起底煤层气产业：下一轮中国能源革命中的页岩气！

燃气--蒸汽联合循环机组具有运行灵活、启停迅速的优势，尤其在沿海经济发达地区，天然气电厂在夏季用电高峰期的调峰作用非常突出，其调峰职能将进一步得到发挥。近年来，相对富裕的东部沿海地区正在“领跑”电力结构多元化进程，沿海多个省份禁止新上燃煤电厂，发展天然气发电成为必然选择。

我国集中式天然气发电装机主要分布在京津塘、长江三角洲和珠江三角洲地区。按照不同的建设时期，这些燃气电厂主要可分为四种情况：一是为配合中澳广东LNG项目一期工程而新建的燃气电厂项目;二是配合"西气东输"项目，落实"西气东输"市场而新建的9F机组大型燃气电厂;三是以"陕京线"天然气为气源的燃气电厂;四是以海上天然气为气源的燃气电厂。到2015年我国集中式天然气发电量约为1658亿千瓦时。

分布式能源是相对于传统的集中式供电方式而言的，是指将发电系统以小规模，小容量，模块化，分散式的方式布置在用户附近，可独立地输出电，热和冷能的系统。分布式能源可以为在不适宜建设集中电站的地区和输电网末端的用户及输配电系统提供能源，能够有效降低热，电，冷等远距离能量输送损失和相应的输配电系统投资，为用户提供高品质，高可靠性和清洁的能源服务。

分布式天然气是梯级利用能源方法之一，以天然气为燃料，通关”冷热电三联供“等方式，在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式，综合能源利用效率一般可以达到70%以上，是天然气高效利用的重要方式。天然气冷热电三联供的工作原理是以天然气为燃料，利用小型燃气轮机，燃气内燃机，微燃机等设备将天然气燃烧后获得的高温烟气首先用于发电，然后利用烟气余热，高温缸套水等的热量在冬季供暖，在夏季通过制冷剂供冷;同时还可提供生活热水。

目前，分布式天然气系统主要用于机场，火车站，医院，酒店，商场，写字楼;区域性分布式能源则可应用在大学，CBD，度假村，工业园区;现在还有部分新城区，偏远城镇和农村等超大型区域也在利用分布式天然气发电。

三联供系统适用于：电价相对较高的公共用户，有冷，热负荷需求或有常年热水负荷需求的公共建筑，对电源供应要求较高的用户，电力接入困难的用户，需要备用发电机的用户，在目前政策，价格条件下，宾馆，办公，机场，交通枢纽，娱乐中心，产业园区等用户适于采用三联供系统。

我国分布式能源市场上主要包含两类提供商，一类是分布式能源设备生产商，主要有美国通用电气公司，索拉透平公司，卡特彼勒公司，希望深蓝空调制造有限公司，双良节能系统股份有限公司，大连三洋制冷有限公司，胜利油田胜利动力机械集团有限公司等。另一类是分布式能源项目投资，咨询，建设，运营公司，主要有中电投南方电力，国华电，华润协鑫，世纪新能源等。

在目前的天然气零售价格和上网电价下(以一线城市水平为例)，大型燃气热电联产项目经济性较强，投资回收周期较短，工程投资较大。而2014年国家电网印发的《关于分布式电源并网服务管理规则的通知》中，天然气分布式发电的并网电价通常为0.75元/度，这使得分布式天然气项目的投资回报周期大大缩短，并短于集中式发电项目。

据中电联的《“十三五”天然气发电需求预测》，预计2020年我国天然气发电规模1亿千瓦，其中分布式4000万千瓦。当前我国天然气分布式能源总装机容量为500万千瓦，缺口很大。假设9F联合循环机组设备购置加安装的平均费用为2500元每千瓦，到2020年，集中式天然气发电新增市场规模将达500亿元。假设天然气分布式发电设备购置及安装费用为3500元每千瓦，到2020年，分布式天然气发电设备新增市场规模将超过1000亿元。

1.4.中国天然气供给结构

2015年天然气产量数据约为1346亿立方米，其中常规天然气产量为1120亿立方米，地面开采煤层气为44亿立方米，煤矿瓦斯抽采量136亿立方米，页岩气为46亿立方米。

