天然气价格双轨制是什么指标_天然气价格联动机制的方案和要点

1.西宁市居民生活用天然气价是多少一立方

2.汽车天然气未来的趋势？

3.北方地区如何实现使用清洁能源取暖？

4.三大重要的天然能源是什么?

5.中国甲醇产能分布、成本剖析，做甲醇交易必读

政策措施的基本出发点

（1）欧盟在应对气候变化问题方面进行了长期和有效的准备，并有履行《京都议定书》规定的减排目标的可能；

（2）1998年6月，欧盟15国就欧盟在《京都议定书》承诺的到2010年将温室气体在1990的水平上减排8％的指标的分配方案达成一致意见；成员国已经达成“减排量分担”的协议，以落实各自的减排指标；

（3）欧洲国家在气候变化问题上的积极态度，是欧盟力图摆脱美国的单方面控制，保护和加强其有别于美国式经济和社会管理模式的一个重大努力；

（4）2001年10月，批准了《京都议定书》，建立和实施了欧盟温室气体排放贸易体系的指导草案。2002年6月起已正式在欧盟15国生效。欧盟还制定了比《京都议定书》更严格的执行时间表。

政策措施的主要内容

（1）欧洲对应气候变化的行动计划

1991年欧盟发布了第一个控制CO2排放和提高能源效率的战略。此后欧盟又制订了一系列的与控制气候变化相关的政策，其中包括利用可再生能源发电的法令草案，汽车生产商节约25％燃油的自愿承诺，以及相关能源产品征税的提议。但是，要达到《京都议定书》所规定的2008至2012年期间，与1990年同比削减8％的温室气体排放指标，显然所有欧盟成员国尚需采取进一步措施和行动。欧盟环境部长会议认为减排的当务之急是欧盟应在全社区范围内采取进一步行动，明确优先措施并制订相关政策。

作为回应，欧盟于2000年6月启动了欧盟对应气候变化行动计划，其目的为明确所有必要的元素，制定相应的战略，具体落实《京都议定书》的各项减排指标。该行动计划采用“双轨制”方法，正在制订一系列级别的政策、措施，以减排温室气体，并制订2005年前在欧盟内部动作的温室气体排放贸易计划。行动计划要求，所有相关机构和组织均需协调合作，包括欧盟不同部门、成员国、产业和环境团体的代表。行动计划中确定了未来政策和措施的工作的重点是能源、交通、工业和农业部门。目前已经成立了7个工作组，涉及下述领域:能源供应、能源消费、交通、工业、科研、《京都议定书》的三机制一国际排放贸易、联合履约和清洁发展机制、农业。一旦完成了上述准备阶段的工作，欧盟委员会将制订具体的建议，提交给欧盟部长会议和欧洲议会进行讨论。

与此同时，欧盟办公室已经启动了对未来排放贸易的公众辩论。欧盟委员会关于排放贸易的《绿皮书》中提出了10个问题，供公众辩论并对此作了回应。

建立起欧盟内部温室气体的贸易气体的贸易系统有着双重效益：一方面可以控制达到京都议定书制订的目标所需的成本，另一方面可以在2008年实施全球贸易计划之前，为欧盟积累国际排放贸易的前期经验。欧盟委员会提出 ，欧盟减排贸易系统最初将眼于CO2排放，而且只涉及数量少但对排放有重大影响的经济部门。主要的备选领域是欧盟“集中污染预防与控制”政策所划定的大型工业锅炉和大中型工业地区。

欧盟通过现有各种不同的资金来源，已经能够在联合履约和清洁发展机制框架内提供财政支持。

（2）欧盟控制温室气体排放的新政策

欧盟15个成员国已经就《京都议定书》就共同减排目标达成协议。欧盟成员国总体上将在1990年排放基础上，于2012年达到减排温室气体8％。各成员国已经达成了所谓的“减排量分担”协议，为了实现既定目标分配各自的责任。根据该协定，一些成员国将显著地减排（德国、丹麦和英国），另一些国家将稳定在1990年的排放水平（法国），其他一些国家则在1990年排放水平上有所增加（西班牙、葡萄牙、希腊）。

2001年10月，欧盟委员会采取了一揽子对应气候变化的措施，包括提议欧共体批准《京都议定书》和草拟了一个实施欧盟范围内温室气体排放贸易系统的《法令》。该《法令》的目的是建立欧盟排放贸易框架和欧盟温室气体排放的贸易市场。针对此法令的欧盟行动计划目前正在制订中，有望于2003年中将有更实质性的进展。虽然在2002年12月前欧盟各国不太可能就这一计划达成最终一致，但欧盟已经表明，该排放贸易系统将保证规模相当的公司得到同等的对待；最大限度地确保竞争的公平性，竞争被扭曲的危险；保证与现有立法相协调；保证与欧盟之外的其它国际行动计划相协调。

在该政策建议中，欧盟排放贸易系统将在2005年生效。第一阶段（2005-2007），本系统将仅适用于CO2。排放上限和贸易计划最初将包括大型工业、能源活动，这一阶段的目标是实现约占2010年欧盟CO2总排放的45％的CO2的减排量。虽然当前的排放贸易系统没有包括小的排放源，但欧盟将会制定一些相同类型的政策和措施来控制这些小的排放源，其中包括通过减排量指标方式来将这些小排放源的控制纳入贸易体系。欧盟将在2004年决定是否将《法令》扩展到其他部门和其他温室气体。

成员国负责按照法令要求对有关公司分配排放许可证。许可证数量将随着时间推延而减少。2005-2007年，成员国将根据欧盟批准的国家分配规划分配许可证。欧盟委员会将在第一个京都议定书承诺期内协调和确定分配程序。那些没能获得足够的排放许可或没有购买排放指标来弥补许可证和实际排放的差额的公司，将受到一定程度的惩罚。委员会将在下一阶段制订详细的检测、报告和核实指南。对于新公司在许可证分配方法上与同一部门中企业间的分配相似。在2013年以前，新的成员国不能纳入欧盟负担共享协定，但欧盟排放贸易总体行动计划可以承认这些国家的国家计划。同时，排放贸易计划的互认可以使得欧洲经济区国家在欧盟排放贸易计划内进行贸易。

排放贸易计划的设计将与《京都议定书》制订的“国际排放贸易”规则相一致。所建议的欧盟排放贸易计划如下：

第一阶段期间为2005-2007年，第二阶段期间为2008-2012年（即京都议定书承诺期）。该计划与欧盟的“综合污染预防与控制”（IPPC）.法案紧密相连，将适用于综合污染预防与控制法案（IPPC）的相关部门，其中可能包括发电、钢铁、炼油、水泥制造、纸浆造纸。

欧盟的该项行动计划有两个问题：第一，该计划将发电厂的排放考虑在内；第二，其他计划（如英国的方案）则将发电系统的排放放在电力用户终端。两者之间存在较大差异，使得将不同的计划和方案整合在一起很困难。但欧盟法律优先的规则意味着要英国要保持其计划，就必须协调这两种不同的计划的方案，以达成一致。

2002年12月9日，在比利时首都布鲁塞尔，欧盟15个成员国的环境部长们通过了一项事关CO2排放权交易的空前计划，规定各大工业企业必须进入CO2排放权交易市场进行交易。这是继欧盟十五国集体核准《京都议定书》之后迈出的又一重要步伐。该计划要求电热力、炼钢、水泥、玻璃、制砖与造纸这六大产生CO2的行业必须从2005年起买卖各自的CO2配额。

