燕群（ 中海石油氣電集團有限責(zé)任公司貿(mào)易分公司 ）

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中國天然氣價格影響因素及未來運行趨勢

燕群
（ 中海石油氣電集團有限責(zé)任公司貿(mào)易分公司 ）

摘 要：價格是影響我國天然氣消費最敏感的因素?；谡{(diào)研，分析了影響我國天然氣價格的主要因素，包括國家政策、生產(chǎn)成本、供求關(guān)系、替代能源價格、經(jīng)濟周期以及用戶氣價承受力。在此基礎(chǔ)上，預(yù)測未來我國中東部地區(qū)大多數(shù)省份天然氣銷售價格（門站）將在2.0～2.5元/立方米；城市燃氣終端售價區(qū)間為2.5～3.5元/立方米。并提出降低管道運價、大力引導(dǎo)和推廣直供模式、明確城市燃氣公益屬性、推動城市燃氣管網(wǎng)公平開放等措施，以降低國內(nèi)天然氣終端銷售價格，擴大我國天然氣應(yīng)用規(guī)模，助力《中國制造2025》和《大氣污染防治行動計劃》實施，實現(xiàn)經(jīng)濟效益和社會效益的雙豐收。

關(guān)鍵詞：天然氣；價格；政策；成本；供需；趨勢

隨著人民環(huán)保意識的提高以及近年來國家大力推動《大氣污染防治行動計劃》的實施，天然氣在我國一次能源消費中的占比逐年提升。但是，由于三期疊加①三期疊加，指增長速度換檔期，結(jié)構(gòu)調(diào)整陣痛期，前期刺激政策消化期。、經(jīng)濟低迷以及天然氣和替代能源價格關(guān)系未理順等多種因素影響，2014年我國開始出現(xiàn)天然氣消費增速放緩和供應(yīng)能力過剩的局面。

價格是影響我國天然氣消費最敏感的因素。本文根據(jù)對華北地區(qū)各省市發(fā)改委、城市燃氣公司、工業(yè)園區(qū)乃至終端用戶的調(diào)研，結(jié)合對我國天然氣行業(yè)及相關(guān)政策進行的研究，認為影響我國天然氣價格的主要因素包括供求關(guān)系、國家政策、生產(chǎn)成本、經(jīng)濟周期、用戶氣價承受力以及替代能源價格等方面，當(dāng)然根本原因還在于供求關(guān)系。在此基礎(chǔ)上，對未來我國天然氣價格運行趨勢進行預(yù)測，并提出降低終端銷售價格、擴大我國天然氣應(yīng)用規(guī)模的建議。

1 中國天然氣價格的影響因素

1.1 國家政策

1.1.1 天然氣價格改革政策

我國天然氣價格受國家政策影響最大。2005年以來，國家發(fā)改委出臺了8次天然氣價格改革文件（見圖1）。2005-2014年價改是小步快跑漲價，2015年的價改是隨國際替代能源價格下行而大幅降價。通過10年來的價格調(diào)整，初步理順了天然氣與替代能源的價格關(guān)系，天然氣從政府定價逐步邁向市場化定價。

圖1 2005-2015我國天然氣價改歷程

目前，我國僅有部分天然氣氣源價格不受國家政策調(diào)控，例如，海上氣田氣、進口LNG、煤層氣、煤制氣，可由買賣雙方協(xié)商定價，但由于中國石油、中國石化的氣源占據(jù)我國80%以上的市場份額，因此，隨著市場波動，其他氣源實現(xiàn)的天然氣價格也會受到影響（一來新簽合同價格隨行就市，二來既有價格較高的長約用戶要求降價）。

未來，隨著我國天然氣管網(wǎng)的公平開放以及上海石油天然氣交易中心功能的日臻完善，國內(nèi)天然氣價格將實現(xiàn)完全市場定價。預(yù)計“十三五”末，國家發(fā)改委將不再公布各省天然氣門站價格，而是由供需雙方在交易中心競價交易或根據(jù)市場行情協(xié)商定價。

