广东天然气价格上涨的原因_广东天然气价格多少钱一方

1.现行煤层气定价机制

2.在世界能源消费构成中，天然气在一次能源中所占比重上升较快，试分析原因？

3.国家为什么要对天然气的价格进行改革

4.广东惠州天然气发电有限公司的天然气发展前景报告

近年来，我国天然气市场发展较快，天然气产量、进口量和消费量均保持快速增长态势。天然气市场的快速发展对优化我国能源结构和提高节能减排成效都具有重要意义。近年来，国家不断调整完善天然气价格政策，以促进天然气行业的发展。但受发展阶段等因素影响，我国天然气的价格政策仍处在调整完善过程中。理清天然气价格调整和价格形成机制改革的背景、方向、路径和一些争议，有助于凝聚共识，更好地推进天然气价格的正常调整和价格形成机制的改革，促进天然气行业的持续快速健康发展 。 价格信号是市场运行最重要的信号，也是调控市场供需最重要的“指挥棒”。天然气价格形成机制从根本上说就是解决如何确定价格信号。早在2005年，《国家发展改革委关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》中就提出“从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成。”2011年12月26日，国家发展和改革委员会在《在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》中再次明确“天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。”2013年6月28日，国家发展和改革委员会发布了《关于调整天然气价格的通知》，指出天然气价格调整的基本思路是“按照市场化取向，建立起反映市场供求和稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础”。显然，我国调整天然气价格和改革价格形成机制一直是沿着逐步市场化的方向在稳步推进。

虽然我国天然气价格调整和价格形成机制改革的方向一直非常明确，但由于受市场结构、供应结构等因素影响，短期内我国还不具备通过市场竞争形成价格的条件。在这样的背景下，我国天然气的价格调整和价格形成机制改革实际上取了“准市场化”和“稳步放宽市场准入”的办法来推进。

“准市场化”体现在天然气的价格调整和价格形成机制改革一直在探索建立反映市场供求和稀缺程度的价格动态调整机制，并将“逐步理顺天然气与可替代能源比价关系”作为确定天然气价格的主要选择。在确定与天然气价格挂钩的可替代能源产品时，基本选择了市场竞争程度更高的可替代能源产品，即通过市场化程度更高的可替代能源产品的价格来确定天然气的价格，这也表明天然气定价机制改革更加注重通过市场方式确定天然气价格。在目前国产天然气价格水平相对偏低的情况下，取与可替代能源价格挂钩的办法定价既坚持了市场化定价的基本取向，也有利于激励生产者，因此有利于鼓励天然气供应。

“稳步推进市场准入”是通过稳步推进天然气行业的市场准入改革，逐步增强天然气市场的竞争性，为最终实现天然气价格由市场竞争形成创造条件。近年来，国家在稳步推进天然气行业的市场准入改革，在页岩气等领域开始引入新的竞争主体。2011年，国家已将国产海上天然气和页岩气、煤层气、煤制气出厂价格，以及液化天然气气源价格放开由市场形成。同时，国家还将积极推进管道向第三方开放，实行市场价格的气源可委托管道运输企业代为输送，并按国家规定的管道运输价格支付运输费用。从未来发展看，天然气价格改革的最终完成，仍需要更加重视市场准入等配套改革，引入新的市场主体，不断增强市场的竞争性。 作为重要的、而且是发展速度最快的基础能源产品，天然气的价格调整和价格形成机制改革一直广为关注。理清一些广为关注的问题，将有助于天然气价格的正常调整和价格形成机制的改革。

第一，短期上调价格与中长期价格稳定的关系。由于我国天然气价格水平相对偏低，近年来的价格调整一直是上调价格。价格上调虽然会在一定程度上增加用户的成本，但必须看到，价格调整是调节供求最有效的方式，价格上调将有利于增加天然气行业的投资，这将有利于天然气供应量的持续较快增加，从而有助于天然气价格在中长期保持在相对合理的水平上。从美国天然气价格变化的历程看，上世纪70年代末美国曾对天然气价格进行过限制，但结果是造成天然气行业投资的下降和供应的紧张，并一度造成大范围的“气荒”，价格控制并未取得预期效果。此后美国放开了对天然气的价格控制，天然气价格短期内也出现了上涨，但由于天然气价格的上涨带来了投资的增加进而增加了供应量，天然气价格并未呈持续上升态势。近年来美国由于页岩气的大规模开发，天然气供应量的显著增加是美国天然气价格明显回落的主要原因。因此，理清短期价格变化和中长期价格变化的关系，将有助于正确认识价格调整和价格形成机制的改革。

