为6000亿方天然气而奋斗

国家能源局正在进行“十三五规划”预研，就2020年中国天然气市场供应能力和消费量目标形成了非常不一致的看法。当我们提出应考虑2020年以消费量6000亿方为战略发展目标时，被一些资深的重量级能源专家嘲讽为“香港非主流媒体”的“乱估计”。对于如何制定新一期五年规划大家也存在不同看法，特别是在十八届三中全会确定了“市场在资源配制中其决定性作用”的大环境下，如何根据市场的潜在与实际需求，根据国家发展需求，解决国家面临的困难来确定目标；如何通过规划引导能源结构转型，从而促进产业结构升级；如何将规划制定成为对市场更具指导性，而不是计划经济时期“五年计划”的翻版。天然气是一个能源结构性的战略选择，天然气规划将影响能源全局，以致影响中国的未来发展。

4000亿与6000亿

中国能源面临“三座大山”：雾霾、温室气体排放和能源安全。搬走三座大山的关键就是能源结构的“大转型”，而“天然气大发展”无疑是重中之重。我第一次听到“天然气大发展”这个词，还是在2000年的一次关于西气东输的香山会议上，时任西气东输办公室主任，后来成为国家发改委能源局老局长的徐锭明同志在报告中所提及。时任国务院总理朱镕基高度重视中国能源转型问题，以极大的政治魄力推动中国能源结构转型，在国民经济并不富裕的条件下，批准投入1200亿巨资建设天然气西气东输工程，使中国的天然气实现了一次跨越式发展。但是，此后由于过于强调“以煤为主”，为获得GDP数据放任煤炭的开发利用，重煤轻气，重油轻气，使天然气在中国一次能源的比重中始终难占关键一席。到2010年“十一五规划”结束时，天然气在全世界一次能源的平均比重为23.81%，而中国仅为4.03%。

习近平同志说：“解决我国发展面临的一系列突出矛盾和问题，实现经济社会持续健康发展，不断改善人民生活，要求全面深化改革。中国共产党人干革命、搞建设、抓改革，从来都是为了解决中国的现实问题。可以说，改革是由问题倒逼而产生，又在不断解决问题中而深化”。中国的雾霾淹没了200万平方公里的数百座城市，成为人民群众在腐败之外最愤恨的问题。在此，我们要问，难道能源规划就不应该是为了解决中国的现实问题？

中国是人类最早利用天然气的国家，四川自贡是世界上最早开发天然气的地方。据历史记载和考古发现，东汉章帝刘炟时期（公元58～88年）就在自贡开始钻井开盐，北宋仁宗赵祯庆历（公元1041～1048年）年间出现的“卓筒井”采用了冲击式顿钻法深井钻凿工艺，开创了人类机械凿井的先河。此项技术于11世纪后传入欧洲，有力地推动了世界钻井技术的发展，被誉为“世界现代石油钻井先驱”。历代盐工在自贡先后钻井13000余口，平均井深300米，最深的井达到1000米。由于一些海相天然气与盐存在共生性，在一些盐井的开凿过程中，天然气也被发现和开发出来。井工们用竹子裹上麻布，再刷上桐油做成天然气“输气管网”，将天然气输送到作坊燃烧加热卤水蒸发制盐，我国利用天然气的历史至今超过1000年。直到1949年全国解放，中国仍有3个气田在生产天然气，而生产的油田仅2个。

据国土资源部2014年1月公布的数据，2013年中国天然气产量1209亿方，其中常规天然气产量1177亿方，净增105亿方，同比增长9.8%。中石油经济技术研究院2月发布《2013年国内外油气行业发展报告》称，2013年中国天然气进口量同比大增25%，达到530亿方，全年天然气表观消费量达到1676亿方，天然气对外依存度首次达到31.6%。

