伊朗生产了多少液化气

① 世界天然气储量排行榜

世界天然气储量排行榜如下：

1、俄罗斯。

俄罗斯拥有世界上最大的天然气储量，达478,050亿立方米 (bcm)。俄罗斯也是世界上最大的天然气出口国，估计每年输送1960亿立方米的天然气。俄罗斯大力鼓励汽车用天然气。到2020年底，俄罗斯天然气工业股份公司是国有控股的自然公司，将拥有500个加气站。

2、伊朗。

伊朗拥有约 337,210 亿立方米 (bcm)的天然气储量。伊朗是世界上碳氢化合物最丰富的地区之一。伊朗已发现约145个油气田和297个油气藏，该国具有发现更多油气田和油气藏的潜力。

由于伊朗目前在其天然气储量中生产的份额如此之小，因此它是未来能够供应大量天然气的少数几个国家之一。

3、卡塔尔。

卡塔尔拥有约 240,720 亿立方米 (bcm) 的第三大天然气储量。卡塔尔拥有世界天然气总储量的近 14%。该国的大部分储量位于离岸的北部油田。为扩大天然气出口，重新夺回世界第一大液化天然气出口国的地位，卡塔尔开始在北部油田进行钻探扩建，并计划将产量提高60%。

4、沙特阿拉伯。

沙特阿拉伯拥有世界第五大天然气储量，总量约为 92000 亿立方米（bcm）。沙特阿拉伯的大部分天然气都在波斯湾。作为世界上最大的原油出口国，沙特阿拉伯也计划开始出口天然气。虽然该王国主要依靠石油来发电，但它正计划转变为 70% 的电力来自天然气。

5、土库曼斯坦。

土库曼斯坦天然气储量75040亿立方米，天然气储量居世界第六位。土库曼斯坦拥有多个世界上最大的天然气田，主要位于该国东南部的阿姆河盆地、南部的穆尔加布盆地和该国西部的南里海盆地。2015年，70%以上的天然气出口到中国，土库曼斯坦与中国签订了天然气合同。

② 天然气的各国储量排名

2005年，全球已探明的天然气总储量为179.53兆立方米。 21世纪初世界主要天然气生国（单位：亿立方米）国家储量年产量俄罗斯48.14万6328伊朗27.50万约896.63卡塔尔25.78万378沙特阿拉伯6.75万656.8阿联酋6.06万458美国5.60万5532.77阿尔及利亚4.52万820挪威4.46万880委内瑞拉4.19万284尼日尔爾利亚3.40万223.88

③ 天然气只有俄罗斯有吗

天然气并非只有俄罗斯有，但是俄罗斯的天然气占据全球天然气总量的百分之三十以上。

天然气在伊朗、卡塔尔、土库曼斯坦、美国、沙特阿拉伯、阿拉伯联合酋长国、委内瑞拉、尼日尔爾利亚等国家都是存在的，而且储量都不少，其中卡塔尔拥有相当丰富的石油和天然气资源，天然气的总储量为全世界第三名，是世界第一大液化天然气生产和出口国。

一些国家的天然气储量介绍

伊朗天然气探明储量：34万亿立方米，约合原油当量2244亿桶。

卡塔尔天然气探明储量：24.5万亿立方米，约合油当量1617亿桶。

土库曼斯坦天然气探明储量：17.5万亿立方米，约合油当量1155亿桶。

美国天然气探明储量：10.4万亿立方米，约合油当量686亿桶。

沙特天然气探明储量：8.3万亿立方米，约合油当量548亿桶。

④ 年天然气供需形势分析

一、国内外资源状况

(一)世界天然气资源状况

截至2009年底，世界天然气剩余探明储量为187.49万亿立方米(表1)，比上年增长1.0%。按当前开采水平，世界天然气剩余储量可供开采年限为62.8年。资源主要集中在俄罗斯和中东地区。按地区来说，中东是世界上天然气资源最丰富的地区，拥有76.2万亿立方米，占世界的40.6%。从国度来看，俄罗斯天然气探明储量为44.38万亿立方米，占世界储量的23.7%，居世界第一位;伊朗天然气探明储量为29.61万亿立方米，占世界天然气储量的15.8%，居第二位;卡塔尔的天然气储量为25.37万亿立方米，占世界储量的13.5%，排名第三位。以上三国占世界天然气总储量的53.0%(图1)。同时，根据2009年度各国生产量计算，俄罗斯的剩余可采年限为84.1年，是主要天然气资源国中剩余可采年限最长的。已有数据显示，目前世界天然气储量基本保持增长态势，但增幅不大，近10年的平均年增幅不超过3.0%。

图1 2009年世界天然气探明可采储量分布

图5 1984～2009年日本LNG到岸价格

2009年，管道天然气价格也出现较大幅度的回落，全球四大天然气交易中心统计数据显示，其交易价格均出现不同程度的下降，其中，加拿大的亚伯达和美国的亨利中心价格下降幅度最大，基本回到2003年的水平。相比之下，欧盟的到岸价格下降幅度稍小些，主要是因为欧盟地区是天然气进口大户，缺口较大，能在一定程度上支撑价格基本面(图6)。

图6 1984～2009年世界天然气价格

我国天然气行业现行的定价政策以成本加成法为基础。随着天然气行业的不断发展，根据天然气资源供不应求的现状和市场结构的变化，天然气定价政策几经调整，基本呈现出在政府监管下市场定价的基本特征，从考虑天然气生产企业成本水平，又适当考虑市场用户承受能力的角度出发，我国天然气行业现行定价政策被概括表述为:以成本加成法为基础，适当考虑市场需求的定价方法，出厂价为政府定价，天然气管道输送价格为政府指导价并采取老线老价、新线新价的定价政策。为了改变现有价格体系，政府已着手开展天然气定价改革，改革方向是与国际接轨。

