2020年美国天然气价格是多少啊_2020年美国天然气价格是多少啊

1.天然气的发电燃料是什么？

2.页岩气：美国下的圈套还是中国的机会？

3.欧洲天然气飙升34%，我国天然气会因此暴涨吗？

一、与美国油气储量、产量增长趋势对比

1.石油剩余可储量和产量

美国探明石油可储量在10年以前一直处于增长阶段，10年达到高峰，之后缓慢下降。如果石油产量在3.5×108t以上，储比下降到12以下，石油剩余可储量在40×108t左右为高位平台阶段，美国在1955年进入储量、产量增长高位平台阶段;高位平台阶段，剩余可储量、产量的波动性也较明显，10年剩余可储量和产量均达到顶峰，剩余可储量达到52.69×108t，产量达到53084×104t;1992年结束高位平台阶段，持续时间为37年;其中剩余可储量、产量达到顶峰前的高位平台持续时间为15年，顶峰后的高位平台阶段持续时间为22年(图6-4-1)。

美国的石油储量、产量高位平台阶段持续时间约37年;如果以剩余可储量首次达到24×108t，储比12∶1的1999年为我国进入石油储量、产量的高位平台阶段，考虑到我国为国家石油公司从事石油勘探开发，作风稳健的特点，我国石油储量、产量的高位平台阶段应持续35年左右，到2030年。我国目前石油产量还在缓慢上升，与美国相比，应处于高位平台前半期(图6-4-2)。

图6-4-1 美国历年石油剩余可储量、产量变化趋势图

图6-4-2我国历年石油剩余可储量、产量变化趋势图

2.天然气剩余可储量和产量

美国探明天然气可储量在12年以前一直处于增长阶段，12年达到高峰产量6208×108m3。之后一直处在5000×108m3以上高位。如果以5000×108m3天然气产量为标准，美国1968年开始进入天然气高位平台期。目前已经持续了近40年。可见，天然气的高位平台阶段较石油持续时间要长的多(图6-4-3)。

我国天然气产量还处于快速增长阶段，还没有进入高位平台期，发展空间、时间和潜力都很大，2030年后还会持续发展(图6-4-4)。

图6-4-3 美国天然气剩余可储量、产量变化趋势图

图6-4-4 我国天然气剩余可储量、产量变化趋势图

二、与世界油气储量、产量增长趋势对比

如果以产量达到30×108t为高位平台阶段的开始，则1990年世界石油储量、产量进入高位平台阶段，剩余可储量为1365×108t，当年产量为30.2×108t。目前，世界石油探明储量处于高位平台前半期，剩余可储量和产量均还处于上升阶段，还没有达到高峰，整体走势与我国相近(图6-4-5)。

世界天然气剩余可储量和产量均还处于上升阶段，还没有达到高位平台阶段，这也与我国情况相似(图6-4-6)。

图6-4-5 世界历年石油剩余可储量、产量变化趋势图

图6-4-6 世界历年天然气剩余可储量、产量变化趋势图

总体上，我国石油探明储量、产量已经进入高位平台的前半期，储量、产量高峰还没有到来，高位平台阶段还将持续20年左右;天然气储量产量还没有进入高位平台阶段，发展空间广阔，持续时间会很长，2030年以后天然气在我国一次能源中的地位会进一步突出。

三、预测结果分析

1.石油探明储量处于高位平台，年均探明9×108t可持续25年

“十五”以来，我国石油探明储量进入高位平台期，年均探明达到9×108t水平。2006～2020年，我国石油探明地质储量还将稳定增长，年均探明储量保持在9×108t以上，2020年之后开始下降，逐步下降到2030年的8×108t上下。石油储量主要来自东部、中西部和海域的盆地;东部逐年下降，中西部和海域逐年上升，到2030年，石油探明储量将会呈现东部、中西部和海域各占1/3的格局。

2.石油产量缓慢增长，年均2×108t水平可持续30年以上

“十五”以来，我国石油产量进入稳步增长阶段，年均增长370×104t水平。预计到2020年，年产量从2006年的1.836×108t跃升到2×108t。2×108t水平可保持30年以上，2.1×108t可持续20年;高峰期在2020年以后，高峰值产量2.2×108t左右;25年累计产出50×108～55×108t。2020年以前，东部区石油产量仍占全国产量的1/2左右;之后，中西部和海域产量开始超过东部。到2030年，中西部与海域对全国石油产量的贡献率由目前的44%增加到56%，东部由目前的56%降低到44%。

