定价机制华南理工大学Word文档下载推荐.docx

定价机制华南理工大学Word文档下载推荐.docx

《定价机制华南理工大学Word文档下载推荐.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《定价机制华南理工大学Word文档下载推荐.docx（11页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

第一，“承认这一科学观点”，即全球平均气温不应比工业化开始前高出2摄氏度。

第二，对减排的长期目标达成了共识，重申了“共同但有区别的责任”，即:

在2050年前全球排放量减到1990年（209亿吨碳当量）的一半。

发达国家应当在这个时间内减少至少80%排放量；

发展中国家的温室气体排放量应当比“通常情况下”低15%-30%，即要考虑能源消耗与经济产出的比例[1]。

到2050年全球排放量减到1990年的一半，要求人类能源利用的大转型：

世界一次能源中煤和石油从占65%降到40%以下；

天然气和洁净的核能及可再生能源由30%多增加到60%左右。

一直以煤为主要一次能源的中国，要达到2020-2030年的中期减排目标，一次能源构成转型转型的任务更为艰巨；

表1推算2020年中国能源消耗和一次能源构成

一次能源类别煤石油天然气非化石能源合计

实物量30.1亿t5.0亿t4000亿m3-----

折标煤tec/a21.57.25.17.2341.0

百分数%52.417.512.417.7100

但是，实现碳减排绝不是仅靠使用低碳能源，更重要的是提高能效和减少能耗总量。

OECD国家近30年来随着天然气的大规模利用得同时能效有了大幅度的提高，是在工业和商住两个领域快速发展天然气冷热电联供能源系统（DES/CCHP）技术的结果。

这是天然气仅占3%、煤却占70%的中国能效低于世均13个百分点的重要原因。

刚刚出版的《天然气冷热电联供能源系统》一书，结合在国内的工程实践介绍了这个情况[7]。

文献[1]详细论述了中国实现这个目标的可能性。

其中的一个最重要的论点就是，在2030年之前，最重要的提高能效措施是尽快增加天然气在一次能源构成中的比率。

主要战略措施包括：

⑴、作为主要工业燃料（包括68万台小锅炉中的8成）的煤（占全国煤耗30%，其余55%发电，15%制水泥）尽可能采用集约化的天然气DES/CCHP替代；

（2）占建筑物耗能80%的采暖、空调、热水和占14%的用电，尽可能用天然气DES/CCHP集约化高效联供；

（3）占中国1.2亿t/a柴油耗量近30%的中、重型卡车，改用高效、廉价、低排放的LNG车，（还可大幅度降低石油对外依存度，保障能源安全）。

这3项技术在发达国家已经开发和成熟应用，但还没有充分推广。

如果中国能够随着天然气的快速普及而同时普及推广这些技术，就能真正发挥“后发优势”实现2020年节能减排的目标。

一、市场和价格机制是制约中国天然气发展的症结

1、中国天然气有充足的供应源和广阔的和市场[1]

中国天然气有5类源，依照按规模次序，依次为1）三大公司国产大气田气，2）中小气田产气，3）非常规天然气，4）进口管输气，5）进口LNG。

其中，除了2）、3）、5）中的一部分以LNG槽车船运以外，绝大部分靠管线输送。

在政策的推动和各部门、各大公司的努力下，近年来我国天然气从勘探开发、生产,到国外资源的利用和进口，都取得了很快的进展。

表2是根据各方面的信息估算的较保守的2020年我国天然气供应保障预计。

表22020年中国天然气供应总量和构成的估计

总量370--420bcm/a，（4.8--5.4亿吨油当量/年）

国内生产150--170

非常规天然气100--110

国内小计250–280，67%

进口管输80--90

进口LNG40—50（3.1—3.9千万吨/年）

国外小计120—140，33%

中国天然气下游市场用户分为发电、民用、工业燃料、商住能源、工业原料、交通燃料等6类。

按照文献[2、3]的研究，以最大限度地提高总能效和减排二氧化碳为目标，充分利用在科学发展观统帅下已经发布的各项政策，例如包括工业入园区在内的“新型工业化道路”、发展循环经济、城镇化、建筑节能、工业节能减排等等，从中国的国情特色出发，跨越式采用成熟的DES/CCHP系统技术，上述6类用户到2020年的潜在市场需求总量约为4000亿m3/a。

