制約中國頁巖氣開發(fā)的瓶頸主要是基礎(chǔ)設(shè)施落后，在涪陵開發(fā)頁巖氣要從擴建道路、加固橋梁、建設(shè)工棚開始；為了壓裂，還有建設(shè)引水工程；為了保障供電，需要完善電網(wǎng)設(shè)施；但最大的瓶頸是天然氣的輸出。中國的天然氣管網(wǎng)都是企業(yè)自備管網(wǎng)，基本都是根據(jù)企業(yè)已發(fā)現(xiàn)資源和下游市場匹配建設(shè)的，大多都沒有面向市場的余量，在新資源進(jìn)入市場時，輸送就成為瓶頸，加之管道都是一兩個企業(yè)壟斷，且相互壁壘，嚴(yán)重制約了天然氣工業(yè)的發(fā)展，更制約了天然氣市場化的進(jìn)程。但是，隨著基礎(chǔ)設(shè)施不斷建設(shè)完善，中國油氣市場化改革不斷推進(jìn)，這些問題都可以迎刃而解。

四川盆地及周緣包括四川、重慶、湘鄂西和云貴北部，是我國海相頁巖氣富集區(qū)，頁巖氣地質(zhì)資源量65萬億方以上，可采資源量10萬億方以上。這一地區(qū)有12個頁巖氣層段，已取得頁巖氣工業(yè)氣流的含氣層段有6個，其中龍馬溪組中石油在四川長寧地區(qū)、中石化在重慶涪陵地區(qū)已經(jīng)取得了突破。根據(jù)有關(guān)專家建議，如果繼續(xù)動用龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖層面積2萬平方公里，從2014年起以平均每年鉆井1000口滾動勘探開發(fā)，按單井日產(chǎn)氣6萬方計算，到2020年完鉆約5000口井，2020年頁巖氣年產(chǎn)能可達(dá)1000億方。以后每年鉆遞補井?dāng)?shù)百口，可實現(xiàn)維持穩(wěn)產(chǎn)20年。

中石化在頁巖氣上取得的成功是解放思想的成就，在中國工程院一群院士上書認(rèn)為中國頁巖氣資源差，產(chǎn)量難以突破的氛圍之下，并在安徽貴州兩次鉆探未能取得工業(yè)氣流的壓力下，堅持不懈，敢于創(chuàng)新，勇于擔(dān)待，急國家所急，想人民所想，繼承老一代石油人“獨立自主，奮發(fā)圖強”的光榮傳統(tǒng)，最終獲得戰(zhàn)略性大突破。今天，中國要實現(xiàn)能源獨立自主，需要進(jìn)一步解放思想，需要堅持改革開放，需要鼓勵更多的各種所有制企業(yè)參與開發(fā)、參與投資、參與創(chuàng)新。在涪陵頁巖氣突破中，中石化南方勘探公司總經(jīng)理郭旭升在普光、元壩和涪陵頁巖氣的開發(fā)中都起到關(guān)鍵性作用。同時與知人善任的傅成玉董事長，對他們在頁巖氣開發(fā)上的堅決支持也是密不可分。傅總當(dāng)年帶領(lǐng)中海油收購優(yōu)尼科，就是一種思維創(chuàng)新。盡管因受到美國政府和國會的阻礙而功虧一簣，但是，全世界因此了解了中海油，中國企業(yè)也因為中海油的“亮劍”而深受鼓舞，積極走向世界，融入全球化的浪潮之中。中石化在涪陵頁巖氣成功的關(guān)鍵是創(chuàng)新型思維和對國家民族的責(zé)任意識，我們相信中石油也絕不會落后。中石油在四川盆地及周緣地區(qū)擁有最優(yōu)質(zhì)的儲量區(qū)塊，擁有最優(yōu)秀的人才和技術(shù)資源，擁有最先進(jìn)的裝備，和具有鐵人精神最能吃苦耐勞的石油工人，沒有任何道理可以認(rèn)為，中石化能出氣，中石油就不行。