目前，我国石油产量增长主要来自新增储量，处于新增储量贡献为主的阶段;预计到2030年产量增长将要来自新增储量和提高收率贡献两个方面;随着新增储量的逐步下降，预计到2050年以后，提高收率对产量的贡献将越来越明显。

3.天然气探明储量快速增长，今后25年可以达到翻两番的水平

进入21世纪初，我国天然气勘探成果显著，连续发现克拉2、苏里格、普光、庆深、荔深3－1、龙岗等特大型气田，天然气探明储量呈现快速增长。“十五”期间，年均探明天然气地质储量4800×108m3，“十五”期间探明量等于前50年的累计探明量。2006年，全国探明天然气达到5800×108m3，增长势头强劲。考虑我国天然气市场发展的需求和投资因素，预计到2030年之前，年均探明天然气4000×108～4500×108m3，25年累计探明11×1012m3。储量探明速度呈缓慢下降的趋势，预计到2030年，年均探明储量仍保持在3500×108m3以上。

天然气探明储量增长主要来自中西部的塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地，其对全国天然气储量的贡献率在70%以上。若海域深水和东部深层天然气继续有更大的突破，探明储量还有增加的可能。

4.天然气产量翻两番，当量到2030年与石油接近

随着各盆地天然气的快速发现，在“西气东输”等主干管网的支撑下，我国的天然气产量进入快速上升阶段，预计2010年超过1000×108m3，2020年达到1700×108m3，2030年接近2200×108m3，并仍将持续增长。高峰期应在2040～2050年，高峰值预期可以达到2500×108～2800×108m3。25年累计产出天然气约4×1012m3，天然气累计储量增加，天然气储比下降，天然气当量在2030年可以接近石油水平。考虑煤层气的开发利用因素，届时，我国天然气(含煤层气)产量可以实现年产量2500×108～2800×108m3水平，为改善能源结构、缓解石油进口压力，实施气代油规划提供了基础。

天然气产量主要来自中西部的塔里木、四川和鄂尔多斯盆地，其对全国天然气产量的贡献率在75%以上。

5.油气储量、产量的增长主要来自重点含油气盆地

我国石油储量、产量主要来自渤海湾、松辽、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、柴达木和吐哈7个盆地。我国天然气储量、产量主要来自塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔、松辽、渤海湾、珠江口、东海、莺琼、琼东南11个盆地。重点盆地石油储量贡献率由“十一五”的91%下降到2026～2030年的86.7%，产量由95%下降到93%。天然气储量贡献率由“十一五”的99%逐步下降到2026～2030年的94.4%，产量贡献率由“十一五”的99.8%下降到2026～2030年的.3%，总体趋于平稳。已开发中小盆地的石油储量贡献率由“十一五”的8.7%下降到2026～2030年的7.9%，略有下降，产量贡献率由“十一五”的5.2%上升到6.1%，略有上升。陆地和海域低勘探程度盆地的石油储量由“十一五”的200×104t左右逐步增加到2026～2030年的6000×104t，产量由“十一五”的6×104t左右逐步增加到2026～2030年的135×104t，天然气低勘探程度盆地的储量和产量贡献不大。因此，应当高度重视重点盆地油气的勘探开发，拓展勘探领域，逐步探索新区，才能确保全国油气储量产量的增长趋势。

天然气的发电燃料是什么？

燃气是用立方米计算用多少的，截止2020年，一立方米是二元八角。那么十立方是28元，一百立方米280元了。

燃气的价格各地不一样，家用燃气如果是一元一方，一百立方就是一百元，具体多少钱一方我忘了，好像不到一元钱，可以查询一下每月交燃气费的单子。

例如：

1立方天然气=2.4元，也就是：1x2.4=2.4元；

100立方天然气=X元，也就是100x2.4=240元。

扩展资料：

2012年全国LPG表观消费量为2440万吨，较2011年微增长1.2%。其中进口336万吨，同比跌幅1.5%；国内产量2230万吨，同比增长2%；出口126万吨，同比增加7.7%。

