天然气行业研究报告

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天然气行业研究报告范文第1篇

【关键词】天然气田；地面工程建设；问题；对策

中图分类号：F407文献标识码： A

一、前言

近些年来，我国的天然气行业发展较好，在进行天然气的开发过程中，进行地面工程的建设是必不可少的，但是在进行建设过程中也出现了许多的问题需要我们去解决。

二、油气田地面工程建设程序及要求

油气田地面工程项目建设程序一般应为：项目建议书、可行性研究、工程勘察、初步设计、施工图设计、工程开工、施工建设、投产试运、竣工验收等。根据工作内容和重点，分4个阶段实施管理，分别为前期工作、工程实施、投产试运和竣工验收。

1.前期工作的内容及要求

油气田地面工程建设前期工作包括项目建议书(相当于油气田开发概念设计中的地面工程部分)、可行性研究(相当于总体开发方案中的地面工程部分)、工程勘察和初步设计。

项目建议书(或油气田开发概念设计中的地面工程部分)应包括：资源评价数据、油藏工程初步方案、油气水物性资料、地面工程建设规模、主体工艺技术、总体布局、油气外输总流向及投资估算等内容。

可行性研究报告(或开发方案中的地面工程部分)深度应达到中国石油《油气田地面工程项目可行性研究报告编制规定》的要求。报告内容应包括：油藏工程要点、钻采工程要点、地面工程建设规模、总体布局、油气处理及配套各系统工艺流程等；应进行多方案优化、比选，应有推荐方案的主要技术经济指标和投资估算等内容。

油气田地面工程初步设计必须按照批准的可行性研究报告的推荐方案开展工作，并进一步优化建设方案，满足《石油天然气工程初步设计内容规范》的要求。初步设计文件应包括建设规模、主要设计参数、总平面布置、工艺流程、主要设备选型、辅助系统及配套工程的优化方案和优化措施、主要技术经济指标和工程投资概算等内容。

油气田地面工程项目建议书、可行性研究报告、初步设计文件的编制程序必须是上一文件经批复后，方可进行下一阶段工作。

2.工程实施的内容及要求

工程实施包括施丁图设计、设备和材料采购及施工、监理、检测等参建单位的招标、工程开工、建设单位(甲方)施工管理、工程监理管理、工程投资管理、工程资料管理等。

油气田地面工程建设的设计、施工、监理、检测单位选择及物资采购等，除某些不适宜招标的特殊项目外，均需实行招标。招标活动要严格按照国家有关规定执行，体现公开、公平、公正和择优、诚信的原则。

施工图设计必须选择有相应资质的设计单位，并严格按照经批准的初步设计文件开展。在建设过程中，建设单位必须审查、批准各参建单位的有关工程进度、质量、投资控制的组织计划，协调施工、检测、监理等各方工作，必须实时收集工程实施的信息资料，分析工程建设动态趋势，采取相应措臆实现建设目标。

3.投产试运的内容及要求

投产试运是指工程完工交接后到竣工验收前，对工程的设计功能、质量等各项经济技术指标进行试运行考核。工程投产试运前，应编制投产方案和安全应急预案。在工程投产试运期间，设计、施工单位应承担保运工作，要及时解决工程投运中出现的问题，组织抢修、整改，维护工程正常、稳定运行。

试运调试分单项(位)工程调试和总体工程调试两个阶段，对调试过程中存在的问题应进行整改，并达到投产试运条件。试运行期间，应对合同产品进行性能考核。装置的各项运行指标应达到合同技术文件规定的指标要求。工程投产前，应通过安全消防、职业卫生及环保专顼验收试运投产完成后，施工单位和建设单位按规定的内容完成交接工作。

4.竣工验收的内容及要求

已具备竣上验收标准的项目，应及时申请和办理竣工验收。重点工程项目宜在试运投产后6个月内完成竣工验收，一般工程项目宜在3个月内完成竣工验收。竣工验收包括专项验收和总体验收两方面内容。专项验收包括安全设施、环境保护、消防、职业卫生、竣工决算审计及档案等6个方面的验收。

工程决算审计及档案资料审查验收属于竣工验收的重要部分，宜安排在正式验收前进行。对由若干个单项(位)工程组成的大型工程项目的竣工验收，可以先分别组织各单项(位)工程验收，然后再组织整个工程的总体验收。建设项目竣工验收后，建设单位应尽快办理固定资产交付使用手续。

三、天然气田地面工程建设中存在的问题

1.对天然气田地面工程建设的投资控制较困难

天然气田的地面建设工程要想取得良好的经济效益，就需要降低工程建设的成本。但是由于天然气田建设还没有统一的标准，在工程建设上不能进行统一的指导和指挥，这就影响着对天然气田地面建设的投资控制。多数的天然气田需要在山区中进行开采，地形复杂使得建设周期长，在投产时还需要排水采气，给建设带来了一定的难度，也造成了天然气田地面建设投资控制困难。

2.天然气田地面工程建设的工艺技术复杂

在天然气田地面工程的集气管网压力设计中，大多数采用的只有一套压力系统，但是天然气层的结构复杂、方式多样，在一样的区块，或者一样的气井，都会产生不一样的天然气产量。

3.天然气田地面工程建设的采出水成分较复杂

在对天然气田地面工程的建设过程中，采出水成分较复杂，在天然气井排采的初期出水量较大，中期及后期的排水量较小。由于水质矿化度高和压裂阶段混有成分复杂的压裂液，采集到的水质不能达到排放的标准，如果不对其进行收集，就会对环境造成污染，同时也是水资源的一种浪费。

4.天然气田地面工程建设的设备和材料缺乏标准

天然气田的井口具有以下几点特点：井口的压力较低、水质的净化工艺简单、管网分布密集。正是由于这些特点，使得分离器所起到的作用不是很突出。为了适应天然气生产的需要，需要研究开发一种新型的过滤分离合一装置。同时，如何在进行安全生产前提条件下，对工程建设的设备进行合理的优化，所使用的材料进行统一标准，这些都对提高生产效率、节约成本起到了很大的作用。

四、天然气田地面工程建设与管理中的对策

加强天然气田地面工程的建设与管理不仅需要针对不同的阶段采取不同的对策和措施，还需要结合统一的标准和原则，针对建筑工程的危险性和复杂性提出切实可行的方案，保证工程的顺利进行。

1.通过精准的技术基础数据，开展天然气田地面工程的建设与管理

在天然气田地面工程的建设过程中会遇到具有腐蚀性的有毒有害气体的气藏，这就需要在开采的前期阶段，取得准确的气井资料，这些气井资料是很好的建设基础，并且要对这些资料进行准确的分析和研究。

2.加强工程前期的研究深度，保证论证的安全可靠性

在天然气田地面工程建设的前期要对工程方案进行反复论证，尽量降低成

本，提高效益。在这个过程中要坚持公平、公正的原则，对技术的先进性、经济的合理性和技术的安全性进行论证。天然气田地面工程建设是一个高危型工程，比普通的建筑工程项目的安全性和环保性要求要高。