六、结论

(一)世界天然气供需趋势

世界天然气的供应，从20世纪90年代至今，基本保持较为平稳的增长趋势。全球能源需求量的不断扩大、天然气资源探明储量的不断增加，又给天然气供应市场的发展带来了新机遇。1990年，世界天然气供应量只有19918亿立方米，到2008年供应量已达到30607亿立方米，增长53.7%，虽然2009年受金融危机影响，供应量有所下滑，但未来仍呈增长态势。同时，在当前石油能源供应紧张的形势下，天然气的勘探与开发力度不断加大，进一步促使天然气在21世纪充当重要能源角色，使其供应量持续增长。

在需求方面，随着全球能源需求量的不断扩大，天然气因其具有洁净、环保等优势，需求量一直保持稳步增长，成为能源消费结构中的重要角色。1990年，世界天然气需求量只有19817亿立方米，到2009年已达到29403亿立方米。

在供需平衡上，天然气一直较为平衡，例如，2009年世界天然气有466亿立方米富余量。预计未来几年内，天然气的供需依然能保持平衡。

(二)我国天然气供需趋势

近几年，我国天然气的供应能力有所加强，天然气的生产量和进口量都在不断增加，2001～2009年，供应量年均增长率达到13.34%，增长势头较好。在需求方面，我国天然气近几年保持不断增长的态势，2001～2009年的年均增长率达到15.24%，2009年达到880亿立方米。

从近10年的进出口情况看，我国的天然气净进口量在不断扩大，进口方式有了扩充，特别是LNG进口有了较快的发展，2006年，LNG进口进入了一个新的纪元，与境外合作进入新的阶段，2009年度我国LNG进口553万吨，同比增长65.8%。管道天然气进口也取得了突破，2009年12月14日，我国首条跨国天然气管道———中亚天然气管道投产，引自土库曼斯坦等国的天然气将达300亿立方米/年。

天然气消费区域继续扩大。截至2009年底，我国已建成的天然气管道长度达3.8万千米，初步形成了以西气东输、川气东送、西气东输二线(西段)以及陕京线、忠武线等管道为骨干，兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家级基干输气管网;同时，江苏LNG和大连LNG项目进展顺利，浙江LNG项目获国家核准，进口LNG资源不断落实，形成了天然气资源供应的新格局，天然气消费市场扩展到全国30个省(自治区、直辖市)、200多个地级及以上城市。

从未来的能源消费结构及发展趋势看，我国天然气依靠本国生产供应的压力较大，必须结合进口及境外开采等方式，来保障我国天然气的供应平衡与市场稳定。从进口的源头与方式上看，我国在近几年有了新的突破，管道进口方面，与俄罗斯和中亚等国有了新的协议与合作，LNG进口方面，沿海地区接收站点建设步伐较快，发展势头良好，相信在未来的能源供应格局上可以起到促进全局合理化的作用，一方面拓宽沿海城市的资源供应方式，另一方面缓解远途管道供应的压力。

(余良晖)

⑤ 世界天然气储量多少

世界天然气资源量估算值呈现出增长态势，大致在140万亿～450万亿立方米。国际上，对天然气资源量的估算，一般指对最终可采资源量的估算。天然气最终可采资源量，应包括以下几部分：一是已经产出的天然气量；二是已探明气藏的剩余可采储量；三是已经探明但技术经济不可采的储量；四是未探明的天然气储量。自20世纪50年代以来，美孚石油公司、壳牌石油公司、世界能源理事会、美国地质调查局等多家机构，对世界天然气最终可采资源量做了估算，大致在140万亿～450万亿立方米，呈现了随时间推移估算量不断增加的态势。

美国地质调查局（USGS）在对全球天然气资源进行评价时，主要考虑了世界大型含气区，对于受技术、经济等条件限制尚不能勘探开发的地区和领域，包括许多资源丰富的中小型盆地和地区以及沿海大陆架盆地、非洲东部及其海上地区、极地高寒地区及深水海域等，并未进行评估。因而，其评价结果在客观上偏于保守，估计未来天然气最终可采资源量仍会适度增加，可能突破500万亿立方米。

1981—2007年，世界天然气探明剩余可采储量年均增长2.9％，平均年新增探明储量5.6万亿立方米（图1-6）。

图1-8世界天然气探明剩余可采储量

图1-92007年世界主要国家天然气剩余探明储量

天然气年新增探明储量有望较长期保持在4万亿立方米以上，探明可采储量将持续较快增长。预计全球还有超过170万亿立方米的天然气资源尚未探明，储量快速增长具备资源基础。天然气作为清洁优质能源，广阔的市场需求和日益上升的天然气价格，必将刺激天然气投资的快速增长，从而带动天然气探明储量的快速增加。

⑥ 天然气大国有哪些

伊拉克是天然气大国 据《The Globalpost》报道，波兰可能拥有.万-万立方米储量页岩气，相当于伊拉克然气储量。 2001年初，地质学家们计划完成控制石油地质储量3.5亿吨，实际预计完成3.5337亿吨；计划完成控制天然气地质储量2420亿立方米，实际预计完成5447亿立方米，是年计划的225％；计划完成石油预测储量4.5亿吨，实际预计完成7.0258亿吨，是计划的154％；计划完成天然气预测储量3239亿立方米，实际预计完成3530亿立方米。由此，中国将步入全球天然气大国行列。 其它天然气大国有：俄罗斯、伊朗、卡塔尔、委内瑞拉和阿尔及利亚等。

⑦ 　亚洲主要国家的油气工业发展概况和安全战略

日本、韩国是亚太地区油气资源匮乏的国家，因此两国的油气严重依赖进口。其能源安全政策着重于得到安全可靠的石油供应，并通过立法建立石油储备体系。印尼油气资源丰富，是东南亚重要的产油国之一。因此，印尼的油气开发政策着重与外国进行油气合作勘探、开发项目，通过与外国公司的产品分成合同及工作合同垄断性地管理石油开发项目。

一、日本的油气工业发展概况和油气安全战略

1.日本的油气的产量和储量

日本是一个工业发达而油气资源极端匮乏的经济大国，其所消费的石油的99.7%都要依赖进口。其国内石油剩余探明储量截止到2002年为801.4万吨，与截止到2001的剩余探明储量799万吨相比增长了0.25%。日本2002年的石油产量为60.0万吨（估计值），比2001年的产量65.5万吨减少了8.40%。

