天然气发展趋势

第一篇：天然气发展趋势

国内天然气发展趋势

2009/12/24/09:25 来源：农资与市场

目前中国的天然气价格分为出厂价、管输费、城市门站价和终端用户价。天然气出厂价在2002年以前称为井口价。2001年，中国开始实行天然气优质优价，将天然气的净化费并入井口价，合并为现在统一的天然气出厂价。中国天然气出厂价的价格水平大致经历了低气价阶段（1950~1981年）、双轨制价格阶段（1982~1992年）、天然气结构价格阶段（1993~2005年）以及从2005年12月开始执行至今的国家指导价阶段。总体来说，天然气的价格水平随着四个阶段的发展大致呈现出从低到高的发展趋势。

中国天然气的出厂价不仅与替代能源相比价格偏低，而且还低于世界上其他国家的天然气价格。20世纪末，中国天然气井口价与国际市场的价格差还处在相对合理的位置，但到2004年，中石油的天然气平均售价只有美国天然气井口价的40.7%，欧盟管道天然气进口价的48.1%，日本液化天然气进口到岸价的42.4%。进入2005年，国际油价持续走高，许多国家纷纷提高天然气价格，至2008年，美国亨利中心价格、欧盟到岸价和日本进口液化天然气到岸价格的每百万英制热单位平均价格分别为8.85美元、12.61美元、12.55美元，而与三大市场相比，中国天然气的出厂均价仅为美国的42.4%，欧盟的29.7%，日本的29.9%。

厦门大学中国能源经济研究中心最近的一项研究说明，从天然气自身的生产过程看，其勘探开发是高风险和高投入行业，面临资金、技术、人工和市场等各方面的巨大风险。中国的天然气出厂价格没有反映出天然气生产的完全成本和与其风险相匹配的投资回报率。

随着年底西气东输二线工程实现单线通气，未来天然气将越来越多地从国外进口，中国国内现行的天然气价格与进口天然气价格相比偏低的问题会日益凸显。

数据显示，2008年国内天然气平均门站价格仅为1.38元/立方米，而进口气到达国内门站的价格水平预计可能是这个价格的两倍左右。

中国天然气出厂价加管输费和城市配送气服务便构成了终端用户销售价。由于各地的天然气来源不同，消费水平各异，再加上各地区对天然气的城市配送气费用没用统一的定价标准，因而各地的天然气终端用户价格并不相同，甚至差别很大。

中国目前的天然气价格的确比较混乱。这有历史的原因，主要是定价机制的问题。就部分城市的天然气终端价格来看，据2008年1月的统计资料，不同的省市，相同的天然气利用领域，价格是不同的，天然气终端价格水平呈现出西低

东高的格局。民用天然气，最高的是宁波，每立方米达5.72元，重庆市和银川最低，每立方米均为1.4元。同一个省市，不同的天然气利用领域，其价格也不同，居民用气和工业用气最低。居民用气需要考虑生活负担，工业用气供气成本较低；商业用气由于价格承受能力强，因此价格最高。还有公共集体用气，其价格介于商业用气和居民用气之间。

按照供应成本，工业用户供应成本较低，价格应该低于居民用气，目前居民低工业高说明两者之间可能存在交叉补贴。

从整体上看，川渝地区的天然气终端销售价格最低，这主要是因为当地的天然气资源丰富、气田多且分布广，输气距离也相对较短，此外，也与该地区天然气工业的开采设备完备、管输费偏低以及终端用户较多且用气量大有关。

我国天然气的发展趋势 撰写单位：中国产业研究院发表时间：2009-09-05文字大小:[大 中 小] 2011-2015年中国石油行业市场运行现状分析与发展投资远景展望研究报告2011-2015年中国煤制天然气工业运行动态与发展投资可行性研究分析报告2011-2015年中国天然气行业发展分析与投资前景预测分析报告

2011-2015年中国润滑油基础油行业市场发展前景与投资潜力预测分析报告2011-2015年中国馏分燃料行业运行态势与发展投资前景研究分析报告2011-2015年中国石油脑市场运营态势与发展投资可行性研究报告

西气东输二线管道西起新疆的霍尔果斯，经西安、南昌，南下广州，东至上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、湖北、湖南、江西、广西、广东、浙江和上海13个省、自治区、直辖市。干线全长4859千米，加上若干条支线，管道总长度超过7000千米。此项目总投资近千亿，其东段工程如期通过核

准，该项目的顺利推进，为我国在2010年以前基本形成覆盖全国的天然气基干管网创造了条件。

天然气将是我国未来能源的主导者

长期以来，我国经济持续快速发展对能源增长的需求主要靠增加产煤来满足，致使煤在2007年一次能源消费中占比71.6%，生态和环境状况极其严峻。我国能源利用效率目前为33.4%，远低于42%的世界平均水平；石油对外依存度已近50%，供应保障堪忧。

为实现可持续发展，中国在世纪之交制订了优化能源结构的战略。而清洁、高效的天然气最有高速发展的可能，是目前中国优化能源结构、节能减排最有力的战略选择。此外，我国天然气资源相比石油丰富，目前还处于勘探开发早期，加速勘探开发和管网建设，有可能满足国内大部分需求，并且部分替代石油产品，增强我国能源供应保障，意义重大。到2020年，天然气在我国一次能源构成中的比率将达到12%。

需求增长加快带来发展机遇

未来20年中国的能源消费弹性系数为0.45-0.50，其中煤炭为0.3，石油为0.5，天然气为1.4-l.5，一次电力为0.5-0.6，可见天然气的消费增长速度最快。天然气市场在全国范围内将得到发展。随着“西气东输”等工程的建设和投入运营，中国对天然气的需求增长将保持在每年15％以上，2010年将达到1000亿立方米以上，比2000年提高4至5倍。

从国外天然气价格看，目前相当于人民币1.8元／立方米。中国天然气价格由政府确定，执行的是国家指导价下的双轨制价格，还没有形成市场导向下合理的天然气价格机制，明显低于国际市场，调整空间相当大。

经济全球化带动着天然气的全球化，预计到2010年，全球天然气贸易量为7000亿立方米。天然气销售市场不再局限于取暖锅炉、商业服务和家庭炊事，天然气发电、天然气化工、天然气车用燃料和电池燃料、天然气空调及家庭自动化等方面利用潜力十分巨大。目前，天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比，还有较大的缺口。高速增长的市场自然带来无限的商机。

天然气市场高效率发展

在当前气价逐渐高涨的形势下，专家表示，针对我国国情，天然气市场拓展的关键是以高效率应对高气价，应把具有高效、环保优势的天然气用在最关键的地方，即主要用于民用燃料、工商业燃料和车用燃料；天然气发电应结合冷热电联供或限于调峰；天然气作为化工原料应根据地域条件严格控制。在中国天然气和煤比价高于国际市场情况下，有条件采用煤气化-合成气路线的产品如甲醇、合成氨、氢气等，一般不宜采用天然气为原料。

