2010 年 3 月，中国海洋石油总公司与英国天然气集团签署液化天然气购销及澳大
利亚柯蒂斯液化天然气项目的有关协议。根据协议，中海油将在 20 年间每年从英国天
然气集团采购 360 万吨液化天然气。这是世界上第一个以煤层气为原料的液化天然气项
目，也是澳大利亚迄今最大单一买家的液化天然气协议之一，标志着以煤层气为原料的
液化天然气将首次销往我国市场，协议将在中澳两国政府批准后生效。
随着国内天然气市场供应的短缺，我国将继续加大进口 LNG 的数量和力度。
目前已经规划和正在实施的 LNG 接收站项目包括珠江三角洲、长江三角洲、环渤
海地区、福建进口 LNG 项目等，如：江苏如东站气源来自壳牌和伍德塞德两家公司约
300~400 万吨/年的 LNG 合约；广东深圳 LNG 站一期工程由澳大利亚供应 300 万吨/年；
上海站气源是来自马来西亚的 300 万吨/年；福建莆田的 LNG 项目由印尼东固提供 260
万吨/年。2012 年，已投入运营的 6 个接收站共进口 LNG 1469.8 万吨，约合 204.2 亿立
方米，较去年同期上涨 20.3%。
到 2020 年，我国沿海将再建 5-6 座液化天然气接收站，年消费液化天然气将达到
2000 万-2500 万吨。以补充我国天然气资源及供应量不足，具有十分重要的现实意义。
通过上述分析可以看出，我国燃气十分紧缺，不得不从国外进口大量石油液化气、
液化天然气及管道天然气。从国外购进燃气不仅价格贵，而且还受多种不确定因素影响。
如何保证能源安全供应是在引进国外气源时必须重视的问题。煤制天然气立足国内，可
以减轻对国外的依赖，具有战略意义。
2.3.4 天然气管道建设
我国管道建设现状
2012
年，中国天然气管道建设稳步推进，为满足国内日益增加的天然气需求奠定
了一定的基础。据 ICIS C1 统计数据显示，截至 2012 年年底，中国已投产或部分投产
的重要大型天然气管线干线全长在 22079 公里以上，设计总输气能力超过 1434.5 亿方/
年。同美国等发达国家相比，还有一定差距。
西气东输管道一线年输气能力已达到 120 亿立方米，二线达到 300 亿立方米/年。赛鼎工程有限公司新疆广汇准东喀木斯特 40 亿方/年煤制天然气项目
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全部建成后，全线管输能力将达到 420 亿立方米/年。西气东输管网已成为我国长三角、
环渤海两大经济圈的主供气源，输送的天然气量占我国新增天然气消费量的 50%。
陕京二线管输能力为 120 亿立方米/年，西南管网输气能力为 100 亿立方米/年，此
外，川气东送工程、陕京线、涩宁兰、忠武线、崖港线等管线也具备了一定的输气能力。
随着西气东输、陕京二线、忠武线的建成投产，新的市场区域大面积扩展，新的用
户用气条件逐渐成熟，在长江三角洲、两湖地区以及干线沿线省区不断有新的气化城市
增加。城市燃气消费量增长最快，在天然气消费结构中的比例不断增加。数据显示，2012
年，我国城市燃气表观消费量已达 578 亿立方米，占天然气消费总量的比重逐渐上升。
与此同时，工业燃料用气 425 亿立方米，比重已降至 28.8%；发电用气 260 亿立方米，
比重升至 17.6%；化工用气 212 亿立方米，比重已降至 14.4%。2012 年，我国城镇气化
率已达 29%，用气人口 2 亿以上，远远超过人工煤气和液化石油气使用人口。
在建管线情况
中国目前加快了天然气管网的建设和布局。2015 年，中国天然气管道规划总长将
接近 10 万千米，以满足中国日益增长的天然气需求，其中主干道和支干线的建设将达
到 2.5 至 3 万千米，支线建设将达到 3.5 至 4 万千米。“十二五”期间，将是中国天然
气管道建设最发达的时期。中国天然气管道长度将达到近 35 万千米，通过调运灵活、
保障有力的天然气管道网络，缓解“气荒”现象。
西气东输三线的气源来自中亚，管道首站西起新疆霍尔果斯，途经甘肃、宁夏等省