在工程前期的研究阶段要注意以下几点内容：在进行建筑工艺技术评价时，要对工程的安全性和环境性进行评价，对于没有达到安全指标和环境指标的项目，要进行整改后在进行设计；我国对天然气田地面工程建设的前期评价还没有统一的标准和规定，可以借鉴国外已经成熟的可行性研究经验，加大工程前期的可行性研究深度；最后，对于高危工程要保证前期的技术路线能进行安全的操作，并且对于比较复杂的工程项目，可以考虑延长工程前期的可行性研究时间，以保证可行性研究的准确性。

3.提高员工的安全意识，做好事故应急预案

对于天然气田地面工程的建设和生产的管理上，要加强“安全第一，预防为主”的方针教育，将“安全生产”的管理理念贯穿到整个工程建设过程中。针对不同知识水平的员工，不同建设阶段的特点，要采取不同的培训方法，是全员的安全生产的意识得到提升，遵守规章制度进行安全生产；同时，对不按照规章制度进行生产的员工进行严厉的处罚，严格遵守规章制度的员工进行表彰和奖励，以起到模范带头作用。

4.建设科学合理的天然气田地面工程的建设管理模式

科学合理的天然气田地面工程的建设管理模式对于建设工程的控制和实施起着关键的作用，我国的天然气田地面工程的建设管理要结合国外先进的管理模式，与自身特点相结合，采用由建设单位自己组建项目经理部，进行项目管理，寻求适合的管理模式是十分必要的。当条件允许而甲方又没有管理能力时，也可以采用EPC 工程建设总承包或PMC 项目管理承包模式。

五、结语

总的来说，在进行地面工程的建设时，建设人员不仅仅需要考虑地面环境的影响，还需要考虑对于井田的开采影响，通过综合考虑提高地面工程建设的合理性和科学性。

参考文献

[1]孙铁民，韩方勇 天然气田地面工程建设与管理 [J] 《石油规划设计》 -2007年5期-

[2]余建飞 天然气田地面工程建设中的问题与对策探析 [J] 《中国石油和化工标准与质量 》 -2013年20期-

天然气行业研究报告范文第2篇

关键词:天然气价格;改革;政府角色

当前我国经济持续快速的发展,但是为保障经济发展的能源动力却极度紧缺。在国际石油价格节节攀升的形势之下,我国的能源危机越发严重。随着国家对能源需求的不断增长,天然气的发展将对优化我国的能源结构,有效解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题,实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。缓解天然气供需矛盾,优化天然气使用结构,调控天然气消费总量,力争供需总量基本平衡,推动资源、市场协调有序发展。供需总量基本平衡的关键是合理的天然气定价机制和价格体系。

一、国内天然气定价机制现状及发展趋势

我国天然气大规模应用是从西气东输开始的,2004年西气东输进入商业运营,标志着我国天然气市场由启动期进入发展期。随着我国天然气民用市场的发展,天然气消费结构也发生了质的变化,目前城市居民用气在天然气消费中的比例接近30%,超过了工业燃料和天然气发电用气,仅次于化工用气。城市天然气市场的快速发展,为天然气的市场化奠定了基础,天然气开始成为一种普通的消费商品。

天然气价格对资源、市场的双重影响主要体现在两个方面:第一,较低的天然气价格不利于天然气的节约利用,不利于发挥清洁能源的最大价值;由于我国地质条件相对较差,开发成本不断增加,如果市场价格太低,勘探开发会受到限制,会出现资源量增加,而产量增长慢的局面。第二,天然气价格与相关可替代能源的比价关系不合理,不利于天然气的开发和市场的发展。因此,理顺天然气供求关系,建立合理的价格体系,天然气价格应与市场接轨。

二、国内天然气市场的特点

第一,国内天然气需求迅速增加,供应持续紧缺。1998-2005年,我国天然气消费量年平均增长20多亿立方米,增长率接近10%,2005年我国天然气消费量达到479亿立方米。据中国可持续发展油气资源战略研究报告预测,2010年国内天然气需求量为1200亿立方米,国内生产830亿立方米,缺口370亿立方米;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%(见图1)。

图1我国的天然气供需状况和缺口

(亿立方米)

今后20年将是我国天然气市场发展最为迅速的时期,国内天然气需求年均增长率将超过15%。

第二,国内天然气价格与国际价格确实存在一定的差距。目前国内天然气价格明显低于其它可替代能源的价格,按热值当量测算,目前天然气价格仅为原油价格的30%左右,而成熟市场经济国家天然气与原油比价通常在0.84-1.21。但也有专家指出,我国的天然气低价策略正是国际通行的培育消费市场的方法,但是当天然气市场发展到一定的阶段,低价就不再有利于市场的发展。

第三,国内天然气供需并未完全市场化,消费者对价格的承受能力较弱。国内消费者对价格的承受能力较弱,因此不能简单地把天然气价格与国际接轨。目前我国天然气的使用规模还十分有限,天然气价格的上涨,将对各行各业产生连锁反应。有的专家指出当价格不能反映资源稀缺和环境成本时,天然气需求出现爆炸式增长的背后一定存在低效消费。居民用气负担与收入有关,一个有效的天然气价格机制应当考虑居民的用气负担,政府可以对需要补贴的群体进行直接补贴。不加区分的低价格会增加供需总量基本平衡的难度。目前国内的天然气产业并未完全市场化,几大能源企业占据了超过80%的国内天然气市场份额,价格变动很容易变引起少数企业的暴利。供气方缺乏竞争意识和降低价格的动机,而天然气用户基本置身于买方市场,处于被动地位。因此,实现对卖方企业的有效监管将是价格改革的重点(见图2)。

图2我国天然气主要生产企业所占

市场份额情况

三、促进天然气产业协调发展,价格机制改革是关键

(一)影响天然气定价的主要因素分析

1、天然气开采成本。天然气开采成本是制定气价的基础,它包括勘探开发的先期投资和生产操作经费。价格制定中,不仅应高于开采成本,还应考虑合理利润因素。在自由竞争情况下,一般应获取社会平均利润,而且要注意价格中的超额利润。

2、管输运营成本。天然气的管输运营成本是气价的重要组成部分。连接生产商与用户的管道运输运营成本的高低直接影响着天然气的城市门站价格的高低。

3、可替代能源的价格。天然气用于燃料方面的替代能源主要为煤炭,它与原油、成品油、煤炭等也具有相互替代作用。与替代能源挂钩,使其保持合理的比价关系。天然气与其他能源的比价关系刺激着天然气与其他能源工业的发展,刺激着世界各国产业结构的不断变化。

4、市场供求关系。天然气的市场供求关系是制定天然气价格的关键因素。天然气作为一种商品,与其他工业产品一样,其价格随供求关系的变化而变化。天然气储量会影响到天然气供应量从而影响到天然气价格,反之,天然气价格的高低也会反作用影响到天然气的需求量。

5、国家政策与税收政策。国家政策与税收政策是制定气价的又一重要因素。能源是世界经济发展的重要物质基础,能源问题历来都带有浓厚政治和经济色彩。随着天然气在世界能源消费中的比重逐年增强,世界各国尤其是天然气生产国对天然气的生产、分配和消费日益重视,为维护各国的利益,制定了许许多多的天然气政策。其中,价格与税收政策直接影响天然气价格的制定。