高效能区域性能源站也是未来天然气高效利用的发展目标。大量采用天然气占领民用燃气市场后，可把目前每年消耗的2500万吨民用液化石油气中的大部分顶替出采，回到石油化工原料市场上去，进一步优化我国各种有机化工产品的原料构成和石油产品的分布结构，有利于降低能耗，提高总体经济效益。

规划统一天然气管网

目前，我国三大公司对天然气管网建设已经并且正在做出巨大贡献，但也出现了一些不利局面，比如重复建设等。在目前情况下，政府应及早统筹规划。既要发挥大公司建设管网的优势和积极性，也要尽快组建统一的国家天然气干线管网公司，作为承上启下的天然气中游输送网络和交易平台。下游燃气公司和大用户应可通过管网公司直接与上游天然气田或LNG公司交易。管网公司只收管输费而无权做中间商，并逐步从三大公司接手建设和运营管网的职能。

此外，由于中小型气田和煤层气分散于全国各地，规模各异，中国天然气中游输配市场格局将形成一个“管输+水陆车(船)槽运+LNG卫星气化站”的多轨并行、优化互补的市场格局。

主要品种发展趋势

乙炔气（C2H2）：我国工业燃气用量中，70%为乙炔气。以前乙炔气主要是乙

炔发生器中制取，现在主要使用的是将乙炔溶解于丙酮中的溶解乙炔气。乙炔化学性质活泼，易爆，极危险。乙炔在常温、常压下的分子结构为不饱和键，受热很不稳定，在高于200 ºC时会发生聚合反应，使温度压力不断上升而导致爆炸，当其与铜、银等金属以及空气、纯氧混合，甚至盛装容器直径较大时都会引起爆炸。使用乙炔气在对碳素钢切割时，易产生切口上缘溶化，挂渣多且不易清除，切面局部硬化等现象，使切割工艺不理想。同时为了安全起见，溶解乙炔钢瓶内要按规定加入14公斤丙酮，使按规定应充入5―7公斤的乙炔达到全部溶解于其中的目的。而部分厂家为了自身利益，往往不再继续添加或减少续加丙酮，而是强行充装乙炔气，这样使瓶内压力加大，使钢瓶发生爆炸的危险性大大增加。同时，瓶内充气量往往仅只有3.5-4公斤，甚至有的低到只有2公斤，使用户蒙受损失。生产乙炔的原料为电石，每生产一吨电石耗电能3300 ºC，还需要焦炭600公斤，煤500公斤，耗能巨大。同时用电石法制取乙炔时，会排出大量电石渣（1吨电石生成3.3吨电石渣）及H2S、PH3等有毒有害气体，污染严重。在制取溶解

乙炔时又消耗大量重要化工原料丙酮，因此溶解乙炔成本昂贵。但由于以前还没有其它燃气可以全面替代乙炔，加上传统习惯及企业对此的大量投入，乙炔在我国工业燃气领域中仍占主导地位。现国家权威机构已明确提出：“为全民经济高效发展、应向全世界发达国家看齐，将乙炔作为工业燃气的份额缩小到35%以下。”随着工业技术的不断发展，以石油液化气为主料的新的工业燃气系列已开始逐步取代乙炔气。

氢氧气（HO）：是由电解水分离出氢与氧的工业切割气，四十年代已开发应用。由于由于氢氧发生器制作工艺简单，电能和水随处可取，因此，所产生的氢氧气价格低廉、无污染。但由于切割温度低，适用面不广。而且氢氧混合后回火和爆炸，安全性差，使用时不方便，受电力供应影响大。产气量受限制，设备受限制，设备昂贵等，因此难以推广。目前，国外除实验室采用外，工业上多不应用，国内应用的厂家也不多。

丙烷气（C3H8）：石油化工产品，二十世纪六十年代起国际上即着手其用于

工业切割试验，我国亦于七十年代初开始研究，并于九十年代初由哈尔滨焊接研究所试验，由国家科委（92）国科成办字第97号文在全国范围内推荐试用。丙烷气燃点不高，燃烧速度较慢，化学性质不活泼，爆炸范围小，不易回火，对温度、压力、冲击的反应低于乙炔，安全性优于乙炔。丙烷的体积热值（KJ/M3）较乙炔高，因此消耗量，比乙炔降低，其切割工艺较乙炔稍逊。它的成本较低。我国东北地区有些企业采用以丙烷为工业切割气，从乙炔到丙烷的转换简单，所需要更换的设备仅只有割嘴，其余均可代用。虽然丙烷在使用时安全可靠，操作简单，切割质量有所提高，但由于其火焰温度低（2257ºC），预热时间长，耗氧量较大，本砼喷涂，本砼焊接，切割厚大材料困难等，在不少方面难以胜任，无法取代乙炔气，加上操作人员使用习惯等因素，一时难以全面推广。

霞普气（SHARP GAS）：1962年前后由日本最大的工业燃气公司岩谷产业开发的工业切割气，于八十年代后期在我国东部沿海地区应用，霞普气是纯丙烯气（CH6）。丙烯和丙烷一样，均是石油加工副产品，其体积热值、安全性、爆炸

范围、回火率都与丙烷相近，但由于丙烯是重要化工原料，可再加工成聚丙烯，且其单位成本也较丙烷高，虽然丙烯的火焰温度较丙烷稍高，达到2924 ºC左右，但综合起来，仅作为工业燃气的总体社会效益和经济效益都大大低于丙烷。氟莱马克斯气（FLAMEX GAS）：丙烷系列烷气中较早应用的改进型工业燃气，美国于七十年代普遍使用。为改进丙烷燃烧火焰温度低的缺陷，科研人员加大丙烷添加剂的攻关力度。氟莱马克斯气就是在丙烷气中加入1.48%的FXD－Ⅱ添加剂以图提高火焰温度。但添加剂粘附力较大，不能与丙烷充分融合，易形成分离，而且该添加剂价格昂贵，使产品成本过高，所以厂家往往在15公斤标准钢瓶中仅充装10公斤燃气出售，使用户加大成本支出，难以形成良好的经济效益，所以市场中竞争力较低。

特利气（奥利气）：最近几年于国内出现的一种燃气品种，主要是由丙烷与丙烯按一定比例配合而成，其燃烧温度较丙烷略有提高，其性能与丙烷、氟莱马克斯气、霞普气相同，成本略丙烷较高。在低碳钢等薄板切割中有一定的优势。由于其火焰温度不高，预热时间长，耗氧量大、切割范围不广、不能喷涂、不能焊接，难以切割厚大材料，因此不能全面替代乙炔气，目前仍属有待提高内在质量的试验性阶段的燃气品种。