1.1.2 財政補貼政策

當(dāng)前，國家對煤層氣、頁巖氣實行0.3元/立方米的補貼；在此基礎(chǔ)上，山西、陜西等省財政對煤層氣再補貼0.05～0.1元/立方米。這在一定程度上將促進非常規(guī)氣的開發(fā)，導(dǎo)致天然氣供應(yīng)增加。但是在技術(shù)發(fā)生革命性變化之前，供應(yīng)增加仍舊有限。

在天然氣利用方面，國家或者地方政府對天然氣發(fā)電（上網(wǎng)電價）、清潔采暖及分布式能源也給予了一定的財政補貼。這將提升此類項目的氣價承受能力，并有助于發(fā)展更多的此類項目，從而增加用氣需求，進而對天然氣價格起到積極正面影響。

1.1.3 天然氣利用政策

2007年8月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于印發(fā)天然氣利用政策的通知》（發(fā)改委能源〔2007〕2155號文），主要是引導(dǎo)和規(guī)范天然氣下游利用領(lǐng)域。2012年10月，國家發(fā)改委發(fā)布新一版修訂的《天然氣利用政策》（國家發(fā)改委令第15號），新版的利用政策主要是縮減限制類和禁止類，擴容優(yōu)先類和允許類。②其中優(yōu)先類以增加內(nèi)河、湖泊以及沿海航運以天然氣（尤其是液化天然氣）為燃料的運輸船舶和煤層氣（煤礦瓦斯）發(fā)電項目為亮點；允許類中新增城鎮(zhèn)中心城區(qū)的工業(yè)鍋爐燃料天然氣置換項目，并放松了對天然氣發(fā)電項目的限制：取消天然氣供應(yīng)充足條件和定位調(diào)峰電廠的限制。隨著天然氣供應(yīng)寬松乃至過剩時代的來臨，未來國家可望對天然氣利用政策重新調(diào)整，進一步增加優(yōu)先類和允許類的天然氣利用項目范疇，鼓勵天然氣利用規(guī)模持續(xù)擴大。天然氣利用政策的發(fā)布和改進，可在一定程度上促進天然氣利用項目的建設(shè)和發(fā)展，擴大我國天然氣利用規(guī)模。

1.1.4 環(huán)保政策

1）環(huán)保立法、執(zhí)法及監(jiān)管力度不斷加大。2015年，素有“史上最嚴(yán)環(huán)保法”之稱的新環(huán)保法出臺并實施。新環(huán)保法不但對技術(shù)、管理、監(jiān)督等制度進行更新，還加大了違規(guī)處罰力度。新環(huán)保法實施以來，各地頻頻出現(xiàn)巨額罰單。對于有一定價格承受力的雙燃料（燃料油或水煤氣和天然氣）工業(yè)用戶，新環(huán)保法的實施會促進此類用戶煤改氣進程，并由此增加天然氣需求。

2）碳排放權(quán)交易政策。碳排放權(quán)交易是實現(xiàn)減緩氣候變化國際合作的重要機制。2016年1月22日，國家發(fā)展改革委出臺《關(guān)于切實做好全國碳排放權(quán)交易市場啟動重點工作的通知》，就全國統(tǒng)一的碳排放權(quán)交易市場啟動前重點準(zhǔn)備工作作出部署，確保2017年啟動全國碳排放權(quán)交易，實施碳排放權(quán)交易制度。獲得同等熱量需要燃燒的天然氣比煤炭可減排二氧化碳約45%。因此，隨著碳排放權(quán)交易政策的實施和碳排放權(quán)交易價格的提高，燃料的外部性成本（包括機會成本）將被內(nèi)部化，從而降低燃煤的經(jīng)濟性，釋放燃氣的比較優(yōu)勢，增加工業(yè)企業(yè)煤改氣的動力和信心。

