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燃气输配论文
中国天然气市场调研
姓名：
戚本杨
班级：
储运11101班
班级序号：
30
学号：
1
院系：
石油工程学院
第1节：
我国近年来天然气发展状况............3
第2节:
天然气开采供应市场调研..............4
第3节：
天然气输送市场调研..................6
第4节：
天然气销售市场调研..................7
第5节:
结语................................15
摘要：
天然气已经成为21世纪中国最受瞩目的能源之一。
天然气是三大石化能源之一，世界各国都十分重视天然气的开发与利用。
2009年全球天然气产量为3.02万亿立方米，中国天然气产量达829.9亿立方米，同比增长9.08%。
2009年中国天然气的消费量为874.5亿立方米，同比增长8.36%。
中商情报网研究显示，2004-2009年中国天然气消费量年均复合增长率为（CAGR）为17.1%。
与国内产量相比，国内天然气供需缺口达40多亿立方米。
为了解决天然气供需矛盾，我国目前天然气发展提出了“海陆并举、液气俱重、多种渠道、保障供应”的发展举措，除了立足国内，还必须利用世界的天然气资源。
预计我国未来的天然气供应格局将由目前单一的主要靠国内供应转变为国内气然气、进口LNG和陆路管道进口等多气源供应格局。
（一）我国近年来天然气发展状况..
在中国，天然气行业的发展开始进入高速发展期。
自1997年至2006年，中国消耗的天然气总量从2300万t标准煤当量飙升到了7400万t标准煤当量，预计2010年将达0万t标准煤当量，复合年增长率达12%，增速高于煤、原油等其它主要能源。
天然气保持旺盛的需求是基于它的诸多优良特性：
经济性：
比众多的替代能源更便宜；
方便性：
可以通过安全、有效的管道系统输送，方便用户使用；
清洁性：
最干净的能源之一，几乎无污染排放物；
安全性：
比重轻于空气，容易发散，且爆炸范围较窄。
虽然煤比天然气便宜，但是天然气既具较好经济性，又符合现代环保理念与生活方式，达到了一个更好的平衡，因此渐渐成为政府与居民青睐的能源。
需要指出的是，天然气目前的巨大需求是受两个基本条件影响的：
定价机制与政府管制。
一方面，目前的天然气价格普遍采用以成本加成为基础而非以替代能源比价为基础的定价机制，因此与替代能源相比存在较大的价格落差，推高了天然气的需求。
另一方面，因为政府对化肥行业等天然气消费大户的政策性补贴，也客观上造成了旺盛的天然气需求。
相应地，如果未来在天然气定价机制和政府管制政策上有所变化，则势必对供需关系的平衡产生影响。
（二）天然气开采供应市场
国内的天然气勘探开采需要通过严格的政府注册和审批、大量的资金投入以及技术专长。
正因为这些行业进入壁垒，天然气行业的上游领域被三大国有石油公司所牢牢控制。
2007年国内天然气总产量为690亿m3，其中中石油占79%，中石化占12%，中海油占9%。
在供应方面。
掌握上游的国有石油巨头具有垄断优势，其它公司都会面对资源瓶颈的挑战。
定价在上游领域根据不同气源有所不同。
国内生产的天然气目前已由成本加成定价逐渐向基于市场的替代能源定价转变，价格一般在0.7元/m3-1.5元/m3；
进口的LNG一般以JCC（原油进口平均价格，又称日本原油鸡尾酒价格）为基准定价，价格在1.2元/m3-2元/m3；
进口管道天然气由合同谈判价格确定，变动性较大，价格在1.8元/m3-2.5元/m3。
天然气价格相比以前，有所增加。