区，东达末站广东省韶关，预计 2014 年投产，输气能力达 300 亿立方米/年。中缅油气
管道工程于 2013 年上半年试通气，输气能力达 120 亿立方米/年。
2.4 发展煤制天然气对解决未来市场需求的意义
由市场分析可知，我国天然气供应缺口较大，供需矛盾突出，除加大我国陆海勘探
力度，增加天然气储量和产量外，还需要进口部分管道天然气、LPG 及 LNG。但进口
的量只能作为补充，不能作为主要来源，否则影响我国的能源安全。
（1）我国煤炭资源丰富。
我国煤炭资源总量约 5.57 万亿吨，探明剩余可采储量达 1842 亿吨。2012 年我国煤
炭产量为 36.6 亿吨左右，煤炭销售量 34.9 亿吨，加之进口煤炭大量增加，煤炭产能过
剩严重。但随着国际社会对温室气体减排重要性认识不断深化，许多国家在调整能源战
略和制定能源策略时，增加了应对气候变化内容，重点是限制化石能源，鼓励能源节约
和清洁能源使用，把核能、水能、太阳能、生物能等低碳和无碳能源作为今后发展重点。赛鼎工程有限公司新疆广汇准东喀木斯特 40 亿方/年煤制天然气项目
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我国煤炭产量世界第一，能源利用率很低，节能减排压力非常大，提高煤的转化效
率及煤的洁净化成为当今必须解决的重要问题。
（2）煤制天然气工艺技术成熟先进。
煤制天然气，工艺流程简单，技术可靠，消耗低，单位热值成本低，总热效率高。
煤制天然气能总转化率 60~70%，比发电高约 70%，比生产甲醇高 25%，比合成油
高 30~60%。
煤制天然气，甲烷合成 CO 转化率接近 100%，氢转化率 99%，CO2 转化率 98%，
选择性接近 100%，废热利用率高 95~98%，废水不含有害物，易于利用。
工艺技术成熟先进，设备和材料立足于国内，由于天然气合成流程技术相对成熟，
只需引进天然气合成工艺技术的催化剂和工艺包就可以。
而且煤制天然气可与其他合成气化工产品如甲醇等实现联产，并副产一定数量的油
品，视不同煤质，油的产率约占煤质量的 3~8%，还副产酚、硫磺、氨等，这些副产品
收入相当可观，可大大降低天然气成本。
（3）管道运输方便经济
煤制天然气可实现偏远山区和边疆煤丰富地区的煤的坑口转化，然后用管道输送到
很远的消费市场，大大降低了运输成本，缓解交通运输压力。
（4）产品单位成本低，有市场竞争力。
2.5 天然气价格现状及预测
我国现行天然气价格体系
目前我国天然气价格无论是在出厂价格、进口价格还是在终端消费价格方面都存在
很大差距。出厂基准价从低到高依次是：西气东输一线、陆上天然气田及陕京线、川气
东送、西气东输二线，最高价是最低价的 4 倍左右（西气东输二线与一线相比）。进口
LNG 价格因来源和合同约定不同，价格差距约 1.5-2.5 倍（卡塔尔进口 LNG 与澳大利
亚进口 LNG 相比）。天然气终端消费因距离远近、城市消费水平和承受能力不同，价格
最大相差约 3 倍左右（佛山市与西宁市相比）。
国内天然气零售价
国内各地零售气价因管输距离以及各地经济情况有所不同。2013 年国内主要城市
从上表可以看出，我国终端天然气价格存在很大差距，不同的省市，不同的天然气
利用领域，价格是不同的，总体上呈现出西低东高的格局。民用天然气价格最高的是深
圳达 3.5 元/Nm3；乌鲁木齐最低，均为 1.37 元/Nm3。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。
我国天然气价格趋势分析赛鼎工程有限公司新疆广汇准东喀木斯特 40 亿方/年煤制天然气项目
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目前，我国政府控制下的天然气价格既无法及时反映国际天然气价格的变化，又没
有与可替代能源的市场价格挂钩，更没有体现出天然气热值、环保和便利等经济优势。
