中国天然气的发展现状

中国天然气的发展现状（共8篇）

中国天然气的发展现状 篇1

对中国煤制天然气产业的发展现状进行研究论文

我国一次能源资的特点是“富煤、少气”，天然气供需矛盾突出、缺口逐年增大已是不可回避的严峻现实，这对能源的安全供应、国民经济的平稳运行以及全社会的可持续发展构成了严重威胁。 煤炭是我国一次能源的主体， 它不仅是主要的工业燃料，还是重要的化工原料，煤炭企业走煤基产业链的多元化发展路径，实现煤炭的清洁利用，有以下几种思路可供选择：①瞄准能源大市场，着力开发生产煤制油和煤制天然气等，以大市场带动产业大发展;②生产高附加值产品;③进行煤炭的高效清洁发电及输送。 发展煤化工、煤制气是富煤地区、煤炭企业的重要方向。近年来，煤炭成为引起大面积雾霾等大气污染的主要因素，天然气因清洁环保的特性成为理想能源，然而，我国天然气供应紧张，京津冀等地的“煤改气”进一步加剧了紧张局面。

煤制天然气在美国大平原成功运行 40 多年，技术上是可行的;近期中俄东线天然气供应协议的签订进一步推进气价改革，我国煤炭行情的低迷、天然气价格的上涨使其经济性看好。 特别是，将低阶煤炭转化成紧俏清洁的天然气是将相对富余资源转为稀缺资源的过程，能够调整煤炭消费结构， 实现煤炭的清洁利用，丰富了天然气来源的多元化。

1 煤制天然气产业流程介绍

煤制天然气产业链包括煤炭开采、运输、转化(煤制天然气)、管网输送 4个环节。 前两个环节投资门槛较低，而煤制天然气工厂及长输天然气管网的建设需要巨额投资。 煤制天然气工厂的工艺流程煤气化生成合成气、耐硫变换部分转化 CO、脱碳调整氢碳比、甲烷化等单元，其中煤气化及甲烷化技术是煤制天然气项目的关键技术，其余单元各项技术及装备基本实现国产化，实践证明其技术风险小。 煤气化技术包括固定床的鲁奇炉碎煤加压气化技术、Mark Plus(MK+)气化技术、BGL 煤气化技术， 还有气流床的 Shell 粉煤气化工艺、Texaco 水煤浆加压气化工艺、E-gas 水煤浆加压气化工艺、GSP 粉煤气化工艺等， 国产化的煤气化技术有东方炉、航天炉、清华炉等。

2 我国煤制天然气行业现状

国家对煤制天然气行业的态度经历了 ~ 年的政策约束期到 年以后的相对宽松期，但国家态度依然是相对谨慎，要求科学、有序、规范发展。目前煤制天然气行业的特征主要有：①煤制天然气投资巨大，参与主力以神华、中海油、华能、华电、大唐、国电、中电投等大型能源央企为主。 ②新疆、内蒙古、山西成为发展煤制天然气的主战场。 ③煤制天然气问题显著存在， 消耗大、CO2排放大、废水难处理成为制约煤制天然气项目能否 “核准”或获得“路条”的瓶颈。 ④国家对煤制天然气行业的.管理日益标准化。 年，《煤制天然气单位产品能源消耗限额》(GB 30179-2013) 发布， 对现有煤制天然气企业能耗限额限定值指标和新建企业能耗限额准入值指标进行了强制性要求。目前国家核准的首批示范项目有 4个，2013、2014 年陆续有十几个项目获得路条。 首批示范项目已投产，但还需时间来实现长期稳定运行。 国家能源局初步规划到 年，煤制天然气要达到 500 亿 m3以上，占国产气的 12.5%.

3 必要性分析

目前国内将煤炭转化为能源产品或精细化工产品的方式，主要有煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制天然气等。 煤制天然气技术流程短、各项技术较成熟、风险较小，在技术上有着先天优势。 煤制天然气特点有：能量转化效率最高;单位热值耗水量煤制天然气最低，这对于富煤缺水的西部地区更为有利。 即便如此，煤制天然气受追捧的根本原因在于清洁的天然气具有强烈的市场需求，同时其经济性也被看好，发展前景广阔。

3.1 天然气需求旺盛全国持续出现大范围雾霾天气，天然气作为优质清洁能源，成为治霾的重要手段。 各地纷纷推进“煤改气”、“油改气”计划，天然气需求迅猛增长。 天然气汽车的迅猛发展进一步加大了对天然气的需求。 天然气作为清洁能源，在我国一次能源中的消费比重逐步上升，从 2010 年的 3.5%提升到了 的 5.9%， 但与发达国家 30%的比例差距仍然较大。 国务院 2014 年 4 月转发《关于保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》指出，到 2020 年天然气供应能力达到 4000 亿 m3， 力 争达到 4200 亿 m3(2013 年为 1692 亿 m3)，其中要求满足“煤改气”工程的天然气需求为 1120 亿 m3。 对天然气如此巨大的需求是煤制天然气得以生存的根本，未来将成为“气化中国”的生力军。

3.2 经济性浅析煤制天然气项目比一般的制造业复杂，属于技术资金密集型产业，前期工程资金投入量大，其中设备投资占的比重较高，设备投产后因高昂的折旧费，一旦停产便会损失惨重，还包括人员中毒事故的直接损失、事故修复和环保处理待检等环节成本，项目回报周期更长。 研究显示，煤制天然气项目的回报周期在 7.5 年左右。

4 面临问题

发展煤制天然气项目有着技术上成熟、在煤化工中能量转化率占优、经济性看好等一系列优势，但作为一个新兴的系统工程，出现质疑、问题也在所难免。

4.1 能源二次转化问题煤制天然气将一次能源转化为二次能源，必定存在一定的能量损耗。 煤的清洁利用主要有清洁燃煤发电及煤制天然气两个路线。 目前清洁燃煤发电技术主要有两种技术路线：一 种是 IGCC 为 代表的技术，利用成熟的煤气化技术，集成蒸汽燃气联合循环技术实现高效清洁发电， 但系统相对复杂，投资偏高;另一种是通过提高常规发电机组的蒸汽参数来提高效率， 即超临界机组和超临界机组，该技术在国外已实现大规模生产，我国在该项技术及关键装备的国产化方面还存在一定瓶颈。 清洁燃煤发电技术的污染物排放量已经接近了天然气发电污染物排放水平，是目前最清洁、能效最高的用煤方式，也是煤制天然气乃至煤化工面临质疑的关键所在

。4.2 技术风险煤制天然气虽然技术上是成熟的，但作为一个庞大的系统工程，无专门技术人才，操作工需要较长时间熟悉装置操作，技术风险同样存在。 以劣质褐煤作原料的大唐克旗煤制天然气项目成功投产不足一月就停产的主要原因在于之前没做好试烧试验，煤中含有的碱性物质使得气化炉内壁腐蚀及内夹套减薄等。 大唐停止了克旗、阜新同样流程生产线的投产，接下来将在煤质参数方面进行深入研究。

4.3 环境污染问题我国煤制天然气产业高耗水， 主要分布在新疆、内蒙等西部地区，可能会加剧当地缺水状况。 煤气化废水含有大量酚类等有毒有害物质，高浓度难生物降解， 可能会影响当地生态环境及下游用水。国内外煤制天然气废水处理技术普遍存在出水效果不理想、系统稳定性差和处理成本高等问题。 寻求经济性、水质处理好、工艺稳定性强、运行费用低的煤制天然气废水处理工艺已经成为煤制天然气产业发展的迫切需求。

5 建议

煤制天然气能部分缓解中国的天然气“气荒”，也能推动煤炭清洁利用的步伐，是当前中国“能源转型最现实的选择”， 煤制天然气产业的黄金时代即将来临。 煤制天然气作为一个全新的工艺技术，设计是灵魂，材料装备是条件，工艺操作是基本保障，是一个庞大的系统工程。 由于工艺技术复杂，难免存在一定的技术风险，环保风险、管输风险、标准不一等也是制约煤制天然气产业发展的重要因素。煤制天然气产业的发展进程中除去应重视设计工作、加快专业人才培养及技术攻关之外，还应做好以下几项工作：

(1)示范工程项目进行或完成后及时进行经验总结，对出现的问题进行深刻的反思，采取相应的补救措施，为国家后续项目的顺利推进起到应有的示范作用。

(2)重视煤制天然气管输，应充分调研以做好管输成本预算工作， 解决好目标用户的开发问题，这是煤制天然气项目得以盈利的保障。

(3)国家应统筹煤制天然气项目及目标用户的天然气标准，尽快制定出台明确的、上下统一的行业标准，指导该产业的有序健康发展。

中国天然气的发展现状 篇2

影响发展瓶颈

长期以来我国天然气实行严格的价格管制, 国内天然气出厂价格仅相当于国际价格的一半, 严重挫伤了天然气生产企业的积极性。而生产天然气的企业又都是国企, 面对不断增加的高价进口天然气和愈来愈高的国内天然气开发成本, 却缺少紧迫感、危机感, 因为“价格差”由国家兜着, 企业不紧不慢, 产量也就上不去。

除了价格因素, 影响中国天然气发展的制约因素还有中国天然气对外的依存度太高, 2007年起, 中国步入天然气净进口国行列, 2013年中国进口天然气530亿立方米, 对进口天然气的依存度达到32%。中国海关总署今年7月22日发布的数据显示, 中国6月管道天然气进口达211万吨, 超过5月创下的200万吨纪录, 同比增长28.7%, 再创历史新高;中国6月液化天然气进口量达134万吨, 同比增长7.4%。因此, 中国6月天然气的总进口量同比增长19.5%至345万吨。

这就是我国天然气产业的现状:有超过1/3的天然气需要从外国进口, 又产生了物流、输气管道、贮存等方面的问题。特别是管道建设, 经过10年的马拉松谈判, 中国在今年5月与俄罗斯签订了一项价值4000亿美元的天然气供应合同, 这一合同就是通过输气管道来实现。此外, 中国还连入了中亚和缅甸的管道走廊。不过, 输气管道受国际地缘政治的影响很大, “输气阀门”掌握在别人手里, 终究不是根本之策。

从技术层面上说, 天然气开采技术也是中国天然气发展一大瓶颈。也许是上帝特别眷顾中国, 中国被认为是世界上页岩气储量最大的国家, 相当于美国与加拿大储量之和。中国政府特别希望通过发展致密气、煤层气和煤转气来复制美国天然气的盛世。可是勘探权、技术革新、设备研发、资金筹集、开发模式、开采技术、运送渠道、销售方式等一大堆问题又让人难以兴奋。且不说中国页岩气资源落实存在难点, 主要页岩气矿权与常规油气矿权重叠, 也毋论钻井导向工具、微地震监测技术、完井和压裂的井下工具如速钻桥塞、裸眼封隔器等依赖国外, 光是开采页岩气所需的水资源就是一个十分头疼的问题, 开采页岩气压裂属于大规模水力压裂, 一口水平井压裂往往需要2万立方米的水量, 哪里有这么多的水资源可利用?

