天然气购销价差分析报告制度（本站推荐）

第一篇：天然气购销价差分析报告制度（本站推荐）

天然气购销价差分析报告制度

（销售部）

为落实天然气分公司关于天然气销售以市场为导向，以效益为中心，实现稳妥开发平稳运行，密切跟踪市场结构变化，切实保障天然气销售的购销价差收益，制定本报告制度。

一、天然气购销价差指天然气采购与销售，由政府物价部门规定的完全价差（不含税），岗位人员必须严格遵守政府物价部门制定的价差标准，对实际结算形成的天然气购销价差，逐月进行跟踪、分析、报告。

二、天然气购销价差分析以公历年度为一完整分析期，由该客户经理就实际结算形成价差，反向调查客户市场结构的变动状态，查出不符合政府物价部门规定价差的原因，提出全面详实报告。

三、结算岗与客户经理必须每月按照当月结算进度真实反应当月内形成的结算价差，同时就累计形成的结算价差提出分析意见，凡与规定价差不符者，均需做出说明。

四、当期购销结算量形成价差与当期实际购销计量数计算购销差应一致，凡不一致者结算岗人员必须与财务部门核实对接，查明原因做出合理预期。

五、对低于规定购销价差的客户，该客户经理不得善自 突破核定的销售计划量，天然气销售流向计划配置，或者超计划天然气资源量，必须向超额价差客户倾斜。

超计划配置销售量，客户经理必须按内控流程办理。

六、天然气购销价差差异分析表附后，差异分析结果必须经稽核岗签字认可。

七、各客户经理结合客户提报的天然气需求计划，必须认真落实市场结构，全程跟踪购销价差变动情况，利用直观的曲线图形式，就单一客户一个年度的价差变动与结构变动进行双线对比分析；每一个季度与上年同期的分析提交专题报告，每一个年度内及与上年对比分析提交专题报告。

八、本分析报告制度规定职责纳入岗位绩效考核。

九、本办法自2014年6月1日起执行。

第二篇：天然气购销合同

卖方：__________

买方：_________

____年____月___日

本天然气购销合同（“本合同”）由下列双方于_____年____月___日于中国________签署：

（1）_________，其注册地址为___________，营业执照注册号为_______（“卖方”）；

（2）_________，其注册地址为___________，营业执照注册号为_______（“买方”）。

卖方和买方以下合称“双方”，单独一方则称“一方”。

鉴于：

（1）卖方已拥有一处或多处供应源，或已从一处或多处供应源获得天然气（含液化天然气）的长期供应；

（注：如涉及新项目审批要求，可在此对气源来源情况进行具体描述。）

（2）买方希望购买天然气用于___________（“买方用途”）；

（3）买方同意按本合同中约定的条款和条件购买和接收天然气，同时卖方愿意按该等条款和条件向买方销售和交付天然气。

为此，双方本着自愿、公平和诚实信用的原则，经协商一致，就有关天然气购销事宜达成本合同如下条款：

第1条定义

除非本合同中另有具体规定，本合同中使用的下列词语含义如下：

1.1起始日

指按本合同第4.1款的规定确定的日期。

1.2合同年

就第一个合同年而言，指起始日开始至起始日所在当年的12月31日结束；就任一其后的合同年而言，指自当年1月1日起至12月31日止的连续的十二（12）个月；假如合同期在12月31日以外的日期终止，则最后一个合同年为自该终止日前的1月1日起至合同期最后一日止届满的一段时间。

1.3供气日

指北京时间当日的_________至下一日的_________.1.4标准立方米

指在压力为101.325kPa，温度为20℃的状态下占有一立方米空间的气量。

1.5合理努力

指一方在当时的情况下采取合理可能的行为，但不包括采取将会或可能会使该方遭受重大损失的行动。

1.6合理审慎作业者

指能诚信地力求履行其合约义务的自然人及组织，该自然人及组织在力求履约以及在其通常的履行承诺过程中，其表现出的技巧、勤勉、审慎和预见水平达到了人们合理和通常期望的一个成熟及富有经验的同类业务作业者，在同样或相似的情况和条件下并按照所有适用的法律、国际标准和惯例，履行承诺所达到的水平。

第2条批准及许可

双方应各自负责并且应尽合理努力获得各自一切必要的核准（批准）及许可，以使其得以履行各自在本合同项下的义务。

第3条交付

3.1交付点、风险和所有权

卖方按本合同的规定向买方销售天然气，买方按本合同的规定向卖方购买天然气，交付点为______，交付压力为___________.交付天然气的所有权和风险自天然气越过交付点时由卖方转移至买方。

3.2卖方交付设施

卖方应将天然气输送至交付点。卖方应负责安排交付点之前的所有天然气交付设施（包括交付点上游的卖方天然气检验和计量设备）。

3.3买方接收设施

买方应在交付点接收天然气。买方应负责安排交付点之后的所有天然气接收设施。

第4条起始日和交付期

4.1起始日

（适用于已建成项目）：_______________

双方约定，本合同项下供气起始日为_______________.（适用于新项目）：____________

双方应不定期就双方项目建设的进度进行沟通，并就起始日的确定进行协商。双方约定本合同项下起始日应在____年____月___日至____年____月____日的期间内（“第一窗口期”）发生，并应根据以下程序确定：

