2016-2020年中国天然气市场深度调查与发展预测研究报告

汇智联恒2016-20202016-2020年中国天然气市场深度调查与发展预测研究报告汇智联恒2016汇智联恒20162016-2020年中国天然气市场深度调查与发展预测研究报告报告目录报告目录 1图表目录 9第一章 中国天然气产业发展综述 1第一节 天然气产业定义 1一、 天然气的形成及分类 1二、 天然气的性质及特点 10第二节 天然气产业链分析 12一、 天然气产业链简介 12二、 天然气上游勘探生产业分析 13三、 天然气中游运输业分析 13四、 天然气下游分销业分析 15第三节 天然气产业政策环境 16一、 天然气产业监管体制分析 16二、 天然气产业相关政策解读 30三、 天然气产业发展规划 35四、 天然气产业政策环境小结 37第二章 全球天然气产业发展分析 42第一节 全球天然气资源储量分析 42第二节 全球天然气储量增长分析 42第三节 全球天然气储量分布结构 43第四节 全球天然气供需分析 44一、 全球天然气供需分析 44二、 主要国家和地区天然气供需分析 45三、 全球天然气供需平衡预测 56第五节 全球天然气贸易格局分析 57一、 全球天然气贸易总量分析 57二、 全球天然气主要进口国及进口情况 57三、 全球天然气主要出口国及出口情况 57第三章 中国天然气开发及供需平衡分析 59第一节 天然气资源储量分析 59一、 天然气资源储量增长分析 59二、 天然气资源储量结构分析 59第二节 天然气供需平衡分析 60一、 天然气生产分析 60二、 天然气进口分析 60三、 天然气消费分析 63四、 天然气供需平衡分析 64五、 天然气供需平衡预测 65第三节 天然气预警指标分析 67一、 天然气消费弹性系数 67二、 天然气消费增长率 68三、 万元GDP天然气消费量 68四、 天然气储量替换率 69五、 天然气储采比 69六、 天然气对外依存度 70七、 天然气供应储备度 71第四节 天然气预警警情分析 82一、 天然气预警指标警限值 82二、 天然气预警警情评分规则 82三、 天然气预警警情分析 84第四章 中国非常规天然气发展前景预测分析 85第一节 煤层气发展前景预测分析 85一、 煤层气资源总量及分布 85二、 煤层气开采分析 86三、 煤层气政策支持分析 89四、 煤层气发展前景预测 92第二节 页岩气发展前景预测分析 94一、 页岩气资源总量及分布 94二、 页岩气开采分析 95三、 中国页岩气探矿权招标评析与计划 98四、 页岩气勘探开发规划目标及展望 99五、 页岩气勘探开发前景预测 99第五章 中国天然气市场定价及替代品竞争分析 101第一节 天然气市场价格及定价机制分析 101一、 国际天然气价格和定价机制 101二、 中国天然气定价机制 103三、 中国天然气定价体系的局限性 106四、 中国天然气定价机制改革 107第二节 天然气替代品竞争分析 108五、 LPG 108六、 煤制气 111第六章 中国天然气运输管网建设现状及规划分析 117第一节 天然气运输管网建设现状 117一、 天然气管网建设现状 117二、 主要天然气管网比较 118第二节 天然气运输管网建设规划 120一、 西气东输三线 120二、 中俄天然气管道 123三、 中缅油气管道 123四、 中哈天然气管道二线 126第三节 LNG进口终端建设现状及规划 127一、 LNG进口终端建设现状 127二、 LNG进口终端建设规划 129第七章 中国天然气产业利用领域发展前景及投资建议 130第一节 天然气利用领域投资优先级别 130一、 天然气利用领域分布 130二、 天然气利用领域投资优先级别 131第二节 天然气在城市燃气领域的发展前景及投资建议 133一、 城市燃气供给结构分析 133二、 城市燃气用天然气消费分析 134三、 城市燃气领域投资前景及建议 135第三节 天然气在汽车燃料领域的发展前景及投资建议 138一、 LNG汽车发展分析 138二、 CNG汽车发展分析 139三、 汽车燃料领域投资前景及建议 142第四节 天然气在工业燃料领域的发展前景及投资建议 142一、 工业燃料供给结构分析 142二、 工业燃料用天然气消费现状 142三、 工业燃料用天然气消费预测 144四、 工业燃料领域投资前景及建议 144第五节 天然气化工领域的发展投资建议 145一、 化工用天然气消费量 145二、 气制氮肥领域投资前景及建议 146三、 气制乙烯领域投资前景及建议 147第六节 天然气发电领域的发展投资建议 147一、 天然气发电优势分析 147二、 发电用天然气消费量 148三、 天然气发电领域投资前景及建议 149第八章 中国天然气产业主要区域市场分析 151第一节 行业总体区域特征分析 151第二节 东北地区天然气市场分析 151一、 东北地区天然气开采情况 151二、 东北地区天然气利用现状 152三、 东北地区天然气需求潜力分析 153四、 东北地区天然气管网建设情况 156五、 东北地区天然气市场发展建议 157第三节 西南地区天然气市场分析 158一、 西部地区天然气田开发情况 158二、 西南地区天然气生产情况 158三、 西南地区天然气优势分析 159四、 西南地区天然气消费趋势分析 159第四节 东部地区天然气市场分析 160一、 近海天然气分布及勘探分析 160二、 “西气东送”天然气管网格局 161三、 苏北地区天然气利用情况 163四、 珠三角LNG需求潜力分析 164五、 重点城市天然气消费情况分析 165第五节 西北地区天然气市场分析 167一、 西北地区天然气开采情况 167二、 西北地区天然气供给与需求分析 168三、 新疆天然气市场分析 168四、 陕西天然气市场分析 170第九章 中国天然气产业领先企业分析 177第一节 天然气勘探生产企业分析 177一、 中国石油化工股份有限公司经营分析 177二、 中国石油天然气股份有限公司经营分析 181三、 中国海洋石油有限公司经营分析 187四、 中国石油化工股份有限公司勘探南方分公司经营分析 193五、 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司经营分析 194六、 中国石油化工股份有限公司西南油气分公司经营分析 201七、 中国石油天然气勘探开发公司经营分析 203八、 中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司经营分析 206九、 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司经营分析 208十、 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司经营分析 211十一、 广汇能源股份有限公司经营分析 213十二、 申能股份有限公司经营分析 218十三、 四川德阳新场气田开发有限责任公司经营分析 223十四、 上海石油天然气有限公司经营分析 226十五、 华油天然气股份有限公司经营分析 232十六、 重庆鼎发实业股份有限公司经营分析 235十七、 成都龙星天然气有限责任公司经营分析 238第二节 天然气输配运营企业分析 239一、 中石油昆仑燃气有限公司经营分析 239二、 中国石油天然气股份有限公司华北销售分公司经营分析 242三、 中国石油化工股份有限公司天然气分公司经营分析 243四、 昆仑能源有限公司经营分析 245五、 陕西省天然气股份有限公司经营分析 246