有鉴于此, 近日, 国家能源局局长吴新雄在全国“十三五”能源规划工作会议上表示, 到2020年, 页岩气产量达到300亿立方米。这一数据比2012年国家能源局在页岩气“十二五”规划中提及的页岩气产量展望, 被腰斩一半。300亿立方米的信息也意味着, 政策层面对页岩气的产量预期也在迅速下降, 近年来被热炒的页岩气或许将降温, 中国的页岩气革命还有很长的一段路要走。

不可小觑有利条件

尽管眼下中国天然气发展“气喘吁吁”, 可是有利条件也是令人振奋的, 特别值得关注的是中国有着巨大的天然气消费市场。过去30多年, 中国的经济飞速发展, GDP长期在两位数上高速增长, 取得了举世瞩目的成就, 但同时也付出了极大的生态环境代价。长期以来形成的以煤炭、石油为主体的能源消费结构, 给气候环境带来了影响。寻找到一种乃至多种能广泛利用的清洁能源, 是我国节能减排、改善环境、实现可持续发展的战略目标。在这方面, 天然气发展担纲重任。

而不断增长的国民收入、快速推进的城镇化建设以及人们对雾霾的担忧, 正促使中国改变对煤炭、石油等传统能源的依赖, 更多地使用天然气。在过去的13年中, 中国天然气用量增长了近6倍之多, 达到1680亿立方米, 成为仅次于美国、俄罗斯的第三大天然气消费国。况且中国天然气用量还会进一步增长, 国际能源署预测, 到2019年时, 中国电力、工业和交通部门将推动天然气需求量增至3150亿立方米。

再就是, 我国已经构建了天然气从勘探到开采的作业体系, 虽说在技术上落后于发达国家, 但在某些方面还是可圈可点的, 特别是在液化工艺技术、相关装置和设备等方面都取得了长足进步, 参照国外的专利技术还开发了自己的液化天然气流程。

从国家战略层面说, 随着我国天然气进口多元化的战略布局基本完成, 我国正加快构建覆盖全国的天然气基干管网, 正呈现西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供的格局。

诊治“哮喘”有药方

为了加快中国天然气发展, 当下必须做到以下几点:首先是“自信”, 以经济“新常态”为契机, 加快包括天然气在内的能源消费变革, 增强自信。经济“新常态”的一个重要特征就是更加注重生态友好, 对煤炭、石油等传统能源的消耗有所节制。我们要充分利用这一战略机遇期。好消息是, 中央政府期待提高天然气在能耗总量中所占的比重, 目标是到2015年底将这一比重从现在的4%提高到8%, 到2020年再提高到10%, 以减少大量燃烧煤炭造成的环境污染。

其次是“顺气”, 理顺价格关系。此次出台的价格只走完天然气价格改革一半的路程。要进一步落实放开进口液化天然气 (LNG) 气源价格和页岩气、煤层气、煤制气出厂价格政策。2015年我国要实现存量气与增量气价格并轨。只有将天然气价格理顺了, 才能调动生产和消费两方的积极性。

中国天然气的发展现状 篇3

摘要： 全球煤炭总产量和消费量分别以4.8%和4.5%的年均增长率快速攀升，增速不仅超过了天然气，两者差距也呈逐年增大的趋势，但实际上这些不具有客观性.通过对2013年BP世界能源统计数据进行整理分析得出：在去除中国因素后，全球煤炭总产量和消费量较包括中国时的总产量和消费量大幅下降，其总产量和消费量的年均增长率分别下降至2.2%和1.0%，天然气总产量和消费量较包括中国时的总产量和消费量仅有些许减少，其总产量和消费量的年均增长率分别为2.7%和2.4%，天然气增速反超煤炭，实现逆转；中国虽然是以煤炭作为主要消费能源，但是并未影响中国天然气消费量以17.3%的年均增长率迅速提升；中国常规与非常规天然气储量丰富，具有良好的发展前景，推动中国天然气发展，符合当今能源发展趋势和低碳经济发展模式.

关键词：煤炭； 天然气； 发展趋势

中图分类号： TE 02文献标志码： A

2010年中国一次能源消费量为2.432×108 t油当量，美国为2.286×109 t油当量，中国超过美国位居世界第一[1].煤炭在一次能源消费结构中的比例维持在较高水平.与发达国家相比，中国能源利用效率低，污染严重，环境压力大，不符合所提倡的低碳经济发展模式和高效、清洁能源消费方式，因此，必须提高天然气使用比例，促进天然气产业发展，推动中国能源消费转型[2].

1煤炭和天然气使用趋势

1.1全球煤炭和天然气发展趋势

图1为2002—2012年全球煤炭、天然气总产量和消费量[3]，表1为2002—2012年全球煤炭、天然气总产量和消费量的年均增长率[3].结合图1（a）和表1可知，2002—2012年煤炭和天然气的全球总产量和消费量都是呈逐年增加趋势，其中：煤炭增速最快，总产量和消费量的年均增长率分别为4.8%和4.5%；天然气总产量和消费量的年均增长率分别为2.9%和2.8%，增长趋势弱于煤炭，而且差距在逐年增大.但是并不能认为全球主流发展趋势是煤炭好于天然气，因为从图1（b）和表1可以发现，在不包括中国时，全球煤炭总产量和消费量较包括中国时的总产量和消费量下降明显，增速大幅放缓，年均增长率下降非常明显，分别为2.2%和1.0%，这间接说明中国煤炭产量和消费量占全球煤炭总产量和消费量的比重较大.比较图1（a）、（b）发现，天然气增长趋势变化不大，但产量和消费量远超过了煤炭，其年均增长率仅有些许下降，分别为2.7%和2.4%，由此可见，中国对天然气的开发和使用规模较小，并未像煤炭一样对全球天然气总产量和消费量产生较大影响.

1.2美国、俄罗斯和中国煤炭与天然气发展趋势

美国、俄罗斯和中国是世界前三大煤炭储量国.中国煤炭储量约为1.14×1011 t，远低于美国的3.37×1011 t，与俄罗斯的1.57×1011 t相比也存在一定差距.图2为2002—2012年美国、俄罗斯和中国煤炭产量和消费量.从图中可以看出，中国煤炭产量和消费量在2002—2012年间呈现快速增长趋势，远超美国和俄罗斯，说明中国对煤炭的开发和利用程度要强于这两国.俄罗斯的煤炭产量和消费量相对中国而言处在一个较低的水平，而且比较稳定.美国煤炭产量和消费量在2002—2008年间变动不大，2009年有明显下降，2010年有所回升，但2011年和2012年持续下降.从2007年开始，美国煤炭产量大于消费量，出现供大于求的局面，且有增大的趋势.通过对比3个国家煤炭产量和消费量可以发现，能源储量并不能决定能源使用，就如美国并未将煤炭储量优势完全发挥，依然可以成为世界公认的能源消费大国[4].

图3为2002—2012年美国、俄罗斯和中国天然气消费量[3].从图中可以看出，中国与美国、俄罗斯相比，存在不小差距，但是中国天然气消费量正以17.3%的年均增长率迅速提升，增速明显高于美国和俄罗斯，也远高于全球天然气消费量2.8%的年均增长率.由于中国天然气民用和工业应用发展较晚且定价政策不完善，导致中国天然气消费量依然维持在较低水平.美国天然气事业起步早，已经形成了一个完整的产业链和完善的市场机制，对中国天然气发展有着指导作用[5].对比图2和图3可以发现，美国、俄罗斯天然气消费量已超过了本国的煤炭消费量，美国天然气消费量呈现增长态势，煤炭消费量呈下降趋势，这进一步说明美国更看重天然气的开发和利用.中国天然气消费量虽然增长迅速，但与煤炭消费量相比仍有显著差距.总体上美国和俄罗斯天然气发展趋势优于煤炭，有着良好的前景，而中国则高度重视煤炭的开发利用，天然气发展相对缓慢.2012年煤炭消费量为1.83×109 t油当量，天然气仅为1.3×108 t油当量.

表2中列出了全球规模较大的经济体煤炭和天然气消费量，表2显示，除非经合组织外，其它经济体的天然气消费量都高于煤炭的消费量，其原因是中国属于非经合组织，中国煤炭消费量被统计在内，由此造成非经合组织的煤炭消费量高于天然气消费量.如果非经济合作组织不计中国

2中国天然气发展前景

2.1常规天然气储量优势

国家统计局最新数据[6]显示，2012年中国天然气基础储量为4.4×1012 m3，主要分布在内陆地区如内蒙古、四川、新疆等地，储量占全国的86.36%，而海域储量仅占7.27%.2012年中国天然气资源主要分布地区如表3所示[6].由此推断，中国未来天然气开发重点将集中在内陆地区，不仅利于管道运输，而且对技术的要求也相对较低.

2.2非常规天然气潜力巨大

非常规天然气主要包括页岩气、致密砂岩气、煤层气、天然气水合物等.目前已探明的非常规天然气（煤层气、页岩气与致密砂岩气）资源总量约为7.98×1013 m3[7].

（1） 煤层气.截至2010年底，中国共钻煤层气井5 426口，探明煤层气地质储量为2.9×1015 m3，累计建产能超过3.0×109 m3·a-1，地面抽采实现1.5×109 m3·a-1，商品气量1.18×109 m3·a-1，并建成管输、压缩/液化能力5.6×109 m3·a-1，实现了煤层气商业开发[7].

（2） 页岩气.利用露头地质调查、探井及实验测试取得的数据，预测中国页岩气地质资源量为5.70×1013～2.24×1014 m3，技术可采资源量为1.03×1013～4.70×1013 m3.《中国页岩气“十二五”发展规划》中提到，2015年中国页岩气产量达到6.5×109 m3，2020年力争实现页岩气产量6×1010～8×1010 m3[8].

（3） 致密砂岩气.截至2010年底，中国15个致密砂岩大气田探明天然气储量供给2.87×1012 m3，占当年中国天然气总探明储量的37.3%，再加上中小型致密砂岩气田储量1.45×1011 m3，中国致密砂岩气探明储量将达到3.02×1012 m3[9].

2.3环境优势

天然气燃烧相对煤炭和石油清洁很多，产生的有害物质如二氧化硫、二氧化氮、二氧化碳、一氧化碳、灰分排放量分别为同等热值石油燃烧排放量的1/400、1/5、1/4、1/16、1/14，为同等热值煤燃烧排放量的1/700、1/10、1/5、1/29、1/148.推广天然气使用有利于中国节能减排计划的实施.

近年来，我国北方及中东部城市雾霾严重，PM2.5问题被广泛关注.PM2.5是空气中的挥发性有机物通过复杂的化学反应生成的颗粒物，主要有煤炭燃烧产生的废弃物和颗粒物、机动车排放的尾气、工业生产污染排放、建筑工地扬尘等.到2030年，煤炭依然是中国主导能源，但所占比重将从71%下降至55%.2011年中国碳排放总量为8.979 1×109 t，位居世界第一，中国在控制碳排放方面将会遇到严峻的挑战[10].因此，改变能源消费方式是解决问题的关键，实际可行案例为天燃气取代部分煤炭用于发电，取代汽油、柴油作为汽车燃料等.总之提高天然气在能源消费结构中的比例，加快实现天然气在人口稠密的大中城市替代煤炭和石油刻不容缓[11].

3结论

（1） 全球煤炭和天然气总产量和消费量呈快速增长态势，煤炭增速高于天然气；但是在不考虑中国的情况下，全球煤炭总产量和消费量较包括中国时的总产量和消费量大幅下降，天然气总产量和消费量下降甚微，天然气增速反超煤炭，说明全球还是以天然气发展为主，中国大规模开发使用煤炭属于个例.

（2） 中国虽然以煤炭生产和消费为主，但是天然气消费并未受到抑制，而是以17.3%的年均增长率快速发展.

（3） 中国天然气发展有着良好的态势，不仅因为其具有资源优势，而且符合当今低碳经济发展模式.天然气储量优势确保了未来天然气需求.

参考文献：

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[2]陆家亮，赵素平.中国能源消费结构调整与天然气产业发展前景[J].天然气工业，2013，33（11）：1-7.

[3]BP Statistical Review of World Energy.2013年BP世界能源统计年鉴[EB/OL].[2013-06-01].http：∥www.bp.com/content/dam/bp/excel/StatisticalReview/statistical_review_of_world_energy_2013_workbook.xlsx.

[4]金娜，李宇.美国能源结构及消费现状[J].应用能源技术，2012，24（5）：1-3.

[5]郜峰，马宝玲，耿长波，等.美国天然气市场发展历程及启示[J].资源与产业，2013，15（5）：126-131.

[6]马建堂.中国统计年鉴2013[M].1版.北京：中国统计出版社，2013.