第二，天然气价格调整和稳定物价的关系。从2005年以来我国天然气定价机制改革和价格调整情况看，受国内物价上涨等因素影响，我国天然气价格调整实际上并未严格按照已出台的定价机制执行，天然气价格调整的频率和幅度实际上均未达到2005年12月公布的定价机制所确定的要求。在宏观经济和物价等形势发生较大变化时，对天然气等能源价格进行有控制地调整，短期内虽有助于减少面临的物价上涨压力，但也会造成价格信号失真，同时也会影响到市场对未来价格改革趋势、进程等的判断，也无法向市场传递长期、准确的价格信号，客观上就会对能源产品的供需带来不利影响。从未来发展趋势看，受供给结构和需求变化等因素影响，能源价格大幅波动的情况仍将持续。因此，有必要及早理顺天然气价格水平，完善天然气价格形成机制。近期的天然气价格调整抓住了国内物价水平相对较低的有利时机，在不对整体物价形势带来明显冲击的情况下，实现了增量气价格与可替代能源价格直接挂钩，向市场传递了较为明确的价格改革信号，为今后的价格调整和价格改革奠定了较好基础。

第三，天然气价格上调与合理调整各方利益的关系。天然气价格上调必然会增加用户的负担，因此，在天然气价格上调时，需要合理调整各方利益关系。由于不同行业和群体对天然气价格调整的承受能力存在较大差异，在历次调整天然气价格时，国家都非常重视完善利益调节机制，对生活困难人群和一些公益性行业建立补贴和救助机制，在天然气价格上调时对生活困难人群和部分公益性行业给以适当的补贴。从未来发展看，在天然气价格调整和完善价格形成机制过程中，仍需要进一步完善利益调节机制，将天然气价格调整的影响降到最低。

现行煤层气定价机制

一、国内外状况

(一)世界天然气状况

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%。按当前开水平，世界天然气剩余储量可供开年限为62.8年。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，俄罗斯的剩余可年限为84.1年，是主要天然气国中剩余可年限最长的。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储量分布

表1 2009年世界主要国家天然气储量分布

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010，7

(二)我国天然气状况

截至2009年底，我国天然气剩余技术可储量为3.7万亿立方米(其中，剩余经济可储量为2.8万亿立方米)，比上年增长8.8%。天然气出量840.7亿立方米，新增探明技术可储量3861.6亿立方米。新增探明技术可储量主要来源于中石油长庆苏里格(1127亿立方米)、中石油塔里木塔中Ⅰ号(888亿立方米)、中石油西南合川(501亿立方米)、中石化西南新场(484亿立方米)、中海油深圳荔湾3－1(344亿立方米)和中石化华北公司大牛地(111亿立方米)。近年来，我国天然气剩余技术可储量保持较稳定的增长态势，2009年度比上年增长8.8%。但我国天然气储量具有分布不均匀、品质不理想的特点，勘探开发难度较大，生产成本较高(表2;图2)。

2009年度全国主要矿产品供需形势分析研究

表2 2009年我国天然气储量分布单位:亿立方米

图3 2000～2009年我国天然气剩余(技术)可储量变化

我国天然气开发在近几年一直处于发展壮大的过程中。天然气的勘探投入逐年增加，并不断发现新的储量，2009年天然气剩余技术可储量比上年增长8.8%(图3)。从现有的情况看，未来一段时期内，我国天然气的储量还会进一步增加。一方面，我国天然气的勘查程度低，还有很大的勘查前景;另一方面，我国能源需求的潜力巨大，而且在油气体系内部，石油缺口大，天然气在很大程度上可以弥补这个缺口，同时天然气作为清洁能源，其本身具有很好的开发潜力。

