中国天然气行业发展战略

一、让天然气在能源竞争中占上风

当人们开始为一个没有石油供应的世界未雨绸缪时，天然气成为面向未来的燃料。尽管只占全球商用能源消费量的2.5%，相比煤炭和石油，天然气有三个主要优势：相对清洁，单位热值高，以其为燃料的发电厂可在很短时间内建成。全球大量的天然气储量已被探明，这些储量主要集中在俄罗斯(占总储量的27%)、伊朗(15%)和卡塔尔(14%)。

1980年代，为了减少对石油的依赖，西欧、日本对天然气的使用量激增。1990年代，对天然气优点的认识使它在全球的使用越来越广泛。中国的天然气使用起步较晚，消费的大幅增长在2000年后才开始出现。现在，在南亚和东亚的许多国家，天然气在能源消费中所占比例都在持续增加，2005年中国天然气消费的年增长率为20%。但天然气依然仅占中国商用能源消费总量的2.7%，而印度为8.5%，整个东南亚为10%。

尽管存在很多优点，天然气使用也有其自身的局限性：需要基础运输设施的大量投入和终端市场的拓展。天然气只能通过两种方式大规模远途输送：管道运输和船运液化天然气。这两种方式都需要大规模投资，考虑到开发天然气田所需的投入，投资者需要确信当天然气生产出来时存在市场需求。

天然气的主要用途是发电、城市能源供应和石化 行业 ：每一项都要求投入巨资兴建工厂和购置用气设备。消费者需要在确保他们投资以后，天然气的价格可以接受，稳定供应得到保障。此外，他们需要被激励和引导于投资天然气工厂和燃气设备，而不是继续使用常规能源，如煤炭和石油。

多年来，中国大规模的天然气生产局限在四川和大庆，天然气也大都就地使用。1990年代初期，陕西省主要气田的发现使天然气作为重要能源更加可行。尽管持续的勘探将会增加新的储量，但按世界标准，中国永远不可能成为一个主要天然气生产者。国内天然气或者开采条件不佳，或者距离消费市场过远，或者两者兼而有之，造成国内天然气价格偏高。这是中国政府推广天然气使用的最大困难。

如果煤炭供应充足、价格便宜，那消费者为什么要选择使用天然气？虽然环保的优势显而易见，但政府并没有一个明确的财政激励政策来鼓励过去燃煤的城市、电厂和工业开始用气。实际上，中国的天然气定价机制无论对生产者还是消费者依然是不够透明的，这也给投资项目的可行性评价带来困难。

缺乏价格手段，中国政府不得不依靠行政措施和劝说手段来推进天然气使用，同时，敦促石油公司加速开发气田和铺设输气管道。结果通常是在市场还没完全开发时，天然气田就已经开始生产，管道也已铺设到城市。陕京管线、青海到兰州的管线，以及近期报道的东海春晓气田都是这种情况。现实中另一种情况是，企业先建立了燃气电厂，然后发现承诺的天然气供应不能得到保障。

系统的天然气政策的缺失还表现在多变的天然气进口计划。早在1990年代后期就可得出判断：如果仅靠国内天然气资源，中国不能在2020年将天然气消费增加到整体能源消费的7%，天然气进口不可避免。

2006年5月中国首个接收进口液化天然气的工厂在广州投入使用。该厂天然气来自澳大利亚，供应合同在天然气价格非常低的时候签订。第二座工厂位于福建，2007年投产，二期项目于2012年投入使用。2004年，全国有至少十座进口天然气接收站在筹备中，但今年中国政府把在2010年建成的接收站数目减到了五座。理由是目前天然气价格过高——需求激增造成了其价格的大幅增长。1990年代后期以来，全球范围天然气的地区批发价已经增长了三倍以上，而液化天然气价格翻倍。同时通过天然气管道从俄罗斯进口天然气的计划被再次推迟。

中国政府曾经计划将天然气消费从1998年的200亿立方米提高到2010年的700-1000亿立方米，预计届时天然气将占到能源总消费量的5%。2005年，天然气消费达到了470亿立方米，比2004年提高了80亿立方米，增加部分全是国内产量。因此，700-1000亿立方米的目标是可以达到的，特别是考虑到两个液化天然气进口接收站的使用。但是达到能源消费总量5%的目标看来是不可能的。因为天然气消费增长速度仅仅略微超过整体能源消费的速度。天然气所占比例从1990年的2.1%提高到2000年的2.4%，2005年仅为2.7%。中国不可遏制的能源消费增长减弱了天然气在国家的能源领域占有更重要地位的可能性。

中国政府在为提高天然气生产和消费方面取得成就感到欣喜的同时，应该意识到显然距实现在2020年将天然气消费比例提高到7%的长期目标还有很远。鉴于中国经济的特点和可获得廉价煤炭的情况，单纯靠行政措施鼓励天然气使用不可能获得持久的效果。

