一、我国天然气利用现状

天然气是清洁、优质、高效的能源，目前世界各国都在大力发展天然气，以替代短缺的石油资源。目前，天然气消费已经占全球能源构成的25％，超过煤（23%）仅次于石油居第二位，而且有可能在几十年后超过石油。我国一次能源以煤为主，占总消费的66.5 %【1】；；天然气生产和消费起步均较晚，1990年仅140亿m3，2003年达到341亿m3，位居世界第17位，但仅占能源构成的2.7 ％。

我国有丰富的天然气资源，有效地质资源量为19.314 Tm3，可采资源量11.442 Tm3（万亿m3）。中国的天然气主要分布在中部和西北。按盆地计算全国天然气资源量主要集中在四川、鄂尔多斯、塔里木、莺琼等四大盆地内。此外还有约30万亿m3的煤层气。但我国天然气资源的探明程度相当低，天然气的储资比为0.18【13】；2003年产量仅有36Gm3 （360亿m3）。我国天然气储量有很大比例分布在油和气伴生的气田中，在过去长时间里，生产石油的利润要比生产天然气大得多，许多油田伴生的天然气常被看做副产品或增加生产费用的废弃物而被放空燃烧掉，要么为提高石油采收率而被回注地下，造成了天然气资源的极大浪费。仅在四川等传统天然气产区得到较好的利用。

我国目前有统计的天然气消费结构为：城市与商用17.4％，化工原料50.8％，工业16.8％，发电15.0％【2】，其中化工行业是天然气的第一大用户，每年化工用气达100多亿ｍ3，90％ 以上用于生产化肥【3】。其它用途的比重均大大低于发达国家。

 
二、当前“西气东输”和引进LNG的利用趋势

在快速增长的能源需求和严峻的生态、环境压力下，我国政府已经制订了“优化结构、提高效率、重视环保、保障供应、开发西部”和在经济全球化格局下利用国内外两个市场、两种资源的能源战略[9]。目前正在新建一系列重大天然气项目，包括陕气进京、西气东输、海气登陆、进口LNG等。国家发改委计划到2020年自产天然气120 Gm3/a,即1200亿立方米/年，约合1.2 tOE/a (1.2亿吨油当量/年)。引进100 Gm3/a，（1000亿立方米/年）。这标志着我国将进入一个天然气大发展的时代。有人预测2010年我国需进口管道天然气和液化天然气约300亿亿立方米/年【1,3】；显然还低于发改委的规划。

西气东输计划供应长江三角洲的天然气主要用于民用燃料。按已签协议，到2005年逾90亿立方米，2007年增至140亿立方米，2010年达到190亿立方米，确保稳定供气30年。深圳称头角将建设我国第一个ＬＮＧ接受终端，一期于2006年进口ＬＮＧ320万ｔ/a(约40亿亿立方

l        华贲，华南理工大学天然气利用研究中心主任，国家重点基础研究项目“高效节能的关键科学问题”首席科学家，强化传热与过程节能教育部重点实验室学术委员会主任。
米/年)，二期工程2008年达到500万ｔ。按目前规划，70％用于发电，30％作为珠三角城市民用燃料。总之，上述利用规划都仅考虑了天然气的能源利用。这并不偶然，因为无论西气还是海运LNG，用户价都在1.4元/m3以上，用这个价位天然气做化工原料是不经济的。

三、国外天然气利用简介

截止2003年，世界天然气剩余可采储量已达176万亿立方米)，自1980年以来增加了一倍多，按照目前的生产能力还可开采67年。俄罗斯天然气储量有47万亿立方米，占世界总储量的26.7％。中东的伊朗有26.69万亿立方米、卡塔尔25.77万亿立方米，分别占15.2％和14.7％。这三个国家的天然气储量占了世界总储量的56.6％【4】。天然气矿藏有3种:与石油伴生的油气田、与凝析油共生的凝析气田（天然气液，Natural Gas Liquid）和气田。前两者在开采时把气分离出来。凝析油主要由C3到C5构成；天然气则以甲烷为主，含有10%（mol） 左右的C2和C3以及极少量C4，叫做“湿气”；开采出或分离C2+后的天然气中甲烷含量占95％以上，称为“干气”。椐估计，大约有35％的世界天然气储量是“湿”气[5]。由于要将湿气中的比甲烷重的烃类抽提出去会提高气田的开发成本，所以世界各国大部分出口的LNG都是湿气。美国将大部分C2+分离出去做乙烯原料，剩下进入管道的是干气。我国油气资源中平均每吨油产50立方米气；塔里木、准噶尔油田产气高达140—200立方米；而鄂尔多斯油不含气，陕北天然气全是干气。

