智通财经APP获悉，近日于北京发布的《中国天然气发展报告(2019)》预计，2019年我国天然气表观消费量将达到3100亿立方米左右，同比增长约10%；2050年前我国天然气消费将保持增长趋势。该报告由国家能源局石油天然气司、国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、自然资源部油气资源战略研究中心联合编写。报告显示，去年，我国天然气表观消费量达到2803亿立方米，同比增长17.5%，日高峰用气量首次突破10亿立方米，全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。从区域消费看，各省天然气消费水平都有明显提升。浙江、河北、河南、陕西四省的消费规模均首次超百亿立方米，全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。国家大力提升勘探开发力度，国产气增量连续两年超百亿立方米。2018年，全国油气勘探开发总投入约2667.6亿元，同比增长20.5%。数据显示，2018年我国天然气产量约为1603亿立方米，同比增加123亿立方米，增速8.3%，其中页岩气约109亿立方米，煤层气为49亿立方米。但天然气进口压力持续加大，进口量进一步攀升。据海关统计，2018年中国天然气进口总量达9039万吨，同比增加31.9%。LNG进口中，澳大利亚占比42%，其次是卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等国。2018-2019年采暖季，上游企业LNG现货采购、销售压力加大，供气企业时段性亏损明显加大。

中国电力新闻网讯 近日，新疆霍尔果斯海关发布数据显示，2018年中亚天然气管道向我国输气474.93亿立方米，同比增长23.08%。据了解，每年从中亚国家输送到国内的天然气约占我国同期消费总量的15%以上，惠及我国27个省。中国电力新闻网讯 近日，新疆霍尔果斯海关发布数据显示，2018年中亚天然气管道向我国输气474.93亿立方米，同比增长23.08%。据了解，每年从中亚国家输送到国内的天然气约占我国同期消费总量的15%以上，惠及我国27个省。中国电力新闻网讯 近日，新疆霍尔果斯海关发布数据显示，2018年中亚天然气管道向我国输气474.93亿立方米，同比增长23.08%。据了解，每年从中亚国家输送到国内的天然气约占我国同期消费总量的15%以上，惠及我国27个省。

　日前于北京发布的《中国天然气发展报告（2019）》预计，2050年前我国天然气消费将保持增长趋势。这份报告由国家能源局石油天然气司、国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、自然资源部油气资源战略研究中心联合编写。报告还预计，2019年我国天然气表观消费量将达到3100亿立方米左右，同比增长约10%。随着我国天然气消费市场的不断成熟，未来工业燃料、城市燃气、发电用气将呈现“三足鼎立”局面近年来，我国天然气消费快速增长。报告显示，2018年，我国天然气表观消费量达到2803亿立方米，同比增长17.5%，日高峰用气量突破10亿立方米，全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。报告认为，当前我国天然气行业发展迎来了战略机遇。从国际趋势看，天然气在世界能源消费结构中占比23%，未来仍具增长潜力。从国内形势看，油气体制改革正在加快推进；经济和社会稳步发展，将带动能源需求持续增长，而天然气在我国能源革命中扮演着重要角色。“加大天然气利用、推动天然气高质量发展是我国能源转型升级的战略举措和现实选择。”国家能源局监管总监李冶在报告发布会上说，要继续扎实推动能源转型升级，努力构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