在國家十三五規(guī)劃制定中，我們有沒有可能將頁巖氣產(chǎn)量1000億方產(chǎn)能作為一個新的戰(zhàn)略目標(biāo)？資源是支撐的，技術(shù)工藝已經(jīng)基本掌握，裝備制造全球都用中國的，沒有人對中國封鎖技術(shù)，全世界的油服公司都渴望參與其中。中國不僅重慶有頁巖氣，四川、鄂爾多斯盆地、新疆、華北和中原地區(qū)都有資源稟賦，實現(xiàn)1000億頁巖氣產(chǎn)能，關(guān)鍵是能不能吸引和鼓勵更多的資金投入，通過市場競爭降低工程造價和提高資源開發(fā)效率，通過開放來激勵創(chuàng)新，而一切的一切是改革，是體制革命。

中國能源界能不能參照改革開放時深圳特區(qū)的成功經(jīng)驗，在四川盆地有利區(qū)塊設(shè)立國家級的“四川盆地頁巖氣開發(fā)綜合實驗區(qū)”，為頁巖氣開發(fā)摸索新模式、新機制、新規(guī)則，先行先試，建立國家級的頁巖氣開發(fā)綜合實驗區(qū)。推動頁巖氣開發(fā)，完善對資源、環(huán)境、安全的監(jiān)管，促進(jìn)相關(guān)財稅、融資、市場創(chuàng)新，提供新技術(shù)、新裝備、新機制應(yīng)用平臺，為我國油氣改革開路試點。

在四川盆地頁巖氣開發(fā)綜合實驗區(qū)中，進(jìn)一步開放市場，鼓勵各種所有制企業(yè)參與開發(fā)和競爭，培育“鯰魚效應(yīng)”，對控制大量優(yōu)質(zhì)資源的央企形成必要的競爭壓力，促進(jìn)他們在優(yōu)質(zhì)區(qū)塊內(nèi)加大勘探開發(fā)力度，鼓勵他們通過“混合所有制”吸收更多的非油氣業(yè)務(wù)央企、地方國企、民營企業(yè)和外資企業(yè)參與開發(fā)投資。在技術(shù)作業(yè)服務(wù)上形成全面競爭，完善市場化競爭和資源優(yōu)化配套機制。從他們未能依法完成勘探開放投入的區(qū)塊中，選擇2～3萬平方公里優(yōu)質(zhì)區(qū)塊重新招標(biāo)，吸引國內(nèi)外新興市場化主體參與，引導(dǎo)創(chuàng)建新型混合所有制企業(yè)，靠市場優(yōu)化資源配置，優(yōu)勝劣汰降低開發(fā)成本。從而培植我國的新興非常規(guī)油氣勘探開發(fā)產(chǎn)業(yè)和油氣田工程技術(shù)服務(wù)產(chǎn)業(yè)，增加就業(yè)，創(chuàng)造稅收，振興國民經(jīng)濟發(fā)展。

煤制氣——利用方式大轉(zhuǎn)型

2013年12月10日，中國石油天然氣股份有限公司與大唐國際發(fā)電股份有限公司在北京簽署了“煤制天然氣購銷協(xié)議”，輸送和銷售大唐國際投資257.1億元建設(shè)的克什克騰旗煤制天然氣。根據(jù)協(xié)議，預(yù)計從當(dāng)年12月起，該項目將內(nèi)蒙古當(dāng)?shù)刎S富的褐煤轉(zhuǎn)換制成甲烷含量超過95%的煤制天然氣，以每天400萬方的產(chǎn)量向北京市供氣。盡管該項目曾因氣化爐對煤質(zhì)不適應(yīng)，出現(xiàn)氣化爐內(nèi)壁腐蝕及內(nèi)夾套減薄等問題導(dǎo)致停產(chǎn)，但在全國各地專家聯(lián)合診斷攻關(guān)和檢修改進(jìn)后，于4月4日復(fù)產(chǎn)。這一項目標(biāo)志著中國對于煤炭的利用將進(jìn)入一個嶄新的時代。

我國能源利用的現(xiàn)實狀況確實是“富煤、貧油、少氣”，大量直接燃燒煤炭造成嚴(yán)重的空氣污染和溫室氣體排放，其實這并非是我們有意為之。煤炭資源主要集中在西部和北方經(jīng)濟欠發(fā)達(dá)地區(qū)，而東部沿海經(jīng)濟發(fā)達(dá)地區(qū)對于能源需求大，但同時缺乏能源資源。對于煤炭、電力、天然氣的大規(guī)模、長距離運輸成為一種不得不面對的現(xiàn)實選擇。煤炭運輸無論是鐵路還是公路，都是雙向運輸，滿載去，空車回，運輸效率極低，同時消耗大量的燃油、電能等高品位高價值的優(yōu)質(zhì)能源，大幅度降低了整體能源利用效率，增加了能源用戶的系統(tǒng)成本，也為國家能源安全帶來深層隱患。