日本也是一个天然气资源很贫乏的国家，1999年底，日本仅有几个小气田，1976～1999年日本年产天然气22亿～26亿立方米，2002年为24.02亿立方米。日本2003年1月1日的天然气估计探明储量为396.44亿立方米，与2002年同期的估计探明储量相比增加了0.99%。日本2002年的产量为24.02亿立方米，比2001年的24.38亿立方米减少了1.46%。

2.日本油气贸易

日本是世界上第四大能源消费国，第二大能源进口国（仅次于美国），石油进口位居世界第二。日本缺乏足够的国内能源来源，必须大量地依靠进口能源，该国约80%的一次能源依靠进口。日本的石油资源在海外，市场在国内。2000年进口石油2.64亿吨，进口天然气725亿立方米。

日本天然气进口量在逐年增加（见表7-2）。日本是岛国，没有从国外进口管道天然气的管道条件。日本进口天然气主要是液化天然气，其中，1998年液化天然气贸易量为661亿立方米。日本天然气主要进口来源：印度尼西亚占39%，马来西亚占20%，澳大利亚占16%，文莱占10%，阿联酋占10%。

表7-2日本天然气进口量（单位：亿立方米）

资料来源：日本通产省。

1999年日本主要的石油进口来源于中东，共占日本石油进口总量的85.0%，其中阿联酋占26.4%，沙特阿拉伯占22.1%，伊朗占9.8%，卡塔尔占7.0%，印尼和科威特各占5.9%，阿曼占5.1%。另外，从中国进口的石油占日本石油总进口量的4.7%。

3.日本的油气消费

（1）日本的经济增长与油气消费

日本经济在不断地增长，虽然从90年代以来日本的经济陷入困境，但其年增长率大约达1.3%，对能源特别是石油和天然气的消费仍然在不断地增长。其经济增长与能源消费的关系见表7-3。

表7-3日本的经济增长与能源消费

资料来源：日本通产省。

（2）日本油气的消费量

日本的天然气和石油消费量随着经济的不断增长在不断地增长。其1988年以来的石油消费量，见表7-4。

表7-4日本1988年以来的石油消费量（单位：万吨）

（据《能源政策研究》，2000.4）

日本的天然气消费量也在不断地增长。1995年其消费量为624.98亿立方米，1996年的消费量为676.79亿立方米，增长率为8.28%,1997年的消费量为664.1亿立方米，比1996年下降了1.88%,1998年的天然气消费量为692.6亿立方米，比1997年的消费量增加了4.29%。

（3）日本油气消费结构

日本是第二大经济强国，由于原来的石油消耗非常大，对外依赖进口的程度非常高，如果发生石油危机，日本的经济和国家安全会受到极大的危害，因此日本近年来不断努力降低其石油耗费在一次能源消费中的比例，不断增加天然气和其他清洁能源的消费。在能源消费结构中，石油1997年为52.8%,1999年为51.1%，预计2010年将达到50.1%～47.7%。天然气所占比重1997年为10.7%,1999年为13.2%，预计2010年将达到12.7%～14%。

4.油气储备及其能源安全政策

日本是亚太地区最大的原油和天然气进口国，其国内能源资源极为贫乏，油气几乎全部依靠进口。而其石油消费的99.6%靠进口，其中又有77.3%的石油来自中东地区，这就意味着日本比别的国家更容易受到石油问题的冲击。因此，日本积极采取各项步骤进行石油储备工作，从1975年日本就开始大量进行战略石油储备工作，制定了《石油储备法》，规定石油输入者、石油的炼制者都有储备石油的义务。到80年代初，日本的总储备量已相当于其121天的石油净进口量水平；到1992年日本的石油储备总量为8000万吨，占年消费量的28%，相当于其140天的石油消费需要；到1995年日本国家和民间石油储备总量相当于157天的消费量。目前已成为仅次于美国的第二大石油储备国。

日本的石油储备体系可分为两部分：一部分是根据其石油储备法进行的国家储备，另一部分是民间储备。国家储备又分为两种，即国家直接修建的储备基地和国家向民间租借的储备基地；民间储备则分为由民间石油企业进行的石油储备和由进口液化石油气（LPG）的部门进行的储备。其储备体系见图7-1。

图7-1日本石油储备体系

（据国土资源部信息中心，2001）

日本国家石油储备的主要对象是原油。到目前为止，日本在不同的地区规划建造了10个国家储备基地。到1995年3月，日本民间石油储备大约为4540万立方米，政府石油储备大约为4500万立方米，总储备量相当于157天的消费水平。

日本石油储备动用机制和机构为：日本石油公团以石油公团法，按通产省的命令，负责储备的动用。原则上，政府储备是“最后措施”，在动用政府储备前，业界民间储备必须先投放市场，在以下两种情况下可以动用政府储备：

（1）达成了利用政府储备作为联合应急对策的协议。

（2）政府在考虑石油供应中断的性质后认为有必要动用储备。

日本战略石油储备的资金来源是：政府储备的资金是由日本石油公团（70%），炼油厂及地方政府；而民间储备是由各炼油厂、营销商及进口商。

1999年7月，日本石油政策委员会（通产省的咨询机构）建议通产省考虑在供应中断的早期阶段就动用政府储备，并将储备量增加到与其他IEA的重要成员国可比的水平，即增加3140万桶。

20世纪60年代日本能源安全政策的基本目标是保证稳定的石油供应。后来，第一次能源危机迫使日本将其能源来源多样化，因此，政策目标调整为保持多种能源的稳定供应（见表7-5），而不只是石油的供应，扩大核能和其他可替代能源的使用，减少石油进口，在建筑部门和运输部门实行严格的旨在提高能源效率的新措施，解除对油气部门和电力部门的管制，总之，日本能源安全政策的基本要素有：

A.促进海外石油开发，更好地利用潜在的国内能源资源；

B.发展非石油能源替代品，尤其是核能和液化天然气（LNG）;

