燃气项目可行性研究报告

国家发展改革委关于中央芭蕾舞团业务用房扩建项目可行性研究报告的批复发改社会〔2020〕530号文化和旅游部：报来《关于报送中央芭蕾舞团业务用房扩建项目可行性研究报告的函》（文旅财函〔2019〕669号）及相关附件收悉。经认真研究并报请国务院同意，现批复如下：一、原则同意所报中央芭蕾舞团业务用房扩建项目可行性研究报告。二、项目建设地点为北京市丰台区大红门地区DHM-10地块东部。三、项目总建筑面积控制在55136平方米以内，其中舞蹈业务用房14467平方米，交响乐团业务用房2807平方米，舞美业务用房6611平方米，合成排练场4534平方米，演员宿舍4213平方米，后勤保障用房1396平方米，管理用房3185平方米，设备用房6450平方米，地下车库及人防11473平方米。四、项目总投资控制在107312万元以内，其中工程费用59732.63万元，基本预备费4533.55万元，土地使用费38016万元，其他费用5029.82万元。所需资金全部由中央预算内投资解决，具体数额待初步设计阶段进一步核定。五、为扎实推进项目建设，请你部在初步设计阶段结合专家评审意见进行认真研究，进一步优化设计方案，严格落实以下要求：一是借助专业监管力量协助建设管理；二是细化功能要求、选好设计单位并给足设计周期、选好施工队伍和设备材料，确保建设质量；三是在尽快明确场址东、北侧市政道路规划前提下，细化雨污水设计方案以及相应的土方工程量、北侧消防登高场地设计方案，同时细化复核地质勘察资料；四是负责抓紧协调北京市解决红线外的排水、供热、燃气等市政工程费用。在此基础上，请你部严格按照批复的可研报告抓紧编制初步设计方案和投资概算，报我委审批。六、项目法人单位为中央芭蕾舞团，项目责任人为冯英同志。在项目实施过程中，参与相关管理的各有关部门要加强领导，密切配合，精心组织，规范管理。要按照《中央预算内直接投资项目管理办法》（国家发展改革委第7号令）、《中央预算内直接投资项目概算管理暂行办法》（发改投资〔2015〕482号）等有关规定，加强项目建设管理、招投标控制、工程监理制和合同管理制，在招投标过程中要严格执行《中华人民共和国招投标法》有关规定，确保建设工期和建设质量。七、严格落实中办发〔2013〕17号、中办发〔2017〕70号文件精神，项目建设过程中不得建设办公用房，项目建成后不得调整成为办公用房。附件：1.中央芭蕾舞团业务用房扩建项目建筑面积核定表2.中央芭蕾舞团业务用房扩建项目投资核定表3.中央芭蕾舞团业务用房扩建项目招投标实施方案核准意见国家发展改革委2020年4月3日

来源：挖贝网挖贝网12月3日消息，深圳燃气（证券代码：601139）发布公告称，根据公司发展战略，为满足深圳市罗湖区大梧桐新兴产业带智慧燃气产业发展的需要，通过不断扩大研发与管理能力，提升深圳燃气的品牌与形象，并且整合燃气产业上下游的资源链接至本项目，以实现推动深圳市罗湖区与深圳燃气的合作共赢。公司决定通过深圳市深燃智慧燃气有限公司投资23.23亿元人民币建设清水河智慧燃气总部项目。公告显示，投资标的基本情况：项目位于罗湖区清水河片区，规划总用地面积为12000平方米，建筑面积为93600平方米，土地性质为新型产业用地。项目地块平整，建设条件良好，交通便利及周边配套齐全。入驻企业以深圳燃气为主导，吸纳燃气产业上下游企业入驻，吸引“大数据中心、人工智能、工业互联网和5G”等新兴产业进驻。项目审批手续及进度2020年12月1日，本项目根据《罗湖区重点产业项目遴选办法（试行）》有关规定，完成网上公示（公示时间2020年11月25日-2020年12月1日）。目前正在办理相关重点产业项目备案，预计土地出让、项目安全评价、环境评价、施工许可证等审批手续于2021年完成。项目建设期：本项目总建设周期44个月。项目投资金额：项目建设投资费用23.23亿元。可行性分析及效益情况：根据项目可行性研究报告，本项目总建设期44个月，2025年建成投入使用。经营期30年（含建设期）。经初步测算，上述对外投资事项对公司本年度收益预计无影响，也不会对公司的生产经营活动产生不利影响，不存在损害公司及全体股东利益的情形。来源链接：http://www.cninfo.com.cn/new/disclosure/detail？plate=sse&orgId=9900009513&stockCode=601139&announcementId=1208849534&announcementTime=2020-12-04

如需报告请登录【未来智库】。1、天然气需求：从替代能源走向主体能源，增长潜力大全球来看天然气属于主体能源之一，中国天然气目前虽处于替代能源位置，但在加速前行。由于天然气在清洁性、经济性、安全性方面具有比较均衡的特征，且政策层面强调能源清洁性，加之今年以来进口天然气价格大跌，使得天然气竞争力得到加强。我们预计2020-2025 年，中国天然气消费增速 CAGR 有望达到 8%左右。1.1. 从替代能源向主体能源转变 天然气在经济性、安全性、清洁性方面比较均衡。清洁性方面，天然气是三大化石能源中最为清洁的，因为 CH4 碳氢比较少。经济性方面，热值价格介于煤炭和石油之间。能源安全角度，天然气对外依存度也介于煤炭和石油之间。在全球一次能源结构中，天然气的地位在不断上升，由 1980 年的 18%逐步提升至 2018 年的 24%，而石油则从 46%下降至 34%，煤炭稳定保持在 27%，未来天然气有望赶超石油和煤炭成为第一大能源。中国的情况类似，由于资源禀赋，煤炭一直是我国最大的主体能源，但地位在逐步下降，消费占比由 73%降至 58%。天然气虽然占比很小，但发展速度飞快，消费占比 3%增长至 7%。石油则稳定保持在 20%左右。美国的能源结构中，天然气占比同样在不断提升，由 26%提升至 31%。而石油和煤炭的占比在不断下降，分别由 46%下降至 40%、21%下降至 14%。1.2. 天然气需求增长呈现较强刚性 我们选取传统的消费区域欧洲作为代表分析天然气需求与气价的关系。我们测算天然气需求增速=1.4%+0.79*GDP 增速-0.3%*天然气价格宏观经济弹性：天然气需求增速与 GDP 增速正相关但弹性小于 1，GDP 增速每增长 1pct，对应天然气需求增速增加 0.84pct。价格弹性：天然气需求增对价格弹性更小，价格上涨 10%（对应涨幅 0.5 美金/百万英热），需求增速下降 0.15pct。即，天然气长期需求增长的刚性较强（截距项比较大），而对宏观经济波动、价格涨跌的敏感性不高。由于我国天然气正处在较快发展阶段，增速主要取决于 GDP 增速和政策驱动。且中国天然气需求和定价仍有很强的政策驱动属性，需求跟经济增速、价格之间的关系并不显著。两方面因素将推动中国天然气占一次能源结构比例提升：1）工业和居民“煤改气”。具体而言，居民煤改气跟随城镇化长期趋势。而工业煤改气则更容易受到替代能源比价关系影响，当前低气价环境有望加速主动替代。2）发电领域天然气占比提升，主要受到可再生能源调峰需求拉动，以及燃气轮机国产化进程推动。1.3. 具体下游领域分析 1.3.1. 工业领域：低气价有望发挥替代性 天然气作为工业燃料主要用于陶瓷、玻璃、钢铁、有色金属行业。随着天然气需求在我国稳定发展，工业用气量在逐年提升，2017 年已超过 1500 亿方。天然气在工业领域中的运用，经济性是重要的考虑因素，主要是与燃料油和LPG进行比较。在同热值条件下，随着近几年天然气价格的走低，经济性逐渐显著，目前天然气相比燃料油和 LPG 均有一定经济性。工业领域，天然气性价比显著提升。以燃气锅炉和燃煤锅炉为例比较，燃气锅炉单吨蒸汽成本一直显著高于燃煤锅炉，但是近期发生了一些变化。燃煤锅炉吨蒸汽成本长期在 100元/吨上下徘徊，目前煤价水平对应 102 元/吨蒸汽成本。燃气锅炉，如果按照工业管道气价 2.92 元/方计算吨蒸汽成本高达 357 元/吨。如果按照进口 LNG 现货作为成本，近两年的降幅则非常可观，17-18 年冬季 LNG 进口现货价高达 10 美金/mmbtu 的阶段，对应吨蒸汽成本都在 400 元/吨以上；而从 2019 年以来进口 LNG 供给宽松价格大跌，近期疫情影响需求国际 LNG 现货缺乏买家的状态下居然跌至前所未有的 2 美金/mmbut，对应吨蒸汽成本 118 元，已经与燃煤锅炉非常接近。工业领域：一些重工业领域，比如钢铁、非金属建材、化工等行业，煤炭的主要用途不全是燃料，而是作为原料或者还原剂，天然气在这些领域的替代性并不好。相反在一些轻工业领域，比如纺织、饰品饮料、医药等，天然气则体现清洁性、无需存储减少占地、供能更稳定等优势。近期的低气价更提升了竞争力。1.3.2. 居民领域：城镇化拉动长期增长 我国的城镇化水平在过去几十年里快速发展，尤其从上世纪 90 年代末期开始，城镇化率每年提升超过 1pct，2019 年城镇化率已突破 60%。虽然我国城镇化水平快速推进，但其中也暴露许多问题，如发展质量不高，城市之间发展不平衡等。未来中国将进入“新型城镇化”的轨道，将以城市群为主体，大中小城市协调发展，城镇化率有望不断提升。从发达国家的发展经验上看，我国城镇化道路还有很长的路要走。目前，世界主要发达国家的城镇化率都在 80%左右，相比之下我国的差距非常明显，若按照近几年我国每年 1pct的增速，也要 20 年左右的时间才可发展至发达国家的水平。城镇化发展带来的是天然气渗透率的提升。随着城镇化水平的提高，我国天然气渗透率已经由 21 世纪初的 3%提升到了目前超过 30%的水平。此外，天然气渗透率的提升还包括替代因素，天然气在城市燃气使用过程中逐步替代人工煤气和 LPG。以重量统计，目前城市燃气中天然气占比已接近 7 成。随着天然气渗透率的不断加强，全国用气人口与生活用量均在不断增长，2010-2017 年CAGR 分别达到 11%和 9%。截至 2017 年，全国用气总人口超过 4 亿人，其中 85%是城市人口，县城人口只占到 15%；居民天然气用量达到 420 亿方/年，意味着人均天然气用量达到105 方/年。