为6000亿方天然气而奋斗（下）

进口管道天然气

在双方讨价还价不断博弈了10年之后，中国国家主席习近平和俄罗斯联邦总统普京共同见证了中俄两国政府于2014年5月20日，签署一份被称为“世纪大单”的中俄东线天然气合作项目和购销合同两份合同。俄罗斯将在未来30年的时间之内，以每年380亿方的供应量，向中国出口东西伯利亚的天然气，合同总额4000亿美元，约合人民币2.5万亿元。

半个月之后的6月4日，普京总统在阿斯特拉罕主持召开俄罗斯能源行业发展委员会上指出：俄罗斯准备满足亚洲国家对油气日益增长的需求。他说：“同中国签署长期的天然气合同后，输气系统无疑将得到扩大。当然，这要求巨额投资，但是值得。新的输送能力不仅将极大巩固我们在亚太国家市场的地位。更为重要的是，这种能力应能帮助我们让东西伯利亚和远东地区成为天然气供应地，应能给这些地区的发展注入强大动力。”会后，俄罗斯总统办公厅主任伊万诺夫描绘了俄罗斯在亚洲天然气市场实施的宏伟计划。他说：“很可能近期将与中国签署关于建设全面经西伯利亚联邦区的西线天然气管道合同。” 俄罗斯的做法是明智的，中国的民族个性是非常保守被动的，只有在“最危机的时刻”才会发出“最后的吼声”。据媒体报道，中国向俄罗斯提供了250亿美元的现金支持，如果中国将这笔钱投入到自身的四川盆地和周缘地区的非常规油气开发上，俄罗斯或将会彻底失去机会。

2003年外交部欧亚司参赞鲁桂成被任命为中华人民共和国驻土库曼斯坦特命全权大使，他一到就对当地进行了深入的调查研究。他在分析了土库曼斯坦的天然气资源和地缘政治条件后，创造性地向土库曼斯坦时任总统尼亚佐夫提出向中国出口天然气的建议，引起了土库曼斯坦方面极大的兴趣。土库曼斯坦未与中国接壤，中间还隔了乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦，跨越三国向中国输气在当时是难以想象的，需要中国外交部和发改委与相关国家和中石油进行非常复杂的协调工作。鲁大使的建议和土方的态度迅速得到我国领导人的支持，并得到相关国家的积极响应。

2003年6月，在胡锦涛主席访问哈萨克斯坦时签署意向协议，支持哈萨克斯坦国家石油天然气公司与中石油开始对输气管道项目可行性研究，与此同时，中国与其他中亚国家继续进行协商。2006年4月3日，中国与土库曼斯坦签署了输气管道建设与长期天然气供应框架协议。2007年6月，土库曼斯坦总统古尔班古雷?别尔德穆罕默多夫在访华期间签署了加速该天然气管道项目建设的协议。 7月，土库曼斯坦正式加入中哈石油天然气管道项目。2007年11月8日，哈萨克斯坦石油公司与中石油签署管道建设的原则性协议。2007年8月30日，土库曼斯坦境内188公里管道开工建设。2008年6月30日乌兹别克斯坦境内段开工建设。 2008年7月9日哈萨克斯坦境内段开工建设并于2009年7月完成一期工程。2009年12月12日，胡锦涛主席在访问哈萨克斯坦期间，全线竣工。12月14日，管道全线通气仪式在土库曼斯坦阿姆河右岸巴哥德雷合同区第一天然气处理厂举行。胡锦涛主席同土库曼斯坦总统别尔德穆哈梅多夫、哈萨克斯坦总统纳扎尔巴耶夫、乌兹别克斯坦总统卡里莫夫共同出席通气仪式，中国—中亚天然气管道A线初试运投产。2009年底中亚管道 B线完成全线焊接工作，A、B线全面竣工后，为期30年，每年向中国输送300亿方中亚天然气，相当于2007年我国天然气国内总产量的一半左右。

中亚天然气管线的建设取得了巨大成功，为中亚地区的稳定繁荣带来深远利益。2011年11月中国与土库曼斯坦签署了2012年9月开工建设中亚天然气管道C线的协议，C线与A、B线并行铺设，全长1830公里。完工后中亚国家将再对中国每年增供250亿方天然气。2013年9月3日，习近平主席在阿什哈巴德同土库曼斯坦总统举行会谈时提出深化两国合作六点建议，要求加快推进中亚天然气管道C线建设并尽早启动D线建设。根据两国关于建立战略伙伴关系的联合宣言，D线定于2016年建成通气，届时中国从中亚方向进口天然气总量将达到年供气850亿方的能力，其中土库曼斯坦650亿方，哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦各100亿方。2014年6月1日，中国石油和中亚合作伙伴联手建设的中亚天然气管道C线宣告投产，到2015年即可形成年输气550亿方天然气的规模。

土库曼斯坦拥有世界第二大气田加尔金尼什，包括南约洛坦、奥斯曼、米纳拉等卫星气田，而且勘探面积不断扩张，目前气田尚处于开发初期。在2008年，最初估计气田原始地质储量为14万亿方，现在已增至21.2万亿方。尽管与卡塔尔和伊朗共有的北方气田及南帕尔斯气田相比还有差距，但已超过世界第三的俄罗斯北方的乌连戈伊气田。加尔金尼什气田深4500米，硫化氢与CO2等杂质含量8%～14%，采收率可达70%。气田位于土库曼斯坦东南部，接近约洛坦市，与另一个大气田雅什拉相距仅几公里。雅什拉气田的储量估计也有5万亿方，储量排世界第12位。土库曼斯坦还有一个储量全球排第14位的大气田道列他巴德。《业界燃气情报》周刊认为，加尔金尼什和雅什拉两个气田的天然气储量已经足够供应欧洲、伊朗、中国、俄罗斯以及土阿巴印管道几十年。

乌兹别克斯坦也拥有较丰富的油气资源，是中亚地区未来油气增长的重要国家。据乌2005年预测数据，天然气储量为5.9万亿方，原油为8.17亿吨，凝析油为3.6亿吨。到2008年底，在5个主要油气产区共开发了211个油气田，其中108个为天然气和凝析气田，103个为油气田、凝析油气田和油田。其中有50%以上被开发，35%正处于开发准备阶段，其他还处于勘探阶段。2011年乌兹别克斯坦天然气开采量为630亿方。2010年6月，中石油与乌兹别克斯坦国家石油公司（Uzbeknefte Gaz）签署一份框架协议，每年从乌进口100亿方天然气。据海关数据当年8月，中国开始从乌进口天然气。据乌兹别克斯坦方面预测，到2016年，乌向中国出口天然气有望达到每年250亿方，如果能够实现中亚向中国的输气量将增加到每年1000亿立方米。