二、国内外生产状况

(一)世界天然气生产状况

受全球金融危机影响，2009年世界天然气产量出现下降趋势，总产量约为2.99万亿立方米，同比减少2.4%。美国和俄罗斯仍然是主要天然气生产国，2009年两国的天然气产量占世界总量的37.5%。但俄罗斯在2009年度的产量出现较大幅度的下降，高达12.3%，而美国仍有3.3%的上涨幅度。主要原因是俄罗斯是天然气输出大户，境外需求占其总需求的比重较大，因受全球经济危机影响，境外需求乏力，导致国内产量下滑。而美国的天然气供应部分需要依靠进口，所以国内天然气产量受影响较小。另外，在产量排名前十位的国家中，增长幅度较大的国家是伊朗和卡塔尔，分别达到12.8%和16.0%(表3)。

表3 2004～2009年世界天然气生产情况

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010

从区域上看，中东和亚太地区仍为主要增长区域，2009年度中东地区天然气产量达到4072亿立方米，比上年增长6.5%;亚太地区产量为4384亿立方米，比上年增长5.2%，增长点主要来源于印度和澳大利亚，两国分别增长28.9%和11.0%。

(二)我国天然气生产状况

我国天然气产量一直保持增长的势头，2009年我国天然气产量达到830亿立方米(表4;图4)，同比增长7.7%。从地区分布看，我国天然气产量主要集中在西部地区。数据显示，中国石油集团的长庆、塔里木和西南三大气田(企业)为天然气主要供应地，合计占全国总量的62.7%，而且国内天然气产量80%以上集中在中国石油集团，2009年度中国石油集团天然气产量共有683.20亿立方米，比上年增长10.7%。另外，中国石化集团、中国海洋石油总公司各有83.28亿立方米和74.77亿立方米的产量。

表4 2004～2009年我国天然气生产情况

资料来源:中国石油天然气集团公司;中国石油化工集团公司;中国海洋石油总公司;中国石油和化学工业协会

注:“全国合计”数据来源于国家统计局，统计口径略有出入。

图4 2000～2009年我国天然气生产和消费变化

从近几年天然气产量增长趋势看，我国各地区表现不一。在2009年，三大产地之一的长庆天然气产量，比上年增长31.8%，连续几年保持高增长态势;另外塔里木气田也呈现较好的增长态势，但2009年的增长幅度放缓，只有4.1%;排名第三位的西南气田，近几年产量基本保持稳定，2009年有小幅增长(1.3%)。而其他生产地区产量相对较小，部分气田(企业)已呈逐年减产的态势。从全国的产量变化趋势上观察，近几年我国天然气产量增幅在逐年放缓，已从2005年的21.9%下降到2009年的7.71%。

三、国内外消费状况

(一)世界天然气消费状况

2009年，世界天然气消费量达到29404亿立方米，同比下降2.3%。在此前的2001～2008年中，世界天然气消费量保持增长的态势，平均增幅2.78%。消费量最大的国家仍为美国，2009年消费天然气6466亿立方米，比上年略有下降。俄罗斯作为天然气生产大国，其本国消费也有38亿立方米，居世界第二位。排名第三位的国家是伊朗，2009年消费量为1317亿立方米，增长幅度较大，达10.4%(表5)。

表5 近年世界天然气消费情况

续表

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010

从区域上看，欧亚大陆和北美是全球两个主要天然气消费地区，2009年各占全球消费总量的35.9%和27.8%。但因全球金融危机影响，比上年度都有不同程度的下降(分别下降6.8%和1.2%)。而亚太和中东地区仍保持增长势头，比上年分别增长了3.4%和4.4%。

(二)我国天然气消费状况

2009年，我国天然气表观消费量为874亿立方米，增长8.3%。加上国内经济继续保持稳健的步伐，能源消费需求也将不断攀升，作为能源发展的一个重要组成部分，天然气消费量也将进一步增加。“九五”期间，天然气的消费增长量是101.7亿立方米，年均增长率为9.57%;“十五”期间消费增长量已高达246.4亿立方米，年均增长率高达12.91%。统计数据显示，2008年我国天然气消费主要集中在工业领域，占全部消费量的65.4%，这个巨大的消费量主要由其下的制造行业产生，达到337.92亿立方米。其次是掘业，达到109.67亿立方米，但从发展趋势看，掘业在消费中所占比重已在减少。除工业部门外，生活消费领域也有170.12亿立方米的消费量，同比出现很大幅度增长(27.54%)(表6)。从天然气消费领域的比重上分析得出，除建筑业消费比重在降低，其他领域的消费量都在增长。从消费地区结构上看，我国天然气消费以产地消费为主，主要集中在西南、东北、西北地区，即四川、黑龙江、辽宁、新疆，占全国消费量的80%以上。目前，随着管道建设的开展，北京、天津、重庆、成都、沈阳、郑州和西安等许多大中城市都用上了管道天然气。