6、其他因素。影响天然气价格的因素还有很多,如气田开发的风险性、世界政治风云的变幻等等。

图3影响天然气定价的各主要因素

关系分析图

(二)天然气定价应遵循的原则

1、油气等热值等价原则。从生产角度讲,在油气的勘探开发过程中,气田建设投资与油田建设投资基本上呈等比关系。原油与天然气在投入上的共同点,要求油价与气价应保持一定的合理价格比。从用户角度讲,无论用于原料还是用于燃料,可以选择多种能源,如汽油、燃料油、煤等。选择过程中需要考虑设备、技术、效果、环境等因素,但等热值能源价格比是用户选择能源的主要参考因素之一。我国天然气与其他替代能源比价过低是导致消费结构失衡、供需矛盾紧张的直接原因。从价值规律上讲,价格由价值决定,价格应与价值相符,天然气的价值在于它能够提供热值,提供能量,热值是衡量天然气价值与价格的重要尺度。油气等热值等价原则正是价值规律在天然气贸易中的具体体现,它应是制定天然气价格政策所应遵循的首要原则。

2、最终经济界限原则。天然气定价的最低经济界限原则应为商品天然气的完全生产成本,是保证天然气生产企业维持生产运行的重要原则,它不仅使生产企业有利可图,而且也是用户能够获取长期稳定的天然气供应的保障。最低经济界限原则应是制定天然气基价的基本原则。

3、保证企业合理利润原则。“成本+利润”是世界上多数国家制定天然气基本价格的重要方法。保证企业合理利润原则是我国天然气价格体制改革的指导原则。调整天然气价格,保证天然气生产企业获取一部分合理利润,应该是制定天然气价格政策的出发点。

四、政府对天然气价格监管可行的相关政策

(一)天然气供应企业绩效及天然气价格监管问题

天然气产品属于公用产品,存在着很强的进入要求,属于典型的完全垄断型市场结构。同时天然气产品又关系国计民生,具有相当大的影响性,因此天然气定价必须接受政府监管。在政府监管政策上,可以采取以收益为基础的绩效监管,如价格上限控制和收入上限控制。这两种绩效监管政策可以促使企业降低成本提高利润。价格上限控制促使企业增加销售额从而增加收入。收入上限控制切断了销售和利润之间的联系,促使企业更加积极地提高用户能源效率,既保护了消费者的利益,又刺激企业提高效益降低成本。

(二)天然气价格形成机制改革中的差别定价问题

差别定价应当包括分类、分季、分步等3个定价体系。分类即保护农民和城镇居民,应当继续执行按照化肥、居民、商业、供暖、工业、餐饮、宾馆、饭店、车用和其他用气等多种类型用户区别定价。分季指的是天然气价格在不同季节和不同用气高峰执行不同的价格。分步实际上就是让市场逐步适应改革,在一定程度上减缓企业在原料等成本价格上升所带来的压力。

(三)在天然气价格改革中对农民及城市低收入者的利益保护问题

通过天然气企业向化肥生产企业提供较低价格的天然气,再通过限制化肥价格来间接保护农民利益的做法,会鼓励天然气的非经济利用,但阻碍了天然气产业链的协调发展。因此,国家应采取财政转移支付手段把通过流通环节的间接补贴改为对农民的直接补贴。在过渡期,可暂时保持化肥企业用气量及气价不变,确保化肥企业和农民利益不受损害;天然气价格主要受市场机制作用后,调整天然气资源税,将增加的税收,包括提价增税、所得增税及资源税增加,用于对农民直接补贴,以弥补化肥价格上涨带来的农民的支出的增加。

同样,对于城市低收入者,也应采取财政转移支付手段通过直接补贴来缓解资源或能源价格的提高给人们生活带来的影响,从而以保证最低生活需求,而不应该通过价格制度来补贴。

五、总结

顺应市场经济发展趋势,天然气定价应改革原来的政府指导价格管理模式,由政府严格管制逐渐转为市场化定价。实现企业重视自身利益与政府关注社会效益两者达到平衡。

参考文献:

1、彭勇,张吉军.天然气定价公式研究[D].西南石油大学,2006.

2、2004-2005年度中国天然气行业研究年度报告[R].

3、公禾,杨建红,杨禹.2006年中国天然气行业发展综述[J].国际石油经济,2007(5).

4、白兰君.发展城市燃气的战略构想――从天然气产业链上游看中游下段[A].中国石油和石化工程研究会第八届年会文集[C].2004.

天然气行业研究报告范文第3篇

① 参见MStoppard,et alUnconventional Gas：Transforming the Global Gas Industry,IHS & International Gas Union,2012。页岩气是指蕴藏在页岩构造中的天然气。除开蕴藏地质之外，页岩气同传统天然气并无多大区别。在过去十年里，由于水平钻探技术与水力压裂技术的完善与结合使得传统上并不经济的大规模页岩气商业化开采成为可能。美国正是乘着这一页岩气技术革新的东风创造了所谓的“页岩气革命”。借助页岩气革命，美国在2009年超过俄罗斯成为世界上最大的天然气生产国，并将可能在2020年超越沙特阿拉伯成为世界上最大原油生产国。同样是借助于这场革命，美国在2013年9月终于将自1970年代中期以来就“当仁不让”的世界最大石油净进口国的“桂冠”让贤于中国。

一、页岩气革命在美国、欧洲与中国

（一）页岩气革命在美国

1初步影响与长期福利。据美国前国家安全顾问多尼隆称，2008年奥巴马入主白宫之初，能源专家还预测在接下来的5年内，美国的液化天然气进口将会翻番\[1\]。然而由于美国能源技术的革新，这些能源专家的预测很快即被证伪。奥巴马主政期间，美国国内的石油和天然气产量每年都快速增长（目前已经达到7百万桶每天，其增长水平甚至超过美国过去20年最高水平）。由于美国天然气产量猛增，导致国内出现空前的天然气市场供过于求的局面，直接导致天然气价格暴跌至2008年价格的1/4①。国内供应的充足也使美国天然气进口从2005年以来几乎下降了60%。根据简氏剑桥能源研究联合会估计，美国的页岩气产业已经直接或者间接地在2010年度促进了近60万人就业，而到2020年这一数字还将会翻倍①。

页岩气革命对美国的影响还远不止于此，其长远福利似乎更为可观。首先，页岩气革命将会给美国带来相当长一段时期内的能源富足。根据目前估计，美国国内页岩气储量仅次于中国而位居世界第二。美国能源情报署2013年预计美国天然气产量将会从2011年的23万亿立方英尺增加到2040年的331万亿立方英尺（约增加44%），而同期的页岩气产量将从78万亿立方英尺增加到167万亿立方英尺。其次，页岩气革命将有助于美国产业的优化升级。相对于煤和石油来说，页岩气是一种清洁能源，其燃烧仅仅会释放少量的二氧化碳和二氧化硫。页岩气的大规模使用意味着美国将会逐渐淘汰部分落后高能耗、高污染产业，实现产业的升级和优化。第三，页岩气革命也将促进美国国内经济相关行业的复苏与强势增长。页岩气革命最先带来的是美国天然气行业的强势发展和盈利。随着天然气市场供过于求局面的出现，廉价的天然气成为可能，传统的发电、电力、交通等行业将受益于天然气价格下跌。而包括天然气行业本身在内的诸多行业的繁荣将极大地直接或者间接促进美国国内就业增长。最后，页岩气革命的影响将会波及美国的外交政策。充足的能源供应减轻了美国对于全球能源供应中断和价格震荡带来的脆弱性,这使得华盛顿能够以更加有利的姿态介入国际事务，并在国际安全问题的处理上更加强硬（比如同伊朗）\[2\]。