环境税是欧盟鼓励采用的一种经济刺激手段，欧盟国家普遍认为环境税比美国的排污交易制度更为可行，因此几乎所有欧盟成员国都不同程度的先行实施了环境税。瑞典、丹麦等北欧国家采取“一揽子税改计划”即对税收体系进行综合重构，税收负担转移，从所得税移到消费税（包括环境税），在税负大致不变的同时实现环境目标。欧盟及其成员国逐步增加了一些税种，来应对日益严重的全球性环境问题。对含碳燃料征收碳税、以解决气候变化问题。丹麦、芬兰、荷兰、瑞典和德国家从1990年开始征收碳税，奥地利、卢森堡、比利时也即将开征。碳税把环境成本打入产品价格，提高有害原料成本，引导生产者和消费者做出理性的有利于减缓气候变化的选择。

（3）法律政策

1) 空气法

有关臭氧层空气污染的第92/72号指令，规定了臭氧层污染检测、交换信息和告知公众的统一程序；建立共同体CO2和其它温室气体检测机制的第93/389号决定；有关通过提高能源效率限制CO2排放的第93/76号指令；有关破坏臭氧层物质的第549/91号条例，条例取代有关特定CFCS控制的第3322/88号条例，为执行维也纳公约和蒙特里尔议定书，规定了有关的CFCS、halons和其他物质控制的分阶段时间表。有关二氧化氮空气质量标准的第85/203号指令；有关在环境中限制chlorofluorocarbons(CFCS)含量的第80/327号决定，决定规定限制CFCS产品，成员国应当至少降低30％；有关加强环境中CFCS含量预防措施的第82/795号决定。

为机动车辆和其他污染源（工厂、焚烧厂等）确立排放标准：如机动车辆油料质量标准、机动车辆发动机标准，特别是对二氧化碳、CFCS和酸性物质（硫氧化物、氯氧化物）的油料采取治理措施，如降低燃油的含硫量和含铅量、征收二氧化碳/能源税等。有关二氧化碳排放量和机动车量油料消费的第80/1268号指令，确立了机动车辆二氧化碳排放量的技术标准。并在工厂污染排放方面立法确定限值。有关柴油机动车量尾气污染致力措施立法的88/77号指令，规定了排气量1.4升以上汽车的一氧化碳、碳氢化合物、氮氧化物排放限值，以及1.4升以下汽车的临时排放限值。并在工厂污染排放方面立法确定限值.。

2) 综合污染预防与控制法案（IPPC）

“综合污染预防与控制”是欧盟实施的一项法律制度。这一概念是于1996年在《IPPC法案》中引入，1999年11月起生效。综合污染预防与控制法案（IPPC）《法案》的主要目的是：预防或最大限度减少排放；把环境作为一个整体，以提供高水平的环境保护；最大限度减少原料和能源消耗；简化并加强的政府主管机构（立法）的角色。

综合污染预防与控制法案（IPPC）的中心思想是要求欧盟内部提供一个授予许可的综合性平台，以综合控制欧盟内部国家的废水、气、渣、噪声的产生的排放，同时规定安装设施的运行管理方式。

在英国，1999年通过的《污染预防与控制法》引入了（IPPC）《法案》要求。这一英国的新法案对多数具有重大环境影响的工业活动进行控制，并正在所有相关行业中实施。现有设施刁；一定马上纳入综合污染预防与控制法案（IPPC）要求，但法案规定一个不同部门逐渐实施的时间表。但对新建安装设施，1999年11月1日后，业主必须在运行安装设施前获得IPPC的许可。

（4） 能源政策

1) 电力部门的市场自由化

1999年2月，欧盟成员国被要求将《建立欧盟内部电力市场规则法令》纳入本国法律。要求欧盟内部逐步开放电力市场，允许消费者从不同渠道（包括国外电力部门）买电。

几乎所有成员国都根据欧盟的政策进行了天然气市场的改革。除法国。丹麦、葡萄牙外，所有成员国在2008年前均有望实现全面市场开放。

2) 推进热电联产

在奥地利，政策长期鼓励该政策，工业供热部门利用热电联产给高耗能用户提供了一套成本有效的能源解决方案，社区地电联产也发展成了一套先进的技术，特别是社区供热部分的热电联产在70年代能源价格上涨的情况下，由中央政府支持建立。在丹麦，政策通过提供大量补贴和赠款鼓励热电联产的推广。

3) 欧盟在可再生能源领域的政策

颁布欧盟可再生能源法令。2001年9月，欧盟理事会通过了关于促进可再生能源的法令。该法令形成了一个欧盟的政策框架，以促进更多的绿色电力。这一法令鼓励成员国采取必要措施，保证可再生能源的开发与国家的欧盟的目标相一致。该法令反映了欧盟对减少能源依赖性、保护未来可用能源、限制温室气体和有害大气污染物排放等方面的关注。

欧盟发布的《欧洲共同体战略白皮书》中提出了2010年将可再生能源在欧盟成员国内能源构成中的份额提高一倍（从目前的6％上升至12％），包括时间表和行动计划。白皮书所提到的行动计划包括欧盟内部的市场手段；进一步鼓励可再生能源利用的政策：加强成员国之间的合作；鼓励各国在可再生能源领域内的投资，并加强可再生能源的信息服务，以及可再生能源领域的投资，并加强可再生能源的信息服务，以及可再生能源的信息传播。

启动方案：“启动方案”是《2010年可再生能源欧洲共同体战略和行动计划》的一部分内容。它设计了如何启动可再生能源战略，提出了应达到的目标。针对几个重点行业，“启动方案”提出 加强投资机会、吸引私人资金的行动框架。同时鼓励政府将公共开支集中于关键的可再生能源部门，包括太阳能、网通和生物质能，方案的实施可以大地驱动可再生能源的使用和推广。

可再生能源（ALTENER）计划：可再生能源计划的总体目的是增加可再生能源的使用和市场份额。可再生能源不但能实现环境的可持续性，也是欧洲共同体战略中温室气体减排的重要部分。可再生能源市场上的产品和设备的配套；支持基础设施层面的试点行动，以增加投资者信心，激励可再生能源技术的开展，并提高其市场竞争力。促进国际上、欧盟内部、国家内部、区域内和地方等层次的信息传播和协调，从而增加投资者对可再生能源的信心和可再生能源技术的市场渗透力。支持加快可再生能源技术的投资，加强可再生能源服务和产品提供商的运营能力。推动欧盟可再生能源战略的实施。

（5） 交通政策

随着对大气质量和全球变暖关注的增加，减少燃料消耗和相关温室气体等的排放已成为政府、公众、车辆制造商优先考虑的问题。目前，交通是CO2和其他气体排放的主要来源之一，同时交通需求也在不断增长。至今为止，最大的交通排放源于小汽车，占欧盟交通总CO2排放的近一半。1996年欧共体理事会通过了降低客车的CO2排放平均值控制在每千米120克CO2.

欧盟汽车CO2减排战略的要点有三：欧洲、日本和韩国汽车工业就提高燃料效率达成协议；允许消费者选择汽车燃料效率标志；通过财政措施提高燃料效率。

欧盟环保部长1998年10月在卢森堡与欧洲工业界达成如下重要协议：到2008年生产的百千米耗油量降低25％，CO2排放量降低到每千米140克，温室气体的排放15％（欧盟在气候公约中所承担的义务）

许多成员国在实施欧盟战略的同时，也制订了本国交通部门CO2减排的政策和措施，例如推广公共交通计划。

欧盟成员国温室气体减排政策效果

欧盟通过实施系统的环境政策与管理措施，在减缓气候变化方面取得了一定的成绩。大气污染物排放得到有效控制。在八九十年代经济增长的同时，欧盟控制了CO2、NOX的排放没有增加，SO2、VOC的排放也明显下降，在CFC生产的减少方面则效果最好。

大多数欧盟成员国的减排工作做得不够。西班牙、葡萄牙和爱尔兰在这方面的工作尤其需要改进。半数以上的成员国没有按照所分摊的指标减排。如果继续按照目前的方针、政策减排，欧盟在2010年以前就只能在1990年的基础上减排4.7％，这与《京都议定书》要求的8％的减排指标相差甚远。

英国和德国在应对全球变暖方面的业绩最为突出，欧盟1990-2000年温室气体排放量减少3.5％，其主要原因是英国和德国成功地减排。卢森堡、芬兰、瑞典和法国在2000年以前超额完成了各自的指标。然而，其他一些国家则远远没有完成各自的指标，其中减排工作做得最差的是西班牙和葡萄牙。在20世纪90年代，这两个国家的温室气体排放量增加了约1/3.

