中國目前在處在能源結構轉型的關鍵期，大力發展天然氣是轉型的關鍵。據我們參與國家能源局《“十三五”天然氣規劃研究》，到2020年我國天然氣消費量將從2014年1800億立方米，增加到4000至4300億立方米，能源結構將發生深刻轉變，霧霾和溫室氣體將得到有效治理，能源供應格局將實現多元化和清潔化。但能否實現這一目標，將取決于市場化改革能否及時到位。

 一、天然氣價改應與體制改革同步實施。天然氣價格矛盾是體制改革滯后的表象，不解決體制的深層矛盾，單獨推動天然氣價格改革將無濟于事。下決心在天然氣上中下游全面深化體制改革，是徹底捋順價格機制，推進市場在資源配置上起決定性作用的根本辦法。沒有市場主體，沒有市場競爭機制，就不可能建立市場優化配置資源的價格機制。

 二、統一目標，因地制宜，分布推進。中國地域廣闊，資源配置不均衡，發展階段存在差異，各地不能按照同一進度推進改革。但若各地改革目標不一致，將為未來全國統一天然氣市場埋下矛盾，對于“一帶一路”可能形成的區域市場建立帶來障礙。所有，天然氣氣價改革和體制改革應設立統一目標何改革進度表，各地目標一致但可根據自己實際情況分階段實施。

 三、上游改革，資源市場化應為重點。中石油控制全國67%天然氣資源，而且都是資源條件最好的區塊，優質頁巖氣資源也與這些區塊吻合。資源過度壟斷導致勘探開發投資不足，創新能力不濟，資源開發進度嚴重制后。不僅影響中國能源結構轉型，也為能源安全埋下隱患。國家應對有關法規政策進行調整，扶植更多市場主體參與油氣資源上游開發。

 四、成立“頁巖氣開發試驗區”，創新體制革命。為爭取我國能源戰略主動權，改變在能源安全、定價上的長期被動局面，推進頁巖氣革命可成為戰略突破口。四川盆地及周緣地區是我國頁巖氣富集區，擁有優質海相沉積頁巖約4萬平方公里，地質資源量40.02萬億立方米，可采資源量6.44萬億立方米。在黨中央高度重視下，經中石化、中石油和各種所有制企業共同努力，四川盆地頁巖氣開發在資源、技術、裝備和環保上取得了重大進展。仿照深圳特區和上海自貿區模式設立國家“頁巖氣特別試驗區”，賦予先行先試權利，突破現有體制制約。作為摸索解決問題平臺，創新一個適應我國油氣開發市場規律的競爭體制機制。

 五、管住中間，放開兩頭。與正在推進的深化電力體制改革相近，天然氣中游體制和價格改革中，在管網和LNG接收站項目工程充分招標競價的基礎上，需對第三方強制準入和實施嚴格的價格管制，并放開上下游競爭，禁止縱向一體化壟斷。目前，天然氣壟斷主要表現在資源和長輸管道橫向壟斷和上中下游縱向一體化壟斷，企業通過內部利益輸送獲取不當利益、打擊競爭對手和躲避政府監管。國際上天然氣管網投資屬于長期穩定收益，在競爭獲取項目后，收益率在6%至8%。而國內天然氣管網主要由三大油企壟斷，設計、采購、施工、運營都由企業內部運作，投資收益率在15%左右，個別項目達20%，導致輸氣價格居高不下。各省紛紛效仿，成立地方國企壟斷的省管網公司雁過拔毛，進一步推升終端用氣價格。這種機制不僅增加用戶成本，阻礙市場公平，還滋生腐敗，必須根治。

 六、交叉補貼，不可持續。下游天然氣價格改革中，工商企業對居民的交叉價格補貼是改革的主要深水區。居民低廉的天然氣價格讓經營企業無利可圖，不得不靠特許經營區域內工商企業用氣加價彌補。這種機制一方面使企業承擔巨大負擔，削弱了企業競爭力；另一方面居民沒有合理的氣價支出，導致燃氣公司無力保障用戶安全用氣，更不可能安裝智能氣表升級建設能源互聯網。國際經驗可采取兩部制氣價，即：容量氣價和氣量氣價。收取固定容量氣價，可保障更換氣表和基本服務，氣量按實際用氣量收費。根據測算，我國每個家庭年平均用氣150立方米，大多數城市每戶每年增加150元可基本解決交叉補貼問題，也保障了用氣安全和智能升級問題。