从上述数据看，中国用了整整一千多年的努力，天然气产销量才双双超过了1000亿方多一点。依据此种发展模式，提出天然气跨越式大发展，到2020年消费量6000亿方，似乎是属于“香港非主流媒体”的“乱估计”。长期以来中国过于强调“以煤为主”，油气行业过于“重油轻气”，造成天然气的开发利用严重滞后，致使中国以煤为主的能源结构长期扭曲偏重。“以煤为主”是我们不得已而为之，不是我们中国梦的选择。某些占据大量资源的油气企业不思进取，不愿改革体制机制，没有创新能力，却将中国“缺油少气”的说辞作为挡箭牌、烟幕弹，变为某种“共识”，甚至成了政府决策和五年规划的依据。结果是，中国今天重度雾霾笼罩了200万平方公里，80%以上的大中城市和8.7亿人口深受其害；温室气体排放几近超过美国欧盟之和，中国每年新增排量超越了全世界的减排努力；石油对外依存度高达60%，能源安全如剑悬头，政治、外交、军事被严重掣肘。这一切，都严重制约了中国的可持续发展，威胁到中国的主权独立，损害了我们的国际形象，威胁到每一个中国人的生活和安全。

新千年以来，全世界的油气勘探开发技术实现了巨大的革命性突破。水平井、定向井、多分枝井、水压裂、三维地震、地质大数据分析等等一系列新技术、新应用、新整合、新机制的全面创新，不仅致密气、致密油、页岩气、页岩油、煤层气、盐下气等各种非常规天然气产量快速增产，常规天然气也保持了增长态势。全球天然气产量从2000年的24115亿方增加到2013年的33476亿方。而美国仅页岩气一项技术突破，页岩气产量就从2006年290亿方，迅速增加到2013年3200亿方，不仅帮助美国实现了能源独立，而且还深刻地改变了世界的地缘政治、经济、金融和安全格局。

此一时期，纵向看中国天然气也可谓突飞猛进。产量从2000年272亿方，到2010年的949亿方，增长近349%，年均增长13.31%；消费量从2000年245亿方，增长到2010年的1075亿方，增长439%，年均15.9%。天然气在一次能源消费结构中的比重，从2.2%上升至4.03%。

根据国家“十二五天然气规划”，2015年中国天然气消费量目标2300亿方，比2010年增长243%，五年平均增速16.42%；国内天然气供应能力达到1760亿方左右，增长164%，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。另外，根据已签署的天然气进口合同，到2015年，预计我国通过管道和LNG海运年进口天然气量约为978亿方，猛增666%。

到2020年，中国的天然气消费量如果在4000亿米，中国天然气消费的增速仅需要保留在11.71%；即便增加到4300亿立方，比“十二五”增加2000亿方，增速也不过13.34%。如果维持“十二五”16.42%的平均增速，到2020年中国的天然气消费量将至少增加到4918亿方。从2003年到2012年，中国煤炭消耗量可以增长300%，为什么天然气就不可能？交通用气是一个新出现的快速增长，且需求潜力巨大的市场，是能够与燃油竞争的新能源。各地由于天然气供应紧张，多采取了限制措施，像重庆这样的产气地区，也只允许出租车加注CNG，不允许私家车用气。现在，改装一辆油气混合动力的汽车，仅需要5000元投资，在山西晋城、山东东营等天然气供应充足的地区，大多私家车都进行了改装。CNG的价格在4～4.5元/方，汽油要到7～7.5元/升，1方气与1升油热值基本相当。如果将这部分用气分别规划，天然气传统市场的增长率并不比“十一五”和“十二五”更低。

各五年规划天然气消费增长率比较

2014年5月21日，国家主席习近平和俄罗斯总统普京在上海共同见证中俄两国政府《中俄东线天然气合作项目备忘录》、中国石油天然气集团公司和俄罗斯天然气工业股份公司《中俄东线供气购销合同》的签署。该协议确定每年从俄罗斯东西伯利亚向中国东北地区输气380亿方，为期30年的天然气供应合同，据俄方透露的信息显示，价格只有350美元/千方，折合到达中俄边境的价格仅为9.95美元/MMBTU，2.19元人民币/方。大大低于中国进口LNG的气价，直接影响到未来我进口LNG谈判价格，这一价格很可能成为未来中国天然气基准价格的基础，对于我能源结构转型影响深远。

