为6000亿方天然气而奋斗（上）

制约中国页岩气开发的瓶颈主要是基础设施落后，在涪陵开发页岩气要从扩建道路、加固桥梁、建设工棚开始；为了压裂，还有建设引水工程；为了保障供电，需要完善电网设施；但最大的瓶颈是天然气的输出。中国的天然气管网都是企业自备管网，基本都是根据企业已发现资源和下游市场匹配建设的，大多都没有面向市场的余量，在新资源进入市场时，输送就成为瓶颈，加之管道都是一两个企业垄断，且相互壁垒，严重制约了天然气工业的发展，更制约了天然气市场化的进程。但是，随着基础设施不断建设完善，中国油气市场化改革不断推进，这些问题都可以迎刃而解。

四川盆地及周缘包括四川、重庆、湘鄂西和云贵北部，是我国海相页岩气富集区，页岩气地质资源量65万亿方以上，可采资源量10万亿方以上。这一地区有12个页岩气层段，已取得页岩气工业气流的含气层段有6个，其中龙马溪组中石油在四川长宁地区、中石化在重庆涪陵地区已经取得了突破。根据有关专家建议，如果继续动用龙马溪组优质页岩层面积2万平方公里，从2014年起以平均每年钻井1000口滚动勘探开发，按单井日产气6万方计算，到2020年完钻约5000口井，2020年页岩气年产能可达1000亿方。以后每年钻递补井数百口，可实现维持稳产20年。

中石化在页岩气上取得的成功是解放思想的成就，在中国工程院一群院士上书认为中国页岩气资源差，产量难以突破的氛围之下，并在安徽贵州两次钻探未能取得工业气流的压力下，坚持不懈，敢于创新，勇于担待，急国家所急，想人民所想，继承老一代石油人“独立自主，奋发图强”的光荣传统，最终获得战略性大突破。今天，中国要实现能源独立自主，需要进一步解放思想，需要坚持改革开放，需要鼓励更多的各种所有制企业参与开发、参与投资、参与创新。在涪陵页岩气突破中，中石化南方勘探公司总经理郭旭升在普光、元坝和涪陵页岩气的开发中都起到关键性作用。同时与知人善任的傅成玉董事长，对他们在页岩气开发上的坚决支持也是密不可分。傅总当年带领中海油收购优尼科，就是一种思维创新。尽管因受到美国政府和国会的阻碍而功亏一篑，但是，全世界因此了解了中海油，中国企业也因为中海油的“亮剑”而深受鼓舞，积极走向世界，融入全球化的浪潮之中。中石化在涪陵页岩气成功的关键是创新型思维和对国家民族的责任意识，我们相信中石油也绝不会落后。中石油在四川盆地及周缘地区拥有最优质的储量区块，拥有最优秀的人才和技术资源，拥有最先进的装备，和具有铁人精神最能吃苦耐劳的石油工人，没有任何道理可以认为，中石化能出气，中石油就不行。

在国家十三五规划制定中，我们有没有可能将页岩气产量1000亿方产能作为一个新的战略目标？资源是支撑的，技术工艺已经基本掌握，装备制造全球都用中国的，没有人对中国封锁技术，全世界的油服公司都渴望参与其中。中国不仅重庆有页岩气，四川、鄂尔多斯盆地、新疆、华北和中原地区都有资源禀赋，实现1000亿页岩气产能，关键是能不能吸引和鼓励更多的资金投入，通过市场竞争降低工程造价和提高资源开发效率，通过开放来激励创新，而一切的一切是改革，是体制革命。

中国能源界能不能参照改革开放时深圳特区的成功经验，在四川盆地有利区块设立国家级的“四川盆地页岩气开发综合实验区”，为页岩气开发摸索新模式、新机制、新规则，先行先试，建立国家级的页岩气开发综合实验区。推动页岩气开发，完善对资源、环境、安全的监管，促进相关财税、融资、市场创新，提供新技术、新装备、新机制应用平台，为我国油气改革开路试点。

