燃气仿真_天然气动态仿真真实数据分析研究报告分析吗

1.求中国液化天然气(LNG)行业投资分析及前景预测报告

2.天然气管道能效与成本

3."天然气"需要关注哪些重点财经数据

4.年天然气供需形势分析

5.开展石油天然气动态评价

6.新思界：城市燃气进入天然气时代 未来行业发展空间广阔

天然气输送系统效率提高与井口价格解禁的结合必然导致用户费用的下降。人们有望看到电力的解禁也会发生相似的情景，即整个过程与天然气的发展十分相像。但是随着价格的下降与下降幅度的窄小，各公司需要所有的能够在竞争市场环境下保证自身利益的工具。期待着解禁环境的机遇与商务活动的结合，正驱使着天然气工业和电力工业这两大工业的结合。这两大工业越来越多地重叠、结合在一起。本书的目的已经帮助读者了解了这两个充满活力的工业及彼此之间的联系。

根据美国天然气协会的研究，对于所有消费天然气的领域来说，零售价格在19９６年平均比1987年低18%，在此期间，井口价格的解禁正在开始实施。下降的领域为：民用：14%；商业用：25%；工业用：19%；发电业：12%（所有的数据都按通货膨胀进行了调整）。虽然目前评价相关的预测是否精确还为时过早，但是对天然气解禁的支持者与电力解禁的支持者人数相同。

来自能源部的数据显示，天然气将成为“最好的能源”。DOE的数据表明，1998年，天然气的价格为6.19美元/（MBtu），而相应的电价为24.68美元，加热的油为6.85美元，1 Btu的价格相当于天然气的一个热单元为61.9美分，电价是8.42美分/（kWh），加热油为95美分/gal1 gal（美国液体加仑）　＝3.7854118L（升）。（这些DOE的数据被用于联邦交易委员提出的定标方案中的预算，用于帮助用户们选择能最经济地运行的机器设备）。经折算，丙烷价格为10.39美元/（MBtu），或者95美元/gal，而石蜡油为7.48美元/（MBtu），或1.01美元/gal。

天然气在美国国内极为丰富。美国的天然气进口主要来自加拿大和墨西哥。这使得燃料经济且可靠。全球性的影响其供应不太可能。在美国天然气继续供大于求。来自能源信息管理部门的最近数据显示，在过去几年中储量的增长已经超过了开量。不断有新的气藏发现，储量的接替保持在105%左右，使得天然气的供应越来越充分。

这种充足增加了天然气作为发电燃料应用的可能性。人们对天然气青睐的其他原因包括其低排放、易输送和储存以及高效率的技术。

虽然天然气的价格受到气候变化与季节性需求的影响，但它的消费量正在稳步增长，公共事业部门的增加与减少对这种良好的增长趋势没有大关系。1998年，美国天然气消费量达到23×1015m3，是自12年以来天然气消费的最高水平。在过去的10年中，天然气消费增加了35%，这是天然气工业成熟的表现。

由于电力需求的连续增长，使得对以天然气为燃料的发电需求也随之增加。这两大工业将继续它们的融合、获胜、合作和联盟——共筑明天的Btu工业。

求中国液化天然气(LNG)行业投资分析及前景预测报告

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气丰度评价未知区带的丰度；可系数是将地质量转化成可量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次评价的特色之一，也是油气评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为潜力的类析提供参照依据。

刻度区是为取准评价关键参数，以保证评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气量确定。刻度区量计算与一般意义上的量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要用了统计法来计算刻度区的量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的量用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、丰度等关键参数。从刻度区获得的量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的量与面积之比可获得单位面积的丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气丰度等多项关键参数，为油气评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的量，获得不同成藏条件下的丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和量的关键参数。产烃率图版一般用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算量的一个关键参数，直接影响量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开地下，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可储量。最小油气田规模对统计法计算的量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）丰度

油气丰度是指每平方公里内的油气量，是类比法计算量的关键参数。通过统计分析，建立了丰度模型和取值标准。

1.丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气评价

式中：y——运聚单元的石油丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.丰度取值标准

通过统计不同含油气单元丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区丰度的取值标准。

（1）不同层系丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其丰度更低。

（2）不同类型运聚单元丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级丰度：区块或区带级石油丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的丰度，不但为广泛应用类比法计算量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总量为基础，利用地质评价系数类比将量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气量在空间位置上更准确，提高了油气空间分布的预测水平。

（七）可系数

国外主要用建立在类比基础上的统计法计算油气可量，而我国第一轮、第二轮全国油气评价没有计算油气可量。本轮评价开展的油气可系数研究，通过可系数将地质量转化为可量，这在国内外油气评价中尚属首次。可系数是指地质中可出的量占地质量的比例，是从地质量计算可量的关键参数。