表6 2003～2008年我国天然气消费结构单位:亿立方米

资料来源:中国统计年鉴，2003～2008

人均消费量稳步提高，但消费量依然很少，2008年，人均消费量为12.8立方米(中国统计年鉴)，比上年增长17.43%。同时，我国天然气总消费量在世界上所占份额也很少，与我国众多的人口极不相称。2009年，我国天然气消费量占世界天然气总消费量的3.0%(BP数据)，有进一步上升的空间。

四、国内外贸易状况

(一)国际天然气贸易状况

2009年，全球天然气贸易创历史新高，贸易总量高达8765.4亿立方米，管道天然气和LNG(液化天然气)贸易量分别为6337.7亿立方米和2427.7亿立方米。LNG贸易量创历史新高，其中亚洲增长潜力最大，贸易量达1522.7亿立方米。管道天然气贸易依然以欧洲地区为主，2009年其贸易量为4443.8亿立方米，占管道天然气贸易总量的70.1%。

2009年，受世界经济不景气影响，排名世界前三位的LNG进口国日本、韩国和西班牙，贸易量都有6.0%左右的下降幅度，但其合计进口量仍超过全球进口总量的60%。美国经过2008年的低谷后，LNG进口量开始回升。增长势头较好的国家是印度、中国和英国，中国和印度作为新兴经济体，近年对外能源的依赖程度越来越高，未来还有增长的势头;英国作为西欧大经济体，国内能源供应不足，能源进口的压力长期存在，发展LNG进口可能是其一个重要选择(表7)。

表7 2004～2009年世界LNG主要进口/入境国家和地区

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

在管道天然气贸易进口方面，2009年进口量最多的是美国、德国和意大利，分别达到930.3亿立方米、888.2亿立方米和664.1亿立方米，三个国家合计占全球管道天然气进口量的39%。另外，法国、俄罗斯和英国都有300亿立方米以上的进口量。年度增幅最大的国家是加拿大和阿联酋，分别达到24.8%和12.0%。在2009年，管道天然气进口量出现较大幅度下降的国家是美国、意大利、英国、土耳其和比利时，降幅都在10%以上，其中，比利时下降幅度高达17.8%(表8)。

表8 2004～2009年世界管道天然气主要进口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

管道天然气出口方面，俄罗斯依然是最大的出口国，在2009年达到1764.8亿立方米，比上年增长14.3%，占管道天然气出口总量的27.8%。其次是挪威和加拿大，分别有957.2亿立方米和922.4亿立方米的管道天然气出口量，加拿大近年来出口量一直在1000亿立方米左右，2009年比上年下降10.6%。而挪威的出口量一直保持增长态势。另外，2009年荷兰、阿尔及利亚和美国分别有496.7亿立方米、317.7亿立方米和294.6亿立方米的管道天然气出口量，分别排在世界的第五、第六、第七位。土库曼斯坦正在实施天然气出口多元化战略，出口势头发展较好，在2009年度管道天然气出口已达到167.3亿立方米，增幅较大(表9)。

在LNG出口方面，2009年全球出口总量是2427.7亿立方米，与管道天然气出口趋势一样，LNG的全球出口量一直保持增长的态势，年度增幅达7.2%。在2009年世界LNG出口中，卡塔尔的出口量最大，达到494.4亿立方米，增幅也最大，高达24.6%。其次是马来西亚和印度尼西亚，LNG出口量分别达到295.3亿立方米和260.0亿立方米，分别居二、三位，但是从出口发展趋势看，两国未来增长空间较小，印度尼西亚基本上呈现逐年下降的趋势。另外，受全球金融危机的影响，部分LNG出口国受到较大的影响，其中表现较为明显的是尼日利亚，降幅高达22.2%(表10)。

