民用天然气价格最新价格走势_民用天然气价格2004年最新消息分析

1.燃气的种类

2.天然气直供政策

3.求，中国持续通货膨胀的原因及面对这一形势的对策。。。

4.国外煤层气勘探开发现状

5.从近年能源利用结构看我国能源政策取向

6.中国石油进口量与国际石油市场价格变化趋势分析

7.俄罗斯为什么会停止对乌克兰输送天然气？

从中国国内天然气市场来看，国际原油价格下跌，国内天然气市场会受到冲击。

一方面，油价大幅走低加速了中俄历时20多年的天然气谈判，并于今年一年之内签署了东西“两线”总计超过680亿的天然气供应合同。对于天然气对外依存度一直较高的中国来说，这将在很大程度上增加国内的天然气能源供给。彭博新能源分析师寇楠楠表示，由于多种来源的天然气涌入国内市场，有可能给页岩气等高成本国天然气生产带来不利影响，部分高价LNG合同也有可能受到影响。

另一方面，国际油价的大幅下降，导致终端市场上成品油价格不断下调，削弱了天然气的价格优势和经济性，从而抑制了天然气需求的增长速度。数据显示，截至2014年10月底，累计天然气表观消费量增速仅有7.1%，较去年同期大幅下降了5.4%。

燃气的种类

2002年3月15日 武汉市燃气热力集团有限公司与香港中华煤气有限公司在香港签署《合资经营武汉市城市管道天然气供应协议书》。

2002年5月8日 由原武汉市李宪生带队的武汉市招商代表团在香港招商，武汉市燃气热力集团有限公司与香港中华煤气有限公司在香港草签《武汉市天然气利用基础设施工程建设及经营项目合资合同》。

2003年3月17日 由原市委副书记殷增涛带队赴港，武汉市燃气热力集团有限公司与香港中华煤气有限公司正式签署《武汉市天然气利用基础设施工程建设及经营项目合资合同》。

2003年6月30日 武汉市天然气有限公司获发营业执照，标志着武汉市天然气有限公司正式获准成立。

2003年10月31日 武汉市天然气有限公司与中国石油天然气股份有限公司签署《忠武管道天然气销售和输送合同》。

2003年12月16日 武汉市天然气有限公司正式挂牌成立，武汉市原市委副书记殷增涛、香港中华煤气常务董事陈永坚共同揭牌

2004年1月16日 公司第一家客户服务中心正式成立。

2004年3月1日 武汉市天然气有限公司正式接管武汉市武昌、汉阳地区管道燃气经营事务。

2004年5月15日 武昌杨园、梨园“两园”地区改用代天然气（空混液化气）置换工程开始，此次工作为大规模开展武汉地区的置换奠定了实战基础。

2004年12月26日 武汉市天然气项目正式点火通气。

2004年12月29日 武昌天然气置换工程开始，水蓝郡南波湾小区的尹维新教授成为武汉市第一位用上天然气的用户

2005年1月1日 武汉市天然气有限公司正式接管汉口管道燃气业务。

2005年1月31日 武昌地区置换完成，13万用户用上天然气。

2005年4月20日 汉阳地区天然气置换完成，天然气用户达到17万户。

2005年6月10日 武汉市天然气价格正式出台，标志武汉市天然气公司正式进入运营发展时期。

2005年11月26日 汉口地区天然气置换完成，标志着历时近11个月的武汉市天然气置换工程胜利结束，50余万用户用上清洁环保的天然气

2006年4月 公司第一座CNG子站沌口加气站落成，开始面向社会提供汽车用清洁能源。

2006年11月24日 经法国BVQI（国际质量认证有限公司）审核后，武汉市天然气有限公司以“零缺陷”一次性通过OHSAS18001职业健康安全管理体系国际认证。

2006年12月1日 武汉市天然气有限公司与武汉市房地产行业巨头武汉万科地产有限公司正式签署全面合作协议，结成战略合作伙伴。

2006年年底 武汉市城市天然气二期供气工程长江（含天兴洲）穿越工程全面展开。

2007年3月 公司“天然气输配工程项目”被中国投资协会评选为“优秀投资项目”。

2007年7月 公司与中信银行联合推出天然气信托理财产品，共在全国发行两亿元，开创公用事业企业融资新模式。

2007年10月31日 港华优质服务日活动在武汉隆重举行。

2007年11月 公司喜获优秀外商投资企业荣誉称号。

2008年3月4日 由港华投资有限公司与武汉市天然气有限公司共同投资组建的港华科技(武汉)有限公司正式注册成立。

2008年5月8日 公司与招商银行携手合作，面向社会发行武汉天然气——招商银行一卡通。

2008年12月 公司荣膺武汉市企业100强荣誉称号

2009年8月27日，在武汉市“迎国庆、讲文明、树新风”活动暨文明单位表彰大会上，公司被武汉市委、市授予“市级文明单位”荣誉称号。

2009年8月17日——21日，公司接受了香港品质保证局的OHSAS18001转证审核。该局审核后认为我公司“OHSAS18001管理体系系统完整、模式成熟、运行有效，审核中没有发现不符合项。至此，公司连续四年保持“零缺陷”通过OHSAS18001管理体系标准的认证审核。

2009年9月、10月，公司举办了红歌会、迎国庆花展、新党员入党宣誓等系列活动以庆祝伟大祖国成立60周年，表达了对伟大祖国60周年的赞颂和祝福。

2009年9月5日，武汉市老武黄——杨春湖15公里高压管线通过验收，随着该段管线的验收，公司规划的一期高压管线全面建成，形成了预期的天然气高压管线布局，将积极推动公司天然气经营管理，造福武汉市民。

