关于我国天然气资源概况及使用方向的建议文档格式.docx
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1.95%
中国可采年限
90
22
95
注：
根据《中国电力9五规划》和英国BP公司1997年世界能源年鉴
2000-2050年世界一次能源供需预测
1990
2000
2010
2050
各类能源总计
80.45
85.7~93
98~111.6
181~210
31.85
34~35
38~39
54~58
石油所占比例
38~40%
35~39%
40~50%
22.58
22~26
27~32
40~50
煤炭所占比例
28%
25~28%
28~29%
22~24%
15.96
18.7~20
20~25
50~61
天然气所占比例
20%
21~22%
水电、核能等
10.06
11~12
13~15.6
37~41
水、核电所占比例
12%
13%
13~14%
单位：
亿吨油当量
四川盆地的天然气是我国开采较早、储量较丰富的资源，基本可在满足四川省和重庆直辖市需求的同时，通过管道外送部分剩余气量。
主要市场是武汉，预计年供气20-30亿立方米/年；
陕甘宁气田是我国陆上最大的天然气整装资源，可采储量超过3千亿立方米，目前主要通过北京、西安和银川三条管线外送。
输气能力分别为：
北京方向660mm×
900km，30亿立方米/年，供北京、天津、河北；
西安426mm×
480km，8-9亿立方米/年；
银川426mm×
300km，3-4亿立方米/年。
该资源已具备建设第二条东送管道的条件，今后市场主要可能是北京、天津和河北,以及华东地区；
塔里木盆地和青海的天然气资源十分丰富，具有较好的开采前景，全盆地天然气地质储量8.4万亿立方米，截止98年底，累计探明储量5千亿立方米。
该气源今后主要靠管道经兰州、西安东送，主要市场为长江三角洲地区；
南海天然气资源蕴藏品质最佳，气田储量集中，单井产量大。
现已通过海底管道年输香港29亿立方米，主要用于发电。
还有部分天然气送海南岛供三亚的一座100MW燃机电厂和化肥厂使用。
但南海的资源开发前景看好，但海上天然气开发难度较大，同时在一定程度也受到地缘政治因素的制约。
因此，暂不宜进行大规模开发利用；
东海地区的勘探工作一度受一些政策的影响而比较迟慢，但从现在的工作成果看，资源储量看好。
在杭州湾的平湖气田发现部分天然气资源正在供应上海，主要满足城市居民的生活用气。
但东海资源的情况与南海情况相近，也暂不宜进行大规模开发利用。
在我国周边的俄罗斯东西伯利亚地区、库页岛和土库曼斯坦、哈萨克斯坦等地也有极为丰富的天然气资源蕴藏。
俄罗斯拥有世界最丰富的天然气资源，可采储量占世界的40%，出口天然气量占世界的30%。
东西伯利亚科维克金气田已探明地质储量据我国有关部门认为8千亿立方米较可靠，但其周边地区的地质结构看好，预计可采储量将可进一步增加。
中国是该资源最近、最大的市场。
该气田外输能力为320亿立方米/年，除一部分在俄罗斯使用外，可向中国、日本和韩国输送200亿立方米/年。
计划建设一条直径1,420mm，全长3,364公里管线，从气源至外蒙（或中国东北）经北京、天津到山东日照下海东渡日、韩，其中在俄境1,027公里，外蒙境内1,070公里，我国境内1,320公里，总投资68亿美元。
按原计划中国分配100亿，日韩各50亿，但这一方案受到多方专家的质疑。
主要问题如下：
如此廉价清洁的资源有无必要转易他国？
200亿立方米天然气只相当2,400万吨标煤，这对年燃煤13亿吨的中国并非无力接受，特别是沿海经济较发达的山东、江苏、浙江和上海，其燃气和燃煤成本十分接近，如果再考虑效率因素和环境以及环境治理代价，其燃气成本必然低于燃煤；
