天然氣價(jià)值及應(yīng)用前景

天然氣根本知識(shí)及應(yīng)用前景介紹2021年2月22日目錄一、天然氣性質(zhì)和來(lái)源二、天然氣用途及消費(fèi)三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)四、國(guó)家天然氣利用政策五、天然氣國(guó)家規(guī)劃目標(biāo)六、煤基天然氣開展概況一、天然氣性質(zhì)、來(lái)源〔1〕1、天然氣性質(zhì)天然氣〔NaturalGas〕，一般指蘊(yùn)藏在地下多孔隙的巖層中自然形成的氣體。天然氣主要成分為甲烷〔CH4〕，此外含有少量的乙烷、丙烷、硫化物、二氧化碳、氮?dú)夂退羝?，另外還含有微量的惰性組份。一般情況下，天然氣比重約0.65，比空氣輕，具有無(wú)色、無(wú)味、無(wú)毒之特性。是一種熱值較高〔8000-9000大卡/千克〕、燃燒穩(wěn)定、潔凈環(huán)保的優(yōu)質(zhì)能源和化工燃料〔或原料〕。一、天然氣性質(zhì)、來(lái)源〔2〕天然氣組成簡(jiǎn)圖：二氧化碳、氮?dú)夂退畾饬蚧镆彝椤⒈榧淄?，?5%以上

微量的惰性氣體，如氦和氬等一、天然氣性質(zhì)、來(lái)源〔3〕2、天然氣來(lái)源國(guó)內(nèi)天然氣主要來(lái)自氣田開采〔干氣、煤層氣、頁(yè)巖氣、油田伴生氣等〕，少局部來(lái)自國(guó)外進(jìn)口及煤制天然氣〔簡(jiǎn)稱SNG，合成天然氣syntheticnaturalgas縮寫〕；大規(guī)模的商品天然氣通常以管道長(zhǎng)距離運(yùn)輸，局部天然氣加工成壓縮天然氣〔簡(jiǎn)稱CNG，CompressedNaturalGas的縮寫〕或液化天然氣〔簡(jiǎn)稱LNG，Liquefiednaturalgas的縮寫〕在一定范圍內(nèi)銷售。二、天然氣用途及消費(fèi)〔3〕3、天然氣消費(fèi)構(gòu)成及氣化率2000年天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)中，城市燃?xì)?、發(fā)電、化工和工業(yè)燃料分別占12%、14%、38%、36%；2021年占比分別30%、20%、18%、32%，和居民生活相關(guān)的城市燃?xì)夂桶l(fā)電用氣比例大幅度提高，化工和工業(yè)燃料用氣比例有所下調(diào)。2021年用氣人口為1.88億人，占總?cè)丝诘?4%、占城鎮(zhèn)人口的28.2%。預(yù)計(jì)2021年，城市和縣城天然氣用氣人口數(shù)量約為2.5億人，約占總?cè)丝诘?8%。三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)〔1〕1、民用管道天然氣定價(jià)分析目前，國(guó)內(nèi)民用天然氣的定價(jià)體系由井口價(jià)、城市門站價(jià)〔井口價(jià)+管理價(jià)〕和終端用戶價(jià)〔門站價(jià)+分銷本錢〕三局部組成。當(dāng)前國(guó)內(nèi)天然氣價(jià)格分為存量氣和增量氣兩種，存量氣價(jià)格和數(shù)量根本按2021年5月國(guó)家發(fā)改委指導(dǎo)價(jià)確定，各大氣田供城市民用燃?xì)饩趦r(jià)約1元/立方米(含化肥用氣)，供給工業(yè)井口價(jià)約1.5元/立方米。經(jīng)過城市門站到終端居民用戶天然氣價(jià)格通常在2-3元/立方米之間，個(gè)別城市如廣州、深圳、福州、南昌、沈陽(yáng)等地到達(dá)或超過3.5元/立方米，也有一些距離氣田較近的城市如銀川、烏魯木奇等地氣價(jià)低于1.5元/立方米。工業(yè)用氣價(jià)格通常比民用氣價(jià)格高0.5-1元/立方米。以下兩張表格為2021年國(guó)家發(fā)改委對(duì)天然氣的價(jià)風(fēng)格整明細(xì)〔僅限井口價(jià)格〕。