表9 2004～2009年世界管道天然气主要出口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

表10 近年世界LNG主要出口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

(二)国内天然气进出口贸易状况

2009年，石油气及其他烃类气(简称液化石油气，下同)进口量达969万吨，比2008年增长63.0%;进口金额为约34亿美元，比上年增长16.4%;减去出口317万吨，2009年我国液化石油气净进口652万吨。我国石油气主要以进口为主，在近十几年，只有19年出现了净进负值，主要是由于1996年经济泡沫的影响，此后几年中净进口量总体上保持增长的势头(表11)。近几年我国LNG进口方面也有了新的发展。2006年我国首批进口的液化天然气进入广东省的液化天然气接收终端;2007年广东LNG项目正式投入商业运营，该年我国进口LNG291万吨，是2006年进口量的3倍多，其中248万吨为澳大利亚西北大陆架项目的长期合同供货，约占进口总量的85%，平均价格为206.16美元/吨。2009年我国液化天然气进口量达553万吨，同比增长65.8%，进口金额为12.87亿美元，同比增长38.2%。

据预测，到2020年，我国天然气供应中有49%来自进口，其中39%将来自液化天然气进口，10%来自俄罗斯和中亚国家的管道天然气进口。

出口方面，2009年，我国天然气出口232.5万吨，比上年下降1.1%，出口金额近5亿美元，同比增长4.3%。

表11 2006～2009年我国石油气进出口情况

资料来源:中国海关统计年鉴，2006～2009从进口国度上看，我国2009年石油气进口的主要来源国是澳大利亚、伊朗、卡塔尔、马来西亚和阿联酋，从以上5个国家进口的量占进口总量的77.5%(表12);澳大利亚是我国石油气进口的主要来源地，进口量达到385万吨，占总进口量的39.7%，比上年增长36.0%;卡塔尔是我国石油气进口增长幅度最大的国家，2009年的进口量比上年增长323%;俄罗斯则实现了零的突破，未来增长潜力较大;科威特则出现逐年下降的态势，2009年从其进口26万吨，比上年减少49.0%。

从进口的区域看，除了澳大利亚这个最大进口源以外，其他具有重要地位的进口源主要集中在中东地区和非洲的阿尔及利亚等地，亚洲的主要进口对象为印度尼西亚。从进口的对外依存度上评估，澳大利亚所占比例过重，有必要进一步扩大其他地区的进口量，以降低对外进口集中度，降低供应风险。根据目前的进口区域分布情况，我国应加强与这些地区的政治外交，扩大与中东和中亚国家的油气合作，并结合国内LNG接收站的建设发展，逐步分散进口区域，降低风险。

表12 2006～2009年我国石油气进口主要来源

资料来源:中国海关统计年鉴，2006～2009

五、天然气价格走势分析

1990～2009年，世界LNG价格总体上呈上升态势(图5)。2008年，国际天然气价格达到历史最高水平。之后，受金融危机的影响，全球天然气贸易受到冲击，价格回落，回归到理性水平。以日本LNG到岸价格为例，2009年为9.06美元/百万英热单位。随着2010年全球经济回暖，未来LNG进口价格将会保持增长势头。

图5 ～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 ～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，出厂价为定价，天然气管道输送价格为指导价并取老线老价、新线新价的定价政策。为了改变现有价格体系，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不断落实，形成了天然气供应的新格局，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供应方式，另一方面缓解远途管道供应的压力。

(余良晖)

在世界能源消费构成中，天然气在一次能源中所占比重上升较快，试分析原因？

按照国家发展改革委《关于煤层气价格管理的通知》(发改价格［2007］826号)，目前国内煤层气气价由供需双方协商确定，不实行国家定价。这给煤层气带来更大的定价空间。但是，从实际操作来看，目前国内煤层气气价基本上还是参照天然气气价。因此我国天然气定价中存在的问题也将影响到煤层气产业的发展。

我国天然气需求构成是城市燃气、工业原料、化工和电力。国内天然气需求增加最快的是城市燃气，由于这种需求的价格弹性很小。因此，国内天然气消费是卖方市场。

我国现行天然气价格仍然由国家统一定价，实行国家直接调控管理的体制。天然气气价由出厂价和管输费两部分组成。目前，我国天然气终端销售价格由天然气出厂价格、长输管道的管输价格、城市输配价格三部分组成。天然气出厂价格目前实行指导价，由国家发改委制定出厂基准价格，供需双方可在上下10%的范围内协商确定。跨省的长输管道的管输价格由国家发改委制定，省内的长输管道的管输价格和城市输配价格由各省省级物价部门制定。