可系数研究与应用是常规油气评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类析方法，对我国油气可系数进行研究，为科学合理地计算油气可量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气收率、分析影响收率主控因素、预测油气可系数的基础。刻度油气藏是油气可系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次油或三次油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气评价，有效地指导相应类型评价单元油气可系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次油技术的油藏，保证技术可系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开方式、开速度、增产措施等；研究不同因素对收率的影响程度，进而确定该油气藏收率的主控因素；针对开方式的不同，油藏的收率可分为一次、二次或三次收率；气藏主要是一次收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可系数主控因素分析

对影响可系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高收率技术是极为重要的因素，不同提高收率技术适用条件不同，其提高收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱油时的油价与油田收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可系数和经济可系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可系数相差较大，以技术可系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可系数最小，其平均值小于50%。

5.可系数计算方法的建立

可系数计算方法包括可系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可系数标准表求取不同评价单元可系数的步骤如下：在不同类型评价单元可系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可系数。

通过油气可系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可量计算的客观性，又获得了全国油气可量。

天然气管道能效与成本

2011-2015年中国液化天然气(LNG)行业发展分析及投资前景预测报告　天然气作为清洁能源越来越受到青睐，很多国家都将LNG列为首选燃料，天然气在能源供应中的比例迅速增加。液化天然气正以每年约12%的高速增长，成为全球增长最迅猛的能源行业之一。近年来全球LNG的生产和贸易日趋活跃，LNG已成为稀缺清洁，正在成为世界油气工业新的热点。为保证能源供应多元化和改善能源消费结构，一些能源消费大国越来越重视LNG的引进，日本、韩国、美国、欧洲都在大规模兴建LNG接收站。国际大石油公司也纷纷将其新的利润增长点转向LNG业务，LNG将成为石油之后下一个全球争夺的热门能源商品。　尽管全球经济正在经历近70年来最为低迷的时期，但全球LNG市场的远景依然光明。由于减少碳排放的重要性日益增长，天然气已成为优先选择的一种能源。亚洲是目前世界LNG的主要市场，预计对LNG的需求将从1999年的6850万吨、2006年的96万吨增加到2010年的13390万吨。亚洲主要市场对LNG进口的需求预计将从2006年超过9000万吨提高到2020年的1.49亿吨。　　近年来，中国LNG项目发展之快前所未有，需求也迅猛增长。2009年我国生产天然气830亿立方米，与上年相比增长7.7%。石化工业协会的数据显示，2009年我国天然气表观消费量为874.5亿立方米，同比增长11.5%。与国内产量相比，国内天然气供需缺口达40多亿立方米。预计，2010年中国天然气需求将达1100亿立方米，而国内生产能力所能提供的只有900亿立方米。2009年，中国进口液化天然气553.2万吨，增长65.8%，占当年中国液化气进口总量的57.1%，比重较2008年提高了1个百分点。预计2010年中国将进口天然气逾100亿立方米，其中包括约600万吨液化天然气。预计2015年中国LNG进口将超过2000万吨，2020年还会成倍增长。大力发展LNG，减少对石油的依赖，是中国的一项重要举措，预计不久的将来，天然气将成为我国在煤和石油之后的第三大能源。

"天然气"需要关注哪些重点财经数据

研究天然气管道能效与成本的关系，同研究原油管道能效与成本的关系一样，需要从输气成本的构成、输气成本计算、敏感性分析等三个方面进行分析。其关系特点与原油管道类似，在这里就不具体阐述了。下面以一条输气管道为例，分析其因输量变化引起能效变化后，运行成本及效益方面的变化，以便更清楚地认识天然气管道能效对管输成本的影响和对运营经济性的影响。

1.管道基本情况

某输气管道（以下称D管道）增输前，设置10座压气站，输气能力120×108Nm3/a。增输后全线共有22座压气站，输气能力170×108Nm3/a。2007年8月22座压气站均已投产，目前运行在160×108Nm3/a输量下。由于输量增加，机组运行数量增加，气、电等耗能实物量以及生产单耗均大幅度上升。

2.分析范围

本次分析是对D输气管道增输前后的能耗变化情况进行定量和定性分析。为更清晰地说明能耗变化产生的影响，根据搜集到的部分财务数据，进行了简要的经济运行分析。由于没有考虑管道资产折旧、净现金流量等经济评价因素，且用的财务数据为粗算数据，其中关于燃动力费、利润率、管输收益等经济数据的计算，仅作为定性参考。