 七、推進結構性氣價，優化資源配置。天然氣的利用存在季節性峰谷差和日峰谷差。國際上，對于可中斷供氣用戶和無需動用靠地下儲氣庫的長期穩定用戶，均給予較大的價格優惠，特別是無需季節性和日調峰的分布式能源和熱電聯產用戶給予很大優惠。例如：在美國發電用氣價格低于城市門站。要促進天然氣行業健康發展，必須形成符合市場價值規律和實際成本的結構性氣價機制，特別是對一年四季穩定持續用氣的分布式能源和燃氣熱電聯產，應該形成激勵性的優惠氣價，只有積極促進這一行業持續增長，才可能保障整個燃氣的輸氣配氣系統的市場收益穩定，這為降低融資和運營成本最為有利。

附件：數據來源中國能源網研究中心和燃氣在線2015年春季價格
 
國內主要銷售氣價

省市	最高門站	管道民用	管道工業	CNG零售	LNG零售
北京	2.7	2.28	3.65	5.12	6.50-7.10
上海	2.88	3	4.29	5.1
天津	2.7	2.4	3.25	4.2	6.0-6.4
重慶	2.34	1.72	2.84	3.97	6.50-7.25
河北	2.68	2.4	3.8	3.75	5.0-5.2
山西	2.61	2.26	3.28	4.45	5.5-5.8
遼寧	2.68	3.3	3.9	5.2
吉林	2.46	2.8		4.82
黑龍江	2.46	2.8	4.56	4.5
江蘇	2.86	2.6	3.7	4.9	6.4-6.6
浙江	2.87	2.4	4.84		6.5-6.55
安徽	2.79	2.33	3.6	4.38	6.65-6.65
福建		3.65	3.24		8.50-8.50
江西	2.68	3.2	3.68
山東	2.68	2.7	4.5	5.04
河南	2.71	2.25	3.23	4.36	5.5-5.8
廣東	2.88	3.45	4.85	5
湖南	2.68	2.45	3.88	5	6.3-6.5
湖北	2.66	2.53	3.41	4.5	6-6.3
海南	2.34	3.15	3.73	4.46	6.78-6.78
四川	2.35	1.89	4.03	4
貴州	2.41	3.2	4		7.00-7.00
云南	2.41	2.98			6.48-7.32
陜西	2.04	1.98	2.3	3.55	5.8-6.1
甘肅	2.13	1.7	2.64	3.56	7.00-7.00
青海	1.97	1.48	1.7		6.5-6.8
內蒙	2.04	1.82	2	3.56
廣西	2.71	3.82	4.2
寧夏	2.21				5.3-5.4
新疆	1.85	1.37	2.11	4.07	5.4-5.71

各地天然氣價格

省 份	存量氣 2013	存量氣 2014	增量氣	2015 并軌	省 份	存量氣 2013	存量氣 2014	增量氣	2015 并軌
北 京	2260	2660	3140	2700	湖 北	2220	2620	3100	2660
天 津	2260	2660	3140	2700	湖 南	2220	2620	3100	2660
河 北	2240	2640	3120	2680	廣 東	2740	2860	3320	2880
山 西	2170	2570	3050	2610	廣 西	2570	2690	3150	2710
內蒙古	1600	2000	2480	2040	海 南	1920	2320	2780	2340
遼 寧	2240	2640	3120	2680	重 慶	1920	2320	2780	2340
吉 林	2020	2420	2900	2460	四 川	1930	2330	2790	2350
黑龍江	2020	2420	2900	2460	貴 州	1970	2370	2850	2410
上 海	2440	2840	3320	2880	云 南	1970	2370	2850	2410
江 蘇	2420	2820	3300	2860	陜 西	1600	2000	2480	2040
浙 江	2430	2830	3310	2870	甘 肅	1690	2090	2570	2130
安 徽	2350	2750	3230	2790	寧 夏	1770	2170	2650	2210
江 西	2220	2620	3100	2660	青 海	1530	1930	2410	1970
山 東	2240	2640	3120	2680	新 疆	1410	1810	2290	1850
河 南	2270	2670	3150	2710

 
北京天然氣分類價格（單位：元/立方米）

用氣分類		2013	2015
家庭		2.28	2.28
工商業	工業	3.23	3.78
	公共服務	3.23	3.78
發電（含供暖、制冷）	供暖	2.67	3.22
	制冷	2.67	3.22
	熱電聯產	2.67	3.22
壓縮天然氣	母站	2.62	3.17
	子站	5.12