我国大规模开发利用天然气的条件已经成熟。在全球天然气发展的大格局下，中国能源结构“气化”进程也在明显加快，我国能源管理部门和能源企业已经意识到了发展天然气的重要意义，中国已经随着世界的脚步走向以气为主的能源结构调整新阶段。未来五年，天然气消费将有较快发展。

百度百科-燃气

页岩气：美国下的圈套还是中国的机会？

煤炭作为发电燃料的历史已经很长了，而且还会继续保持下去，当今，发电量的50%以上是由燃煤产生的。核能发电是第二大来源，在美国没有新的发电厂建成的前提下，核能的发电能力已经达到17%　。天然气为第三位，约占14%，但几乎所有新建的发电厂都表示要以天然气为燃料。而且，目前还有一种将燃煤转变为燃气的发展趋势，其余的发电能力为燃油和水电（图11.1和图11.2）。

图11.1　1950—2020年用于发电的燃料

经济发展增加了总电力的消耗，而技术的进步却可制止这一消耗。通货膨胀与有效价值也影响着电力价格与使用方式。美国的能源消费效率中，存在着一种进行长期改革的趋势。对电力需求的增加是未来能源消耗预期稳步增长的主要原因（表11.1）。

公共事业部门与非公共事业部门对燃料的选择是非常不同的。在公共部门所发出的电力中，最大比重（57%）是以煤炭为燃料的，但非公共事业部门所发出的电力中，以天然气发电为主占52%，水利或以木材为燃料的发电厂的发电比例达到令人惊奇的14%，而公共电力部门，所占比例则不到1%。这些统计指出了非公共事业部门电力生产者们的机会特征，它们中的一些已经转向非常规的燃料，以获得较低价的发电能力。

图11.2　2020年用于发电的燃料

表11. 1　美国能源需求

注：资料来自《油气杂志》（Oil and Gas Journal）。

煤炭发电

煤炭是发电的主打燃料，因为它的使用历史悠久且价格低廉。从20世纪80年代早期以来，由发电厂所支付的煤炭的使用费用呈稳定下降的趋势。送给发电部门的平均真实的炭价在19年下降至23.27美元/t，从19９６年以来下降了3%，从1987年算起，下降了39.2%。导致价格下降的因素有多种：包括工人的生产力增加，产品量的增加，从地下到地表开矿的生产技术的波动，以及新技术的应用等（图11.3）。

图11.3　煤炭开的统计

美国煤炭生产在19年创下了历史纪录，达到10.09×108t。这是历史上第4个煤炭产量上亿吨的年份。同年，电力工业也创下了相应的煤炭消耗历史记录，在发电厂使用的煤炭超过9×108t，比19９６年的用量增加2.7%。这一生产增加的主要原因在于美国西部煤矿的地表煤技术的提高，特别是位于怀俄明州的Power河盆地的低级煤炭的开。而东部的煤炭生产依然保持稳定。在过去的30年中，一直稳定在5×108～6×108t的水平，西部的煤炭生产从10年的不到5×107t一举增加到19年的5亿多吨。Power河盆地的煤炭生产成为这一增长的主力，市场上越来越多的公共事业部门或多或少地认识到了在各种锅炉系统中煤炭为燃料的经济与技术的可行性。公共事业部门还从西部的低硫煤炭获利，这种煤炭的使用使它们达到1990年制定的《清洁空气法修正案》所规定的ＳO2排放标准。

煤炭的开量在过去的20年中已经有明显的增加，从16年的每个矿工开1.78t/h增加到19９６年的5.69t/h。产率在地表与地下开之间存在着极大的差别。地表开的开率是地下开率的两倍之多——可达每个矿工9.26t/h，而地下开率仅为每个矿工3.58t/h。然而，值得注意的是，地面与地下的煤炭开都发生了相似的产量大增，在过去的20年中，各自都增加了约200%。

