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中国页岩气及下游产业前景
我国的资源禀赋缺油少气，美国页岩气带来的能源产业格局的变化和能源独立，以及我国估计的巨大页岩气储量，自然使能源行业对页岩气寄予厚望。国土资源部的两次页岩气勘探招标和拟议中的第三次招标更是使页岩气成为了众多企业关注的热点。与这一表面热潮相背离的是页岩气勘探和开采的实际工作进展速度仍待提升。投资方，能源行业企业以及相关的下游企业都需要有一个客观的分析指引。
引言
我国的资源禀赋缺油少气，美国页岩气带来的能源产业格局的变化和能源独立，以及我国估计的巨大页岩气储量，自然使能源行业对页岩气寄予厚望。国土资源部的两次页岩气勘探招标和拟议中的第三次招标更是使页岩气成为了众多企业关注的热点。与这一表面热潮相背离的是页岩气勘探和开采的实际工作进展速度仍待提升。投资方，能源行业企业以及相关的下游企业都需要有一个客观的分析指引。
通过对于美国页岩气行业的案例和要素研究；对于中国页岩气行业所处政策、技术、经济环境和资源储藏质量的宏观讨论；对于诸如化工、发电、城市燃气等下游相关行业的经济性分析和预测，试图为页岩气勘探、开采、利用有关的各利益相关方描绘较为清晰的远景，以利其投资决策和产业规划。
中国页岩气发展最新动态
国有企业主导，多种主体共同开发
中国77%的页岩气储藏重叠分布在已登记的常规油气资源区块内，上述区块为国有石油公司掌握。在第二轮页岩气招标中国家投放了与常规油气矿权没有重叠的20个区块[1]标段，并基于引入多种开发主体考虑，吸引非油气行业国企、民营及外资企业投标。但是，从最终的中标结果来看，国有企业还是夺标的主力。在《页岩气发展“十二五”规划》设定的我国页岩气目标产量分配来看，中石油、中石化及中联煤这三家国企要占到预计总产量的78%，国企占据中国页岩气开发的主导地位。
虽然国企是开发的主导，政府在引入多种开发实体推进产业发展方面，做出了积极的尝试和努力。从2012年起，国家陆续推出了一系列政策，推动民营经济进入页岩气等能源开发领域。包括2012年6月国家能源局颁布的《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》；2012年10月国务院在《能源发展十二五规划》中也明确提出鼓励民间资本进入能源领域；2012年11月国土资源部颁布的《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》中，进一步明确页岩气勘采实行“开放市场”原则，鼓励民营企业和其他投资主体进入页岩气勘查开采领域；国土资源部通过公开竞争方式向社会各类投资主体出让页岩气探矿权；对分布在已登记油气区块内的页岩气，石油公司不主动勘采的，可另设页岩气探矿权[2]，并向包括民营企业在内的投资主体出让。
从第二轮页岩气勘探招标和结果来看，国家放宽了对企业资质的要求[3]，以利民营和外资企业参与勘探权的竞标。在参加投标的83家企业中，民营企业占比高达1/3。但从招标结果中不难发现，国有企业仍是中标的主力，民营企业仅有两家[4]中标。究其原因，除了民营企业在资金实力和勘探经验方面不足以外，国有企业在资源和政府支持上的巨大优势也起到了决定性作用。可以相信，未来我国的页岩气产业将呈现国有企业主导，多种主体共同开发的产业格局。
进度缓慢，需要扶持
目前国有石油公司已开展了一些页岩气的勘探和试采。此外，2011年7月第一轮中标的河南煤层气公司于2012年上半年与澳大利亚勘探公司DartEnergy合作在年底完成了参数井的钻探。但是更多的企业仍未启动实质性勘探开采并普遍持观望态度，项目进展缓慢。有些企业甚至转让探矿权退出开采。如第二轮中标的重庆能源集团在2013年上半年将旗下重庆矿产公司的酉阳区块转让给华能集团勘探；还有一些中标企业由于主、客观条件的限制，项目处于搁置和观望阶段。前两轮中标企业的缓慢进展甚至可能影响到原定于2013年下半年启动的第三轮页岩气开采权招标工作的按期开展。
