广东工业天然气价格走势最新消息_广东工业燃料有限公司

1.年天然气供需形势分析

2.广东工业企业对石油和天然气的依存情况

3.与天然气有关的股票有哪些

4.现行煤层气定价机制

5.a股天然气股票有哪些

6.西气东输二线工程管道西端连接的国家

因为超负荷的电力使用导致的供应不足。

由于高温天气和经济复苏的双重现实需求，导致居民用电和工业用电都达到了系统所能承受的最高点，如果不错开高峰期的话，很难保证电力系统会持续稳定的输出，为了更好的疏解这一难题，电力部门除了错峰外，还积极从能源着手，发放了不少补贴福利，以求安稳民心。

一、居民用电量持续攀升

北极冰融化，珠峰半山腰长出嫩草，南方的冬天终于感受到了白雪缤纷的喜悦，然而这一切的天气异常都是全球变暖恶化带来的征象。再将时间推进到今年来看，暴雨，台风，多地区僵持不下的高温天气都给民众们的生活和安全带来了很多危害。而在高温天气下，风扇，空调，热水器则成为了降温法宝，但是它们的启动都需要电力的支持，如果按照平时稳定且持续的用电量来计算的话根本就不会对电力系统施加过多压力，然而连月来每天持续大额的激增式电力输出必然会让系统不堪重负，只好出此计策。

二、工业用电量超负荷

在全民窝在家中的的特殊时段里，对工业和某些制造行业的需求可以说几乎到了停滞的状态，行业需求受挫自然不用耗电生产，可以说那时的电力供应完全是绰绰有余的，待到安稳度过那段时期后，大部分的工厂为了讲求效率基本上都是日夜不停歇的赶工，电表数额蹭蹭蹭的往上涨，这对于经济复苏来说是好现象，但是电力系统的确是有些吃不消了。

三、资源价格上涨

天然气作为居民日常使用最多的能源原本的价格还是非常亲民的，一是因为政策调控，而是因为可供应的储备量远远大于需求，然而多国的持续高热天气和大额用电一下子就把仓库几乎搬空了。

而出于对环保因素的考量国际上也不计划继续批准新公司进行开采，也就是说之后就要限量使用了，而煤炭的价格也随之暴涨，其他资源在电力系统方面给也使不上力，这就使得足量供应出现了困难，如果不错开的话很容易造成系统瘫痪，修复困难可想而知。好在官方已经积极增加供给，密切关注天气情况以便在当地电力供应不足时及时有效的从西电调配，最大程度上保持及时有力的输出。

年天然气供需形势分析

本条例适用于本省行政区域内燃气规划编制、燃气设施建设与保护、燃气经营与服务及燃气安全管理等相关管理活动。

天然气开采、液化石油气的生产、燃气的槽车（船舶）运输和港口装卸，近海天然气终端，作为发电、工业生产原料的燃气使用，以及沼气、秸气的生产和使用，不适用本条例。 燃气事业的发展，应当遵循统筹规划、配套建设、安全便民、节能高效和保障供应的原则。

第四条

省人民政府应当建立全省燃气储备制度。县级以上人民政府应当建立燃气供应应急保障机制。 省人民政府建设行政主管部门负责全省的燃气管理工作。

县级以上人民政府燃气行政主管部门负责本行政区域内的燃气管理工作。

县级以上人民政府其他有关部门在各自的职责范围内，依法做好燃气管理的相关工作。 省人民政府建设行政主管部门应当会同有关部门，依据国民经济和社会发展规划、土地利用总体规划、城乡规划和能源规划，结合全省燃气总量供需情况，组织编制全省燃气发展规划并报省人民政府批准后组织实施。

县级以上人民政府燃气行政主管部门应当会同有关部门，依据国民经济和社会发展规划、土地利用总体规划、城乡规划、能源规划以及上一级人民政府燃气行政主管部门编制的燃气发展规划，组织编制本行政区域的燃气发展规划，报本级人民政府批准后组织实施，并报上一级人民政府燃气行政主管部门备案。

燃气发展规划因经济社会发展需要确需修编的，应当按照原编制审批程序报送审批并备案。

燃气发展规划的内容应当包括燃气气源、供气方式和规模、燃气设施布局和建设时序、燃气设施建设用地和保护范围、燃气供应保障措施等。 燃气设施建设应当符合燃气发展规划。

新区建设、旧区改造应当按照城乡规划和燃气发展规划，配套建设燃气设施或者预留燃气设施配套建设用地。预留的燃气设施配套建设用地，未经法定程序批准，不得改变用途。

城乡规划主管部门对燃气发展规划范围内的燃气设施建设工程，依法需要核发选址意见书的，应当征求燃气行政主管部门、公安消防机构的意见；不需要核发选址意见书的，在核发建设用地规划许可证或者乡村建设规划许可证前，应当征求燃气行政主管部门的意见。