[7]云箭，覃国军，徐凤银，等.低碳视角下中国非常规天然气的开发利用前景[J].石油学报，2012，33（3）：526-532.

[8]王道富，高世葵，董大忠，等.中国页岩气资源勘探开发挑战初论[J].天然气工业，2013，33（1）：8-17.

[9]戴金星，倪云燕，吴小奇.中国致密砂岩气及在勘探开发上的重要意义[J].石油勘探与开发，2012，39（3）：257-264.

[10]刘磊，金晶，赵庆庆，等.中国及世界一次能源消费结构现状分析[J].能源研究与信息，2014，30（1）：7-11.

[11]胡杰，李振宇，黄格省.低碳时代我国加快天然气利用的机遇分析与发展建议[J].化工进展，2013，32（10）：2267-2273.

（2） 页岩气.利用露头地质调查、探井及实验测试取得的数据，预测中国页岩气地质资源量为5.70×1013～2.24×1014 m3，技术可采资源量为1.03×1013～4.70×1013 m3.《中国页岩气“十二五”发展规划》中提到，2015年中国页岩气产量达到6.5×109 m3，2020年力争实现页岩气产量6×1010～8×1010 m3[8].

（3） 致密砂岩气.截至2010年底，中国15个致密砂岩大气田探明天然气储量供给2.87×1012 m3，占当年中国天然气总探明储量的37.3%，再加上中小型致密砂岩气田储量1.45×1011 m3，中国致密砂岩气探明储量将达到3.02×1012 m3[9].

2.3环境优势

天然气燃烧相对煤炭和石油清洁很多，产生的有害物质如二氧化硫、二氧化氮、二氧化碳、一氧化碳、灰分排放量分别为同等热值石油燃烧排放量的1/400、1/5、1/4、1/16、1/14，为同等热值煤燃烧排放量的1/700、1/10、1/5、1/29、1/148.推广天然气使用有利于中国节能减排计划的实施.

近年来，我国北方及中东部城市雾霾严重，PM2.5问题被广泛关注.PM2.5是空气中的挥发性有机物通过复杂的化学反应生成的颗粒物，主要有煤炭燃烧产生的废弃物和颗粒物、机动车排放的尾气、工业生产污染排放、建筑工地扬尘等.到2030年，煤炭依然是中国主导能源，但所占比重将从71%下降至55%.2011年中国碳排放总量为8.979 1×109 t，位居世界第一，中国在控制碳排放方面将会遇到严峻的挑战[10].因此，改变能源消费方式是解决问题的关键，实际可行案例为天燃气取代部分煤炭用于发电，取代汽油、柴油作为汽车燃料等.总之提高天然气在能源消费结构中的比例，加快实现天然气在人口稠密的大中城市替代煤炭和石油刻不容缓[11].

3结论

（1） 全球煤炭和天然气总产量和消费量呈快速增长态势，煤炭增速高于天然气；但是在不考虑中国的情况下，全球煤炭总产量和消费量较包括中国时的总产量和消费量大幅下降，天然气总产量和消费量下降甚微，天然气增速反超煤炭，说明全球还是以天然气发展为主，中国大规模开发使用煤炭属于个例.

（2） 中国虽然以煤炭生产和消费为主，但是天然气消费并未受到抑制，而是以17.3%的年均增长率快速发展.

（3） 中国天然气发展有着良好的态势，不仅因为其具有资源优势，而且符合当今低碳经济发展模式.天然气储量优势确保了未来天然气需求.

参考文献：

[1]张德义.世界能源消费形式刍议[J].中外能源，2012，17（3）：1-11.

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[6]马建堂.中国统计年鉴2013[M].1版.北京：中国统计出版社，2013.

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[8]王道富，高世葵，董大忠，等.中国页岩气资源勘探开发挑战初论[J].天然气工业，2013，33（1）：8-17.

[9]戴金星，倪云燕，吴小奇.中国致密砂岩气及在勘探开发上的重要意义[J].石油勘探与开发，2012，39（3）：257-264.

[10]刘磊，金晶，赵庆庆，等.中国及世界一次能源消费结构现状分析[J].能源研究与信息，2014，30（1）：7-11.

[11]胡杰，李振宇，黄格省.低碳时代我国加快天然气利用的机遇分析与发展建议[J].化工进展，2013，32（10）：2267-2273.

（2） 页岩气.利用露头地质调查、探井及实验测试取得的数据，预测中国页岩气地质资源量为5.70×1013～2.24×1014 m3，技术可采资源量为1.03×1013～4.70×1013 m3.《中国页岩气“十二五”发展规划》中提到，2015年中国页岩气产量达到6.5×109 m3，2020年力争实现页岩气产量6×1010～8×1010 m3[8].

（3） 致密砂岩气.截至2010年底，中国15个致密砂岩大气田探明天然气储量供给2.87×1012 m3，占当年中国天然气总探明储量的37.3%，再加上中小型致密砂岩气田储量1.45×1011 m3，中国致密砂岩气探明储量将达到3.02×1012 m3[9].

2.3环境优势

天然气燃烧相对煤炭和石油清洁很多，产生的有害物质如二氧化硫、二氧化氮、二氧化碳、一氧化碳、灰分排放量分别为同等热值石油燃烧排放量的1/400、1/5、1/4、1/16、1/14，为同等热值煤燃烧排放量的1/700、1/10、1/5、1/29、1/148.推广天然气使用有利于中国节能减排计划的实施.

近年来，我国北方及中东部城市雾霾严重，PM2.5问题被广泛关注.PM2.5是空气中的挥发性有机物通过复杂的化学反应生成的颗粒物，主要有煤炭燃烧产生的废弃物和颗粒物、机动车排放的尾气、工业生产污染排放、建筑工地扬尘等.到2030年，煤炭依然是中国主导能源，但所占比重将从71%下降至55%.2011年中国碳排放总量为8.979 1×109 t，位居世界第一，中国在控制碳排放方面将会遇到严峻的挑战[10].因此，改变能源消费方式是解决问题的关键，实际可行案例为天燃气取代部分煤炭用于发电，取代汽油、柴油作为汽车燃料等.总之提高天然气在能源消费结构中的比例，加快实现天然气在人口稠密的大中城市替代煤炭和石油刻不容缓[11].

3结论

（1） 全球煤炭和天然气总产量和消费量呈快速增长态势，煤炭增速高于天然气；但是在不考虑中国的情况下，全球煤炭总产量和消费量较包括中国时的总产量和消费量大幅下降，天然气总产量和消费量下降甚微，天然气增速反超煤炭，说明全球还是以天然气发展为主，中国大规模开发使用煤炭属于个例.

（2） 中国虽然以煤炭生产和消费为主，但是天然气消费并未受到抑制，而是以17.3%的年均增长率快速发展.

（3） 中国天然气发展有着良好的态势，不仅因为其具有资源优势，而且符合当今低碳经济发展模式.天然气储量优势确保了未来天然气需求.

参考文献：

[1]张德义.世界能源消费形式刍议[J].中外能源，2012，17（3）：1-11.

[2]陆家亮，赵素平.中国能源消费结构调整与天然气产业发展前景[J].天然气工业，2013，33（11）：1-7.

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[4]金娜，李宇.美国能源结构及消费现状[J].应用能源技术，2012，24（5）：1-3.

[5]郜峰，马宝玲，耿长波，等.美国天然气市场发展历程及启示[J].资源与产业，2013，15（5）：126-131.

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[10]刘磊，金晶，赵庆庆，等.中国及世界一次能源消费结构现状分析[J].能源研究与信息，2014，30（1）：7-11.