俄气与相关天然气价格比较

俄罗斯为什么会做出这样的让步？目前大家多把问题简单地归结到普京为吞并乌克兰克里米亚而遭到美国、欧盟制裁所迫，其实这仅仅是问题一个方面。普京这样一个坚定的国家至上主义者不可能仅为这一时的压力，做出将影响俄罗斯国家未来30年利益的决定，他们必定是衡量再三。除欧洲制裁之外，还有什么原因是俄罗斯人不得不考虑的因素？俄罗斯联邦驻华大使杰尼索夫曾经表示，俄罗斯转向亚洲市场是既定方针，因为亚洲是全球经济发展最快的地区，而中国是这一地区经济发展的火车头。俄罗斯向东转是必然，而接受一个在亚洲有竞争力的气价也是俄罗斯的必然选择。最近中国页岩气的成功开发、煤制气工程的投产和全球对中国供应LNG将大幅增加，直接影响了俄罗斯最后做出决定的判断。可以说，乌克兰、页岩气、煤制气和LNG四大压力，都是俄罗斯做出决断的关键因素。

中国的页岩气革命

2014年3月24日，中石化董事长傅成玉在香港宣布：中国石化页岩气勘探取得重大突破，中国首个大型页岩气田——涪陵页岩气田提前进入商业化开发阶段。根据计划，今年中石化涪陵页岩气产量将达到18亿方，2015年达到50亿方，2017年将达到100亿方。中国在页岩气开发的技术、工艺、装备和耗材上，实现全面突破，所有技术工艺全部掌握，所有装备耗材全部可以自己制造。

俄罗斯人其实一直并不相信页岩气革命会来之如此凶猛，在美国页岩气革命之初，俄罗斯人就不断唱衰。但是事与愿违，美国页岩气革命已经从星星之火，形成燎原之势。页岩气即便在美国成功了，但俄罗斯始终也不认为它也会在中国成功，直到普京来华之前，他们仍怀疑这是中国人的一个战略欺骗。但是俄罗斯人忽略了世界上有一个极为经典的共识，那就是：“什么事也别让中国人看见，如果他们看见他们就会回去做，如果他们造出来了，你就歇了！”

2012年2月14日晚8时，中石化在重庆涪陵焦石坝以地下3000米的龙马溪组为钻探目标地层，开始进行页岩气钻探。11月7日进行压裂，1.99万吨水以最高沙比27%，压力50MPa将地层压开。11月28日，一个振奋人心的消息从焦石坝传来：焦页1HF井当天钻获20.3万方高产页岩气，它标志着中国第一口规模化、商业化页岩气井诞生。此后，接二连三的喜讯接踵而来，2013年7月2日，焦页1-3HF井投产，测试产量20多万方/日；9月29日，焦页6-2HF井投产，测试产量达35万方/日；10月9日，焦页8-2HF井投产，测试产量再创新高，达55万方/日。截至今年5月17日，在涪陵页岩气田280平方公里一期产建区，已开钻页岩气井82口，完钻47口，投产27口，平均单井日产气11万方以上。有效的压裂工艺模式在焦石坝已经成型，当地页岩层平均厚度89米，其中下面的38米最好，资源完全可以与北美资源媲美。2014年内，该区域将规划投产100口井左右。中石化在焦石坝已经完全实现“井工厂”连续作业，在一个平台上钻井4～6口，向不同方向造斜水平钻进。实现钻井、固井、压裂、完井交叉连续施工，大大提高了钻井工程效率，并为后继持续钻井补井创造了有利条件。

