中国天然气供需及新定价机制

1中国天然气供需及新定价机制中国石油经济技术研究院2主要内容

一、2020年前中国天然气需求

二、2020年前中国天然气供应多元化格局

三、中国新天然气定价机制的内涵

四、新机制下中国天然气出厂价分析中国石油经济技术研究院3

一、2020年前中国天然气需求预测认为：到2015年中国天然气消费量在2600亿方左右

，2020年在4000亿方左右。2011表观消费量已达1307亿方。2015年前年均增长325亿方2300?

3500?《火电厂大气污染物排放标准》、《环境空气质量标准》中国石油经济技术研究院

未来10年主要消费区没有大的变动主要消费区仍然是现在的西南、环渤海湾，长三角和东南沿海。中国石油经济技术研究院5中国天然气目前天然气消费结构

城市燃气包括居民、公共福利、天然气汽车、采暖、中央空调等用气；

天然气作为工业燃料的利用领域众多，按行业可分为钢铁、有色金属、陶

瓷、水泥、耐火材料、玻璃、石化、工业废物处理行业、轻工业、纺织业、

医药、食品等；

天然气发电包括大型的联合循环燃气轮机电厂、燃气蒸汽联合循环热电联

产电厂、中小型燃气电厂和分布式燃气发电机组；

天然气化工指以天然气为原料生产的一次化工产品，包括合成氨、甲醇、

合成油、氢气、乙炔、氯甲烷、炭黑、氢氰酸等。

2010年，我国天然气消费量

1070亿立方米。

2000-2010年，城市燃气占比由18%增至24%，工业燃料用气由41%

降至36%，化工用气由37%降至20%，发电用气由4%增至20%。中国石油经济技术研究院6

2020年前发电是一个增长极主要消费部门是工业燃料和居民，同时天然气发电有较大的增长。中国石油经济技术研究院7

发电是一个增长极在国外市场成熟国家，发电用气占天然气消费总量的比重约为30%。中国电力装机容量由2000年的3.19亿千瓦快速增至2010年的9.66亿千瓦，我国天然气装机总量的比重仅有2.7%，远低于世界水平。2010年中国天然气发电装机总量为2642万千瓦，主要分布在东南沿海、长三角、环渤海等东部经济发达地区。电力工业“十二五”规划草案已提出到2015年全国天然气发电装机达6000万千瓦的目标。中国石油经济技术研究院8二、

2020年前中国天然气供应多元化格局全国天然气产量多年保持两位数增长，进入快速发展阶段。

中国基本形成了四川、塔里木、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔、松辽、渤海湾、琼-莺年产量大于10亿立方米以上的八大产气区。2011年，中国天然气产量1025亿立方米

2000年到2011年天然气生产量变化中国天然气输送的基础设施快速发展

天然气基础设施建设进展迅速。基本建成全国性天然气骨干管网，输气管道总长度约5万千米，输送能力已达1500亿方/年。“十二五”末，中国主支干线9万千米。

2015年

前，进口

气可达600

亿立方米。

中缅管

道，西三

线投运。

900亿方。92015年2020年2030年备注需求260040005000取基准方案供应150020002500取低值供需缺口110020002500对外依存度42%50%50%10（一）国产常规天然气是重要基础

2010

～

2015年：年均增长100

亿立方米以上，2015

年产量突破1500亿方；

2020

年产量突破2000

亿方；

2030

年常规天然气产量达到2500亿立方米左右。

2020年前中国天然气需求与常规天然气产量对比单位：亿方陆上气

77.9%

11

3.2%海洋气

8%+74.1%/年

中国天然气进口走势2010年中国天然气供应结构天然气进口量大幅增长，天然气供应呈现多元化格局

进口管道气

亿方，依存度

21.56%。进口LNG

11.3%（二）长期进口是中国天然气供应不可避免的趋势

2011年进口313.9大连LNG计划2011年投产。一期规模300万吨/年，二期规模600万吨/年。

上海LNG2009年建成。

一期规模300万吨/年，二期规模600万吨/年。

广东深圳大鹏

LNG2006年6月投产。

一期规模370万吨/年，

二期规模670万吨/年。福建莆田LNG2008年投产。一期规模260万吨/年，二期规模500万吨/年。

12江苏如东LNG计划2011年投产。一期规模350万吨/年，二期规模650万吨/年。接收能力1580万吨/年(一期)中国已经建成LNG项目目前，全国已建成LNG接收站5座。13珠海LNG计划2013年投产。一期规模350万吨/年。青岛LNG计划2014年投产。一期规模300万吨/年，二期500万吨/年。