为方便说明能耗变化及其引起的经济指标变化，本书中对以下能耗、经济指标进行了定义：

生产能耗增加值——相邻两输量台阶生产能耗的差值；

生产单耗增加值——相邻两输量台阶生产单耗的差值；

耗能输量比增加值——相邻两输量台阶耗能输量比的差值；

管输毛利润——年管输收入与年燃动力费的差值；

单位输量毛利润——输送每立方米天然气的管输收入与其燃动力费的差值；

单位输量产出与投入比——输送每立方米天然气的管输收入与其所需的燃动力费的比值；

盈利速度——一定时间内的盈利总额，即获取利润的速度。（ 在本书指以年为单位时间的管输毛利润，即每年的管输毛利润，单位为亿元/年。此指标可以反映由120亿输量增至170亿输量过程中，D管道管输获取利润的速度在持续增加）

3.投产以来能耗情况

D管道2001年投产以来，生产能耗随输量的持续增加呈上升趋势，气、电等耗能实物量以及生产单耗逐年上升。2001～2007年的历年能耗情况见表6-19及图6-12。

表6-19 历年能耗数据表

图6-12 历年能耗变化趋势图

4.各输量台阶仿真结果

利用规格公司仿真软件对120亿至170亿的开机情况进行了模拟，根据模拟得到的机组功率，折算出各站压缩机总耗能量，具体情况见表6-20及图6-13。

表6-20 仿真测算数据表

图6-13 仿真测算能耗趋势图

5.实际能耗数据整理分析

通过对2005年至2007年的能耗历史数据进行整理、分析，同时参考仿真结果，得到D管道输量由120亿增至170亿的能耗变化趋势。基本变化随着输量增加，机组运行数量增加，气、电等耗能实物量以及生产单耗均大幅度上升。当D管道首站进气量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a时，其年生产能耗约由44×104tce增至125×104tce，即生产耗能量增加了1.9倍。其生产单耗由105kgce/（107Nm3·km）增至220kgce/（107Nm3·km），即生产单耗增加1.1倍。能耗变化趋势具体情况见表6-21、图6-14、图6-15、图6-16。

表6-21 能耗变化趋势表

图6-14 能耗随输量变化趋势图

图6-15 能耗随周转量变化趋势图

图6-16 能耗增幅变化趋势图

6.燃动力费变化分析

随着输量的增加，燃动力费及单位周转量燃动力费均大幅度上升。按照电价每度0.67元，气价0.96元/m3计算，当D管道首站进气量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a时，其燃动力费约由每年32000万元增至每年113000万元，即燃动力费增加2.5倍。其单位周转量燃动力费由75元/107Nm3·km增至200元/107Nm3·km，即单位周转量燃动力费增加1.6倍。燃动力费变化趋势具体情况见表6-22、表6-23、图6-17和图6-18。

表6-22 燃动力费变化趋势表

表6-23 能耗及费用变化对比表

图6-17 燃动力费变化趋势图

图6-18 燃动力费用变化对比图

7.利润空间变化分析

经对析，在输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a的过程中，由于单位燃动力费持续增加，但单位管输费保持不变，所以输送每立方米气带来的管输利润持续降低。单位输量毛利润由120×108Nm3/a时的0.75元/Nm3降至170×108Nm3/a时的0.72元/Nm3，降幅为5.2%。具体数据见表6-24、图6-19。

表6-24 燃动力费与管输费变化趋势表

图6-19 单位输量利润变化趋势图

在输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a的过程中，虽然单位输量毛利润持续降低，但由于输量的增加，引起了管输收入的大幅增加，管输毛利润仍然处于上升通道中。管输毛利润由120×108Nm3/a时的89亿元/a增加至170×108Nm3/a时的116亿元/a，增幅为30%。具体数据见表6-24、图6-20。

图6-20 毛利润随输量变化趋势图

8.节能与经济运行综合分析结论

D管道原设计商品气输送能力120×108m3/a，在此输量下D管径Φ1016管径生产单耗合理，单位周转量燃动力费较低。当增输至170×108m3/a时，输量增加42%，生产能耗增加1.88倍，生产单耗增加1.1倍；燃动力费增加2.48倍，单位周转量燃动力费增加1.57倍。在输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a的过程中，生产单耗始终处于上升通道中，增输后生产单耗大幅上升，单位然动力费大幅上升。

虽然单耗的快速上升引起了单位输量毛利润的下降，但由于输量的增加，带来了管输收入的增加，在输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a的过程中，年管输毛利润始终处于上升通道中，增输后管输毛利润增加。

D管道输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a，总体运营情况发生的变化是：在输量增加42%，年收益增加的同时，单耗急剧上升、单位利润率下降。

提高能效，合理控制单耗的增长，会进一步增加管输利润，在保持年收益增加、盈利速度加快的同时，减缓产出与投入比与利润率下滑的速度，为企业带来更好的经济效益。总体运营情况变化趋势见表6-25、图6-21。

表6-25 总体运营情况变化趋势表

图6-21 总体运营情况变化趋势图

年天然气供需形势分析

（1）、重点技术线分析

天然气投资与投机只有一字之差但是含义却大不相同，投机是短线的操作，讲究的是对风险的控制与人品，而投资则是指中长期的行为。

作为投资者来说一定要学习并掌握一些重点技术线的分析，不能盲目做单，必须要根据现货天然气的行情与重点技术线的分析来做单。如果，有一个专业的老师或团队指导你长期做单，那也许会更容易上手。