中国天然气的发展现状 篇4

【报告目录】

第一章 天然气化工概述

第一节 天然气化工定义

第二节 天然气化工行业发展历程

第三节 天然气化工分类情况

第四节 天然气化工产业链分析

一、产业链模型介绍

二、天然气化工产业链模型分析

第二章 2013年中国天然气化工行业发展环境分析

第一节2013年中国经济环境分析

一、宏观经济

二、工业形势

三、固定资产投资

第二节 2013年中国天然气化工行业发展政策环境分析

一、行业政策影响分析

二、相关行业标准分析

第三节 2013年中国天然气化工行业发展社会环境分析

一、居民消费水平分析

二、工业发展形势分析

第三章 中国天然气化工生产现状分析

第一节 天然气化工行业总体规模

第二节 天然气化工产能概况

一、2011-2013年产能分析

二、2014-2019年产能预测

第三节 天然气化工产量概况

一、2011-2013年产量分析

二、产能配置与产能利用率调查

三、2014-2019年产量预测

第四节 天然气化工产业的生命周期分析

第五节 天然气化工产业供需情况

第四章 天然气化工国内产品价格走势及影响因素分析

第一节 国内产品2011-2011-2013年价格回顾

第二节 国内产品当前市场价格及评述

第三节 国内产品价格影响因素分析

第四节 2014-2019年国内产品未来价格走势预测

第五章 2011-2013年中国天然气化工行业总体发展状况

第一节 中国天然气化工行业规模情况分析

一、行业单位规模情况分析

二、行业人员规模状况分析

三、行业资产规模状况分析

四、行业市场规模状况分析

五、行业敏感性分析

第二节 中国天然气化工行业产销情况分析

一、行业生产情况分析

二、行业销售情况分析

三、行业产销情况分析

第三节 中国天然气化工行业财务能力分析

一、行业盈利能力分析与预测

二、行业偿债能力分析与预测

三、行业营运能力分析与预测

四、行业发展能力分析与预测

第六章 2011-2013年中国天然气化工行业发展概况

第一节 2011-2013年中国天然气化工行业发展态势分析

第二节 2011-2013年中国天然气化工行业发展特点分析

第三节 2011-2013年中国天然气化工行业市场供需分析

第七章 天然气化工行业市场竞争策略分析

第一节 行业竞争结构分析

一、现有企业间竞争

二、潜在进入者分析

三、替代品威胁分析

四、供应商议价能力

五、客户议价能力

第二节 天然气化工市场竞争策略分析

一、天然气化工市场增长潜力分析

二、天然气化工产品竞争策略分析

三、典型企业产品竞争策略分析

第三节 天然气化工企业竞争策略分析

一、2014-2019年我国天然气化工市场竞争趋势

二、2014-2019年天然气化工行业竞争格局展望

三、2014-2019年天然气化工行业竞争策略分析

第八章 天然气化工上游原材料供应状况分析

第一节 主要原材料

第二节 主要原材料2011-2013年价格及供应情况

第三节 2014-2019年主要原材料未来价格及供应情况预测

第九章 2011-2013年中国天然气化工行业进出口市场分析

第一节 天然气化工进出口市场分析

一、进出口产品构成特点

二、2011-2013年进出口市场发展分析

第二节 天然气化工行业进出口数据统计

一、2011-2013年天然气化工进口量统计

二、2011-2013年天然气化工出口量统计

第三节 天然气化工进出口区域格局分析

一、进口地区格局

二、出口地区格局

第四节 2014-2019年天然气化工进出口预测

一、2014-2019年天然气化工进口预测

二、2014-2019年天然气化工出口预测

第十章 中国天然气化工行业知名品牌企业竞争力分析（企业可自选）

第一节 A.公司

一、企业概况

二、企业收入及盈利指标

三、企业资产状况分析

四、企业成本费用构成情况

五、企业竞争力分析

第二节 B.公司

一、企业概况

二、企业收入及盈利指标

三、企业资产状况分析

四、企业成本费用构成情况

五、企业竞争力分析

第三节 C.公司

一、企业概况

二、企业收入及盈利指标

三、企业资产状况分析

四、企业成本费用构成情况

五、企业竞争力分析

第四节 D.公司

一、企业概况

二、企业收入及盈利指标

三、企业资产状况分析

四、企业成本费用构成情况

五、企业竞争力分析

第五节 E.公司

一、企业概况

二、企业收入及盈利指标

三、企业资产状况分析

四、企业成本费用构成情况

五、企业竞争力分析

第十一章 天然气化工行业投资与发展前景分析

第一节 2011-2013年上半年天然气化工行业投资情况分析

一、2011-2013年总体投资结构

二、2011-2013年上半年投资规模情况

三、2011-2013年投资增速情况

四、2011-2013年分地区投资分析

第二节 天然气化工行业投资机会分析

一、天然气化工投资项目分析

二、可以投资的天然气化工模式

第十二章 2014-2019年中国天然气化工行业发展前景预测分析

第一节2014-2019年中国天然气化工行业发展预测分析

一、未来天然气化工发展分析

二、未来天然气化工行业技术开发方向

第二节2014-2019年中国天然气化工行业市场前景分析

一、产品差异化是企业发展的方向

二、渠道重心下沉

第十三章 2014-2019年天然气化工行业发展趋势及投资风险分析

第一节 当前天然气化工存在的问题

第二节 天然气化工未来发展预测分析

一、中国天然气化工发展方向分析

二、2014-2019年中国天然气化工行业发展规模

三、2014-2019年中国天然气化工行业发展趋势预测

第三节 2014-2019年中国天然气化工行业投资风险分析

一、市场竞争风险

二、原材料压力风险分析

三、技术风险分析

四、政策和体制风险

五、外资进入现状及对未来市场的威胁

第十四章 天然气化工地区销售分析

一、天然气化工各地区对比销售分析

二、天然气化工“重点地区一”销售分析

1、“规格”销售分析

2、厂家销售分析

三、天然气化工“重点地区二”销售分析

1、“规格”销售分析

2、厂家销售分析

四、天然气化工“重点地区三”销售分析

1、“规格”销售分析

2、厂家销售分析

五、天然气化工“重点地区四”销售分析

1、“规格”销售分析

2、厂家销售分析

第十五章 天然气化工产品竞争力优势分析

一、整体产品竞争力评价

二、体产品竞争力评价结果分析

三、竞争优势评价及构建建议

中国石油、天然气战略资源分析 篇5

一、中国油气资源前景堪忧

目前我国石油资源量约为1040亿吨，天然气资源量约54万亿立方米；石油最终可采资源量135亿—160亿吨，天然气最终可采资源量10万亿－12万亿立方米。

按2002年人口统计，我国人均石油剩余可采储量1.87吨，人均天然气剩余可采储量1552立方米，分别相当于世界人均水平的7.8%和6%。

(一)油气资源日益紧缺

(二)资源潜力仍然较大

(三)未来保障任务艰巨

二、我国油气资源面临的问题

在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临五大问题：

l、后备可采储量不足

2、风险勘查投入不足

3、缺乏供给保障机制，很难适应市场变化

4、科技总体水平不高，不能满足增储上产需要

5、环境问题严重，尚未得到充分重视

三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施

1、油气的大力勘探、开发

2、积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性

3、加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全

正文：

一、中国油气资源前景堪忧

国际权威机构近日公布的预测数字显示，中国目前石油需求增长将占同期世界石油需求增长的1／3。据国务院发展研究中心市场经济研究所介绍，中国石油市场是世界需求量增长最快的市场(国家)之一，2000年中国的原油净进口量为5983万吨，2002年为6941万吨，成品油进口2034万吨；据海关统计，2003年1-10月，我国进口原油7415万吨，成品油2374万吨。预计2004年中国将取代日本，成为仅次于美国的第二大石油消费国。近年中国经济保持持续高速增长，由于经济增长速度与石油消费量之间呈高度正向相关关系，预计今后几年中国石油消费量将继续保持较高增长态势。比较保守地估计，2010年中国原油的需求量将达到3亿吨，原油需求缺口达到1亿吨，2020年需求量达到3.8亿吨，缺口达到1.6亿吨。

但是目前中国人均石油开采储量只有2.6吨，是世界平均值的1／10，这意味着中国石油消费对国际市场的依赖程度将越来越大。更有人预测，到2010年，中国原油进口依存度将逼近50%。

(一)油气资源日益紧缺

目前我国石油资源量约为1072.7亿吨，其中约71.61%分布在陆上，约22.93%分布在海洋。

表1第三次全国油气资源评价石油资源状况

单位：亿吨、%总计可采储量=可转化资源量+已探明资源量

我国目前已发现500多个油田，其中大庆油田、胜利油田、辽河油田、克拉玛依油田、四川油田、华北油田、大港油田、中原油田、吉林油田、河南油田、长庆油田、江汉油田、江苏油田、青海油田、塔里木油田、吐哈油田、玉门油田、滇黔桂石油勘探局、冀东油田等油田产量、储量较为可观。

但是，在我国已发现的油田中，除大庆、胜利等主要油田外，其他油气田单位面积储量普遍较小，低品位油田居多，而且埋藏较深、类型复杂、品质较差、工艺技术要求高。在剩余可采储量中，优质资源不足，低渗或特低渗油、稠油和埋深大于3500米的超过50%，而且主要分布在西北和东部地区。随着勘探开发的不断深入，剩余石油资源中质量差、难开采的比重将越来越大。

总的看，勘探难度逐渐增大，隐蔽、复杂油气藏已成为勘探主要对象，地表及地质条件复杂的地区正成为勘探的重点目标区。老油田已进入高含水、高采出阶段，综合含水率高于80%，平均采出程度大于65%，原油产量呈递减趋势，开发难度越来越大，开采工艺要求越来越高。

截至2002年年底，石油累计探明可采储量63.95亿吨，其中剩余可采储量24.28亿吨，居世界第12位，人均石油剩余可采储量1.87吨，相当于世界人均水平的7.8%，仍属“贫油大国”。

2002年7月31日，中国石油商务网最新天然气资源评价，我国常规天然气资源量为55.16万亿立方米：根据第三次天然气资源评价，我国常规天然气资源地区分布如下：

表2我国常规天然气资源地区分布单位：万亿立方米，%

截止2002年底，我国天然气累计探明可采储量2.56万亿立方米，其中剩余可采储量2.02万亿立方米，居世界第17位，人均天然气剩余可采储量1552立方米，仅相当于世界人均水平的5%，属于名副其实的“贫气大国”。

(二)资源潜力仍然较大

从总体上看，我国油气资源仍有很大潜力可挖。截至2002年，我国石油待发现可采资源量约为71亿～96亿吨，平均探明率43.4%，其中，东部地区平均探明率超过60%，中西部地区和海域低于30%，均低于73%的世界平均探明率：天然气待发现可采资源量7.4万亿～

9.4万亿立方米，平均探明率23.3%，远远低于60.5%的世界平均探明率。由此可以看出，我国油气资源探明率较低，整体上处于勘探的早中期阶段。

另外，由于中国油气开采和勘探技术条件的限制，我国一些埋藏较深、类型复杂、工艺技术要求较高和自然条件较差，以及一些深海油气田的开采、勘探还相当有限，基本处于开发的早中期阶段。随着相关技术的日益成熟和进步，我国油气资源的开发可望取得较大的进展。

(三)未来保障任务艰巨

根据中国经济的高增长率和能源消费弹性系数预测，到2010年，我国原油消费总量将达到3亿到>.2亿吨，届时中国原油的进口依存度将逼近50%。我国的油气资源保障将面临很大压力。

我国经济的持续快速发展，决定了我国油气资源的需求将与日俱增。预测到2010年，2020年石油需求量将分别达到3亿吨、3.8亿吨，天然气需求量也将分别达到1200亿立方米、2000亿立方米。如果同期我国油气资源得不到重大的发现，国内石油生产能力只能保持在1.8亿～2亿吨之间，缺口分别为1亿-1.2亿吨、1.8亿-2亿吨：国内天然气生产能力大约为1000亿立方米、1500亿-1600亿立方米，缺口分别为200亿立方米、400亿-500亿立方米。可以预测，2010年国内石油、天然气产量对需求的保障程度分别为57%、83%左右；2020年为50%、78%左右。2020年到本世纪中叶，供需缺口还将继续加大。为了保障我国经济健康、快速发展，我国油气资源勘探工作的压力很大，提高油气资源保障能力的任务十分艰巨。

二、我国油气资源面临五大问题

在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临诸多问题。

1.后备可采储量不足

我国油气资源的后备可采储量少，特别是优质石油可采储量不足，缺乏战略接替区，西

部和海相碳酸盐岩等区域的勘查一直未能取得战略性突破，后备可采储量不足已成为制约进一步增加油气产量和满足需求的主要矛盾。

2、风险勘查投入不足

基础性、公益性的油气前期地质工作具有探索性强、周期长、风险大的特点，作为一种相对独立的国家公共事业，主要应由政府出资，其成果提供全行业、全社会使用。近年来，国家对这项工作投入少，缺乏有效的机制，发现性调查评价工作力度不够，基础地质理论研究长期没有取得重大突破。

3.缺乏供给保障机制，很难适应市场变化

目前我国尚未建立起完善的油气资源安全供给保障机制，油气的资源储备和原油及成品油储备，还缺乏统一规划和布局。我国国家级油气资源战略储备体系刚刚开始建设，进口安全机制和特殊情况下的石油供应应急机制还不完善。

4.科技总体水平不高，不能满足增储上产需要

尽管我国在陆相生油、滚动勘探开发及大型非均质砂岩油田开采技术等方面处于国际领先水平，但我国油气资源勘探开发总体科技水平还不能适应当前增储上产的需要。随着油气资源勘探开发难度的加大，对科技水平的要求越来越高，一系列关键理论和技术，如海相碳酸盐岩成藏理论和深水钻探，山地地震、难动用储量开发技术等亟待突破。

5.环境问题严重，尚未得到充分重视

油气资源的勘探开发、油气长距离输送以及油气加工过程等都会对环境带来破坏和影响，有的还非常严重，致使土质严重酸碱化、水质和空气污染，影响了局部地区的土壤和生态环境。但油气资源勘探开发引起的环境问题尚未引起各方面的高度重视，在勘探开发中有效地保护生态环境的意识还有待进一步加强。

三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施

1.油气的大力勘探、开发

最近几年，我国加大了对西部油气资源的勘探、开发力度，在西部的塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、川西北等地区已经取得了很好的发现。由于我国海上油气勘探、开发力度的逐渐进步，近期在东海、南海等地也有较大规模的资源发现。今后5至10年内，我国油气勘探将集中力量重点对三大战略区——鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地南部地区——和两大战略后备区——塔里木盆地、柴达木盆地——进行勘探。

另外，我国对进入后期开采阶段老油气田进行进一步技术更新改造，进一步延长了其开采年限。

我国在西部塔里木地区蕴藏着丰富的天然气资源，为了解决东部特别是长江三角洲地区

对油气资源的迫切需求，国家投资建设了东西跨度长达4200公里的西气东输工程，建成以后向长江三角洲的年输气量为100亿立方米，稳定供气30年，另外考虑沿途用气20亿立方米，总计年供气120亿立方米，这在很大程度上缓解了我国东部地区油气资源供应紧张的状况。

2.积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性

积极实行“走出去”的战略，利用我们的技术、资金到非洲、南美等国家去开发石油。目前中国对海外石油资源的利用，除了由政府指定的企业在国际市场上进行期货及现货贸易外，也包括在勘探、开采等领域与外方进行合作。中国和国外很多合作项目都采取“份额油”的方式，即中国在当地的石油建设项目中参股或投资，每年从该项目的石油产量中分取一定的份额。这样做有利的一面是，由于中国拿到手的是实物，石油进口量不至于受价格波动太大。中国石油海外石油开采量已达1900万吨，其中份额油约占900万吨。中石油己在海外签订合同项目26个，其中有勘探开发项目22个，管道项目两个，炼油和化工项目各1个，项目分布在四大洲的12个国家，初步形成海外发展的三大战略区，即中东及北非地区、中亚及俄罗斯地区和南美地区。中海油也在2002年斥资12亿美元收购了澳大利亚和印度尼西亚的三块石油天然气田，中石化则以5.58亿美元购买西班牙瑞普索公司在印度尼西亚5个海上油田的部分石油资产。中海油这一跨国资产并购将为其带来每年4000万桶，约500万吨原油的份额。这5个油田共有超过1亿吨的总探明储量，中海油在其中拥有的探明储量约为5000万吨，并将操作其中3个油田的生产。经过这次并购，中海油现在已经成为印尼最大的海上石油生产商。