我国页岩气企业勘采进展较为缓慢与其所面临的开采成本巨大，项目投资高昂、地质条件复杂、勘探技术相对落后，以及储运设施建设滞后等问题直接相关。1）项目投资高昂：区块中标价往往超过底价数倍，重庆能源集团在黔江及酉阳区块的中标价格甚至达到中石化出价的10倍，且三年内仅在黔江区块就需投入超过17亿元；2）地质条件复杂：我国页岩气埋藏深、储层薄，开采难度大。川、渝等地的页岩气埋深常在2600-3000米以上，而储层厚度仅为几十米，与美国许多高产井浅埋藏厚储层形成鲜明的对比；3）技术相对落后：国内勘探企业尚未掌握测矿，水平井、多段水力压裂、工厂化生产的管理和技术诀窍，在“学习曲线”上处于较低位置；4）储运设施建设滞后：页岩气探采区块多数地处偏远的山丘和高原地带，区域内管道设施建设艰难、滞后，而且已有管道没有“开放准入”的输气保障。
为了克服页岩气行业启动的阻力，国家近期推出了多项页岩气产业扶持政策，希望从补贴，减免费用，保障用地等方面推进勘探。2012年11月，财政部和国家能源局联合颁布《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》中明确中央财政从2012年到2015年，对开采页岩气每方补贴0.4元[5]（远高于煤层气），此外地方财政还可给予适当补贴；同月，国土资源部颁布的《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》中指出页岩气矿业权人可按规定申请减免探矿权使用费、采矿权使用费和矿产资源补偿费。勘查取得突破的，可申请扩大勘查面积[6]，并可申请试采或将部分区块转入开采。同时，地方各级国土资源主管部门应积极支持页岩气勘查、开采，并可通过土地租赁试点等方式满足勘查、开采用地需求。
此外，国家能源局会同有关部门联合制定的《页岩气产业政策》内容将涉及多个政策和经济扶持举措：1）鼓励投资多元化：对外资适度开放，将页岩气列入国家《外商产业投资指导目录》，允许合资公司持有矿权。在合作方式上，可采用产品分成等多种灵活模式；2）提供勘探开发便利：页岩气享受优先用地，简化示范工程投资程序，提高投资效率；3）加大财税支持：除了补贴外，还将推出资产加速折旧等税收优惠政策；4）鼓励并大力推广页岩气的使用。此外，其他的扶持政策也在规划中。国土资源部披露的措施包括：改革监管体系：国家一级管理，地方二级监管，使各省介入页岩气探矿权设置的建议[7]，并参与页岩气勘查开采检查和督察工作[8]；实施市场化定价[9]：页岩气与天然气价改并轨，放开对页岩气市场价格的监管；调整税收：将页岩气相关利税留给地方，以促进地方政府对页岩气产业的支持。对勘探开发企业给予进口设备、所得税等方面的税收扶持性政策。要推动产业发展克服启动期的困难，除了企业自身的努力，政府的各项扶持政策也是不可或缺的。
美国页岩气产业发展启示
美国是迄今唯一实现页岩气商业化量产的国家。过往十年的生产和技术突破使美国页岩气产量实现了年均近50%的爆发式增长，到2010年产量达到9.82亿桶油当量。页岩气的大增带来了天然气价大幅走低，并对整个产业链上、中、下游各环节产生了深远的影响。
上游整合浪潮
美国页岩气产量爆发式增长直接导致天然气价持续下跌到历史低位，对于独立油气勘探及生产企业造成压力。自2007年这些企业的负债率不断升高，经营状况恶化。美国证券交易委员会的数据显示，独立油气企业的负债总额从2007年的700亿美元上升至2011年的1100多亿美元，企业财务风险大增。
独立油气企业的财务困境为国际油气企业（IOC）在页岩气领域的并购提供了绝佳的时机，包括BP、埃克森美孚、道达尔、必和必拓、壳牌及雪佛龙等纷纷抓住这一契机大肆并购独立油气企业（见图1），客观上推动了美国页岩气产业上游的整合。
下游行业蓬勃发展
美国页岩气行业的繁荣和气价下降带来了下游包括气头化工、燃气发电、车用燃料等产业和细分市场的迅猛发展，据估计未来几年美国计划向化工和发电等下游行业注入逾1000亿美金的投资。