3）大氣污染防治政策。我國《大氣污染防治行動計劃》及其實施細則要求積極推行煤改氣，僅京津冀魯4省市2017年前就要比2012年實現(xiàn)削減燃煤8300萬噸，按照等熱值換算，約需要天然氣670億立方米替代③考慮到去產(chǎn)能的關(guān)停因素以及改用天然氣帶來的效率提升，即使壓減的燃煤量一半置換成天然氣，新增天然氣需求也是巨大的。；并要求到2017年煤炭占能源消費總量比重降低到65%以下④國家“十三五”規(guī)劃要求到2020年煤炭占能源消費總量比重由66%降至60%。。這就需要大量使用天然氣等清潔能源，而且天然氣是燃煤鍋爐和工業(yè)窯爐燃料替代的最優(yōu)選擇。因此，上述政策將促進用戶煤改氣進程加速，并由此帶來天然氣需求的大幅增加。

通過環(huán)保法規(guī)政策的不斷完善、監(jiān)管力度的日趨嚴(yán)格，以及工業(yè)煤改氣的積極引導(dǎo)和碳排放權(quán)交易帶來的獲利空間，從“一堵一疏”兩個方面發(fā)力，擴大天然氣應(yīng)用規(guī)模，推動天然氣需求的大幅增加，進而對天然氣價格帶來積極影響。

表1 2005年各氣田提價后一檔氣算術(shù)平均價格

1.2 成本

1.2.1 國內(nèi)常規(guī)礦產(chǎn)氣成本

我國傳統(tǒng)常規(guī)礦產(chǎn)天然氣生產(chǎn)成本較低，根據(jù)各氣田算術(shù)平均價格推算，一般在0.5～0.8元/立方米⑤雖然近年來傳統(tǒng)常規(guī)礦產(chǎn)天然氣開采成本有所上升，但是幅度不大且制定氣田開發(fā)方案時已考慮物價上漲因素，因此2005年國家發(fā)改委公布的傳統(tǒng)常規(guī)氣田氣價仍有一定代表性。（見表1）［1］。傳統(tǒng)礦產(chǎn)天然氣管輸費：新疆油氣田至上海1.32元/立方米；西南油氣田至江浙滬0.55元/立方米；長慶油氣田至京津冀魯為0.42元/立方米［2］。因此，傳統(tǒng)礦產(chǎn)天然氣到我國中東部市場成本約為1.0～2.0元/立方米。

1.2.2 進口管道氣（長約）成本

我國進口管道天然氣（中亞氣、俄氣以及緬氣）價格一般是參照國際天然氣價格水平并掛鉤國際油價，同時進口管道氣成本還要加上境外管輸費。業(yè)內(nèi)預(yù)測“十三五”期間國際油價的合理運行區(qū)間為50～70美元/桶，推算對應(yīng)油價下中亞氣到岸價格為1.6～1.94元/立方米［3］，通過合同復(fù)議預(yù)計可降低10%左右，國內(nèi)管道合理運價按0.6～0.8 元/立方米考慮，中亞氣到中東部地區(qū)成本為2.0～2.7元/立方米。根據(jù)專家判斷，東線俄氣到岸價將高于中亞氣［3］，但是管道運價較低，預(yù)計到目標(biāo)市場成本為2.2～2.4元/立方米；緬氣預(yù)計到目標(biāo)市場成本為2.6～3.0元/立方米。

1.2.3 進口LNG（長約）成本

鑒于我國進口LNG長約大多數(shù)是在高油價時期處于賣方市場時簽訂的，因此一般價格較高。根據(jù)業(yè)內(nèi)機構(gòu)普遍預(yù)測十三五期間的油價（50～70美元/桶），以及有一定代表性的進口LNG價格公式PLNG=0.01485×JCC+0.5［4］，計算對應(yīng)LNG長約價格為：8～11美元/百萬英熱單位（MMBtu），折合1.9～2.6元/立方米⑥匯率按照1美元兌換6.5元人民幣計，LNG汽化率按1噸LNG汽化可得1400立方米天然氣考慮。；通過合同復(fù)議以及購買部分低價現(xiàn)貨平抑之后，預(yù)計可降低20%左右，加上稅費和汽化費等費用，進口LNG（長約）成本基本可控制在1.9～2.5元/立方米。