2009年年底，公司新行政办公大楼全面落成，标志着武汉市天然气事业进入了一个新的发展阶段

2010年年初，公司总部搬迁至新行政办公大楼，各项事业迈入了一个新的阶段。

2010年5月，公司OA系统一期项目上线试运营。

2010年6月，公司迈入天然气客户百万俱乐部。

2010年7月，公司成为英国燃气专业协会会员单位。

2010年11月，武汉城市天然气供应主体工程全面竣工。 全方面照顾客户所需，在每一环节都提供优质的服务。具体表现为安全可靠，亲切专业，一站式服务。

天然气直供政策

按燃气的来源，通常可以把燃气分为天然气、人工燃气、液化石油气和生物质气等。

我国燃气供应行业和发达国家相比起步较晚，配送的燃气主要包括煤气、液化石油气和天然气三种。我国的燃气供应从上世纪90年代起有了大幅增长。其中，人工煤气供应量经过1990年的大幅增长后，由于其污染较大、毒性较强等缺点，目前处于较为缓慢的增长阶段；液化石油气受到石油价格上涨的影响，供应量维持稳定；产生相同热值的天然气价格相对汽油和柴油而言，便宜30%－50%，具有明显的经济性，同时国家日益重视环境保护，市场对清洁能源需求持续增长，作为清洁、高效、便宜的能源，天然气消费获得快速发展。　　据统计2012年国内天然气进口量（含液化天然气）425亿立方米，增长31.1%；表观消费量1471亿立方米，增长11.1%。　　2001-2012年我国天然气消费量情况 年份 消费量（十亿立方米） 同比增长 2001年 27.4 —— 2002年 29.2 6.2% 2003年 33.9 13.9% 2004年 39.7 14.6% 2005年 46.8 15.2% 2006年 56.1 16.6% 2007年 70.5 20.4% 2008年 81.3 13.3% 2009年 89.5 9.2% 2010年 107.6 16.8% 2011年 130.7 17.7% 2012年 147.1 11.1% 2012年全国LPG表观消费量为2440万吨，较2011年微增长1.2%。其中进口336万吨，同比跌幅1.5%；国内产量2230万吨，同比增长2%；出口126万吨，同比增加7.7%。

我国大规模开发利用天然气的条件已经成熟。在全球天然气发展的大格局下，中国能源结构“气化”进程也在明显加快，我国能源管理部门和能源企业已经意识到了发展天然气的重要意义，中国已经随着世界的脚步走向以气为主的能源结构调整新阶段。未来五年，天然气消费将有较快发展。 天然气主要是由低分子的碳氢化合物组成的混合物。根据天然气来源一般可分为五种：气田气（或称纯天然气）、石油伴生气、凝析气田气、煤层气和页岩气。

气田气

气田气是从气井直接开出来的燃气。气田气的成分以甲烷为主，甲烷含量在90%以上，还含有少量的二氧化碳、硫化氢、氮和微量的氦、氖、氩等气体，其低热值约为36MJ/m。

石油伴生气

伴随石油一起开出来的低烃类气体称石油伴生气。石油伴生气的甲烷含量约为80%，乙烷、丙烷和丁烷等含量约为15%，低热值约为45MJ/m。

凝析气田气

凝析气田气是含石油轻质馏分的燃气。凝析气田气除含有大量甲烷外，还含有2%～5%的戊烷及其它碳氢化合物，低热值约为48MJ/m。

煤层气

煤层气俗称瓦斯，是在成煤过程中生成、并以吸附和游离状态赋存于煤层及周围岩石上的一种可燃气体。煤层气的主要成分是甲烷(通常占90%以上)，还有少量的二氧化碳、氮、氢以及烃类化合物，其低热值约为35MJ/m。在煤层开过程中，井巷中的煤层气与空气混合形成的气体称为矿井气。矿井气主要成分为甲烷（30~55%），氮气（30~55%），氧气及二氧化碳等，低热值约为18MJ/m。

天然气是制取合成氨、炭黑、乙炔等化工产品的原料气，是优质燃料气和理想的城镇气源，也被用作汽车的燃料。我国天然气丰富，主要分布在我国中部、西部和近海3个大区。中国天然气勘探从20世纪90年代开始，40年来取得了突破性进展。截至2006年底，我国已累计探明天然气(含溶解气)地质储量6.69×10m，累计探明天然气可储量3.78×10m，累计出天然气7772.21×10m。2006年我国天然气产量为585.5×10m，列世界第11位。

另外，我国煤层气也十分丰富，主要分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔等9个含气盆地（群），其中可量为10.87×10m。我国逐步加大了煤层气的开发力度，全国已钻成煤层气勘探和生产试验井多口，最高单井日产气量达10000m以上。

页岩气

页岩气，是从页岩层中开出来的天然气，是一种重要的非常规天然气。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。较常规天然气相比，页岩气开发具有开寿命长和生产周期长的优点，大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。

随着“西气东输”和“川气东送”等长输管线的建设，部分地区城镇间输气管网的逐步展开，形成了以川渝气区环型运输管网、气田向周边放射型输送管网、“西气东输”长输管网为代表的供气格局，初步形成了连接东西、纵横南北的管输网络。我国的天然气管线已进入快速发展阶段，天然气管道里程接近3×10km，大大提高了配置能力。天然气缺乏且长输管线暂不能通过的地区，可通过运输压缩天然气或液化天然气等方式来发展城镇燃气事业。 人工燃气是指以固体、液体（包括煤、重油、轻油等）为原料经转化制得，且符合现行国家标准《人工煤气》GB/T13612质量要求的可燃气体。根据制气原料和加工方式的不同，可生产多种类型的人工燃气。

固体燃料干馏煤气

利用焦炉、连续式直立炭化炉等对煤进行干馏所获得的煤气称为干馏煤气。

用干馏方式生产煤气，每吨煤可产煤气300～400 m。这类煤气中甲烷和氢的含量较高，低热值约为17 MJ/m。干馏煤气的生产历史最长，是我国一些城镇燃气的重要气源。

固体燃料气化煤气

加压气化煤气、水煤气、发生炉煤气等均属此类。

(1)加压气化煤气是在2.0～3.0MPa的压力下，以煤为原料，用纯氧和水蒸气为气化剂，可获得高压气化煤气。其主要成分为氢气和甲烷，低热值约为15MJ/m。若城镇附近有褐煤或长焰煤，可用鲁奇炉生产压力气化煤气，这套装置可建设在煤矿附近（一般称为坑口气化），不需另外设置压送设备，可用管道直接将燃气输送至较远城镇作为城镇燃气使用。