9月1日，江汉油田涪陵页岩气公司传来喜讯，涪陵页岩气田累计生产页岩气41.67亿立方米，销售页岩气40亿立方米，均比年初计划增加0.06亿立方米，完成年产销量计划的65.83%。今年以来，涪陵页岩气公司积极应对气田老区递减加快、新区开发难度大等困难，进一步优化生产运行，加大增压开采和排水采气力度，完善地面配套系统，强化产销联动，充分释放产能，全力抓实天然气70亿方上产增效领先工程。 立足老区稳产，加大增压开采和排水采气力度。公司坚持生产与研究、地质与工程一体化分析思路，开展常态化动态分析及相关专题分析，采取增压开采、特色排采等有效措施，积极探索电潜泵、射流泵、增压加泡排复合开采等试验，严控老区老井递减。1~8月，焦石坝老区综合递减率为7.92%，特别是2、3月份综合递减率为负，老区日均产气始终维持在1030万立方米以上抓好新井投产，确保产能接替。公司加大源头部署力度，加快实施工作节奏，强化新井生产衔接，加快配套建设步伐，为气田发展持续注入新活力。1至8月，气田累计组织投产脱水站1座、集气站21座、新区新井34口、老区调整井27口，新井投产平均提前23天。持续开展工程提速提效活动。公司细化产能建设工作部署，提前申报井位通过总部论证，建立常态化生产运行管控机制，优化生产运行模式，减少停等时间;持续攻关钻井、压裂新工艺新技术，目前基本形成二代开发技术体系;加快推广应用旋转导向、可溶式桥塞等新工具、新工艺，使钻井周期有效下降，压裂试气效果显著提升,多口气井获日产30万立方米以上高产工业气流。与此同时，公司做好产销衔接，加强与天然气分公司、重庆石油分公司等下游用户的联系，建立应急联动机制，做好产销应急预案，确保用户故障、集输系统故障等应急处置工作，多次正确应对下游增压站停机的异常突发事态，全力确保页岩气平稳、有序供应。气田整体日销量最高攀升至1783万立方米。

当前，我国进入低碳经济时代。天然气作为清洁能源的地位凸显，成为世界能源的重点发展方向之一。另一方面，我国天然气供需矛盾突出，能源安全形势严峻，据专家预测，“十三五”期间，中国天然气供需缺口将达30%—40%左右。2017年冬天，我国天然气供应频频告急，一度出现气荒。　　2016年国务院批复的《促进中部地区崛起“十三五”规划》提到：要依托国家铁路煤运通道、油气管输通道和黄金水运通道，规划建设大型煤炭、石油、天然气储备调峰基地，建成一批能源中转枢纽。　　由此可见，地下储气库作为有效的调峰设施，是天然气产业链必不可少的关键环节。在此背景下，中国石化文23储气库项目应运而生，成为国家“十三五”重点建设工程，承担着为大华北地区“五省二市”供气的任务。　　据了解，文23储气库设计库容104亿立方米，该项目是国内东部地区迄今为止库容最大、工作气量最高、调峰能力最强的天然气储气调峰设施，也是国家“十三五”重点工程及国家发改委产供储销体系建设重点项目。今年8月初，文23储气库3号丛式井场正式投产进气，标志着文23储气库项目一期工程提前1个月完成全部建设施工任务，进入全面注气阶段。目前日注气量达1450万方，累计注气超过16亿方，设施运行安全平稳。　　中石化建设国内最大储气库群　　当前，中国石化在中原油田区域已落实储气库库址16个，落实库容556亿立方米。除了紧锣密鼓建设的文23储气库，“十三五”期间，中国石化还将在中原油田规划新建5个储气库。届时，中国石化将建成国内最大的储气库群，从而开辟保障我国中东部地区天然气供应的新路径。　　为何选择在中原油田建设此项目，这有时代背景。　　历经40余年的勘探开发，中原油田部分油气田进入开发后期，但地下也形成了封闭性良好的油气储集空间，具备了建设储气库得天独厚的条件。　　在建的文23储气库是中原油田建设的第二个储气库，也是国内最大的储气库之一。文23储气库设计库容104亿立方米，建成后将极大缓解华北地区乃至全国在用气高峰期间的用气紧张局面。　　为将文23储气库打造成百年品质工程，设计方案整整讨论了3年。文23储气库能发挥多大功用？文96储气库，可谓文23储气库的“先导实验库”。文96储气库库容5.88亿立方米，是中国石化的首座储气库，自2012年投入使用以来交出了一份优秀“答卷”：2014年夏，榆济天然气管道因山西等地洪涝灾害影响运行，文96储气库应急供气保障管道下游用户用气；2016年冬，北京市民用天然气阶段性短缺，文96储气库每天紧急供气150万立方米……　　在今年3月份，文23储气库项目一期工程5#井场于3月8日晚成功注气，为储气库大规模注气奠定了基础；7月份，3号丛式井场正式投产进气，标志着文23储气库项目一期工程提前1个月完成全部建设施工任务，进入全面注气阶段。