在四川盆地页岩气开发综合实验区中，进一步开放市场，鼓励各种所有制企业参与开发和竞争，培育“鲶鱼效应”，对控制大量优质资源的央企形成必要的竞争压力，促进他们在优质区块内加大勘探开发力度，鼓励他们通过“混合所有制”吸收更多的非油气业务央企、地方国企、民营企业和外资企业参与开发投资。在技术作业服务上形成全面竞争，完善市场化竞争和资源优化配套机制。从他们未能依法完成勘探开放投入的区块中，选择2～3万平方公里优质区块重新招标，吸引国内外新兴市场化主体参与，引导创建新型混合所有制企业，靠市场优化资源配置，优胜劣汰降低开发成本。从而培植我国的新兴非常规油气勘探开发产业和油气田工程技术服务产业，增加就业，创造税收，振兴国民经济发展。

煤制气——利用方式大转型

2013年12月10日，中国石油天然气股份有限公司与大唐国际发电股份有限公司在北京签署了“煤制天然气购销协议”，输送和销售大唐国际投资257.1亿元建设的克什克腾旗煤制天然气。根据协议，预计从当年12月起，该项目将内蒙古当地丰富的褐煤转换制成甲烷含量超过95%的煤制天然气，以每天400万方的产量向北京市供气。尽管该项目曾因气化炉对煤质不适应，出现气化炉内壁腐蚀及内夹套减薄等问题导致停产，但在全国各地专家联合诊断攻关和检修改进后，于4月4日复产。这一项目标志着中国对于煤炭的利用将进入一个崭新的时代。

我国能源利用的现实状况确实是“富煤、贫油、少气”，大量直接燃烧煤炭造成严重的空气污染和温室气体排放，其实这并非是我们有意为之。煤炭资源主要集中在西部和北方经济欠发达地区，而东部沿海经济发达地区对于能源需求大，但同时缺乏能源资源。对于煤炭、电力、天然气的大规模、长距离运输成为一种不得不面对的现实选择。煤炭运输无论是铁路还是公路，都是双向运输，满载去，空车回，运输效率极低，同时消耗大量的燃油、电能等高品位高价值的优质能源，大幅度降低了整体能源利用效率，增加了能源用户的系统成本，也为国家能源安全带来深层隐患。

由于长期以来过于强调以煤为主，对于少数油气垄断企业领导缺乏进取之心，对于现行被固化的利益格局缺乏改革的决心和意愿。造成我国经济发展不得不偏重于对煤炭的依赖，煤炭在我国一次能源结构中一直占居绝对主导地位。我国现查明的煤炭储量为1.3万亿吨，预测煤炭总资源量为5.57万亿吨，2013年全国消耗原煤超过40亿吨。尽管我们经过长期艰苦的努力，2013年煤炭在我国一次能源的消费比重仍维持在65.7%。随着我国国民经济的快速发展，对能源的需求量将不断提高，而我国的能源结构特点决定了煤炭资源将在未来很长一段时期内继续作为能源主体被开发和利用。

煤炭的传统开发利用方式是影响环境的主要污染源，单位热量燃煤引起的CO2排放比石油和天然气分别高出36%和61%，由此煤燃烧释放的CO2和SO2占到全国总排放量的71%和87%。大规模直接燃烧煤炭形成的污染排放，是我国大面积雾霾的主要成因。煤炭是中国雾霾和温室气体的主要元凶，如何驾驭和清洁利用煤炭将成为关键的选择。

讨论和评价任何问题都需要一个对比基点，一些专家认为发展煤制气不减排，污染大，这些看法脱离了中国的现实状况。造成环境污染最主要的因素，是因为我们的煤炭大量由小锅炉直接燃烧。我国至少有250万台亟待淘汰的燃煤小锅炉。除了燃煤小锅炉外，中国老百姓的家庭炊事、采暖大量直接燃烧散煤或型煤。这些锅炉和灶台向低面源排放大量二氧化硫、氮氧化物、重金属、放射性尘埃和颗粒物等污染物，绝大多数锅炉仅有简易的除尘装置，基本都没有脱硫脱硝，更谈不上脱重金属。即便有简易除尘装置，也时好时坏，时开时停。这些燃煤小锅炉的终端能源转换效率极低，一般不超过40%，能源系统的综合效率不足20%。造成巨大的能源资源浪费，也排放了大量的温室气体和污染物。而天然气高效、清洁、灵活，终端利用效率远非煤炭可比。就热值计算，1000方天然气相当1吨标准油当量的原油，折合2吨原煤。而煤炭的平均转换效率不到40%，而天然气超过80%，这就相当4吨原煤，如果考虑煤炭的长距离运输和运输过程中的挥发遗撒损耗，以及工艺系统浪费，至少相当6吨5000大卡/公斤的原煤。在一些工业或化工工艺流程中，经常需要170℃左右的温度，燃煤需要建设锅炉房、煤库、化学水车间、热力管网等，而燃气仅需要一个可控的燃烧加热器，系统简单，省人省力，效率成倍提升。