(2)水煤气和发生炉煤气主要成分为一氧化碳和氢气。水煤气的低热值约为10MJ/m，发生炉煤气的低热值约为6MJ/m。由于这两种燃气的热值低，而且毒性大，不可单独作为城镇燃气的气源，但可用来加热焦炉和连续直立式炭化炉，以顶替出热值较高的干馏煤气，增加供应城镇的气量，也可以和干馏煤气、重油蓄热裂解气掺混。

油制气

油制气是指利用重油（炼油厂提取汽油、煤油和柴油之后所剩的油品）制取城镇燃气。按制取方法不同，可分为重油蓄热热裂解气和重油蓄热催化裂解气两种。重油蓄热热裂解气以甲烷、乙烯和丙烯为主要成分，低热值约为41MJ/m。每吨重油的产气量约为500～550 m。重油蓄热催化裂解气中氢气含量最多，也含有甲烷和一氧化碳，低热值约为17MJ/m，利用三筒炉催化裂解装置，每吨重油的产气量约为1200～1300 m。

与其它制气方式相比，生产油制气的装置简单，投资省，占地少，建设速度快，管理人员少，启动、停炉灵活。油制气既可作为城镇燃气的基本气源，也可作为城镇燃气的调度气源。

中、小燃气厂也可以石脑油（粗汽油）作为制气原料。与重油相比，石脑油有如下优点：含硫少，不生成焦油，烟尘及污水等，气化效率高。

高炉煤气

高炉煤气是钢铁企业炼铁时的副产气，主要成分是一氧化碳和氮气，低热值约为4MJ/m。高炉煤气可用作炼焦炉的加热煤气，以使更多的焦炉煤气供应城镇。高炉煤气也常用作锅炉的燃料或与焦炉煤气掺混用于工业气源。 液化石油气是开和炼制石油过程中，作为副产品而获得的一部分碳氢化合物。

国产的液化石油气主要来自炼油厂的催化裂化装置。液化石油气产量通常约占催化裂化装置处理量的7%～8%。液化石油气的主要成分是丙烷、丙烯、丁烷和丁烯，习惯上又称C3、C4，即只用烃的碳原子数来表示。这些碳氢化合物在常温常压下呈气态，当压力升高或温度降低时，很容易转变为液态。从气态转变为液态，其体积约缩小250倍。气态液化石油气的低热值约为100MJ/m。液态液化石油气的低热值约为46MJ/kg。 增效天然气：是指天然气经过与增益剂经过混合，产生一种新型燃气，能够减少切割成本，提高切割质量，还能减少碳排放。天然气与增益剂混合后，氧气中燃烧温度比天然气可高400-600℃，完全可以取代高耗能、高污染的乙炔等。神麒增益剂完全可以达到提高天然气温度，减少切割成本、提高切割效率的目的。

求，中国持续通货膨胀的原因及面对这一形势的对策。。。

天然气直供，就是用户直接向上游天然气供应商购买天然气用于生产或消费，不再转售。就字面来说，“天然气直供”最早见于2012年3月国家发展改革委下发的《关于规范城市管道天然气和省内天然气运输价格管理的指导意见（征求意见稿）》。该意见稿提出：“鼓励上游生产企业对城市燃气公司和大用户直供”。其实，就实践层面，天然气直供出现的更早。亦即2004年西气东输天然气管线投运之初，国家就在其沿线规划了10个燃气发电厂，成为国内首批天然气“直供用户”。当然，由于气源不足、气价高等种种原因，其中大多数项目投产后运作不畅。

近年来，随着天然气市场规模的扩大，天然气直供的话题再度变热。如何加快推进天然气利用，提高天然气在一次能源消费中的比重，成为各地推动经济高质量发展的自觉选择。一是作为优质高效、绿色清洁的低碳能源，天然气的自身属性，决定了天然气在治理大气污染、应对气候变化、推进能源消费革命中具有突出的比较优势；二是我国天然气进口逐渐开放，鼓励社会资本进入，国际价格持续走低，供应量大幅增长可期，具备大规模利用的基础优势；三是经济下行压力加大，实体经济用气成本增加，理顺和改革天然气价格形成机制、降低包括天然气在内的用能成本呼声日隆；四是直供用户的需求量大，具有较强的议价能力。

价格机制改革是天然气体制改革的核心内容之一。通过直供，在用户侧增加竞争性，逐步探索建立天然气价格市场化的形成机制，可以产生倒逼天然气体制改革的强大动力，成为推进天然气体制改革的一个突破口。为理顺天然气产业链各环节价格关系，2013年国家发展改革委下发《关于调整天然气价格的通知》，翌年出台《关于调整非居民用存量天然气价格的通知》，2015年3月发布《关于规范城市管道天然气和省内天然气运输价格管理的指导意见》，明确提出“鼓励上游生产企业对城市燃气公司和大用户直供，减少中间环节，避免层层转供，降低供气成本”，放开直供用户用气门站价格，进行改革试点，同年4月1日起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。2016年国家又相继出台《天然气管道运输价格管理办法》《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》《关于配气价格监管的指导意见》，要求中间销售环节不得盈利，对管输公司的盈利水平做了明确规定，“管住中间”初露端倪。“三桶油”及地方管网公司根据新的办法进行监审定价后，管输费大幅下降，城市燃气公司的配气费相应进行了调整。2017年6月，国家发展改革委、国家能源局等13部门出台《加快推进天然气利用的意见》（以下简称《意见》），明确“建立用户自主选择和供气路径的机制”，用户可自主选择方以及供气路径，减少中间环节，降低用气成本。2018年5月国家发展改革委《关于理顺居民用气门站价格的通知》出台，理顺门站价格，居民、非居民基准门站价格统一，释放降价红利。至此，天然气价格改革层层推进，促进天然气直供的政策环境、外部形势已然明朗。

国外煤层气勘探开发现状

从理论上讲，通货膨胀有可能来自四个方面：第一是作为货币现象的通货膨胀，即货币发行过多或流通性过剩，货币过多必然导致货币贬值。第二是需求拉动的通货膨胀，总需求（消费+投资+支出+净出口）超过总供给，使得物价水平上涨。第三是成本推动的通货膨胀，即在需求没有明显增加的情况下，供给方面的成本（劳动力价格，原材料价格上升）增加所导致的通货膨胀。第四是结构性通货膨胀，即由经济结构变化导致的通货膨胀，这一般是由于技术进步快进而劳动生产力提高速度快的部门，其工资增长自然很快，而落后部门或劳动生产力提高不可能快的部门，在竞争性劳动力市场中其劳动者工资也会相应提高，从而推动落后部门物价水平上涨，形成通货膨胀。