目前主要问题是汽车和卡车排放CO2。20世纪90年代，车辆排放的温室气体猛增18％。

西宁市居民生活用天然气价是多少一立方

今日零时起，我国汽柴油价格每吨分别降低230元和220元（折合每升0.2元左右）。西安93#汽油最高零售价从6.49元/升降为6.30元/升，本次西安汽油最高零售价平均降幅0.18元/升。

汽油每吨降价230元

继4月14日国家提高成品油价格后，今日零时起，成品油价格适当下调。成品油生产经营企业供军队及新疆生产建设兵团、国家储备用汽、柴油（标准品）供应价每吨分别降低230元和220元，调整后的汽、柴油供应价分别为每吨7190元和6460元，其他成品油价格相应调整。

对符合资质的民营批发企业最高供应价格，按最高零售价格扣减400元确定。当市场零售价格降低时，对民营批发企业的供应价格也要相应降低，保持价差不小于400元。

省延长石油集团公司供中石油、中石化陕西销售公司汽、柴油最高供应价格比照以上规定，按中心城市最高零售价格扣减400元确定。具体供应价格可在不超过最高供应价格的前提下，由供需双方协商确定。

西安汽油平均每升降0.18元

调价后，我省汽、柴油各价区最高零售价等额降低，西安93#汽油由原先的6.49元/升降为6.30元/升，汽油零售价平均降幅0.18元/升。西安柴油价格此次平均降幅0.20元/升，其中-10#柴油最高零售价由原先的6.71元/升降为6.51元/升。

液化气最高出厂价按照与供军队等部门用90#汽油供应价格保持0.92∶1的比价关系确定，供需双方可在不超过最高出厂价格的前提下协商确定具体价格。据此计算，液化气最高出厂价由原先的每公斤7.42元降为7.19元。

市民反应：降价幅度低于预期

本报讯 （记者 陈静涛） 昨日下午，一些司机表示，成品油价格下调在意料之中，但此次调价幅度仍较保守，比预期少。

私家车主吴惠敏说，从国际油价的降幅来看，此次调价幅度的普遍预期应该在400～500元/吨。也有车主表示，下调了总比不调要好。

国内的能源机构认为，此次下调油价有助于缓和目前强烈的通胀预期，但对国内批发市场价格走势或影响甚微。有西安一些民营加油站认为，这两天国际油价有所反弹，如果后期国际原油价格继续走高，也不排除主营单位再度联手推高油价。

我省居民用气暂不调价

本报讯 （记者 张莉） 今日零时起，国产陆上天然气出厂基准价格由每千立方米925元提高到1155元，每千立方米提高230元，提价幅度为24.9%。但据记者了解，我省居民用天然气销售价格暂不调整。

同时，国家发展和改革委员会还改进了天然气价格管理办法，取消价格“双轨制”，理顺车用天然气与成品油之间比价关系。这是我国在能源价格市场化改革方面迈出的谨慎和积极的一步。

发改委相关负责人表示，我国天然气资源匮乏。据有关方面测算,2008年和2009年国内天然气供需缺口分别为30亿和90亿立方米左右，部分地区“气荒”和加气难现象时有发生。适当上调天然气价格，对于合理有效配置天然气资源，保证天然气生产供应，十分必要且紧迫。

各地自行确定居民气价

国产气出厂价格调整后，地方城市燃气公司的购进成本相应增加，各地居民气价调整的时间和幅度，由各地根据实际情况，在履行规定的听证等程序后自行决定。

按中国城市燃气协会调查数据，全国平均每户家庭每月炊事用气约为20方，如果按照城市燃气销售价格每方相应提高0.23元测算，影响城市居民每户每月增支4.6元左右。各地通过统筹安排对困难群体的各项补助，确保低收入群体不因民用天然气售价调整而降低生活水平。

那么，我省的天然气价格会不会变动呢？据省物价局有关负责人表示，我省天然气调价方案还正在制定中，居民用天然气销售价格暂不调整。

可适当疏导出租车运价

车用天然气价格调整后，部分主要使用天然气为车用燃料的城市，要妥善处理气价调整对出租车运营成本增支的影响。已经建立出租车运价与燃料价格联动机制的地方， 可适当疏导出租车运价；没有建立联动机制的地方，可以采取发放临时补贴等措施，来缓解气价提高对出租车行业影响。

气价双轨制取消

发展改革委对存在一、二档气价的大港、辽河、中原三个油气田价格进行并轨，取消了价格“双轨制”；进一步扩大价格浮动幅度，允许供需双方以出厂基准价格为基础，在上浮10％、下浮不限的范围内协商确定具体价格。要求各地原则上按照与汽油最高零售价格不低于0.75∶1的比价关系理顺车用天然气价格，保持车用气的合理比价。

汽车天然气未来的趋势？

西宁市居民生活用天然气价大概是一立方1.48元。

以下是对天然气价格改革的介绍：

1987年以前完全由政府制定国内天然气价格；

1987年10月27日，根据《天然气商品量管理暂行办法》，分别实行如下价格管理办法：a.计划气：中央政府按不同用途、不同油田定价；b.计划外气和西气东输、忠武线、陕京线等新建管道项目：政府指导价；c.少数采用协议价；

2005年12月23日，根据《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》，采取价格双轨制下的政府指导价，具体如下：a.一档气（实际执行价格接近计划内气价且差距不大的油田气的气量以及全部计划内气量，气量占全部的85%）：政府指导价，用3-5年过渡到与可替代能源价格挂钩；b.二档气（一档气以外）：980元为基准价，与可替代能源（原油、LPG、煤）价格挂钩；

2010年5月30日，根据《国家发改委关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》，取消价格双轨制，实行政府指导价；

2011年12月26日，根据《国家发展改革委关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》，实行在两广地区试点，将成本加成定价改为按市场净回值定价；

2013年6月28日，根据《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》，实行门站价施行基于市场净回值法的政府指导价；

2015年2月28日，国家发展改革委发出通知，决定自2015年4月1日采暖基本结束后将存量气和增量气门站价格并轨，全面理顺非居民用气价格，同时试点放开直供用户用气价格，居民用气门站价格不作调整。

北方地区如何实现使用清洁能源取暖？

一、世界天然气产业发展趋势

1、天然气产业作为朝阳产业有巨大发展空间

随着世界经济迅速发展，人口急剧增加，能源消费不断增长，温室气体和各种有害物质排放激增，人类生存环境受到极大挑战。在这种形势下，清洁的、热值高的天然气能源正日益受到重视，发展天然气工业成为世界各国改善环境和促进经济可持续发展的最佳选择。天然气燃烧后产生的温室气体只有煤炭的1／2、石油的2／3，对环境造成的污染远远小于石油和煤炭。煤气热值为3000多大卡，而天然气热值高达8500大卡，可见天然气是一种高效清洁的能源。