普通液化石油气：也可以用于切割，但其温度不高，难以切割较厚材料，并且切割速度慢，各方面都存在严重缺陷。

蓝火焰新型工业燃气：蓝火焰工业燃气是新型环保、安全、高效、经济的工业燃气产品。它采用德国高科技专有技术，BF-1增效剂与丙烷、天然气混合溶解而成，使燃烧性能大大提高。它性能稳定可靠，保持了丙烷、天然气安全性能高、回火率低的特性，在氧的作用下火焰温度高达3361ºC，从而使蓝火焰工业燃气具有预热时间短、切割速度快、切割质量好等一系列特点。蓝火焰工业燃气在使用过程安全、无污染、可提高功效、降低成本（其成本仅是乙炔气的50%），是当今世界上可全面取代乙炔气在火焰切割、有色金属焊接的新型工业燃气。以BF-1为增效剂的蓝火焰工业燃气已经在我国的桥梁、焊接、钢铁、冶金等行业大量使用，经济效益明显提高。

第二篇：天然气管道技术现状及发展趋势

天然气管道技术现状及发展趋势 世界天然气管道技术现状

（1）长运距、大管径和高压力管道是当今世界天然气管道发展主流

自20 世纪70 年代以来，世界上新开发的大型气田多远离消费中心。同时，国际天然气贸易量的增加，促使全球输气管道的建设向长运距、大管径和高压力方向发展。1990 年，前苏联的天然气管道的平均运距达到2 698 km。

从20 世纪至今，世界大型输气管道的直径大都在1 000 mm 以上。到1993 年，俄罗斯直径1 000 mm以上的管道约占63%，其中最大直径为1 420 mm 的管道占34.7%。西欧国家管道最大直径为1 219 mm，如著名的阿-意管道等。

干线输气管道的压力等级20 世纪70 年代为6～8 MPa；80 年代为8～10 MPa；90 年代为10～12MPa。

2000 年建成的Alliance 管道压力为12 MPa、管径为914 mm、长度为3 000 km，采用富气输送工艺，是一条公认的代表当代水平的输气管道。

（2）输气系统网络化

随着天然气产量和贸易量的增长以及消费市场的扩大，目前全世界形成了洲际的、多国的、全国性的和许多地区性的大型供气系统。这些系统通常由若干条输气干线、多个集气管网、配气管网和地下储气库构成，可将多个气田和成千上万的用户连接起来。这样的大型供气系统具有多气源、多通道供气的特点，保证供气的可靠性和灵活性。前苏联的统一供气系统是世界最庞大的输气系统，连接了数百个气田、数十座地下储气库及约1 500 个城市，管道总长度超过20×104km。目前欧洲的输气管网已从北海延伸到地中海，从东欧边境的中转站延伸到大西洋，阿-意输气管道的建成实际上已将欧洲的管网和北非连接起来。阿尔及利亚—西班牙的输气管道最终将延伸到葡萄牙、法国和德国，并与欧洲输气管网连成一体。

（3）建设地下储气库是安全稳定供气的主要手段

无论是天然气出口国家，还是主要依赖进口天然气的一些西欧国家，对建造地下储气库都十分重视，将地下储气库作为调峰、平衡天然气供需、确保安全稳定供气的必要手段。截止到1998 年，全世界建成储气库605 座，总库容575.5亿立方米、工作气量307.7立方米。工作气量相当于世界天然气消费量的11%，相当于民用及商业领域消费量的44%。2001 年美国的储气库总工作气量约120立方米，预计到2010 年储气能力将达到170立方米。国外天然气管道在计量技术、泄漏检测和储存技术等方面取得了一些新进展

（1）天然气的热值计量技术 世纪80 年代以后，热值计量技术的应用在西欧和北美日益普遍，已成为当今天然气计量技术的发展方向。天然气热值计量比体积和质量计量更为科学和公平，由于天然气成分比较稳定，按热值计价可以体现优质优价。天然气热值的测定方法有两种：直接测定法和间接计算法。近几年，天然气热值的直接测量技术发展较快，特别是在自动化、连续性、精确度等方面有了很大提高。

（2）天然气管道泄漏检测技术—红外辐射探测器

目前，美国天然气研究所（GRI）正在进行以激光为基础的遥感检漏技术研究，该方法是利用红外光谱（IR）吸收甲烷的特性来探测天然气的泄漏。该遥感系统由红外光谱接收器和车载式检测器组成，能在远距离对气体泄漏的热柱进行大面积快速扫描。现场试验表明，检漏效率比旧方法提高50%以上，且费用大幅度下降。

（3）天然气管道减阻剂（DRA）的研究应用

美国Chevron 石油技术公司（ChevronPetroleum Technology Co）在墨西哥湾一条长8 km、.152mm 的输气管道上进行了天然气减阻剂（DRA）的现场试验。结果表明，可提高输量10%～15%，最高压力下降达20%。这种减阻剂的主要化学成分是聚酰胺基，通过注入系统，定期地按一定浓度将减阻剂注入到天然气管道中，减阻剂可在管道的内表面形成一种光滑的保护膜；这层薄膜能够显著降低输送摩阻，同时还有一定的防腐作用。

（4）天然气储存技术

从商业利益考虑，国外管道公司非常重视使大型储气库垫底气最少化的技术研究。目前，正在研究应用一种低挥发性且廉价的气体作为“工作气体”来充当储气库的垫底气。

（5）管道运行仿真技术

管道在线仿真系统的应用可有效地提高管道运行的安全性和经济性。管道计算机应用表现在3 个方面：管道测绘及地理信息系统、管道操作优化管理模型和天然气运销集成控制系统。仿真技术在长输管道上的应用不仅优化了管道的设计、运行管理，而且为管输企业带来巨大的经济效益。目前，国外长输管道仿真系统主要分为3 种类型：一是用于油气管道的优化设计、方案优选；二是用于运行操作人员的培训；三是管道的在线运营管理。如美国最大的天然气管道公司之一的Williams 管道公司，采用计算机仿真培训系统在不影响正常工作的情况下即可完成对一线工人的上岗培训，大大缩短了培训时间，节约大量费用，比传统的培训方式提高效率约50%。

（6）GIS 技术在管道中的应用

随着管道工业自动化的发展，GIS（地理信息系统）在长输管道中得到了日益广泛的应用。它融合了管道原有的SCADA 系统自动控制功能，美国、挪威、丹麦等国家的管道普遍使用GIS 技术。目前，该技术已实现地理信息、数据采集、传输、储存和作图统一作业，可为管道的勘测、设计、施工、投产运行、管理监测、防腐等各阶段提供资料。技术发展趋势

（1）高压力输气与高强度、超高强度管材的组合是新建管道发展的最主要趋势

高压气管道是指运行压力在10～15 MPa 之间的陆上天然气管道。根据专家研究成果，年输量在10亿立方米以上时，采用高压输气可节省运输成本。当运输距离为5 000 km、年输量在15～30亿立方米之间时，采用高压输气比传统运输方式可节约运输成本20%～35%。采用高压输气可减小管径，通过高钢级管材的开发和应用可减小钢管壁厚，进而减轻钢管的重量，并减少焊接时间，从而降低建设成本。例如采用管材X100 比采用X65 和X70 节约费用约30%，节约管道建设成本10%～12%。