根据《中长期油气管网规划》，到 2025 年全国城镇用天然气人口目标达到 5.5 亿，2018 年3.7 亿，CAGR 达到 6%，若人均消费量维持不变，则到 2025 年居民生活用气将达到 660 亿方。但这仅是考虑城市用气人口增长的情况下，若考虑“煤改气”政策下创造大量的农村用气需求，实际居民用量将远超 660 亿。对于农村“煤改气”用户，经济性是其首要考虑的因素，我们将天然气与煤和电进行经济性比较。从日常做饭的需求考虑，当前天然气与液化气经济性差不多，比用电便宜、但比煤贵；从采暖需求考虑，天然气比用电便宜，比用煤贵。因此使用天然气比用煤全年的费用高 1780（15*12+1600）元，对于初次使用天然气的农村居民来说，即便在有政府补贴的情况下，也需要时间来培养天然气的消费习惯。1.3.3. 发电领域：可再生调峰及低气价，将拉动燃气发电超预期增长 燃气发电发展缓慢，装机容量不断增加。我国的燃气发电起始于上世纪 60 年代，但发展速度缓慢，且主要分布在东部经济发达地区。近年来，随着燃气发电产业持续发展，燃气发电装机容量不断增加。除部分地区供热机组外，我国燃气发电机组多以调峰调频为主，采用昼开夜停的两班制运行方式。2018 年，我国发电装机容量约 19 亿千瓦，同比增长 6.5%，其中气电装机占比仅为 5%。新增装机中，气电占比约 7%。我国天然气发电装机总量保持持续增长状态，2014 到 2018 年复合年均增长率达 12%。截至 2018 年底，我国天然气发电装机容量 8941 万千瓦，天然气耗气量 512 亿立方米。可再生能源发电由于无边际成本、优先上网，是电力的基荷供给。传统火电承担着调峰任务，在需求端受到影响的时候，不但火电需求要承受更大波动，其面对的调峰难度也更大。从长期来看，天然气和煤炭在发电领域应该是一个零和博弈。但在可再生能源过度进程中，天然气具有优势。风、光为代表的可再生能源发电出力存在随机性和波动性。在可再生发电发展之初占比尚不高的阶段，通过煤电调节负荷进行调峰是可行的。随着可再生能源发电占比提高，需要更大的调峰深度。天然气发电经济规划灵活性高、调频快速、调峰深度优，对提高可再生能源发电消纳能力有重要意义。超低气价使得发电领域煤改气首次出现了经济上的可行性。1）美国电厂成本，天然气和煤炭的单位热值价格已经持平在 2 美金/百万英热左右，上一次出现这种情况时 2016 年上半年。2）亚太市场天然气现货价格跌至惊人的 2 美金/百万英热。相比之下，秦皇岛动力煤 370 元/吨，折合 3.3 美金/百万英热，已经比天然气价格高出 50%以上，这是 5 年以来首次出现该情况。1.3.4. 交通领域：天然气汽车具备经济性，但受气源制约 我国交通用气的发展主要取决于天然气作为交通能源的经济性。LNG 相对柴油、CNG 相对汽油都具备一定经济性，因此从经济性考虑，天然气在交通领域会有比较好的动力。并且在天然气汽车的行驶过程中，由于天然气燃烧热效率较高，并且不容易产生积碳，使得发动机汽缸内的零件磨损大大减少，从而延长发动机的使用寿命，这也会降低汽车的保养和运行费用，提高汽车使用的经济性。但是天然气作为交通能源，自身也有一定缺陷。由于天然气热值低，并且可携带燃料相对较少，因此一般行驶距离比燃油汽车要短，并且加气的频率相比加油要高，会造成时间成本的损失。虽然天然气作为能源相比石油具备一定经济性，但是天然气替代石油不仅仅是能源上的替代，还需要考虑天然气汽车相比石油汽车成本的比较，因此我们从出租车、公交车、重卡的成本方面来比较天然气汽车的经济性。针对出租车，用改装压缩天然气出租车代替传统燃油出租车，一年内在运营成本上的经济可行性优于电动车和传统燃油车，但在出租车使用年限内，电动出租车的经济性最优。针对公交车，第一年基本无法回收购车多余成本，但在公交车使用寿命的年限内，纯电动、压缩天然气汽车及液化天然气汽车的经济性均优于传统燃油车，其中压缩天然气汽车的经济性最优。液化天然气重卡的百公里运营成本要比普通燃油车低，但由于气源的问题，我国液化天然气价格差距较大，西北、西南地区推行较经济，华北、华南地区推行不能满足客户需求。截至 2018 年年底，我国天然气汽车保有量为 670 万辆，同比增加 10%；其中 CNG 汽车保有量为 626 万辆，同比增加 9%； LNG 汽车保有量为 44 万辆，同比增加 26%。近年来随着环保要求的提升，天然气汽车的发展面临更多机遇，天然气加气站乃至天然气汽车产业的发展在不断提升。天然气加气站分为 CNG 和 LNG，也有部分合建站，既可以加 CNG，又可以加 LNG，称为 L-CNG 站。2018 年底我国天然气加气站保有量在 9000 座左右，其中 CNG 站 5600 座，LNG 站 3400 座。CNG 加气站主要服务出租车和部分私家车，技术相对简单，在中国发展较早，数量较多，目前发展成熟，增速趋缓。LNG 加气站主要服务于重卡和公交车等商用车，技术较高，发展较晚。2. 天然气供给：国内加大勘探开发、海外进口能力扩张，共同拉动供给增速提升国产气在“十二五”阶段及“十三五”初期增速受到抑制，2018 年加大勘探开发以来，国产气增速有所提升。预计 2020-2025 年，供给能力增长超过 40%，尤以页岩气和煤层气作为增长主力。进口气方面，进口 LNG 随接收站规模提升而进口增速上行；进口管道气也将受俄气东线投产而不断增长。考虑俄气和新投产接收站产能需要爬坡，预计国内天然气实际增速可以维持 8%左右增长。2.1. 国产气：勘探开发提速，尤其是非常规资源 国产天然气的生产主要由“三桶油”来执行，2019 年“三桶油”国内天然气产量之和超过1400 亿方，占国内天然气生产总量的 82%。“三桶油”之中，陆上油气田的供给主要以中石油为主，而海上油气田的供给主要由中海油来完成。2019 年中国石油、中国石化国内天然气产量增速分别回升至 9.3%、7.2%。2.1.1. 页岩气 中国页岩气储量大，未来发展空间广阔。我国页岩气储量全球第一，目前年产能超过 100亿立方米，成为与美国、加拿大鼎足而立的页岩气生产大国。根据页岩气发展规划，2020年和 2030 年产量分别达到 300 亿方、800-1000 亿方，按照实际情况可能达不到原先规划，但仍将保持较快增速。自 2010 年中国产出第一立方米页岩气起，中国的页岩气开发就已经驶入了快车道。2018年，中国页岩气产量为 108.8 亿立方米，占天然气产量比重 6.7%，14-18 年 CAGR=70%。2018 年涪陵页岩气田页岩气产量为 60.2 亿立方米，川南页岩气田产量约为 41 万立方米，两地区页岩气产量占全国的 93%。中国页岩气产业工业区主要有四个：涪陵页岩气田（中石化）、川南页岩气田（中石油）、威（远）荣页岩气田（中石油、中石化）和长宁页岩气示范区（中石油）。从地域分布上看，主要集中在四川盆地东部及周边地区。我国海相页岩气可采资源占主体，埋藏较深，开发难度大。我国页岩气资源总量丰富，富有机质页岩类型复杂，其中海相页岩资源潜力最大，其次为海陆过渡相页岩，再次为陆相页岩。不同于北美页岩埋藏深度 1500-3000 米为主，我国页岩埋藏深度普遍大于 3500 米，开发难度大相对较大，且由于中国地形复杂，交通不便，基础设施落后，中国页岩气的发展面临着诸多挑战。页岩气开采单井衰退率高。与常规天然气井不同，页岩气井的特点是：1）页岩气井经由分段压裂后，最初产量与常规天然气井区别不大，但随后产量衰减较快，年衰减 60～80%不等；2）常规天然气井生产寿命长，采收率可达约 60%，页岩气井在 10%以下，一般为 5%。2.1.2. 煤层气 我国煤层气储量丰富，相关产业近年来发展迅速。我国煤层气储量约占世界煤层气总储量的 12%，居世界第三位。近年来，中国煤层气产量逐年攀升，2018 年达到 51.5 亿方，14-18年 CAGR=8.6%。根据《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，“十二五”期间煤层气利用量年均增速 25.9%，预计在“十三五”期间年均增速 18.8%，保持高速增长。开发主体多元，规模化产区集中分布。煤层气资源主要集中在中石油手中，从产量上看基本形成中石油、中海油（中联煤）、晋煤集团三足鼎立的局面。沁水、鄂尔多斯盆地东缘是我国主要两大煤层气产业基地，两者产量全国占比 95%。煤层气的开发具有特殊的环保意义。我国明确在 2020 年单位国内生产总值二氧化碳排放较 2005 年下降 40-45％，煤层气（煤矿瓦斯）的温室效应是二氧化碳的 21 倍，加快煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，可降低温室气体排放，保护大气环境。此外，如果我国实现煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划目标，将累计利用煤层气（煤矿瓦斯）至少 600亿立方米，相当于节约标准煤约 7200 万吨，减排二氧化碳约 9 亿吨。我国煤层气赋存条件复杂，煤矿瓦斯利用率低。我国聚煤时期跨度长、煤系分布广、聚煤盆地面积大。因此，我国煤盆地经历了多期次、复杂的地质构造与沉积旋回，导致了煤储层的厚度、埋深、变质程度、煤体结构、围岩类型等属性的强非均质性，导致煤层气成藏条件复杂，不同地质背景、不同赋存层位的煤层气开发模式不尽相同。就煤矿瓦斯开发而言，全国煤矿平均开采深度接近 500 米，开采深度超过 800 米的矿井达到 200 余处，煤矿瓦斯抽采规模小、集中度低、浓度变化大、埋藏程度深，加大瓦斯抽采利用难度。煤层气开采成本高，发展受政府补贴影响。按照 18 年国家给予的 0.3 元/方的补贴和山西省额外的 0.1 元/方的补贴，平均单井日产大于 800 立方米的项目具有盈利能力，单井日产500-800 立方米的项目处于盈亏平衡附近。自 2019 年起，煤层气不再按定额标准进行补贴，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。