再渡日韩气价是否还有竞争力？
日本1995年6月到1996年6月13个月的平均液化天然气的到岸价仅为3.5美元/MBtu，相当0.97元/立方米（低热值8400Kcal/M3）。
目前，全世界液化天然气生产一再增加，技术进步速度也比较快，远期价格可能还会下跌。
该气源如果到北京已近1元/立方米，再东渡日韩还有什么价格优势可言；
气量小能否起到战略制约作用？
50亿立方米对于日本和韩国的年耗燃料量都不是大数，两国主要使用天然气的燃机电厂改烧液化石油气、柴油、石脑油等替换燃料轻而易举，他们随时都可以在国际市场上找到足够的其他代用燃料。
同样，俄罗斯也很难以此来要挟中国这样一个大国。
事实上，即使在冷战时期，苏联也未能利用他们通往欧洲的天然气管线遏止西方。
如果将国内天然气资源、进口管道天然气和进口液化天然气实现全国联网，对一些主要天然气使用者的工艺系统进行双燃料设计，能源的安全系统是能够得到保障的。
此外，美国埃克森石油公司在俄罗斯库页岛发现了大量天然气资源，由于俄与日本存在“北方四岛”争端，南送日本存在地缘政治制约，因此埃克森公司正在积极开发我国东北三省市场。
据悉，已经与东北个电力公司签署了供气意向书，如果市场落实，该公司的开发和管道铺设工作马上可以展开。
土库曼斯坦通往我国西部的天然气管道的前期工作也正在进行，预计沿欧亚大陆桥东行经新疆、甘肃、山西、河南，在江苏连云港一下海东渡日、韩。
自美国为首的北约攻击南斯拉夫和轰炸中国大使馆之后，李登辉又放出“两国论”使台岛的分裂势力异常嚣张，美国实行遏制中国的长期战略将难以避免。
从国家能源安全角度和地缘政治的基本原则出发，积极利用俄罗斯以及周边油气资源，将不可避免地成为中国国家战略的重要一环。
这不仅可以加强国家的能源安全，保全国家能源储备，改善生态环境，同时可以延缓中国在能源利益上与西方集团的直接对峙与冲突。
就经济意义而言，俄罗斯的天然气对我国市场而言，也是成本最低廉的优质资源，预计到北京的价格不到1元人民币/立方米，按热值计算法，低于国内生产的天然气和石油产品价格，也低于进口液化天然气与进口石油产品的价格。
如果考虑其效率因素、环境代价、投资效益比和使用灵活性，使用成本将低于华北市场的低硫煤。
各种燃料价格对比
序号
燃料
单位
价格
热值（大卡）
（低热值）
每百万大卡
热值价格
每百万BTU
每GJ
1
山西产地煤
Kg
0.15
5000
30.00
7.56
7.17
2
华北低硫煤
0.25
50.00
12.6
11.94
3
华东低硫煤
0.30
60.00
15.12
14.33
4
进口重油
0.747
9200
81.20
20.46
19.39
5
国产重油
1.1
119.57
30.13
28.56
6
原油
1.5
10000
150.00
37.80
35.83
7
进口柴油
10302
145.60
36.69
34.78
8
国产柴油
2.3
223.26
56.26
53.32
9
国产液化石油气
1.96
11650
168.24
42.40
40.18
10
进口液化石油气
1.54
131.8
33.21
31.48
11
城市煤气
m3
0.9
4500
200.00
50.40
47.77
12
电
KWh
0.45
860
523.26
131.86
124.98
13
俄罗斯天然气
8400
119.05
28.43
14
陕甘宁天然气
1.31
155.95
39.30
37.25
15
进口液化天然气
178.57
45.00
42.65
全世界建有10座液化天然气（LNG）工厂分布在8个国家，生产能力8,470万吨/年。
2000年前后将卡塔尔、阿曼等工厂投产，产量增加到1亿吨/年。