生产获利已经通过开薄层煤，投入更大型的、更高产的掘装备，以及通过地下挖掘机械的技术进步（比如竖井系统）而实现的。

在美国，以煤炭为燃料的发电厂依然是低成本的发电者。比如，Basoh电力公司的1650M W的燃煤的Laramie河发电厂1996年的总生产费用为8.49美元/（MWh），在所有发电厂中高居榜首。然而，未来的发电燃料依然充满竞争与变数，这可能取决于关于环境的排放物的限定程度，尤其是CO2的排放。如果对CO2的限制程度提高，则除非排放物的处理方式得到了发展，否则燃煤发电厂是很难保持其在发电业中的优势的。

天然气发电

天然气正在成为美国发电业中的一个重要角色。高效的燃烧涡轮机和组合循环的进步与大范围普及已经对天然气的价格、可行性和分配造成了极大的压力。

在过去的10年中，美国国产天然气大幅度增加，以满足需求，到19年达到了18.96×1012ft3，但依然赶不上需求量的快速增长，导致了同一时期天然气的进口增加量高达200%。　1985年所消费的天然气中，进口量仅占4.2%，而到了19年，进口量就猛增至12.8%。加拿大的天然气很容易就进口到美国的市场，相似的商业哲理，对所谓的商业活动都是可以理解的，但在进口问题上则略有区别。虽然，从墨西哥的进口量与最近从加拿大的进口量相比是微不足道的——前者为15×109ft3，而后者则高达2880×109ft3，墨西哥的天然气用量在增长，经济的发展、国际贸易的增长都可能导致未来美国从墨西哥天然气的进口量的增加（图11.4）。

在过去的几十年中，美国天然气产量的增加导致了生产天然气井的数量大增，而且比单井的开率的增幅更大。19年，开气井的总数达到了304000口，在10年，仅为117000口，但产量却下降了——从10年的每口井的433.6×103ft3d下降到19年的每口井157.4×103ft3d。先进的科技，比如定向钻井，正广泛地被用来增加一些天然气井的产量，但是，为了满足需求，还需要钻更多的井，因为一些新钻的井的产量比不上以前的老井。

图11.4　美国历史上的天然气需求量

未来，以天然气为燃料发电的增长将取决于天然气价格的合理。虽然以往的预测认为天然气的量不能满足长期的需求，但天然气的产量有望到2020年一直保持着增长的势头，而且每年的储量增加都能满足当年的消费。由电力部门所支付的天然气价格在过去的几十年中保持着相对稳定，为2.00～2.50美元/kft3。这些价格促使发电厂主们和开发者们去增加以天然气为燃料的发电量并实施将天然气为燃料的发电技术。

对以天然气为燃料的发电选择的鼓励是高效的组合循环式发电设备的进步，它还具备有新型发电厂的资金耗费下降、建设周期短等优点，使用了最新燃气轮机的组合循环式发电设备的效率能够达到60%，这样就减少了每千瓦时所需要的燃料，减少了发电的费用，而且，与燃煤相比，也减少了每千瓦时所产生的排放物。组合循环式发电目前的总费用为400～500美元/kW，明显地低于那些新型的燃煤发电的费用——900～1000美元/kW。

燃气的组合循环式发电厂可能在两年之内实现运行—这远比那些具备竞争能力的、可以为短期缺电而建设的供电设备的建设速度快，而且还具有获得短期获利机会的优点。

核能发电

图11.5　1996—2020年可用的核能可用的商业性核能发电装置于1990年达到到高峰，为112套。　目从虽然由于水流的变化与核能具有的较高能量等因素，两者的比例关系会有所波动，核能与水力发电厂的发电量所占的百分比相似。核能发电量目前在美国约占18%，水电约占10%，核能与水力发电都面对着一个不可确定的未来（图11.5）。18年以来，再没有新的核能装置投产。在1953—19年间，大约有124套核能装置订单，但在建造之前就都撤销了。那些核能装置依然在不断地减少，到19年底，仅剩107套。有好几个核电站已经被永久性关闭了，包括位于伊利诺依州的超过l000MW的Zion发电厂和位于密执安州的已经有30年历史的巨石点（BigRockpoint）发电站，这两座核电厂都已达到了它们的使用寿命，或者似乎在环境保护方面其发电费用已经不具有竞争力。