油氣田用戶分類現(xiàn)行基準(zhǔn)價(jià)調(diào)后基準(zhǔn)價(jià)川渝氣田化肥690920直供工業(yè)12751505城市燃?xì)猓üI(yè)）13201550城市燃?xì)猓ǔI(yè)）9201150長(zhǎng)慶氣田化肥710940直供工業(yè)11251355城市燃?xì)猓üI(yè)）11701400城市燃?xì)猓ǔI(yè)）660890新疆各氣田化肥560790直供工業(yè)9851215城市燃?xì)猓üI(yè)）9601190城市燃?xì)猓ǔI(yè)）560790西氣東輸化肥560790直供工業(yè)9601190城市燃?xì)猓ǔI(yè)）560790川氣東送12801510國(guó)家2021年對(duì)國(guó)產(chǎn)天然氣的價(jià)風(fēng)格整表1〔發(fā)改電[2021]211號(hào)〕三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)〔2〕三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)〔3〕油氣田用戶分類現(xiàn)行基準(zhǔn)價(jià)調(diào)后基準(zhǔn)價(jià)大港、遼河、中原油田一檔氣二檔氣平均化肥660980710940直供工業(yè)1320138013401570城市燃?xì)猓üI(yè)）1230138013401170城市燃?xì)猓ǔI(yè)）8309809401210其它油田化肥9801610直供工業(yè)13801610城市燃?xì)猓üI(yè)）13801210城市燃?xì)猓ǔI(yè)）980790忠武線化肥9111141直供工業(yè)13111541城市燃?xì)猓üI(yè)）13111541城市燃?xì)猓ǔI(yè)）9111141陜京線化肥8301060直供工業(yè)12301460城市燃?xì)猓üI(yè)）12301460城市燃?xì)猓ǔI(yè)）8301060國(guó)家2021年對(duì)國(guó)產(chǎn)天然氣的價(jià)風(fēng)格整表2〔發(fā)改電[2021]211號(hào)〕三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)〔4〕2、天然氣價(jià)格形成機(jī)制改革與試點(diǎn)2021年12月底，國(guó)家開展改革委發(fā)出通知，決定在廣東、廣西兩省區(qū)開展天然氣價(jià)格形成機(jī)制的改革試點(diǎn)。根據(jù)發(fā)改委通知規(guī)定，天然氣門站及以上價(jià)格由國(guó)務(wù)院價(jià)格主管部門管理，門站價(jià)格不再分類，實(shí)行政府指導(dǎo)價(jià)，供需雙方可在不超過最高門站價(jià)格的范圍內(nèi)協(xié)商確定具體門站價(jià)格；門站價(jià)格以下銷售價(jià)格由地方價(jià)格主管部門管理，地方可建立上下游價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制并對(duì)相關(guān)機(jī)制進(jìn)行聽證。門站價(jià)格管理適用于國(guó)產(chǎn)陸上和進(jìn)口管道天然氣，進(jìn)入長(zhǎng)輸管道混合輸送并一起銷售的頁(yè)巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣執(zhí)行統(tǒng)一門站價(jià)格。下表為各省區(qū)存量天然氣門站限制價(jià)格和增量天然氣門站限制價(jià)格。