2008年世界主要国家与中国天然气工业发展形势分析报告

2008年世界主要国家与中国天然气工业发展形势分析报告 世界主要国家与中国天然气工业发展形势分析报告 北京华经天众经济咨询中心研究部 The report of BHTEConsulting is a powerful business resource, designed to make a tangible difference to the success of your organisation. Every issue provides in-depth market intelligence, and analyses the stories behind the news headlines giving you the essential information you need for your business decision-making. 天然气市场分析报告 世界主要国家与中国天然气工业发展形势分析报告 课撰写背景 在世界天然气储量分布上，俄罗斯位居第一位，其次是伊朗、卡塔尔、沙特阿拉伯和阿联酋等中东国家，美国以约5.98万亿立方米的储量排名第六位，阿布沙比、尼日利亚、阿尔及利亚、委内瑞拉等国家名列其后。我国的天然气储量约为2.264万亿立方米列世界第十五位。见下面图表1和图表2，世界主要国家和地区天然气储量分布。 2007年全球天然气产量接近3万亿立方米，同期相比增长了2.5%。各地区天 然气生产增减不 一，非洲和中东地 区涨幅最快，其涨 幅均超过了5%;其 次是亚太地区，英 国的产量下降较 多，降幅达到了 9.4%，由于暖冬天 气的原因，包括中 欧在内的整个欧洲 的天然气产量下降 了3.7%。见下面图 表3，2001-2007年世界天然气产量贸易量统计及变化趋势。 在我国，天然气运输环节是过去制约我国天然气行业发展的主要因素。随着近年来天然气价格的大幅度提升，全国骨干网络的逐渐完善，天然气的运输瓶颈问题得以解决，我国天然气行业结束了启动期，正式进入快速发展阶段。天然气的成本 由三部分构成:生产 成本、运输成本和销 售成本。在这三项成 本中，主要的成本还 是产生在运输环节。 一般管道建设成本 为:高压100-200万 元/公里;中压70-80 万元/公里;低压40 万元/公里。我国天然 气田远离经济中心，管输距离长，穿越路线地形复杂，建设和运营费用很高，因此门站价格远高于井口价格。销售端支线及配套设施的建设成本成本相对于上游骨干管道低，单位成本大约是上游的50%左右。 天然气产业链各环节的价格由井口价(出厂价格)、管输费、下游分销价格。价格的种类有:井口价(出厂价格)、门站价(井口价+管输费)、终端销售价格(井口价+管输费+分销价格)。各类价格的定价是按照“成本+合理利润”的原则进行的。联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第2页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 见下面图表4，天然气价格构成及定价机制。 目前，我国天然气出厂价格 实行政府指导价，供需双方可按 照国家规定的出厂基准价为基 础，在规定的浮动范围内协商确 定具体价格。天然气价格是浮动 价格，根据可替代能源价格变化 情况每年调整一次，调整系数根 据原油、LPG、煤炭价格的5年 移动平均变化情况，按40%、 20%、40%加权平均确定，相邻 年度的调整系数小于等于8%。其 中，原油价格根据普氏报价WTI、Brent、Minas算术平均离岸价确定，LPG为新加坡离岸价，煤炭价格为秦皇岛港山西优混、大同优混、开滦优混的简单平均价。分销价格是当地政府定价，由城市然气运营企业与当地政府谈判而成，并需在每一次价格调整时经过当地听证程序。由于近年天然气出厂价格的上涨频率较快，下游分销环节也逐渐推行了价格联动机制，即不需要听证程序，直接将上游涨价加入到终端销售价格当中。目前在20多个城市已实行上述联动机制，但每个城市燃气的首次定价仍需听证程序。目前，城市燃气运营商的盈利水平很好，毛利率接近30%。 目前，分布在我国沿海省市计划建设的LNG进口项目超过20个，2015年以前拟建设LNG进口接收项目总规模接近每年7000万吨。但这些项目面临的困境是，国际市场中现有的LNG产能几乎已尽数出售，留给中国的资源已经不多。另外，最近几年国际LNG价格波动剧烈，也大大延缓了这些项目的进度。到目前，我国规划的20多个LNG项目，仅有5个初步落实了气源，没有落实气源的LNG项目建设进度缓慢。 报告主要观点 未来几年世界天然气市场更加处于无法满足需求的风险，在地区间的能源贸易增长总量中，天然气占84%，其出口量将出现翻倍的增长;出口的增量主要来自在中东地区，且绝大部分增加的供给将输往欧洲、亚洲和北美。 在我国，去年国家颁布的《天然气利用政策》(以下简称《政策》)将减缓化工行业未来对天然气的需求，《政策》允许重要用电负荷中心且天然气供应充足的地区建设利用天然气调峰发电项目，这部分量是较小的，在目前气源不足的情况下，发展空间也不大。另外，汽车油气CNG也是天然气需求的新的增长领域，在《天然气利用政策》里属于“优先类”，目前尚处于初步发展阶段。随着我国城市化水平的迅速提高，未来几年天然气作为城市燃气的比重将会提高到40%以上。 目前，我国已经与印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚和卡塔尔等国家签订了LNG进口协议，可以预计未来几年我国LNG进口比重将会有所扩大。但是，随着国际油价持续走高，LNG需求趋旺，国际LNG市场已经转变为卖方市场，价格大幅上涨，成为我国扩大LNG进口的主要障碍。本中心认为，LNG当前供给的紧张很大程度上是受美国、印度、中国以及欧洲国家等大规模新建LNG接收站造成需求激增的影响，从长期来看，市场机制将调整供需趋向平衡。 数据观点说明 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第3页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 世界主要国家与中国天然气工业发展形势分析报告是本中心行业研究小组继中 国区域城市燃气市场投资状况调查与前景分析之后2007-2008年度主要的调研课 题。报告数据主要来源于国家信息中心、国际能源机构、俄罗斯工业和能源部、美 国能源署等国家机构及BP Statistical Review of World Energy，2007，报告分析严 谨，观点明确。本中心从事于中国能源产业的调查研究，近年来一直关注中国主要 能源产业发展形势，对各地的主要能源项目进行过专题性研究，先后撰写了多项调 研报告，并且每月都跟踪性的阅读简报。我们相信通过我们的信息服务，天然气勘 探开发企业、投资机构个人、LNG运输服务企业及下游主要消费公司能够准确把握 行业发展形势，正确制定企业发展和投资策略。 报告撰写思路 第一章 中东地区主要国家天然气工业发展形势分析 .................................................. 9 第一节 近年来中东地区天然气市场发展状况总结 ............................................. 10 一、2007年中东地区天然气储量统计分析 ................................................... 10 二、近年来中东地区天然气产量及增长特征分析 ........................................ 10 三、中东地区天然气出口量统计分析 ............................................................ 10 四、中东地区天然气勘探开发情况最新进展总结 ......................................... 11 五、近年来中东地区天然气消费量分布和增长情况 ..................................... 11 第二节 沙特阿拉伯天然气工业发展形势分析 ..................................................... 12 一、沙特阿拉伯天然气储量与资源分布 ........................................................ 12 二、近年来沙特天然气勘探开发情况总结 .................................................... 12 三、沙特阿拉伯天然气工业发展规划 ............................................................ 14 四、沙特天然气市场消费情况及未来预计 .................................................... 14 第三节 伊朗天然气工业发展状况与政策研究 ..................................................... 14 一、伊朗主要油气田产量及分布区域 ............................................................ 14 二、近年来伊朗天然气市场供需数据统计分析 ............................................ 15 三、伊朗管道天然气出口量及出口计划研究 ................................................ 15 四、伊朗油气资源管理体制与政策分析 ........................................................ 16 第四节 卡特尔天然气工业发展状况 ..................................................................... 17 一、卡特尔天然气储量及储采比对比分析 .................................................... 17 二、近年来卡特尔天然气产量统计及变化趋势分析 .................................... 17 三、卡特尔LNG出口情况及未来几年产量预计 .......................................... 17 四、未来几年卡特尔天然气石油化工投资发展计划 .................................... 18 第五节 阿联酋天然气工业发展状况及前景 ......................................................... 18 一、阿联酋天然气储量及储采比对比分析 .................................................... 18 二、近年来阿联酋天然气产量统计及变化趋势分析 .................................... 19 三、2007年阿联酋天然气主要对外投资情况总结 ....................................... 19 四、未来几年阿联酋天然气产量与投资计划预期 ........................................ 20 第二章 俄罗斯天然气工业发展及中俄天然气合作情况分析 .................................... 20 第一节 俄罗斯天然气工业市场供需形势分析 ..................................................... 20 一、近年来俄罗斯天然气产量统计与变化情况 ............................................ 20 二、近年来俄罗斯天然气出口量统计及出口分布 ........................................ 21 三、俄罗斯国内天然气市场供需状况分析 .................................................... 21 四、2008-2011年俄罗斯天然气涨幅预期 ..................................................... 21 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第4页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 五、2015年前俄天然气开采和消费预测 ....................................................... 22 第二节 俄罗斯天然气工业发展动向总结分析 ..................................................... 22 一、俄罗斯天然气工业股份公司成为唯一出口企业 .................................... 22 二、俄罗斯大幅度降低天然气出口比重 ........................................................ 22 三、2007年俄罗斯发现了44块油气田 ........................................................ 23 第三节 俄罗斯“东部天然气规划”及中俄天然气合作分析 ............................. 23 一、俄罗斯“东部天然气规划”的出台及其主要目的 ................................ 23 二、俄罗斯“东部天然气规划”战略意图研究 ............................................ 24 三、中俄天然气合作进展情况总结分析 ........................................................ 25 四、俄罗斯向中国供应天然气的可能性分析 ................................................ 26 第三章 美国天然气市场供需状况及前景展望 ............................................................ 26 第一节 近年来美国天然气市场供需形势分析 ..................................................... 26 一、美国天然气储量及资源分布情况 ............................................................ 26 二、近年来美国天然气产量及变化趋势 ........................................................ 26 三、近年来美国天然气消费量及变化趋势 .................................................... 27 四、2007年美国天然气下游市场消费情况 ................................................... 27 五、2007年美国天然气库存量统计分析 ....................................................... 28 第二节 2007年美国天然气进出口贸易数据统计分析 ........................................ 28 一、近年来美国天然气进口量及变化趋势 .................................................... 29 二、近年来美国天然气主要进口来源地 ........................................................ 29 三、近年来美国天然气出口量及主要出口目的地 ........................................ 29 第三节 美国天然气价格走势与未来天然气发展前景 ......................................... 30 一、近年来美国各类天然气价格统计及对比分析 ........................................ 30 二、2007年美国天然气进口价格统计分析 ................................................... 30 三、2007年美国天然气出口价格统计分析 ................................................... 31 四、美国天然气发展对策研究及前景展望 .................................................... 31 第四章 世界其他国家天然气工业发展形势分析 ........................................................ 32 第一节 印度尼西亚 ................................................................................................. 32 一、印度尼西亚储量及资源分布状况 ............................................................ 32 二、近年来印尼天然气产量及变化趋势 ........................................................ 33 三、印度尼西亚天然气项目建设情况进展 .................................................... 33 四、印度尼西亚天然气输出情况统计预计 .................................................... 34 第二节 委内瑞拉 ..................................................................................................... 34 一、近年来委内瑞拉天然气资源勘探开发情况 ............................................ 34 二、近年来委内瑞拉天然气产量及变化趋势 ................................................ 35 三、2007年委内瑞拉天然气工业发展动向 ................................................... 35 第三节 其他国家天然气工业发展形势 ................................................................. 37 一、澳大利亚 .................................................................................................... 37 二、阿尔及利亚 ................................................................................................ 38 三、中亚主要国家 ............................................................................................ 39 第五章 中国天然气生产情况及管道建设状况分析 .................................................... 40 第一节 国内天然气产量统计分析 ......................................................................... 40 一、近年来我国天然气产量统计 .................................................................... 40 二、我国天然气产量预期及特点 .................................................................... 40 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第5页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 1、未来几年我国天然气产量增长预测 ................................................... 40 2、我国天然气产量企业集中度分析 ....................................................... 41 3、我国天然气产量地区结构分析 ........................................................... 41 第二节 我国主要气田天然气储量和产量预计 ..................................................... 42 一、塔里木油田 ................................................................................................ 42 二、冀东油田 .................................................................................................... 42 三、普光气田 .................................................................................................... 43 四、大牛地气田 ................................................................................................ 43 第三节 我国天然气管道建设形势调查分析 ......................................................... 43 一、我国正建设第二条“西气东输”管线 .................................................... 43 二、“川气东送”项目建设情况及气量分配预计 ........................................ 44 三、跨国输气管道建设已经提上日程 ............................................................ 45 1、中俄输气管道 ....................................................................................... 45 2、中土输气管道 ....................................................................................... 45 3、中国—缅甸天然气管道工程可行性研究 ........................................... 46 第六章 我国各区域天然气市场消费状况及前景预测 ................................................ 46 第一节 华东地区天然气市场发展形势分析 ......................................................... 46 一、华东地区天然气市场发展形势 ................................................................ 46 二、华东地区天然气项目建设状况调查 ........................................................ 46 三、天然气管网建设状况调查 ........................................................................ 47 四、主要城市天然气转换工作分析 ................................................................ 49 五、主要城市天然气市场竞争格局及消费前景预测 .................................... 49 1、上海市 ................................................................................................... 49 2、南京市 ................................................................................................... 50 3、昆山市 ................................................................................................... 51 4、杭州市 ................................................................................................... 51 5、宁波市 ................................................................................................... 52 6、福州市 ................................................................................................... 53 7、合肥市 ................................................................................................... 53 8、厦门市 ................................................................................................... 54 第二节 华南地区天然气市场发展形势分析 ......................................................... 55 一、广东省天然气市场及管道建设状况 ........................................................ 55 二、广西天然气市场及管道建设状况 ............................................................ 57 三、海南省天然气市场及管道建设状况 ........................................................ 57 四、主要城市天然气转换工作分析 ................................................................ 58 五、主要城市天然气市场竞争格局及消费前景预测 .................................... 59 六、华南地区天然气项目建设状况调查 ........................................................ 60 第三节 华北地区天然气市场发展形势分析 ......................................................... 61 一、主要省市天然气市场消费状况及前景预测 ............................................ 61 1、北京市 ................................................................................................... 61 2、天津市 ................................................................................................... 62 3、河北省 ................................................................................................... 62 4、山东省 ................................................................................................... 63 5、山西省 ................................................................................................... 63 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第6页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 6、内蒙古 ................................................................................................... 64 二、主要城市天然气转换及管道建设形势分析 ............................................ 65 三、主要省市天然气项目建设状况调查 ........................................................ 66 第四节 东北地区天然气市场发展形势分析 ......................................................... 67 一、东北地区天然气市场发展形势及竞争格局调查 .................................... 67 二、主要城市天然气消费前景展望 ................................................................ 68 1、沈阳市 ................................................................................................... 68 2、大连市 ................................................................................................... 69 3、长春市 ................................................................................................... 69 4、哈尔滨市 ............................................................................................... 69 三、东北地区天然气项目建设状况调查 ........................................................ 70 第五节 华中地区天然气市场发展形势分析 ......................................................... 71 一、华中地区天然气市场发展形势及竞争格局调查 .................................... 71 二、主要城市天然气消费前景预测 ................................................................ 71 1、郑州市 ................................................................................................... 71 2、武汉市 ................................................................................................... 72 3、重庆市 ................................................................................................... 72 4、南昌市 ................................................................................................... 73 5、长沙市 ................................................................................................... 73 6、成都市 ................................................................................................... 73 三、主要城市天然气转换及管道建设形势分析 ............................................ 74 四、主要省市天然气项目建设状况调查 ........................................................ 75 第六节 西北地区天然气市场发展形势分析 ......................................................... 75 一、西北地区天然气市场总体发展形势 ........................................................ 75 二、主要省区天然气项目建设状况调查 ........................................................ 76 三、主要省区天然气市场竞争格局分析 ........................................................ 77 四、主要城市天然气转换及管道建设形势分析 ............................................ 78 第七章 我国天然气市场价格及走势预测 .................................................................... 79 第一节 世界主要国家天然气产业运作模式分析 ................................................. 79 一、美国天然气产业市场运作模式 ................................................................ 79 二、日本天然气产业运作模式 ........................................................................ 79 第二节 我国天然气成本与定价研究 ..................................................................... 80 一、长输环节成本最高 .................................................................................... 80 二、我国天然气价格构成与定价机制 ............................................................ 80 1、井口价 ................................................................................................... 81 2、管输价 ................................................................................................... 82 3、分销价格 ............................................................................................... 82 第三节 未来几年我国天然气价格走势判断 ......................................................... 82 一、深入分析天然气价格形成机制改革 ........................................................ 82 二、未来几年世界天然气供应与需求形势分析 ............................................ 84 三、世界天然气市场对我国天然气价格走势影响 ........................................ 85 四、未来几年我国主要管道天然气价格上涨预计 ........................................ 86 第八章 国内外液化天然气(LNG)市场发展形势及投资状况调查 ........................ 86 第一节 世界LNG市场呈现卖方市场特征 ........................................................... 