 
美國分類天然氣價格

氣價	單位	進口管道氣價	門站	發電	工業	商業	居民
價格	美元/千立方英尺	4.44	5.16	4.58	5.52	8.52	9.98
	人民幣/立方米	0.781	0.907	0.805	0.971	1.498	1.755
價差	美元/千立方英尺		0.72	0.14	1.08	4.08	5.54
	人民幣/立方米		0.127	0.025	0.190	0.717	0.974

 
 
 
 
國內主要氣田到城市門站價格

產地	元/立方米	到北京輸氣價格	到上海輸氣價格
川渝氣田	1.505	1.195	1.375
長慶油田	1.355	1.345	1.525
青海油田	1.29	1.41	1.59
新疆各油田	1.215	1.485	1.665
其他油田	1.61	1.09	1.27
忠武線	1.541	1.159	1.339
陜京線	1.46	1.24	1.42
川氣東送	1.51	1.19	1.37

 
產地LNG價格

地區	美元/百萬BTU	人民幣/立方米
中東	6.7	1.442
遠東	7.85	1.690
澳大利亞	6.87	1.479

 
亞洲LNG到岸價格

國家	美元/百萬BTU	人民幣/立方米
中國	7.28	1.567
日本	7.4	1.593
韓國	7.35	1.582
中國臺灣	7.3	1.571

 
進口陸上管道天然氣數據（單位：億立方米）

管道	入關地點	項目投運	管線長度	輸氣量
中亞管道A	新疆霍爾果斯	2009年12月	1833	300
中亞管道B	新疆霍爾果斯	2010年4月	1833
中亞管道C	新疆霍爾果斯	2016年	1833	250
中亞管道D	新疆烏恰	2017年	1000	300
中俄東線	黑龍江黑河	2018年	2680	380
中俄西線	新疆北疆	2020年之前	2600	300
中緬管道	云南瑞麗	2013年5月	1727	120
中蒙煤制氣管道	內蒙二連浩特	2019年	950	120
合計				1770

 
 
進口LNG數據

進口方	氣源	供應量 （萬噸年）	氣量 （億方）	合同年限 （年）	簽署時間	接收站	第一船期
中海油	澳大利亞西北大陸架	330	44.72	25	2003.11	廣東大鵬	2006.6
	印尼東固	260	35.23	25	2006.9	福建莆田	2009.5
	馬來西亞蒂加	300	40.65	25	2006.7	上海洋山	2009.10
	卡塔爾II	200	27.1	25	2008.6	多站	2009
	道達爾	300	40.65	15	2009.1	多站	2010
	澳大利亞昆士蘭柯蒂斯	360	48.78	20	2009.5		2014
	澳大利亞昆士蘭柯蒂斯	800	108.4	20	2010.1		2014
	道達爾	100	13.55		2014.3
	BP	150	20.33	20	2014.6
中石油	伊朗	300	40.65		2007.12
	BP+奧德賽	400	54.2	20	2007
	卡塔爾IV	300	40.65	25	2008.4	江蘇	2011
	澳大利亞高更（殼牌）	200	27.1	20	2008.11	大連	2011
	澳大利亞高更（埃克森）	225	30.49	20	2009.3		2014
	俄羅斯亞馬爾	300	40.65	25	2014.5		2017
中石化	巴布亞新幾內亞（美孚）	200	27.10	20	2009.12	山東青島
	澳大利亞太平洋（康菲）	430	58.27	20	2011.2
	加拿大（馬油）	480	65.04	20-25	2014.3		2018
合計		5635	763.54

 
中國天然氣供氣平衡表（單位：億平方米）

項目	2010	2014	2015目標	2020低目標	2020中目標	2020高目標
天然氣供應能力	1179	2346	3159	4383	5661	6580
天然氣消費量	1269	1800	2450	4000	4300	5000
國內天然氣產量	1115	1751	2181	2676	3436	4086
常規天然氣(含致密氣）	949	1308	1385	1500	1850	2000
煤制天然氣	0	7.9	180	300	500	700
煤層氣	15	36	160	150	150	200
礦井瓦斯抽采量	61.72	170	155	150	200	200
頁巖氣	0	13.3	65	300	400	600
海上天然氣		36	36	36	36	36
生物質天然氣	90	180	200	240	300	350
國外天然氣進口量	154	595	978	1707	2225	2494
其中進口LNG	106	265	568	657	725	844
進口管道天然氣	48	330	410	1350	1500	1650