在管道燃气已覆盖的区域内不得新建小区气化站、瓶组站。 燃气经营实行许可制度。企业从事燃气经营活动应当具备下列条件：

（一）符合燃气发展规划要求；

（二）有稳定、可靠并符合国家标准的燃气气源；

（三）有符合国家标准的燃气设施；

（四）有符合安全要求的固定经营场所；

（五）企业的主要负责人、安全生产管理人员以及运行、维护和抢修人员经专业考核合格；

（六）有健全的燃气经营管理体系、安全管理制度和安全事故应急预案；

（七）有与其经营规模相适应的抢险抢修能力、风险承担能力和赔付能力；

（八）符合法律、法规规定和国家标准要求的其他条件。

企业从事燃气经营活动应当向经营所在地城市的市人民政府燃气行政主管部门提出申请，燃气行政主管部门应当自受理申请之日起二十日内完成审查。经审查，符合条件的颁发燃气经营许可证；不符合条件的，书面通知申请人并说明理由。

个体工商户需要继续经营瓶装燃气供应的，应当加入已取得许可的燃气经营企业，作为该企业的瓶装燃气供应站，并纳入该企业的燃气经营和安全管理体系。 燃气经营许可证的有效期为五年。燃气经营许可证应当载明企业名称、注册地址、经营范围、供气区域、许可证有效期、法定代表人、主要负责人、安全技术负责人，以及燃气接收站、储存站、储配站、燃气汽车加气站、瓶装燃气供应站的名称、地点等事项。

燃气经营企业负责对燃气接收站、储存站、储配站、燃气汽车加气站、瓶装燃气供应站的管理，并承担相应的法律责任。 取得燃气经营许可证的燃气经营企业新建、改建、扩建燃气接收站、储存站、储配站、燃气汽车加气站、瓶装燃气供应站的，应当按照国家规定的工程建设程序报建。在燃气设施竣工验收备案后三十日内，向原审批机关提出申请办理燃气经营许可证变更手续。经审查符合法定条件的，原审批机关应当依法予以办理。

撤销燃气接收站、储存站、储配站、燃气汽车加气站、瓶装燃气供应站的，应当向所在地燃气行政主管部门提出申请，经批准后方可撤销。 燃气经营企业不得有下列行为：

（一）给报废、超期未检和不合格的气瓶充装燃气；

（二）给残液量超过规定的气瓶充装燃气；

（三）给非自有气瓶或者技术档案不在本企业的气瓶充装燃气；

（四）掺杂、掺假，以假充真，以次充好，充气量的误差超过国家规定标准；

（五）使用不符合国家标准、未经计量检定合格的计量装置；

（六）超出经营许可范围经营；

（七）给未获得经营许可的经营者提供用于经营的气源；

（八）法律、法规和国家标准、行业标准规定禁止的其他行为。 从事燃气器具的安装、维修业务的企业，应当依法取得相应资质。

燃气器具的安装维修质量应当符合国家标准。燃气器具安装维修企业不得安装不符合国家标准或者与气源不适配的燃气器具，不得维修达到报废年限的燃气器具。

燃气行政主管部门应当定期公布具备安装维修资质的企业目录。 县级以上燃气行政主管部门应当建立健全监督管理制度，对燃气经营企业的经营活动、服务情况以及设施安全进行监督检查，并将监督检查结果向社会公布，督促不符合要求的企业对存在的安全隐患进行限期整改。

县级以上燃气行政主管部门应当建立燃气经营企业的诚信档案和不良行为公示制度，记录燃气经营企业、燃气器具安装维修企业的违法、违规行为，并向社会公布。

广东工业企业对石油和天然气的依存情况

一、国内外资源状况

(一)世界天然气资源状况

截至2009年底，世界天然气剩余探明储量为187.49万亿立方米(表1)，比上年增长1.0%。按当前开采水平，世界天然气剩余储量可供开采年限为62.8年。资源主要集中在俄罗斯和中东地区。按地区来说，中东是世界上天然气资源最丰富的地区，拥有76.2万亿立方米，占世界的40.6%。从国度来看，俄罗斯天然气探明储量为44.38万亿立方米，占世界储量的23.7%，居世界第一位;伊朗天然气探明储量为29.61万亿立方米，占世界天然气储量的15.8%，居第二位;卡塔尔的天然气储量为25.37万亿立方米，占世界储量的13.5%，排名第三位。以上三国占世界天然气总储量的53.0%(图1)。同时，根据2009年度各国生产量计算，俄罗斯的剩余可采年限为84.1年，是主要天然气资源国中剩余可采年限最长的。已有数据显示，目前世界天然气储量基本保持增长态势，但增幅不大，近10年的平均年增幅不超过3.0%。

图1 2009年世界天然气探明可采储量分布

表1 2009年世界主要国家天然气资源储量分布

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010，7

(二)我国天然气资源状况

截至2009年底，我国天然气剩余技术可采储量为3.7万亿立方米(其中，剩余经济可采储量为2.8万亿立方米)，比上年增长8.8%。天然气采出量840.7亿立方米，新增探明技术可采储量3861.6亿立方米。新增探明技术可采储量主要来源于中石油长庆苏里格(1127亿立方米)、中石油塔里木塔中Ⅰ号(888亿立方米)、中石油西南合川(501亿立方米)、中石化西南新场(484亿立方米)、中海油深圳荔湾3－1(344亿立方米)和中石化华北公司大牛地(111亿立方米)。近年来，我国天然气剩余技术可采储量保持较稳定的增长态势，2009年度比上年增长8.8%。但我国天然气储量具有分布不均匀、品质不理想的特点，勘探开发难度较大，生产成本较高(表2;图2)。