4.1.1双方应至少在____年___月___日前确定一个九十（90）天的期间，该期间应在第一窗口期内且起始日应在该期间发生（该九十（90）天以下简称“第二窗口期”），或如果双方没有按照本款的规定确定窗口，则第二窗口期将被视为是第一窗口期的最后的九十（90）天；

4.1.2双方应至少在第二窗口期开始前三十（30）天确定起始日的时间，该起始日的时间应在第二窗口期内，或如果双方没有按照本款上述规定确定起始日，则起始日将被视为是第二窗口期的最后一天。

4.2交付期

除非双方另有约定，本合同项下天然气交付期为起始日至____年___月___日。

第5条年合同量（视情况而定，可将“年合同量”调整为“合同量”）

5.1年合同量（适用于1年期以上的合同）

就每一合同年而言，指_______标准立方米的天然气气量。

（注：双方可对每一合同年的年合同量分别进行约定。）

5.2气源

上述年合同量所对应的天然气供应来源来自_______，未来也包括从其他资源国或资源商处获得的其他气源。

5.3最大日合同量、最小日合同量和最大小时提取速率

双方约定，就任一供气日而言，允许买方提取的天然气数量的最大值为_______标准立方米每供气日（“最大日合同量”），最小值为_____标准立方米每供气日（“最小日合同量”）。双方进一步约定，除非卖方导致或卖方事先书面同意，对于交付期内任一供气日买方提取的超出上述最大日合同量部分的天然气为超提气。

双方约定，就任一供气日内，允许买方提取天然气速率的最大值为______标准立方米/每小时（“最大小时提取速率”）。

5.4增量气

若买方在交付期内的任何时间向卖方提出购买超过年合同量的增量气，则：

5.4.1买方至少应提前______日通知卖方增量气的数量以及交付时间；

5.4.2卖方可在其收到买方按本合同第5.4.1款的规定发出的通知起______日内向买方发出接受或拒绝该等要求的通知，且该合同年的年合同量应按双方约定的增量气的数量进行相应调整。

5.5优先供气顺序

双方约定，在交付期内任何时间发生天然气气量不足以满足卖方所有下游用户的有效指定量的情况，无论是否是由于不可抗力所致，卖方将按照附件一约定的顺序向各下游用户供应天然气。

第6条合同价格和气款结算

6.1合同价格（以下模版供选择，并可根据实际情况进行细化。）

模版一：按本合同在交付点交付的天然气的合同价格为______元/标准立方米（含税）。本合同使用的货币为人民币，单位为“元”。

模版二：双方同意，本合同项下每一标准立方米（或吉焦）天然气的合同价格（以元/标准立方米或吉焦为单位表示）由天然气基础价格（Pi）和综合服务费用单价两部分组成。其中，双方应按照如下公式计算天然气基础价格：

Pi= ___________；

综合服务费用单价为_________元/标准立方米或吉焦。

6.2气款结算

双方约定，本合同项下天然气气款每_____结算一次。买房应根据（结算条款）的规定，支付本合同项下其购买的所有天然气的款项和其他按照本合同应支付的款项。

第7条照付不议（适用于1年期以上的合同）

就交付期内的任一合同年而言，卖方应在交付点销售并交付且买方应提取该合同年的年合同量，并为提取的和未提取的天然气付款。双方进一步约定，对于上述买方已付款但未提取的天然气，买方有权按附件三的约定进行补提。

第8条质量和计量

天然气的质量和计量结果以卖方在交付点上游的分析和计量为准。天然气质量规格见附件四。

双方应依据国家颁布的适用于天然气计量的法律、法规、标准、规程和本条规定的原则进行天然气的检验与计量，检验计量规程见附件五。、第9条调试和维修

9.1调试（适用于新项目）

9.1.1调试期为____年____月____日起至____年____月___日止的期间。

9.1.2在调试期内，双方应互相合作，卖方应尽合理努力交付、买方应尽合理努力接收尽可能多的天然气，其数量应达到双方共同认可的对各自设施正常生产的要求。为避免歧义，在调试期内，（如：“本合同第7条”）将不适用。

9.2维修

双方同意，任何一方每一合同年可对其设施安排累计连续不超过十五（15）日的额定维修，除此之外，作为合理审慎作业者，任何一方可根据各自设施实际情况，另行安排额外维修和临时维修。

第10条保险（本条为选择性条款）

在合同期内，每一方应自费向具有良好财务状况的承保人投保并保持标准的和符合惯例的保险。

第11条计划与指定

本合同项下天然气的计划与指定机制在附件六中予以规定。

第12条买方限制

在合同期内，除非经过卖方书面同意，卖方根据本合同销售给买方的所有天然气只能用于买方用途，不得转作其它用途。

第13条保密

本合同的内容、编制本合同期间披露的一切信息以及往来的函件也包括任何一方的商业信息、客户资料等信息（以下统称为“保密信息”）均应保密。未经一方书面许可，另一方不得以任何方式向任何第三方披露任何保密信息（也不允许双方各自的雇员、管理人员、代表人、代理人或关联方向任何第三方披露）。

第14条适用法律

本合同应适用中华人民共和国法律，并据此进行解释，排除任何会将本合同事项指向其它管辖地法律的法律选择规则。

第15条争议解决

如果双方对本合同产生争议，双方应首先通过友好协商解决。如果该争议在任何一方以书面形式告知对方争议的存在起的四十五（45）天内仍然未能得到解决，双方同意按以下第______条处理：