由于長期以來過于強調(diào)以煤為主，對于少數(shù)油氣壟斷企業(yè)領(lǐng)導(dǎo)缺乏進(jìn)取之心，對于現(xiàn)行被固化的利益格局缺乏改革的決心和意愿。造成我國經(jīng)濟發(fā)展不得不偏重于對煤炭的依賴，煤炭在我國一次能源結(jié)構(gòu)中一直占居絕對主導(dǎo)地位。我國現(xiàn)查明的煤炭儲量為1.3萬億噸，預(yù)測煤炭總資源量為5.57萬億噸，2013年全國消耗原煤超過40億噸。盡管我們經(jīng)過長期艱苦的努力，2013年煤炭在我國一次能源的消費比重仍維持在65.7%。隨著我國國民經(jīng)濟的快速發(fā)展，對能源的需求量將不斷提高，而我國的能源結(jié)構(gòu)特點決定了煤炭資源將在未來很長一段時期內(nèi)繼續(xù)作為能源主體被開發(fā)和利用。

煤炭的傳統(tǒng)開發(fā)利用方式是影響環(huán)境的主要污染源，單位熱量燃煤引起的CO2排放比石油和天然氣分別高出36%和61%，由此煤燃燒釋放的CO2和SO2占到全國總排放量的71%和87%。大規(guī)模直接燃燒煤炭形成的污染排放，是我國大面積霧霾的主要成因。煤炭是中國霧霾和溫室氣體的主要元兇，如何駕馭和清潔利用煤炭將成為關(guān)鍵的選擇。

討論和評價任何問題都需要一個對比基點，一些專家認(rèn)為發(fā)展煤制氣不減排，污染大，這些看法脫離了中國的現(xiàn)實狀況。造成環(huán)境污染最主要的因素，是因為我們的煤炭大量由小鍋爐直接燃燒。我國至少有250萬臺亟待淘汰的燃煤小鍋爐。除了燃煤小鍋爐外，中國老百姓的家庭炊事、采暖大量直接燃燒散煤或型煤。這些鍋爐和灶臺向低面源排放大量二氧化硫、氮氧化物、重金屬、放射性塵埃和顆粒物等污染物，絕大多數(shù)鍋爐僅有簡易的除塵裝置，基本都沒有脫硫脫硝，更談不上脫重金屬。即便有簡易除塵裝置，也時好時壞，時開時停。這些燃煤小鍋爐的終端能源轉(zhuǎn)換效率極低，一般不超過40%，能源系統(tǒng)的綜合效率不足20%。造成巨大的能源資源浪費，也排放了大量的溫室氣體和污染物。而天然氣高效、清潔、靈活，終端利用效率遠(yuǎn)非煤炭可比。就熱值計算，1000方天然氣相當(dāng)1噸標(biāo)準(zhǔn)油當(dāng)量的原油，折合2噸原煤。而煤炭的平均轉(zhuǎn)換效率不到40%，而天然氣超過80%，這就相當(dāng)4噸原煤，如果考慮煤炭的長距離運輸和運輸過程中的揮發(fā)遺撒損耗，以及工藝系統(tǒng)浪費，至少相當(dāng)6噸5000大卡/公斤的原煤。在一些工業(yè)或化工工藝流程中，經(jīng)常需要170℃左右的溫度，燃煤需要建設(shè)鍋爐房、煤庫、化學(xué)水車間、熱力管網(wǎng)等，而燃?xì)鈨H需要一個可控的燃燒加熱器，系統(tǒng)簡單，省人省力，效率成倍提升。

2011年最后一次煤電聯(lián)動，鄂爾多斯5500大卡煤炭價格300元/噸，到秦皇島港下海價格860元/噸，到寧波港價格上升到1200元/噸，再通過陸路運輸或內(nèi)河航運至每個熱電廠或企業(yè)鍋爐房的煤價高達(dá)1400元/噸。從300元加價到1400元，1100元的運費中至少一半是油錢和電費，最終全是能耗，而且消耗的是優(yōu)質(zhì)的二次高品位能源。

