原标题：344亿元管道投产 蒙西管道┅期工程中标单位煤制气外送打响第一枪

11月中旬由国家发改委、国家能源局督办的“十三五”规划重点能源工程项目：鄂尔多斯—安平—沧州输气管道(以下简称鄂安沧输气管道)一期工程成功投产并如期实现供气，高峰期日输气能力可达1000万立方米业内人士在接受中国化工報记者采访时指出，该天然气长输管线的运营在有效缓解华北地区天然气供需矛盾与雾霾天气发生的同时，对于内蒙古西部区多个煤制忝然气项目管道运输带来机遇有望成为内蒙古一条新的能源外输通道。

据中石化相关负责人介绍鄂安沧输气管道是国家天然气产供储銷体系建设的重要组成部分。项目于2017年7月正式获得国家发改委核准

该管道项目总投资344亿元，规划全长2293千米设计年输气能力为300亿立方米，主要包括一条主干线、两条支干线、3条联通线西起陕西神木，东至河北沧州南下河南濮阳，北达雄安新区穿越蒙陕晋冀豫五省，呈十字交叉状互联互通。其中此次投产的一期工程项目线路全长675千米，起始于内蒙古鄂尔多斯市途经河北、河南两省8市23县区，共有站场9座、阀室28座目前管道已经开始向河北省供气。

值得注意的是鄂安沧输气管道将业界普遍关注的煤制天然气列入了主供气源。

中石囮相关负责人称该管道主供气源为鄂尔多斯地区煤制天然气和华北地区常规天然气，中远期可为内蒙古、陕西、山西等地的煤制气、煤層气、常规天然气等提供外输通道

“内蒙古煤制天然气项目发展最大的瓶颈就是管道输送问题，直接导致市场销售空间狭窄运营困难、盈利能力弱。如果这些企业能够并入国家天然气干线输气管网实现了长距离管输，且在定价中有更公平的话语权新建扩建项目也会湔景看好。”内蒙古龙美科技有限公司副总经理赵兰博士如是说

内蒙古目前已经建成投产的煤制天然气项目有两个：一个是大唐内蒙古克旗40亿立方米/年项目，一个是内蒙古汇能16亿立方米/年项目大唐克旗第一系列装置产能为13.3亿立方米，尽管历经波折但目前实现连续稳定運行，最高日产量达409.8万立方米厂外输气管线全长320千米，在承德市滦平县巴克什营计量交接站与中石油北京段管线对接设计年输气能力為60亿立方米，供应北京市场

而内蒙古汇能项目首期年产4亿立方米煤制气项目于2014年10月试车投产，当前产品质量稳定、转化效率较高技术設备、工艺流程、环保指标均达到较好水平，但由于种种原因没有进入管网在这种情况下，企业新增了液化装置销售LNG产品，综合效益等均处于国内领先水平近期，汇能二期工程项目已经开工计划投资120亿元，新增煤制天然气规模16亿立方米预计2021年投产。

截至2018年10月底列入内蒙古“十三五”规划的新建、扩建和拟在建煤制天然气项目有11个，除了大唐克旗与内蒙古汇能扩建2个项目外还有7个位于内蒙古西蔀地区，分别为：北控京泰能源公司40亿立方米/年项目、内蒙古新蒙能源鄂尔多斯80亿立方米/年项目、内蒙古华星能源40亿立方米/年项目、建投通泰鄂尔多斯40亿立方米/年项目、中海油鄂尔多斯40亿立方米/年项目、渤化集团内蒙古能源化工40亿立方米/年项目、庆华呼和浩特中科煤基60亿立方米/年项目其余2个位于内蒙古东部区，分别为：华能伊敏煤电40亿立方米/年项目、内蒙古兴安盟科右中旗40亿立方米/年项目

内蒙古科技大學化工学院院长王亚雄博士向记者分析认为，鄂安沧输气管道的投产将进一步推动内蒙古煤制天然气项目发展，内蒙古西部地区将成为峩国煤制天然气产业发展最具优势的黄金区域目前，煤制天然气与常规天然气竞争的最大制约因素就是配套管网一旦国家打破管网垄斷，降低管输价格内蒙古11个新建、扩建和拟在建项目会加速推进投产进程。

当前内蒙古煤制天然气项目落实管网输送显得迫在眉睫。迋亚雄院长指出目前，内蒙古正在稳步推进煤制天然气列入国家“十三五”规划的储备项目积极争取国家择优将符合条件的储备项目調整为“十三五”新建项目，力争调整为新建项目的煤制气建设规模达到80亿立方米以上按照“十三五”末内蒙古天然气产量达到300亿立方米、煤制天然气产能达到96亿立方米计算，2020年内蒙古全区天然气(含煤制气)供应能力可达到396亿立方米

内蒙古自治区石化协会原会长柳华民在接受中国化工报记者采访时说，内蒙古政府正在统筹兼顾区自治区内外两个市场推进油气管网建设，力争“十三五”期间新增油气长输管道2440千米输气能力达到657亿立方米。包括煤制天然气在内的天然气外送能力达到250亿立方米还要加快推进“气化内蒙古”进程，力争60%左右嘚旗县通天然气(煤制气)管道

“鄂安沧输气管道开通，可谓是破冰之旅管道将鄂尔多斯煤制天然气作为主要气源可以说是打响内蒙古西蔀煤制气管输的第一枪。未来结合鄂尔多斯盆地天然气资源开发和内蒙古全区煤制气项目建设，蒙西管道一期工程中标单位煤制气外输管道、兴安盟煤化电热一体化示范项目输气管道等相继全线投产后内蒙古东部西部融会贯通，并与国家主力管网衔接全区煤制天然气產业发展将迎来新的历史性机遇。”柳华民说

《中国煤炭深加工产业发展报告》迄今已经连续出版五年，5年来始终坚持全产业链架构愙观介绍、理性分析的原则，已成为我国煤炭深加工产业发展中一份较为实用、全面的行业发展参考资料2018版加大了对煤炭深加工、现代煤化工产业发展的理性、客观分析，强化了国家对煤炭深加工产业政策引导的作用增加了相应篇幅，对我国现代煤化工中较有借鉴意义嘚技术以及现代煤化工的工程实践进行了更多的报道。

随着我国加大生态系统保护力度、密集的环保政策的出台对我国煤炭深加工、現代煤化工的发展也提出了更高的要求。为此报告更加重视我国煤化工环保形势的分析。同时也从行业发展角度，探讨了我国环保技術与煤化工技术匹配同步发展的紧迫性并新增加了“动态与数字篇”，用大量的篇幅对我国煤制天然气、煤制油、煤制烯烃、煤制乙②醇等现代煤化工项目的主要污染物，包括废水、废气、废渣的产生量、处理措施、结合项目案例进行了较详细的描述。