哈萨克斯坦油气资源十分丰富，油气探明储量居世界前列，仅次于中东、拉美部分国家、俄罗斯和美国。在国家储量平衡表中共有214个油田，112个气田和57个凝析气田。哈国家储委批准的探明天然气储量3.7万亿方，其中，溶解气2.4万亿方，游离气1.3万亿方；潜在的和预测的天然气资源量达8.6万亿方。在现已探明的70个具工业级别储量的气田、凝析气田及油气田中，天然气储量主要集中在大型和特大型油气田中，仅卡拉查干纳克和田吉兹两大油气田的天然气储量就占哈国总储量的52%。哈萨克斯坦油气部长卡拉巴林2014年5月27日称，到2030年，哈天然气开采量将达600亿方/年，与目前的400亿方/年相比增长50%。但届时，向地下回注的天然气将达250亿方（2014年预计为118亿方）。哈萨克斯坦已形成的天然气产量210亿方，到2030年将达350~400亿方。该国对于增加天然气向中国的出口量非常积极，希望在中亚管线上形成100亿方出口量。

2013年10月20日，中石油在广西贵港市点燃了来自缅甸孟加拉湾的天然气，这标志着经过3年艰苦施工的中缅天然气管道干线全线建成投产。该管道油气平行，每年向国内输送120亿方天然气，2200万吨/年原油。从缅甸西部海岸皎漂港，横贯缅甸，经云南、贵州、广西和重庆4个省区市，终点位于我国广西贵港。缅甸境内全长771公里，原油管道国内全长1631公里，天然气管道国内全长1727公里。由中国、缅甸、韩国、印度四国六方投资建设完成。总投资为25.4亿美元，其中天然气管道投资额为10.4亿美元，石油管道投资额为15亿美元。缅甸天然气储量位居世界第10，已探明天然气储量为2.54万亿方，已探明原油储量32亿桶。近年来，缅甸每年生产原油4000多万桶和天然气80多亿方。缅甸目前仅有的两个主要近海天然气项目，其中雅达纳（Yadana）气田的经营者是道达尔公司，2011年产量达79.4亿方；耶他根（Yetagun）气田的经营者是马来西亚国家石油公司，产量为41.6亿方。缅甸2010年出口天然气124亿方，其中供应泰国90亿方。2013年将从韩国大宇国际公司开发的海上瑞（Shwe）气田通过中缅管道出口天然气，初期为50亿方，然后将扩大至120亿方，中国将超过泰国成为缅甸天然气的最大买家。

中石化集团2013年10月28日曾发布消息，该公司与蒙古国矿产部在北京就双方合作建设煤制天然气项目合作签署备忘录。蒙古国矿业部国务秘书2014年5月宣称，为落实蒙总理访华期间签署了年产150亿方煤制天然气项目备忘录，已组建工作组展开工作。工作组已接待中方2~3个调研小组，基本完成对矿山的调研，对水资源的调研也在进行中。目前的工作目标是于7月底完成预可研。该项目将利用蒙古国非常丰富的煤炭资源和北部的水资源，每年用煤5000~8000万吨转换生产煤制天然气，预计项目投资约300亿美元。一部分煤制天然气用于保障蒙古国内需求。目前蒙古国内的天然气需求为20亿方，预计大部分将出口给中国。

中国管道天然气进口预期（单位：亿方）

年份	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2019	2020
中亚A线	48	168	150	150	150	150	150	150	150
中亚B线			85	120	150	150	150	150	150
中亚C线					35	70	250	250	250
中亚D线								300	300
缅气管线				12	39	40	120	120	120
俄气东线								380	380
俄气西线									300
蒙古煤制气									130
乌兹别克预增量									150
管道气（高目标）	48	168	235	282	374	410	670	1350	1930
管道气（低目标）	48	168	235	282	374	410	670	1350	1350

根据上述数据推算，到2020年中国通过陆路管道进口天然气量最高将可能达到1930亿方/年，这其中包括不确定的蒙古国煤制气、乌兹别克斯坦250亿方中的150亿方预增气量和还没有签署协议的中俄西线。上述气量如果没有落实，进口量基本仍可保障1350亿方/年。实际上，俄罗斯西线的资源更加有障碍，进入中国境内与现有西气东输管道进入中国东部市场的速度可能快于东线。俄计划建设的东西两条天然气输气管线都将有较大的冗余能力，未来都存在进一步扩大向中国出口的条件。

中国周边国家供气及预期（单位：亿方）
 

 

年份	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2019	2020
俄罗斯								380	680
土库曼斯坦	48	168	235	240	240	350	350	650	650
哈萨克斯坦				1.6		100	100	100	100
乌兹别克斯坦				28.3	100	100	100	100	250
缅甸				12	39	40	120	120	120
蒙古煤制气									130
合计	48	168	235	282	379	590	670	1350	1930

国产常规天然气

 

在“十五”和“十一五”规划期间，我国的天然气产量从2000年的272亿方/年，增长到2010年的1038亿方/年。其中地面抽采瓦斯15亿方/年和矿井瓦斯利用的75亿方/年。在中国致密气一般被列入常规天然气，故可以归入常规天然气的产量为948.5亿方/年，年均增长13.31%。到“十二五”结束的2015年，国内天然气产量1760亿方/年，比2010年增长169.6%，五年平均增速13.17%。其中，常规天然气约1385亿方；煤制天然气约150～180亿方；煤层气地面开发生产约160亿方。此外，页岩气产量目标为65亿方。常规气从949亿方到1385亿的5年平均增速为7.88%。

中国各五年规划平均增速与十三五预期

 

五年规划	九五	十五	十一五	十二五	十三五
末年天然气产量（亿方）	272.0	493.2	948.5	1385	2000
五年平均增速	8.73%	12.75%	14.07%	7.86%	7.62%

 

如果我们将“十三五”常规天然气增长目标确定为新增2000亿方，年均增速仅需要维持在7.63%的水平，大大低于过去20年的平均值。根据BP数据，2012年中国天然气探明储量为3.1万亿方，储采比为28.9年。当年，美国的储采比为12.5年，加拿大为12.7年，英国为6年，欧洲最主要的油气生产国挪威也仅仅18.2年，亚洲的天然气生产国马来西亚也只有20.3年。中国维持如此高的储采比是没有必要的，说明中国的天然气存在较大的增产潜力。中国不仅是一个非常规天然气资源丰富的国家，常规天然气也十分丰富。常规天然气资源总量根据国土资源部数据为56万亿方，根据国家能源局数据为52万亿方，随着我们在油气领域改革开放的深入，在勘探开发中不断解放思想，不断技术进步，不断鼓励各方投入，中国的天然气可采资源量一定会不断增加。

2013年，中国的新增天然气探明地质储量6164.33亿方，新增天然气探明技术可采储量3818.56亿方。而2012年全国天然气年探明地质储量保持“十五”以来的高速增长态势，天然气勘查新增探明地质储量9612.2亿方，同比增长33%，居我国历史最高水平。新增探明技术可采储量5008.0亿方，同比增长36%。中国新增探明的地质储量和技术可采储量持续快速增加，国家还将进一步鼓励多元化和市场化的竞争来增加勘探投入。2012年就发布了《国家能源局关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》，提出将支持民间资本进入油气勘探开发领域，与国有石油企业合作开展油气勘探开发，以多种形式投资煤层气、页岩气、油页岩等非常规油气资源勘探开发项目，投资建设煤层气和煤矿瓦斯抽采利用项目。最近，习近平总书记提出：加大油气资源勘探开发力度，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系。并要求积极推进能源体制改革，抓紧制定石油天然气体制改革总体方案。这无疑将促进中国天然气的勘探开发速度。