目前X100 管道钢管已由日本NKK、新日铁、住友金属、欧洲钢管等公司开发出来。另外，复合材料增强管道钢管正在开发，即在高钢级管材外部包敷一层玻璃钢和合成树脂。采用这种管材，可进一步提高输送压力，降低建设成本，同时可增加管输量，增加管道抵抗各种破坏的能力和安全性。当管材钢级超过X120 及X125 时，单纯依靠提高钢级来减少成本已十分困难，必须采用复合材料增强管道钢管。X100 及以上管道钢管目前还未得到商业应用的主要原因是对材料性能、安装技术和现场试验还需进一步验证和更好的了解。

（2）高压富气输送技术及断裂控制

高压富气输送是指在输送过程中采用高压使输送气体始终保持在临界点上，保证重组分不呈液态析出。采用高压富气输送能取得很大的经济效益，但富气输送时天然气的热值较高，要求管材不但能防止裂纹的启裂，而且还要具有更高的防止延性裂纹扩展的止裂韧性。以Alliance 管道为代表的高压富气输送是天然气输送技术的重大创新，其断裂控制是该管道的关键技术之一。

深入了解高钢级管道钢管的断裂控制是未来以低成本建设管道的前提。由ECSC、CSM、SNAM 和European 联合进行的项目，就是研究大口径X100管道在15 MPa 的高压下的断裂行为。

（3）多相混输技术 世纪70 年代，各发达国家相继投入了大量资金和人力，进行多相流领域的应用基础与应用技术研究，取得了不少成果。目前，这些成果已在上百条长距离混输管道上得到了应用。

近年来，英国、美国、法国及挪威等国相继建成了不同规模的试验环道，采用多种先进测量仪表和计算机数据采集系统，在大量高质量的试验数据基础上进行多相流研究。已有的多相流商业软件中，著名的OLGA 软件可以进行多相流稳态和瞬态流动模拟。

（4）天然气水合物（NGH）储运技术

据专家保守估计，世界上天然气水合物所含天然气的总资源量约为０.０18亿亿立方米～０.０21亿亿立方米，能源总量相当于全世界目前已知煤炭、石油和天然气能源总储量的两倍，被认为是21 世纪最理想、最具商业开发前景的新能源。天然气水合物潜在的战略意义和经济效益，已为世界许多国家所重视。目前，世界范围内正在兴起从海底开发天然气水合物新能源的热潮。虽然目前世界上还没有高效开发天然气水合物的技术，但许多国家已制定了勘探和开发天然气水合物的国家计划。美国1998 年将天然气水合物作为国家发展的战略能源列入长远计划，准备在2015 年试开采。日本、加拿大、印度等国都相继制定了天然气水合物的研究计划。

根据目前国外对天然气水合物技术的研究，可以得出几点共识：一是天然气水合物在常压、-15～-5℃的下储存在隔热容器中可长时间保持稳定；二是对于处理海上油田或陆上边远油田的伴生气，该技术的可行性优于液化天然气、甲醇和合成油技术。该技术安全且对环境无污染；三是天然气水合物技术的成本比液化天然气的生产成本约低四分之一；四是采用天然气水合物技术可以对天然气进行长距离运输。国内天然气管道技术现状

西气东输代表了目前我国天然气管道工程的最高水平。西气东输管道设计输量为120×108m3/a；管道全长3 898.5 km；管径1 016 mm；设计压力10MPa；管道钢级L485（X70）；全线共设工艺站场35座，线路阀室137 座，压气站10 座。目前我国天然气管道的技术水平分析如下：

（1）采用的设计和建设标准与国际接轨。

（2）采用卫星遥感技术、GPS 系统，优化管道线路走向。

（3）采用国际上通用的TGNET、SPS、AutoCAD等软件，进行工艺计算、特殊工况模拟分析和设计出图。

（4）管材采用高强度、高韧性管道钢，主要有X52、X60、X65 和X70，国内有生产大口径螺旋缝埋弧焊钢管和直缝钢管的能力。

（5）管理自动化、通信多种方式并用。运营管理采用SCADA 系统进行数据采集、在线检测、监控，进行生产管理和电子商务贸易；通信采用微波、卫星和租用地方邮网方式，新建管道将与国际接轨，向光缆通信发展。

（6）管道防腐。管道外防腐层主要采用煤焦油瓷漆、单层环氧粉末、双层环氧粉末、聚乙烯防腐层（二层PE）和环氧粉末聚乙烯复合结构（三层PE）。管道内涂层主要采用液体环氧涂料。

（7）天然气计量。我国早期建设的管道天然气计量大都采用孔板计量；而近年新建的几条输气管道采用超声波流量计。

（8）主要工艺设备。目前国内输气管道输气站主要工艺阀门大都采用气动球阀，今后新建管道将以采用气-液联动球阀为主。国内在役输气管道采用的增压机组有离心式和往复式压缩机，驱动方式有燃驱和电驱；将来我国的长距离输气管道主流机型采用离心式，在有电源保证的条件下采用变频电机驱动为发展方向。

（9）管道施工。目前我国的管道建设引进了国际上通行的HSE 管理技术，采用了第三方监理的机制；管道专业化施工企业整体水平达到国际水平，装备有先进的施工机具，如：大吨位吊管机、全自动焊机等；掌握了管道大型穿（跨）越工程的施工技术，如水平定向穿越技术、盾构穿越技术。

（10）优化运行。目前在役输气管道利用进口或国产软件进行在线或离线不同工况模拟，以确定既能满足供气需求，又使单位输气成本最低的运行操作方案。差距分析

我国大部分输气管道建于20 世纪60～70 年代，与国外发达国家和地区完善的供气管网相比有很大的差距，管道少、分布不均、未形成全国性管网；管径小，设计压力低，输量少，不能满足目前增长的市场需求。

第三篇：阀门行业：石油天然气阀门市场发展趋势分析

【关 键 词】石油天然气阀门,市场,发展

【报告来源】前瞻网

【报告内容】中国阀门行业应用市场需求状况与需求前景分析报告前瞻（百度报告名可查看最新资料及详细内容）

全球能源消耗量于2006-2030 年间将增加约44%，且在2030 年之前，石油和天然气合计仍将占整个能源消耗量的55%，新型能源在短时间内尚不能完全替代传统的化石能源。因此，全球范围内的原油需求和开采将保持基本稳定的态势。这将对油气采集领域阀门需求的增长起到较强的支撑作用。石油和天然气产量和需求的不断增长将有助于油气管线基础设施投资维持在较高水平。根据管道项目顾问公司Simdex 于2009 年7 月的估计，未来五年全球将兴建约32.6 万公里的油气管道。能源领域独立研究顾问公司Douglas-Westwood 预计，2008 年至2012 年全球陆上管道项目投资额将达到1,800亿美元，亚洲将成为最大的油气管线投资市场，估计可吸引投资额420 亿美元。油气管线的大额投资将推动油气管线用工业阀门尤其是大口径阀和球阀需求的持续扩张。