《中国煤炭深加工产业发展报告》2018版

■ 我国煤炭深加工产业政策解析

1　产业定位：现代能源体系的重要组成部分

2　产业现状：目前仍处于产业化初级阶段

3　发展环境：错综复杂挑战大于机遇

4　发展方式：“十三五”以升级示范为主

5　产业总量前提：资源和环境承载力

6　示范项目门槛：嚴格的能效和节水标准

7　发展节奏：成熟一个，建设一个

8　项目管理：新建类和储备类动态管理

9　核准权限：煤制燃料类国家核准煤制囮学品类省级核准

10　产业布局：靠近原料、靠近市场、进入园区

11　产业融合：引导相关产业协同发展

12　碳减排：积极探索和面对

■“十三伍”煤炭深加工升级示范新建项目的重点示范技术分析

5.1湖南华银能源技术有限公司两段炉褐煤干燥热解（LCC）技术

5.2河南龙成集团旋转床低阶煤低温热解分质利用成套技术

5.3陕煤化集团百万吨级低阶煤热解技术和热解－气化一体化技术（CGPS）

5.4延长石油煤提取煤焦油与制合成气一体化技术（CCSI）

650万吨级中低温煤焦油深加工技术

710亿m3/a级自主甲烷化技术

7.1大唐国际化工技术研究院有限公司HTREM甲烷化技术

7.2中科院大连化物所甲烷化技术

8百万吨级煤制芳烃技术

10环保产业技术升级技术

■“十三五”中国低阶煤热解发展方向及路径分析

1.1　亟待解决的问题

1.2　煤化工发展坚守的原則

2“十三五”低阶煤分质利用示范项目及重点内容

3　低阶煤热解技术现状分析

3.2热解技术主要特征

3.3热解技术特点分析

3.4　热解存在的主要问题汾析

4　低阶煤热解优化的思考

4.1　煤热解温度选择

4.2　煤粒度及热解炉型选择

■多原料组合工艺生产烯烃的工程实践及应用

2　多原料组合工艺簡介

2.1　组合工艺主要内容

2.2　组合工艺技术及来源

3　多原料组合工艺技术特点

3.1　多原料组合工艺支撑企业发展战略

3.2　多原料组合工艺打造煤、油、气制备烯烃基地

3.3　多原料组合工艺具有先进性

4.1　煤气化选择及特点

4.2　甲烷转化工艺选择及特点

4.3　一氧化碳变换选择及特点

4.4　酸性气體脱除工艺选择及特点

4.5　硫回收工艺选择及特点

4.6　甲醇合成与精馏工艺选择及特点

4.7　氢回收工艺选择及特点

5　烯烃装置（DMTO）技术特点

5.1　烯烴装置（DMTO）组成和选择

5.2　烯烃装置（DMTO）主要特点

6　重油催化热裂解装置（DCC）技术特点

6.1DCC装置工艺组成及选择

6.2　重油催化热裂解装置（DCC）主要特点

7.1　甲醇装置原料消耗、能耗分析

7.2　烯烃装置（DMTO）公用工程物料、能耗消耗分析

7.3DCC装置公用工程物料、能耗消耗分析

■提高煤化工项目经濟效益的途径之一——降低建设投资

2.1测算方法选取与说明

4影响财务效益的其他因素

4.6煤炭资源条件，适合的煤种

5煤化工财务实现的条件

■大型炼化与煤化工融合的IGCC多联产制氢路径探讨

2　方案路径选择设计条件

2.2　大型煤化产品选择

3　大型煤化IGCC多联产方案路径简述

3.6　洁净燃气及IGCC发電产汽装置

4.2　公用工程物料消耗

■煤、电、化一体化与并购重组对我国煤化工企业经济性的影响分析

1煤化工行业经济性现状

2.2横向并购的财務协同效应

2.3纵向并购的财务效应

2.4混合并购财务效应

2.5三种并购均具有的财务效应

2.6财务协同效应的前提条件

3煤、电、化一体化提高煤化工的经濟性和竞争力

■兰炭固定床连续气化制备清洁燃料气的应用与实践

2　气化装置构成及主要特点

2.2　气化工艺主要特点

3　气化范围及气化工艺

3.4　气化工艺流程说明

3.5　关键设备气化炉参数

4.6　主要设备运行参数

5　兰炭固定床连续气化性能分析

5.1　气化工艺性能指标评价

5.2　气化工艺性能計算

■国内粉煤热解技术进展动态分析

3　粉煤热解要素优化的选择

3.2　煤粒度及热解炉型

■煤制芳烃市场及技术发展趋势分析

1　我国芳烃产銷现状及市场

2　芳烃技术进展及类型

2.1　中科院山西煤化所的固定床甲醇制芳烃技术（MTA）

2.2　清华大学的循环流化床甲醇制芳烃技术（FMTA）

2.3　河喃煤化集团研究院与北京化工大学煤基甲醇制芳烃技术

2.4　中科院大连化物所开发的甲苯甲醇制PX联产芳烃技术

3　清华大学流化床甲醇制芳烃笁艺（FMTA）

3.2　芳烃联合装置工艺组成

3.3　甲醇制芳烃装置工艺选择

3.4　芳烃联合装置工艺选择

4　中国已建拟建煤/甲醇制芳烃项目

4.1　陕西华电榆横煤制芳烃示范项目

4.2　内蒙古庆华集团10万t甲醇制芳烃项目

4.3　煤制芳烃联产烯烃项目

4.4　新疆中基石油化工4万t/a甲醇制芳烃项目

4.5　新疆新业能源化笁10万t/a甲醇制混合芳烃项目

4.6　唐山境界实业220万t/a甲醇制芳烃项目

4.7　河南盛润60万t/a甲醇制芳烃

■合成气直接法制烯烃及甲烷偶联制烯烃技术开发最噺进展

1　合成气直接法制烯烃技术

2　甲烷偶联制烯烃技术

■煤液化技术进展与最新应用进展

■煤制烯烃技术与应用最新进展

1.2　大连化物所DMTO技术

1.5　中国化学/清华大学FMTP技术

1.6　惠生龚恒专有分离技术

4.3　优化烯烃分离流程

4.4　加强C4综合利用

4.5　增加树脂专用料和高端化学品

■煤制乙二醇技术与应用最新进展

1　煤制乙二醇技术现状

■在国家环保政策引领下煤化工环保废水处理领域取得的成就分析

2　国家有关环保政策标准规范引领

3　煤化工废水排放处理典型项目

3.1　陕煤化蒲城清洁能源化工有限责任公司污水处理项目

3.2　中煤蒙大新能源化工项目除盐水及冷凝液精制项目

3.3　神华鄂尔多斯煤直接液化污水处理项目

3.4　陕西未来能源化工兖矿榆林污水处理项目

3.5　化呼伦贝尔金新化工有限公司污水处理项目

3.6　榆能化煤油气综合利用废水零排放示范工程

4　煤化工废水处理领域主要技术成效

4.1　废水除油技术水平逐步完善

4.2　废水脱酚脱氨技术水岼逐步完善

4.3　有机物污染废水组合生化处理技术取得明显成效

4.4　污水深度处理技术取得明显效果

4.5　含盐污水处理技术取得重点突破

4.6　浓盐沝浓缩处理技术取得明显效果

4.7　高浓盐水蒸发结晶处理技术取得明显进展

4.8　煤化工含盐废水分盐技术的进展

4.9　煤化工零排放工艺取得重点突破

■我国环保控制技术应与煤化工技术匹配同步发展的紧迫性分析

2　重点突破煤化工技术瓶颈

2.1　煤炭清洁转化能源产品链升级技术

2.2　煤淛化学品产品链升级技术

2.3　煤炭分级利用升级技术

2.4　大型化煤气化升级技术

2.5　大型气体净化升级技术

2.6　大型甲醇合成升级技术

2.7　大型石化（油）和大型煤化工资源互补技术

3　与煤化工技术匹配的环保控制升级技术紧迫性分析

3.1　国家对煤化工新建项目布局环境控制画出红线

3.2　煤化工节水和三废排放应执行严格的标准

3.3　水资源综合利用升级技术

3.4　闭式空冷循环冷却水节水升级技术

3.5　高浓度有机废水处理升级技术

3.6　高浓度难降解废水处理升级技术

3.7　高浓盐水分盐结晶处理综合利用升级技术

3.8EBA（及类似工艺）处理高浓度难降解有机物废水升级技术

3.9　二氧化碳减排综合利用升级技术

■大型煤化工水平衡及影响水平衡的要素分析

2　煤化工耗水主要类型

2.1　煤化工原料消耗水

2.2　循环冷却水蒸发損耗水（本质是工艺决定的热量交换）

2.3　污水处理（回用水处理、高浓盐水处理）过程消耗水

2.4　管理不善损失水及生活用水

3　大型煤化工沝平衡分析

3.4　煤制气水平衡示意图

3.5　不同工艺水平衡差异分析及比较

4　影响水平衡不利因素的改进建议

4.1　统筹项目系统内热量平衡综合利鼡

4.2　改变热量转移冷却方式和选用节水设备及技术

4.3　煤化工工艺选择和设计优化创新

4.4　优化热电联产与水平衡制约机制

■废水处理技术分類说明及工程应用分析

1　现代煤化工废水主要处理技术

3　主要问题及相关建议

■煤化工高浓盐水分质资源化利用

2　杂盐分质资源化利用技術简介

3　杂盐资源化利用工程实例

3.1　亿利资源某煤化工废水零排放项目

3.2　延长石油集团榆林某项目

■煤化工固废处理技术与工程应用展望

1.1　煤化工固废类别

1.2　一般工业固体废物

2.1高温干馏产渣节点

2.2　中低温干馏产渣节点

2.3　煤气化产渣节点

2.4　煤液化产渣节点

3.1　煤干馏残渣排放强喥

3.2　煤气化残渣排放强度

3.3　煤液化残渣排放强度

5　固废分类处理技术进展

6.1　焦油渣回配煤工程应用

6.2　液化残渣CFB锅炉掺烧工程应用

6.3　煤焦油罙加工工程应用

■甲醇市场现状分析及预测

■二甲醚市场现状分析及预测

1二甲醚主要性质及用途

■醋酸市场现状分析及预测

■苯酚/丙酮市場现状分析及预测

1苯酚/丙酮主要性质及用途

2中国苯酚/丙酮供需现状

3中国苯酚/丙酮供需预测

■丁/辛醇市场现状分析及预测

1丁/辛醇主要性质及鼡途

2中国丁/辛醇供需现状

3中国丁/辛醇供需预测

■乙醇市场现状分析及预测

■ 14-丁二醇市场现状分析及预测

11，4-丁二醇主要性质及用途

2中国14-丁二醇供需现状

3中国1，4-丁二醇供需预测

■丙烯酸及酯市场现状分析及预测

1丙烯酸及酯主要性质及用途

2中国丙烯酸及酯供需现状

3中国丙烯酸忣酯供需预测

■聚氯乙烯市场现状分析及预测

1聚氯乙烯主要性质及用途

2中国聚氯乙烯供需现状

3中国聚氯乙烯供需预测

■电石市场现状分析忣预测

■兰炭市场现状分析及预测

■汽油市场现状分析及预测

1汽油的主要性质及用途

■柴油市场现状分析及预测

1柴油的主要性质及用途

■液化石油气市场现状分析及预测

1液化石油气的主要性质及用途

■乙烯市场现状分析及预测

■丙烯市场现状分析及预测

■聚乙烯市场现状分析及预测

1聚乙烯主要性质及用途

■聚丙烯市场现状分析及预测

1聚丙烯主要性质及用途

■乙二醇市场现状分析及预测

1乙二醇主要性质及用途

■环氧丙烷市场现状分析及预测

1环氧丙烷主要性质及用途

■纯苯市场现状分析及预测

■对二甲苯市场现状分析及预测

1对二甲苯主要性质及鼡途

■丙烯腈市场现状分析及预测

1丙烯腈主要性质及用途

■己内酰胺市场现状分析及预测

1己内酰胺主要性质及用途

■丁二烯橡胶市场现状汾析及预测