C.石油供应来源的多元化并保持与能源生产国的友好关系；

D.促进新能源技术的保护和商业化；

E.制定能源紧急管理程序，建立石油储备，应付可能的石油供应中断；

F.加强区域合作。

表7-5日本能源安全指标（1973～2010财年）（%）

注：日本财年是从每年的4月1日到下一年的3月底（据赵志凌，2001）

为支持在海外勘查的日本石油公司，1967年，日本成立了一家国有公司（日本石油公团，JNOC）。日本石油公团已扶持了300多个海外的石油和天然气勘查项目。最初目标是要把日本公司在海外生产的石油在消费中所占的比例提高到30%，然而，目前仅达到15%。日本石油公团的另一种职能是建立政府的原油储备。日本石油公团耗巨资建立了10个储备基地，目前日本石油公团管理的储备石油相当于78天的消费量。若加上私人石油公司的储备，则日本能抵挡连续6个月的石油供应中断。日本石油公团这类组织的正常运作依靠各种形式能源税的收入，因此，日本的能源价格在所有经合组织国家中是最高的。

从区域角度看，日本与近邻国家，尤其是东亚各国面临共同的能源安全问题。健全的区域能源体系有利于日本。系统的安排，如区域性石油采买和储备体系，能强化对石油供应中断的抵御能力并确保石油供应既满足日益增长的需求又维持合理的价格。此外能源安全的传统概念也被赋予更多的含义。1980年中曾根首相政策研究小组首次在报告中使用了能源安全这一概念。此后，环境安全又发展成为一个新的工作领域，以维持区域的可持续发展。为了达到该目标，日本极力创设和资助许多研究项目。以下是一些可能的区域合作领域：

A.能源政策、需求预测和供应战略方面的信息共享；

B.双边或多边储备的石油储备及储备释放机制；

C.定期联合审查应急措施；

D.合作研究限制需求措施，如税收、能源保护和提高效率等；

E.区域液化天然气贸易和开发；

F.联合开发可再生能源；

G.通过外交手段和国防战略保护国际海运线；

H.环境合作，如跨国界空气污染问题。

1996年7月，在日本财政支持下，亚太能源研究中心（APERC）在东京成立。该中心推动了APEC成员国对各种能源环境问题的理解和认识。如APERC调查了各APEC成员国建立应急石油储备的成本和效益。之后促使日本研究人员提出如下建议：日本倡议建立“亚洲战略石油储备”，以抵抗石油供应中断。

在区域合作问题上，日本一直在财政上做出了许多努力，并提供技术支持。这些活动包括：在保护与有效利用能源方面与中国联合实施的合作项目；与中国和韩国举行的三方环境部长会议；东亚酸雨监测网络系统；APEC环境技术交流虚拟中心（APEC-VC）；以及2000年11月与澳大利亚、中国、印尼、韩国、马来西亚、菲律宾和越南共同组织的“亚洲核能合作论坛”。

日本石油公团过去不管是否真正发现了石油，都对项目给予资金支持。这种对石油勘查的补贴，虽然在一定程度上能够促进日本获得未来预期的一定石油储量，为日本长期的石油供应提供储量保障，但是却在一定程度上使公司没有动力寻求高的回报。结果是，长期以来大量的投资项目和贷款担保，使日本石油公团积累了许多坏账（1万亿日元以上）。据媒体报道，从日本石油公团接受补贴基金的266家公司中，有154家公司已经破产，剩下的112家中，仅有13家没有亏损。财务管理的不善最终导致了丑闻，迫使石油公团董事长下台。为弥补亏损，日本通产省要求石油公团清算盈利项目以抵消坏账。

此外，2000年2月，石油公团子公司（日本阿拉伯石油公司）在沙特阿拉伯的钻探权未获延期。对日本寻求海外石油投资的政策，是一个沉重的打击。因此，通产省重新考虑了未来的政策，将逐渐减少对石油公司石油开发支出的财政支持，公团对私人石油公司的资助也将更加慎重。（赵志凌，国际经济动态参考）

二、韩国的油气工业发展概况和油气安全战略

1.韩国的油气产储量、贸易及情况

韩国也是一个油气资源比较贫乏的国家。国内几乎没有什么油气储量，各种能源消费中的97%依赖进口，其75%以上的石油进口于中东。随着国民经济的发展，能源消费量迅速上升，1962年为1040万吨油当量，1995年达到了1.5亿吨油当量，增长了近14倍，1999年则达到了1.82亿吨油当量。1998年韩国的石油消费量为9930万吨，1998年韩国的天然气消费量为156亿立方米。在1999年世界一次能源消费构成中，韩国的石油消费占消费量的56.3%，天然气的消费占9.3%。

近10年，韩国能源消费平均年增长速度高于国内生产总值的增长速度，二者分别为10.3%和8.7%，石油和天然气的消费增长速度更高，其中天然气的消费平均每年增长达22%，居亚洲各国天然气消费增长速度的首位。

1998年韩国进口液化天然气（LNG）为143亿立方米。

2.韩国的油气储备及其能源安全政策

1979年韩国石油开发公司（PEDCO）法（1999年1月1日更名为韩国国家石油公司，KNOC）规定建立政府石油储备系统，1991年修订，1993年实施的石油经营法规定了私人公司的储备义务。韩国1999年9月底的储备规模为7580万桶，相当于37天的需求量。2001年9月的原油和石油产品储备达到了1.51亿桶，相当于韩国74.5天的供应。

韩国的储备机构有政府储备（韩国国家石油公司负责国家战略石油储备的规划、储备场所的建设，储备油购买、维护及动用）和民间储备（主要是石油精炼厂，石油进口商和销售商）。