（1）任何一方均有权向对方发出通知，将该争议提交仲裁进行最终裁决。争议应依据_____仲裁委员会在提起仲裁时有效的仲裁规则（“规则”），由按照规则指定的三位仲裁员在_______进行仲裁以得最终解决，除非本合同另作明确变更。_______仲裁委员会为指定的仲裁机构。仲裁（包括所有联系沟通、证据提交、通知、裁决以及相关文件制作）所使用的语言应为中文。上述仲裁委员会做出的裁决为终局裁决，对买卖双方均有约束力。

（2）任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。

第16条不可抗力

不可抗力应是指任何其发生超出应按并且已按合理审慎的作业者的方式行事的受影响方（或卖方或买方设备的其他所有者和/或经营者）的合理控制范围，且采用可合理期待其已采取的防护措施亦不能避免，进而导致受影响方无法履行其在本合同项下的任何一项或多项义务、约定或承诺的任何事件或情形。双方进一步同意，天然气市场或利用本合同所交付的天然气制成的产品市场的市场变化不应在本合同中视作不可抗力。

如一方受不可抗力影响完全或部分不能履行其合同义务，该方应坚持执行合理审慎的作业者标准努力克服和消除不可抗力事件或情况的影响，在此期间该方在本合同项下因受不可抗力的影响而不能履行义务的责任应予以免除，但是本合同的规定支付应付款项的义务不能予以免除。

第17条生效和终止

17.1生效（可根据项目实际情况决定，以下两个模版供选择：）

模版一：本合同及附件经双方法人代表或授权代表签字且加盖公章或合同专用章后生效，并持续有效直至交付期结束时终止或按本合同第17.2款规定的情形发生时终止（简称“合同期”）。

模版二：双方同意，双方在本合同项下的义务（除了于本合同签署之后即行生效的本合同第2条、第10、12、13、14、15、16条、第17.1款以及第18、19条项下的义务）应以满足以下生效条件为前提：_____.所有生效条件均被满足或放弃之日即为生效日。

17.2终止

如发生下述情形，本合同终止，以发生在先者为准：

17.2.1交付期结束时合同终止；

17.2.2如果一方严重违反本合同义务，经守约方通知后_____日内，违约方未纠正其违约行为，守约方有权终止本合同；

17.2.3如任何一方资不抵债、进入破产、清算程序或严重丧失商业信誉，另一方有权终止本合同；

17.2.4如一方发生不可抗力事件，导致一方不能完整履行合同义务：（a）在连续_____年的期间累计超过____年，或（b）连续____日，经提前____日书面通知，另一方有权终止本合同。

第18条承诺与保证

卖方向买方陈述并保证，并且买方向卖方陈述并保证：

18.1该方拥有订立本合同并履行其在本合同项下义务的必要能力、资质和授权。

18.2该方未涉及任何诉讼或其他可能影响该方履行本合同项下义务或将会对该方的财务状况产生重大影响的法律程序。

18.3拥有或将会拥有或者享有或将会享有与为履行本合同而所需的资产相关的适当权利。

第19条责任与赔偿

19.1双方同意，对于本合同项下可能出现的买方未能按照合同约定提取天然气，或卖方未能按照合同约定交付天然气等情形的责任与补救机制在附件三中予以规定。

19.2受本合同中明确规定的限制条款约束，一方应赔偿因违反本合同给另一方造成的损失，但是，违约方的赔偿责任以守约方的直接损失为限，不包括营业的损失、生产中断的损失、停工的损失、对第三方的赔偿责任、利润的损失等间接损失。

第20条其它

本合同未尽事宜，双方将进行友好协商，并以本合同附件或补充协议的形式予以明确。该合同相关附件内容由供用气双方协商确定。

第21条签署

本合同一式____份，具有同等效力，双方各执___份。

本合同由双方法人代表或授权代表于文首所载日期签署，以资证明。

卖方：________

姓名：________

买方：________

姓名：________

第三篇：液化天然气购销合同(下游)

合同编号：

液化天然气购销合同

甲方：

乙方：四川京新泰能源有限公司

鉴定地点：

签订时间：2015年12月11日

液化天然气购销合同

买受人： [以下简称甲方] 出卖人：四川京新泰能源有限公司[以下简称乙方] 根据《中华人民共和国合同法》相关法律法规规定，为明确双方责任、权利和义务，保障双方的合法权益，经合同双方平等协商，自愿制定本合同，以资遵守执行。

第一条：合同期限

1.1本合同期限为：自年月日起至年月日止。

1.2合同期限届满前30日，双方可协商续签本合同。

第二条：标的物与供气质量

2.1本合同约定的标的物为乙方供应给甲方的液化天然气。

2.2在合同期内，乙方交付的天然气质量应符合中华人民共和国国家标准gb17820－2012《天然气》中所规定二类天然气气质标准,乙方应提供所出售天然气不超过一的《检测报告》。

第三条： 销售价格

3.1由乙方送货的，销售价格和日期以每月“价格数量确认函中确认的价格、日期为准，该价格含液化天然气出厂价格（含增值税）及装车费用、运输费用。3.2 由甲方自行提货的，销售价格以每月“价格数量确认函（自提）”中确认的价格为准，该价格含液化天然气出厂价格（含增值税）及装车费用。