中国地质大学学报(社会科学版)王龙林：页岩气革命及其对全球能源地缘政治的影响2页岩气开采的不确定性及环境争议。尽管页岩气产量的前景比较乐观，但其具体潜能仍然存在诸多不确定性。首先，页岩气富集区大多十分广袤，而目前为止却仅有极少区域得到初步开采。剩下的页岩气富集区的开采地质条件以及潜力仍尚未可知。其次，页岩油气的开采强度与传统的油气开采存在巨大差异。传统油气井大多前期投入极大，开采周期约为30年；而页岩油气井前期投入小，前几周产量最高，然后会快速减产，而且开采周期也仅1年左右。这促使油气公司只能维持极高的新井开采强度。页岩气的这种开采模式在人口众多的地区显然难以为继，并且极容易造成页岩气价格不稳定。第三，未来一段时间内,可能性的钻井技术以及钻井技术的发展也同样将可能极大地提高页岩气产量并减少成本。

页岩气革命也引发了强烈的环境争议。页岩气开采过程中最为重要的两项核心技术――水平钻探和水力压裂，以及废水的处理问题等都成为环境问题考量的关切点。首先，页岩气井的水力压裂需要大量的水。而在美国的部分地区，如果大量使用水资源去开采页岩气将有可能影响到其他用水需求以及水生动物栖息地。第二，如果管理不当，水力压裂液体（包含某些有害的化学物质）有可能因为遗漏、渗透、页岩气井建造方式的错误或者其他原因外泄,污染到周边地区。第三，水力压裂会产生大量废水。这些废水可能包含有溶解的化学物质以及其他污染物质。如果需要将这些水排泄或者再利用都要进行再处理,然而页岩气开采所产生的废水量极大，处理技术也相当复杂。因此，这同样是一个不容忽视的问题。第四，根据美国地质调查所称，水力压裂还会“引起微型地震”，只不过这些地震几乎轻微到不会造成安全关切。但是，如果经过处理后的废水大量注入地下层就能引起破坏力强大的地震。

3美国的国际页岩气政策。首先，在国际页岩气技术合作方面，美国的态度较为积极。这种积极尤其体现在同欧洲、中国等的合作上\[3\](P8)。奥巴马早在2009年访华期间就同中国签订了《中美关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录》\[2\]。2010年美国还专门通过 “非传统天然气技术参与项目”，向印度、约旦、波兰以及乌克兰转移这些技术参见美国能源部网站：wwwdoigov/intl/itap/ugtepcfm。。第二，就是否开放液化气出口限制，美国政府的相关政策仍未尘埃落定。目前来看，其出口政策因出口对象而异：对于出口到同美国签订自由贸易协定（FTA）的20个国家包括：澳大利亚、巴林、加拿大、智利、哥伦比亚、哥斯达黎加、多米尼加、萨尔瓦多、危地马拉、洪都拉斯、以色列、约旦、韩国、墨西哥、摩洛哥、尼加拉瓜、阿曼、巴拿马、秘鲁、新加坡。参见美国贸易代表办公室（Office of United States Trade Representative）：wwwustrgov/tradeagreements/freetradeagreements。因被美国能源部认为“符合美国公共利益”而得到允许；而至于是否能够向未同美国签订自由贸易协定（NonFTA）的国家出口则仍然荆棘丛丛。为解决该问题，美国能源部曾授权国家经济研究协会经济咨询公司（NERA Economic Consulting）就液化气出口的宏观经济影响进行独立研究。研究报告称，美国将会从液化气的出口中得到经济净收益，且其经济收益同美国液化气出口程度成正比\[4\](P3)。尽管NERA的报告表明，无限制的液化气出口将会使美国受益，但截至目前，美国能源部仅审批通过了四处可以向非自由贸易协定国出口天然气的项目，且其中只有一处得到了美国联邦能源监管委员会的最终批准。

（二）页岩气革命在欧洲

虽然页岩气的水力压裂技术等相关技术在美国已经趋于成熟，但对于欧洲来说仍然是新鲜事物。法国自1980年代引进之后，已经完成了至少45次作业,英国则自1970年代以来利用该技术完成了200多次作业\[5\]。然而欧洲的不同国家对页岩天然气开采的政策却不尽相同。欧洲部分国家对待页岩气革命的态度较为积极。诸如英国、波兰、乌克兰、丹麦、瑞典、匈牙利、罗马尼亚、立陶宛等国已经开始逐渐开发页岩气。以英国为例，其页岩气储量为欧洲最富集区域之一，也就积极地拥抱这一能源革命。波兰由于是一个天然气净进口大国，而且也是欧盟最大的产煤国和消耗国，同时是欧洲目前探明的页岩气最大储藏国，因此也极为热情地支持页岩气技术，并试图以此弥补不断减少的传统天然气产量，减少能源的对外依赖程度。乌克兰也对此持积极态度，并已经开始同美国油气公司开始大规模合作，但其面临着另一棘手的限制条件――来自俄罗斯的强大地缘政治压力。另一方面，相当多的国家对该能源革命的态度消极悲观。比如法国（2012年）、捷克和保加利亚三国目前均已通过法令禁止使用水力压裂技术。德国尽管没有完全禁止这一技术的使用，但却严格限制对页岩气的开采\[6\](P89)。

（三）页岩气革命在中国

1中国目前的天然气需求状况。中国天然气的消耗量虽然在过去的几年中增加了近两倍，但是其仍然只占到能源消耗总量的4%。以2011年为例，人口相当于美国四倍的中国消费了1 300亿立方英尺天然气，仅相当于美国2011年消费总量的1/5 ③ 参见MStoppard,et alUnconventional Gas：Transforming the Global Gas Industry,IHS & International Gas Union,2012。。尽管天然气占到中国能源结构的极小部分，但由于国内产量不足，天然气仍需大量进口。目前来看，中国天然气进口主要有两种方式：液化气进口以及输气管线。中国的液化气进口逐渐增加并在2011年占到了总消费的近1/4。同时，中国也同周边的中亚、缅甸等国有着活跃的输气管道项目。

2中国对页岩气革命的态度及政策。中国政府对于页岩气革命的态度呈现以下特点： （1）重视程度前所未有，响应快速及时。早在2009年，中国就同美国签订《中美关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录》。中国的“十二五”规划也明确要求“推进页岩气等非常规油气资源开发利用”。2013年10月，中国国家能源局又《页岩气产业政策》红头文件。2014年2月，美国国务卿克里访华期间，总理明确指出希望美国在对华出口液化天然气、联合进行页岩气开发等方面进行合作。（2）积极全面地制定战略规划。相继出台的文件不仅指出了一系列页岩气的基本概况，同时也制定了深度开发页岩气资源的具体步骤和程序。2013年10月出台的《页岩气产业政策》规定了页岩气产业的上中下游全面开放；实行市场定价；进一步降低了民营企业的投资门槛（该文件第7条删除了《页岩气探矿投标意向调查公告》中关于3亿元注册资本的限制）；同时鼓励外国和地方投资；开放管网，允许天然气管道等“基础设施对页岩气生产销售企业实行非歧视性准入”。 这一系列突破性的规定为页岩气产业发展提供了极为有利的市场环境。