在紧急状态下，韩国国家石油公司负责储备的动用。可以在以下情况下动用战略储备：

1）严重的及长期供应中断的情况下，根据政府命令动用储备；

2）短期供应中断情况下，应精炼厂和进口商的要求可动用储备。储备的动用主要按照国家石油公司与精炼商或进口商的租借合同进行。

韩国石油的政府储备主要由国家出资（主要来源于能源税的专门账户），民间储备由企业出资。

1999年7月8日，韩国国家石油公司（KNOC）建成了世界上最大的地下石油储备终端（在丽水），储备能力为3000万桶。这一终端的完工标志着KNOC应急储备计划的二期工程完工。KNOC目前的储备能力为9500万桶，相当于51天的消费量。韩国政府正在进行储备计划的三期工程，预期2004年完工。届时KNOC的储备能力将达1.62亿桶，相当于84天的消费量。若加上私人公司的储备，则可满足IEA90天消费量储备的规模。

1999年6月挪威国家石油公司（Statoil）与KNOC签订协议，租借韩国的两个上述石油储备终端（包括刚完工的丽水终端），出于商业性目的在韩国储备800万桶的北海石油。Statoil向韩国政府承诺，在发生紧急情况时，KNOC有权优先动用这些储备油，价格可以比国际市场低5美元/桶。

为确保能源安全，韩国积极推行能源多元化政策。

三、印度尼西亚油气工业发展概况及油气安全战略

1.印度尼西亚的油气产量和储量

印度尼西亚的石油剩余探明可采储量截止到2002年底为止为6.85亿吨，与2001年底的6.82亿吨相比增加了0.44%。印度尼西亚截止到2002年底的天然气估计探明储量为2.62万亿立方米，与截止到2001年底天然气估计探明储量2.62亿吨相比没有什么变化。

印度尼西亚2002年的石油产量为5600万吨（估计值），比2001年的石油产量6071万吨相比减少了7.76%。2002年的天然气产量为590.34亿立方米，比2001年减少了8.39%。

2.印度尼西亚的油气贸易和油气消费

印度尼西亚自从1996年以来，其石油消费量都超过了4200万吨，1997年达到了4600万吨，1998年达到了4370万吨。

1998年印度尼西亚的天然气商品量为635亿立方米，而其1999年的天然气商品量为660亿立方米（估计值）。1998年印度尼西亚的出口量为364亿立方米，而其1999年的出口量为388亿立方米（估计值）。

3.印度尼西亚的油气储运和油气安全政策

印度尼西亚位于东南亚，国土面积191.9平方公里，人口21370万（2000年预计数），印度尼西亚有丰富的油气资源，是东南亚重要产油国之一。印度尼西亚1999年底探明的石油储量为4980百万桶，原油产量为128.8万桶/日，油气管理部门是PER-TAMINA国家石油公司。

1954年印度尼西亚宪法规定，印度尼西亚的自然资源归国家控制。1967年的矿业法将印度尼西亚的矿产分为三类：

a类：战略性矿产；包括石油和天然气、放射性矿产、煤、锡等。

b类：重要矿产；包括金、银、铅、锌、铜等矿产。

c类：未包括在a类和b类的矿产，如非金属矿产。

对a类和b类矿产的矿业活动由矿业能源部代表国家行使管理和控制权，c类矿产是由矿产所在地的省政府来管理。

根据1945年印度尼西亚的宪法和1967年矿业法的宗旨，矿产资源的所有权属于国家所有。其他各方只可以根据由矿业能源部代表国家颁发的采矿授权书（针对战略性矿产和重要矿产而言），或由有关的省政府颁发的区域采矿许可证（针对C类矿产）进行矿业活动。

采矿授权书和区域采矿许可证只可授予印度尼西亚政府机构或国有企业、本国私人企业、集体企业和印度尼西亚公民。

尽管采矿授权书和区域采矿许可证只可授予印度尼西亚的团体和个人，但外国公司有大量的机会参与印度尼西亚的矿产资源开发活动。自1967年以来，印度尼西亚政府一直在促进外商投资活动，根据外国资本投资法（1967年），外国公司可以在与政府签订“工作合同”的基础上，获得矿产开发的专有权。就石油工业和天然气而言，一家私人公司（通常称之为“石油承包人”）必须按照所谓的产量分成合同（PSC）的规定签订一个合同。石油勘探也采取PSC方式，外国公司必须同国有石油公司（PERTAMINA）签订合同。根据合同的规定，外国公司得到28.85%的石油产量，印度尼西亚政府得到71.15%的石油产量。对于公司所得的28.85%的产量，承包公司必须支付48%的所得税，外国公司实际到手的收益只能是石油产量的15%。外国公司负担的所得税是由油气分成合同决定的。

印度尼西亚政府要求国家石油公司（PERTAMINA）建立储备，其目前储备的规模相当于34天的国内消费量（其中17天用于国内销售，12天用于供应炼油厂，5天供港口船只）。印度尼西亚的储备机构为印度尼西亚国家石油公司（PERTAMINA），其资金来源为国家石油公司的周转储备。

4.印度尼西亚鼓励外商投资的立法变化和油气开发新政策

为了更好地吸引外资进入印度尼西亚从事油气资源勘查活动，印度尼西亚政府制定了优惠的措施。主要是：外资要想从事勘查活动，可以直接与印度尼西亚政府签订工作合同，也可以与印度尼西亚勘探权人建立联合风险企业，然后再签订工作合同。但外商一般选择与印度尼西亚政府签订合同的方式进入，因为这种方式可以更好地保证外资取得开发其发现的矿床的权利。工作合同的法律效力高于其他政府规定，并且不受未来立法变化的影响。它赋予经营公司独占权利进行矿产勘查，开采发现的矿床，精炼、存储和运输采掘出的全部矿产，在印度尼西亚境内推销、出售或处置生产的矿产品。经营公司必须是在印度尼西亚注册的有限印度尼西亚责任公司。工作合同具有优先权，对土地所有者的补偿和安置程序比较简单。工作合同有效期可长达30年，并可以延续。1994年6月印度尼西亚发布一项新的政府规定，大幅度放宽对外资的限制，为外国投资者提供了一系列特许权。即允许在新成立的印度尼西亚公司中外资股权达到100%，而以前最高不能超过80%，并且取消了以前规定的最低投资需要125万美元的要求（张莓，2001）。在石油开发方面，印度尼西亚的最新政策是（张新安，2001）：