13三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)〔5〕各省區(qū)存量天然氣和增量天然氣限制門站價(jià)格〔元/千立方米〕省份存量氣增量氣省份存量氣增量氣北京22603140湖北22203100天津22603140湖南22203100河北22403120廣東27403320山西21703050廣西25703150內(nèi)蒙古16002480海南19202780遼寧22403120重慶19202780吉林20202900四川19302790黑龍江20202900貴州19702850上海24403320云南19702850江蘇24203300陜西16002480浙江24303310甘肅16902570安徽23503230寧夏17702650三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)〔6〕3、非居民用天然氣價(jià)風(fēng)格整2021年7月10日我國(guó)對(duì)非居民用天然氣價(jià)格按存量氣和增量氣進(jìn)行了調(diào)整，存量氣(約1120億方)是2021年使用的天然氣數(shù)量，增量氣〔約110億方〕是新增的天然氣數(shù)量。其中增量氣價(jià)格一步調(diào)整到與燃料油、液化石油氣〔權(quán)重分別為60%和40%〕等可替代能源較為合理的比價(jià)水平〔約占加權(quán)值的85%〕。存量氣價(jià)格分步調(diào)整，即存量氣門站價(jià)格每立方米提價(jià)幅度不超過0.4元，其中化肥用氣提價(jià)幅度不超過0.25元。力爭(zhēng)“十二五〞末調(diào)整到位，以逐步統(tǒng)一存量氣和增量氣價(jià)格。經(jīng)過此次價(jià)風(fēng)格整，全國(guó)天然氣平均門站價(jià)格下限將由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元。三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)〔7〕4、車用壓縮天然氣〔CNG〕市場(chǎng)價(jià)格分析相對(duì)于居民燃?xì)鈨r(jià)格，一方面CNG的天然氣原料價(jià)格較高，同時(shí)還要征收價(jià)風(fēng)格節(jié)基金；另一方面CNG需要加工及加壓費(fèi)用，所以CNG價(jià)格多參照相應(yīng)標(biāo)號(hào)汽油定價(jià)，當(dāng)前國(guó)內(nèi)CNG零售價(jià)格多在4元/立方米左右〔8月1日起哈市CNG零售價(jià)格已由3.7元/立調(diào)整到4.5元/立〕。面對(duì)車用天然氣價(jià)格偏低局面，國(guó)家發(fā)改委在“發(fā)改電[2021]211號(hào)〞文中，要求各地要參照90號(hào)汽油最高零售價(jià)，以不低于0.75：1的比價(jià)確定車用天然氣價(jià)格，如一步調(diào)整到位確有困難的地區(qū)，可先按不低于0.6：1的比價(jià)關(guān)系調(diào)整，但要在兩年內(nèi)調(diào)整到位，以逐步理順車用天然氣與汽油比價(jià)關(guān)系。按此要求，以90號(hào)汽油6.5元/升價(jià)格估測(cè)，每立方米車用天然氣CNG售價(jià)應(yīng)不低于4.88元〔6.5*0.75〕，由此CNG還有一定的漲價(jià)空間。三、天然氣定價(jià)及趨勢(shì)〔8〕5、液化天然氣〔LNG〕市場(chǎng)價(jià)格分析通過將天然氣凈化冷卻至-162℃，可使天然氣凝結(jié)成清潔、高效的液體能源LNG。國(guó)內(nèi)LNG市場(chǎng)主要集中在珠三角、長(zhǎng)三角、環(huán)渤海及山東、云南等經(jīng)濟(jì)興旺或缺少石油資源的區(qū)域。2021年我國(guó)進(jìn)口LNG170億立方米〔按氣化率1400方/噸計(jì)，約合1215萬(wàn)噸〕，進(jìn)口均價(jià)約3.73元/方，集中在沿海港口，銷售均價(jià)約6.4元/方，國(guó)內(nèi)年產(chǎn)能約76億立方米，自提出廠均價(jià)約2.7元/方。LNG一般采用保冷的公路或鐵路槽車運(yùn)輸，一千公里以內(nèi)的距離可采用公路槽車運(yùn)輸，一千公里以上的以鐵路槽車運(yùn)輸較經(jīng)濟(jì)。