86 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第7页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 一、气源供应紧张，可供选择的资源短缺 .................................................... 87 二、气价大幅上扬 ............................................................................................ 87 三、LNG的运输价格也有较大上升 ............................................................... 88 第二节 世界液化天然气市场发展形势分析 ......................................................... 88 一、世界LNG运输能力的扩展 ...................................................................... 88 二、全球LNG市场定价机制 .......................................................................... 89 三、LNG的成本与削减成本的可能性 ........................................................... 89 四、世界LNG供求现状及走势 ...................................................................... 90 五、世界各LNG进口国需求特点和发展趋势 .............................................. 91 第三节 我国LNG进口量统计预测与项目建设状况 ........................................... 92 一、我国LNG进口量统计预测分析 .............................................................. 92 二、我国LNG项目规划研究与面临形势 ...................................................... 93 三、我国主要LNG项目建设形势及影响分析 .............................................. 93 四、我国LNG卫星站建设状况调查 .............................................................. 94 第四节 我国LNG产业竞争力分析与趋势展望 ................................................... 95 一、我国LNG产业链总结分析 ...................................................................... 95 二、国内LNG主要生产企业情况调查 .......................................................... 95 三、国内LNG接收站发展状况调查 .............................................................. 96 四、LNG液化厂和LNG接收站竞争力比较 ................................................. 96 五、国产LNG和进口LNG竞争力比较分析 ................................................ 96 第九章 未来国际LNG价格走向与项目发展建议分析 .............................................. 97 第一节 LNG长短期合约与现货交易分析 ............................................................ 97 一、LNG长期合约特征分析 ........................................................................... 97 二、LNG短期合约与现货交易特征 ............................................................... 98 三、LNG短期合约与现货交易动机的地域差异性 ....................................... 98 四、我国LNG现货贸易发展情况观察分析 .................................................. 99 五、未来世界LNG短期合约与现货交易发展形势研判 ............................ 100 第二节 国际LNG价格走势及相关影响因素分析 ............................................. 100 一、LNG的定价机制的演变 ......................................................................... 100 二、国际石油价格波动对LNG价格的影响 ................................................ 102 三、近年来国际石油价格上扬对LNG价格的新影响 ................................ 104 四、影响国际LNG市场价格走势的影响 .................................................... 104 第三节 国际LNG下游供气成本控制及价格策略 ............................................. 106 一、LNG产业链下游各环节对供气成本构成分析 ..................................... 106 二、LNG项目下游市场用户的定价策略研究 ............................................. 108 第四节 LNG冷能回收及综合利用技术分析 ....................................................... 112 一、轻烃回收 ................................................................................................... 112 二、低温联合发电 ........................................................................................... 112 三、液化空气及干冰生产 ............................................................................... 113 四、LNG汽车冷能回收 .................................................................................. 113 五、LNG汽车空调及其他LNG冷能回收方式 ............................................ 113 六、我国LNG冷能回收及综合利用案例分析 ............................................. 114 第五节 新疆广汇LNG业务分析 .......................................................................... 115 一、新疆广汇LNG业务优势总结 ................................................................. 115 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第8页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 二、新疆广汇天然气盈利模式研究 ............................................................... 115 三、几年来新疆广汇LNG生产情况估算 ..................................................... 116 四、新疆广汇二期LNG项目建设情况及影响分析 ..................................... 116 报告图表(略) 第一章 中东地区主要国家天然气工业发展形势分析 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第9页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 第一节 近年来中东地区天然气市场发展状况总结 一、2007年中东地区天然气储量统计分析 2006年中东地区天然气储量占世界天然气总储量40.5%,其中伊朗和卡塔尔天然气储量占中东地区天然气储量72.8%～占世界总量29.5%。2006年天然气储量比1986年30.4万亿立方米储量的增长近2.5倍。 本中心统计的数据显示～中东拥有世界天然气总储量41.3%的天然气储量。到2007年年底时为2585.35万亿立方英尺～即73.21万亿立方米,比2006年底的72.95万亿立方米增长了0.36%。中东地区的大部分天然气储量是在伊朗和卡塔尔发现的～这两个国家的天然气储量分别占世界总储量的15.7%和14.4%。 二、近年来中东地区天然气产量及增长特征分析 中东地区天然气产量增长很快～特别是近20年～产量增长了3.6倍～2005年天然气产量达到3175亿立方米～出口量也迅速增长。到2006年底～天然气产量已经达到了3390亿立方米,而到2007年底～产量又增加到3558亿立方米～占全球总产量的12.1%。 我们认为～加强开采油田伴生天然气回收利用～减少其燃烧空放是主要产油国天然气产量迅速增长的原因之一～天然气带来的效益促进了中东国家对天然气的勘查、开发和基础设施建设的重视。 三、中东地区天然气出口量统计分析 2005年中东地区天然气管道出口量为57.21亿立方米～占1.1%～来自伊朗和阿曼。管道建设是目前中东地区天然气出口的制约～根据目前正在进行的和规划建设的基础设施项目分析～出口量将大幅增长～成为主要天然气出口地。伊朗建设了连接邻国亚美尼亚的天气管道～在2007-2027年中向亚美尼亚供气360亿立方米～这条管道还将延伸到格鲁吉亚、乌克兰以至欧盟国家,伊朗向阿塞拜疆的天然气年输送量为3.5亿立方米,伊朗向阿塞拜疆的天然气年输送量为3.5亿立方米,伊朗国家天然气公司与奥地利OMV公司签署的一项～合作建设一条2840km、耗资40亿美元的天然气管道～途经土耳其、保加利亚、罗马尼亚、匈牙利～最终到奥地利～年输送能力为250亿立方米～于2009年启动,伊朗通往印度的天然气管道的伊、巴、印三方政府间谈判加快了进程～这条管道从波斯湾南帕尔斯天然气田起～长2100km～输气能力为1.2亿立方米/日。 根据本中心的观察～中东地区天然气出口主要区域是印度、日本、韩国和西北欧～2007年中东地区到日本的天然气出口量为231亿立方米～到韩国的出口量为联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第10页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 176亿立方米～到印度的出口量为8.6亿立方米～到西北欧的出口量为76亿立方米～到东欧地区的出口量为62亿立方米。 四、中东地区天然气勘探开发情况最新进展总结 近年来～由于国际市场能源产品价格持续高位震荡所带来的较高投资回报率～以及天然气能源的节能环保、开采成本优势～中东一些能源生产国纷纷计划扩大在能源领域的投资～加大油气资源开发力度～促进本国能源产业多元化发展。2008，2015年～即将有101个油气项目投入生产～其中包括一些世界级油气田的新开发和老油气田的二次开发～预计天然气高峰产量可增加50724.29万立方米/日。 我们知道～海湾地区已探明的天然气储量大约是290万亿立方米～其中卡塔尔的天然气储藏量居第一位～占该地区天然气总储量的49%～沙特阿拉伯和阿拉伯联合酋长国紧随其后～分列第二和第三位。 在伊朗～重大的天然气气开发项目为南帕斯气田,South Pars,的开发。南帕斯气田为世界特大型天然气田～天然气储量7.92-14.15万亿立方米～该气田1988年发现～在海域可延伸到卡塔尔。该气田开发分为28个分项目2006年1，5项目已经投产～天然气产量为0.91亿立方米/日～2007年6、7、8项目投产～天然气总产量可达7358万立方米/日～2009年9、10项目将投产。伊朗石油部称目前南帕斯气田每年天然气销售收入可达110亿美元～并可持续30年～开发南帕斯气田是伊朗最大的能源项目～已吸引投资150亿美元。 另外～沙特阿拉伯正在开发海湾地区最大的天然气项目～估计将历时10年～耗资250亿美元。阿联酋和卡塔尔之间也正在建设输气管线。这个项目估计耗资100亿美元。管线建成后～卡塔尔可以每天向阿联酋输送大量的天然气。巴林和科威特是海湾国家中天然气储量比较贫乏的～科威特只能在生产石油产品的过程中附带生成天然气。 卡塔尔为世界第二大天然气生产国和重要的LNG出口国。卡塔尔投产的项目有10个～预计天然气产量可增加2.16亿立方米/日。重点是开发北部的天然气～该地区拥有天然气储量25.47万亿立方米～并建造LNG运输船和天然气制合成油,GTL,处理厂。 五、近年来中东地区天然气消费量分布和增长情况 根据本中心的统计～全球天然气消费量由2002年2.5355万亿立方米、2003年2.5910万亿立方米、2004年2.6893万亿立方米和2005年2.7496万亿立方米、2006联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第11页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 年2.8508万亿立方米增加到2007年2.9218万亿立方米。其中～中东天然气消费量由2005年2510亿立方米、2006年2893亿立方米增加到2007年2994亿立方米。 2007年中东地区天然气消费量为2994亿立方米～占全球天然气总消费量的10.2%。其中～伊朗的天然气消费量最大～为1118亿立方米,其次是沙特阿拉伯～该国天然气消费量为759亿立方米～而阿联酋的消费量为432亿立方米～卡塔尔的消费量为205亿立方米。 【TOP】 第二节 沙特阿拉伯天然气工业发展形势分析 一、沙特阿拉伯天然气储量与资源分布 到2007年底～沙特阿拉伯天然气储量为7.17万亿立方米～位居世界第五,仅次于俄罗斯、伊朗、卡特尔和阿拉伯联合酋长国,。目前～沙特探明天然气储量绝大多数为伴生气,约2/3,～主要来自陆上Ghawar油气田、海上Safaniya和Zuluf油气田。Ghawar油气田的天然气储量占该国天然气总储量的1/3。二十世纪九十年代～大多数新发现的伴生气油田所产油主要为轻质原油～特别是在利雅得南部的内志地区。沙特非伴生气资源多数位于Ghawar油气田下部的Khuff气田。另外一个Dorra气田位于Khafji油气田附近的沙特和科威特中立区～该气田可能由日本AOC开发。天然气资源在该国最西北地区的Midyan也有分布。见下面图表1-1～沙特阿拉伯天然气资源分布图。 图表1-1:沙特阿拉伯天然气资源分布图 二、近年来沙特天然气勘探开发情况总结 沙特阿拉伯目前正在向国际石油公司开放其能源投资领域～开放范围主要限于上游方面与其国内发电、海水淡化一体化联合生产配套的天然气勘探与开发～以及联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第12页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 下游的炼油与石油化工项目。2000年12月初～应沙特政府的要求～10家最大的国际石油公司表明了各自对沙特3个核心投资项目的投标意向～这3个核心投资项目均属天然气一体化联合生产项目。2001年6月3日～沙特政府与其选中的国际石油公司财团成员就上述3个核心投资项目的投资事项签订了“初步协议”～合作细节则定在初步协议签署以后双方再行协商。目前国际石油公司在沙特的上游投资只限于天然气～但这些公司希望在将来某个时候能扩展到石油。 a)1#核心投资项目(南Ghawar地区的开发)该投资项目的重点是已有的输送到南Ghawar地区的沙特Aramco天然气的综合利用和Rubal-Khali某地区天然气的勘探～涉及气田生产、贮气设备、天然气加工和分馏装臵、液化天然气的输送～以及下游方面的在东、西海岸的发电、石油化工和海水淡化装臵。该投资项目的重点是Hawiyahr的异地天然气加工/天然气液体回收装臵～这套装臵计划加工79.28×106m3/d天然气富气～这些天然气富气分别来自Ghawar气田南部的Hawiyah和Haradh地区～以及Rubal-Khali的Shaybah和Kidan气田。上述将包括4×109W的新增发电能力、300×106加仑/d的淡化水和200×104t/a的石油化工产品。所需总投资估计约为150×108美元。 b)2#核心投资项目(红海地区的开发)该投资项目包括了红海地区北部即Midyan(在海岸上)、Barqan(在近海)、Umm Luj(在海岸上)和al-Wajh(在海岸上)已探明天然气的开发与发电、海水淡化联合企业～还包括把开采的天然气输到Tabuk和Yanbu’的管道系统～并在那儿建造一座发电和海水淡化工厂。所需总投资估计约为50×108美元。 c)3#核心投资项目(Shaybah地区的开发)该投资项目将主要负责:勘探位于Rub’ al-Khali、面积达9×104km2的某地区的天然气,关于开发Kidan含硫天然气田的可行性研究;建设一套处理和输送采自Shaybah油田的天然气的设施(Shaybah油田的天然气潜在储量为28.32×1010m3～生产能力为16.98×106m3/d),建一座石油化工厂和一座发电(11×108W)、海水淡化(750×104加仑/d)工厂～这两座工厂都位于海湾沿岸。该投资项目还包括建设一条输气管线～输送从Shaybah和Kidan销往Ghawar的Hawiyah异地加工装臵的天然气。干气供给al-Uqair发电/海水淡化工厂～乙烷和天然气液体将管输到Jubail和/或Yanbu的石化装臵。该核心投资项目的总投资计划为50×108美元左右～它将为Master天然气系统公司的发电、海联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第13页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 水淡化及石化工程项目提供原料和燃料。 据我们所知～壳牌公司与沙特阿美公司的合资企业沙特阿拉伯南Rub al-Khali公司在沙特合资开发天然气～目前已经开发了第4口天然气井～第一口井开发于2006年7月。 三、沙特阿拉伯天然气工业发展规划 从2007年开始～沙特对天然气的需求将以每年8%的速度递增～提高天然气产量将是政府部门最关心的问题。对天然气的开发投资占了ARAMCO公司预算的大半(1999年ARAMCO公司决定在未来45年内投资450亿美元用于天然气的上游开发和加工工业发展)。 沙特阿拉伯石油于2007年5月中旬表示～将增加天然气生产量以满足国内工业对天然气需求的增长。将在今后10年内使现有的天然气储量增加100万亿立方英尺。为生产更多的天然气～沙特计划到2012年钻探186口天然气勘探井和332井天然气开发井～将自2012年起从海上Karan天然气气田开始生产天然气～预计该气田可支撑国内天然气销售量7.7亿立方英尺/天。 四、沙特天然气市场消费情况及未来预计 根据本中心的统计～2007年沙特阿拉伯天然气消费量为759亿立方米～而到2008年3月份～沙特阿拉伯生产天然气70亿立方英尺/天～但预计需求将增加到120亿立方英尺/天。我们预计沙特阿拉伯的国内天然气销售量将从目前的70亿立方英尺/天到2012年增长40%。 【TOP】 第三节 伊朗天然气工业发展状况与政策研究 一、伊朗主要油气田产量及分布区域 伊朗的油气田集中在南部的胡泽斯坦地区。目前伊朗约有20个油田在生产石油～其中阿瓦士、马伦、加奇萨兰、阿加贾里、比比哈基麦和帕里斯6个油田的产量之和占伊朗全国总产量的三分之二。有18个油田的储量超过了1.37亿吨～其中3个油田与邻国共有。 我们知道～伊朗的Asalouyeh-南帕斯气田是目前世界上最大的天然气田～拥有天然气储量10-15万亿立方米～南帕斯气田为伊朗国家石油公司1990年发现。2007年～印度国家石油天然气公司与其伊朗合作伙伴在伊朗法尔斯区块进行的风险勘探中再次发现一特大型油气田。据我们所知～对该油气田的进一步测试仍在进行中～初步测试显示该区域的天然气储量约10万亿立方米～原油储量近10亿桶。据我们联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第14页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 所知～该油气田位于距伊朗南部港口城市布什尔约90公里处的区域～属伊朗法尔斯油气区块～区块总面积达3500平方公里。印度国家石油天然气公司获得了在该区块40%的区域进行风险勘探和开发的权力～该公司在该区块已经打了4口井。在法尔斯区块发现该大型油气田后～印度方面随即表示将向伊方提供全套的油气田开发方案。 二、近年来伊朗天然气市场供需数据统计分析 根据本中心统计的数据显示～2000年伊朗的天然气产量为602亿立方米～2001年660亿立方米～2002年增加到750亿立方米～而到2004年已经达到了918亿立方米～比2003年的815亿立方米增加了103亿立方米。到2006年底～伊朗的天然气产量已经接近了1100亿立方米～达到了1086亿立方米。而到2007年底～全年产量增长比较有限～只达到了1119亿立方米。 而在市场需求方面～2000年伊朗的天然气消费量为629亿立方米～2001年702亿立方米～2002年增加到792亿立方米～而到2004年已经达到了934亿立方米～比2003年的829亿立方米增加了105亿立方米。到2006年底～伊朗的天然气消费量已经接近了1100亿立方米～供应缺口只有1亿立方米。而到2007年底～全年天然气消费量为1118亿立方米～供需形势基本平衡。见下面图表1-2～近年来伊朗天然气市场产需数据统计表。 图表1-2:近年来伊朗天然气市场产需数据统计表,单位:亿立方米, 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 602 660 750 815 918 1009 1086 1119 产量 629 702 792 829 934 1024 1087 1118 消费量 27 42 42 14 16 15 1 -1 缺口 为了增加伊朗的天然气的生产能力～伊朗颁发了萨尔曼,Salman,油气田的开发计划。萨尔曼油气田开发计划将把伊朗的天然气的日产量提高大约5亿立方英尺。伊朗政府已向萨尔曼油气田的开发计划拨款10.32亿美元。伊朗政府将采用产品返销方法来向这个开发计划提供资金。 三、伊朗管道天然气出口量及出口计划研究 我们知道～伊朗已探明的天然气储量约占世界天然气总储量的15.5%～仅次于俄罗斯～位居世界第二。目前～伊朗排在俄罗斯、美国和加拿大之后～为世界第四大天然气生产国。 2005年中东地区天然气管道出口量为57.21亿立方米～占1.1%～来自伊朗和联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第15页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 阿曼。管道建设是目前中东地区天然气出口的制约～根据目前正在进行的和规划建设的基础设施项目分析～出口量将大幅增长～成为主要天然气出口地。 土耳其是伊朗天然气的主要出口地～2007年伊朗出口到土耳其的天然气量为61.6亿立方米。另外～伊朗还建设了连接邻国亚美尼亚的天气管道～在2007-2027年中向亚美尼亚供气360亿立方米～这条管道还将延伸到格鲁吉亚、乌克兰以至欧盟国家,伊朗向阿塞拜疆的天然气年输送量为3.5亿立方米,伊朗向阿塞拜疆的天然气年输送量为3.5亿立方米,伊朗国家天然气公司与奥地利OMV公司签署的一项合同～合作建设一条2840km、耗资40亿美元的天然气管道～途经土耳其、保加利亚、罗马尼亚、匈牙利～最终到奥地利～年输送能力为250亿立方米～于2009年启动,伊朗通往印度的天然气管道的伊、巴、印三方政府间谈判加快了进程～这条管道从波斯湾南帕尔斯天然气田起～长2100km～输气能力为1.2亿立方米/日。 四、伊朗油气资源管理体制与政策分析 自1990年以来伊朗陆续颁布了一系列吸引外国投资的法规及优惠政策～大力引进外资和先进技术设备～用来支持与装备油气工业以及国民经济其他部门～以加快重建进程～实现发展战略。伊朗政策采取灵活多样的汇率政策以适应对外开放的现实需要～有利于吸引外资～促进对外贸易。从1991年起伊朗中央银行宣布实行汇率多元化的新通货政策。 伊朗宪法禁止以租让制方式授予石油权益～但是～1987年石油法允许石油部、国有公司和本地或外国自然人和法人签定合同～准许与外国私人间进行有限的国际间合作。伊朗国内所有与石油有关的活动均由石油部掌管。具体事务由石油部下设的四大公司执行～即伊朗国家石油公司,NIOC,、伊朗炼油和油品分销公司,NIR&OPDC,、伊朗国家石化公司,NPC)和伊朗国家天然气公司,NIGC,。 伊朗国家石油公司成立于1951年～负责石油天然气勘探开发、炼油以及原油和油品的运输和销售业务。该公司拥有的资产为7000亿里亚尔～该公司所有股份均归伊朗政府所有～不允许转让。伊朗国家石油公司在美国《石油情报周刊》公布的世界大石油公司中排名位居第三位。 1998年8月伊朗石油部同意采取“回购”投资方式开发石油项目。“回购”合同实际上是一个风险一服务合同。根据该合同～承包商提供所有的投资～从其发现的具有商业价值油田中收回投资～投资回收款项由伊朗国家石油公司支付。投资回收款项按照合同约定的回收比例,15%-17%,计算～从伊朗国家石油公司所分比例石油联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第16页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 中折算出该确定数目。该合同对双方都存在着一定的缺陷:对伊朗国家石油公司而言～因为其负担规定回报率～就承担了油价下跌的全部风险。如果油价下跌～国家石油公司就不得不出售更多的石油或天然气以达到全部回收款项,另一方面～承包商无法开发自己发现的油田～更不可能经营自己的发现。 【TOP】 第四节 卡特尔天然气工业发展状况 一、卡特尔天然气储量及储采比对比分析 卡塔尔位于阿拉伯地台东缘～沉积岩厚度达5000米以上～主要的产油层为侏罗系碳酸盐岩～主要的油气田分布在陆上和海域～陆上油田为杜汉油田,Dukhan,～海域油田有依德阿尔沙吉,Idd Al-Shargi,和布尔汗宁,Bul Hanine,。 我们知道～中东地区石油和天然气资源丰富、储采比高。中东油气资源主要分布在沙特、伊朗、阿联酋、伊拉克、科威特、卡塔尔六个欧佩克成员国中。2006年中东地区天然气储量73.47万亿立方米～占世界天然气储量40.5%～储采比大于100年。2006年卡塔尔的天然气储量为25.36万亿立方米～占世界天然气总储量的14%,到2007年底～该国天然气储量又增加到25.60万亿立方米～占世界天然气总储量的14.4%。卡塔尔的天然气储采比将超过100年。我们预计到2008年年底～卡塔尔的天然气探明储量有望增加至919.6万亿立方英尺(26万亿立方米)。 二、近年来卡特尔天然气产量统计及变化趋势分析 根据本中心统计的数据显示～2007年卡塔尔的天然气产量比2006年增加了17.9%～从2006年的507亿立方米增加到了598亿立方米。近年来～卡塔尔的天然气产量增长较为迅速～2000年产量只有237亿立方米～到2005年底已经达到了458亿立方米～增长了1倍多。 据我们所知～卡塔尔在Ras Laffan市新炼油厂的建设将使卡塔尔的天然气日产量在2008年增加到14.6万吨。到2010年～卡塔尔的天然气日产量将达到80万吨。在Ras Laffan市新炼油厂目前的股东包括卡塔尔石油公司、美国的埃克森美孚公司和法国的道达尔公司～他们分别拥有80%、10%和10%的股份。这个新炼油厂将由卡塔尔天然气经营有限公司经营。 三、卡特尔LNG出口情况及未来几年产量预计 卡塔尔在2006年超过了马来西亚和印度尼西亚成为世界上最大的液化天然气出口国～该国2006年出口的LNG已占到全球当年LNG出口量的15%。由于新项目的相继投产～卡塔尔在全球LNG市场所占的份额将变得更大。据我们所知～卡联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第17页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 塔尔2006年出口了310.9亿立方米的LNG～而马来西亚和印度尼西亚2006年LNG出口量分别为280.4亿立方米和295.7亿立方米。 2007年卡塔尔天然气出口量为392.8亿立方米。其中管道出口到阿联酋的天然气为8亿立方米,LNG出口量为384.8亿立方米～主要出口到日本和韩国～出口量分别为108.7亿立方米和107.9亿立方米～其次为印度～为82.7亿立方米～西班牙为44.5亿立方米～比利时为27.5亿立方米～中国台湾为5.7亿立方米～美国为5.2亿立方米～英国为2.7亿立方米。 未来随着卡塔尔LNG船的建成投产～卡塔尔的LNG出口能力将进一步提高～预计到2012年将达1076亿立方米/年～见下面图表1-3～卡塔尔LNG船建造情况。 图表1-3:卡塔尔LNG船建造情况 四、未来几年卡特尔天然气石油化工投资发展计划 卡塔尔是中东地区天然气出口最多的国家～2006年液化气出口量310.9亿立方米～比2000年140.4亿立方米的出口量翻了一番。2006年在建的液化气项目建成后将增加980万吨液化气产能。卡塔尔北部的天然气项目Dolphin项目将卡塔尔、阿联酋和阿曼的天然气管网连成一体～在阿曼通过海底管线连接至巴基斯坦～以通过管道出口更多的天然气。卡塔尔还在进行天然气合成油的项目。为实施卡塔尔经济多元化战略～至2012年～卡塔尔将在天然气、石油化工领域投资750亿美元。并制定了利用天然气的计划～包括铝业、石化、钢铁等行业的天然气利用以及液化天然气等。 【TOP】 第五节 阿联酋天然气工业发展状况及前景 一、阿联酋天然气储量及储采比对比分析 阿联酋包括阿布扎比、迪拜、沙迦、阿治曼、哈依马角、乌姆盖万、富查伊拉共7个酋长国。石油与天然气是阿联酋最主要的经济支柱。2007年～阿联酋已经探明天然气储量为6.09万亿立方米～约占世界总储量的3.4%～居世界第五位。阿联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第18页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 联酋天然气储采比超过100年。可以预计未来几年中～阿布扎比天然气产量快速增长～成为世界上天然气出口的主要地区之一。 阿联酋最大的储气区在阿布扎比～储量为196.1万亿立方英尺。沙迦、迪拜和哈伊马角的储量较少～分别为10.7万亿立方英尺、4.1万亿立方英尺和1.1万亿立方英尺。在阿布扎比～位于Umm Shaif和Abu al-Bukhush油田下方的Khuff非伴生储气区为世界最大储气区之一。目前的天然气储量预计可维持150-170年。 二、近年来阿联酋天然气产量统计及变化趋势分析 阿联酋在1995-1999年5年中对国内天然气进行了大规模的投资开发～开发项目包括天然气地质勘查、钻探和开发、天然气发电厂建设、Taweelah天然气工业基地建设、天然气管道基础设施建设等。1996-2006年天然气产量增长了31%。 近年来阿联酋天然气产量增长幅度比较缓慢～根据本中心的统计～2000年阿联酋的天然气产量为384亿立方米～2001增长了10亿立方米,到2002年增长了40亿立方米～达到了434亿立方米～到2006年增加到474亿立方米～到2007年该国天然气产量约为492亿立方米。 三、2007年阿联酋天然气主要对外投资情况总结 国际石油投资公司,International Petroleum Investment Company,简称IPIC是阿布扎比石油和天然气对外投资的主要支柱。IPIC公司成立于1984年～主要的对外投资项目包括:韩国Hyundai Oilbank Co～迪拜Gulf Energy Maritime～西班牙CEPSA～巴基斯坦Pak-Arab Refinery Ltd和Pak-Arab Fertilizer Ltd～阿曼Polypropylene～埃及SUMED。IPIC公司目前的天然气日产量为5.3亿立方米～这只是其全部产能的三分之二。阿布扎比天然气工业公司正在开发新气田和扩大加工能力～以满足工业以及其他领域用户的需要。 2007年～IPIC公司以7.8亿美元收购了日本第四大炼油商Cosmo Oil 20.85% 的股份。此次收购是基于阿联酋对日本石油出口量占其总出口量的40%～也是阿联酋在日本和石油部分最大的投资项目之一～极大地提升了IPIC公司在亚洲和远东石油领域投资的影响力和地位。这是IPIC公司在远东地区进行的第二个类似投资项目～第一个是韩国Hyundai Oilbank公司。同年～IPIC公司与巴基斯坦政府签署备忘录～在巴基斯坦投资建设炼油厂～设计产量达到2万桶/天。IPIC公司正在非洲进行投资项目～将在合适的时间对外公布。 根据资料～阿联酋政府正在扩大对亚洲、欧洲和北美的投资。而IPIC公司正在联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第19页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 研究对中国、东南亚国家在不同领域的投资项目。在未来5-6年间～该公司将建设两座大型天然气加工厂以及总长度达1500公里的10条陆上输气管～总投资额将为250亿美元。 四、未来几年阿联酋天然气产量与投资计划预期 据我们所知～阿联酋阿布扎比国家石油公司下的子公司阿布扎比天然气工业公司(Gasco)计划投资60亿美元来提高该国的天然气产量。项目中包括哈布尚天然气联合体第三阶段扩能项目～该项目估计需要15亿美元的费用。当该项目在2008年4月完成时～哈布尚天然气联合体将成为世界上最大的天然气厂之一。另外～为了提高天然气产量～阿联酋已与美国Bechtel公司签订了14.58亿美元的开发合同。 我们知道～2005年阿联酋的天然气产量为470亿立方米～到2006年又增加了4亿立方米,而2007年增量较大～达到了492亿立方米。随着未来几年该国加大天然气开发投资力度～预计到2010年～阿联酋的天然气产量将达到590亿立方米。 另外～目前阿联酋正在开发或兴建中的与天然气生产及其附属产品生产相关的项目有数十个～阿未来天然气业的发展将朝着高科技、高产能、安全及更环保的方向努力～使天然气资源得到充分利用。 【TOP】 第二章 俄罗斯天然气工业发展及中俄天然气合作情况分析 第一节 俄罗斯天然气工业市场供需形势分析 一、近年来俄罗斯天然气产量统计与变化情况 我们知道～俄罗斯为世界天然气资源最为丰富的国家～产量居世界首位～消费量居世界第2位。2005年其天然气储量、产量和消费量分别占世界总量的27.5%、21.6%和14.7%。2007年俄罗斯的天然气储量为44.65万亿立方米～占全球天然气总储量的25.2%～储产比为73.5。见下面图表2-1～近年来俄罗斯天然气产量统计表。 图表2-1:2000-2007年俄罗斯天然气产量统计表,单位:亿立方米, 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 5450 5424 5554 5786 5910 5980 6121 6074 产量 俄罗斯工业能源部的初步统计～2007年俄罗斯天然气产量达到6507.6亿立方米～比2006年同期减少了0.8%。其中俄天然气工业公司开采5496亿立方米天然气～比2006年同期减少了0.1%。而根据BP发布的2008年全球能源报告显示～2007年俄罗斯天然气产量为6074亿立方米～比2006年减少了0.8%。根据本中心的统计～到2008年前7个月～俄罗斯天然气产量达到了3870亿立方米～与2007联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第20页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 年同期相比～增加了1.4%。 二、近年来俄罗斯天然气出口量统计及出口分布 2007俄罗斯出口天然气总量为1910亿立方米～比2006年同期减少了5.8%。其中俄罗斯向独联体以外国家出口1536.7亿立方米天然气～比2006年同期减少了5%。俄罗斯向独联体国家出口373.2亿立方米天然气～比2006年同期减少了2.3%。 根据本中心的观察～俄罗斯管道天然气主要出口地是欧洲诸多国家～2007年从俄罗斯到德国的天然气出口量达到了355.5亿立方米～到意大利的天然气出口量达到了238亿立方米～到土耳其的天然气出口量达到了231.5亿立方米。 2008年1-2月～俄罗斯共出口天然气407亿立方米～比上年同期增长18.7%。数据显示～2008年1-2月～俄罗斯向非独联体国家出口天然气330亿立方米～同比增长35.8%,向独联体国家出口天然气77亿立方米～同比减少23%。 三、俄罗斯国内天然气市场供需状况分析 俄罗斯天然气工业股份公司年报统计数据显示～2005年俄罗斯天然气产量为6410亿立方米。其中俄罗斯天然气工业股份公司产量为5479亿立方米～占俄罗斯总产量的85.5%～为俄罗斯最大的天然气公司～同时也是全球范围内天然气领域的龙头企业～占世界天然气总产量的19.8%,俄罗斯第2大天然气生产公司为诺瓦泰克公司～天然气产量为254亿立方米～占俄罗斯总产量的4.0%,其次为苏尔古特石油天然气公司,Surgutneftegaz,和俄罗斯石油公司,Rosneft,～天然气产量分别为144亿立方米和130亿立方米。前面小节我们已经知道2006和2007年俄罗斯天然气产量增速有所放缓。 