1）PERTAMINA通过与外国公司的产品分成合同及工作合同垄断性地管理石油开发项目；

2）1988年以来产品分成合同修改了4次，针对前缘地区开发，提供专门优惠；

3）1997年东南亚爆发了金融危机之后，重新审视了总体石油政策，国会正在讨论新的油气法。

4）建立石油战略储备。目前印度尼西亚的石油战略储备已达成34天的国内消费量。

在天然气领域，印度尼西亚天然气勘查开发和利用的新政策是：

1）计划扩大天然气用量以替代国内石油消费，减缓石油出口能力下降的速度；

2）为鼓励天然气开发，计划采取税收优惠政策，取消石油产品补贴，修建国内天然气管线网（苏门答腊－Batam－新加坡；苏门答腊－西爪洼等）。

⑧ 矿产工业

（一）油气工业

矿产工业，尤其是油气工业，是土库曼斯坦的经济支柱。1991年土库曼斯坦独立以后，由于前苏联解体造成经济链断裂，再加上俄罗斯的竞争、挤压，土库曼斯坦油气工业经历了一个衰退时期，到20世纪90年代后期才逐步恢复（表7－3）（Л.В.Эдер，2007）。

表7－3 土库曼斯坦1985～2006年油、气开采量

资料来源：Л.В.Эдер，2007。

20世纪80年代中期，土库曼斯坦石油和凝析油的开采量为600万～700万吨，1990年以后开采量急剧下降，到1996年只年产440万吨，之后逐步回升，2006年石油和凝析油的开采量达到1100万吨。而据英国石油公司的最新统计资料，土库曼斯坦的石油开采量2006年为920万吨，2007年为980万吨，2008年达到1020万吨，占当年世界石油总开采量的0.3％（British PetroleumCompany，2009）。

20世纪80年代末，土库曼斯坦的天然气年产量超过800亿立方米。随后，年产量骤然下降，1998年仅为124亿立方米，天然气出口近于零，其主要原因是，俄罗斯是土库曼斯坦向国际市场供气的过境国，土库曼斯坦与俄罗斯之间的协议无法执行。进入21世纪后，天然气产量才稳步上升，2006年为680亿立方米，但还远未达到1990年的水平。与表7－3中所列天然气产量数字比较，英国石油公司的统计数字普遍低一些：2006年为604亿立方米，2007年654亿立方米，2008年661万亿立方米，占世界总产量的2.1％，居世界第十二位（British Petroleum Company，2009）。

土库曼斯坦的油气开采主要由国营的 “土库曼斯坦石油” 康采恩、“土库曼斯坦天然气” 康采恩和 “土库曼地质” 康采恩三家垄断，外国公司所占的份额不超过10％。

为了扩大土库曼斯坦的油气产量，土库曼斯坦政府正在积极地吸引外资。目前，土库曼斯坦吸引外资采用以下两种方式：建立合资企业和签订产品分成协议。2005年土库曼斯坦吸引了大约5亿美元的直接投资，2006年10亿美元左右。在2005～2020年期间，土库曼斯坦油气部门打算吸引外资600多亿美元，其中40％以上是产品分成协议的直接投资。土库曼斯坦的上述三大国营垄断企业主要开采陆地上的油气，外国投资商将开采里海大陆架油气。土库曼斯坦政府批准了里海土库曼斯坦部分的许可证发放计划，共划出了32个油气勘探与开采区块。

2005年，外国公司在土库曼斯坦的石油开采量为170万吨左右，2006年超过230万吨。现在有两家外国公司在土库曼斯坦按产品分成协议开采石油，一家是阿联酋的Dragon oil公司在 “切列肯” 区块，另一家是英国的Burren Energy公司在 “涅比特达格” 区块。外国公司与土库曼斯坦的产品分成协议规定，60％的石油产值用于采油支出，其余40％是利润，由双方平分。2005年，这两家外国公司共采出95万吨石油，2006年超过120万吨，到2010年，这两家公司的年总产量将达到600万吨。

目前与土库曼斯坦开展合作项目的外国公司有：阿联酋的Dragon Oil，英国的Burren Energy，马来西亚的Petronas，丹麦的Maersk Oil，加拿大的Buried Hill Energy，德国的Wintershall，中国的CNPC（中石油）（表7－4）。不久的将来，俄罗斯的几个油气公司（俄罗斯石油股份公司、国外石油股份公司、卢克石油公司）将在 “Зарит”合资企业框架内，在土库曼斯坦开展大规模的油气勘探和开采活动。

表7－4 外资参与的土库曼斯坦大型远景油气项目

资料来源：Л.В.Эдер，2007。

土库曼斯坦石油加工企业主要是：土库曼巴希石油加工联合企业（TKH3）和谢伊达炼油厂，总加工能力为每年1200万吨。目前，每年加工原油680万吨左右，只达其生产能力的62％（表7－5）。

表7－5 2005～2006年土库曼斯坦石油部门的主要指标

资料来源：Л.В.Эдер，2007。

最近20年来，土库曼斯坦石油产品的年消费量一直在300万～500万吨上下。20世纪90年代中期前苏联解体后，石油产品消费量大幅下降，目前的消费量也就在530万吨左右（表7－6）。

表7－6 1985～2006年土库曼斯坦石油产品和天然气消费量

资料来源：Л.В.Эдер，2007。

2005年土库曼斯坦天然气的消费量为166亿立方米，2006年增至178亿立方米（表7 －6）。天然气是土库曼斯坦的主要能源。从20世纪90年代末起，国内的天然气使用量开始较快增长，主要原因是，一方面限制天然气出口，另一方面工业和民宅已完全天然气化，现在居民免费使用天然气。

土库曼斯坦天然气加工企业主要有：土库曼巴希石油加工联合企业和纳伊帕天然气加工联合企业，近5年来生产了近200万吨液化气。因液化气的世界需求强劲，2006年土库曼斯坦出口大约40万吨。计划到2020年将液化气产量扩大到每年200万吨。为此，应以丙烷和丁烷含量高的气田为依托，拟在土库曼斯坦东部新建20多座液化气厂。