中国天然气探明储量和剩余储量推算（亿方）
 

 

年	新增探明 地质储量	新增探明技术可采储量	天然气 产量	天然气剩余地质储量
2006	5815.97		586	24490
2007	6178		692	29976
2008	6472		803	35645
2009	7234		853	42026
2010	5945.5	2875	948	47024
2011	7659.54	3956.65	1027	53656
2012	9612.2	5008	1072	62196
2013	6164.33	3818.56	1210	67151

煤层气

 

据国家油气资源评价显示，我国2000米以浅煤层气地质资源量36.81万亿方。从技术上看，20年内可被勘探开发；2000到4000米范围的煤层气资源量约为50万亿方，这部分埋藏较深的资源由于开发成本较高，在短期内难以利用，但随着技术的进步和成本的降低、气价提高，在未来也有可能得以开发利用。

中国3000米以浅煤层气资源量
 

 

深度	储量（万亿)	占比
1000米以浅	14.3	26.0%
1000～1500米	10.6	19.3%
1500～2000米	11.9	21.6%
小计	36.8	66.9%
2000～3000米	18.2	33.1%
合计	55

根据美国成熟地区煤层气采收率估计，一般煤层气资源可采系数在10%～50%之间，中值为30%，据此推算中国2000米以浅煤层气可采资源量约10万亿方。有专家测算，按45%资源量可转化为探明储量推算，可转化煤层气资源量为16.6万亿方，可采储量按50%计算，约为8.3万亿方。按照平均年产量500亿方计算，储采比可达160余年。中国煤层气资源更加靠近东中部地区人口稠密地区的市场，如果技术能够突破其经济效益将极为突出。

中国2000米以浅煤层气资源分布
 

资源分布	储量（万亿)	占比
东部地区	11.3	30.7%
中部地区	10.5	28.5%
西部地区	10.4	28.3%
南方地区	4.6	12.5%
合计	36.8

“十一五”期间，煤层气开发从零起步，施工煤层气井5400余口，形成产能31亿方。2010年，煤层气产量15亿方，商品量12亿方。新增煤层气探明地质储量1980亿方，是“十五”时期的2.6倍。2010年，煤矿瓦斯抽采量75亿方、利用量23亿方，分别比2005年增长226%和283%。山西、贵州、安徽等省瓦斯抽采量超5亿方，晋城、阳泉、淮南等10个煤矿瓦斯抽采量超1亿方。煤层气（煤矿瓦斯）利用范围不断拓展，广泛应用于城市民用、汽车燃料、工业燃料、瓦斯发电等领域，煤矿瓦斯用户超过 189万户，煤层气燃料汽车6000余辆，瓦斯发电容量超过75万千瓦，实施煤矿瓦斯回收利用CDM项目60余项。低浓度瓦斯发电开始推广，风排瓦斯利用示范项目已经启动。“十一五”期间，累计利用煤层气（煤矿瓦斯）95亿方，相当于节约标准煤1150万吨，减排CO2总量14250万吨。

但存在勘探投入不足，抽采条件复杂、利用率低、关键技术有待突破等一系列问题。到制定规划当年，煤层气探明地质储量2734亿方，仅为预测资源总量的0.74%。煤层气和煤炭是同一储层的共生矿产资源。长期以来，两种资源矿业权分别设置，一些地区存在矿业权交叉重叠问题，煤层气和煤炭协调开发机制尚未形成，既不利于煤层气规模化开发，也给煤矿安全生产带来隐患。

我国煤层气开发利用大体可分为三个阶段：

第一阶段（20世纪50~70年代末）：为减少煤矿矿井瓦斯灾害的井下抽放与利用阶段，这一阶段所抽放的瓦斯基本上都排放到大气中，很少进行利用。

第二阶段（20世纪70年代末~90年代初）：为煤层气勘探开发试验初期和煤层气井下抽放利用阶段。我国先后在抚顺龙凤矿、阳泉矿、焦作中马村矿、湖南里王庙矿等矿区地面钻井40余口，并且进行了水力压裂试验和研究。同时，井下抽放和利用项目进一步展开，至1993年，井下抽放系统年抽放量达4亿方，部分地区已开始将其用于工业和民用取暖。

第三阶段（20世纪90年代初开始至今）：为煤层气勘探开采试验全面展开和井下规模抽放利用阶段。这一阶段开始引进国外煤层气开发技术，开展了煤层气的勘探试验，取得了突破。煤炭、地矿、石油系统和部分地方政府积极参与此项工作，许多国外公司如美国Texaco、Arco、Phillips、Greka石油公司及澳大利亚的Lowell石油公司等也积极投资在中国进行煤层气勘探试验。

经过多年努力，我国煤层气井下抽放利用形成一定规模。至2000年底，全国已有184座煤矿建立了井下抽放系统和地面输配气系统，年抽放量达8.58亿方，其中抚顺和阳泉矿区的年抽放量均超过1亿方，2004年全国煤层气抽采量已突破16亿方，2008年全国煤矿瓦斯抽采量53亿方，与2005年相比增幅达130%；利用量16亿方，与2005年相比增幅达160%；地面煤层气产量为5亿方，是2005年的14倍。2009年上半年，全国瓦斯抽采量32.4亿方，利用量10.7亿方。截止2009年7月份，累计施工煤层气井3400多座，产能达到25亿方。国家电网数字显示，截止2009年7月，国网经营区域内已有江西、山西等10个省（市、区）拥有煤层气发电站，装机570台，总容量48.4万千瓦。

“十二五规划”确定到2015年，煤矿瓦斯事故起数和死亡人数比 2010年下降40%以上；煤层气（煤矿瓦斯）产量达到 300亿方，其中地面开发160亿方，基本全部利用，煤矿瓦斯抽采140亿方，利用率 60%以上；瓦斯发电装机容量超过285万千瓦，民用超过320万户。“十二五”期间，新增煤层气探明地质储量1万亿方，建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地。

规划建议支持建设两个煤层气产业化基地：

沁水盆地煤层气产业化基地。沁水盆地位于山西省东南部，含煤面积2.4万平方千米，埋深2000米以浅煤层气资源量 3.7万亿方，探明地质储量 1834亿方，2010年已建成产能25亿方，初步形成勘探、开发、生产、输送、销售和利用等一体化产业基地。“十二五”期间，建成寺河、潘河、成庄、潘庄、赵庄项目，加快建设大宁、郑庄、柿庄南等项目，新建马必、寿阳、和顺等项目。项目总投资 378亿元，到2015年形成产能130亿方，产量104亿方。

鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地跨山西、陕西、内蒙古三省区，含煤面积 2.5万平方千米，埋深1500米以浅煤层气资源量 4.7万亿方，探明地质储量818亿方，已建成产能6亿方。“十二五”期间，建成柳林、韩城—合阳项目，加快建设三交、大宁—吉县、韩城—宜川、保德—河曲等项目，新建临兴、延川南等项目，总投资 203亿元，到2015年形成产能57亿方，产量 50亿方。

其他地区煤层气开发。加快辽宁阜新、铁法矿区煤层气开发，推进河南焦作、平顶山、贵州织金-安顺等项目开发试验。项目总投资 23亿元，到2015年，形成产能9亿方，产量6亿方。

十二五煤层气产业化基地
 

产业基地	单位	沁水盆地	鄂尔多斯盆地	其他	合计
含煤面积	万平方公里	2.4	2.5		4.9
浅煤层气资源量	万亿方	3.7	4.7		8.4
探明地质储量	亿方	1834	818		2652
2010年已建成产能	亿方	25	6		31
项目总投资	亿元	378	203	23	604
2015年形成产能	亿方	130	57	9	196
2015年煤层气产量	亿方	104	50	6	160

中国工程院2012年编制了《我国煤层气开发利用战略研究》。该研究显示，到2030年，我国煤层气产量有望达到900亿方。中联煤副总经济师、政策研究室主任李良也认为，未来的20年将是煤层气快速发展期，不过类比美国页岩气开发进程，他预计到2035年中国煤层气产量将有望达到630亿方。但中国煤层气实际开发进度非常慢抽采160亿方目标根本无法完成。

2013年全国煤层气勘查新增探明地质储量235.77亿方，其中，中石化102.39亿方，占43.4%；中联煤133.38亿方，占56.6%。煤层气新增探明技术可采储量117.89亿方，其中，中石化51.2亿方，占43.4%；中联煤66.69亿方，占56.6%。全国截至2013年底，煤层气累积打井12547多口，煤层气产量29.26亿方，同比增长13.7%。其中，晋煤集团14.2亿方，占47.6%，利用量9.8亿方；中石油8.6亿方，占29.4%，利用量也为8.7亿方；中联煤5.78亿方，占19.8%；中石化0.21亿方，占0.7%。

2012年全国瓦斯矿井8997处，占全国矿井73.3%；高瓦斯矿井2093处，占17%；煤与瓦斯突出矿井1191处，占9.7%。随着国家要求瓦斯排采，煤矿死亡人数已经从2005年的3306人下降到2013年的1067人。2013年我国瓦斯井下抽采量108.87亿方。虽然“十二五”地面抽采规划无法完成，但到2015年煤矿瓦斯抽采量140亿方目标有可能超额完成。从2009到2012年，我国地面煤层气产量以每年平均5亿方左右的速度增长，从2009年的10.17亿方增长到2012年的25.73亿方；而井下抽采煤层气以平均每年10亿方左右的速度增长。

中国煤层气井下和地面抽采量

 

年	2009	2010	2011	2012	2013	2014 （预计）	2015 （目标）	2020 （目标）
井下抽采量	61.72	69.63	85.4	100.3	108.87	155	160	200
地面抽采量	10.17	15	23	25.7	29.26	39	140	100
合计	71.89	84.63	108.4	126	138.13	194	300	300

煤层气生产是有规律的，钻井压裂之后，要先抽水，半年之后出现稳定增长，一年半以后达到高点。华北油田长治煤层气分公司的产气量到2014年5、6月出现较大增长，预计能达到日产10万方左右，全年实现产量2600万方，去年只有450万方。

2006~2007年期间，亚美大陆煤层气公司在美中能源合作潘庄区块内成功实施了6口多分支水平井，取得单口井日产煤层气10万方，六口井平均每口井日产量达5万方，创造了中国煤层气产量最高记录。2007年亚美公司获得国家发改委能源局为潘庄中外合作煤层气项目签发的，中国第一个煤层气商业开发进入前期工作的批准文件。2014年6月10日，亚美公司宣布其负责运营的潘庄和马必合作区块联合总产量于6月8日突破100万方/日。

有一个名不见经传的小公司——北京溯清希至科技公司，在山西潞安承包建设了30口井，平均每口井从钻井压裂到完井的全部投入为250~300万元，单井保证日产气1000~1500方，基本上2年内可回收投资。若中国已打的12500口煤层气井都能实现每天1000方煤层气产量，就意味着中国的煤层气产量可以达到每年45亿方。2013年5月，由山煤国际参与出资，山西能源产业集团和中石油研发的水平井技术，在实验室取得成功，突破8000方/日。煤层气开发瓶颈主要是技术制约，如果国家能够组织联合攻关，针对中国的煤层地质条件和煤层气特点进行有组织的技术突破，并将相关成果共同分享，中国的煤层气产量将会有较大的突破。即便在现行体制不改革，技术无较大突破的条件下，2020年中国的煤层气利用也应该完成2015年的规划目标。中国天然气基础设施不配套也是制约煤层气发展的瓶颈，目前正在加速进行配套建设，为煤层气的突破性发展奠定基础。

全国煤层气管网建设情况
 

建成煤层气管道	输气能力 （亿方）	在建煤层气 管道	输气能力 （亿方）
韩城-渭南-西安	20	保德-原平	14
西气东输支线	32	柳林-太原	10
李庄-晋城-长治	10	吉县-临汾	10
端氏-晋城-博爱	20
保德-隰县-柳林	20
合计	102	合计	34

 

美国对煤层气的关注也始于20世纪50年代，70年代开始认识到煤层气作为可以经济利用的能源资源，特别是80年代，石油天然气公司开始注意到这一非常规天然气的商业价值，开始大规模的投入，取得了工业性突破；90年代以来，美国进入煤层气开发高潮，煤层气产业得到了突飞猛进的发展。1989年为26亿方，2000年美国煤层气的产量发展到390.5亿方，2005年达到491亿方，占美国天然气产量的9%。2008年，美国煤层气产量是556.7亿方，占美国天然气当年产量的9.6%。2013年由于页岩气的巨大突破，导致更多的企业转向页岩气开发，但仍维持453亿方的产量。

美国能够做到的，中国为什么不能做到？关键是体制机制问题。长期以来没有解决市场、技术、投资的创新力问题，以为交给大公司就能解决问题，大量资源长期集中在一些国有垄断央企，没有很好地发挥地方中小企业和民营企业的创新力，没有充分发挥市场配制资源的决定性作用，导致技术迟迟无法突破。自2012年以来，由于美国页岩气革命导致国际煤炭价格极速下降，煤炭企业普遍陷入困境，前途渺茫，转型压力和转型意愿都非常强劲，由煤向气将是一个积极的选择。国家决定到2015年底在全国范围内关闭2000处以上小煤矿，而这些煤炭完全可以，也完全应该成为封井瓦斯生产井，不仅可以充分利用资源，而且可以保障地方和原矿井的经济来源。封井瓦斯是欧洲关闭煤矿时采用的非常好的一种资源再利用技术，由于井下面积大而通道容量也大，其生产效率也大大高于普通的煤层气井。