我国天然气价格的管理部门是国家发改委和地方物价部门。天然气出厂价、管输费由发改委制定，城市配送服务费由地方下属的物价部门管理。

长期以来，我国天然气价格完全由决定，主要用成本加成法。天然气价格长期背离市场价值。根据广东燃气商会的统计资料，2006年我国天然气管道井口价仅为同期美国、日本的压缩天然气到岸价的29%;终端销售价约0.28元/kcal，比同热值进口液化气终端销售价格低45%。按热值计算，我国天然气价格大大低于替代燃料，如电、原油和液化气的价格。据测算，天然气热值为8000cal/m3，与原油、液化气的热值别为1∶1.15∶1.38。2006年，我国原油一、二档平均价格为1020元/t，内液化气价格为1200元/t。按照同等热值计算，与原油的比价，天然气价格应为887元/1000m3;与内液化气的比价，天然气井口价格应为870元/1000m3。我国现行天然气井口价格仅仅比煤价略高，明显低于同等热值的原油、液化气价格。天然气非市场化的低价格导致了对天然气的过度使用和不合理配置，相当程度上造成了浪费。如果直接进口化肥或进口氨生产化肥可能更便宜。使用天然气生产化肥而不是用它替代高成本的或进口的天然气，会附带有很高的机会成本。依靠进口的天然气发电，同时拒绝进口较便宜的氨，而且氨更容易储存。天然气生产商被迫以最低的价格把气卖给化肥厂，也打击了生产商的经济性［156］。如我国对现行化肥用气实行低价和配额政策，导致天然气企业亏损。2002年西南油气田分公司供应化肥生产用气406586×104m3，和工业用气相比减少销售收入5.48亿元，当年该公司亏损6.41亿元。由于化肥用气配额限制了天然气向高附加值行业流动，是该公司发生亏损的主要原因之一。目前，以天然气为原料的尿素生产成本平均已在1200元/t左右，化肥厂生产1t尿素耗气约在600m3。2007年11月8日，国家发改委发布了《关于调整天然气价格有关问题的通知》，提高了工业用天然气出厂基准价格，将工业用户天然气的出厂基准价格每千立方米均提高400元，供化肥用气出厂基准价格不调整，所以化肥生产企业将继续使用相对便宜的天然气。以川渝气田为例，在未调价之前，工业用气和化肥用气的出厂基准价分别为875元/1000m3和690元/1000m3，调整后工业用气基准价已达到1275元/1000m3，而化肥用气仍然为690元/1000m3(表8－1)，二者相差585元/1000m3［157］。

表8－1 全国主要油田化肥用气基准价［157］ 单位:元/1000m3

国际上尿素以天然气为原料的占80%，因此国内以天然气为原料的化肥企业和国际化肥企业比较，美国的尿素吨耗天然气成本在182.3美元，国内的为82.8美元，二者相差近100美元。

近来，我国天然气价格改革已逐步提上议事日程，价格信号是天然气利用政策的一个重要组成部分，对天然气使用以及供需管理发挥着重要作用。由于现行天然气价格较低，造成目前供需矛盾十分突出，尤其是供暖季节，因此，天然气价格市场化改革是一个必然的趋势。

依据国际上天然气价格形成机制的变化趋势分析，我国天然气出厂价格也将逐步市场化。同时可以预计，天然气管输价格在一段时间内仍将实行管制。自2007年10月以来，国际天然气的价格在不断上升，我国关于能源价格改革也提到议事日程，预计国内天然气价格也会上升。随着天然气价格的改革，煤层气价格会作出相应调整。从长远看，国家应当建立天然气和原油价格适度联动的定价机制，以推动煤层气产业更加健康快速的发展。

国家为什么要对天然气的价格进行改革

中国石油化工股份有限公司天然气分公司副总工程师杨志毅8日表示，中国天然气消费以每年10%的速度增长，预计2010年天然气在中国能源消费中的比重将达5.3%。

杨志毅在8日开幕的亚洲天然气论坛上说，目前中国天然气占一次能源消费比重不到3.5%，而国际平均水平为25%左右。随着对清洁能源的需求增大，预计2010年中国的天然气需求将达到1400亿立方米，天然气在中国能源消费结构中的比重将达到5.3%。