非洲是世界各国竟相开发的地区，西非地区石油钻井成功率高达35%，远高于10%的世界平均水平。专家预测，未来5年内，非洲探明储量将至少增加150亿桶。国际市场上新增加的来自海湾以外的石油中，将至少有四分之一产于非洲国家，我国各大石油公司也在加紧非洲地区石油开发。

虽然非洲石油的储量不足中东地区的1／6，但其石油含硫量低，很适合加工成汽车燃油，目前西非各国企业基本实现了直接投资的对外开放。除非洲最大的产油国尼日利亚，其余产油国都不是石油输出国组织的成员。尽管这些国家政局不稳，但新探明的主要石油储存都位于深海区域，远离冲突地区。且这些国家彼此有摩擦，联合抵制石油供应的情况不太可能发生。中国国家主席胡锦涛2004年初的非洲之行，就中国在非洲地区开发石油资源展开了诸多讨论，在中国开发非洲石油资源方面写下了重要的一笔。

石油不但是关系到国计民生的重要消费品，同时也是一个国家重要的战略物资，保障石油的充分供给对一个国家的经济发展和国家安全都具有十分重要的意义。但是当今国际石油市场受到国际政治、军事以及地理位置等诸多因素的影响，使石油进口国的石油供应具有很大的不确定性，石油进口的安全性受到很大挑战。我国是世界石油进口大国，进口安全性意义重大。在扩大购油渠道，保证进口安全方面，我国大力开展和平外交，发展与世界各国的友好关系，积极争取从俄罗斯和中亚产油国通过陆地管道进口石油，使我国的石油进口渠道多元化，降低和分散风险，从而更安全。俄罗斯和哈萨克斯坦是新兴的石油和天然气资源大国，中国同两国在石油和天然气方面的积极合作对保障中国的石油供应安全具有重要的意义。目前，我国已经同哈萨克斯坦和俄罗斯达成有关修建石油、天然气输送管道，向我国出口能源的协议，这在一定程度上改变了我国石油进口严重依赖中东地区的局面，增强了我国

石油进口的安全性。

3.加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全

石油储备是稳定供求关系、平抑市场价格、应对突发事件、保障国家石油安全的重要手段。目前，我国尚未建立石油储备体系，现有原油、成品油储罐多属生产和流通的配套设施，难以发挥储备功能，一旦遇到突发事件，处境将十分被动。有关资料表明，中国现有的石油储备只够维持7天的时间。另外，国外研究机构普遍认为，未来20年国际油价呈上涨趋势。及早建立我国石油储备体系，可以减少经济代价，有利于我国在国际政治、经济角逐中处于主动地位。

“十五”期间，我国将按照国家储备与企业储备相结合、以国家储备为主的方针，统一规划、分批建设国家石油储备基地。“十五”期间，国家原油储备目标800万立方米、地下储气量11.4亿立方米。

随着中国经济的飞速发展，对石油需求不断增加，而同时我国国内石油产量却徘徊不前。石油作为一种战略资源，长期以来一直是影响世界政治和经济发展的重要因素之一，石油安全也是世界各国面临的共同问题。虽然从总体而言，未来数十年内世界石油供求关系不会发生太大变化，能够保持基本平衡局面，且越来越市场化。但在此格局之下，世界各国尤其是大国对能源的竞争也日益激烈，对能源安全的重视有增无减，纷纷进行能源战略调整。

中国天然气的发展现状 篇6

项目名称： 天津市南港石化化工品仓储物流及配套项目 项目名称： 天津南港工业区80万立方油库工程项目 项目名称： 天津南疆储运基地油库项目

项目名称： 天津市港马输气管道建设工程项目 项目名称： 天津市南疆燃料油库改建工程项目 项目名称： 天津市大港原油商业储备基地工程项目 项目名称：石楼-昌平-顺义成品油管道工程项目 项目名称：北京广仟达加油站改造工程项目

项目名称： 中国航油天津南疆储运基地油库项目 项目名称： 中华民营经济园天然气配套工程二期项目 项目名称： 上海市中转油库二期扩建油罐基础工程项目 项目名称： 重庆市30万立方米国家战略成品油库项目 项目名称： 中国石油重庆销售华龙加油站迁建工程项目 项目名称：廖家凼加油站（危化品码头）工程项目

项目名称：秦皇岛市天然气输配工程项目

项目名称：唐山市液化天然气储罐及配套设施项目 项目名称：玉田县城镇天然气管道输送工程项目 项目名称：唐山机务段古冶油库改造工程项目

项目名称：江苏中南汇石化仓储有限公司石化仓储建设项目 项目名称：江苏35万立方米高级润滑油仓储项目 项目名称：昆山市2011年中压天然气管线工程项目

项目名称：中国石油天然气股份有限公司江苏苏州长彝路加油站迁建项目 项目名称：长庆油田-呼和浩特石化-华北石化原油管道工程项目 项目名称：长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程项目 项目名称：唐山液化天然气外输管道工程项目 项目名称：高邑县城东工业区天然气利用工程项目 项目名称：鹿泉-行唐天然气管道工程项目

项目名称：应县-张家口天然气输气管道工程项目第三期工程项目 项目名称：迁西县天然气管道输送工程项目 项目名称：泰兴市天然气利用工程项目 项目名称：江苏省新建润滑油仓储项目

项目名称：国储油南京禄口机场油库扩建工程项目 项目名称：南通市燃料油及轻油码头扩建工程项目

项目名称：连云港港徐圩港区30万吨级原油码头工程项目

项目名称：泰州港靖江港区新港作业区联合安能液体石化码头及配套设施工程项目 项目名称：扬中市成品油码头工程项目

项目名称：扬州港仪征港区公共液体化工码头二期工程配套仓储罐区项目 项目名称：浙江省舟山市洋山石油储运项目三期工程项目 项目名称：浙江省宁波市大榭岛油库扩建改造工程项目 项目名称：海西天然气管网工程罗源至福鼎段工程项目

项目名称：海西天然气管网工程（南靖-龙岩段）项目

项目名称：金丽温省级天然气管道金衢配套管道工程浦江支线及东阳支线项目 项目名称：温岭永安油库码头改建工程项目

项目名称：舟山岙山油库码头及配套油罐管线建设项目 项目名称：宁波大榭中油二期油品码头工程项目 项目名称：宁波油品码头及柴油储罐等建设项目

项目名称：宁波市溢油应急抢险码头储油罐等建设项目 项目名称：小田湾油品码头工程项目

项目名称：仪征-长岭原油管道复线工程仪征至九江段工程项目 项目名称：安徽省淮南年产20亿立方米煤制天然气项目 项目名称：濮院储油库原地扩建项目 项目名称：合肥市燃料油油库项目 项目名称：石油储存及配套码头项目

项目名称：海西宁德工业区长腰岛1000万方储油库工程基地项目 项目名称：江西省天然气管网一期工程第一批支线项目 项目名称：江西省天然气管网一期工程第二批支线项目

项目名称：江西省天然气管网二期工程（南昌、九江段）项目

项目名称：江西省天然气管网二期工程（上饶、鹰潭段）项目 项目名称：黄岛、董家口至岚山原油管道工程项目 项目名称：中国石油山东销售分公司烟台油库新建项目 项目名称：山东液化天然气（LNG）工程项目 项目名称：日照-仪征原油管道及配套工程项目

项目名称：烟台港西港区至淄博重质液体化工原料输送管道工程项目 项目名称：中油燃料油黄岛油库工程项目 项目名称：辛一站天然气净化装置项目 项目名称：燃料油码头罐区扩建工程项目

项目名称：威海港威海湾港区石化码头一期工程油品库区项目

项目名称：日照港岚山港区中区两万吨级成品油及液体化工码头工程项目 项目名称：河南省义马气化厂产品结构调整技术改造项目 项目名称：宜都-松滋-公安-石首输气管道工程项目 项目名称：十堰市浙江路CNG加气站项目

项目名称：恩施州川气东送气源利用项目恩施天然气利用工程项目 项目名称：武汉石化-武汉天河机场航煤管道工程项目 项目名称：仪征-安庆-九江原油管道工程项目 项目名称：十堰市CNG加气站工程项目

项目名称：湘潭-娄底-邵阳供气管道工程项目

项目名称：长沙市天然气利用工程星沙储配站工程项目

项目名称：佛山市2011年市政燃气管道工程项目 项目名称：湛江市25万m3燃料油库区建设项目 项目名称：广东揭阳普宁乌石加油站建设项目 项目名称：四会市管道燃气工程项目

项目名称：揭阳市揭东县液化气储罐续建项目

项目名称：珠海市油气仓储项目

项目名称：中石油西气东输二线香港支线项目 项目名称：普宁市中宏天然气汽车加气站工程项目

项目名称：佛山市三水区天然气利用工程（白金三期等17个项目）市政管道工程项目 项目名称：清远市联升空气液化有限公司扩建项目 项目名称：振戎洋口能源仓储项目一期工程项目

项目名称：湛江港-廉江国储库-廉江高桥原油管道工程项目 项目名称：广州白云机场油库扩建工程项目

项目名称：珠海中燃桂山油库多点系泊码头技术改造工程项目 项目名称：中石化南宁屯里油库项目

项目名称：钦州港中国石油广西石化3#、4#、5#、6#液体散货泊位项目 项目名称：广西钦州中石油国际储备库配套码头项目 项目名称：海南凤凰机场油库扩建项目

项目名称：中石化海南炼化30万吨级原油码头改造工程项目 项目名称：洋浦成品油保税库项目配套码头工程项目

项目名称：中卫-贵阳联络线工程项目 项目名称：贵州省谷立油库增容工程项目

项目名称：中缅天然气管道工程项目、中缅原油管道工程项目 项目名称：玉溪-富宁成品油管道工程项目 项目名称：云南天然气管道工程项目

项目名称：西安市临潼区天然气门站扩容改造工程项目 项目名称：四川泸州石油分公司泸州油库工程项目 项目名称：九龙山气田天然气集输干线工程项目 项目名称：彭州成品油库工程项目 项目名称：四川省安县自备储油库项目 项目名称：吕梁市加气站工程项目

项目名称：山西燃气产业集团有限公司管网工程EPC总承包项目 项目名称：山西燃气产业集团有限公司天然气输气管道工程项目 项目名称：柳林煤层气CNG加气母站工程项目 项目名称：运城-平陆天然气输气管道工程项目

项目名称：左权-榆社-武乡-沁县-沁源煤层气输气管道工程项目 项目名称：临汾东芦油库付油区改造工程项目 项目名称：山西省长冶油库改造工程项目

项目名称：甘肃省40亿立方米/年煤制天然气工程项目 项目名称：兰州市天然气管网改建工程管道穿越黄河项目 项目名称：青海省格尔木市液化天然气（二期）工程项目

项目名称：新疆庆华煤制天然气项目区至伊霍线伊宁首站SNG管线工程项目 项目名称：徐矿集团新疆40亿Nm3/年煤制天然气项目

项目名称：中煤能源新疆准东年产40亿标方煤制天然气工程项目

项目名称：独山子-乌鲁木齐-鄯善原油管道工程（独山子-乌鲁木齐段）项目 项目名称：华电集团准东西黑山煤矿综合开发基地年产40亿立方天然气项目 项目名称：内蒙古自呼伦贝尔年产40亿Nm3天然气项目

项目名称：内蒙古3×24万吨/年民用LNG清洁能源项目

项目名称：内蒙古苏里格第五天然气处理厂及外输管道工程项目 项目名称：鄂尔多斯市煤干馏尾气LNG资源综合利用项目 项目名称：北方石油乌审旗200×104Nm3/dLNG建设项目 项目名称：长庆气田-呼和浩特输气管道东胜改线工程项目 项目名称：黑龙江省大庆市输油管线改线工程项目

