广东省天然气价格表_广东省天然气价格调整标准

1.广州市燃气管理办法

2.台山华鸿燃气安装收费标准是多少

3.上半年广州煤炭消费量498.51万吨，这个数字能看出什么？

4.能源体制改革将迎升级版了吗？

5.天然气的价格改革

6.年天然气供需形势分析

7.燃气开口费的国家规定

现在的人们，生活水平在不断的提高，人们在物质的质量上要求也很高，其实我们在家中在主要的厨房用具也是数着燃气灶了，但是现在的人们都在用天然气灶，你们对这些都有了解吗，接下来我们为大家来介绍天然气灶价格须知和燃气灶的品牌有哪些，希望大家在购买的时候参考。

一.天然气灶价格须知

1.SUPOR/苏泊尔qs505燃气灶嵌入式天然气灶煤气灶双灶台式液化气灶，参考价519元。

2.华恩莎燃气灶嵌入式煤气灶双灶天然气灶液化气灶台式猛火灶具炉具，参考价298元。

3.SUPOR/苏泊尔DB2Z1定时燃气灶煤气灶双灶天然气灶嵌入式炉灶台式，参考价899元。

4.SUPOR/苏泊尔QB506燃气灶天然气灶煤气灶液化气灶嵌入式台式双灶，参考价559元。

5.Setir/森太T001燃气灶嵌入式天然气灶煤气灶双灶台式液化气灶，参考价329元。

6.Midea/美的Q216B燃气灶煤气灶双灶家用天然气液化气灶具台嵌入式，参考价599元。

二.燃气灶的品牌有哪些？

1.先来说说，华帝Vatti：上市公司,广东名牌,高新技术企业,它是中国燃气灶领导品牌,北京奥运会燃气具独家供应商,华帝股份有限公司。

2.接下来说说，方太Fotile：成立于1996年,曾获中国名牌,高端厨房电器行业领导品牌,中国500最具价值品牌之一,宁波方太厨具有限公司.

3.其实老板Robam：也曾获中国名牌,亚洲品牌500强,中国厨电行业最具影响力品牌之一,在厨电行业龙头企业,杭州老板电器股份有限公司.

4.还有的是，万和Vanward：上市公司,国家级高新技术企业,广东省著名商标,在国内燃气热水器领导品牌,广东万和新电气股份有限公司.

5.最后来说说，万家乐：它始创于1988年,上市公司,国家重点高新技术企业,在燃气热水器国家标准主要起草单位,广东万家乐燃气具有限公司.

其实现在好多的家庭，都在用天然气灶，但是都有哪些品牌那，上面的文章中说的就是关于天然气灶价格须知和燃气灶的品牌有哪些，小编那里说的不太清楚的。

广州市燃气管理办法

第一章　总则第一条　为了加强燃气管理，规范燃气经营和使用行为，保障公民生命财产和社会公共安全，维护经营者和使用者的合法权益，促进燃气事业发展，根据有关法律、行政法规，结合本省实际，制定本条例。第二条　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、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。第三条　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　省人民应当建立全省燃气储备制度。县级以上人民应当建立燃气供应应急保障机制。第五条　省人民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。第六条　县级以上人民及其有关部门应当依法履行职责，建立健全燃气安全监督管理制度，提高燃气管理水平，鼓励支持燃气科学技术研究，做好燃气管理法律法规和安全节约用气的宣传普及工作，提高全民的燃气安全意识。第七条　燃气行业协会应当建立行业自律机制，依法制定行业行为准则和服务规范，维护燃气经营者合法权益，督促燃气经营者守法经营、诚实守信、严格自律。第二章　规划与建设第八条　省人民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批准后组织实施。

县级以上人民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，报本级人民批准后组织实施，并报上一级人民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。第九条　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。第十条　新建燃气管道设施在建设项目规划红线范围内并且属于建设项目使用部分的，应当由建设单位负责投资；其余部分由管道燃气经营企业负责投资。第十一条　燃气工程的勘察、设计、施工和监理，应当由具有相应资质等级的单位承担，其中消防设计图纸及有关资料应当依法报送公安消防机构审核。第十二条　燃气工程项目竣工后，建设单位应当依法组织有关单位进行竣工验收，并在验收合格之日起十五日内报所在地燃气行政主管部门备案；未经验收或者验收不合格的，不得交付使用。第三章　经营管理第十三条　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。

台山华鸿燃气安装收费标准是多少

第一章　总则第一条　为加强本市燃气管理，规范燃气经营和使用行为，保障公共安全和公共利益，根据《城镇燃气管理条例》、《广东省燃气管理条例》等有关法规，制定本办法。第二条　本市行政区域内燃气规划编制，燃气设施建设，燃气贮存、输配、经营、使用及其管理，燃气燃烧器具的销售、安装、维修、使用等相关活动适用本办法。

天然气、液化石油气的生产和进口，城市门站以外的天然气管道输送，燃气作为发电、工业生产原料的使用，沼气的生产和使用以及燃气燃烧器具的生产不适用本办法。第三条　市燃气行政主管部门负责本市行政区域内燃气的监督管理，组织实施本办法。

