定价机制华南理工大学.docx
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定价机制华南理工大学
走向低碳时代的中国天然气市场与价格机制
华贲
华南理工大学天然气利用研究中心
引言：
发展天然气是中国低碳能源中期目标的战略核心[1]
气候变化是当代面临的最严峻挑战之一。
化石能源的过度使用加速了气候
变化和地球表面升温人为的过程。
科学家预测，当前地球生态的警戒线是控制大
气中CO2浓度不超过450ppm，以把1850年以来的地表温升控制在2℃以内；
一旦超过2℃的“非线性气候引爆点，”就会朝着6～7度的严酷升温发展，全球变
暖将无法控制；导致物种甚至人类毁灭。
2009年12月召开的哥本哈根会议以世
界192
个国家的声音，在《哥本哈根协议》中肯定了会议前夕国际能源署提出
的“450
情景方案”的三个具体目标中的两个，即：
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t
5.0亿t
4000亿m3
-----
折标煤tec/a
21.5
7.2
5.1
7.23
41.0
百分数%
52.4
17.5
12.4
17.7
100
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--420
bcm/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LNG
40—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
$60/bbl；这远低于当年的国际石油贸易均价。
相应于这个进口价格的日本居民
天然气消费价格为$0.35/m3；以日本人的每小时最低工资，可买到22m3天然
气，比中国人小时最低工资能买到的天然气多6倍。
从美国和日本的情形，可以借鉴的是：
1）、有全国统一的市场，价格会相
对稳定，2）、自产有一定比率能够稳定国内市场价格；3）、在国际市场上有一
定话语权，并且善于利用时机签订长期合同，能够保障价格稳定。
三、按照市场机制定价的中国天然气产业前景分析
1、中国天然气按照市场机制定价的建议
文献[2]提出了在尽快统一全国天然气质量标准、建成全国天然气统一主干
管网的基础上，由政府依据下游各市场用户在采用高效利用技术条件下对天然气
终端供应价格的承受能力来确定主干网上各门站的价格；通过税率调节整保证生
产方的利益和积极性。
中国天然气产业链大致的地缘特征是：
①、西部资源丰富、
但经济发展程度尚低，东部恰好相反；②、进口管输气大部分从西（北）来，进
口LNG多从东（南）沿海登陆；③、西气东输费用造成东部气价自然高于西部。
这都是中国调控天然气价格的有利条件。
政府按照市场机制。
按照市场机制掌控各地天然气主干网上的门站价格的手段有三：
①、依资源规模、地点、开发或生
产难度和成本而分别制订和调整国产大气田的资源税率，按价计征；②、调整
LNG及管输气的进口税率；③、对中小型气田、非常规天然气给以资源税和/或
其他税费的减免、融资贷款利息的补贴，以及其他优惠。
对于收入较低的城乡弱
势群体，政府可以拿出所收的资源税的一部分，给以直接补贴；以保障人民生活
和经济、社会稳定。
2、价格掌控前景判断：
在目前和今后相当长时期，有四个因素使有利于中国按照市场机制掌控天然
气价格。
1）、中国天然气国内资源和生产及进口情况将好于石油，能够保持自给
率70%或更多，这是掌控国内市场价格的基础；2）、气候变化将促成的能源转
型，使未来20年内使世界油气在一次能源中的比率由65%下降到30%左右，
绝对耗量也将减少；这将会大大抑制投机，促使国际市场油气贸易价格回归到供
需主导；3）、随着中国天然气总消费量和进口量的增大，中国在管输和LNG两
个国际市场价格上的话语权会不断加大，并使这两个原来互不相关的市场的价
格，通过中国市场关联起来；有利于买方市场的形成；4）、人民币的长期升值趋
势将使天然气国内终端消费价格相对降低，逐步与发达国家趋同。
当然，这个过
程可能会需要10年左右的时间。
但无论如何中国天然气价格走向市场机制，是
必然的趋势。
四、当前中国天然气价格改革的难点和策略建议
1、当前中国天然气价格改革的难点与上述“价格乱局”状况是互相联系的。
由于处在发展初期的历史原因，目前中油公司的土库曼斯坦进口气，西东一二线、
涩兰宁线、陕京/津塘榆线气，中石化的普光东输气，中海油的几个海上气，以
及十来个进口LNG项目，都是以一个个项目的方式规划和开发的。
按照历史遗
留下来的定价机制，由项目开发商申报成本，国家发改委按成本加利润的原则逐一审查核定天然气处理厂的“出厂价格”或LNG终端站建设的局域网的“门站价格”。
项目公司按此与各个下游用户谈判签订长期“照付不议”的购气合同。
由于LNG是加压气化进管网，没有中间加压站，所以各LNG站的供气城市不分远近，
一律“同网同价”。
