我国天然气发展隐忧尤存

从 1980 年开始，我国以五年计的天然气新增探明储量连续翻番。如果说中国石油工业已经进入产量平稳、略有增长的“壮年期”，那么天然气则已进入蓬勃发展的青年期。 据统计， 2003 年全球天然气产量超过 500 × 108 立方米和 1000 × 108 立方米的分别只有 12 个国家和 4 个国家。显然，如果我们能在 2010 年达到 700 × 108 立方米的产量就已成为世界产天然气大国，而在 2020 年达到 1000 × 108 立方米则是产量居于世界前茅。 近年来，我国天然气虽发展迅速，但隐忧尤存。 　　 首先，就世界范围而言，我国天然气资源的丰富程度较低，，明显低于世界平均值。即使考虑到未来中国天然气产、储量有比世界高得多的增长速度（比如到 2020 年产量增加 3 倍），也不会改变这一基本态势。预计未来需要大量进口。 其次，中国天然气资源的油当量值目前低于石油，即使到 2020 年天然气产量达 1200 × 108 立方米，其油当量值为 1.2 × 108 吨，也明显低于该年石油产量的预测值。所以即使考虑到天然气储产量未来的增长，以当量值相比较也不能认为它明显的高于石油。换言之，将来进入壮年期的天然气产量与现今石油的壮年期在中国能源构成上所占的地位相比，也还稍逊一筹，难以做出在 21 世纪初、中期中国将进入“天然气时代”的设想。 其三，天然气品质不理想，勘探开发难度较大。比如，鄂尔多斯盆地的气田主要属于低渗、特低渗气田；四川盆地的气田主要属于碳酸盐岩的裂隙和次生孔隙气田，它们的不均质性很强，开发和稳产难度相当大。两个盆地储量占全国天然气储量的 53.1% 。此外，海上气田占全国天然气储量的 11.5% 。以上三类难开发气田储量占全国天然气储量的 64.6% 。 其四，天然气田多远离经济发达区。以 2003 年计，我国天然气可采储量西北地区占 27.0% ，中部地区（鄂尔多斯和四川盆地）占 53.1% 。中部地区气田输往东部的经济发达区，约需要 1000 公里的管线。即使从鄂尔多斯盆地中部向四周（如西安、银川）输气也要数百千米。从轮台到上海的西气东输管线长达 4000 公里。管输距离长，必然增加相应费用。在较高井口气价基础上的长输管线运输费用，使终端用户用气价格相当高昂。如果如此高昂的天然气价格难以为用户（特别是作为主体的工业用户）所接受，则整个天然气工业系统就难以有效运转。在这种情况下，气价将成为决定天然气有效需求的关键问题。而天然气的需求又决定了已建成的开发和管输能力的实际市场销量，决定了气田的实际产量。在天然气工业发展初期，国家应充分重视和发挥天然气宏观调控的作用。 其五，天然气工业基础薄弱。在天然气用户方面，我国城市民用气的价格可以较高，但它用气的谷峰差大且对安全保障的要求高。工业用气是天然气消费的主体。但是，天然气发电和化工等工厂的建设又需要巨额投资，而且也需要一定的时间周期。 我国的天然气工业基础薄弱，要求我们在起步的时候就作好综合规划。首先从管网建设上讲，必须改变目前以公司为单位“各自为战”的管线建设现状，统筹上下游、国内生产与国外进口天然气管网建设的要求，为进一步实现运输的市场化和逐步打破垄断奠定基础。其次要认真作好市场开拓工作。天然气不是“皇帝女儿不愁嫁”，不能把意向性的“需要”视同为有实际购买力的需求。以政府的宏观调控引导和市场手段相结合，以合理的气价结构实现上、中、下游的互相促进，均衡发展。 同时面对井口气价偏高，大气田远离经济中心的难题，还应考虑将某些工业用气户适度西移，特别是天然气化工及其产品的再加工工业向气田附近转移。中石化曾把在广东无法盈利的化肥厂整体拆迁，在塔里木的库车建立新厂，从而成为盈利的企业。广汇集团在新疆中小气田生产液化天然气（ LNG ），以汽车、火车运往东南沿海仍有良好效益。这些事例都给人以启迪。从化工、化肥到天然气发电（包括中小型燃气电站），从 LNG 、压缩天然气到气转液或气制油等应尽量靠近气田，特别是一些分散的中、小气田，可大幅度降低管输费用，从而使较高井口价的天然气能获得利用。从另一方面看，这种工业配置比简单的“西气东输”能更大幅度地拉动中西部经济发展，对平衡各区域经济的发展也会有相当大的作用。
　　(摘自：中国石油网)