初步测算，全球天然气可采储量约为137亿吨石油当量，与石油基本相当。随着勘探、开发和储运技术的进步，过去20年内，探明储量平均每年增长4.9％，产量平均每年增长3.15％。有关专家预测，未来10年内，全世界天然气消费年均增长率将保持3.9％，发展速度超过石油、煤炭和其他任何一种能源，特别是亚洲发展中国家的增长速度会更快。

全世界天然气储采比很高（70∶1），而且石油和煤炭消费领域里有70％以上都可以用天然气取代。在全球范围内，天然气取代石油的步伐加快，尤其是在东北亚、南亚、东南亚和南美地区，随着其输送管网的建设，天然气在21世纪初期将会有更快的发展。

天然气将是21世纪消费量增长最快的能源，占一次性能源消费的比重将越来越大。预计2010年前后，天然气在全球能源结构中的份额将超过煤炭，2020年前后，将超过石油，成为能源组成中的第一。

2、世界天然气产业将进入“黄金”发展时期

在下一个世纪里，世界天然气工业将进入一个“黄金时代”。据设在巴黎的国际能源机构预测，从现在起到2020年，全球初级能源需求将增加65％，其中发展中国家的需求将比目前翻＿番。在这一前景下，世界天然气需求量将以每年2.6％的幅度递增，届时在初级能源消费中所占的比重将由目前的20％上升到30％。

天然气工业的发展得益于多方面的有利条件.首先，储量比较丰富。国际天然气工业联合会提供的数字显示，全球已探明的天然气储量为152万亿立方米，按目前消费水平可供开采65年，而已探明石油的可供开采期为43年。如果从远期来看，世界天然气的最大储量，也就是说在当前技术条件的可开采量，估计达400万亿立方米。

天然气的另﹁个优势是热能利用率高。在几年以前，燃气电站的天然气热力效率尚不足40％，随着相关技术的进步，在今天已达到60％以上。在一些同时供电和供热的燃气电站，天然气的热能利用率甚至达到90％。因此天然气可以说是一种相当经济的能源。

此外天然气的污染程度也较底。研究表明，生产等量的电能或提供等量的热能，天然气在燃烧过程中排放的二氧化碳比石油低25％，比煤炭低40％，在矿物能源中是最少的。与燃油和燃煤相比，天然气排放的二氧化硫和氮氧化物也要少的多。以天然气为能源不仅有利于缓和大气温室效应，也有助于减少酸雨的形成。

3、世界天然气需求量将年增2.4％

国际能源机构统计的数字显示，全球对天然气的需求量正在以每年2.4％的速度增长，而且这一增长速度有望保持到2030年。

尽管去年液化天然气的需求量有所下降，但有“未来能源”之称的天然气仍然是能源领域里发展速度最快的部分。海湾地区对天然气的需求正以每年14％的速度增长，其主要用途是发电和海水淡化。

海湾地区已探明的天然气储量大约是290万亿立方米，其中卡塔尔的天然气储藏量居第一位，占该地区天然气总储量的49％，沙特阿拉伯和阿拉伯联合酋长国紧随其后，分列第二和第三位。

沙特阿拉伯正在开发海湾地区最大的天然气项目，估计将历时10年，耗资250亿美元。阿联酋和卡塔尔之间也正在建设输气管线。这个项目估计耗资100亿美元。管线建成后，卡塔尔可以每天向阿联酋输送大量的天然气。巴林和科威特是海湾国家中天然气储量比较贫乏的，科威特只能在生产石油产品的过程中附带生成天然气。

二、中国天然气市场发展趋势预测

1、需求增长加快带来发展机遇

中国天然气利用已有相当悠久的历史，但天然气工业起步较晚，与世界发达国家或地区相比还有较大差距。全球天然气占总能源消费的24％，而目前中国仅占能源消费结构的3％。

未来20年中国的能源消费弹性系数为0.45-0.50，其中煤炭为0.3，石油为0.5，天然气为1.4-l.5，一次电力为0.5-0.6，可见天然气的消费增长速度最快。天然气市场在全国范围内将得到发展。随着“西气东输”等工程的建设和投入运营，中国对天然气的需求增长将保持在每年15％以上，2010年将达到1000亿立方米以上，比2000年提高4至5倍。

从国外天然气价格看，目前相当于人民币1.8元／立方米。中国天然气价格由政府确定，执行的是国家指导价下的双轨制价格，还没有形成市场导向下合理的天然气价格机制，明显低于国际市场，调整空间相当大。

经济全球化带动着天然气的全球化，预计到2010年，全球天然气贸易量为7000亿立方米。天然气销售市场不再局限于取暖锅炉、商业服务和家庭炊事，天然气发电、天然气化工、天然气车用燃料和电池燃料、天然气空调及家庭自动化等方面利用潜力十分巨大。目前，天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比，还有较大的缺口。高速增长的市场自然带来无限的商机。

2、终端销售市场不断扩大

到“十五”末期，中国将初步建成全国的天然气骨干管网，由此必然带来终端销售市场的高潮。事实上，早在西气东输等天然气管道项目开工之前，众多的民营企业就“提前到位”，加入了开发建设城市管网建设系统，争相投资天然气终端销售。国家天然气发展总体规划确定，在现有60多个已通天然气城市的基础上，2005年发展到140个城市，2010年增加到270个城市，21世纪中叶，全国70％的城市将通上天然气。