2011年最后一次煤电联动，鄂尔多斯5500大卡煤炭价格300元/吨，到秦皇岛港下海价格860元/吨，到宁波港价格上升到1200元/吨，再通过陆路运输或内河航运至每个热电厂或企业锅炉房的煤价高达1400元/吨。从300元加价到1400元，1100元的运费中至少一半是油钱和电费，最终全是能耗，而且消耗的是优质的二次高品位能源。

采用加氢气化和催化蒸汽气化“一步法”直接合成天然气的工艺，具有较高的热转换效率，理论值分别为79.6%和72.7%。“两步法”的蒸汽氧气气化法是先将煤进行煤气化转化，制成合成气，再将煤气化后的合成气经甲烷化处理后得到天然气，热效率较低，也在61%。如果采用分布式能源系统或热电联产效率可以高达80%，系统效率高达48～63%，比燃煤小锅炉高1～2倍。根据广发基金研究分析，煤制天然气与其他煤化工比较也有明显优势：（1）能效较高，煤制天然气的能效可达到60%以上，而煤直接液化59%，煤间接液化42%，煤制二甲醚37.9%，煤制烯烃36～41%，煤制甲醇45%，燃煤发电40%；（2）耗水量较少，每吨煤制天然气耗水量约为6吨，而生产一吨煤制油的耗水量约为9吨，煤制烯烃约为20吨，煤制二甲醚约为12吨，煤制乙二醇约为9吨。煤制天然气耗水量最少；（3）工艺流程短，产品单一，煤制天然气的工艺流程简单，技术成熟、可靠，产品单一，易于分离提取；（4）投资较少，每万吨煤制气投资成本约为0.65～0.93亿元，煤制油为1～1.2亿元，煤制烯烃为3～4亿元，煤制乙二醇为1～1.5亿元。此外，根据有关专家测算，煤制天然气的一氧化碳转化率接近100%，氢转化率99%、CO2转化率98%、能量总有效转化率60%～65%，比生产甲醇高17%，比制成油高15%～25%，比发电高27%。

中国煤炭产业涵盖了千万人的就业，鉴于我国以煤为主的现实情况和作为工业大国的重化工业结构，决定了我国目前发展低碳能源也要把煤炭的洁净高效转化利用作为重点。积极发展气化煤基多联产，将煤炭转化为清洁高效的天然气以替代煤炭的直接燃烧，延伸产业链，将能源终端的转换利用形式彻底改变。真正落实党在“十八大”上提出的“能源生产和消费的革命”，这将是今后一段时间内煤炭工业革命的一个重要方向。

在终端能源消费中，人类不仅需要电力，也需要热能，而天然气在终端不仅可以替代煤炭产生清洁的热能，也能发电，在分布式能源或热电联产项目上，可以将发电后的废热用于供应热能，实现能源的高效梯级利用。天然气的清洁可以实现现场转换和小型化转换，避免了大电网和大热网建设和损耗，大大提升了终端能效。煤制气是将低热值、高含水、高含灰的劣质煤炭，特别是我国储量丰富的地热值褐煤创新利用形式，是煤炭资源梯级利用的重要组成部分，通过对煤炭资源多联产、全循环的战略布局，将煤炭上下游产业紧密衔接，优势互补，效益递进的循环产业链条，使产业链有效延伸和综合利用，与煤制油、煤制烯烃、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等煤化工手段一起让煤炭成为高附加值的“立体能源资源”。与其他煤化工技术相比，煤制气技术相对成熟，能源转化率高，耗水量相对较低，投资效益相对较好等优势。煤制气的副产品有煤焦油、轻质煤焦油、苯、萘、碳黑等能源和化工产品。煤制气转化过程中脱硫处理工艺，不仅可以达到减少污染，还可以生成硫磺作为副产品，为企业提高了经济效益。大唐国际克旗天然气项目净化硫回收装置已成功运行，产出硫磺纯度高达99.98%。此外，煤制气生成的CO2非常纯净，可以作为油田驱油的重要资源，在实现温室气体封存的同时，增加石油产量。