采用加氫氣化和催化蒸汽氣化“一步法”直接合成天然氣的工藝，具有較高的熱轉(zhuǎn)換效率，理論值分別為79.6%和72.7%。“兩步法”的蒸汽氧氣氣化法是先將煤進(jìn)行煤氣化轉(zhuǎn)化，制成合成氣，再將煤氣化后的合成氣經(jīng)甲烷化處理后得到天然氣，熱效率較低，也在61%。如果采用分布式能源系統(tǒng)或熱電聯(lián)產(chǎn)效率可以高達(dá)80%，系統(tǒng)效率高達(dá)48～63%，比燃煤小鍋爐高1～2倍。根據(jù)廣發(fā)基金研究分析，煤制天然氣與其他煤化工比較也有明顯優(yōu)勢：（1）能效較高，煤制天然氣的能效可達(dá)到60%以上，而煤直接液化59%，煤間接液化42%，煤制二甲醚37.9%，煤制烯烴36～41%，煤制甲醇45%，燃煤發(fā)電40%；（2）耗水量較少，每噸煤制天然氣耗水量約為6噸，而生產(chǎn)一噸煤制油的耗水量約為9噸，煤制烯烴約為20噸，煤制二甲醚約為12噸，煤制乙二醇約為9噸。煤制天然氣耗水量最少；（3）工藝流程短，產(chǎn)品單一，煤制天然氣的工藝流程簡單，技術(shù)成熟、可靠，產(chǎn)品單一，易于分離提取；（4）投資較少，每萬噸煤制氣投資成本約為0.65～0.93億元，煤制油為1～1.2億元，煤制烯烴為3～4億元，煤制乙二醇為1～1.5億元。此外，根據(jù)有關(guān)專家測算，煤制天然氣的一氧化碳轉(zhuǎn)化率接近100%，氫轉(zhuǎn)化率99%、CO2轉(zhuǎn)化率98%、能量總有效轉(zhuǎn)化率60%～65%，比生產(chǎn)甲醇高17%，比制成油高15%～25%，比發(fā)電高27%。

中國煤炭產(chǎn)業(yè)涵蓋了千萬人的就業(yè)，鑒于我國以煤為主的現(xiàn)實情況和作為工業(yè)大國的重化工業(yè)結(jié)構(gòu)，決定了我國目前發(fā)展低碳能源也要把煤炭的潔凈高效轉(zhuǎn)化利用作為重點。積極發(fā)展氣化煤基多聯(lián)產(chǎn)，將煤炭轉(zhuǎn)化為清潔高效的天然氣以替代煤炭的直接燃燒，延伸產(chǎn)業(yè)鏈，將能源終端的轉(zhuǎn)換利用形式徹底改變。真正落實黨在“十八大”上提出的“能源生產(chǎn)和消費的革命”，這將是今后一段時間內(nèi)煤炭工業(yè)革命的一個重要方向。

在終端能源消費中，人類不僅需要電力，也需要熱能，而天然氣在終端不僅可以替代煤炭產(chǎn)生清潔的熱能，也能發(fā)電，在分布式能源或熱電聯(lián)產(chǎn)項目上，可以將發(fā)電后的廢熱用于供應(yīng)熱能，實現(xiàn)能源的高效梯級利用。天然氣的清潔可以實現(xiàn)現(xiàn)場轉(zhuǎn)換和小型化轉(zhuǎn)換，避免了大電網(wǎng)和大熱網(wǎng)建設(shè)和損耗，大大提升了終端能效。煤制氣是將低熱值、高含水、高含灰的劣質(zhì)煤炭，特別是我國儲量豐富的地?zé)嶂岛置簞?chuàng)新利用形式，是煤炭資源梯級利用的重要組成部分，通過對煤炭資源多聯(lián)產(chǎn)、全循環(huán)的戰(zhàn)略布局，將煤炭上下游產(chǎn)業(yè)緊密銜接，優(yōu)勢互補，效益遞進(jìn)的循環(huán)產(chǎn)業(yè)鏈條，使產(chǎn)業(yè)鏈有效延伸和綜合利用，與煤制油、煤制烯烴、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制甲烷氣、煤制乙二醇等煤化工手段一起讓煤炭成為高附加值的“立體能源資源”。與其他煤化工技術(shù)相比，煤制氣技術(shù)相對成熟，能源轉(zhuǎn)化率高，耗水量相對較低，投資效益相對較好等優(yōu)勢。煤制氣的副產(chǎn)品有煤焦油、輕質(zhì)煤焦油、苯、萘、碳黑等能源和化工產(chǎn)品。煤制氣轉(zhuǎn)化過程中脫硫處理工藝，不僅可以達(dá)到減少污染，還可以生成硫磺作為副產(chǎn)品，為企業(yè)提高了經(jīng)濟效益。大唐國際克旗天然氣項目凈化硫回收裝置已成功運行，產(chǎn)出硫磺純度高達(dá)99.98%。此外，煤制氣生成的CO2非常純凈，可以作為油田驅(qū)油的重要資源，在實現(xiàn)溫室氣體封存的同時，增加石油產(chǎn)量。