目前，土库曼斯坦石油和石油产品的净出口量约为570万吨，其中，原油出口约为400万吨，石油产品出口约为160万吨（表7－7）。

表7－7 1985～2006年土库曼斯坦石油、石油产品和天然气的净出口量

资料来源：Л.В.Эдер，2007。

考虑到土库曼斯坦的投资环境和已有项目的落实情况，以及地质勘探工作现状，预计土库曼斯坦石油和凝析油的开采量2010年将增加到1900万吨，2015年为2500万吨，2020年达3000万吨（表7－8）。考虑到国内消费量，2010年的石油出口量将增至1200万吨，2020年达1500万吨。大部分新增石油产量将供给伊朗的炼油厂，然后以交换石油的方式从波斯湾港口出口。

表7－8 2020年前土库曼斯坦石油和石油产品的产量、消费量和出口量预测

资料来源：Л.В.Эдер，2007。

为了保证履行所有已签订的合同，土库曼斯坦的天然气产量应从2005年的620亿立方米提高到2010年的1400亿～1500亿立方米，进而在2020年达到1600亿～1700亿立方米（表7－9）。未来几年内，天然气产量的增加主要应依靠以现有气田为基础的传统开采中心，但在2010年后，这些传统中心的天然气产量必将减少。为此，外国公司在里海大陆架及相邻地区的天然气开采量，从2008年起将保持在每年50亿立方米的水平上，2010年扩大到120亿立方米，2015年达到200亿立方米。增产的天然气将出自区块1、切列肯、涅比特达格和区块3。

表7－9 2020年前土库曼斯坦天然气开采量、消费量和出口量预测

资料来源：Л.В.Эдер，2007。

“土库曼斯坦—中国” 天然气管道近来已建成通气，为了保证中国的天然气供应，中石油公司打算在未来数年内开发阿姆河右岸的气田群，2010年以后，其天然气开采量将达到每年200亿～300亿立方米。

土库曼斯坦公司和中石油公司还将合作开发亚什拉尔－南约洛坦气田群，到2020年，土库曼斯坦将新增100亿～200亿立方米天然气产量。

考虑到开采的可能性及土库曼斯坦天然气的国内消费量，2010年天然气出口量可达950亿立方米，2020年增至1350亿立方米。所有的预测出口量均已签订合同。到2010年前，俄罗斯 “天然气工业” 股份公司每年要从土库曼斯坦购买500亿立方米天然气，2010年以后每年购买900亿立方米。还计划将通往伊朗的天然气管道通过能力扩大到每年140亿～150亿立方米。根据与中国达成的协议，从2010年起，每年将向中国供应300亿立方米的天然气。从中长期远景看，土库曼斯坦计划通过阿富汗每年向巴基斯坦出口200亿立方米天然气。

（二）化工和建材工业

土库曼斯坦有丰富的化工矿产，尤其是卡拉博加兹戈尔湾奥拉季潟湖是世界最大的化工原料基地之一，这里的地下卤水提供了丰富的碘、溴原料，切列肯和涅比特达格两个碘溴厂是溴和碘的主要生产者，前者碘的生产能力为355吨，溴的生产能力为4740吨； 后者碘的生产能力为255吨，溴的生产能力为2370吨。卡拉博加兹戈尔湾丰富的硫酸钠卤水为卡拉博加兹硫酸盐联合公司提供了原料，硫酸钠的年生产能力达到40万吨。

土库曼斯坦硫和石膏的产量也不小，主要由土库曼斯坦矿产公司生产，石膏的年生产能力达到40万吨。

表7－10列出了土库曼斯坦主要矿产品近年来的产量。

表7－10 土库曼斯坦矿产品产量(1)

注：(1)本表资料截至2007年11月底，数据单位未标明的，均为吨；(2)估计值，作了四舍五入处理；(3)修正值。

资料来源：U.S.Geological Survey，2009b。

⑨ 波斯湾的油气状况怎样的

一、总体状况

首先，我们不禁要问题：这样一个似乎沙漠横行，并不富饶的地区怎么会是石油的王国呢？

经过调查，原来中东/波斯湾地区盛产油气是有原因的：

第一，地形属于板块交界处，亚欧板块、非洲板块、印度洋板块交界处地质运动活跃，三叠纪、白垩纪时期，被子植物和裸子植物生长茂盛，靠近海洋浮游生物繁殖快，动物进化较快，种类多；气候适宜，冰川运动期间地质灾害集中，大量植物动物，被掩埋于地下长时间隔绝空气，性质发生变化，形成石油。

第二，中东地区在世界内，地形较其他地区低矮，形成盆地状态。中东犹如“盆底”，石油容易累积其中。

第三，地表覆盖严密，不容易泄漏挥发。

那么中东/波斯湾这片号称“石油王国”的土地油气状况究竟如何，我们通过世界权威的BP公司2008年最新发布的世界能源统计结果找到了答案，如表5-1和图5-3所示。

图5-7中东/波斯湾地区海洋油气田分布示意图

除了石油之外，波斯湾地区之所以重要还因为它蕴藏了丰富的天然气资源，2000年末，沙特阿拉伯和科威特解决了一个有关波斯湾海上边界的长期纠纷，为发展Dorra这个有（1万亿立方英尺）丰富蕴藏量的气田（该气田横跨伊朗、沙特阿拉伯和科威特的水域）大开方便之门。

卡塔尔的大部分天然气资源都位于北方气田（亦北方—南帕尔斯，North Dome）。卡塔尔政府相信经济的未来要靠开发这个大气田的潜力。目前，卡塔尔有两个液化气（LNG）的出口商：卡塔尔液化气公司（Qatargas）和Ras Laffan液化气公司（Rasgas）。Dolphin工程将从卡塔尔北部的Dome向阿拉伯联合酋长国和阿曼提供天然气，将来还可能向巴基斯坦供气。