3.3如双方约定的销售价格方式有变，最终以“价格数量确认函”为准。第四条：价格调整

4.1合同期间遇到国家或者区域行政性气源价格调整、国家或地方电力部门供电价格调整、行业新政策调整等影响液化天然气生产以及运输成本的情况时，双方应协商调整液化天然气的供应价格；一个月内双方无法就价格达成一致的，乙方可以选择直接调整价格或按本合同该约定的价格继续执行。

4.2除上述4.1条款以外的因素造成需要调整供气价格时，甲乙双方应协商解决，未经双方协商同意，任何一方不得擅自调整供气价格。4.3 价格调整方式：

甲乙任何一方应以书面（或传真件、电子邮件）形式提出价格调整方案，另一方应自收到有关该价格调整函等文件当日或24小时内做出相应方式的确认。

第五条： 供气量

5.1每月25日前，甲方报送给乙方下月度用气计划表，乙方应按照甲方的月度用气计划安排供气。

5.2用气计划经乙方确认后，由乙方向甲方发“价格数量确认函”，双方无异议后盖章予以确认。在月度用气计划框架范围内，双方每周电话沟通，约定具体的供气数量、时间，以便双方具体实施执行。

第六条： 液化天然气运输

6.1按3.1条款的销售价格的液化天然气的，由乙方负责运输或由乙方委托有危险品运输资质的运输单位负责运输。

6.2按3.2条款的销售价格的液化天然气的，甲方委托的提货车辆承运单位、承运车辆及运送人员依法必须具有危险品运输资质，并应于每日15时前将次日运输的车辆信息报告乙方，以便乙方安排次日装车计划。6.3运输方式：公路运输。

6.4甲乙双方应将调度机构名称、负责人、正常联系电话、应急联系电话等提前3日书面通知对方。

6.5交付分工：天然气卸载时，甲方操作人员负责储配站内所属设备、工具或部件的操作。乙方驾驶员负责运输车所属设备、工具或部件的操作。

6.6交付风险转移：天然气卸载时，须由甲、乙双方共同配合，以装卸接口连接法兰片为交接点，交接点前（交接点至罐车方向）天然气的风险由乙方承担，交接点后（交接点至甲方设备方向）天然气的风险由甲方承担。自提车辆离开厂区以后的一切责任转移到甲方，乙方不负任何责任。

6.7甲方提气的，配送车辆以及驾驶员依法必须具备国家规定资质，如不具备，乙方有权利拒绝装车，由此产生的一切后果由甲方承担。

6.8乙方负责配送的，甲方卸气需两个不同地点的，两地点距离相距不得超过30公里，超过的，则按照实际路程承担配送及相关费用。

第七条：交付和计量

7.1甲乙双方应指定相关人员在过磅单上签字确认接收数量，甲乙双方指定人员在过磅单上签字后即交付完成。

7.2液化天然气采用汽车衡称重计量方式，如卸车量与乙方液化天然气工厂的装车量的计量差在正负200公斤（含200公斤）范围内时属于正常误差及合理损耗，结算以乙方磅单为准，甲乙双方互不追究。

7.3当卸车量偏差超出200公斤时，则双方配合共同查找原因，对于卸车量偏差200公斤以内的，由甲方承担；超出200公斤的，由乙方承担。如甲方对乙方计量结果提出异议，甲方应在乙方交付液化天然气时提出，并在过磅单上注明，但甲方不能因此拒绝提取或接收液化天然气或/及签署过磅单；当涉及多站分卸情况，因多次增压卸车操作，损耗增加为必然情况，具体误差数额另行商议。

7.4如因计量结果引起争议且于结算日该争议仍未解决的,甲方应先按乙方计量结果结算,待争议协商解决后调整结算气量和相应的液化天然气气费。7.5乙方配送车辆到达甲方指定卸货点后出现压车情况，超过24小时则按100元/小时进行结算，不足一小时按一小时结算；超过72小时的，则乙方可选择返回，因此所致一切后果由甲方自行承担。

第八条：气款支付

8.1实行“先款后气”原则，甲方先向乙方预付一定金额气款到乙方账户，乙方收到后安排发货。

8.2乙方指定账户单位名称：

开户行：

账号：

第九条：气款结算

9.1结算时间:每月25日进行结算，结算周期为上月26日至本月25日。9.2结算依据:以双方指定人员签字的乙方过磅单作为办理结算的原始凭证。

9.3结算日后3日内，甲乙双方对账无误后，乙方开增值税发票并及时邮寄给甲方。

第十条：权利和义务10.1 甲方的权利和义务。

10.1.1 甲方有权要求乙方提供鉴定期不超过一年的气质报告，以证明天然气产品的组分和质量。10.1.2 由于突发性事件及甲方原因引起的甲方不能按计划接气，甲方应于突发事件发生3日内或提前三日通知乙方，乙方应协助调整供气计划；但甲方已经配送或配送至甲方所在地的，甲方应负责安排接收，或承担因无法接受所发生的相关费用。10.1.3本合同中约定的需甲方履行的其它义务。10.2.乙方的权利和义务。

10.2.1 乙方应根据本合同约定，持续、稳定向甲方供气。

10.2.2 乙方因设备检修不能持续供应的，应提前5天书面告知检修时间和当月的供气计划。

10.2.3 由于突发性事件及乙方原因引起的不能按计划向甲方供气，乙方应于突发事件发生3日内或提前三日通知甲方，但乙方许采取积极措施以实现按月供应量向甲方供应液化天然气。