公路運(yùn)輸使用40立〔約19噸〕以上大容積槽車較為經(jīng)濟(jì)，每標(biāo)方LNG千公里運(yùn)費(fèi)約0.5-0.6元。四、國(guó)家天然氣利用政策〔1〕根據(jù)國(guó)家發(fā)改委2021年10月發(fā)布的15號(hào)令，明確了我國(guó)天然氣利用領(lǐng)域、優(yōu)先順序和相關(guān)政策。1、天然氣利用領(lǐng)域及先后順序〔一〕天然氣利用領(lǐng)域根據(jù)不同用氣特點(diǎn)，天然氣用戶分為城市燃?xì)狻⒐I(yè)燃料、天然氣發(fā)電、天然氣化工和其他用戶。〔二〕天然氣利用順序綜合考慮天然氣利用的社會(huì)效益、環(huán)境效益和經(jīng)濟(jì)效益以及不同用戶的用氣特點(diǎn)等各方面因素，天然氣用戶分為優(yōu)先類、允許類、限制類和禁止類。四、國(guó)家天然氣利用政策〔2〕第一類：優(yōu)先類城市燃?xì)猓撼謶羰讲膳獾某擎?zhèn)居民、公共效勞設(shè)施用氣，天然氣汽車〔運(yùn)輸船舶〕用氣，集中采暖、燃?xì)饪照{(diào)用氣。工業(yè)燃料：工業(yè)生產(chǎn)可中斷的用戶用氣〔含天然氣制氫企業(yè)〕。其它用戶：分布式能源工程〔冷熱電聯(lián)產(chǎn)，效率70%以上〕，應(yīng)急調(diào)峰用的儲(chǔ)氣設(shè)施，煤層氣〔煤礦瓦斯〕發(fā)電，天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)工程用氣。四、國(guó)家天然氣利用政策〔3〕第二類：允許類城市燃?xì)猓悍謶羰讲膳脩?。工業(yè)燃料：建材、機(jī)電、輕紡、石化、冶金等工業(yè)領(lǐng)域中以天然氣代油、代液化石油氣工程、以天然氣為燃料的新建工程、環(huán)境經(jīng)濟(jì)效益較好的天然氣代煤工程；城鎮(zhèn)中心區(qū)工業(yè)鍋爐燃料天然氣置換工程。其它用戶：天然氣發(fā)電〔大型煤炭基地基荷燃?xì)獍l(fā)電除外〕，非中斷天然氣制氫工程，用于調(diào)峰儲(chǔ)藏的小型天然氣液化設(shè)施。四、國(guó)家天然氣利用政策〔4〕第三類：限制類天然氣化工：〔此類工程新疆可適度開展〕⑴、已建合成氨廠以天然氣為原料的擴(kuò)建工程、合成氨廠煤改氣工程〔鼓勵(lì)現(xiàn)有化肥廠氣改煤〕；⑵、以天然氣〔甲烷〕為原料，一次產(chǎn)品包括乙炔、氯甲烷等小宗碳一化工工程；⑶、新建以天然氣為原料的氮肥工程。第三類：禁止類天然氣發(fā)電及天然氣化工大型煤炭基地所在地建設(shè)基荷燃?xì)獍l(fā)電工程〔煤層氣或瓦斯氣發(fā)電工程除外〕；新建或擴(kuò)建以天然氣為原料生產(chǎn)甲醇及甲醇生產(chǎn)下游產(chǎn)品工程；以天然氣代煤制甲醇工程。四、國(guó)家天然氣利用政策〔5〕2、政策執(zhí)行和配套方法〔一〕規(guī)劃審批和價(jià)風(fēng)格控按照天然氣利用優(yōu)先順序加強(qiáng)需求側(cè)管理，鼓勵(lì)優(yōu)先類、支持允許類天然氣利用工程開展，對(duì)限制類工程的核準(zhǔn)和審批要從嚴(yán)把握，列入禁止類的利用工程不予安排氣量，以確保供需平衡。深化天然氣價(jià)格改革，完善價(jià)格形成機(jī)制，加快理順天然氣價(jià)格與可替代能源比價(jià)關(guān)系；建立并完善天然氣上下游價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制；四、國(guó)家天然氣利用政策〔6〕〔二〕相關(guān)配套政策對(duì)優(yōu)先類用氣工程，地方各級(jí)政府可在規(guī)劃、用地、融資、收費(fèi)等方面出臺(tái)扶持政策。鼓勵(lì)天然氣利用工程有關(guān)技術(shù)和裝備自主化。鼓勵(lì)和支持汽車、船舶天然氣加注設(shè)施和設(shè)備的建設(shè)。