项目名称：大庆-锦西原油管道工程（大庆-铁岭段）项目 项目名称：大庆市油田伴生气天然气利用项目

项目名称：扶余-新木油库输油管线穿越松花江支流段管线更新地面工程项目 项目名称：蛟河市管道天然气工程建设项目

项目名称：白石山林业局及白石山镇天然气供气工程建设项目 项目名称：吉林省长白朝鲜族自治县城市管道燃气工程项目 项目名称：抚松县松江河城区管道燃气工程建设项目

项目名称：锦州20-2天然气分离厂搬迁工程新建终端项目 项目名称：辽宁大唐国际阜新煤制天然气管道输送工程项目 项目名称：沈-抚输油管道延长线工程项目

项目名称：锦州利新石油化工燃料油库二期工程项目 项目名称：营口市煤气公司管网改造工程项目 项目名称：营口-盘锦联络管道工程项目

项目名称：营口港仙人岛原油储库一期工程项目

项目名称：大连港长兴岛10万吨级原油码头工程项目

《2011年中国石油、天然气管道工程新建项目大全》目录

项目名称：大港油田板南储气库项目 项目名称：津港路大配套管线工程项目

项目名称：赛达大道高压天然气管道工程项目

项目名称：中海油煤制天然气北线管道一期工程项目 项目名称：南疆-唐山及武清支线成品油管道工程项目 项目名称：港北高压输气管道工程项目

项目名称：天津滨海南港石油仓储有限80万立油库项目 项目名称：天津市成品油库项目

项目名称：中国航油上海储备基地项目 项目名称：綦江-重庆成品油管道工程项目 项目名称：相国寺储气库及管道工程项目

项目名称：开县中和当阳配气站至兴合脱硫站天然气输配工程项目 项目名称：伏牛溪油库21万方石油商业储备及配套改造项目 项目名称：重庆市新增液体化工原料储罐工程项目

项目名称：重庆松藻易高瓦斯提纯及液化利用项目

项目名称：重庆北碚工业园供气（云丰-蔡家输气管道工程）工程项目 项目名称：重庆市南坪南路（四海）加油站项目 项目名称：高邑县煤改燃气工程项目

项目名称：黄骅市储油物流项目

项目名称：中海油煤制天然气北线管道一期工程项目 项目名称：华北油田苏桥储气库群建设工程项目

项目名称：冀东南堡油田1号构造1-5井组（NP1-5P）和1-29井组（NP1-29P）海上集输工程项目

项目名称：秦京线丰润占压段管道改线工程项目

项目名称：内蒙古大唐国际克旗日产1200万立方米煤制天然气项目配套长输管道工程（路由调整）项目

项目名称：石家庄市东部三市供气管道项目

项目名称：鹿泉市城市天然气管道工程项目

项目名称：河北省太行大街（正无路至衡井公路）天然气输气管道项目 项目名称：陕京三线输气管道工程项目 项目名称：内蒙古大唐国际克旗日产1200万立方米煤制天然气项目配套长输管道工程路由调整 项目名称：高邑-清河天然气管道输送工程项目

项目名称：任丘市北部门站及LNG调峰储配站项目 项目名称：河北霸州康仙庄LNG项目

项目名称：靖江-江阴段成品油管道工程项目 项目名称：苏北成品油管道及配套油库工程项目 项目名称：泰州-戴南天然气管道输送建设工程项目 项目名称：如东-江都输气管道建设工程项目

项目名称：中石化江苏南通桥北加油站、城山加油站改造项目 项目名称：常州市魏村油库迁建（一期）项目

项目名称：中国石化川气东送金坛地下盐穴储气库项目 项目名称：江苏成品油仓储设施及石油库建设项目 项目名称：海西天然气管网工程长乐至罗源段工程项目 项目名称：金丽温省级天然气管道金衢段配套管道工程项目 项目名称：宁波-台州-温州成品油管道工程项目 项目名称：甬台温天然气输气管道工程项目

项目名称：东港至普陀山二期海底输水管道工程项目 项目名称：中信港口投资有限公司小田湾油品仓储项目 项目名称：舟山市油库三期工程项目

项目名称：册子岛二期2座10万立方米原油储罐工程项目

项目名称：中国石化镇海炼化分公司港务储运部增建原油罐项目 项目名称：宁国油库新建项目

项目名称：芜湖市力克油库扩建项目

项目名称：岳西县城供水原水管道工程项目

项目名称：合肥市滨湖新区天然气管道利用工程项目 项目名称：福建省60万立方米商业油库项目

项目名称：莆田市港城新区污水处理厂工程尾水排海管道工程项目 项目名称：兰郑长成品油管道江西支线工程项目 项目名称：江西成品油管道二期工程项目 项目名称：弋阳县曹溪加油站建设项目

项目名称：山东省天然气液化储备调峰基地项目 项目名称：青岛市液体化工码头增设管线项目

项目名称：日照港油库扩建项目

项目名称：东营港-中海沥青（滨州）原油/成品油长输管线工程项目 项目名称：招远-龙口输气管道工程项目

项目名称：烟台港西港区至淄博输油管道工程项目 项目名称：山东省日照市岚山石油仓储中心项目 项目名称：菏泽市4500Nm3/h焦炉煤气制LNG项目 项目名称：威海市油品库区项目

项目名称：蓬莱市北海域港栾家口港区75万m3原油库区工程项目 项目名称：锦州-郑州成品油管道工程项目 项目名称：安阳-洛阳天然气管道工程项目

项目名称：西气东输二线南阳至信阳天然气管道工程项目 项目名称：“西气东输二线”平舞漯支线工程项目 项目名称：中油淮海销售有限公司油库工程项目 项目名称：河南省新密市LNG气化站项目 项目名称：中原油田文96地下储气库项目

项目名称：河南省LNG调峰站建设项目

项目名称：西气东输二线管道工程十堰支干线-忠武线联络线工程项目 项目名称：武汉-赤壁天然气输气管道工程项目 项目名称：孝昌-潜江天然气输气管道工程项目

项目名称：黄陂-麻城（红安）天然气输气管道工程项目 项目名称：武汉-广水成品油管道工程项目

项目名称：丹江口市天然气利用管道等工程项目 项目名称：黄冈-大冶天然气管道工程项目

项目名称：兰州-郑州-长沙成品油管道工程阳逻支线工程项目 项目名称：兰郑长成品油管道潢川支线工程项目

项目名称：川气东送湖北省接收站工程（武汉接收站、宜昌接收站、大冶接收站和黄梅接收站）项目

项目名称：川气东送湖北省接收站工程仙桃和荆州接收站项目 项目名称：武汉石化供气管道建设工程项目

项目名称：川气东送管道配套工程江汉盐穴天然气储气库工程项目 项目名称：武汉石化供气管道工程项目 项目名称：长沙-郴州（湘潭-郴州段）、湘潭-娄底成品油管道及油库配套设施建设工程项目 项目名称：湖南湘潭-娄底成品油管道工程项目

项目名称：长沙-郴州（湘潭-郴州段）成品油管道工程项目

项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施-郴州油库工程项目 项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施—湘潭油库工程项目 项目名称：湘潭-娄底成品油管道油库配套设施—双涟油库工程项目 项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施—耒阳油库工程项目 项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施—大浦油库工程项目 项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施—长沙油库工程项目 项目名称：中国石油天然气股份有限公司长沙油库项目

项目名称：新化县城市煤气管道等工程项目

项目名称：邵阳市LNG储备站工程项目 项目名称：长沙天然气利用工程储配站项目

项目名称：广东海事局珠海船舶溢油应急设备库建设项目 项目名称：珠海经济特区华南联合石油有限公司三期工程项目 项目名称：珠三角成品油管道二期建设工程项目 项目名称：湛江港-廉江原油管道建设工程项目 项目名称：湛江港-铁山港原油管道工程项目

项目名称：广东省天然气管网二期管道工程荔湾海气配套管线项目 项目名称：广东省天然气管网项目二期工程高明-肇庆联络线项目 项目名称：中石油深圳LNG项目

项目名称：马鞭洲原油罐区扩容及配套工程项目

项目名称：广州市天然气利用工程三期工程（西气东输项目）项目名称：惠州市区燃气管道建设工程项目

项目名称：中科合资广东炼油化工、管道建设等一体化项目 项目名称：中山-广州天然气管道项目

项目名称：中山至江门天然气输气管道工程（中山段）项目 项目名称：珠海市烯烃项目配套油库工程项目 项目名称：新兴县城市管道天然气利用工程项目 项目名称：广西液化天然气（LNG）项目

项目名称：北海市新增预冷、脱戊烷塔及LPG、轻油罐区改扩建项目 项目名称：南宁-柳州成品油管道工程项目

项目名称：北海至南宁成品油管道工程项目 项目名称：柳州油库建设工程项目

项目名称：海南液化天然气（LNG）站线项目

项目名称：海口市白沙门污水处理厂扩建工程排海管道工程项目 项目名称：洋浦成品油保税库项目配套码头工程项目 项目名称：贵阳-桐梓成品油管道工程建设项目 项目名称：昆明-玉溪成品油管道工程项目

项目名称：安宁-昆明-曲靖成品油管道工程项目

项目名称：安宁-楚雄-大理-保山（含大理-丽江支线）成品油管道项目 项目名称：安宁-玉溪-蒙自-文山（含玉溪-普洱支线）成品油管道项目 项目名称：秧田冲油库建设工程项目

项目名称：延安市年产20×104t液化天然气建设项目

项目名称：汉中甲醇汽（柴）油调制中心（含成品油库）项目 项目名称：鄂东气田渭北地区煤层气10亿立方米/年处理厂项目 项目名称：陕西省9.4×108Nm3/a小颗粒煤制气工程项目 项目名称：咸阳市城市天然气输配三期工程项目 项目名称：陕西省神渭管道输煤工程项目

项目名称：兰成渝输油管道成都-乐山支线成品油管道工程项目

项目名称：平武县天然气供气管线及附属设施灾后重建工程（一期）项目 项目名称：绵阳市天然气储配站建设工程项目

项目名称：川渝地区天然气管网调整改造工程北外环集输气管道二期工程（南部-德阳）项目

项目名称：北外环集输气管道二期项目 项目名称：广元-朝天输气管道工程项目

项目名称：川东北至川西输气联络线管道工程苍溪段工程项目 项目名称：成都液化气储配库二期工程项目 项目名称：成都市十陵加气母站项目

项目名称：合川天然气处理厂建设工程项目 项目名称：中原油田普光分公司净化厂中期项目

项目名称：大竹县工业集中区天然气供气和城市燃气调峰装置工程项目 项目名称：绵阳市农科区天然气配气站项目

项目名称：四川省皂角铺油库扩容改造工程项目

项目名称：中国石油四川绵阳销售分公司股权企业绵阳交通加油技改项目 项目名称：四川达州金龙加油加气站建设项目

项目名称：四川达州要木瓜铺油气合建站（南）建设项目 项目名称：四川达州要木瓜铺油气合建站（北）建设项目

项目名称：和顺-长治、和顺-寿阳-太原煤层气输气管道、寿阳煤层气加气母站工程项目 项目名称：榆林-济南输气管道路由调整工程项目 项目名称：山西省煤炭地下气化工程项目

项目名称：山西省临县-柳林-临汾天然气（煤层气）利用工程项目 项目名称：和顺-长治、和顺-寿阳-太原煤层气输气管道工程项目 项目名称：山西大同SNG项目

项目名称：甘南供气管道建设工程项目

项目名称：西气东输二线工程酒泉市供气支线工程项目 项目名称：中银管道反输改造工程项目 项目名称：石空-兰州原油管道工程项目 项目名称：兰州-天水输气管道工程项目

项目名称：西气东输二线工程张掖市供气支线项目 项目名称：青海100×104Nm3/d液化天然气工程项目 项目名称：青海省涩宁兰输气管道平安分输站建设项目

项目名称：昆仑能源（青海）100×104Nm3/d液化天然气工程项目 项目名称：新疆昌吉自治州年产16亿立方米煤制天然气项目 项目名称：王家沟-乌石化原油管道工程项目