1.2.4 非常規(guī)氣成本

非常規(guī)氣主要是指頁巖氣（致密氣）、煤層氣以及煤制氣。目前中國石化涪陵頁巖氣的盈虧平衡出廠價在1.9元/立方米［5］，但該區(qū)塊被稱為“甜點中的甜點”，可見其他頁巖氣項目成本更是不容樂觀。煤層氣各個區(qū)塊間成本差別很大，有的與該省門站價相比價格倒掛［6］。一般來說，煤層氣開采作業(yè)成本為0.3～0.4元/立方米（不含勘探投資）。煤制氣一般出廠價達到1.6元/立方米時才有經(jīng)濟效益。新疆慶華集團煤制氣項目出售給中國石油的價格為1.6元/立方米（含稅價），此外新疆自治區(qū)政府還給予該項目補貼0.2元/立方米［7］。

總體來看，目前非常規(guī)氣產(chǎn)量較少，遠未達到國家規(guī)劃目標(biāo)，而且成本較高，價格缺乏競爭力。國家雖然對非常規(guī)氣“十三五”規(guī)劃產(chǎn)量目標(biāo)屢次調(diào)低，但是實現(xiàn)難度依然較大。在非常規(guī)氣產(chǎn)量達到一定規(guī)模和成本大幅下降之前，非常規(guī)氣的開發(fā)對天然氣價格影響較小。

1.3 供求關(guān)系

供求關(guān)系是影響天然氣價格最重要、最根本的因素。據(jù)了解，我國常規(guī)天然氣增儲上產(chǎn)已經(jīng)非常困難，非常規(guī)氣生產(chǎn)成本較高，在技術(shù)取得突破之前增速緩慢。2020年，預(yù)測我國天然氣產(chǎn)量將達到1800億～2200億立方米［8］，消費需求為3000億～3300億立方米［9］，供需之間將存在800億～1500億的缺口。如果按照《國家應(yīng)對氣候變化規(guī)劃（2014-2020）》中2020年天然氣消費量目標(biāo)3600億立方米計算，則供需缺口將進一步放大為1400億～1800億立方米，而2015年我國天然氣進口量為624億立方米［10］，因此決定國內(nèi)供需平衡的砝碼就是進口天然氣數(shù)量。

我國現(xiàn)有及在建天然氣進口設(shè)施的供應(yīng)能力是大于我國“十三五”末的天然氣需求量的，但是考慮到氣源和銷售價格倒掛等情況，部分設(shè)施產(chǎn)能可能不能全部釋放?！笆濉逼陂g，我國三大石油公司LNG接收站基本完成布點，民營企業(yè)新建2～3個LNG接收站不會對市場帶來較大沖擊，那么進口天然氣的數(shù)量將在很大程度上取決于俄氣東線和西線的進展。

綜合分析，“十三五”期間，俄氣進入我國可能性較小，國產(chǎn)氣增量十分有限，因此“十三五”末期我國天然氣呈供需基本平衡態(tài)勢；“十四五”期間，隨著俄氣東線和西線的相繼投產(chǎn)、沿海LNG接收站的擴建以及非常規(guī)氣的上產(chǎn)，我國天然氣將出現(xiàn)階段性供過于求的局面；“十五五”期間，國產(chǎn)常規(guī)氣田逐步衰減，非常規(guī)氣產(chǎn)量增加（增量存在變數(shù)），進口氣達到頂峰，預(yù)計我國天然氣在“十五五”末將重回供需基本平衡的局面。