据不完全统计，截至2013年10月截止，全国投产、在建或拟建的煤制天然气项目共61个，年总产能达预计将达到2693亿方。其中经国家发改委核准的煤制天然气项目有4个，总计产能151亿方，分别是大唐发电内蒙古赤峰克旗40 亿方/年、大唐发电辽宁阜新40 亿方/年、内蒙汇能鄂尔多斯16 亿方/年和新疆庆华集团伊犁55 亿方/年项目。这四个项目在“十二五”期投产并达产的可能性较大。其中，大唐克旗项目一期13 亿方/年项目已经建成投产向北京供气，新疆庆华伊犁项目一期13.5 亿方/年工程均已建成投产。

2013年3月以来，已有8个煤制气项目陆续获国家能源局“路条”，展开前期工作。主要集中于新疆伊犁、准东、塔城和内蒙古鄂尔多斯、兴安盟等煤炭主产地，投资者以大型能源央企为主。若8个项目全部获准建设并投产，合计产能将高达720亿方/年。

国家核准与同意开展前期工作项目

2014年5月，新疆煤制气项目获得国家开发银行巨额融资，资金落实将加速项目推进。从已获“路条”项目测算，未来3年煤制气投资将超过2400亿元，煤制气项目将进入快车道。金融机构积极融资的原因是，相比之下煤制气价格更具竞争力。根据石油和化学工业规划院刘志光2009年《我国煤制天然气的发展分析》，煤制气的价格比进口管道天然气和LNG更具有竞争力。2009年煤价明显高于今天，而由于全球性的能源价格下降，使煤炭价格下降更快。目前内蒙古煤炭主要产地的煤价大大低于2009年的水平，而且还在逐渐下降。2014年5月20日5000大卡动力煤的价格只有194元吨，对应的天然气售价不到1.8元。

中国煤价与煤制气价格比较

国家发改委和能源局将逐步放松或下放项目审批权限，天然气市场价格改革已经逐步到位，煤制气的吸引力在加强。2013年7月，国家发改委推动天然气价格改革，到2015年城市门站价格将全部达到3.05～3.32元/方，煤制气相比之下更具有竞争优势。随着煤制气工艺技术的完善，预计项目建设将会加速实施，成本还会继续下降。

各地城市门站天然气价格（单位：元/千方）

煤制气项目投资虽大，根据《南方周末》文章介绍，国家发改委核准的煤制天然气项目已达十个，总产能935亿m3/年，投资金额超过3200亿元。但根据刘志光的研究，在煤炭价格300元/ 吨，气价2.1元/方，内部收益率仍高达10%以上，这与大多数基础能源效率8%的收益率比较，具有很大吸引力，特别是现在煤炭企业处于极为困难的时刻，投资煤制天然气将吸引更多的大型煤炭企业。

水资源短缺一直都是制约西部煤化工发展的瓶颈，更是发展煤制气最大的限制条件。水资源的落实与否从根本上决定了煤化工和煤制气的发展步伐。在煤化工项目中，水主要用作反应原料和冷却，一部分水作为原料被消耗掉，大部分水是用于冷却，企业需要进行节水改造，实现水的闭路循环和空冷。根据内蒙古低碳发展研究院测算，不同煤制气工艺每千方的耗水量在5～7吨，1个40亿方的煤制气项目，年耗水量最高达2800万吨。每方煤制气耗水7公斤，折717克/kWh。如果进行必要的节水措施，可以降至每方5公斤水，及512克/kWh，这一指标虽远高于页岩气开发的耗水量，但却明显低于燃煤火电机组和核电的耗水量，甚至低于空冷燃煤火电机组的耗水量。如果用水资源消耗作为评估依据，发展煤制气比发展“燃煤火电+特高压”更加合适。褐煤含水量高达30～37%，煤炭中的内水在煤制气工艺流程中是可以回收利用的，而中国有大量褐煤资源，将褐煤转换煤制气各家科学合理。