这样，当一个城市有几个气源供气时，出现不同的价格就很自
然了。
所以，也可以说，当前的价格乱局就是由迄今的定价机制造成的。
如上所
述，由这种乱局所引发的供需双方的疑虑和“心中无数”，从而影响项目建市场开
拓的局面，已不是订立“照付不议”的购气合同所能够解决的了。
在成品油价格改革初步完成之后，现在剩下的最大难题，莫过于电和天然气
的价格改革了。
为了保障经济持续快速发展，既不能不改，也不能简单地“放开”。
中国已有不少价格改革的成功经验。
近的是成品油，远的是粮食。
成功的关键，
还是按照市场机制，有领导、有监控地逐步放开。
问题是如何设计改革方案。
2、中国天然气价格改革的重要基础[4]：
尽快制订全国统一的天然气质量标准，统一国内管输天然气市场，这是价格
改革的基础和必要条件。
为此，就需要统一全国的天然气管网。
此前，依靠三大
公司的资金、技术和管理的实力，建设了一批LNG终端站，和数万公里规模不
等的主干管网；三大公司做出了宝贵的贡献。
而现在已经到了从机制上调整，克
服已经开始出现的重复建设、无序竞争的时候了。
在这种问题上，西方国家的“自
由市场经济”解决问题的难度较大，需要协调、决策的时间较长。
而这却是中国
现行体制的“强项。
”回忆起1998年安徽一些粮仓欺骗中央政府所促成的中央储备
粮公司的成立，就可以相信，只要在缜密策划的基础上，由发改委和国资委下决
心，就能够把三大公司天然气管网建设、经营的人才资源和物质资源集中起来，
成立国家天然气管网公司。
省自建的、各个合资的LNG接收站所建的局域网，
部分调拨、部分按市场格收购就是。
天然气这种商品，同电、水、乙烯一样，没
有统一的输送管网即流通渠道，就不可能形成统一的市场，就难免形成各行其是
的价格乱局。
文献[4]特别强调，吸取电力“厂网分开”机制所造成的电网垄断的教训；国家
天然气管网，如同高速公路一样，只能成为便捷、通达的中游“通道”，而决不能
成为“吃、”“卡”上下游两头的“批发。
商而”且在天然气标准统一之后，通过电子商务
的快捷交易和统一调度，能够极大地降低交易成本。
国家天然气管网公司应以发
达国家类似的公司为比照，只收天然气输送费用，没有任何配售权；按现代化企
业管理，努力降低输气成本，及时满足上下游市场发展的需要；加速建成世界一
流的中国天然气管网系统。
国家天然气管网公司应当学习三大石油公司的榜样，
规范自身成员的经济收入，坚决不做垄断利益集团。
国资委也可以明确其任务不
是上缴多少利润，而是做好输气服务和管网的建设发展。
3、天然气上游定价机制改革思路和办法：
文献[6]提出的参照国际市场价格、按市场机制定价的原则，在目前实施的
困难是：
目前从国际市场进口的天然气折算为人民币的价格较高，完全以此为定
价基准，下游50%以上的用户还难以承受；因而无法使中国天然气市场快速发
展。
为此提出一个过渡办法。
原则思路：
1）、国家在缜密调查研究、反复测算的基础上，在各个地区（省、
市）天然气主干管网门站处，核定一个能够促进下游市场开拓的“基准门站价格”；
2）、以税收手段调节各路气源到达各主干管网门站的实际成本，保证该气价得到
落实。
在目前进口气价格偏高的情况下，可以用占总气量最大比率的价格较低的
国产大气田气与进口气混兑，形成上述“基准门站价格”。
具体调控办法：
利用目前口气与国产气差价较大的时机，用两种办法适当提
高国产气价格：
1）开征资源税。
借鉴世界各国大比率征收资源税以平衡企业和
国家利益、用于政府宏观调控基金的经验；抓住当前中国政府开征资源税的极好
时机；改按量计征为按价计征，先取较低的税率，例如10-15%。
2）、把其余的
提价空间的利益留给大油气企业。
提价后，国产气价仍低于进口气，能够起上述
混兑抑价的作用。
3）、在目前进口管输气和LNG价格较高时，暂免征进口税。
由于国产气和进口管输和LNG项目都是在中石油、中石化、中海油三大国
营公司手上；照上述办法，只要有关部门工作到位，“基准门站价格”和资源税率
定得合理，企业就完全可以在市场机制下，按照政府规定的“基准门站价格”，调
配自身掌握的各种气源，制定开发、进口新气源的策略。
4、举例分析（以下数据是粗略的虚拟测算，应以国家实际统计数据为准）
假设，经仔细测算，在2010-2012年间广东主要门站下游市场占60%量的
调峰发电和工商业DESCCHP用户所能够承受天然气价为2.6（±4%）元/m3，
就由发改委指定2.6（±4%）元/m3为广东的“基准门站价格”。
试测算市场机制
如何运作？
1）、中石油公司：
近期西二线气还是广东天然气的主要气源。
假设由新疆管
输到广州的全成本为1.0元/m3；那么，反推到在新疆进入管网的的气源成本价
格应为1.6元/m3。
2010-2012年，中油自产气可达800--900亿m3/a，大部分
都来自西部。
届时进口土气规模为200--240亿m3/a。
如果土气到国
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