图表目录TOC\h\z\c"图表"图表1：天然气分类及地理位置 9图表2：天然气分类及开采难易程度 9图表3：天然气发电补贴及上调电价预测 37图表4：2014年全球天然气探明储量分国家统计情况 43图表5：2010-2015年全球天然气生产总量 44图表6：2010-2015年全球天然气消费总量 45图表7：俄罗斯天然气储量居世界的位次 47图表8：俄罗斯天然气资源和管线分布 48图表9：俄罗斯天然气产量与消费量变化 50图表10：俄罗斯天然气工业股份公司供应的天然气消费构成 50图表11：俄罗斯市场天然气计划价格变化（美元/千立方米） 52图表12：2008年俄罗斯对前苏联国家的天然气价格（美元/千立方米） 52图表13：海湾地区国家天然气产量 53图表14：海湾地区主要国家天然气消费总量情况 54图表15：2015年中国天然气进口量统计 61图表16：2014年液化天然气进口数量及价格 61图表17：2014年中国管道天然气进口数量及价格 62图表18：2014年中国天然气进口国家进口情况 63图表19：2015年中国天然气表观消费量统计 64图表20：我国天然气城市用气人口分布结构 64图表21：天然气供需平衡分析 65图表22：2016-2020年天然气消费需求预测 66图表23：2016-2020年天然气生产供应预测 66图表24：2016-2020年天然气供需平衡预测 67图表25：天然气消费增长率情况 68图表26：天然气在我国一次能源消费量的比例逐步增加 69图表27：2006-2014年我国天然气对外依存度情况 70图表28：天然气供应安全预警指标预警界限及安全状态 82图表29：特征指标得分频次及其重要性程度平均分 83图表30：天然气供应安全预警指标体系权重分配 84图表31：五色天然气预警信号系统 84图表32：煤层气开采成本明细 87图表33：2012年全球页岩气资源分布 94图表34：2013年全球页岩气资源总量及分布 95图表35：我国页岩气产能结构 96图表36：页岩气开采需要的支持政策和管理 100图表37：国内主干和进口天然气管线放量进度 118图表38：中国进口管道天然气管线建设规划 120图表39：中俄天然气管道路线 123图表40：lng进口终端建设现状 128图表41：lng进口终端建设规划 129图表42：我国天然气应用领域分布结构 130图表43：设市城市和县城用气增长率 133图表44：我国天然气城市用气人口数量快速增长 135图表45：cng汽车及加气站数量 140图表46：重点地区cng加气站数量 141图表47：不同工业部门天然气消费量 143图表48：工业天然气消费量及增速 143图表49：天然气工业用户价格敏感性特征 145图表50：天然气发电优势分析 148图表51：中国近海及邻区新生代沉积盆地断陷类型与油气田分布示意图 160图表52：2010年新疆天然气产量及增长情况 169图表53：2011年新疆天然气产量及增长情况 169图表54：2012年1-8月新疆天然气产量及增长情况 170图表55：中国石油化工股份有限公司资产负债表 180图表56：中国石油化工股份有限公司盈利能力分析 180图表57：中国石油化工股份有限公司运营能力分析 180图表58：中国石油化工股份有限公司偿债能力分析 181图表59：中国石油化工股份有限公司发展能力分析 181图表60：中国石油天然气股份有限公司资产负债表 184图表61：中国石油天然气股份有限公司盈利能力分析 185图表62：中国石油天然气股份有限公司运营能力分析 185图表63：中国石油天然气股份有限公司偿债能力分析 185图表64：中国石油天然气股份有限公司发展能力分析 185图表65：中国海洋石油有限公司主要财务数据 190图表66：中国海洋石油有限公司盈利能力分析 191图表67：广汇能源资产负债表 215图表68：广汇能源盈利能力分析 216图表69：广汇能源运营能力分析 216图表70：广汇能源偿债能力分析 216图表71：广汇能源发展能力分析 216图表72：申能股份有限公司资产负债表 221图表73：申能股份有限公司盈利能力分析 221图表74：申能股份有限公司运营能力分析 222图表75：申能股份有限公司偿债能力分析 222图表76：申能股份有限公司发展能力分析 222图表77：四川德阳新场气田开发有限责任公司盈利能力分析 225图表78：四川德阳新场气田开发有限责任公司运营能力分析 226图表79：四川德阳新场气田开发有限责任公司偿债能力分析 226图表80：四川德阳新场气田开发有限责任公司成长能力分析 226图表81：上海石油天然气有限公司运营能力分析 231图表82：上海石油天然气有限公司盈利能力分析 232图表83：上海石油天然气有限公司偿债能力分析 232图表84：上海石油天然气有限公司成长能力分析 232图表85：重庆鼎发实业股份有限公司盈利能力分析 237图表86：重庆鼎发实业股份有限公司运营能力分析 237图表87：重庆鼎发实业股份有限公司偿债能力分析 237图表88：重庆鼎发实业股份有限公司成长能力分析 238图表89：业务分布 240图表90：公司主要业务 241图表91：陕西省天然气股份有限公司资产负债表 249图表92：陕西省天然气股份有限公司运营能力分析 249图表93：陕西省天然气股份有限公司盈利能力分析 249图表94：陕西省天然气股份有限公司偿债能力分析 250图表95：陕西省天然气股份有限公司发展能力分析 250版权申明本报告是北京汇智联恒咨询有限公司的研究成果。本报告内所有数据、观点、结论的版权均属北京汇智联恒咨询有限公司拥有。未经北京汇智联恒咨询有限公司的明确书面许可，任何人不得以全文或部分形式（包含纸制、电子等）传播。不可断章取义或增删、曲解本报告内容。北京汇智联恒咨询有限公司对其独立研究或与其他机构共同合作的所有研究数据、研究技术方法、研究模型、研究结论及衍生服务产品拥有全部知识产权，任何人不得侵害和擅自使用。本报告及衍生产品最终解释权归北京汇智联恒咨询有限公司所有。免责声明本报告所载资料的来源及观点的出处皆被北京汇智联恒咨询有限公司认为可靠，但北京汇智联恒咨询有限公司对这些信息本身的准确性和完整性不作任何保证。尽管北京汇智联恒咨询有限公司相信本报告的研究和分析成果是准确的并体现了行业发展趋势，但所有阅读本报告的读者在确定相关的经营和投资决策前应寻求更多的行业信息作为依据。读者须明白，本报告所载资料、观点及推测仅反映北京汇智联恒咨询有限公司于最初发布此报告时的判断，北京汇智联恒咨询有限公司可能会在此之后发布与此报告所载资料不一致及有不同观点和推测的报告。北京汇智联恒咨询有限公司不对因使用此报告的材料而引致的损失负任何法律责任。中国天然气产业发展综述天然气产业定义天然气的形成及分类（一）天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体（包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等）。而人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物。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。天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层。它是优质燃料和化工原料。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。随着天然气价格改革的加速落实，“十三五”大力推动天然气发展预期的逐步临近，以及近期天气转凉天然气使用量的大幅增加，天然气的发展将迎来历史性机遇。天然气的成因是多种多样的，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，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。生物成因成岩作用（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称为生物成因气。