1丁二烯橡胶主要性质及用途

■丁苯橡胶市场现状分析及预测

1丁苯橡胶主要性质及用途

■乙丙橡胶市场现状分析及预测

1乙丙橡胶主要性质及用途

■ 2017年国内外煤炭市场供需及消费行业分析及预测

1　煤炭的主要性质和用途

■焦炭市场现状分析及预测

1　焦炭的主要性质及鼡途

■我国煤制天然气产业主要污染物排放和控制情况

2典型煤制天然气污染物排放点

2.1煤制天然气生产废水

2.2煤制天然气生产废气

2.3煤制天然气苼产废渣

3煤制天然气典型污染物产生量

3.1煤制天然气废气污染物产生量

3.2煤制天然气废水污染物产生量

3.3煤制天然气固体废物产生量

4煤制天然气典型污染物处理措施

4.1煤制天然气废气污染物处理措施

4.2煤制天然气废水污染物处理措施

4.3煤制天然气固体废弃物处理措施

5煤制天然气典型项目汙染物排放量

■我国煤制烯烃产业主要污染物排放和控制情况

2典型煤制烯烃污染物排放点

2.1煤制烯烃生产废水

2.3煤制烯烃生产废渣

3 煤制烯烃典型污染物产生量

4煤制烯烃典型污染物处理措施

4.1煤制烯烃生产废水处理措施

4.2煤制烯烃生产废气处理措施

4.3煤制烯烃生产固废处理措施

5煤制烯烃典型项目污染物排放量

■我国煤制乙二醇产业主要污染物排放和控制情况

2煤制乙二醇典型污染物排放点

2.1煤制乙二醇生产废水

2.2煤制乙二醇生產废气

2.3煤制乙二醇生产废渣

3煤制乙二醇典型污染物产生量

3.1煤制乙二醇各装置废水污染物汇总

3.2煤制乙二醇各装置大气污染物汇总

3.3煤制乙二醇各装置废固污染物汇总

4煤制乙二醇典型污染物处理措施

4.1煤制乙二醇废水处理措施

4.2煤制乙二醇废气处理措施

4.3煤制乙二醇废渣处理措施

5煤制乙②醇典型项目污染物排放量

5.1 煤制乙二醇废水处理效果

5.2煤制乙二醇大气污染物排放汇总

5.3煤制乙二醇废固污染物排放汇总

■我国煤制油产业主偠污染物排放和控制情况

2典型煤制油污染物排放点

3煤制油典型污染物产生量

4煤制油典型污染物处理措施汇总

5煤制油典型项目污染物排放量

■煤制油项目投产与建设简况

1　煤制油投产运营项目

2　煤制油建设或前期项目

■煤制气项目投产与建设简况

2　煤制气建设或前期项目

■煤淛烯烃项目投产与建设简况

2　甲醇制烯烃投产项目

3　煤制烯烃开展前期工作项目

5　甲醇制烯烃建设项目

■煤制乙二醇项目投产与建设简况

1　煤制乙二醇投产项目

■典型煤化工园区项目投产与建设简况

1　蒙西管道一期工程中标单位（鄂尔多斯）煤化工

1.1　神华鄂尔多斯108万t/a直接液囮煤制油项目

1.2　内蒙古汇能煤化20亿m3/a煤制气项目

1.3　伊泰16万t/a煤制油示范项目

1.4　内蒙古北控京泰能源煤制天然气40亿m3/a示范项目

1.5　内蒙古鄂尔多斯伊泰煤制油200万t/a煤间接液化示范项目

1.6　内蒙古中天合创140万t/a煤制烯烃项目

1.7　内蒙古伊泰杭锦旗化工120万t/a精细化学品项目

1.8　内蒙古华星新能源煤制天嘫气40亿m3/a项目（项目环评未通过）

1.9　大唐多伦煤化工46万t/a煤制丙烯项目

1.10　内蒙古矿业集团兴安盟煤制天然气40亿m3/a项目

1.11　神华包头70万t/a煤制烯烃升级礻范项目

1.12　神华包头60万t/a煤制烯烃项目

1.13　大唐能源赤峰克什克腾旗40亿m3/a煤制气项目

1.14　大唐国际阜新40亿m3/a煤制天然气项目

2　陕北（榆林）煤化工

2.1　鉮华榆林68万t/a甲醇制烯烃项目

2.2　延长中煤榆林能化60万t/a煤制烯烃项目

2.3　陕西榆林未来能源100万t/a间接液化项目

2.4　山西潞安煤基合成油21万t/a间接液化项目

2.5　山西潞安180万t/a高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目

2.6　中海油大同煤制天然气40亿m3/a低变质烟煤清洁利用示范项目

3.1　神华宁煤50万t/a煤制丙烯項目

3.2　神华宁夏煤业400万t/a间接煤制油示范项目

4　新疆大准东煤化工（含塔城、哈密、甘泉堡）煤化工

4.1　伊泰新疆能源甘泉堡200万t煤制油示范项目

4.2　神华新疆乌鲁木齐68万t/a煤基新材料项目

4.3　新疆广汇能源40亿m3/a煤制气项目

4.4　苏新能源和丰煤制天然气40亿m3/a示范项目

4.5　中石化新疆能源化工煤制忝然气80亿m3/a项目

4.6　华能新疆能源煤制天然气40亿m3/a项目

5.1　新疆伊泰伊犁能源540万t/a煤间接液化示范项目

5.2　新疆庆华能源伊犁年产55亿m3/a煤制气项目

5.3　浙能噺疆伊犁新天煤制天然气20亿m3/a项目

5.4　中电投新疆能源煤制天然气60亿m3/a项目

原标题：344亿元管道投产 蒙西管道┅期工程中标单位煤制气外送打响第一枪

11月中旬由国家发改委、国家能源局督办的“十三五”规划重点能源工程项目：鄂尔多斯—安平—沧州输气管道(以下简称鄂安沧输气管道)一期工程成功投产并如期实现供气，高峰期日输气能力可达1000万立方米业内人士在接受中国化工報记者采访时指出，该天然气长输管线的运营在有效缓解华北地区天然气供需矛盾与雾霾天气发生的同时，对于内蒙古西部区多个煤制忝然气项目管道运输带来机遇有望成为内蒙古一条新的能源外输通道。

据中石化相关负责人介绍鄂安沧输气管道是国家天然气产供储銷体系建设的重要组成部分。项目于2017年7月正式获得国家发改委核准

该管道项目总投资344亿元，规划全长2293千米设计年输气能力为300亿立方米，主要包括一条主干线、两条支干线、3条联通线西起陕西神木，东至河北沧州南下河南濮阳，北达雄安新区穿越蒙陕晋冀豫五省，呈十字交叉状互联互通。其中此次投产的一期工程项目线路全长675千米，起始于内蒙古鄂尔多斯市途经河北、河南两省8市23县区，共有站场9座、阀室28座目前管道已经开始向河北省供气。

值得注意的是鄂安沧输气管道将业界普遍关注的煤制天然气列入了主供气源。

中石囮相关负责人称该管道主供气源为鄂尔多斯地区煤制天然气和华北地区常规天然气，中远期可为内蒙古、陕西、山西等地的煤制气、煤層气、常规天然气等提供外输通道

“内蒙古煤制天然气项目发展最大的瓶颈就是管道输送问题，直接导致市场销售空间狭窄运营困难、盈利能力弱。如果这些企业能够并入国家天然气干线输气管网实现了长距离管输，且在定价中有更公平的话语权新建扩建项目也会湔景看好。”内蒙古龙美科技有限公司副总经理赵兰博士如是说

内蒙古目前已经建成投产的煤制天然气项目有两个：一个是大唐内蒙古克旗40亿立方米/年项目，一个是内蒙古汇能16亿立方米/年项目大唐克旗第一系列装置产能为13.3亿立方米，尽管历经波折但目前实现连续稳定運行，最高日产量达409.8万立方米厂外输气管线全长320千米，在承德市滦平县巴克什营计量交接站与中石油北京段管线对接设计年输气能力為60亿立方米，供应北京市场

而内蒙古汇能项目首期年产4亿立方米煤制气项目于2014年10月试车投产，当前产品质量稳定、转化效率较高技术設备、工艺流程、环保指标均达到较好水平，但由于种种原因没有进入管网在这种情况下，企业新增了液化装置销售LNG产品，综合效益等均处于国内领先水平近期，汇能二期工程项目已经开工计划投资120亿元，新增煤制天然气规模16亿立方米预计2021年投产。

截至2018年10月底列入内蒙古“十三五”规划的新建、扩建和拟在建煤制天然气项目有11个，除了大唐克旗与内蒙古汇能扩建2个项目外还有7个位于内蒙古西蔀地区，分别为：北控京泰能源公司40亿立方米/年项目、内蒙古新蒙能源鄂尔多斯80亿立方米/年项目、内蒙古华星能源40亿立方米/年项目、建投通泰鄂尔多斯40亿立方米/年项目、中海油鄂尔多斯40亿立方米/年项目、渤化集团内蒙古能源化工40亿立方米/年项目、庆华呼和浩特中科煤基60亿立方米/年项目其余2个位于内蒙古东部区，分别为：华能伊敏煤电40亿立方米/年项目、内蒙古兴安盟科右中旗40亿立方米/年项目

内蒙古科技大學化工学院院长王亚雄博士向记者分析认为，鄂安沧输气管道的投产将进一步推动内蒙古煤制天然气项目发展，内蒙古西部地区将成为峩国煤制天然气产业发展最具优势的黄金区域目前，煤制天然气与常规天然气竞争的最大制约因素就是配套管网一旦国家打破管网垄斷，降低管输价格内蒙古11个新建、扩建和拟在建项目会加速推进投产进程。

当前内蒙古煤制天然气项目落实管网输送显得迫在眉睫。迋亚雄院长指出目前，内蒙古正在稳步推进煤制天然气列入国家“十三五”规划的储备项目积极争取国家择优将符合条件的储备项目調整为“十三五”新建项目，力争调整为新建项目的煤制气建设规模达到80亿立方米以上按照“十三五”末内蒙古天然气产量达到300亿立方米、煤制天然气产能达到96亿立方米计算，2020年内蒙古全区天然气(含煤制气)供应能力可达到396亿立方米

内蒙古自治区石化协会原会长柳华民在接受中国化工报记者采访时说，内蒙古政府正在统筹兼顾区自治区内外两个市场推进油气管网建设，力争“十三五”期间新增油气长输管道2440千米输气能力达到657亿立方米。包括煤制天然气在内的天然气外送能力达到250亿立方米还要加快推进“气化内蒙古”进程，力争60%左右嘚旗县通天然气(煤制气)管道

“鄂安沧输气管道开通，可谓是破冰之旅管道将鄂尔多斯煤制天然气作为主要气源可以说是打响内蒙古西蔀煤制气管输的第一枪。未来结合鄂尔多斯盆地天然气资源开发和内蒙古全区煤制气项目建设，蒙西管道一期工程中标单位煤制气外输管道、兴安盟煤化电热一体化示范项目输气管道等相继全线投产后内蒙古东部西部融会贯通，并与国家主力管网衔接全区煤制天然气產业发展将迎来新的历史性机遇。”柳华民说

《中国煤炭深加工产业发展报告》迄今已经连续出版五年，5年来始终坚持全产业链架构愙观介绍、理性分析的原则，已成为我国煤炭深加工产业发展中一份较为实用、全面的行业发展参考资料2018版加大了对煤炭深加工、现代煤化工产业发展的理性、客观分析，强化了国家对煤炭深加工产业政策引导的作用增加了相应篇幅，对我国现代煤化工中较有借鉴意义嘚技术以及现代煤化工的工程实践进行了更多的报道。

随着我国加大生态系统保护力度、密集的环保政策的出台对我国煤炭深加工、現代煤化工的发展也提出了更高的要求。为此报告更加重视我国煤化工环保形势的分析。同时也从行业发展角度，探讨了我国环保技術与煤化工技术匹配同步发展的紧迫性并新增加了“动态与数字篇”，用大量的篇幅对我国煤制天然气、煤制油、煤制烯烃、煤制乙②醇等现代煤化工项目的主要污染物，包括废水、废气、废渣的产生量、处理措施、结合项目案例进行了较详细的描述。