據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2013年10月截止，全國投產(chǎn)、在建或擬建的煤制天然氣項目共61個，年總產(chǎn)能達(dá)預(yù)計將達(dá)到2693億方。其中經(jīng)國家發(fā)改委核準(zhǔn)的煤制天然氣項目有4個，總計產(chǎn)能151億方，分別是大唐發(fā)電內(nèi)蒙古赤峰克旗40 億方/年、大唐發(fā)電遼寧阜新40 億方/年、內(nèi)蒙匯能鄂爾多斯16 億方/年和新疆慶華集團(tuán)伊犁55 億方/年項目。這四個項目在“十二五”期投產(chǎn)并達(dá)產(chǎn)的可能性較大。其中，大唐克旗項目一期13 億方/年項目已經(jīng)建成投產(chǎn)向北京供氣，新疆慶華伊犁項目一期13.5 億方/年工程均已建成投產(chǎn)。

2013年3月以來，已有8個煤制氣項目陸續(xù)獲國家能源局“路條”，展開前期工作。主要集中于新疆伊犁、準(zhǔn)東、塔城和內(nèi)蒙古鄂爾多斯、興安盟等煤炭主產(chǎn)地，投資者以大型能源央企為主。若8個項目全部獲準(zhǔn)建設(shè)并投產(chǎn)，合計產(chǎn)能將高達(dá)720億方/年。

國家核準(zhǔn)與同意開展前期工作項目

2014年5月，新疆煤制氣項目獲得國家開發(fā)銀行巨額融資，資金落實將加速項目推進(jìn)。從已獲“路條”項目測算，未來3年煤制氣投資將超過2400億元，煤制氣項目將進(jìn)入快車道。金融機構(gòu)積極融資的原因是，相比之下煤制氣價格更具競爭力。根據(jù)石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院劉志光2009年《我國煤制天然氣的發(fā)展分析》，煤制氣的價格比進(jìn)口管道天然氣和LNG更具有競爭力。2009年煤價明顯高于今天，而由于全球性的能源價格下降，使煤炭價格下降更快。目前內(nèi)蒙古煤炭主要產(chǎn)地的煤價大大低于2009年的水平，而且還在逐漸下降。2014年5月20日5000大卡動力煤的價格只有194元噸，對應(yīng)的天然氣售價不到1.8元。

中國煤價與煤制氣價格比較

國家發(fā)改委和能源局將逐步放松或下放項目審批權(quán)限，天然氣市場價格改革已經(jīng)逐步到位，煤制氣的吸引力在加強。2013年7月，國家發(fā)改委推動天然氣價格改革，到2015年城市門站價格將全部達(dá)到3.05～3.32元/方，煤制氣相比之下更具有競爭優(yōu)勢。隨著煤制氣工藝技術(shù)的完善，預(yù)計項目建設(shè)將會加速實施，成本還會繼續(xù)下降。