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。生物成因气形成的前提条件是更加丰富的有机质和强还原环境。最有利于生气的有机母质是草本腐植型—腐泥腐植型，这些有机质多分布于陆源物质供应丰富的三角洲和沼泽湖滨带，通常含陆源有机质的砂泥岩系列最有利。硫酸岩层中难以形成大量生物成因气的原因，是因为硫酸对产甲烷菌有明显的抵制作用，H2优先还原SO42-→S2-形成金属硫化物或H2S等，因此CO2不能被H2还原为CH4。甲烷菌的生长需要合适的地化环境，首先是足够强的还原条件，一般Eh<-300mV为宜（即地层水中的氧和SO42-依次全部被还原以后，才会大量繁殖）；其次对pH值要求以靠近中性为宜，一般6.0～8.0，最佳值7.2～7.6；再者，甲烷菌生长温度O～75℃，最佳值37～42℃。没有这些外部条件，甲烷菌就不能大量繁殖，也就不能形成大量甲烷气。有机成因油型气沉积有机质特别是腐泥型有机质在热降解成油过程中，与石油一起形成的天然气，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天然气称为油型气，包括湿气（石油伴生气）、凝析气和裂解气。与石油经有机质热解逐步形成一样，天然气的形成也具明显的垂直分带性。在剖面最上部（成岩阶段）是生物成因气，在深成阶段后期是低分子量气态烃（C2～C4）即湿气，以及由于高温高压使轻质液态烃逆蒸发形成的凝析气。在剖面下部，由于温度上升，生成的石油裂解为小分子的轻烃直至甲烷，有机质亦进一步生成气体，以甲烷为主石油裂解气是生气序列的最后产物，通常将这一阶段称为干气带。由石油伴生气→凝析气→干气，甲烷含量逐渐增多，故干燥系数升高，甲烷δ13C1值随有机质演化程度增大而增大。煤型气煤系有机质（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称为煤型气。煤田开采中，经常出现大量瓦斯涌出的现象，如重庆合川区一口井的瓦斯突出，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。煤型气也可形成特大气田，1960S以来在西西伯利亚北部K2、荷兰东部盆地和北海盆地南部P等地层发现了特大的煤型气田，这三个气区探明储量22万亿立方米，占世界探明天然气总储量的1/3弱。据统计（M.T哈尔布蒂，1970），在世界已发现的26个大气田中，有16个属煤型气田，数量占60%，储量占72.2%，由此可见，煤型气在世界可燃天然气资源构成中占有重要地位。成煤作用与煤型气的形成：成煤作用可分为泥炭化和煤化作用两个阶段。前一阶段，堆积在沼泽、湖泊或浅海环境下的植物遗体和碎片，经生化作用形成煤的前身——泥炭；随着盆地沉降，埋藏加深和温度压力增高，由泥炭化阶段进入煤化作用阶段，在煤化作用中泥炭经过微生物酶解、压实、脱水等作用变为褐煤；当埋藏逐步加深，已形成的褐煤在温度、压力和时间等因素作用下，按长焰煤→气煤→肥煤→焦煤→瘦煤→贫煤→无烟煤的序列转化。实测表明，煤的挥发分随煤化作用增强明显降低，由褐煤→烟煤→无烟煤，挥发分大约由50%降到5%。这些挥发分主要以CH4、CO2、H2O、N2、NH3等气态产物的形式逸出，是形成煤型气的基础，煤化作用中析出的主要挥发性产物。1．煤化作用中挥发性产物总量端口；2、CO23.H2O4.CH45.NH36.H2S从形成煤型气的角度出发，应该注意在煤化作用过程中成煤物质的四次较为明显变化（煤岩学上称之为煤化跃变）：第一次跃变发生于长焰煤开始阶段，碳含量Cr=75-80%,挥发分Vr=43%，Ro=0.6%；第二次跃变发生于肥煤阶段，Cr=87%,Vr=29%,Ro=1.3%；第三次跃变发生烟煤→无烟煤阶段，Cr=91%，Vr=8%,Ro=2.5%；第四次跃变发生于无烟煤→变质无烟煤阶段，Cr=93.5%,Vr=4%，Ro=3.7%，芳香族稠环缩合程度大大提高。在这四次跃变中，导致煤质变化最为明显的是第一、二次跃变。煤化跃变不仅表现为煤的质变，而且每次跃变都相应地为一次成气（甲烷）高峰。煤型气的形成及产率不仅与煤阶有关，而且还与煤的煤岩组成有关，腐殖煤在显微镜下可分为镜质组、类脂组和惰性组三种显微组分，中国大多数煤田的腐殖煤中，各组分的含量以镜质组最高，约占50～80%，惰性组占10～20%（高者达30～50%），类脂组含量最低，一般不超过5%。在成煤作用中，各显微组分对成气的贡献是不同的。长庆油田与中国科院地化所（1984）在成功地分离提纯煤的有机显微组分基础上，开展了低阶煤有机显微组分热演化模拟实验，并探讨了不同显微组分的成烃贡和成烃机理。发现三种显微组分的最终成烃效率比约为类脂组：镜质组：惰性组=3:1:0.71，产气能力比约为3.3:1:0.8，说明惰性组也具一定生气能力。无机成因地球上的所有元素都无一例外地经历了类似太阳上的核聚变的过程，当碳元素由一些较轻的元素核聚变形成后的一定时期里，它与原始大气里的氢元素反应生成甲烷。地球深部岩浆活动、变质岩和宇宙空间分布的可燃气体，以及岩石无机盐类分解产生的气体，都属于无机成因气或非生物成因气。它属于干气，以甲烷为主，有时含CO2、N2、He及H2S、Hg蒸汽等，甚至以它们的某一种为主，形成具有工业意义的非烃气藏。稀有气体He、Ar等，由于其特殊的地球化学行为，科学家们常把它们作为地球化学过程的示踪剂。He、Ar的同位素比值3He/4He、40Ar/36Ar是查明天然气成因的极重要手段，因沿大气→壳源→壳、幔源混合→幔源，二者不断增大，前者由1.39×10-6→>10-5，后者则由295.6→>2000。此外，根据围岩与气藏中Ar同位素放射性成因，还可计算出气体的形成年龄（朱铭，1990）。[3]甲烷无机合成：CO2+H2→CH4+H2O条件：高温（250℃）、铁族元素地球原始大气中甲烷：吸收于地幔，沿深断裂、火山活动等排出板块俯冲带甲烷：大洋板块俯冲高温高压下脱水，分解产生的H、C、CO/CO2→CH4CO2天然气中高含CO2与高含烃类气一样，同样具有重要的经济意义，对于CO2气藏来说，有经济价值者是CO2含量>80%（体积浓度）的天然气，可广泛用于工业、农业、气象、医疗、饮食业和环保等领域。中国广东省三水盆地沙头圩水深9井天然气中CO2含量高达99.55%，日产气量500万方，成为有很高经济价值的气藏。世界上已发现的CO2气田藏主要分布在中—新生代火山区、断裂活动区、油气富集区和煤田区。从成因上看，共有以下几种：无机成因：①上地幔岩浆中富含CO2气体当岩浆沿地壳薄弱带上升、压力减小，其中CO2逸出。②碳酸盐岩受高温烘烤或深成变质可成大量CO2，当有地下水参与或含有Al、Mg、Fe杂质，98～200℃也能生成相当量CO2，这种成因CO2特征：CO2含量>35%，δ13CCO2>-8‰。③碳酸盐矿物与其它矿物相互作用也可生成CO2，如白云石与高岭石作用即可。另外，有机成因有：生化作用热化学作用油田遭氧化煤氧化作用N2N2是大气中的主要成分，据研究，分子氮的最大浓度和逸度出现在古地台边缘的含氮地层中，特别是蒸发盐岩层分布区的边界内。氮是由水层迁移到气藏中的，由硝酸盐还原而来，其先体是NH4+。N2含量大于15%者为富氮气藏，天然气中N2的成因类型主要有：①有机质分解产生的N2：100-130℃达高峰，生成的N2量占总生气量的2.0%，含量较低；（有机）②地壳岩石热解脱气：如辉绿岩热解析出气量，N2可高达52%，此类N2可富集；③地下卤水（硝酸盐）脱氮作用：硝酸盐经生化作用生成N2O+N2；④地幔源的N2：如铁陨石含氮数十～数百个ppm；⑤大气源的N2：大气中N2随地下水循环向深处运移，混入最多的主要是温泉气。从同位素特征看，一般来说最重的氮集中在硝酸盐岩中，较重的氮集中在芳香烃化合物中，而较轻的氮则集中在铵盐和氨基酸中。H2S全球已发现气藏中，几乎都存在有H2S气体，H2S含量>1%的气藏为富H2S的气藏，具有商业意义者须>5%。