因此未来大型煤层气公司随着开采量的提升，其经济性将日益显著。煤层气产业的发展受制于矿权管理等相关政策。煤层气与其它油气、煤炭在赋存空间上自然存在相互重叠现象，地面井采煤层气的审批权为国土资源部，煤矿开采审批权为部、省级政府。国土资源部只能管理由其发矿权证的煤层气单位，无权也无法对其他煤层气生产单位进行管理。这导致有关部门多年未批量设置煤层气矿业权，现有勘探开发区块面积小，产业发展规模受限。虽然国家规定有关企业“先采气，后采煤”，在现有体制下也缺乏有力的执行和监督。2.2. 进口 LNG：放开民营推动快速增长 进口 LNG 规模逐年增长，产能利用率已达上限。2015 年以来，我国进口 LNG 规模快速增长，由 15 年的 273 亿方快速增长至 19 年的 843 亿方，CAGR=33%。随着 LNG 进口量的提升，LNG 终端使用率也在不断攀升，70-80%基本可以认作是使用率的上限，在冬季供气紧张的情形下，使用率可以超出 100%的设计上限。接收站集中在“三桶油”手中，逐步对外开放。目前国内除新奥、广汇、深燃等少数公司已经建有接收站外，大多数接收站都集中在“三桶油”手中。按照产能划分，中海油体量最大，接近总产能一半。未来随着接收站总产能规模的扩大，将会有越来越多接收站对外开放窗口期，进口贸易的主体将会更加多元。进口以长协为主，现货贸易量快速增长。由于资源禀赋原因，我国 LNG 进口主要由“三桶油”承担，而且进口形式主要以长协为主，卡塔尔和澳大利亚是主要的进口来源，约占进口长协的 54%。但是近几年由于国际 LNG 市场供给宽松，市场现货价格的急剧下跌，或将长期维持低价的格局，越来越多进口商更倾向于现货的贸易形式。2019 年全球 LNG 出口终端 FID 数量估计超过 1600 亿方，超过上一轮的最高水平。其中美国的 Driftwood、莫桑比克的 Rovuma、卡塔尔的 5-8 期都是大型项目。美国的卖家想要更多出口到亚洲和欧洲市场。定价方面出现两大趋势：1）长协比例下降，合同更为灵活，2018、2019 年新签 LNG 出口合同中，没有固定出口目的地的灵活合同占比已经达到 69%、89%；2）新签长协价格下降，长协与油价挂钩公式的斜率从 2014 年的 13-14%下降到 2018 年的 11-12%。2.3. 进口管道气：增量来自中俄线 我国进口天然气管道主要有三条：中亚线、中缅线、中俄线。其中中亚线是我国最主要的管道气进口来源。2.3.1. 中亚管道 中亚线总共分为 ABCD 四条线。A 线于 2009 年 12 月投入运行，B 线于 2010 年 10 月投入运行。A、B 两线基本为同期双线敷设，起点在阿姆河右岸的土、乌边境，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口入境，成为西气东输二线。AB 线全长约 1 万公里，是世界上最长的天然气管道。C 线于 2012 年 9 月全面启动建设，主要是为了保证乌兹别克斯坦对中国的天然气出口。线路总长度 1830 公里，与 A、B 线并行敷设，设计年输气能力 250 亿立方米/年，线路起于土、乌边境格达依姆，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，在新疆霍尔果斯口岸入境。C 线与西气东输三线相连，提升中亚天然气管道全线输送能力至每年 550 亿立方米。D 线起始于土、乌边境，途经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦。与前三条线路不同，D 线不再从霍尔果斯入境，而是从与吉尔吉斯斯坦接壤的天山南麓与昆仑山两大山系接合部的新疆乌恰入境。这不仅在国家能源安全战略上有特殊意义，同时还能拉动南疆基础建设。D 线设计输气量为 300 亿立方米/年，与西气东输五线相接。D 线投产后，中国从中亚进口天然气规模将达 850 亿立方米/年。2.3.2. 中缅管道 中缅天然气管道由“四国六方”（即中国石油公司、韩国浦项制铁大宇公司、印度石油海外公司、缅甸油气公司、韩国燃气公司以及印度燃气公司）共同出资成立的东南亚天然气管道有限公司（SEAGP）建设，起点位于若开邦皎漂兰里岛，全长 793 公里，缅甸下载点设计输量 120 亿立方米，占管输量的 20%。中缅管道项目于 2010 年 6 月正式开工建设，包括原油管道项目和天然气管道项目，其中天然气管道于 2013 年投产运行，原油管道在 2017 年正式投产运行。截至 2019 年 12 月 31 日，中缅天然气管道安全已平稳运行 2260 天，累计向中国输气 247亿立方米，为缅甸下载天然气 41 亿立方米；2.3.3. 中俄管道 中俄天然气管道分为东西两条线，是继中亚管道、中缅管道后，向中国供气的第三条跨国境天然气长输管道。目前中俄东线已于 19 年底贯通，首期每年 50 亿立方米，初步计划 2023年全线投产后，每年供应量为 380 亿立方米。东线俄罗斯境内的西伯利亚力量管道起自科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等 3 个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的中俄边境，管道全长约 3000 公里，管径 1420 毫米。管道一期工程建设自恰扬金气田至中俄边境管段，长度约 2200 公里，之后还将建设连接科维克金气田与恰扬金气田之间的管道二期工程，长度约 800 公里。中国境内的中俄东线天然气管道从黑龙江省黑河市入境，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海 9 个省、市、自治区，全长 5111 公里。其中，新建管道 3371 公里，利用在役管道 1740 公里，全线分北段、中段、南段进行建设。已完成的北段工程包括一干三支，线路全长 1067 公里。3. 政策走向回顾和展望3.1. 需求侧政策 天然气需求政策在我国大致分为三个阶段：发展早期、“十二五”时期、“十三五”时期.早期由于天然气发展水平相对落后，政策主要侧重于对天然气发展的指导，引导天然气在产业内的合理利用。“十二五”时期对天然气发展提出具体目标，引导天然气需求高速发展。“十三五”时期则提出更高要求，“煤改气”政策成为了短期需求发展的主要动力。回顾我国的天然气发展历程，与天然气需求发展相关的政策主要分为两类：第一类是产业发展政策，从宏观需求上对于天然气的长期发展进行指导，并提出相应的发展方向和发展目标；第二类是“煤改气”相关政策，从能源替代的角度对天然气的短期需求产生影响。第一类产业发展政策，主要包括《天然气利用政策》以及“十二五”和“十三五”时期的能源发展规划与天然气发展规划。《天然气利用政策》明确了天然气的需求领域和利用顺序，将天然气下游划分为城市燃气、工业燃料、天然气发电以及天然气化工，并且具体细分为优先、允许、限制和禁止 4 个大类。能源发展规划和天然气规划则明确了天然气需求发展的长期目标，提出了 2015 年天然气占一次能源消费比重达到 7.5%、2020 年达到 10%以上等目标。2019 年天然气在一次能源消费占比接近 8%，距离目标还有一定差距。第二类“煤改气”政策，是为防治大气污染，以天然气替代煤来进行能源供应，对天然气需求有一定拉动。但“煤改气”政策也是造成 17 年底的“气荒”的原因之一，自 18 年开始，国家对于“煤改气”的态度虽有所放缓，更加强调保供的重要性，因此“煤改气”政策在短期内大幅拉动了天然气的需求增长，但是目前已逐步回归理性发展。3.2. 供给侧政策 由于我国天然气供给高度集中，且在天然气发展早期供给能力相对富裕，因此强调天然气供给发展的政策主要集中在“十二五”和“十三五”天然气高速发展的时期。相比“十二五”规划，“十三五”更加强调基础设施的重要性，对管网互联互通与储气能力要求更高。与供给侧相关的政策文件主要有三类：第一类是产业发展政策，从产量角度对于天然气提出发展目标与要求；第二类是基础设施建设规划，推进完善天然气基础设施，尤其强调保供的重要性；第三类是补贴与优惠相关的政策，包括了非常规天然气的生产补贴与进口优惠，给天然气供应商带来一定的经济性支持。第一类产业发展政策，主要包括各种常规气和非常规气的发展规划，最为重要的是《天然气发展“十三五”规划》强调 2020 年产量目标 2070 亿方，国内天然气综合保供能力达到3600 亿方以上。《页岩气发展规划（2016-2020）》提出“2020 年力争实现页岩气产量 300亿立方米；2030 年实现页岩气产量 800-1000 亿立方米”。《煤层气发展“十三五”规划》提出“2020 年煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到 240 亿立方米”。《生物质能发展“十三五”规划》提出“2020 年生物天然气产量目标 80 亿方”。第二类基础设施建设规划，加快油气管网和储气设施的建设，强调保供能力的提升以及管网的互联互通与公平开放。要求到 2020 年，供气企业要拥有不低于其合同年销售量 10%的储气能力；城镇燃气企业要形成不低于其年用气量 5%的储气能力；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均 3 天需求量的储气能力。目前全国储气能力仅达到消费量的 5.7%，距离目标实现还有一定差距。第三类补贴与税收优惠政策：页岩气补贴由定额补贴逐步改为按开采利用量进行梯级奖补，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补。煤层气补贴也自 19 年由 0.3 元/方的定额改为梯级奖补，按照“多增多补”的原则， 对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。另外，进口税收优惠的征收范围在逐步扩大，国家销售定价在逐步下降，意味着更多的增值税将返还给进口商。3.3. 