它的上涨激发了上游巨头的热情，勘探开发活动有所增加，资源的主要投放市场，包括长江三角洲地区、珠江三角洲地区和环渤海湾地区这些价格承受力较高的地区。
持续的价格上涨与盈利预期促进了国内天然气的生产。
但仅靠国内天然气生产是无法满足需求的，液化和管道天然气进口对于实现中国的天然气供需平衡是非常关键的。
国内目前天然气进口气源主要来自澳大利亚和印尼，而中东的进口也在评估筹划中。
管道天然气则主要将从土库曼斯坦、缅甸、以及俄罗斯进口。
当然，上游领域也面对的一系列挑战和风险。
包括诸如发改委的定价政策的走向以及其对国内勘探开发和液化天然气、进口管道气的影响；国内三大油企必需在制定决策时取得经济利益和其他非商业动机之间的平衡；在能源进口和海外勘探开发活动中更好地化解地缘政治风险，维护企业利益和国家形象。
为了监管供气开采市场，我国颁布了《中华人民共和国矿产资源法》，明确规定：
中国境内的矿产资源属于国家所有。
矿产开采都需要在国家注册系统中注册备案，开采工程和探矿报告都需要得到国家政府的批准。
中央政府对于天然气上游领域拥有直接控制权，并由国内三大油企来开发。
国务院颁布的中国的能源状况与政策要求加大油、气的勘探、开采力度。
重点加强渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯等主要含油气盆地勘探开发，积极探索陆地新区、新领域、新层系和重点海域勘查，切实增加可采储量。
伴随着天然气开采项目的增加（包括基于国内或国外气源），政府在“十一五”计划中强调了通过建设天然气项目利用国、内外气源来保障能源安全
（三）天然气输送市场调研
在中游领域，天然气业务同样取得了长足的进步，目前正在建设的西气东输二线将贯穿13个省、市、自治区，设计输气规模达300亿m3/a，同时用于调峰的储存设施的建设也有进展。
此外，液化天然气业务也取得了长足的发展，例如广东大鹏液化天然气公司，每年从澳大利亚进口370万t液化天然气，其LNG接收站设施目前仍在扩建中，建成以后将大大提高接收站的接卸、储存和气化处理能力，到2009年达到570万t的年处理能力。
中国政府同样支持央企，私企天然气输送管道以及其他配套设施的建设，以此来增加天然气管道的输气能力增加市场投放。
国家的“十一五”计划和能源状况与政策报告都指出要继续加快石油和天然气管网及配套设施建设，逐步完善全国油气管网，基本形成覆盖全国的天然气基干管网。
在中游领域，因为国家的监管，一般均以IRR（内部收益率）为定价依据。
由于运距不同管输价通常在0.2元/m3-0.8元/m3。
投资中游具有回报期长、风险低、有利于掌控下游市场资源投放等优点，其10%到12%左右的内部收益率吸引了政府与企业机构进入此领域。
随着LNG和管道气的进口以及全国性输气管网的兴建，多气源间的套利贸易将成为可能，从而为综合考虑管输路径和气源差异的定价机制的出现提供了基础。
（三）天然气销售市场调研
在下游领域，由于未来接驳费收入带来的现金流、相对较低的风险和较长的回报期、以及在运营和定价等诸多方面与当地政府密切协作的需要，使得主要是内资背景的投资者和运营商占据了下游市场。
中国天然气行业的下游公司主要可分为三大类：
第一类是来自上游的垂直整合者。
国内的如中石油，已经开始向下游扩张并为下游业务成立独立的公司，国外的企业如AEI集团则通过2008年收购的子公司通达和新华联进行天然气分销，打入下游市场。
第二类是香港上市公司，其中主要的几家是港华燃气、新奥燃气、中国燃气和华润燃气。
这些公司的业务模式有所不同，但以往都是通过并购来实现增长。
经过几年的大举并购，目前国内除个别特大型城市外的多数优质城市燃气项目都已经被收购，面对单个优质项目并购机会减少的现实，这些公司下一步的发展需要靠收购一定地域内一揽子的天然气公司或者个别天然气集团公司来实现，同时还需要寻找新的业务模式和集团战略来维持增长。