项目名称：塔河油田至库车重油外输管道扩建项目

项目名称：西气东输三线伊宁-霍尔果斯煤制气支线工程项目 项目名称：喀什-泽普石油基地输气管道工程项目 项目名称：沙雅县天然气供气复线工程项目 项目名称：中国石油南疆天然气利民工程项目

项目名称：新疆西气东输二线向北疆供气管道工程项目 项目名称：呼图壁储气库项目

项目名称：和田河气田处理站扩建工程项目

项目名称：淖毛湖撬装式LNG汽车加气站建设项目

项目名称：宁夏化肥装置利用焦炉气替代天然气项目焦炉气长输管线工程项目 项目名称：宁夏石化成品油外输管道工程项目

项目名称：内蒙古乌海市海南区焦炉煤气综合利用节能减排项目

项目名称：长庆-呼和浩特石化原油管道工程项目 项目名称：包头市天然气利用工程管网系统项目

项目名称：呼和浩特-包头-鄂尔多斯成品油管道工程项目 项目名称：包头市日处理20×104Nm3天然气液化项目 项目名称：鄂尔多斯年产60万吨LNG清洁燃料项目

项目名称：鄂尔多斯市清洁汽车燃料配套工程LNG液化工厂项目 项目名称：长庆气田-呼和浩特市天然气输气管道复线工程项目 项目名称：内蒙古LNG工厂15万Nm3/d技改增能项目

项目名称：阿穆尔-黑河油品储运与炼化综合体项目 项目名称：中俄原油管道漠河-大庆段工程项目 项目名称：大庆市输油管线改线工程项目

项目名称：大庆市南八天然气处理厂及系统配套工程项目 项目名称：北I-2天然气处理厂及系统配套工程项目

项目名称：鸡西市煤焦气化及城市燃气输配系统工程项目 项目名称：吉林省九台市天然气利用工程项目

项目名称：吉林市5000Nm3/h沼气CNG（压缩天然气）项目 项目名称：吉林-长春成品油管道工程项目 项目名称：大庆-锦西原油管道工程项目 项目名称：大连市三源加油站改扩建项目

项目名称：辽河油田天然气利用工程（气代油）项目 项目名称：营口港仙人岛原油储库一期工程项目

项目名称：铁大线浑南经济开发区输油管道改线工程项目

项目名称：大连-沈阳输气干线、大连支线和抚顺支线天然气管道工程项目 项目名称：秦皇岛-沈阳天然气管道锦州石化供气支线工程项目

中国天然气的发展现状 篇7

多年来, 晨光集团坚持自主创新, 加大科技投入, 现已发展为中国最大的天然色素生产销售企业, 在全球也名列前茅, 是国家农业产业化重点龙头企业、国家高新技术企业, 集农产品精深加工、天然植物提取为一体, 其中辣椒红色素产销量世界第一, 占全球市场的半数以上, 超过传统的天然色素生产大国印度、西班牙等产量的总和。

机制创新, 释放发展活力

晨光天然色素有限公司脱胎于河北省曲周县五金厂, 该厂是原曲周县二轻公司下属的一家集体企业, 因机制不活、产品老化而陷入困境。

1998年, 惨淡经营的曲周县五金厂已无法维持正常运转, 走到了停产倒闭的边缘。厂长卢庆国等人通过对市场的调研, 决定重新创业。他们租赁五金厂的土地和厂房, 采用股份制的形式, 组建了晨光天然色素厂。起初年产量仅3吨, 产品只有单一的辣椒红色素。但企业轻装上阵, 没有负担依靠自身的积累, 滚雪球似地迅速发展起来。

虽然天然色素市场看好, 但是资金短缺制约了企业的发展。为了解决这一难题, 经理卢庆国和领导班子决定实行改革, 向新机制要资金、要活力。在曲周县体改委的指导、帮助下, 企业进行了股份制改造。2000年3月, 晨光天然色素厂改制成立了晨光天然色素有限公司, 注册资本50万元, 按照现代企业制度的要求, 实行董事会领导下的总经理负责制, 并设置了监事会。8月, 公司推行“进一步改制”, 将租赁使用五金厂的全部土地和固定资产进行评估后买断, 同时扩股融资600万元, 投资兴建了年产500吨叶黄素的生产线。2003年公司更名为河北晨光天然色素有限公司, 2008年组建了晨光天然色素集团有限公司。

新机制给企业注入了巨大活力, 公司的发展突飞猛进, 销售收入和利润每年翻一番以上。公司不仅成了当地的支柱企业、优秀民营企业, 也先后进入中国食品添加剂百强企业、国家乡镇企业实施走出去战略先进企业、国家农业产业化重点龙头企业、国家高新技术企业的行列。

为了实现企业跨越式发展, 晨光集团积极组织上市申报工作, 成为邯郸市第一家民营企业上市项目, 受到省市县领导高度重视。通过各部门的协作, 完成了审计调账、公司更名、各种证件名称变更、股权回购、补充出资、代持股权清理、存款清理、增资等工作。并且引进了战略投资者4家、4900万股权投资。公司制定了内控制度、股东会和董事会议事规则, 为企业规范化、市场化运作奠定了基础。目前, 中国证监会已正式受理其上市事宜。

科技创新, 造就企业核心竞争力

2001年以前, 公司的辣椒红色素技术落后、规模小、产品质量差, 国际市场一直被印度和西班牙垄断, 产品主要依靠内销。当时国内还没有成型的技术及成套的生产线。公司对粮油、制药、面粉加工、化工、环保等机械设备进行科学调配, 成功组合出一套连续的生产线。通过不断完善, 产品逐步达到了国际先进水平, 带动了我国辣椒红色素产业实现跨越式发展。公司的生产溶剂消耗由吨料300公斤降至3公斤, 色素得率由85%提高到98%, 生产能力提高了近百倍。

近几年, 晨光集团累计投入研发资金5000多万元, 建立了省级天然色素研究中心, 配备了气相色谱仪、液相色谱仪、分光光度计、分析天平等200余套一流的研发和检测设备;通过自主研发, 创建了逆流萃取、加压萃取、超临界、精制等高科技连续生产线;投资200多万元配备了液质联用仪, 开发了苏丹红检测方法, 苏丹红等偶氮系列的质谱检测多项指标达到国际权威检测机构欧陆坊水平, 解决了以前溶残检测靠点火、苏丹红检测靠国外权威机构的问题, 达到国际一流检测水平。

晨光集团将工艺创新贯穿于整个生产过程, 不断改进工艺, 提升工艺水平;坚持自主创新, 每年对设备进行一次改造, 提高自动化控制水平。在辣椒红产业连续化生产工艺、技术、设备配套的多层次、多方面, 通过原始创新、集成创新, 使我国辣椒红产业的工艺、技术、质量品质在国际上达到领先地位, 并且拥有完全自主知识产权。晨光集团辣椒红系列产品的原料和能源消耗、生产成本当前处于全球同行业最低水平, 各种产品的质量已达到国际先进水平。公司自主研发的10多项工艺技术获得了国家专利, 其中以6号溶剂油提取天然辣椒红色素的工业生产方法, 使色素产品有机溶剂残留量降低到8PPM以下, 比国家标准低6倍多, 而生产效率提高了10倍。“提高辣椒精品质工业方法”专利的应用, 使得辣椒精提取量由30%提高到99%, 溶解性、稳定性极高, 实现了量与质的飞跃。晨光牌辣椒红天然色素先后获得了河北省著名商标、河北省优质产品、河北省畅销品牌、河北省出口名牌称号。晨光公司先后被国家有关部委认定为“农产品加工企业技术创新机构”、“国家高新技术企业”。2009年辣椒红色素、辣椒素规模化工艺技术获得河北省科技进步一等奖, 集团的研发中心被认定为河北省天然色素工程技术研究中心, 检测中心通过国家实验室认可。公司现拥有发明专利5项、新申请专利10项, 参加的国家标准达到10项。

晨光集团在巩固辣椒红等传统产品的基础上, 通过技术创新, 先后研发出红米红、甘蓝红、甘薯红、甜菜红、姜黄素、番茄红素、晶体叶黄素等20多项新产品。其中甜菜红、红米红、小麦胚芽油等9项产品被评为河北省高新技术产品;辣椒红和辣椒碱被定为“国家重点新产品”;医用辣椒精、水溶色素中试与示范、高色价天然色素分别被国家科技部列入“科技兴贸计划”、“星火计划”和“火炬计划”。尤其是小麦胚芽油、红花籽油、葡萄籽油、番茄籽油等特种油脂的开发和果脯产品的不断成熟, 为企业发展注入了新的活力。辣椒精、叶黄素等产品在国内外市场占有较大份额。目前, 水溶色素系列产品, 如甘蓝红、甜菜红、红米红、姜黄素等已得到市场广泛认可;调味料系列如姜、胡椒、花椒等提取技术已成熟;保健品系列如大豆异黄酮、银杏黄酮、葡萄籽多酚、甘草提取物等产品已投入市场;红曲产品工艺日臻完善, 不断拓宽销路;棉籽蛋白和大豆蛋白产品项目已建成投产, 具有广阔的市场前景。

人才创新, 增强发展后劲

为了加快企业发展, 占领行业的制高点, 晨光集团重视人才的引进和培养, 实施人才发展战略。公司在天津、上海等地聘请了行业专家, 先后招聘博士生1名、硕士生15名、本科生70名、专科生100多名, 现在大专以上学历人员占员工总数60%以上, 为公司的腾飞提供了人才保障。

晨光集团始终坚持“人与企业共发展”的理念, 在企业发展的同时, 为员工提供良好的待遇, 为员工成才创造更多的机会。公司资助培养了自己的大学生、博士生和留学生, 为企业的发展增后劲、夯基础。在实施全员成才工程中, 结合每个员工的实际, 制定员工成才规划, 为员工成才创造条件, 充分挖掘员工的潜力。通过外派培训、带薪读研读博、出国参展等, 提高员工的培训层次。让部分骨干员工到子公司挂职锻炼, 开阔视野, 积累经验, 提升能力。公司还结合“二次创业”发展战略, 着力培养管理专家、经营专家、技术专家、工艺专家、检测专家, 使员工在实现自身价值的同时, 实现“人与企业共发展”的目标。科技进步促进了晨光集团规模壮大, 自主创新推动了晨光集团跨越式发展。

2009年, 晨光集团克服了金融危机的影响, 正确把握市场行情, 及时调整销售策略, 实现了逆势增长。集团下属的河北可口食品有限公司年产4000吨低糖果脯项目建成投产, 成为我国北方最大的低糖果脯生产企业;投资1.1亿元的棉籽蛋白项目一期工程, 在四町农业高新技术园区开工建设, 建成后可年加工棉籽10万吨, 带动当地棉花产业发展;新疆喀什天然色素有限公司已建成投产, 是集团在新疆的第三家子公司。晨光集团2009年实现销售收入4亿元, 比上年增长了29%;出口创汇4000万美元, 比上年增长了14.3%。荣获全省农副产品加工出口创汇第一名、全国植物提取物出口创汇第二名。

2009年晨光天然色素集团有限公司更名为“晨光生物科技集团股份有限公司”, 经营范围由天然色素扩展到天然植物提取物, 公司的品牌——这个民族工业的品牌、民营企业的品牌, 也是自主创新的品牌, 已在坚实的基础上发展壮大, 经营领域和发展空间更加广阔。