2009年度全国主要矿产品供需形势分析研究

图2 2009年我国天然气剩余经济可采储量分布

表2 2009年我国天然气储量分布单位:亿立方米

图3 2000～2009年我国天然气剩余(技术)可采储量变化

我国天然气资源开发在近几年一直处于发展壮大的过程中。天然气资源的勘探投入逐年增加，并不断发现新的资源储量，2009年天然气剩余技术可采储量比上年增长8.8%(图3)。从现有的情况看，未来一段时期内，我国天然气资源的储量还会进一步增加。一方面，我国天然气资源的勘查程度低，还有很大的勘查前景;另一方面，我国能源需求的潜力巨大，而且在油气资源体系内部，石油资源缺口大，天然气在很大程度上可以弥补这个缺口，同时天然气作为清洁能源，其本身具有很好的开发潜力。

二、国内外生产状况

(一)世界天然气生产状况

受全球金融危机影响，2009年世界天然气产量出现下降趋势，总产量约为2.99万亿立方米，同比减少2.4%。美国和俄罗斯仍然是主要天然气生产国，2009年两国的天然气产量占世界总量的37.5%。但俄罗斯在2009年度的产量出现较大幅度的下降，高达12.3%，而美国仍有3.3%的上涨幅度。主要原因是俄罗斯是天然气输出大户，境外需求占其总需求的比重较大，因受全球经济危机影响，境外需求乏力，导致国内产量下滑。而美国的天然气供应部分需要依靠进口，所以国内天然气产量受影响较小。另外，在产量排名前十位的国家中，增长幅度较大的国家是伊朗和卡塔尔，分别达到12.8%和16.0%(表3)。

表3 2004～2009年世界天然气生产情况

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010

从区域上看，中东和亚太地区仍为主要增长区域，2009年度中东地区天然气产量达到4072亿立方米，比上年增长6.5%;亚太地区产量为4384亿立方米，比上年增长5.2%，增长点主要来源于印度和澳大利亚，两国分别增长28.9%和11.0%。

(二)我国天然气生产状况

我国天然气产量一直保持增长的势头，2009年我国天然气产量达到830亿立方米(表4;图4)，同比增长7.7%。从地区分布看，我国天然气产量主要集中在西部地区。数据显示，中国石油集团的长庆、塔里木和西南三大气田(企业)为天然气主要供应地，合计占全国总量的62.7%，而且国内天然气产量80%以上集中在中国石油集团，2009年度中国石油集团天然气产量共有683.20亿立方米，比上年增长10.7%。另外，中国石化集团、中国海洋石油总公司各有83.28亿立方米和74.77亿立方米的产量。

表4 2004～2009年我国天然气生产情况

资料来源:中国石油天然气集团公司;中国石油化工集团公司;中国海洋石油总公司;中国石油和化学工业协会

注:“全国合计”数据来源于国家统计局，统计口径略有出入。

图4 2000～2009年我国天然气生产和消费变化

从近几年天然气产量增长趋势看，我国各地区表现不一。在2009年，三大产地之一的长庆天然气产量，比上年增长31.8%，连续几年保持高增长态势;另外塔里木气田也呈现较好的增长态势，但2009年的增长幅度放缓，只有4.1%;排名第三位的西南气田，近几年产量基本保持稳定，2009年有小幅增长(1.3%)。而其他生产地区产量相对较小，部分气田(企业)已呈逐年减产的态势。从全国的产量变化趋势上观察，近几年我国天然气产量增幅在逐年放缓，已从2005年的21.9%下降到2009年的7.71%。

三、国内外消费状况

(一)世界天然气消费状况

2009年，世界天然气消费量达到29404亿立方米，同比下降2.3%。在此前的2001～2008年中，世界天然气消费量保持增长的态势，平均增幅2.78%。消费量最大的国家仍为美国，2009年消费天然气6466亿立方米，比上年略有下降。俄罗斯作为天然气生产大国，其本国消费也有3897亿立方米，居世界第二位。排名第三位的国家是伊朗，2009年消费量为1317亿立方米，增长幅度较大，达10.4%(表5)。

表5 近年世界天然气消费情况

续表

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2010

从区域上看，欧亚大陆和北美是全球两个主要天然气消费地区，2009年各占全球消费总量的35.9%和27.8%。但因全球金融危机影响，比上年度都有不同程度的下降(分别下降6.8%和1.2%)。而亚太和中东地区仍保持增长势头，比上年分别增长了3.4%和4.4%。

(二)我国天然气消费状况

2009年，我国天然气表观消费量为874亿立方米，增长8.3%。加上国内经济继续保持稳健的步伐，能源消费需求也将不断攀升，作为能源发展的一个重要组成部分，天然气消费量也将进一步增加。“九五”期间，天然气的消费增长量是101.7亿立方米，年均增长率为9.57%;“十五”期间消费增长量已高达246.4亿立方米，年均增长率高达12.91%。统计数据显示，2008年我国天然气消费主要集中在工业领域，占全部消费量的65.4%，这个巨大的消费量主要由其下的制造行业产生，达到337.92亿立方米。其次是采掘业，达到109.67亿立方米，但从发展趋势看，采掘业在消费中所占比重已在减少。除工业部门外，生活消费领域也有170.12亿立方米的消费量，同比出现很大幅度增长(27.54%)(表6)。从天然气消费领域的比重上分析得出，除建筑业消费比重在降低，其他领域的消费量都在增长。从消费地区结构上看，我国天然气消费以产地消费为主，主要集中在西南、东北、西北地区，即四川、黑龙江、辽宁、新疆，占全国消费量的80%以上。目前，随着管道建设的开展，北京、天津、重庆、成都、沈阳、郑州和西安等许多大中城市都用上了管道天然气。