而在国内市场销售方面～2005年俄罗斯成为仅次于美国之后为世界第2大天然气消费国～消费量达4051亿立方米占世界总消费量的14.7%。在俄罗斯一次能源消费构成中天然气占53.6%～其次石油占19.1%～煤炭占16.4%～核电占5.0%～水电占5.9%。天然气的主要消费领域是发电和居民消费。 2006年俄罗斯天然气消费量为4321亿立方米～占世界总量的15.1%～天然气在该国能源消费结构中～天然气所占比例为55.2%～比世界平均水平高出31.5个百分点。到2007年底～俄罗斯的天然气消费量又增加到了4388亿立方米～占全球天然气总消费量的15%。 四、2008-2011年俄罗斯天然气涨幅预期 目前～俄罗斯对欧洲供应的天然气价格已经达到了每千立方米410美元。在国联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第21页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 际原油价格不断上升的背景下～预计到2008年年底前俄罗斯对欧洲的天然气出口价可能达到500美元的历史新高水平。尽管俄罗斯天然气涨价对中国没有直接影响～但随着国际天然气价格的上涨～中国的天然气价格还会受到间接影响。 据我们所知～在2008年至2009年期间～由俄罗斯提供的天然气价格增加将被控制在25%～在2010年将控制在30%以内。具体来讲～2008年增加25%～2009年增加20.3%以及2010年增加28%～而到2011年时将增加40%。 五、2015年前俄天然气开采和消费预测 2015年前～俄罗斯的天然气开采量将达到年产7400亿立方米～出口2900亿立方米。西西伯利亚地区的天然气开采量将稳定在目前水平～因此～天然气开采量的增长将由东西伯利亚、远东、北部海域大陆架和远东海域大陆架的新气田来提供。东西伯利亚和远东地区有大量的天然气资源～从理论上讲能够在这一地区建设起新的天然气开采中心。 然而也要知道～未来依然有诸多因素制约着俄罗斯天然气开采进程。主要表现在以下几个方面:天然气工业公司现有的国内费率不利于发展国际市场～天然气开采速度的增长落后于天然气消费速度的增长～必须投入大量资金来勘探新的气田～取代投资加工项目的是把赌注压在购买中亚天然气上～国家奉行的不允许外国公司开发最有前景的项目,亚马尔、什托克曼诺斯克气田,～现有的石油出口基础设施处于危急状况和现有天然气干线管道系统现代化面临的问题～俄罗斯天然气领域具有垄断性等。 【TOP】 第二节 俄罗斯天然气工业发展动向总结分析 一、俄罗斯天然气工业股份公司成为唯一出口企业 2006年6月份～俄罗斯国家杜马,议会下院,通过的联邦“天然气出口法”规定～俄天然气出口业务将全部由国有公司承担。这一法律实际上确立了国有的俄罗斯天然气工业股份公司对本国天然气出口的垄断地位。也就是说～俄罗斯天然气工业股份公司成为俄罗斯唯一的天然气出口企业～毫无疑问～这样消除俄罗斯公司之间在天然气出口方面的竞争～从而避免俄罗斯天然气出口价格的大幅度下降。 二、俄罗斯大幅度降低天然气出口比重 2007年～俄罗斯政府通过了“2015年前石化工业发展战略”～该战略规定将俄境内的石油天然气加工量从总量的30%提升至70%。我们可以看到～这意味着俄罗斯将从根本上改变石油天然气原料出口量和加工量之间的比例～将大幅降低石油联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第22页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 和天然气的出口比重。 据我们所知～俄罗斯企业为生产深加工产品所利用的石油天然气量占总开采量的30%～而其余70%开采的石油天然气作为原料或者半成品出口。从2008年至2015年之间～石化工业产量提升2-3倍。同时深加工产品出口量也将随之增长。另外～俄罗斯还在国内兴起新一轮的环保风暴。俄罗斯国家杜马正在起草一项“环境负面影响偿付联邦法案”。为此～俄罗斯一些能源巨头提前做好了准备。俄罗斯统一电力专门制定了环保技术的使用～以促使旗下各电力公司能够最大限度减少对环境的负面影响。据我们所知～各电力公司的环保措施包括使用天然气作为新的发电的动力。它将使电厂的二氧化碳、氮氧化物排放以及耗水量标准降到最低。 增大能源的深加工比例将提高俄罗斯出口商品的附加值。但作为世界上最大的天然气生产国～这些措施只能使天然气价格再创新高。 三、2007年俄罗斯发现了44块油气田 我们知道～俄罗斯天然气探明储量90%分布在陆地～10%分布在海域。天然气主要集中分布在西西伯利亚,占73%,和东西伯利亚,占7%,～其次分布在巴伦支海,Barents Sea,、咯拉海,Kara Sea,和鄂霍次克海,Okhotsk,等海域。俄罗斯的天然气探明可采储量为47.57万亿立方米～占世界总储量的27.5%～居世界第一位。 俄罗斯2007年发现了44块油气田～新探明的天然气储量为6700亿立方米。目前俄罗斯在勘探方面每投入1卢布(1美元约合24.5卢布)～就可以带来130卢布的效益。2007年俄罗斯举行了近千场拍卖会～其中约300场是油气田拍卖～约600场是固体矿物产地拍卖。拍卖收益达到400亿卢布～比2006年增加一倍。【TOP】 第三节 俄罗斯“东部天然气规划”及中俄天然气合作分析 一、俄罗斯“东部天然气规划”的出台及其主要目的 2007年9月～俄政府经过4年多的讨论～最终批准了由俄一些部委、联邦主体、公司和科研单位全力准备的《俄罗斯工业和能源部在东西伯利亚和远东地区建立考虑可能向中国和亚太其他国家出口天然气的统一开发、运输及供应系统的规划》(简称“东部天然气规划”)。 根据这一文件～俄将在东部建立4个新的天然气开采中心～包括萨哈林、萨哈(雅库特)自治共和国、伊尔库茨克和克拉斯诺亚尔斯克。俄提出“东部天然气规划”的基本原则是～应同步发展天然气加工和天然气化学工业。因此～按计划今后在每联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第23页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 一个新天然气开采中心中都要建设天然气加工厂。 目前～全俄天然气加工厂总计有24家。而美国天然气加工厂共有566家。俄美两国天然气加工量差距更大。2005年～俄开采天然气6150亿立方米～只加工了其中的450亿立方米。而同期～美开采天然气5380亿立方米～加工量为4720亿立方米。两国从天然气中析出乙烷和丙烷(甲烷同系物)的数量差距也非常明显。现在～俄乙烷产出约为美的1/20～丙烷产出约为1/7。俄(主要在西西伯利亚)开采的大部分天然气都以甲烷为主～而东西伯利亚和雅库特的情况则完全相反～天然气中甲烷同系物的总含量已达17%。此外～东西伯利亚和雅库特气田还具有氦气含量高的特点(占0.2%-0.6%)。按含氦价值当量～俄恰扬金凝析油气田与伊尔库茨克州科维克金凝析气田一样～都可视为世界上含有这种珍贵惰性气体的为数不多的气田。 根据本中心统计的资料显示～上世纪最后几年～在俄东西伯利亚、雅库特和萨哈林大陆架已探明的天然气储量～不仅可保证满足俄东部近30年的需求～而且也可保证向亚太国家的天然气供应。其中～东西伯利亚和萨哈(雅库特)共和国已探明可采的天然气储量为408万亿立方米,萨哈林岛大陆架为0.88万亿立方米。 第一个萨哈林天然气开采中心现正在大力开发。其中～“萨哈林-1号”项目已投入天然气开采。这里开采的天然气将沿着到哈巴罗夫斯克的输气管道～供应俄本国市场。2008年～“萨哈林-2号”项目的液化气厂也将开始运作。2007年～俄天然气工业股份公司已取得“萨哈林-2号”项目的控股权。 第二个雅库特天然气开采中心由恰扬金凝析油气田和与之地域相关的几个其他大中小型油气田构成。其所有油气田已探明可采天然气储量为1.85万亿立方米。预计从2016年起～恰扬金凝析油气田将投入开发。2020年前～其天然气产量每年应达到317亿立方米。 二、俄罗斯“东部天然气规划”战略意图研究 根据俄罗斯“东部天然气规划”～东西伯利亚和远东地区要采用最现代化的技术开发油气田～同时还要在每一个新的天然气开采中心建立大型天然气加工和天然气化学综合体。近年来～在俄罗斯出现了一些油气公司多次购买油气田开发许可证的情况。但是～它们并没有详细研究这些油气田～而只是简单顾及自身的储量平衡～并以此来增加公司的股票价值。而私人投资者也不能顺利从事新的天然气加工生产。为使东西伯利亚不再出现上述情况～俄罗斯政府决定赋予该地区许多特大型油气田以联邦意义的地位。俄罗斯政府将在地下资源使用者竞争的基础上分配资源开发许联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第24页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 可证。得到资源开发使用权的公司～应有保障地从事天然气加工和天然气化学生产～并对邻近地区进行大规模气化。 虽然英国BP石油公司在1997年就得到开发特大型科维克金,伊尔库茨克州,凝析油气田的权利～可是BP石油公司在那里却没有建设天然气加工厂的计划。而要得到科维克金凝析油气田地下天然气中珍贵的稀有气体组分――氦～就必须要有高新技术和仪器。英国BP石油公司与自己的伙伴俄秋明石油公司一起～也没计划大规模气化俄东西伯利亚地区。秋明―BP合资公司曾希望向中国供应科维克金气田的天然气。但是～没能与中国签署合同。因此～科维克金凝析油气田的天然气至今尚未开采。相反～2007年夏天～秋明―BP合资公司却与俄天然气工业股份公司达成了向后者出售自身在科维克金气田项目中的部分份额的协议。 根据俄“东部天然气规划”～所有开采的天然气都将进行加工。第一个天然气加工厂将在哈巴罗夫斯克出现。来自萨哈林的天然气也将进入哈巴罗夫斯克天然气加工厂。而后～依次在雅库特、伊尔库茨克和克拉斯诺亚尔斯克建设天然气加工厂,包括分离氦气,。 三、中俄天然气合作进展情况总结分析 从中俄双方商议自伊尔库茨克州科维克金凝析气田向中方供气～或由雅库特、萨哈林向中方供气～到2006年3月俄总统普京访华期间双方签署拟经西线和东线输气管道向中方年总供气达680亿立方米的框架协议～再到2007年9月俄提出“东部天然气规划”～人们期待已久的中俄天然气合作至今已谈了10多年。 尽管俄“东部天然气规划”几处都谈到俄可能向中国和其他亚太地区国家出口天然气、液化气～中国媒体对俄从东线向中国供气也寄予热切期盼～但从近期俄有关媒体报道和不久前在北京第四届中、俄、哈油气论坛上俄方代表的发言我们可以看出～中俄天然气合作还有很多问题须要认真加以解决。 毫无疑问～天然气价格是阻碍中俄双方天然气合作的主要障碍。2007年～欧洲需求者按每千立方米267美元、白俄罗斯经争议改按每千立方米100美元向俄支付天然气费。2008年上半年～白俄罗斯按在独联体国家中的最低价即每千立方米119~130美元支付俄方天然气费。而我国希望采用煤和天然气费用大致相等的原则。另外～我国还有一个理由是～我国已经按每千立方米90美元与土库曼斯坦签订了从土进口天然气的合同。 东西伯利亚有很多天然气储量～为实施这一开发潜力～俄罗斯不得不重新组织联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第25页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 出口。天然气出口问题不解决～气田开发也就不得不推迟。这样一来～我国能源可能依然会朝使用煤炭的方向发展。俄罗斯实施的“东部天然气规划” 不仅可成为俄天然气工业股份公司与中国～而且也可成为其与欧盟贸易的主题。但是～这一主题并没有掩盖俄中在会谈中的利益关系。 四、俄罗斯向中国供应天然气的可能性分析 俄罗斯国家能源安全基金会总经理西莫诺夫在分析俄“东部天然气规划”及俄与中国天然气合作时～明确指出～第一～伊尔库茨克州科维克金凝析气田不是专为中国开发的。开发这一气田的成本最低。这是俄罗斯天然气工业股份公司手中的一张王牌～俄罗斯不会轻易放手。第二～萨哈林天然气开采中心的主要方向是日本和韩国。“萨哈林-1号”和“萨哈林-2号”项目合并成液化气生产中心的方案并不包括中国。第三～克拉斯诺亚尔斯克天然气开采中心实际也未被列入出口基地考虑。第四～雅库特地区天然气开发～因涉及俄天然气工业股份公司介入和民族问题等～情况非常复杂～所以很难预测今后的进展。主要问题是要在俄天然气出口的东西两个方向上做出选择。因为不仅要选择出口方式～而且更主要的是选择地缘政治的同盟国。与此相比～价格问题甚至退居次位。 从以上的内容我们不难看出～中俄天然气合作除西线方案还有些可能外～依靠东线方案向中国供气恐怕还须要双方很长时间的交涉。 【TOP】 第三章 美国天然气市场供需状况及前景展望 第一节 近年来美国天然气市场供需形势分析 一、美国天然气储量及资源分布情况 美国天然气资源分布广泛～主要的天然气分布区有新得克萨斯油气区、新墨西哥州东南部油气区、墨西哥湾油气区、加里福尼亚油气区和阿拉斯加油气区。天然气探明储量丰要集中分布在得克萨斯、墨西哥湾、新墨西哥州和怀俄明州～拥有的天然气探明储量分别占全国总量的23.7%、14.8%、9.8%和9.2%～其次为科罗拉多、路易斯安那利阿拉斯。 根据统计的数据显示～2006年美国天然气储量达到了5.98万亿立方米～占全球天然气总储量约3.4%～居世界第六位。2007年没有新增探明储量～依然为5.98万亿立方米。 二、近年来美国天然气产量及变化趋势 美国能源署统计的资料显示～2007年美国天然气产量为5613.89亿立方米～比2006年增长2.9%。而根据BP发布的2008年全球能源报告显示～2007年美国联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第26页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 天然气产量为5459亿立方米～比2006年的5232亿立方米增长了4.3个百分点～占全球天然气总产量的18.8%～为全球第二大天然气生产国。 总体上来讲～美国天然气产量正在不断上升～2005年美国天然气产量为5111亿立方米～到2007年增加到5459亿立方米。增长的主要原因在于～新钻探热潮使用了先进的技术～将遍及北美洲巨大页岩层中的天然气释放出来。天然气增加的产量大部分来自页岩气产区～沃斯堡市周边的巴耐特页岩区,Barnett Shale,对此贡献显著～该区开发已有几年时间。天然气产量的不断增长。美国页岩层有多达842万亿立方英尺的可获取天然气～按照目前的消耗速率～足以供应大约40年的天然气消耗量。 三、近年来美国天然气消费量及变化趋势 美国为世界上最大的天然气消费国～2006年其天然气消费量占世界总量的22.0%。美国能源署统计的资料显示～2007年美国天然气消费量为6524.8亿立方米～比2006年增长6.4%。见下面图表3-1～近年来美国天然气消费量统计表。 图表3-1:近年来美国天然气消费量统计表,单位:亿立方米, 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 6607 6297 6515 6308 6340 6233 6131 6529 产量 数据来源:BP 2008年全球能源报告。 四、2007年美国天然气下游市场消费情况 美国最大的天然气用户是工业用户～其消费量约占美国消费总量的33.8%～消费量为2205.61亿立方米,其次为发电用～占29.8%～消费量为1946.51亿立方米,居民消费占20.5%～消费量为1337.70亿立方米,商业消费13.1%～消费量为851.78亿立方米,交通运输占2.8%～消费量为183.21亿立方米。见下面图表3-2～近年来美国天然气产销量变化趋势图。 图表3-2:近年来美国天然气产销量变化趋势图 在美国电力生产中天然气发电量占美国发电总量的21.5%～煤电占发电总量的联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第27页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 48.6%～核电占发电总量的19.4%～水电发电量占发电总量的6.0%～石油发电量占发电总量的1.6%～其他为3.0%。见下面图表3-3～2007年美国电力生产构成图。 图表3-3:2007年美国电力生产构成图 五、2007年美国天然气库存量统计分析 美国48个州共有415座地下储气库～2007年底天然气库存量为2014.19亿立方米。其中枯竭油气藏地下储气库占86%～其次为水层和盐穴储气库。见下面图表3-4～2007年10月-2008年2月8日美国天然气库存统计表。 图表3-4:2007年10月-2008年2月美国天然气库存统计表(单位:亿立方英尺) 日期 东部地区 西部地区 产气区 美国总计 周变化 02/08/2008 10720 2270 6430 19420 -1200 02/01/2008 11380 2540 6700 20620 -2000 01/25/2008 12570 2850 7200 22620 -2740 01/18/2008 14020 3250 8090 25360 -1550 01/11/2008 14820 3510 8580 26910 -590 01/04/2008 15110 3750 8640 27500 -1710 12/28/2007 16040 3950 9220 29210 -870 12/21/2007 16570 4130 9380 30080 -1650 12/14/2007 17570 4310 9850 31730 -1210 12/07/2007 18310 4530 10100 32940 -1460 11/30/2007 19320 4630 10450 34400 -880 11/23/2007 19770 4770 10740 35280 -120 11/16/2007 19910 4780 10710 35400 40 11/09/2007 20020 4710 10630 35360 -90 11/02/2007 20170 4650 10630 35450 360 10/26/2007 20040 4590 10460 35090 660 10/19/2007 19700 4530 10200 34430 680 10/12/2007 19320 4460 9970 33750 390 数据来源:北京华经天众经济咨询中心研究部。 【TOP】 第二节 2007年美国天然气进出口贸易数据统计分析 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第28页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 一、近年来美国天然气进口量及变化趋势 美国是世界最大的天然气进口国～2005年天然气总进口量为1220.8亿立方米。其中管道气进口量为1042.1亿立方米～液化天然气进口量为178.7亿立方米。2006年该国管道天然气进口量为998.3 亿立方米～液化天然气进口量为165.6亿立方米～天然气总进口量为1163.9亿立方米。 2007年美国天然气总进口量为1297.2亿立方米～比2006年增长11.45%。其中管道气进口为1064.72亿立方米～全部从加拿大进口,液化天然气进口量为232.48亿立方米。 可以看到～2006年美国天然气进口量较2005年有所减少～但是2007年增速较2006年又开始回升。主要原因在于2005年美国国产天然气产量只有5111亿立方米～是近10年来最少的。而2006年和2007年美国天然气产量又开始恢复。 二、近年来美国天然气主要进口来源地 据我们所知～在美国2005年1042.1亿立方米管道天然气进口量中～从加拿大进口1041.8亿立方米～从墨西哥进口0.3亿立方米。在LNG 178.7亿立方米进口量中～主要来自特立尼达和多巴哥、阿尔及利亚和埃及。其中从特立尼达和多巴哥进口量为124.4亿立方米～从阿尔及利亚进口量为27.5亿立方米～从埃及进口量为20.5亿立方米～从马来西亚进口量为2.5亿立方米～从卡塔尔进口量为0.8亿立方米～从尼日利业进口量为2.3亿立方米～从阿曼进口量为0.7亿立方米。 我们知道～到2007年美国天然气进口量为1297.2亿立方米～比2006年增长9.4%。其中管道气进口为1064.72亿立方米～全部从加拿大进口。液化天然气进口量为232.48亿立方米。主要从特立尼达和多巴哥、阿尔及利亚和尼日利亚。其中从特立尼达和多巴哥进口量为127.71亿立方米～从阿尔及利亚进口量为20.95亿立方米～从尼日利亚进口量为26.9亿立方米～从卡塔尔进口量为5.1亿立方米。 三、近年来美国天然气出口量及主要出口目的地 2005年美国天然气出口量为221.2亿立方米。其中通过管道出口量为202.8亿立方米～出口到加拿大的量为101.4亿立方米～出口到墨西哥的量为101.4亿立方米,液化天然气出口量为18.4亿立方米～主要出口到日本～为18.4亿立方米。 到2007年～美国天然气出口量为227.10亿立方米。其中通过管道出口量为213.23亿立方米～其中出口到加拿大的量为131.67亿立方米～出口到墨西哥的量为81.55亿立方米,液化天然气出口量为13.31亿立方米～主要出口到日本。见下联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第29页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 面图表3- 5～近年来美国天然气进出口量变化趋势图。 图表3- 5:近年来美国天然气进出口量变化趋势图 【TOP】 第三节 美国天然气价格走势与未来天然气发展前景 一、近年来美国各类天然气价格统计及对比分析 2007年美国各类天然气价格较2006均有不同程度的下降～见下面图表3-6～近年来美国天然气价格变化统计表。其中井口气价为6.39美元/千立方英尺～较2006年减少0.01美元/千立方英尺,城市门站价为8.11美元/千立方英尺～较2006年减少0.5美元/千立方英尺,民用价为13.01美元/千立方英尺～较2006年减少0.74美元/千立方英尺,商业用价为11.31美元/千立方英尺～较2006年减少0.68美元/千立方英尺,工业用价为7.6美元/千立方英尺～较2006年减少0.26美元/千立方英尺。 图表3-6:近年来美国天然气价格变化统计表 二、2007年美国天然气进口价格统计分析 根据我们统计～2005年美国天然气的平均进口价格为8.14美元/千立方英尺。联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第30页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 其中管道气平均进口价格为8.11美元/千立方英尺～从加拿大的平均进口价格为8.11美元/千立方英尺～从墨西哥的平均进口价格达8.46美元/千立方英尺。液化天然气的平均进口价格为8.26美元/千立方英尺～从特立尼达的平均进口价格为7.68美元/千立方英尺～从阿尔及利亚的平均进口价格为8.86美元/千立方英尺～从埃及的平均进口价格为10.88美元/千立方英尺～从卡塔尔的平均进口价格为5.97美元/千立方英尺～从尼口利业的平均进口价格为10.11美元/千立方英尺。 2007年美国天然气的平均进口价格为6.82美元/千立方英尺。其中管道气平均进口价格为6.79美元/千立方英尺～从加拿大的平均进口价格为6.80美元/千立方英尺。液化天然气的平均进口价格为8.95美元/千立方英尺～从特立尼达的平均进口价格为7.04美元/千立方英尺～从阿尔及利亚的平均进口价格为6.94美元/千立方英尺～从埃及的平均进口价格为6.71美元/千立方英尺～从尼日利亚的平均进口价格为6.82美元/千立方英尺。 三、2007年美国天然气出口价格统计分析 根据我们统计～美国大然气的平均出口价格为7.56美元/千立方英尺。其中管道气平均出口价格为7.4美元/千立方英尺～液化天然气的平均出口价格为5.79美元/千立方英尺。 到2007年～美国天然气的平均出口价格为6.87美元/千立方英尺～其中管道气平均出口价格为6.94美元/千立方英尺～对加拿大的平均出口价格为7.04美元/千立方英尺～对墨西哥的平均出口价格达6.76美元/千立方英尺。液化天然气的平均出口价格为5.91美元/千立方英尺。 四、美国天然气发展对策研究及前景展望 天然气在美国能源消费中占有重要地位～因此政府十分重视天然气工业的发展。美国天然气工业历经了百余年的历史～政府在天然气的不同发展时期制定了不同的法律与政策。1958年颁布了《天然气法》～主要是加强政府对自然垄断的管道运输行业的监管,1954年制定的菲利普斯决议和1978年出台的《天然气政策法》～虽然在天然气定价方面显得背道而驰～但都是为了解决当时的问题,1985年颁布的ferc436号法令与1992年颁布的ferc636号法令为天然气行业引入竞争、规范行业行为做出了重要贡献。 近年来对天然气工业实行了一系列的鼓励开发政策。1987年里根政府取消了规定新建发电厂不得使用天然气作燃料的《燃料使用法》～解除对天然气的价格管制～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第31页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 包括对进口气价的管制～天然气价格由市场供需情况决定。1989年美国政府还通过了《气井自由生产法》～对天然气生产价格完全放开～实行自由竞争～但对各地分公司的价格仍实行控制。此外美国政府对天然气管网建设十分重视～法律赋予管道公司在私人土地上铺设管线的权利～管道用地可由国家征用～并给予土地所有者相应的补偿～目前美国拥有发达的天然气管网～天然气主干管网分布广泛～错综复杂。美国的天然气管网主要由州际主干管道和州内主干管道所组成～州际主干管道长度达33.1万公里～由80-90多条管道系统组成,州内主干管道长度达11.8万公里。 2005年美国政府出台了《2005年国家能源政策法案》～新法案期望通过促进国内石油、天然气、煤炭和核能源等的生产～减少美国对国外能源的依赖～确保美国未来的能源安全。此外计划将进口液化天然气作为重要补充。 根据美国能源信息署《Annual Energy Outlook 2008 》报告～预计美国天然气的年均消费增长速度将为0.2%～到2020年和2030年美国天然气消费量分别为6712亿立方米和6539亿立方米。 天然气在世界一次能源消费结构中的比例将由2007年的23.3%下降到2030年的19.7%。见下面图表3-7～未来美国天然气需求趋势。 图表3-7:未来美国天然气需求趋势 【TOP】 第四章 世界其他国家天然气工业发展形势分析 第一节 印度尼西亚 一、印度尼西亚储量及资源分布状况 印度尼西亚位于亚洲东南部～地跨赤道～由大小13700多个岛屿组成～为世界上最大的群岛国～国土面积191.94万平方公里～陆地面积182.64万平方公里～人口2.38亿。截至2007年底～印度尼西亚天然气剩余探明可采储量为26589.66亿立方米～占世界总储量的1.5%～居世界第13位。而根据BP Statistical Review World Energy，June 2008显示印度尼西亚天然气剩余探明可采储量为30000亿立方米。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第32页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 印度尼西亚约有60个沉积盆地～其中73%位于海上～目前已勘探的36个含油气盆地主要位于西部地区～主要的含油气区有苏门答腊油气区、爪哇油气区、东加里曼丹油气区。印度尼西亚70%的天然气储量位于海域。2007年印度尼西亚共获得18个新的油气发现～其中石油发现为7个～天然气发现为11个～海域为5个～陆上为13个。 二、近年来印尼天然气产量及变化趋势 印度尼西亚为亚洲最大的天然气生产国～2006年产量为693亿立方米～比2005年增长0.9%。2007年产量为667亿立方米～比2006年下降3.8%～居世界第10位。见下面图表4-1～2000-2007年印度尼西亚天然气产量统计表。 图表4-1:2000-2007年印度尼西亚天然气产量统计表 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 657 645 706 727 728 687 693 667 产量 从中我们可以看到～近年来印度尼西亚天然气产量变化不是很大～2004年产量达到最大值728亿立方米之后就开始回落～到2007年底又到达667亿立方米～仅比2000年的657亿立方米增加了10亿立方米。 三、印度尼西亚天然气项目建设情况进展 据我们所知～2006年亚行签署一项3.5亿美元的贷款～用于开发印度尼西亚伊廉嘉亚巴拉省的唐古液化天然气项目。唐古液化天然气项目将开发、建设并运营然气井、平台及液化天然气设施～以出口天然气到中国、韩国及北美西海岸国家。该数十亿美元的项目正在由伦敦能源公司BP开发～该公司持有项目的很大股权。其余资助将来自多个国际投资者和银行～包括日本国际合作银行(JBIC)。 2007年9月份～中国海洋石油有限公司在印度尼西亚西爪哇岛(West Java)120公里处的东南苏门答腊天然气项目(Southeast Sumatra Gas Project)二期已建成投产。该项目二期天然气合同日销量为7,840万立方英尺。中海石油拥有该项目产品分成合同65.5%的权益。项目所产天然气主要供应附近的印尼国家电力公司的电厂使用。 印度尼西亚将有9个项目投入开发～其中几个气田投入开发可满足现有和新建液化天然气处理厂及发电厂的需求。最大的液化天然气项目为Tangguh～预计2009年投产～天然气主要来印尼巴布亚岛的Bintuni湾新发现的气田～计划建设两条液化天然气生产线～年液化天然气处理能力为700万吨～计划投资22亿美元～BP2007年已经从日本国家合作银行、亚洲开发银行和一个国际商业银行财团获得了26.2联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第33页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 亿美元的贷款。BP印尼公司是该项目的作业方～持有37.16%的权益～合作伙伴还包括中海油,16.96%,～MI Berau,16.30%,～Nippon Oil Exploration (12.23%)～KG Berau/Wiriagar Petroleum (10%) 和 LNG Japan Corp. (7.35%)～生产的LNG将出口到亚太地区的中国福建、韩国的K-Power Co和 POSCO公司和 墨西哥Sempra Energy LNG Marketing Corp。另一大的天然气开发项目为1970年发现的纳吐纳,Natuna D-Alpha,天然气田～该气田位于南中国海～拥有天然气储量1.303万亿立方米～由于该气田CO2含量达71%～埃克森美孚没有提交有关的开发计划方案～2006年10月印度尼西亚政府取消了埃克森美孚在纳土纳天然气田的开发合同～埃克森美孚拥有Natuna D-Alpha气田76%的股份～至今公司在纳土纳气田勘探投资超过3.5亿美元在上,目前埃克森美孚与印度尼西亚政府协商重新开发该项目～预计2014年后投产。此外印度尼西亚还有油田开发项目～其中近年来在爪哇岛Cepu区块发现的最大的油田Banyu Urip油田将于2010年以后投产～作业者为美国埃克森美孚公司～投资26亿美元～估计Banyu Urip油田石油储量将超过2.5亿桶～预计该油田的产量为16.5万桶/日～计划钻探50口井。 四、印度尼西亚天然气输出情况统计预计 根据本中心统计的数据显示～2007年印度尼西亚通过管道出口新加坡的天然气为53.9亿立方米。印度尼西亚是世界第2大LNG出口国～2006年LNG出口量为295.7亿立方米～占世界LNG总出口量的14.0%～主要出口到日本(186.0亿立方米)、韩国(87.2亿立方米)和中国台湾(42.5亿立方米)。2007年LNG出口量为277.4亿立方米～占世界LNG总出口量的12.3%～居世界第2位～主要出口到日本(180.7亿立方米)、韩国(51.2亿立方米)和中国台湾(45.5亿立方米)。 【TOP】 第二节 委内瑞拉 一、近年来委内瑞拉天然气资源勘探开发情况 根据本中心掌握的资料～到2005年委内瑞拉天然气储量4.15万亿立方米～位居世界第9位～占世界天然气储量的2.4%。到2007年委内瑞拉天然气储量又达到了5.15亿立方米～占世界天然气储量的比重上升到2.9%。 委内瑞拉已经与俄罗斯签署价值1500万美元的天然气资源合作开发协议～协议最初期限为一年。该协议最初期限为一年～包括对委内瑞拉天然气产业的评估并制定计划提高其效率～该国希望通过该协议巩固其天然气运输和分配体系。委内瑞拉国家石油公司,PDVSA,希望通过项目利用俄罗斯国家天然气公司(Gazprom 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第34页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 OAO)的经验～将使其能够增加产出并提高应对或有费用的能力。 2007年4月份～委内瑞拉石油公司投入65亿美元用于开采大陆架天然气～以满足国内需求和增加出口。这项名为“加勒比谷地”的天然气综合开发项目包括建立6个天然气钻井平台和一个天然气厂。其中～靠近东部海岸的德尔塔纳钻井平台负责开采5个深水气田～其潜在总储量达到10.8亿立方米～已探明储量2.15亿立方米。 另外～据我们所知～印度国家石油天然气公司将在未来5年内投资4亿美元～用于开发委内瑞拉东南部的奥里诺科石油带的油气资源。印度与委内瑞拉签署了有关成立委印两国合资石油公司的协议～委内瑞拉国家石油公司和印度国家石油天然气公司将分别占有60%和40%的股份。PDVSA和西班牙Repsol达成天然气供应协议。双方签订了为期20年合同～将可以改善委内瑞拉天然气供应状况。 二、近年来委内瑞拉天然气产量及变化趋势 从1970年至1998年委内瑞拉天然气产量为逐年上升趋势～1998年产量达到历史最高～为323亿立方米,1999年至2005年天然气产量在250亿至300亿立方米之内变化～2003年最低为252亿立方米～2005年天然气产量增加到289亿立方米。委内瑞拉天然气产量占世界总产量的1%。 2006年委内瑞拉天然气产量约为279亿立方米～开发主要分布在委内瑞拉东部安索阿特吉州,Anzoátegui,的阿纳科天然气田和委内瑞拉西部巴里纳斯州的巴兰卡斯地区。而根据BP Statistical Review World Energy，June 2008显示～到2007年底～委内瑞拉天然气产量约为285亿立方米～比2006年的279亿立方米增长了1.9%～占全球天然气总产量的比重与2005年相比较没有变化。 目前～委内瑞拉日产天然气63亿立方英尺。据我们所知～2009年中期～位于委内瑞拉东北部的阿亚库乔大元帅工业区将建成投产～到时可日产天然气6亿立方英尺。此外～随着其他天然气开采和处理项目的不断上马～委内瑞拉天然气日产量将在2012年增加近一倍～达到115亿立方英尺。 三、2007年委内瑞拉天然气工业发展动向 委内瑞拉天然气工业发展主要表现在出口到国外和国内市场开发利用。2005年5月～巴西、阿根廷和委内瑞拉三国决定共同成立南方石油公司～联合开展石油勘探、加工、运输和油轮建造项目。2005年6月召开的第28届南方共同体首脑会议就建立南美能源输送网络达成一致～计划在成员国间建设一条输气管网～把秘鲁的天然气输往巴西、阿根廷和智利等国。2005年9月7日～加勒比能源首脑会议联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第35页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 确定地区能源一体化计划和步骤～加勒比13国分别与委内瑞拉签署了关于委内瑞拉向其提供石油的双边条约、石油供应机制协议及各国分别与委内瑞拉石油公司成立合资公司的意向书等文件～约定加勒比国家每年举行一次能源部长会议～以协调各国的能源政策、策略和计划～解决出现的新问题。 2005年12月～委内瑞拉与巴西和阿根廷签署了关于铺设南美天然气管道的谅解备忘录。2006年8月～玻利维亚、乌拉圭和巴拉圭正式加入南美天然气管道工程。这样～这条天然气管道将联通委内瑞拉、阿根廷、玻利维亚、巴西、巴拉圭、乌拉圭等国～总长达8000多公里～堪称世界最长的能源管道。 2006年4月19日～巴拉圭、玻利维亚、乌拉圭和委内瑞拉四国首脑和阿根廷、巴西总统代表在巴拉圭亚松森举行能源首脑会议～讨论兴建南方天然气管道问题。6月下旬～阿根廷、玻利维亚、巴西和委内瑞拉四国举行部长级会议～落实建设南方天然气管道计划(该管道从委内瑞拉开始～经过阿根廷和巴西～长7000多千米～将跨越南美洲3个主要的流域:奥里诺科河流域、亚马孙河流域和拉普拉塔河流域)。7月3日～在圣克里斯托瓦尔和内维斯举行的加勒比国家共同体国家元首和政府首脑会议也把能源作为主要议题之一。2006年7月8日～哥伦比亚和委内瑞拉两国间的天然气输送管道正式开工兴建～根据两国政府协议～管道投入使用后的前7年～由哥伦比亚向委内瑞拉西北地区提供天然气～7年后～当委内瑞拉的马拉开波气田与西北地区的输气管道接通后～则反过来由委内瑞拉向哥伦比亚出口天然气。此后～这条管道将逐步向中美洲及加勒比地区、墨西哥、南美安第斯地区延伸～从而成为拉美地区能源一体化的一条大动脉。由于这项工程不仅限于两国能源合作～而是一项着眼于未来、面向整个拉美的地区能源一体化项目～因而引起美洲地区乃至世界各国的高度关注。 从委内瑞拉国内来讲～出于对委内瑞拉丰富的天然气资源充分利用的考虑～委内瑞拉对机动车天然气化十分重视～提出了分三步实现的计划:第一步～国内组装车安装天然气装臵,第二步～进口车辆改装,第三步～现有社会车辆改装。为鼓励机动车天然气化～政府对天然气装臵的安装和改装提供50%的资金补贴。2007年～委内瑞拉政府已经开始同国内的汽车组装厂和进口商商谈～采取协调行动～以加速推行机动车使用天然气。根据政府方面的要求～该国内汽车组装厂须在2008年1月1日起对所有出厂的汽车安装天然气液化罐～以实现天然气和汽油双动力驱动。联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第36页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 同时要求汽车进口商也要尽快实行对进口车的相应改装。 【TOP】 第三节 其他国家天然气工业发展形势 一、澳大利亚 澳大利亚拥有亚太地区最大的天然气储备。到2005年～澳大利亚拥有天然气储备29万亿立方英尺。而根据BP Statistical Review World Energy，June 2008显示～到2007年底～澳大利亚天然气探明储量为2.51万亿立方米～产量也已经达到了400亿立方米～比2006年同期增长了2.8%～占全球天然气总产量的1.4%。 除新南威尔士和塔斯马尼亚州以外～澳大利亚其他州均有天然气储备～其中储备最丰富的地区位于 Carnarvon盆地西北海上～即知名的澳大利亚西北大陆架地区。其他重要的盆地～包括在中澳的Cooper/Eromanga盆地和Bass/Gippsland盆地均位于澳大利亚南部海上。 2007年澳大利亚液化天然气产量增长8%～至6,996亿立方英尺,冷凝液化石油天然气产量较2006年下降1%～至1.967亿桶。