据研究（Zhabrew等，1988），具有商业意义的H2S富集区主要是大型的含油气沉积盆地，在这些盆地的沉积剖面中均含有厚的碳酸盐一蒸发盐岩系。自然界中的H2S生成主要有以下两类：①生物成因（有机）：包括生物降解和生物化学作用；②热化学成因（无机）：有热降解、热化学还原、高温合成等。根据热力学计算，自然环境中石膏（CaSO4）被烃类还原成H2S的需求温度高达150℃，因此自然界发现的高含H2S气藏均产于深部的碳酸盐—蒸发盐层系中，并且碳酸盐岩储集性好。（二）据生成原因的不同，可以将天然气分为常规天然气和非常规天然气，其中常规天然气可分常规伴生气和常规非伴生气，而非常规天然气可分为致密气(Tightsandgas)、煤层气(Coalbedmethane)、页岩气(Shalegas)和天然气水合物(Gashydrates)。如图表1，天然气分布于地表内多个层区，根据现有技术开采难易程度来划分，常规天然气分布更集中，易于开采，且具有较高的生产稳定性；而非常规天然气，虽然其储量远高于常规天然气，但仍需要相关探矿、开采技术的进步以达到经济性。图表SEQ图表\*ARABIC1：天然气分类及地理位置数据来源：汇智联恒图表SEQ图表\*ARABIC2：天然气分类及开采难易程度数据来源：汇智联恒出于运输方式的需要，还将天然气分为常规天然气、LNG和CNG三类：1、常规天然气即通过管网输运，为气态；2、LNG，即液化天然气。常压下将天然气冷冻到-162度左右，可使其变为液体即液化天然气。LNG的体积约为其气态体积的1/620，故液化后的天然气更有利于远距离运输、储存及利用。目前LNG已成为远洋运输天然气的唯一方式，且以转用船舶运输为主。3、CNG，即压缩天然气(CompressedNaturalGas,简称CNG)，是天然气加压(超过3,600磅/平方英寸)并以气态储存在容器中。它与管道天然气的组分相同。CNG可作为车辆燃料利用。天然气的性质及特点1、理化性质天然气是存在于地下岩石储集层中以烃为主体的混合气体的统称，比重约0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性。天然气主要成分烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般有硫化氢、二氧化碳、氮和水气和少量一氧化碳及微量的稀有气体，如氦和氩等。天然气在送到最终用户之前，为助于泄漏检测，还要用硫醇、四氢噻吩等来给天然气添加气味。天然气不溶于水，密度为0.7174kg/Nm3，相对密度（水）为约0.45(液化)燃点(℃)为650，爆炸极限(V%)为5-15。在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液体。甲烷是最短和最轻的烃分子。有机硫化物和硫化氢(H₂S)是常见的杂质，在大多数利用天然气的情况下都必须预先除去。含硫杂质多的天然气用英文的专业术语形容为"sour(酸的)"。天然气每立方燃烧热值为8000大卡至8500大卡。每公斤液化气燃烧热值为11000大卡。气态液化气的比重为2.5公斤/立方米。每立方液化气燃烧热值为25200大卡。每瓶液化气重14.5公斤，总计燃烧热值159500大卡，相当于20立方天然气的燃烧热值。甲烷燃烧方程式完全燃烧：CH4+2O2===CO2+2H2O（反应条件为点燃）甲烷+氧气→二氧化碳+水蒸气不完全燃烧：2CH4+3O2=2CO+4H2O甲烷+氧气→一氧化碳+水蒸气计量单位千瓦时（kw·h)或焦耳（J）加气站销售单位：CNG元/立方米（元/m³）、LNG**元/公斤2、基本特点天然气是较为安全的燃气之一，它不含一氧化碳，也比空气轻，一旦泄漏，立即会向上扩散，不易积聚形成爆炸性气体，安全性较高。采用天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，因而大大改善环境污染问题；天然气作为一种清洁能源，能减少二氧化硫和粉尘排放量近100%，减少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，并有助于减少酸雨形成，舒缓地球温室效应，从根本上改善环境质量。天然气作为汽车燃料，具有单位热值高、排气污染小、供应可靠、价格低等优点，已成为世界车用清洁燃料的发展方向，而天然气汽车则已成为发展最快、使用量最多的新能源汽车。但是，对于温室效应，天然气跟煤炭、石油一样会产生二氧化碳。因此，不能把天然气当做新能源。其优点有：绿色环保天然气是一种洁净环保的优质能源，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料，造成温室效应较低，因而能从根本上改善环境质量。经济实惠天然气与人工煤气相比，同比热值价格相当，并且天然气清洁干净，能延长灶具的使用寿命，也有利于用户减少维修费用的支出。天然气是洁净燃气，供应稳定，能够改善空气质量，因而能为该地区经济发展提供新的动力，带动经济繁荣及改善环境。安全可靠天然气无毒、易散发，比重轻于空气，不宜积聚成爆炸性气体，是较为安全的燃气。改善生活随着家庭使用安全、可靠的天然气，将会极大改善家居环境，提高生活质量。天然气耗氧情况计算：1立方米天然气（纯度按100%计算）完全燃烧约需2.0立方米氧气，大约需要10立方米的空气。天然气产业链分析天然气产业链简介产业链定义：即从一种或几种资源通过若干产业层次不断向下游产业转移直至到达消费者的路径，它包含四层含义：一是，产业链是产业层次的表达。二是，产业链是产业关联程度的表达。产业关联性越强，链条越紧密，资源的配置效率也越高。三是，产业链是资源加工深度的表达。产业链越长，表明加工可以达到的深度越深。四是，产业链是满足需求程度的表达。产业链始于自然资源、止于消费市场，但起点和终点并非固定不变。天然气产业链根据盈利模式的不同，可以分为三类：1、上游勘探生产业：主要是指对天然气进行勘探和开采。我国的天然气资源集中垄断于中石油、中石化和中海油三家。2、中游运输业：包括通过长输管网、LNG运输船和CNG运输车等。我国的天然气中游也呈现垄断性，由中石油、中石化和中海油、陕天然气等所有。3、下游分销行业：在通过中游输运将上游天然气输送后，一部分直接供给了直供用户，另外一部门销售给城市燃气分销商，然后其通过自建的城市管网、运输车等对城市内的最终用户进行销售。该市场市场化程度较高，国企、民营企业、外资等都占有一定市场份额。天然气上游勘探生产业分析目前，我国天然气资源70%以上集中在传统的油气田区。这些资源好的区块，基本上集中在中石油、中石化、中海油、陕西延长石油这几家油气公司。其中，中石油大约控制80%的天然气生产份额。此外，行业里的技术以及顶尖的具有经验的技术人员，也都集中在这几家大的油气公司。天然气上游勘探生产价格是井口价格。井口价格反映天然气勘探、产能建设和开采成本，是天然气的出厂价格；由政府实行指导价，定价机制按照企业申报，政府按成本加合理利润，并兼顾用户承受能力的原则确定，形成天然气出厂基准价，供需双方可在政府规定的基准价和浮动范围内协商确定。天然气中游运输业分析建设全国性天然气输气管网是一项大的系统工程。在上游天然气资源保证、下游天然气利用市场落实的前提下，如何规划和建设全国性天然气输气管网，是需要认真研究的课题。因为我国主要的天然气资源来源于我国中西部地区天然气气田，而天然气利用的主要消费市场又在我国的东部地区。天然气资源与天然气利用市场之间距离太远，因此长距离天然气输气管道的技术和经济合理匹配是非常重要的。在建设全国性天然气输气管网时应重视两项工作，一是所建管道应在经济输量下运行，二是向下游天然气用户长期不间断地安全供气。这两项工作必须贯穿于全国输气管网建设的全过程。全国性天然气管网应在经济输量下运行，以降低天然气输送成本，提高经济效益。