如何确定十三五煤层气产量目标，将具有极大的不确定性。即便不考虑体制改革的因素，业内一般认为地面抽采的煤层气应该在150亿立方米左右，井下抽采也可以达到150～200，总量有可能达到300～400亿立方米。

生物质天然气

不久前，为完成国家能源局一项关于城镇化能源消费研究任务，在中国燃气的配合安排下，我们对广西进行了两次深入调研。调研小组在深入基层的研究中发现，生物质天然气将有可能成为中国一个巨大气源。中国不仅可以大规模地利用农业废弃物生产天然气，而且可以利用一些盐碱地或经常淹没性土地大规模“种植天然气”，将天然气产业与农业、农村、农民有机结合，使中国的城镇化过程中，让城镇拥有“永不枯竭的天然气田”，让农民不仅是商品能源的消费者，还是清洁能源的生产者。

截止到2009年广西累计建设户用沼气池355.3万户，沼气池入户率44.4%；大中型沼气工程613处，小型沼气工程1623处；农村沼气乡村服务网点4748个，县级服务站31个；推广省柴节煤灶744.6万台。目前，已建成的农村能源设施投入正常使用后，已形成年节约能源量656万吨标煤，并通过沼气带动养殖业、种植业的发展。但是，广西发展沼气问题也非常突出，主要是小农经济式的一家一户为主体的生产模式，已经不能适应今天国家新型城镇化建设进程，无法建立专业化的服务体系和可持续的经营模式。农民家中的沼气池出现了“政府不断投资，农民不断挖池，大家不断废弃”的无效浪费模式。

武鸣县安宁淀粉有限公司正在利用木薯制淀粉和酒精废水中的有机物生产沼气。根据董事长刘族安介绍，该公司每天处理5000吨淀粉废水，1000吨酒精废水，并使用部分木薯渣，日产5万方沼气，沼气甲烷含量55%～60%，每天可提纯生产2.5～3万方商品级天然气。安宁公司2011年4月建设了年产600万方车用CNG工程。该公司采取“公司+基地+农民”发展模式，与当地农民利益紧密联系，受到地方政府大力支持。木薯渣和酒精废水提纯天然气成本2.15元/方，其中电费0.69元，设备折旧0.6元，人工0.24元，管理费用0.2元。该公司对市场的CNG销售目标价格为2.7元/方（含税）。

广西木薯废水生产生物质天然气量核算
 

项目	单位	木薯制酒精	木薯制淀粉
干木薯处理量	吨	1	1
高浓度COD废水	吨	10	15
每吨废水生成沼气	方	12	8
可生产沼气量	方	120	120
可提纯生物质天然气	方	72	72
2013年广西处理干木薯总量	万吨	200
产酒精淀粉比例		28%	72%
可生产生物质天然气	万方	4032	10368
合计	万方	14400
广西城镇人均耗气量	方/人•年	35.5
保障供气人口	万人	405.63
2015年广西处理干木薯总量	万吨	300
可生产生物质天然气	万方	21600
保障供气人口	万人	608.45

 

根据研究，每吨干木薯制酒精可排放10吨COD浓度的有机废液，每吨木薯制淀粉可排放15吨COD浓度的有机废液，而每吨木薯变酒精废液可产生12立方米的沼气，每吨木薯制淀粉废液可产生8立方米的沼气。处理1吨木薯可生产沼气120方，提纯商品级天然气72方。广西是我国木薯生产的第一大省，2005年种植面积460万亩，占全国的74%；年产鲜薯559万吨，占全国的76%。同时也是国内最大的木薯加工产区，现有淀粉厂、酒精厂等木薯加工企业近200家。2005年总产木薯淀粉47万吨，占全国总产的69%。

能够生产天然气的不仅是木薯，甘蔗糖蜜也是非常好的原料。我们在调研中访问了武鸣蛟龙酒精能源有限公司，该主要利用糖蜜生产酒精，利用糖蜜酒精废水生产沼气。甘蔗糖蜜是在制糖工业将压榨出的甘蔗汁液，经加热、中和、沉淀、过滤、浓缩、结晶等制糖工序之后，所剩下的浓稠液体。据该公司薛丽君总经理介绍，5吨糖蜜可生产1吨酒精，同时生成10吨废水。每吨废水可生产350方沼气，可提纯200方左右商品天然气。糖蜜750～800元/吨，提纯后的商品天然气出厂价格一般不会超过2.3元/方。也就是说，1吨糖蜜生成2吨废水，可生产400方商品级的生物质天然气。据蛟龙公司介绍，目前榨糖工艺流程中采用硫酸，影响甲烷菌繁殖。该公司正在研究“无酸复合酶替代硫酸”工艺，每吨酒精提高工艺成本60元，可减少硫酸30元，实际成本只增加30元。如果这一工艺突破，对全国糖蜜制酒精工艺进行改造，每一个酒精厂就可以成为一个生物质天然气工厂。根据中国糖蜜网数据，中国每年生产糖蜜450万吨，中国的糖蜜资源中57%用于酒精生产，为256.5万吨，可生产10.26亿方天然气。据估算其中广西占68742万方，可满足1936万人的生活用气。

中国糖蜜资源量

产地	单位	全国	广西	云南	广东	海南
产量	万吨	450	301.5	76.5	54	18
占比		100%	67%	17%	12%	4%

除利用木薯和甘蔗废弃物资源外，可以大规模种植甜高粱。一亩甜高粱1天合成碳水化合物可生产3.2升酒精，而玉米只能生产1升，小麦0.2升，其光合转化率高达18～28%。雅津甜高粱株高达到5米，最粗的茎秆直径为4～5厘米，茎秆含糖量很高，含糖分大约14%左右，可与甘蔗媲美，榨后同样会有大量糖蜜。甜高粱可生食、制糖、制酒，也可以加工成优质饲料，同时也是沼气生产的优质原料。两季亩产最高可产高粱杆20吨，产高粱籽450公斤。蛟龙公司在厂区周边种植了几十亩甜高粱，单季亩产6吨。该公司在广东湛江实验种植，单季亩产达到8～10吨高粱杆，600斤高粱籽。高粱籽是酿酒的优质原料，市场价2元一斤，种植高粱仅粮食收入就达到2400元。如果高粱杆每公斤收购价格能到0.1元，收入可以增加1200～2000元，农民增收问题将会大幅度提升。使用甜高粱秸秆制沼气，即可以直接使用青储秸秆，也可以利用榨糖后秸秆发酵，同时还可以利用青储秸秆喂牛之后的粪便污水，非常灵活。

此外，还可根据各地情况种植非粮高产作物，如：苏丹草、芒草、黑麦草等，这些作物产量极高，既可作为饲料，也可作为燃料，同时还是非常好的沼气原料。苏丹草年产3.5吨/亩，喜湿热、耐干旱；芒草年产4吨/亩；黑麦草年产5~10吨/亩。广西、海南等地还是中国香蕉的主要产区，香蕉收割后的香蕉秆也可生产沼气，根据一些实验，每克干物质可生产沼气0.273升，其产气潜力非常巨大。