第三类是国内的大型公用事业企业。
在国内的大型城市如北京、上海、深圳，燃气公司一般都由政府控股，有一些还仍然享受政府的财税政策补贴。
其中有些大型市政公用事业公司已经经历了一系列机构整合，进行了职能转型。
在下游领域，目前城市燃气的分销，主要是由上市公司和国有公用事业企业开展的。
近年由于国家政策明确提出优先发展城市燃气，以及目前的燃气接驳费收入和天然气长期的涨价预期，使得众多公司纷纷进入这一领域，竞争渐趋激烈。
2006年中国天然气消耗总量的32%用于满足城市天然气需求，其余的为非城市天然气需求。
非城市天然气需求主要包括天然气发电、化肥生产和大型工业的需要，在多数情况下由上游公司直接提供。
电力生产约占天然气总消耗量的12%，主要是在夏季和用电高峰时段利用天然气发电，但因我国目前主要采用以廉价的煤为原料的火力发电，而天然气发电的成本较高，限制了天然气发电的应用。
但是近期由于电煤供应的不稳定和动力煤的价格高企，使得天然气发电重新受到重视。
化肥生产是传统的天然气消耗大户，约占天然气总消耗量的30%，主要集中在天然气产地的周边，并获得国家的政策性补贴。
这个细分市场已受到国家政策的严格限制，不鼓励外界投资。
基于化肥补贴政策存在多种不足，近年来化肥价格市场化呼声渐高，取消对化肥企业的补贴，而改为直接补贴给农民，这将有利于改变用于化肥生产的天然气价格扭曲的局面。
大型工业约占天然气总消耗量的26%，如钢铁、玻璃行业的大型企业通常和国有三大油企直接签约。
城市天然气需求可以划分为工业、商业、住宅、压缩天然气、燃料电池等细分市场，目前多数情况下由上市公司和大型国有公用事业企业提供服务。
工业市场拥有较稳定的需求，对获得规模经济和盈利能力具有关键意义；商业市场的需求具有季节性，使用时间上也不均衡，但如果能对优质客户进行有效细分，销售单价是颇具诱惑力的；住宅市场的需求也具有季节性和时间上的不均衡性，对调峰造成较大的压力，且地方政府出于政治原因考虑对此细分市场的价格进行严格控制。
此细分市场的另一关键点在于接驳费政策，如果没有接驳费，目前的民用气定价实际上通常低于企业供气的全成本；压缩天然气可用于车辆燃料等，具有潜在的增长和盈利机会，且其定价是与90号汽油挂钩的，在所有细分市场中价格最高；燃料电池虽然目前在国内还鲜有应用，但是根据日本的推广经验和环保日益受重视的趋势仍是值得城市燃气企业予以适当关注的。
虽然目前在天然气的总消费量中，非城市天然气应用要大于城市天然气应用，但是从趋势上看，随着中游输送能力的提高、政府环保观念的增强以及在住宅中配备天然气设施成为惯例，未来城市天然气应用的增速要高于非城市天然气应用的增速。
尤其对于垂直整合者而言，在非城市天然气应用上已占有不可取代的优势，未来的拓展空间会更加集中在城市天然气应用上，因此它们纷纷进军城市天然气市场，并给现在的下游业内公司带来威胁。
当然这些垂直整合者也面临一系列的挑战。
对于国内的垂直整合者如中石油而言，除面临下游城市燃气公司对其进入的抗拒之外，最大的挑战在于缺乏城市燃气细分市场的运作经验，亟需建立一套高效的下游业务模式，并转变成“以客户为中心”的组织；同时。
其业务流程和IT架构必须再造以充分考虑对住宅和商业用气市场提供服务的需要。
国内的垂直整合者较为关注大工业、CNG汽车加气等获利较高的市场，而对住宅和商业用气细分市场兴趣不大，从而容易与当地政府的关注点产生分歧。
而在与先期进入的其它下游公司竞争时，也有违反特许经营权和《反垄断法》有关规定的风险。
国内的垂直整合者将迫使下游其它公司制定新的战略，比如选择与之直接竞争还是组成联盟，下游其它公司还将面对更严峻的资源瓶颈和交叉补贴等非正常价格竞争的挑战，并给这些公司利用细分市场组合进行收入和利润管理带来困难。