10.2.4 本合同中约定的需乙方履行的其它义务。

第十一条、违约责任

11.1任何一方违反本合同项下下任何条款之规定，或未履行本合同项下任何条款之义务，即构成违约。

11.2任何一方违约，应当向非违约方承担违约责任，按本合同约定的月度供气计划的20%承担违约责任。

第十二条：不可抗力12.1“不可抗力”指超出当事一方控制、致使该方未能全部或部分履行本合同义务的任何事件或情况，该事件或情况是上述当事一方所不能预见、不能避免并不能克服的。构成“不可抗力”的行为、事件或情形包括但不限于以下各项：

12.1.1火灾、洪水、大气干扰、电击、暴风、台风、龙卷风、地震、大雾、大雪、滑坡、土壤侵蚀或沉降、冲失、流行性疾病、交通堵塞或其它天灾； 12.1.2战争、骚乱、内战、封锁、起义、公敌行为、内乱、恐怖主义和破坏；

12.1.3全国性的罢工、供应应急状态、封厂、政府的审批许可程序和其他全国性的行业骚乱和全国性的劳资纠纷；

12.1.4由于非卖方原因导致天然气产量减少而未达到供气计划量；

12.1.5政府或立法机关颁布或实施命令、裁定、法律、法规或政策而进行的征用、国有化、强制收购、没收或其它任何行动；

12.2当事方应在其由于不可抗力原因未能全部或部分履行本合同义务的程度内，和在受不可抗力事件影响的期间内，免除其履行本合同部分和全部义务；但本合同已到期应付款的义务除外；

第十三条：解决争议的方式

双方在履行本合同过程中出现争议或分歧，首先应有好协商解决，如协商解决不成，任何一方均可向合同签订地人民法院提起诉讼。

第十四条：其他约定

14.1本合同未尽事宜，双方协商解决，可签订补充协议，补充协议与本合同具备同等法律效力。14.2本合同附件与合同具有同等法律效力。

14.3本合同自双方签字盖章之日起生效，一式四份，甲、乙双方各执二份具备相同法律效力。

甲方（盖章）

法定代表人或委托代理人

地址：

联系电话：*** 开户银行：中国建设银行股份公司 遂宁物流港支行 账号：***00030 传真：

邮编：

日期： 乙方（盖章）法定代表人或委托代理人 地址： 联系电话： 开户银行: 账号： 邮编： 日期： 传真：

第四篇：天然气购销合同(标准文本)》使用说明

附件2：

《天然气购销合同（标准文本）》使用说明

一、本《天然气购销合同（标准文本）》（以下简称《标准文本》）适用于天然气供应企业与城市燃气集团、直供用户参照签订多年、或短期天然气购销合同。

二、《标准文本》中有关空格的内容由双方根据实际情况协商确定，合同双方可在公平、合理和协商一致的基础上，进一步对有关条款进行补充、细化或完善，增加或减少附件等。法律、法规或者国家有关部门有相关规定的，按照规定执行。

三、《标准文本》仅处理与天然气购销有关的商务问题，安全和技术问题合同双方可另行约定。

四、根据现行体制，《标准文本》按“卖方”与天然气长输管网设施运营企业为同一实体考虑。如“卖方”与天然气长输管网设施运营企业不是同一实体，则双方应对本合同相应条款进行必要调整和修改。

第五篇：我国天然气情况分析

我国天然气情况分析

2009.8

目

录

一、我国天然气总量....................................................................................................3

二、我国天然气资源的分布........................................................................................3

三、我国天然气生产情况............................................................................................3

四、我国天然气管网情况............................................................................................4

1、国网...................................................................................................................4

2、地方性天然气长输管网...................................................................................6

五、进口天然气情况....................................................................................................6

1、通过管道进口天然气情况...............................................................................6

2、进口液化天然气情况.......................................................................................7

六、进口天然气价格....................................................................................................9

七、天然气消费情况....................................................................................................9

1、消费概况...........................................................................................................9

2、各典型城市情况.............................................................................................10

3、国内气田供应区域.........................................................................................11

八、天然气消费结构..................................................................................................11

九、燃气情况分析......................................................................................................12

1、未来城市燃气格局.........................................................................................12

2、二甲醚发展策略.............................................................................................13

我国天然气情况分析

一、我国天然气总量

我国天然气资源量为54.54万亿立方米，据分析，全国常规天然气资源量中，最终天然气可采资源量为22 万亿立方米

二、我国天然气资源的分布

全国常规天然气资源量中，东部占30.3%，西部占28.2%，海上占21.4%。我国天然气储量大于1万亿立方米的地区有10个：塔里木、四川、陕甘宁、东海、渤海湾、莺歌海、琼东南、珠江口、准噶尔和柴达木。现已形成以四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、莺琼、东海六大盆地为主的气层气资源区，以及渤海湾、松辽、准噶尔三大盆地气层气与溶解气共存资源区格局。据统计，全国共发现69个含天然气盆地，其中天然气资源量比较丰富的塔里木、四川、陕甘宁、东海、渤海湾、琼东南、珠江口、准噶尔、柴达木盆地的总资源量为32.26万亿立方米，占全国天然气总资源量的84.8%。