中石化焦石坝项目数据

中石化在四川盆地仅拥有7307.77平方公里，根据中石化的规划，到2015年将在焦石坝地区钻井253口，动用面积262.7平方公里，将形成50亿方产能；到2017年中石化将在涪陵焦石坝及周边地区，打井约500口，动用面积约500平方公里，形成100亿方产能。而中石油在四川盆地及周缘拥有数万平方公里更加优质的区块，在中石化与中石油认真进行技术交流后，相信实现突破将指日可待。

中石化在涪陵的开发进度与美国巴奈特页岩开发进度相比，还显保守。巴奈特从2006年大规模开发，到2013年位置已钻生产井17980口，年产页岩气达500亿方。澳大利亚矿业巨头必和必拓2011年以150亿美元收购美国鹰油公司，此后每年投资40亿美元钻井400口。由于坚持不懈，井越打越快，越打越多，打井成本越来越低，在鹰滩页岩气田的钻水平压裂井成本已经降到400万美元/口，仅为中石化在四川涪陵单井造价的28.9%。

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，还需建设引水工程；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，且相互设置壁垒，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，勇于担当，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。同时与知人善任的中石化董事长傅成玉对他们在页岩气开发上的坚决支持密不可分。傅总当年带领中海油收购优尼科，就是一种思维创新。尽管因受到美国国会的阻碍而功亏一篑，但是，全世界因此了认识了中海油，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产品，也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，而一切的一切都是需要改革，需要体制革命。

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置机制。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的煤制天然气。根据协议，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。目前，克旗项目每天向北京供气200万方，保障了北京三分之一的天然气供应。

2014年7月，伊犁新天煤制天然气项目进入最后收尾阶段，项目投产后，每年将生产20亿方煤制天然气，并通过西气东输管道销售到内地市场。本年度接近投产的还有内蒙古汇能16亿方煤制气项目、大唐克旗二期13.3亿方煤制气项目和大唐阜新40亿方煤制气项目等。到年底，将总计有接近90亿方产能的煤制气项目收尾、接近投产状态。加上2013年投产的大唐克旗一期13.3亿方煤制气项目和新疆庆华13.75亿方煤制气项目，2014年中国煤制天然气的供应产能将有望“冲刺”100亿立方米。

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，实为不得已而为之。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，满载而去，空车而回，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，大幅度拉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据绝对主导地位。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未来一段时间中国煤炭行业的关键选择。

中国东中部地区燃煤密度

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，中国老百姓千家万户的家庭炊事、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、颗粒物和放射性尘埃等污染物，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。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5～6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130～170℃的工艺温度，燃煤需要建设锅炉房、煤库、化学水车间、除尘脱硫设施、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运输电费，最终全是能耗，而且消耗的是优质高品位的二次能源。

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%，而燃气锅炉效率高达90%，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之一。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。天然气的清洁可实现现场就地转换和小型化转换，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低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，年总产能预计将达到2693亿方（一说3400亿方）。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。

煤价气价与内部收益率

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，将褐煤转换煤制气更加科学合理。煤制气的技术瓶颈一定可以突破，当年中国发展循环流化床锅炉也面临磨损等一系列问题，最终在实践中一一解决。

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、印度和中国在内的整个亚洲地区的LNG进口规模迅速增加，使卡塔尔赚的盆满钵满。

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工作，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步，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1.1亿吨/年，相当于1394亿方/年。还有4个项目待批，全部形成产能将达到1.36亿吨/年，约折合1745亿方/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。

北美已经批准的LNG出口项目

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接收站实际接收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

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等杂质储量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）

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落实，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）

   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

    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）

    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

    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

    “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

    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不抽采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

     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。即便在先行体制不改革，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

　 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。长期以来没有解决到市场、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

    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

    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，即可作为饲料，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。每头奶牛煤炭可以生产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

    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

   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

    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年如果一起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

    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即的目标。

中国天然气供应与消费目标

    2008年到2012年的5年，中国石油消费增加了1.08亿，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，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，有节能。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，还是要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。若教育和医疗在进一步完善，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气，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

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。