气头化工：页岩气勘探和生产的繁荣使北美的气头乙烯与欧、亚石油基乙烯相比具有较为明显的成本优势，目前其生产成本仅次于中东地区。预计未来几年投资者将在美国新建多个产能超过100万吨/年的大型乙烯项目，届时美国本土的乙烯产能将由2012年的约2600万吨增长到2017年的约3500万吨（见图2）。
这也将对全球的化工格局产生一定的影响。除部分亚洲石化巨头[10]外，众多全球领先化工企业将北美作为未来五年的产能[11]扩张中心：壳牌、埃克森美孚等未来约50%的新建产能将分布在北美，而Pemex、Formosa、CPChem及Oxy、Aither等企业更是将100%的新建产能放在了北美（见图3）。
燃气发电：燃气发电是重要的天然气下游领域。美国燃气电厂主要以负荷跟踪方式或峰荷方式运行。美国能源信息署2009年的数据显示，受限于发电成本，燃机电厂的装机利用率仅为42%，显著低于煤电厂64%的水平。如果天然气与煤的比价水平允许燃机电厂更多做基本负荷运行，天然气发电量占美国发电总量的份额将从2011年的约25%升至2040年的约30%。
除了大型电站外，燃气也是热电联供和分布式发电的主力原料。热电联供系统（CHP）热效率可高达75%以上，在美国已有近百年的使用历史，但长期以来利用率仅为8%，与丹麦、芬兰和荷兰等国家30%的利用率相去甚远。近年来热电联供受气价刺激和政策支持（奥巴马政府提出2020年达到4万兆瓦热电联供目标），未来相关投资可能达到400-800亿美元，将为页岩气提供巨大下游市场。另一方面，美国分布式能源中73%采用天然气原料，这一下游市场对页岩气供应量的消纳也不容小觑。
车用燃料市场：美国将天然气作为车用燃料已有相当时间，但受制于油气价差、车辆种类和性能、加气站网络以及政策支持力度的影响，燃气汽车的普及速度较为缓慢。截止2010年底，美国天然气汽车保有量为11.2万辆，仅居世界第十四位，到2011年的车用天然气日耗量为230万方。随着页岩气繁荣带来的气价走低和燃气作为车用燃料的吸引力增加，这一现状将发生重大改变。能源部阿贡国家实验室已着手调查压缩天然气(CNG)作为轻型轿车和卡车燃料大规模应用的可能性。预计到2016年，美国天然气汽车保有量将以每年超过9%的速度增加，到2016年美国车用天然气日耗将增加到400万方，较2011年增幅超过70%。
LNG出口增长
受到北美巨大的天然气生产能力、较其他市场更低的价格以及其他地区（尤其是亚洲）LNG需求大幅增长等众多因素的驱动，预计美国LNG出口将大幅增加，到2020年达到0.43万亿立方英尺，2030年达到1.7万亿立方英尺。这一预期也刺激了北美LNG码头的建设，目前有15个LNG出口申请待美国能源部审批，潜在运输容量[12]可达到5.2万亿立方英尺，完全有能力承载未来的LNG出口。美国LNG出口的最大阻挠是政治因素，即民众对于LNG出口可能抬高美国国内气价和对出口导致美国丧失油气战略资源优势的顾虑。
对中国的启示
纵观美国页岩气产业的发展，可以发现其优良的资源禀赋、先进的勘采技术、精益的项目管理、积极的政策支持以及完善的配套基础设施都功不可没。1）页岩气资源：美国页岩气总储量较大，分布范围广，资源成藏条件较好，埋藏深度适中，基质渗透率高，页岩脆性好，适于开发，且较为接近发达的消费市场；2）勘采技术和项目管理：水平井和水力压裂等方面的开采技术日趋成熟，降低了页岩气的开发成本。同时，众多中小型公司采用了工厂化、精益化方式生产页岩气，使得成本显著降低；3）政策支持：联邦政府自页岩气开发初期即简化监管，维护业态的开放和公平，同时与各州政府一起给予较高的财政补贴，鼓励页岩气开发应用和迅速推广；4）配套基础设施：美国在储气、运输、压缩和纯化等各个领域拥有世界领先的基础设施、且开放准入的天然气管网，使页岩气可顺利抵达本土48个州的任何地区。