目前，该项目3号丛式井场正式投产进气，目前日注气量达1450万方，累计注气超过16亿方，能极大地缓解华北地区乃至全国在用气高峰期间的用气紧张局面。　　文23储气库作为储存天然气的“银行”，是国家天然气战略储气库、中国石化“十三五”重点建设工程，是国家大型天然气储转中心，辐射周边6个省和2个直辖市。位于河南省濮阳市文留镇东北，距已建的文96储气库约10km，是利用已经枯竭的文23气田主块建设的地下储气库。整体设计库容104.21亿立方米，最大调峰能力3600万方/天，是中国石化继文96储气库、金坛储气库之后在建的中东部地区最大储气库，具备季节性调峰、管道干线突发事件下应急供气、保持干线气量平衡三大功能。此外，中国石化还建设有文96、金坛两座储气库，去冬今春，上述两座储气库有效调节天然气管网气源缺口压力，有力保障了天然气供应。　　起步晚、挑战多是业内常态　　中国自20世纪60年代末开始尝试地下储气库建设，1999年才建成第一座真正意义上的商业调峰储气库，即天津大港大张坨地下储气库。截至2015年底，中国共建成地下储气库11座，其中枯竭油气田型储气库10座、盐穴型储气库1座，工作气总量为176亿立方米，主要分布在环渤海和东部地区。　　而与欧美和俄罗斯相比，业内专家指出，中国地下储气库建设起步晚且面临诸多挑战。　　首先是受硬件设施限制，一方面，中国的地质条件与欧美相差甚远，整体构造环境复杂，很难找到优质的浅层枯竭气田作为建库载体，含水层条件也劣于欧美；另一方面，中国的优质、大型建库资源主要位于东北、西南和西北，离消费区较远，且相关的管道系统尚不完善，即使建了地下储气库也很难发挥调峰作用。　　其次是地下储气库运营模式尚不完善，与欧美国家和地区地下储气库的独立运营、市场调节模式不同，目前中国地下储气库的投资和运营主体单一；而且与国外商业储气库相比，中国地下储气库规模较小，无法满足调峰需求，截至2015年底，中国地下储气库调峰能力仅占当年天然气消费量的2.2%，远低于国际上公认比较合理的11%的调峰气比例。另外，中国的储气调峰定价机制尚未形成，成本回收和效益体现困难。　　再次是相关政策措施缺乏可执行性规定，监管力度不够，无法实际落实。虽然已出台了一系列与储气库相关的政策措施，但不够明确，未对储气库融资、价格调节和运营补贴做出具体可执行的规定。　　信阳专业压缩天然气多少钱多措并举补短板　　天然气生产和消费具有明显的同步性和季节性特点，因此，储气调峰是天然气安全有效供应不可或缺的环节，调峰能力也是天然气产业发展成熟程度的重要标志。　　近年来，我国大力推动天然气开发利用，储气调峰能力建设也日益得到重视，截至2017年，储气库规模达到100亿立方米，比2015年增长了45亿立方米，调峰能力约占全年消费总量的4.1%，取得了长足进步。但对照国际天然气产业发展水平和我国天然气市场持续增长的需要，加强储气调峰能力建设是非常紧迫的任务。　　从国际看，目前北美和欧洲天然气利用程度较高的国家，储气库调峰能力占年消费量的20%，世界平均水平超过10%，相对而言，我国现有储气调峰能力还较弱，这也是导致2017年局部地区出现“气荒”的重要因素。　　信阳专业压缩天然气多少钱从我国天然气市场的发展趋势看，按照规划部署，2020年天然气消费量将超过3600亿立方米，2030年将达到6000亿立方米。如果以世界平均水平10%为目标，到2020年，储气调峰能力要在2017年的基础上增加260亿立方米；到2030年，则需增加500亿立方米，加快推动储气能力建设任务紧迫。　　信阳专业压缩天然气多少钱中国石化集团公司总经理助理，胜利石油管理局有限公司执行董事兼总经理、油田分公司总经理孔凡群表示，中国应积极借鉴发达国家经验，积极探索战略储气库建设；细化落实有关激励政策，促进商业储气库加快发展。　　据了解，目前储气库建设运营主要由中国石化在内的少数国企承担，同时，还存在储气库垫底气进项税难以抵扣等现实问题信阳专业压缩天然气多少钱，增加了储气企业的经营负担。而其他一些国家，经过长期发展已建立起国家战略储备和商业储备相结合的储气调峰体系。以日本为代表的发达国家，天然气储备由国家和民间企业共同承担，储备量分别为消费量的30天和50天，有效保证了储气调峰的需要。因此，我国应着手开展国家天然气战略储备基地建设规模和选址论证，积极稳妥推进战略储气设施规划和实施，为推动我国天然气大发展提供更加坚实的支撑。