在以上四种通货膨胀中，结构性通货膨胀本应是我国通货膨胀的主因。因为我们正处于经济加速现代化的时期，在引进技术、学习效应的后发优势下，工业部门劳动生产力迅速提高，相应的农业和服务业（包括公共部门），特别是服务业（因为我国近二十年农业生产力提高也非常迅速）的劳动生产力提高较慢，必然导致农业和服务业工资增加幅度高于其产量增加幅度。虽然反映通货膨胀的CPI指标可能主要是由于食品价格上涨引起的，但是我们此轮通货膨胀的主要原因是需求拉动的，而不是经济结构性变动引起的。因为我们于上世纪90年代末，在东亚金融危机后持续地实行了拉动需求特别是内需的政策。当然到目前为止，内需特别是最重要的消费需求却仍然没有拉动，占GDP比例越来越低，拉动的只是投资、购买和净出口，并导致了经济过热和经济结构失衡。

按照凯恩斯理论，经济萧条或经济紧缩时期，应实行扩张需求的财政政策，包括增加开支（购买和转移支付）、减税或实行投资津贴。需求由消费需求、投资需求、购买和净出口（外部需求）构成，长期以来我国最主要的问题是消费需求不足。在国有和关键产业国家垄断，从而收入分配差距过大、绝大多数居民收入过低的情况下，消费需求是难以拉动的。拉动消费需求最有效的办法是增加转移支付（特别是建立基本的社会保障）和减税。但是，90年代末的扩大内需政策却并没有选择减税和建立社会保障的方式，而是取了增加居民支出项目、降低存款利率的逼居民增加消费支出的方式，此外还有实行消费信贷（住房、汽车等大宗消费分期付款和抵押制度）政策。增加居民支出项目的政策，主要体现在医疗、住房和教育（高校收费和扩招）三项改革，实质上是放弃责任。但这几项改革，不仅不会拉动居民消费需求，反而会抑制居民消费。因为在收入不增加的情况下，开支的增加特别是未来预期开支的增加，会使居民的预算更紧张，从而使消费紧缩。

从近年能源利用结构看我国能源政策取向

目前，美国、加拿大、澳大利亚、英国、德国、波兰、捷克和印度等国家的煤层气勘探开发活跃，由于各国的煤层气条件、技术水平、政策等方面的差别，其发展状况有所不同。

（一）美国

美国有较丰富的煤层气，2001年，据美国天然气研究所评价，在17个含煤盆地或地区中，煤层气量为21.2×1012m3。煤层气主要分布在西部的落基山脉中、新生代含煤盆地，在这一地区集中了美国近85%的煤层气，其余15%分布在东部阿巴拉契亚和中部石炭纪含煤盆地中（表2-2）。美国煤层气主要赋存在1500m以浅的煤层中，其中粉河盆地中的煤层气主要赋存在1000m以浅的煤层中。目前，落基山脉中、新生代含煤盆地群不仅是美国煤层气最为富集的地区，而且是煤层气勘探开发最为活跃的地区。

美国是世界上开煤层气最早和最成功的国家，其煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模发展始于80年代。年共有煤层气井2 840口，1990年上升到2 982口，1995年增到7 256口井，2000年13 986口，生产井数几乎每五年翻一番。

美国的煤层气探明可储量增长迅速，1989年仅有1103.4×108m3,1992超过了4000×108m3，达到4054.1×108m3,1999年突破6000×108m3,2004年已接近9000×108m3（图2-1）。煤层气产量在短短的几年里直线上升，从1980年的不足1×108m3，迅速上升到2004年的487.05×108m3（图2-2），占气体能源（天然气）总量的9%。美国有完善的天然气管道系统，生产的煤层气大部分都进入天然气管网销售给燃气公司，矿井抽放的煤层气有的直接供给坑口发电厂，或与煤混合燃烧作为锅炉燃料。

图2-1 美国煤层气历年累计可储量直方图（美国能源情报署，2004）

表2-2 美国含煤盆地煤层气概况＊

图2-2 美国煤层气年产量历年变化（美国能源情报署，2004）

（二）澳大利亚

澳大利亚煤炭量为1.7×1012t，平均煤层甲烷含量为0.8～16.8m3/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多分布在1～10m D，煤层气量为8×1012～14×1012m3，主要分布在东部悉尼、鲍恩和苏拉特三个含煤盆地中（图2-3）。

图2-3 澳大利亚含煤盆地及其煤层气分布

16年，澳大利亚开始煤层气勘探，是继美国成功开发利用煤层气之后在煤层气勘探方面进展较快的国家之一。主要原因是澳大利亚充分吸收美国煤层气评价和勘探、测试方面的成功经验，同时针对本国煤层含气量高、含水饱和度变化大、原地应力高等地质特点进行深入研究，开发水平井高压水射流改造技术，从而在鲍恩含煤盆地的勘探上取得了重大突破。澳大利亚的一些矿井已广泛应用水平钻孔、斜交钻孔和地面空区垂直钻孔抽放技术。1987～1988年期间，已经用地面钻井方法在煤层中出了煤层气。2000～2001年，仅昆士兰的鲍恩盆地用于煤层气勘探的费用就达4440万美元，占该盆地全部1.2亿美元勘探费的37%。昆士兰天然气公司已经在靠近Chinachill的Argyle-1井取得煤层气生产成功，日产气量超过28320m3。目前，煤层气的勘探和生产已经成为昆士兰的石油和天然气工业的基本部分。1998年，澳大利亚煤层气产量只有0.56×108m3,2004年，煤层气产量为12.8×108m3，已进入商业化开发阶段。澳大利亚目前的煤层气开发活动主要在东部沿海地区开展，因主要城市和工业区分布在东部沿海地区，煤层气的开发和利用具有巨大的潜在市场。