（2）、对基本面的关注

天然气这种投资产品跟其他一般的投资产品还不一样，它的特殊性在于，它不仅仅是一种商品也能说是一种政治品种。

影响天然气的原因有很多，天然气的产量，天然气主要产于中东地区，导致中东地区战争局势也会影响天然气的价格变动，还有可以代替天然气的新能源的发展情况，以及每周三公布的EIA数据，美国的非农数据等，都可以影响天然气价格。所以做天然气投资关注时事也是非常必要的。

开展石油天然气动态评价

一、国内外状况

(一)世界天然气状况

截至2009年底，世界天然气剩余探明储量为187.49万亿立方米(表1)，比上年增长1.0%。按当前开水平，世界天然气剩余储量可供开年限为62.8年。主要集中在俄罗斯和中东地区。按地区来说，中东是世界上天然气最丰富的地区，拥有76.2万亿立方米，占世界的40.6%。从国度来看，俄罗斯天然气探明储量为44.38万亿立方米，占世界储量的23.7%，居世界第一位;伊朗天然气探明储量为29.61万亿立方米，占世界天然气储量的15.8%，居第二位;卡塔尔的天然气储量为25.37万亿立方米，占世界储量的13.5%，排名第三位。以上三国占世界天然气总储量的53.0%(图1)。同时，根据2009年度各国生产量计算，俄罗斯的剩余可年限为84.1年，是主要天然气国中剩余可年限最长的。已有数据显示，目前世界天然气储量基本保持增长态势，但增幅不大，近10年的平均年增幅不超过3.0%。

图1 2009年世界天然气探明可储量分布

表1 2009年世界主要国家天然气储量分布

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010，7

(二)我国天然气状况

截至2009年底，我国天然气剩余技术可储量为3.7万亿立方米(其中，剩余经济可储量为2.8万亿立方米)，比上年增长8.8%。天然气出量840.7亿立方米，新增探明技术可储量3861.6亿立方米。新增探明技术可储量主要来源于中石油长庆苏里格(1127亿立方米)、中石油塔里木塔中Ⅰ号(888亿立方米)、中石油西南合川(501亿立方米)、中石化西南新场(484亿立方米)、中海油深圳荔湾3－1(344亿立方米)和中石化华北公司大牛地(111亿立方米)。近年来，我国天然气剩余技术可储量保持较稳定的增长态势，2009年度比上年增长8.8%。但我国天然气储量具有分布不均匀、品质不理想的特点，勘探开发难度较大，生产成本较高(表2;图2)。

2009年度全国主要矿产品供需形势分析研究

图2 2009年我国天然气剩余经济可储量分布

表2 2009年我国天然气储量分布单位:亿立方米

图3 2000～2009年我国天然气剩余(技术)可储量变化

我国天然气开发在近几年一直处于发展壮大的过程中。天然气的勘探投入逐年增加，并不断发现新的储量，2009年天然气剩余技术可储量比上年增长8.8%(图3)。从现有的情况看，未来一段时期内，我国天然气的储量还会进一步增加。一方面，我国天然气的勘查程度低，还有很大的勘查前景;另一方面，我国能源需求的潜力巨大，而且在油气体系内部，石油缺口大，天然气在很大程度上可以弥补这个缺口，同时天然气作为清洁能源，其本身具有很好的开发潜力。

二、国内外生产状况

(一)世界天然气生产状况

受全球金融危机影响，2009年世界天然气产量出现下降趋势，总产量约为2.99万亿立方米，同比减少2.4%。美国和俄罗斯仍然是主要天然气生产国，2009年两国的天然气产量占世界总量的37.5%。但俄罗斯在2009年度的产量出现较大幅度的下降，高达12.3%，而美国仍有3.3%的上涨幅度。主要原因是俄罗斯是天然气输出大户，境外需求占其总需求的比重较大，因受全球经济危机影响，境外需求乏力，导致国内产量下滑。而美国的天然气供应部分需要依靠进口，所以国内天然气产量受影响较小。另外，在产量排名前十位的国家中，增长幅度较大的国家是伊朗和卡塔尔，分别达到12.8%和16.0%(表3)。

表3 2004～2009年世界天然气生产情况

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010

从区域上看，中东和亚太地区仍为主要增长区域，2009年度中东地区天然气产量达到4072亿立方米，比上年增长6.5%;亚太地区产量为4384亿立方米，比上年增长5.2%，增长点主要来源于印度和澳大利亚，两国分别增长28.9%和11.0%。