表6 2003～2008年我国天然气消费结构单位:亿立方米

资料来源:中国统计年鉴，2003～2008

人均消费量稳步提高，但消费量依然很少，2008年，人均消费量为12.8立方米(中国统计年鉴)，比上年增长17.43%。同时，我国天然气总消费量在世界上所占份额也很少，与我国众多的人口极不相称。2009年，我国天然气消费量占世界天然气总消费量的3.0%(BP数据)，有进一步上升的空间。

四、国内外贸易状况

(一)国际天然气贸易状况

2009年，全球天然气贸易创历史新高，贸易总量高达8765.4亿立方米，管道天然气和LNG(液化天然气)贸易量分别为6337.7亿立方米和2427.7亿立方米。LNG贸易量创历史新高，其中亚洲增长潜力最大，贸易量达1522.7亿立方米。管道天然气贸易依然以欧洲地区为主，2009年其贸易量为4443.8亿立方米，占管道天然气贸易总量的70.1%。

2009年，受世界经济不景气影响，排名世界前三位的LNG进口国日本、韩国和西班牙，贸易量都有6.0%左右的下降幅度，但其合计进口量仍超过全球进口总量的60%。美国经过2008年的低谷后，LNG进口量开始回升。增长势头较好的国家是印度、中国和英国，中国和印度作为新兴经济体，近年对外能源的依赖程度越来越高，未来还有增长的势头;英国作为西欧大经济体，国内能源供应不足，能源进口的压力长期存在，发展LNG进口可能是其一个重要选择(表7)。

表7 2004～2009年世界LNG主要进口/入境国家和地区

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

在管道天然气贸易进口方面，2009年进口量最多的是美国、德国和意大利，分别达到930.3亿立方米、888.2亿立方米和664.1亿立方米，三个国家合计占全球管道天然气进口量的39%。另外，法国、俄罗斯和英国都有300亿立方米以上的进口量。年度增幅最大的国家是加拿大和阿联酋，分别达到24.8%和12.0%。在2009年，管道天然气进口量出现较大幅度下降的国家是美国、意大利、英国、土耳其和比利时，降幅都在10%以上，其中，比利时下降幅度高达17.8%(表8)。

表8 2004～2009年世界管道天然气主要进口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

管道天然气出口方面，俄罗斯依然是最大的出口国，在2009年达到1764.8亿立方米，比上年增长14.3%，占管道天然气出口总量的27.8%。其次是挪威和加拿大，分别有957.2亿立方米和922.4亿立方米的管道天然气出口量，加拿大近年来出口量一直在1000亿立方米左右，2009年比上年下降10.6%。而挪威的出口量一直保持增长态势。另外，2009年荷兰、阿尔及利亚和美国分别有496.7亿立方米、317.7亿立方米和294.6亿立方米的管道天然气出口量，分别排在世界的第五、第六、第七位。土库曼斯坦正在实施天然气出口多元化战略，出口势头发展较好，在2009年度管道天然气出口已达到167.3亿立方米，增幅较大(表9)。

在LNG出口方面，2009年全球出口总量是2427.7亿立方米，与管道天然气出口趋势一样，LNG的全球出口量一直保持增长的态势，年度增幅达7.2%。在2009年世界LNG出口中，卡塔尔的出口量最大，达到494.4亿立方米，增幅也最大，高达24.6%。其次是马来西亚和印度尼西亚，LNG出口量分别达到295.3亿立方米和260.0亿立方米，分别居二、三位，但是从出口发展趋势看，两国未来增长空间较小，印度尼西亚基本上呈现逐年下降的趋势。另外，受全球金融危机的影响，部分LNG出口国受到较大的影响，其中表现较为明显的是尼日利亚，降幅高达22.2%(表10)。

表9 2004～2009年世界管道天然气主要出口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

表10 近年世界LNG主要出口国家

资料来源:BP Statistical Review of World Energy，2005～2010

(二)国内天然气进出口贸易状况

2009年，石油气及其他烃类气(简称液化石油气，下同)进口量达969万吨，比2008年增长63.0%;进口金额为约34亿美元，比上年增长16.4%;减去出口317万吨，2009年我国液化石油气净进口652万吨。我国石油气主要以进口为主，在近十几年，只有1997年出现了净进负值，主要是由于1996年经济泡沫的影响，此后几年中净进口量总体上保持增长的势头(表11)。近几年我国LNG进口方面也有了新的发展。2006年我国首批进口的液化天然气进入广东省的液化天然气接收终端;2007年广东LNG项目正式投入商业运营，该年我国进口LNG291万吨，是2006年进口量的3倍多，其中248万吨为澳大利亚西北大陆架项目的长期合同供货，约占进口总量的85%，平均价格为206.16美元/吨。2009年我国液化天然气进口量达553万吨，同比增长65.8%，进口金额为12.87亿美元，同比增长38.2%。

