅巨大地改善了生产、生活条件，同时使得城市生态环境大为改善。近年来，我国天然气汽车产业发展较快。2010年年底，我国天然气汽车保有量超过100万辆。重庆、西安等西部地区城市的CNG出租车已经普及应用，内蒙古等地正在推广LNG重型卡车、LNG城际客车，湖南、北京和新疆等地正在发展替代柴油的公共汽车。在交通领域推广使用天然气，对降低石油对外依存度、减少污染物排放等具有重要意义。《世界能源统计年鉴2012》显示过去五年，中国天然气市场规模扩大了两倍多。2006年以来，中国天然气消费量增幅曾三次位列全球第一，其中包括2011年。2011年中国天然气消费增幅高达22%。这也是中国迄今为止创出的最大增幅，其供应来自于国内天然气增产、管道天然气进口以及液化天然气进口。中国天然气市场的特点及影响因素1、市场特点天然气市场还较为滞后。主要表现在中国天然气市场实际需求量小于天然气管道设计输送能力。从中国目前形成的区域性天然气市场来看，油气田供气能力大于天然气市场的实际需求量。天然气生产单位生产的天然气除了满足本单位和目前仅有的少量天然气用户外，其他大部分天然气几乎被放空烧尽。总体来说，终端用户对天然气的价格承受能力还差，天然气作为一种替代能源与其他能源特别是煤和水电在价格上还缺乏竞争力，价格偏高。如果天然气价格较高，用户就会选择使用煤和水电来替代，这样天然气用户就会减少。其主要原因是：中国绝大多数天然气田产层薄、含气丰度低、埋藏深及其自然环境恶劣，决定了天然气勘探开发投入的成本较高。天然气资源主要分布在中西部地区，远离东部经济发达主要消费市场，天然气输送干线长，管道投资回收期短，致使管输费用较高，占天然气价格比例大。中国现在正在建设“西气东输”管道，干线全长4200多公里，建成通气时，如果东南沿海主要天然气用户市场发展滞后，那么造成的经济测算与实际用量要少几十亿。2、影响因素（1）天然气基础设施薄弱，天然气下游市场急需拓展天然气市场需求潜力巨大，但是天然气干线管网仅有陕西靖边到北京、涩宁兰、四川环网、海洋到香港等几条大型天然气管道，城市内配气管网和天然气利用设施等基础设施薄弱。若要满足2010年及以后的天然气需求，则需建设覆盖20多个省的天然气配气管网。干线和配气管网等基础设施投资巨大，如何吸引投资和组织是实现巨大天然气需求的关键问题之一。基础设施的主要投资项目包括：一是到主要城市门站的天然气干线管网：二是城市内天然气配气管网；三是天然气利用设施：天然气发电厂、化肥厂、工业燃料用户改造项目等。未来，我国天然气储量仍将快速增长，若不大力开拓消费市场，目前实施的上游产能建设和中游的管道工程将会使投资进一步积压，势必影响公司的业绩，因此，当前天然气开发的当务之急是利用各方面的力量加快市场的开拓。（2）天然气市场体制不完善健全的市场体制对于市场的发育至关重要，而目前国内在天然气价格制定、合同履行、天然气分配和市场开放等方面都存在很多问题。现在国家按天然气的应用制定井口气价，井口价加净化费和管输费后为用户价。净化费按国家收费标准执行，管输费现无统一标准。尽管国家已多次调整气价，但仍存在价格背离价值的情况，影响企业投资天然气产业。城市天然气用户价格现由各当地政府制定，用户利用天然气还需交纳数值很大的费用，存在较多不合理的情况，影响利用天然气的积极性。天然气从生产到消费经过多个环节，现在没有能有效保护买卖双方利益的标准购销合同和保证合同履行的措施。一方面拖欠气款将影响供气企业的生存：而另一方面，保质、保量的供应是用户的基本要求。目前，天然气是国家统配商品，这种模式不利于调动企业积极性，推动天然气产业发展。开放市场是促进天然气利用的有力措施。目前有两大垄断经营的网络影响天然气的利用。一是城市天然气管网，二是国家电网。这两大领域对第三方不平等、不透明，对促进清洁能源的利用不利。长期垄断经营不利于从多渠道吸引投资天然气利用项目，更不利于通过竞争降低成本和促进消费。（3）天然气供需市场分布不合理天然气资源主要分布中国西部的老、少、边、穷地区，地表条件多为沙漠、黄山塬、山地，地理环境恶劣。多数勘探对象具“低、深、难”的地质特点，对勘探开发技术要求较高。而天然气消费市场却主要分布在中国东部和南部沿海经济发达地区。西部气区距东部经济发达区，最远的轮南至上海4000公里，最近的忠县到武汉695公里，靖边至北京853公里，涩北至兰州953公里。“九五”期间储量的迅速增长促成了西气东输工程的启动，但规模浩大的工程建设需要一定的时间，加上回报所需的时间周期会很长。“九五”已造成长庆、西南油气田分公司的产能积压。因此，下游市场的开拓、培育，以及长输管道的建设滞后于资源的增长，在一定程度上制约了天然气产业的发展。由于资源分布及其特点以及与市场消费区的不匹配，再加上天然气产业投资大、回收慢、周期长、风险大，上、下游发展不协调等不利因素，天然气产业的发展将受到制约和影响。（4）天然气管理体系和法规不健全目前，中国天然气作为一个产业来发展，存在政府专门管理机构缺位，有关政策、法规缺位，供应主体企业与利用主体企业合作缺位等问题。健全的管理体系和法规是天然气产业快速发展的基本保障。