如直径914mm输气管道的经济输量为100X108m3/a左右;直径711mm,输气管道的经济输量为50X108m3/a左右。因此输气管道的输气能力，应结合天然气市场发育情况，通过经济对比分析综合考虑确定。这样既可以合理确定建设投资，又能使所建管道合理运营。为解决向下游天然气用户长期不间断供气问题，应研究采用双气源(多气源或备用气源)、或采用敷设输气复线的办法以及考虑各种储气办法(如地下储气库)等，以确保全国输气管网在事故或其它不正常的状态下，不间断向下游用户供气，特别要保证居民用气。此外，全国性输气管网建设应实行总体规划，并结合天然气资源的储备情况、天然气应用市场的发育速度，实行分步实施，分批建设，也是解决经济和安全问题的有效办法，以确保所建输气管网安全、经济、高效运行。管输价格则主要包括输气管线建设和运营成本，它形成了天然气到达各城市的门站价格。由于管道运输具有自然垄断的特点，国家对管道运输价格实行严格的政府定价，定价机制主要按照补偿成本、合理盈利和有利于市场销售，同时兼顾用户承受能力的原则规定。管道输价格则主要包括输气管线建设和运营成本，它形成了天然气到达各城市的门站价格。由于管道运输具有自然垄断的特点，国家对管道运输价格实行严格的政府定价，定价机制主要按照补偿成本、合理盈利和有利于市场销售，同时兼顾用户承受能力的原则规定。天然气下游分销业分析由于天然气的热值高，因此在我国发电、化工、工业燃料、城市燃气等行业的需求量逐年增加。良好的天然气目标市场的发展，为全国性输气管网的建设创造了条件。在研究全国性输气管网建设时，天然气消费市场的论证不但要注意研究市场的发展，更应该注意企业对天然气价格承受能力和今后天然气价格预测的研究，以及企业对由燃煤改燃气投人的承受能力和对以后企业经营影响的研究，这些问题都是影响天然气应用市场开拓和发展的因素。天然气的价格是天然气利用市场开拓和发展的关键。随着我国社会主义市场经济的发展，企业的效益决定着企业的生存与发展。在天然气的开发与利用中，天然气的价格对利用天然气的企业效益有着重要的影响，企业现在和将来对天然气价格的承受能力都将影响天然气应用市场的发展。因此不能忽略目前天然气利用企业对天然气价格的承受能力，同时也应对未来天然气价格发展趋势和企业承受能力进行预测研究。另外，燃煤改燃气的改造投资费用大，对国内很多企业而言难以承受。但目前无燃煤区建设工作的最大阻力就是经济承受能力有限，限期改气的企业反映支户线工程一次性投资、运行费用太高。北京市的其它大型供热厂燃煤改燃气的改造工作，有的虽然已列了计划，但因经济原因而未能改造。而现在北京市减少空气污染的控制方法还是限于烧低硫煤。因此，天然气市场的发育快慢，天然气消费目标市场的建立，又取决于经济问题和天然气用户各方面的承受能力。配气价格包括天然气到达各城市门站后，各级天然气支线及配套设施建设和运营成本，并最终形成了用户价格，由省级物价部门制定。配气价格包括天然气到达各城市门站后，各级天然气支线及配套设施建设和运营成本，并最终形成了用户价格，由省级物价部门制定。天然气产业政策环境天然气产业监管体制分析1、中国天然气行业监管体制现状改革开放以来，我国石油天然气行业通过重组整合，在一定程度上打破了政企不分、垄断经营的局面，为石油天然气工业的发展初步营造了竞争性的市场环境，但是，由于部分行业相关立法始终未能到位，监管的法律框架缺失，行业监管体制的改革和建设难以推进，由此制约了行业的发展。因此，中国有必要在认真研究总结国外行业立法和监管现状，对我国石油天然气行业立法和管理现状进行深入了解和分析，据此尽早启动建立符合我国国情的现代监管法律框架和监管体系的工作，为石油天然气工业健康、有序地发展提供制度保障。监管是指：政府通过制定相关法律法规，授权依法建立的监管机构按照相关法律设定的目标和原则，矫正在市场失灵状况下经济主体的不当经济活动，同时规范政府的行业管理程序和行为，以确保经济和社会的平稳健康发展。各国分别在石油天然气公司上游和下游领域制定了监管目标，各国石油天然气立法和监管的目标是：保障石油天然气勘探、开发、生产有利于国家资源有序和有效开发，确保国家能源供应安全和适当的经济收益，保护自然生态环境和公民健康安全。因此，监管的重点一是市场参与者的资质，二是投招标过程；三是区块勘探开发的作业效率。四是上游所有企业活动的健康、安全和环保状况。我国经济处于较快发展阶段，监管的落实要顺应我国油气行业发展的规律，注重油气行业发展的特性，促进油气行业健康发展。同时，随着我国石油天然气行业现代监管框架的基本确立和以《石油法》、《天然气法》为核心的法律法规体系的不断完善，可以预期，我国对油气行业的监管将更加透明和规范，行业结构将更加趋向合理，市场的开放程度将进一步提高，国内石油公司的竞争力也将随之增强，油气行业将为中国经济增长作出更大的贡献。2、中国天然气行业监管体制发展方向非常规天然气的发展，对于新兴的发展中国家来说，起到了增加供应、缓和供需矛盾和降低能源成本的作用。但是，这种前景需建立在非常规天然气的经济赢利和环境友好的开发前提上。在非常规天然气的发展中，有许多重大的障碍需要克服。这些障碍不仅仅是常规天然气生产和利用中要克服的问题，更重要的是在页岩气开发中所产生的有关社会和环境问题。与常规天然气相比，页岩气的工业集约型生产过程对环境造成的生态影响和环境破坏会更大些。因为页岩气的生产需要钻探更多水平井，还需要采用水力压裂等技术提高气体产量。页岩气的开发，对土地利用、水资源（特别是饮用水）污染、甲烷等废气排放、润滑剂的重金属污染以及对当地社区的干扰和公众的身体健康都带来很大的威胁。环境问题、社会问题和减少温室气体排放是约束页岩气开发的主要障碍。美国页岩气发展的经验和教训十分深刻，其进一步发展正受到环境和社会问题的约束和严峻挑战。许多欧洲国家对页岩气发展对环境的影响和破坏，以及潜在的地质变化和引发地震的不确定因素都十分担心。欧洲许多国家，例如英国、法国和德国，对美国页岩气的能源变革并没有给予积极回应。波兰等一些东欧国家对页岩气的开发抱有浓厚的兴趣，但是，大多数欧洲国家认为，页岩气开发即使能够为欧洲提供大量的天然气，其对环境污染的影响和不确定性，阻止了非常规天然气在欧洲的发展。中国的页岩气开发存在着许多制约因素。在中国大规模开发页岩气之前，最亟待解决的问题是如何建立页岩气的监管体制，深化市场化改革。与此同时加强环境的监管，使页岩气能够朝着健康的方向发展。中国现在没有一个统一的常规和非常规天然气的监管机构。中国现有的天然气政府监管职能分散，与天然气的发展不相适应，对页岩气的监管也就更无从谈起。中国没有统一的天然气监管机构，造成天然气发展缓慢。现有的政府监管职能分散，没有统一的页岩气监管机构：负责页岩气发展的政府职能分散在不同的部门，各部门的政策和监管措施，常缺乏互相协调。国家发改委能源局主要负责常规和非常规天然气规划制定，颁布促进和约束常规和非常规天然气的政策和激励措施。国家发改委价格司负责价格监管，制定常规和非常规天然气在生产、流通和消费的各个环节中的价格制定。除此之外，国家发改委环资司和气候司负责制定节能和应对气候变化的国家战略和行动方案。国土资源部负责常规和非常规天然气的资源管理和探矿权及开采权的发放。国土资源部还负责页岩气开发的土地利用。国土资源部在2011年底将页岩气作为独立矿种实施管理，并制定市场进入、退出门槛及条件，对探矿区块进行招标。国家环保部制定页岩气开发的环境监管标准、规范和政策。环保部根据《空气法》《水法》以及《环境保护法》等法律法规，对违反这些环境标准者给予处罚。财政部和国家税务总局负责制定页岩气开发利用的税收和收费标准。国家政府部门在管理和监管页岩气方面经常缺乏协调，缺乏统一的监管。例如，国土资源部在页岩气开发的市场准入、退出门槛规定中，尽管提出要加强环境保护，却没有具体的环境标准和规范。环保部相关部门也没有参与页岩气开发的讨论和政策规划的制定。页岩气开发消耗大量的水资源，包括地表水资源，水利部应参与水资源的分配利用管理。国土资源部的探矿权区块招标与国家发改委的页岩气开发示范区之间缺少沟通和交流。