渤海海域发现油气田45个,含油气构造60 余个,其中探明天然气地质储量近1000亿m3。

中石化所属的塔河、中原、胜利、西南、大牛地、普光、东海、东北、百色、江苏等多个大小天然气田储量约为1.2 ×1012 m3。

三、我国天然气生产情况

从1998年的223亿立方米增至2008年的775亿立方米，年均增长率超过13%。2008年，全国天然气产量约为774.74亿立方米，其中，中国石油集团的 天然气产量为617.46亿立方米，中国海油天然气产量69.72亿立方米，其他天然气产量为6.37亿立方米。

在各油气区中，川渝、塔里木、长庆三大气区仍然是全国的主力气田，天然气产量均超过100亿立方米，分别达到171.6亿立方米、173.83亿立方米和143.79亿立米。

四、我国天然气管网情况

我国六大气田均有长输管网与终端用气市场相通；

1、国网

由中石油、中石化、中海油建设的天然气长输管网，称为国网。其主干线年通气设计能力可达800 亿立方米，具体如下：

⑴ 川气东送工程

是指普光气田的天然气输送到长三角地区，２００７年８月底正式启动。⑵ 西气东输工程

2004 年西气东输工程，全线建成通气，管道全长4200 公里，年输气120 亿立方米，加压后可达170 亿立方米，管道起自新疆轮南，途经9 省、市、自治区，终点至上海。

西气东输管道包括一条干线、二条联络线、三条支干线、五条支线，加上兰银线和长宁线，运行管道线路长达6700多千米，供气范围覆盖华东、华北、华中地区及宁夏自治区。

第二条西气东输管线于２００８年全线开工。这条管线将从新疆输送主要来自中亚的天然气，满足珠三角和长三角地区的能源需求。管道设计输气规模为３ 4 ００亿立方米／年，预计２０１０年建成通气。

2005年建成的西气东输冀宁支线长910公里，年输气规模50亿立方米。

西气东输工程自2004年12月投产以来，到2007年底已经累计向东部地区外输天然气300.5亿立方米，预计2010年全线将达到170亿立方米的输送能力。现在每天外输天然气4000多万立方米，确保了东部12省市80多座城市、2亿多居民的正常用气。

⑶ 陕京线输气工程

陕京一线1997年建成，长847公里，年输气规模为33亿立方米； 陕京二线2005年建成，长860公里，年输气规模120亿立方米； 陕京三线（并途径秦皇岛至沈阳）正在建设。

陕京线输气工程向北京市输送天然气量每天超过1000万立方米。⑷ 涩宁兰线

2001年建成的涩宁兰管道长953公里，年输气规模20亿立方米； ⑸ 忠武输气管道

2004年建成的忠武输气管道长738公里，年输气规模30亿立方米。忠县—武汉输气管道连接川渝气区和湖北、湖南两省。该线四穿长江、横跨渝东山区。

⑹ 兰州—银川和大庆—哈尔滨输气管道等项目陆续开工建设，进展顺利。⑺ 冀宁支线和淮武支线先后投产，使西气东输和陕京二线、忠武线实现联网。

⑻ 在海上，南海崖13-1 至香港、东海气田至上海海底管道也先后建成通气。⑼ 东北地区

东北天然气干网一主干（从黑龙江抓吉———哈尔滨———长春———沈阳———北京），两支干（徐家围子———哈尔滨，长岭———长春———吉化），10条支线正在加速建设中。

徐家围子至哈尔滨Φ710mm 管径、长167 公里支干线已于2007 年建成通气；另一条支干线，长岭气田———长春管径Φ710mm、长108 公里、压力6.3MPa、年输气21 亿立方米工程，已于2008年12 月建成，长春———吉化段Φ610mm 管径，长107 公里，2009 年可续建并达全支干线通气。10 条支线中，大庆徐家围子至齐齐哈尔、长岭至松原已先后建成并通气。

⑽ 川渝干线100 亿立方米。

2、地方性天然气长输管网

各省市区用气企业与各大小气田间建设的地方性天然气长输管网也是一个庞大的中、短程长输管网系统工程。以吉林省为例，从1988 年吉林油田在伊通盆地的五星构造开发出天然气，由长春天然气有限责任公司建设的第一条43公里输气管网开始，至今已建成从近20 个小型气田至长春、吉林、松原、四平市及一汽、长岭、双辽等县（市）的长输管线13 条，总长997.5 公里，日设计输气能力295 万立方米，年输气能力可达10 亿立方米。此外，尚有相当部分民营和小型供气企业，在全国各气田将天然气加工成LNG 和CNG后用专用汽车或火车运送至各城镇的终端用气户。估计全国地网加专用车辆输送的天然气，每年可在50～100 亿立方米。

目前，国网加地网每年设计输送天然气能力在900～1000 亿立方米左右。

五、进口天然气情况

1、通过管道进口天然气情况

⑴ 哈萨克斯坦至中国的天然气管道一期工程将于2009年完成并投入使用，一期设计年输气能力为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。

⑵ 土库曼斯坦计划从2009年开始，每年对华出口300亿立方米天然气。它的输送路线也有两个方案：一是从土方出境后直接穿越哈方国境进入中国；二是经由土库曼斯坦的邻国乌兹别克斯坦通到哈萨克斯坦，然后进入中国。