中国石油股份公司天然气与管道分公司副总经理汤亚利指出，天然气发展潜力最大的两个领域是城市燃气和天然气发电。中国东部对天然气的需求大、价格承受能力较高，是未来重点发展区域，消费潜力最大的省市有山东、广东、江苏、上海等。

由于世界石油短缺、成本上升，油价持续上涨，天然气的比较优势逐渐显现。2010年，中国国内天然气产量将达900多亿立方米，进口国外天然气约200亿立方米，仍会有较大的需求缺口。据杨志毅介绍，到2020年天然气供需缺口将达500亿－1000亿立方米。从储量到产量再到用户，天然气项目要经历一个从勘探到消费的时间过程，国内天然气难以满足需求，这一缺口只能通过国际天然气供给来填补。

广东惠州天然气发电有限公司的天然气发展前景报告

国内外价差倒逼天然气价格改革

又一条天然气大动脉初步成型。西气东输二线(西段)工程管线主体焊接工程昨天在甘肃瓜州县宣告完工，这标志着西气东输二线西段今年底将用上来自土库曼斯坦的天然气。而西气东输二线南抵广州、深圳等地，2012年全线通气，其中输送往泛珠三角100亿立方米天然气。

而作为我国第一条引入境外天然气的大型管道工程，从土库曼斯坦而来的天然气终端销售价格将远高于西气东输一线(国内油气田)供气价格。那么，如何缩小国内外天然气价差，完善天然气价格形成机制，逐步理顺与可替代能源的比价关系？这些正是目前推进的天然气价格改革的焦点议题。

年底土库曼斯坦天然气入华

昨日，西气东输二线(西段)工程管线主体焊接完工仪式在甘肃省瓜州县举行，为西段年底建成投产、按期接收境外天然气打下基础。

“西气东输二线连接中亚进口气源和国内塔里木气田、吐哈气田、长庆气田等，工程西起新疆霍尔果斯，东达上海，南抵广州、深圳等地。”中国石油天然气集团副总经理廖永远表示，西段工程是指从新疆的霍尔果斯到宁夏的中卫，长2410公里；东段干线指中卫-广东、香港段，长2477公里。2012年全线通气，其中，输送往泛珠三角100亿立方米天然气。

廖永远介绍，西气东输二线工程作为我国第一条引入境外天然气的大型管道工程，西端与在建的中亚天然气管道相连，途经14个省市自治区，南至广州，东至上海，1条主干线和8条支干线总长度近万公里，年输气量300亿立方米，总投资约1500亿元，由中国石油天然气集团承建并运营。这是继西气东输一线、陕京二线、川气东送工程之后我国又一条天然气大动脉。

但这仍赶不上中国天然气需求的增速。据社科院《能源蓝皮书》预计，到2010年和2015年，我国天然气消费将分别达到1500亿立方米和2400亿立方米。国内主要用气城市供需缺口也逐年扩大。随着西气东输二线的建成，标志着中国有望在2011年实现天然气管网化。

第三次天然气价格改革渐行渐近

随着土库曼斯坦的天然气即将通过西气东输二线进入国内，缩小国内外天然气价差，完善天然气价格形成机制，逐步理顺与可替代能源的比价关系，成为最近一次天然气价格改革面对的焦点议题。

据了解，目前西气东输一线的平均气价为0.79元/立方米，到达上海的门站价格只有1.4元/立方米，终端用户价格为2.5元/立方米。

与此相比，西气东输二线输送的天然气来自土库曼斯坦而非国内油气田，需要考虑到国内外的天然气价差。西气东输二线的土库曼斯坦天然气到达中国边境霍尔果斯首站时，其价格就已经超过了2元/立方米。西二线管输费在1.6元/立方米以上，到上海、广东等城市门站价格每立方米至少是3元。如果加上城市配气费，终端销售价格将远高于西气东输一线供气价格。

据了解，目前国内天然气生产企业单位完全成本已经由2004年的600元/千立方米增长到2008年的800元/千立方米。

“上游企业有了赢利空间，才能解决目前勘探开发不足、企业投资不足的问题，为整个市场供应奠定稳定基础。价格不仅是调节供需关系的杠杆，而且是增加探明可储量和产量的基本动力。”中石油集团人士这样来评价正在推进的天然气价格改革。