要想在天然气方面获得成功，政府需要采取三种措施。首先，政府需要确定明确的天然气生产和消费的政策，以提供给产业链上的各级投资者稳定和透明的激励。特别重要的是政府应着手制定廉价、污染的煤炭和高价、清洁的天然气之间的竞争关系。其次，政府需要控制总体能源需求的增长，寻求多样化的节约能源政策。第三，政府应当接受进口天然气必定昂贵的事实，而且应了解到对保护环境而言这是值得付出的代价。

二、破解天然气时代中国遭遇的困局

1、天然气时代的中国困局

虽然中国并未直接卷入“天然气欧佩克”风波，但国际社会为天然气市场格局潜在变化而进行的暗中较量也时刻牵动着我国市场的神经。

作为未来有望与石油“平起平坐”的重要资源，天然气被业界认为是本世纪消费量增长最快的一种能源。从2004年12月l日，随着举世瞩目的“西气东输”工程全线贯通，中国的能源消费进入了一个新的时代——天然气时代。特别是近两年来，中国天然气消费呈现几何数增长态势，天然气供应缺口也日渐加大。记者从中国天然气市场主要供应商——中国石油天然气集团公司了解，我国天然气消费重点省市的领导近年来频频造访中国石油，要求增加对本省市的天然气供应量。

我天然气资源十分有限。目前国内主要以小气田为主，开发难度较大，成本也较高。2010年我国天然气需求将达1100亿立方米，而届时国内天然气生产所能提供的只有900亿立方米，天然气供应缺口达200亿立方米；2015年我国天然气需求将达1200亿立方米，而国内生产能提供的只有1600亿立方米，供应缺口达400亿立方米；而到2020年，我国天然气供应缺口将至少达到800亿立方米。

除了有限的供给以外，我国天然气资源的分布不均使得天然安全问题十分突出。据了解，目前我国天然气资源主要集中在北方，而主要消费市场却在中部，管道运输的方式只能保证管道沿线城市的天然气供应，而其他非沿线的中小城市则不能从中受益。此外，在天然气的长距离输送过程中，安全问题也显得尤为突出。

2、中国天然气解困之路

1）进一步加强国内天然气资源勘探；

2）加大天然气进口，包括海上液化天然气(LNG)进口和陆上管道天然气进口；

3）加大与天然气替代能源——煤层气的开发和利用。要多管齐下，求解我国天然气供需困局。

近年来，以中石油、中石化、中海油三大公司为主力，我国内陆及近海天然气勘探均取得重大进展。比如，继塔里木盆地之后，在大庆油田下面又发现储量超过1000亿立方米的大气田，而四川盆地、东海等地天然气储量也十分丰富。

为了满足国内天然气市场需求的快速增长，我国天然气进口步伐进一步加快。首先，海上液化天然气(LNG)运输通道已经先行启动，我国同时通过海上通道启动多项LNG进口项目，它的气源包括澳洲等国家和地区。目前我国有11个沿海省、市、自治区计划建设大型LNG进口项目，其中广东省计划建设两个LNG项目，预计会有12个LNG项目需要国家审批。

在陆上管线运输方面，中国与俄罗斯共同签署《关于从俄罗斯向中国供应天然气的谅解备忘录》显示，从2011年开始，俄罗斯向中国市场供应天然气，每年进口量将达600亿至800亿立方米；此后不久，俄罗斯方面与中石油、中石化共同决定，首先建设全长约3000公里的西线管道，预计五年之内建成通气，年输气量达到300亿到400亿立方米。中国还与土库曼斯坦签署了天然气管道协议，土方从2009年起将每年向中国出口300亿立方米天然气。

除了大力引进境外天然气资源外，我国还在积极寻找天然气的替代性资源。据了解，“十一五”期间我国将大规模开发煤层气资源，用以弥补天然气的供应缺口。煤层气俗称“瓦斯”，其主要成分和天然气一样，都是甲烷。据中联煤层气公司有关人士介绍，我国煤层气最新探明储量是36.7万亿立方米，与陆上常规天然气储量相当，已成为仅次于俄罗斯、加拿大的世界第三大煤层气储藏国。

根据国家发改委通过的《煤层气开发利用“十一五” 规划 》，到2010年，我国煤层气产量达100亿立方米，利用量达80亿立方米，新增煤层气探明地质储量3000亿立方米，并逐步建立煤层气开发利用产业体系。