(二)我国天然气生产状况

我国天然气产量一直保持增长的势头，2009年我国天然气产量达到830亿立方米(表4;图4)，同比增长7.7%。从地区分布看，我国天然气产量主要集中在西部地区。数据显示，中国石油集团的长庆、塔里木和西南三大气田(企业)为天然气主要供应地，合计占全国总量的62.7%，而且国内天然气产量80%以上集中在中国石油集团，2009年度中国石油集团天然气产量共有683.20亿立方米，比上年增长10.7%。另外，中国石化集团、中国海洋石油总公司各有83.28亿立方米和74.77亿立方米的产量。

表4 2004～2009年我国天然气生产情况

资料来源:中国石油天然气集团公司;中国石油化工集团公司;中国海洋石油总公司;中国石油和化学工业协会

注:“全国合计”数据来源于国家统计局，统计口径略有出入。

图4 2000～2009年我国天然气生产和消费变化

从近几年天然气产量增长趋势看，我国各地区表现不一。在2009年，三大产地之一的长庆天然气产量，比上年增长31.8%，连续几年保持高增长态势;另外塔里木气田也呈现较好的增长态势，但2009年的增长幅度放缓，只有4.1%;排名第三位的西南气田，近几年产量基本保持稳定，2009年有小幅增长(1.3%)。而其他生产地区产量相对较小，部分气田(企业)已呈逐年减产的态势。从全国的产量变化趋势上观察，近几年我国天然气产量增幅在逐年放缓，已从2005年的21.9%下降到2009年的7.71%。

三、国内外消费状况

(一)世界天然气消费状况

2009年，世界天然气消费量达到29404亿立方米，同比下降2.3%。在此前的2001～2008年中，世界天然气消费量保持增长的态势，平均增幅2.78%。消费量最大的国家仍为美国，2009年消费天然气6466亿立方米，比上年略有下降。俄罗斯作为天然气生产大国，其本国消费也有38亿立方米，居世界第二位。排名第三位的国家是伊朗，2009年消费量为1317亿立方米，增长幅度较大，达10.4%(表5)。

表5 近年世界天然气消费情况

续表

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010

从区域上看，欧亚大陆和北美是全球两个主要天然气消费地区，2009年各占全球消费总量的35.9%和27.8%。但因全球金融危机影响，比上年度都有不同程度的下降(分别下降6.8%和1.2%)。而亚太和中东地区仍保持增长势头，比上年分别增长了3.4%和4.4%。

(二)我国天然气消费状况

2009年，我国天然气表观消费量为874亿立方米，增长8.3%。加上国内经济继续保持稳健的步伐，能源消费需求也将不断攀升，作为能源发展的一个重要组成部分，天然气消费量也将进一步增加。“九五”期间，天然气的消费增长量是101.7亿立方米，年均增长率为9.57%;“十五”期间消费增长量已高达246.4亿立方米，年均增长率高达12.91%。统计数据显示，2008年我国天然气消费主要集中在工业领域，占全部消费量的65.4%，这个巨大的消费量主要由其下的制造行业产生，达到337.92亿立方米。其次是掘业，达到109.67亿立方米，但从发展趋势看，掘业在消费中所占比重已在减少。除工业部门外，生活消费领域也有170.12亿立方米的消费量，同比出现很大幅度增长(27.54%)(表6)。从天然气消费领域的比重上分析得出，除建筑业消费比重在降低，其他领域的消费量都在增长。从消费地区结构上看，我国天然气消费以产地消费为主，主要集中在西南、东北、西北地区，即四川、黑龙江、辽宁、新疆，占全国消费量的80%以上。目前，随着管道建设的开展，北京、天津、重庆、成都、沈阳、郑州和西安等许多大中城市都用上了管道天然气。

表6 2003～2008年我国天然气消费结构单位:亿立方米

资料来源:中国统计年鉴，2003～2008

人均消费量稳步提高，但消费量依然很少，2008年，人均消费量为12.8立方米(中国统计年鉴)，比上年增长17.43%。同时，我国天然气总消费量在世界上所占份额也很少，与我国众多的人口极不相称。2009年，我国天然气消费量占世界天然气总消费量的3.0%(BP数据)，有进一步上升的空间。

四、国内外贸易状况

(一)国际天然气贸易状况

2009年，全球天然气贸易创历史新高，贸易总量高达8765.4亿立方米，管道天然气和LNG(液化天然气)贸易量分别为6337.7亿立方米和2427.7亿立方米。LNG贸易量创历史新高，其中亚洲增长潜力最大，贸易量达1522.7亿立方米。管道天然气贸易依然以欧洲地区为主，2009年其贸易量为4443.8亿立方米，占管道天然气贸易总量的70.1%。