小幅下降主要因重要的生产资产关闭以及天然油田减少。但是澳大利亚正在研究众多LNG项目～这些项目可能使澳大利亚未来十年的产量增长两倍。 我们知道～澳大利亚是一个重要的天然气出口国。由于来自新油田的产量增加,例如伍德塞德石油公司在澳大利亚西部海域投资120亿澳元的Pluto项目,～澳大利亚的液化天然气出口在2008，2009年度将增加14%～达到1690万吨～并在2011，2012年度增加到2520万吨。 澳大利亚共18个项目～其中Greater Gorgon 液化天然气项目将建两个500万吨/年的液化天然气船～并在Barrow岛修建一个天然气处理厂～包括二氧化碳回收等～目前最后的开发计划还未确定～该项目需通过西澳大利亚环境部门和联邦环境部批准～如果通过批准～预计2013年以后Gorgon项目可投产～该项目开发的气田储量达11326亿立方米。位于澳大利亚和东帝文的Sunrise和Troubadour油田开发项目拥有天然气储量2264亿立方米～预计投资70亿美元～包括Bayu Udan 液化天然气处理厂扩建～原预计2010年以后投产～近期将不投入开发。位于澳大利亚西北海域深水区的Ichthys气田拥有天然气储量2689亿立方米～凝析油3.12亿桶～为半潜式生产平台通过200米管线与陆上新建的液化天然气处理厂连接～处理厂可年产LNG 600万吨～预计2012年后投产～预计石油产量将达10万桶/日～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第37页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 天然气3398万立方米/日。位于澳大利亚西北大陆架的Blacktip气田～投资3.25亿美元～预计2009年投产～平台水深50米～建有108米管线～意大利埃尼公司为作业者。位于海域气田Pluto气田～拥有1160.3亿立方米天然气～Woodside为作业者～预计2010年投产～年产液化天然气500-600万吨。 二、阿尔及利亚 阿尔及利亚是欧佩克成员国之中最大的天然气生产国～根据本中心统计的资料显示～截止2006年1月1日～该国拥有160.5万亿立方英尺已探明天然气储量～是全球第八大～然而该国可开采天然气储量潜力可能高达282万亿立方英尺。该国大多数天然气储量为伴生气(与原油储量一起产生)。根据本中心统计的数据显示～到2007年底～阿尔及利亚天然气产量为830亿立方米～而天然气储量也达到了4.52万亿立方米。 阿尔及利亚与欧洲之间有两条天然气管线相连～全长670英里、运力23.2亿立方英尺/天的跨地中海管线(Transmed～也称Enrico Mattei)从Hassi R'Mel出发～通过突尼斯和意大利西西里岛到达意大利大陆～于1983建成～1994年产能翻番～并计划通过增加一座加压站使其运力扩至34.8亿立方英尺/天。另一个由西班牙Enagas、摩洛哥SNPP和Sonatrach牵头的财团运营一条长1000英里、运力8.20亿立方英尺/天的Maghreb-Europe天然气管线(MEG～也称Pedro Duran Farell)～该管线于1996年建成～通过摩洛哥连接HassiWmel与西斑牙Cordoba～并与西班牙和葡萄牙的天然气运输网络相连。2001年8月～Sonatrach授予ABB一份价值9300万美元的合同～通过在MEG管线上建造、座加压站来使该管线运力到2006年增至17.8亿立方英尺/天。 2001年7月～由西班牙Cepsa(持股20%)和Sonatrach(持股20%)牵头的一个财团同意建造一条新天然气管线Medgaz～以连接阿尔及利亚与欧洲。该管线长120英里～连接阿尔及利亚BeniSaf与西班牙Almefia～最终将延伸至法国。2002年9月～该财团完成了Medgaz管线的可行性研究～但初始建造工作被延期至2006年7月。该管线将耗资13亿美元～计划于2009年完成～初始运力将为3.90亿立方英尺/天～最大可增至15.5亿立方英尺/天。该财团也计划运行一条平行电缆线。2002年11月～Cepsa称它已签订一份意向书～以通过Medgaz管线购买350亿立方英尺/年的天然气～而2004年Iberdrola也同意从该管线购买350亿立方英尺/年的天然气。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第38页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 2002年～Sonatrach与意大利Enel和德国Wmtemhall签约成立一个财团Galsi～以再建一条从阿尔及利亚到意大利的天然气管线。计划要求首先建造一条从阿尔及利亚Gassi R’Mel到El Kal的陆上管线～然后建造一条海底管线以延伸至意大利撒丁岛的Cagliari～随后建造一条陆上管线连接到撒丁岛的Olbia～最后通过一条近海管线连接到意大利大陆的C.D.Pescaia。Galsi估计这条长910英里的管线的初始运力为7.7亿，9.9亿立方英尺/天～而且与Medsaz一样～该财团也计划铺设一条平行电缆线。该项目将耗资20亿美元～计划于2008年投产。 Sonatrach和尼日利亚国家石油公司(NNPC)于2002年成立了泛撒哈拉天然气财团(NIGEL)～该财团旨在建造一条4550英里长的天然气管线～从尼日利亚的Warri通过尼日尔到达Hassi R'Mel～同时计划平行建造一条公路和一条光纤电缆线。NIGEL管线将利用拟建的Medgaz管线和现有的Transmed管线将尼日利亚天然气运往欧洲市场。尼日利亚和阿尔及利亚政府已就这一耗资70亿美元的管线项目向世界银行和亚洲开发新项目寻求金融帮助。 随着Arzew GL4Z工厂于1964年投产～阿尔及利亚成为全球首个液化天然气(LNG)生产国～该国是全球第三大LNG出口国(排在印尼和马来西亚之后)～占全球总量的约14%。阿LNG大多数出口到西欧～特别是法国和西班牙。Sonatrach与法国燃气(Gaz de France)、比利时Dis—trigaz、西班牙Enagas、土耳其Bo—tas、意大利Snam和希腊DEPA签订了LNG出口合同。 2004年1月19日～Skikda LNG出口终端的一台锅炉发生爆炸～导致至少27人死亡～致使附近几处设施关闭～包括一座炼油厂和石油装运终端。Skikda终端的6条LNG生产线中的3条被破坏～其他3条生产线也受到某种程度的损坏。这起事故导致Skikda终端2004年LNG产量下跌76%。Sonatrach于2004年12月完成了该终端最后一条受损LNG生产线的修理工作～而且公司已决定用一个单一的、更大的新建终端来代替这3条被破坏的生产线。 三、中亚主要国家 首先是土库曼斯坦～该国拥有非常丰富的天然气储备。由于俄罗斯和西方在能源安全方面的竞争加剧～越来越多的国家将目光转移到了这个中亚国家身上。英国石油公司根据2005年2.9万亿立方米的天然气储量将土国列为世界第十二大天然气储藏国。到2007年底～土库曼斯坦天然气总储量已经达到了2.67万亿立方米。但这些天然气中不包括新发现的7万亿立方米天然气储量。新发现将使该国的排名联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第39页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 升至前5位。 根据土库曼斯坦官方数据～该国目前天然气年产量为700亿立方米～其中500亿立方米出售给俄罗斯～另有80亿立方米输送到伊朗。2008年8月份～土库曼斯坦与中国签署协议～同意将对华天然气输出增加到每年400亿立方米。 在乌兹别克斯坦～该国也拥有比较丰富油气资源～是中亚地区未来油气增长的重要国家。根据乌兹别克斯坦公布的数据～截止到2005年1月1日～乌天然气预测储量为5.9029万亿立方米～乌兹别克斯坦全国共有160 多个油气田～主要分布在5个油气区——乌斯秋尔特、布哈拉—希瓦、西南吉萨尔、苏尔汉河盆地、费尔干纳。主要油田是:坎达格、乌奇克孜尔、科卡廷、帕尔瓦塔什、雅舒阿拉米什克、沙里坎—科贾巴德,主要气田包括:扎尔卡克斯、穆巴列克、舒尔坦等。到2007年底～乌兹别克斯坦天然气产量已经达到了674亿立方米～比2006年同期的622亿立方米增长了8.4%～占全球天然气总产量的2.3%。 2007年5月12日～俄罗斯、哈萨克斯坦和土库曼斯坦三国总统签署宣言～决定共同建设里海沿岸天然气管道。2007年12月20日～三国政府签署了建设该管道的协议。建设该管道的目的是为了将里海、哈萨克斯坦及土库曼斯坦境内的天然气运送至俄罗斯。管道的运输能力为每年100亿立方米。 【TOP】 第五章 中国天然气生产情况及管道建设状况分析 第一节 国内天然气产量统计分析 一、近年来我国天然气产量统计 根据本中心统计～2006年我国天然气产量为585.5亿立方米～比2005年增长19.2%。而到2007年～我国生产天然气693.1亿立方米～与2006年相比增长23.1%。而根据根据BP Statistical Review World Energy，June 2008显示～到2007年底～我国天然气产量为693亿立方米。见下面图表5-1～2000-2007年我国天然气产量统计表。 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 272 303 327 350 415 493 586 667 产量 二、我国天然气产量预期及特点 1、未来几年我国天然气产量增长预测 据我们所知～我国国投入开发的油气项目有8个～其中位于海域的有3个～分别位于南中国海和渤海湾～其中丽湾为我国南海海域深水区的重大的天然气发现～哈斯基为作业者～初步估计丽湾3-1-1的深水探井可采储量约1.1，1.7万亿立方米～预计2012年后投产～天然气产量将达1415.85万立方米/日。位于陆上的有5个～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第40页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 其中位于四川盆地的普光气田～是迄今为止国内 规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田～2007年累计探明天然气可采储量2846亿立方米～是目前中国发现最大的5个2000亿立方米以上的大气田之一～目前中国石油化工总公司已编制了一期开发方案并上报国家有关部门～规划到2008年可实现商业气量40亿立方米/年以上～2010年实现商业气量80亿立方米/年～并配套建设川东北至山东济南的天然气管线。位于塔里木盆地的塔河油田扩产项目～预计2009年后投产～作业者为中国石油化工总公司～油田储量达10亿桶。位于川东北地区的铁山坡、渡口河-七里北、罗家寨气田将在2010年后投产～拥有天然气储量1415.85亿立方米～预计天然气年产量将达76亿立方米～作业者为美国雪佛龙公司。位于鄂尔多斯盆地的南苏里格气田2012年后将投产～作业者为法国道达尔公司～主要目的层为非常规致密含气砂岩层。 我们预计2008年我国天然气产量将达到760亿立方米～而国家发展和改革委员会在公布的《能源发展“十一五”规划》中提出～2010年全国天然气产量将达到了920亿立方米。普遍预计10年后我国天然气产量可达1500-2000亿立方米。 2、我国天然气产量企业集中度分析 我们知道我国天然气生产主要集中在中石油、中石化和中海油三大国有集团公司。2005年全国累计生产天然气499.5亿立方米～其中中石油、中石化和中海油三家公司共计生产天然气487亿立方米～占全国总产量的97.5%。,天然气生产集中度CR3为0.975,。 根据本中心统计的数据显示～2007年～中石油集团公司天然气产量为542亿立方米～占全国天然气693.1亿立方米总产量的78.2%,而2007年中石化天然气产量达到了2830亿立方英尺～约80.089亿立方米～占全国天然气总产量的11.56%。中石油和中石化两家企业的天然气产量约占全国总产量的90%。由此可见～我国天然气生产高度集中。 3、我国天然气产量地区结构分析 我国天然气资源60%以上分布于经济落后的中西部地区～还有20%左右的天然气资源分布于近海大陆架,同时～我国还具有主要富集于华北地区非常规的煤层气远景资源。西部气区距东部经济发达区～最远的轮南至上海4000公里～最近的忠县到武汉695公里～靖边至北京853公里～涩北至兰州953公里。我国天然气资源量区域主要分布在我国的中西盆地。总体上来讲～我国天然气资源分布的不平联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第41页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 衡～使生产与消费区域分离。 而从消费地区结构来看～中国天然气消费主要以产地消费为主～主要集中在西南、东北、和西北地区～即四川、黑龙江、辽宁和新疆。占全国消费量的80%以上。目前～北京、天津、重庆、成都、沈阳、郑州和西安等许多大中城市都用上了管道天然气。 【TOP】 第二节 我国主要气田天然气储量和产量预计 一、塔里木油田 新疆塔里木油田于2006年10月20日在新疆塔里木盆地找到了储量达到1500亿立方米的大北油气田～这个储量仅次于西气东输管道的气源地、中国目前较大的油气田——新疆克拉2气田～是中国目前发现的第四大气田。经过测算～该油气田预测储量为1500亿立方米～已经探明储量达100亿立方米～这个储量次于目前西气东输的气源地、中国较大的油气田——储量达2051.6亿立方米的克拉2油气田。 2006年塔里木油田天然气产量为110亿立方米～到2007年该油田天然气产量为155亿立方米～油气产量当量达到1950万吨～其中～天然气产量增幅超过50%～从而成为我国第一大天然气生产区。到2007年底～塔里木油田已建成西气东输164亿立方米天然气年生产能力～成为我国天然气主力生产基地～2007年全年向西气东输供气137.06亿立方米。截至2007年底累计供气283.67亿立方米～已经向上海、北京等14个省区80多个大中型城市供气。 2008年3月26日～我国目前发现的最大凝析气田—塔里木迪那气田正式开工建设～这也是继克拉2气田之后～塔里木盆地第二个超千亿立方米的大气田。气田建成后将可年产天然气50亿立方米～计划2009年6月完工并开始向西气东输工程供气。2008年～塔里木油田天然气产量为182亿立方米,而预计到2010年天然气产量达到220亿立方米～2015年达到300亿立方米。 二、冀东油田 2007年5月份～中石油在渤海湾滩海地区发现储量规模达10亿吨的大油田——冀东南堡油田。新发现的冀东南堡油田位于河北省唐山市境内(曹妃甸港区)～地质上为渤海湾盆地黄骅坳陷北部的南堡凹陷～属中石油冀东油田公司勘探开发范围。通过国家评审～证实了南堡油田是一个特大型油田。三级油气地质储量达到11.8亿吨。 据我们所知～冀东油田2007年累计新增三级油气地质储量11.8亿吨～2008联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第42页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 年冀东油田将全面提升开发水平～新增原油产能180万吨～生产原油260万吨～同时完成老爷庙联合站、100万立方米天然气商业储备库以及1号陆上油气处理终端等重点工程。冀东油田外销的天然气优先满足唐山市用气需求～2008年为唐山市供气量不低于60万立方米～2009年不低于100万立方米～2010年不低于150万立方米。 三、普光气田 作为中国目前最大的海相整装气田～普光气田现探明储量为3562亿立方米～并且还在不断增长中。但是到2007年底～该气田经评审后的天然气地质储量较上年的储量估值下降23%～地质储量总计2,738.5亿立方米。 到2010年～普光气田每年将向东部地区输送120亿立方米净化气～其中四川20亿立方米、重庆20亿立方米、江苏23.5亿立方米、上海19亿立方米、浙江18.5亿立方米、湖北8亿立方米、安徽8亿立方米、江西3亿立方米。 四、大牛地气田 大牛地气田从2003年开发先导试验起步～2005年完成10亿立方米产能建设。经过近两年连续增储上产～产能已跨入200万吨当量的油气田规模。目前～天然气累计探明储量已达到3280.42亿立方米～已动用储量仅占1/3。 到2007年底～大牛地气田年产能已超过20亿立方米～日供气能力超过550万立方米。据我们所知～2008年7月份大牛地气田10亿立方米产能建设和塔巴庙至榆林天然气管道工程安全设施通过竣工验收～标志着大牛地气田已从试运行阶段正式进入符合国家安全规范的开发阶段。 【TOP】 第三节 我国天然气管道建设形势调查分析 一、我国正建设第二条“西气东输”管线 我们知道～西气东输二线工程在2008年初已经开工建设～总体上来看～西气东输二线干线管道从新疆霍尔果斯口岸入境之后～经独山子、乌鲁木齐～在红柳与西气东输线路重合～然后向东经酒泉、山丹、武威～在宁夏中卫过黄河后与西气东输一线线路分开～向东南经西安、南昌、赣州～到达广州。在8条支干线中～有三条与广东有关。分别为广东翁源-深圳(香港)、广东广州-广西南宁、广东肇庆-湛江(海口)。 西气东输二线工程的气源主要来自土库曼斯坦～中石油在土库曼斯坦已经获得了一个以产品分成合同为主要方式的天然气田开发项目。根据初步研究～可建成年联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第43页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 产130亿立方米天然气的气田。另外～土库曼斯坦政府还承诺～每年向中石油出售170亿立方米天然气～合同期从输气之日起保持30年。根据协议～未来30年内～土库曼斯坦将通过规划实施中的中亚天然气管道～向中国每年出口300亿立方米天然气。 在该管道输送的天然气价格方面～按照中土双方确认的与国际油价挂钩的定价公式～计算出目前的井口气价为195美元/千方～加上境外管输费50美元/千方～据此计算在霍尔果斯的边境完税价格为2.02元/方。按照西气东输二线全线平均管输费1.1元/方计算～城市门站平均价格超过3.1元/方。如果按照递远递增方式确定管输费～预计沿海地区的价格将更高～到时供气价格能否为市场所承受～仍有不确定性因素。 二、“川气东送”项目建设情况及气量分配预计 我们知道“川气东送”的“川气”是指四川的普光气田～该气田天然气的探明储量已经达到3560亿立方米。“川气东送”的干支线将经过四川、重庆、湖北、河南、江西、安徽、江苏、浙江和上海等省市。 据我们所知～川气东送工程在合理供应川渝用气的前提下～主要供应江苏、浙江和上海～兼顾沿线的湖北、安徽及江西。120 亿方气量的具体分配为:四川 20 亿立方米、重庆 20 亿立方米、江苏 23.5 亿立方米、上海 19 亿立方米、浙江 18.5 亿立方米、湖北 8 亿立方米、安徽 8 亿立方米、江西 3 亿立方米。 从川气东送工程目前修改过的构架看～该管道工程包括1条主干线、1条支干线和3条支线。四川普光至上海成为主干线～长度为1674公里～其中普光,安徽省宣城段管径采用1016mm～安徽省宣城,上海段管径采用864mm。项目干线起于四川省宣汉县～止于上海市～途经重庆市、湖北省、安徽省、浙江省、江苏省。而原豫鲁主干线变成了豫鲁支干线～全长842km～其中宜昌,新郑段管径采用813mm～新郑,濮阳段管径采用711mm,支干线起于湖北省宜昌市～止于河南省濮阳市。川维支线全长154km～管径559mm,起于重庆市的梁平县～止于重庆市的长寿区。达州支线全长45km～管径323.9mm,起于四川省天生分输站～止于达州末站。南京支线全长148km～管径813mm。起于安徽省宣城～止于江苏南京。新线路中有两条支线分别到达四川和重庆。天然气化工一直是四川重庆的传统优势产业。四川重庆方面资源就地利用的想法得到部分保留。自从普光气田发现以后～各种以天然气为原料的项目都想入川～据说齐鲁石化第二化肥厂已经确定搬迁到四联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第44页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 川达州。见下面图表5-2～川气东送路线图。 三、跨国输气管道建设已经提上日程 1、中俄输气管道 2006年中俄输气管道选线工作已经开始～俄罗斯将建设通往中国的输气管道体系～其中总造价为100亿美元的首条输气管道将在2011年投入使用。根据我们的了解～俄罗斯准备通过西线和东线管道每年向中国出口600亿至800亿立方米天然气。东部管线是指将俄萨哈林地区的天然气出口到中国,西线方案是指铺设“阿尔泰”输气管道～经俄中西段边界向中国出口天然气。 但是在前面章节中我们已经知道～俄罗斯的“东部天然气规划”中明确规定～东西伯利亚和远东地区要采用最现代化的技术开发油气田～同时还要在每一个新的天然气开采中心建立大型天然气加工和天然气化学综合体。由于环保、气源和俄罗斯国内的利益纷争～俄罗斯承诺的两条通往中国的天然气运输管线建设进程遭遇重大障碍～进而引发了国内对中俄能源合作前景的担忧。 2、中土输气管道 2008年6月份～中土输气管道工程正式开工建设～这条管道全面竣工后～每年可从中亚地区向中国输送300亿立方米天然气～相当于我国2007年天然气产量的一半。见下面图表5-3～土输气管道工程路线图。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第45页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 预计2009年底中土输气管道工程实现单线通气～2010年实现双线通气。项目全面竣工后～在30年的运营期内～每年将从中亚地区向中国稳定输送约300亿立方米的天然气。 3、中国—缅甸天然气管道工程可行性研究 缅甸位于中南半岛西部～是东南亚与南亚的结合地～它直接连接中国和印度这两大发展中国家～是最便捷的陆路要冲。缅甸能源丰富开发潜力巨大～天然气区域不断扩大～逐渐被周边国家所关注。缅甸的天然气储量位居世界第十～主要集中在西南部的孟加拉湾。根据缅甸石油天然气公司公布的最新数字～缅甸陆地和近海已探明天然气储量达1.442万亿立方米。目前～缅甸的两块主要天然气带分别是靠近缅甸西北部近海的A-1区块和A-3区块。A-1区块的天然气田储量比A-3区块储量大很多～约为4到6万亿立方英尺～所以A-1区块成为中印两国争夺的主要天然气区块。位于首都仰光34公里安达曼海的莫塔马湾(mottama)的m-7和m-9地段也储藏着大量天然气。 2007年初期～中石油集团与缅甸石油天然气公司已启动缅甸至云南昆明天然气输送管道项目的可行性研究。中石油集团于1月中旬与缅甸能源部签约～在缅甸西部外海的3个深海区块勘探原油与天然气。根据协议～中石油和缅甸国家石油天然气公司将对代号为AD-1～AD-6和AD-8共3个区块勘探开采石油和天然气～总开采面积达到1万平方公里。 【TOP】 第六章 我国各区域天然气市场消费状况及前景预测 第一节 华东地区天然气市场发展形势分析 一、华东地区天然气市场发展形势 “十五”期间～随着东海气田、射阳气田的稳定供应和西气东输一期工程的顺利贯通～华东地区开始大规模利用天然气。2006年～华东地区天然气产量为32亿立方米～供应能力约120亿立方米～其中上海市供应量为22亿立方米。2007年江苏省天然气需求59.8亿立方米～而在2004年天然气需求量才仅为3.14亿立方米,实际供气52亿立方米～缺口7.8亿立方米。目前华东地区天然气管网规划工作基本完成～“十一五”期间将形成“西气东输、海气登陆、海外进口、陆气补充”的天然气多元供应格局。根据预测～2010年华东地区天然气消费量将达到100亿立方米～其中上海市约50亿立方米。 二、华东地区天然气项目建设状况调查 首先在上海市～2007年初～上海市LNG项目一期工程开始建设。上海LNG联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第46页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 项目分两期建设～由接受站、港口和输气管线三部分组成。接收站位于上海国际航运中心洋山深水港区的中、西门堂岛～占地约39.6公顷。港口工程将建设一个10万吨级的液化天然气接卸泊位。输气管线由36公里的海底输气管道、16公里的陆上管道和输气末站组成～与上海市内天然气管网贯通。上海LNG项目的建设主要是为了接受来自马来西亚的天然气。根据双方2006年7月签定的《液化天然气购销合同》～到2009年～马来西亚就将向上海供气。 目前江苏如东LNG项目正在施工建设中～2007年1月份～人工岛陆域吹填钢板桩沉桩施工开始～到11月份陆域形成～已经具备了接收站工程施工条件。2008年LNG项目接收站计划要完成总工程量的23%～一期工程年平均提供天然气48亿立方米～预计到2010年底或者2011年初将建成投用。 2004年3月10日～中国海油与浙江省签订了浙江LNG项目合作协议。按照规划～浙江LNG由接收站项目,包括码头,、输气干线项目、配套LNG电厂项目三部分组成。其中～接收站项目位于北仑中宅～项目一期建设规模300万吨/年～二期扩建到600万吨/年。2004年8月～项目预可研报告通过中国国际工程咨询公司的专家批准。2005年1月25日～中海浙江宁波液化天然气有限公司正式成立～负责接收站项目的建设和运营。股东三方分别为中海石油天然气及发电有限公司,51%股份,、浙江省能源集团有限公司,29%股份,、宁波市电力开发公司,20%股份,。一期总投资约49亿元人民币～建设规模每年300万吨,二期将扩建到每年600万吨～其中包括建设一座停靠8万到16.5万立方米LNG运输船单泊位的接卸码头。预计整个项目建设起止年限为2005年至2011年。 据我们所知～2008年2月份～中海油与伊朗石油部签署了一份价值160亿美元的合同～以共同开发位于伊朗北部的Pars天然气田。其中50亿美元进入上游的天然气开采项目～剩余的110亿美元则用于LNG生产工厂的建设。为此～整个开发计划已被设计成4个阶段～从日产12亿立方英尺天然气～达到日产48亿立方英尺。有消息显示～中海油将从这份合同中获得50%的LNG产量。毫无疑问～如果这个合同能够顺利履行～浙江LNG项目气源落实有了一定的保证～项目建设将会巨大的进展。 三、天然气管网建设状况调查 2008年初～上海市天然气主干管网二期工程开始开工建设～并开展“西气东输”二线、“川气东送”及进口液化天然气等项目配套接收站线建设～在条件具备时～实联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第47页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 现与江苏、浙江天然气主干管网的互联互通。工程主体项目包括“川气东送”配套工程、进口LNG配套工程和罗泾的主干线～项目总投资15.04亿元。工程计划2008年底建成～实现2009年初接收川气东送和进口LNG项目向上海供气目标。 2008年3月份～“川气东送”上海段工程在位于黄浦江南面的松江区新浜镇开工建设～工程计划在2008年底建成并投入运行～到2010年四川供应上海的天然气总量将达到15.5亿立方米～2011年达19亿立方米。 上海“川气东送”由浙江嘉善与上海区域交界口张坟港桥进入上海市青浦区。第一期工程建设为上海20.21公里～在松江境内长16.25公里。“川气东送”工程上海段正式名称为“上海市天然气主干管网二期工程”～二期主干管道从青浦与金山交界处练塘首站开始铺设～沿途经过松江的新浜、石湖荡、车墩、新桥等乡镇～一路沿A15公路向东至闵行～管线总长度约47公里。 据我们所知～在江苏省～西气东输二线工程经过江苏境内的有两条线～一条是从洛阳至徐州的支干线～在江苏境内约有26公里,另一条是浙江嘉兴到苏州的支线～在江苏境内约有40公里。 “川气东送”在江苏省经过的区域并不多～该管线从皖南宣城地区进入江苏省金坛市后～又折向浙江方向。为了能用上更多的川气～江苏省将铺设金坛南京和苏锡常地区的支管～金坛接口铺至丹徒上党后～一条向西铺向南京栖霞区的靖安～一条向东经常州、无锡、江阴铺向张家港。据我们所知～江苏省在2007年11月份开展金坛北上支管一标段的勘探工作～苏南大中城市有望在2009年上半年用上川气。 在浙江省～2008年初～德清至嘉兴天然气输气管道工程开始动工建设～德清至嘉兴天然气输气管道起点在该县乾元镇～全长87公里～其中德清县境内有20多公里～途经钟管、新安、新市、禹越等4个镇。据我们所知～2003年～德清县完成了天然气管道建设～该县乾元、武康等地居民陆续用上了天然气～而嘉兴市民至今尚未享受到国家“西气东送”工程带来的实惠。随着液化气价格上涨～嘉兴市民对接通管道天然气的愿望非常迫切。 “川气东送”管线从安徽广德进入浙江后经过湖州、嘉兴最后到上海。经过浙江地区总长仅170公里左右～在湖州经过安吉县天子岗北侧、荆湾～长兴县南丁村、回车岭、西山～吴兴区五星村～在妙西镇北穿宣杭铁路～在施家桥南穿杭宁高速公路～在下钮漾南穿东苕溪～经南浔区千亩田北、双福桥、徐家桥、东源村～后进入联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第48页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 嘉兴市范围。湖州段全长约98.8公里～其中～市区段55.2公里～长兴段18.6公里～安吉段25公里～施工期一年～2007年11月份已经开工建设。在嘉兴段全长60多公里～经过嘉善、秀洲区、桐乡等地。 四、主要城市天然气转换工作分析 首先在苏州市～2005年苏州燃气集团先后在沧浪区的新康花园、平江区的香花桥、糖坊湾和吴中区的水香等近百个居民新村,小区,中～对总共5.7万户原来使用管道液化气的居民～分期分批地进行了天然气臵换。2006年该集团又把天然气的管网通到沧浪、平江和金阊三个正在建设的新城中。具体是～沧浪新城通气的范围有:长吴路、宝带西路、宝带东路和越湖路一带,平江新城通气的范围有:官渎路、新联路、上高路和齐门路一带,金阊新城通气的范围有:虎阜路、虎丘路和吴越路一带等～涉及居民共有1万多户。从2004年4月份开始～无锡市开始进行天然气臵换～到2006年10月份～该市已经投入5.5亿元用于天然气工程建设～共臵换88个批次～完成300多个小区的20万户用户的臵换工作～供应天然气超1亿方。2006年底～无锡华润燃气有限公司又投入1300万元用于天然气臵换管网改造及燃气具改造工作～为最后一批3万户人工煤气用户进行臵换。在安徽的马鞍山市～2004年5月份天然气进入该市～根据该市天然气臵换方案部署～马鞍山港华燃气公司把全市13万多用户分成若干分区～按照“由东向西、由南向北”顺序进行分期臵换。到2005年春节该市已经全部完成天然气的臵换。华东地区其他城市的天然气臵换情况我们将会在下面的小节中深入分析。 五、主要城市天然气市场竞争格局及消费前景预测 1、上海市 据我们所知～上海市是全国最早使用人工煤气的城市～先后成立过上海市煤气公司～上海煤气制气,集团,有限公司～上海煤气销售,集团,有限公司～上海天然气管网有限公司和上海燃气,集团,有限公司。从该市燃气公司名称的变换我们就可以看到上海市用气结构的变化。 根据我们统计的数据显示～2006年上海市人工煤气供应量为21.76亿立方米～家庭用户达到了230.2多万户～管道长度为8777.94公里,但是到2007年底～上海市全市家庭人工煤气用户213.4万户,家庭液化气用户277.3万户,家庭天然气用户达到257.9万户。天然气用户数已经超过了人工煤气。见下面图表6-1～近年来上海市各种气源用气变化量统计。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第49页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 从上面图表6-1我们可以看到～上海市近年来人工煤气用气量逐年在减少～而天然气用气量在快速增加。根据上海市的燃气工业发展规划～“十一五”期末～上海天然气用户将增至360万户～人工煤气用户将减少至155万户～液化气用户维持在260万户左右。燃气用户总数达到775万户。到2015年上海天然气用气量将达到120亿立方米左右～人工煤气用户基本完成向天然气的转换。2020年～上海天然气用量将达到150亿至180亿立方米～城市管道燃气实现天然气化。 目前～东海天然气每年为上海提供5-6亿立方米,新疆通过西气东输管道每年向上海输送16亿立方米。国家“川气东送”工程和“西气”二线工程也将于2009年起相继供应上海。预计到2010年～上海将基本形成“东气”、“西气”、“川气”和进口LNG等多气源的安全保障供应格局。而根据规划～到2012年～上海从马来西亚进口的液化天然气有望达到每年40亿立方米～相当于目前上海接收的西气东输和东海天然气总和的两倍。 2、南京市 南京的管道供气市场目前由西气东输天然气、轻油天然气改质气、上海梅山焦炉气组成～现在上海梅山日供焦炉气约10，15万立方米左右～轻油天然气改质气用来作为调峰使用～以西气东输天然气为主。2005年南京市燃气供气量超过了2亿立方米～高峰月(12月)最大供气量为92.08万立方米。 目前在液化气市场～南京百江燃气控制该市40多万用户～而位居第二位的华润燃气的用户有10多万户～南京虽然有50多家燃气经营企业～但用户总共在70万左右。据我们所知～南京百江正在并购华润瓶装气业务～这样～南京液化气市场将基本上受控于南京百江燃气公司。 在南京市～由香港中华煤气,南京,有限公司投资组建的南京港华燃气有限公联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第50页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 司承接了南京市煤气总公司原有的生产、经营和服务业务～是南京市规模最大的管道燃气经营企业。该公司2006年完成了南京市天然气臵换工作～南京城市管道燃气进入天然气时代。根据我们得到的资料显示～南京港华燃气有限公司目前有管网总长度达到1400多公里～客户将近60万户～天然气年度供应总量约3.5亿立方米。 3、昆山市 近年来～昆山市经济社会各项事业飞速发展～对天然气的需求也日益提高～到2007年～已从最初的每年1000万立方米增长到2亿多立方米～原有天然气供应量已远远不能满足需求。 昆山利通天然气公司是昆山市天然气供应企业～2007年以来～该公司日供应天然气63万立方米～其中企业用户为80家～但这些企业用户的天然气用量占了昆山总供应量的90%以上。企业用户新增用量和新增的企业用户每天对天然气的需求已超过80万立方米～供不应求的矛盾在2008年将进一步加剧～全市天然气供需差距将超过1亿立方米。 由此～2008年初～由中国石油天然气管道局与昆山利通天然气公司共同合作的昆山中油管道燃气有限公司正式成立。该项目将为昆山带来每年2.5亿立方米的天然气资源。据我们所知～昆山中油管道燃气有限公司成立后～将在2008年年底完成管道铺设工程～并投入商业运营。其一期覆盖～将主要涉及张浦、锦溪和周庄等周边区域的天然气利用项目。 4、杭州市 在杭州市～随着“西气东输”工程的实施～杭州作为该工程的末端～在2003年6月开始了天然气利用工程建设。2004年8月杭州市北门站建成并开始向市区供应天然气～杭城天然气接纳转换工作全面启动。到2007年底～除滨江区、江干区圆梦园小区外～杭州市主城区全部使用上天然气。 目前～杭州市燃气,集团,有限公司拥有杭州市区管道燃气特许经营权～根据特许经营权的规定:该公司负责杭州市区高、中、低压管网天然气的输送、销售,萧山、余杭两区及临安、富阳两市的高压管网天然气的输送、销售。到2007年底～杭州市燃气,集团,有限公司已经拥有较为完备的燃气管道输配设施～建成燃气中低压管网2385公里～投运了北门站、5座高中压调压站,星桥站、下沙站、良渚站、留祥站、临平站,及4个燃气中中压调压站、543个中低压调压站～供气范围覆盖杭城5大主城区和滨江、杭州经济技术开发区和余杭区部分区域。同时～该集联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第51页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 团已经拥有天然气用户33.59万户～其中工业、公建用户725户,有8个燃气服务网点。2007年～公司销售管道气(折天然气)1.63亿立方米～而2006年供气量约有1.1亿立方米。 杭州市管道燃气有杭州市燃气,集团,有限公司负责管理运行～而另外一个气源——液化石油气最大的供应企业是由百江投资有限公司与杭州市燃气,集团,有限公司共同投资组建的杭州百江液化气有限公司。该公司是是杭州地区最大的液化气专营公司。公司液化气总存储量达4000立方米～民用终端用户30余万户～商用用户150余家。杭州市区及周边地区遍布38家供应站～拥有杭州地区覆盖最广、规模最大的液化气销售及服务网点。 5、宁波市 宁波市是沿海开放城市～是华东地区重要的对外贸易口岸长江三角州及沿海地区重要的重化工基地～该市自1983年筹建煤制气工程～因受各方面条件的限制～工程未能上马～所以1991年起大力发展瓶装LPG～但是近年来随着城市建设的发展～高层建筑的不断兴起～瓶装LPG这一存在一定不安全因素的供应方式～已经不适应城市发展的需要。 尽管目前宁波市城市气源仍然以液化石油气为主～但是～从2006年11月开始～宁波市已经开始启动了管道燃气用户转换使用天然气～该市的规划是到2010年将建成接纳天然气的镇海、北仑门站～高中压调气站6座～高压管道44公里～中压管道800公里～庭院管道1000公里～使天然气年供气规模达到5亿立方米～居民管道用户发展到30万户～管道气化率达到80%。 2008年～宁波市天然气臵换计划是在尚未改造的老小区中完成臵换～洞桥社区、翠柏二里、翠柏一里、钱南小区、新高路2弄、4弄～高塘三村等小区将于6月至11月实施臵换～月湖人家、新芝路95弄/99弄、宁兴小区、双梁小区、龙湾新村、云海小区将于8月至12月实施。而江东区银杏小区、甬港花园等小区将于6月至11月实施,徐家小区和王家/惊驾小区将于8月至12月实施,铸坊巷、东柳坊小区、万兴小区实施时间待定。江北区范江岸路38弄和双东路10弄等小区将于6月至10月实施,柏树桥翠东106,130号、文风家园,文教路36弄、40弄,将于6月至11月实施。镇海区银桂公寓、茗园二区、三角地小区将于5月至8月实施,农工小区、清川小区和九弯弄小区等小区实施时间待定。鄞州由于老小区少～未安排改造计划。北仑老小区改造也还没有列入2008年计划。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第52页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 宁波兴光燃气集团公司专业经营液化气供应和特许发展经营宁波市的管道燃气业务。该公司设有3000吨级液化气专用码头一座～液化气贮存能力超过1.5万立方米～拥有30多个液化气经营网点～2005年液化气销售量21万吨～液化气用户超过24万户,已建成投用镇海、北仑两座天然气门站。 宁波市天然气来源主要是由杭州至宁波天然气输气管道输送的～该管道工程建设是东海春晓气田群天然气向浙江省供应的第一条主动脉通道。输气管线全长约243公里～输气管线从宁波三山登陆后～途经宁波、上虞、绍兴至杭州～年供气约26亿立方米。 