3页岩气革命对中国的长期影响。首先，中国的页岩气储量丰富据许多机构预测，中国的页岩气储量位居世界第一（页岩气富集区包括四川、塔里木、准噶尔、松辽、扬子地台、江汉以及苏北盆地）。，如果得以开发势必将提高国内天然气产量，减少能源对外依赖。其次，页岩气的大规模开发有助于国内相关产业的增长及环境改善。中国目前的能源消耗结构极为不合理,高能耗、高污染的煤占到了接近70%，新能源以及天然气的比重微乎其微。页岩气革命带来的廉价天然气将会有助于中国电力、交通以及化工等行业的增长和产业升级。第三，巩固能源安全，提高同俄罗斯等国天然气谈判的要价能力。作为世界上第二大经济体以及最大能源消耗国，能源安全一直是悬在中国头上的达摩克利斯之剑。近年来逐步完工并投入使用的中国―中亚输气管线以及中缅输气管线已经提高了中国的能源稳定性。如果再加之以页岩气革命带来的本国产量提升，中国的能源安全势必有所改善。一直以来中国在同俄罗斯的天然气定价谈判中始终僵持不下,究其原因就在于中国与俄罗斯双方因为各自进口和出口的多元化从而在价格上互不妥协。如果中国页岩气产量提升,再加上周边输气管线的存在，俄罗斯将会在定价问题上越来越处于不利地位。

然而，中国的页岩气储藏地质远比美国复杂,开采技术和运营管理经验又远不及美国企业。并且据估计，中国的页岩气开采成本也要远远高于美国（接近27倍于美国成本）③。因此，需要客观地看到，众多的不确定性意味着中国并不能简单地复制美国的页岩气革命传奇。

二、页岩气革命对全球能源地缘政治的影响

与其他化石能源不同的是，天然气几乎在现代经济的发电、工业、商业以及民用等各个行业都扮演着极为重要的角色。因此，页岩气革命的不断演进对于全球能源地缘政治的影响也许会超乎想象。

（一）模糊三大天然气市场界线

传统的世界天然气市场大致可以划分为三大分市场：北美市场、亚洲市场、欧洲市场\[1\]。市场成熟度、能源供应及进口依赖程度等地理和政治因素的不同，造成了三大市场内部结构的迥异。三大分市场内部都存在着某种平衡，而在不同的市场之间却存在着不同的天然气价格和贸易模式。这与在全球任何地方的交易价格都是统一的世界石油市场大为不同\[1\]， 究其原因是因为天然气长途运输的相对困难\[3\](P25)。

国际液化气贸易量的增加将会逐渐改变国际天然气价格差异的现状。尼日利亚、卡塔尔、俄罗斯、特立尼达和多巴哥等传统天然储量大国都在逐渐扩大其液化气国际贸易。随着大规模液化气在全球范围内的流转和贸易，不同地区天然气价格迥异的状况将会减少。如此一来，天然气贸易将会逐渐趋同石油贸易，以页岩气为主要的非传统天然气将大规模发展。随着大量非传统天然气进入全球市场，传统的将天然气价格和石油价格挂钩的做法将会难以为继 参见MStoppard,et alUnconventional Gas：Transforming the Global Gas Industry,IHS & International Gas Union,2012。。

（二）削弱传统能源大国的影响力

在传统的全球能源地缘政治格局中，能源超级大国不仅将石油、天然气作为一种资源进行贸易，增加国家税收，更是将这些能源禀赋在特定情况下用作一种战略武器而贯彻国家意志。俄罗斯作为能源大国，向来善于推行能源外交。其在2006年就因天然气涨价的问题对乌克兰实施“断气”，这一措施让西欧其他国家吃尽苦头。中东产油国家同样如此：以1973年的第四次中东战争为例，阿拉伯产油国就成功利用石油支持同以色列交战的国家，从而导致了西方的石油危机以及经济危机，并迫使西欧大部分国家和日本迅速转变了对巴以冲突的立场。在最近的阿拉伯之春运动中，弹丸小国卡塔尔可以利用能源所带来的经济实力纵横捭阖，为诸多大国所不能为之事。然而，随着页岩气革命的到来，传统天然气出口大国的出口收益将会显著减少，其将能源用作外交工具的能力也会受到限制①\[7\] 。

1俄罗斯。俄罗斯作为世界上最大的天然气储藏国将面临即将到来的全球范围内天然气价格下降、液化气四处流通的诸多严峻挑战。

首先，就俄罗斯天然气的欧洲市场来讲。一方面，随着非传统天然气大量进入欧洲市场，欧洲将会更多地要求开放市场和竞争性的价格机制。例如，立陶宛正在建造一个液化天然气进口终端。该终端将打开新的天然气输入渠道，满足三个波罗的海国家约75%的天然气需求。这意味着除开俄罗斯之外，更多的国际液化气将可以直达波罗的海三国《从叙利亚危机看美国能源潜力》，参见FT中文网（2013年9月12日）： wwwftchinesecom/story/001052455。。另一方面，随着欧洲国家开采自身的页岩气，将会逐步增强欧洲国家的自给能力。如前所述，英国、波兰（页岩气储量欧洲第一）以及乌克兰都有足够的页岩气储量，而且已经开始积极同美国合作并进行了一定开发。一旦欧洲国家页岩气产量上升，将对俄罗斯能源的依赖逐渐减少。俄罗斯能源出口收入将会严重受损欧洲国家占到了俄罗斯天然气出口的绝大部分：德国27%，东欧国家31%，法国8%以及意大利10%。\[8\]。其次，俄罗斯在东方的天然气谈判中将面临更为严峻的形势。中国本身就是极为强硬的谈判对手，而且更是世界最大的页岩气储藏国（约886万亿立方英尺）。据官方估计，中国的天然气储量足以支撑其国内接近200年的需求,尽管目前尚处在初步的页岩气开采中，但这足以在某种程度上实现自给。

综上，页岩气革命的到来将会使得俄罗斯在欧洲市场和中国市场上四面楚歌。考虑到俄罗斯几乎60%的联邦税收都来自能源出口，天然气价格的下降甚至将会引发政治灾难\[7\]。

2中东地区。伊朗作为世界第二大天然气储藏国，也将在这场革命中受到一定影响。尽管伊朗一直以来面临着严厉的国际制裁，限制了其巨大天然气储量的出口。但在页岩气革命的影响下，即便是伊朗能够成功地将天然气投送到国际市场上，其获得的收益也会严重低于预期。

对于中东其他产油国来讲，页岩气革命同样令其忧虑。作为世界主要的天然气出口国，沙特所面临的前景显然不容乐观。面对美国页岩气革命的竞争，92%的预算都依赖石油的沙特经济将会越来越脆弱《沙特王子警告：美国页岩气威胁沙特经济》，参见FT中文网： wwwftchinesecom/story/001051695。。 而卡塔尔很快嗅到了页岩气革命的冲击，自2012年开始便与埃克森美孚合作，主动推动美国天然气出口\[6\](P88)。