替代成本备受关注　当各媒体头条纷纷惊呼50美元/桶的石油太贵时，各个能源公司及其投资者正在为进军石油最有可能的替代者而摩拳擦掌。很多业内人士认为，能取代石油成为世界主要能源消费的，不是风力不是潮汐也不是太阳能，而是天然气。或者准确地说，是凝固的便于运输的液化天然气(LNG)。在不久的将来，LNG有望与今天的石油一样，在世界经济中扮演不可或缺的角色。荷兰皇家壳牌公司的企业策划者认为，到2025年，天然气将超过石油，成为世界最重要的能源。　然而，直到近年，全球天然气市场的拓展依旧受到一个因素的阻滞。天然气，顾名思义，就是在室温下保持气体状态。而石油呈液体状便于运输。过去，天然气一直需要精心铺设的管道系统，将它从产地输到消费者那里。这意味着，在距离其产地较近的地方方便利用，管道远程运送代价高昂，更重要的是损耗严重。　LNG的出现将改变那种情况。简言之，天然气可以在产地附近被冷冻为液体形态，然后用冷冻集装箱运送到世界各地的市场，再加热还原成气体形态，输送到当地的管道系统中。由于这项技术的进步，天然气俨然能像石油一样，成为可替代的全球性商品。在一些能源匮乏的国家，譬如日本和韩国，长期以来一直依靠天然气。日益增长的需要带来了技术的改良和资金的投入，使得LNG的资金成本不断下降。与此同时，运输油轮也变得越来越大，价格越来越便宜。　然而，即便如此，运输天然气仍然比运输石油花费的成本要高昂得多。建一座500万吨的LNG生产链———包括液化厂、运输油轮和再次气化终端，要花费50亿美元。因此，正如一位资深的天然气巨头说：“只有几个公司能参与这场游戏。”不过，在未来的10年里，世界能源巨头们有望在扩大LNG生产上投入高达1000亿美元的资金。　天然气、煤炭，谁更合适？　与煤炭相比，天然气的优势十分明显，我国的能源结构长期存在过度依赖煤炭的情况。煤炭在一次性能源生产和消费中的比重高达72%。研究表明，到2020年，我国若实现经济翻两番的目标，反映到能源领域，约需发电装机容量9亿千瓦左右。如果全部采用火力发电，约需新增12亿吨以上电力用煤，由此将给资源、采掘、运输及环境带来难以承受的压力。这种情况下，天然气就成为我国改善能源结构，寻找煤炭替代能源的主要选择之一。　另外，天然气的清洁性又让它有了加分的可能。目前我国东部脆弱的生态环境已不堪煤炭的高排放、高污染。专家对煤炭和天然气在相同能耗下排放污染物量对比分析发现，两者排放灰粉的比例为148∶1，排放二氧化硫比为700∶1，排放氮氧化合物比为29∶1。目前已经开展的西气东输工程，年输气120亿立方米，意味着可替代1600万吨标准煤，每年减少烟尘排放27万吨。　在中国科学院院士、中国石油天然气股份有限公司总地质师贾承造看来，以西气东输工程为骨干，加速营建覆盖全国大部分地区的输气管网，加快发展天然气工业，用天然气替代一部分石油，是维护我国石油战略安全的一种现实选择。　替代空间有多大　我国以天然气替代石油具有巨大的现实发展空间，预计2010年天然气在我国能源消费结构中的比重将由目前的2%提高到8%左右。　汽车用压缩天然气的市场化推广是改善能源消费结构、缓解城市环境承载压力的重要措施。2005年我国全社会汽车保有量达3800万辆(其中私人小汽车1300万辆)，并以年近9%的速度持续增长，预计2010年可达5800万辆(私车3200万辆)，2020年达11000万辆(私车7200万辆)。目前全国汽车年耗油量约11000万吨，占石油消耗量的40%，如20%的汽车改为CNG汽车，年耗用天然气约242亿立方米，可替代原油2200万吨，占我国目前石油年消耗量的7.5%，年石油进口量的22%，对国家能源结构调整战略贡献巨大。　先行者收获几许　讲起液化天然气接收站建设项目的发展，傅成玉十分感慨，当时广东液化天然气项目计划9年分3期，每期3年，第一年建300万吨，可是当建到半年时就发现市场发生了非常大的变化，于是就将300万吨改成370万吨。　“到第二年就发现第二期不能再等三年了，就得马上开始。所以当时就把一、二期合起来，把管道加大、增加储存站。”傅成玉说。　据他介绍，广东液化天然气的一、二期项目在原先计划的基础上加大了600万吨。广东同时向发展改革委申请要建第二个站，至少要加300万吨，而 福建、浙江、上海都面临着同样的情况。　据统计，由中海油主导的沿海LNG进口在未来几年内将迅速达到2500万吨／年。　“我们到2010年规划进口3000万吨，刚开始谁都怀疑有没有这么大的市场，现在看是不够。”傅成玉说。　据介绍，3000万吨液化天然气相当于4000万吨的石油。到2020年按目前在建项目的规划，中国至少要进口6000万吨液化天然气，相当于进口8000万吨的石油。“液化天然气的热值远远高于液化石油气和天然气，可以解决大量石油替代。”傅成玉说。　傅成玉认为世界天然气市场仍然是供大于求。尽管这两年液化天然气价格也在大幅上涨，但是上涨的幅度远远低于石油。　我们第一期为广东签的液化天然气是20美元／桶，一年370万吨25年价格基本不变。我们看10年以后天然气也是非常便宜的，天然气价格随着油价浮动，但 石油价格每涨1块钱，天然气价格上涨幅度大概只相当于油价上涨幅度的20%。傅成玉说。　-新闻缘起　中海油总经理傅成玉日前在“应变与互动———全球经济新态势下的中国企业战略”高层国际研讨会上表示，中国液化天然气市场将迅速扩大，进口清洁便宜的液化天然气将改善中国能源结构，并解决大量石油替代。目前中海油已经率先在广东建设中国第一个液化天然气接收站，计划于二○○六年投产。据中国石化网二月十八日消息　-相关链接　天然气是清洁能源，主要成分是甲烷(CH4)。　其特点：一是热值高，一般在9000大卡/立方米以上；二是能源效率高，一般燃煤电厂的能源利用率不超过38%，而天然气发电效率可达52%以上；三是最近五年，世界液化天然气消费年均增长5.7%，远高于原油(0.56%)、核能(2.91%)，而全球煤炭消费为负增长(-0.3%)；四是用途广泛，主要用于发电、城市燃气、工业燃料、化工原料、汽车燃料(天然气汽车)等。

三大重要的天然能源是什么?

据报道，最近“气荒”问题广受关注，有人认为民用“煤改气”导致天然气需求暴增，数据显示今年1至10月，全国天然气消费量1865亿立方米，同比增长18．7％。其中，城市燃气增长10．1％，工业增长22．7％，发电增长27．5％，化工增长18．2％。

据统计，“2＋26”城市实际有319万户完成了“煤改气”，加上集中供暖锅炉改气，预计采暖季将新增天然气需求量50亿立方米左右。平摊到四个月的供暖季，即日均需求增量约4200万立方米。

相关负责人表示，从今年总的需求增量看，12月全国日均用气量为8亿立方米，较去年同期增长20％左右，即日均需求增加1．3亿立方米。可见，“煤改气”部分仅占30％左右，出现天然气供应短缺时，基本的政策应该是“压非保民”，即压低非民用气，保障民用气。

但是实际上，很多地方未能及时制定严格、详细、能落地的“压非保民”措施，未能将增加的用气量用于民用，而是给了工业，由于民用气和非民用气价格双轨制，一些燃气公司打着民用气的名义申请到更多天然气，却将低价购得的民用气销售给出价更高的非民用使用，赚取差价，从中牟利，使本该保障民生的天然气供给更加紧缺。

中国甲醇产能分布、成本剖析，做甲醇交易必读

在过去的三十余年时间里，中国的能源系统取得了显著成就，目前正处于发展转型的关键时期。中国能源系统的快速发展为持续的经济增长和人均收入水平的提高发挥了重要的支撑作用。在1980年至2009年期间，中国人均GDP的增长速度三倍于同期的能源消费增长速度。当下，中国能源系统正面临着供应安全、经济效率和迅速攀升的温室气体排放问题这三大挑战。如果不及时采取行动，这三大挑战当中恐怕没有一个能够得以化解。

相对于能源部门而言，近年来其它部门的市场化改革已经走在了前面。但是能源系统的改革有其特殊性，毕竟能源市场不同于一般商品市场。决策者需要制定一个有助于推动中国能源发展转型的能源综合政策框架，以引导未来中国能源发展朝着更安全、更清洁和更高效的方向转型。

展望2020年、2030年，中国总体上步入工业化后期阶段，产业结构调整与升级以及城镇化向纵深发展都将促使国内能源消费结构发生显著变化。安全、绿色、经济等都将成为中国制定能源政策乃至各项经济政策的基本出发点和主要约束条件。对于庞大的中国能源系统而言，如何为持续快速的经济增长和城镇化提供稳定安全、清洁和高效的能源供应，不啻为现代能源系统的严峻挑战。

放眼全球，在未来的十年乃至二十年时间里，作为世界上规模最大的能源系统，中国能源工业将面临着诸多新的机遇与挑战。建立在可再生能源和智能通信技术深度融合基础上的第三次工业革命等将极大地改变中国经济的增长动力，以及中国经济与世界经济联系的广度与深度。发达国家建立在新一轮技术革命基础上的“再工业化”、“数字制造”、制造业回归（insourcing）有可能使其工业能耗再次攀升。全球能源供应与消费的格局也会因为美国等国家大量廉价的“非常规天然气”的大规模开发和广泛应用而发生重大变化。相应地，能源地缘政治格局也将被重新改写。新一轮具有约束力的全球多边碳减排机制可能形成。作为全球最大的碳排放国，中国的碳减排工作无疑会面临更大的压力。