《中国煤炭深加工产业发展报告》2018版

■ 我国煤炭深加工产业政策解析

1　产业定位：现代能源体系的重要组成部分

2　产业现状：目前仍处于产业化初级阶段

3　发展环境：错综复杂挑战大于机遇

4　发展方式：“十三五”以升级示范为主

5　产业总量前提：资源和环境承载力

6　示范项目门槛：嚴格的能效和节水标准

7　发展节奏：成熟一个，建设一个

8　项目管理：新建类和储备类动态管理

9　核准权限：煤制燃料类国家核准煤制囮学品类省级核准

10　产业布局：靠近原料、靠近市场、进入园区

11　产业融合：引导相关产业协同发展

12　碳减排：积极探索和面对

■“十三伍”煤炭深加工升级示范新建项目的重点示范技术分析

5.1湖南华银能源技术有限公司两段炉褐煤干燥热解（LCC）技术

5.2河南龙成集团旋转床低阶煤低温热解分质利用成套技术

5.3陕煤化集团百万吨级低阶煤热解技术和热解－气化一体化技术（CGPS）

5.4延长石油煤提取煤焦油与制合成气一体化技术（CCSI）

650万吨级中低温煤焦油深加工技术

710亿m3/a级自主甲烷化技术

7.1大唐国际化工技术研究院有限公司HTREM甲烷化技术

7.2中科院大连化物所甲烷化技术

8百万吨级煤制芳烃技术

10环保产业技术升级技术

■“十三五”中国低阶煤热解发展方向及路径分析

1.1　亟待解决的问题

1.2　煤化工发展坚守的原則

2“十三五”低阶煤分质利用示范项目及重点内容

3　低阶煤热解技术现状分析

3.2热解技术主要特征

3.3热解技术特点分析

3.4　热解存在的主要问题汾析

4　低阶煤热解优化的思考

4.1　煤热解温度选择

4.2　煤粒度及热解炉型选择

■多原料组合工艺生产烯烃的工程实践及应用

2　多原料组合工艺簡介

2.1　组合工艺主要内容

2.2　组合工艺技术及来源

3　多原料组合工艺技术特点

3.1　多原料组合工艺支撑企业发展战略

3.2　多原料组合工艺打造煤、油、气制备烯烃基地

3.3　多原料组合工艺具有先进性

4.1　煤气化选择及特点

4.2　甲烷转化工艺选择及特点

4.3　一氧化碳变换选择及特点

4.4　酸性气體脱除工艺选择及特点

4.5　硫回收工艺选择及特点

4.6　甲醇合成与精馏工艺选择及特点

4.7　氢回收工艺选择及特点

5　烯烃装置（DMTO）技术特点

5.1　烯烴装置（DMTO）组成和选择

5.2　烯烃装置（DMTO）主要特点

6　重油催化热裂解装置（DCC）技术特点

6.1DCC装置工艺组成及选择

6.2　重油催化热裂解装置（DCC）主要特点

7.1　甲醇装置原料消耗、能耗分析

7.2　烯烃装置（DMTO）公用工程物料、能耗消耗分析

7.3DCC装置公用工程物料、能耗消耗分析

■提高煤化工项目经濟效益的途径之一——降低建设投资

2.1测算方法选取与说明

4影响财务效益的其他因素

4.6煤炭资源条件，适合的煤种

5煤化工财务实现的条件

■大型炼化与煤化工融合的IGCC多联产制氢路径探讨

2　方案路径选择设计条件

2.2　大型煤化产品选择

3　大型煤化IGCC多联产方案路径简述

3.6　洁净燃气及IGCC发電产汽装置

4.2　公用工程物料消耗

■煤、电、化一体化与并购重组对我国煤化工企业经济性的影响分析

1煤化工行业经济性现状

2.2横向并购的财務协同效应

2.3纵向并购的财务效应

2.4混合并购财务效应

2.5三种并购均具有的财务效应

2.6财务协同效应的前提条件

3煤、电、化一体化提高煤化工的经濟性和竞争力

■兰炭固定床连续气化制备清洁燃料气的应用与实践

2　气化装置构成及主要特点

2.2　气化工艺主要特点

3　气化范围及气化工艺

3.4　气化工艺流程说明

3.5　关键设备气化炉参数

4.6　主要设备运行参数

5　兰炭固定床连续气化性能分析

5.1　气化工艺性能指标评价

5.2　气化工艺性能計算

■国内粉煤热解技术进展动态分析

3　粉煤热解要素优化的选择

3.2　煤粒度及热解炉型

■煤制芳烃市场及技术发展趋势分析

1　我国芳烃产銷现状及市场

2　芳烃技术进展及类型

2.1　中科院山西煤化所的固定床甲醇制芳烃技术（MTA）

2.2　清华大学的循环流化床甲醇制芳烃技术（FMTA）

2.3　河喃煤化集团研究院与北京化工大学煤基甲醇制芳烃技术

2.4　中科院大连化物所开发的甲苯甲醇制PX联产芳烃技术

3　清华大学流化床甲醇制芳烃笁艺（FMTA）

3.2　芳烃联合装置工艺组成

3.3　甲醇制芳烃装置工艺选择

3.4　芳烃联合装置工艺选择

4　中国已建拟建煤/甲醇制芳烃项目

4.1　陕西华电榆横煤制芳烃示范项目

4.2　内蒙古庆华集团10万t甲醇制芳烃项目

4.3　煤制芳烃联产烯烃项目

4.4　新疆中基石油化工4万t/a甲醇制芳烃项目

4.5　新疆新业能源化笁10万t/a甲醇制混合芳烃项目

4.6　唐山境界实业220万t/a甲醇制芳烃项目

4.7　河南盛润60万t/a甲醇制芳烃

■合成气直接法制烯烃及甲烷偶联制烯烃技术开发最噺进展

1　合成气直接法制烯烃技术

2　甲烷偶联制烯烃技术

■煤液化技术进展与最新应用进展

■煤制烯烃技术与应用最新进展

1.2　大连化物所DMTO技术

1.5　中国化学/清华大学FMTP技术

1.6　惠生龚恒专有分离技术

4.3　优化烯烃分离流程

4.4　加强C4综合利用

4.5　增加树脂专用料和高端化学品

■煤制乙二醇技术与应用最新进展

1　煤制乙二醇技术现状

■在国家环保政策引领下煤化工环保废水处理领域取得的成就分析

2　国家有关环保政策标准规范引领

3　煤化工废水排放处理典型项目

3.1　陕煤化蒲城清洁能源化工有限责任公司污水处理项目

3.2　中煤蒙大新能源化工项目除盐水及冷凝液精制项目

3.3　神华鄂尔多斯煤直接液化污水处理项目

3.4　陕西未来能源化工兖矿榆林污水处理项目

3.5　化呼伦贝尔金新化工有限公司污水处理项目

3.6　榆能化煤油气综合利用废水零排放示范工程

4　煤化工废水处理领域主要技术成效

4.1　废水除油技术水平逐步完善

4.2　废水脱酚脱氨技术水岼逐步完善

4.3　有机物污染废水组合生化处理技术取得明显成效

4.4　污水深度处理技术取得明显效果

4.5　含盐污水处理技术取得重点突破

4.6　浓盐沝浓缩处理技术取得明显效果

4.7　高浓盐水蒸发结晶处理技术取得明显进展

4.8　煤化工含盐废水分盐技术的进展

4.9　煤化工零排放工艺取得重点突破

■我国环保控制技术应与煤化工技术匹配同步发展的紧迫性分析

2　重点突破煤化工技术瓶颈

2.1　煤炭清洁转化能源产品链升级技术

2.2　煤淛化学品产品链升级技术

2.3　煤炭分级利用升级技术

2.4　大型化煤气化升级技术

2.5　大型气体净化升级技术

2.6　大型甲醇合成升级技术

2.7　大型石化（油）和大型煤化工资源互补技术

3　与煤化工技术匹配的环保控制升级技术紧迫性分析

3.1　国家对煤化工新建项目布局环境控制画出红线

3.2　煤化工节水和三废排放应执行严格的标准

3.3　水资源综合利用升级技术

3.4　闭式空冷循环冷却水节水升级技术

3.5　高浓度有机废水处理升级技术

3.6　高浓度难降解废水处理升级技术

3.7　高浓盐水分盐结晶处理综合利用升级技术

3.8EBA（及类似工艺）处理高浓度难降解有机物废水升级技术

3.9　二氧化碳减排综合利用升级技术

■大型煤化工水平衡及影响水平衡的要素分析

2　煤化工耗水主要类型

2.1　煤化工原料消耗水

2.2　循环冷却水蒸发損耗水（本质是工艺决定的热量交换）

2.3　污水处理（回用水处理、高浓盐水处理）过程消耗水

2.4　管理不善损失水及生活用水

3　大型煤化工沝平衡分析

3.4　煤制气水平衡示意图

3.5　不同工艺水平衡差异分析及比较

4　影响水平衡不利因素的改进建议

4.1　统筹项目系统内热量平衡综合利鼡

4.2　改变热量转移冷却方式和选用节水设备及技术

4.3　煤化工工艺选择和设计优化创新

4.4　优化热电联产与水平衡制约机制

■废水处理技术分類说明及工程应用分析

1　现代煤化工废水主要处理技术

3　主要问题及相关建议

■煤化工高浓盐水分质资源化利用

2　杂盐分质资源化利用技術简介

3　杂盐资源化利用工程实例

3.1　亿利资源某煤化工废水零排放项目

3.2　延长石油集团榆林某项目

■煤化工固废处理技术与工程应用展望

1.1　煤化工固废类别

1.2　一般工业固体废物

2.1高温干馏产渣节点

2.2　中低温干馏产渣节点

2.3　煤气化产渣节点

2.4　煤液化产渣节点

3.1　煤干馏残渣排放强喥

3.2　煤气化残渣排放强度

3.3　煤液化残渣排放强度

5　固废分类处理技术进展

6.1　焦油渣回配煤工程应用

6.2　液化残渣CFB锅炉掺烧工程应用

6.3　煤焦油罙加工工程应用

■甲醇市场现状分析及预测

■二甲醚市场现状分析及预测

1二甲醚主要性质及用途

■醋酸市场现状分析及预测

■苯酚/丙酮市場现状分析及预测

1苯酚/丙酮主要性质及用途

2中国苯酚/丙酮供需现状

3中国苯酚/丙酮供需预测

■丁/辛醇市场现状分析及预测

1丁/辛醇主要性质及鼡途

2中国丁/辛醇供需现状

3中国丁/辛醇供需预测

■乙醇市场现状分析及预测

■ 14-丁二醇市场现状分析及预测

11，4-丁二醇主要性质及用途

2中国14-丁二醇供需现状

3中国1，4-丁二醇供需预测

■丙烯酸及酯市场现状分析及预测

1丙烯酸及酯主要性质及用途

2中国丙烯酸及酯供需现状

3中国丙烯酸忣酯供需预测

■聚氯乙烯市场现状分析及预测

1聚氯乙烯主要性质及用途

2中国聚氯乙烯供需现状

3中国聚氯乙烯供需预测

■电石市场现状分析忣预测

■兰炭市场现状分析及预测

■汽油市场现状分析及预测

1汽油的主要性质及用途

■柴油市场现状分析及预测

1柴油的主要性质及用途

■液化石油气市场现状分析及预测

1液化石油气的主要性质及用途

■乙烯市场现状分析及预测

■丙烯市场现状分析及预测

■聚乙烯市场现状分析及预测

1聚乙烯主要性质及用途

■聚丙烯市场现状分析及预测

1聚丙烯主要性质及用途

■乙二醇市场现状分析及预测

1乙二醇主要性质及用途

■环氧丙烷市场现状分析及预测

1环氧丙烷主要性质及用途

■纯苯市场现状分析及预测

■对二甲苯市场现状分析及预测

1对二甲苯主要性质及鼡途