鼓勵(lì)地方政府出臺(tái)如財(cái)政、收費(fèi)、熱價(jià)等具體支持政策，鼓勵(lì)開展天然氣分布式能源工程〔即冷、熱、電聯(lián)供工程〕。對(duì)于擬建、在建或已建成投產(chǎn)的用氣工程，需落實(shí)氣源，按合同或簽訂長(zhǎng)期合同，以保障供氣。五、天然氣國(guó)家規(guī)劃目標(biāo)〔1〕〔一〕中國(guó)天然氣資源量1、常規(guī)天然氣資源量根據(jù)2021年全國(guó)油氣資源動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)，我國(guó)常規(guī)天然氣地質(zhì)資源量為52萬(wàn)億立方米，最終可采資源量約32萬(wàn)億立方米。截至2021年底，累計(jì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量9.13萬(wàn)億立方米，剩余技術(shù)可采儲(chǔ)量3.78萬(wàn)億立方米，探明程度為17.5%。2021年我國(guó)天然氣產(chǎn)量為948億立方米，儲(chǔ)采比約為40。現(xiàn)階段國(guó)內(nèi)天然氣勘查開發(fā)正處于快速開展階段。其中鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域是我國(guó)四大天然氣產(chǎn)區(qū)，已探明剩余技術(shù)可采儲(chǔ)量和產(chǎn)量分別約占全國(guó)的78%及73%，是今后增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要地區(qū)。五、天然氣國(guó)家規(guī)劃目標(biāo)〔2〕2、其它天然氣資源量煤層氣資源據(jù)評(píng)價(jià)，國(guó)內(nèi)埋深2000米以淺煤層氣地質(zhì)資源量約36.8萬(wàn)億立方米、可采資源量約10.8萬(wàn)億立方米。截止2021年底，煤層氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量2734億立方米。2021年煤層氣(煤礦瓦斯)產(chǎn)量90億立方米，其中地面開采煤層氣15億立方米。頁(yè)巖氣資源據(jù)初步預(yù)測(cè)，我國(guó)頁(yè)巖氣可采資源量為25萬(wàn)億立方米，與常規(guī)天然氣資源相當(dāng)。目前，我國(guó)在四川、重慶、云南、湖北、貴州、陜西等地開展了頁(yè)巖氣試驗(yàn)井鉆探，已鉆井62口，24口獲天然氣流，初步證實(shí)我國(guó)頁(yè)巖氣具有較好的開發(fā)前景。五、天然氣國(guó)家規(guī)劃目標(biāo)〔3〕〔二〕、國(guó)內(nèi)天然氣供氣格局和十二五目標(biāo)截至2021年底，國(guó)內(nèi)天然氣主干管道長(zhǎng)度達(dá)4萬(wàn)公里；地下儲(chǔ)氣庫(kù)工作氣量到達(dá)18億立方米；已建成3座液化天然氣(LNG)接收站，總接收能力到達(dá)1230萬(wàn)噸／年，按氣化率1400立方米/噸考慮，折年進(jìn)口量170億立方米。國(guó)內(nèi)天然氣供給已根本形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸〞的供氣格局，隨著中亞天然氣管道A、B線的建成投產(chǎn)和LNG接收能力的提高，國(guó)內(nèi)天然氣供給將形成“國(guó)產(chǎn)氣為主、進(jìn)口氣為輔〞的大格局?！笆濞暺陂g，預(yù)計(jì)我國(guó)擬建設(shè)天然氣管道總長(zhǎng)度約4.4萬(wàn)公里，新增干線管輸能力約1500億立方米/年；建設(shè)儲(chǔ)氣庫(kù)工作氣量約220億立方米左右。約占2021年天然氣消費(fèi)總量的9%；城市應(yīng)急和調(diào)峰儲(chǔ)氣能力到達(dá)15億立方米。