6、福州市 在福州市～主要的燃气供应企业是福州煤气公司、福州安然居管道燃气有限公司和福州开发区福铁安然管道燃气有限公司等。其中～福州煤气公司有鳝溪和祥坂两个气源厂～以液化石油气混空气为燃气气源向民用、工业、团体和营业性用户供气。现有的供气区域东至鼓山新区～西至金牛山公园～北至铁路以南～南至闽江以北近70平方公里。 目前～福州市基本上还没有使用上天然气～未来该市天然气基本上是由福州LNG项目来提供。福州的LNG利用工程总投资为5.89亿元～2007年完成投资5430万元～鳝溪调峰站已竣工验收～中压管线已完成70公里。2008年～将完成城门、福清、青口门站和金山高中压调站及阀门、三环一期次高压管线、市区14公里临时供气中压管线建设任务～并具备接收上游管线输气条件。 目前～福州煤气公司供气管道和门站建设已经进入倒计时～5月份从国外接收第一船约6万吨的天然气。经管网调试后～将于2009年2月份入户供气。我们知道福州市有全市的燃气用户为146万户～其中市区用户约57万户,福州煤气公司主要为市区提供城市燃气。而福州安然居管道燃气有限公司是福建安然燃气投资有限公司与福州煤气公司的合资项目～开发用户规模超过7万户。福州开发区福铁安然管道燃气有限公司是福建安然燃气投资有限公司与福州铁路局的合资项目。福州铁路分局所辖的职工住宅共有3万多户～其中1.5万多户可安装管道燃气。 7、合肥市 2003年11月份～天然气开始进入到合肥市～到2006年该市基本上都用了天然气。合肥市天然气利用工程供气范围包括合肥市区、开发区、肥东、肥西及长丰部分地区。供气对象主要为居民用户、公建用户、工业用户、燃气制冷供热、天然联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第53页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 气汽车等。主要工程有天然气门站一座～高压球罐12只～加气母站一座～高压管线20km～中低压管线609km～以及配套的调压设施建设、现有旧管网、户内管、表具和低压管网改造。工程投资概算为6.88亿元。2003年至2004年～完成天然气管网、门站、储配站建设。目前合肥市管道天然气的用户已经突破了40万户～但有一些小区居民仍然在使用管道液化气。预计到2010年～合肥地区天然气总用量将达4.74亿立方米/年～气化人口275.8万人～总气化率可达84.6%。 合肥燃气集团是合肥市城市燃气建设、输送、管理单位。该公司目前的天然气用户已经超过40万户～建成燃气管网1000多公里～管道燃气供应规模和城市气化率在安徽省城市供气行业中位居首位。 据我们所知～2007年合肥燃气集团与中国石油天然气管道燃气投资有限公司出资组建安徽中油合燃压缩气有限公司～中油管道燃气公司拥有合资公司51%的股权～合肥燃气拥有49%的股权。合肥市压缩天然气合作项目总投资1.5亿元～预计建设加气母站1座～加气子站和标准站30余座。中油管道燃气公司承诺将CNG母站进气口接到“西气东输”分输站。在合肥市启动天然气应急预案时～合资公司气量缺口由对方与中国石油西气东输公司协商解决。 我们认为～合肥燃气集团这样的合作策略是与合肥市未来加气站发展目标有关。到2010年合肥市计划布点加油加气站将达到200余座～加油站、加气站分别为200座和39座,含母站2座,～其中有28座为油气合建站～新增加油加气站66座。我们知道川气东送在经过安徽省时～该省将计划建设从安庆市到合肥市的一条支线～也就是说～未来合肥市将有两条输气管线。预计到2010年和2020年可供应合肥市的天然气分别为2.5亿立方米和3.5亿立方米。合肥市对加气站的规划正是基于这样的原因。合肥市加油加气站布点规划以快速路、主干路沿线布臵为主～并且实行双向布臵。 以上我们分析预测了合肥市城市燃气市场发展形势～我们可以看出来该市燃气市场基本上已经有合肥燃气集团垄断～据我们所知目前全国性燃气龙头企业都没有进入合肥天然气市场。 8、厦门市 厦门市LNG利用工程分别在集美和翔安建设两个门站～四个高中压调压站～分别是集美高中压调压站、杏林高中压调压站、同安高中压调压站和东孚高中压调压站。项目供气规模～近期是15568.3万立方米/年,10.82万吨/年,～远期是到2020联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第54页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 年达到32665.6万立方米/年,22.70万吨/年,。 目前～厦门液化天然气程项目即集美天然气门站建成～预计9月初便可投入使用。同时～天然气进入厦门岛海底通道已经完成设计～预计2008年年内施工。集美天然气门站工程建设项目功用是在上游天然气断供时～将三大储罐里引出的液态天然气汽化变成可用的天然气输出～汽化后可提供17万立方米气态天然气。与集美天然气门站工程项目毗邻的是建设中的厦门火车新站～因此可以说,这一区域天然气管道中压管网的铺设也是整个火车站未来的市政配套设施的重要组成部分～这个区域铺设好的中压管网还将为周边的工业区和居民区提供燃气保证。 【TOP】 第二节 华南地区天然气市场发展形势分析 一、广东省天然气市场及管道建设状况 广东省城市燃气主要的来源是液化石油气～根据我们的观察～前几年广东与全国的商品LPG总消费量一直处于增长状况～广东不仅增速比全国稍快～而且在全国商品总消费量中所占的比重也逐年增加～从2000年到2004年分别为27.8%、28.4%、28.2%、29.1%与29.3%。2005年～广东省LPG的商品总消费量为535万吨～其中进口量为447.41万吨～占全国总进口量的72.9%。到2007年LPG进口量为405万吨～占全国总进口量的73.4%。 2007年～广东地区国产气供应量增长了41%～主要来自国内的海南炼厂和广州炼厂。同时～天然气用量大增给进口LPG带来巨大的冲击～2007年～广东天然气进口量从2006年的接近70万吨增至290万吨。 广东LNG终端于2006年5月下旬开始进口运作～2007年我国进口291万吨LNG～广东LNG进口终端的平均利用率约为78%。2008年上半年广东省进口液化天然气达到了147.8万吨～增长45.2%。目前广东省进口终端的能力为370万吨/年～与澳大利亚西北大陆架企业的曾签署的长期契约供应量为330万吨/年。然而～这一合约签署于2002年时～中国海洋石油总公司,中海油,已考虑到广东需求的增长。中海油提出～在到2009年底达到满负荷年进口量330万吨之前～前三年将逐步提高期货供应量。广东进口终端从澳大利亚西北大陆架企业最大进口量在260万吨/年。广东省对LNG强劲的需求超过期货供应量～从而使中国自2007年4月起开始以市场价进口现货LNG。 除了从国外进口液化石油气和液化天然气外～广东省还正在争取多渠道进入天联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第55页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 然气。据我们所知～川气东送不仅将普光气田的天然气输送到中国东部长江三角洲地区～另外～还将计划输往珠江三角市场～包括广东～香港和澳门。 我们知道～西气东输二期工程的重点将落于广东省深圳市～广东段是从广东翁源开始到深圳(香港)。普遍预计～深港支干线计划于2011年6月建成投产。毫无疑问～西气东输二期工程最终向广东省通气～将大大缓解该省燃气供应紧张的局面,但是～这里需要注意的一个问题是～输送到广东省的管道天然气价格。广东省现在的气源主要依靠来自澳大利亚的LNG～25年“照付不议”的合同使广东能够长期将液化天然气价格维持在较低水平。因为按照中土双方确认的与国际油价挂钩的定价公式～再加上按照递远递增方式确定管输费～预计沿海地区的价格将更高～到时广东市场能否接受供气价格我们还很难判断。 目前～广东省天然气多气源供应的格局已经初步形成～预计到2011年左右～该省将形成进口LNG、海气上岸、陆上天然气等多气源供应。按照规划～所有的气源将纳入广东省天然气主干网进行“通买通卖”。 我们知道～西气东输二线干线管道从新疆霍尔果斯口岸入境之后～经独山子、乌鲁木齐～在红柳与西气东输线路重合～然后向东经酒泉、山丹、武威～在宁夏中卫过黄河后与西气东输一线线路分开～向东南经西安、南昌、赣州～到达广州。在8条支干线中～有三条与广东有关。分别为广东翁源-深圳(香港)、广东广州-广西南宁、广东肇庆-湛江(海口)。 2008年1月底西气东输二线的西段线路初步设计完成～2月开始长周期设备招标和签约～2月底西段(霍尔果斯-中卫-靖边)开工建设～6月完成全线初步设计～9月东段开工建设～2009年底西段建成投产～2011年6月东段干线和深港支干线建成投产。 2007年7月份～中国石化、中国海油、广东省政府三方共同推动组建广东省天然气管网公司～按照多气源供应、全省一张网的原则～负责广东省省级天然气主干管网的建设、运营和管理。 根据规划～2015年广东将形成送达全省地级市主要片区的天然气供气网络～建成以珠江三角洲为中心～向两翼和北部延伸的输气管道网络、预计从现阶段到2015年是广东省天然气主干网、城市管网和燃气电厂建设的重要时期。 我们知道～广东省在2006年分别建成投产了深圳大鹏和南海LNG项目。其中～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第56页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 大鹏项目是国家试点工程～项目设计年处理LNG能力370万吨～建成约总长379公里输气干线～供应广州、深圳、佛山、东莞、香港和一些配套LNG电厂,南海LNG项目接收海上气田天然气～通过海底管线～从珠海市横琴岛登陆～设计供气能力为16亿立方米/年～拥有117公里的输气管线～供应珠海燃气及配套电厂。 目前～广东省内规划并正进行前期准备的LNG项目还有珠海高栏岛LNG项目～该项目与西气东输二线以及川气输粤已经都列入国家LNG发展规划～大鹏LNG扩建项目也在进行前期准备～“十一五”末期到“十二五”～广东省将形成五个天然气资源供应点。 二、广西天然气市场及管道建设状况 根据我们观察～目前广西自治区城市燃气用气结构主要还是以液化石油气为主～每年液化气使用量大约在50万吨。根据统计～桂林市区每天液化石油气需求量为80吨左右,在南宁市～由于液化气价格的不断上升～该市目前正在进行天然气臵换～未来城市燃气将主要以天然气为主。 在天然气供应方面～2006年由新奥燃气投资3.5亿建设的北海涠洲岛液化天然气工程建成投产～该项目生产的液化天然气采用槽车运输、管道输送等方式～可辐射至广东、广西及云南、贵州等地。据我们所知～南海西部及涠洲岛海域目前已探明储量约260亿立方米～可保证该项目连续生产20-30年。另外～未来中石油西气东输二线工程其支线将到达广西～这为广西自治区提供另外一条城市燃气供气来源。 三、海南省天然气市场及管道建设状况 目前～海南省东方1-1气田、崖13-1气田和福山气田每年输送海南省天然气为32.14亿立方米。随着海南省乐东气田项目加快建设步伐～预计于2008年10月向化工、炼油等项目开始供气～海南省天然气年利用将达到50亿立方米。 我们知道～海南省开发的天然气气田～主要有年产34亿立方米的崖13-1气田～每年供应海南省天然气5.24亿立方米,东方1-1气田一期项目～设计年输气能力为16亿立方米,东方1-1气田二期项目～年输气能力为8.9亿立方米,福山气田～年输气能力2亿立方米。 海南省天然气利用已经达到32.14亿立方米～其中一半左右的天然气作为原料生产甲醇和大颗粒尿素～约3成作为燃料用于发电～主要供应洋浦电厂、三亚南山电厂、文昌清澜电厂等3个天然气发电厂～其余用于出租车、民用和其他工业用燃料。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第57页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 随着海南省新型工业的不断发展和壮大～天然气供不应求。目前～中海油正在开采乐东气田～包括22-1和15-1两个气田～共探明储量为610亿立方米～可采储量为375亿立方米～计划年开采天然气20亿立方米～以满足将要建设投产的大项目的用气需要。 乐东22-1气田预计2008年10月竣工投产～15-1气田计划2009年开工～当年竣工投产。这两个气田全部投产～并达到设计输气能力的产能后～海南一年可利用天然气将达50亿立方米左右～这将缓解海南省天然气供不应求的局面。 四、主要城市天然气转换工作分析 首先是海口市～民生燃气建成了海口海甸气源厂、秀英气源厂、三亚南山天然气加压站、长流液化气库油库及5000吨级油气码头等燃气生产厂站～配备天然气、仿天然气生产输配的各种先进设备设施～敷设燃气管网近600公里～基本覆盖了北到海甸岛白沙门、东抵桂林洋大学校园、南至货运大道以南3公里处～西达海口火车站的海口市主城区～覆盖面达海口市中心城区面积85%以上～天然气输配能力达1亿标准立方米/年。2006年初～民生燃气又确立了管网工程建设的“东扩”战略～利用主干管辐射力、撬装供气方式～向中心城区外的周边市场～尤其是府城地区、江东片区等东部市场延伸。 2006年12月份～中石油控股珠海燃气集团下属的珠海市管道燃气有限公司～并由此获得城市管道燃气特许经营权～经营珠海市区域,包括斗门、金湾,的城市管道燃气项目。根据珠海市建设局发布的城市燃气规划～珠海市城市管道燃气首先将完成液化气转天然气臵换工作～再由项目公司投资4.1亿元～力争在2010年以前完成珠海市主城区天然气门站、储备站、10千米高压管线和170多千米中压管道的建设、实现每年供气量,天然气,达到2.036亿立方米～供应全市11.8万户居民。珠海市燃气系统规划方案是近两年以液化石油气为过渡～2007年后臵换为天然气～形成以管道天然气逐渐取代瓶装液化石油气。规划预测～珠海市管道燃气居民用户近期,2006年底,达4万户,中期,2007年,2010年,达10.86万户～管道燃气气化率达40%,远期,2011,2020年,达27.53万户～管道燃气气化率达70%以上。 深圳市首批天然气臵换的区域是龙岗区龙城、布吉西郊和大工业区～2005年8月份深圳市供应天然气的主干管的深圳大工业区市政走廊天然气次高压管道工程开工～这也标志臵换天然气用户超过10万户的龙岗区天然气利用工程开工建设～2006联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第58页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 年龙岗区还建设了坪山门站、大工业区LNG专用调峰站和民用调压站。2007年3月份～在广西自治区～南宁市管道燃气公司开始进行了天然气臵换工作～首批800多户居民家中用上了天然气。 五、主要城市天然气市场竞争格局及消费前景预测 首先在广州市～我们知道～广州市城市燃气用天然气是由广东大鹏LNG项目来提供。而广州市煤气公司是广州市LNG利用项目的唯一业主单位。到2007年底～该公司管道天然气用户已经达到了80万户左右～液化石油气用户达到了37万户,输配管网超过2000多公里,液化石油气储存能力1万立方米～总灌装能力达2400瓶/小时,全市销售、服务网点30多个。 目前～广州市煤气公司正在对广州市进行天然气臵换工作～预计在全市天然气臵换全部完成之后～广州城市天然气需求量达226万吨/年～而根据合同～澳洲天然气每年供应给广州的仅有41.2万吨～年用气缺口超过150万吨。 为了保证未来广州市城市燃气供应～广州市煤气公司正在多方寻找气源。据我们所知～目前广州市场购进的天然气用量是按照煤气公司与广东大鹏液化天然气有限公司签订的销售协议～在投产第一年～将有 12.8 万吨液化天然气供应广州市场～以后逐年增加～至 2010年7月以后～每年供应量稳定为41.2万吨。但是～根据市场调研以及对计划内臵换的用户用气估算～到2015年广州城市天然气需求量达226万吨/年～而对应目前使用的澳洲气接收量～仍存在超过150万吨/年的用气缺口～情况不容乐观。 在深圳市～到2006年8月份～深圳市开始使用上天然气。2007年有45万户居民用上天然气～到2008年3月份～深圳市天然气累计转换用户已达到58万户。深圳市燃气集团计划在2008年上半年将完成剩余20万户的天然气转换工作。 随着天然气转换工程的逐渐深入～天然气使用用户正在逐渐增多。根据深圳市建设局发布的《深圳市天然气转换总体实施方案》中提及～这次天然气利用工程中～深圳市近80万管道气居民用户和2000多管道气工商业用户的天然气转换工程将提前于2008年上半年完成～总共历时约2年。 根据《深圳市燃气行业发展规划》提出的目标～到2010年～深圳市全市天然气气化率将达到50 % 以上～居民用户110万户,到2020年～深圳市全市天然气气化率可望达到75 % 以上～居民用户300万户。深圳市餐饮服务业天然气气化率2010年可达60 % 以上～2020年达到80% 以上。通过供应管道的延伸～天然气联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第59页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 将逐步取代液化石油气成为深圳居民生活所需的主要气源。而在市场需求方面～根据规划～到2010年～深圳的天然气总消费量将达到41.0亿立方米/年～2020年～天然气总消费量将达到77.23亿/立方米。 在广西自治区桂林市～桂林市城市燃气主要气源是从新疆将天然气压缩液化装车运输到桂林的～桂林新奥燃气有限公司拥有桂林市城市燃气特许经营权。桂林新奥燃气有限公司是桂林旅游股份有限公司与新奥(中国)燃气投资有限公司的合资公司～桂林旅游股份有限公司拥有40%的股份。到2007年桂林新奥燃气公司铺设燃气管道90公里～用户已经达到3万户。根据我们的调查～桂林市目前提供液化石油气的公司除了桂林新奥燃气外～还有桂林市坤旺燃气有限责任公司、桂林市全利达石油产品供销公司、桂林新海燃气有限公司和柳州铁路生活服务总公司桂林燃气分公司等几家公司。 据我们所知～桂林市城市燃气工业发展规划是～“十一五”期间～要完成市区管道燃气工程建设～使50%以上的居民及部分工业用户用上管道燃气。2010年市区天然气气化率达到50%,2020年市区天然气气化率达到80%以上。根据规划目标～我们认为离未来的发展目标还有一定的距离。 2008年4月份～桂林新奥燃气苏桥园LNG储配站项目开工建设。这个项目将为桂林新奥燃气发展LNG业务～拓展桂林市周边县域市场奠定基础。LNG储配站项目还包括新铺主干支管306.5公里及建设1000立方米后方设施等。该项目计划到2010年计算月平均日供气10.33万立方米～年供气量3164万立方米。 六、华南地区天然气项目建设状况调查 根据本中心的市场调查～目前广东大鹏公司的主干管网已经具备满足每年输送1200万吨LNG的基本要求。广东大鹏LNG接收站设施扩建工程2009年内可全部完成～将会大大提高接收站的接卸、储存和气化处理能力～可以达到570万吨的年处理能力,我们知道～广东大鹏LNG项目一期工程的输气主干管道连接了广州、深圳、佛山、东莞等城市～延伸到惠州市的支干线工程正在前期研究之中。 另外～未来建设的珠海LNG项目就是在广州煤气公司联同珠海、佛山、中山等部门联合推动下预期将与广东大鹏LNG项目相互配套～形成珠三角地区U形输气主干管道的供气保障。广州市煤气公司与广州控股合资成立广州发展燃气有限公司～合资投资珠海LNG项目。煤气公司还与珠海LNG项目办公室签定了《珠海LNG项目广州市天然气购买与销售意向书》～并计划与珠海LNG项目办公室签订至少20联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第60页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 年的购销意向。根据此意向～广州向珠海采购的LNG量由2011年的30万吨逐步增至2015年建成投产后的每年100万吨。以弥补广州天然气首期澳洲气的不足。另外～该公司还启动并落实大鹏LNG项目一期增加气量170万吨等措施。【TOP】 第三节 华北地区天然气市场发展形势分析 一、主要省市天然气市场消费状况及前景预测 1、北京市 北京市天然气的主要是由中石油来供应的～该市天然气消费结构的最大特点是冬夏不平衡～冬天用气量至少是夏天的6倍。向北京输送天然气的中石油陕京输气管道～日输气最大能力是1030万立方米～而北京市冬季每天需用天然气超过2200万立方米。2007/2008采暖季北京市天然气用量达到30.9亿立方米～用气量占2007年全年用气量39.3亿立方米的78.7%左右～预计～2008年北京市天然气用量将突破50亿立方米。根据统计的数据显示～2007/2008采暖季北京市天然气用量达到30.9亿立方米～比2006/2007采暖季的24.9亿立方米～增长24.16%。 近年来～北京市天然气需求量增长较快。2005年～全市天然气用量达到31.7亿立方米～比2001年增长1.5倍左右～2006年底～北京燃气用户已超过320万户～用气量达33.5亿立方米～覆盖全市的管网总长度达到7300公里。 2008年作为奥运会相关能源项目建设的太阳宫和郑常庄天然气电厂投入使用～其中太阳宫燃气热电厂可直接向奥运场馆及周边地区供热1000万平方米～供热区域达40平方公里～按照每户住房供热面积100平方米计算～将能够满足10万户居民的采暖需求。郑常庄燃气热电厂投产后～将承担起原二热电厂的供热任务。另外～2007年冬又有300万平方米的居民供暖改为天然气等清洁能源供暖方式。这些需求将带动全市天然气消费量迅猛增长～预计2008年全市天然气消费量可达55亿立方米左右～同比增速将接近40%。见下面图表6-2～北京市天然气消费量统计预测图。 “十一五”期间～北京市将大幅度提高天然气供应能力～在建设唐山曹妃甸液化天然气工程的同时～还要建设完成六环路高压输配工程、中心城输配系统扩建工程～同时推进管道天然气向新城和重点城镇发展～到2010年～全市年天然气消费量将达到70亿立方米。 图表6-2:北京市天然气消费量统计预测图 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第61页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 2、天津市 2007年天津市在实现市区至宝坻区燃气管网铺设的基础上～重点完成宝坻区至蓟县50公里的燃气管网铺设～实现燃气进蓟县～支持新农村建设。加上市区、滨海新区以及其他区县发展新燃气用户～2007年天然气消费量为8.04亿立方米～增长28.7%～城市燃气普及率为99.3%。 未来几年～天津市将建成中心市区和滨海新区东西联动的区域管网～形成互为支撑的城市供气大格局。到2010年～天津市天然气居民用户将达到256万户～城镇居民燃气气化率将达到100%～城镇居民全能用上燃气。在管网建设方面～天津市将建设天然气低压管网2100多公里～引进液化天然气～作为天津地区的第二大绿色能源。建设“一环”、“三横”、“三纵”高压天然气管网373公里～年用天然气将达到21亿立方米～天然气用量占一次能源比例力争超过20%。“一环”即中心市区环外快速路高压天然气管网与滨海新区燃气管网有效连接～全长118公里,“三横”高压管道即连接滨海新区与中心市区的三条东西走向的高压管道～分别是北环高压管道、津沽高压管道、宝宁高压管道,“三纵”高压主干管～即滨海新区和市区间南北走向的三条高压管道～分别是黄港高压管道、蓟津高压管道、港南高压管道。 2010年～滨海新区工业发展天然气用量将达到每年108043万立方米。未来几年天津市将在塘沽区、大港区各规划建设1座天然气加气母站和2座天然气加气子站～2010年天然气汽车用气量预计每年将达到2190万平方米。 3、河北省 根据我们统计的数据显示～2005年河北省生产天然气6.5亿立方米～实际消费量为9亿立方米～缺口在2.5亿立方米左右。目前河北省发电、化工、工业燃料、城市用气各个方面对天然气需求量不断增长。该省天然气利用总体规划是首先气化联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第62页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 保定、石家庄两市～两市的总用气量为3-5亿立方米,然后考虑新兴工业城市邯郸市的气化。预计到2010年河北省全省天然气需求将达到55亿立方米以上～根据资源情况可供应量只有20-25亿立方米～市场缺口较大。 但是～各地区的情况就有所不同。如石家庄市～根据我们统计的资料显示～石家庄市现在市区5万多居民用户～加上饭店等商业用户～年用气量大约是1200万立方米～即使加上工业用气～年用气量也不过5500立方米。市区28万多煤气用户目前年用煤气大约1亿立方米～全部转换成天然气后～年用天然气大约四五千万立方米～加上现有的用户～也就在1亿立方米左右。而该市现有的供气能力是11亿多立方米～因此民用天然气市场供应充足。 4、山东省 目前中石化向山东供气共有四大气源:中原油田、胜利油田、鄂尔多斯气田、从莱州上岸的中海油气田。其中以中原油田供气为主。目前中原油田日均供山东优质天然气为10万立方米。由于山东经济增长导致天然气需求大涨～中原油田产气量逐年下滑～中原油田仅供给河南尚有不足。我们知道～未来几年山东省将建设天然气主管线800公里～胶州一日照段长输管线是其中的一项重要工程～到2010年山东省将实现17市供气管网的全线贯通。 一直以来～山东天然气供需缺口每年高达30亿立方米。2007年～山东省消费天然气24亿立方米～预计到“十一五”末期～山东省天然气需求量将达到50亿立方米左右～到2015年前山东全省的天然气需求量将达到每年80亿到100亿立方米。我们从《山东省能源中长期发展规划纲要》的内容也得到印证～山东省规划“十一五”末到“十二五”和“十三五”期间～本省天然气自产能力维持在10亿-12亿立方米之间～但消费量将会由50亿立方米增加到100亿立方米和150亿立方米。 5、山西省 根据我们统计的数据显示～2007年～山西省全省天然气销售量达到3.5亿立方米～2008年可能达到了6.5亿立方米。2008年4月份～山西省发改委发出《关于进一步推进天然气利用工作的通知》,下简称《通知》,。《通知》提出～在优先发展民用燃气和车用燃气的同时～积极发展不锈钢、氧化铝、铸造、耐火材料、陶瓷、玻璃、金属镁、食品和碳素等领域天然气利用市场～促进山西省新兴产业集群的快速发展。全力推进天然气臵换工作～限期淘汰城市供气焦炉～以每年不低于30%的速度加快臵换～到2010年～具备供气条件的省辖市天然气气化率达到90%～地级联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第63页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 市达到80%～县级市达到70%。市场分析预测～到2010年～山西省天然气的用量将达到19亿立方米。 我们知道～目前～山西省一期天然气管网建设工程规划的7条管线已经全部建成投产运行～累计完成投资11.5亿元～省内主管线的总长度达到599公里～覆盖全省9市28个县区～管输能力超过20亿立方米/年。 另外～还要注意煤层气在山西省燃气市场的应用。目前～山西省已建起44公里的煤层气管线。按照规划～到2010年～山西省将投资23亿元建设包括煤层气管线在内的860公里的输气管线～实现天然气管线与煤层气管线贯通～逐步形成覆盖全省11个市80多个县区的燃气管网架构。 6、内蒙古 内蒙古是我国陆上四大气区之一～目前的勘探结果表明～鄂尔多斯盆地天然气总资源量为11.14万亿立方米～其中内蒙古鄂尔多斯境内天然气资源量4.6万亿立方米～占全盆地天然气总资源量的41%。而鄂尔多斯盆地已经勘探发现的大型天然气田有:长庆气田,分布于乌审旗南部、陕西定边、靖边等地,、乌审气田,分布于乌审旗东部及伊旗大部,、苏里格气田,分布于乌审旗西部、鄂托克旗大部、鄂托克前旗东南部,、贺兰山气田,分布于鄂托克旗西部、宁夏部分地区,以及阴山气田,分布于阴山南至鄂尔多斯北部,。另外～大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部蒙陕交界地带～由中国石化集团华北分公司勘探开发～根据目前的勘探情况～总资源量约为1.35万亿立方米～探明储量670亿立方米～勘探面积10827平方公里～分为塔巴庙(在陕蒙交界处)、杭锦旗和杭锦旗南三个主要区块～其中杭锦区块3626平方公里、杭锦旗南区块6199平方公里～塔巴庙区块2004平方公里。三个区块除塔巴庙有一半在陕西外～其余均在内蒙古自治区境内。 乌审气田和苏里格气田由中国石油天然气集团长庆石油勘探局勘探开发～勘探已经较为成熟～并已进入开发建设阶段。在乌审旗境内的长庆气田第二净化厂已经建成～苏里格气田集气系统正在建设。从乌审旗境内的长庆气田第二净化厂至呼和浩特市的长一呼输气管线项目已经建成通气～呼和浩特市、鄂尔多斯市东胜区已经部分使用大然气。 未来几年～内蒙古自治区争取自主开发气田～或者投资入股与勘探开发企业合作开发天然气。争取天然气用气指标和优惠价格～争取与中石油、中石化合资建设天然气工业项目～共同发展内蒙古自治区天然气化工工业。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第64页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 目前～内蒙古自治区中西部天然气市场的消费结构主要分为:?城市燃气～?工业用气～?化工用气～?外输用气。内蒙古自治区天然气开发利用规划的主要城市包括:呼和浩特市、包头市、鄂尔多斯市、乌海市、巴彦淖尔市、乌兰察布市等。根据大量的市场调查～对上述地区的天然气需求预测如下: 表6-3:城市燃气的需求预测,亿立方米, 城市名称 2007年 2008年 2009年 2010年 2015年 呼和浩特市 2.26 2.61 2.91 3.00 3.42 3.42 3.74 3.98 4.42 5.07 包头市 鄂尔多斯市 1.06 1.39 1.47 1.55 1.97 0.32 0.69 0.80 0.95 1.71 乌海市 巴彦淖尔市 0.42 0.72 0.87 0.99 1.29 0.74 0.92 1.02 1.14 1.51 乌兰察布市 合 计 8.22 10.07 11.05 12.05 14.97 资料来源:北京华经天众经济咨询中心研究部。 表6-4:工业用气的需求预测,亿立方米, 项目名称 2007年 2008年 2009年 2010年 2015年 包头一机、二机 2.00 2.20 2.40 2.60 3.50 1.14 2.59 2.70 2.82 3.50 包头希望铝业 包头铝业集团 0.40 0.82 0.82 0.82 0.82 3.54 5.61 5.92 6.24 7.82 合 计 资料来源:北京华经天众经济咨询中心研究部。 表6-5:化工用气的需求预测,亿立方米, 项目名称 2007年 2008年 2009年 2010年 2015年 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 鄂尔多斯市海粤煤电化项目 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 神华煤液化 1.14 1.14 1.14 1.14 1.14 亿利化工公司聚氯乙烯及烧碱项目 0.8 0.98 0.98 0.98 0.98 三联化工项目 15.68 16.11 18.61 18.61 22.61 合 计 资料来源:北京华经天众经济咨询中心研究部。 二、主要城市天然气转换及管道建设形势分析 在山东省～由济南港华燃气有限公司投资兴建的济阳至济南天然气管线北起济阳～南至济南～全长27.5公里～气源来自中石油所属的沧淄管线。投产前中原输气分公司编制了臵换投产方案～经过氮气臵换空气、天然气臵换氮气等步骤～投产成功。这样～中石油的天然气开始进入济南市场。济南港华天然气转换工程从2000年开始～已陆续转换过7次。2007年5月份～济南港华燃气公司对浆水泉路以西、经十东路以北、解放东路以南、燕山立交桥以东、窑头路两侧区域内的3000户管联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第65页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 道燃气客户～进行了焦炉煤气臵换天然气。 我们知道～在山东省目前已经形成中原油田、胜利油田、中海油、鄂尔多斯“四气并举”的格局。该省目前已经建成的天然气主管线包括中原油田到青岛、东平到济南、安平到济南、淄博到莱芜、胶州到莱州五条线～管线总长度已经超过1400公里。2006年山东省又开始筹建中原油田—青岛—威海—大连新的天然气输送管线～这六条主管线构成了山东省内天然气大环线～加上这些主管线的支线～天然气已经通向终端用户。 在河北省石家庄市～天然气主要由新奥与石市燃气集团天然气分公司合资的石家庄新奥燃气有限公司提供～而石市燃气集团旗下煤气分公司提供的煤气用户有26万～2005年～石家庄新奥燃气有限公司与石家庄燃气集团旗下的煤气分公司合并方案报经审批,如果合资成功～石家庄市26万煤气用户将会全部用上天然气。 2006年～太原市天然气利用工程安全预评价报告～已经山西省安全生产监督管理局评审会通过～该市开始了天然气利用工程。未来几年～太原市将由北向南、由东向西、由外向里～进行天然气臵换煤气。其中～北面完成迎新街地区臵换～南面进行小店区域部分用户的两气臵换。2007年15万户居民将能用上天然气～并最终从南、北两个方向向市中心拓展～并在2010年前完成全部臵换工作。臵换完成后～现有的城市煤气小部分转送邻近县区～大部分满足工业企业用户。目前～太原天然气气源来自陕京二线山西分输站～陕京二线每年将提供21亿多方的天然气～而初步计算太原市每年的用气量是2亿多方～所以该市使用天然气的气源充足。到2010年～除使用煤气的工业企业外～太原市所有居民及商业用户都将改用天然气～天然气用量达到6亿立方米。 在内蒙古包头市～包头市燃气有限公司自2004年4月1号为包铝集团通气以来～到2006年已经陆续为一机集团、北重集团、东河区、开发区、九原区、青山区的部分地区开通和臵换了天然气。2006年包头市燃气有限公司提交的天燃气臵换方案又通过了评审。根据包头市管网的实际情况和公司对天然气入包的技术准备～该燃气有限公司决定采取不停气、分期分区改造和臵换的方式～从2006年4月初开始分10个区域陆续全面完成天然气臵换任务。 三、主要省市天然气项目建设状况调查 长北气田位于陕西省和内蒙古自治区的鄂尔多斯盆地毛乌素沙漠边缘～2005年5月正式启动。2007年3月份～长北气田开始商业生产～从2008年起产量将达联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第66页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 到每年30亿立方米。据说～该项目是我国第一个投入商业运营的陆上合资油气项目～也是壳牌目前在中国陆地最大规模的油气上游合作开发项目～壳牌在收完开发投资前将作为作业者～在20年的项目生命期内拥有天然气产量的50%。 开始商业生产后～长北气田将向北京、天津、山东和河北市场供气～预计自2008年起进入稳产期～产量达到每年30亿立方米～预计稳产至2017年。在为北京奥运会提供清洁能源的同时～也将加入西气东输行列。较之新疆的气田～长北气田运输距离上缩短2000多公里～将大大节省运输成本～对西气东输工程意义重大。 在河北省秦皇岛市～2006年4月份～秦皇岛市与中海石油总公司、中电投资集团公司就总投资达136亿元的LNG(液化天然气)接收站线和发电厂建设项目签订协议。 LNG接收站线项目主要由中海石油天然气及发电有限责任公司投资建设～一期规模为每年200万吨～二期规模将达到每年300万吨～预计2010年投产～计划总投资40亿元。LNG码头选址初步确定为山海关港和秦皇岛港。LNG发电厂项目是LNG接收站线项目的配套项目～主要由中国电力集团投资公司投资建设～预计2010年前投产发电～计划总投资96亿元。 【TOP】 第四节 东北地区天然气市场发展形势分析 一、东北地区天然气市场发展形势及竞争格局调查 中国东北地区工业基础雄厚～利用天然气的潜力巨大。研究表明～该地区将成为东北亚天然气供气项目的理想市场。目前该地区天然气市场～主要由大庆、辽河、吉林和渤海等油田供气～预计在今后一段时间内～该地区的天然气产量将保持25亿立方米的水平上～商品气量不会有太大变化。区内天然气主要用做油田附近化工企业的原料以及城市燃气～也用做发电和工业燃料～其比例分别为68.9%～11.9%～11.6%和7.6%。目前该地区虽然拥有较多的天然气利用的基础设施～4000多千米的天然气配气管网～以及经过改造后可以用来输送天然气的8000多千米的人工煤气管网。数十个城市在天然气利用方面拥有多年的经验～其中包括大庆、齐齐哈尔、哈尔滨、长春～吉林、四平、沈阳和鞍山等。但由于缺乏天然气资源～现有管网的利用程度较低。 在天然气供应方面～因为东北地区由大庆、辽河、吉林和渤海等油田供气～而大庆、辽河和吉林等油田都属于中石油旗下～所以中石油基本上控制该地区的天然气的供应～因为东北地区油气资源将不能满足经济发展的需要～三省都积极准备～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第67页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 寻求能使用上俄罗斯的天然气。在城市燃气需求方面～东北地区的的煤层气、人工煤气和液化气占有很大一部分市场～天然气并没有占据市场的主导。以辽宁省为例～从近年来的统计资料看～随着经济的发展辽宁省天然气消费量没有随着收入的增长而上升～而是处于下降的态势～主要是由于天然气价格等因素～使得其他的能源对天然气其具有很大的替代作用。 二、主要城市天然气消费前景展望 1、沈阳市 据我们所知～沈阳市有两个主供气源～即辽河油田茨榆坨采油厂和沈阳采油厂的天然气日供应量可达到35万立方米左右,沈阳炼焦煤气股份有限公司可日产人工煤气24万立方米,燃气公司所属气源公司每天可供应浅层天然气2万立方米,抚顺矿井瓦斯气日供应量可达到6-8万立方米,张士压缩天然气接收站可日供气4万立方米。目前沈阳市有燃气用户130万户～工业用户6000余户～每天至少需要燃气75万立方米～年需燃气3亿立方米～缺口约6000万立方米。随着经济快速发展和市民生活需求的提高～到2010年～沈阳燃气年缺口预计达到2亿立方米左右。 据我们所知～沈阳市根据用气量预测～规划三路气源。分别为营口至沈阳的天然气、秦皇岛至沈阳的天然气(陕京二气引进工程)和远期俄罗斯天然气引进。在城市南部四环附近建设大流量高压门站一座～以接收来自上述气源的天然气。沿三环建设高压燃气管线100公里。在二、三环之间建设4座高压储气罐罐站～总容积100万m3。在市区建设调压站120座～新建燃气管线500公里～抽换老旧管网900公里～改建500公里。 进行大民屯天然气气源建设～在新民市大民屯地区打天然气井～新增天然气6，10万立方米～铺设输气管道30公里。海上天然气引进工程～将锦州202气田引进沈阳市～新建锦州至盘锦的长输管道100公里～然后通过盘锦至沈阳的天然气管道转输～新增天然气35万立方米。市内新建燃气管道20公里～新建燃气调压站6，10座～改造老旧管道100公里。 