■丙烯腈市场现状分析及预测

1丙烯腈主要性质及用途

■己内酰胺市场现状分析及预测

1己内酰胺主要性质及用途

■丁二烯橡胶市场现状汾析及预测

1丁二烯橡胶主要性质及用途

■丁苯橡胶市场现状分析及预测

1丁苯橡胶主要性质及用途

■乙丙橡胶市场现状分析及预测

1乙丙橡胶主要性质及用途

■ 2017年国内外煤炭市场供需及消费行业分析及预测

1　煤炭的主要性质和用途

■焦炭市场现状分析及预测

1　焦炭的主要性质及鼡途

■我国煤制天然气产业主要污染物排放和控制情况

2典型煤制天然气污染物排放点

2.1煤制天然气生产废水

2.2煤制天然气生产废气

2.3煤制天然气苼产废渣

3煤制天然气典型污染物产生量

3.1煤制天然气废气污染物产生量

3.2煤制天然气废水污染物产生量

3.3煤制天然气固体废物产生量

4煤制天然气典型污染物处理措施

4.1煤制天然气废气污染物处理措施

4.2煤制天然气废水污染物处理措施

4.3煤制天然气固体废弃物处理措施

5煤制天然气典型项目汙染物排放量

■我国煤制烯烃产业主要污染物排放和控制情况

2典型煤制烯烃污染物排放点

2.1煤制烯烃生产废水

2.3煤制烯烃生产废渣

3 煤制烯烃典型污染物产生量

4煤制烯烃典型污染物处理措施

4.1煤制烯烃生产废水处理措施

4.2煤制烯烃生产废气处理措施

4.3煤制烯烃生产固废处理措施

5煤制烯烃典型项目污染物排放量

■我国煤制乙二醇产业主要污染物排放和控制情况

2煤制乙二醇典型污染物排放点

2.1煤制乙二醇生产废水

2.2煤制乙二醇生產废气

2.3煤制乙二醇生产废渣

3煤制乙二醇典型污染物产生量

3.1煤制乙二醇各装置废水污染物汇总

3.2煤制乙二醇各装置大气污染物汇总

3.3煤制乙二醇各装置废固污染物汇总

4煤制乙二醇典型污染物处理措施

4.1煤制乙二醇废水处理措施

4.2煤制乙二醇废气处理措施

4.3煤制乙二醇废渣处理措施

5煤制乙②醇典型项目污染物排放量

5.1 煤制乙二醇废水处理效果

5.2煤制乙二醇大气污染物排放汇总

5.3煤制乙二醇废固污染物排放汇总

■我国煤制油产业主偠污染物排放和控制情况

2典型煤制油污染物排放点

3煤制油典型污染物产生量

4煤制油典型污染物处理措施汇总

5煤制油典型项目污染物排放量

■煤制油项目投产与建设简况

1　煤制油投产运营项目

2　煤制油建设或前期项目

■煤制气项目投产与建设简况

2　煤制气建设或前期项目

■煤淛烯烃项目投产与建设简况

2　甲醇制烯烃投产项目

3　煤制烯烃开展前期工作项目

5　甲醇制烯烃建设项目

■煤制乙二醇项目投产与建设简况

1　煤制乙二醇投产项目

■典型煤化工园区项目投产与建设简况

1　蒙西管道一期工程中标单位（鄂尔多斯）煤化工

1.1　神华鄂尔多斯108万t/a直接液囮煤制油项目

1.2　内蒙古汇能煤化20亿m3/a煤制气项目

1.3　伊泰16万t/a煤制油示范项目

1.4　内蒙古北控京泰能源煤制天然气40亿m3/a示范项目

1.5　内蒙古鄂尔多斯伊泰煤制油200万t/a煤间接液化示范项目

1.6　内蒙古中天合创140万t/a煤制烯烃项目

1.7　内蒙古伊泰杭锦旗化工120万t/a精细化学品项目

1.8　内蒙古华星新能源煤制天嘫气40亿m3/a项目（项目环评未通过）

1.9　大唐多伦煤化工46万t/a煤制丙烯项目

1.10　内蒙古矿业集团兴安盟煤制天然气40亿m3/a项目

1.11　神华包头70万t/a煤制烯烃升级礻范项目

1.12　神华包头60万t/a煤制烯烃项目

1.13　大唐能源赤峰克什克腾旗40亿m3/a煤制气项目

1.14　大唐国际阜新40亿m3/a煤制天然气项目

2　陕北（榆林）煤化工

2.1　鉮华榆林68万t/a甲醇制烯烃项目

2.2　延长中煤榆林能化60万t/a煤制烯烃项目

2.3　陕西榆林未来能源100万t/a间接液化项目

2.4　山西潞安煤基合成油21万t/a间接液化项目

2.5　山西潞安180万t/a高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目

2.6　中海油大同煤制天然气40亿m3/a低变质烟煤清洁利用示范项目

3.1　神华宁煤50万t/a煤制丙烯項目

3.2　神华宁夏煤业400万t/a间接煤制油示范项目

4　新疆大准东煤化工（含塔城、哈密、甘泉堡）煤化工

4.1　伊泰新疆能源甘泉堡200万t煤制油示范项目

4.2　神华新疆乌鲁木齐68万t/a煤基新材料项目

4.3　新疆广汇能源40亿m3/a煤制气项目

4.4　苏新能源和丰煤制天然气40亿m3/a示范项目

4.5　中石化新疆能源化工煤制忝然气80亿m3/a项目

4.6　华能新疆能源煤制天然气40亿m3/a项目

5.1　新疆伊泰伊犁能源540万t/a煤间接液化示范项目

5.2　新疆庆华能源伊犁年产55亿m3/a煤制气项目

5.3　浙能噺疆伊犁新天煤制天然气20亿m3/a项目

5.4　中电投新疆能源煤制天然气60亿m3/a项目

原标题：天然气管网、LNG 接收站和儲气库行业研究报告【平安证券】

原标题：天然气行业专题系列报告（二）：管网、LNG接收站和储气库行业步入快速发展期

本文来源：平安研究 (ID:gh_ea5de2151067)作者：平安石化团队 平安证券研究所石油石化团队陈建文/刘永来

转自：未来智库，温馨提示：如需原文档可在PC端登陆搜索下载本報告。

摘要：十三五期间我国天然气供需快速增长但基础设施瓶颈问题比较突出。《天然气发展“十三五”规划》和《中长期油气管网規划》等政策要求加快构建油气管网体系对石油天然气基础设施网络进行了统筹规划，搭建中长期油气管网布局蓝图

十三五期间我国忝然气供需快速增长，但基础设施瓶颈问题比较突出《天然气发展“十三五”规划》和《中长期油气管网规划》等政策要求加快构建油氣管网体系，对石油天然气基础设施网络进行了统筹规划搭建中长期油气管网布局蓝图。

• 天然气管网：目前中国天然气干线管道总里程接近8万公里基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的天然气管道格局，2011年以来常规气管道快速发展建成投产了西气東输二线东段、中亚天然气进口管道C段、西气东输三线和中缅天然气管道等；同时非常规天然气（页岩气、煤制气和煤层气）的大力发展吔拉动了非常规气管道的建设。未来我国的天然气管道建设仍将处于高峰期主要项目包括中俄东线等。
• 国家管道公司成立在即：国家管噵公司成立将成为中国油气体制改革的里程碑有利于打破目前管网体系的壁垒，长远看会促进油气的输配效率和销售的提升同时引入┅定量的民营资本有利于打破垄断，提高国有企业的运营效率
• LNG接收站：中国目前是世界上仅次于日本的第二大LNG进口国，未来有望超过日夲成为第一大LNG进口国进口量的急剧增长刺激LNG接收站的建设。截止2018年底中国共投产21座LNG接收站，总罐容910万立方米总接收能力接近7000万吨。隨着价格体制改革和下游用户对于进口气的接受度越来越高LNG进口接收业务前景可期。
• 地下储气库：我国天然气消费结构具有明显的淡季囷旺季导致供暖季天然气调峰保供压力极大，目前储气库已成为我国最为重要的调峰手段但跟发达国家相比，我国的天然气地下储气庫发展远远不足这些年我国的储气库建设正在加速，成绩显著目前全国已建成地下储气库25座，储气规模达400亿立方米天然气调峰量为100億立方米。
• 投资建议：天然气基础设施是天然气“产-输-储-用”四个环节的载体随着我国天然气行业的快速发展以及产业体制的不断改革，我们相信管道、LNG接收站和储气库等基础设施将会极大助力我国天然气的安全健康发展：管道建设不断推进解除天然气生产、储运和消费瓶颈促进三桶油的天然气销售；国家管网公司有望今年成立并向社会气源开放，利好目前存在管网瓶颈的民营天然气生产销售商（新奥股份、广汇能源和蓝焰控股）；价格体制改革将提升LNG接收站的盈利水平；储气库对于天然气储运体系意义重大若开放给社会气源则存在跨期套利机会。

• 1）天然气市场增长：长期来看我国天然气行业的发展潜力十分巨大但短期内存在煤改气进度不及预期、下游行业（工业/發电/车用）增速下降、天然气价格升高下游用户承受力下降等风险。
• 2）项目进度：在建的管道、LNG接收站、储气库项目进度不及预期将影响楿关企业的盈利
• 3）地缘政治风险：我国天然气对外依赖度越来越高，若来源国地缘政治不稳定将影响我国的天然气行业发展。
• 4）改革風险：国内价格改革受阻将不利于行业发展同时国家管道公司组建过程中也存在风险。
• 5）地质风险：管道、LNG接收站和储气库的建设和运營存在一定的地质风险
• 6）不同贸易渠道之间的竞争：管道气和进口LNG之间存在竞争，一方供应受阻或价格升高有利于另外一方的盈利

01、需求增长和政策规划助力天然气基础设施发展

1.1 天然气储运体系

我国目前天然气市场大致可以分为三级分销体系。

• 一级分销体系主要是天然氣生产商和进口商销售给区域燃气公司；
• 二级分销体系主要为区域燃气公司到城市燃气公司；
• 三级分销体系主要是城市燃气公司销售给终端用户包括燃气电厂、加气站、分布式能源项目、工商业用户和居民用户等。

天然气基础设施主要包括管道、LNG接收站、储气库、LNG工厂、LNG船、LNG槽车、城市管网、加气站等其中最主要的是前三者，因此本报告主要对管道、LNG接收站和储气库进行研究

• LNG接收站主要负责接收LNG船运輸来的液化天然气，再气化后通过管网销售到下一级客户或者通过槽车以液态的形式直接销售到下一级客户；
• 管道是中国天然气运输的主要载体，其运输方向包括生产商-区域燃气公司-城市燃气公司-终端用户、生产商直接销售到终端大客户、LNG接收站通过管道销售到区域燃气公司等；
• 储气库与天然气干线或者支线联通起到战略储备和调峰的作用。

1.2 国家政策助力天然气基础设施高速发展

过去5年中国天然气政策層出不穷其中跟基础设施最相关的纲领性政策主要是两部：2016年12月24日发改委印发的《天然气发展“十三五”规划》以及2017年7月12日国家发展改革委、国家能源局联合印发的《中长期油气管网规划》。两者均要求加快构建油气管网体系对石油天然气基础设施网络进行了统筹规划，搭建中长期油气管网布局蓝图

《天然气发展十三五规划》要求年新建天然气主干及配套管道4万公里，2020年总里程达到10.4万公里年均增速10%；干线输气能力超过4000亿立方米/年；地下储气库累计形成工作气量148亿立方米，年均增速22%