2009年，受世界经济不景气影响，排名世界前三位的LNG进口国日本、韩国和西班牙，贸易量都有6.0%左右的下降幅度，但其合计进口量仍超过全球进口总量的60%。美国经过2008年的低谷后，LNG进口量开始回升。增长势头较好的国家是印度、中国和英国，中国和印度作为新兴经济体，近年对外能源的依赖程度越来越高，未来还有增长的势头;英国作为西欧大经济体，国内能源供应不足，能源进口的压力长期存在，发展LNG进口可能是其一个重要选择(表7)。

表7 2004～2009年世界LNG主要进口/入境国家和地区

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

在管道天然气贸易进口方面，2009年进口量最多的是美国、德国和意大利，分别达到930.3亿立方米、888.2亿立方米和664.1亿立方米，三个国家合计占全球管道天然气进口量的39%。另外，法国、俄罗斯和英国都有300亿立方米以上的进口量。年度增幅最大的国家是加拿大和阿联酋，分别达到24.8%和12.0%。在2009年，管道天然气进口量出现较大幅度下降的国家是美国、意大利、英国、土耳其和比利时，降幅都在10%以上，其中，比利时下降幅度高达17.8%(表8)。

表8 2004～2009年世界管道天然气主要进口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

管道天然气出口方面，俄罗斯依然是最大的出口国，在2009年达到1764.8亿立方米，比上年增长14.3%，占管道天然气出口总量的27.8%。其次是挪威和加拿大，分别有957.2亿立方米和922.4亿立方米的管道天然气出口量，加拿大近年来出口量一直在1000亿立方米左右，2009年比上年下降10.6%。而挪威的出口量一直保持增长态势。另外，2009年荷兰、阿尔及利亚和美国分别有496.7亿立方米、317.7亿立方米和294.6亿立方米的管道天然气出口量，分别排在世界的第五、第六、第七位。土库曼斯坦正在实施天然气出口多元化战略，出口势头发展较好，在2009年度管道天然气出口已达到167.3亿立方米，增幅较大(表9)。

在LNG出口方面，2009年全球出口总量是2427.7亿立方米，与管道天然气出口趋势一样，LNG的全球出口量一直保持增长的态势，年度增幅达7.2%。在2009年世界LNG出口中，卡塔尔的出口量最大，达到494.4亿立方米，增幅也最大，高达24.6%。其次是马来西亚和印度尼西亚，LNG出口量分别达到295.3亿立方米和260.0亿立方米，分别居二、三位，但是从出口发展趋势看，两国未来增长空间较小，印度尼西亚基本上呈现逐年下降的趋势。另外，受全球金融危机的影响，部分LNG出口国受到较大的影响，其中表现较为明显的是尼日利亚，降幅高达22.2%(表10)。

表9 2004～2009年世界管道天然气主要出口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

表10 近年世界LNG主要出口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

(二)国内天然气进出口贸易状况

2009年，石油气及其他烃类气(简称液化石油气，下同)进口量达969万吨，比2008年增长63.0%;进口金额为约34亿美元，比上年增长16.4%;减去出口317万吨，2009年我国液化石油气净进口652万吨。我国石油气主要以进口为主，在近十几年，只有19年出现了净进负值，主要是由于1996年经济泡沫的影响，此后几年中净进口量总体上保持增长的势头(表11)。近几年我国LNG进口方面也有了新的发展。2006年我国首批进口的液化天然气进入广东省的液化天然气接收终端;2007年广东LNG项目正式投入商业运营，该年我国进口LNG291万吨，是2006年进口量的3倍多，其中248万吨为澳大利亚西北大陆架项目的长期合同供货，约占进口总量的85%，平均价格为206.16美元/吨。2009年我国液化天然气进口量达553万吨，同比增长65.8%，进口金额为12.87亿美元，同比增长38.2%。

据预测，到2020年，我国天然气供应中有49%来自进口，其中39%将来自液化天然气进口，10%来自俄罗斯和中亚国家的管道天然气进口。

出口方面，2009年，我国天然气出口232.5万吨，比上年下降1.1%，出口金额近5亿美元，同比增长4.3%。

表11 2006～2009年我国石油气进出口情况

资料来源:中国海关统计年鉴，2006～2009从进口国度上看，我国2009年石油气进口的主要来源国是澳大利亚、伊朗、卡塔尔、马来西亚和阿联酋，从以上5个国家进口的量占进口总量的77.5%(表12);澳大利亚是我国石油气进口的主要来源地，进口量达到385万吨，占总进口量的39.7%，比上年增长36.0%;卡塔尔是我国石油气进口增长幅度最大的国家，2009年的进口量比上年增长323%;俄罗斯则实现了零的突破，未来增长潜力较大;科威特则出现逐年下降的态势，2009年从其进口26万吨，比上年减少49.0%。