中国经济的持续快速增长推升了中国的能源需求。中国已于2003 年成为世界第二大石油消耗国，石油的消耗量已经逼近美国。在此条件下，中国石油和天然气消耗量的增长明显超过产量增幅，供求缺口不断扩大。1999 年至2008 年，国内原油消耗量的年复合增长率为6.6%，产量的年复合增长率则仅为1.9%。同期，国内天然气消耗量的年复合增长率为15.8%，产量的年复合增长率为13.1%。供求缺口的逐年扩大造成中国经济增长对外国石油和天然气的依赖程度越来越高。海关总署的统计数据显示，2009 年和2010 年，我国原油进口量为20,367 万吨和23,931 万吨，较上年同期分别增长13.9%和17.5%，液化天然气进口量为554 万吨和936 万吨，较上年同期分别增长65.8%和69.1%。作为油气输送的重要形式，油气管线拥有低泄漏、低污染、高效率等诸多优点，并且能够解决我国油气进口主要依赖海运的问题，改善能源安全环境，因此已经成为我国能源战略中的重要组成部分。未来，我国将逐步形成以东北中俄油气管线，西北中哈油气管线以及西南中缅油气管线为主的油气进口管道运输格局。

另外，我国国内能源供给与能源需求分布在地域上存在较大脱节。石油和天然气资源主要集中在东北、华北和西北等地区。塔里木、柴达木、陕甘宁和四川盆地蕴藏着丰富的天然气资源，占全国陆上天然气资源的80%以上。而能源的需求则主要集中于东南沿海的经济发达地区。石油和天然气资源需要源源不断的从东北、华北和西北等地区向东南沿海运输。传统的公路、铁路和海路运输单次运量低、泄漏多、污染大，难以满足国内能源跨区调配的需求。兴建完善的国内油气运输管网，满足国内能源跨区调配的需求，已经成为我国能源领域的战略选择，包括西气东输一线、二线在内的一系列重大工程项目陆续实施或竣工投产，三线、四线也即将投资建设，未来国内油气管道运输需求还将进一步增加。管线运输需求刺激了国内油气管线建设的爆发式增长，国家统计局数据显示，中国油气管道的长度由2001 年的2.76 万公里增长至2010 年的7.85 万公里。

但是，国内的油气管线长度整体还处于较低的水平，未来一段时间里，我国将兴建大量境内管线与境外油气输入管线接驳，并在在国内形成较为系统的油气输送管网，到2015 年中国油气管道总长度预计达到14 万公里左右，“十二五”期间油气管线投资将保持在较高的水平，对相关阀门的市场需求也将实现快速增长。另外，随着常规石油天然气资源的日益紧张，页岩气作为一种非常规天然气资源，已逐渐成为新一代替代能源之一。根据美国能源信息署（EIA）2011 年4月对全球32 个国家48 个页岩气盆地进行资源评估的初步结果，全球技术上可开采页岩气储量达187 万亿立方米以上，其中我国技术上可开采页岩气储量达36

万亿立方米，居全球第一。2011 年8 月，位于四川的国内第一口页岩气水平井开始试验性开采，走出了我国页岩气开发历程中的重要一步。据国土资源部预计，到2020 年，国内页岩气年产量将达到150 亿到300 亿立方米，2030 年达到1,100亿立方米，届时页岩气将占到中国天然气总产量的25%。随着页岩气开采在我国的起步和快速发展，页岩气的净化及输送将带来大量的阀门需求。

第四篇：液化天然气技术研讨会-LNG船舶现状及发展趋势

第三届中国 LNG 论坛

陈叔平，谢福寿，马志鹏，金树峰

论文编号： 1210301

LNG 船运现状及发展趋势

（兰州理工大学石油化工学院，兰州 730050）

摘 要：随着全球天然气需求持续增长，天然气在世界能源结构中的地位不断上升，已与煤炭、石油能源并称为世 界能源的三大支柱。分析表明全球天然气储量、分布、生产和消费极不均衡，将天然气液化，通过 LNG 船舶运输是 实现 LNG 跨地区远洋运输的最有效方式。论文回顾了 LNG 船舶运输的发展历程，阐述了船舶数量、装载容量、货 舱类型、推进系统、船舶建造厂以及中国 LNG 船舶现状，并对全球 LNG 船舶发展趋势做了展望。可以预计 LNG 船 舶数量在 2020 年之前会持续稳定增长，并向大型化、标准化、薄膜型、自动化、最低蒸发率、蒸发气再液化、节能 推进系统方向发展。

关键词：LNG；船运现状；发展趋势

引言

近年来由于石油危机的冲击以及煤、石油所带来的环境问题日趋严重，能源结构逐步发生了变

化，作为世界能源三大支柱之一的天然气消量急剧上升，其作为清洁能源越来越受到青睐，许多国 家都将其列为首选燃料[1]。

随着天然气市场需求的不断增长，LNG 贸易量的不断增加，使得 LNG 的运输成了目前急需解 决的问题。由于 LNG 船舶运输是天然气跨地区远洋运输最有效的方法，故世界范围内投入使用的 LNG 船的数量正逐年增加。全球天然气现状

1.1 全球天然气储量及其分布

1.1.1 全球天然气资源丰富

图 1 全球天然气探明储量[2] Fig.1 Word natural gas reserves

图 2 全球天然气探明储量分布[2]

Fig.2 Distribution of word natural gas proved reserves 1990 年全球天然气探明储量为 125.7 万亿 m，2000 年全球天然气探明储量为 154.3 万亿 m3，2009 年全球天然气探明储量为 186.6 万亿 m3，而 2010 年全球天然气探明储量为 187.1 万亿 m3，储

产比为 58.6 年。在过去 30 年中，全球天然气探明储量每年平均增长约 3.3%，天然气储存量非常丰

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富，详见图 1。

1.1.2 全球天然气分布不均衡

截止 2010 年，已探明的全球天然气储量 40.5%分布在中东地区，33.7%分布在欧洲及欧亚大陆，其余分布在亚太地区、非洲、北美洲、中南美洲，详见图 2。

2010 年世界前十位主要国家的天然气探明储量为 144.7 万亿 m3，占全球天然气总储量的 77.3%。其中俄罗斯拥有全球所探明的天然气储量的 23.9%，是世界第一天然气大国，储采比高达 76 年，详 见图 3。

图 3 各个国家天然气探明储量分布[2] Fig.3 Distribution of each country natural gas proved reserves

图 4 全球天然气生产和消费变化趋势[2] Fig.4 Changes of word natural gas production and

consumption

1.2 全球天然气生产及消费状况

全球天然气生产量和消费量平稳增长，在过去 10 年中，全球天然气生产量平均每年增长 779.9 亿 m3，平均增长率为 10%。到 2010 年，全球天然气平均消费量达到 31690 亿 m3，见图 4。