然而，有意思的是，人们在对核能发电厂的可靠程度、发电能力以及所有发电厂的竞争力等方面的兴趣都增加了。比如弗吉尼亚发电厂的北安纳核电站在19年的发电费用为10．26美元/（MW·h）与美国最好的化石燃料发电厂相比，是有竞争力的。

解禁活动与开放竞争的最显著的意义之一就在于对核能发电的影响。GPU核能公司于1998年将其所有的三里岛核电站的1号装置出售给AmerGen能源有限公司（PECO能源公司与英国能源公司之间的合资公司）。这是在美国被出售的第一家在运行的核电站。AmerGen公司认为，这一购买很强地说明——在电力的商业活动中，核电厂具有良好的竞争优势。许多核电厂也正在开始努力更新它们的运营范围，以求增强它们在未来20中的竞争力。而且，预计有65套核电设备在2020年前将达到退役的年限，这将会使美国的电力生产中核电的份额稳步地减少。

核电的一个最大的复杂问题是废弃物的处理。美国能源部于1998年1月通过了不再开放国家级核燃料储备库的最后期限，即使还有16年的过渡时期，而且已经为核电站运行管理工作支付了140多亿美元。1998年2月2日，50多个州的机构以及自治递交了诉讼反对能源部，以迫使其及时地开发燃料储备。个别公共事业部门正在跟随这股潮流并递交各自的诉讼。

水力发电

由于要重新注册许可证，水电也正在面临着一个不确定的未来。对水力发电日益增长的负面影响，以及它对水生生物的冲击、对鱼和蛙类动物的产卵路径、经济模式、土地的使用和的机会等的影响，已经使得水力发电要重新获得官方许可的机会大大少于汽车业的了。

在19年，对水力发电的反对导致了一座正在进行水力发电的大坝电站被迫关闭，当时FERC表决通过了一项决议，要求该大坝的拥有者拆除设在缅因州的3.5MW的爱德华兹大坝。FERC所提出的原因是允许多种鱼儿逆流而上迁移的社会价值要大于建筑大坝发电的经济价值。　目前尚不清楚的是这一决定是否代表一个特例，或者是水力发电工业消亡的先兆。美国国家水利电力协会（NHA）认为FERC在爱德华兹大坝的事情已经有越权行为，所以力主FERC放弃这一未经授权的决议。NHA引用“否定结局”的条款提出，如果这一决议成立，则NHA和其他工业协会组织相信，如果这一决议不废除，则它们在对FERC未来的决议的争辩中处于不利的位置。

此外，在1987—1996年间，经营许可证的办理费用表明对审查与改革的需求。1992年9月，一份DOE的总结报告认为，水电立法系统已经花费了国家数十亿美元而且造成了国家超过1000M W发电能力的损失。一个关键性的改革行动就是建立一个简单的、具有规范水电项目权力的机构。由于近来大量的机构被卷入了经营许可证的办理，包括美国的渔业和野生动物服务组织、森林服务组织、国家海洋与大气协会、市场机构以及FERC，所以要达成一致是非常困难的。FERC已经建立了一种进行水力发电重新注册的转机制度，这种机制更具灵活性并鼓励那些希望出于经济和社会的考虑而加强环境关注的所有股票持有者们尽早加入。用任何所提出的法律条款来实施这一机制，对于缓解水电注册的争论将是十分重要的。

可再生能源发电

即使公众的关注增加了，除水电类技术之外的可再生的发展，以及它们在总发电量中所占的比重依然是相当少的。国家电力中仅有2.3%的发电量来自非水电类可再生能源发电，仅仅比1989年的1.8%上升了一点。可再生能源发电拓展其商业领域的主要障碍是与常规的发电形式相比，可再生能源发电的费用过高。这就导致可再生能源发电的历史短，而且所设的发电装置也少（这种将置的费用近来因大批量生产而有所下降）。