各地城市門站天然氣價格（單位：元/千方）

煤制氣項目投資雖大，根據(jù)《南方周末》文章介紹，國家發(fā)改委核準(zhǔn)的煤制天然氣項目已達(dá)十個，總產(chǎn)能935億m3/年，投資金額超過3200億元。但根據(jù)劉志光的研究，在煤炭價格300元/ 噸，氣價2.1元/方，內(nèi)部收益率仍高達(dá)10%以上，這與大多數(shù)基礎(chǔ)能源效率8%的收益率比較，具有很大吸引力，特別是現(xiàn)在煤炭企業(yè)處于極為困難的時刻，投資煤制天然氣將吸引更多的大型煤炭企業(yè)。

水資源短缺一直都是制約西部煤化工發(fā)展的瓶頸，更是發(fā)展煤制氣最大的限制條件。水資源的落實與否從根本上決定了煤化工和煤制氣的發(fā)展步伐。在煤化工項目中，水主要用作反應(yīng)原料和冷卻，一部分水作為原料被消耗掉，大部分水是用于冷卻，企業(yè)需要進(jìn)行節(jié)水改造，實現(xiàn)水的閉路循環(huán)和空冷。根據(jù)內(nèi)蒙古低碳發(fā)展研究院測算，不同煤制氣工藝每千方的耗水量在5～7噸，1個40億方的煤制氣項目，年耗水量最高達(dá)2800萬噸。每方煤制氣耗水7公斤，折717克/kWh。如果進(jìn)行必要的節(jié)水措施，可以降至每方5公斤水，及512克/kWh，這一指標(biāo)雖遠(yuǎn)高于頁巖氣開發(fā)的耗水量，但卻明顯低于燃煤火電機組和核電的耗水量，甚至低于空冷燃煤火電機組的耗水量。如果用水資源消耗作為評估依據(jù)，發(fā)展煤制氣比發(fā)展“燃煤火電+特高壓”更加合適。褐煤含水量高達(dá)30～37%，煤炭中的內(nèi)水在煤制氣工藝流程中是可以回收利用的，而中國有大量褐煤資源，將褐煤轉(zhuǎn)換煤制氣各家科學(xué)合理。

耗水量對比

 2020年中國能夠建設(shè)完成多少煤制氣項目，落實多少產(chǎn)能？ 2013年10月在西安召開的中國國際石油化工大會上，中石化長城能源化工有限公司副總經(jīng)理，煤制氣專家何祚云分析提出：“到2020年中國煤制氣產(chǎn)量或可達(dá)到1000億方/年，考慮到屆時中國天然氣需求可能超過3000億方以上，煤制氣將有可能占到中國天然氣消費總量的1/3，與進(jìn)口天然氣（包括管道氣和LNG）、自產(chǎn)氣（包括常規(guī)和非常規(guī)天然氣）形成三足鼎立之勢”。從目前中國資源配制制約，市場需求，行業(yè)現(xiàn)狀和已經(jīng)實施的現(xiàn)狀分析，中國到2020年實現(xiàn)1000億方煤制氣的產(chǎn)能不是天方夜譚，700億方的產(chǎn)量目標(biāo)是有能力實現(xiàn)的一個目標(biāo)。

進(jìn)口LNG

給俄羅斯帶來壓力不僅來自中國內(nèi)部的技術(shù)創(chuàng)新和工藝革命，也來自全球天然氣新的市場變化。第四個促使俄羅斯做出決定的因素是全球迅速增加的LNG產(chǎn)量和貿(mào)易量。2005～2008年，卡塔爾人以先見之明和膽大包天的戰(zhàn)略預(yù)期，聘請美國公司設(shè)計建造了超級規(guī)模的LNG生產(chǎn)線，該生產(chǎn)線比當(dāng)時最大的液化裝置產(chǎn)能還要大50%，同時建造了以Q-Flex和比常規(guī)LNG船裝載量多80%的Q-Max兩種超大規(guī)模的LNG運輸船，一舉改變了全球天然氣供應(yīng)格局，成為全球舉足輕重的LNG供應(yīng)國。2012年，卡塔爾LNG的出口量達(dá)到1054億方，達(dá)到全球LNG跨國交易量3279億方的32%。2011年日本福島核事故發(fā)生后，日本棄核而轉(zhuǎn)向天然氣發(fā)電，包括日本在內(nèi)的整個亞洲地區(qū)的LNG進(jìn)口規(guī)模迅速增加，使卡塔爾賺的半滿缽滿。