由 5 可知，全球天然气生产和消费分布不均衡，欧洲及欧亚大陆、北美洲和亚太地区既是全球 主要产气区，也是全球三大主要消费市场。2010 年，欧洲天然气产量为 10431 亿 m3，占全球天然气 总生产量的 32.6%，为各地区之首。同时，消费量为 11372 亿 m3，占全球天然气总消费量的 35.8%。

图 5 各地区天然气生产和消费量分布[2] Fig.5 Distribution of natural gas

图 6 各国建造 LNG 船舶数量[6]

Fig.6 Numers of LNG ships by each country consruction 由于全球天然气的生产和消费分布并不均衡，产销地区往往远隔重洋，故需要解决海上运输问 题。天然气经液化，体积只有原来气体的 1/625，可通过 LNG 船来实现远洋运输。全球 LNG 船舶现状

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2.1 LNG 船队历程

全球 LNG 的海上运输始于 20 世界 50 年代末。1959 年，由杂货船改装的世界上第一艘 LNG 船 ——Methane Pioneer 号，从美国路易斯安娜州的查尔斯湖向英国 Canvey 岛基地运送了 5000m3 的液 化天然气（LNG），揭开了 LNG 海上运输的篇章。1964 年，世界第一次 LNG 海上贸易诞生，Methane Pioneer 号和 Methane Progress 号在阿尔及利亚和英国 Canvey 岛之间运营，航次超过 900 次，总运输 量达到 22000m3。随后，在阿尔及利亚和 Leltayve（法）、阿拉斯加和日本、利比里亚与西班牙以及 文莱和日本之间开始了 LNG 船运输。从此，LNG 船作为天然气海上运输的载体，随着 LNG 海运贸 易的蓬勃发展而发展起来。1971 年，Kvaerner 开发了单舱舱容量 8.8 万 m3 的 Moss 球形液货物维护 系统。1973 年，第一条 MOSS 独立型 LNG 船“Norman Lady”在挪威 Moss Rosen beg 船厂开工建 造，其液货舱容为 8.76 万 m3。1997 年，Methane Princess”由于其较小的货舱容量，经济上不划算，“ 于是在经历了 32 年的服务之后正式报废。1998 年，全球营运 LNG 船舶突破 100 艘。2006 年，日本 邮船会社 NYK 旗下的“Jamal”，首次在 LNG 船上采用天然气再液化装置，以处理航行过程中货舱 中自然蒸发气体（Natural Boil-off Gas）[3-6]。

2.2 船舶数量及装载容量

单船容量是衡量 LNG 船舶运输能力的一个重要参数，LNG 船舶单船容量是指一艘 LNG 船舶所 能装载的最大 LNG 量。

截止 2012 年 2 月 29 日，全球交付的 LNG 船有 361 艘，总装载量达 5290.8 万 m3，其中装载量 12.5-15 万 m3 的有 223 条，总容量为 3068 万 m3，占全球 LNG 船舶总装载量的 58%，为主流船队，详见表 1。

表 1 全球船舶数量及装载量[7] Table 1 Numbers and load of word ships

装载量

数量（艘）29 223 80 29

总容量（万 m）

占总容量（%）3.3 58 25.7 13

（万 m）≥12.5 12.5-15 15-21.5 ≤21.5

173.1 3068 1358.8 690.59 由图 6 可知，LNG 船建造主要集中在韩国和日本，其中日本交付 96 艘，在建 2 艘；韩国交付

197 艘，在建 51 艘，占总交付 54.6%，为 LNG 船建造第一大国。

2.3 液货舱类型

图 7 LNG 船舶舱型比例[6]

Fig.7 Proportion of LNG ships cabin type LNG 船舶的液货舱有多种型式，如 Mixed、Conch、Esso、SPB、Moss、GAZ TRANSPORT（GT）、TECHNIGAZ（TZ）、CS 等等[8]。目前技术发展较为成熟、应用最为广泛的有 MOSS 型和薄膜型（GAZTRANSPORT 型和 TECHNIGAZ 型）。截止 2012 年 2 月 29 日，全球交付的 LNG 船舶舱型比 例见图 7。

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由图 7 易知，交付的 LNG 船舶有将近98%都采用的是 Moss 型或者薄膜型货舱，说明这两种货 舱形式已得到人们的广泛认同，其中薄膜型货舱的比例要高于 Moss 型货舱。

2.4 推进系统

LNG 船舶的动力推进系统可分为以下 4 种：

（1）蒸汽轮机推进系统（Steam）。其优点是可以同时燃烧以任何比例混合的天然气和燃料油，维护费用低，可靠性高；缺点是效率低，占用空间大。

（2）双燃料发动机推进系统（DFDE）。其优点是效率高，占用空间少，便于维护和操作；缺点 是不能将蒸发气体作为单一燃料燃烧，输出功率低。

（3）带再液化装置的柴油机推进系统（DRL）。其优点是主体本身燃烧效率高，货舱区与主机 区分离；缺点是重油消耗量大，需要驱动再液化的电力。

（4）柴油机推进系统（Diesel）。其装置的可行性好，比蒸汽轮机发动机燃料效率高；缺点是需 要高质量的燃油，不能与蒸发气体混合燃烧。

图 8 是目前世界 LNG 船队推进系统统计示意图。可知交付的 LNG 船舶绝大多数都采用的是蒸 汽轮机推进系统，但已经有越来越多的 LNG 船舶开始采用双燃料推进系统。

图 8 全球 LNG 船队推进系统统计示意图[2] Fig.8 Statistical schematic of LNG ships propulsion system 2.5 LNG 船舶建造厂

目前全球建造 LNG 船的造船厂主要分布在亚洲的韩国、日本和中国。历史上，欧洲一些国家，如挪威、瑞典、芬兰、德国等国都建造过 LNG 船。其中，以法国的大西洋船厂数量最多。美国也建 造过 LNG 船，但现在已停止建造。欧洲和美国造船厂在建造 LNG 船舶方面落后于亚洲船厂，主要 原因是这些国家造船厂高昂的劳动力成本，以及发达国家转移造船这种劳动力密集型产业[9]。

2.6 中国 LNG 船舶现状

随着中国经济的迅速发展以及能源战略的调整，我国对海运进口的液化天然气的需求快速增加，使得我国 LNG 船建造需求加大。多年来，我国造船界和航运界都一直在关注、酝酿和研讨发展天然 气运输船。交通部已近把“高技术性能船舶设计制造工程”项目列为十二大高技术工程项目之一，将 LNG 船列为该项目中的主要新船型之一。