2003年世界天然气产量为2.6万亿立方米，比上年增长3.4％，俄美两国的天然气产量分别占到世界总产量的22.1％和21.0％。2003年世界天然气消费2.5万亿立方米，美国仍是头号消费大国，占到世界消费总量的24.3％，俄罗斯位居第二，占15.7％。在世界天然气贸易方面，管道气进出口量为4548.7万亿立方米，液化天然气进出口量为1688.4万亿m3。加拿大管道气出口量有986亿m3，完全供应美国。俄罗斯管道天然气出口1317.7亿立方米，主要供应欧洲。LNG出口当首推印尼，亚太地区的马来西亚、澳大利亚和文莱也有，买方集中在日本、韩国和中国的台湾省。【4】

美国到2002年初的天然气探明储量为5.01万亿立方米，占世界3.2％ ，列第六位。2001年，美国天然气生产和消费量分别为5408亿立方米（干气）和6428亿立方米， 其天然气消费组成主要为：工业45.2%、民用23.8%、商业15.3%和发电15.7%【6】,如表1所示。其中，工业和商业用有相当一部分是通过冷热电联供（CCHP）得到高效利用的。世界富产天然气的地区都将天然气中的C2+用作裂解原料制乙烯；美国乙烯能力(2718 ×104 t/a) 的70 %左右采用天然气及凝析液为原料；其中，约一半为乙烷，15％～20％为丙烷、3％～4％为丁烷，仅30％采用重质液体（石脑油、瓦斯油）为原料。其墨西哥沿岸采用乙烷为主要的裂解料，乙烯成本仅为250美元/t【7】。

表1  美国天然气消费组成及价格

四、天然气中的轻烃资源对中国乙烯工业原料优化的重大意义

乙烯工业是石油化工的龙头，是衡量一个国家石化工业发展的重要标志。乙烯成本中裂解原料费用所占比例很大，以石脑油和柴油为原料的乙烯装置原料费用占总成本的70％～75％。用乙烷丙烷代替石脑油为裂解料，投资可节省30％，能耗降低30～40％，综合成本降低10％。中东以乙烷为原料生产乙烯,其乙烯生产成本低达100 美元/t 。而我国由于原油资源偏重、轻烃收率低，天然气的开发利用起步晚，乙烯原料过于倚赖国内炼油厂，导致乙烯装置原料品种杂而且偏重；按2002年数据，石脑油占60%、柴油11%、加氢尾油12%，轻烃只占10%，成本高达530美元/a【7】。2003年国内乙烯平均能耗为30.6GJ/t，几乎高出国外先进水平17.3GJ/t的一倍【8】。

按照目前的规划，到2010年中国将增产乙烯888万吨/年，乙烯产量将达1500万吨，自给率56％。为了满足原料需求、降低乙烯生产成本、提高竞争力，我国必须从天然气中获取乙烯裂解原料。按2010年产乙烯1500万吨计算，新增的888万吨乙烯按50％的原料用乙烷、丙烷，则大致需要从约5000万吨/年湿天然气中分离出C2+ 700万吨/年。若按国产进口各半考虑，国内要从气田产的2500万吨/年（或300亿立方米/年）湿天然气中分离；进口则必须保障每年增加350万吨湿LNG，7年后达2500万吨/年，并且利用到岸LNG的冷量，将C2+高效率、低成本分离出来。如可实现此目标则：第一，用乙烷丙烷代替石脑油为裂解料，投资可节省30％，能耗降低30～40％，综合成本降低10％。如果2010年中国增加的888万吨乙烯其中的一半用气体原料，按每万吨乙烯投资2.5亿元人民币估算，节约投资约1110亿/年，利润增加300亿/年；另外利用进口2500万吨/年LNG的冷能与C2+分离、乙烯生产结合，可创利70亿元。大约可使每立方米天然气成本降低0.3元左右；使得进口LNG的竞争力大大提升。此外，还可以少进口原油近5000万吨/年，显著降低对外依存度。

五、天然气资源综合优化利用的全方位策略

我国的天然气市场开发虽然处于刚起步阶段，但发展迅速。预计2020年天然气需求量将达2000－2500亿立方米/年,在能源消费中的比例将上升到11—12％(但仍远小于目前世界平均的25%)。尽早研究、规划和指导天然气作为资源和能源的全方位综合优化利用，具有重大的意义。

1、分离天然气中的C2+轻烃作为乙烯工业原料

对于国内大型油、气田开发计划应与天然气中的乙烷、丙烷的分离回收同步进行；并且规划乙烷、丙烷分离技术选择和分出来以后的去向；或就地建设乙烯厂，或输送给其他地方的乙烯厂；必须进行多方案优化比较后决策。对于小型湿气田，不能达到乙烯生产经济规模的，依照地理状况，分别进行优化规划：或用管道集中输送到附近的乙烯厂，或在液化加工时分离出乙烷、丙烷，与液化的甲烷（“干LNG”）分别用罐箱输送给用户[9]。从国外进口LNG，要进口“湿气”，并对其一律进行深冷分离乙烷、丙烷。此外，我国几大石油公司可以按气化结合的原则积极拓展海外市场，在海外建设开发“湿天然气”资源基地，用海外投资解决LNG进口受阻的局面。