时不我待。中国能源发展必须要朝着安全、绿色和高效的方向进行全面而深刻的战略转型，越早越主动。

改革开放以来中国能源政策演进的三个重要阶段

为适应中国经济高速增长、市场导向改革的不断深化，以及能源供求关系变化的客观需要，中国能源政策自上世纪80年代以来不断调整与优化，大致经历了三个重要时期：20世纪80年代的第一个十年为第一个时期，重点解决能源供应短缺和价格机制僵化等问题；90年代的第二个十年重点解决政企不分和垄断经营等问题；进入21世纪后的十余年为第三个时期，重点强调发挥需求侧政策作用、优化能源结构和深化市场化改革。总体来看，过去三十余年能源政策的调整与完善为中国经济持续三十余年的高速增长提供了强有力的支撑。但同时，中国能源政策也面临着一系列困难与挑战。

第一阶段：1978年至20世纪80年代末

1.宏观背景。20世纪80年代的十年，中国经济体制改革拉开帷幕，经济管理体制与市场运行机制发生了一系列重要变化：投资体制改革开始启动；价格改革探索起步，计划价格与市场价格形成“双轨制”；企业组织呈现出集中与分散两种不同方向，一方面是地方国企和乡镇企业大量涌现，另一方面是行业性总公司相继组建，如国家统配煤矿总公司等；能源长期供应紧张严重制约宏观经济的稳定运行。

2.能源政策。重点解决能源供应短缺和价格机制僵化问题。实行煤炭价格“双轨制”，推进多种电价改革；鼓励地方发展小煤矿、集资办电和外商投资；提出节能优先理念；行业管理几经变迁，能源部成立，煤炭工业部、石油工业部、核工业部等撤消后恢复，成立统配煤矿总公司、石油天然气总公司、核工业总公司。

3.总体评价。煤炭、电力等领域适度放开市场准入在一定程度上缓解了长期存在的能源供给短缺问题。能源政策调整主要围绕着中央与地方之间收权与放权、计划价格与市场价格关系的路径展开；僵化的能源定价机制被打破，为深化能源价格、投资、财税改革积累经验。但同时，能源价格改革不到位，准入标准不完善，能效政策缺失，能源资源政策、财税政策、创新政策不完善，市场垄断未根本触及等，这些深层矛盾未解决。

第二阶段：20世纪90年代

1.宏观背景。市场经济体制目标确立，市场化改革步入实质阶段。“政企分开”成为各领域体制改革的重点。价格改革逐步深化，价格机制作为优化配置资源的基础性作用日益增强。国有企业进行战略性改组，国有、外资和民营企业三足鼎立。东部沿海地区承接大量国际产业转移，对能源资源需求不断增加。

2.能源政策。重点解决政企不分、垄断经营问题。煤炭、电力、石油行业推进政企分离改革，能源企业不再承担行政管理职能；能源管理体制进行初步改革，石油行业进行大规模重组；能源领域市场化改革不断深入；明确能源资源开发与节能并重；能源法律建设加快（1996年《煤炭法》和《电力法》、1997年《节约能源法》）；新能源发展步入起步阶段。

3.总体评价。能源政策导向开始由侧重增加能源供给能力的单一目标，向引入市场竞争机制、优化能源结构和提高资源配置效率等多元目标转变。并轨后的价格机制成为能源行业发展的基础性机制；能源政策制定与实施的法制化与规范化取得初步成效。但是，这一阶段的能源政策中，对能源投资与价格决定的行政干预依然存在；能源需求管理政策、竞争激励政策和能源科技政策不完善；可再生能源发展缺乏足够的政策激励。

第三阶段：进入21世纪以来

1.宏观背景。工业化和城镇化加快，重化工业加速发展推动能源消耗和排放总量进一步增加，资源和环境约束不断增强；建设资源节约和环境友好型社会成为国家战略，节能减排和应对气候变化开始成为国家经济政策的主要基点；能源消耗强度作为约束性指标纳入各级政府业绩考核范围；能源资源外部依赖提高，能源安全问题凸显；国际化步伐加快；新能源作为战略性新兴产业得到高度重视。

2.能源政策。供给侧政策与需求侧政策并重，更加注重发挥需求侧政策作用，着力优化能源结构，深化市场化改革。主要通过自上而下的行政手段和责任制度来实现节能减排约束性指标；强化节能和发展可再生能源的系统化政策；推动能源结构优化，加快发展清洁能源和替代能源；可再生能源的上网电价管理、产业发展基金等制度相继建立；“金太阳示范工程”、“太阳能屋顶计划”和“新能源汽车十城千辆计划”进入示范运行；能源安全、能源外交问题开始纳入政策视野；以2002年电力行业体制改革为标志，能源领域的市场化改革向纵深发展，原来垂直一体化的国家电力公司被重组为五大全国性发电集团和两大电网公司；山西等地进行煤炭行业的资产重组。

3.总体评价。能源供给侧政策与需求侧政策的协调性明显增强，节能减排政策取得突出成效，可再生能源政策对于推动可再生能源发展起到积极作用，市场化改革取得一定进展。但是能源政策的有效性受制于迟缓的体制机制改革，部分领域市场垄断问题依然突出；能源价格的市场化定价机制成为能源政策优化调整的最大难点；节能减排约束目标的实现过度依赖于行政手段；能源安全政策尚未形成完整体系，政策目标不明确；新能源政策面临调控过度投资还是继续鼓励投资的两难问题；能源资源税费改革进展不大。

国内煤制甲醇主要集中在几大区域，从东往西看，山东和华中比较多，山东800多万吨的产能，仅一个省，为什么呢？山东最开始原醇装置的时候，很多甲醇老的合成氨连通装置就是集中在山东，所以我们分析甲醇，会把山东单独作为一个独立的区域撇开，而不是把它放到华中当中。华中，就是河南这些地区，是600多万吨。西北地区最多，以后达到了4000多万吨的产能。西南稍微少一点，就是贵州、重庆这边，大概是700多万吨的产能。

为什么最近几年投产的大型煤化工装置都是集中在西北地区呢？因为2010年以前，煤炭的价格实行双轨制，动力煤价格最高的时候，5500大卡热值的可以达到接近1000多块钱，所以说煤炭价格上涨，不少企业就想投资煤炭开采行业，因为是暴利。当时国家的发展政策是规定了必须要发展煤化工，就是说你可以拿这块煤田，但是你必须在这个项目当中配套完善煤化工项目，才会给你资源使用权。所以说很多企业为了拿西北的一个煤矿，他在项目审批的过程当中，必须要涉及到发展相关的下游配套装置，完善产业链。而且正好赶上是陕西、内蒙古地区的煤炭储量刚刚探明，就是鄂尔多斯暴富的那段时间，2008年到2010年。

还有就是陕北神木地区，当时大批的企业都去那边投资煤矿，然后配套了大量的煤化工项目。所以说煤炭产量五六年之内由供给不足变成当时2014年正好处于一个产能比较严重的情况。但是当时煤化工的水资源需求比较大，所以在没有循环净化水的条件下，很多煤制甲醇是很耗水的。现在这个问题已经得到解决了，因为大量的煤化工装置基本上都配套了循环水的工艺。所以说每吨甲醇现在耗水大概是4-5吨，因为最近几年整个产业政策也是处于比较收紧，而且在2013年、2014年煤制甲醇的价格，整个甲醇市场价格处于比较低迷，包括2015年，也限制了很多企业的投产积极性。