基本上与供应方的能力一致。

分列如下：

1、发电2、民用3、工业燃料4、商住能源5、工业原料6、交通燃料

9006501000800150500

2、制约中国天然气发展的市场机制问题

（1）三大公司纵向垄断势力范围的竞争格局违背市场规律

三大国营油公司在过去几年中，不论是国内的勘探开发、管网建设，还是进口LNG的商务运作、站线建设，以及国外的资源投资开发、进口贸易，都做出了巨大的贡献。

但是无论在国内还是国外，上游和中、下游，有关部门并没有对三个公司的分工、合作、竞争，作出明确的规范。

加上当今中国以省为主体的“诸侯经济”、地方政府急于寻求气源保障、“统管”天然气的意向；

致使中国天然气市场已形成了三大公司都从勘探开发、进口—管网建设、运营---终端销售上中下游“一竿子插到底”的市场开拓格局。

三大公司以手中掌握的上游气源和中游输配能力，作为与各省市政府博弈的筹码，并使自己经营的下游燃气公司处于有利的地位。

这就破坏了企业用气企业领导之间，频频往来，合纵连横，“八仙过海”谋取各自利益的局面。

另一方面，每一个城市燃气公司感到自己已经“稳得”的下游市场可能被大公司挤压、逐出，而惶惶然。

中、下游的这种“乱局”已经导致了各个参与方之间的某种多头的无序竞争。

而关键的问题是：

谁也不知道未来可能的气价。

严重的后果是：

各种用户对天然气价格可能高涨的畏惧，和对供应保障的疑虑，正在严重地影响中国天然气产业下游环节的健康发展。

前国内的天然气价格呈现的“乱局”的表现五花八门：

川、陕、新等产气地区当地用户，西东一线用户，价格很低（西东一线价：

化肥和城市燃气—0.56元/m3，工业用气0.96元/m3）；

大鹏LNG一期照付不议协议用户，价格也很低（1.5-1.6元/m3）；

而后来的福建、上海等进口LNG价格越来越高。

LNG罐箱车运用户价格随国际贸易价格波动极大；

前几年1.2—2.5元/m3；

2008年曾高达6元/m3。

下游各类用户价格倒挂：

一些城市工业用户气价经远高于民用户。

究其根源，在于下列两点：

1、上游定价机制脱离市场规律和资源优化配置原则

1）、占产量绝大多数的大气田国产天然气至今仍然沿用非市场定价机制[5]；

即按照成本加适当利润，由发改委定价。

2007年8月提价后，出厂价也仅为1元/m3左右，严重偏低。

2）、进口管输天然气的价格，按合同需参照国际市场价格定期谈判修订，不确定性相当大；

总体上大大高于国产气价。

进口LNG除深圳大鹏和福建莆田以外，后来的项目价格都较高，而且参差不齐。

3）、这种“一气一价”、内外气价“双轨制”的价格机制，使不同气源到达一个地方的价格差异甚大，导致市场紊乱。

以进口土气为主的西二线到达东南沿海时的门站气价可能高达3元/m3以上，近70%的下游用户无法承受。

4）、国产大气田的低出厂价格使产气地区低价消费，已造成相当程度的浪费；

更严重制约着中国最有潜力天然气资源--中小气田和丰富的非常规天然气资源的投资开发和进入市场，影响长期供应保障。

可见，沿用至今的定价机制虽然在过去几年推动了中国天然气的快速发展，但在当前从国际市场多源进口的新局面下，已不适应，并成了价格乱局的根源

2、获准特许经营的燃气公司对下游用户任意定价

1）、不少地方城市燃气公司给工业用户与居民炊事用的天然气同价。

还有的工业气价比民用气价还高，民用气价2.0-3.5元/m3，而工业气价却高达3.8-5.4元/m3；

尽管工业用气从较高压力的主管网接驳，规模大，管道建设投资和运营成本都远远低于民用气。