2、充分利用进口LNG的冷能[14]

海上船运进口的LNG温度在-160℃左右，当气化为常温气体时，有大量宝贵的冷能可以利用。ＬＮＧ冷能利用的途径有:发电、空分、轻烃分离、液态乙烯贮存、废轮胎低温粉碎、制造干冰、冷库、海水淡化、空调和低温养殖、栽培等。未来几年，随着我国沿海多个LNG接受站的建设，LNG冷能的高效利用，已经提到日程上来。一般认为LNG与环境的温差发电是经典的利用途径。但是，佣经济学分析表明，天然气液化就是靠大量耗电的深冷过程实现的（电耗600—800 kWh/tLNG）；而按照卡诺定理，利用180℃左右的温差，发电的理论佣效率不到19%，实际效率更低，只能获得约50 kWh/tLNG电；这是因为两者都是远离可逆的实际过程。相反，如果能够按照网络优化、逐级匹配的思路，多途径直接换冷利用，不可逆度将大大减小，经济效益也将大大增加。初步核算表明，从佣经济学来分析，LNG的冷能与C2+裂解和轻烃分离集成利用效益最高，其它换冷利用其次，温差发电效益最差。当然，实际上还要受到接受站附近有无各种冷量利用条件的限制。分离LNG中的C2+和充分利用冷能可使气化后的干气成本降低0.3元/m3左右，大大提升其市场竞争力。

3、发展分布式能源冷热电联供系统，高效利用清洁能源

分布式冷热电联供能源系统（DES/CCHP）与一般的大型电厂加大电网的供电模式的根本区别在于，它是一个在有限区域内采用热电冷三联供（CCHP）技术通过管网和电缆向用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调用冷冻水服务的综合能源供应系统。其能源利用总效率可达80％以上，远高于前者。由于实现能量的梯级利用和按用户匹配利用，因而有最高的能源利用效率、最大经济效益和最小的环境污染；是第二代能源系统。美、欧、日等发达国家，已建成上万个DES/CCHP；在天然气的工、商业用户中占有相当比例，并且正在加速发展。对于面临天然气价格高、低能源利用效率和环境污染困扰的中国，这是一箭三雕的解决方案[9，10]。但是，这项技术的推广应用，面临着观念、体制、法律和来自各个利益集团的制约。需要政府调控和市场机制两个轮子共同推动，才能顺利发展。 

4、大力开发和推广天然气汽车在我国使用。

直接使用天然气作为燃料的汽车（不包括用天然气转化为甲醇或氢气、通过燃料电池驱动的汽车）按天然气的携带方式可以分为：压缩天然气汽车(CNGV) ,液化天然气汽车(LNGV)，以及正在研究开发的吸附天然气汽车(ANGV) 和天然气水合物汽车（NGHV）。由于天然气沸点远低于LPG，所以车载容器比LPG容器贵。但价格和排放量都比LPG低得多；并且容器技术发展很快。目前，全世界有燃气汽车650多万辆；其中LNGV有530多万辆，CNGV有120多万辆【11】。但我国仅有7.5万辆。与燃油车相比，天然气汽车可使排放物CO减少90% ，碳氢化合物减少40 ％，NOx减少30％，SO2减少70％以上，具有安全性好、发动机寿命长、燃料费用低等优点，被称为低污染的“绿色汽车”。

    随着我国经济的持续快速发展和人民生活水平的不断提高，我国的汽车保有量最近几年大幅度增加，汽、柴油需求量的快速增长造成石油进口急剧扩大，对我国的能源供应安全和国民经济都造成很大的冲击。寻找清洁、经济、供应可靠的替代交通燃料是优化我国能源结构、改善城市大气质量的一个重要方向。从技术成熟程度、资源条件和经济性能等方面考虑，天然气可以作为我国首选的替代交通燃料。我国也应当尽快成为NGV大国。

5、 发展多联产的碳一化工

天然气的主成分甲烷是重要的碳一化工原料，主要产品有合成氨、甲醇、乙炔、氰化物、甲烷氯化物、硝化物和二硫化碳等十几个品种以及一些二次加工产品。正在研发的天然气直接转化为合成气技术是比碳一化工更广阔的资源利用途径。有的天然气转化技术，目的产品收率不高，但是如果把化工利用同能源利用集成起来，即令一次转化后的可燃气体进入CCHP系统，总效率就可能很高；并且能够承受比较高的天然气价位[12]。

总之，全方位考虑和规划天然气作为资源和能源的综合、优化利用，不仅将提高它的利用效率，而且可以降低供应成本以及终端用户的使用费用。这对于我国天然气市场的开拓，能源结构调整的顺利开展，都具有十分重要的意义。