当然，生产生物质天然气真正的大头还是秸秆。据2010 年统计，全国秸秆理论资源量为8.4 亿吨，可收集资源量约为7 亿吨。当年，秸秆综合利用率达到70.6%，利用量约5 亿吨。其中，作为饲料使用量约2.18 亿吨，占31.9%；作为肥料使用量约1.07 亿吨（不含根茬还田，根茬还田量约1.58 亿吨），占15.6%；作为种植食用菌基料量约0.18 亿吨，占2.6%；作为人造板、造纸等工业原料量约0.18 亿吨，占2.6%；作为燃料使用量（含农户传统炊事取暖、秸秆新型能源化利用）约1.22 亿吨，占17.8%。如果将作为燃料、食用菌生产以及还田使用的秸秆都可以回收利用转换沼气，作为饲料的秸秆也以养殖废弃物形态转换沼气，如此算来直接和间接可以利用的秸秆或与秸秆相关的废弃物，以及一些养殖种植垃圾和水生废弃物可超过7.5亿吨，可转换商品气1732亿方。

习近平总书记当年在陕北延安延川插队时，就带领梁家河村农民大力兴建沼气。至今梁家河村口立有一块碑，碑文是这样写的：“70年代初，为了响应国家大力发展农村沼气的号召，在时任村支书习近平同志的带领下，建沼气池60口，这口沼气池是保留的其中之一。1975年8月，全省沼气现场会在这里召开，村上做了经验介绍。

中国如果将7.5亿吨秸秆在生产成为沼气之后，可以生成3.75亿吨沼渣有机肥料。沼渣中的主要养分含量有：30～50%的有机质、10～20%的腐殖酸、0.8～2.0%的全氮、0.4～1.2%全磷、0.6～2.0%的全钾。每亩地施用1000公斤沼渣（湿重），可给土壤补充氮素3～4公斤、磷1.25～2.5公斤、钾2～4公斤。尿素含氮量为45%，相当于6.7～8.9公斤尿素。3.75亿吨沼渣可以替代近300万吨尿素。不仅节约了大量制造化肥的石油、天然气和煤炭，而且可以解决中国大量使用化肥造成土壤退化板结问题，使土地恢复生机活力。

生物制沼气和生物提纯天然气技术在西方发达国家已非常成熟普遍，设施都能够长期稳定生产，大量工业化的分布式产气设施星罗棋布在城乡地区，基本实现无人值守，已经成为主要的生物质能源转换利用方式。2011年欧盟沼气产量为201.7亿方，其中德国的沼气产量为101.4亿方，占欧盟沼气生产量的50.27%。美国2011年沼气产量为126亿方，比2010年增长12.6%。中国2011年沼气产量约为200亿立方米，比2010年增加25%以上。

瑞典是沼气应用发展最快的国家。瑞典沼气年总产量2.3亿立方米，其中约60%产量源自200多家市政污水处理厂的污泥消化池，30%源自垃圾填埋场以及工业污水处理厂，10%源自混合消化厂。瑞典有900万人口，目前已有40多家沼气提纯工厂，车用沼气消费量已经超过天然气用量。2008年，瑞典60%的车用燃气来源于生物质天然气，全国有1.7万辆生物质天然气汽车。瑞典的沼气在2050年前后将全部取代天然气，资源的理论潜力为年产100亿方提纯生物质天然气，目前开发率仅10%左右。

2010年，德国已有5000座大型沼气工厂，大量用于分布式热电联产。2009年沼气发电装机容量达1597MW，超过水电，仅次于风电。预计到2020年，沼气发电产能将占总发电产能的10%。近年来，德国开始转向经净化和提纯成为生物质天然气后，直接注入天然气管网或用压缩罐送至汽车CNG加气站。据德国能源署资料，2010年已建成和在建的沼气提纯入管网工程有28处，项目规模每小时加工200～5000方不等。德国沼气协会估计，到2020年，生物质天然气将提供全国天然气消费量的20%，2013年德国天然气消费量为752亿方，预计生物质天然气届时将超过150亿方。

英国利用30万公顷的休耕土地种植能源作物，如青贮玉米、甜菜和黑麦草等进行轮作，年可产沼气相当于960万千瓦时的能量，折算300万方天然气。沼气分布式发电利用后，可满足220万户家庭用电需求，并提供相应的热能。印度的规模化沼气工程数量已达3380处。2007年底，甘蔗主产区马哈施特拉邦的三家榨糖厂利用德国技术和资金，将甘蔗酒精的废渣、废液处理作沼气发酵原料，分别建设了3个大型沼气工程。产生的沼气被纯化后装罐运至孟买等城市，替代天然气给大轿车提供燃料。

据《2010～2015年中国农村沼气行业深度调研与发展前景分析报告》预计，2010年和2015年，中国规模化养殖场畜禽粪便资源实物量将分别达到25亿吨和32.5亿吨，约可产出沼气1500亿方和1950亿方（折合天然气900亿方和1170亿方），分别相当于替代标准煤2.4亿吨和3.1亿吨。另外，中国城市垃圾和生活污水也潜藏着丰富沼气资源。2020，中国沼气开发量将达到270亿方（折合天然气162亿方），是2000年4倍之多，增长率为9.1%，大大超过化石燃料（煤、油气）增长速度，相当于2122万吨标准煤量，也就是约3000万吨原煤数量。1吨猪粪的产气量约为60方沼气，2013年11月中国养猪的存栏达到4.7亿只，平均10头猪每天可生产1方沼气；每天就是4700万方。每头奶牛粪便可以生产1方沼气，2013年全国奶牛存栏1440万头，每日可产沼气1440万方；目前全国的养鸡存栏在14亿只左右，每吨鸡粪可产能沼气250方，1万只鸡每天1吨鸡粪，平均每天生产鸡粪量14万吨，每天可产沼气3500方。

据城乡建设部数据，截至2014年3月底，全国城镇累计建成污水处理厂3622座，污水处理能力约1.53亿立方米/日（558.45亿立方米/年），较2013年年底新增约430万立方米/日。其中，设市城市除西藏自治区日喀则市、海南省三沙市外，全部建成投运城镇污水处理厂，共计2051座，形成污水处理能力1.26亿立方米/日（460亿立方米/年）。1381个县城建有污水处理厂，占县城总数的85%，累计建成污水处理厂1571座，形成污水处理能力2758万立方米/日。根据调研结果显示，湿污泥（含水率80%）产生量突破3285万吨。我国污水处理厂所产生的污泥，有80%没有得到妥善处理，污泥随意堆放及所造成的污染与再污染问题已经凸显出来。

全国还在加速建设完善污水处理工程，根据中国首家成功投入商业运行的北京高碑店污水处理厂沼气发电工程的沼气系统的数据推算，中国的城镇化建设项目中污水处理厂污泥可以生产14亿方商品级天然气资源，这些资源可以在污水处理厂发电，也可以投向市场。

全国污水处理厂污泥沼气生产商品天然气量

 