在美国境内，正在开展（或者正在开发的）的“绿色发电”项目可能会促进非水力发电的展。在这些项目中，公共事业部门的用户们可能为他们每月的电费支付一笔额外的开支，这笔开支主要为以可再生能源为基础的发电转变形式，或者为保证以可再生能源为基础的发电将被用于代替由化石燃料与核能的发电而支付的。在大量的选举投票中，美国的用户们表现出为绿色发电额外付款的强烈愿望。此外，在一次投票中，超过70%的代表支持增加能源税，因为这些能源的使用会污染环境，而且利用这些款项减少职工的工资税。代表们还支持对污染空气和水的设施收税，支持征收这种环境的“过失税”的人数甚至略多于支持对烟卷和烈性酒征税的人。

绿色发电项目并不仅仅由州立的公共事业部门进行开发，这些部门实质上的竞争已经展开（加利福尼亚州）或者即将展开（马萨诸塞州和宾夕法尼亚州），但在一些州中关于解禁的法令和开放竞争依然尚未开展（科罗拉多州和得克萨斯州）。美国全国范围内的公共事业部门已经认识到，绿色发电项目能够增加收入和支持可再生能源发电厂的重大投资项目，并提供一些非传统性发电方式的经验。

证书项目也为即将发出的电力贴上“绿色发电”的标签提供保证。在加利福尼亚州的一个非赢利性组织——“评价中心”是负责监督“绿色—e”的帖标签任务，这是一种为值得信赖的绿色能源标记和做广告而制定统一标准的义务性工业组织。“绿色—e”的首创精神就在于通过独立的第三方证据去保证至少有一半的绿色电力产品是可再生的——它对空气污染的比例要低于加利福尼亚目前所使用的能源所产生的任何污染的平均值。

另外一种促进可再生能源发电兴盛的工具是联邦的税收信用制度。目前设定为0.015美元/（kW·h），这些信用能够使可再生能源发电具备与常规发电厂一样的竞争力。也许在这些信用中的最大受益者就是风力涡轮发电项目，项目的资金花费也降到一定水平，0.015美元/（kWh）的电价信用使它们极具商业竞争力。美国风力协会提出一项5年规划，将这笔税收款投入到更多的可再生能源发电能力中，使其在美国的能源界中有立足之地。

未来发电预测

电力的需求在过去的几十年中已经变缓，已经从20世纪60年代的每年7%的极高的增长率降了下来。根据能源信息管理部门的年度能源展望报告，到2020年，预计电力需求增长率仅略高于每年1%。增长率的这种减少归因于设备的较高效率、公共事业部门对需求量的管理规划以及立法所要求的更高的效率（图11.6）。

虽然对电力的需求增长缓慢，但到2020年依然将需要新增403GW发电量，以保证需求量的增加并替换退役的设备。在1996—2020年间，目前所用中的52GW核能发电和73GW化石燃料—蒸汽发电设施将被淘汰。85%的新增发电量是以天然气或天然气与石油为燃料的组合式循环的或燃烧涡轮机技术而设计的。还有49GW的发电量，或者说12%的新增发电量是由燃煤所发出的，剩下的是由可再生能源发电所产生的。即使强调了将天然气和石油用于新的发电厂，但到了2020年煤炭将依然是主要的发电燃料，虽然燃煤的发电量到了2020年预计会下降到49%，以天然气为燃料的发电将会出现极大的增加，到2020年，将会从19年的14%成倍地增加到33%（图11.7）。

根据EIA的预测，可再生能源发电，包括水力发电，仅仅可能有小幅度的增加，从1996年的4330×108kW·h增加到2020年的4360×108kW·h。几乎所有的增长都来自于可再生能源发电而不是水力发电，常规的水力发电中的下降会被非水力可再生能源发电34%的增长率所弥补。多种来源的固体废料（包括垃圾废气）、风和生物质能将成为可再生能源发电增长的主体。