浙江LNG计划2012年

投产。一期规模300万

吨/年，二期规模600

万吨/年。中国在建LNG项目

海南LNG

项目计划2014

年投产。一期规模200万

吨/年，二期300万吨/年。河北曹妃甸LNG

项目计划2013年投产。一期规模350万吨/年，二期650万吨/年。

粤东揭阳LNG

项目计划

2013年投产。一期规

模200万吨/年，

二期

300万吨/年

中国在建LNG接收站6座2015年前我国引进LNG总规模3380万吨(一期)14

2014年中国LNG接收能力将达3380万吨/年2014年，中国LNG接收能力将达3380万吨/年，合天然气460亿方/年。2020年，中国LNG进口量或将达到4400万吨/年（600亿方/年）。时间气源2015年2020年2030年土库曼斯坦400400400缅甸60120120哈萨克斯坦100100100乌兹别克斯坦100100100中俄管线（西线和东线）680680伊朗、巴基斯坦-中国200合计66014001600152、中国进口管道气伊朗-巴基斯坦天然气管道；印度、中亚、中国；中国工商银行；伊朗：剩余储量为29.6万亿立方米；储采比超过200年。中俄管线：假如2020年，俄储采比下降至60，产量可达7800亿立方米，可新增天然气出口940亿方。16（三）中国非常规天然气是重要补充