目前我国已与土库曼斯坦签署了从2009 年起每年向中国出口300 × 108m3 天然气的30 年长期合约。

预计2009 年底可部分建成投产,2010 年底全线贯通, 2011 年向珠三角地区供气。

⑶ 俄拟从西伯利亚的西部和东部分别建设两条通向中国的输气管道。首先建设对华的年输气量为300亿立方米的西线管道，即阿尔泰项目，该项目计划在2011年建成。

从2011 年开始，俄罗斯向中国每年供应天然气量将达（600～800）× 108m3。目前我国己经确定的管道天然气进口项目是从俄罗斯伊尔库茨克每年进口200亿立方米天然气到沈阳，其中100亿立方米输送到韩国。

⑷ 中缅天然气管道预计2011 年底全线贯通, 最终年进口规模为100 ×108 m3;

2、进口液化天然气情况

⑴大连LNG项目

大连LNG项目由码头、接收站和输气管道三部分组成，输气管道由大连至沈阳主干线和大连支线、抚顺支线组成，主干线全长389公里。一期工程建设规模为300万吨/年，供气能力为42亿立方米/年，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。

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，主要为辽宁省等天然气用户供气。主干线与规划中的东北输气管网相连，形成多气源供气。天然气主要用于城市燃气和工业燃料，替代燃料油、石脑油、汽油、液化石油气、煤气等。同时，依托大连LNG项目，可以开展天然气下游利用项目建设，建立完整的LNG产业链，开发冷库、空分、冷能发电、轮胎粉碎等冷能利用项目。

⑵ 福建LNG站线项目

2003年，中海石油气电集团有限公司与福建省共同出资，建设“福建LNG站线项目”。自2009年开始的25年内，此项目每年将从印尼购买260万吨液化天然气，为福建省寻获了稳定的清洁气源。

根据福建省规划，闽东南地区2004一2010年天然气需求量为:2004年234万吨;2005年285万吨;2010年548万吨。到2010年，福建天然气需求占一次能源总需求的14.2%。福建液化天然气接收站和输气干线项目是该项目的牵头项 7 目，包括码头、接收站和至各用户门站的输气干线和支干线。一期工程接收站年接收能力为250万吨LNG，于2004年动工，2006年投入试运营。二期工程设计规模将达500万吨/年，将于2012年投产。一期输气主干线长度366.3公里，七个LNG用气项目包括福建莆田燃气电厂和篙屿燃气联合循环电厂以及福州、莆田、泉州、厦门、漳州等五市燃气管网项目。

⑶ 广东LNG项目

广东从2005年开始的25年间，澳大利亚每年将价值约4.5亿美元的天然气送抵深圳。项目总体包括液化天然气接收站和输气干线项目，以及配套新建电厂、油电厂改造和城市管网等用户项目。一期工程2005年投产，每年进口LNG300万吨。项目建设规模包括接收站300万吨/年:干线输气管道326.8千米;新建燃气电厂惠州和深圳前湾电厂各100万千瓦，供气112万吨;燃油改燃气电厂3座，88万千瓦，用气50万吨;供应深圳、东莞、广州和佛山4城市的城市燃气86万吨;并向香港电灯公司和中华煤气公司供气80万吨。二期工程2008年投产，每年进口的LNG增加到500万吨。项目包括能力为200万吨/年的接收站;输气干线为181.7千米;惠州电厂新增200万千瓦发电的能力，需求LNGI11万吨;燃油改燃气电厂2座，56万千瓦，用气35万吨;向9个城市供应生产燃气，依次是深圳、惠州、东莞、广州、佛山、江门、中山、珠海和肇庆;向香港电灯公司和中华煤气公司增加供气70万吨。

⑷ 长江三角洲进口LNG项目

2004年3月，浙江省与中海油签署《关于浙江省引进液化天然气及应用工程项目的合作协议》。根据此次协议，该项目工程由LNG接收站、输气干线、配套LNG电厂三部分组成。其中LNG接收站一期工程设计能力为每年300万吨，燃气电厂装机规模为8台35万千瓦。一期工程计划于2009年底投产。

⑸ 其它

在LNG 引进方面，国家批准正式建设的LNG 接收站6 座，其中，广东的LNG 接收站已投产，其他地区（如福建、上海、江苏如东、大连、唐山等）均已开工建设，还有多个规划LNG 接收站点处于前期论证阶段。这些引进资源的项目从2009 年起开始生效。

此外，中国还计划至少建造10个液化天然气进口终端以便从澳大利亚、卡塔尔和马来西亚进口液化天然气。

2008年，我国共进口LNG 44.4亿立米。

六、进口天然气价格

哈萨克斯坦对华天然气出口价格为190美元/每千立方米。

俄罗斯计划要在2011年统一天然气出口价格，届时对所有非独联体国家天然气出口都将采用统一的价格。从目前的价格趋势看，俄罗斯天然气出口到2011年将上涨至每千立方米260美元的水平。

七、天然气消费情况

1、消费概况

2008年，我国天然气消费量为778亿立方米，天然气消费区域不断扩大。截至2008年底，我国的天然气消费市场已经扩展到30个省市区，天然气消费量超过10亿立方米的省市区达到20个。其中，四川省仍然是我国消费量最大的省份，其天然气消费量超过110亿立方米，约占全国天然气消费量的14%；江苏省、北京市的天然气消费量分别列第2位和第3位，分别超过59亿立方米和55.8亿立方米。总体来看，东部沿海地区的天然气消费增长速度快于油气田周边地区。

从需求现状及预测上来看，相关部门预计，到2010年和2015年，我国天然气消费将分别达到1500亿立方米和2400亿立方米；2010年我国天然气供需缺口为300亿至400亿立方米，2015年缺口为500亿至600亿立方米，2020年缺口将达到900亿立方米。