这个图是煤制甲醇产能区域的占比。分地区来看的话，山东和华中在东部沿海的话语权还是比较大的。最主要是西北地区，而且随着这些煤化工项目的逐步落地，西北的话语权是越来越大，已经超过50%，接近60%。前两年西北地区的下游配套装置没有完善，所以很多西北地区的甲醇是全部外输到华东来冲击进口甲醇的市场。从2016年底西北当地一些甲醇制烯烃的配套项目已经陆续完善之后，目前的供需格局，西北外输的货是越来越少，很多时候由于当地几台煤化工装置检修，可能再从西北当地的供需由过剩变成供需弱平衡的一个局面。所以现在来说，西北货对于华东市场的压力逐步在减小。

这个图是2011年到2016年各区域煤制甲醇的产能投放。除了西北地区，其他地区的产能基本没有太大的变化，爆发的全部都在西北这个点上。

天然气方面，国家现在明文规定，禁止新建或者扩建天然气制甲醇项目，包括天然气替代煤制甲醇项目。因为目前国内很多天然气是不太够用的，而且国家也是进行天然气居民使用扩大的趋势，所以说增加居民用气的一个范围。天然气理论上讲用量是不够的。所以说天然气制甲醇是处于最紧的，是严格禁止的。

那为什么这两年陆陆续续还有一两套天然气制甲醇的装置投产呢？首先，在国内天然气比较密集的地区，再一个这几套装置都是在这个政策出来之前已经开始立项的，人家已经立项了，该建设的也开始建设动工了，不可能让人家拆了，所以说有几套天然气的装置也是因为前期立项投产之后建成，才造成了最近2013年、2014年有新的装置来投产。现在天然气合成氨以天然气为原料扩建，还是合成氨方面为主，然后允许的是什么呢？就是经济性较高的天然气制氢项目，还有不宜外输或无法转化的天然气生产氮肥项目，还是以农业为主。

这个图是国内天然气的分布情况，还有很多天然气制甲醇的企业全部都是在这个气田当中，因为天然气运输要通过管道很麻烦，所以天然气制甲醇必须得考虑一个原料的就近性，国外的很多天然气制甲醇装置全部都是在气田当中的，就是在这个范围内的，算是油田的半生气，所以说比较有竞争优势。

我们看一下国内的天然气制甲醇的情况。华南的话就中海油的两套装置加起来140万，是在海南岛，这是华南唯一的天然气装置，当然华南市场相对来说需求量比较小。川渝这块就是四川、重庆，当地的页岩气前几年开发得比较多，所以说当地西南的天然气制甲醇的产业还是不错，经济性也OK，然后一会儿我们讲一下成本的时候会具体分析一下。蒙西的鄂尔多斯及陕北地区大概有200多万吨的产能，但是现在鄂尔多斯和陕北地区的天然气装置开工率非常差，因为有气供应限制，鄂尔多斯和西北地区的天然气装置基本上好几年没开。青海这边有100多万吨的装置，180万吨基本上就是中汉、贵鲁这几套装置，都是在格里木气田那儿，新疆有几套小装置，大概产能是60多万吨，也不是特别的大，也是在当地的油田和气田当中。

这个图是我们国内天然气制甲醇的产能分布情况，整体来看西北还OK，西北地区是包括了新疆、青海和鄂尔多斯、陕北地区，所以说西北来看大概是500多万吨，除了2014年有一套新装置投产以外，今年的桂鲁是已经具备投产条件，但是现在暂未开工。西南基本上也是在2012年、2013年以后有两套装置投产，到2014年就比较稳定了。

从这四个主要区域的占比情况来看的话，2011年西北地区占比比较大，但是现在因为西南和西北其实是差不多的一个比例，而且从装置的运行情况来看，西南的装置有一定的优势，但是因为前两年天然气价格比较高，四川的泸天化本来是50万吨的天然气，工艺由天然气制甲醇改成了煤制甲醇，包括巴州东辰的20多万也是由天然气改成了煤制甲醇。现在的问题就是，包括泸天化、鄂尔多斯这几套装置因为供气不足，会不会后期改成煤制的话还是有待商榷。

焦炉气的分布主要是跟着焦化厂为主，从工艺上来看就是几个剩余的炼焦尾气回炉。一般来讲，焦炉气单套的产能大概在10-20万吨左右差不多了，个别的话也就是宁夏宝丰的装置有一套比较大是50万吨的，其他基本上都是10-20万吨。

产能的话，河北省、山西地区是比较核心的。山西地区是比较多，350万吨，河北189万吨，山东比较少大概100万吨左右，然后内蒙、陕西和宁夏加起来有小300万吨。

这个图是焦炉气制甲醇的产能分布。我们看基本上河北、山西是最主要的，内蒙、陕西、宁夏相对来说比较平均，所以说产能分布情况来看，因为河北离首都比较近，焦化企业又是污染大户，很多时候因为环保因素，焦炉就必须要停，或者要延长结焦时间，就是尾气空气污染有一定的限制，那么焦炉气制甲醇的产量就会受到比较大的波动。但是具体的政策还要看一个落实方法，因为这个东西不是一刀切死的，可能突发性的关停比较多。

现在我们看一下大家比较关心的甲醇生产成本的问题。

这是西北的煤制甲醇企业的一个大概成本，总的成本包括：生产成本、管理成本、财务成本。管理成本就是一些人员费用、杂费。财务成本就是甲醇很多装置你需要银行贷款的，包括你的资金使用利息，很多是需要还银行利息的，不同的企业拿的资金成本也不一样，所以这块也是有很大的空间。

我们简单看一下，给大家简单列一下甲醇的生产成本、单耗情况，原料煤基本上大的煤制甲醇装置是需要1.85吨的原料煤，是用做煤气化的，按照现在的成本大概425块钱一吨，我用的是5500热值的，然后燃料煤因为加热需要燃料燃烧，大概是0.5吨，整个原料煤加燃料煤加起来是2.3吨左右，2.3吨成本按照现在的价格1000多，光煤的成本就1000多，然后水电加上一些化工用品大概200多左右，这就是1200了，西北现在没算人工，光是原料加上工料和能耗是1200块钱，然后人工的话230块钱这个可能是比较高的，然后包括一些折旧费，还有财务成本可能240块钱左右，所以我们毛估算的话，大概是在1740左右，就是按照现在这个价格，西北煤制甲醇的企业总成本大概是1740-1750附近，当然这个人工成本、折旧及管理费很多企业都是不一样的，但单独的原料成本加上工艺的话，大概就是1200左右。煤炭的价格支撑基本上影响比较大，如果不看其他的财务成本的话。

这个图是我们罗列的西北、内蒙古地区、山东地区两种煤制甲醇装置的成本和利润。绿色阴影部分就是内蒙地区的生产利润，这是包括所有的成本，就是包括人工、资金成本以后的所有的成本。我们可以看到，从2015年到2017年到现在，每年的利润还不错，生产成本现在也比较稳定，就是在1200-1700，西北地区冲得还比较好，1200-1700之间，但当地的价格有的时候受到市场影响比较大。但目前来看，每年企业运行下来利润还是非常可观的，尤其是像现在当地的价格已经达到2600了，生产成本才1700左右，利润的话是800、900块钱，这是内蒙的一个情况。山东的情况，因为山东地区的煤炭采购的成本比较高，相对来说利润会有一定的收缩。我们看同样从2015年到现在，煤制甲醇山东地区还会有出现个别月份的亏损，有达到600甚至800的时候，但是大部分是在300、400左右，平均一下是在300、400左右每一吨，所以整体利润来看，近几年煤炭的价格还算OK，不是特别的离谱，600、700块钱的话，现在是600多，然后折合成当地价格400-500之间，生产企业的利润还是OK。