在 2004 年，上海中华泸东造船厂通过和法国 GTT 公司、法国大西洋船厂的合作，掌握了 14.5 万 m3 薄膜型 LNG 船舶的建造技术，开始着手建造中国第一艘“大鹏昊”LNG 船舶，并于 2008 年 4 月 3 日建成交付船东，它是当时世界上最大的薄膜型 LNG 船，船厂 292 米、宽 43.35 米、型深 26.25 米，装载量为 14.7 万 m3，时速 19.5 节。接着第二艘 LNG 船“大鹏月”于 2008 年 7 月 10 日在上海 交付船东，该船同“大鹏昊”属同一级别，货舱类型为 GTTNO.96E-2 薄膜型，为广东大型 LNG 运 输项目建造。截止 2012 年 2 月 29 日，已交付 4 艘，在建 6 艘。2012 年，接到订单 4 艘。

共同学习、共同提高；热心分享、热心交流，努力成为一名LNG行业的领跑者，尽在LNG领跑者论坛LNG 船舶发展趋势

3.1 LNG 船舶数量稳定增长

从 10～20 年长远趋势来看，LNG 消费量和进口量都将快速增长。大量的 LNG 进口，再加上大 量老、旧 LNG 船的更新，需要建造大量的新 LNG 船舶。

3.2 LNG 船大型化

就经济而言，LNG 船与其它商用船舶相同，加大尺寸可以降低其单位运输费用。尤其是 LNG 运输，由于其单位运输量是恒定不变的，增大 LNG 船的尺寸就可以减少 LNG 船的数量，从而降低 成本和运营费用。

3.3 标准化

LNG 项目需要庞大的初期投资，因此一般按照生产与消费方之间的长期合同进行开发。这样，LNG 船作为该项目的专用船决定了最佳船型、航速等基本条件。另一方面，LNG 也与一般的海运货 物一样，存在着许多不特定的生产者与消费者之间转让合同的可能性，具体地说，也进行现货交易。因此，一般认为，将来多采用通用性强的标准进行交接。在这种背景下，与大型化不同的角度看，标准化也是可以考虑的方向。现在的标准船型从 14.7 万 m3 逐渐扩大至 20 万 m3。同时，大型化之 后会出现进港困难的 LNG 基地，因此设计标准船型时提高通用性是极为重要的。

3.4 薄膜型液货舱将成为发展的主流

从图 8 可知，世界现有船队中薄膜型 LNG 船占有 67.4%，已成为 LNG 船队发展的主流。

3.6 广泛采用自动化

LNG 船各部位广泛采用自动化装置，可使航运简单化，安全性提高。从环保考虑，可采用压载 水置换的自动化和聚四氟乙烯制冷剂等新技术，目前部分技术已进入实用阶段。

3.7 降低蒸发率

选用新的绝热型式和绝热结构来降低蒸发率，可提供经济效益，降低运行成本。如 MRV 型液 货舱采用增加绝热层厚度和减少液货舱数的方法来减小蒸发率，而对于 TZ 和 GT 型薄膜式液货舱主 要采用改进绝热层结构和应用真空绝热等技术。

3.8 蒸发气（BOG）再液化

由于液货舱内外壁的温差极大，不可避免地导致舱内的 LNG 蒸发汽化，蒸发气的产生会使得液 货舱内空间压力、温度以及 LNG 的密度发生变化。因为液货舱的设计压力都小于环境温度下的液货 蒸气压力，当液货舱内压力过高时，压力释放阀被迫打开，将货物气体排入大气中，造成直接的经 济损失。如果压力释放阀失灵，则会破坏液货舱结构，造成危险。显然，这会危及船舶航行安全，因此，有必要对蒸发气进行液化处理。

3.9 选用节能的推进系统

任何船舶燃料费在运营成本中都占有相当大的比例，LNG 船也不例外。因此，为降低运营成本，有必须选用低耗油率的动力装置，来提高船舶整体效益。结语

随着国际社会对清洁能源需求的快速增加，许多国家都开始扩大 LNG 进口，全球 LNG 消费量

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和进口量都将快速增长。由于大量 LNG 的进口，以及大量老、旧 LNG 船舶的更新，LNG 船舶市场 发展前景很大，并朝大型化、标准化、自动化、节能化、低蒸发率和蒸汽再液化方向发展。

参考文献

[1] 顾安忠.液化天然气技术[M].北京:机械工业出版社, 2003.[2] BP Statistical Review of World Energy June 2011[EB/OL].http://www.xiexiebang.com

通讯作者简介：

谢福寿，硕士，研究方向：低温贮运及传热传质技术； 工作单位：兰州理工大学石油化工学院； 通信地址：兰州市七里河区兰工坪路 287 号； 联系电话：***； E-mail：xiefushou0@126.com

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第五篇：中国四川天然气工业运行动态及发展趋势研究报告(2014-2018年)