图11.6　历史电力需求

图11.7　非传统天然气发电与电力的需求量

欧洲天然气飙升34%，我国天然气会因此暴涨吗？

01 页岩气的确是块诱人的蛋糕页岩气对美国经济贡献巨大，与之相比，中国的天然气利用率低且对外依存度很高页岩气，通俗地说就是储藏在页岩层中的天然气，和我们平常做饭洗澡用的天然气没什么不同，主要成分也是甲烷，只是更难开发。而燃烧天然气又比燃烧石油所产生的温室气体少一半左右，能源清洁度要高许多。同时，天然气的价格要比石油便宜多了。所以，性价比很高。 随着页岩气产量节节增高，美国几乎不需要对外进口天然气，以后还可以出口2007年开始，在页岩气产量井喷的带动下，美国的天然气产量迅猛增长，供大于求的趋势下，天然气价格从每千立方英尺8美元一路跌到了2012年的2美元（1000立方英尺约等于28.3立方米）。不管是中国、日本，还是欧洲国家的天然气价格都比美国贵多了。这也大大推动了美国很多工业部门能源成本的降低。此外，页岩气的开还能为化工企业提供乙烷等原料，像是陶氏化工本来只打算在中东建新厂的，最后在美国也建了一个。IHS咨询公司的资料显示，页岩气革命推动了美国化学工业的高速发展，并已创造了170万个就业机会。所以，不管是美国经济还是普通民众生活都从页岩气中受益匪浅。休斯顿大学金融学教授爱德华-赫斯参与编写了一份报告，就估计美国经济仅2011年就从低气价中获益超过1000亿美元。 而中国的天然气在能源消费结构中的占比很低，仅为4%，比世界平均水平低了近20个百分点。同时，对外依存度还挺高，在2011年，24.3%需要进口。

3月23日，在俄罗斯总统普京宣布，对于与“不友好国家”的天然气交易俄方将只接受卢布付款后，欧洲天然气价格应声飙升34%，至每兆瓦时132.74欧元。很多网友看着欧美天天上涨的天气价格，也开始担心我国的天然气价格是否是也受此影响而涨价？经过下面的分析我们可知，这次的欧洲天然气价格上涨对我国的天然气价格影响十分的有限，或者说在某种程度上会利好我国的天然气价格。

首先：欧洲国家天然气飙升的原因是什么？

欧洲国家的天然气涨价和天然气的产能没有任何的关系，主要是欧美国家对俄进行经济制裁，而导致的经济博弈的产物。俄罗斯是想通过天然气涨价带动欧洲人民生活负担的加重，用此来给欧盟施压，加快俄乌谈谈判的进度，并给自身增加谈判砝码。

其次：我们天然气供给的现状是怎么的？

我国和俄罗斯在天然气供给方面早有长期协议

中国长期与俄罗斯的全面战略协作伙伴关系，两家能源贸易关系近年来十分的稳定。西方多国尝试减少对俄罗斯能源的依赖，中国则在这方面与俄罗斯保持稳定的合作。2014年5月，中俄两国签订为期30年价值4000亿美元的天然气输送合同，“西伯利亚力量”输气管道也随后开始建设，在2019年完工并于同年12月正式输气。截至2021年11月，该管道对中国输气总量高达134亿立方米。2022年3月1日，俄气公司宣布，“西伯利亚力量-2”的天然气管道已经与中国方面进入初步建设阶段。倘若这条管道能够最终建成，将会向中国供气500亿立方米/年。

而反观俄罗斯受到俄乌局势影响，经济被迫“降速”，在能源天然气出口方面必然会逐渐和欧美国家脱稿，但是受欧美的制裁，俄罗斯的能源也急需扩大出口从面换取更多的外汇与保证本国经济的正常运行。这异味着中俄的关系会进一步深化，中俄深化合作意味我们可以更容易得到的同时，也能够帮助俄罗斯恢复自身经济的发展。

?我们除了俄罗斯合作之外还有其它的天然气供应国

?至今为止，俄罗斯天然气管道输出口到中国最多的国家，但是除了俄罗斯，我们还会从澳大利亚、美国、卡塔尔、印度尼西亚、马来西亚和巴布亚新几内亚等国进口天然气，另外些中亚国家也会提供天然气给我们，比如说乌兹别克斯坦，缅甸，哈萨克斯坦等国家，虽然这些国家总的出口量并不大，但是也是对我们天然气进口市场形成了良好的补充。

我们的天然气一部分可以实现自给

我国天然气丰富,天然气剩余可储量2万亿立方米,居世界第15位。国家统计局数据显 示，2020年，国内生产天然气1888亿立方米，对比去年同期增长9.8%，连续四年增产超过100亿立方米。我们有大量的自产天然气是我们的国家安全的底线和与其它国家谈判的底气。