而对于国外的垂直整合者如AEI集团而言，它们最主要的挑战是“本土化”，管理层需要适应文化的差异，管理团队需积极进行本地化转变，调整其成熟的业务模式与管理体系以适应当地市场，并学会有效处理与政府的关系。
另外，与来自国内的垂直整合者相比，它们也较难获得价格优惠的天然气供应。
同时在政策层面上还可能面临严格的反垄断审查。
国外的垂直整合者的进入将迫使下游其它公司增强运营效率、提高资本充足性以及提升服务水平。
下游其它公司——主要是香港上市公司和大型国有公用事业企业也面临一系列的挑战和风险。
香港上市公司在下游公司中，获得地方政府的保护程度最低，因此在应对定价和接驳费问题时相当脆弱。
面对合资公司数目不断增加的局面，集团需重新设计组织架构、强化对合资企业业务流程的标准化与支持并完善公司治理方式。
同时为了应对目前气源供应紧张的处境，越来越多的公司涉足勘探开发业务和其它天然气关联业务，因此需要在策略上更好地确定核心业务和整合范围。
而大型国有公用事业企业需要强化定价和运营体系使运行具有可持续性，能够不依靠政府的补贴、资助或借助行政措施而生存。
在过往运营中产生的诸多职能重复的独立部门和下属分公司需要予以整合。
有些企业希望上市，但缺乏清晰的战略和盈利模式，难以说服资本市场。
综合来看，下游天然气公司面临一系列的内、外部问题，不同类别的公司所需应对的重点问题也有所不同。
在需求方面，国内石油巨头擅长利用资源优势争取发电、化肥和大型工业用户，而其它公司则在客户服务方面见长，较易赢得民用和商业客户。
在定价方面，一个良好的价格机制是业内各方都急切需要的，但是难以很快得到解决。
在处理与当地政府的关系，获得价格听证和审批的支持方面，国有的能源巨头和地方公用事业公司具有较明显的优势。
在战略和组织方面，国内和国外的垂直整合者以及上市公司都具有较强的扩张性，因此它们的战略方向与组织架构应该适合成长战略的需要。
国内的垂直整合企业更注重通过直供方式争夺利润丰厚的大工业客户，而国外的垂直整合者和上市公司的战略重点在于投资与并购城市燃气项目，并随着下属企业数目的增加，发展相适应的集团组织架构。
对于国内大型公用事业公司而言，重新设计适应业务发展的关系和职责明确的组织架构，形成明晰的盈利模式并争取上市是他们的主要方向。
在IT和运营方面，各类公司普遍需提高运营效率国内企业和上市公司需完成从财务控制到运营控制的转变，提高各下游项目的运营水平、创造经济价值，并整合旗下诸多项目的共用资源，取得协同效应。
而大型公用事业公司则需在运营方面去除重复设置的业务单元，厘清各职能部门之间的职责关系和义务流程。
在其它方面，国外的垂直整合企业（如AEI集团）有可能面对反垄断审查对其业务扩张造成的不利影响；并且还需学会应对当地政策环境及政府关系；而对国有控股的企业（主要是国内三大油企及大型公用事业公司）而言，集团高层决策如何在经济因素和其它因素之间取得平衡将会影响它们的长远发展态势。
在下游领域，成本加成仍是主要的定价依据，但替代能源定价方式已开始出现，目前终端价格多在2元/m3-3元/m3，如果气源是LNG或SNG则可达到4元/m3-5元/m3。
下游领域的定价依据不同目标市场、不同气源和调峰要求而有所差异，同时其他替代能源来源（如CBM，DME）也是重要的考量因素。
目前中国天然气终端销售定价受当地政府的监管，当上游价格变动时终端售价通常不会自动联动，下游天然气公司需提出调价要求，以将价格信号传递给终端消费者。
但下游企业实行价格联动通常存在时差，有时联动还因为地方政府的政治考虑而未能顺利实现，因此近年来各地下游天然气公司纷纷提出建立一个延滞很小或即时生效的价格联动机制，以改变企业经营不可控的不利局面。