（三）加拿大

据估计，加拿大17个盆地和含煤区煤层气量为17.9×1012～76×1012m3，其中阿尔伯达省是加拿大最主要的煤层气基地。

加拿大煤层气开发的起步时间比较晚，基本与我国开展煤层气工作的时间相当。1987～2001年，加拿大仅有250口煤层气生产井，其中4口单井产气量达到2000～3000m3/d。由于多年来加拿大一直支持煤层气的发展，一些研究机构根据本国以低变质煤为主的特点，开展了一系列的技术研究工作，例如在羽状水平井、连续油管压裂等技术方面取得了进展，降低了煤层气开成本，加上前两年北美地区常规天然气储量和产量下降，供应形势日趋紧张，天然气价格日益上升，给煤层气的发展带来了机遇，仅2002～2003年，就增加1000口左右的煤层气生产井，使煤层气年产量达到5.1×108m3，煤层气生产井的单井日产量在3000～7000m3。到了2004年，煤层气生产井已达2900多口，年产量达到15.5×108m3。

（四）其他国家

1.德国、英国与波兰

英国、德国与波兰煤层气量分别为2×1012m3、3×1012m3和3×1012m3。在煤矿区的煤层气开发和废弃矿井煤层气的商业开发和利用方面取得了很大成功，矿井煤层气抽放和利用已有多年历史，生产的煤层气主要用作锅炉燃气或供给建在矿区的煤层气电站，少量民用。目前正积极开发和应用煤层气发电新技术。煤层气地面开发在近几年才刚刚开始，为了鼓励煤层气的开发和利用，英国和波兰制订了鼓励政策。按照英国《企业投资管理办法》，开煤层气可以享受税收优惠政策，即投资者的投资可以通过减免所得税或资本红利税而得以回收。波兰给予从事石油、天然气以及煤层气勘探的企业十年免税，吸引了大量国内外投资者。

2.俄罗斯、乌克兰和哈萨克斯坦

俄罗斯煤层气量占世界第一位，为17×1012～113×1012m3。乌克兰煤层气量为2×1012m3，哈萨克斯坦煤层气量为2×1012m3。由于资金与技术上的问题，煤层气的勘探开发活动仅停留在煤矿瓦斯的处理和煤层气评价上。目前，俄罗斯和乌克兰正在制订一些税收优惠政策和管理法规，鼓励外国公司投资开发煤层气。

3.印度

印度煤层气量为0.8×1012m3，印度以竞标的方式开发若干有利区块，特别是在地质条件类似于美国的煤层气产地已确定了7个这样的地区，钻井资料表明，在这些地区每口井日产量可达5000～6000m3，高峰可达10000m3以上。印度煤层气开还存在问题：一是技术上的问题，如准确估算煤层气的含气量和渗透率；二是商业上的问题，市场问题尚未解决，管道设施也跟不上。

其他一些国家也在进行煤层气的评价和勘探，包括法国、匈牙利、西班牙、南非、新西兰等。但目前除美国、澳大利亚和加拿大外，世界上其他国家尚没有大规模开发煤层气。形成这种局面的原因可能有三点：第一，煤层气作为一种非常规天然气，其前期工作往往需要很大的资金投入，如果没有税收政策上的优惠，很难吸引资金；第二，其他国家尚不能彻底解决各自存在的具体技术问题；第三，由于煤层气本身的特殊性，从地质评价到工业开一般需要相当长的时间。

中国石油进口量与国际石油市场价格变化趋势分析

丁锋

（国土部油气战略研究中心，北京，100035）

石油自20世纪50年代成为第一大能源以来，其战略地位经久不衰，在世界各国的经济发展中越来越重要。1993～2003年，世界石油消费量从757.6百万吨增至1049.1百万吨，增长291.5百万吨；而我国从1993年再度成为石油净进口国以来，石油消费量急剧上升，从1993年的140.5百万吨上升至2003年的275.2百万吨，增长134.7百万吨（占全球总增量46.2%，比10年前增加了28个百分点），且对境外石油的依存度逐年加大，2003年达36.4%。可见，油气在我国经济发展中的作用越来越大，且已成为可持续发展战略目标和建设小康社会目标的实现的主要制约因素之一。

与此同时，受欧佩克的限产和美伊战争的影响，国际原油供应一度紧张，再加上西方有些机构的炒作，致使国际原油价格一路飙升，2003年连续突破30美元、40美元、50美元和55美元大关。面对如此高的油价和增幅如此高的石油需求（尤其是进口量大增，对外依存度已呈逐年加大的态势），人们不禁要问，我国目前的能源利用结构到底如何？如此高的油价对我国影响到底有多大？如果爆发新的石油危机，是否会对我国造成类似于20世纪70年代的石油危机对西方发达国家同样甚至更大的打击？带着这样的疑问，根据BP公司的统计资料，笔者对析了前两次石油危机时期和近10年来西方发达国家、部分发展中国家的能源利用结构和近10年来石油、天然气、煤炭消费的变化，得出了一些结论，并对我国能源政策取向和中长期发展规划提出一些建议。

一、石油危机时期部分国家的能源利用结构

第二次世界大战结束以后，无论是战胜国，还是战败国，都清楚地认识到石油在国民经济发展中的重要作用。西方国家都不约而同地加快了对石油的勘探开发。经过20多年的开发利用，在国民经济发展的同时，也逐渐形成了对石油的过分依赖，致使能源利用结构呈现出“一头沉”的现象。

如表1所示，11～12年第一次石油危机时期，美、法、德、英、日等发达国家在初级能源消费中，石油占了很大比重。比重最大的是日本（75.6%），其次是法国（66.6%）、韩国（61.9%）、英国（51.2%）、德国（47.4%），比重最小的是美国（44.2%）；而我国和印度的主要能源是煤炭（中国79.3%、印度57.4%），石油所占比重较小（我国16.2%、印度31.3%）。在随后不久爆发的第二次石油危机中（19～1980年），上述6国在初级能源消费中石油所占比重有所下降，但依然是主要能源，日本（66.4%）、韩国（62.4%）、法国（57.5%）、美国（43.6%）、德国（41.4%）、英国（40.0%）；而我国石油所占比重则上升至20.6%（印度30.7%），煤炭比例下降至73.6%（印度55.5%）。可见，发达国家经济发展对石油的依赖性相当大，这也是造成发达国家经济在石油危机时期大幅度下降的主要原因。而这期间，大多数发展中国家（如中国、印度）由于对石油的依赖性不是很大，自然受到的影响也就不大，更何况当时我国正处于改革开放初期，百废待兴，基本上没有受到什么影响。