目前国际上原油、天然气和发电用煤之间的比价关系约为 1.0:0.6:0.2，而我国仅为
1.0:0.24:0.25。天然气价格偏低严重打击了相关企业的生产积极性，并导致了天然气低
效利用和过度消费，也不利于引进国外天然气。
今后，为促进国内天然气合理消费，应采取措施缩小国内外天然气价差，国内天然
气价格机制改革势在必行。
为避免天然气资源的浪费，提高生产商的积极性，并为进口气做好推价工作，我国
将深化天然气价格改革，完善价格形成机制，逐步理顺天然气价格与可替代能源价格的
关系，充分发挥价格在调节供需关系中的作用。
（2）国内天然气价格赛鼎工程有限公司新疆广汇准东喀木斯特 40 亿方/年煤制天然气项目
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随着国内输气管道的大规模建设和土库曼斯坦、缅甸管道气和东部沿海 LNG 资源
的引进，横跨东西、纵贯南北的全国天然气运输网络在 2010 年后形成。我国将形成多
气源、多管线相互调剂、联合供气的格局。
对于国内气源比较复杂的地区，如广东、上海等地，天然气价格预计将采用“加权
平均法”进行计算。例如：广东天然气气源有海上天然气、西二线、大鹏 LNG 等，上海
则由西一线、西二线、川气东送、东海平湖气田、洋山港 LNG 为其提供天然气资源。
上述地区存在多条管线“串联”协同供气的现象，难以区分气源所在地和管输路径，
“一气一价”的定价模式显然难以实施，“加权平均法”则较为可行，地方燃气公司将
根据所经营的天然气种类制定一个“综合价格”。
“加权平均”就是将国产气和进口气价格的折中，上调国产气价格，下调进口气价
格。两种天然气加权平均后，由发改委确定区域门站价格，不同区域门站价格不同。
另外考虑到我国天然气市场仍处于垄断定价阶段，天然气价格仍将由我国政府（国
家发改委）综合国计民生等多种因素而确定。现阶段政府出于减轻企业负担和保障民生
的目的，预计短期内不会大幅提高天然气价格。但从中长期看，能源的稀缺性以及进口
气价格过高形成的压力决定价格上涨趋势是显而易见的。
2.6 煤化工及煤制天然气产业发展政策的分析
近年来，国内天然气需求快速增长，激发了各地投资建设煤制天然气项目的热情，
由于煤制天然气是新兴产业，国家尚未制定明确的产业政策，目前，正在进行项目示范
工作。为了加强对煤制天然气产业的规范和引导，促进煤制天然气行业健康发展，根据
国发[2009]38 号文件精神，对煤制天然气产业发展有关事项通知如下：
一、煤制天然气是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取的合成天然气。
煤制天然气是资源、资金、技术密集型产业，项目建设需要的外部配套支持条件较多，
不仅涉及煤炭开采与转化、水资源保障、技术的集成与优化，还需要配套建设天然气管
网、培育用气市场等，是一个复杂的系统工程，必须在国家能源规划指导下统筹考虑、
合理布局。
二、根据我国国情，煤制天然气产业的发展思路是：综合考虑资源承载、能源消耗、
环境容量、天然气管网、区域市场容量等配套条件，合理布局煤制天然气气源点，优先
安排煤炭调出区煤制天然气项目；鼓励采用自主知识产权技术和国产化设备项目；鼓励
节能节水降耗新工艺、新技术的应用，贯彻循环经济理念，做好环境保护工作；发展煤、
电、气、化多联产，最大限度地提高能效；与天然气管道规划衔接，落实外输通道和天
然气销售市场，大力开发和推广天然气终端高效利用方式。
三、在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统
一核准。各级地方政府应加强项目管理，不得擅自核准或备案煤制天然气项目。对于本
通知下发前已经备案和核准的项目，各地发展改革委应进行认真筛选和清理，对不具备
资源、技术、资金等条件的项目严禁开工建设，符合上述发展思路的项目上报国家发展
改革委审核。各级发展改革部门和能源主管部门要按照通知精神，认真做好规范煤制天
然气产业发展的工作。