1、煤制气

煤制天然气项目发展逐渐向新疆、内蒙等富煤地区集中。据不完全

统计显示，中国拟在建的煤制天然气项目约有39个，设计总产能达1765

亿立方米/年，相当于中国2011年天然气总产量的1.72倍，而新疆、内

蒙两地产能之和占全国总产能的八成以上。

新疆拟在建的煤制天然气项目总产能约为1117亿立方米/年，占全国

总产能的63%。内蒙拟在建的项目总产能约360亿立方米/年，占全国总

产能的20%。此外，其他地区拟在建的项目合计总产能约288亿立方米/

年，占全国总设计产能的17%。地区省份项目名称地点设计产能亿方/年状态投产/部分投产时间西北内蒙大唐国际赤峰市40

在建2012年西北新疆新疆广汇哈密地区伊吾县10

在建2012年西北新疆庆华集团伊犁哈萨克自治州55

在建2012年西北内蒙内蒙古汇能鄂尔多斯市40

在建2013年西北甘肃酒钢集团张掖市40

在建2013年西北辽宁大唐国际阜新市40

在建2013年西北新疆新天煤化工伊犁哈萨克自治州20

报批2014年西北内蒙神华集团鄂尔多斯市20

计划2014年西北新疆徐矿集团塔城地区40

在建2014年西北新疆中电投伊犁州霍城县60

前期2014年西北新疆中电投伊犁州察布查尔县60

前期2014年西北新疆国电集团伊犁哈萨克自治州100

在建2015年西北新疆新疆广汇哈密地区富蕴县120

在建2015年17有望于

2015年前投产的煤制天然气项目合计产能600亿方/年？182、煤层气

煤层气资源与储量

埋深2000米以

浅煤层气地质资

源量36.8万亿

方；

探明地质储量近

2900亿方，可

采资源量1440

亿方，主要集中

在山西、陕西、

辽宁等省190.31.33.87.510.115.704200520062007200820092010年份108m3

16

12

82005－2010年煤层气产量

煤层气地面开发快速增长，2005产量只有0.3亿方，2010年已达到

15.7亿方（5年52倍）。20国家“十二五”规划目标

到2015年，新增煤层气探明地质储量1

万亿方。

地面开发:到2015

年，煤层气产量达到160

亿方。

井下抽采：2015

年，煤矿瓦斯抽采量达到140

亿方（84亿方)。

中石油煤层气公司的矿权

煤层气矿权2个面

积1.62万平方公

里；工作区域主

要在鄂尔多斯东

缘。

4000亿方，实现

商品气量30亿方213、页岩气

国内研究机构和学者对中国部分地区的页岩估算后认为中国页岩气资源量巨大。

100万亿方

15-30

万亿方鄂尔多斯盆地

T22盆地准噶尔盆地地盆

鄂

尔

多斯盆松辽地盆四川盆地湾

地渤海盆地塘羌达木盆地海盆地珠江口盆地莺歌海二连盆地盆地

盆吐

哈柴河地西走廊群银

盆

额地盆地海拉尔盆地吐哈盆地

P-J

塔

里

木塔里木盆地

€南方地区Z-P华北地区

Pt-O

东准噶尔盆地

P-J

松辽盆地

K渤海湾盆地E中国页岩气分布广泛

中国陆上页岩气有利勘探领域分布图两种类型：海相，陆相分布特征：海相三大地区或盆地，南方为主陆相五大盆地，中西部为主。23中国可采资源潜力为25.08万亿方3月1日，国土资源部发布《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》成果，这是我国首次系统调查评价页岩气资源“家底”。经初步评价，中国陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿方，可采资源潜力25.08万亿方（不含青藏区）。其中，已获工业气流或有页岩气发现的评价单元，面积约88万平方公里，地质资源为93.01万亿方，可采资源为15.95万亿方。24

“十二五”页岩气储产量

到2015年•

探明地质储量6000亿方•

探明可采储量2000亿方•

产量65亿方“十三五”页岩气储产量提高19个勘探开发区的储量和产量规模。建成新的页岩气勘探开发区。力争2020年产量达到600-1000亿方。3月16日，国家能源局公布《页岩气发展规划（2011-2015）》关键技术方面。“十二五”中指出，不仅要加强自营勘探开发技术攻关的同时，还要开展与国外公司的合作，从而掌握适合我国的页岩气勘探开发关键技术及配套装备。25

产业政策体系方面。重点建立页岩气勘探开发新机制、落实页岩气产业鼓励政策和完善页岩气利用配套基础设施。

大幅提高最低勘查投入资金

在现有的油气矿业权区域内，鼓励让拥有该区块的企业先行进行勘察开发，但是如果该企业由于某些原因退出开采或者在“十二五”期间内开采成果不利，会依法将这部分区域当成空白区进行招标

补贴一定会超过0.2元/方(0.2元/方煤层气)公司2015年页岩气(亿方)2015年煤层气中石油10威远、长宁、绍通和富顺-永川4个有利区块，4口直井获得工业气流。40(中国石油煤层气公司计划2015年30亿方)中石化列入公司油气资源发展战略。中标渝黔南川区块，计划在3年内投入5.9亿元，完钻11口参数井和预探井。目前完钻5口评价井，其中2口获得工业气流500亿方/年产能中海油2月29日，中海油安徽页岩气项目昌参1井顺利开钻。收购中联煤50％股权，预计到“十二五”末将达到40亿立方米的煤层气年产量。延长石油53口井获得陆相页岩气发现26四大油气公司制定“十二五”页岩气、煤层气开发规划2015年2020年备注总需求2600

4000

中国石油经济技术研究院预测国内供应常规天然气1900

2500

中石油勘探院廊坊分院预测最高产量。煤制气300600本预测认为，2015年仅有50%的能力能够投运。煤层气2004002015年，中石油、中石化和中联煤是产量的主体，本预测认为2020年我国煤层气产量在2015页岩气65

1000

2020年产量取“十二五”规划最大值。进口气管道气660

720+3002020年考虑中亚三线、中亚四线、LNG

460

600

所有规划项目预计顺利投运。总供应3580

6120供大于求980

2120

27

年基础上翻番。缅甸、俄罗斯西线。2020年前我国天然气需求与供应量对比单位：亿立方米

2020年前中国天然气供需结论与建议1、高情景2015年2020年备注总需求26004000中国石油经济技术研究院预测国内供应常规天然气15002000中石油勘探院廊坊分院预测最低产量。煤制气3006002015年本预测认为仅有50%的项目能够投运。煤层气2004002015年，中石油、中石化和中联煤是产量的主体，2020年我国煤层气产量在2015年基础上翻番。页岩气656002020年产量取“十二五”规划最小值。进口气管道气660720仅考虑中亚、缅甸气LNG460600所有规划项目预计顺利投运。总供应31804920供大于求580920282、低情景

2020年前中国天然气需求与供应量对比单位：亿立方米29

结论1、中国多气源供气的局面已经形成；2、中国未来长期天然气供应充足，供应安全的重点是加快储备建设；3、非常规气中页岩气、煤制气环境问题可能制约其发展，煤层气开发更为现实；4、新的环境标准将有利于发电；5、管道建设将扩大市场，有利于消费的扩大。中国石油经济技术研究院30三、中国新天然气定价机制的内涵