卡塔爾的成功刺激了全世界的天然氣資源國家，首當(dāng)其沖的是澳大利亞。這個熱衷于將經(jīng)濟融入亞洲的白人國家，在建的天然氣液化產(chǎn)能約有6200萬噸/年，接近900億方，預(yù)計2014年至2018年將全部投入運行。LNG替代的不僅是煤炭，也將大規(guī)模替代高價值的石油，這讓全世界天然氣資源國看到巨大的市場前景。澳大利亞桑托斯公司位于昆士蘭州的Gladstone LNG項目的兩條生產(chǎn)線將在2014年晚些時候投產(chǎn)，這兩條生產(chǎn)線的合計產(chǎn)能為780萬噸/年。澳大利亞已有3個LNG液化廠投產(chǎn)，7個液化廠在建設(shè)中，另外有12個液化廠處于規(guī)劃審批階段。其中，雪佛龍主導(dǎo)的2個大型LNG項目正在澳大利亞開展，投資總額超過800億美元。澳大利亞陸上常規(guī)天然氣、煤層氣、深海天然氣全面開花，現(xiàn)在又開始轉(zhuǎn)向頁巖氣。據(jù)美國能源信息署（EIA）數(shù)據(jù)，澳大利亞的可采頁巖氣儲量約有12.37萬億方，為美國可采儲量18.83萬億方的三分之二。摩根士丹利預(yù)計澳大利亞LNG出口量大幅攀升將使該國經(jīng)濟轉(zhuǎn)型，并稱澳大利亞最早能在2017年，而非普遍預(yù)期的2030年，取代卡塔爾成為全球最大的液化天然氣出口國。

LNG產(chǎn)量全球性迅速增加的主要背景是天然氣開采技術(shù)的全面進(jìn)展，而美國是這一革命的領(lǐng)導(dǎo)者。在美國頁巖氣革命成功后，美國能源部也核準(zhǔn)了一批LNG出口項目。目前為止，美國有2億噸/年，約合2754億方/年的頁巖氣出口申請仍在期待批準(zhǔn)之中。據(jù)英國劍橋能源研究中心相關(guān)研究預(yù)測，到2020年，美國將有7300萬噸/年，約合3685億方/年的產(chǎn)能將獲放行。

美國“能源獨立”讓加拿大如臨大敵，長期依賴美國市場的加拿大能源工業(yè)面臨巨大壓力，不得不尋求自救。迄今為止，加拿大已批準(zhǔn)7個LNG出口項目，產(chǎn)能超過6200萬噸/年。若加拿大到2020年的出口能力增加到每年2000萬噸，那么到2020年整個北美地區(qū)的LNG出口能力將達(dá)到9500萬噸/年，約合每年4000億方/年的天然氣出口量。

俄羅斯諾瓦泰克公司2013年12月發(fā)布公告，俄羅斯亞馬爾液化天然氣公司董事會通過決議，確定開發(fā)南坦別伊凝析天然氣田，截止到2013年底，該氣田已探明可采天然氣儲量為9270億立方米。亞馬爾決定在北冰洋亞馬爾半島修建LNG液化廠。該廠3條LNG液化線年產(chǎn)1650萬噸，2017年正式投產(chǎn)，并建機場海港等基礎(chǔ)設(shè)施，使用16艘具有破冰能力的ARC-7級LNG運輸船，具有全年向國際能源市場運送LNG能力。投資總額269億美元，其中諾瓦泰克占80%，法國道達(dá)爾占20%。此后，Gazpom宣布將在2018年之前在海參崴建造一座年產(chǎn)能為1,000～1,500萬噸的LNG液化廠。Rosneft也宣布和埃克森美孚將在庫頁島建設(shè)一座LNG廠，2018年起年產(chǎn)500萬噸LNG。據(jù)《華爾街日報》2014年6月22日報道，諾瓦泰克公司已與中石油簽訂協(xié)議，將向后者出售亞馬爾LNG項目20%權(quán)益。

澳洲和北美LNG項目之外，其他天然氣資源供應(yīng)國液化廠都在建設(shè)中，產(chǎn)能合計約2700萬噸/年。俄羅斯、東非、塞浦路斯等國有望再增7100萬噸/年。過去兩年，全球LNG供應(yīng)量2.4億噸。到2020年，全球LNG國際貿(mào)易規(guī)模有望翻翻，世界都關(guān)注中國的市場潛力。