尽管在未来相当长一段时期内，中东国家仍然将是世界石油、天然气以及液化产品市场的中心，但是包括中东地区在内以及其他OPEC国家的地缘政治优势都将不可避免地遭受到美国因页岩气革命而带来的大量而廉价的液化气、天然气和石油产品的削弱据美国莱斯大学詹姆斯•贝克公共政策研究中心报告估计，到2020年左右美国出口的聚合物产品以及液化石油气将会同卡塔尔和沙特旗鼓相当，这将极大地重塑全球能源市场格局。。

3其他地区。对于亚太地区的天然气出口国而言，页岩气革命同样并非喜报。澳大利亚、文莱、印尼、马来西亚以及巴布新几内亚等国不仅有大量的液化气出口，而且同时还有大量的天然气液化基础设施和开采计划。随着天然气价格的下跌，这些供应方不仅收入会锐减，而且既有的设施和计划都将可能丧失经济意义。

（三）增强传统能源进口国获取能源的便利性与自给能力

在传统的能源地缘政治中，主要进口国不仅疲于寻找进口来源，而且在能源价格问题上“备受欺凌”。东欧、西欧国家所面临的俄罗斯能源价格压力以及中俄天然气谈判中的价格压力都是典型表现。随着页岩气革命的到来，主要天然气进口国家将会多方面受益。

以北美为例，加拿大、美国以及墨西哥能源产量的提升将极有可能使北美成为最为自给自足的区域。页岩气革命的深化尤其将有可能使美国变成能源净出口国。

对欧洲而言，其长期担忧的对于俄罗斯的能源依赖将会得到缓解。随着页岩气革命影响的加深，欧洲将可能享受一个更加开放的天然气市场。借助于天然的大西洋航线便利，欧洲将会从北美的液化气出口中获益匪浅。值得注意的是，页岩气革命对欧洲的影响必须谨慎考虑：尽管其能够享受到因为页岩气革命而带来的愈发充足的外来能源，但欧洲内部的景象相对复杂。欧洲国家总体上的否定态度（英国除外）、不利的地质条件、外来政治压力等因素造成页岩气革命福利并非直接而丰厚。正因为如此，有人甚至认为如果欧洲不能积极应对，将有可能成为页岩气革命的最大输家\[6\](P94) 。

亚洲主要能源进口国家或地区同样将会受益于页岩气的发展。日本、韩国、台湾等这些长期以来承受与石油挂钩的天然气价格的发达经济体将能够在同澳大利亚、中东、俄罗斯等供应方的贸易中获得更优惠的价格。而中国、印度借助这一潮流，不仅可以享受低廉的天然气价格，同时也可以利用廉价天然气来替代和升级传统的煤炭发电等高污染行业。

（四）深刻改变全球石油市场

作为石油的一种替代能源，天然气相对石油来讲有着巨大的价格优势。以美国国内市场价格为例，产生单位能量的石油的价格是天然气价格的3倍左右\[1\]。在传统的电力、交通以及化工等行业中，石油仍然是比重最大的能源来源。但长期来看，随着页岩气革命的蓬勃发展，世界各国将能够更为便利而廉价地获得天然气。这些进入各国市场的廉价能源势必会强化天然气相对于石油的既有优势，使其逐渐渗透进入上述行业，并最终替代石油在这些行业的角色。

随着石油在众多行业中能源地位的被取代，石油的需求量会相应显著下降，石油价格下跌，进而导致传统石油输出大国的财政税收减少以及其利用石油作为政治目的的能力被削弱。

因此，页岩气产量和供应的提升不仅将直接影响全球天然气市场，还会对石油价格的下跌形成间接压力。最终，页岩气革命将会对主要依靠石油出口的国家形成强大的地缘政治压力\[1\]。

三、结论

尽管本文分析指出最早由美国兴起的页岩气革命最终将会对世界能源格局乃至全球地缘政治产生巨大影响，但必须要明确的是，这一进程并非即将到来。比如，它将会一定程度上减轻能源进口国的对外依赖程度，但却并不意味着这些国家可以绝对地自给自足。再如，俄罗斯、伊朗、沙特阿拉伯等传统的天然气出口国将会受到一定冲击，但是目前的全球天然气市场中大量的长期交易合同又能在某种程度上缓冲页岩气革命带来的直接压力。再考虑到页岩气革命的多种不确定性，我们必须对其保持审慎乐观态度。

参考文献

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\[5\] The European resource center for shale gas，tight gas & coalbed methane.Shale Gas Europe\[EB/OL\].shalegaseurope.eu/en/index.php/resources/shalegasfaq#gen4,20130401.

\[6\] Troner,Al.Natural Gas Liquids in Shale Revolution\[R\].Baker Institute for Public Policy of Rice University,2013.

天然气行业研究报告范文第4篇

【关键词】川气东送 长输管道 风险 问题

一、背景

由于国际油价长期居高不下，全球对更清洁的能源——天然气的需求增长强劲。21世纪是天然气世纪。中国经济的持续发展和能源政策的进一步调整，极大地促进了我国天然气产业的发展。目前，在世界能源消费结构中，石油占39.7%，天然气占23.2%，但是，天然气在中国能源消费结构中所占比例仅为2.5%左右，远低于世界平均水平和亚洲平均水平10.1%。所以，我国已将天然气开发和利用作为21世纪初能源结构优化和石油工业产业升级的重点，在2010年左右，使天然气的能源消费比重提高到5.3%左右。2020年达到12%左右。届时，天然气的应用在中国将有可能接近或超过石油，中国能源结构将实现向“高效、经济、洁净、安全”合理转变的目标。

“十一五”期间将是中国天然气产业，也是中国石化天然气产业发展的关键时期。在“十一五”期间我国天然气的市场建设和价格体制将进一步完善，逐步实现与国际接轨。另外，随着天然气输配管网的建设完善，天然气进一步由产地向经济发达地区转移，并向民用、燃气发电、工业等领域倾斜，天然气消费结构将发生变化，从而实现消费结构合理化和资源配置最优化。

但是，我国天然气市场的发展仍然面临一些制约因素。由于天然气发展上、中、下游高度一体化的特点，管网建设还没有形成相应的规模，缺乏连接产气区与用气区之间的管网和保障用气安全和调峰的地下气库群。就目前的情况看，天然气难以储存的物理特性决定了产量一般就是销售量和消费量。因此天然气产业的健康发展，必然要求上游的开发、中游的管线、下游的工业和民用用户建设基本同步地进行。世界天然气工业的发展历史证明，天然气工业是一个系统工程，其中天然气的销售和利用又是天然气工业中的一个十分重要的环节，其在很大程度上左右着天然气的勘探、开发、运输等环节。实践表明，气田开发在编制开发方案的同时，还必须同步规划管道建设和天然气市场的开发。没有准备好市场，气田不能投入开发，长输气管道也不能开工建设。

二、“川气东送”长输管道项目现状及存在的问题

（一）项目现状

“川气东送”管道主干线起自四川省宣汉县境内的普光气田首站，自西向东途经重庆市、湖北省、安徽省，浙江省、江苏省，止于上海末站，主干线路全长约 1702公里，管径为1016mm，设计输量120亿方/年，设计压力10MPa。