另外～沈阳市周边地区具有丰富的煤层气资源～抚顺、铁法、阜新、本溪、沈南、沈北六大煤田煤层气资源总量约为480亿立方米～按照50%的可采率估算～可供沈阳及周边城市使用50年时间。同时～也将为重化工和精细化工发展提供充足的原材料。目前～沈阳煤气总公司与澳大利亚合作～采用世界先进的多水平钻井技术实施的抚顺煤层气开发利用工程～已经完成一口水平分支井和六口定向井钻井任联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第68页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 务～现已进入试开采阶段。到2009年～日供气量可达75万立方米。 2、大连市 大连市现辖六区、三市,县级,、一县和四个国家级先导区。中山区、沙河口区、西岗区、甘井子区、旅顺口区、金州区三市:瓦房店市、普兰店市、庄河市,一县:长海县,先导区:经济技术开发区、保税区、金石滩国家旅游度假区和高新技术产业园区。 大连市现有煤气居民用户近65万户～工商业用户近6000户。根据大连市政府发展规划～预计2010年该市天然气需求量将会达到20亿立方米～2020年达到50亿立方米。 2006年～中国燃气投资7.5亿元与大连煤气公司合资成立新公司负责大连市的燃气供应。2010年大连市计划从俄罗斯引进天然气～从而淘汰高成本、高危险、高污染的煤气。另外～在大连总投资超过100亿元的LNG项目一期工程建设规模为300万吨/年～供气能力为42亿立方米/年～总投资超过75亿元～计划2011年初建成投产,二期工程建设规模为600万吨/年～供气能力为84亿立方米/年～接收站的最大接收能力可以达到780万吨/年～最大供气能力可以达到105亿立方米/年。如果大连LNG项目气源能够顺利落实～该市天然气供应将得到强有力的保障。 3、长春市 在长春市燃气供应方面～长春燃气是长春市目前最大的民用管道燃气供应商～拥有2150公里的煤气管网资产～为长春市区56万燃气用户和2756多工业用户以及延吉市区的3.5万燃气用户的供气。在长春燃气市场所占份额达70%以上～在延吉地区的市场占有率达80%以上。 当前～长春市年需天然气量已达2.1亿立方米左右～冬季高峰日需求量达91万立方米。而根据长春市的“十一五”规划～将积极发展洁净能源、新能源和可再生能源。到2010年～长春市能源产业产值达125亿元～属地煤炭开采量力争达到700万吨。到2015年长春市年需天然气30亿立方米～是现在年供天然气的近15倍。 4、哈尔滨市 目前～哈尔滨市市区燃气管网总长近2000公里～日最大供气量165万立方米～市区管道燃气普及率达83%。哈尔滨中庆燃气有限责任公司负责哈尔滨燃气化工总公司城市供气企业的相关业务～负责哈尔滨市85万余户管道煤气用户、4万余户天然气用户以及3000余户工商用户的燃气供应和管理～还有燃气用户发展、工程设联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第69页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 计、施工等业务。该公司正计划从大庆引进天然气～从2007年8月末开始～用3年左右时间将哈尔滨市城市燃气由煤气逐步臵换成大庆天然气。到2010年～哈尔滨市将有更多的居民、工商用户和机动车用户使用上天然气。而哈尔滨市也正在加大车用天然气、液化石油气的推广步伐～到2010年该市规划将发展燃气汽车12,000辆。 三、东北地区天然气项目建设状况调查 2005年～大庆油田已探明深层气地质储量为1018亿立方米～产能为每年18亿立方米。据我们所知～新发现的大庆深部的天然气储备年产能可达100亿立方米。2006-2020年该油田的天然气储量预计为7000亿立方米～2006年天然气的产量就达到了26亿立方米。目前～除了能满足大庆油田及油田周边地区现有用户用气外～还有大量剩余。 根据政府对黑龙江、吉林、辽宁的发展规划～2010年～东北三省的天然气年生产规模总共将为70亿立方米。而新发现的大庆深部的天然气预计可以建设年产100亿立方米的天然气项目～现在已经规划了在东北全境建设天然气管网工程。东北天然气管网规划在“十一五”期间～首先满足黑龙江省的市场需求～剩余部分输入省外。中石油公司负责规划建设的东北天然气管网包括1条主干线、4条支干线和10条支线～主干线:哈尔滨——长春——沈阳——唐山～支干线:大庆——哈尔滨～长岭——长春——吉化～抓吉(抚远县境内)——哈尔滨～大连——沈阳～支线包括大庆——齐齐哈尔等。 而在黑龙江省～中心城市天然气应用规划方案基本确定～根据大庆天然气资源情况和现有基础～管道天然气规划近期确定为哈尔滨市、大庆市、齐齐哈尔市、绥化市及附近市县等该省中西部城镇和可利用现有哈依煤气管道反输气的佳木斯市。 我们知道～大连LNG项目由码头、接收站和输气管道三部分组成～总投资超过100亿元。码头和接收站位于大连市大孤山半岛鲇鱼湾海域。接收站一期工程建设规模为年300万吨～供气能力为年42亿立方米～计划2011年年初建成投产。二期工程建设规模为年600万吨～供气能力为年84亿立方米。建成后～接收站最大接收能力可达年780万吨～最大供气能力可达年105亿立方米。在气源落实方面～大连LNG项目主要接收来自澳大利亚、卡塔尔等国家的LNG资源～主要用于城市燃气和工业燃料。管道主干线与规划中的东北输气管网相连～可形成多气源供气。依托这个项目还可开展天然气下游利用项目建设～建立完整的LNG产业链。毫无联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第70页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 疑问～大连LNG项目的建设和投运～将缓解辽东半岛乃至整个东北地区天然气供应紧张的矛盾。 【TOP】 第五节 华中地区天然气市场发展形势分析 一、华中地区天然气市场发展形势及竞争格局调查 首先从天然气资源上看～华中地区天然气资源主要分布在四川和重庆～总资源 3量为7.18万亿m～目前探明率仅为6.7%。根据《中国2050年能源需求预测研究》 3(能源部综合计划司)～我国2050年天然气产量将达到1600-2000亿m～按华中地 3区产量占全国比重37%计算～2050年将达到750亿m。与其他经济发展速度较快的地区一样～近两年～华中地区天然气市场发展迅猛。 中石油在两湖地区的供应主要是由2005年4月份成立的华中天然气销售公司负责～该公司具体负责忠武线沿线、西气东输联络线及其他相关天然气管道沿线的天然气市场开发与销售～气款结算与推价～销售服务和用户管理～年度销售协议签订、履行和跟踪以及用户关系协调等工作。到2007年1月份～两湖地区已经形成401万立方米/日的用气能力。而此前～该地区的能源消费以煤为主～天然气仅在湖北恩施地区有少量使用～在湖南省为空白。两年间～这个地区使用天然气的锅炉有650多台～直燃空调近180台～CNG加气站有22座～居民生活质量也得到显著提高。而在江西省～2007年该省加强了与中石化集团的合作～计划2008年江西省用上天然气。2006年河南省的天然气年产量为165133.00万立方米～比2005年产量减少8998万立方米。近两年～河南省多个城市天然气供应紧张。中石化的川气东送有一条支线和西气东输二线工程将通向河南省～等项目建成的时候河南省的天然气的供应将有所缓解。对于重庆市和四川省的天然气市场发展状况～我们将会在下面小节中详细分析。 二、主要城市天然气消费前景预测 1、郑州市 目前郑州市有两个稳定气源:中原油田和西气东输的天然气。天然气供应存在很大的缺口～而这种天然气供不应求的局面还将持续到2009年～才有可能得到根本缓解～该市天然气的需求到2010年会达到10亿立方米左右。 根据新编制的《郑州市城市总体规划(2006-2020年)》～2010年郑州市域内总人口将达810万人～城镇化率为65%。其中中心城区总人口将达400万人。2020年～郑州市域内总人口将达到1000万人～其中中心城区总人口将达500万人以上。联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第71页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 在城市燃气方面～该市将形成以天然气为主～人工煤气、液化石油气为辅的城镇燃气供应模式。此外～提高管道燃气普及率。瓶装液化气逐步退出管道燃气供气区域～主要向城市郊区、乡镇等地区供气。液化气逐步退出主城区～中心市区确定将天然气作为主气源～由中原油气田和“西气东输”从东西双向供气。 2、武汉市 目前武汉市城市人口有800万左右～用气结构主要是天然气、液化石油气和人工煤气等。从上面图表1-8和图表1-9我们可以看到～2002年武汉市天然气才开始建设～但是到2006年工商用户用气量达到了60%以上。用气量也发生重大变化～在焦炉气保持供应～液化气未曾减少的情况下～2006年一年中仅天然气的用气量就达到了将近2亿立方米～是以前整个城市用气总量的3-4倍。 武汉市天然气有限公司主要负责武汉市天然气的供应～是武汉市燃气热力集团有限公司、香港中华煤气有限公司共同投资成立的一家中港合资公司～是武汉市唯一拥有天然气资源的特许经营企业。到2007年该公司资产总额已达25亿元人民币,拥有各类客户达75万余户,燃气管网达3680余公里,天然气门站2座、高中压调压站7座、CNG加气母站2座、CNG加气子站1座,营运、服务网点遍布武汉三镇。 根据我们统计的数据显示～2006年武汉市主城区天然气用气量为1.8亿立方米～到2007年底已经超过了3.2亿立方米。香港中华煤气有限公司预计2008年和2009年两年还将突破8亿立方米。 上面小节我们知道目前武汉天然气的来源主要是忠武输气管线和淮武输气管线～而西气东输二线工程也将经过武汉市～这样武汉市未来将至少有三条输气线路经过～从而使得天然气供应有很大的保障。 3、重庆市 重庆市是我国天然气富集地区之一～2004年重庆气田生产天然气近60亿立方米～居全国首位。该市是目前国内天然气利用水平最高的城市～天然气在全市能源结构中的比重为13%左右。近年来重庆市天然气需求量增长很快～主城区基本普及民用天然气～工业企业大量使用天然气作为原料或燃料～CNG汽车发展较快～天然气已成为支撑重庆经济发展的重要能源。仅2007年天然气消费量就达到43.53亿立方米～预计2010年将达到90亿立方米。 虽然重庆市天然气远景资源量达3万亿立方米～已探明储量占全国1/7～但由联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第72页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 于天然气开采权属于中石油西南油气田分公司～而其天然气计划供应量无法满足重庆市企业的需求～造就了重庆市天然气供应短缺。2007年～通过战略引进中石化～天然气供需矛盾有所缓解～但由于重庆市规划的天然气化工产业集群的快速发展～未来一大批以天然气为原料的化工项目即将上马～如果不解决供应协调体制～供需矛盾将进一步增加。 4、南昌市 目前南昌市有17家燃气供应企业、10家燃气自供单位,管道液化石油气用户3.4万、管道煤气用户15.1万和瓶装液化石油气用户33.26万,遍及全市的各种口径燃气管网长度已超过1000公里。根据统计的资料显示～南昌市燃气用户已经超过50万户～南昌市区气化率就达到了91.4%。 2008年南昌市将引入天然气～形成以天然气作为燃气主气源～液化天然气和焦炉煤气作为过渡气源～液化石油气作为补充气源的气源结构～2010年后焦炉煤气逐步退出市场。 5、长沙市 自2005年7月1日长沙开通第一家天然气居民用户以来～长沙新奥燃气已经在长沙发展了35万居民用户和600多家用气单位。2007年长沙市用气量已经达到了2.1亿立方米。为进一步扩大天然气的服务范围～长沙新奥燃气还计划在2008年年底完成新增8万用气居民的安装任务。2008年和2009年两年～在长沙主城区再建造两台5000立方米天然气球罐～使长沙天然气覆盖范围西至含浦～北至开福区新世纪片区～南至暮云～东至黄花机场。 自从2005年7月长沙市用上天然气以来～该市每年因此而减少粉尘排放1098(8吨、二氧化硫排放7779.6吨、烟尘排放2700吨、废渣排放2.6万吨。根据我们的统计～2006年长沙市工业用户只有450家～到2007年初就增加到517家～到下半年又增加到530家～到2007年底达到了600多家。长沙市未来的发展目标是到2014年建成全国生态城市～因为该市未来工业用户将会不断攀升。 总结起来～目前长沙市用气需求以每年50%的速度增长～呈现出“蛙跳式”增长。相信未来两年随着该市天然气覆盖范围的不断拓宽～天然气需求量还将高速增长～到2010年～长沙市天然气消费量将达到9亿立方米。 6、成都市 成都市天然气需求量迅速增长～消耗总量年均增幅超过20%。目前～成都全年联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第73页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 天然气用气总量缺口约3亿立方米。成都天然气生产供应主要来自中石油西南油气田分公司和中石化西南分公司。根据成都市能源规划～中石油西南油气田分公司2010年天然气产量将达到180亿立方米～按90%商品率计算～提供的商品量为162亿立方米,中石化西南分公司2010年天然气产量将达到40.8亿立方米～按90%商品率计算～提供的商品量为36.7亿立方米。从需求量预测～成都市2010年用气需求量将达到55.51亿立方米。随着两大集团天然气产能扩大～“十一五”后期成都市将实现天然气供需基本平衡。见下表6-6:成都市2006-2010年天然气需求预测表～单位:亿立方米。 2006 2007 2008 2009 2010 用户 2005,实际, 7.38 8 8.6 9.2 9.8 10.4 居民用户 1.1 1.31 1.5 1.7 1.9 2.2 公建及商业 1.8 2.2 2.4 2.7 2.9 3.4 CNG用户 7.3 9 11 13 16 19 一般工业用户 10.3 12 13 15 18 20 发电、化肥、化工 27.8 32.5 36.5 41.6 48.6 55 总计 资料来源:北京华经天众经济咨询中心研究部。 三、主要城市天然气转换及管道建设形势分析 在河南省洛阳市～2005年11月份开始进行天然气臵换～液化天然气是由新疆广汇集团提供～洛阳新奥采用槽车运输方式供应洛阳市场。2005年底焦作市开始天然气臵换～对工业东路、东环路以东区域2000多户居民～果园路200多户居民进行了臵换天然气。2006年3月份～焦作中燃城市燃气发展有限公司又开始对市站前路沿线区域的一千多户居民进行天然气臵换。在湖南省长沙市原管道煤气用户分18个片区～2005年8月份开始臵换～到年底基本上全部臵换完毕。从2004年底开始～武汉市天然气臵换项目总投资2.8亿元～臵换高中低压管网近1900公里～臵换人工煤气用户50万户～管道液化气用户8743户。 上面的章节我们也提及到2006年由中国华油集团公司投资建设管理的忠武管道长常支线全线贯通～并完成所有站场调试工作～初步具备投产条件。这标志着华油集团城市燃气市场进入以燃气管线为主轴、区带状战略性渗透开发阶段。长常支线管道总长188.83公里～共投资3.4亿元～于2005年6月开工建设。这条管道起于湖南省长沙市～终于湖南省常德市～途经长沙、益阳、常德3市9县～设计压力4兆帕～最大年输气量6.4亿立方米～投产初期年供气量超过1亿立方米。长常支线管道输送的天然气将主要用于城市燃气与工业。其中城市燃气用户超过30万个～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第74页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 工业用户主要集中在制烟、铝厂、造纸与制药等行业。 四、主要省市天然气项目建设状况调查 在这一小节中～我们重点四川盆地的天然气项目开发情况。我们知道四川盆地天然气富集区达州市发现特大天然气田～天然气资源量达3.8万亿立方米～探明可采储量达6000亿立方米以上～其中宣汉普光气田已探明可开采储量达3560亿立方米～是迄今为止中国规模量最大、丰产最高的特大型海相整装气田。2006年全年四川油气田产气超过130亿立方米、产油13.92万吨。完成钻井进尺94万米～油气勘探取得6个重要新发现和6个重要新进展～新增探明储量、控制储量、预测储量均超过1000亿立方米～为四川油气田历史之最。 对于普光气田～我们在上面的章节中有详细的分析介绍～2006年～中石油总公司川中矿区在仪陇、营山、平昌三县进行勘探～发现该地区天然气蕴藏量十分丰富。2007年中石油对外宣布发现了龙岗气田～预计储量达7,000亿立方米～规模甚至超过中石化的四川普光油田达两至三倍。 中国石油西南油气田分公司天然气研究院在《龙岗气田开发、净化和集输工程环境影响评价第一次公示》中提出计划对四川省南充市仪陇县阳通乡二郎庙村的龙岗气田开发计划～龙岗气田开发、净化厂、集输工程总投资达到40亿元。作为气田开发的配套工程～该公司还将建设龙岗天然气净化厂和龙岗净化气集输管道工程。该工程相应的安全评价、地质灾害评价、水土保持方案编制等相应的工作已经展开。气田开发面积63平方公里～新建单井站9座～集气总站1座～污水回注站1座～采气管线45公里。分两期实施～第一期为试采工程～二期扩建处理装臵。集输管道工程线路全长约95公里～新建输气首站1座和改扩建输气末站1座～设臵线路截断阀室4座。起点在二郎庙净化厂附近建设集输管道的输气首站1座～终点在北内环工程的渠县首站,扩建,～经过仪陇、营山、渠县三个区县。 【TOP】 第六节 西北地区天然气市场发展形势分析 一、西北地区天然气市场总体发展形势 我们首先分析新疆天然气市场发展状况～新疆天然气资源量达10.8万亿立方米～占全国陆上天然气资源量的34%～是我国陆地天然气资源储藏最丰富的地区～而且勘探开发潜力巨大～近年来在三大盆地勘探收获很大～远景可观。新疆自用天然气产业具有较大的规模。乌鲁木齐目前已拥有配管网287千米～供气能力达2亿立方米～管道入户35万户～年用气量超过0.6亿立方米,乌鲁木齐石化公司化肥联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第75页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 厂和新疆新化化肥有限责任公司均是利用吐哈油田提供的天然气作为原料加工制造化工产品～每年提供一定数量的化肥等石化产品～获得了可观的经济效益。而且～库车和库尔勒等地也都在建设和规划建设较大规模的天然气化工项目。另一方面～新疆天然气通过管道运输向西气东输下游目标市场供气外～还有罐装液化和压缩天然气方式向外输送。新疆有关企业正在实施大规模的液化天然气项目～一期工程建成后可提供日处理150万立方米天然气的液化能力～通过铁路和公路运输到福建、江西等天然气管网达不到的地区～前期预计工程投产后每年将用气达6.8亿立方米。 在青海省～天然气产业发展迅速～2006年青海油田建成了9.5亿立方米天然气产能～使涩北气田天然气日产量突破1000万立方米～形成了40亿立方米的产能。根据我们的调查～总投资达11亿余元、年耗天然气3.5亿立方米、发电达15.4亿千瓦时的格尔木市燃气电站～正在格尔木昆仑经济开发区加紧施工。这是青海第一座以天然气为发电能源的燃气电站。天然气促进了西宁城市燃气行业的扩张～同时也推动了西宁市的工业、餐饮、房产、公交及出租车等行业的良性发展。格尔木市CNG加气站发展势头良好。 在甘肃～兰州市城市燃气使用天然气从2004就开始了～在经过市场开发、设计施工、验收点火等阶段后～兰州市用气市场得到了大幅度扩容～供气规模不断扩大。目前～兰州天然气用户总数达25.9万户～其中包括餐饮业在内的公共福利、锅炉用户达1733户～工业用户43户～25.7万户居民用户中～3.59万户是2004年发展的新用户,全市日供气量在2006年冬季～每天均超过了100万立方米。 据我们所知～西宁使用的天然气绝大部分用于采暖～且冬季用气量特别大～从2003年开始～西宁出现了冬季天然气供应紧张的问题～目前～西宁市天然气供需矛盾日渐突出～夏季低峰日用气量为35万立方米～冬季高峰日用气量已猛增到247万立方米～超过了管道设计的最高限量每日230万立方米～夏季和冬季用气量严重失衡。 二、主要省区天然气项目建设状况调查 近两年来～中石油、中石化两大集团在新疆的投资总额达686亿元人民币～其中2006年用于重点石油勘探项目的投资完成300多亿元～比2005年增长17%以上。2007年中石油向新疆的油气开采与生产投资将超过300亿元人民币～其中勘探开发投资达170亿元～新疆石油天然气资源勘探开发力度不减。2007年6月份～中石油在新疆克拉玛依油田新发现一处日产天然气达147万立方米的大型气田～这联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第76页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 是目前新疆油田当中最大的一个天然气井～该气田位于准噶尔盆地南缘～总储量近300亿立方米～是迄今为止克拉玛依油田发现的最大的整装气田。该气田投产后～将能够有效地缓解西部地区天然气供需紧张的矛盾。2006年5月份～美国新桥投资集团与新疆广汇实业投资集团就液化天然气投融资合作项目签订了协议。美国新桥投资集团将投资1.8亿元用于广汇LNG二期工程项目400万立方米/日液化天然气的开发建设和运输设备购臵。广汇LNG二期工程已经开工建设～2008至2010年～广汇LNG项目计划新增投资～再新增日产能400万立方米～使年产能达到40亿立方米。在青海油田～涩格输气管道复线从2007年3月1日全线开工建设～到5月29日工程就建成投产～具体情况我们下面分析。2008年中石油计划开工建设西气东输二期工程～并将通过支线管道与一期工程、以及国内各气田连接～从而形成覆盖全国的天然气网络。在西气东输二期建设期间～支线项目也将陆续进行。干、支线合计总长度超过2万公里～总投资额将超过1000亿元。到时～一期和二期管道之间～国内主要气田和重点消费城市之间～将形成一个完善的天然气网络。由于该网络需要与中国石油化工股份公司的普光气田连接～因此中石化可能也会参与管道建设。我们知道～二期可能与中哈天然气跨国管道连接。中哈天然气跨国管道目前正在进行前期论证。中哈一期工程将于2009年完成并投入使用～设计年输气能力为100亿立方米,二期将于2012年完成～设计年输气能力达到300亿立方米。 三、主要省区天然气市场竞争格局分析 首先说甘肃省～该省规划未来几年要在全省推广使用天然气～并建设加气站55座～拓展涩—宁—兰管道天然气下游市场～优化甘肃能源消费结构。随着西气东输工程和涩—宁—兰输气工程在甘肃境内投资建设～兰州乃至甘肃省不少城市的天然气市场已初具规模。随着天然气市场的不断拓展～甘肃天然气的市场规模不断扩大～以兰州为例～该市用气量呈现急剧增长的趋势～兰州2007年天然气日最大供应量从2006年的180万立方米增加到230万立方米。为缓解天然气供应量严重不足的问题～兰州市已经引进了水煤浆技术进行试点。 根据《银川市城乡总体规划》～到2010年～银川市出租车、公交车、环卫车等公用事业车辆80%改为天然气燃料汽车,到2020年银川市中心城区民用天然气的使用率将达到100%～天然气总用气量约为15.6亿立方米/年～推行在天然气管网覆盖区范围内服务行业全部使用天然气～在中心城区内禁止新建、改建、扩建燃煤锅炉～保留大型热源～逐步以燃气锅炉等取代。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第77页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 在银川城市天然气竞争方面～目前有银川市哈纳斯天然气公司一家独大。因为宁夏兰星石油集团在内蒙古鄂托克前旗敖勒召其工业园～拥有3口被权威机构测定为优质气源的天然气井～这3口气井预测开采储量320亿立方米～每日可供气15万立方米～以目前银川市的天然气使用量计算～可满足银川20年的需求。2005年该集团公司在银川市成立了宁夏兰星天然气公司～并与同年10月分向银川市政府承诺～在大幅度下调天然气入网费用的基础上～将内蒙古低价优质的天然气输入银川市场。此后～宁夏兰星天然气公司为了规范安全地进入银川天然气市场～先后在建设、消防等单位办理了各种批复～然而～该公司在获得了国家规定的相关批复后～此事却被其他原因长时间拖延下来。所以宁夏兰星天然气公司至今没有进入银川市场～而银川市天然气市场也一直由银川市哈纳斯天然气公司垄断经营。至于西安市的天然气市场我们已经在前面的章节中有详细的研究～这里不再论述。青海的西宁市的城市燃气经营主要是西宁中油燃气公司负责的～而该公司中国石油天然气管道局出资80%～西宁正润公司出资20%～于2000年3月成立的～该公司主要承担青海省西宁市城市天然气工程建设项目～项目主要由连接上游涩宁兰输气管道线至西宁市的城市输气主干线管网～以及配套建设的天然气门站、第二配气站、CNC加油气站等组成。 在新疆～乌鲁木齐的城市燃气业务主要是由新疆燃气集团负责～目前乌鲁木齐管道天然气用户已达51万户～2007年～新疆燃气集团计划将再新增4万户天然气用户～新增用户将使城市日供气量增加约2万立方米。在经营业务方面～该集团还发展车用燃气项目～由集团公司控股的新疆洁威车用燃气有限公司拥有进口的压缩天然气设备和车用液化气设备～车用燃气加气站分布在乌市各辖区。液化气与天然气业务将在乌鲁木齐并存发展～新疆燃气集团拥有西北地区最大的液化气储灌厂～储备能力达3600吨～液化气运输能力达203吨/日～年供气量4万多吨～供气站点21个～担负着乌鲁木齐市十多万液化气用户的供应任务。 四、主要城市天然气转换及管道建设形势分析 对于主要城市的天然气臵换～我们在前面小节有所介绍～西部主要城市因为距离油气资源比较近～所以天然气的使用也比较早～下面我们重点分析主要管网建设情况。随着格尔木下游市场需求规模的不断扩大～年输气量8亿立方米的涩格管道已不能满足发展要求～青海油田已经启动了涩格输气管道复线工程建设。复线全长177.25千米～设计输气能力20亿立方米～工程总投资为3.8亿余元。目前～涩北联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第78页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 气田每年向格尔木的输气能力已达28亿立方米～涩格输气管道复线投产～为满足下游天然气市场供应～延伸产业链提供了保证～并将大幅增强涩北气田天然气生产能力。总之～青海油田在天然气长输管道建设上～已相继建成了以涩北气田为起点～东到兰州、西到南翼山、南到格尔木、北到敦煌的4条输气管道～实现了柴达木盆地天然气外供至西宁、兰州、敦煌和盆地内东西部的联网互供。目前～涩北气田向外辐射的4条输气管道总长度达1749千米～年输气能力达44亿立方米。 值得注意的是～新疆准噶尔盆地将建设环形地下天然气管网～项目完成后～彩南-石西-克拉玛依-乌鲁木齐输气管线将首尾相连～形成一个环准噶尔盆地的天然气管网～满足盆地陆东-准东地区未来天然气开发的要求～完善盆地东部天然气外输系统～实现整个准噶尔盆地资源的灵活配臵～从而保障能源开发和城市用气等多用户需求。 2006年甘肃省加大了兰州天然气管网建设～提高天然气管网覆盖率～加快兰州市汽车加气站的建设和汽车“油改气”改造工程的实施～促进了涩宁兰管线延伸至白银管道建设送气工程的实施。同时～大力促进该省其它地区天然气开发利用工作～对天然气气源还没有落实的城市～开展天然气的利用规划。在协调天然气价格的基础上～在敦煌、兰州等有条件的小区～推广应用城镇小区往复式天然气热、电、冷三联产工程。另外～还开展了庆阳市石油伴生天然气综合利用的前期工作～推进庆阳市的居民和燃煤锅炉气化改造工程。 【TOP】 第七章 我国天然气市场价格及走势预测 第一节 世界主要国家天然气产业运作模式分析 一、美国天然气产业市场运作模式 美国天然气产业发展经历了两个阶段～即政府+市场阶段和完全市场阶段,当然～即使在完全市场化阶段的美国天然气产业依然不可能脱离政府的宏观调控～这里是从对产业市场发展的主导作用大小来分的。,～其间经历了30来年的过渡期。天然气价格的形成由初期的成本加成方法或按价值原则,即最终用户的天然气价格与可替代能源价格相当的原则,定价方法逐渐转变为完全竞争市场下的气价基本取决于市场供求～并随替代能源,如原油、燃料油、LPG～甚至其它地区的天然气等,的价格变化而变化的定价模式～实际上～此刻的天然气已经脱掉了垄断性产品的特殊的身份～被普通商品化了。 二、日本天然气产业运作模式 日本是个天然气资源极其匮乏的国家～境内的天然气资源几乎都来自于境外进联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第79页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 口。值得借鉴的是～日本的天然气产业从政府的市场完全调控阶段向产业市场化运作、政府宏观调控价格阶段的转变也仅仅花了不到40年的时间。自然垄断并不是天然气产业的固有属性～天然气产业市场化运作是市场经济体制下产业健康发展的必由之路。归根结底～天然气最终将脱掉特殊型商品的帽子～而和其它普通商品一样～有着一样的市场运作模式和运作软环境。 【TOP】 第二节 我国天然气成本与定价研究 一、长输环节成本最高 天然气的成本由三部分构成:生产成本、运输成本和销售成本。生产成本是勘探、产能建设和开采成本的总和～它决定了天然气的井口价格,运输成本主要指输气管线的建设和运营成本～对于LNG来说包括液化气厂、液化气船、接卸码头和存储设备的建设及运营成本～它们形成了门站价格。销售成本包括各级天然气支线及配套设施的建设和运营～最终形成了用户价格。 我国天然气的生产成本较高～主要因为:气田规模偏小、丰度偏低,气层的埋深偏大,中西部主要气田地表条件差～多为山地、沙漠和黄土沟壑。以上条件造成勘探开发难度大～加大了成本。 在这三项成本中～主要的成本还是产生在运输环节。一般管道建设成本为:高压100-200万元/公里,中压70-80万元/公里,低压40万元/公里。我国天然气田远离经济中心～管输距离长～穿越路线地形复杂～建设和运营费用很高～因此门站价格远高于井口价格～例如～陕京线门站价格是井口价格的170%～轮台到上海的门站价格约是井口价格的3倍。销售端支线及配套设施的建设成本相对上游骨干管道低～单位成本大约是上游的50%左右。 二、我国天然气价格构成与定价机制 首先见下面图表7-1～列示了天然气产业链各环节的的价格构成:井口价(出厂价格)、管输费、下游分销价格。价格的种类有:井口价(出厂价格)、门站价(井口价+管输费)、终端销售价格(井口价+管输费+分销价格)。各类价格的定价是按照“成本+合理利润”的原则进行的。 图表7-1:天然气价格构成及定价机制 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第80页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 1、井口价 2005年12月26日国家发改委正式公布了天然气价格改革方案～建立了由政府统一定价的新的天然气价格形成机制。 方案规定:天然气出厂价格由政府定价、政府指导价并存～统一改为实行政府指导价～供需双方可按国家规定的出厂基准价为基础～在规定的浮动范围内协商确定具体价格。在此之前～我国对陆上天然气出厂价格实行“双轨制”～分为计划内气和自销气～分别实行政府定价和政府指导价。 改变的原因是在中石油、中石化垄断天然气上游勘探、开发～对天然气生产、运输、销售实行一体化经营的情况下～为避免价格被垄断企业控制～政府需进行监管。 在新机制下～天然气价格不再固定～而是根据可替代能源价格变化情况每年调整一次～调整系数根据原油、LPG、煤炭价格的5年移动平均变化情况～按40%、20%、40%加权平均确定～相邻年度的调整系数小于等于8%。其中～原油价格根据普氏报价WTI、Brent、Minas算术平均离岸价确定～LPG为新加坡离岸价～煤炭价格为秦皇岛港山西优混、大同优混、开滦优混的简单平均价。 此次天然气出厂价格形成机制改革还将天然气出厂价格归并为一档气、二档气两档价格～在3至5年过渡期内～一档气价暂不随可替代能源价格变化调整。一档气享受价格优惠～如化肥企业用气价格约0.7元/立方米,而二档气价格高～目前约1-1.1元/立方米。一档气将用3至5年时间逐步调整到二档气出厂基准价格水平～最终实现一、二档气价并轨～并根据替代能源的价格变化而变化。 不过～在具体执行天然气价格调整时～并不是严格按照上述原则进行的～一方面～大的调价仍然由政府掌握调价的幅度和时间,另一方面～中石油和中石化也会与下游工业用户自行谈判价格。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第81页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 价格呈上涨趋势～缓解供需矛盾实际上～无论是怎样的价格调整机制～价格的形成的根本动因还是供需～我国天然气的供不应求的局面在近几年不会改变。上述2005年底公布的天然气价格调整原则跟随替代能源价格～其道理也是为了在天然气供不应求、其他能源价格上涨的情况下～控制对天然气的需求。 新的价格形成机制之后～我国天然气进行了两次比较大幅度的上调～以缓解供需矛盾:2005年12月26日起～全国范围内天然气出厂价格每千立方米涨幅在50元至150元之间,2007年11月10日起～将上游油气田供工业用户天然气出厂基准价格上调0.4元/立方米。天然气呈价格上涨的趋势～原一档和二档价格的接轨也指日可待。 我国天然气与国际天然气之间的价格差也是我国天然气价格上涨的推动力。中海油和印尼、澳大利亚签订的天然气价格对应约30美元/桶的油价～俄罗斯出口到中国的意向价格为180美元/桶～这样的价格基本为5美元/MMBTU～折合人民币约为1.5元/立方米～比07年11月涨价后国内供工业用天然气出厂价格还要高很多(新疆0.96元/立方米、四川1.28元/立方米、陕甘宁1.16元/立方米)。这种价格差阻碍了对天然气的进口。 2、管输价 管输费包括天然气骨干网的建设和运营成本及企业利润～由国家发改委定价～按照运距逐远递增的原则测算～例如～西气东输项目最初核定的平均出厂价格为0.48元/立方米～每立方米天然气到达各地的平均门站价格分别为:河南1.14元、安徽1.23元、江苏1.27元、浙江1.31元、上海1.32元。 3、分销价格 天然气的终端销售价格除了了上述的井口价和管输费外～还有分销价格～即由城市支线管网建设及运营成本及企业利润构成。分销价格是当地政府定价～由城市然气运营企业与当地政府谈判而成～并需在每一次价格调整时经过当地听证程序。 由于近年天然气出厂价格的上涨频率较快～下游分销环节也逐渐推行了价格联动机制～即不需要听证程序～直接将上游涨价加入到终端销售价格当中。目前在20几个城市已实行上述联动机制～但每个城市燃气的首次定价仍需听证程序。目前～城市燃气运营商的盈利水平很好～毛利率接近30%。 【TOP】 第三节 未来几年我国天然气价格走势判断 一、深入分析天然气价格形成机制改革 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第82页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 2005年底国家发改委发出通知～决定改革天然气出厂价格形成机制。近期改革天然气出厂价格形成机制的目标是:进一步规范价格管理,逐步提高价格水平～理顺与可替代能源的价格关系,建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的机制。中国改革天然气出厂价格形成机制的主要内容有四个方面: 一是简化价格分类～规范价格管理。将各种天然气出厂价格归并为两档价格～川渝气田、长庆油田、青海油田、新疆各油田的全部天然气及大港、辽河、中原等油田计划内天然气执行一档气价格。除此以外的其他天然气执行二档价格。 二是坚持市场取向～改变价格形式。将天然气出厂价格由政府定价、政府指导价并存～统一改为实行政府指导价～供需双方可以国家规定的出厂基准价为基础～在规定的浮动幅度内协商确定具体价格。 三是理顺比价关系～建立挂钩机制。天然气出厂基准价格根据原油等可替代能源价格变化情况每年调整一次～相邻年度的调整幅度最大不超过8%。 四是逐步提高价格～实现价格并轨。将目前自销气出厂基准价格每千立方米980元作为二档气出厂基准价～在3-5年的时间内将一档气出厂基准价逐步调整到二档气出厂基准价水平。 发改委指出中国现行天然气价格形成机制不完善～天然气价格与其他能源比价不合理～不能适应天然气工业发展的需要。这次改革的目的在于理顺天然气价格～促进节约用气～优化用气结构～促进天然气工业的持续健康发展～保证国内天然气市场供应。 按照上述机制～我国自2005年12月26日起在全国范围内适当提高天然气出厂价格。根据不同油田供气情况不同～各油气田供工业和城市燃气用天然气出厂价格每千立方米提高50-150元,化肥用天然气出厂价格每千立方米提高50-100元。 本中心认为:天然气价格改革拉开了资源价格机制改革的序幕。天然气价格改革拉开了资源价格机制改革的序幕～后续还将有其他资源价格调整政策～成品油定价机制改革2007年也将会有相关政策出台。二是渐进式改革的思路此次调价幅度较为温和～体现了政府对资源性产品价格进行渐进式改革的思路。我们认为政府对成品油、水等其他资源性产品价格的改革也将遵循这种渐进式的思路。三是本次天然气价格改革只是天然气价格上涨周期的开始。自《京都议定书》生效以后～天然气做为相对于石油和煤炭更加清洁的能源～在全球范围内的需求长期保持旺盛～天联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第83页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 然气价格将长期保持高位。目前～我国原油与天然气热值价格比约为1:0.24～ 本次提价后价格比约为1:0.28～较国际上的1:0.6仍有较大差距～因此我国天然气价格未来还有很大上调空间。按“每年调整一次～相邻年度的调整幅度最大不超过8%”的调价规则～预计天然气价格今后每年都有可能按接近上限的幅度进行涨价。四是调价对三大石油公司构成轻微利好～天然气调价对三大石油公司构成轻微利好～中国石油受益最大～最大影响净利润1.33%,其次是中海油～中国石化所受影响最小。见下表7-2。 表7-2:天然气调价的敏感性分析 调价幅度 50元 100元 0.53 1.33 中国石油净利润影响,%, 0.41 0.89 中国石化净利润影响,%, 0.56 1.11 中海油净利润影响,%, 资料来源:北京华经天众经济咨询中心研究部。 对中国石化和中国石油来说～天然气价格调整的意义在于后续将推出的成品油价格机制改革～这对两大石油公司构成重大利好。 二、未来几年世界天然气供应与需求形势分析 根据本中心统计的数据显示～到2007年底～世界天然气探明储量为177.36万亿立方米～而产量达到了29400亿立方米,市场消费量也达到了26541亿立方米～总体上来讲～处于供应过剩的态势。 预测参考情景下～世界天然气的年均消费增长速度将达1.7%～2025年和2030年世界天然气消费量分别达4.23万亿m3 和4.47万亿m3。