2010年全球产量将接近2亿吨，总体上是供大于求。
由于LNG的生产利用必须有极强的系统一体化，从气田勘探开发、集中、液化、运输、接收、储存、气化、疏散、销售和综合保障体系等需要同时规划建设，并配合立法，才能确保全系统的效率，从而降低运行成本。
我国已决定在深圳建设一个LNG接收系统，年接收300万吨，远期规模可能增加到600-700万吨。
此外，国家计划在长江三角洲地区建设一座同等规模的LNG接收系统。
除LNG外，液化石油气（LPG）也是一种高效、高热值的烷类清洁燃料。
LPG的主要成份是丙烷和丁烷，属于采油、炼油和天然气开采处理过程中的副产品，也可人工合成。
LPG的运输、储存和使用都比LNG方便，受系统制约小。
由于LPG价格受季节影响较大，98年1月国际市场价格为240美元/吨，7月价格跌至105美元/吨。
冬夏季价差达2.3倍。
因此，在有条件建设大型低成本储存装置的地方应积极利用LPG，或在夏季能源使用量大的地区，以及夏季用电季峰特征强同时缺乏水电调节的电网，如山东电网，可作为季节调节性能源调节手段。
目前，一些跨国石油公司已经在我国沿海建设了一些大型LPG周转储库。
其中，芬兰NESTE公司和中国石油天然气管道局合资的青岛LPG地下储气库的容量已达22万立方米，储量超过12万吨，投资仅了3千万美元。
天然气市场
天然气资源的用途主要在两个方面：
一、是能源行业，主要有三种用途；
1、发电、2、生活燃料（采暖和做饭）、3、工业燃料；
二、是化工行业原料，以生产化肥也合成纤维类为主。
中国的陆上天然气资源以陆象沉积构造居多，储量分散，单井产量低，自然稳产期短，造成开采成本和井口价偏高。
无论是国产天然气,还是进口俄罗斯、土库曼斯坦的管道天然气或进口液化天然气的价格均高于国外建于井口化工厂。
因此，在中国以天然气作为化工原料在加入关贸总协定后将缺乏竞争力。
天然气在中国未来的主要用途将会以清洁能源为主。
世界天然气资源利用比例
利用方式
直接发电
能源工业自用
工业燃料
民用燃料
化工原料
所占比例
26%
14%
29%
热电联供部分包括在工业和民用燃料之中
世界公认天然气是电力工业的最佳燃料。
天然气燃料电池虽然是最理想的发电装置，但目前的技术水平还不能形成规模化生产能力，无法满足人类的需求。
所以，燃气轮机-蒸汽轮机联合循环是目前较理想的发电装置，其优势在于：
发电效率高：
例如瑞士ABB公司KA26-1型,容量368MW联合循环机组在ISO功况下的发电效率已经达到58.5%，美国GE公司正在研制的STAG109G联合循环机组的效率已经直逼60%，而燃煤火电厂的最高效率一直停留在42%以下；
节约用水：
燃气-蒸汽联合循环电厂的蒸汽轮机仅占总容量的1/3，所以用水一般为燃煤火电的1/3，由于凝汽负压部分的发电量在全系统中十分有限，国际上已广泛采用空气冷却方式，用水量近乎为零。
此外，甲烷（CH4）中的氢和空气中的氧燃烧还原成二氧化碳和水，每燃烧1立方米天然气理论可回收约1.53公斤水，每公斤LPG理论可回收2.2公斤水，足以满足电厂自身的用水。
节水对于严重缺水的华北、山东和西北地区是重要的优势条件；
占地节省：
由于没有煤和灰的堆放，又可使用空冷系统，电厂占地大大节省，占地仅为燃煤火电厂的10-30%，节约了大量的土地资源，这对地少人多的中国也非常重要的；
造价低廉：
按照国际标准，大型联合循环电厂的工程总包交钥匙的单位千瓦造价为300-500美元，大型燃煤电厂加装脱硫设施的造价为900-1,000美元；
建设期短：
燃气轮机系统发电的建设周期为8-10个月，联合循环系统发电的建设周期为16-20个月，而燃煤火电厂需要24-36个月。