中国常规和非常规天然气监管体制需要积极协调政府各个部门的监管政策、标准和要求。页岩气监管面临的主要问题和障碍：国内天然气管网的布局正在形成粗线条的网络，但还远远不适应页岩气发展的需要。按照《天然气“十二五”规划》的目标，西气东输三线在“十二五”实现通气。西一线180亿立方米输气量，西二线300亿立方米，加上西三线年输气量300亿立方米，每年供应800亿立方米的天然气。中石化的煤制管道提上议程，主要是新粵浙煤气管道，每年300亿立方米的输气量。此外，沿海各LNG接收站也准备用管道相连接。2020年前形成的管道网络奠定了今后发展的基础，但是，页岩气的发展要求管道网络更密、布局区域面更广。管道发展非常迅速，急需对自然垄断性质的天然气输送管网加以监管。页岩气开发需要有新技术，特别是水平横向钻探以及水力压裂技术。这些关键性的技术中国尚未掌握，关键技术的知识产权基本上都在国外公司手中。应该鼓励国内企业与国外的公司合作，学习和掌握关键技术。缺乏关键技术导致页岩气开采成本增加。在这种学习的过程中，中国公司掌握和购买这些关键技术需要付出很高的成本。中国页岩气的地质条件与美国相比，储存埋藏深而且比较分散。大部分的开采区块分布在山区和丘陵地带，开采的技术和勘探风险较大。中国勘探资源可采储量尚未摸清，区块的资源品质也较差。在勘探过程中，寻找页岩气资源密集区不仅存在一定的难度，初期勘探开采的投入也比较大。较高的开采成本相应地约束了中国页岩气的发展。页岩气的开发需要投入大量的资金，页岩气开发具有成本高、运作周期长、资金回收慢的特点。目前，中国打一口3000多米深的水平井需要1亿元左右。因此，需要考虑制定有关的政策和激励措施，使资金的筹集和投入多样化，有利于降低开发企业的风险和管理成本。所有这些问题都应该在监管体制中得到明确的反映。中国目前没有页岩气监管机构，相应的专业监管人员也没有。页岩气的开发在中国是一个新的产业，对开发中碰到的各种问题积累的经验和教训严重不足。即使在常规天然气的开发中，也没有很好培养出懂行的专业监管人员。面对将来每年钻井上万口的发展规模，监管的能力几乎为零。现有的油气资源开发中，环境监管能力薄弱，未有完善的环境监管标准、规范和处罚措施，企业按照自律原则实施监管。环境监管现场执行不到位。对页岩气开发来说，既没有现成的天然气开发环境标准可循，也没有根据页岩气对环境造成潜在影响更大的因素来研究和制定新的标准。目前在各个招标区块的前期勘探阶段，基本没有环境标准和规范可以参照，更没有现场的环境监管人员加以监管。在现有分散的政府监管体系中，价格被政府牢牢控制，导致中国的天然气供应量少，需求量大，缺口巨大。中国的天然气有相当大一部分供应给城市居民，政府在价格监管上十分谨慎，没有放松和放开对天然气价格的监管。气价低影响了天然气开发企业的积极性，他们将投资转向石油或其他的领域，潜在的投资者也兴趣索然，天然气投资十分缺乏。这种局面造成了国内天然气探明储量少，开采力量不足。价格问题更是页岩气开发所遇到的最重要和最需要解决的问题。页岩气开采的特点需要投资者和企业投入更多的资金，如果价格太低，就无法克服在关键技术、勘探风险和保护环境等方面的较高成本，会造成页岩气发展胎死腹中。为了促进页岩气大规模的开发，中国急需建立统一的监管机构，尤其要把放松价格监管作为市场化改革的中心，将加强环境监管作为页岩气发展的重中之重。建立统一的常规和非常规天然气监管机构中国能源市场改革的一个重要内容就是将政府政策制定和监管职能分离开来，由统一的监管机构对能源活动和服务实施监管。常规和非常规天然气的监管首先要建立一个统一的监管机构。从目前来看，价格监管在国家发改委，环境监管在环保部，市场准入与退出、探矿权和土地利用由国土资源部负责管理。从国外开发页岩气的经验来看，尽管有的国家实施的也是分散的政府监管，但是，他们有统一的监管队伍对每一口井实施全面和全过程监管，相关环境法律框架完善，执行力度很强。根据中国监管力量弱以及环境法律执行和实施力度不强的状况，应该建立一个统一的常规和非常规天然气的监管机构。其对页岩气的监管目标是：经济赢利和环境保护。监管机构的设置可依照分散和集中相结合、自上而下和自下而上相结合的方式进行。集中式的监管是将主要的监管权集中到一个统一的监管机构，其主要职能是：第一，市场准入/退出门槛的设立。市场准入/退出的机制应从国土资源部剥离出来，划归到统一的监管部门。第二，价格的监管和设定。价格监管从国家发改委完全剥离出来，统一的监管部门如果没有监管价格，就形同虚设，不会有很强的监管能力。第三，环境监管标准应由环保部来制定，监管部门具体实施。监管部门要组建强有力的专业监管队伍，对每口井实施全面全过程的监管。第四，土地利用监管。土地利用标准和控制由国土资源部制定，监管机构具体实施。土地利用、水资源的保护以及空气排放物的监管具体都归统一的专业监管队伍实施。在自上而下的模式中要建立全国统一的监管机构。在现有的国家电力监管委员会的基础上，将天然气的监管职能和二氧化碳市场交易的监管职能纳入国家电力监管委员会，并改名为国家能源和碳市场交易监管委员会，作为国务院直属的事业机构。在自下而上的监管模式中，要大力充实和扩大地方能源和碳市场交易监管委员会的能力，要有独立的、专业的、人力资源配备较齐的监管队伍来管理。在监管的过程中，可以根据本地区的条件，对上级监管部门所赋予的价格监管和环境监管予以调整。总的要求是，在环境标准和社会影响标准中，地区的标准不应低于国家制定的标准，但可以严于国家制定的标准。价格监管根据各地的情况，较大幅度放松，甚至放开对气价的监管。例如，在东部地区，国内天然气的供应价格应与进口的LNG的价格逐渐靠拢。中西部地区根据区域市场的供需关系，对价格做出适当的较大幅度的调整。可以采用不同的价格模式，例如天然气阶梯价格和季节性调节价格。中央监管机构加强对地方监管的检查和督导。如果某个地方在页岩气开发的过程中，发生严重的页岩气事故和放松环境监管的现象，上级部门应该要求地方监管部门改正，积极落实各种改进的措施。地方监管部门是中央监管机构的派出单位，人事权在中央监管部门手里，经费由中央监管机构全部或部分拨出。经费来源可以从资源税，或开采权收费，或零售气价中收取，地方应拿大头。地方只设立省一级监管部门，直接掌握向各地派出的专业监管队伍。这种监管架构可以有效避免地方为了发展页岩气而放松对环保监管要求的现象。这种现象在过去经济高速发展的几十年里，屡见不鲜。在页岩气的发展中要杜绝这种现象的再度发生。推动以价格监管为中心的市场化改革从国外的常规和非常规天然气发展情况来看，放松价格监管是一个行之有效的方法。例如，美国在上世纪三四十年代由于天然气管道的铺设和发展，要求设立联邦能源监管委员会（FERC），管理跨州天然气管道。同时各州对天然气的价格实施监管。由于考虑到天然气管道运输的自然垄断性质和消费者的负担，各州的监管委员会往往将价格管制在一个较低的水平上，造成天然气开发不足，供应短缺。在上世纪70年代末，美国改革了监管机构，大胆放开对天然气价格的管制，刺激了常规和非常规天然气的开发。许多企业将大量资金投入到技术研发，在开采技术上产生了水平钻井和水力压裂等技术的开发应用，使页岩气的开发出现了井喷式的发展。目前中国进口的管道天然气和沿海进口的LNG价格都比国内生产的天然气价格高40%-60%不等。例如，从卡塔尔进口的LNG达到4元/立方米。上海从澳大利亚进口的LNG的成本比国内管道天然气成本高1倍。由于国内生产的天然气价低，影响了企业开发的积极性。逐步提高国内天然气的价格，是开发页岩气的主要驱动力。目前在广西、广东开展的天然气价格改革试点，其宗旨是要走市场化改革的道路，也就是要放开和放松对天然气价格的监管。有步骤地放开气价，使天然气生产成本和合理利润能够得到体现，既能满足保护环境的需要，也不会对消费者造成太大负担。两广地区的价格改革说明天然气价格的放松和放开是可行的，是值得推广的。在东部地区天然气的需求非常旺盛，这给天然气价格改革提供了基础的条件。