中国四川天然气工业运行动态及发展趋势研究报告（2014-2018年）

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报告目录

第一章 2012-2014年中国天然气产业发展动态分析1

1.1 2012-2014年中国天然气资源概述

1.1.1 中国天然气资源丰富潜力巨大

1.1.2 中国的天然气资源分布

1.1.3 中国近海天然气分布与勘探

1.1.4 中国天然气资源分布特点

1.2 2012-2014年中国天然气产业的发展分析

1.2.1 中国天然气产业发展概况

1.2.2 中国天然气市场的特点及影响因素

1.2.3 中国天然气勘探开发发展形势分析

1.2.4 我国天然气产业利用状况分析

1.2.5 中国天然气利用的政策环境

1.2.6 中国天然气产业发展路径明晰

1.3 2012-2014年中国天然气产业存在的问题分析

1.3.1 天然气行业急需统一规划资源配置

1.3.2 中国天然气工业存在隐性忧患

1.3.3 国内天然气工业发展存在的矛盾

1.3.4 天然气产业产运销用运作缺乏协调

1.3.5 中国现行天然气定价机制存在的问题

1.4 2012-2014年促进天然气产业发展的对策分析

1.4.1 发展我国天然气产业的建议

1.4.2 我国天然气市场发展思路

1.4.3 加紧中国天然气行业立法的建议

1.4.4 中国天然气产业发展需理顺关系

1.4.5 国内天然气产业的发展战略

1.4.6 中国天然气供应安全战略探析

第二章 2012-2014年四川省天然气行业运行环境分析

2.1 2012-2014年中国宏观经济环境分析

2.1.1 中国GDP分析

2.1.2 消费价格指数分析

2.1.3 城乡居民收入分析

2.1.4 社会消费品零售总额

2.1.5 全社会固定资产投资分析

2.1.6进出口总额及增长率分析

2.2 2012-2014年四川省天然气行业政策环境分析

2.2.1 《天然气商品量管理暂行办法》

2.2.2 《石油天然气管道保护条例》 27

2.2.4 《我国天然气利用政策》2.2.5 四川省省级天然气价格专项调节金管理实施细则39 2.32012-2014年四川省天然气行业社会环境分析2.3.1 人口环境分析2.3.2 教育环境分析2.3.3 文化环境分析2.3.4 生态环境分析2.42012-2014年四川省天然气行业技术环境分析 第三章 2012-2014年四川省天然气产业发展动态分析473.1 四川省天然气资源及其勘探开发概况3.1.1 四川省天然气资源分布及消费结构3.1.2 四川省大型气田勘探取得较大进展3.1.3 四川省天然气资源开发利用状况3.1.4 四川盆地海相地层天然气资源开发潜力大 3.2 2012-2014年国内外企业开发四川天然气资源情况3.2.1 石油巨头征战四川天然气市场3.2.2 中石油与雪佛龙联合开发四川天然气3.2.3 道达尔将进入四川石油天然气资源开发市场 3.3 2012-2014年四川天然气工业发展存在的问题及对策3.3.1 四川天然气开采面临的难题3.3.2 四川高含硫气田的开发建议3.3.3 四川天然气利用应更加科学 第四章 2012-2014年四川天然气行业运行走势分析614.1 四川煤层气资源开发利用研究4.1.1 开发利用概况4.1.2 开发利用的必要性4.1.3 开发利用的可行性4.1.4 开发利用存在的问题及展望4.2 2012-2014年四川天然气利用及管线建设情况4.2.1 川气东送的发展意义4.2.2 “川气南送”研究建设情况4.2.3 四川天然气输送管线建设情况4.3 2012-2014年四川省天然气化工行业发展分析4.3.1 四川省发展天然气化工产业的有利条件4.3.2 四川省天然气化工产业存在的问题4.3.3 促进四川省天然气化工发展的措施 第五章 2012-2014年中国天然气产量数据统计分析755.12012-2014年全国天然气产量数据分析5.1.12012-2014年全国天然气产量数据5.1.22012-2014年重点省市天然气产量数据5.22014年全国天然气产量数据分析（数据均可更新至最新月份）5.2.12014年全国天然气产量数据

5.3全国天然气产量增长性分析 第六章 2011-2014年中国石油和天然气开采行业规模以上企业经济运行数据监测836.12011-2014年（按季度更新）中国石油和天然气开采行业数据监测回顾6.1.1竞争企业数量6.1.2亏损面情况6.1.3市场销售额增长 6.1.4利润总额增长 6.1.5投资资产增长性 6.1.6行业从业人数调查分析 6.22011-2014年（按季度更新）中国石油和天然气开采行业投资价值测算6.2.1销售利润率6.2.2销售毛利率6.2.3资产利润率6.2.4未来5年石油和天然气开采盈利能力预测 6.32011-2014年（按季度更新）中国石油和天然气开采行业产销率调查6.3.1工业总产值6.3.2工业销售产值6.3.3产销率调查6.3.4未来5年石油和天然气开采产品产销衔接预测 6.42011-2014年（按季度更新）石油和天然气开采出口交货值数据6.4.1出口交货值增长6.4.2出口交货值占工业产值的比重 第七章 2012-2014年四川省主要地区天然气的开发利用分析1047.1 达州7.1.1 达州天然气储量丰富7.1.2 达州气田利益分配的不均衡情7.1.3 达州将建天然气能源化工基地7.1.4 达州天然气工业发展展望7.2 广元7.2.1 广元天然气资源情况7.2.2 天然气工业成为广元市新支柱产业7.2.3 广元天然气综合利用产业的发展思路7.3 其它地区天然气的开发利用7.3.1 巴中地区天然气资源储量7.3.2 遂宁天然气化工产业发展状况7.3.3 2014年成都大力推进电力天然气项目 第八章 2012-2014年四川省主要天然气企业竞争力分析1188.1 中国石油西南油气田公司8.1.1 公司简介8.1.2 2008上半年西南油气田勘探生产呈出新特点8.1.3 2014年西南油气田天然气生产情况8.1.4 2014年西南油气田储量情况

8.2.1 公司简介8.2.2 公司在四川德阳发现丰富天然气8.2.3 四川继续支持中国石化在川天然气发展战略 8.3 其它企业介绍8.3.1 四川巨能天然气股份有限公司 8.3.2 四川德阳天然气有限责任公司 8.3.3 四川川空天然气工程有限公司 8.3.4 四川石油天然气建设工程有限责任公司 2014-2018年四川天然气发展前景预测分析133第九章9.1 2014-2018年中国天然气市场发展前景9.1.1 中国天然气市场的前景预测9.1.2 国内未来天然气市场整体环境逐渐利好9.1.3 国内天然气市场需求预测9.2 2014-2018年四川天然气产业发展前景9.2.1 2014-2018年四川石油和天然气开采业预测分析9.2.2 四川盆地天然气勘探前景分析 图表名称（部分）图表：中国天然气资源的层系分布 图表：中国天然气资源的成因结构 图表：中国天然气资源分布 图表：1996和2010年我国天然气消费结构变化 图表：天然气工业燃料用户所能承受气价 图表：装机容量500MW燃用天然气发电厂和燃煤电厂对环境的影响 图表：合成氨工业链 图表：氢氰酸产品链 图表：乙炔化工产品链 图表：以大型甲醇为龙头的产品链 图表：美国和西欧天然气化工利用消费结构 图表：不同国家天然气占合成氨和甲醇原料比例 图表：四川省天然气化工产业结构比 图表：2012-2014年全国天然气产量数据 图表：2012-2014年重点省市天然气产量数据 图表：2014年全国天然气产量数据 图表：2014年重点省市天然气产量数据 图表：全国天然气产量增长性分析 图表：2010-2014年中国石油和天然气开采行业企业数量增长趋势图 图表：2010-2014年中国石油和天然气开采行业亏损企业数量及亏损面积 图表：2010-2014年中国石油和天然气开采行业总体销售额增长趋势图 图表：2010-2014年中国石油和天然气开采行业总体利润总额增长 图表：2010-2014年中国石油和天然气开采行业总体从业人数分析 图表：2010-2014年中国石油和天然气开采行业投资资产增长性分析 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业企业数量统计表

图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业销售收入统计表 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业销售收入分布图 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业利润总额统计表 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业利润总额分布图 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业利润总额增长最快的省市对比图 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业资产统计表 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业资产分布图 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业资产增长速度对比图 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业工业总产值 图表：2014年中国各省市石油和天然气开采行业工业销售产值 图表：2014年石油和天然气开采行业产销率（数据均可更新至最新月份）图表：广元市2012-2014年天然气用气量测算表 图表：广元市2012-2014年天然气用气量测算增长图 图表：广元市CNG加气站建设规划表 图表：广元市工业企业燃料用气结构调整规划表 图表：广元市天然气综合利用重点项目规划表 图表：2014-2018年四川省石油和天然气开采业工业总产值预测 图表：2014-2018年四川省石油和天然气开采业产品销售收入预测 图表：2014-2018年四川省石油和天然气开采业累计利润总额预测 图表：2014-2018年四川省天然气产量预测 图表：略···························