中国天然气勘探开发发展形势分析中国天然气勘探突破始于20世纪90年代初，滞后于石油勘探进程近40年。从1990年开始，天然气储量进入快速增长阶段，新增天然气探明地质储量：“八五”期间近0.7×1012m3，“九五”期间为1.15×1012m3，“十五”期间达2.43×1012m3，“十一五”前两年就超过1×1012m3，增长势头明显。近年来，相继探明了苏里格、大牛地、普光、子洲—清涧、徐深等多个地质储量超过1000×108m3的大型气田；准噶尔盆地南缘和珠江口盆地深水区也取得了勘探的重大发现；四川盆地海相地层天然气勘探取得历史性突破，使得该盆地的天然气资源量在刚结束评价的基础上，又呈现出翻一番的趋势。2011年中国天然气勘查新增探明地质储量7659.54亿立方米，同比增长29.6%。新增探明技术可采储量3956.65亿立方米，同比增长37.6%，保持了高速增长态势。新增探明地质储量超千亿立方米的大气田有2个，分别为长庆苏里格和南方元坝。新增探明地质储量大于300亿立方米的盆地有4个，分别为四川盆地，鄂尔多斯盆地，塔里木盆地和松辽盆地。我国天然气产业利用状况分析自2012年12月1日起，中国将施行最新的《天然气利用政策》，力争优化能源结构，提高天然气在一次能源消费结构中的比重。新政策侧重在优先保障城镇居民生活用气的同时，鼓励发展车船用气等利用领域。国土资源部最新发布数据显示，中国天然气年产量已由2002年的229亿立方米增加到2011年的1013亿立方米，居世界第6位。到2030年，全国总的天然气产量将达到4500亿立方米。据悉，2011年，中国天然气汽车保有量已超过100万辆，建成3000多座天然气加气站。到2015年中国天然气汽车保有量将超过150万辆，有望成为世界最大的天然气汽车市场。除了道路运输业“低碳绿色”发展，国家能源局局长刘铁男表示，随着国内需求快速增加，把确保居民用气排在天然气供应序列的首位。以“煤都”大同为例，截至2011年底，这个市的供热面积从2008年的800万平方米增长到4500万平方米，集中供热率达到90%以上，3000多台污染严重的燃煤锅炉换成了清洁的天然气。中国天然气利用的政策环境《天然气利用政策》是继《节能与新能源汽车产业发展规划》、《节能减排“十二五”规划》、《天然气发展“十二五”规划》等多个支持政策发布后中国政府将实施的最新政策。中国天然气产业发展路径明晰国务院能源发展“十二五”规划发布，规划要求优化能源结构。其中，非化石能源消费比重提高到11.4%，非化石能源发电装机比重达到30%。天然气占一次能源消费比重提高到7.5%，天然气使用人口达到2.5亿人。“十二五”规划指出，将大力发展非常规天然气。预计，非常规天然气2015年将比2010年大增近九成，页岩气2020年将成为非常规天然气的主要来源，而天然气加气站将迎来发展的新机遇。中国天然气产业存在的问题天然气行业急需统规划资源配置国家有必要成立一个完整的天然气产业管理体系，国家应在石油天然气行业建立起公平、稳定的永久性综合管理体制。考虑到上游和下游领域的构成不同，所需的监管及其程序也不同，因此，可分设永久性的上游和下游监管委员会。针对目前现行石油工业体制，中国民营经济研究会会长保育钧提出了名为《关于在石油天然气产业中打破垄断、引进竞争机制的建议》的提案。建议取消中石油、中石化两大集团的政府职能，建立过渡性的政府监管机构，对天然气市场准入、定价等进行监管；引进竞争机制，打破南北分治局面；在《反垄断法》及相关法律没有出台之前，建立公正处理垄断企业与其他企业纠纷的过渡性的法规和行政裁决机制等，同时加快制定《石油天然气法》。中国天然气工业存在隐性忧患1、资源基础并不乐观在中国天然气工业一体化发展的产业链中，基础是资源、是探明储量。这里不仅指其数量还要考虑其品质。从目前的情况看，即使按老储量规范看，一些气田的储量标准失之过宽，致使部分已上表的探明储量相当长时间难以动用，不能实施产能建设。目前已探明的天然气品质也不够理想。以鄂尔多斯盆地已探明的天然气品质为例，主要表现在储量规模偏小，丰度低，储层连通性差，不均质性相当强，主力气区的主要气层埋深大。这诸多因素使气田必须以大量生产井去开采且单井成本大、产量低、衰减快、勘探开发难度大，井口气价高。当然，供气能力低于管输量和已有用户需求量也是显而易见的。鄂尔多斯盆地的气田多处在开发初期，管道修建时愁找不到用户的局面就迅速改变为供不应求。目前除北京市按计划逐步扩大用户外，京、津地区及晋、冀、鲁等省的城市群也作了相应的计划。雨后春笋般出现的各地燃气公司正在争抢地盘，兴建基础设施。许多民用和工业用户往往“先上车后买票”，在没向有关方面落实用气之前就动手实施了用气工程。对此，天然气的供应部门埋怨下游项目“太急、太快、太多”，无法应付。导致以民用（包括商业）气为主的城市供气已出现了巨大的缺口，其原因不在于管线的运力，而在于产地供气不足。2、调峰气库建设滞后，管道不足，布局不合理。我国天然气工业基础薄弱，管线不足是一个明显的制约因素，不但缺乏控制全国、联络主要气区与经济发达区的干线管网，也缺乏覆盖用户区的支线网络。众所周知，不能联网的单管线长距离供气存在相当大的安全隐患。特别值得注意