中国网于5月25日公布了《院批转发展改革委关于2009年深化经济体制改革工作意见的通知》。天然气价格改革草案已上报院。

市场普遍预测，此项改革旨在将国内天然气价格与进口天然气(管道天然气与液化天然气)价格更紧密挂钩的定价机制正在考虑当中。据业内人 士分析，尽 管目前尚无细节公布，但国家发改委对于价格正在研究中，会参照国际惯例，考虑国内实情，天然气作为清洁能源，也要体现其价值所在。

天然气价格改革，过去已经有过几次。2005年以前，国内实施内、外天然气双轨制价格。2005年以后，发改委将天然气出厂价格归并为两档，川渝气田、长庆、青海、新疆(不含西气东输天然气)油田的全部天然气，以及大港、辽河、中原等油田内天然气，实行一档价格，其余地区实行二档价格。这两档价格基本上参照了原来双轨制下的价格模式。

2007年11月，发改委发布《关于调整天然气价格有关问题的通知》，表示为限制工业用天然气过快增长以及汽车用天然气的盲目发展，将针对工业用户的天然气出厂基准价格上调400元/千立方米。

据《中国矿产报告》显示：2006-2010年，我国天然气剩余技术可储量由3.0万亿立方米增至3.8万亿立方米，增长25.90%;天然气产量从586亿立方米增至968亿立方米，增长65%。另据发改委统计，2011年1-10月中国天然气产量达到826亿立方米，同比增长6.60%。尽管储量及产量均出现大幅增长，仍满足不了国内天然气市场消费需求。

1985-2000年间我国天然气消费的平均增速为4.9%，占全部能源的比例基本保持在2%上下，行业处于发展初期。2000-2008年，我国天然气平均消费增速高达16%，占一次能源比重也大幅增加至3.9%，超过除了核能之外的其他一次能源的增速，远高于同期石油和煤炭6.8%和9.0%的增速。2010年，我国天然气消费量为1072亿立方米，同比增长20.86%，消费总量居世界第四位。2011年1-10月，天然气费量为1041亿立方米，同比增长20.40%。

天然气供应量的增长不及消费量的增长速度，国内天然气供需不平衡，导致我国天然气进口量不断攀升。2011年1-10月，我国进口天然气约250亿立方米，同比增长近1倍。

天然气市场供不应求，若遵循市场规律，则天然气生产经营企业应面临较好的市场机会。但目前国内天然气定价机制尚未改革，价格水平不能随市场供求和相关替代能源价格的变化而相应调整，导致了天然气产业链经济关系的扭曲，天然气定价机制改革势在必行，本文对此进行了深入分析。

本文构建了天然气预测预警指标体系，根据天然气的预警指标分析，未来我国天然气预警评级处于值得关注的警情。主要原因是常规天然气储量有限，非常规天然气虽储量大，但限于技术瓶颈，尚不能实现大规模开。我国天然气发展路径为：常规天然气-煤层气-页岩气，目前煤层气开技术已趋于成熟，页岩气开正在全力研发中，页岩气技术攻关后，相信可以解除天然气的警情，缓解我国天然气的供需矛盾。

本报告利用前瞻资讯长期对天然气产业跟踪搜集的市场数据，全面而准确地为您从产业的整体高度来架构分析体系。报告主要分析了中国天然气产业的发展环境，全球天然气的供需形势及贸易格局，中国天然气开发投资情况及供需格局;预测了2011-2015年天然气产业的供需形势，并据此构建了天然气预警指标体系，分析了天然气预警警情;同时对天然气产品定价机制、天然气替代产品，天然气管网运输建设，天然气区域市场做了深度调研分析;对天然气利用领域现状进行了重点分析及投资建议;并对天然气产业链领先企业及典型企业经营情况做深入分析。同时，佐之以全行业近5年来全面详实的一手市场数据，让您全面、准确地把握整个天然气产业的市场走向和发展趋势，从而在竞争中赢得先机!

本报告是天然气勘探生产企业、科研单位、输配运营企业、分销企业、投资企业准确了解天然气产业当前最新发展动态，把握市场机会，做出正确经营决策和明确企业发展方向不可多得的精品。