中国天然气价格改革的总体目标

中国天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价，由市场竞

争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格（管输费

）进行管理。

在广东、广西两省（区）开展改革试点，主要是探索建立反映市

场供求和资源稀缺程度的天然气价格动态调整机制，逐步理顺天然气

与可替代能源比价关系，为在全国范围内推进天然气价格市场化积累

经验。31

新定价机制”的总体思路

一是将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价。选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩机制。

二是以计价基准点价格为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格。

三是天然气门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。

四是放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。32“新定价机制”基本原理与主要内容

一是确定最终用户价格。最终用户价格的确定是基于天然气的市场

价值，而天然气的市场价值通常是以竞争性替代燃料的价格基于热当量

来确定的。

二是确定用户的门站价格。确定用户的门站价格可分两步进行：第

一步，确定地方配气公司的城市门站价格。把地方配气公司看成是长输

管道的直供用户，其城市门站价格=地方配气公司的最终用户的天然气

市场价值的加权平均值－地方配气公司的配气成本（含合理投资回报）

。第二步，确定所有长输管道直供用户的门站价格。所有长输管道直供

用户的门站价格＝长输管道直供用户的天然气市场价值与地方配气公司

的城市门站的加权平均值。33

三是确定上游供气价格的基价。用户门站价格减去长输管道的运输价格(含合理投资回报)称为天然气的市场净回值，天然气的市场净回值是上游供气价格的上限。上游供气价格的下限是为生产商按成本加成法确定的供气价格。上游供气价格的基价位于上限与下限之间，具体的位置取决于上游生产商与管道公司之间的谈判力量。

四是建立指数化公式。在基价确定之后，将上游供气与石油产品

(如粗柴油和（或）重油等)的价格，或简单地与原油的价格(这里包

含一种原油与石油产品的比价保持不变的假定)建立指数关系，可以

保证在整个合同期内上游的供应价格能够反映天然气在下游市场的

价值。中国石油经济技术研究院34“新定价机制”的主要内容

作价办法

1、确定计价基准点（中心市场）。综合考虑中国天然气市场资源流向、消费

和管道分布现状，选取上海市场（中心市场）作为计价基准点。

2、建立中心市场门站价格与可替代能源价格挂钩机制。中心市场天然气门站

价格按照略低于等热值可替代能源价格的原则确定。可替代能源品种选择燃料油

和液化石油气（LPG），权重分别为60%和40%。等热值可替代能源价格按照燃料

油和液化石油气（LPG）单位热值价格加权平均计算。同时，为保持天然气与可

替代能源的竞争优势，鼓励用户合理使用天然气，天然气价格暂按可替代能源价

格的90%测算。中心市场门站价格计算公式为：35P天然气—中心市场门站价格（含税），元/立方米；K—折价系数，暂定0.9；α、β—燃料油和液化石油气的权重，分别为60%和40%；P燃料油、PLPG—计价周期内海关统计进口燃料油和液化石油气的价格，元/千克；H燃料油、HLPG、H天然气—燃料油、液化石油气和天然气的净热值（低位热值），分别取10000千卡/千克、12000千卡/千克和8000千卡/立方米。R—天然气增值税税率，目前为13%。36

3、确定广东、广西两省（区）天然气门站价格。以中心市场天然气门站价格为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用，并兼顾广东、广西两省（区）经济社会发展水平，确定两省（区）门站价格。

上述门站价格是指国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方（包括地方管道公司、城市燃气公司、直供用户等）的交气点价格。

价格管理形式

天然气门站及以上价格由国务院价格主管部门管理。门站价格不

再分类，实行政府指导价，按上述方法形成的门站价格为最高门站

价格，供需双方可在不超过最高门站价格的范围内协商确定具体门

站价格。门站价格以下销售价格由地方价格主管部门管理，地方可

建立天然气上下游价格联动机制并对机制进行听证。37油价80美元/桶下中国主要油气田出厂价38四、新机制下中国天然气出厂价分析

原油价格与中国进口燃料油价格的相关性分析

燃料油价格和WTI现货价格数据（2003—2012年2月数据）的pearson相关系数0.90739（一）2015年前中国燃料油和LPG价格预测分析2003—2015年中国进口燃料油价格走势（高、低情景）402003年至2015年中国LPG价格走势分析（高、低情景）位置日期中土边境塔里木油田青海油田川渝油田长庆油田高情景2012(1-6)2.903.003.303.403.40