在天然氣資源國大規(guī)模建設(shè)LNG出口設(shè)施的同時，消費國的LNG接收站終端和再氣化產(chǎn)能也在加緊建設(shè)。全球在建的再氣化產(chǎn)能約為1億噸/年，其中拉丁美洲約2900萬噸，歐洲約2300萬噸，其他全部集中在亞洲，占項目的近半。

2020年美國如果能夠落實7000萬噸/年LNG投放國際市場，這部分資源的價格將與亨利中心氣價掛鉤。目前，美國的天然氣價格為4～6美元/MMBTU，制成LNG將再加3美元左右的液化成本以及相應(yīng)的運輸成本，到亞洲的運費在1.2～1.4美元，之間的利益空間巨大。過去亞洲的LNG市場的操控者是日本，自私自利的日本人為保證自己的利益，在LNG的全產(chǎn)業(yè)鏈都大規(guī)模投資占股，再以一個高達(dá)16～20美元/MMBTU 的JCC（Japan Crude Cocktail）價格采購，從而遏制亞洲的韓國、印度和中國這些后來的采購者。日本的做法導(dǎo)致亞洲其他國家LNG采購成本居高不下，而日本不僅可以保障自己天然氣被優(yōu)先供應(yīng)，還可通過投資收益對沖氣價。人算不如天算，到美國天然氣大規(guī)模出口時即便美國市場氣價會上漲，但JCC氣價機制將會被徹底沖擊，出口亞洲LNG繼續(xù)享受高溢價的時代將會終結(jié)。美國最早批準(zhǔn)的兩個LNG出口項目，其簽約方分別為印度天然氣公司（GAIL）、韓國天然氣（KOGAS）、日本的大阪燃?xì)夂椭胁侩娏@些亞洲重要的LNG采購商，美國低廉的天然氣對于亞洲LNG市場將影響巨大。

與亞洲的日本、韓國相比，中國是國際LNG貿(mào)易中的新兵。2006年，深圳大鵬LNG接收站正式建成投運，中國第一次靠船運進(jìn)口了LNG。根據(jù)統(tǒng)計，2012年，中國LNG進(jìn)口量達(dá)到1460萬噸，2013年預(yù)計將達(dá)到1800萬噸，僅次于日本和韓國，全球排名第三，但是中國是全球增長速度最快，增長潛力最大的市場，對全球所有LNG生產(chǎn)商都具有無與倫比的吸引力。中海油、中石油和中石化已經(jīng)簽署了一系列LNG的長期供應(yīng)協(xié)議，根據(jù)已經(jīng)公開的信息和不完全統(tǒng)計，到2020年中國將進(jìn)口天然氣總量5635萬噸，折合764億方天然氣。

中國已確定和在談判的LNG進(jìn)口協(xié)議項目

中國沿海的LNG碼頭建設(shè)熱火朝天，到2020年至少可以氣化1億噸LNG，約1440億方天然氣。LNG接收站實際接受能力與氣化能量不是等量關(guān)系，未來大量的LNG是作為車船加注燃料直接替代燃油，不需要在接收站氣化，LNG也大量使用液體運輸，在需求側(cè)氣化，所以接收站的實際接受能力將可以成倍增加。

中國沿海部分LNG接受站

中國油氣的市場化改革正在深入，放開LNG進(jìn)口權(quán)管制，并針對進(jìn)口LNG開放管網(wǎng)，將吸引民營企業(yè)參與LNG經(jīng)營。新奧、廣匯已先行一步，分別計劃在浙江、江蘇參與建設(shè)LNG接收站。與三大國有油企不同，民企機制相對靈活，更適應(yīng)未來現(xiàn)貨交易日趨增長的國際LNG市場。允許民企在國際市場采購的LNG通過三大企現(xiàn)有LNG接收站進(jìn)入天然氣管網(wǎng)，在長輸管網(wǎng)到達(dá)的區(qū)域進(jìn)行氣態(tài)交付，進(jìn)入全國市場。此舉不僅有助于緩解高峰期間全國天然氣市場的緊張局面，也可以增加市場參與主體，促進(jìn)國內(nèi)天然氣市場貿(mào)易的正常發(fā)育，還天然氣資源的市場屬性。

進(jìn)口LNG來源