定价政策我国天然气定价模式经历了政府定价、成本加成定价、市场净回值定价逐步向市场化定价转型。2015 年新一轮天然气价格改革要求“管住中间，放开两头”，即管住输配气成本和价格，放开天然气气源和销售价格，政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管，气源和销售价格由市场形成。定价政策导向有两大方向：一类是与价格机制相关的产业政策，推动我国天然气定价逐步迈向市场化；一类是对价格进行直接调控的产业政策，对价格的变化提出规范要求，引导产业利润的合理分配。市场化相关政策，主要将过去成本加成为主的定价方式转变为当前的市场净回值方式，通过对天然气门站价的管理来对天然气定价进行指导，进而逐步推进天然气市场化改革。第二类调控利润相关政策，对出厂价、门站价、管输价、终端气价等进行调控，引导天然气产业链利润分配更加合理。近几年尤其从利润率的角度，对管输价格和安装工程收费进行管控，天然气降价趋势明显。3.4. 国家油气管网公司成立，对天然气产业链影响展望随着国家管网公司的成立，天然气管网独立运营，我国将逐渐实现天然气产业的产、运、销分离，打通上游直销通道，下游委托运输的通道，向上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系转变。上游供给多元化将逐渐形成2019 年 12 月，国家自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见》，意味着其他企业进入天然气上游勘探开发领域的政策性壁垒已基本扫除，未来上游领域的参与主体将向多元化发展。管网公司成立后，将为新天然气生产商打通资源运输通道，但考虑到上游运行高风险、高投入、技术密集的特点，从中长期看，开放会导致竞争程度的上升，迫使企业提升勘探开发能力，增加产出。进口方面，管网公司成立的影响将更为显著，预计会有更多的企业到国际 LNG 市场进行采购，如城市燃气公司、电力企业、金融机构等“三桶油”以外的企业，从自主进口逐渐扩展到在海外获取勘探开发区块、成立贸易公司等，加快进口业务布局，延伸产业链，加速上游市场形成国企、民企、外企三方多元化竞争新格局。中游将形成国家管网公司与省管网并存格局 在中游环节多年改革的基础上，国家管网公司成立后，中游长输管网将形成“全国一张网”，由国家管网公司统一运营。然而，目前省管网与国家管网公司之间的关系尚未明确，且省管网公司在一定程度上掌握着省内天然气管网的命脉，地方政府、城市燃气公司、金融机构都对省管网公司充满兴趣。预计未来的一段时间内或将出现各路资金涌入省管网公司的局面，形成国家管网公司与区域管网公司并存的中游市场格局。例如，黑龙江省利用市场化公开竞争方式引入战略合作者，共建省管网公司，北京燃气、中国燃气、新奥能源、陕西燃气成功中标入股，辰能集团成为省属国有企业股东。下游市场或将引发并购整合浪潮 2019 年 6 月，发改委发布《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019 年版）》免去了“城市人口 50 万以上的城市燃气的建设、经营须由中方控股”，对外资彻底开放天然气城市燃气投资，城市燃气行业实现全面放开。外资企业将加速探路我国市场，通过独资、参股、合作等方式发展城市燃气业务。2019 年 11 月，申能集团和道达尔公司签署框架合作协议，将成立合资公司，共同开发长江三角洲地区市场。此外，上游企业积极发展终端城市燃气业务，延长石油和陕西燃气重组，开拓终端市场 ；中石化成立长城燃气，进入城市燃气领域。城市燃气公司业务多元化发展，向上游延伸，开展 LNG 贸易、煤层气勘探开发等 ；发展综合能源服务，布局发电、新能源业务。未来城市燃气领域市场竞争将加剧。3.4.1. 国家油气管网公司 国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）2019 年 12 月 9 日在北京正式成立，标志着深化油气体制改革迈出关键一步。国家管网公司的主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施的投资建设，负责干线管道互联互通及与社会管道联通，形成“全国一张网”，负责原油、成品油、天然气的管道输送，并统一负责全国油气干线管网运行调度，定期向社会公开剩余管输和储存能力，实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放等。国家管网公司成立前，国内天然气管网主要由“三桶油”运营。中石油运营西气东输管道系统、陕京管道系统、涩宁兰、长吉线等长输管道，总里程约 5.43 万公里，约占全国天然气长输管道的 71%，基本覆盖了全国除西藏自治区、海南省外的大部分省市。中石化天然气管道主要集中于东部地区，包括“川气东送”、榆济输气管道、山东管网和珠海横滨输气管道 4 条天然气管道，总长度为 4546 公里，约占全国天然气长输管道的 6%，管网覆盖面积较有限。中海油管道资产较少，共 8 个长输管线项目，支干线管道总长 4163 公里，约占全国天然气长输管道的 5%，主要分布在广东、福建、海南、浙江、山东 5 个省。此外，内蒙古西部天然气股份有限公司、大唐集团、张家口应张天然气等公司运营少量长输管道，包括长呼线、长呼复线、阜沈线（阜新—沈阳）、应张天然气管道等。3.4.2. 省管网公司 作为我国天然气管网系统重要组成部分，省级管网公司是我国重要的天然气运输商、承销商，有的还是本省（市）内天然气的供应商，省级管网公司的发展对于我国天然气产业的发展具有重要作用。目前全国有 20 多个省份组建了 30 多家省级天然气管网公司，主要职责为统一规划、建设及运营管理省内天然气管网及承担天然气输配、购销业务等。目前还有新疆、西藏等少数省份并没有建立自己的省网公司，其省内的天然气输配业务主要由上游资源方旗下的管道销售公司直接供应。目前全国省网公司，参股最多的是中石化，参股及了 10 家省网公司，其次是中石油 8 家，中海油 6 家。从经营模式的角度出发，省级管网公司模式可大致归纳为四大类：代输、统购统销、开放型、一体型。“统购统销”模式下，省级管网公司具有两种身份：当面对的客户是城市燃气企业时，是批发商的角色；当面对的客户是工业等直供用户时，扮演零售商的角色。除浙江省外，国内其他地方，如果气源比较单一，政府推行力度不大，实行“统购统销”的模式难度很大。“代输”模式下，省级管网公司相当于增加一个身份：具有一定代输（承运）功能的批发商。例如，广东省实行代输模式，一方面赋予广东省天然气管网有限公司买卖气的权利，省管网公司可以统筹采购并销售给城市燃气公司等终端用户；另一方面，广东省内发电、工业等具有一定规模的大用户也可选择直接与供气商签订合同，由省管网公司提供代输服务，收取管输费。“开放型”模式下，省级管网公司主要体现为一种身份：运输商。例如，江苏省实行开放型管网运营模式，天然气从省门站到终端用户产业链环节较少，上游供应商可直接为电厂及化工用户直供。“一体型”模式下，省管网公司同时集三种身份于一身：批发商、零售商与运输商。例如，上海境内高压管网负责从管网主干线直接接气进入城市门站，事实上承担了省级管网功能，这类管网公司尽管承担省级管网职能，但被视为属于下游城市燃气企业的组成部分。4. 天然气产业链和定价体系概览4.1. 中国天然气产业链 天然气产业链分为三个部分：上游勘探生产、中游运输以及下游分销。上游勘探生产：主要指天然气的勘探开发，相关资源集中于中石油、中石化和中海油。此外，还包括 LNG 海外进口部分，目前我国 LNG 接收站也集中于中海油等国有综合油气公司，此外深圳燃气、广汇能源、新奥集团等企业也拥有一定规模的 LNG 接收站。中游运输：包括通过长输管网、省级运输管道、LNG 运输船和运输车等。我国的天然气中游此前呈现垄断性，中石油、中石化和中海油居于主导地位，未来由国家管网公司统一管理，市场将逐步放开。下游分销：主要由燃气公司从事该项业务，除燃气分销以外，燃气公司主业还包括燃气接驳、燃气运营和燃气设备代销等，服务于居民、工商业等用户。4.2. 中国天然气定价体系 中国天然气价格从出厂环节到零售环节分为出厂价、门站价、零售价。其中，门站价为国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，主要由出厂价和管输费组成；站价考虑配气价后决定。出厂价和门站价的定价机制目前由国家发改委制定核准，门站价格以下销售价格则由省级价格主管部门核准。门站价=发改委定价+上下浮动空间井口价=门站价-长输管网管输费终端销售价格=门站价+管输费（长输+省网）+配售费+配售环节利润其中，管输费和配售环节都参照公用事业模式管理，由发改委制定的最高收益率给定4.3. 全球天然气定价体系及对国内影响路径 全球天然气市场发展受限于地理上的区域分割，天然气国际贸易大多数是通过管线或船运达成交易，地理上的限制与昂贵的运输费用（长途国际管道建设和液化天然气船运费用）都在不同程度上限制了区域之间的贸易往来，使得天然气市场具有明确的区域特性，并形成了 4 个相互独立的自然天然气定价体系。1）美英：市场化定价北美和英国实行不同气源之间的竞争定价。这 3 国政府以往都在一定水平上对井口价格进行干预，但随着天然气市场与监管政策的发展，供应端出现了充足并富有竞争力的多元供应，用户能够在众多供应商中自由选择，管输系统四通八达并实现了非歧视性的“第三方准入”。在此基础上，天然气作为商品的短期贸易在很大程度上庖代了长期合同。在北美形成了以亨利枢纽（Henry Hub）为核心的定价系统，在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点（NBP）。尽管采用相同的商品定价机制，但北美与英国的天然气市场还是相互独立的。2）欧洲大陆：与油价挂钩的定价政策欧洲大陆采用的是与油价挂钩的定价政策来开展天然气贸易。这一模式源于荷兰在 1962年针对格罗宁根（Groningen）超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。