企业的定价建议通常是根据其全成本提出的，考虑了财务因素、运营因素及行政成本等。
财务因素包括投资额、回报周期、净资产收益率、贷款利率、税金和接驳费收入等；运营因素包括综合折旧率、运营和维修费用、薪资福利、产销差和天然气销售量等；行政成本包括行政管理费用、市场销售及其它成本。
在具体定价方法上，还分为一部制定价与两部制定价。
在采用一部制定价时，会计算出加权平均价格，并据此依经验和比价关系确定各细分市场的价格；在采用两部制定价时将价格分为需根据用户对管输容量占用确定的“基本费”和根据用户消费气量计算的“从量费”。
一般而言，城市天然气的定价需经过图1所示的流程。
。
中国天然气行业下游领域也面临一系列政策、法律和法规的监管，并对产业的发展产生不同程度的影响。
在政策层面上，发改委2007年出台的《天然气利用政策》根据不同用户用气的特点，将天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类，将对营销和项目挑选产生影响。
2007年出台的《价格调整通知（2007[301]）》提出了天然气价格的联动机制对于近年天然气价格处于快速上升通道中缓解下游企业的经营困境有帮助。
但是对于直接影响到城市燃气企业的现金流、财务年报业绩表现和民用天然气定价的接驳费政策则仍然没有定论。
在法律法规层面上。
关于特许经营权的规定将有利于现有下游公司维持其经营地域内的“自然垄断”，阻止垂直整合的上游公司任意攫取个别细分市场。
《能源法》可能对下游公司的业务模型产生影响，其中“能源输送管网的公平开放”可能会造成天然气终端零售的市场化竞争，而“普遍服务”的要求会影响城市燃气企业的运营成本，因满足“孤岛”用户的服务需求而导致燃气企业的服务成本上升。
各地还纷纷出台《燃气管理条例》，以法规形式明确城市燃气公司的义务和权利，对城市燃气公司的运营起到一定的规范作用，但某些规定可能存在权利和义务的失衡（如庭院管的产权和维修责任等）。
2008年8月1日生效的《反垄断法》在防止上游企业利用资源优势进行垂直整合上的效果相当有限，未来下游企业的经营会面临垂直整合企业的挑战。
在定价方面，国家发改委和各地建设局出台的成本监审办法如果制定和执行不当，会降低城市燃气公司的利润，甚至使定价认定的成本低于燃气企业运营的全成本。
（五）结语
未来随着中国经济的发展和环保理念的日益深入人心，天然气在中国一次能源消费结构中占据的地位将持续提高，其中城市天然气的增长尤为显著。
对于处在培育期的天然气产业而言，国家主管机构可以借鉴欧、美国家在燃气行业解除管制、管网准入和市场化定价方面的经验、教训创造较为稳定的法律和政策环境，在促进公平有效竞争的同时，保障各方参与者的合理利益；业内公司则需要有明晰的发展战略定位和与定位相适应的业务模式和管理体系，有效地利用各项资源使企业创造的经济附加值最大化。
对我国目前情况，建立合理的定价机制是行业健康发展的前提条件，其基本原则应是让产业链各环节，包括勘探、开采、管网建设运营和燃气配送分销等都能获得合理的回报，并使各环节的发展具有协调性。
形成新定价机制的难点之一是在必要的适度政府监管的条件下充分发挥市场的调节作用。
政府监管的定位是防止市场失灵而非取代市场调节。
随着行业发展，下游城市燃气集团间的并购整合可能增多，而业内竞争也将更趋激烈，上游油企采取“资源换市场”策略进行垂直一体化整合将对未来整个行业的发展态势和竞争格局产生重大影响。
未来的国家法律、法规体系和各地政府的管治实践如能规范市场行为，创造公平竞争的运营环境将对行业的发展大有裨益。
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