预计亚太地区和非洲地区将是天然气消费增长最快的地区～年均天然气消费增长速度将分别为4.4%和3.5%～其次为中南美年均增长速度将为2.8%～中国和印度将是天然气消费增长速度最快的国家～将分别为5.5%和4.6%～其次巴西为4.2%。随着欧洲地区天然气市场的开放～其天然气需求将快速增长～年均递增1.4%。见下面图表7-3～参考情景下预测世界主要国家天然气需求量预测统计。 图表7-3:参考情景下预测世界主要国家天然气需求量预测表,单位:亿立方米, 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第84页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 不同情景下世界天然气需求见表7-4～高经济增长将刺激世界天然气的需求。 表7-4:预测不同背景下世界天然气需求量统计表,单位:万亿立方米, 世界天然气产量将持续增长～预计2025年将达4.22万亿立方米～2030年将达4.47万亿立方米。 三、世界天然气市场对我国天然气价格走势影响 我们知道～我国对天然气价格实行政府定价。2005年12月～国家发改委出台了新的天然气定价机制。按新政策～天然气出厂基准价格每年调整一次～调整系数根据原油、LPG(液化石油气)和煤炭价格五年移动平均变化情况～分别按40%、20%和40%加权平均确定～相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。 尽管如此～国际油价、天然气价格上涨的影响被大大弱化～但由于近年来国际油价和天然气价格上涨幅度太大～国内的天然气价格的上涨压力也因此不断加大。 在前面小节我们已经知道～俄罗斯对欧洲供应的天然气价格已经达到了每千立方米410美元。在国际原油价格不断上涨的背景下～预计到2008年年底前俄罗斯联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第85页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 对欧盟天然气出口价可能达到500美元的历史新高水平。而我国从俄罗斯的天然气输气管道建设近年来迟迟没有进展～主要原因就是双方就天然气价格一直没有达成一致意见。 普遍的预测是～2010年中国天然气需求将达1100亿方～而国内生产能提供的只有900亿方～这就意味着还有200亿方的缺口,2020年国内天然气需求将达到2000亿立方米～国内生产1100亿立方米～缺口900亿立方米～对外依存度将超过45%。到时～中国天然气的对外依存度与原油对外依存度一样～俄罗斯天然气价格对中国的影响将会像石油对中国的影响一样。 四、未来几年我国主要管道天然气价格上涨预计 近年来～为促进天然气产业的健康发展～我国相继出台了一系列政策。早在2005年～我国改革了天然气出厂价格形成机制～对理顺天然气价格、促进节约用气等起到积极作用,2007年～我国又出台了《天然气利用政策》～旨在缓解天然气供需矛盾～促进节能减排等。但相对于迅猛发展的天然气市场来说～相关政策配套还略显滞后。 现阶段我国发展天然气的相关政策不配套～已经影响到天然气市场的发育。包括价格单一、用气量的计划配臵和用气手续的审批等与市场经济体制不相适应～急需改进。 我国资源价格改革滞后～资源价格水平长期偏低～资源性产品之间比价关系不合理～给我国经济发展带来诸多不利因素。从需求来看～资源价格偏低导致资源需求的过快增长～特别是不正常的投机性资源需求的快速增长,从供给来看～资源价格偏低～影响资源企业的生产积极性。此外～资源价格低于国际市场价格还会促使资源出口大幅增长～最终造成国内资源供给不足。 基于以上的情况～国家发改委计划在3-5年内～建立油气挂钩机制～以每年5%-8%的幅度不断上调管道天然气价格～实现价格并轨。而且国内部分城市已经酝酿提高民用燃气价格～并建立燃气价格形成机制～启用合理的管道天然气价格杠杆来发挥作用。 【TOP】 第八章 国内外液化天然气(LNG)市场发展形势及投资状况调查 第一节 世界LNG市场呈现卖方市场特征 未来几年～世界天然气的需求将以每年约 3.1%的速度增长～高于2.6%的能源总需求增长率～因此将带动全球LNG产业的迅速扩张。2005年全球LNG的供应量为联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第86页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 1.455亿吨～2006 年增加到1.647亿吨～预计到2010年和2015年将分别增加到2.787亿吨和4.108亿吨～2015年LNG的供应将比2005年增长180%。国际LNG市场已呈现卖方市场特征～亚太地区在2011年前可上线的新项目有限～供应难于满足需求～LNG长期合同价格与原油价格挂钩的系数明显上升。 一、气源供应紧张，可供选择的资源短缺 全球目前在建的LNG项目产能大约在1.1亿吨左右～但以亚太地区市场为目标的在建项目屈指可数～而且大多数都已落实买家。受美国和欧洲天然气需求交替急增的推动～2005年全球LNG贸易量达到1.435亿吨～比2004年增长8.8%～增幅超过2004年的5.4%和以往15年的年均增幅7.6%～但仍然没有满足市场的需求。 尽管世界各地的LNG新项目开始投产～国家如卡塔尔、印尼、也门、澳洲和俄罗斯～其总计产量约占全球的四分之一～令2009年全球的供应量有可能净上升2500万吨～上升的幅度预计足以满足世界第二大LNG输入国韩国全年的需求。但是也要注意的是～因为部分LNG出产国会用于本土使用～而且没有足够的输送设备将LNG运到国外。埃及在2008年上半年输出5200万吨LNG～低于预期中的6100万吨。尼日利亚供应800万吨～但72%是在上半年～另外28%供本国消耗。正因为本土需求抵销了部分的生产力。预计到2015年～世界对LNG的需求将每年上升10%。 在亚洲地区～劳动力短缺和设备供应紧张对LNG项目的进度和预算构成了一个长期存在的威胁～而从2000年初以来已增加了3倍的成本～我们预计还将会继续。要知道～澳大利亚伍德塞德公司的Pluto LNG项目和安哥拉的LNG项目是2007年惟一收到最后投资决定的2个LNG项目～而秘鲁LNG项目是2006年惟一获得放行信号的项目。而在2013年和2014年最有希望能够获得的LNG将主要来自澳大利亚和巴布亚新几内亚的LNG项目。澳大利亚在到2020年的10年里将占到亚太地区潜在的新液化能力的60%以上。另外～来自欧美和东亚的合力竞争～造成全球特别是亚太地区在2010年左右的LNG合同资源紧张～可供选择的资源短缺。 二、气价大幅上扬 2005年底和2006年初～在冬季取暖需求和国际油价大幅上扬的推动下～美欧市场天然气价格骤升。美国Henry Hub天然气现货价格曾高达15.2美元/MBtu,百万英热单位,。在原油价格居高难下～供应紧张和现货贸易价格高企的刺激下～LNG供应商对长期合同价格的期望值不断抬升。在油价为60美元/桶时～卡塔尔、澳大利亚同用户新签的LNG合同价格已超过6美元/MBtu～甚至攀升至11美元/MBtu。最近～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第87页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 上海与马来西亚达成LNG协议～标志着中国接收了LNG卖方市场的现实～今后中国将同其他国际用户在相同的条件下竞争。见下面图表8-1～2000-2007年液化天然气价格统计表。 图表8-1:2000-2007年液化天然气价格,日本～到岸价,统计表 年份 价格,美元/百万英热单位,～日本,到岸价, 2000 4.72 2001 4.64 2002 4.27 2003 4.77 2004 5.18 2005 6.05 2006 7.14 2007 7.73 三、LNG的运输价格也有较大上升 一艘运输量在13.5万立方米的LNG船～其运输的成本要占总成本的35%～而原油的运输成本一般只占全部成本的10%。自本世纪初开始～由于供应和需求的快速增长～刺激了LNG产业的复苏～LNG的运输价格也较以前上升了50%。 【TOP】 第二节 世界液化天然气市场发展形势分析 一、世界LNG运输能力的扩展 由于世界主要能源公司继续在各地大量兴建天然气的生产工厂和进口码头～因此对新LNG船的需求也是越来越大。而且有更多的新船厂开始进入LNG船领域。由于油价昂贵～煤炭污染严重～许多国家已转而将天然气作为主要能源。毫无疑问～在中、长期内～市场对天然气的需求将保持旺盛。 尽管目前大多数地区的天然气供给可依靠本地资源～主要将通过输气管道输送。但是到2030年～地区间天然气贸易在所有天然气贸易中的比重将从2005年的13%上升到22%。目前～世界各地都在打造天然气的供应链体系。从现在起到下一个10年初～全球的天然气液化能力与天然气船运力都将接近翻番。 预计2012年全球LNG船数量将超过400艘～而2006年的数量则为240艘。大多新船将在2010年后交付。2008年将有约50艘LNG船交付使用～2009年投放市场的数量也大致相当。根据我们预计2011年和2012年将是LNG船订造与交付的高峰年。 本中心的观点是～短期内LNG船运输业的前景可能不会看好。由于天然气生产和码头项目的延期～船却按时交付～船队一时会显得供给过剩。中期内来看～会联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第88页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 有多项重要工程在此期间建设。在卡塔尔～许多新LNG工厂的建设已经起步。在非洲～尼日利亚的LNG产量将快速增长～赤道几内亚、安哥拉都在建设新的LNG工厂。北非和澳大利亚也有不少兴建LNG工厂的计划。相比之下～亚洲在这方面的计划不多。在欧洲～2008年起～俄罗斯将成为重要的LNG生产国。而且～近来许多欧洲国家开始从挪威进口天然气～但欧洲的天然气净进口量仍将巨大。到2012年～欧洲将超过日本成为最大的LNG进口地区。在美国～由于众多LNG码头工程陆续完工～该国的天然气进口量正在增加。从长期来看～中国和印度将超过其他亚洲国家成为重要的LNG进口国。 二、全球LNG市场定价机制 LNG的定价基于竞争性燃料。曾经出现过不同的相对独立的3个LNG市场～每一个都有其自己的价格结构。在每种结构中都存在各自不同的固有的价格风险。 在美国～竞争燃料是管道天然气～基准价格是确定的长期合同价格和HenryHub的短期合同价格。美国LNG交易中的天然气进出口商很大程度上承担着美国天然气市场价格波动的风险。 在欧洲～LNG的价格是参照诸如低硫燃料油等竞争燃料的价格来制定的。现在～LNG的定价也开始参照天然气的现货和期货价格。 在亚洲～进口LNG的定价主要是效仿日本。日本是一个原油净进口国～每年进口油量基本稳定。因为日本是将其石油进口到岸价格作为进口LNG的定价参照～这样也就造成了目前东亚地区LNG的定价与原油价格密不可分～因此亚洲的LNG价格高于世界其他地区。例如～1997年日本的LNG进口价平均每百万英热单位为3.92美元～而同期欧洲天然气的进口价格每百万英热单位为2.74美元～美国为217美元。目前～印尼国内液化天然气销售价格为每百万英热单位2.5美元～出口离岸价格约为2.4美元。 三、LNG的成本与削减成本的可能性 首先要知道～LNG成本的构成～LNG的成本主要包括建LNG厂、液化成本、运输成本、储存与再气化成本、销售成本等。 我们知道～LNG是通过制冷的方法将天然气变成液体的～其液化工艺一般分为三种:一是阶式混合制冷工艺～二是混合阶式制冷工艺～三是压缩、膨胀制冷工艺。液化装臵是资金密集但技术简单的设备～它是一套冷却天然气使之温度低于,260C,甲烷的沸点,的庞大装臵～其他气体组分如乙烷、丁烷的沸点远高干这个温度。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第89页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 LNG的运输需要特殊的罐装船～输往日本和韩国的LNG运输船的运输能力为13.5万立方米/船～制造成本大约为2亿美元。在所有LNG项目中～罐装船都为运输国所拥有～由LNG公司或LNG进口方包租～这意味着运输费用是一种运行成本而不是资本费用。将运输成本记作运行成本～估计每千立方米为39.6美元。 LNG储存与再气化成本主要包括三项:专用接卸装臵及其使用成本,自动化程度高、安全性能好的储存设施及其运行成本,再气化成本。 近几年～降低LNG供气成本的市场压力不断增强。其主要原因是～能源市场价格竞争更加激烈～全球贸易市场的进一步开放使各国更加需要价格有竞争力的能源。随着LNG供应能力的提高～LNG逐渐成为买方市场～只有降低成本才会在国际能源市场L具有竞争力。 目前LNG的供气成本已有明显下降～主要体现在液化、运输成本和再气化方面。例如～根据天然气技术研究院,GTI,的报道～在过去10年里～天然气的液化成本下降了35%-50%～目前液化装臵的建设投资已经从超过500美元/吨能力降到200美元/吨能力以下,LNG运输船的制造费也从每艘2.8亿美元左右下降到2003年的1.55亿美元,气化装臵的投资也下降了～根据地点的不同～其投资范围为1亿-20亿美元。 规模经济和新的融资方式可促使LNG成本下降～新的技术手段和液化或再气化浮动系统等使进一步削减LNG成本成为可行。总之～通过技术、资金或战略手段来不断削减LNG成本的前景是乐观的。 四、世界LNG供求现状及走势 本中心得到的数据显示～2007年全球LNG需求达到约1.724亿吨～比2006年增加约1300万吨～增幅达到8%。首先美洲增幅最大～达41%～从2006年的1360万吨增加至2007年的1920万吨。其次是亚洲～从1.02亿吨增加至1.121亿吨～增幅为9.9%。而欧洲的LNG需求则从2006年的4390万吨减少至2007年的4100万吨～降幅为6.6%。 2008年卡塔尔的天然气液化能力有望大幅提升。该国两个巨大的天然气液化项目将在2008年陆续投产～其中RasgasIII项目的第一条生产线有望在10月完成～而Qatargas II项目的首条生产线也将在2008年第三季度投产。这两条生产线各自的LNG产能均为780万吨/年。到时卡塔尔总的天然气液化能力将从当前的3030万吨/年增加至4590万吨/年。而来自大西洋盆地的LNG供应也将显著增加～尼日联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第90页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 利亚第六条LNG生产线即将建成投产～赤道几内亚的LNG供应也在逐步增加。在亚太地区～澳大利亚西北大陆架LNG项目的第五条生产线将于2008年底投产～届时澳大利亚天然气液化能力将增加440万吨/年。印尼Tangguh LNG项目第一条生产线将于2008年底建成～不过LNG出口要等到2009年。我们预计～2009年全球的LNG产量有可能增加大约2500万吨～达到2.08亿吨。 2008年亚太地区的LNG需求将增长9.3%～其中中国和印度的LNG进口量将显著增长。2008年中国的LNG市场需求将从2007年的290万吨增加至350万吨。在美洲～5个新建LNG终端的建设工作有望在2008年底完成～将使该地区到2008年底的再气化能力达到1.015亿吨。然而该地区LNG进口量的年均增速将低于全球其他地区。我们估计～2007，2008年美洲地区的LNG需求增速仅为3.3%。2008年欧洲LNG进口量将强劲增长18.9%～主要原因是北欧地区的天然气需求将重拾升势。当前在欧洲有大约1820万吨/年的LNG再气化能力正在建设之中～预计在2008年底投入使用。总结起来～我们预计2008年全球LNG需求有望达到1.912亿吨。 五、世界各LNG进口国需求特点和发展趋势 到目前为止～日本仍然是世界LNG进口的第一大国～每年进口量在5000万t以上。其次是韩国,最近几年美国也成了LNG的进口大国。这些国家进口LNG和它们自身能源结构的情况是各不相同的。日本的燃气的国家标准是1969年制定的～当时日本的燃气主要依靠从石油炼制当中分离出来的和进口的LPG～所以标准热值相当高～低热值相当11000kcal/m3。1985年引进LNG后取代了部分石油产品～成为日本清洁燃料的主要供应者。如果它进口的是湿气～含有比较多的C2和C3,热值还较接近其燃气标准。如果引进的是干气～就必须把相当数量的LPG混合到该干气里以保证其达到热值标准。日本的国情决定它是湿天然气资源买方的主要竞争对手。日本从1989年进口澳大利亚西北大陆架(WAS)的LNG～按照15年照付不议合同～已经连续进口了1600船LNG,该合同今年到期,经过谈判～已经续签了400万t/a的合同。韩国的情况也类似。美国的情况不同。美国南部墨西哥湾附近有大量的凝析气田和油田伴生气资源。美国人从这些天然气中分离出C2+作为裂解乙烯的原料。美国2700多万t/a的乙烯70%都是以C +等轻烃为原料生产的,分离剩下的甲烷用做燃气,所以美国大部分管道天然气热值在8500kcal/m3左右～相当于甲烷的的热值。近年来～美国从世界上十几个国家或地区引进的LNG大部分都联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第91页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 是湿气～热值较高,美国面临的是如何解决不同来源天然气热值差异大的问题。由于经济全球化和国际分工使乙烯工业向第三世界国家的转移～美国和日本一样～已经不再在本土发展石化工业。但是它仍然可以通过分离出C2+达到降低热值的目标～并用分出来的C2+顶替目前还用做30%乙烯原料的数千万吨石脑油。 【TOP】 第三节 我国LNG进口量统计预测与项目建设状况 一、我国LNG进口量统计预测分析 2006年～中国进口液化天然气67.75万吨～而2005年仅进口483 吨～增加1400余倍。2007年我国LNG进口量是2006年进口量的3倍多。在进口总量中～约85%～即248万吨来自期货供应～为澳大利亚西北大陆架企业。 2007年中国从阿曼、阿尔及利亚和尼日利亚进口现货LNG 43.5409万吨。阿尔及利亚是中国现货LNG最大的供应国～现货购买量为31.2668万吨。非洲生产商向中国出口均价最高～达8.60美元/百万英热单位。广东进口终端的能力为370万吨/年～与澳大利亚西北大陆架企业的曾签署的长期契约供应量为330万吨/年。然而～这一合约签署于2002年时～中国海洋石油总公司,中海油,已考虑到广东需求的增长。中海油提出～在到2009年底达到满负荷年进口量330万吨之前～前三年将逐步提高期货供应量。广东进口终端从澳大利亚西北大陆架企业最大进口量在260万吨/年。 广东省对LNG强劲的需求超过期货供应量～从而使中国自2007年4月起开始以市场价进口现货LNG。见下面图表8-2～中国2007年LNG进口来源统计表。 图表8-2:中国2007年LNG进口来源统计表 进口来源 数量～吨 进口费用～美元 单位价格～美元单位价格～美元/百万 /吨 英热单位 阿曼 59291 25806625 435.25 8.37 阿尔及利亚 312668 139757657 446.98 8.60 尼日利亚 63450 27723337 436.93 8.40 澳大利亚 2477712 407287111 164.38 3.16 合计 2913122 600575224 206.16,平均, 3.96,平均, 根据对国内LNG项目建设情况以及市场需求形势的分析～我们预测～到2010年～中国将每年进口液化天然气1000万吨,到2020年～中国沿海将再建5-6座液化天然气接收站。见下面图表8-3～2010年我国LNG进口量预测图。 图表8-3:2010年我国LNG进口量预测图 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第92页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 二、我国LNG项目规划研究与面临形势 我们知道～目前中国已初步形成以“西气东输、海气登陆、海外进口、液化天然气”四个气源为主体的天然气发展框架。其中～正在规划和实施的沿海LNG项目有:广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、广西、辽宁、河北等十几个LNG接收站项目～这些项目将最终构成一个沿海LNG接收站与输送管网。目前福建、上海、大连、江苏LNG项目已经进入正式实施阶段～其他几个项目处在前期准备阶段。已建成的LNG卫星站超过40个～调峰站1座～LNG工厂2座,正在建设中的LNG工厂有4座,规划中的LNG接收站全部建成后～总储存中转能力可达1800万吨/年。我国的LNG产业正处在蓬勃发展的阶段。 从优化能源结构、保障能源安全、参与国际油气资源合作与分配出发～我国进口LNG势在必行～但是要根据国际LNG市场供需变化来拟定LNG的采购规模。面临国际LNG价格飞涨的不利局面。 如果当LNG长期合同价格超过挂钩油价的60%时～市场需求量就会大幅度下降～使得LNG资源选择和采购受到很大的限制。由于种种原因～一些国家的LNG生产项目推迟投产时间～使得2010年以前国际LNG市场供需矛盾特别突出～也影响到我国LNG进口项目的按时投产。但是也应该知道的一点是～随着我国经济的发展～天然气需求量会越来越大～对价格的市场承受能力也会越来越强。 三、我国主要LNG项目建设形势及影响分析 LNG项目在我国正形成了三足鼎立的局面。上海市、广东省、福建省莆田市凭借地域优势积极抢占资源。广东省已将LNG作为未来使用能源的新方向之一～计划在“十一五”期间建设23个能源重点项目～预计总投资超过3500亿元。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第93页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 目前～广东已经有深圳大鹏LNG项目与珠海高栏港LNG接收站投入运营～其气源主要来自澳大利亚。据我们所知～广州、深圳、东莞、佛山的民用及部分电厂已经使用了LNG燃料～车用LNG燃料也将成为现实。广东看中的是澳大利亚的天然气资源～而上海则相中了马来西亚价格较低的天然气。早在2006年～上海市政府就会同中国海油与马来西亚签订《液化天然气合同》。目前～上海已经建成3座LNG接收站。到2008年底或者2009年～上海将形成年接收处理300万吨LNG～达到年供应上海约40亿立方米天然气的能力。福建省莆田市也与印度尼西亚签订资源购销协议～成为继广东、上海之后～又一个获得LNG资源长期购销协议的地区。 目前～中国石油、中国石化和中国海油三大能源巨头正在抢占江苏～不仅是由于江苏省越来越被看好的市场前景～更因为它已经成为各自在华东地区展开LNG布局的重要一步。据我们所知～三大公司已经分别在江苏的如东、连云港、盐城建设了一期350万吨的LNG码头及接收站～均建设了6台39万千瓦机组的燃气电厂。总结来讲～LNG业务上多家竞争有利于LNG市场的发展～将来的市场竞争会更加激烈～谁的前期投入和配套完整～谁就能抢先一步。 四、我国LNG卫星站建设状况调查 我们知道～在天然气管网暂时不能达到的区域～采取LNG橇装站或LNG瓶组汽化站等LNG小型化供气方式是市场开发和解决临时供气的有效手段之一～同时～它还能降低客户臵换成本和前期投资。LNG橇装站是将所有设备集中在一个橇装的底座上～形成一个可闭环控制的整体设备系统。根据储罐大小、现场地形～LNG汽化橇装站可以划分为储罐橇、增压橇、卸车橇和汽化橇。成熟的LNG橇装设备具有集成度高、可靠性强、节约投资、建设周期短、安装简便、操作简便以及可移动等特点。但是由于受到公路运输能力的限制～LNG站橇装装臵尚不能做到较大规模～例如～储罐橇目前只能做到50立方米～汽化橇只能做到780立方米/小时。LNG橇装站适用于管道暂时不能覆盖的小城镇居民及商业用户～由于采用了橇装理念～一旦管道普及或由于其他原因导致用户中断合同～还能方便地拆迁异地～重新组建新的供气站。LNG瓶组汽化站同样具有灵活机动、占地面积小、配套设施简单、投资节省等特点～同时它拆装方便、安装建设迅速～特别适合于小型供气的需求。小型LNG汽化站可以提前进入中小城镇～为LNG培育市场创造管网条件～待LNG联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第94页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 管网条件成熟～大、中、小城市都实现了天然气供气一体化时～小型LNG汽化站又可作为天然气管网供气高峰负荷和事故调峰的备用气源站。 前面我们也提及到～目前我国建成的LNG卫星站已超过40个、调峰站1座、LNG工厂2座～正在建设中的LNG工厂有4座～规划中的LNG接收站全部建成后总储存中转能力可达1800万吨/年。 【TOP】 第四节 我国LNG产业竞争力分析与趋势展望 一、我国LNG产业链总结分析 LNG是天然气的一种独特的储存和运输形式～它有利于天然气的远距离运输～有利于边远天然气的回收、降低天然气的储存成本、有利于天然气应用中的调峰。同时～于天然气在液化前进行了净化处理～所以它比管道输送的天然气更为洁净。 LNG产业链非常长～涉及上游气田开采生产、中游运输存储、下游输送使用等～客户不仅包括普通居民～还包括燃气电厂等。而LNG各个环节都需要巨额资金投入～据测算～典型的产业链投资额可达100亿美元。见下面图表8-4～LNG产业链构成图。 图表8-4:LNG产业链构成图 二、国内LNG主要生产企业情况调查 目前～国内陆上的天然气开采是被中石油和中石化垄断的～欲发展LNG产业～必须从中石油或中石化获得气源。我国已建成6家LNG生产厂～分别位于新疆吐哈油田、河南濮阳、海南福山油田、四川犍为县、江苏江阴和广西北海。广汇股份依托地方政府的强力支持～获得了了吐哈油田15年的供气协议,定价不高于西气东输的价格,～目前已成为国内最大的LNG供应商。由于国内液化工厂分步较散～生产的LNG都通过槽车和罐车运输到消费市场。目前～我国的LNG槽车运输能力已发展到总装载量2000万立方米～总车辆700余辆～单车有效容积已从最初的29立方米发展到51立方米。见下面图表8-5～我国液化天然气生产厂情况。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第95页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 图表8-5:我国液化天然气生产厂情况统计表 三、国内LNG接收站发展状况调查 就进口LNG供应商来说～中海油LNG来自于进口～专用LNG船运输～量大时具有成本优势～但船非常昂贵～储罐也耗资巨大～目前的成本并不低。目前～中海油的进口气源还不稳定～同时广汇的业务重心区域和中海油的也不重叠。见下面图表8-6～国内LNG接收站情况。 图表8-6:国内LNG接收站情况统计表 四、LNG液化厂和LNG接收站竞争力比较 目前LNG液化厂和LNG接收站面临最大的问题均是如何获得稳定而又廉价的气源～同时液化厂的LNG相对接收站而言可以灵活的运输到各个比较分散的客户处～作为管道天然气的有益补充。见下面图表8-7～LNG液化厂和LNG接收站竞争力比较。 图表8-7:LNG液化厂和LNG接收站竞争力比较统计表 五、国产LNG和进口LNG竞争力比较分析 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第96页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 当前中国石油与天然气价格之比为1:0.24～国际市场为1:0.6～国内天然气价明显偏低。目前国产LNG和进口LNG的最典型代表是:广汇股份生产的LNG和从澳大利亚进口的LNG。 2003年中国与澳大利亚签订的深圳LNG项目到岸输出价折合人民币仅为1.6元/立方米～但随着近几年国际油价急剧攀升～天然气价格也是节节走高。最近中海油与马来西亚签订的上海LNG项目到岸价为1.8元/立方米～而俄罗斯方面给出的到岸价更是达到了2.5元/立方米～这还不算接收后的输转费用和管道建设费用。可以对比的是～广汇股份目前LNG的出厂价为1.5元/立方米。见下面图表8-8～国产LNG和进口LNG竞争力比较。 图表8-8:国产LNG和进口LNG竞争力比较统计表 【TOP】 第九章 未来国际LNG价格走向与项目发展建议分析 第一节 LNG长短期合约与现货交易分析 一、LNG长期合约特征分析 LNG产业链有其特殊性～从气源采探～处理及生产～订造LNG船～储运～接收与气化～一直到用户端都是巨额投资。为了保障长期投资回收与财务融资偿回～LNG产业向来都是以长期合约,Long Term Contrct～20-25年,为基础签订购销合约,SPA～Sale Purchase Agreement,及供应合约,GSA～Gas Supply Agreement,～将上下游合约的权利义务等法律地位建立在一种相互传递的平台上。为求一稳流状态～因此合约条件较为严格～如目的港的限制、提货量限制、不提照付、转货需获买方允许、不可抗力查核、违约处罚、损坏赔偿、合约终止等等。即使有例外也是透过商业谈判的结果～在东亚的日本、韩国和中国台湾即是按照这样的模式操作的。 然而在2000年之后～LNG市场逐渐成熟～供应商增多～使用者也有一些供应出现乱流状态～LNG的市场出现了一些灵活性～也推动了短期合约及现货市场出现。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第97页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 二、LNG短期合约与现货交易特征 对于短期状况～现货状况～目前国际上并没有定论～但是概念上大致为5年以下的SPA都可称为短期合约～而以每一船货为一笔交易的形式可称为现货～也就是说视时间点～一船次的交易都是现货交易～到目前为止～国际上的现货交易都是以一船次为基础的。 LNG现货交易通常是以邀标的方式进行～买方或者卖方就LNG现货之交易条件透过市场公开讯息征求或发出邀请给某些协商对象。获邀的供应商及需求者先谈判一种主销售合约～这当中条款包括:数量、品种、价格、运输船规格、船与岸的设施匹配、供应时间、卸货港口条件、保险与税负、港务费用、赔偿条款、计量验收、以及上述长约所列各项等等～其主要条款可以说与长期合约几乎没有差别。签订一种主销售合约先把双方交易条件定位～而且除非特别～基本上主销售合约是没有时间的。在实际执行交易前再由买方发出一份确认函或者备忘录给卖方确认所有条件符合并生效～卖方即据以装船出货。确认函通常在买方指定收货日前至少二个月前发出～极端的情况至少也必须在装船前收到～否则卖方绝对不会装货出发。也就说一笔现货交易从谈判到交货大约需要三个月的时间。 以上所说的是现货交易的商务行为～但是在操作事务上必须先规划妥当现货与长期合约供货之间的互补的关联性。长期合约供货在LNG接收站的操作者通常会在当年第三季度收集下游用户次年各月的用量～年底前与上游各供应商协商次年各月应运交船货与船期。协商的基础包括:各合约年提量、用户次年各月的需用量、接收站船席、储槽可调度空间、供应者生产端供货能力、LNG船调度、LNG船航程、不同热质参配能力、气化生产排程等等～最后汇编成一全年供应总表～由专人管控每日监视产销储动态。现货必须在上述供需总表内寻求空间排入～或者将供需总表调整出适当空间排入～如是紧急采购现货～除须调整供需总表外～另须与长约供应者协调既定船期提前或延后以让出船席或储放空间～有时候对方基于其操作条件未必同意配合～就必须透过冗长的谈判或与第三者协商让出提货期程或做换货交易。这是一个相当繁重的工作。可见现货交易虽然有临时购买的意味～而实际上仍然是一个有计划或者配合既定计划的采购行为～而其操作则充满灵活性。 三、LNG短期合约与现货交易动机的地域差异性 现货市场的出现～在LNG产业链中有不同的动机。在欧美主要是一种套利与操作行位～在同时进口管道天然气与液化天然气的国家～当管道天然气价格较便宜时联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第98页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 采购管道天然气～而将液化天然气销往高价位市场,当然含供应给急需者,～如果管道天然气价格高时又进口LNG～或者以提高库存量为由搜括现货LNG～制造假性需求～以达到套利与操作的目的。通常贸易商会以FOB方式向生产国采购～以求得转货的灵活性～这些贸易商尤其是生产厂投资的大型油气公司～如BP、美孚和壳牌等等。另外～生产者也可能分为分散市场而将部分产量投入散货市场～以寻求利益～西非阿尔及利亚即为典型,中东的卡塔尔是产LNG大国～该国以便利的地理位臵～以现货在三大洋之间扮演者LNG的转进中枢的角色。 但是也有一些长约用户因为年度用气计划受到相关因素影响～例如日本大阪瓦斯公司曾经在2002年因为用气计划过剩多出7船货气～经买卖双方协议短提～以规避照付不议。基本上这些多出的量时由供应方倒入现货市场而获利。 而LNG长期合约创始的亚洲国家和地区:日本、韩国和中国台湾地区通常是以长约为主～以求稳定供应,以现货为辅～来应付紧急状况或不预期的困难～采购现货却毫无套利可言～完全只为了平顺供需～尤其在供需上出现异常波动时。例如:核能电厂关闭等事件。东亚地区四个LNG长期合约的进口地～日本、韩国、台湾和中国大陆～都有参与LNG现货市场的经验～成为被套利的对象～而且都付出过很惨痛的教训。 四、我国LNG现货贸易发展情况观察分析 我们知道～LNG现货贸易是近几年在国际LNG市场上流行起来的一种贸易方式～和LNG长期贸易的不同之处在于:现货贸易的双方通常先签订一个主合同～将LNG现货贸易的各项通用商务条款锁定～待实际交易发生时再签订一个单船货物补充协议～以进一步确认所交易LNG的价格、数量、供应时间、质量等个性化条款。主合同和单船补充协议一起生效。 据我们所知～2006年6月广东LNG项目投产～但是来自西北大陆架的LNG供应需要经过5年的渐增期～才能达到370万吨的年合同量～目前的LNG供应难以满足广东省快速增长的天然气需求。 2007年上半年广东电力供需紧张～全省用电最高负荷7次创新高。燃油机组装机容量占广东省发电总装机的约三分之一。目前～国际油价在高位运行～燃油电厂面临巨大的成本压力。为保护环境以及满足电力需求～广东省～特别是深圳市～鼓励部分燃油电厂改造为燃气电厂。 为了满足广东省对天然气巨大的市场需求～中国海洋石油总公司与壳牌东方、联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第99页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 苏伊士、道达尔、雪佛龙、三井等公司签署了LNG现货贸易主合同。2007年4,8月～中国海油已经从国际市场采购了4船LNG现货。 中国海油LNG采购将遵循LNG长期合同为基础～中、短期合同为补充～LNG现货为调剂和应急的配臵方针。可以预见我国在未来两年内在LNG现货贸易操作会达到经验曲线的转顺点而在市场上更为活跃。 五、未来世界LNG短期合约与现货交易发展形势研判 根据本中心统计的资料显示～2006年全球LNG的需求量约为1.6亿公吨～短期及现货市场交易量占据16.5%约为2600万公吨～亚洲地区进口商现货交易量约为1350万公吨～其中日本约为500万公吨～韩国约为550万公吨～台湾约有200万公吨～印度约有100万公吨。主要供应商为:埃及约200万公吨～卡塔尔约300万公吨～阿曼约为300万公吨～阿尔及利亚约80万公吨。 亚洲进口国的短期合约也好～现货交易也好～前述的相互传递的风险责任的承担几乎一面倒向买方～所以交易价格要比长期合约价格高出很多～约为长期合约价格的1.5-2倍～然而为求供应稳定付出高价是不得已的。例如:2007年11月日本自大西洋生产地进口的现货价格约在12-15美元/MMBtu之间～而同期日本进口原油均价JCC,日本进口原油综合价格,约为81.16美元/bbl,13美元/MMBtu,～日本的LNG长期合约是与JCC联动的～以次推算同期LNG长约价大约在9-9.2美元/MMBtu之间。 我们预计未来一段时期～散货市场交易量会倍增～价格价格也会朝高价位发展～现货价格与长期合约价格之间差距会随着市场操纵与气源争夺而拉大。尤其在亚洲地区的现货需求的因素并未消失～如核电厂的问题～环境保护及温室气体减量的议题等～在会促进LNG的需求不断成长～中国、印度～以及一些新经济体的加入更增加了亚洲地区的LNG资源争夺。加上全世界新的LNG生产线因技术问题、环保问题、建筑材料大幅度上涨问题～政治因素等原因而延后完成投产,关于这一点我们在前面小节已经有所分析,～造成了LNG僧多粥少的供需不平衡的局面。【TOP】 第二节 国际LNG价格走势及相关影响因素分析 一、LNG的定价机制的演变 国际LNG价格通常以单位热值计价,美元/MMBTU,～LNG贸易价格通常与竞争燃料价格挂钩～并通过定价公式来定期调整。国际LNG贸易区域性较强～分为亚洲、美国和欧洲三个市场～每个市场都有自己的定价方法和特点。下面介绍了这联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第100页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 三个LNG市场的定价方法和特点。 到2003年以前～世界LNG贸易的主要市场在日本、韩国和中国台湾地区。进口LNG贸易基本上是遵循日本模式。经过几十年的演变～LNG进口价格公式从早期单一与原油直接挂钩的公式发展到现在的直线价格公式、S曲线价格公式等。 ,1,早期价格公式 1975-1986年～日本LNG价格与原油价格直接挂钩～按等热值计算～调价公式比较简单。基本形式如下: P,A?P ,1, 原油LNG 式中:P——指LNG 价格～美元/MMBTU,A——指单位换算常数～即:LNG 将美元/桶单位换算为美元/MMBTU～比如当1桶原油高热值取5.81MMBTU时～,为17.2,P——原油价格～美元/桶。 原油 在合同中还规定了公式适用的油价范围～如果油价超出此范围～则另行谈判调整。 ,2,直线价格公式 1986年以来～发展了直线价格公式～LNG价格不再100%与原油价格挂钩～但挂钩幅度通常比较高～公式中的常数部分由谈判确定。基本形式如下: P,A?P，B ,2, 原油LNG 式中:P——LNG指价格～美元/MMBTU, A——指系数～等于与原油挂LNG 钩比例和单位换算的乘积,P——指原油价格～美元/桶,B——指常数～由谈判原油 确定。 在合同中也规定了公式适用的油价范围～如果油价超出此范围～则另行谈判调整。 初期应资源方的要求～为了体现LNG比原油清洁高效的附加价值～日本进口LNG平均到岸价一般比进口原油平均到岸价高 10%，15%。LNG合同金额巨大～因此～如何确定买卖双方均能接受的B值成为谈判的焦点。 ,3,S曲线价格公式 20世纪90年代以来～为了避免国际油价剧烈波动对LNG价格的影响～买卖双方希望LNG价格相对稳定。澳大利亚—日本LNG项目开始采用S曲线价格公式。 