该政策将天然气价格调整与 3 种石油燃料（柴油、高硫和低硫重质燃油）的市场价格按照百分比挂钩，然后根据“传递要素”进行调整来分担风险。这一模式随后被出口合同所采用，进而影响东北亚的 LNG 定价。欧盟虽然出台了多个天然气法令来建立统一的天然气市场，但由于国与国之间、企业与企业之间、管道与管道之间的分割，至今还没有做到像美国那样的自由准入和具有市场流动性。3）东北亚：与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价东北亚（日本、韩国、中国台湾、中国大陆）的 LNG 贸易定价体系源自日本。由于日本当年引进 LNG 主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价公式。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状，但目前尚无供需双方都能接受的其他方式，只能通过设定 JCC 封顶价格和封底价格的方式来规避风险。4）俄罗斯与中亚地区：双边垄断的定价模式俄罗斯与中亚地区采用双边垄断（垄断出口和垄断进口）的定价模式，通常采用政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。目前我国天然气来源为国产天然气、进口 LNG、进口管道气，且定价机制呈“三足鼎立”之态。国产天然气基于成本加成原则定价；进口 LNG 合同价格与原油价格（JCC）挂钩，并通过引入 S 曲线等封顶机制，规避一定的市场风险；进口管道天然气来自前苏联加盟共和国，其定价方法被国际天然气联盟描述为“双边垄断”的政府谈判价，具有很大的不确定性。这三种定价机制都没有与其他能源挂钩，而进口气与国产气的价差也造成了一系列的市场衔接问题。因此，将中国的情况与欧洲大陆和英美市场相比，我国的天然气价格改革的理想状态可以从两大方面着手：促进天然气定价向竞争性定价演变；天然气与其他替代能源价格合理挂钩。目前，由于我国的天然气基础没有美英那么成熟与完善，因此从不同能源间的竞争切入天然气价格形成机制可能更加符合国情。欧洲大陆市场跟中国有很多相似之处。欧洲大陆从天然气市场起步阶段就使气价与整个能源体系挂钩。欧洲的涉外天然气贸易理论表明，净回值价格体系是成熟的，并在一定程度上是契合市场纪律的，它能够代表天然气在能源市场中的替代价值，也能体现天然气买卖双方的利益，因此获得国际市场的支持。中国在进口天然气时，依据国内市场建立自身的净回值价格体系具备一定的国际基础，并存在被国际市场接受的可能性。4.4. 中游 4.4.1. 天然气管网从我国天然气管道目前的建设进度来看，截至 2018 年底，我国天然气干线管道总里程达7.6 万千米，一次输气能力达 3200 亿立方米。我国以西气东输系统、川气东送系统、陕京系统为主要干线的基干管网基本成形，联络天然气管网包括忠武线、中贵线、兰银线等陆续开通，京津冀、长三角、珠三角等区域性天然气管网逐步完善，我国已基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局。4.4.2. 储气设施 天然气储存环节包括地下储气库储气、LNG 储罐储气、CNG 储罐储气等。此外，还有 ANG（吸附天然气）储气、NGH（天然气水合物）储气以及近临界流体储气等方法，后几种方法由于工艺较复杂，且尚在研究阶段。地下储气库成本相对较低，储气效果好，技术相对成熟，库容量总和占到了世界天然气储存设施容量总和的 90%以上。CNG 储罐储气做出事故反应迅速，能直接降压作为供气源为管网供气，一般可作为日调峰、小时调峰和应急供气用，但是建设成本高，储存量小。LNG 储罐储气储存量大，事故反应迅速，具有“只进不出”的特点，可以将暂时富余的LNG 气化存入储气罐，但不会将气态天然气液化储存。LNG 储气库的储气成本与国际油价具有较强的相关性，受国际 LNG 现货市场价格波动和供求关系影响的风险较大。目前，我国天然气储气建设的目标是形成以地下储气库为主、大型 LNG 常压储罐为辅、城市管网、CNG 储罐和 LNG 压力储罐为零星补充的、具有多级事故应急与调峰储气功能的大型应急储气系统。目前，我国已建成 27 座地下储气库，其中气藏型储气库 25 座，盐穴型储气库 2 座。目前国内储气库运营商主要是中国石油和中国石化两家，其中中国石油已建成 24 座（油气藏型 23 座，盐穴型 1 座）；中国石化建成 3 座（油气藏型 2 座，盐穴型 1 座）。5. 投资观点和重点公司（略，详见报告原文）天然气是清洁性、经济性、安全性比较均衡的能源类型，且在可再生能源发展过程中将起到重要过度作用。预计中国天然气需求增速 8%。供给端，国家管网公司成立后有望加速上游开放、下游集中度提升、以及中游管输储运设施建设提速。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：天风证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

本网讯（记者李敏）66岁的任先生家里一直使用的是焦化煤气，“慢”“软”是常态。“小区里贴出了通告，过几天就要进行管网改造了，把焦化气改成天然气，火够硬，做饭就更快了！”任先生高兴地说。为解决居民用气问题，消除安全隐患，按照计划，我市对原煤气输配管道和设备有计划分期、分批进行改造更换，用三年时间完成天然气置换管网改造工作，今年将启动二期工程。据了解，目前，承德城市燃气有限责任公司运行的燃气管网已近20年，尤其是早期铺设的近90公里灰口铸铁管道已不符合现行城镇燃气设计规范要求，每年因管道老化造成的燃气泄漏事故时有发生。为消除隐患，根据《承德市天然气置换焦化煤气–掺混站工程可行性研究报告》和《承德市天然气置换焦化煤气工程安全论证分析报告》的要求，对原煤气输配管道和设备有计划分期、分批进行改造更换。本项目包含管网改造、室内管道改造、调压设备更换等工程，自2020年5月1日起，分三期实施天然气置换燃气管网改造工作,计划于2023年10月31日完工，建设总投资为39989.93万元。2020年我市已启动一期工程，改造范围包括双桥区世纪城区域、铁路区域、武烈路区域、东环路区域，改造41个居民小区约22684户。今年，我市将实施天然气管网改造70公里，同时5月1日启动二期工程，改造范围为双桥区都统府大街、广仁大街区域、牛圈子沟区域、水泉沟区域、石洞子沟和双滦区中心大街、三岔口区域。二期工程计划改造113个居民小区约42000户。【来源：承德市人民政府】声明：转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请作者持权属证明与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。 邮箱地址：newmedia@xxcb.cn

近日，市工程咨询院顺利中标河套热源厂项目可行性研究报告评估、节能报告项目及煤炭减量替代方案编制三项目，中标额共21万元。中标后，咨询院第一时间开展项目相关工作，切实保障民生供热工程进展。河套热源厂项目旨在解决红岛经济区缺少大型集中热源支撑，且燃气、水源、谷电等供热方式在经济性、可靠性等方面难以全面保障的实际困难，尤其是2016年底实施全域村改后，目前安置区陆续建成回迁，区域集中供热短时间内负荷激增的情况，建成后将极大缓解区域内热源供应。（完）【来源：青岛发改委】声明：转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请作者持权属证明与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。 邮箱地址：newmedia@xxcb.cn

中国天然气产业大省——广东省正迎来天然气终端发展“爆发期”。12月8日，广州发展集团股份有限公司（600098.SH，下称广州发展）公告称，总投资约6.9亿元的天然气分布式能源站项目，获广州市发改委批准。该项目位于广州市从化区明珠生物医药健康产业园，是广州发展全资子公司——广州发展电力集团有限公司（下称广州电力）投资建设的天然气分布式能源站项目(下称明珠天然气项目)。项目拟建设两台4万千瓦级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组及相关辅助设施，通过广州发展另一全资子公司——广州燃气集团有限公司（下称广州燃气）管网接入天然气，采用气源为西气东输二线气源。该项目总资本金为2.07亿元，占总投资的三成，由广州电力通过广州发展宝珠能源站有限公司按项目实际进度分期出资。资本金以外投资4.8亿元，则通过融资方式解决。预计建成后，明珠天然气项目的年供热量为96×104GJ，年发电量为465.6GWh，机组年利用小时数6000小时，年平均热电比为59.05%。根据项目可行性研究报告，明珠天然气项目建设期预计16个月，项目内部收益率（税后投资回报率）将为7.94%，预计投资回收期为11.04年。这是广州发展今年斥巨资投建的第二个天然气终端项目。8月22日，广州发展公告称，子公司广州燃气将投资建设广州LNG（液化天然气）应急调峰气源站项目（下称广州LNG项目），项目首期投资为43.8亿元，自有资金15.2亿元，其余资金通过银行贷款或其他融资方式解决。广州发展表示，这是为了提高天然气应急调峰和储气能力，提高公司自主气源组织能力。目前，广州市尚无独立自主的应急调峰储气设施。广州LNG项目预计建造一座可靠泊14.7万立方米LNG船舶的LNG接卸专用码头，及建设LNG储罐，首期建设两座16立方米LNG储罐。预计项目建设期为三年，建成后，其罐区工程能满足广州市天然气应急外输十天的要求。根据项目可行性研究报告，广州LNG项目投资财务内部收益率(税后投资回报率) 为5.89%，预计项目投资回收期为14.77 年。广州燃气是广州市城市燃气高压管网建设和购销主体，拥有基本覆盖广州市全区域的高、中压天然气管网，统筹全市上游气源购销，是广东省内最大的本土燃气企业。除广州燃气等本土燃气企业布局LNG终端外，两大国有石油公司亦在广东参与建设新LNG项目，投资规模以亿元计。10月9日，广东省揭阳市滨海新区建设领导小组第六次会议透露，由中国石油天然气集团公司广东石化公司投资80亿元的昆仑能源揭阳LNG项目，正在抓紧开展前期工作。项目涉及2.7平方公里土地的地质勘探，已于9月中旬启动详勘工作。8月1日，中国海油集团有限公司（下称中海油）深圳LNG接收站迎来投产运营。深圳LNG是中国海油第九座LNG接收站，也是国内一次性建设规模最大的LNG接收站，设计处理规模达400万吨/年。该项目由中海油与深圳能源集团共同出资组建，分别占股70%和30%，建设周期为4年。中海油目前的LNG总接收能力为3380万吨/年，是广东天然气市场最大的供应商。其还在广东推进粤东LNG配套管线、珠海LNG液态外输设施扩建项目和天然气发电厂的建设。中海油旗下的中山嘉明电厂可满足中山市一半的社会用电，是国内单厂规模最大的天然气发电厂，承担着广东电网供电“主力军”任务。截至去年底，中海油已建成六家天然气发电厂，总装机容量超过800万千瓦，其还拥有138万千瓦的在建天然气发电厂，具体投资规模尚未公布。中海油发力广东市场，与其油气上游来源不无关系。截至去年底，中海油在南海共有54个在产油气田，其中天然气达到1500多万立方米。