按国家发改委对“川气东送”项目的要求，普光气田的天然气除了将一部分天然气留用川渝地区外，主供苏、浙、沪三省（市），兼供湖北、安徽、江西三省。随着工业化、城市化、现代化进程的加快，沿线目标市场特别是江、浙、沪地区的经济增长速度多年来高于全国平均水平，发展势头比较强劲。但经济增长依靠投资拉动的因素偏高，高投入、高消耗、高排放现象突出，能源供需缺口逐年拉大，经济发展中能源制约和环境压力亦趋凸现。天然气的利用，将促进能源结构的优化，产业结构的调整，改善日益恶化的大气环境。

由于川气东送项目各目标市场的经济发展不同，天然气管网及其它基础设施建设不同，天然气使用的实际情况不同，导致各目标市场的天然气消费结构也各不相同。随着各省市主干管线的建设投产，管网的形成，各目标市场将形成多气源格局，且分别由不同的公司向其供应管道天然气或其它燃气。

（二）“川气东送”项目存在问题

1.长输管道存在的问题

长输管道建设项目投资规模大、结构复杂、建设期和经营期长，面临着多种因素的影响，因而必须满足许多特定的条件。对于一条经济可行的管道而言，一端有天然气资源，另一端有市场只是一个必要条件，但不是充分条件。最重要的衡量标准是管道项目的经济价值，也就是说，是否能够保证项目具有合理投资回报的经济可行性，而这种投资回报应足以补偿其承担的风险。长输管道特有的风险源于两种因素的结合：a.前期投资数额巨大，而且一旦管道铺设完成，这笔投资就不可改变地与特定项目捆在一起；b.输气成本在天然气市场价值中占很大比例。除了像成本超支或工期拖延这些能源行业或其他大规模投资项目的常见风险外，长输管道存在一些特有的风险，这些风险若得不到正确处理，将危及项目的可行性。长输管道投资存在的问题：

（1）储量问题：充足的天然气储量是投资新管道项目的必要条件。管道固定资产的摊销期可以长达20年或更长，为了保证大型管道经济可行，在做出投资决策之前，必须落实可靠的供气基地，其探明天然气储量至少应相当于20年的合同消费量。

（2）需求问题：建设长输管道的最重要的先决条件是管道沿线或终端有足够大的市场需求，可以吸纳管道输送的大量天然气，而且所支付的气价可以保证对输气管道和天然气生产的投资能够获得合理回报。如果市场规模不够大，如果用户无法承受天然气的市场价格，或者天然气需求量不够高或天然气不具备价格优势，那么输气管道都将无法生存下去。长输管道输气量巨大，输送能力的设计要满足一定时期的预期需求。因此存在实际需求低于预期需求或者需求增长速度低于预期值的风险，它们可能对管道的经济性造成消极影响。天然气作为一种一次性能源，主要用作燃料和原料，可替代品包括煤炭、成品油、液化石油气和电力等。对其目标市场的研究必然要综合考虑各目标市场整体能源的供需情况。能源是可替代的，替代就有竞争。天然气进入竞争激烈的能源市场，必然要遇到煤炭、成品油、液化石油气和电力等替代能源的激烈竞争，因此，总是存在因天然气竞争力不足而无法落实预期需求的风险。另外，与包括石油行业在内的其他行业的投资不同，某一管道的天然气需求一般与特定的地区相关，而该地区需求的下降很难由其他地区的需求来弥补。

（3）价格问题：天然气属于《中华人民共和国价格法》所规定的13种规制商品之一，天然气的定价权在国家计委和各级地方政府的物价局(城市天然气配气)。国务院价格主管部门制定基准价格和浮动幅度，具体由供需双方在浮动幅度范围内协商确定。若天然气井口价格需要调整，则由企业申报，政府按照成本加合理利润，并且兼顾用户承受能力的原则进行核定。以政府定价为主的价格管理方式缺乏灵活性，供需双方没有协商的机制，价格不能及时地反映市场的实际供求状况，难以发挥鼓励企业生产和引导消费的作用。管道运输价格水平是根据国家计委、建设部的《建设项目经济评价方法与参数》进行测算的。由于项目评价期比较长，测算出的数据难以反映未来的实际情况，这使得以项目经济评价来确定管输价格不够客观。另外，在天然气市场上存在不同类型的用户，不同类型的用户在供气连续性与可靠性、对价格的承受能力、需求弹性以及自身用气的均衡性方面表现出较大差异。这要求管输定价方法能够适应这种差异，以扩大管输需求，提高管输利用率。只有管输利用率提高了，用户的平均管输价格水平才能降下来，我国目前的管输定价方法还不能适应这种要求。

（4）政策和监管问题：世界各国的天然气战略都是国家能源战略的重要组成部分，是各国实现可持续发展的关键因素。实践证明，天然气产业的发展与天然气市场的培育、发展都依赖于政策的干预。由于管道投资属于固定资产投资，管道建成后就成了沉没成本，所以管道生存能力很容易因政府干预其技术和经济性能而受影响。

2.目标市场存在的问题

作为中石化规模最大的天然气投资项目，川气东送存在很多风险。在复杂的自然环境和社会环境中，如此大规模的项目势必会遇到许多严峻的挑战，其实施过程也必然充满了来自各个方面的风险干扰和威胁，需要解决的问题除了一般长输管道所具有的问题外，还必须根据“川气东送”目标市场的实际情况考虑其特有的现实问题。

（1）管道建成后，供气量未能达到管道设计的输送能力时，下游市场的培育问题。川气东送管道途径六省市，市场需求潜力大，尤其是华东地区无疑有巨大的天然气需求潜力。当供气量未能达到管道设计的输送能力时，供气量将会明显小于需求量，如何做好下游市场的培育，实现未来供气量达产后的天然气销售利润最大化将是这一时期的重要问题。

（2）供气量达到管道设计的输送能力时，下游市场的培育问题。虽然下游市场天然气需求潜力巨大，供气量可能不能满足市场的需求量，但随着目标市场管网建设不断完善，目标市场的多气源格局将逐渐形成。多家石油公司、燃气供应公司以及海外LNG向目标市场的进入，将对中石化在目标市场中未来所处的地位产生巨大的威胁。因此最终起决定作用的是如何将潜在的需求转变成实际的或具有法律约束力的终端用户购气量、如何减少购气风险和市场风险、如何尽快的占领目标市场、川气东送项目的结构及其在中国未来天然气产业中的定位、项目对可能发生的条件变化的应对能力以及未来竞争机制引入的应对能力等是最主要的问题。

（3）区域经济发展不平衡、经济发达程度不一直接导致下游市场需求量与价格不平衡的问题。由于川气东送管道途径多个省市，各省市经济发展不平衡导致各目标市场需求量与价格出现参差不齐的现象，如何在最大限度地控制目标市场的前提下，使天然气销售实现利润最大化是重要的问题之一。

（4）不同用户对天然气的承受价格不同影响天然气销售收益的问题。天然气利用的主要用户有城市燃气用户、工业燃料用户、天然气化工用户、天然气发电用户和CNG用户等。由于不同的用户对天然气的承受价格和需求弹性各不相同，所以根据各个用户的特点，采用何种营销策略也是重要的问题之一。

参考文献

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[9]雍艳.世界主要国家天然气政策比较及其启示[J].环球纵览，2006，4.