据预测，到2020年，我国天然气供应中有49%来自进口，其中39%将来自液化天然气进口，10%来自俄罗斯和中亚国家的管道天然气进口。

出口方面，2009年，我国天然气出口232.5万吨，比上年下降1.1%，出口金额近5亿美元，同比增长4.3%。

表11 2006～2009年我国石油气进出口情况

资料来源:中国海关统计年鉴，2006～2009从进口国度上看，我国2009年石油气进口的主要来源国是澳大利亚、伊朗、卡塔尔、马来西亚和阿联酋，从以上5个国家进口的量占进口总量的77.5%(表12);澳大利亚是我国石油气资源进口的主要来源地，进口量达到385万吨，占总进口量的39.7%，比上年增长36.0%;卡塔尔是我国石油气进口增长幅度最大的国家，2009年的进口量比上年增长323%;俄罗斯则实现了零的突破，未来增长潜力较大;科威特则出现逐年下降的态势，2009年从其进口26万吨，比上年减少49.0%。

从进口的区域看，除了澳大利亚这个最大进口源以外，其他具有重要地位的进口源主要集中在中东地区和非洲的阿尔及利亚等地，亚洲的主要进口对象为印度尼西亚。从进口的对外依存度上评估，澳大利亚所占比例过重，有必要进一步扩大其他地区的进口量，以降低对外进口集中度，降低资源供应风险。根据目前的进口区域分布情况，我国应加强与这些地区的政治外交，扩大与中东和中亚国家的油气资源合作，并结合国内LNG接收站的建设发展，逐步分散进口区域，降低风险。

表12 2006～2009年我国石油气进口主要来源

资料来源:中国海关统计年鉴，2006～2009

五、天然气价格走势分析

1990～2009年，世界LNG价格总体上呈上升态势(图5)。2008年，国际天然气价格达到历史最高水平。之后，受金融危机的影响，全球天然气贸易受到冲击，价格回落，回归到理性水平。以日本LNG到岸价格为例，2009年为9.06美元/百万英热单位。随着2010年全球经济回暖，未来LNG进口价格将会保持增长势头。

图5 ～2009年日本LNG到岸价格

2009年，管道天然气价格也出现较大幅度的回落，全球四大天然气交易中心统计数据显示，其交易价格均出现不同程度的下降，其中，加拿大的亚伯达和美国的亨利中心价格下降幅度最大，基本回到2003年的水平。相比之下，欧盟的到岸价格下降幅度稍小些，主要是因为欧盟地区是天然气进口大户，缺口较大，能在一定程度上支撑价格基本面(图6)。

图6 ～2009年世界天然气价格

我国天然气行业现行的定价政策以成本加成法为基础。随着天然气行业的不断发展，根据天然气资源供不应求的现状和市场结构的变化，天然气定价政策几经调整，基本呈现出在政府监管下市场定价的基本特征，从考虑天然气生产企业成本水平，又适当考虑市场用户承受能力的角度出发，我国天然气行业现行定价政策被概括表述为:以成本加成法为基础，适当考虑市场需求的定价方法，出厂价为政府定价，天然气管道输送价格为政府指导价并采取老线老价、新线新价的定价政策。为了改变现有价格体系，政府已着手开展天然气定价改革，改革方向是与国际接轨。

六、结论

(一)世界天然气供需趋势

世界天然气的供应，从20世纪90年代至今，基本保持较为平稳的增长趋势。全球能源需求量的不断扩大、天然气资源探明储量的不断增加，又给天然气供应市场的发展带来了新机遇。1990年，世界天然气供应量只有19918亿立方米，到2008年供应量已达到30607亿立方米，增长53.7%，虽然2009年受金融危机影响，供应量有所下滑，但未来仍呈增长态势。同时，在当前石油能源供应紧张的形势下，天然气的勘探与开发力度不断加大，进一步促使天然气在21世纪充当重要能源角色，使其供应量持续增长。

在需求方面，随着全球能源需求量的不断扩大，天然气因其具有洁净、环保等优势，需求量一直保持稳步增长，成为能源消费结构中的重要角色。1990年，世界天然气需求量只有19817亿立方米，到2009年已达到29403亿立方米。

在供需平衡上，天然气一直较为平衡，例如，2009年世界天然气有466亿立方米富余量。预计未来几年内，天然气的供需依然能保持平衡。

(二)我国天然气供需趋势

近几年，我国天然气的供应能力有所加强，天然气的生产量和进口量都在不断增加，2001～2009年，供应量年均增长率达到13.34%，增长势头较好。在需求方面，我国天然气近几年保持不断增长的态势，2001～2009年的年均增长率达到15.24%，2009年达到880亿立方米。

从近10年的进出口情况看，我国的天然气净进口量在不断扩大，进口方式有了扩充，特别是LNG进口有了较快的发展，2006年，LNG进口进入了一个新的纪元，与境外合作进入新的阶段，2009年度我国LNG进口553万吨，同比增长65.8%。管道天然气进口也取得了突破，2009年12月14日，我国首条跨国天然气管道———中亚天然气管道投产，引自土库曼斯坦等国的天然气将达300亿立方米/年。