五、天然氣國(guó)家規(guī)劃目標(biāo)〔4〕“十二五〞期間，預(yù)計(jì)新增常規(guī)天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量3.5萬(wàn)億立方米(技術(shù)可采儲(chǔ)量約1.9萬(wàn)億立方米)；新增煤層氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量1萬(wàn)億立方米；探明頁(yè)巖氣地質(zhì)儲(chǔ)量6000億立方米，可采儲(chǔ)量2000億立方米。到2021年國(guó)產(chǎn)天然氣供給能力到達(dá)1760億立方米左右。其中，常規(guī)天然氣約1385億立方米；煤制天然氣約150－180億立方米；煤層氣地面開發(fā)生產(chǎn)約160億立方米，頁(yè)巖氣產(chǎn)量65億立方米。結(jié)合已簽署的合同，到2021年，預(yù)計(jì)我國(guó)年進(jìn)口天然氣數(shù)量將到達(dá)935億立方米。五、天然氣國(guó)家規(guī)劃目標(biāo)〔5〕〔三〕、加強(qiáng)勘查開發(fā)、多渠道增加國(guó)內(nèi)資源供給1、常規(guī)天然氣加強(qiáng)四川、鄂爾多斯、塔里木三大盆地和南海海域天然氣勘查開發(fā)工作，在“十二五〞期間爭(zhēng)取：四川盆地，新增探明儲(chǔ)量1萬(wàn)億立方米，年產(chǎn)量到達(dá)410億立方米；鄂爾多斯盆地，新增探明儲(chǔ)量7000億立方米，年產(chǎn)量390億立方米；塔里木盆地，新增探明儲(chǔ)量7500億立方米，年產(chǎn)量320億立方米；南海海域，新增探明儲(chǔ)量4600億立方米，年產(chǎn)量到達(dá)200億立方米。2、非常規(guī)天然氣頁(yè)巖氣：開展川、渝、黔等頁(yè)巖氣開發(fā)區(qū)的資源調(diào)查工作，優(yōu)選一批頁(yè)巖氣遠(yuǎn)景區(qū)和目標(biāo)區(qū)，早日實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖氣規(guī)模化商業(yè)性生產(chǎn)。煤層氣：以山西沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣為勘查重點(diǎn)，建成煤層氣產(chǎn)業(yè)化基地，已有產(chǎn)區(qū)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，新建產(chǎn)區(qū)增儲(chǔ)達(dá)產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)煤層氣產(chǎn)量快速增長(zhǎng)。煤制氣：繼續(xù)推進(jìn)“十一五〞期間國(guó)家已核準(zhǔn)煤制氣工程建設(shè)，盡快達(dá)產(chǎn)達(dá)標(biāo)?！笆濞暺陂g，開展煤制氣工程升級(jí)示范，進(jìn)一步提高技術(shù)水平和示范規(guī)模。六、煤制天然氣開展概況〔1〕〔一〕、煤制天然氣生產(chǎn)及本錢估算煤制天然氣通常經(jīng)過煤造氣、凈化、變換、甲烷化等過程，因魯奇煤氣化爐生產(chǎn)的粗煤氣中含有15%左右的甲烷，在建煤制天然氣工程都選用魯奇爐生產(chǎn)粗煤氣。工藝過程：煤制氣→變換→凈化→甲烷化→熱交換→SNG魯奇煤氣化過程相對(duì)成熟，粗煤氣變換要求一定的氫碳比，一般以高壓蒸氣為原料，在鈷、鎳基耐硫催化劑的作用下，在(H2-CO)/(CO+CO2)=3的比例下完成變換反響。六、煤制天然氣開展概況〔2〕煤制天然氣生產(chǎn)的甲烷化段操作較為簡(jiǎn)單，又因副產(chǎn)大量蒸汽，該段生產(chǎn)本錢在總本錢里所占比重較小，凈煤氣的生產(chǎn)本錢占產(chǎn)品SNG的本錢比重超過90%，所以一般可以通過凈煤氣本錢估算煤基天然氣本錢情況〔1標(biāo)方SNG需消耗凈煤氣2.7-2.8標(biāo)方〕。