耗水量对比

 2020年中国能够建设完成多少煤制气项目，落实多少产能？ 2013年10月在西安召开的中国国际石油化工大会上，中石化长城能源化工有限公司副总经理，煤制气专家何祚云分析提出：“到2020年中国煤制气产量或可达到1000亿方/年，考虑到届时中国天然气需求可能超过3000亿方以上，煤制气将有可能占到中国天然气消费总量的1/3，与进口天然气（包括管道气和LNG）、自产气（包括常规和非常规天然气）形成三足鼎立之势”。从目前中国资源配制制约，市场需求，行业现状和已经实施的现状分析，中国到2020年实现1000亿方煤制气的产能不是天方夜谭，700亿方的产量目标是有能力实现的一个目标。

进口LNG

给俄罗斯带来压力不仅来自中国内部的技术创新和工艺革命，也来自全球天然气新的市场变化。第四个促使俄罗斯做出决定的因素是全球迅速增加的LNG产量和贸易量。2005～2008年，卡塔尔人以先见之明和胆大包天的战略预期，聘请美国公司设计建造了超级规模的LNG生产线，该生产线比当时最大的液化装置产能还要大50%，同时建造了以Q-Flex和比常规LNG船装载量多80%的Q-Max两种超大规模的LNG运输船，一举改变了全球天然气供应格局，成为全球举足轻重的LNG供应国。2012年，卡塔尔LNG的出口量达到1054亿方，达到全球LNG跨国交易量3279亿方的32%。2011年日本福岛核事故发生后，日本弃核而转向天然气发电，包括日本在内的整个亚洲地区的LNG进口规模迅速增加，使卡塔尔赚的半满钵满。

卡塔尔的成功刺激了全世界的天然气资源国家，首当其冲的是澳大利亚。这个热衷于将经济融入亚洲的白人国家，在建的天然气液化产能约有6200万吨/年，接近900亿方，预计2014年至2018年将全部投入运行。LNG替代的不仅是煤炭，也将大规模替代高价值的石油，这让全世界天然气资源国看到巨大的市场前景。澳大利亚桑托斯公司位于昆士兰州的Gladstone LNG项目的两条生产线将在2014年晚些时候投产，这两条生产线的合计产能为780万吨/年。澳大利亚已有3个LNG液化厂投产，7个液化厂在建设中，另外有12个液化厂处于规划审批阶段。其中，雪佛龙主导的2个大型LNG项目正在澳大利亚开展，投资总额超过800亿美元。澳大利亚陆上常规天然气、煤层气、深海天然气全面开花，现在又开始转向页岩气。据美国能源信息署（EIA）数据，澳大利亚的可采页岩气储量约有12.37万亿方，为美国可采储量18.83万亿方的三分之二。摩根士丹利预计澳大利亚LNG出口量大幅攀升将使该国经济转型，并称澳大利亚最早能在2017年，而非普遍预期的2030年，取代卡塔尔成为全球最大的液化天然气出口国。

LNG产量全球性迅速增加的主要背景是天然气开采技术的全面进展，而美国是这一革命的领导者。在美国页岩气革命成功后，美国能源部也核准了一批LNG出口项目。目前为止，美国有2亿吨/年，约合2754亿方/年的页岩气出口申请仍在期待批准之中。据英国剑桥能源研究中心相关研究预测，到2020年，美国将有7300万吨/年，约合3685亿方/年的产能将获放行。

美国“能源独立”让加拿大如临大敌，长期依赖美国市场的加拿大能源工业面临巨大压力，不得不寻求自救。迄今为止，加拿大已批准7个LNG出口项目，产能超过6200万吨/年。若加拿大到2020年的出口能力增加到每年2000万吨，那么到2020年整个北美地区的LNG出口能力将达到9500万吨/年，约合每年4000亿方/年的天然气出口量。