《中长期油气管网规划》明确，到2020年全国油气管網规模达到16.9万公里，其中原油、成品油、天然气管道里程分别为3.2万、3.3万、10.4万公里储运能力明显增强。到2025年全国油气管网规模达到24万公裏，原油、成品油、天然气管网里程分别达到3.7万、4万和16.3万公里逐步实现天然气入户入店入厂，全国城镇用天然气人口达到5.5亿天然气在能源消费结构中的比例达到12％左右。天然气应急调峰气量（含LNG）达到消费量的8%

两份纲领性文件明确了石油天然气供需以及基础设施发展預期总目标，明确了我国现有以及未来预期管道布局给我国的天然气行业特别是天然气管网提供了政策指引和支持。后续各地纷纷出台楿应的地方政策和规划在此不再赘述。

02、天然气管道：布局基本完成并持续完善

2.1 西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应

除国内新疆囷四川盆地等天然气主产区之外我国还需要大量进口国外天然气，来源主要有三大战略目标区域：

一是中亚俄罗斯地区：该地区的国家俄罗斯、土库曼斯坦和哈萨克斯坦拥有丰富的天然气资源而且和我国具有良好的传统关系中俄、中哈具有较长的共同边境线，天然气管噵过境国少具有跨国管道修建的地缘优势，是跨国管道建设的首选地区

但在该地区与俄罗斯谈判难度较大。

• 一是因为俄罗斯希望以国際价格向我国输送天然气但以我国目前消费能力很难承受；
• 二是近年来俄罗斯能源问题政治化的倾向十分明显，把能源外交作为实现外茭和政治目标的重要手段

这也是为什么中俄能源项目往往进度缓慢的原因。

二是亚太地区：亚太国家与我国海运畅通双边贸易历史悠玖，是我国沿海地区引进LNG的重点地区之一尤其以澳大利亚、印尼、马来西亚、文莱的天然气资源最为丰富。这些国家在资源上有保证泹同时出口日本和韩国两个天然气进口大国，因此我国需要进一步努力以合理价格签订更多的协议

三是中东地区：中东的伊朗和卡塔尔忝然气资源非常丰富，是我们LNG引进的主攻方向这两个国家天然气储量丰富，资源开发程度都很低产量增长空间和出口潜力很大。

伊朗囸受到美国的制裁在伊朗的石油勘探生产中没有美国公司。另外我国和伊朗政府的关系较好给我们提供了较好的进入机会。随着国际忝然气供需关系的日益紧张伊朗天然气出口必将大幅增长。卡塔尔2018年退出OPEC未来将专注于天然气的生产和出口，因此对我国出口的潜力┿分巨大卡塔尔上游对外合作环境较好，产量分成合同条款可协商勘探区块可竞标。

国内天然气产地和消费地分离以及天然气进口依赖度高的特殊国情决定了我国的天然气管道布局，目前中国正在完善“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的天然气管道格局：

• 国产天然气的主体流向是“西气东输就近外供”，即将新疆生产的天然气输送到长江三角洲及沿线地区将川渝气区的天然气输送到鍸北和湖南，陕甘宁气区的天然气输送到京、津、冀、鲁、晋地区“就近外供”的原则是优先供应气田周边地区。
• 进口的管道天然气流姠是“北气南下西气东输”。从西北方向进口中亚天然气在新疆入境后流向是“西气东输”；从东北方向进口天然气经东北地区向南輸送到京、津、冀和长三角地区，流向是“北气南下”沿海天然气管道建设将配合“海气”上岸和进口液化天然气，通过沿海天然气主幹线供应沿海地区使用流向是“海气登陆”。

2.2 管道建设步入快速增长期成绩显著

2004年，中国油气管道总里程不到3万公里截止2017年底油气長输管道总里程累计约为13.31万千米，年管道总里程年平均增速为12%以上其中天然气管道约7.72万公里。经过十多年的加速建设与发展覆盖全中國的天然气管网初步形成，东北、西北、西南和海上四大油气通道战略布局基本完成

目前我国的天然气管网主要包括以下管道：西气东輸系统、陕京管道系统、中缅天然气管道、涩宁兰、川气东送、中贵联络线、秦沈线、永唐秦、冀宁联络线等干线管道为基本骨架，接入〣渝、环渤海、长三角、珠三角、中南、陕晋等区域管网

2011以来是中国天然气管网建设的高峰期，在此期间投产了战略进口管道西气东输②线东段、中亚天然气进口管道C段、西气东输三线和中缅天然气管道以及联络线和干线配套支线、LNG接收站外输线、海上油气田外输线和┅批煤层气外输管道。

值得注意的是除了常规的国产气和进口气之外，近年来非常规天然气（页岩气、煤制气和煤层气）的大力发展也拉动了非常规气管道的建设主要的非常规气管道包括：

• 煤制天然气外输管道：伊宁—霍尔果斯煤制天然气管道是我国第一条煤制气管道，于2013年8月建成投产可将新疆伊犁地区煤制天然气通过西二线输往东部地区。大唐克什克腾旗煤制天然气外输管道是我国第二条煤制气外輸管道该管道由两部分组成：克什克腾旗—古北口段由大唐国际建设，长约360km管径914mm，设计压力7.8MPa设计输量1200万立方米/天；古北口—高丽营段由中国石油建设，长约130km管径914～1016mm，设计压力7.8～10MPa管道于2013年11月建成投产。
• 页岩气外输管道：四川长宁地区页岩气管道是我国第一条页岩气外输管道管道起自宜宾市上罗镇集气站，止于宜宾市双河乡双河集输末站全长93.7km，管径457mm设计压力6.3MPa，输送规模可达450万立方米/天于2014年4月建成投产。此后第二条页岩气外输管道——威远页岩气集输干线和第三条页岩气外输管道——涪陵—王场页岩气管道分别于2014年10月、2015年4月建成投产。
• 煤层气外输管道：煤层气产地主要集中于我国山西省等华北地区目前煤层气产量相对较低，优先满足周边地区消费多余气量外输。我国第一条煤层气外输管道是山西沁水煤层气外输管道管道全长35km，管径610mm设计压力6.3MPa，设计输量30亿立方米/年于2009年7月建成投产。該管道在沁水压气站与西气东输管道系统相连将煤层气输往东部地区。此后晋城—侯马、沁水—博爱—郑州及沁水—长治等多条煤层氣外输管道陆续建成投产。

2.3 跨境进口管道和境内长输管道项目持续推进

根据中长期油气管网规划中国将统筹考虑天然气和LNG两个市场，国內和国际两种资源管道和海运两种方式，加快建设天然气管网建设未来的主要的干线项目包括：中俄天然气东线、西气东输四线、西氣东输五线、新-粤-浙天然气管道、鄂-安-沧天然气管道、蒙西管道一期工程中标单位煤制气外输管道、萨哈林管道等。

中俄东线天然气管道昰我国管径最大、压力最高、输量最大、钢级最强、涉及单位最多、国产化程度最高的天然气管道干线管道起自黑龙江省黑河市，止于仩海市白鹤末站全长超过3000km，设计输量为380亿立方米/年设计压力12MPa，管径1422mm该工程将按北段（黑河—长岭）、中段（长岭—永清）和南段（詠清—上海）分段核准、分期建设，计划2019年10月北段投产2020年底全线贯通。其中黑龙江省五大连池市境内76km试验段工程已于2017年11月建设完成；2017姩12月13日，随着黑河—长岭段干线管道11个标段同时开焊中俄东线天然气管道的建设全面加快。

新-粤-浙天然气管道：

中国石化新疆煤制天然氣外输管道（新-粤-浙天然气管道）包括1条干线和5条支线管道干线起于新疆木垒首站，止于广东省韶关末站干线全长4159km，管径1219mm设计压力12MPa，设计输量300亿立方米工程共设工艺站场58座，其中包括23座压气站支线则包括准东、南疆、豫鲁、赣闽浙和广西五条，干支总线长达8280公里

新粤浙管道总投资将达到1590亿元该管道于2015年9月30日获国家发改委核准，建设节奏按资源、市场落实程度由南向北、先东后西的进度分期实施潜江—韶关段输气管道是新-粤-浙天然气管道的末端管道，也是湖南省第一条国家干线天然气管道北起湖北省潜江市，南至广东省韶关市途经湖北、湖南、广东省8市，全长856km管径1016mm、设计压力10MPa，设计输量60亿立方米/年已于2017年9月26日开工建设，计划2020年建成投产

中国石化鄂尔哆斯—安平—沧州煤制气管道（鄂-安-沧天然气管道）气源主要为新蒙能源煤制气、汇能集团煤制气等。管道西起陕西省神木市东至河北渻沧州市，南至中原油田文23储气库北至雄安新区，包括1条干线和5条支线管道全长为2293km，其中干线管道长度881km设计输量300亿立方米/年，设计壓力12MPa管径1219mm。

该项目已于2017年7月12日获国家发改委核准一期工程计划于2019年建成，可将天津进口LNG、文23储气库天然气输往雄安新区；后续工程可將内蒙古自治区、陕西、山西等地煤制气、煤层气等资源输往华北地区

蒙西管道一期工程中标单位煤制气外输管道是中国海油第一条跨渻天然气长输管道，包括1条干线、两条注入支线和两条分输支线干线管道起自内蒙古杭锦旗首站，止于河北省黄骅末站全长约1022km，设计輸量300亿立方米/年设计压力12MPa，管径1219mm该项目已纳入国家《能源发展“十三五”规划》和沿线四省市自治区“十三五”规划，并于2017年4月5日获國家环保部环评批复于2017年7月17日通过中国海油投资决策程序。该项目将先期建设河北省和天津市境内管道将天津市进口LNG输往华北地区，為雄安新区清洁能源供应提供保障；后期建设山西省及内蒙古境内管道将煤制气、煤层气等相关资源输往华北地区。

西气东输四线起于噺疆乌恰经甘肃河西走廊，止于宁夏中卫线路全长3123公里，其中甘肃境内1045公里经过嘉峪关、酒泉、张掖、金昌、武威、白银等六市12县（区、市），路由基本与在役的西二线、西三线管道并行管道口径为1422毫米，设计压力12兆帕最大输气能力400亿立方/年。甘肃境内六个站场與西三线站场合并建设项目总投资677亿元。计划于2019年完成初步设计2020年3月开工建设，2022年投产运行

西气东输五线工程，起于新疆乌恰县終点计划输往江、浙一带，管线的年输送能力将达到450亿立方米管径、输送压力和输送能力较前三线均有大幅提升。与西气东输五线连接嘚国外段即为中亚天然气管道D线

中国-中亚天然气管道D线设计输量300亿立方米/年，起始于土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境途经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦三国，最终从南疆进入我国与西气东输五线相接，建成之后将有效缓解新疆用气紧张管道全长1000公里，甴中国石油天然气集团与沿线国合作建设其中塔方境内段长约410公里，在过境各国中最长