从进口的区域看，除了澳大利亚这个最大进口源以外，其他具有重要地位的进口源主要集中在中东地区和非洲的阿尔及利亚等地，亚洲的主要进口对象为印度尼西亚。从进口的对外依存度上评估，澳大利亚所占比例过重，有必要进一步扩大其他地区的进口量，以降低对外进口集中度，降低供应风险。根据目前的进口区域分布情况，我国应加强与这些地区的政治外交，扩大与中东和中亚国家的油气合作，并结合国内LNG接收站的建设发展，逐步分散进口区域，降低风险。

表12 2006～2009年我国石油气进口主要来源

资料来源:中国海关统计年鉴，2006～2009

五、天然气价格走势分析

1990～2009年，世界LNG价格总体上呈上升态势(图5)。2008年，国际天然气价格达到历史最高水平。之后，受金融危机的影响，全球天然气贸易受到冲击，价格回落，回归到理性水平。以日本LNG到岸价格为例，2009年为9.06美元/百万英热单位。随着2010年全球经济回暖，未来LNG进口价格将会保持增长势头。

图5 ～2009年日本LNG到岸价格

2009年，管道天然气价格也出现较大幅度的回落，全球四大天然气交易中心统计数据显示，其交易价格均出现不同程度的下降，其中，加拿大的亚伯达和美国的亨利中心价格下降幅度最大，基本回到2003年的水平。相比之下，欧盟的到岸价格下降幅度稍小些，主要是因为欧盟地区是天然气进口大户，缺口较大，能在一定程度上支撑价格基本面(图6)。

图6 ～2009年世界天然气价格

我国天然气行业现行的定价政策以成本加成法为基础。随着天然气行业的不断发展，根据天然气供不应求的现状和市场结构的变化，天然气定价政策几经调整，基本呈现出在监管下市场定价的基本特征，从考虑天然气生产企业成本水平，又适当考虑市场用户承受能力的角度出发，我国天然气行业现行定价政策被概括表述为:以成本加成法为基础，适当考虑市场需求的定价方法，出厂价为定价，天然气管道输送价格为指导价并取老线老价、新线新价的定价政策。为了改变现有价格体系，已着手开展天然气定价改革，改革方向是与国际接轨。

六、结论

(一)世界天然气供需趋势

世界天然气的供应，从20世纪90年代至今，基本保持较为平稳的增长趋势。全球能源需求量的不断扩大、天然气探明储量的不断增加，又给天然气供应市场的发展带来了新机遇。1990年，世界天然气供应量只有19918亿立方米，到2008年供应量已达到30607亿立方米，增长53.7%，虽然2009年受金融危机影响，供应量有所下滑，但未来仍呈增长态势。同时，在当前石油能源供应紧张的形势下，天然气的勘探与开发力度不断加大，进一步促使天然气在21世纪充当重要能源角色，使其供应量持续增长。

在需求方面，随着全球能源需求量的不断扩大，天然气因其具有洁净、环保等优势，需求量一直保持稳步增长，成为能源消费结构中的重要角色。1990年，世界天然气需求量只有19817亿立方米，到2009年已达到29403亿立方米。

在供需平衡上，天然气一直较为平衡，例如，2009年世界天然气有466亿立方米富余量。预计未来几年内，天然气的供需依然能保持平衡。

(二)我国天然气供需趋势

近几年，我国天然气的供应能力有所加强，天然气的生产量和进口量都在不断增加，2001～2009年，供应量年均增长率达到13.34%，增长势头较好。在需求方面，我国天然气近几年保持不断增长的态势，2001～2009年的年均增长率达到15.24%，2009年达到880亿立方米。

从近10年的进出口情况看，我国的天然气净进口量在不断扩大，进口方式有了扩充，特别是LNG进口有了较快的发展，2006年，LNG进口进入了一个新的纪元，与境外合作进入新的阶段，2009年度我国LNG进口553万吨，同比增长65.8%。管道天然气进口也取得了突破，2009年12月14日，我国首条跨国天然气管道———中亚天然气管道投产，引自土库曼斯坦等国的天然气将达300亿立方米/年。

天然气消费区域继续扩大。截至2009年底，我国已建成的天然气管道长度达3.8万千米，初步形成了以西气东输、川气东送、西气东输二线(西段)以及陕京线、忠武线等管道为骨干，兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家级基干输气管网;同时，江苏LNG和大连LNG项目进展顺利，浙江LNG项目获国家核准，进口LNG不断落实，形成了天然气供应的新格局，天然气消费市场扩展到全国30个省(自治区、直辖市)、200多个地级及以上城市。

从未来的能源消费结构及发展趋势看，我国天然气依靠本国生产供应的压力较大，必须结合进口及境外开等方式，来保障我国天然气的供应平衡与市场稳定。从进口的源头与方式上看，我国在近几年有了新的突破，管道进口方面，与俄罗斯和中亚等国有了新的协议与合作，LNG进口方面，沿海地区接收站点建设步伐较快，发展势头良好，相信在未来的能源供应格局上可以起到促进全局合理化的作用，一方面拓宽沿海城市的供应方式，另一方面缓解远途管道供应的压力。