项目	单位	北京高碑店污水处理厂数据	单位	全国城镇化人口数据推算
服务人口万	万人	240	亿人	7.31
设计日处理最大规模	万吨/日	100	亿吨/日	1.53
设计最大沼气产量	方/日	53000	万方/日	811
甲烷含量		60%		60%
最大天然气转换量	方/日	31800	万方/日	487
最大天然气年供应量	万方/年	1113	亿方/年	17.76
实际日处理规模	万吨/日	78.62	万方/日	1.26
实际日运行产气量	方/日	25000	万方/日	668
折算天然气量	方/日	15000	万方/日	401
年产气量	万方/年	525	亿方/年	14

垃圾填埋场生产沼气量更加可观，根据广州大田垃圾填埋场沼气生产数据推算，中国城镇化过程中已有7.31亿人口在城市居住，实际享受到城镇化生活品质的居民超过8.5亿人口。垃圾如通过规范填埋能生产沼气230亿方，转换商品天然气138亿方。

全国垃圾填埋场可生产商品天然气量

项目	单位	广州大田填埋场数据	单位	全国城镇化人口数据推算
日进垃圾量	吨/日	1600	万吨	88
年处理垃圾量	万吨/年	58.4	万吨	32169
年沼气产量	万吨/年	4.4968	万吨/年	2477
沼气比重		1.07535		1.07535
沼气量	万方/年	4182	亿方/年	230
甲烷含量		60%		60%
折算天然气产量	万方/年	2509	亿方/年	138

如果我们将中国能够利用的各种生物质资源更多地就地工业化分布式生产转化为商品级天然气，并将这些资源并入天然气大管网，利用天然气大管网为这些不稳定的资源进行调峰和优化配置，中国能够利用的生物质天然气总量就可能突破2000亿方。

部分可以商业化利用的生物质天然气资源量

项目（亿方）	沼气量	甲烷含量	天然气量
农业秸秆制沼气	2887	60%	1732
城市污水	29.60	60%	14.02
酒精废水	26.25	60%	15.75
奶牛厂	52.56	60%	31.54
养猪场	171.57	55%	94.36
养鸡场	127.75	65%	83.04
垃圾场填埋气	230	55%	126.69
合计	3525		2097

中国2011年沼气产量约为200亿方，折合120亿方生物质天然气当量，比2010年增加25%以上。如果我们经过10年的努力将产量提高一倍是完全可能的。在2020年，中国各种生产生物质天然气生产量最低限度不应低于240亿方。

2020年目标

到2015年如果计划都能按部就班完成，各种资源形成的天然气供应能力将达到3490亿立方米，虽然其中煤层气和常规天然气由于政策和改革不落实，可能存在一些问题，甚至实现的产量比原规划相差甚远，但是，保障2300万立方米的既定规划目标还是有可能实现的。

到2020年，中国究竟可以实现一个什么规模的天然气供应能力？落实一个什么规模的消费量？这不仅是一个规划层面的问题，也是一个政治层面的革命。2014年6月15日，习近平总书记在中央财经领导小组会议上指出：“能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，保障国家能源安全，必须推动能源生产和消费革命”。就此，他提出四个革命和一个合作，即：能源消费革命；能源生产革命；能源技术革命和能源体制革命，以及全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。

革命就要解放思想，革命就要破旧立新，革命就是要对既得利益的天翻地覆，在能源规划上也要用革命性的思维来解决中国能源当前面临的环境、气候和安全问题。从全方位国际合作的角度看，到2020年中国进口管道天然气和LNG总量在2075～2774亿方之间。其中管道气可能存在不确定性的资源是中俄西线管道300亿方、乌兹别克斯坦预增加的150亿方和蒙古国煤制气的130亿方；LNG方面存在的不确定性是伊朗40.65亿方和加拿大的65亿方进口气源，除此之外，到2020年三大公司已经落实的合同总量已经达到735亿。

十三五规划面临着前所未有的新形势、新变化、新局面和新思维。这一系列革命性变化是：生态文明和美丽中国大前提下的生态环境理念革命；是市场在资源配置中起决定性作用的观念革命；是消费者积极参与节能和清洁能源生产的消费革命；是能源资源和转换方式多元化的生产革命；是信息、材料、工艺在内的一系列新技术革命；是在反腐和行政改革下的去审批化的体制革命。未来政府不在“以产定销”强制性制定生产和销售计划，而是市场供需双方在技术进步的环境下进行资源配置，能源生产供应能力将不再是主要矛盾，市场消纳与价格互动，以及理念升华与环境意识的进步都将时刻影响市场。

进口天然气量

单位：亿方	进口管道气	进口LNG	合计
2020（高目标）	1930	844	2774
2020（低目标）	1350	725	2075

对于规划来说落实资源虽然很重要，但是落实市场更加重要，而且是真正的挑战，特别是进口气源都是照付不易的长期协议，一旦签署，用不用气都要支付气款；而国内页岩气、煤制气项目投资巨大，市场开发一定要与项目和管输建设同步进行。既然，十八大三中全会确定了发挥市场在资源配制中的决定性作用，那就要市场先行，根据国家可持续发展的战略目标先行落实市场和配套设施，让消费者有时间进行充分准备和必要的资本投入。

为维持中国的能源安全，天然气的对外依赖不应该超过33%。如果中国进口天然气超过2000亿方，理论上国内生产天然气的能力应该在4000亿方左右，也就是常规气2000亿方，非常规天然气2000亿方。虽然，6000亿方气似乎是一个难以实施的量，但是如果考虑1000亿方天然气进入交通替代燃油的市场，落实5000亿方市场不是一个可望不可及的目标。

中国天然气供应与消费目标

 

项目	2010	2013	2014	2015目标	2020 低目标	2020 高目标	2020 中目标
天然气供应能力	1172	1995	2345	3159	4443	7570	6511
天然气消费量	1262	1676	1930	2450	4000	6000	5500
国内天然气产量	1115	1469	1690	2181	2736	4796	4136
常规天然气(含致密气）	949	1177	1281	1385	1500	2000	2000
煤制天然气	0	0	30	180	500	1000	800
煤层气	15	29.26	39	160	100	160	100
矿井瓦斯抽采量	61.72	100.3	108.87	155	160	250	200
页岩气	0	2	15	65	200	1000	700
深海天然气			36	36	36	36	36
生物质天然气	90	160	180	200	240	350	300
国外天然气进口量	147	526	655	978	1707	2774	2375
其中进口LNG	99	244	281	568	657	844	725
进口管道天然气	48	282	374	410	1350	1930	1650