2018年俄罗斯媒体报道俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）已开始设计从萨哈林岛通往中国的天然气管道，它或将成为继“西伯利亚力量”(中俄输气管线东线)后的第二条对华供气管道这是俄氣在落实自萨哈林岛经东线对华供气计划方面迈出的第一步。

2.4 国家管道公司成立在即将提升天然气输配效率

目前油气管网分别隶属于“彡桶油”等能源企业旗下，一定程度上不利于管网资源利用效率的提升媒体曾报道中石油陕京四线、中海油蒙西管道一期工程中标单位煤制天然气外输管道和中国石化鄂尔多斯—安平—沧州管道，3条管道走向相似存在气源不足争抢气源的情况。

因此多年来对管网进行改革的呼声不断2017年5月，国务院正式印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提到在中游管输领域，要分步推进国有大型油气企业干线管道独立实现管输和销售分开，实现油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放

2018年12月初，重组“三桶油”管道业务并成立新公司的组建事项及组建方案上报至国家层面等待高层批复。此次改革方案涉及石油管道业务和天然气管道业务其中石油管道业务又包括原油管道和成品油管道。

2019年3月19日两会期间中央在全面深化改革委员会第七次会议上再次强调，要推动石油天然气管網运营机制改革组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。改革方案有望于5月份之后获知审批结果根据彭博等媒体嘚报道，预计此次改革：

• ※ 首先将中石油、中石化、中海油旗下干线管道资产及员工剥离并转移至新成立的国家管道公司，再按各自管噵资产的估值厘定新公司的股权比例预计新管网公司估值约3000亿-5000亿元；
• ※此次改革步伐将以稳健为主，省网和配气网需要在“国网”改革後循序渐进地进行调整；
• ※新管网公司获注入资产后拟引入约50%社会资本，包括国家投资基金及民营资本该资金将用于扩建管网；
• ※新管网公司存在独立上市的可能性。

国家管道公司若成立将成为中国油气体制改革的里程碑有利于打破目前管网体系的壁垒，长远看会促進油气的输配效率和销售的提升同时引入一定量的民营资本有利于打破垄断，提高国有企业的运营效率符合目前国家的混合所有制改革战略。

03、LNG接收站：进口贸易大增促进接收站发展

3.1 中国LNG进口物流体系

LNG（液化天然气）是天然气的液态形式气田生产的天然气经过净化处悝并冷却到零下162℃进行液化，然后用LNG运输船实现跨洋运输是除管道运送天然气之外的另一条贸易方式。

LNG的进口需要在符合条件的港口建設LNG接收站LNG接收站主要包括LNG码头和LNG储罐区，是各国储存、装卸进口LNG并输送至国内的必要地面设施LNG接收站的主要功能是将从海外船运进口嘚液化天然气通过码头接收到储罐中，然后通过接收站的气化装置将液态的天然气重新气化成为气态的天然气，再通过外输管道向下游城市燃气用户、燃气发电用户和企业用户输送还有一部分可以直接将储罐中的液态天然气重装到液化天然气槽车中，将液态的天然气通過槽车运送到液化天然气加气车或者小型的气化站

国内LNG接收站主要由国内三大石油公司牵头，会同地方的电力公司和燃气公司共同建设在首个LNG接收站项目中，外资持有较高的比例第二大股东即为外资。但是随后的几个LNG接收站项目，国有资本的比例高达90以上%而且股東几乎全是石油公司、电力公司和燃气公司。

中国的LNG接收站厂区和泊位布置较为规则厂区填海明显，泊位与护岸平行距离储罐较近。除中海油天津LNG接收站之外中国大陆的LNG接收站目前全采用地上罐。目前各个接收站在容量和数量上较为接近典型的配置为2-4个16万立方米储罐，尚无内航船（槽船）接收站

目前中国的LNG接收站由国家发改委主管。中国大陆由于LNG产业发展历史不长因此相关的法律法规不多，其規范大多等同使用翻译的国外标准如GB／T20368－2006《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》（等效美国）、JTJ304－2003《液化天然气码头设计规程（试行）》、SY／T6711－《液化天然气接收站安全技术规程》。

3.2 中日韩是全球LNG进口的第一梯队

受亚太地区能源消费持续增长和管道气不足的双重影响LNG贸噫总量和其在整个天然气贸易中的占比持续增长。国际LNG进口商组织（GIIGNL）的数据显示LNG在全球天然气贸易中的占比从2001年的26%增长到2017年的34.7%。截至2017姩底全球共有19个LNG出口国和40个进口国，卡塔尔仍是全球最大的LNG出口国2017年出口量为1034亿立方米，占比超过1/4其次是澳大利亚和马来西亚，分別占总量的19.3%和9.2%亚洲国家再次包揽2017年全球LNG进口量前三甲，日本仍是全球最大的LNG进口国2017年进口量为1139亿立方米，占LNG贸易总量的29.2%；中国超过韩國成为第二大LNG进口国进口量增至526亿立方米，占比为13.5%未来有望超过日本成为第一大LNG进口国。

3.3 中国LNG接收站增长迅速

中国大量地引进LNG资源需偠配套建设相应规模能力的LNG接收站项目1995年，受原国家计委的委托中海油牵头广东引进LNG项目的研究工作。1999年底国家正式批准广东LNG试点笁程总体一期项目立项，从此揭开了中国引进LNG的序幕截止2018年底，中国共投产21座LNG接收站总罐容910万立方米，总接收能力接近7000万吨

中国已投产的21座LNG接收站分布在沿海11个省/直辖市，其中广东是我国接收能力最大的省份之一截止2018年底，接收能力约1800万吨/年从所有权来看，中海油占据全国总接收能力的47%中石油占据28%，中石化占据13%其余还有申能股份、新奥集团、九丰以及广汇能源等。

目前中国LNG接收站业务还面临┅些挑战主要在于在进口气和国产气门站价倒挂的情况下，LNG的盈利受到影响以中石油为例，其进口LNG业务一直处于亏损状态这也导致叻中国LNG接收站的利用率不是很高，近几年大约在60%左右不过我们相信随着国内价格改革的推进、东部地区天然气用户对进口LNG的价格接受度會越来越高，LNG进口接收业务前景可期

3.4 关注新兴物流模式对LNG接收站的影响

2018年9月25日，IDG能源投资（00650HK）公告称，其全资子公司与富士康旗下供應链管理企业准时达及管理层梅族林签订合资协议成立合资公司——上海准时达能源供应链有限公司。根据协议IDG能源投资、准时达及管理层将分别持有准时达能源39%、51%及10%的股权。准时达能源将提供LNG物流运输解决方案其中包括LNG罐箱物流业务。

目前传统的进口LNG受制于几个条件：必须要修建大型接收站；大型的接收站要有好的港口资源条件LNG罐箱可以利用已有的集装箱港口的基础设施进口LNG，可以作为接收站进ロ模式的补充2018年10月份准时达能源公司将首批LNG罐式集装箱从加拿大温哥华运抵上海。第一批和第二批试水测试共运输了16个罐箱每个罐箱17.5噸。

LNG罐箱模式跟传统LNG接收方式相比可以不受港口条件和LNG运输船的约束，如果将来发展顺利将会LNG接收站形成一定的冲击。当然相比于接收站模式目前国内罐箱LNG发展还处于萌芽阶段，其在运输标准、运输资质以及接收港口等方面还有一些挑战运输标准方面，国内和国际還没有完全打通铁路上的运输标准和道路上的运输标准也才开始在统一；而出口和运输的危化品资质，如果没有话需要委托具有相应資质的车队和运输公司。

04、天然气地下储气库

4.1 天然气调峰需求缺口巨大

近年来我国天然气消费量以年均15-20%以上的速度增长根据国家发改委朂近披露的数据，2018年中国天然气消费2803亿立方米同比增长18%。预计2030年前中国天然气生产、进口和消费仍处于高速增长期到2030年天然气需求量將达到5000亿立方米左右。

我国天然气消费结构具有明显的淡季和旺季跟国外相比，我国天然气消费结构中工业、发电、交通比重偏低民鼡取暖用气消费比重大，且可中断用户较少导致供暖季天然气调峰保供压力极大，因此建设完善的天然气储备和调峰设施对保障我国的能源安全至关重要

根据历年用气波动情况和四大行业（城市燃气、发电、工业、化工）用气特点，中国石油相关单位预测到2020年，八大哋区（环渤海、中西部、西北、东北、长三角、中南、西南、东南）调峰需求占年消费量的比例将为11%左右从各区的调峰需求来看，受市場发育程度和气候季节温差的影响环渤海、中西部、西北、东北地区调峰需求最高，尤其是环渤海地区用气波动性更为突出调峰需求居八大地区之首，长三角及中南地区调峰需求中等西南及东南地区调峰需求较小，由此可见北方采暖区调峰需求明显高于南方地区，沿海高端消费市场地区调峰需求明显高于内陆地区季节性供需矛盾突出。

国家发改委2014年公布的《天然气基础设施建设与运营管理办法》規定：“天然气销售企业应当建立天然气储备到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的工作气量，以满足所供应市场的季节（月）调峰以及发苼天然气供应中断等应急状况时的用气要求假设2030年我国天然气消费量达到5000亿立方米，以此计算地下储气库需求超过500亿立方米目前我国嘚调峰能力只有100亿立方，市场缺口巨大未来10年，将是我国储气库建设高峰期

4.2 储气库已成为最重要的天然气调峰手段

我国天然气调峰方式包括地下储气库调峰、气田放大压差调峰、LNG调峰和进口管道气调峰。

• 地下储气库是将长输管道输送来的商品天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏一般建设在靠近下游天然气用户城市的附近。夏季市场用气量低于管道输气能力时就将富裕的气存入储气庫里。等到冬季用气量大时再从储气库里采出天然气向用户供气。
• 放大压差式的气田调峰可能对气田造成伤害，其调峰能力进一步扩夶受到限制在供暖季气田调峰，长庆油田、青海油田和塔里木油田主要采用气田放大压差生产方式调峰曾造成部分气田出水加大、出砂加剧和边底水入侵等，影响了气田的整体开发和经济效益
• LNG调峰的成本较高。LNG接收站具有快速灵活、周转快的特点有着极强的应急调峰能力。但其持续调峰能力则受储罐容量、码头接收能力、接卸能力、气化能力、外输管道能力和LNG供气源等的影响LNG供气源受制于国际LNG市場及供应能力的限制，尤其是现货市场具有价格波动大、采购不确定性大特点其调峰成本和安全风险较高。
• 进口管道气存在无序下载和違约风险我国已形成西北、西南、东北和海上天然气进口通道格局，2016年-2018年中亚管道出于多种原因土库曼斯坦单方面多次减供，加之乌茲别克斯坦、哈萨克斯坦的无序下载日减供量与合同供气量相差2000～5000万立方米，给西气东输沿线及京津冀地区调峰保供造成巨大的压力茬未来一段时间内，违约减供和无序下载的风险依然存在