天然气消费区域继续扩大。截至2009年底，我国已建成的天然气管道长度达3.8万千米，初步形成了以西气东输、川气东送、西气东输二线(西段)以及陕京线、忠武线等管道为骨干，兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家级基干输气管网;同时，江苏LNG和大连LNG项目进展顺利，浙江LNG项目获国家核准，进口LNG资源不断落实，形成了天然气资源供应的新格局，天然气消费市场扩展到全国30个省(自治区、直辖市)、200多个地级及以上城市。

从未来的能源消费结构及发展趋势看，我国天然气依靠本国生产供应的压力较大，必须结合进口及境外开采等方式，来保障我国天然气的供应平衡与市场稳定。从进口的源头与方式上看，我国在近几年有了新的突破，管道进口方面，与俄罗斯和中亚等国有了新的协议与合作，LNG进口方面，沿海地区接收站点建设步伐较快，发展势头良好，相信在未来的能源供应格局上可以起到促进全局合理化的作用，一方面拓宽沿海城市的资源供应方式，另一方面缓解远途管道供应的压力。

(余良晖)

与天然气有关的股票有哪些

广东工业企业对石油和天然气的依存因疫情有影响。

受新冠肺炎疫情突发影响，全球经济急剧恶化，产业链、供应链遭受重挫，石油和化工行业在积极推进企业复工复产的努力之下，行业经济运行迅速终止了下滑局面，呈现稳定恢复态势，经济结构明显改善，增长动力不断集聚，市场有效需求逐步回暖，主要经济指标企稳向好。但油气开采业效益恶化，原油对外依存度较高问题仍然严峻，国际宏观经济环境依然严峻复杂。

广东天然气供需基本平衡，基本能满足现有天然气用户的正常用气需求。但由于气源较为单一，管网建设尚不完善，储气调峰设施建设滞后等，天然气供应容易受到国际天然气市场变化、海上天然气开采气量供应不稳定等因素影响。

现行煤层气定价机制

天然气概念股有以下几个：

1、中国石油：

中国石油广泛从事与石油、天然气有关的各项业务，主要包括：原油和天然气的勘探、开发、生产和销售；原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售；基本石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售；天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。

2、广州发展：

广州发展集团股份有限公司主要从事综合能源节能、环保等业务投资开发和经营，以及能源金融业务.其产品主要有电力、加气混泥土、煤炭、油品、天然气等。公司属下控股子公司广州珠江电力燃料有限公司是广东省最大的市场煤供应商之一。

3、东华能源：

东华能源股份有限公司是一家拥有大型液化石油气冷冻储运批发基地的合资企业,公司的主营业务为高纯度液化石油气的生产加工与销售,主要产品有工业燃气、民用液化气、车用燃料、烯裂解原料等。

其产品作为燃料广泛应用于对燃烧品质要求较高的工业领域。公司连续多年占据中国进口液化气市场4.8%以上的份额,进口液化气数量连续三年位居全国前七名。

4、中天能源：

长春中天能源股份有限公司主营业务为天然气（包括CNG和LNG）的生产和销售，天然气储运设备的开发、制造和销售，海外油气资产的并购、投资及运营，海外天然气及原油等相关制品的进口分销。公司主要产品有天然气储运设备、天然气汽车改装设备、天然气。

5、杰瑞股份：

烟台杰瑞石油服务集团股份有限公司是一家油田专用设备制造与油田服务提供的企业，业务涵盖油田专用设备的研发、生产、销售、维修服务(含矿山设备)、配件销售(含矿山设备)和油田技术服务等领域。

公司主要从事于油田专用设备制造，油田、矿山设备维修改造及配件销售和海上油田钻采平台工程作业服务。

6、远兴能源：

内蒙古远兴能源股份有限公司是一家主要经营化工产品及其原材料的生产、销售;经销化工机械设备及配件,出口本企业生产的化工产品的公司，所属行业为化工行业。公司主要产品是甲醇及其下游产品等天然气化工产品；纯碱等天然碱系列化工产品；煤炭能源产品。

人民网-民用价格市场化带来行业新动能大单抢筹6只天然气股

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按照国家发展改革委《关于煤层气价格管理的通知》(发改价格［2007］826号)，目前国内煤层气气价由供需双方协商确定，不实行国家定价。这给煤层气带来更大的定价空间。但是，从实际操作来看，目前国内煤层气气价基本上还是参照天然气气价。因此我国天然气定价中存在的问题也将影响到煤层气产业的发展。

我国天然气需求构成是城市燃气、工业原料、化工和电力。国内天然气需求增加最快的是城市燃气，由于这种需求的价格弹性很小。因此，国内天然气消费是卖方市场。

我国现行天然气价格仍然由国家统一定价，实行国家直接调控管理的体制。天然气气价由出厂价和管输费两部分组成。目前，我国天然气终端销售价格由天然气出厂价格、长输管道的管输价格、城市输配价格三部分组成。天然气出厂价格目前实行政府指导价，由国家发改委制定出厂基准价格，供需双方可在上下10%的范围内协商确定。跨省的长输管道的管输价格由国家发改委制定，省内的长输管道的管输价格和城市输配价格由各省省级物价部门制定。