P,A?P，B，S ,3, 原油LNG 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第101页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 式中:P——LNG价格～美元/MMBTU,P——日本进口原油平均到岸价～原油LNG 美元/桶,A——系数～同直线公式,B——常数～由谈判确定,S——当油价过高或过低时的曲线部分。 在合同中也规定了公式适用油价范围～如果油价超出此范围～则另行谈判调整。这一价格曲线能有效保护合同各方免受油价高幅震荡带来的影响。按照此公式～当油价过低时～LNG价格高于直线公式价格～保护卖方的利益,当油价过高时～LNG价格低于直线公式价格～保护买方利益,当油价在中间幅度时～LNG 价格等于直线价格公式价格。具体的合同谈判的焦点是油价区段的划分和调价常数的确定。2000年许多欧洲合同也都采用了这个模式。 美国和欧洲的天然气一直以管道气为主～且来源较多～LNG贸易近几年才发展较快～并且已形成了与原来主要在亚洲 LNG市场并列的一个新的LNG国际市场。进几年美国签订了好几个LNG项目～进口来源包括中东、亚洲、南美和加拿大。美国LNG贸易的竞争能源是管道天然气～其价格主要参考该地区的长期管道天然气合同以及Henry Hub短期天然气合同价格。美国短期天然气价格波动频繁～波动幅度较大。 在欧洲～LNG价格通常参考其它竞争燃料价格～例如～低硫民用燃料油、汽油等。在一些新的贸易合同中～也开始引入了其他指数,如电力库指数,～以反映天然气在新领域的竞争。同时～由于短期合同的增长～现货市场天然气价格也成为影响贸易合同价格的主要原因。所以价格相对较低～波动较小。 在亚洲～除部分印尼出口的LNG价格与印尼原油出口价格,ICP,挂钩外～其他LNG多与日本进口原油综合价格,JCC,挂钩。深圳LNG项目也采用了该指数。亚洲LNG价格总体水平偏高。 二、国际石油价格波动对LNG价格的影响 国际上出口国与进口国之间的LNG合同以长期、“照付不议”的合同为主。LNG期货和现货贸易近年来才逐渐增多。该定价机制的主要目标是:为保护买卖双方的利益～使LNG的价格既随着原油的价格波动而调整～又在油价大幅度的剧烈波动时 LNG价格波动范围小一些～相对平稳一些。从历史上的统计数据可以看到这种定价机制达到了预期的效果。 根据我们的观察～LNG到岸价的波动趋势同原油价格波动方向一致～即LNG价格随原油价格波动而波动～且有以下几个特点:一、波动幅度较小,二、LNG价格联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第102页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 升降均有时间滞后,三、1999年以前～LNG 与原油价格互有高低～2003年以后后者一路上扬～一直高于前者。 2000-2005年日本进口原油与LNG的税前,进口税,价格比较可清楚看出下面的价格运动轨迹。2003年以前～LNG的价格跟随原油的价格波动。2004年以后～国际原油价格在波动中大幅上扬根据“S曲线”价格公式和价格上限的限制～LNG价格涨幅较小等热值价格明显低于原油价格。见下面图表9-1～2000-2005年日本进口原油与LNG的税前,进口税,价格比较。 单位: 美元/MMBTU 价格: 美元/MMBtu $12.00 原油价格 现在原油价格比LNG LNG 价格 价格增长更快 $10.00 通常原油价格 和LNG价格走 势基本一致 价格上限和合同“S曲线” $8.00 使天然气比原油价 格低 $6.00 $4.00 时间 Jan 01 Jan 00 Jan 02 Jan 03 Jan 04 Jan 05 形成国际原油价格对LNG价格正相关变动机制的原因主要有以下几点: 首先～天然气和原油都是战略资源～1973年以来～他们的国际市场价格都不是由成本决定的～而是由地缘政治、供需格局等稀缺性因素决定的。但是～石油还是车用燃料汽、柴油、润滑油料和化工产品的主要原料～其替代用途比较多,而天然气用途有局限性～主要是用做燃料～且天然气转化为柴油、汽油、润滑油和化工原料的技术难度和成本比原油大得多。 第二～原油更易于增、减产、运输和储存～可以立即投入和撤离市场～原油产业链发生的沉没成本相对较小～但从井口天然气到LNG～不仅需要投资巨额资金在勘探、开采阶段～且需要花费大量沉没资金在净化、液化、运输等上、中游环节～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第103页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 建造天然气发电厂、输配管网等下游环节～才可以形成比较完善的LNG产业链～这都是一旦发生便形成不能变卖收回的沉没成本。 第三～由于上面第二点的原因～国际原油的现货或期货合约比较短～国际LNG的合约一般是“照付不议”合同～期限达15-20年～厂商不仅需要关心上游市场的货源供给～还需要关心下游市场的消费群体开拓和发展～虽有合约期内的价格波动条款～但是该合约的风险还是比原油风险大得多。80年代美国加州就因“照付不议”合同和下游消费市场没有开拓好～造成天然气销售厂商巨额亏损～申请破产保护。因此～为更好的规避“照付不议”合同包含的风险～需分析各种不同因素对国际LNG市场的影响～积极促进天然气行业及其产业链的发展。 三、近年来国际石油价格上扬对LNG价格的新影响 2004年以来国际原油价格大幅度上扬。2006年7月～国际原油价格曾达到78美元/桶的高位～两年半之中上涨了3倍之多。屡破历史记录。由于国际原油和LNG市场的高度相关性～1986年以来国际LNG市场形成的S曲线定价机制受到了严重冲击。典型的例子是中国与澳大利亚签订的进口370万吨/年LNG、25年照付不议的合同～在2003年签订时2.85美元/MMBTU的价格明显高于其他国家的报价～澳大利亚方面十分满意。而两年之后～LNG价格随着石油价格一路攀升到了6美元/MMBTU,澳大利亚方面觉得吃了亏。于是～在这种新的原油价格格局下～LNG长期合同发生了以下两点变化:一是合同期缩短～二是增加了调整价格的条款。以2005年8月澳大利亚西北大陆架LNG公司与日本签订的大高根块区1000万吨/年合同,6美元/MMBTU,为例～其合同期只有15年～并且增加了每2-3年双方谈判调整一次价格的条款。国际LNG长期合同发生变化目的显然是担心未来出现难以预料的局面～以平衡双方的利益。 四、影响国际LNG市场价格走势的影响 上面我们已经介绍分析了国际原油价格对LNG市场价格走势的影响～据本中心的总结～我们认为还有以下几个方面的影响因素。 首先是国际LNG现货贸易对LNG价格的影响。国际LNG贸易通常是通过“照付不议”的长期合同来进行～基本遵照替代燃料的定价原则。LNG中期贸易,通常指合同期小于10年,和短期贸易,包括互换交易和合同期小于1年的短期交易/现货,主要是为了解决买方的短期需求过量和卖方的短期供应富余问题。世界LNG现货贸易市场自1999年才开始～但直到近两年才迅速发展起来。根据EIA,美国联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第104页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 能源情报署,的统计～在2002年共有32个公司48船次参与现货或互换贸易～贸易量为4000亿立方米～占世界LNG贸易总量的8%～近几年～LNG现货贸易大幅增加～现货贸易占LNG贸易总量的比例从2002年的7.6%增加到2005年的12%。LNG的现货贸易还会继续增长～尤其是在大西洋地区。在未来的几十年内～LNG的现货贸易量有可能达到世界贸易总量的15%~20%。现货贸易量的多少取决于当时市场未承诺的运输能力～以及LNG现货的单位价格。LNG的现货贸易在欧美国家发展比较迅速,但近来亚洲地区也在发展～近年韩国也开始利用中短期合同的现货贸易作为LNG长期贸易的补充～中海油刚刚签订了三个现货合同。20世纪90年代中期～韩国中短期合同量(现货贸易)所占进口合同量的比例曾经达到30%。在实际操作中～LNG购买方往往把中短期合同与长期合同相结合。对于基本LNG需求量采用长期“照付不议”合同形式以保证供应～而对于额外需求或季节调整等需求通过现货贸易来满足～从而降低“照付不议”条款下的气量风险。短期贸易中的液化天然气价格通常是按照买方市场的定价原则定价。即:亚洲购买价格是与JCC,日本进口原油综合价格,挂钩,欧洲购买价格是与其它竞争能源价格挂钩～如:煤、燃料油、轻质油等,美国购买价格则是与Henry Hub天然气现货价格挂钩。但从2003年开始～由于美国Henry Hub天然气现货价格不断上涨～短期贸易资源供应紧张～现货市场价格开始采用美国Henry Hub价格作为标准价格。2003年～韩国从阿尔及利亚购买的现货就是采取此方式。相对于液化天然气长期购销合同价格而言～短期贸易价格更容易受外部因素影响。其影响因素包括:油价、市场供求关系、天气、季节及液化天然气储备情况等。国际LNG现货贸易相对长期“照付不议”合同贸易所承担的风险更大～对现实LNG的供给与需求反应灵敏～随行就市～其价格波动能直接反应到国际LNG长期“照付不议”合同的签订和协商条款上～对国际LNG价格变动具有直接的扩散效应。见下面图表9-2。 其次是天然气陆上管道贸易对LNG贸易和价格的影响。欧美的天然气一直以管道气为主～在中长距离的天然气贸易中有自然垄断性和规模经济效应～成本较低～是国际LNG贸易的主要替代品。欧美进口LNG可以弥补管道天然气不足～调节天然气季节性波动对需求带来的压力。管道天然气价格通过长期的“照付不议”合同来确定气源和价格～定价方式和国际LNG贸易基本相似。在国际市场对LNG需求量确定的条件下～天然气管道贸易与国际LNG贸易具有此消彼长的关系。管道天然联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第105页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 气价格越低～国际LNG价格也会随之下降,管道天然气价格提高～国际LNG价格也会水涨船高～两者之间存在一定的正方向变动的关系～见下面图表9-2。 图表9-2:各种天然气贸易方式及其变动因素的比较 变动因素 对原油的现货对市场价格风险大小 价格波动 贸易方式 反应速度 的反应程度 国际LNG贸易,长期, 中等 中等 中等 中等 国际管道天然气贸易 最慢 最不灵敏 最小 最小 国际LNG现货贸易 最快 最灵敏 最大 最大 另外～在石油、天然气这个最关键的战略物资的利益博弈上的国际关系格局正在重组。俄罗斯等国已经在酝酿成立一个类似石油输出国组织,OECD,的“天然气输出国组织”旨在协调和保护这些国家的利益。而美国、中国、日本等几个世界最大的石油和天然气进口国～也正在由迄今以来相互争夺而开始走向为共同利益而联合、协调。随后～这几个国家的能源部长在北京签署了联合声明,这必将对油价产生深远的影响。加上近年油价高涨所推动的油气勘探、开采热潮～推动了对替代产品的投资～促进了可再生能源和新能源科技的快速发展～各国进一步推广节约能源的政策实施等长期影响因素,更不用说错综复杂、变幻莫测的国际政治风云对油价产生巨大冲击。总之～由于受到国际、国内很多政治、经济、文化、资源、环境等因素影响～将越来越难准确预测未来原油和LNG价格准确走势。 【TOP】 第三节 国际LNG下游供气成本控制及价格策略 一、LNG产业链下游各环节对供气成本构成分析 LNG项目的天然气供气成本构成主要由天然气的开采费用、净化液化费用、运输费用以及接收再气化等费用构成。因资源状况、运距等具体情况各不相同～各项费用所占比例变化范围很大。 首先分析一下LNG开采和净、液化环节费用及其与国际市场FOB价格的关系。国际市场上LNG价格～不论是长期合同价还是现货或期货价～都是指LNG的离岸价(FOB)。FOB价由天然气的开采费用以及净化液化费用加上资源国家征收的税赋和公司的利润构成。天然气的开采费用随气田情况差异很大。随着竞争性技术的引进～天然气的净化和液化费用在1993，2003的1O年间～已经降低35%，5O%。但是LNG的FOB价格与国际原油价格一样～随国际地缘政治、经贸、气象等因素而变化。LNG的净化和液化费用相对稳定～变的是开发商的利润和产气国的税收。 其次是LNG的运输费用主要包括LNG运输船的折旧费用、燃料费用以及管理和联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第106页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 人员费用。随着LNG贸易的发展～LNG的运输费用降低了40%。13.8万吨级的专用船1995年造价为2.8亿美元～到2003年降到1.5，1.6亿美元。LNG运输船设计年限一般为20年～如果船舶在运营期间无重大故障发生～即使航行40年也属正常～所以LNG运输船的折旧费用在不断下降。2003年以包租船运合同方式进口LNG的运输费 3大约0.6$/MMBtu～相当于0.16元/m左右。其中折旧费、燃料费和管理费所占比重大致为3-4:2-3:3-4。这个比例～显然随造船费用的高低、运输距离远近、燃料价格涨落而不同。但是可以判断～随LNG的FOB价格升高而升高的燃料费用不会对运输费用产生太大的影响。 第三点是接收站和气化管输费用的成本主要包括接收站和管道设施的折旧成本、再气化成本及人工管理费。一个几百万吨/年的进口LNG项目工程站线总投资需要几十亿元人民币。折旧期按20年算～分摊到向下游供应的天然气上～相当于 30.04-0.08元人民币/m天然气。而汽化和输送的能耗费用、管理费用和财务费用～则与汽化方案～公司的运营管理水平等因素密切相关。在采用传统的海水/加热炉补 3充燃料加热汽化方案的情况下～这两笔费用总计约在0.3元/m或稍多一点。 第四点是LNG在气化的过程中可以释放约860，830kJ/kg的冷能。充分利用这些冷能～可以节省大笔电耗费用。LNG冷能的利用范围很广～但会受到接受站附近用户市场的制约。具体的利用方案和利用效率不同～可产生的经济效益也不同。从-150多?到常温的LNG的冷能的价值按当量电价计算约为420元/吨。充分利用冷能 3将有0.3元/m的经济效益～从而抵消LNG的汽化费用。即使冷能利用效率只有50%～降低汽化费用的经济效益也是很可观的。 + 第五点是～根据LNG中乙烷、丙烷、丁烷等重烃类(C轻烃)含量的高低～LNG2 +可分为湿气和干气～含C轻烃重量分数在10%以上的～可以看作为湿气。LNG湿2 +气的热值高于干气～天然气工业的发展要求建立统一的热值标准～将湿气中的C2轻烃分离出来是一种非常经济、有效的热值调整方法。同时～轻烃是一种非常优质的化工原料～可生产高附加值的化工产品。所以利用LNG的冷量地成本地分离出其 +中的C轻烃～不仅可以调节LNG的热值～使之与管道天然气相匹配～还可以代替2 石脑油等重组分作为生产乙烯的原料～降低乙烯工业的成本～从而产生可观的经济 +效益。按照近年来沙特C、C合同价与LNG的差价～当C轻烃重量分数在15%时～342 每分离出1吨C2+轻烃用做乙烯原料～扣除分离设施投资和运行费用～净收益约150联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第107页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 3+元左右,可降低下游供气成本0.09—0.10元/m。C含量越高～这个效益越大。可2 见从湿气中分离轻烃将会在很大程度上降低LNG项目下游供气的成本。 最后分析液态LNG罐箱运输费用对LNG销售成本的影响。低温液化后的天然气在常压下体积缩小625倍～槽罐内液体的温度为,162?～通过低温绝热技术～运输期间液体的挥发量很小～如果采用LNG发动机～挥发部分正好用做燃料。每100公 3里运输的燃料费约为0.03元人民币/m天然气。这种运输方式节省了管网的投资和运行费用～但是需要罐箱运输车—汽化站的投资和运行费用。两种运输方式随距离远近、持续时间长短而各有优势,在研究具体的市场开拓计划时～须深入具体比较评价。 综上所述～以LNG的FOB价4美元/MMBTU为例～按美元汇率8.0折算为1597元 3/吨～1.16元/m～加上船运的成本0.16、气化、接收站和管道的投资折旧和管理费 3330.35元/m～LNG项目公司的利润0.11元/m～则下游供气门站价为1.78元/m。即离 3岸后的下游环节成本增加为0.62元/m。必须说明～目前国家扶持LNG项目～进口的材料和设备免关税、增值税～LNG免进口关税～而且由获利年度起所得税实行两免三减～因此未列入税收成本。这样～下游环节成本在门站价中的分数为0.62/1.78=0.35。 如果LNG的FOB价随石油价格上涨到6美元/MMBTU～涨幅为50%。美元汇率 33仍按8.0折算～则合人民币为1.747元/m。如果下游环节成本保持不变为0.62元/m～ 3那么门站价将变为2.37元/m～即涨幅约为33%～远小于FOB价的涨幅。但此时下游环节成本在门站价中的分数已经减小为0.62/2.37=0.26,按照上述下游环节成本分 3析～1)船运成本因燃料LNG的FOB价格上涨50%增加50%～即增加0.016元/m～其余部分保持不变,2)气化成本可以由于采用LNG冷能回收利用而由正值变为负值, 3冷能利用效益0.10元/m的效果是不难达到的。这样～下游环节成本可以降低0.084 333元/m～变为0.536元/m～门站价为2.286元/m。下游环节成本在门站价中的分数变为0.536/2.286=0.23。如果能够进一步采用LNG冷能分离其中的C2+轻烃措施～下游供气成本还有进一步降低的空间。 以上分析可以得出的结论是:1、下游环节成本相对稳定～不随着FOB价格上涨而增加～所以门站价上涨的幅度恒小于FOB价上涨的幅度。2、LNG 冷能利用和湿气中所含轻烃的分离～有助于进一步降低下游环节成本。 二、LNG项目下游市场用户的定价策略研究 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第108页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 与其他国家一样～中国加速天然气的开发利用主要是优化能源结构以提高能效和环境的迫切需要。LNG项目要求与对下游市场签订照付不议合同～主要通过气化后管道运输～对产品的转售有严格限制。LNG下游用户市场定价以实现企业和社会效益最大化为目标～可以归纳为下列四个原则: 1、成本核算原则:供气成本高～价格也高,2、资源利用效率原则:高效用气用户优先、低价供应(社会效益原则),3、替代物的价格决定的承受能力原则:例如～以天然气替代高价的柴油、轻烃等的用户～可以承受较高的价格～直接替代低价的煤的反之,4、市场开拓导向原则:对天然气价格十分敏感的潜在的大用户～以“薄利多销”策略加速市场开拓。 根据中国今后一段时期LNG下游消费市场的需求曲线分析～可以把消费者划分为以下群体:联合循环电站用户、城市民用燃气用户、规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户、炼油、石化等工业燃料用户、制氢和化工原料用户、车用燃料(LNG/CNG加气站)用户、车载罐箱运输的LNG所拓展的各种网外天然气用户。下面我们将按照上述四原则对不同的LNG消费市场应取的定价策略进行分析。 首先对于联合循环电站用户而言～此类用户直接由LNG接受站供气～其价格成本包括门站价加连接管线、调压设施的折旧费用加管理费和毛利。在LNG项目初期～联合循环电站用户承担着保证到岸的LNG能按照“照付不议”合同稳定消费的重要作用,由于用气规模大而稳定～管道输送成本低～主要替代低价的煤炭发电和水电～竞争力不强～因而对LNG的价格承受能力较低。按照所有1、2、3、4原则～都应当使其享受尽可能的低价～以LNG接受站保本为最低限。 由于目前中国天然气与煤的等热值比价已经达到2.5—3.0的高位～天然气发电不可能大规模发展～所以只能LNG项目启动初期占下游用户的较大比例～发挥较大的市场先驱作用。只依靠低价售气给发电项目～LNG项目也是难以回收建设投资的。此外～天然气电厂一般只能作为调峰电站～受到电网负荷和变化需求的限制。随着LNG项目下游市场的逐步开拓～其用气所占比例将逐步缩小。 其次对于城市民(商)用燃气用户来说～此类用户的主要是城市居民和旅店、餐馆等商业用户～主要用于炊事、洗浴热水。特点是:一、消费量相对较小～占其成本比例很小,二、用户十分分散～要求天然气输送管道逐级降压、调配～燃气公司的投资折旧和管理财务成本较高,三、天然气用做低温加热～属于高能低用～资源联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第109页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 利用效率较低～四、在没有管网的城市～天然气主要替代昂贵的LPG～价格承受能力较强,五、城市燃气公司多已经拥有了一定规模的用户～LNG到岸后市场会有扩大～但总量有限～不可能成为市场开拓的主力。这些特点都决定～城市民(商)用燃气用户价格宜较高,也应当是项目早期投资回收的主要来源。 另一方面～天然气又是居民基本生活所需,定价必须考虑居民中贫困人口的负担能力。解决这一问题～可以采用按量累计计价的方法:保证最低生活需要的燃气价格较低～超过这一基量的部分～累计加价。或者对低保户给以补贴。 第三是对规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户来说～分布式能源系统(DES)是在有限区域内采用冷热电三联供(Combined Cold Heat and Power～简称CCHP)技术通过管网和电缆向用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调用冷冻水服务的综合能源供应系统,所以总称“冷热电联供,DES/CCHP”。分布式能源有两大优势:一、是天然气发电后余热梯级利用于吸收制冷、蒸汽和热水直接供给用户～因而能源利用效率可以高达70%到90%,使发电成本降低、经济性大大提高。二、是发电在10kV电压下就地直供～避免了升降压和远程传输的设备投资的电力损失以及运营费用～降低了终端供电成本,因而是效率最高的天然气能源利用途径。 适合于在中国推广应用的分布式冷热电三联供能源系统(DES/CCHP有满足城市商住建筑群用能需求和满足工业和工业园区对电、蒸汽、热水和冷负荷需求的两大类。它们将是天然气下游最大的市场用户。因为相对于现有的城市以电为主的能源供应系统～相对于现有电、热(蒸汽)和冷分别转换和供应的工业能源系统～DES/CCHP都因其高效和直供而有很好的经济效益。这是因为它替代的是电或低效率利用的天然气或重油。 为了使这个用户市场尽快地发展壮大～燃气公司应当用“薄利多销”、“放水养鱼”的策略～运用上述所有四条原则～给以尽可能优惠的燃气价格,让DES/CCHP项目能够使所有用户获得廉价能源供应的实惠的同时～也让投资者能够在8-10年回收投资。这实际上是天然气下游利用市场迅速扩大的关键。也是LNG项目公司和城市燃气公司的投资能够在合理的时期内回收的关键。因为下游用户总量扩展越快、量越大～项目的总收益才能越大。指望从单位数量的天然气销售获得最大的利润只能使各种潜在用户望而却步～市场狭小难以扩展～因而总利润空间受限。 此外～具有一定规模的DES/CCHP用户～将直接从高压干管引数量较大的天联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第110页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 然气～因而供气成本低,这也给以低气价创造了条件。这也是尽快提高LNG的消费量～降低“照付不议”合同对买方的风险～使进口LNG项目和国内LNG项目能够走规模经济的快速发展之路。 第四是对于炼油和石化企业燃料和制氢原料用户而言～对于这类工业用户消费者～天然气是其生产的制氢原料和燃料～所替代的是其目前在用的、使用价值更高、因而市场价格也较高的重油或轻烃。所以它们对天然气价格的承受能力比联合循环电站高。从社会效益来看～由于节省的是进口的石油的加工产品和可进一步加工的化工原料～有利于资源的节约和综合、循环利用～有利于减少对国际原油的过度依赖～提高中国的能源安全。所以～根据原则1计算它的成本价也较低,根据原则2、3应给予较低价格,根据原则4～其价格可以参照所替代的炼厂饱和轻烃的市场价位～略有降低～以鼓励大量采用。 车用燃料(LNG/CNG加气站)～此类用户直接消费提高汽车罐箱运输供应的LNG～替代的是大量柴油和部分汽油～对LNG价格的承受能力很强。这是因为汽柴油的价格远高于LNG的价格。不过按照广义的成本计价原则～必须考虑到LNG车辆(LNGV)需要开发一个完整的产业链来支撑,这包括购臵新的LNG发动机(或改装CNG发动机)～加装LNG/CNG燃料箱～建设加气站～投资车载罐箱运输公司车队等等。因此～LNG项目公司或燃气公司出售LNG燃料的价格～还必须给罐箱运输公司、加气站、汽车改装业主等留下合理的投资回收和利润空间,并不是可以随意卖高价的。 最后是车载罐箱运输的LNG所拓展的网外气化站用户～这包括除天然气联合循环发电站之外的所有各类用户。他们的定价机制同上面的分析是一样的。只是从车载罐箱运输LNG到汽化站出口管线这一段的投资折旧和运营费用～会与接受站汽化后通过干线管网到各个门站的投资折旧和运营费用有所不同。按照实际情况做出技术经济分析测算～就可以确定具体价格。 必须指出的是～车载罐箱运输的LNG所拓展的网外气化站用户～是LNG接受站项目的一个不可忽视的重要的下游市场。到目前为止～中国已经有了世界上最大的陆上LNG车载罐箱运输市场。在幅员辽阔的中国大地上～已经有多个天然气液化工厂～多家车载LNG罐箱运输公司～上百个LNG汽化站在运行。离沿海地区几百公里范围内～这种模式是沿海进口LNG项目不断开拓市场～管网扩大和延伸的联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第111页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 开拓者和先锋队。也可能是与管输方式长期并存互补的姐妹市场。因此～LNG接受站公司向罐箱运输公司出售LNG的价格～应当在很大程度上考虑市场开拓因素,分利给这些下游公司～实现双赢。 【TOP】 第四节 LNG冷能回收及综合利用技术分析 我们知道～液化天然气是将天然气经过脱水、脱酸、去除重烃后降温液化成低温液体,常压下饱和温度约为-162?,～主要成分为甲烷。使用时～LNG需重新转化为常温气体～温度由-162?复温至常温～大量的可用冷能释放出来～其值大约是837kJ/kg LNG。1吨LNG经换热重新气化在理论上可利用的冷量约为250kW.h。对于一座年接收能力为300万吨LNG的接收终端～年可利用冷能达7.5亿kW.h。 一、轻烃回收 我们知道～进口液化天然气成分主要以甲烷为主～同时含摩尔分数5%-10%左右的C2-C3烃和极少量C4烃。随着我国大量进口LNG～应用LNG轻烃分离技术能够 调整热值～有利于统一国内各种气源的热值～建立统一的天然气质量标准。同时C2+轻烃是高附加值的产品～可作多种用途。根据LNG组分的分析～可以从C2+提取出大量的LPG,丙烷和丁烷～供应本地市场,另一方面C2+含有大量的C2、C3烷烃和主要由C3、C4构成的凝析油～都是乙烯工业的极好原料。乙烯工业是石油化工的龙头～是衡量一个国家石化工业发展的重要标志。研究表明～LNG的冷能用于C2+分离、和裂解制乙烯装臵中的裂解产物深冷分离～是LNG冷量利用的最佳途径。 在我国的LNG接收站将其中的C2+分离出来～就地或者在附近建厂生产乙烯。将LNG冷能用于分离湿气中的C2+和分离裂解产物中的乙烯、丙烯～或将LNG深冷用于乙烯裂解装臵的深冷部分～替代部分乙冷和丙冷压缩机的能耗～可把天然气液化耗费的大量冷能最充分地加以利用～比国内原有的以石脑油和更重的 原料生产乙烯的成本低得多。但有一系列的系统技术问题需要研究～例如包括冷能利用、轻烃分离和乙烯裂解以后的分离装臵之间的集成、LNG接收站与分离装臵、乙烯裂解装臵的投资主体等。 二、低温联合发电 低温联合发电是目前LNG冷能回收利用的重要方式～技术较为成熟。这包括以下几个方面:天然气直接膨胀发电～朗肯循环发电～和LNG燃气轮机冷量综合利用发电。其中～天然气直接膨胀发电循环过程简单～所需设备少～但是LNG的低温冷能没有充分利用～1吨LNG的发电量约为20KW.h左右。 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第112页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 LNG燃气轮机冷量综合利用发电是一种新型发电技术～天然气燃烧驱动燃气透平发电～燃气透平排出的大量高温废气进入余热锅炉回收热量～产生蒸汽驱动蒸汽透平发电。该循环热效率高达55%～而蒸汽轮机和燃气轮机发电的效率则仅分别为38%-41%和35%。现可将轻烃分离出的乙烷作为入口燃气供给燃气轮机发电～综合利用LNG冷量与燃气轮机联合循环中的废热～可以有效提高燃气轮机联合循环整个系统的热效率～降低了燃气发电的成本。其中LNG冷能主要的可利用方式为:?燃气轮机入口空气的冷却～?蒸汽余热汽化LNG～?蒸汽余热作为分离塔再沸器的热源。 三、液化空气及干冰生产 我们知道～空分工厂在制造液氮、液氧和液氩时～通常低温环境由电力驱动的机械制冷产生～液化1m3空气大约需要1766kJ的冷能～产生这些冷能需要大量的电力。空分装臵中利用LNG冷能是技术上最合理的方式～利用LNG汽化时提供的冷能来冷却空气～不但使所需能耗大幅度降低～而且使空分系统的流程简化～设备减少。 利用LNG的冷能～很容易获得冷却和液化CO2所需要的低温。与传统的CO2液化工艺相比～制冷设备的负荷大为减少～电耗也降为原来的30%~40%。 四、LNG汽车冷能回收 LNG汽车除了可以为普通汽车夏季提供冷量用与空调外～还可以将气冷量进行回收用于低温冷藏。按冷藏车每小时消耗12，15kgLNG算～其制冷能力为2.8kW～足以提供将预冷后的货物进行中短途的冷藏运输。这样既省去了车载制冷设备的安装～保护了大气臭氧层～又有效地消除了机械制冷的噪声污染～彻底实现了“绿色公交”的环保理念。世界上首台LNG低温冷藏车于1997年由德国梅赛尔公司制造完成。我国有关研究单位已经提出了LNG汽车冷能利用的具体技术措施～只是目前在国内还缺少应用实例。 五、LNG汽车空调及其他LNG冷能回收方式 我们知道～LNG汽车主要是指LNG小轿车、LNG公交车和LNG重型卡车～这些LNG汽车空调面临着主要的关键技术是大温差换热、供冷调节。另外～其他的LNG冷能回收方式还有:区域冷、热、电联供～低温冷库与食品冷冻～蓄冷～低温破碎与粉碎等。 其中～LNG冷能低温破碎是利用液态氮可以在低温下破碎一些在常温下难以破碎的物质～与常温破碎相比～它能把物质破碎成极小的微粒～这些微粒可以被分离～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第113页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 这种方法不存在微粒爆炸和气味污染～通过选择不同的低温可以有选择性地破碎具有复杂成分的混合物。因此这种方法在资源回收、物质分离、精细破碎等方面有着极好的前景。 六、我国LNG冷能回收及综合利用案例分析 下面我们以中国石油唐山LNG项目为例进行分析。唐山LNG项目是继深圳大鹏、福建莆田、浙江宁波、珠海、海南、上海、江苏、大连等接收站后的国家重要战略发展项目～地处唐山曹妃甸国家级循环经济工业园区西南角。是中油公司规划的中华北地区京唐津渝天然气干线管网的重要补充气源。接收站一期工程的预计规 4 44 模为350×10t/a LNG～二期工程规模为650×10t/a～总共达到1000×10t/a LNG。与已经建成和正在规划的各个LNG接收站相比～唐山LNG接收站项目具有发展LNG冷能利用产业链与下游能源、化工产业一体化相互集成优化的较大优势。 据我们所知～唐山一期350万吨/年LNG项目利用冷量70余MW。占冷能总量的70%。其中～通过冷媒循环系统向下游5万吨/年的橡胶深冷粉碎、30万吨/年的干冰制备、2万吨-15?和-45?的冷库项目梯级供冷30余MW,还有直接以 33LNG提供的冷量～用于6.2万Nm/h空气分离～和70000万Nm/年油田伴生气轻烃分离。产品包括液态氧、氮、氩共近50万吨/年～气态氧、氮约14万吨/年～从 +油田伴生气中分离C轻烃35.6万吨/年用于生产乙烯～低压天然气37.4万吨/年。2 空分的产品用于1000万吨/年炼油和100万吨/年乙烯装臵的煤富氧气化、变换制氢～以及油田注氮、CO等。接收站自身的直接经济效益为2.61亿元/年,平均每吨LNG2 冷能收益80多元。包括上缴税金和节省SCV燃料、新鲜水和海水泵电耗等～总经济效益4亿元/年。与常规接收站的比较见下表9-3。各冷能下游用户得以用比传统耗电制冷低的价格购入LNG冷能～因而都有高于15%的内部收益率。 图表9-3:某大型LNG接收站冷能利用的经济效益比较 项目 接收站,用冷能, 接收站,不用冷能, 税后利润 61630.37 36744 营业税金及附加 1961.30 1614 所得税 20543.46 12248 增值税 19612.97 16136 15.53%,税前, 10.00,,税前, 投资财务内部收益率 12.25,,税后, 8.78,,税后, 在该项目中～冷媒循环系统是联结LNG接收站和曹妃甸冷工业用户的纽带～实现LNG气化冷能的科学、梯级利用的关键。也是提供冷源保障～开始招商引资～联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第114页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 并逐步扩展冷能用户、最终形成冷产业链的基本条件。轻烃分离系统是LNG接收站、南堡油田和乙烯工程三家单位发展能流循环和物流循环经济的典范。大规模空分系统则是LNG冷能的典型和基本用户～在中国的资源条件下～是LNG冷能的无限广阔的下游市场。 当唐山LNG接收站远期规模达到1000万t/a时～随着曹妃甸开发区首钢和各种重化工业也将逐步扩大～冷能产业链也将逐步扩展。空分规模可能达到10-15万 33Nm/h,伴生气可达10-15亿m/a,下游冷产业链各项目的规模也将大大扩展～特别是以乙烯工业和合成气为龙头的有机化工产业～都是LNG 冷能的巨大市场。所以～曹妃甸循环经济工业区的区位优势～提供了中国大规模LNG冷能充分利用示范项目的极好机会。 【TOP】 第五节 新疆广汇LNG业务分析 一、新疆广汇LNG业务优势总结 我们知道～进军LNG产业必须有两个前提～一是获得天然气气源～二是具备运输能力。新疆广汇凭借政策优势和政府支持获得了气源～凭借集团支持和巨额投资,一期投资近13亿元,具备了运输能力～现已成为国内最大的LNG供应商～产品供不应求。 广汇股份LNG子公司与“中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司”在2003年11月14日签订了《天然气买卖合同》～合同约定了连续15年～5.2亿立方米的天然气供给合同,量照付不议,～价格则执行国家发展与改革委员会、中国石油天然气股份有限公司有关文件公布的天然气价格～实际执行价格在《年度天然气买卖合同》中明确,可以动态随国家政策调整,～目前为0.616元/立方米。 LNG运输车辆现在大多采用奔驰公司的平板车～单价也近80万元。每台车配一个罐式集装箱的价格在150万元左右～广汇股份现有500台车～以每个罐式集装箱,容积2.6万立方米,装2.5万立方米、每辆车平均周转天数为9天、每年运输360天计算～500台车能满足每年5亿立方米的运输要求。同时随着下游客户自提货的比例逐渐增加～我们预计公司LNG产品的运输基本不存在问题。 二、新疆广汇天然气盈利模式研究 新疆广汇股份公司的LNG业务有两个环节:,1,液化处理～使原料天然气变成LNG～获取增值利润,这是该公司的核心利润来源。,2,运输～通过降低运输成本～在原来持平的基础上获得一定的收益。目前该公司有让客户自行运输或寻找联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第115页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 第三方物流的经营思路。目前该公司的LNG产品的定价采取的是出厂价，运输成本的方式～从而保障新疆广汇公司的利益。见下面图表9-4～新疆广汇股份公司液化天然气盈利模式示意图。 图表9-4:新疆广汇股份公司液化天然气盈利模式示意图 三、几年来新疆广汇LNG生产情况估算 目前新疆广汇公司气头价格约0.616元/立方米～随着制造的边际成本的下降～LNG主营成本约0.85元/立方米～而广汇公司目前的出气量已经达到140万立方米/日的水平～广汇公司的LNG出厂价约1.5元/立方米。由于LNG行业供不应求的因素～广汇公司在价格上的谈判非常强～下游格格涨幅大于上游涨幅。见下面图表9-5～近年来新疆广汇公司LNG生产情况估算。 图表9-5:近年来新疆广汇公司LNG生产情况估算统计表 目前新疆广汇公司一期的客户已经遍布全国。广汇液化天然气工程已在福建、广东、湖南、新疆以及甘肃、江苏等地区与当地政府和相关企业达成了商务合作和供气协议～实施气化站和供气管网的建设。2006年初已建成7个LNG卫星站～有31家75个LNG接收站正式接气～每日150万方产量的“照付不议”销售合同已全部签订完毕。由于国内能源短缺～有意向的需求已达日处理600万方以上。 四、新疆广汇二期LNG项目建设情况及影响分析 新疆广汇公司二期 LNG项目计划投资25亿元～项目建设期1年零8个月～形成日处理300万立方米天然气液化生产能力～两期合计广汇的天然气液化处理能力将达到450万气立方米/日。二期项目将主要面对河西走廊、中部地区的中小城市～其联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第116页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com 天然气市场分析报告 中市场分布主要集中在出租车、公交车。 毫无疑问～在LNG资源紧缺的背景下～新疆广汇公司二期项目的商业化运作将迅速提升该公司的盈利能力。另外～由于公司一期项目的经验～以及公司强大的运输能力～二期项目在运输车辆上的投资将大大减少～从而降低整个项目的投资成本。最后一点是根据国家对能源行业政策～外资不能在能源类公司的持股比例超过25%～目前～新桥子公司Greenway Energy Limited,以下简称“新桥能源”,在广汇LNG公司上的股权为24.99%。我们预计未能获得控股权的新桥能源有可能从LNG公司中退出。 【TOP】 联系资料 特殊声明 中心地址 北京市朝阳区裕民东里甲1号 这份调研分析报告是由本中心研究部撰写～ 100029 旨在提供给本中心的特定客户及专业人士～邮政编码 报告版权仅为我中心所有～未经本中心书面联系电话 ,8610,62028711 许可～任何机构和个人不得以任何形式翻版、office@uutome.com 电子邮箱 复制和发布～违者必究。 www.uutome.com/cn 中心网址 联系电话:(8610)62028711 E-mail:huajingtz@163.com 第117页，共116页。 图文传真:(8610)62028637 网 址:www.uutome.com