天然气下游市场和定价机制亟待进一步完善-华南理工大学.docVIP

天然气下游市场和定价机制亟待进一步完善华 贲 (华南理工大学天然气利用研究中心，广东 广州 510640) 尽快拓展天然气下游市场对“十二五”经济发展极为重要 “十八大”2020年实现“小康”的目标中国经济增速还将7.5% / 年左右如果能源弹性系数能够保持过去30年的0.6，能源供应还必须以4.5%/年的速度递增，即每年多耗能1.7亿tce左右。逐步提高的可再生能源发电占比要求天然气电调峰 再者，替代汽柴油用作交通运输燃料抑制石油对外依存度过快攀升 最后，天然气是近10-20年大幅度提高能效，CO2排放中美两国工业和建筑物终端用能分布和效率的比较 表 中美两国工业和建筑物终端用能分布和效率的比较 [3] 项目 在工业和建筑物终端用能中所占比例，% 能效，% 终端% 电，% 燃料，% 其中油气 其中煤 美 40 36.5 63.5 91 9 77.5 中 60 23.5 76.5 28.2 71.8 52.5 天然气下游市场拓展的症结在哪里？ 发电和能源 工业燃料 建筑物燃料 民用燃气 工业原料 运输燃料 2009/ 1千亿* 20 23 7 20 20 10 2020/2.6千亿 25 25 10 20 5 15 * 为国家统计局数据 表2左侧的3类市场分别替代原来用的LPG、石油烃类（如制氢的石脑油）和汽柴油，在价格上天然气对于它们有显著的竞争力。只要政府的政策、规划、规范到位，就完全可以按照市场机制快速拓展。但右侧将占天然气耗量大部分的3类市场，在当今中国就是替代原来用的工业和建筑物燃料的煤。这是一个不可回避的事实。在目前，传统燃煤锅炉改烧天然气，企业都难以承担；广东除了燃用进口澳大利亚低价LNG的机组之外，所有天然气发电都亏损，依靠从电力大用户额外收费来补偿。照此下去到2015年规划的2600亿m3/a之中一半以上是难以依靠市场机制拓展用户的。 问题的关键在于在中国由计划经济向市场经济的转型中最后一个领域---能源价格机制,还未完成。煤碳和石油价格已经市场化；但是天然气和电价格仍按计划机制由国家指定。不说“市场煤VS计划电”导致煤电亏损；且说天然气与煤的等热值比价，世界其它国家普遍低于2，而中国却高达2.5以上；于此同时，天然气电上网的“标杆电价”又压得很低。这就是天然气下游市场拓展的症结。 三、2100年12月天然气价改试点方案开了个好头，但出现新的矛盾 2100年12月天然气价改试点方案开了个好头—0.278元/m3；获城市“特许经营”的燃气公司再加收0.2—0.3元/m3。所有天然气发电项目将需承担3.2 — 3.3元/m3的气价。按此计算，“十二五”规划、正在建设的20多GW天然气发电上网含税成本价将近0.9元/kWh，比“标杆电价”0.56元/kWh高出0.3元/kWh以上。谁为20GW × 4000h/a = 800亿kWh/a所需要的至少240亿/a电价“补贴”埋单？那些原来烧煤的工业蒸汽用户改用天然气面临是亏损谁来贴补？这是博弈的强势一方所不顾的。也是价改方案制订时没有想到的。但是，不解决这个问题，中国天然气下游按照市场经济规律快速拓展已经成为不可能了。 各个集团为自己的利益博弈是很自然的现象。问题出在价改方案本身缺乏细致的实施细则上。因此，国家发改委和能源局亟需进一步明确对“市场净回值法”需明确“门站”、气源、自然垄断与行政垄断、管输费用计算等办法多一层交易就多一次交易成本，包括增值税、财务费用利润进一步完善天然气下游市场和定价机制的办法和效果 省级管网公司的定位职能 “大用户”的定义是：1）、城市燃气公司，2）、百MW级电站和冷热电联供调峰能源站，3）、大型过程工业（包括作为燃料和原料）4）、L/CNG燃料供应商的L/CNG供应母站。⑸、配合智能电网建设，先期执行天然气调峰发电分时上网电价机制优先发展区域型商业终端供能成本城市燃气公司管网的终端用户：1）、居民家用燃气，2）、商业和公共机构用户，3）、10MW以下小型工业和冷热电联供能源站。因城市中、低压燃气管网和计量设施投资强度较大，管理费用较高，三类终端用户的气价在省门站价基础上增加的部分须按燃气公司供汽项目成本加利润。2007年美国天然气下游市场价格 门站价 发电 工业 商业 居民 25 0.25 0.272 0.40 0.451 ($/m3) 下游价改带动天然气全产业链的改革 以规定各省最高门站价为契机，开放天然气上游出厂（进口）价格逐步理顺中游环节的市场机制天然气下游价格完全市场化的时机 参考文献（略）