政府放松天然气价格管制并不是说无论在什么条件下都任价格自由涨落。天然气开发所涉及到的技术创新成本、投资风险、投资多样化、管网铺设以及由于环保问题所提高的生产成本和投资成本都可以在价格的改革中得到补偿，促进页岩气的开发。按一般的匡算，由于加强对环境的监管，页岩气的生产成本会提高7%左右。在价格的改革中，如果与进口LNG的价格相比，将国内生产的天然气价格提高20%，是完全可行的。价格改革和放松价格监管是激励页岩气发展的最主要的动力。在页岩气的发展中应该考虑降低环境的要求来减少企业的投资和生产成本，这种做法既危害了环境也阻碍了页岩气的发展，不可能真正的提高企业开发页岩气的信心。放松价格监管是市场化改革的核心，是促进页岩气大规模发展的抓手。加强环境监管是消除页岩气发展障碍的有效解决方案页岩气的开发会对环境造成一定的危害并影响公众身体健康，这是引发争议最重要的原因。中国的页岩气资源很多都分布在生态比较脆弱的地区，如果开采页岩气不加强环境防备，其负面作用就会抵消开采页岩气所带来的益处。页岩气开发过程中会产生对土地的破坏、水资源的污染及有害气体的排放，但这些危害都可以通过提升技术、制定严格的环境标准和监管措施减少。中国在煤炭、石油、稀土、金属矿等方面盲目开采造成不可逆转环境破坏的教训，是极其惨痛和深刻的。只有在生产各个环节加强环境监管，才能有效避免环境破坏事故的发生。降低环境标准和放松环境监管以换取页岩气开发的速度和规模是绝对错误的想法和做法。环境监管的核心是事前监管、全过程监管和事后评估监管：事前监管就是要求开发企业认真做好钻井位置的选择、当地地质条件信息的收集，以及水资源可获得性和地下水循环的调查。尽量减少对土地的破坏和提高有效土地利用。在开发之前要求企业做好必要信息披露，与当地社区建立良好互动关系，了解当地地质条件和各种污染物背景，采集样品并密封保存，以备将来事后评估监管时使用。专业监管队伍要针对当地条件，对环境标准和规范做出科学、适当的调整和核查。全过程监管开采的整个过程。从钻探到完井到生产以及后续过程都要实施监管，监管依据页岩气开发的环境标准和规范。过程监管也就是在开发过程的几个重要环节必须现场评估，满足所有相关条件和要求后，经过专业监管人员签字才可进入下一步生产程序。环境监管的各种标准和规范在各个环节都应该满足。要采用绿色完井技术以及压裂技术，压裂回水要进行处理和再利用，这些都是全过程监管的重要环节。事后评估监管。在监管前期和监管过程中所产生的环境影响有时不容易觉察和掌握，在生产的最后阶段要对地下水、地表水的污染状况与原来的样品对照，检验其是否对地下水，尤其是饮用水，产生了污染。在一些气体的测试检查中要尽量减少温室气体，尤其是减少甲烷的排放。要评估页岩气生产过程给地质构造带来的变化以及评价发生地震的不确定因素。事后监管也建议开发商利用各种技术和措施进行补救，或者回收逃逸的温室气体。事后监管的评估应该严格，对达不到标准的企业要给予惩罚。实施全面的公共环境监管：页岩气的开发过程应该有所有利益相关方的参与。政府的主要作用是制定严格的监管标准和规范以及政策制定和实施。监管机构统一协调全国和地方的监管标准和规范，并派出队伍对每口井实行监管。页岩气开发及相关企业应该建立企业自律标准，并将国家和地区的标准作为公司必须遵从的最低要求。当缺乏地区的环境标准时，公司应该参照国际和其他地区的环境监管标准，制定相应的企业标准来开发生产。非政府组织和其他社会组织要加强社会监督，监督企业遵守环境标准，发挥监管机构起不到的作用。非政府组织提出推动监管的倡议，同时也对监管机构开展监督。要发挥社区的作用，因为页岩气开发往往直接影响到社区居民的身体健康及经济活动。社区积极参与，公司和监管机构互动可以使页岩气开发不仅保护环境，而且能够增加社区经济活动和增加就业机会。环境监管的主要内容包括：水平钻井和水力压裂法是页岩气开发的核心技术。在此生产过程中，由于润滑剂中的化学成分夹杂着大量水（称为压裂液体）以及沙石被高压注入地下井，压裂邻近的岩石构造并扩张裂口，使天然气能够进入井中以便收集。这些水在压裂后的某个时间段又返回地面。这些生产活动可能对环境和人类健康造成负面影响，包括水体污染、空气污染和土地破坏。1.页岩气开发前的规划和预备工作。要禁止在生态十分脆弱的地区开展页岩气的开发，在选择钻井地点时要尽量减少对人口稠密地区、文化遗址、现有土地使用和生态环境的影响。在勘探钻井前要与当地社区、居民和其他有关单位商谈，并对开发的规划和运行发布公告、听取评论，听取反馈意见后加以修改。要与当地的基础设施统一起来，尽量利用当地的基础设施，减少新的道路和设施用地。在前期准备中，要与当地政府和监管机构建立密切的联系，按照监管要求准备报批材料。公司的管理人员要参与环境监管，并对当地地下水和污染物等各种环境噪音背景收集样品密封保存。要向当地的监管机构报备各种信息资料，包括润滑剂的化学成分等（这些信息可以不对外公开披露）。可以公开披露的信息要适当地通过网站或其他形式向公众告知。2.土地利用的影响。页岩气开发中，土地是列为首要关注的问题。除了气井施工需要土地，页岩气的开发还需要更多的土地用来修建道路、水池以及输气设施。这些土地的利用可能会破坏地表和影响周边的生物多样性。大规模钻井利用的土地量对中国来说会与农业、工业和居民用地相竞争。在中国，钻井地区一般来说，都是人口比较稠密的地方，因此，要特别注意对居民生产和生活的影响。3.水资源影响。页岩气开发的水资源消耗是巨大的，一般一口井需要耗水1万立方米左右，这将限制在水资源匮乏地区开发页岩气。页岩气开发对当地水温以及生物会产生重大的影响，要密切关注当地地表水和湖泊重要的季节性径流变化。地表水的污染如果管理不当，大量废水会危及地表及地下水体，反排废水和生产废水要加以处理并再利用。这两类废水由于水力压裂生产流程，包含有各种有害的化学物质。这些物质既来自化学润滑剂，也来自其他的化学抗腐剂和添加剂，以及其他的地下水污染物，例如，碳氢化合物、重金属、盐分及自然形成的放射性物质。在水处理的过程中，化学物质渗透到浅层土壤并进入含水层。水力压裂液体和废水在储存和往返于钻井现场的运输过程中，要防止出现意外的地表溢漏。来自气井的甲烷、重金属、放射性物质和其他污染物可以通过各种途径流出，污染地下水资源。劣质套管和水泥灌注也可能成为污染物流出的通道。要努力采用和做好绿色完井技术，阻止污染物通过自然断层、裂缝、透水层以及其他方法向上迁移或流向地下蓄水层，这些都可能对地下水体造成污染。防止地下水污染。对所在地区开展适当的地质勘查，要在哪里钻井，要在什么地方实施水力压裂都要做出评估，看这些活动对深部断层和地质结构变动引发地震的可能性，以及液体对地质层是否有污染，防止液体污染地下水资源。确保水力压裂的液体不会扩展到气层以外。落实严格的气井设计和施工，以及加固和完井规则。气井和其他地层完全隔离，特别是与淡水饮用水层要完全隔离。还要采取各种措施，防止和遏制地表水泄漏和来自气井的液体泄漏。要适当处置反排水和废水以及固体废弃物。要努力减少淡水用量，再利用和循环利用水资源，减少对当地水资源的污染和过度开采。4.空气质量和气候变化。页岩气的开采过程与天然气一样，因有大量的甲烷泄漏而广受关注。这些温室气体的排放，尤其是甲烷排放，既浪费了开采出的天然气，同时也对空气质量和气候变化产生很大影响。如果这些泄漏气体没有被很好控制的话，页岩气利用对气候的影响不会比煤炭排放二氧化碳产生的影响小。因此，我们应该努力把甲烷泄漏排放量减少到1%以下。应该采取各种措施，利用现有的技术和新的技术来减少甲烷的排放，这些技术都是商业化和低成本的。寻求在完井的整个生产周期内减少逃逸的和排放的温室气体。在钻井的周期过程中，尽量减少来自车辆、钻井引擎、水泵电机以及压缩机所造成的空气污染。5.要制定相应的应急响应计划，能够与风险规模相匹配。在页岩气的开采过程中有发生各种事故的风险，要制定各种措施和方案，减少这些事故的发生和降低危害程度。在事故发生中能够积极采取应对措施。