1.4.1.国产常规气

目前，国内常规天然气主要来自新疆、陕甘宁、川渝、青海和东北五大产气区。据相关数据显示，2015年常规天然气产量为1120亿立方米，占比约为83.21%。“十三五”规划中2020年计划常规天然气的产量为1200亿立方米。截至2015年底，我国常规天然气地质资源量68万亿立方米，累计探明地质储量约13万亿立方米，探明程度19%，需进一步加大天然气的勘探投入。根据“十三五”规划要求，十三五期间将新增探明地质储量3万亿立方米，到2020年将实现16万亿立方米的累计探明地质储量。

分公司来看，天然气生产依然以中国石油集团为主，据公司年报显示，2015年中石油天然气产量达822.32亿立方米，中石油和中海油的天然气产量分别为208.10亿立方米和75.66亿立方米。其中，中国石油集团的长庆油田、塔里木油田和西南油气田仍然是中国天然气产量最大的3个油气田，2014年这3个气田的天然气产量分别比上年增长34.7亿立方米、12.7亿立方米和11.2亿立方米，分别达到381.5亿立方米、235.5亿立方米和137.3亿立方米;合计产量约754.3亿立方米，占全国总产量的58.8%。其中，长庆油田和塔里木油田天然气产量增长趋势下降，西南油气田产量增长趋势上升。

虽然常规天然气的规划一直在提高，但常规天然气的产量增速在近年却出现了大幅度的下滑，天然气供给的产量缺口正不断扩大。从供给端来看，国内天然气的勘探投入仍显不足，由于勘查主体少，竞争不足，造成部分区域内存在一定程度的“占而不勘”现象，同时国际油价的持续下跌也使得石油企业在上游的投资减少，直接影响天然气的产量。

1.4.2.进口管道天然气

中国的进口管道气目前主要来自中亚的土库曼斯斯坦，已经投入使用的中亚ABC线合计输气能力达550亿立方米/年，在建的中亚D线预计2020年投产，输气能力达300亿立方米。由于乌克兰危机造成俄罗斯和欧洲关系紧张，并且主要输往欧洲的天然气管网都要进过敌对的乌克兰，这就造成俄罗斯将其天然气销售方向逐步转为亚洲。并且由于遭受国际制裁和原油价格暴跌导致出口收入大幅下降，俄罗斯也最终放开了远东地区的资源开发，长期看这也将大幅增长我国北部能源的潜在供给。

1.4.3.进口LNG

天然气进口价格多以20年以上的长约为主，“三桶油”在2007，08年签订的一系列天然气进口长约合同是天然气降价的一大阻力。然后由于近年来国际油价的剧烈波动，导致国际天然气市场上供应模式更加多元，短期合同和现货贸易所占比重不断上升。在我国进口LNG时，短期合同和现货贸易比重的上升，会提高我国天然气进口价格和国际市场价格的关联性。

我国截止14年LNG接收站产能520亿立方米/年，几乎全部被三大油公司垄断，占比高达90%，具有绝对的市场垄断地位。根据现有规划，预计2020年中国LNG进口接收站能力可达1800亿立方米/年，其中三桶油独立建设的接收站产能约1400亿立方米/年，占预计总能力的80%，民营约占17%，其余则为三桶油与民营资本合建。

我国目前天然气总消费量为1900亿方，自产气1300亿方，陆上管输气为313亿方，海上进口LNG气270亿方(长约气220亿方，现货气50亿方)。虽然LNG现货占比不高，但对我国整体气价影响比较大。虽然中海油开始布局LNG进口时间较早，在LNG价格上涨之前签下部分合约，但是三桶油大量的签订LNG进口合约都是发生在2014年底油价暴跌以前，以前普遍在3元/立方米以上，远高于目前1.5元/立方米左右的进口气现货价格。目前已经签约的海上LNG长约气价格已经锁定，在合同到期前价格不会有很大变化。未来新签约的长约LNG气价主要就是参考目前的现货价格，并且一般会下浮10-15%。