热源环保设备升级及供热管网改造项目 1、项目基本情况 公司拟通过本项目实现伊宁供热燃煤锅炉的节能和超低排放改造以及部分主干管网的更新换代。本项目的成功实施，有助于公司有效落实地方清洁取暖要 求，提高供热效率。 2、项目实施的必要性 （1）落实清洁取暖实施方案，实现燃煤锅炉节能和超低排放改造 为减少大气污染物排放，促进清洁供暖工作开展，2019年以来，新疆维吾尔自治区发改委会同自治区工信厅、财政厅等12个厅局，伊犁州人民政府相继制定《新疆维吾尔自治区清洁取暖实施方案（2018-2021年）》、《伊犁州直清洁取暖实施方案（2018-2021年）》，进一步提高了燃煤锅炉的环保要求：城市城区的燃煤锅炉必须达到超低排放，每小时65蒸吨及以上燃煤锅炉全部实施节能和超低排放改造，燃气锅炉基本完成低氮改造，推进燃煤锅炉“以大代小”和节能环保综合改造，开展燃煤锅炉超高能效和超低排放示范，推广高效节能环保煤粉锅炉。伊宁供热第三热源是伊宁供热最主要的调峰热源，于2005年建成投产，现存2台46MW、1台70MW燃煤锅炉。为切实落实《新疆维吾尔自治区清洁取暖实施方案（2018-2021年）》、《伊犁州直清洁取暖实施方案（2018-2021年）》等相关规定，完成节能和超低排放改造，公司拟对伊宁供热第三热源进行环保设备升级。伊宁供热第三热源将投入石灰石膏法烟气脱硫系统、布袋除尘系统、湿式电除尘器等脱硫、除尘、脱硝设备，投产后可达到国家和地方超低排放标准，进一步降低空气中烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放。该项目的实施，符合国家和地方环境治理的需要，具有很强的环境效应和社会效应。 （2）完成主干管网更新换代，提升公共配套服务质量与供热效率 城市集中供热涉及国计民生，热源及供热管网作为重要的城市基础设施，是城市正常运行和健康发展的物质基础。伊宁供热作为伊宁市规模最大、最主要的热力供应企业，截至2019年6月末，其管径在DN400以上的供热管网长度约13.8公里，管径低于DN400的供热支线长度约14.2公里，合计约28公里。国务院于2013年发布《国务院关于加强城市基础设施建设的意见》，对加强和改进城市基础设施建设提出，坚持先地下、后地上，优先加强供水、供气、供热、电力、通信、公共交通、物流配送、防灾避险等与民生密切相关的基础设施建设，加强老旧基础设施改造。伊宁供热现有的热源与供热管网中，部分主管管网投产较早，经长期运行已经出现一定程度磨损，功效降低，潜在故障隐患对区域集中供热的可靠性、稳定性形成不利影响。本项目建成投产后，将完成现有老旧主干管网的更新换代，有利于提升公共配套服务质量，消除安全隐患，保障城市运行安全。同时，供热管网完成更新换代，可有效降低供热损耗，提升供热效率，从而降低公司供热成本。 （3）扩大业务规模，满足供热片区热负荷快速增长的需要 近年来，随着伊宁供热城市化的推进以及政府对分散燃煤锅炉专项整治的深入，新增供热片区以及原有通过小型燃煤锅炉供暖的区域逐步进行管网升级改造，接入集中供热管网，伊宁市热负荷需求增长显著。与此同时，伊宁供热部分主干管网长期满负荷运行，已无法满足新增供热需求，迫切需要扩建、改造升级。本项目建成投产后，将有效提升伊宁供热的供热质量，有利于抓住伊宁市热负荷需求快速增长的机遇，扩大业务规模，提高经营业绩。 3、项目实施的可行性 （1）项目符合当前产业政策导向 根据国家发改委印发的《产业结构调整指导目录（2019年本）》，大气污染治理装备系国家鼓励项目，公司热源环保设备升级属于国家鼓励项目。同时，本项目是公司积极贯彻《打赢蓝天保卫战三年行动计划》、《新疆维吾尔自治区清洁取暖实施方案（2018-2021年）》、《伊犁州直清洁取暖实施方案（2018-2021年）》等文件精神的重要举措，符合当前产业政策导向。 （2）伊宁供热拥有丰富的项目建设和运营经验，保障项目顺利实施 伊宁供热系伊宁市规模最大、最主要的热力供应企业，同时东方环宇在新疆地区拥有超过十年从事公用事业行业投资、运行、经营和管理的经验。公司经过多年的运营时间，在供热项目运营方面积累了丰富的管理经验，汇聚了大批成熟的从业人员，形成了一支稳定且经验丰富的核心团队，较好的保证了项目的安全、稳定运营。 4、项目投资概算 热源环保设备升级及供热管网改造项目预计总投资17,060.15万元，拟使用募集资金13,000.00万元。 5、项目预期收益 热源环保设备升级及供热管网改造项目内部收益率为13.08%，投资回收期为9.28年，具有良好的经济效益。 6、项目实施主体 本项目实施主体为控股子公司伊宁供热。 7、项目涉及报批事项情况 2020年5月26日，伊宁市发展和改革委员会出具《伊宁市投资项目备案证》（伊市投资备案[2020]12号），对伊宁供热“热源环保设备升级及供热管网改造项目”予以备案，项目备案的投资总额为17,060.15万元。2020年6月11日，伊犁州生态环境局伊宁市分局出具《关于对伊宁市供热有限公司热源环保设备升级及供热管网改造建设项目环境影响报告表的批复》（伊市环发[2020]31号），对公司热源环保设备升级及供热管网改造项目环境影响报告表予以批复。

河南蓝天燃气股份有限公司（以下简称蓝天燃气）2021年1月29日正式登陆A股，成为目前驻马店的唯一一家A股上市公司。根据招股书，2018年度至2019年度，蓝天燃气实现营业收入约32.06亿元、36.33亿元，实现净利润2.97亿元、3.26亿元，预计2020年全年可实现营业收入为36亿元至38亿元，扣非归母净利润为3.1亿元至3.3亿元。值得注意的是，蓝天燃气是河南省天然气支干线管网覆盖范围较广、输气规模较大的综合性燃气企业，主要从事河南省内的管道天然气业务、城市燃气等业务，位于天然气产业链的中下游。此次，蓝天燃气拟募集资金8.71亿元，将分别用于驻马店乡镇天然气利用工程和驻马店乡镇天然气利用工程（新蔡县）。区域龙头优势显著分输气量始终占据河南首位2002年成立，蓝天燃气致力于管道天然气业务的运营，从2010年开始进入城市天然气业务板块，2015年8月，蓝天燃气在新三板挂牌，作为驻马店市本土企业正式进军资本市场。据了解，天然气生产过程主要分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节，上游生产包括天然气开采和净化，某些情况下会进一步压缩或液化；中游输送指将天然气由净化厂通过长输管道输往下游分销商指定输送点；下游分销涉及向终端用户提供天然气。而蓝天燃气正是位于天然气产业链的中下游，据招股书介绍，蓝天燃气主要运营管理项目为国家西气东输一线豫南支线、国家西气东输二线南驻支线、博薛支线三条高压天然气长输管道，以及驻东支线、新长输气管道两条地方输配支线；公司天然气支干线总长度700多公里，覆盖区域人口5000多万。蓝天燃气还向郑州市、新郑市、许昌市、漯河市、驻马店市、平顶山市、信阳市、新乡市等地供应天然气，取得了驻马店中心规划区、正阳县、上蔡县、新蔡县、确山县、泌阳县、平舆县、遂平县、汝南县、西平县、新郑市城区、薛店镇、封丘县、延津县、原阳县、长垣县等特定区域的燃气特许经营权，所在地区城市管网总长度2486.49公里。值得一提的是，豫南支线于2004年8月建成通气，由于最先在该区域建设天然气支干线，已积累一批成熟的天然气用户，在天然气长输管道业务领域具有区域先发优势。而南驻支线于2011年6月建成通气，与豫南支线对接于驻马店分输站，形成了由西气东输一线、西气东输二线双气源构成的互联互通的长输管网系统，从而巩固了在河南省南部的先发优势。目前，博薛支线已经建成，使得公司长输管网覆盖区域延伸至豫中、豫北地区，为公司增加了来自山西煤层气的气源。上述方式实现了河南省南北区域天然气管道的互连互通，扩大了蓝天燃气的销售市场，形成了领先于竞争对手的优势，也提升了其市场地位。同时，在同一城市或同一区域实行独家特许经营。城市管道燃气是城市基础设施，为广大居民及工商业主提供燃气供应服务，属于公用事业类行业，因此国内燃气运营企业向异地城市扩张起步较晚，主要是本地企业经营本地城市燃气供应。蓝天燃气作为河南省能源系统先进工作单位，利用自身专业化、规模化的经营优势，不断扩大管网覆盖范围，同时加快拓展城市及乡镇燃气业务，进一步向下游产业链条延伸。天然气管道稳定运营多年，分输气量始终占据河南首位。此外，天然气行业中三大巨头中的中石油作为蓝天燃气的主要供应商，二者一直保持稳定的合作关系，2012年度-2015年度中石油向蓝天燃气分别供应了7.79亿立方米、8.79亿立方米、9.29亿立方米、9.29亿立方米天然气。