我国页岩气储量虽然全球领先，但资源条件较差，分布地域边远，埋藏深度较大，储气层厚度较小，因而开发成本较高并需要较高的终端市场价格支撑；我国页岩气勘探开发企业在很多关键技术环节缺少实操经验，而通过并购方式获取页岩气生产相关技术诀窍和经验的工作仍在摸索中；同时，国家在政策层面上的支持仍处于起步阶段，力度有待进一步将强；我国的天然气输送管道的覆盖程度、输气能力仍需提高，燃气入网仍待开放。美国经验对于中国发展页岩气产业的最大启示是，我国必须尽快推进反映资源质量和价值的定价体系，加快获得、消化、吸收、自创适合页岩气勘探开采的技术和管理模式，加强公平、开放的法制和管制环境建设和基础设施建设，并辅以初期有力的财政和税收支持措施，以有效促进我国页岩气产业的发展。
中国页岩气下游行业分析
传统上我国的天然气利用领域分为城市燃气、天然气化工、工业燃料、天然气发电四大类。2012年发改委的新版《天然气利用政策》提出力争优化能源结构，提高天然气在一次能源消费结构中的比重。其中，城市燃气、工业燃料（可中断用户）、天然气分布式能源及热电联产项目被划为优先类，工业燃料（天然气替代油、煤）、天然气发电为允许类，天然气化工（合成氨、甲烷为原料的碳一化工及氮肥项目）为限制类，而天然气制甲醇被划为禁止类。这一政策对页岩气的发展也具有指导作用，下文将主要从经济性分析的角度来论述未来页岩气下游的主要增长领域。
据分析，预计到2015年国内天然气消费量将达2500亿方左右，其中城市煤气和工业燃料用气比例将由63%升至68%，被归为限制类的化工用气比重将由目前的22%降至13%，而受益于国家清洁能源发展政策，发电用气[13]的比重将由15%升至19%。
受限成本因素，未来页岩气化工增长有限
一段时间以来我国的天然气化工产业即面临五大瓶颈，导致产业发展缓慢。1）供气不足：近年来，天然气供应季节性紧张局面持续，天然气化工企业频繁遭遇断气停产。而且，化工用气的低定价也使上游对化工企业的供气不积极；2）气价上涨：近年来，发改委数次上调天然气出厂基准价。还在2013年6月将天然气门站价格平均提高了0.26元/方，企业成本压力持续上升；3）附加值低：目前我国天然气化工生产甲醇及合成氨占比逾65%，附加值较低，经济效益较差，抗气价上升能力不足；4）规模落后：天然气化工企业平均产能较小，甲醇装置产能普遍低于20万吨相比国际上60-80万吨、甚至超过100万吨的转置规模缺乏经济性；5）政策限制：2007和2012年的天然气利用政策中，对天然气化工都没有大的推进政策。
但是全球范围来看，天然气是制取合成氨、甲醇、乙炔及乙烯的主要原料，以美国为例80%以上的甲醇和75%以上的乙炔产自天然气化工，但这一比例在中国分别不到10%和5%。近年美国页岩气产量的逐年上升更是为天然气化工提供了充足的原料。美国的这一趋势自然也激发了“页岩气能否推动天然气化工发展”的讨论。
从产业布局来看，由于管道物流的运力限制，目前天然气化工产能主要集中在气藏附近。我国天然气和页岩气采区大致重叠，主要分布在四川、重庆、新疆和陕西等地区。因此，页岩气开发不会改变天然气化工的地域格局；从气量上看，按页岩气“十二五规划”，到2015年65亿方的产量不足燃气供应总量的5%，难以缓解国内天然气供应缺口，也难以增加对天然气化工的用气供应；更关键的是经济性比较，页岩气开采成本高于常规气，高气价对化工企业造成了成本压力。因此，与美国的情况不同，中国的页岩气开发难以推动天然气化工的繁荣。
为进一步分析天然气化工的经济性，对原油、石脑油、混煤和天然气的价格预测如图4所示。
天然化工的主要下游产品有甲醇、合成氨、烯烃、乙炔、氢气、合成油及氢氰酸等，根据未来市场前景，本文主要讨论甲醇、合成氨、乙烯、合成油、乙炔以及氢气的经济性（见图5）。由分析可见，与煤化工相比，气头化工在合成氨和乙炔的生产中并不具备成本优势；在甲醇和氢气市场上的成本优势也随着气价提升而逐步削弱；但在烯烃生产上较石化仍具备一定的成本优势。因此绝大部分的天然气化工产品成本将持续偏高，天然气及价格更高的页岩气相对其他化工原料并不具备成本优势。有鉴于此，未来天然气化工有被煤化工逐步代替的趋势。中国的天然气化工产业难有大幅增长，化工用气的年增速将进一步放缓至5%的水平，2015年的化工用气量预计约为300亿方。