这一优势可使市场预测周期缩短，避免出现向今天发电能力过剩的局面；
设备灵活：
燃气-蒸汽联合循环电厂的设备调节灵活性大大优于煤电和核电设施，它具有起停迅速，出力调节变化范围较大的优势，就技术而言其出力调节范围可从0-110%，建设燃机电厂对于我国日益加剧的用电峰谷差压力有一定的缓解作用；
环境代价低：
燃气-蒸汽联合循环电厂的全寿命周期的环境代价是目前主流发电工艺中最低廉的，它没有燃煤火电厂的多元污染，没有水电站的移民和淹没农田问题以及自然生态的负面影响，没有核电站的运行风险和反应堆退役后的存放难题。
500MW级燃机联合循环电厂与燃煤火电厂排放对比
燃煤火电厂（吨/年）
联合循环电厂（吨/年）
燃气/燃煤排放比（%）
二氧化硫
8,043
6.4
氮氧化物
5,056
896
19
二氧化碳
2,942,375
1,145,808
39
灰
125,000
渣
350,000
可吸入微粒
428
19.4
4.5
根据《中国电力9五规划》
尽管燃气-蒸汽联合循环电厂有如此众多的优势，但是它也受到了管道天然气和液化天然气特殊性的明显制约。
因而，在我国是否大规模建设此类性质的纯发电厂和管道天然气为燃料的调峰电厂仍须持慎重态度。
首先，在我国一些主管部门和电力系统中对以管道天然气和液化天然气为燃料的燃机电厂的认识存在一些误区。
以管道天然气为燃料的纯以调峰为任务的大型燃机电厂在全世界是极少见的，即使参与调峰任务，一般也是在连续运行的状况下提供部分调峰容量，或担任系统的中级调峰任务。
原因之一是电网的晚峰与居民用气的晚峰明显重叠，必将出现抢峰争气，对于天然气管网的安全供气构成威胁。
如果建罐蓄气调节，显然不如使用液态燃料方便合算；
原因之二是我国电网大多呈季节性冬夏双峰特征，一般冬夏与春秋的峰差在10-30%之间，而天然气管网也因采暖制冷出现几乎完全相同的季峰特征，这是建罐蓄气根本无法解决的，实际上此类调峰电厂冬季可能出现根本无气可用的尴尬局面，不如直接发展使用液态燃料的燃机调峰电厂；
以液化天然气为燃料的燃机电厂的调节灵活性大大优于管道天然气，但该类电厂应尽可能靠近液化天然气接收站，最好作为接收站的附属设施运行。
由于液化天然气系统受到运输船期的局限，在液化天然气运输船抵达之前必须清空储罐库容，该类电厂将不得不进行周期性反调峰，电网必须充分考虑这一因素；
天然气作为燃料必然远高于煤炭和铀，但是燃气-蒸汽联合循环电厂的效率高、造价低，如果能尽量保持设备满负荷运行和减少起停，使其保持高效率和低运行成本；
发挥环境代价低可靠近用电负荷中心，从而减少电网投资和线网损的优势，将足以克服燃料成本高带来的障碍，使电价保持竞争能力；
由于天然气燃机电厂突出的环保优势，使其为整体电力行业承担了社会义务，并为其他项目腾出了大量环境容量空间。
因此，它不应与环境污染严重的燃煤电厂实行“同网、同质、同价”和“竞价上网”，否则将显失公平，并背离基本的社会道义。
环境价值应该在电力“质”的含义中体现，实际电价应该在用户点核算；
其次，尽管我国的天然气资源有一定潜力，从周边国家进口天然气也有一定的条件，但我国人口众多，人均可利用的资源量不能算丰富。
目前，主要面临的问题并不是缺电，而是城市严重的环境污染急待治理。
因此，大量建设以天然气为燃料的燃机发电厂是不切实际、不符合社会道义的。
只有在近气田或有自属管输气条件的地方，如能够合理解决不与管网争气问题，可以根据情况适当发展天然气直接发电和调峰。
将天然气单纯作为居民生活燃料和工业燃料，不仅是资源的严重浪费。
同时，也造成燃气成本过高企业无法承受，管网用气不稳定，冬夏季季峰差过大，被迫增加管网的调峰配套投资，从而陷入进一步增大供气成本的恶性循环。
根据发达国家发展天然气20年来的经验，发展燃机热电厂是解决问题最有效的手段。