三、我国应在天然气储库建设方面予以加强

1、天然气的运输和储存条件相当特殊和苛刻，上、中、下游一体化发展成为其突出的特点。

一般把天然气的勘探开发作为上游，运输和储存作为中游，分销和终端利用作为下游。三个环节互相制约、相互依存，因而必须协调发展。天然气各环节间的"木桶效应"，使最薄弱的环节成为制约整体效应的关键因素。资源是基础、管线是纽带、市场定方向，要努力使上、中、下游各环节及从事各部分经济活动的企业在统一 规划 下多赢互利地协调发展。目前，在天然气开发和用户发展均比较迅速的情况下，要注意搞好储气库的 规划 和建设，以保障天然气产业的健康发展和应对可能出现的特殊情况。

目前我国形成了三大主要用气区：四川盆地及周缘，鄂尔多斯盆地及周缘(特别是东侧的京、津、冀、鲁)和依托西气东输干线的长江下游地区。后两个地区的用户特点是以城市燃气为主，而其中居民和服务业(包括商业)又占了很大的比重。这种终端结构造成了用气量巨大的谷峰差。如京津地区月峰谷用气量之比为6：1，日峰谷用气量之比达11：1或更高。为了保证居民用气，整个天然气工业系统考虑的不仅是年度产、输、用气量，更重要的是高峰月甚至是高峰日的用气量以及相关的输、产气量。

以陕京二线为例，设计年输气量为120亿立方米，将于2014年达到此输气量。届时用气高峰日的用气量达6483万立方米，调峰需求达38.2亿立方米。但考虑到建调峰气库的实际可能(包括库址的合理性及运行成本)，届时只能建成13.75亿立方米的工作(有效调节)库容，缺少24.45亿立方米的调节库容量。这样，就限制了陕京二线的年输气量，不能达到设计要求。这意味着：在薄利前提下设计的管线，由于实际年输气量过低而难以盈利或陷于亏损；依托陕京二线的用户如以年用气量120亿立方米来 规划 ，就会出现高峰时供不上气的情况，影响用气安全。供调节用的储气库不足，成了"木桶"上最短的一块木板，在相当程度上制约着天然气系统的整体经济效益。从保障用气安全来说，这一因素的重要性则更加突出。正是由于上述的原因，世界各国非常重视储气库的建设，目前全球地下气库的工作气量约占年销售量的15%，美国更高达20%以上。

2、在天然气系统中，输气量的调节有多种方式：

1）用气高峰时气源地产量加大，管道增压输气。这不但受产气和管线设计量本身的制约，而且在长距离输气时只能对高峰月的供气作贡献，对高峰月高峰日的调峰则难以起作用。

2）在靠近用户和主干线附近的地区建设地下气库。要实现有效的调峰，不仅要求地下气库具有有效的库容量，也要求其分布在距干线和用户较近的范围内。一般说距离干线以不超过80千米为好。地下气库的效率较高，成本较低，从全球范围看，地下气库所提供的用气量占调峰气量的80%以上。

3）在以液化天然气(LNG)为气源的天然气系统中，还可以在接收码头附近建立大型LNG储罐(群)，以调节供气量。近年来常在城市近旁建设LNG储罐、小型LNG工厂乃至高压储气罐，这对日调峰特别是小时调峰具有很显著的作用。诚然，LNG储库和高压气罐的成本是相当高的。

地下气库是采用较多而成本相对较低的方式。可以作为地下储库的有枯竭油气藏、盐穴、含水层、废弃矿坑、人造洞穴等。从全球来看，以枯竭油气田和盐穴的气库为多，成本也较低。全球已建成468座枯竭油气藏地下气库，占气库总数的76.7%。

各种形式的地下气库均有不同程度的人工建设投入。笔者认为，还可以用靠近用户的未开发和正开发的气田(藏)作为供气的调节，而不必等到气田枯竭后再注气(其中很多为"垫底气"而不能再取出)。这类气田可在高峰期开采，必要时多采，在用气谷值期不采或注气。利用已开采的盐矿或对正开采的盐矿加大开采量，有意识地扩大盐穴，形成库容，是一种行之有效的建库方式。我国在轮台-上海管线建设中，曾提出近百个选择点，目前已选中金坛盐矿作为地下气库。

地下气库的调峰成本虽然比地面气罐相对较低，但实际上，调峰的成本在全部气价构成中还是占有相当大的份额。以华北地区为例，若建立40亿立方米有效工作气量的地下气库，需40亿-50亿元投资，相当于再建一条陕京线。每立方米供气成本要因此而上升0.5元-0.6元。

在"气化山东"战略实施过程中，也要考虑建设地下气库，主要用于调峰和应对供应中的意外情况。比较现实的方案是利用盐矿建设地下气库。山东境内有许多盐矿，有的尚未被开发利用。其中胜利油区内及附近就有若干矿点分布。山东是个历史久远的矿业大省，有许多采空的矿山，也应通过普查而从中筛选出可作地下气库者。

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