表1　石油危机时部分国家的初级能源消费结构（%）

续表

资料来源：表中数据根据BP公司《2004年世界能源年报》计算所得。

二、近10年来部分国家的能源利用结构变化情况

在经历了两次石油危机时期对石油过分依赖的惨痛教训之后，发达国家普遍开始调整本国的初级能源利用结构（主要是运用新技术开发天然气、核能、水电等），以促进国民经济的协调发展，而发展中国家对石油的开发力度则有所加大。20多年来，虽然石油在各国的初级能源消费中仍占据主要位置，但是相对于19世纪80年代，其比重已有所下降（见表2）。与1980年相比，以2003年为例，美国消费石油比重下降4个百分点（1993～2003年基本上维持在39%左右），天然气、核能上涨4个百分点；法国的变动幅度较大，石油比重下降21个百分点（1993～2003年基本上在37%左右），核能比重上涨21个百分点（比石油所占比重还多2个百分点，已成为第一能源），煤炭比重下降10个百分点；德国石油和煤炭比重分别下降4个和13个百分点，上涨则主要是天然气（9个百分点）和核能（8个百分点）；英国在大力减少对石油（下降6个百分点）和煤炭（下降18个百分点）的依赖的同时，加大了对天然气的开发利用（上涨18个百分点），核能上涨5个百分点；日本的石油比重尽管下降了17个百分点，但依然占50%左右，天然气（上涨7个百分点）、煤炭（上涨6个百分点）、核能（上涨5个百分点）占据了日本初级能源的另一半；韩国的石油比重与日本基本一样，不同的是其利用煤炭的比重下降10个百分点，而核能的利用比重上涨10个百分点；中国和印度初级能源利用结构则变化不大，对煤炭利用的依赖性下降的幅度基本上由石油来弥补，主要能源依然是煤炭（中国67.9%，印度53.6%），石油所占比重与1980年相比没有太大变化（中国23.4%，印度32.8%），核能、天然气、水电所占的比重依然不大。

表2　近10年部分国家初级能源消费结构（%）

续表

资料来源：表中数据根据BP公司《2004年世界能源年报》计算所得。

三、近10年来石油、天然气、煤炭消费情况

目前，尽管部分发达国家对石油的依赖程度有所下降，初级能源利用结构“一头沉”的现象有所缓解，但是，石油依然是第一大能源。煤炭地位下降以后，取而代之的是天然气。以下是1993～2003年部分国家和地区石油、天然气、煤炭消费量对比情况。

1.石油消费情况

如表3所示，中国、印度、韩国、中东地区、美国的石油消费量持续增长，增幅较大的分别是：中国96%（达2.75亿吨，跃居世界第二位，占全球总消费量的7.6%），印度81%（1.13亿吨），中东地区20%，韩国33%。美国的石油消费量增幅为16%，达9.14亿吨（占全球总消费量的25.1%），依然是世界石油消费的第一大国。俄罗斯降幅最大（34%），法国、德国、英国、日本则分别有不同程度的下降，但幅度不大。与石油危机时期相比，发达国家对石油的依赖程度明显下降，发展中国家（尤其是中国和印度）依赖性却在加强。

表3　部分国家和地区10年来石油消费量情况　单位：百万吨

资料来源：BP公司《2004年世界能源年报》。

2.天然气消费情况

如表4所示，单从增长比重上看，我国增长速度最快（增幅102%），印度（89%）、中东地区（87%），美国增幅最小（5%），其他国家增长速度都不很突出。但若从消费的总量来看，则正好相反，美国（占全球总消费量的24.3%）、俄罗斯（占15.7%）、中东地区是消费大户，我国的天然气消费量也仅仅比韩国、印度多一点。

表4　部分国家和地区10年来天然气消费量情况　单位：10亿立方米

续表

资料来源：BP公司《2004年世界能源年报》。

3.煤炭消费情况

如表5所示，1993～2003年，法国、德国、俄罗斯、英国对煤炭的消费呈递减趋势（其中英国降幅最大，为27%；德国降幅最小，为11%），韩国、印度、日本、中国、美国的煤炭消费量呈上升趋势（增幅最大的韩国高达%，几乎翻了一番；美国的增幅最小，为15%；我国的增幅为40%）。我国的消费总量和增长量都居第一位，其中2003年消费总量为799.7百万吨油当量（居第二位的美国为573.9百万吨油当量），比10年前增长了229.4百万吨油当量（美国增长74百万吨油当量）。可见，煤炭依然是我国利用的主要能源之一。

表5　部分国家和地区近10年来煤炭消费量情况　单位：百万吨油当量

资料来源：BP公司《2004年世界能源年报》。

四、基本结论及相关建议

通过对世界上一些主要国家和地区在两次石油危机时期和近10年初级能源消费结构和消费量变化分析，可以得出以下基本结论：石油依然是世界第一大能源，其战略价值在短期内不会衰退；煤炭虽然在发达国家已不再占据重要地位，但在发展中国家依然占有相当大的比重；发达国家石油比重的下降量基本由天然气补充，而发展中国家对天然气的开尚在起步阶段；核能是另外一种新型能源，但由于开发技术难度大，目前只有法国的利用水平较高（2001年以后已成为本国的第一大能源），其他国家的利用程度虽有提高，但增幅并不大。可以预见，未来一段时间内取代石油、煤炭重要战略地位的将是天然气与核能。由于石油在各国初级能源结构中的比例远低于前两次石油危机时期，就算是爆发新的石油危机，对大部分国家的影响也远远达不到前两次石油危机的危害程度。