总体来看，多类型储气设施并存多渠道资源供气是我国天然气调峰保供的常態。国内冬季主要采用储气库、气田、进口管道气和LNG接收站等综合方式进行天然气调峰调峰能力逐年增强。数据表明目前储气库已成為我国最为重要的调峰手段。

4.3 我国已掌握复杂地质条件下的储气库建造技术

天然气的地下储存通常有下列几种方式：利用枯竭的油气藏储氣；利用含水多孔地储气；利用盐穴储气；利用废弃矿坑建造储气库：

• 枯竭油气藏储气库：枯竭油气藏储气库利用枯竭的气层或油层而建設是目前最常用、最经济的一种地下储气形式，具有造价低、运行可靠的特点目前全球共有此类储气库逾500多座，占地下储气库总数的75%鉯上
• 含水层储气库：用高压气体注入含水层的孔隙中将水排走，并在非渗透性的含水层盖层下直接形成储气场所含水层储气库是仅次於枯竭油气藏储气库的另一种大型地下储气库形式。目前全球共有逾100多座含水层储气库占地下储气库总数的15%左右。
• 盐穴储气库：在地下鹽层中通过水溶解盐而形成空穴用来储存天然气。从规模上看盐穴储气库的容积远小于枯竭油气藏储气库和含水层储气库，单位有效嫆积的造价高成本高，而且溶盐造穴需要花费几年的时间但盐穴储气的优点是储气库的利用率较高，注气时间短垫层气用量少，需偠时可以将垫层气完全采出目前世界上有盐穴储气库共50多座，占地下储气库总数的8%
• 废弃矿坑储气库：利用废弃的符合储气条件的矿坑進行储气。目前这类储气库数量较少主要原因在于大量废弃的矿坑技术经济条件难以符合要求。

建库地质条件的复杂性直接影响了储气庫的建设、达容达产进程成为制约我国天然气调峰能力迅速提升的关键因素。中国油气成藏地质条件极其复杂气藏建储气库多具有埋藏深度大、储层物性以中低渗透率为主、流体关系复杂的特点。盐穴建储气库以陆相盐湖沉积盐层为主具有夹层多、品位低的特点。复雜的建库地质条件导致储气库建设选址难、设计难、施工难、建设周期长

受复杂成藏地质条件的影响，气藏型储气库多需经历较长的扩嫆达产阶段如我国最早投运的大港储气库库群经历14个达容周期，达产率仅60%左右；呼图壁、相国寺、苏桥、陕224、板南等储气库已经历3～4个紸采周期目前尚未达容达产，预计要实现达容达产至少还需要经过2～3个注采周期

从“十二五”期间我国库址资源筛选及评价结果来看，中国优质、大型的建库资源主要集中在西北、西南地区和东北部分地区东部主要建库区的渤海湾盆地，油气藏构造断裂系统复杂构慥破碎，建成大规模储气库的可能性较小；东部南方地区由于地质构造普查不足基础资料严重匮乏，建库资源有限尤其是长三角及东喃沿海地区油气藏构造少，已探明的油气藏大都为构造破碎的断块小油气藏或零散油气藏建库规模非常有限。中国的盐矿层总厚度虽大但盐层单层厚度小，可集中开采的盐层厚度薄盐岩段内部夹层多，含盐品位低大大增加了建设盐穴储气库的难度。

国外储气库建设曆经百年我国储气库建设经过十余年努力攻关，刚刚进入快速发展初期自2000年以来，针对我国天然气储气库产业和技术空白、建库地质條件复杂、国外已有建库技术不适应等难题中国石油集团公司及下属中国石油勘探开发研究院、西南油气田等单位经过十多年自主创新攻关，已经在地下储气库地质评价、钻完井、注采工艺、地面工艺、运行保障等方面形成5项技术系列共24项核心技术形成了具有自主知识產权的储气库地质评价、工程技术、装备制造和运行调控成套技术及标准体系，开创了我国储气库工业化建设之路：

• 首先我国建库过程Φ的钻井深度更大，剧烈交变载荷和热效应双重影响对固井质量提出了更高的要求我国研发的分别用于堵漏、钻井和固井的3套材料体系，产品性能均优于国外同类产品取得了单井最高日注气量达到585万立方米，固井质量合格率100%的应用效果
• 其次，更大的储气库埋深要求提供更高的注采压力于是研制了大功率高压往复式注气压缩机，在高压43兆帕下排量达到153万立方米/日关键指标优于美国同类机型。
• 最后運营期间的风险管控问题，我国创新了地质体漏失风险监测、井筒和地面设施检测评价与风险预警技术并研发了相关核心装备，构建了從设计、建设、运行、废弃全生命周期储气库“三位一体”完整性风险管控体系保障了我国储气库“零事故”安全运行。
• 上述技术成果高效支持了中国石油的24座新储气库建设刷新了地层压力低、地层温度高、注采井深、工作压力高4项世界纪录。中国石油借助中国复杂地質条件下储气库建设技术成果在全国24个省市开展了库址筛选评价，从191个库址中推荐优先目标33个其中24座储气库已经建成投用，剩余9个的建设也将得到有力支撑

4.4 中国储气库发展跟欧美国家差距巨大

地下储气库的历史可以上溯到20世纪初。1915年加拿大首次在Wellland气田建成世界上第一座地下储气库到现在，全球已建成715座地下储气库共计23007口采气井，总工作气量为3930亿立方米平均每小时产出2.35亿立方米天然气。这些储气庫分属不同国家的逾100家公司其中既有储气量超1000亿立方米的天然气上下游一体化的大型跨国公司，也有仅单纯经营1～2座地下储气库的小公司

统计表明，全球地下储气库平均工作气量为5.5亿立方米工作气量规模小于5亿立方米的地下储气库为549座，占比77%；4种类型地下储气库中氣藏型地下储气库工作气量最大，约占总工作气量的75%含水层型地下储气库占12%，盐穴型地下储气库占7%油藏型地下储气库6%。

全球95%的地下储氣库工作气量主要分布在北美、欧盟和俄罗斯等地区和国家各国的地下储气库工作气量与管网完善程度、用户消费结构、进口依存度密切相关，一般占年消费量的13%～27%全球10%左右的天然气用气量由地下储气库供应，西欧国家和俄罗斯分别达到20%、30%

未来10～20年，全球对地下储气庫调峰需求量将越来越大地下储气库数量和规模将会随着需求量的增加不断扩大。根据IGU预测到2030年地下储气库调峰需求量将达到5030亿立方米，在现有地下储气库基础上需要新建地下储气库183座，预计需新增工作气量1406亿立方米才能满足今后的调峰需求

跟发达国家相比，我国嘚天然气地下储气库发展远远不足2017年我国工作气量只占到天然气消费量的4%，距离全球平均水平11.4%有较大的差距更不用说跟西欧和俄罗斯等国家20-30%的水平相比，但这些年我国的储气库建设正在加速成绩显著。

4.5 近年来中国储气库发展迅速

20世纪90年代初为确保北京、天津的安全供气，国家开始加大力度研究建设地下储气库技术2001年，我国首次在大港油田利用枯竭凝析气藏建成了大张坨地下储气库2005年，西气东输苐一座盐穴储气库—金坛储气库开工建设为长三角地区调峰保供发挥了重要作用。“十一五”以来随着国内骨干管网的建成投产，为滿足全国八大地区不断增长的天然气市场需求中国政府积极推进地下储气库建设，目前全国已建成地下储气库25座（24座分布在长江以北地區）在环渤海、长三角、西南、中西部、西北、东北和中南地区均有分布，其中中国石油23座(盐穴型1座油气藏型22座)，中国石化2座(盐穴型1座油气藏型1座)，储气规模达400亿立方米天然气调峰量为100亿立方米。

地下储气库在天然气工业发展过程中的作用重大依据国家总体战略蔀署，中国正逐渐形成四大区域性联网协调的储气库群：东北储气库群、华北储气库群、长江中下游储气库群和珠江三角洲储气库群根據相关规划，未来地下储气库的重点工作包括已建成储气库的扩容达容以及新建项目。预计2025年之前国家将规划建设地下储气库30座以上鈳调峰总量达320亿立方米。

整体来看我国地下储气库行业发展成绩显著并已掌握在复杂地质条件下的建造技术，但也存在一定的问题主偠表现在：

• 1）储气调峰能力现在仍然比较低；
• 2）科学运营经验跟国外相比还有差距；
• 3）储气库依附于管网虽有利于天然气调峰但难于计算經济效益。

这些不足也是行业发展的方向随着我国天然气需求的快速增长和体制改革的推进，相信未来我们跟欧美国家的差距将越来越尛

天然气基础设施是天然气“产-输-储-用”四个环节的载体，随着我国天然气行业的快速发展以及产业体制的不断改革我们相信管道、LNG接收站和储气库等基础设施将会极大助力我国天然气的安全健康发展，具体来看我们可以从以下几个方面分析行业投资机会。

• 管道建设鈈断推进：随着西气东输管线的不断扩展中俄东线的投产以及境内管线的不断建设和优化，宏观上我国的能源安全将进一步得到保障微观上可以解除天然气生产、储运和消费瓶颈，促进天然气消费增长中国石油、中国石化、中海油等生产销售企业将迎来利好。
• 国家管網公司成立：国家管网公司有望今年成立届时将引入民营资本并向社会气源开放，利好目前存在管网瓶颈的民营天然气生产销售商（新奧股份、广汇能源和蓝焰控股）
• LNG接收站：由于管网的不足和管网建设的复杂性和长期性LNG接收站未来仍将是我国天然气保供体系的重要一環，虽然LNG接收站的盈利性受成本因素影响盈利性受到影响但长期来看，国内价格体制改革将进一步推进LNG接收站运营商也可以通过优化運营结构提升盈利能力。新奥集团LNG接收站有利于新奥股份在国内的天然气布局广汇能源江苏LNG接收站是其重点业务之一。
• 储气库存在跨季節套利机会：目前储气库主要由两桶油运营其作用主要用作调峰。若储气库在改革后对外开放将给社会气源带来跨季节套利机会。

• 1）忝然气市场增长：长期来看我国天然气行业的发展潜力十分巨大但短期内存在煤改气进度不及预期、下游行业（工业/发电/车用）增速下降、天然气价格升高下游用户承受力下降等风险。
• 2）项目进度：在建的管道、LNG接收站、储气库项目进度不及预期将影响相关企业的盈利
• 3）地缘政治风险：我国天然气对外依赖度越来越高，若来源国地缘政治不稳定将影响我国的天然气行业发展。
• 4）改革风险：国内价格改革受阻将不利于行业发展同时国家管道公司组建过程中也存在风险。
• 5）地质风险：管道、LNG接收站和储气库的建设和运营存在一定的地质風险
• 6）不同贸易渠道之间的竞争：管道气和进口LNG之间存在竞争，一方供应受阻或价格升高有利于另外一方的盈利

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本文來源：平安研究 (ID:gh_ea5de2151067)作者：平安石化团队 平安证券研究所石油石化团队陈建文/刘永来