1.4 替代能源價格

總體來看，天然氣價格與石油價格高度相關(guān)，同時與煤炭、液化石油氣、燃料油之間存在互相可替代關(guān)系。從歷史經(jīng)驗看，煤炭、石油、天然氣價格走勢存在明顯正相關(guān)關(guān)系，而且波幅也基本同步。雖然國家發(fā)改委文件中明確規(guī)定，天然氣價格掛鉤進口燃料油和液化石油氣，但燃料油、液化石油氣均屬于石油煉化深加工產(chǎn)品，因此，可以說天然氣價格的最重要影響因素究其根源仍是煤炭和石油，其中尤以石油為最。

最有說服力的就是國際天然氣采購大多采用氣價掛鉤油價的定價機制（Henry Hub除外），中亞氣、俄氣以及進口LNG都是如此。未來國產(chǎn)煤制氣有掛鉤煤炭價格的客觀需要。雖然國際天然氣采購合同定價方式有與原油價格脫鉤的趨向；但是，基于天然氣、煤炭和石油互為可替代能源的關(guān)系，其價格走勢會在互相影響下達到均衡狀態(tài)。

1.5 經(jīng)濟周期

近兩年，受經(jīng)濟景氣度降低影響，固定資產(chǎn)投資增速持續(xù)回落，導(dǎo)致社會消費需求降低，導(dǎo)致不少傳統(tǒng)工業(yè)企業(yè)出現(xiàn)停產(chǎn)或減產(chǎn)現(xiàn)象，實力較強的企業(yè)也是利潤大幅下降或徘徊在盈虧邊緣；同時由于國際油價大幅下降造成燃料油、液化石油氣與天然氣價格倒掛，工業(yè)企業(yè)為降本增效，導(dǎo)致本來使用天然氣作燃料的企業(yè)中出現(xiàn)減少用量或者干脆使用燃料油、液化石油氣或水煤氣替代天然氣的現(xiàn)象。正是由于需求不振和部分企業(yè)用能“逆替代”情況的出現(xiàn)，導(dǎo)致工業(yè)用氣量大幅下降⑦2015年下半年到2016年上半年，作者實地走訪調(diào)研了華北地區(qū)一些有代表性的城市燃氣公司，均表示工業(yè)用戶用量大幅減少，原因一是企業(yè)停產(chǎn)或降低生產(chǎn)負荷，二是改燒煤、燃料油或液化石油氣等替代能源；即使個別銷售總量增長的城市燃氣公司，其增長也主要來自新建熱電聯(lián)產(chǎn)廠或者集中供熱等的用氣。，天然氣消費增速大幅放緩，甚至出現(xiàn)供大于求的局面，導(dǎo)致一些地區(qū)氣源供應(yīng)商開始打價格戰(zhàn)（競相降價）。

在經(jīng)濟發(fā)展較好時期，社會收入水平提高，固定資產(chǎn)投資增速不斷加大，消費多樣化需求大量增加，工業(yè)企業(yè)積極擴張生產(chǎn)，能源消費需求大幅攀升，天然氣的需求也隨之大幅增加，從而對天然氣價格起到正面支撐作用。

1.6 用戶氣價承受力

天然氣作為燃料或原料在單位產(chǎn)品成本中占比越低，用戶對氣價的承受力越高；用戶所生產(chǎn)的產(chǎn)品售價越高，用戶氣價的承受力也越高。一般來說，居民生活用氣以及商業(yè)用戶價格承受力最強；其次是電子、食品、醫(yī)藥行業(yè)，高端陶瓷、優(yōu)質(zhì)分布式能源項目、玻璃（浮法）行業(yè)氣價承受力也較強；有色金屬、鋼鐵業(yè)中的高級產(chǎn)品深加工（例如無縫管、特級型材、車船及軌道鋼、彩鋼板）以及煉油行業(yè)（制氫）價格承受力中等；發(fā)電行業(yè)價格承受力一般，主要看政策和上網(wǎng)電價；傳統(tǒng)化工行業(yè)（化肥和甲醇）價格承受力較差［11］。

需要說明的是，用戶價格承受力是動態(tài)變化的，受替代能源價格、經(jīng)濟周期以及行業(yè)景氣度交互影響。一般來說，用戶承受力越高，對天然氣價格的積極影響也就越大。