综合以上分析，结合我国全面建设小康社会对能源的大量需求，提出以下建议。

1.加强对天然气和核能的开发利用，降低对煤炭的依赖性，调整能源利用结构

这一方面是环境保护的需要，另一方面是优化能源利用结构的需要。从目前的发展趋势来看，未来一二十年内我国对石油的消费量还会增加，但总的目标应该是：到2020年，在初级能源利用结构中，石油比重不能超过30%，煤炭比重降至40%左右，核能占10%左右，天然气占15%左右，并为进一步优化能源结构、减少风险打好基础。

2.对石油开发利用的近期目标应该是建立安全供应体系，保障石油安全

我国石油安全的因素主要是国内外石油、供需状况以及石油安全对策等3大因素。我国应在准确把握国际石油市场和石油地缘政治特点的基础上，树立正确的石油安全观，取综合措施，保障石油安全。一是建立多元化的石油境外供应渠道（主要是在稳定中东的基础上，加强远东地区，开拓非洲市场）；二是加快国内油气的勘探开发，加快石油科技发展，争取在海域和南方碳酸岩盐地区有新的突破，研发替代产品能源和新能源；三是积极参与国际市场上石油期货和现货交易，从市场和竞争中获得更多的石油产品；四是加强石油战略储备和预警体系建设。

3.完善能源管理体制，实现对能源的统一管理

目前，在我国能源管理中既存在管理缺位的现象（主要表现在没有统一的能源管理部门），又存在交叉与重叠现象（石油、天然气的管理职能分别由国家发展改革委、国土部管理，同时3大石油公司也有部分职能），致使在管理和政策上难免会出现部门利益冲突和既是裁判员，又是运动员的现象发生。应该将分散在各部门的职能集中起来，收回企业保留的行政职能，树立大能源观，从国家综合利用各种能源的角度出发，组成综合的能源管理部门，建成服务型。主要职能应该是：加强对煤、电、石油、天然气等能源矿产的统一宏观调控，制定综合发展战略，实施综合管理，制定有关法律法规，打破垄断，构建市场经济条件下的价格形成机制，保证市场公平有序竞争，进行市场预测和提供信息服务等。

4.加强国内勘探开发，努力降低对外依存度

我国2003年进口原油9112万吨（今年将会超过1亿吨），占国内石油消费总量的33.1%。随着国民经济发展的需要，对进口的依赖性将会进一步加大，风险也会加大。因此，必须以“立足国内，面向国际，鼓励节约和替代，促进能源结构合理化发展”为总原则，制定新的能源发展战略。最近由国土部和国家发展改革委牵头开展的“新一轮全国油气评价”和“全国油气战略选区调查与评价”，对于在我国陆地新区和海域寻找突破很有好处，应该继续加强。并以此为契机，形成动态评价系统与调查评价数据库，长期持久地坚持下去。力争发现大油田，建立新的能源供应基地，以减少对进口的依赖程度，降低国民经济发展的风险，既促进地区间的和谐发展，又保障全面建设小康社会的需要。

作者简介

丁锋，国土部油气战略研究中心办公室副主任，助理研究员，在读博士。

俄罗斯为什么会停止对乌克兰输送天然气？

石油和天然气市场是一个最典型的全球化市场。虽然V.I.Vysotskii和A.N.Dmitrievskii乐观地估计，目前全球可开油气为5547×108t石油和634.3×1012m3天然气[42]。但是，因为油气的稀缺性、禀赋的不均衡性，以及卖方市场的特殊性，致使石油和天然气产品被国家垄断，其销售带有浓厚的政治色彩，因此使得世界油气市场的价格受控于这些国家或其组织。那么，价格变化规律也不例外。而油气价格的波动将会给石油进口的成本管理带来极大的不确定性，导致经济风险增加。

另外，石油价格与国家经济发展密不可分。据IMF公布的数据显示，原油价格每上升10%，全球的GDP会减少0.10%～0.15%[47]。2005年原油国际价格较2004年上涨42.1%，世界经济因此减缓了0.8%[48]。因此，说明油价的波动将影响到国家的经济发展，以及战略油气储备的价值。另一个值得重点关注的是世界石油市场的价格变化趋势，这将关系到中国石油进口的经济安全性。

1.国际石油市场价格变化分析

近30年来，世界油气市场的价格变化波动很大且总体呈上升趋势。从1980年以来，国际石油市场的交易价格总体呈现不断上升趋势的同时，还具有明显的其他特征。

一是不同地方的石油交易价格差别较大的同时又具有地域代表性。就BP公司2010年的世界能源报告中公布的数据来看，4个具有代表性的世界石油交易价格，即迪拜（Dubai）、布伦特（Brendt）、福卡斯（Nigerian Forcados）和西德克萨斯（West Texas Intermdiate，W T I）。它们分别代表着中东、欧洲、非洲和美洲地区的石油交易价格。基本呈现前者的石油交易价格最低，西德克萨斯价位较高的规律。但是，2005年以后福卡斯取代了高油价地位，2011年和2012年西德克萨斯取代了低价位地位（图6-3）。这与该地区的石油需求状况和油质水平挂钩，2007年后受美国金融危机影响，世界各地石油交易价格差从7.09美元/桶（2008年）降到1.96美元/桶（2009年）。同时，也应该看到美国的页岩气的开发利用，这个石油替代品对其价格的影响非常明显。

图6-3 1980-2010年世界石油交易价格变化趋势图（数据来源：BP Statistical Review of World Energy June 2013）

二是不同地域的石油交易价格差在不断地加大，同时显示价格差与价格水平有一定关系。1980年到1989年间平均价格差为2.10美元/桶、1990年到1999年为3.09美元/桶，而到了2000年至2009年间就上升为4.91美元/桶。利用1980年至2011年间迪拜（Dubai）、布伦特（Brendt）、福卡斯（Nigerian Forcados）和西德克萨斯（WTI）的石油交易价格数据，可以计算出每一年的石油交易价格极差值（图6-4），其也显示世界石油价格地区差别不断加大的趋势，尤其是21世纪以来更加明显。