除与中石油签署天然气采购合同外，蓝天燃气同时积极拓展其他天然气气源，与多家天然气供应商签署了天然气采购合同，具有显著的气源稳定优势。天然气应用进入快速发展期国家发改委印发的《加快推进天然气利用的意见》（发改能源〔2017〕1217号）中提到，要求到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比达到10%；到2030年，天然气在一次能源消费中的占比提高到15%。近年来河南省天然气应用进入快速发展期，河南省人民政府在《河南省能源中长期发展规划（2012~2030年）》中指出，要全面推进“气化河南”工程，争取2030年全省天然气利用量达到420亿立方米以上，长输管道突破1万公里，全部乡镇和新型农村社区用上管道燃气，天然气使用人口达到7000万人。根据华经产业研究院发布的《2020-2025年中国天然气行业市场行情动态分析及发展前景趋势预测报告》，河南省城市天然气用气户从2013年的405.5万户增长至2018年的743.7万户，城市天然气普及率达96.3%。天然气的使用与居民的生活紧密相关，属于居民的基本消费，随着经济发展和人们生活水平的提高，天然气的使用量保持平稳增长。而区域经济的发展，有利于天然气产业市场的培育，可以促进市场开发；区域经济发展越好，天然气需求越大，天然气产业发展的基础越好。在中石油供气量持续增加及下游天然气应用逐步普及的情况下，公司长输管道输送能力利用率呈现增长趋势。随着河南省南部地区经济社会的发展，该地区的天然气需求量仍将增加，公司拥有的天然气长输管道输送气量也将进一步增加，管道天然气业务的输送能力利用率还将得到进一步提升。因管道天然气业务具有公用事业特性及能源项目特性，利润水平及变化趋势相对稳定。而燃气行业具有单位毛利水平稳定、波动小的特征，主要依靠销售量的增长来实现规模效应，推动行业整体利润水平稳步提升。近年来天然气消费量的增长使得城市燃气行业总利润大幅增长，这给蓝天燃气的发展也带来了机会。募投项目将有利于巩固市场占有率招股书中提到，蓝天燃气将抓住能源消费结构调整和天然气产业快速发展的契机，利用自身专业化、规模化经营优势，不断扩大管网覆盖范围，积极发展用气均衡稳定的天然气用户，提升在河南市场的占有率；同时加快拓展城市燃气业务，进一步向下游延伸产业链条，稳步提高公司业务规模，提升公司盈利能力和利润水平。根据蓝天燃气招股书，本次将公开发行6550万股，拟募资8.71亿元，发行募集资金将用于分别用于驻马店乡镇天然气利用工程和驻马店乡镇天然气利用工程（新蔡县）。其中，驻马店乡镇天然气利用工程拟投资7.71亿元，驻马店乡镇天然气利用工程（新蔡县）拟投资1亿元，项目总建设期4年。蓝天燃气称，根据项目可行性研究报告，驻马店乡镇天然气利用工程项目（不含新蔡县）税后全部投资财务内部收益率预计为8.56%；驻马店乡镇天然气利用工程项目（新蔡县）税后全部投资财务内部收益率预计为8.19%，募投项目具有较好的盈利和投资回收能力。招股书中表示，此次募集资金投资项目有利于拓展蓝天燃气主营业务，巩固公司市场占有率。作为城乡统筹基础设施一体化的载体和基础设施向农村延伸的出发点，中心镇和一般乡镇的建设与发展离不开完善的城镇燃气配套设施。公司拟以驻马店市为中心，辐射周边乡镇，进一步推进城镇燃气化，满足及贯彻城乡统筹发展及推进新型城镇化建设之需。项目完成后，蓝天燃气的供气范围将得到扩大，天然气输配能力、管网的整体运行效率及供气的安全性和稳定性均能得到提高，从而进一步提升公司的竞争能力，提高盈利水平，增加利润增长点。蓝天燃气董事长兼总经理陈启勇在首次公开发行A股网上投资者交流会表示，一方面，蓝天燃气将坚定立足燃气领域，以持续强化核心业务为发展中心，积极拓展和延伸上下游产业链，开发增值服务，扩充燃气服务外延。另一方面，将朝着生产销售专业化、市场开发全面化的发展目标迈进，形成科学的、可持续发展的战略规划；实现从单一天然气供应商到复合能源供应商的转变，进而实现由单一产业链到全产业供应链这一质的跨越。“公司将在现有基础上，大力开发市场，增强管网运营能力，加强与上游合作，争取建设成为国内一流的综合性燃气集团。”陈启勇说。 文/林幼妮每日经济新闻

“十四五”行业发展整体呈现上升趋势-现代煤化工行业项目可行性研究报告1、现代煤化工行业“十四五”规划指南1.1发展成绩和突出问题（一）现代煤化工行业范畴；现代煤化工是以煤为原料，采用先进技术和加工手段生产清洁染料和化工产品的产业。主要包括煤制油、煤制天然气、低阶煤分质利用、煤制烯烃、煤制乙二纯、煤制甲醇和氢能。（二）现代煤化工行业的地位和作用。现代煤化工是促进煤炭清洁高效利用和油气补充的重要方式，是国家能源生产和消费革命的重要内容。截至2019年底，我国煤化工产业的原料煤转化量约1.55亿标准煤，约占煤炭消费量的5.6%。现代煤化工2019年产能和产量（三）现代煤化工行业“十三五”主要成绩1）行业整体规模持续增长。2015-2019年，现代煤化工行业整体规模保持持续增长态势。煤制油、煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯烃、甲醇制烯烃、煤制乙二醇年均增长率分别为35.8%、13.2%、6.6%、21.5%、12.4%、19.5%。2）生产运行水平不断提高。从2015到2019年，现代煤化工行业开工率持续增长，资源能源消耗不断下降。直接液化、间接液化、煤制天然气的综合能耗、原料煤耗、新鲜水耗已达到或好于国家标准要求。煤制烯烃甲醇消耗下降至3.1吨/吨烯烃，水耗下降至14.5-24吨/吨烯烃。煤制乙二醇方面，乙二醇能耗由3吨标煤下降至2.6吨标煤，加氢催化剂寿命从2000小时提高到5000小时，DMO反应器单台能力由5万吨/年提升至10万吨/年，乙二醇合成反应器单台能力由5万吨/年提升至10万吨/年。3）综合技术水平国际领先。①大型煤气化技术已得到广泛应用；②直接液化技术实现长周期商业运行；③低温费托合成技术进一步优化示范；④高温费托合成技术产业化示范成功；⑤自主甲烷成套技术研究实验取得阶段成果；⑥甲醇制烯烃技术经商业验证成熟可行；⑦合成气制乙二醇自主化技术不断应用；⑧智能工厂建设逐步推进。4）煤制化学品行业贡献增强。①煤（甲醇）制烯烃2019年产量占比21.5%，消费量占比19.7%，成为石化烯烃的重要补充。下游以聚烯烃产品为主，东部沿海高VA含量EVA和环氧乙烷衍生物等得到应用；②煤制乙二醇行业占比快速提高，2019年产量占比41%；消费量占比17.8%，产品质量逐渐向好，产品在纤维级聚酯、瓶级聚酯、长纤和短纤领域得到了应用，个别领先企业瓶级聚酯可全部使用煤制乙二醇；③煤制甲醇成为生产主体，2019年煤制甲醇产量占甲醇总产量比例为83.3%，其中采用先进煤气化技术的产能占比61.9%，产量占比75.5%。同时，2015-2019年淘汰落后产能745万吨/年，退出企业135家。5）清洁生产和环保水平提高。①高难度污水处理技术、高效酚氨回收、含酚废水、高盐水技术逐步完善，酚氨回收工艺走向成熟，粉煤气化污水“近零排放”基本成熟。②承受了污染物排放最严要求考验，部分项目率先执行了超低排放，西部地区执行污水”近零排放“，废渣综合利用率逐步提高。6）相对集约发展格局形成。“十三五”期间初步形成了以“三西+宁夏”为核心，以新疆青海为补充，以东部沿海为外延的产业发展格局。（四）现代煤化工行业面临的主要问题1）多数煤化工项目运行艰难，受油气价格下跌赢下大；2）示范项目进展缓慢，技术升级示范任务难以落实；3）煤制乙二醇产能提速，技术经济风险犹存；4）资源环境安全约束加强，配套条件落实难度大；5）煤灰渣处置和综合利用成为清洁生产新难点。1.2关注重点和行业热点1）现代煤化工如何在低油价下运行：如果油价长期运行于30-50美元/桶，现代煤化工行业将持续承受经济性压力。行业焦点1：现代煤化工能在多大程度上通过技术进步和强化管理而抵御低油价冲击。现代煤化工对低油价的承受能力2）煤制油气技术储备和产能储备功能如何落实。低油气价格走势预期严重影响着煤制油气产业前景的判断，迫于市场竞争压力，部分油气产能不得不转产或联产化学品，产能储备功能受到影响。煤制油气示范项目仍自行筹划，适应市场竞争，谋求生存和发展空间。行业焦点2：煤制油气产业如何同时满足“国家需要”和“市场需要”的双向要求是行业关注的焦点。3）煤制烯烃如何推进产业升级和产业融合发展。煤制烯烃的下游与石化烯烃市场接轨，而石化烯烃目前成长快速，进口烯烃及下游产品的竞争力强，煤制烯烃面临着双重冲击。行业焦点3：煤制烯烃如果尽快、更好地形成西部烯烃化学品供应中心、引发西部特色有机原料和化工产品市场，带动下游产业聚集发展。4）煤制乙二醇如何快速提质增效和找准市场定位。煤制乙二醇投资加速，但难以抵抗石化乙二醇和进口乙二醇的激烈竞争，2020年上半年，煤制乙二醇整体开工率30-40%，行业运行压力巨大。目前煤制乙二醇市场定位尚不确定，东部沿海新一轮石化乙二醇由化纤巨头建设，煤制乙二醇进入聚酯市场收窄。行业焦点4：煤制乙二醇如何快速突破技术瓶颈、提质增效降成本，找准目标市场。5）低阶煤分质利用大型化技术成熟度和应用前景如何。低阶煤分质利用是低阶煤清洁高效利用先进方式，但百万吨级大型化关键技术的工业化应用难度大，多种技术路线经尝试后仍存在瓶颈难以打通，升级示范难度大。行业焦点5：百万吨级清洁高效低阶煤分质利用示范技术如何真正实现产业化。低阶煤探明储量大6）纯氢新能源产业如何定位和建立产业体系行业焦点6（甲醇燃料）：甲醇燃料如何走向正规化、专业化；如何消除公众认知误区；如何构建科学、高效、清洁、安全、现代化的甲醇经济产业体系；行业焦点7（化工氢）：如何认识化工氢阶段性作用，发挥化工氢产能经验和技术经验，如何突破氢纯化和储运制约，如何提高氢产业经济性。1.3市场环境和发展趋势1）煤制油气作为自主可控后备能源生产方式。我国已成为第一大原油进口国和天然气进口国，原油和天然气消费数量、进口数量、对外依存度逐年攀升，油气供应安全保障任务紧迫。从能源基础、国家能源战略和能源安全需求看，煤制油气可作为自主可控后备能源生产方式之一。