天然气行业研究报告范文第5篇

关键词：煤制气；煤价；SNG价格；税后内部收益率

一、煤制气项目投资的概况

我国是富煤缺油少气的国家，发展煤化工是解决国家能源危机的重要途径，也是国内煤炭行业发展的趋势。随着煤化工多年的发展，传统的煤化工行业已经出现产能过剩，市场萎缩的景象，在此大环境下，能源消耗及能源供给方式也将发生重大变化，以煤制气为代表的新型能源产业成为煤炭产业转型升级的重要方式，是国内煤化工行业发展的重点。投资大、建设周期长、技术含量高、是煤制气项目的特点。深入研究煤炭价格、天然气价格对内部收益率的影响对煤制气项目的投资管理及经济预测有重要意义。

二、利用EXCEL建立项目评价模型的程序

项目可行性报告和初步设计对该项目的经济前景作了详尽的预测分析，随着外部环境的变化，经济评价结果也会发生微妙的变化，依据项目相关资料及《建设项目经济评价方法与参数》分析变化了的经济要素对内部收益率的影响对项目的经济评价有着重要的意义，以下就天然气价格的变动对内部收益率的影响程度作如下分析：

建设项目经济评价方法包括财务效益与费用估算、资金来源与融资方案、财务分析、经济费用效益分析、费用效果分析、不确定性分析与风险分析、区域经济与宏观经济影响分析、方案经济必选、改扩建项目与并购项目经济评价特点、部分行业项目经济评价的特点。根据上述要求利用计算机建立经济评价模型步骤如下：

1.计算投资总额编制资金筹措表。建设项目投资包括固定资产、无形资产、流动资金的投资，在确定建设资金总额后根据建设期内每期投资比例、流动资金投入方式、自有资金和借入资金比例、借款利率后编制投资总额与资金筹措表、贷款平衡表、流动资金表。

2.编制项目经济评价的各类基础数据表格。根据初步设计或项目可行性研究报告中相关资料编制原材料耗用表、固定资产折旧和无形资产摊销表、成本费用明细表、年总成本费用表、营业收入及税金表、利润及利润分配表、项目投资现金流量表等。

3.表内表间相关数据实现关联。各表表内数据利用EXCEL公式进行数据关联，包括成本费用类数据表、产品收入数据表、及利润分配表、现金流量表的表内数据关联。

成本费用类表内数据利用E C X E L公式实现自动计算关联步骤：（1）按照“材料单价X消耗量=材料成本”公式完成材料成本表的关联。（2）按照辅助材料与主要材料的消耗量比例关系完成辅助材料与主要材料的关联。（3）按照变动制造费用与主要材料的消耗量比例关系完成费用表的关联。

产品收入类的表内数据联采用成本费用类关联同样的方法。

总成本费用表、利润及利润分配表、现金流量表与上述成本费用类及产品收入类表利用E X C E L链接实现表间关联。在现金流量表中计算现金流量现值时可以利用EXCEL内置的POWER函数实现现金流量的折现值自动计算，如第N年的现金流量净现值计算公式为：第N年的现金流量净现值=第N年的净现金流量/ P O W E R （1+折现率，N ）。将各表内表间数据关联后测试验证无误后便可以用来测算了。

结合项目所处的经济形势认真分析确定各成本费用要素及预计产品销售情况，以材料市场价格及较为准确的费用预算标准作为测算的依据。

4.计算分析项目投资财务内部收益率。利用相互关联的表格，不断变动相关成本要素及天然气价格计算得出不同的内部收益率；设定固定值内部收益率和相关成本价格（或天然气价格）计算天然气价格（或相关成本价格）。

项目投资财务内部收益率是反映工程项目经济效果的一项基本指标。指投资项目在建设和生产服务期内，各年净现金流量现值累计等于零时的贴现率。这种分析方法考虑了货币的时间价值，可以测算各方案的获利能力，因此它是投资预测分析的重要方法之一。

计算公式：

n

∑ （CI-CO）祎ai =0

i=1

式中：

CI 为第i年的现金流入

CO 为第i年的现金流出

ai 为第i年的贴现系数

n 为建设和生产服务年限的总和

n

∑ 为自建设开始年至几年的总和

i=1

i 为内部收益率

三、以伊犁新天煤化工年产20亿煤制气项目为例，分析煤炭价格、SNG价格与项目税后内部收益率的影响关系：

多次测试后得出如下结果：

1.设定每标准立方天然气含税价格为1.8元，煤炭价格与内部收益率的关系如下：

从以上图表可以看出，煤炭价格每变动5元（含税），煤制气项目的税后内部收益率将变动0.17%。煤炭成本是煤制气企业生产的主要成本，取得合理的煤炭价格对煤制气企业的经济效益起着关键作用。在税后内部收益率达到10%时的煤价是煤制气企业关注的焦点。我国的能源政策大方向是“提高能源使用效率，同时减少煤炭使用”。煤炭价格下降，有利于国家长期能源结构调整，符合整体宏观调控的方向。目前煤炭行业总体产能过剩接近10亿吨，煤炭价格长期走跌的趋势就不可能改变。目前国内煤价高于进口煤，主要是因为运费过高，对于火电企业采购煤炭来讲，从产地到电厂的公路运输、铁路运输、海运运费加在一起甚至占到煤炭采购成本的一半。煤制气是未来淘汰落后产能、实现产业转型的重要方式，但煤价的高低直接决定着煤制气企业的盈亏。

2.天然气价格与煤制气项目税后内部收益率的关系如下：

从以上图表可以看出，SNG价格每变动0.01元（含税），煤制气项目的税后内部收益率将变动0.11%。按照《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》（发改价格[2013]1246号）规定，天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理，供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定具体价格。门站价格适用于煤制气出厂价格由供需双方协商确定，需进入长输管道混合输送并一起销售的（即运输企业和销售企业为同一市场主体），执行统一门站价格；进入长输管道混合输送但单独销售的，气源价格由供需双方协商确定，并按国家规定的管道运输价格向管道运输企业支付运输费用。2013年7月10日以后的新疆地区增量气最高价格为2.29元/方（含增值税）。天然气价格虽然由政府限定价格范围，但天然气需求量不断增加、价格持续上涨是未来几年天然气市场的行情趋势，对煤制气企业也是利好。

四、利用电子模型测算价格与税后内部收益率的意义

1.为投资决策者的投资决策提供科学的决策依据。税后内部收益率是反映项目未来盈利能力的重要指标，它综合了项目的全部经济要素，考虑了当前市场行情及未来产品销售预期情况，是实施企业并购、决定是否投资的主要参考依据。由于目前国内煤化工行业尚处于建设投资期，没有实际的经济数据作参考，加强价格与收益率关系的研究可以为能源转化的投资前景提供科学的经济数据作参考，对煤炭产业转型升级有着重要的意义。

2.由于考虑了资金的时间价值，有利于管理者按照投资计划合理筹划建设资金，控制资金成本及建设管理费用。

3.由于有明确的对未来市场价格预期作参考，可以为项目达产后的全面预算、财务成本核算提供理论数据支持，为财务管理控制要点指明方向。

参考文献：

[1]《财务成本管理》，中国注册会计师协会编，2013年3月，中国财政经济出版社.