(余良晖)

新思界：城市燃气进入天然气时代 未来行业发展空间广阔

（一）动态评价的必要性

随着地质认识和勘探开发形势的不断变化，对油气的认识也会不断更新，需要开展经常性评价，实现评价系统化、制度化、动态化，为制定能源政策和编制国家能源中长期发展规划，提供重要的科学依据。

（二）动态评价的成果要求

油气动态评价仍取组织、专家技术把关、石油公司和大学及研究院所具体承担实施任务的工作思路，继续实行产、学、研相结合的工作方式，集中优势力量完成评价工作。

全国油气动态评价工作是我国第一次由部门组织的以国家利益为主、突出国家需要的公益性和基础性的油气动态评价工作。评价成果还要体现及时性和前瞻性，分层次进行，既有及时跟踪勘探新进展、地质新认识，预测勘探新趋势，客观选择评价盆地和评价领域的年度动态评价；又包括对新区、新领域油气的调查评价。

油气年度动态评价项目为国家层面经常性的油气调查评价专项，每年滚动进行，每个五年的前一年进行一次全面评价，评价周期为每年的7月1日到下年的6月30日。第一轮初步为5年，即2006～2010年。

（三）动态评价完成的目标

进行动态评价的油气类型为常规和非常规油气，需要完成的主要目标有：

（1）及时跟踪盆地勘探进展，判断勘探开发趋势，探索新区、新领域、新层系油气前景，总结地质新认识，确定每年动态评价重点目标；开展油气年度动态评价，获得重点评价目标的油气地质量、可量数据，分析油气品质状况。

（2）总结油气分布规律，分析油气储量、产量增长趋势和开发利用前景。

（3）完善油气动态评价体系，包括油气评价方法、参数体系、评价规范、评价流程等。完善国家油气评价系统。对油气进行动态管理，实现油气评价工作的信息化、规范化、制度化，最终实现全国油气的动态评价。

　城市燃气，是指从城镇的地区性气源点，通过管道、气瓶、管束车等多种输配系统供给下游居民、商业、商服和工业等用户，是城市能源结构和城市基础设施的重要组成部分。而城镇燃气的利用，对提高能源利用效率、改善能源结构、保护大气环境，进而实现国民经济的可持续性发展具有重要的促进和保障作用。

　目前我国使用的城市燃气主要包括天然气（NG）、人工煤气（MG）和液化石油气（LPG）这三种类型。其中以人工煤气为主的城市燃气是在上世纪80年代开始在我国流行起来，但由于具有高成本、高污染和高危险性，其产品使用率逐渐降低；随后由于炼油工业的崛起，液化石油气供应量不断增加，目前仍是我国城市煤气行业的主流；而天然气作为一种清洁、环保、安全的气体，随着能源结构的不断优化调整，我国城市燃气行业逐渐进入天然气时代。

　根据新思界产业研究中心发布的 《2020-2025年中国城市燃气行业市场分析研究报告》 显示，近年来，由于城市化建设进程的逐渐加快，我国城市燃气市场需求增长空间巨大，进而推动其细分市场持续向好发展。在人工煤气市场，近年来，随着国内煤、焦炭等固体燃料产量的增加，我国人工煤气产量仍保持增长态势，根据国家统计局发布的数据显示，截止到2020年上半年，我国煤气产量达到7615.4亿立方米，同比增长3.6%；在液化石油气市场，随着国内石油化学工业的持续发展，液化石油气产量也呈现明显的增长趋势，截止至2020年上半年，我国液化石油气产量达到2123.2万吨，同比增长5.9%；而在天然气市场，随着国内天然气的消费水平及供应能力的提高，其产量也随之扩大，截止至2020年上半年，我国天然气产量达到940.2亿立方米，同比增长10.3%。

　而我国城市煤气行业在迅速发展的同时，也面临挑战。近年来，我国城市燃气行业的运营机制较为单一，国有企业占据主导地位，而民间企业投资积极性不高，这导致行业发展资金并不充足。为了解决这一问题，我国积极引入了市场机制，鼓励国有、民营和境外资本投资城镇燃气行业，逐步形成多元化的发展格局。这样不仅解决了行业的运行问题，还对城镇燃气行业持续 健康 发展产生了推动作用。

　新思界 行业分析 人士表示，近年来，随着我国城市化建设步伐的逐渐加快，城市燃气作为一种新型的能源必需品，在居民日常生活中有着重要地位，整个行业也呈现出稳定的发展态势。但我国城市煤气行业在发展的同时，还面临挑战，未来在技术创新、产业创新和商业模式创新的带动下，我国城镇燃气行业未来发展潜力仍然巨大。