2 天然氣價格運行趨勢預(yù)測及建議

2.1 未來天然氣價格運行趨勢預(yù)測

鑒于：1）未來我國天然氣出現(xiàn)供需基本平衡乃至偏寬松局面的可能性較大；2）國產(chǎn)氣不能滿足國內(nèi)用氣需求增長，需要依靠進口氣來彌補，進口氣在我國天然氣消費總量中所占比例將進一步攀升，“十三五”末將超過40%，長期看將和國產(chǎn)氣平分秋色［7］；3）國產(chǎn)氣成本在1.0～2.0元/立方米，進口氣（LNG和管道氣）成本大多在1.9～2.5元/立方米。

綜上，預(yù)測未來我國中東部地區(qū)大多數(shù)省份天然氣銷售價格（門站）將在2.0～2.5元/立方米區(qū)間運行。城市燃氣公司的配套管網(wǎng)設(shè)施以及運營費用多在0.3～0.6元/立方米，利潤按10%～20%考慮，進而推斷城市燃氣終端售價區(qū)間為2.5～3.5元/立方米。

2.2 建議：降低終端消費價格、擴大消費規(guī)模

目前，我國天然氣終端銷售價格已經(jīng)遠高于歐美國家，降低我國天然氣終端消費價格、擴大天然氣利用規(guī)模，可助力《中國制造2025》和《大氣污染防治行動計劃》實施，實現(xiàn)我國經(jīng)濟和社會效益的雙豐收。

2.2.1 適當(dāng)降低終端消費價格有操作空間

1）全球范圍內(nèi)天然氣長期供過于求的局面以及較低的原油價格決定了國際天然氣價格將處于低位運行。美國頁巖氣革命已經(jīng)使其從天然氣進口國變?yōu)槌隹趪?，隨著美國、中東、澳大利亞乃至俄羅斯天然氣開發(fā)生產(chǎn)出口項目的遍地開花，全球天然氣長期供應(yīng)過剩的局面將導(dǎo)致國際天然氣價格在較長時間內(nèi)處于低位運行，為國內(nèi)天然氣供應(yīng)商通過合同復(fù)議以及增加低價現(xiàn)貨資源采購量來平抑資源池的價格提供了可能。

2）國內(nèi)天然氣管道運費定價水平偏高?！秶野l(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整天然氣管道運輸定價方法的通知（征求意見稿）》⑧該文件僅發(fā)給業(yè)內(nèi)代表性公司征求意見，未公開或正式發(fā)文，但是該稿中定價標(biāo)準(zhǔn)仍有較高參照價值。中管道運價標(biāo)準(zhǔn)：“國家級干線（管徑1016毫米以上）每千千米約0.2元/立方米；省級干線（管徑508～1016毫米）每千千米0.3～0.4元/立方米”。對比實際情況發(fā)現(xiàn)，國家級干線以及省管網(wǎng)現(xiàn)行管輸價格定價明顯偏高，因此管道運價有下降空間。例如，山西通豫煤層氣輸配有限公司端氏-晉城-博愛管道（長約98千米，管徑559毫米）管輸價格0.49元/立方米，西氣東輸一線新疆至上海（長約4200千米）管輸價格1.32元/立方米，河北省京邯線管道（長約360千米，管徑508毫米）管輸價格0.25元/立方米。