页岩气助推气电和分布式发电
我国将逐步减少对煤电的依赖，预计到2020年煤电在能源结构中的占比将降至60%以下。经过10年左右燃机装机容量和发电量各自取得的30%和40%以上的高速增长。2010年，我国燃机装机容量达到32兆千瓦，发电量超过1000亿千瓦时。由于燃机调峰电厂启停灵活、负荷调节快、以及环保的特点未来装机和发电量还将增长。同时鉴于分布式能源利用效率高、避免了大规模远距离输电工程建设，也受到国家政策支持，2013年2月，国家电网公司发布的《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》更是对分布式发电起到了极大的推进作用。未来，以燃机调峰电厂和分布式能源系统为代表的天然气发电领域将取得长足的进步。
由于接入输气管网的难度尚未完全消除以及受较高气价的影响，页岩气用于发电在产地周边更具吸引力。虽然2015年的页岩气产量对燃气发电格局影响有限，但远期将可充分支持西部地区的燃气发电用气需求，并作为东部地区的补充气源。预计到2020年，中国天然气装机容量可能将达到120兆千瓦，年均增长达到14%，其中分布式能源系统占据50兆千瓦，年均增长达到26%；受此推动，2020年天然气机组发电量将可达到3850亿千瓦时，并消耗约850亿立方米天然气[14]。
城市燃气增势良好，车用燃料市场一枝独秀
自2004年西气东输一线开通，天然气消费量即一路攀升，成为燃气领域的主导气源。至2011年，天然气在燃气市场占比超过60%，而液化石油气则降至24%。随着管网建设的不断完善，天然气在城市燃气领域的使用占比将进一步提升。同时，中国城市化进程也将推动城市燃气的需求增长。2011年我国城镇化率已超过50%，预计到2020年中国将新增2-3亿城镇人口；即使按照目前53%的燃气普及率[15]，届时也将新增1-1.5亿的用气人口；另一方面，我国人均生活用气目前仅为42立方米年，仍具很大的增长空间。城市燃气将是页岩气重要的下游市场。
另一个迅猛增长的市场是天然气车用燃料市场。我国天然气汽车的发展始于1999年13部委成立了全国清洁汽车行动协调小组，推进天然气汽车产学研推广和应用。在北京、上海、重庆、四川等12个示范城市和地区推广，2005年示范城市扩大到19 个。到2010年，已有30 个省的80多个城市推动了天然气汽车的使用。据2011年统计，CNG汽车保有量已超过100万辆，并建成3000多座天然气加气站。CNG作为车用燃料的发展与汽车工业的努力密切相关。2011年我国CNG 整车产能达10 万辆，车辆国产化率已达90%，产品覆盖客车、轿车，货车、市政专用车等。目前已有天然气发动机生产企业20多家，在产燃气发动机近百款，还形成了燃气汽车生产企业逾60 家。
虽然增长迅猛，天然气占交通用燃料市场的份额仍不到5%，远低于汽、柴油的市场份额。得益于天然气作为车用燃料的比价优势和环保效益，至“十二五”末期，中国天然气汽车保有量有望突破400万辆，预计到2020年天然气也将成为重要的车用燃料之一，交通运输用天然气消费量将超过600亿立方米，占天然气消费总量的约15%。页岩气在这一领域的应用前景光明。
结论
我国政府的两次页岩气勘探招标显示中国页岩气行业揭开了产业化发展的新篇章国有企业尤其是国家石油公司将凭借其资金、技术、资源储备以及其政策扶持的优势引领我国页岩气行业的发展。
美国竞争性、商业化的页岩气开采带来了页岩气产量的激增，极大地丰富了天然气的供应并在一段时间内带动了气价的急速下降，得益于这一行业趋势整个天然气上下游产业链，包括勘探开采、天然气化工、燃气发电、LNG及相关化工品出口以及天然气作为汽车燃料等领域都取得了迅猛的发展。