2008年到2012年的5年，中国石油消费增加了1.08亿吨，这些石油大多消耗在汽车和卡车货运上了。中国石油进口量中对中东地区依存度超过50%，几年来苏丹、利比亚、伊朗等危机，最近，这次出现的伊拉克危机，使中国企业“撤回来”成为“走出去”的必然常态。中国进口LNG的气源国家更加分散，更加稳定，更有利于国家的能源安全。如果中国将进口的700～800亿方LNG尽可能直接替代燃油，相当于7000万吨燃油。欧盟和北美沿海地区航运2017年将执行新的的环保标准，船用燃料油难以达标，货船改用更加清洁高效的LNG将成为一个风潮。一辆载重卡车的排放是50辆轿车的排放，而很多卡车加注的是含硫量2000PPM的工业柴油，根本不是国4标准的50PPM，两者相差400倍，等于是2000辆轿车的排放量。中国治理雾霾要解决的一个大问题是重载卡车的污染问题，使用LNG替代柴油不仅大幅度降低污染，还可以降低运输物流成本。中国是全世界家用轿车增长最快的市场，每年增加超过1700万辆家用汽车，2013年汽车保有量达到1.35亿。家用轿车燃气化也是缓解城市大气污染的有效办法，以气代油可以适应较高的天然气价格，持续稳定用气。过去中国柴油汽油比为2:1,近年来汽油比例不断上升。350亿方CNG替代1750辆汽车平均1年的燃油量，即便有50%的新购汽车安装油气混合系统，5年也需要875亿方气/年的供应量。中国是一个渔业大国，渔船使用LNG不仅是燃料，还是冷源，利用LNG-163℃的低温，快速超低温冷冻水产，即经济，又节能。除进口LNG外，重庆的页岩气、山西的煤层气都存在输气条件瓶颈，可以就地转化LNG为长江航运和煤炭路运通过廉价清洁的动力。这样，我们到2020年石油的对外依存度将可以维持在今天的水平，能源安全压力将有所缓解。

河北唐山的南堡县滨海镇有一个申家村，滨海镇所在的唐山滨海开发区是中国燃气公司的供气营业区，负责销售南堡油田的石油伴生气。2011年中国燃气当地经理刘庆东为开拓市场，向申家村党支部书记孙建平建议尝试向农户供气，俩个人一拍即合。当年，就为申家村103户农民家里安装了管道天然气，农民不仅使用了天然气灶做饭，还用天然气壁挂炉采暖洗澡，甚至还安装了天然气暖炕。以前，平均每户农民每年要烧2吨左右原煤，200～300捆30斤重的芦苇或柴草，极不方便，把家里村里烧的乌烟瘴气，还要耗大量人工去割草收芦苇，做饭要另使用LPG，130～150元一罐，一年要消耗10罐左右。采暖做饭消费的商品能源的燃料费在2000～3000元一年。由于天然气灵活方便，用时开，不用时关，而且能源利用效率超过80%，每户农民的能源费用非但没有增加，甚至有所降低。因为通了气，农村的基础设施发生了质的变化，空气污染没有了，因为燃烧煤炭柴草引发的妇女呼吸系统疾病的发病率减少，村里也没有到处堆放煤炭柴草和乱倒灰渣的情景，使村里的环境从根本上得到改善，受到农民的极大欢迎。我们在申家村调研的直接印象是，中国新型城镇化的一个标志就是天然气化，只要通气通电通信息，解决上下水问题，城镇化目标也就基本完成。若教育和医疗再进一步完善，城镇化就大体实现。现在南堡滨海镇已经有三个村改用了天然气，两个村的供气工程正在建设，预计到今年年底，全镇10个自然村将全部改气。从2009年10月通气至今，申家村每户平均用气1800～2500方，每户农民一年做饭、洗澡、采暖年消耗天然气大约400～500方，气价2.35元/方，能源费用940～1175元。按目前煤制气60%效率计算，等于消耗1120～1400公斤原煤，相当于农户目前消费煤炭量的70%，但减少了柴草的燃烧和LPG消费。当地有大量的芦苇资源，村民可以利用芦苇和养殖废弃物制造沼气，基本可以满足整个滨海镇全部居民的生活需求。若对农民的住房进行必要的节能改造，比如安装双层窗、墙壁外保温和屋顶节能处理，农户天然气的气耗就可以降至300～400方/年以下；若在加装太阳能集热器，全年能耗可以降至200方左右，其节能减排效益将会非常明显。中国的城镇化需要解决6亿人口的生活环境的改善，以每人炊事和洗浴需要用气60方/年，其中3亿人需要解决采暖问题，平均每人200方/年，大约需要780亿方/年。在进一步用天然气解决部分的交通出行，就需要1000～1200亿方/年的天然气消费量。

在制定“十二五天然气规划”时，就有2600亿方和2300亿方的目标之争，国家能源局在起初的目标中曾提出2600亿方，但在各方的反对声中，最终公布的规划中将目标定在2015年年消费天然气2300亿方，现在看即便是2300亿方也难以实现，规划再次成了“鬼话”。无法实现规划目标的根本原因是市场化改革的不到位，市场在配置资源中基本失效，燃气价格背离市场，用气结构极度扭曲，这是一个必然结果。在制定规划当初，高层口口声声说：“改革停滞和倒退没有出路”，但在关键的改革上受制于既得利益集团，基本得过且过无所事事。导致垄断企业根本不考虑市场的承受能力，投入不足制造短缺，输气居高不下，有意通过进口气推升国内气价，反而造成大量优质用户对天然气望而却步，一些地方甚至反其道而行之，出现“以煤代气”。由于天然气价的不断上涨，在江浙地区让燃煤火电替代燃气发电份额成为一种惯例。而由政府补贴的采暖用户不断增加，又造成天然气季节性峰谷差压力不断加剧，北京冬夏峰谷差距高达10倍，造成整个中上游的气井管网冬季4个月不够用，春夏秋三季8个月没人用。这种结构性矛盾进一步造成中上游企业无利可图，经营收益恶化，不断谋求提升气价，高气价又进一步促使优质用户避气就煤，整个产业陷入恶性循环。解决矛盾只有依靠深化改革，解放市场主体，充分引入竞争，市场配置资源，通过广泛参与增加投入，形成资源的洼地效应；通过竞争降低气价，吸引优质用户大规模以气代煤，方能实现能源结构大调整，可持续发展的既定目标。

2020年调峰发电、热电和分布式能源用气量分析

 

项目	装机容量	利用小时	单位发电量	用气量
单位	万千瓦	小时	千瓦时/方	亿方
调峰发电	8000	3000	5	480
热电联产	5000	5500	4.5	611
分布式能源	5000	5000	4	625
合计	18000			1716

2006年到2012年，美国6年中每增加1方天然气，可同时减少1.18公斤石油，2.86公斤原煤 ，帮助接纳可再生能源电力3.255kWh ，减排二氧化碳6.95公斤。按美国数据推算，未来新增3700亿方供气量，每年可同时减少4.3亿吨石油消费，10.5亿吨原煤，帮助接纳1.2万亿kWh可再生能源，减排25.7亿吨二氧化碳。中国的能源结构也许与美国不同，需要替代的能源重点也与美国有别，但是6000亿方这样的目标若能够实现，中国的能源结构将会出现翻天覆地的变化，雾霾、温室气体排放和能源安全“三座大山”将会被搬走。6000亿或许并非是一个计划经济意义的实行目标，但是，它应该是一个共同奋斗的市场目标，没有这样一个规模的市场容量，将很难实现一个5000亿，甚至4300亿的消费目标。