还有一个问题是，煤制甲醇企业的装置还是比较大的，如果利润收缩很严重的话，在不涉及到原料成本的情况下的话，它还是会维持正常的开工，所以亏个一两百块钱的人工成本或者是财务成本的话，对于企业来讲，只要能覆盖得了他的原料采购价格和运行的基本价格，还是会进行一个生产，因为国内的天然气不是市场化定价的，所以说这个价格是由发改委来定的，天然气的单耗基本上是固定，生产工艺和装置的设备对单耗有比较核心的影响，天然气的成本比较简单，因为现在大部分工业用气的价格是1.3-1.58元，现在天然气制甲醇普遍的成本在1300-1500元附近，加上人工及折旧的费用大概是在1700-2000元，就是加300-400元。我们看天然气制甲醇所涉及到的主要是天然气原料，基本上是一千立方米的天然气制一吨的甲醇，这个是比较固定的，1000：1，然后按照单价是在1.34元，成本现在是1340，电的话用得不多80度，成本大概30多块钱，水大概40块钱，人工和折旧比较多一点。

我们现在看的是进口天然气制甲醇的成本。这个给大家简单看一下，因为每一套装置气价是不一定的，像沙特的很多装置和中东的很多装置是直接自己的油田出来的伴生气，基本上成本是可以忽略不计的。所以说中东有的时候天然气的成本大概在80美金左右，80美金是什么概念？就是主要基本上都是它的财务成本和一些相关的费用，就是原料成本是不算，国外生产天然气的单耗大概是33普斯尔，成本大概是80美金，加上运行、人工、折旧合计120，美国当地的天然气大概在110-120之间，再加上运费这块，运费比较高，运费运过来按50美金算，再乘以一个汇率，但是汇率是比较低的6.57，再加上税、港杂费这些，进口的天然气毛估算成本大概在1350左右。

我指的是华东的价格，华东的价格在1350左右，近几年从未出现过这么低的价格。所以说进口甲醇非常有成本优势，如果后期全球，包括国内的供应比较紧张的时候，进口甲醇按照他这个成本优势就可以完全获得大量的下游需求，说到这里我们当年有一个比较搞笑的事情，2009年进口卖的价格比较低，然后对国内的甲醇市场冲击比较大，我们商务部好像当时还跟那些企业联合搞了一个反自裁，好像是中东还是哪个国家天然气制甲醇销售成本是属于倾销，但是后来算一算人家确实生产成本比较低，后来官司打到2010年有了一个说法，但是基本上对市场没有什么影响，因为国外的天然气成本跟国内完全不是一个量级的。

这是我们国内西北和西南两个区域的天然气制甲醇的成本及利润。刚才有朋友问，天然气对成本有什么影响，我们看西北和西南这两个图就可以看得到，2011年到现在，2015年开始出现大量的亏损，2015年、2016年两年，因为当时天然气是涨价了，2014年底的时候天然气好像是每立方米涨价涨了1毛钱左右，然后整个成本优势完全被打掉，加上当时甲醇的价格比较低，西北企业那个时候停产的比较多，因为严重的亏损，气价太高造成严重的亏损。西南的话也是一样，面临到一个气价的问题，现在来说因为这两年天然气从去年开始下调以后，基本上西南的利润还是可以的，而且现在西南的开工情况还比较稳定，供气目前也比西北要稳定很多，所以最近西南的开工情况不错。

这是我们国内西北和西南两个区域的天然气制甲醇的成本及利润。刚才有朋友问，天然气对成本有什么影响，我们看西北和西南这两个图就可以看得到，2011年到现在，2015年开始出现大量的亏损，2015年、2016年两年，因为当时天然气是涨价了，2014年底的时候天然气好像是每立方米涨价涨了1毛钱左右，然后整个成本优势完全被打掉，加上当时甲醇的价格比较低，西北企业那个时候停产的比较多，因为严重的亏损，气价太高造成严重的亏损。西南的话也是一样，面临到一个气价的问题，现在来说因为这两年天然气从去年开始下调以后，基本上西南的利润还是可以的，而且现在西南的开工情况还比较稳定，供气目前也比西北要稳定很多，所以最近西南的开工情况不错。

下一个就是焦炉气的生产成本，焦炉气的生产成本比较纠结是什么？因为很多焦炉气都是按照尾气来算的，我们可以理解为尾气回收，所以这个成本核算跟焦化企业都是同一家，左口袋到右口袋，成本的话可能不会太高。就是在极端情况下，如果焦炉气的结算成本在4毛钱一立方米的话，成本也可以在1500块钱左右，我们看一下单耗，焦炉气大概是2150立方米出一吨甲醇，成本的话，焦炉气的成本大概是300多，加上一些水电，电费这话可能比较多，然后蒸汽，乱七八糟的一些成本，大概综合成本才1000块钱左右，不超过1100。所以除了天然气的成本比较高以外，煤是比较可观的。

现在看一下不同原料产能的开工情况。

蓝色的是煤制甲醇的开工情况。煤制的和焦炉气制，一个蓝色的、一个橘红色的，相对来说，开工都比较稳定，从2014年开始都维持在70%左右，上下波动10%，相对来说变化不太大，这是总的全国产能的开工情况。但是天然气基本上是出现比较大的断崖，因为一个天然气的装置比较大，再一个相对来说单套装置对市场的影响力，而且这个成本优势我们刚才看了，天然气成本优势是最差的，只要气价一涨，天然气的装置就没有办法开，因为一开就是亏损。

我们可以看到，2013年天然气制的就停了很多，2013年冬季的时候限产，直接就凹陷，挖了一个大坑。然后2014年每年的冬季都会出现一个限产，就是每年天然气制甲醇的低点，开工的低点就是在四季度，2016年因为这个成本的问题没开，所以说16年的影响不是特别大，因为该停的已经停了。

我们看一下不同原料生产甲醇的开工季度变化。

这个是煤制的几个主要区域，华北、山东、华中、西北，按季度来看的话，基本上每年的一二季度开工率会稍微往下降一降，然后二三季度也就是5、6月份，甚至到7月份这期间煤制甲醇可能有些装置会集中的减产，在西北地区。平时的话可能影响不太大，然后华北的话最近来看的话，在二三季度会有一定的下滑，四季度的话可能开工情况还会好于预期，二三季度是煤化工这块装置检修比较集中的一个情况，但是现在技术比较成熟的话也不会出现大面积的减产，就是我们传统上说的春季检修往往就是利好兑现的一个时候，就是2、3月份的行情大家一直讲可能后期4、5、6月份要检修，真正检修的时候你发展甲醇这个市场价格不涨，反而是下跌的，就是我们说的一个利好集中兑现。

这个图是天然气的季度开工比，华南因为是中海油的装置，它自己的气田、自己的装置，而且没有涉及到供气限制的问题是没有什么太大变化，只有每年例行的检修计划。西北和西南，反而西南这根线直接来看是非常凄惨的，因为基本上开工率是维持在10%多，一直从2014年到现在基本上没超过20%，西北的天然气运行非常糟糕。西南的话最近一段时间比较好，从去年初的时候，就是一直维持在一个稳定增长的情况，一个是西南供气比较稳定，再一个价格优势比较明显，因为西南当地的市场价格还是比较高的，所以有一定的好处。天然气的装置开工，就我们一直说的成本和供应，成本方面2014年三季度气价调了4毛钱，这是刚才我们看的那个上调4毛钱，所有西北、西南装置大幅度亏损，甚至最多的时候剩下1000块钱。

焦炉气的开工现在受环保影响是比较大的，焦炉气如果涉及到空气污染的话，基本上该停掉就停，每年的四季度整个焦炉气波动比较大，华北的话明显的四季度会有一个低点。