燃机热电厂：
实际上燃气轮机使用最广泛的行业是热电联供，美国1980-1987七年间建设了1,728座热电厂，其中73%是天然气燃机热电厂。
燃机热电的装机方式主要分两类：
A、燃气轮机-蒸汽轮机联合循环热电联供：
该方式主要是将燃机的热烟气通过余热锅炉回收转换蒸汽，由蒸汽轮机发电后抽汽供热。
其特点是电、热调节灵活，发电量较大，火用的有效利用率高，但热电比较小；
B、燃气轮机热电联供：
由燃机直接带供热锅炉供热。
特点是热效率高，热电比大，但相对发电量少，调节灵活性较差。
其供热主要靠锅炉补燃进行调节。
GESTAG106B功效比较
项目
单位
燃气-蒸汽联合循环发电
燃气-蒸汽联合循环热电联供抽凝机
燃气-蒸汽联合循环热电联供背压机
燃机热电联供（非补燃）
燃机热电联供（补燃）
燃料耗量
GJ/h
439.3
678.1
燃机出力
KW
37700
蒸汽机出力
17000
10350
6000
总发电效率
%
44.8
39.38
35.81
31
20
供热量
T/h
50
82.5
93
194
供热热值
121.65
200.67
226.31
471.62
供热效率
27.7
45.7
66.1
总热效率
67.1
81.5
82.4
89.5
根据《GE联合循环产品系列及性能》一书
燃机热电的优势：
除上述天然气燃气-蒸汽联合循环发电厂的优势均具备外，突出的特点是热电综合效率高、其环境效益和公共效益得以进一步延伸、提高了能源利用率和保障系数。
从上表可见，燃机热电厂热效率大大高于发电厂，甚至高于燃气锅炉。
它在供热的同时将部分能量转换为高价值的电能，提高了能量中火用的利用，从而提高了节能水平；
燃机热电厂由于技术先进污染极小，特别是氮氧化物单位排放量远低于燃煤和天然气燃气锅炉。
我国城市污染治理将面临大量燃煤锅炉的改造任务，使用燃机热电技术改造应是最佳方案；
氮氧化物排放比较工艺方式
工艺方式
35t/h燃煤锅炉
35t/h燃油锅炉
35t/h燃气锅炉
40MW燃机热电
Nox排放浓度
>
400ppm
200ppm
150ppm
9-25ppm
Nox排放量
117.26kg/h
58.63kg/h
43.97kg/h
12.75kg/h
根据《首都蓝天热能系统工程》方案
燃机热电厂容量较小，星罗棋布在城市之中，对于电网、气网的安全运行将有积极作用。
燃机热电厂一般可采用双燃料系统，在天然气供应出现问题时，可及时切换其他燃料，保障供热、供电。
根据发达国家经验，通过天然气管网系统内的双燃料燃机切换其他燃料，是解决管网调峰的最佳经济手段。
在《首都蓝天热能系统工程》研究中，其经济性得到进一步证实。
一项投资，既解决环保，又解决天然气的合理利用，减少了管网调峰投资和损耗，并解决了城市供热系统的建设或改造资金，最终还实现了电力建设的增容，减少了电网输变电投资和损耗，以及相对介绍了电网的调峰压力，一举多得。
发展燃机热电要坚持适度规模：
由于燃气轮机的工艺原理，特别是热电联供的技术特性，小型机组和大型机组之间在热电联供热时效率相差极小，这与过去燃煤电厂的概念根本不同。
因此，在发展天然气燃机热电时，应尽可能提高系统综合热效率，提高用户端的实际能源利用效率，并以此作为技术经济和项目审核工作的核心。
资源代价、环境代价与经济代价是相互相成的三极矛盾体。
实现了节能，实际上就是实现了环保。
只有坚持能源系统的适度规模，才能有效节能-降低了资源代价，从而达到环保目的-降低了环境代价，最终使经济代价变为市场“可承受”。
不同容量机组效率比较
SolarTaurus60
SolarMars100
GEPG6541B
PG7111EA
出力（MW）
5.2
11.1
38.34
82.3
升级会员 