图6-4 1980-2010年间世界石油交易价格极差变化趋势图

三是世界石油价格在2008年达到有史以来创纪录的油价147美元/桶。虽然2007年以后至今欧洲和美国受到金融危机的影响，经济发展呈现负增长，能源消费随之下降，但是经济发展受人关注地从西方转向了东方，中国和印度的经济发展不容置疑在该时期对整个世界经济发展起到了重要推动作用，由此也带来了对石油需求量的提高，石油使用量的增长也就从西方转向亚洲，世界对石油的总需求量增长还是基本没变，致使石油价格在该时期下降程度超出估计。

里卡多战略咨询公司在2011年公布的一项研究报告中指出，影响世界市场油价的主要因素分为供给因素、需求因素等。包括OPEC的产能、配产政策，以及石油公司在石油期货市场上的投机行为等[49]。

2.中国石油进口量与国际油价变化关系分析

世界石油交易价格的大起大落对中国产生影响的最直接途径就是中国进口石油量（表6-6）。

表6-6 中国石油进口量与油价变化趋势

数据来源：中国国土综合统计年报1990—2008，中国海关统计年鉴2008-2013，中石油网，BP Statistical Review of World Energy June 2013。

中国的石油生产与消费需求的关系从1993年开始出现不平衡以来，就不得不依靠石油的进口来弥补其差额。因此从1994年至2012年间，表6-6数据就显示随着中国年需求量的迅速提高则从国外进口石油的量逐年攀升。1996年比1994年增加了近7倍，而2004年比1994年增长了60多倍。从2000年以来，中国年进口量比20世纪90年代增长速度加快，尤其是2008年以后（图6-5）。2000年5.1294×108桶到2007年的11.9109×108桶，8年时间增长了1.32倍（表6-6）。中国石油进口量变化有3个较为明显的增长台阶，2000年、2004年和2008年（图6-5）。中国有如此强劲的石油进口需求，那么国际油价与其关系非常值得研究。

图6-5 中国石油进口量与国际石油价格变化趋势图（数据来源：BP Statistical Review of World Energy June 2013）

世界石油交易价格相对较高地区代表为西德克萨斯和布伦特价格。以此为代表，与中国石油进口量的变化规律总体趋势比较。由此（图6-4）显示，总体趋势是世界石油价格不断上升，中国的石油进口量不断提高。但是2000年至2002年，随着布伦特石油价格降低，中国石油进口量却有所减少；2009年受世界金融危机的影响，世界石油价格下跌，中国的石油进口量却一直快速增加。这可能与中国的战略石油储备基地基础设施建设陆续完工进入注油期有关。中国石油进口量变化趋势和世界油价相对较低的地区代表价格迪拜和福卡斯的变化规律与前基本相同。

从中国石油进口价格与国际石油市场价格走势比较来看，2000年至2003年间，中国进口石油的平均价格基本与国际油价的最高值持平，以后该问题有所缓和（表6-7，图6-6）。但是这个平均价格是由不同品质的原油进口金额平均而得，若低质低价的原油进口的多，那么平均价格就会下来。所以这还不能说明中国原油的进口完全抓住了国际原油市场最低价格机会了，只是已有这种倾向。

表6-7 中国石油进口平均价格与油价变化趋势　单位：美元/桶

续表

数据来源：中国国土年鉴2001-2009；中国海关统计年鉴2009-2013；BP Statistical Review of World Energy June 2013。

注：平均进价由进口量与金额计算而得。

图6-6 中国进口原油平均价格与国际油价比较（数据来源：中国国土年鉴2001-2009，中国海关统计年鉴2009-2013，BP Statistical Review of World Energy June 2013）

通过以上分析可知，中国石油进口量增加时国际油价就上升，当然这本身也符合市场经济规律。这个现象可以从两方面理解：一是，只要中国石油进口需求加大，国际市场就会提价；另一个方面也可以认为中国的石油需求对国际油价已经有了影响的力量。前者对于中国发展经济，在国际石油市场上的地位等都为威胁因素，后者则说明已有了影响市场的机会。所以应该想办法取措施，抓住该机会，以促进国家的经济发展、国际名声的提高。

天然气表面上看是俄罗斯不满乌克兰的报价，停止对乌克兰输送天然气。乌克兰又强制性地从过境的天然气里截留一部分。造成事态的升级。（欧洲四分之一的天然气来源于俄罗斯。天然气主要依靠管道运输，俄罗斯通往欧洲的天然气管道大都需要过境乌克兰）

起因、目的皆有二：

经济上：国际市场石油价格一跌再跌，俄罗斯损失惨重。俄罗斯近些年的复苏主要就是依靠石油收入。石油价格的波动已经严重影响到俄罗斯的发展，俄罗斯为摆脱困境，就想到了天然气，通过一系列的运作，以提高天然气价格，达到增加收入的目的。俄罗斯已经和一些国家达成了共识，组建类似于石油输出国组织（欧佩克）的天然气国际组织。以增强自身在国际市场上对天然气价格的话语权。

政治上：外交的背后都蕴藏着各方力量的激烈角力。俄乌两国过去同属苏联，苏联解体后，乌克兰也一直是亲俄派领导国家。2004年底乌克兰大选结果引起反对派（亲美派）的强烈不满，要求重新选举，欧美各国也发表声明拒绝承认大选结果。重重压力之下，废除原有大选结果，重新选举，反对派得以上台。这就是所谓的“橙色革命”。反对派上台后日益向美国靠拢，屏弃了过去亲俄的立场。北约东扩、在东欧部署反导系统，美国攻势咄咄逼人，俄罗斯退无可退。俄对乌克兰的“反叛”行为恨之入骨，时不时就借机会敲打敲打它。“斗气”已经不是第一次发生，也不会是最后一次。俄罗斯会利用各种手段提醒西方，俄罗斯依然强大。

最新的进展是，双方都作出了让步。俄罗斯《观点报》报道，乌克兰总理季莫申科1月19日在莫斯科出席俄乌天然气协议签字仪式后宣布，俄乌双方放弃了天然气危机期间各自向对方提出的要求，俄方不仅向乌方让利50亿美元，而且免除了此前所有的债务。乌克兰收取的俄罗斯天然气过境费也维持不变。俄方不仅拿到了天然气定价权，在过境费上也如愿以偿。

对欧洲各国的经济损失没有数据，不好说。二楼说的太过严重了，“国家处于瘫痪状态”。。。