我国天然气价格的管理部门是国家发改委和地方物价部门。天然气出厂价、管输费由发改委制定，城市配送服务费由地方政府下属的物价部门管理。

长期以来，我国天然气价格完全由政府决定，主要采用成本加成法。天然气价格长期背离市场价值。根据广东燃气商会的统计资料，2006年我国天然气管道井口价仅为同期美国、日本的压缩天然气到岸价的29%;终端销售价约0.28元/kcal，比同热值进口液化气终端销售价格低45%。按热值计算，我国天然气价格大大低于替代燃料，如电、原油和液化气的价格。据测算，天然气热值为8000cal/m3，与原油、液化气的热值比分别为1∶1.15∶1.38。2006年，我国原油一、二档平均价格为1020元/t，计划内液化气价格为1200元/t。按照同等热值计算，与原油的比价，天然气价格应为887元/1000m3;与计划内液化气的比价，天然气井口价格应为870元/1000m3。我国现行天然气井口价格仅仅比煤价略高，明显低于同等热值的原油、液化气价格。天然气非市场化的低价格导致了对天然气的过度使用和资源不合理配置，相当程度上造成了资源浪费。如果直接进口化肥或进口氨生产化肥可能更便宜。使用天然气生产化肥而不是用它替代高成本的或进口的天然气，会附带有很高的机会成本。依靠进口的天然气发电，同时拒绝进口较便宜的氨，而且氨更容易储存。天然气生产商被迫以最低的价格把气卖给化肥厂，也打击了生产商的经济性［156］。如我国对现行化肥用气实行低价和计划配额政策，导致天然气企业亏损。2002年西南油气田分公司供应化肥生产用气406586×104m3，和工业用气相比减少销售收入5.48亿元，当年该公司亏损6.41亿元。由于化肥用气计划配额限制了天然气向高附加值行业流动，是该公司发生亏损的主要原因之一。目前，以天然气为原料的尿素生产成本平均已在1200元/t左右，化肥厂生产1t尿素耗气约在600m3。2007年11月8日，国家发改委发布了《关于调整天然气价格有关问题的通知》，提高了工业用天然气出厂基准价格，将工业用户天然气的出厂基准价格每千立方米均提高400元，供化肥用气出厂基准价格不调整，所以化肥生产企业将继续使用相对便宜的天然气。以川渝气田为例，在未调价之前，工业用气和化肥用气的出厂基准价分别为875元/1000m3和690元/1000m3，调整后工业用气基准价已达到1275元/1000m3，而化肥用气仍然为690元/1000m3(表8－1)，二者相差585元/1000m3［157］。

表8－1 全国主要油田化肥用气基准价［157］ 单位:元/1000m3

国际上尿素以天然气为原料的占80%，因此国内以天然气为原料的化肥企业和国际化肥企业比较，美国的尿素吨耗天然气成本在182.3美元，国内的为82.8美元，二者相差近100美元。

近来，我国天然气价格改革已逐步提上议事日程，价格信号是天然气利用政策的一个重要组成部分，对天然气使用以及供需管理发挥着重要作用。由于现行天然气价格较低，造成目前供需矛盾十分突出，尤其是供暖季节，因此，天然气价格市场化改革是一个必然的趋势。

依据国际上天然气价格形成机制的变化趋势分析，我国天然气出厂价格也将逐步市场化。同时可以预计，天然气管输价格在一段时间内仍将实行管制。自2007年10月以来，国际天然气的价格在不断上升，我国关于能源价格改革也提到议事日程，预计国内天然气价格也会上升。随着天然气价格的改革，煤层气价格会作出相应调整。从长远看，国家应当建立天然气和原油价格适度联动的定价机制，以推动煤层气产业更加健康快速的发展。

西气东输二线工程管道西端连接的国家

天然气概念股有以下几个：

1、中国石油：

中国石油广泛从事与石油、天然气有关的各项业务，主要包括：原油和天然气的勘探、开发、生产和销售；原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售；基本石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售；天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。

2、广州发展：

广州发展集团股份有限公司主要从事综合能源节能、环保等业务投资开发和经营，以及能源金融业务.其产品主要有电力、加气混泥土、煤炭、油品、天然气等。公司属下控股子公司广州珠江电力燃料有限公司是广东省最大的市场煤供应商之一。

3、东华能源：

东华能源股份有限公司是一家拥有大型液化石油气冷冻储运批发基地的合资企业,公司的主营业务为高纯度液化石油气的生产加工与销售,主要产品有工业燃气、民用液化气、车用燃料、烯裂解原料等。

其产品作为燃料广泛应用于对燃烧品质要求较高的工业领域。公司连续多年占据中国进口液化气市场4.8%以上的份额,进口液化气数量连续三年位居全国前七名。

4、中天能源：

长春中天能源股份有限公司主营业务为天然气（包括CNG和LNG）的生产和销售，天然气储运设备的开发、制造和销售，海外油气资产的并购、投资及运营，海外天然气及原油等相关制品的进口分销。公司主要产品有天然气储运设备、天然气汽车改装设备、天然气。