3）城市燃氣公司加價幅度太大。城市燃氣公司普遍在門站價基礎(chǔ)上加價0.5～1.2元/立方米，甚至更高。以北京市為例，氣源以陜京線為主，其中非居民用氣門站價格為2.00元/立方米，民用氣門站價格預(yù)計執(zhí)行1.58元/立方米⑨根據(jù)作者201 5年下半年的調(diào)研，華北地區(qū)上游氣源供城市燃氣公司（未含北京城市燃氣公司）民用氣門站價格在1 .6元/立方米左右。由于自201 1年起，國家發(fā)改委屢次調(diào)整天然氣價格但均未調(diào)整民用氣部分，根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于提高國產(chǎn)陸上天然氣出廠基準(zhǔn)價格的通知》發(fā)改電［2010］211號文件計算，陜京線供北京民用氣價格（加管輸價格）范圍為1.48～1.5 8元/立方米。由于2010年屬于天然氣短缺年代，預(yù)計北京城市燃氣公司民用氣購氣價水平應(yīng)同華北地區(qū)其他城市燃氣公司一致，即基礎(chǔ)出廠價格上浮10%，為1.58元/立方米。，北京市燃氣終端售價見表2和表3⑩表格引自北京市發(fā)改委官網(wǎng)（http://www.bjpc.gov.cn/cxfw/jgsfcx/jzjg/201208/t9779302.htm），2015年11月20日調(diào)整后價格。。城市燃氣公司通過專營權(quán)或地方政府給予的壟斷地位，強行收取燃氣初裝費或入戶費，通過這種方式已經(jīng)回收大部分投資，而且其日常運營維護費用比較低，因此城市燃氣公司加價有“擠水分”空間；從另一個角度來說，城市燃氣作為公用基礎(chǔ)事業(yè)不應(yīng)該獲得太高利潤。2.2.2 降低終端銷售價格、擴大消費規(guī)模的措施建議

1）努力降低管道運價。建議國家發(fā)展改革委調(diào)研各省市及天然氣運輸企業(yè)管道運價及經(jīng)營現(xiàn)狀，研究統(tǒng)一出臺文件，降低各級管網(wǎng)運價水平。

2）大力引導(dǎo)和推廣直供模式。推廣由氣源生產(chǎn)商直接供應(yīng)終端用戶（特別是電廠和大工業(yè)用戶）的模式，以減少中間運輸環(huán)節(jié)，避免層層加價的現(xiàn)象，讓利最終消費者，以利于提高其用氣積極性和擴大用氣規(guī)模。

3）明確城市燃氣公益屬性，推動城市燃氣管網(wǎng)和市場公平開放。建議政府出臺政策，從以下三個方面來降低城市燃氣終端售價：一是要明確城市燃氣公益屬性，限定城市燃氣公司的利潤收益水平；二是推動城市燃氣管網(wǎng)公平開放，減少壟斷、鼓勵競爭；三是推動市場公平開放，逐步減少特許經(jīng)營權(quán)區(qū)域，在確保安全的前提下，鼓勵LNG、CNG進行“點供”，由氣源商與城市燃氣公司直接逐鹿終端市場，從而帶來價格的降低和服務(wù)的提升。

表2 北京市居民生活用氣階梯價格

表3 北京市非居民天然氣銷售價格表

通過采取以上措施，預(yù)計天然氣終端銷售價格有約20%的降價空間。受益于價格下降，我國天然氣消費規(guī)模將進一步擴大，經(jīng)濟效益和社會效益將進一步凸顯。

參考文獻：

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編 輯：王立敏

編 審：蕭 蘆

收稿日期：2016-06-02

lnfuence factors and trends of China's natural gas price

YAN Qun
（CNOOC Gas and Power Trading & Marketing Branch）

Abstract：The price is the most sensitive factor for the natural gas consumption in China. The paper analyzes the main factors afecting the natural gas price such as national policies， producing cost， supply-demand relationship， economic cycle， costumers' price endurance and alternative energy's price based on the investigation and research and then predicts that the natural gas sale price （gate station） in most China eastern provinces should be at 2.0-2.5 yuan per cubic meter and city gas terminal sale price should be at 2.5-35 yuan per cubic meter. It proposes to reduce pipeline transportation fee， introduce and popularize direct supply model， explicate the public attribute of the city gas， and fairly open city gas pipeline network to lower the price of domestic natural gas terminal sales，enlarge the scale of China's natural gas utilization， assist the implementation of “Made in China 2025” and “Clean Air Action Plan”，and fnally boost both economy development and social benefts.

Key words：natural gas； price； infuence factors； future operation tendency