2）石化化工供需结构快速转换：国内千万吨炼化一体化集中投产，2025乙烯自给率73%，丙烯自给率90%；国际上乙烯原料格局不断优化，美国新增乙烯超过1000万吨/年，中东炼化规模不断增长。3）低油价带动石化产业价值链重构。现代煤化工固定成本高，低油价下产品价格下降，直接影响生产效益，导致大面积亏损。4）醇氢能源拓展现代煤化工新领域。①国际甲醇能源应用领域不断开拓。甲醇车用燃料已在丹麦、英国、冰岛、以色列、印度、新西兰等国家开始应用。我国“四省一市”试点成功并加快推广，贵州甲醇汽车已近万台，西安甲醇汽车达8000台以上。IMO限硫令引导甲醇船用燃料替代航运燃料油，双燃料甲醇运输船得到应用，49000吨船舶采用两冲程双燃料发动机制造，可以使用甲醇和传统船用燃料。②氢能成为全球低碳经济重要方向；③我国氢能产业开始起步。5）资源环境约束加强，增大环保投入是必然。从资源环境的约束看，“十四五”期间的约束一定会越来越强，面对水资源、大气超低排放、VOCs治理、固体废物、危化品管控等多个方面的严格要求，现代煤化工必然将加大投入来应对严格的环保安全要求。1.4发展重点和实施路径（一）现代煤化工“十四五”发展方向：1）从追求发展数量，转变到追求发展质量；2）以提高产业竞争力为目标，适度发展；3）加强现代煤化工创新技术研发，寻求技术突破（二）现代煤化工“十四五”发展定位。1）煤制油气——技术储备+产能储备；2）低阶煤分质利用——技术攻关为主，稳步推进百万吨级产业化示范；3）煤制烯烃——市场化为主，优化产业结构和产业布局；4）煤制乙二醇——市场化为主，适度发展；5）煤制甲醇——具备竞争优势，拓宽能源用途，适度发展；6）化工氢——发挥技术实习，跟随需求，产业融合互补发展。（三）现代煤化工“十四五”发展任务1）优化完善现有工厂生产运行。①继续推动已建成的现代煤化工工厂优化完善，实现满负荷连续、稳定、安全、清洁生产运行，降低生产成本。②持续提高生产运行管理水平，运用智能化、工业物联网等工具加大力度管控生产过程，提升运行效率，持续降低能耗、水耗和污染物排放；③持续进行技术改造和工程优化，深入开展工厂填平补齐、挖潜改造，持续提升资产整体价值和利用效率。④积极谋划产品结构升级。煤直接液化开发高品质、特种用途油品，油煤渣开发等高级道路沥青；煤间接液化开发直链α烯烃系列产品、费托蜡系列产品；煤制烯烃积极开发高端产品，发挥多品种牌号生产线作用；煤制乙二醇开发冲压瓶用、长纤聚酯用、高档聚酯用产品。⑤强化市场开拓和客户服务。⑥深入开展行业对标管理。⑦适时开展重点项目后评价。2）稳步开展产业技术升级规范①煤制油直接液化：a）围绕节水、环保、碳减排二害产品增值，开展工艺技术及设备、智能化及数字化控制、特殊机泵、阀门、低温/高温材料以及特种油品的研发与升级示范。b）持续的完善技术装备水平。c）改善项目经济效益。②间接液化：a）优化提升催化剂性能和提高特点产品效率；b）适时开展高温费托技术示范，新型铁基、钴基吠陀合成催化剂进行工业试验；c）进一步提高费托合成核心技术指标，提高烯烃、含氧化合物等化学品产率，实现清洁油品与高附加值精细化学品联产、能化结合示范；d）推进有条件的煤制油项目或煤油共炼项目开展示范升级。③煤制天然气：a）继续开展煤制天然气核心技术和通用技术装备的升级示范；b）推进固定床和气流床组合气化技术的应用；c）开发具有自主知识产权的甲烷化成套工艺技术，开展10亿立方米/年及以上规模的工业化示范；d）以大幅提高合成气中甲烷比例为目标，推动催化气化、加氢气化技术研发和实验示范；e）结合天然气管网改革进程，落实天然气调峰功能；Ⅵ推进有条件的煤制天然气项目示范升级。④低阶煤分质利用：a）针对大规模煤炭分质利用普遍存在的后续气体处理难度大、焦油含尘量高、气液固分离难度大等问题开展工程示范；b）加强热解与气化、燃烧的有机集成，开展煤焦油分质转化技术研究和百万吨级工业示范；c）开展中低温煤焦油教工利用生产化工新材料示范；d）开展半焦绿色增值应用示范；d）开展油、气、化、电多联产的升级示范；e）适时推进有条件的低阶煤分质利用项目开展升级示范。⑤煤制烯烃：提升系统集成化水平，提高资源能源利用率，继续减少污染物排放，应对更严环保要求，推进烯烃下游产品高端化、绿色化。3）升级发展煤制化学品产业①煤制烯烃：a）引导开发西部有机原料和化学品市场；b）拓展下游产品方案；c）推进节能减排类产品方案（煤制烯烃+氧氯化法聚氯乙烯，双氧水法环氧丙烷、双氧水法环氧氯丙烷）煤制烯烃拓展下游产品②煤制乙二醇：a）找到影响产品质量的关键因素和改进措施，提高产品质量和质量稳定性；b）认真总结前期产业化项目建设经验和运行经验，提升系统集成优化水平，推动产业技术升级；c）重点解决单系列反应器放大、优化反应热平衡、提高系统集成水平，降低能耗、物耗和排放；d）依托重大工程，推动关键技术装备、催化剂新突破；e）面向高端市场需求，改进产品质量，逐步跨入长纤、出口聚酯、高档瓶级聚酯等高端市场；f）合理控制产能增长速度，在保证新建产能具有竞争力的前提下稳步推进；g）以技术创新为引领，构建以合成气制乙二醇为核心的多联产方案，联产碳酸二甲酯（DMC）、聚乙醇酸（PGA）等高端产品。③煤制碳一化学品：a）以煤制甲醇为基础，面向醋酸、甲醛、碳酸二甲酯等方向，延伸发展醋酸乙烯、聚甲醛、甲基丙烯酸甲酯（MMA）、季戊四醇等有机原料、化工新材料和高端电子级产品；b）选择先进成熟、环境友好技术路线，带动传统碳一化工产业升级；c）面向塑料污染治理、可降解塑料发展提速趋势，发展碳一化工环保产品。4）推动建立煤制燃料能源战略储备体系。①面向能源技术产被和产能储备定位；②研究落实作为油气储备设施的产业功能；③研究开发费托特色化学品可行性方案。5）稳步推进现代煤化工产业示范区建设。①协调现代煤化工产业示范区的外部支撑条件，落实用地指标、用水指标、环境总量指标、能耗指标等；②在满足黄河流域高质量发展和生态环境红线要求前提下，完善现代煤化工产业示范区总体规划；③结合全国大型煤炭基地开发，构建现代煤化工产业体系，推进现代煤化产业示范区可持续发展。6）逐步构建醇氢新能源供应网络①甲醇经济：a）推进大型甲醇能源基地建设，积极开拓甲醇能源应用领域；b）逐步构建基地化、大规模、低投资高水平的甲醇产能布局；c）全面推动甲醇产业的技术升级和产能升级；d）加强甲醇汽车、甲醇锅炉、甲醇船舶燃料、工业及民用燃料领域的应用规范性；e）带动甲醇能源装备制造业发展；f）推动建立完善的甲醇经济体系。②氢能产业融合发展：a）发挥化工行业氢气技术基础，将化工专业技术人才力量运筹、管理、服务于氢能产业，加强氢纯化与检测、氢储运设施、氢能基础设施（加氢站）等关键技术和装备开发，助力氢能产业成长；b）开展可再生能源制氢与化工产业融合发展示范，以可再生能源制氢助力“绿色零碳化工”。7）加强产业创新和技术创新。①研发新一代煤气化技术，加强催化气化、加氢气化等创新技术研发和产业化示范；②研发合成气一步法制化学品技术，合成气一步法制烯烃、合成气一步法制乙二醇等；③研发制氢新工艺：研发低阶煤分质利用技术；研发更加节能高效的碱性水电解制氢（AEC）技术和高效装备，研发质子交换膜水电解制氢（PEMEC）、固体氧化物水电解制氢（SOEC）等新技术和高效装备。低阶煤分质技术研发方向8）推进产业融合和一体化循环经济建设。探索形成以现代煤化工为核心的油气化电多联产新模式，探索于煤炭、冶金、电力、纺织等产业融合发展，提高煤炭转化整体效益和清洁高效利用水平。现代煤化工行业项目可行性研究报告编制大纲第一章总论1.1项目总论1.2可研报告编制原则及依据1.3项目基本情况1.4建设工期1.5建设条件1.6项目总投资及资金来源1.7结论和建议第二章项目背景、必要性2.1项目政策背景2.2项目行业背景2.3项目建设的必要性2.4项目建设可行性分析2.5必要性及可行性分析结论第三章市场分析及预测3.1行业发展现状及趋势分析3.2我国现代煤化工行业发展现状分析3.3项目SW0T分析3.4市场分析结论第四章项目建设地址及建设条件4.1场址现状4.2场址条件4.3建设条件4.4项目选址4.5结论第五章指导思想、基本原则和目标任务5.1指导思想和基本原则5.2建设目标和任务第六章建设方案6.1设计原则指导思想6.2基本原则6.3项目建设内容6.4核心工程设计方案第七章劳动安全及卫生7.1安全管理7.2安全制度7.3其它安全措施第八章项目组织管理8.1组织体系8.2管理模式8.3人员的来源和培训8.4质量控制第九章招标方案9.1编制依据9.2招标方案9.3招标应遵循的原则第十章投资估算及资金筹措10.1投资估算编制依据10.2工程建设其他费用10.3预备费10.4总投资估算第十一章财务分析11.1评价概述11.2编制原则11.3项目年营业收入估算11.4运营期年成本估算11.5税费11.6利润与利润分配11.7盈亏平衡分析11.8财务评价结论第十二章效益分析12.1经济效益12.2社会效益12.3生态效益第十三章项目风险分析13.1主要风险因素13.2项目风险的分析评估13.3风险防范对策第十四章结论与建议14.1结论14.2建议一、财务附表附表一：销售收入、销售税金及附加估算表附表二：流动资金估算表附表三：投资计划与资金筹措表附表四：固定资产折旧估算表附表五：总成本费用估算表附表六：利润及利润分配表附表七：财务现金流量表服务流程：1.客户问询，双方初步沟通了解项目和服务概况；2.双方协商签订合同协议，约定主要撰写内容、保密注意事项、企业相关材料的提供方法、服务金额等；3.由项目方支付预付款（50%），本公司成立项目团队正式工作；4.项目团队交初稿，项目方可提出补充修改意见；5.项目方付清余款，项目团队向项目方交付报告电子版；另：提供甲级、乙级工程资信资质关联报告：现代煤化工行业项目申请报告现代煤化工行业项目建议书现代煤化工行业项目商业计划书现代煤化工行业项目资金申请报告现代煤化工行业项目节能评估报告现代煤化工行业行业市场研究报告现代煤化工行业项目PPP可行性研究报告现代煤化工行业项目PPP物有所值评价报告现代煤化工行业项目PPP财政承受能力论证报告现代煤化工行业项目资金筹措和融资平衡方案