这样高的价格用于锅炉燃料时的产蒸汽成本将高达400-500元/吨；

发电或工业冷热电联供项目也都不可能承受。

2）、倒挂的高气价使需要几年的规划、立项和建设时间的工业天然气CCHP项目望而却步；

并导致在沿海人口密集、环境脆弱的许多工业地区，正在转而规划和建设2×

300MW燃煤CHP项目。

这严重阻碍了工业能源结构优化调整和工业燃料这个天然气最大的下游市场的开拓。

也与低碳发展的大方向背道而驰。

除了工业用户面临的尴尬外，与核电和进口LNG项目同步配套建设的天然气调峰发电项目也面临同样的困局。

倒挂的高气价还将封杀一切商住建筑物冷热电联供项目，并驱使它们走传统的低效、分产的老路。

三大油气公司近年来在开发国产大气田和进口管输、LNG方面，做出了重大贡献，取得了喜人的进展。

2020年前，特别是2012—2016年，中国天然气将进入快速发展期。

几年之后，当数以千亿m3/a计的天然气将抵达东南沿海经济发达地区时，将出现下游市场占70%的大用户开发严重不足，低效用气、用不起、有气卖不出去的严重局面。

除上述工业用户面临的尴尬外，与核电和进口LNG项目同步配套建设的天然气调峰发电项目也面临同样的困局。

此外，倒挂的高气价将封杀一切商住建筑物冷热电联供项目，并驱使它们走传统的低效、分产的老路。

一个规模化的天然气高效冷热电联供项目，从策划、研究设计、立项报批到建设投运—达产，至少需要几年的时间。

如果不能在天然气大量到达之前几年开始立项，那么一俟供气到达，就只能以传统技术低效使用了。

二、按市场机制定价促进资源有效配置和产业发展

市场机制能够有效促进资源合理配置的功能是众所周知的。

其中的一个重要的主要的杠杆，就是价格。

2008年因美国总统乔治.布什玉米制乙醇引发投机而导致的全球粮食价格暴涨浪潮中，中国粮价能够保持稳定、基本不变的秘密，就是握有中国粮食年产量1/3的储备粮食的国家中储粮公司，几次向市场抛售粮食，及时地抑制了投机商哄抬粮价引发的涨价冲动；

是典型的杠杆效应。

从2005到2008年，与亚洲LNG市场情况不同，美国进口LNG的价格随油价波动的变化极大,，2005年底至2006年初，在冬季取暖需求和国际油价大幅上扬的推动下，美欧市场天然气现货价格骤升，美国HenryHub天然气现货价格曾高达15．2美元／MBtu，英国NBP天然气现货价格曾高达17．4美元／MBtu。

进入2006年9月，美欧天然气现货和期货价格出现了明显的下跌，9月14日HenryHub30天交割的期货在两年内首次跌人5美元／MBtu以内．大约一周之后，现货价也跌入5美元／MBtu．9月底达到3．66美元／MBtu。

进入11月份，随着取暖季的到来，HenryHub30天交割的期货又恢复到7．1美元／MBtu上下的水平，NBP价格在8．5美元／MBtu的水平。

但美国国内天然气终端用户天然气所感受到的价格波动却很小。

这是因为进口LNG在总耗量中占的比率很小.据美国能源部提供资料，2004年美国LNG进口占天然气总用量不到3%。

进口LNG日本是全球LNG的主要进口国之一，也是日本天然气的主要来源。

2004年，日本共进口LNG6000万t/a左右。

直到2003年，日本采用基于进口石油的JCC价格、按照“S曲线公式”计算的LNG进口长期合同价格一直在2-2.5美元／MBtu之间。

近年LNG价格随石油价格震荡而上涨，日本的LNG进口价变化缓慢且低于美国和欧洲。

在石油和天然气价格空前剧烈震荡的2008年，日本进口的长期照付不议合同LNG的均价为$8/MMBTU，相当于油价$