我国天然气需求呈现快速增长态势。其中，环渤海、东南沿海、长江三角洲、东北地区等东部地区将成为我国天然气市场中心，预计2010 年上述4 地区天然气需求量将占全国的60%以上。伴随着我国铁、公、船运的四通八达，我国29 个省会城市加港澳特区计31 个主要城市，除西藏拉萨外，都不同程度的分别用上了或管道输送、或车船运送（CNG、LNG）的天然气，还有不少地级市甚或 县、乡镇都用上了天然气。

随着天然气消费量的不断增加，我国逐渐形成7种不同类型的天然气消费市场：东北地区是工业燃料替代型天然气市场；环渤海地区是城市清洁型和发电型天然气市场；长江三角洲地区是城市清洁型、化工型和发电型相交织的混合型天然气市场；东南沿海地区是发电型天然气市场；中南地区是化工型天然气市场；西南地区也是化工型天然气市场；西北地区是发电型、化工型和城市清洁型相交织的混合型天然气市场。

二十一世纪中叶，全国65%的城市将通上天然气。

2、各典型城市情况

⑴ 青岛

2002年12月天然气进入青岛以来，在市区基本实现了“广覆盖”。⑵ 上海

上海1999年4月8号，第一次用上天然气。现在上海的天然气每天在700万立方米左右，目前供气已经超过50亿立方米。西气入沪后，除了民用燃气市场迅猛发展，其他天然气应用领域也不断拓展。从小工商业用户逐步扩展到燃气电厂、化工、燃气空调及分布式功能系统、CNG汽车等，上海燃气用气结构发生了根本性变化，也带动了相关产业、产业经济的发展。到2010年上海市召开世博会期间，上海市居民用户将全部转换成天然气用户。

⑶ 苏州

苏州高新技术产业开发区目前使用天然气的居民用户有10万户，工商用户300户，一年用气1亿立方米，而且用量持续增长。

⑷ 长三角

2010年长三角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。

⑸ 广东

2008年广东天然气总消耗量约为60亿立方米，据预测到2010年需求量将猛增至每年268亿立方米，到2015年约为方431亿立方米。

⑹ 北京

2008 年北京市天然气用量达到52 亿m3。

3、国内气田供应区域

东海天然气主要供应上海和浙江用户;江苏油田天然气主要供应盐城市;百色天然气主要供应给云天化公司;西南天然气主要供应四川省;塔河天然气主要供应南疆地区;大牛地天然气主要供应北京市;东北天然气主要供应吉林市、长春市;胜利油田天然气主要供应山东;中原油田天然气主要供应河南、山东;普光天然气将主要供应四川、重庆、湖北、江西、安徽、浙江、上海,将来还要向南水北调水源地丹江口库区供气。

八、天然气消费结构

2008年，全国城市燃气(居民、公共福利、CNG汽车、采暖以及城市小工业)消费量为258亿立方米，占全国天然气消费总量的33.2%；工业燃料消费量为206亿立方米，占消费总量的26.4%；天然气化工消费量172亿立方米，占消费总量 的22.l%；天然气发电消费量143亿立方米，占消费总量的18.3%。

九、燃气情况分析

尽管我国天然气使用量非常大，但是由于中国整体能源需求增速太快，预计到2030年我国天然气使用量达到4000亿立方米左右时，占有的能源比率仍然为6%左右。

1、未来城市燃气格局

预计未来城市燃气格局如下：

⑴ 未来大中城市燃气结构中天然气将一家独大

预计未来长三角地区天然气占城镇燃气结构比重将接近80%。⑵ 液化石油气(LPG)力保一席之地

LPG在目前的城乡燃气市场中占有较大的份额，其市场地位不会在一夜之间改变。

⑶ 新能源燃气将成为市场生力军。

特别是二甲醚(DME)替代液化石油气(LPG)、车用柴油的市场潜力引起广泛关注。

2、二甲醚发展策略

⑴ 大中城市市场领域方面

二甲醚可选择替代液化石油气的民用和工商业两种市场细分领域。2010年前，国内沿海地区天然气供应短缺，液化石油气民用市场客观存在，二甲醚可凭借价格优势进军民用市场。

2010年以后，民用市场基本被进口液化天然气和国产天然气所占据，故二甲醚将转向重点开发工商业市场。

⑵ 农村和中小城镇

液化石油气在农村和中小城镇消费不断增长。据相关专家预测，在今后一段时期内，ＬＰＧ在农村和中小城镇的消费量仍将呈现增长态势。２００６年，长三角地区ＬＰＧ消费量为４２６万吨，其中上海市ＬＰＧ消费量约为８９万吨，上海市ＬＰＧ消费结构中，民用约占４９％，工商业约占５１％。２００６年，长三角地区ＬＰＧ产量为２８０万吨，进口量为１４６万吨，其中上海市产量约１２０万吨。

因此，二甲醚应该致力于农村和中小城镇市场的开拓。⑶ 替代人工煤气

人工煤气供应集中在中小城市。据不完全统计，２００６年，长三角地区人工煤气消费量为２７亿立方米，其中上海市约２０亿立方米。

二甲醚各种性能均优于人工煤气，并且有成熟的技术，因此要考虑以替代人工煤气的方式进入城镇管道气。