另一个波斯湾主要的海上天然气工程是伊朗的南帕尔斯大气田。这个气田蕴藏天然气达到14万亿立方米和180亿桶的凝析油。南帕尔斯气田是伊朗最大的能源工程，并且已经投资了200亿美元。天然气生产在2002年初开始。南帕尔斯的天然气基本上经IGAT-3管道（造价5亿美元，其中一段由俄罗斯和当地承包商承建）和IGAT-4管道输送到北方，然后重新注入发展成熟的Aghajari油田（1974年高峰时期的日产量为100万桶，后来下降到20万桶）、Ahwaz油田和Mansouri油田来提高石油产出量。南帕尔斯的天然气也经管道和液化气的运输船出口。1997年9月29日，道达尔菲纳埃尔夫公司（还有俄罗斯的Gazprom和马来西亚的Petronas）签下了一笔20亿美元的交易，勘探和发展南帕尔斯气田的第二、第三阶段。2000年7月，意大利ENI公司也和伊朗签订了一项38亿美元的合同，开发南帕尔斯地区的天然气。这是自1979年以来伊朗和外国公司签订的最大一笔合同。

南帕尔斯气田面积9700平方千米，其中3700平方千米位于伊朗境内，天然气储量14万亿立方米，凝析油储量180亿桶，天然气储量占伊朗全国天然气总储量的50％。而6000平方千米位于卡塔尔领海内，卡塔尔称之为North Dome气田，其天然气储量27万亿立方米，凝析油320亿桶。南帕尔斯气田是一个凝析气田，是世界上最大的气田，全部储量折合大约3600亿桶石油，远大于总储量为1700亿桶原油的世界最大油田——加瓦尔油田。

⑩ 中东地区油气资源储量分布

（1）中东地区油气资源丰富，但石油储量连续两年出现负增长

中东地区石油资源量约为1840亿t，约占全球1/3；天然气资源量约为128万亿m³，约占全球1/4。其石油资源量主要分布在沙特阿拉伯、伊朗、伊拉克、阿联酋和科威特，这5个国家拥有的石油资源量约占中东地区总量的94.8%。其天然气资源量主要分布在伊朗、沙特阿拉伯、卡塔尔、阿联酋和伊拉克，这5个国家的天然气资源量约占中东地区总量的93.4%。过去10年间，中东石油储量呈现逐年增长态势，2006年达到历史高峰1036亿t,2007和2008年连续两年出现小幅下降，2008年为1033亿t，主要原因是伊朗石油储量下降了0.43%（图6.1）。中东地区的天然气储量呈增长态势，2000年以来年均增长率高达3.2%,2008年为75.9万亿m³，同比增长2.3%；主要来自伊朗（5.3%）和沙特（3.6%）的增长（图6.2；表6.1）。

（2）中东油气勘探开发活动持续活跃，资源发现规模远大于其他地区

1999～2008年，中东地区动用钻机总数年均增长4.6%，呈逐年增长态势。2008年月均动用钻机总数增至2437台。2009年受金融危机影响，动用钻机总数明显下降，前9个月月均动用钻机数减至1681台，较上年下降了31%。2008年共获得39个油气发现，获油气可采储量4.5亿t油当量。伊朗和沙特的发现油气储量占地区总量的94.5%（如表6.1所示）。2009年前9个月，中东地区共获得14个油气发现，新增油气储量5.3亿t油当量，平均发现规模0.4亿t油当量，远高于全球平均水平704万t油当量。最大石油发现是伊拉克沙漠地带的Miran West 1发现（2.7亿t），最大天然气发现是以色列深水的Tamar1发现（1472亿m³）。

图6.1 中东地区主要资源国石油储量变化情况

（据BP,2009）

图6.1 中东地区主要资源国天然气储量变化情况

（据BP，2009）

表6.1 2008年中东地区勘探开发数据一览表

续表

（3）石油产量增长受到限制，天然气产量增长强劲

2000年以来，中东石油产量的年均增长1.18%，略高于1.05%的世界平均速度（图6.3）。中东地区石油产量长期充当着世界石油供需平衡的调节器。2000年以来，中东石油产量有5年为正增长（2003～2006和2008年），3年为负增长（2001～2002和2007年），2003涨幅最大（7.7%）,2002年跌幅最大（－6.3%）。2008年中东地区石油产量达到12.5亿t，同比增长4.0%。石油增产主要来自沙特阿拉伯和伊拉克，分别增加2110万t和1410万t。中东地区石油储采比接近80，全球石油剩余产能几乎全部集中在中东地区，产量增长潜力很大。但受O PEC产量配额限制，伊拉克战争和对伊朗制裁等因素的影响，这种资源潜力没有充分发挥。伊拉克计划通过近期与外国石油公司签订的合同，在7年内将石油产量从目前的1.2亿t提高到6.0亿t。但在2012年前将不会出现大幅增加。预计随着世界石油需求的回升，两伊情况的逐步好转，以及非欧佩克国家产量增长乏力，需要中东增加石油供应，其产量将有可能快速提高。

图6.3 中东地区主要资源国石油产量变化情况

（据BP,2009）

中东地区天然气探明剩余储量约占世界的41%，产量只占12.4%，发展潜力巨大。进入新世纪以来，中东天然气发展进入一个新的时期。1999～2008年中东天然气产量年均增长率高达7.7%，远高于同期全球3.1%的年均水平（图6.4）。2008年，中东天然气产量3811亿m³，同比增长6.3%。自2004年以来，受到美国和欧洲加快从中东引进LNG计划和快速上升的国际气价影响，国际大石油公司纷纷投资中东LN G项目。卡塔尔天然气产量以年均19.5%的速度提高，2008年达到766亿m³，同比增长20.9%。天然气产量增长主要来自卡塔尔，增产134亿m³。2009年，卡塔尔有3条液化能力均为780万/t年的LNG 生产线投产。预计卡塔尔LNG年产量在2009年底将达到6000万t，并在2010年底达到7700万t。但是，2009年以来出现新的变化，美国国内非常规天然气产量快速提高，对外需求减少；经济不景气使欧洲对中东天然气的需求下降，加之气价下跌，未来中东天然气能够在多大程度上保持增长势头，将取决于全球供需状况的变化。

图6.4 中东地区主要资源国天然气产量变化情况

（据BP,2009）