但是，由于中国页岩气资源储藏条件复杂、勘探开采技术瓶颈、储运设施限制，以及较高的气价水平，制约了页岩气产能、产量的扩张及其下游行业的经济利用。在相当长的时期内，中国将无法复制美国页岩气行业发展并带动整个上下游产业链繁荣的成功。然而，在局部的下游产业领域，如燃气发电、分布式能源系统和城市燃气尤其是车用燃料替代方面取得长足进步还是可以期待的。
参考文献
[1] 页岩气发展“十二五”规划，2012
[2] 全球非常规天然气峰会，2012
[3] 中国能源统计年鉴，1996—2010
[4] Gas-to-Liquid(GTL): aReview of an Industry Offering Several Routes for MonetizingNatural Gas, David A. Wood, Chikezie Nwaoha and Brian F. Towler,2012
[5] Developmental Prospectsfor International GTL Trade by 2015, A Gas Producer’s viewpoint,Ahmed Antari, Touhami Mokrani and Abdelouahab Arioua
[6] BP世界能源统计年鉴
[7] 中国国家统计局资料
[8] 美国能源信息署资料
[9] 美国能源部资料
[10] 美国国家环境保护局资料
[11] 美国证券交易委员会资料
[12] HIS数据库
[13] ICIS数据库
[14] Bloomberg数据库
作者
程鹏，科尔尼公司董事，常驻上海办事处
电子邮箱：peter.cheng@atkearney.com
金涌博，科尔尼公司顾问，常驻上海办事处
电子邮箱：yongbo.jin@atkearney.com
金承天，科尔尼公司顾问，常驻XX办事处
[1]根据国土资源部，重庆、四川和新疆在国内页岩气储量中排名前三，但是第二轮招标中只有三块位于这三地，而这些地区的页岩气区块与中石油、中石化控制的常规油气矿权存在重叠
[2] 《通知》规定，另设页岩气探矿权并出让的前提是不影响油气勘查的正常工作
[3]注册资本金在3亿元人民币以上，且符合下列三种条件中的一种：在中国境内注册，有石油天然气或气体矿产勘查资质；在中国境内注册，与具有资质的企事业单位合作；中方控股的中外合资企业，至少其中有一方具有资质
[4]分别为永泰能源子公司华瀛山西能源投资有限公司，以及北京泰坦通源天然气资源技术有限公司。
[5]此次页岩气补贴政策的条件为：一、必须是已开发利用的页岩气，二、企业已安装可以准确计量页岩气开发利用的计量设备；补贴标准亦将根据页岩气产业发展情况予以调整
[6]《通知》规定，矿业权人申请扩大勘查面积后，经国土资源部组织论证，可依法进行变更登记
[7]《关于加强页岩气资源勘查开采和监督管理有关工作的通知》已规定，国土资源部负责划定勘查开采区，并设置探矿权；但省级国土资源部门亦可向国土资源部提出页岩气探矿权设置的建议
[8]《通知》已规定，国土资源部负责页岩气勘查开采年度检查和督察工作，省级国土资源主管部门承担本行政区域内页岩气勘查开采年度检查和督察实施具体工作
[9]2012年国家能源局颁布的《页岩气发展规划》已提到，要落实页岩气产业鼓励措施，包括对页岩气出厂价格实行市场定价
[10] 包括沙比克、Reliance及中石化
[11] 仅包括乙烯产能—不包括衍生物投资或上游投资
[12] 到2020年的潜在容量；在确定LNG出口对国内经济的影响之前，审批暂时被叫停
[13]天然气发电在2007年版的《天然气利用政策》里被划为限制类，因结构性电力紧缺和分时电价的实施，以及国家对清洁能源发展的鼓励，天然气发电日益受到支持
[14]计算参数假设：运行小时数：2015年到2020年调峰机组运行3000小时，分布式发电运行3500小时；天然气热值：38MJ/M3；系统效率：调峰机组采用CCGT联合循环为53%，分布式发电为35%
[15] 燃气普及率=燃气使用人口/城镇人口，预计中国燃气普及率到2020年可能超过70%