中国天然气产业生产环节安全评价 篇8

关键词：天然气产业；生产环节；安全评价

一、 引言

本文基于中国天然气生产环节现状，构建指标体系评价天然气生产环节安全状态，为全环节认识天然气安全提供参考。

二、 中国天然气生产环节现状

中国天然气资源储量基础良好。据BP能源统计，2014年中国常规天然气探明储量为3.5万亿立方米，占世界总储量的1.85%，居世界第13位；非常规天然气资源潜力也居世界前列。但资源分布不均，主要集中在中西部欠发达地区，成藏条件较差和地表环境恶劣，对天然气开发造成较大约束。1980年～2014年，中国天然气总体产销形势呈现分段特征：第一是产销平衡阶段（1980年～2006年），天然气产量与消费量基本呈现均衡态势。第二是“供不应求”阶段（2007年以来），天然气产量增长远远低于天然气消费量增长，这既印证了天然气作为清洁能源的广阔前景，也凸显了对天然气生产环节的安全要求进一步提高。从分地区的天然气城市供应状况来看，2000年～2012年天然气城市供应基本呈现持续上升趋势，同时呈现出两个特点：一是与产气大省高度重叠，二是与东部发达省份交集更大。综合对比来看，天然气城市供应状况与天然气产量分布存在一定的区位差异，凸显了中国天然气生产环节存在的“隐性”不匹配问题与潜在的运输挑战和压力。从天然气开采的投资来看，由于长期以来天然气价格不到位，导致业务盈利能力有限，天然气上游企业对业务的投资积极性不高，进而影响了产能建设规模。

三、 中国天然气生产环节安全评价

在对中国天然气生产状况进行初步分析基础上，本文构建了评价天然气生产环节的指标体系，进而对中国天然气生产环节的安全状态进行评价，最后，根据已有的相关文献界限值的给定，得出天然气生产环节安全状态的判断。

1. 相关指标构建与选取。众多研究表明，对于天然气生产环节的安全评价，不仅要着眼于天然气的生产量、探明可采储量，还要对天然气的消费量和相关增速进行构建和计算。基于此，根据数据的可得性，本文选取了天然气储采比、储量接替率、自给率、生产弹性、天然气生产增速与消费增速之比等5个指标对天然气生产环节的安全状况进行评价，以此构建天然气生产环节的安全状况评价体系。

本文选用的天然气生产环节安全的相关指标数据来自历年《中国能源统计年鉴》。从天然气储采比来看，我国天然气储采比非常高，这说明国内天然气剩余可采取储量可供现有天然气生产水平开采的年限较长，天然气资源保障度非常高，能够满足天然气工业发展潜力的释放。从天然气储量接替率来看，国内新增探明可采储量远远高于当年消耗的开采储量，反映出当前中国天然气储量增加与储量消耗之间差距较大，对天然气可持续供给能力具有显著促进效应。从天然气自给率来看，1980年～2006年间中国天然气自给率均在100%以上，这也说明2006年以前中国天然气生产能够充分地满足国内天然气消费需求。随着东部沿海省份天然气消费需求的释放，2007年以后中国天然气自给率呈现下降趋势，并且均低于100%，可以预见随着天然气消费需求的快速提升，中国天然气自给率会呈现进一步下降趋势，即国内天然气生产能力需要进一步扩能与提升。从天然气生产弹性来看，在1995年以前天然气生产弹性基本远低于100%，这说明在1995年以前，我国生产和生活消费对天然气的需求依赖程度较低，因此，国内生产总值的增长并未带来天然气生产的快速提升，另一方面也与天然气生产能力、推广利用等因素密切相关。在1996年～2014年间中国天然气生产弹性基本维持在100%以上，这说明随着中国经济进入高速增长阶段，我国生产和生活消费对天然气的需求越来越高，若天然气产量不能满足日益增长的天然气消费需求，必然会对中国当前的产业升级转型和清洁能源的推广应用造成明显的制约。此外，从天然气生产增速与消费增速之比来看，1996年之前，两者基本呈现同步变动趋势，增速基本相当，天然气生产能力能够充分满足消费需求，这与1996年前天然气消费需求水平较低有关。但是，在1996年后天然气消费增速逐步超越生产增速，天然气生产能力逐渐不能满足消费需求。

2. 警限确定。根据聂富强等（2005）、习文静（2011）等对经济安全和石油安全预警的相关划分方法，将天然气安全划分为五个等级，即安全、基本安全、轻微不安全、不安全和危机，并分别对五个等级的安全程度各自的分数范围进行界定，分数越大，危险越大，安全程度越低。

葛家理等（2002）、聂富强等（2005）和何贤杰（2006）等文献指出，石油行业储采比高于50年可视为十分安全，小于5年则为很不安全。结合上述文献和天然气行业特征，本文以天然气储采比50年和10年作为安全和非安全的界限值，其他等级详见表1。

根据张华林等（2005）、聂富强等（2005）和何贤杰（2006）等文献，储量补偿系数为1可以作为划分安全与值得关注的界限区间。因此，本文认为当储量接替率大于1时，储量的增加大于储量消耗，其安全程度属于基本安全；当储量接替率小于1时，储量的增加小于储量消耗，说明天然气的新增储量不能够弥补天然气的消耗量，由基本安全区进入轻微安全区。基于此，本文以天然气储量接替率1.5作为安全区界限值，其他等级详见表1。

对于天然气自给率，吴文盛（2002）文献指出，当自给率为1时，代表国内的生产满足国内需求，自给率为1可作为划分安全与值得关注的界限。当自给率为70%时，有30%的国内需求得不到满足，此界限应视为划分值得关注与危险区的标准。当自给率下降到50%时，意味着有50%的供给为其他国家所控制，这是很危险的，因此，自给率50%应作为划分高度危险与危险区的标准。基于此，本文以自给率为1和50%作为安全与非安全区间界限的主要区分临界值，其他等级详见表1。

对于天然气生产环节的生产弹性，当天然气生产弹性为1时，表示天然气生产增速与GDP增长速度持平，天然气生产能力能够满足经济社会发展中生产和生活需求，因此，本文以0.8作为天然气生产弹性的安全界限值，其他等级详见表1。

对于天然气生产增速与消费增速之比，根据范秋芳（2007）、习文静（2008）等文献，以0.8作为天然气生产增速与消费增速之比的安全界限值的等级划分标准。该指标值越低，说明天然气生产能力越不能满足消费需求，安全程度越低，其他等级详见本文表1。

3. 指标分数值的测算。从上述天然气生产环节相关指标的构建以及警限值的确定来看，中国天然气生产环节安全涉及众多指标，其中主要为正向指标，因此需要将相关指标进行无量纲化处理，即将相关指标换算为分数值，再应用因子分析方法，确定中国天然气生产环节安全的定量评价指标。

根据聂富强等（2005）、赵英等（2006）以及何维达等（2007）等文献的指数分数值换算方法，本文将指标的安全状态主要分为5种，即安全、基本安全、轻微不安全、不安全和危机，其相应的分数值分别为：0分～20分、20分～40分、40分～60分、60分～80分和80分～100分。由于本文的设定指标均为正向指标，因此分数值越小，表示相应的状态越安全，当某个指标的观测值落在某个警限时，则可以测定其不同的等级和分数。

对于上述定量指标的构建，主要采用如下计算公式：

productij=分数下限+（指标值-警限下限）

*■

根据上述公式，可以得出相应的分数值，指标值越小代表其状态越安全，以此可以定量分析其安全状态。其中，对于相关指标没有给出警限上限和警限下限，主要集中在“安全”和“危机”状态，本文采用如下处理办法：如果没有警限上限时，将警限下限值的2倍作为上限；对于没有警限下限时，如果上限大于零，则将零作为下限，否则将上限值乘以2作为下限。

4. 生产环节安全指标的测度。对于安全指标的测度采用因子分析方法（Factor Analysis），主要将许多相关的变量合并成少数几个潜在维度（Underlying Dimensions），因而提供了用于简化（Simplification）的方法。本文对于因子分析方法的使用，主要采用Stata 12.0软件进行。

首先，为了提取初始因子和主成分，本文使用factor命令，得到如表2结果。

从表2来看，只有前两个成分具有大于1的特征值（Eigenvalue），同时这两个成分解释五个变量组合方差（Combined Variance）的59%，其余成分在主成分因子分析中可以被忽略。通过旋转（Rotation）进一步简化因子结构，运用promax旋转，即允许因子或者成分间相关，得到初始因子载荷矩阵，如表3所示。

从初始因子载荷矩阵主因子1中p1、p4明显取得较大值，而对于主因子2则是p2、p3取得较大的值。 计算因子得分（Factor Scores）主要通过将每个变量标准化为平均数等于0和方差等于1，然后以因子分系数进行加权合计为每个因子构成的线性组合（Linear Composites）。因此，得到因子得分系数矩阵具体见表4。

其中，通过因子得分的散点图1，可以看到1982年、1992年、1993年、1989年、1985年和2008年等年份因子得分较高，这说明上述年份天然气生产环节安全程度较高。

因此，根据主成分因子得分系数矩阵可以得到主成分表达式为：

F1=0.4*p1+0.2*p2+0.38*p3+0.32*p4-0.28*p5

F2=0.39*p1-0.6*p2-0.2*p3+0.49*p4+0.38*p5

进一步以每个主成分所对应的特征值占所提取主成分总的特征值的和的比重作为权重，得到主成分因子的综合模型为：

F=F1*■+F2*■

将表4方差因子主成分因子分析中的特征值分别代入可得各指标的权重值，最后分别乘以相关主成分因子，可以得到最终相关指标的测度值。

5. 中国天然气生产环节安全分析。通过因子分析，得到了用以衡量中国天然气生产环节安全的最终测度值（见图2），可以发现中国天然气生产环节安全的测度值从1980年～2014年处于波动上升趋势，即生产环节的安全状态处于逐步轻微恶化趋势，尤其自1999年以后，生产环节的安全测度值处于40左右徘徊波动，并且逐步上升，这说明随着天然气的推广和消费，中国天然气生产环节的安全状态的恶化趋势逐步凸显，值得引起足够重视和调控。

具体而言，在1980年～1998年间中国天然气生产环节的状态大部分处于“基本安全”，但是自1999年后中国天然气生产环节的状态大部分处于“轻微不安全”。对于1999年之后安全状态的恶化趋势，本文认为，随着陕京、西气东输等长距离、大规模输气管道的建成，西部天然气资源得以进入东部发达城市消费利用，然而国内天然气生产能力的释放不及天然气消费需求的提升，在一定程度影响了天然气生产环节的安全状态。

四、 结论和建议

本文对天然气生产环节现状分析发现，中国天然气资源基础较好但分布不均，主要位于经济欠发达的中西部地区；资源开发难度较大，且由于气价长期不到位，上游投资积极性不足；由于顺应能源结构转型和价格优势明显，2007年后天然气产需缺口不断扩大，对外依存度快速上升。利用因子分析方法，本文量化分析了1980年～2014年间中国天然气生产环节安全状态，结果表明，过去30余年中国天然气生产环节绝大部分时间处于“基本安全”以上，1999年以来特别是2010年后，生产环节安全状态有明显恶化趋势。

据此，本文提出如下建议：第一，提高天然气价格市场化程度，为天然气全产业链投资提供稳定预期。第二，鼓励民营资本进入非常规天然气开发领域，多措并举扩大上游投资强度。第三，从国家层面加强对高难度、高风险气田开发的联合技术攻关，加快关键技术突破和装备国产化，同时形成一批非常规资源开发的技术储备，为充分利用国内资源创造技术条件。

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[4] 聂富强.中国国家经济安全预警系统研究[M].北京：中国统计出版社2005.

[5] 张华林，刘刚.我国石油安全评价指标体系初探[J].国际石油经济，2005，（5）.

[6] 习文静.中国石油安全的主要问题研究[D].北京：中国人民大学学位论文，2009.

作者简介：马文浩（1986-），男，汉族，广东省普宁市人，中国人民大学经济学院博士生，研究方向为经济安全。