俄罗斯诺瓦泰克公司2013年12月发布公告，俄罗斯亚马尔液化天然气公司董事会通过决议，确定开发南坦别伊凝析天然气田，截止到2013年底，该气田已探明可采天然气储量为9270亿立方米。亚马尔决定在北冰洋亚马尔半岛修建LNG液化厂。该厂3条LNG液化线年产1650万吨，2017年正式投产，并建机场海港等基础设施，使用16艘具有破冰能力的ARC-7级LNG运输船，具有全年向国际能源市场运送LNG能力。投资总额269亿美元，其中诺瓦泰克占80%，法国道达尔占20%。此后，Gazpom宣布将在2018年之前在海参崴建造一座年产能为1,000～1,500万吨的LNG液化厂。Rosneft也宣布和埃克森美孚将在库页岛建设一座LNG厂，2018年起年产500万吨LNG。据《华尔街日报》2014年6月22日报道，诺瓦泰克公司已与中石油签订协议，将向后者出售亚马尔LNG项目20%权益。

澳洲和北美LNG项目之外，其他天然气资源供应国液化厂都在建设中，产能合计约2700万吨/年。俄罗斯、东非、塞浦路斯等国有望再增7100万吨/年。过去两年，全球LNG供应量2.4亿吨。到2020年，全球LNG国际贸易规模有望翻翻，世界都关注中国的市场潜力。

在天然气资源国大规模建设LNG出口设施的同时，消费国的LNG接收站终端和再气化产能也在加紧建设。全球在建的再气化产能约为1亿吨/年，其中拉丁美洲约2900万吨，欧洲约2300万吨，其他全部集中在亚洲，占项目的近半。

2020年美国如果能够落实7000万吨/年LNG投放国际市场，这部分资源的价格将与亨利中心气价挂钩。目前，美国的天然气价格为4～6美元/MMBTU，制成LNG将再加3美元左右的液化成本以及相应的运输成本，到亚洲的运费在1.2～1.4美元，之间的利益空间巨大。过去亚洲的LNG市场的操控者是日本，自私自利的日本人为保证自己的利益，在LNG的全产业链都大规模投资占股，再以一个高达16～20美元/MMBTU 的JCC（Japan Crude Cocktail）价格采购，从而遏制亚洲的韩国、印度和中国这些后来的采购者。日本的做法导致亚洲其他国家LNG采购成本居高不下，而日本不仅可以保障自己天然气被优先供应，还可通过投资收益对冲气价。人算不如天算，到美国天然气大规模出口时即便美国市场气价会上涨，但JCC气价机制将会被彻底冲击，出口亚洲LNG继续享受高溢价的时代将会终结。美国最早批准的两个LNG出口项目，其签约方分别为印度天然气公司（GAIL）、韩国天然气（KOGAS）、日本的大阪燃气和中部电力这些亚洲重要的LNG采购商，美国低廉的天然气对于亚洲LNG市场将影响巨大。

与亚洲的日本、韩国相比，中国是国际LNG贸易中的新兵。2006年，深圳大鹏LNG接收站正式建成投运，中国第一次靠船运进口了LNG。根据统计，2012年，中国LNG进口量达到1460万吨，2013年预计将达到1800万吨，仅次于日本和韩国，全球排名第三，但是中国是全球增长速度最快，增长潜力最大的市场，对全球所有LNG生产商都具有无与伦比的吸引力。中海油、中石油和中石化已经签署了一系列LNG的长期供应协议，根据已经公开的信息和不完全统计，到2020年中国将进口天然气总量5635万吨，折合764亿方天然气。

中国已确定和在谈判的LNG进口协议项目

中国沿海的LNG码头建设热火朝天，到2020年至少可以气化1亿吨LNG，约1440亿方天然气。LNG接收站实际接受能力与气化能量不是等量关系，未来大量的LNG是作为车船加注燃料直接替代燃油，不需要在接收站气化，LNG也大量使用液体运输，在需求侧气化，所以接收站的实际接受能力将可以成倍增加。

中国沿海部分LNG接受站

中国油气的市场化改革正在深入，放开LNG进口权管制，并针对进口LNG开放管网，将吸引民营企业参与LNG经营。新奥、广汇已先行一步，分别计划在浙江、江苏参与建设LNG接收站。与三大国有油企不同，民企机制相对灵活，更适应未来现货交易日趋增长的国际LNG市场。允许民企在国际市场采购的LNG通过三大企现有LNG接收站进入天然气管网，在长输管网到达的区域进行气态交付，进入全国市场。此举不仅有助于缓解高峰期间全国天然气市场的紧张局面，也可以增加市场参与主体，促进国内天然气市场贸易的正常发育，还天然气资源的市场属性。

进口LNG来源