页岩气开发对环境的影响要进行独立评估和验证。近期与中期建议中国的页岩气发展正蓄势待发，众多企业摩拳擦掌，跃跃欲试，中国页岩气的大规模开发是可以预期的。但在大规模开发之前，我们必须要加强环境监管能力建设和深化价格监管改革。监管方面的几点建议：（2015年-2016年）：建立全国和地方的页岩气开发监管机构，组建强有力的专业监管队伍，实现事前监管、全过程监管和事后评估监管。环保部要颁布一套完善的环境监管标准和规范，制定强有力的实施条例并严格贯彻执行。常规和非常规天然气的部门改革趋于完善，价格监管全面放松和放开，市场化改革取得成效。天然气产业相关政策解读（1）《天然气利用政策》解读随着高油价行情的持续，天然气在世界能源中的地位日渐提高，也逐步成为各国重要的战略能源。为了引导和规范天然气下游利用领域，国家发展和改革委员会2012年年修订《天然气利用政策》。新政策在拓展天然气利用领域、提高天然气利用效率方面具有重要意义。拓展清洁能源利用领域政策规定，国家发展改革委、国家能源局负责全国天然气利用管理工作，各省（区、市）发展改革委、能源局负责本行政区域内天然气利用管理工作。政策中所指的天然气范围也有所扩大，国产天然气、页岩气、煤层气（煤矿瓦斯）、煤制气、进口管道天然气和液化天然气（LNG）等。根据新政策，居民用气、天然气汽车和天然气燃料船舶列入利用优先发展序列，所有新建以天然气为原料的氮肥项目等被列入限制类，而天然气发电、天然气化工更被列入禁止类，其中包括新建或扩建以天然气为原料生产甲醇项目下游产品的装置。专家认为，国际上对天然气用户的分类有所不同，如美国将用户类型分为居民、商业、工业及发电，它们之间的差异通常表现在用气量上。我国2007年颁布实施《天然气利用政策》将天然气利用领域分为四大类，分别是城市燃气、天然气化工、工业燃料、天然气发电。今年新颁布的政策则根据不同用气特点，把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。记者注意到，新政策拓展的天然气用户比较多。包括列为优先发展的天然气分布式能源项目（综合能源利用效率70%以上，包括与可再生能源的综合利用）；在内河、湖泊和沿海航运的以天然气（尤其是LNG）为燃料的运输船舶（含双燃料和单一天然气燃料运输船舶）；城镇中具有应急和调峰功能的天然气储存设施；煤层气（煤矿瓦斯）发电项目；天然气热电联产项目。还有被列为允许类的用于调峰和储备的小型天然气液化设施。优先发展高效利用项目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，新颁布的天然气利用政策把天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。城市燃气、工业燃料、其他用户被列为优先发展序列。城市燃气首当其冲。包括城镇（尤其是大中城市）居民炊事、生活热水等用气；包括港口、码头客运站、汽车客运站等公共服务设施用气；天然气汽车（尤其是双燃料及液化天然气汽车），包括城市公交车、出租车、物流配送车、载客汽车、环卫车和载货汽车等以天然气为燃料的运输车辆。城市燃气还包括中心城区、新区的中心地带集中式采暖用户，以及燃气空调。工业燃料优先发展。建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中可中断的用户；作为可中断用户的天然气制氢项目。其他用户包括天然气分布式能源项目（综合能源利用效率70%以上，包括与可再生能源的综合利用）；在内河、湖泊和沿海航运的以天然气（尤其是液化天然气）为燃料的运输船舶（含双燃料和单一天然气燃料运输船舶）；城镇中具有应急和调峰功能的天然气储存设施；煤层气（煤矿瓦斯）发电项目；天然气热电联产项目。加强规划有所为有所不为新政策明确了被列为允许类发展的天然气用户和项目。包括城市燃气中的分户式采暖用户；工业燃料中的建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以天然气代油、液化石油气项目，以天然气为燃料的新建项目，环境效益和经济效益较好的以天然气代煤项目；城镇（尤其是特大、大型城市）中心城区的工业锅炉燃料天然气置换项目；天然气化工中除作为可中断用户外的天然气制氢项目。目前，我国对天然气发电依然非常审慎。陕、蒙、晋、皖等13个大型煤炭基地所在地区建设基荷燃气发电项目（煤层气（煤矿瓦斯）发电项目除外）被列入禁止类。除此之外的天然气发电项目则被限制发展。新政对天然气化工项目下了禁止令。已建的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；以甲烷为原料，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都被列入限制发展类，包括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装置；以天然气代煤制甲醇项目。建议，虽然我国近年的天然气发展迅速，但与世界24%的使用率比还相差甚远，因此要在扩大天然气原来领域和市场的基础上，发展天然气利用新领域，提高天然气在能源消费中的比重。同时，我国民用天然气事业是面向市场的公用事业，正处于高速发展前期。面对不同利益主体和不完全竞争的市场结构，政府应成为公正、独立和专业化的市场监管者，以维护市场竞争的公平，保护消费者的利益。（2）《发展天然气分布式能源指导意见》解读国家发改委、财政部、住房城乡建设部、国家能源局联合发布《关于发展天然气分布式能源的指导意见》(下称《意见》)，《意见》表示，“十二五”期间我国建设1000个左右天然气分布式能源项目，并拟建设10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域。未来5-10年内在分布式能源装备核心能力和产品研制应用方面取得实质性突破，初步形成具有自主知识产权的分布式能源装备产业体系。根据《意见》，2015年，我国将完成天然气分布式能源主要装备研制。并通过示范工程应用，当装机规模达到500万千瓦，解决分布式能源系统集成，装备自主化率达到60%；当装机规模达到1000万千瓦，基本解决中小型、微型燃气轮机等核心装备自主制造，装备自主化率达到90%。到2020年，在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统，装机规模达到5000万千瓦，初步实现分布式能源装备产业化。《意见》指出，国家发改委、国家能源局将根据能源总体规划及相关专项规划，会同住房城乡建设部等有关部门研究制定天然气分布式能源专项规划。同时会同有关部门、电网企业及单位研究制定天然气分布式能源电网接入、并网运行、设计等技术标准和规范。中央财政将对天然气分布式能源发展给予适当支持。价格主管部门会同相关部门研究天然气分布式能源上网电价形成机制及运行机制等体制问题。通过合同能源管理实施且符合《关于促进节能服务产业发展增值税、营业税和企业所得税政策问题的通知》(财税[2010]110号)要求的天然气分布式能源项目，可享受相关税收优惠政策。在确定分布式能源气价时要体现天然气分布式能源削峰填谷的特点，给予价格折让。鼓励专业化公司从事天然气分布式能源的开发、建设、经营和管理，探索适合天然气分布式能源发展的商业运作模式。（3）其他相关政策解读从2012年9月1日起，由中石油负责起草的2012版《天然气》强制性国家标准正式实施。新标准保证国内天然气管道安全平稳运营，并为天然气国际贸易技术协议谈判提供可依据的国家标准。根据中华人民共和国国家标准2012年9号文公告，由全国天然气标准化技术委员会归口、中国西南油气田公司天然气研究院和CPE西南分公司负责起草的强制性国家标准GB17820-2012《天然气》于2012年5月发布，9月1日实施。新版《天然气》国家标准相较1999年版，对天然气气质要求有较大幅度