假設(shè)工廠凈煤氣本錢0.6元，那么煤基天然氣生產(chǎn)本錢0.6*2.7+0.1*0.6*2.7=1.78元/標(biāo)方。六、煤制天然氣開展概況〔3〕〔二〕、國(guó)家已立項(xiàng)煤制天然氣工程〔SNG〕由于煤制天然氣投資巨大，還沒有成功的示范工程，加之天然氣輸送受管網(wǎng)布局限制，因此2021年6月國(guó)家把煤制天然氣審批權(quán)收歸國(guó)家發(fā)改委統(tǒng)一審批。十二五期間國(guó)家規(guī)劃在新疆〔5〕、內(nèi)蒙〔5〕、安徽〔1〕、山西〔1〕布置十二套示范工程。截止目前國(guó)家發(fā)改委已審批的SNG工程已有十余家，其中主要工程有：1、大唐內(nèi)蒙克氏克騰旗煤制氣工程〔40億方產(chǎn)能，257億投資〕，2021年8月國(guó)家批復(fù)，由大唐集團(tuán)〔57%〕、北京燃?xì)狻?3%〕及天津津能〔10%〕共同投資。一期投資160億，產(chǎn)能20億方，2021年6月，95%負(fù)荷下連續(xù)運(yùn)行72小時(shí)通過考核。配套建設(shè)的克旗到古北口350公里輸氣管道和中石油古北口至北京115公里管線已建成投運(yùn)，大唐克旗煤制氣工程已陸續(xù)給首都居民供氣。六、煤制天然氣開展概況〔4〕2、大唐遼寧阜新煤制氣工程〔40億方產(chǎn)能，246億投資〕，2021年3月國(guó)家批復(fù)。工程分期建設(shè)，已完成投資120億元，一期工程產(chǎn)能13億方，預(yù)計(jì)2021年10月建成，配套建設(shè)的阜新到沈陽(yáng)、鐵嶺、撫順、本溪等地輸氣管道約334公里管線根本建成。3、內(nèi)蒙古匯能煤化工公司煤制氣工程〔16億方產(chǎn)能，165億投資〕，工程選址鄂爾多斯伊金霍洛旗，2021年12月國(guó)家批復(fù)。分二期建設(shè)，一期8億方煤制天然氣裝置和8億立方米LNG工程正在建設(shè)，方案2021年底一期投產(chǎn)。六、煤制天然氣開展概況〔5〕4、慶華集團(tuán)新疆伊犁煤制天然氣工程〔55億方產(chǎn)能，265億投資〕，2021年8月國(guó)家發(fā)改委核準(zhǔn)。工程分四期建設(shè)，一期年產(chǎn)煤制氣13.75億方，方案2021年底投產(chǎn)。

5、山東新汶礦業(yè)新疆伊寧20億方煤制天然氣工程2021年4月獲得國(guó)家核準(zhǔn)；新疆廣匯120萬(wàn)噸甲醇、85萬(wàn)噸二甲醚、5億方煤制天然氣工程于2021年4月份正式生產(chǎn)。另外，中電投新疆霍城3×20億方煤制天然氣；中海油山西大同40億方煤制天然氣；新蒙能源在鄂爾多斯的40億立方米煤制天然氣工程；國(guó)電蒙能興安盟40億方SNG工程及北京控股集團(tuán)、中海油新能源投資公司、河北建投集團(tuán)合作在鄂爾多斯準(zhǔn)格爾旗的3×40億方SNG工程均在上半年接連獲得國(guó)家發(fā)改委路條。六、煤制天然氣開展概況〔6〕〔三〕、正在籌建的煤制天然氣工程前景據(jù)統(tǒng)計(jì)，目前正在籌建的煤制天然氣工程近五十家，總產(chǎn)能超過2000億方，幾乎國(guó)內(nèi)所有大型企業(yè)都在籌建相應(yīng)規(guī)模的煤制天然氣工程，新疆所占產(chǎn)能比重最大，接近70%，其次是內(nèi)蒙，約占14%，遼寧、山西、貴州、甘肅分別約占3.5%，安徽1.8%。以目前1：6投資比計(jì)算，總投資超過1萬(wàn)億，這方面的技術(shù)、市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)需要分析考慮。技術(shù)方面：20年前美國(guó)煤制天然氣就已工業(yè)化，所以SNG技術(shù)上根本成熟，除高溫甲烷化技術(shù)需引進(jìn)外，其余技術(shù)國(guó)內(nèi)業(yè)績(jī)較多，大局部技