5、杰瑞股份：

烟台杰瑞石油服务集团股份有限公司是一家油田专用设备制造与油田服务提供的企业，业务涵盖油田专用设备的研发、生产、销售、维修服务(含矿山设备)、配件销售(含矿山设备)和油田技术服务等领域。

公司主要从事于油田专用设备制造，油田、矿山设备维修改造及配件销售和海上油田钻采平台工程作业服务。

6、远兴能源：

内蒙古远兴能源股份有限公司是一家主要经营化工产品及其原材料的生产、销售;经销化工机械设备及配件,出口本企业生产的化工产品的公司，所属行业为化工行业。公司主要产品是甲醇及其下游产品等天然气化工产品；纯碱等天然碱系列化工产品；煤炭能源产品。

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国内外价差倒逼天然气价格改革

又一条天然气大动脉初步成型。西气东输二线(西段)工程管线主体焊接工程昨天在甘肃瓜州县宣告完工，这标志着西气东输二线西段今年底将用上来自土库曼斯坦的天然气。而西气东输二线南抵广州、深圳等地，2012年全线通气，其中输送往泛珠三角100亿立方米天然气。

而作为我国第一条引入境外天然气的大型管道工程，从土库曼斯坦而来的天然气终端销售价格将远高于西气东输一线(国内油气田)供气价格。那么，如何缩小国内外天然气价差，完善天然气价格形成机制，逐步理顺与可替代能源的比价关系？这些正是目前推进的天然气价格改革的焦点议题。

年底土库曼斯坦天然气入华

昨日，西气东输二线(西段)工程管线主体焊接完工仪式在甘肃省瓜州县举行，为西段年底建成投产、按期接收境外天然气打下基础。

“西气东输二线连接中亚进口气源和国内塔里木气田、吐哈气田、长庆气田等，工程西起新疆霍尔果斯，东达上海，南抵广州、深圳等地。”中国石油天然气集团副总经理廖永远表示，西段工程是指从新疆的霍尔果斯到宁夏的中卫，长2410公里；东段干线指中卫-广东、香港段，长2477公里。2012年全线通气，其中，输送往泛珠三角100亿立方米天然气。

廖永远介绍，西气东输二线工程作为我国第一条引入境外天然气的大型管道工程，西端与在建的中亚天然气管道相连，途经14个省市自治区，南至广州，东至上海，1条主干线和8条支干线总长度近万公里，年输气量300亿立方米，总投资约1500亿元，由中国石油天然气集团承建并运营。这是继西气东输一线、陕京二线、川气东送工程之后我国又一条天然气大动脉。

但这仍赶不上中国天然气需求的增速。据社科院《能源蓝皮书》预计，到2010年和2015年，我国天然气消费将分别达到1500亿立方米和2400亿立方米。国内主要用气城市供需缺口也逐年扩大。随着西气东输二线的建成，标志着中国有望在2011年实现天然气管网化。

第三次天然气价格改革渐行渐近

随着土库曼斯坦的天然气即将通过西气东输二线进入国内，缩小国内外天然气价差，完善天然气价格形成机制，逐步理顺与可替代能源的比价关系，成为最近一次天然气价格改革面对的焦点议题。

据了解，目前西气东输一线的平均气价为0.79元/立方米，到达上海的门站价格只有1.4元/立方米，终端用户价格为2.5元/立方米。

与此相比，西气东输二线输送的天然气来自土库曼斯坦而非国内油气田，需要考虑到国内外的天然气价差。西气东输二线的土库曼斯坦天然气到达中国边境霍尔果斯首站时，其价格就已经超过了2元/立方米。西二线管输费在1.6元/立方米以上，到上海、广东等城市门站价格每立方米至少是3元。如果加上城市配气费，终端销售价格将远高于西气东输一线供气价格。

据了解，目前国内天然气生产企业单位完全成本已经由2004年的600元/千立方米增长到2008年的800元/千立方米。

“上游企业有了赢利空间，才能解决目前勘探开发不足、企业投资不足的问题，为整个市场供应奠定稳定基础。价格不仅是调节供需关系的杠杆，而且是增加探明可采储量和产量的基本动力。”中石油集团人士这样来评价正在推进的天然气价格改革。

中国政府网于5月25日公布了《批转发展改革委关于2009年深化经济体制改革工作意见的通知》。天然气价格改革草案已上报。

市场普遍预测，此项改革旨在将国内天然气价格与进口天然气(管道天然气与液化天然气)价格更紧密挂钩的定价机制正在考虑当中。据业内人 士分析，尽 管目前尚无细节公布，但国家发改委对于价格正在研究中，会参照国际惯例，考虑国内实情，天然气作为清洁能源，也要体现其价值所在。

天然气价格改革，过去已经有过几次。2005年以前，国内实施计划内、计划外天然气双轨制价格。2005年以后，发改委将天然气出厂价格归并为两档，川渝气田、长庆、青海、新疆(不含西气东输天然气)油田的全部天然气，以及大港、辽河、中原等油田计划内天然气，实行计划一档价格，其余地区实行二档价格。这两档价格基本上参照了原来双轨制下的价格模式。

2007年11月，发改委发布《关于调整天然气价格有关问题的通知》，表示为限制工业用天然气过快增长以及汽车用天然气的盲目发展，将针对工业用户的天然气出厂基准价格上调400元/千立方米。