区、县级市燃气行政主管部门负责本辖区内燃气的监督管理。

发展改革、规划、国土房管、建设、经贸、工商、质监、公安消防、交通运输、安全监管、价格等行政管理部门和城市管理综合执法机关应当按照各自职责做好燃气管理的相关工作。第四条　本市普及燃气，推广使用天然气等清洁能源，鼓励和支持各类资本参与本市燃气设施建设。

市、区、县级市人民应当将燃气事业的发展纳入国民经济和社会发展规划。第五条　燃气行业自治组织应当根据法律、法规和章程规定，建立行业自律机制，制定行业行为准则和服务规范。

燃气经营企业应当守法经营，诚实守信，保障供应，规范服务，严格自律，提升从业人员素质，提高安全和服务水平。第六条　燃气行政主管部门、街道办事处和燃气经营企业应当加强宣传燃气安全知识，提高市民燃气安全意识。

新闻媒体应当做好燃气使用安全和节约用气的公益性宣传。

学校应当结合教育活动进行燃气安全知识教育。第二章　规划与建设管理第七条　市燃气发展规划由市燃气行政主管部门组织编制，经市人民批准后实施。

编制市燃气发展规划时，应当征求市发展改革、规划、国土房管、建设、经贸、交通运输、公安消防、环保等行政管理部门以及燃气行业自治组织和燃气经营企业的意见。市燃气发展规划经批准后，涉及空间布局和用地需求的，由规划行政管理部门负责协调纳入城乡规划。

花都、番禺、南沙、萝岗区和从化、增城市燃气行政主管部门依据市燃气发展规划组织编制本区域燃气规划，经本级人民批准后实施，并报市燃气行政主管部门备案。第八条　燃气工程建设应当严格执行有关法律、法规以及国家标准、行业标准或者地方技术规范，符合燃气发展规划、环境景观和方便用户的要求。

除跨区域输气需要以外，不同管道燃气经营企业间的燃气管道不得交叉铺设。第九条　在燃气管道覆盖范围内，不得新建瓶组气化供气装置，已建成的应当停止使用。

具备管道燃气供气条件而尚未安装燃气管道的民用建筑、公共服务单位应当安装燃气管道并使用管道燃气。第三章　燃气经营管理第十条　企业从事燃气经营活动应当向经营所在地区、县级市燃气行政主管部门提出申请，取得燃气经营许可证，但不涉及燃气储存、运输且不为终端用户供气的贸易行为除外。

跨区、县级市经营的企业申领燃气经营许可证应当向市燃气行政主管部门提出申请。第十一条　燃气经营企业应当加强安全防范管理，储配站、门站、气化站、燃气汽车加气站、燃气高压调压站等场所应当安装使用监控系统，并能与燃气、安全监管行政管理部门监控系统连接。第十二条　燃气经营企业应当在储配站安装使用危险货物运输信息化配载管理系统，对进入储配站装载燃气的车辆实施信息化配载管理。第十三条　液化石油气经营企业应当建立气瓶管理体系，对气瓶充装、配送全过程进行管理，记录充装、储存气瓶的储配站和供应站名称、负责配送的送气工、送气时间及用户等相关信息。

送气工执行送气业务时，应当持送气服务通知单。第十四条　燃气经营企业不得有下列行为：

（一）在燃气汽车加气站内充装民用气瓶；

（二）委托无危险货物运输资质的企业运输燃气或者为无危险货物运输资质的车辆装载燃气；

（三）为无配载信息卡或者未通过道路危险货物运输信息化配载管理系统发送运输任务的车辆装载燃气；

（四）利用配送车辆流动销售燃气；

（五）销售非自有或者技术档案不在本企业的气瓶充装的燃气；

（六）超过瓶装液化石油气供应站等级规定的容积存放瓶装燃气；

（七）委托非本企业送气人员配送燃气；

（八）向不具备安全使用条件的用户供气；

（九）掺杂、掺，以充真，以次充好，充气量的误差超过国家规定标准；

（十）法律法规和国家标准、行业标准规定禁止的其他行为。

上半年广州煤炭消费量498.51万吨，这个数字能看出什么？

1150块/户。根据查询相关公开信息显示：天然气安装收费包含初装费、安装费、材料超长费、特殊材料费，天然气安装费收费标准为1150块/户。台山市，广东省辖县级市，由江门市代管，是著名的“排球之乡”、“广东音乐之乡”。

能源体制改革将迎升级版了吗？

据广州市统计局发布的数据，2022年1月份-6月份，广州工业企业综合能源消费771.87万吨标准煤，同比下降7.1％。其中煤炭消费量498.51万吨，同比下降18.11个百分点；工业天然气消费量14.10亿立方米，同比下降16.0个百分点；汽油消费量同比下降19.5个百分点、柴油消费量同比下降0.1个百分点。广州的六大高耗能行业能耗也均有所下降，在2022年1月份-6月份期间，全市六大高耗能行业综合能源消费量同比下降8.3个百分点。

耗能下降原因

耗能下降的最主要的原因就是：广州市发改委指出，近几年，广州着力调整和优化能源消费结构，加快清洁能源、新能源和可再生能源推广应用，煤炭消费总量大幅减少。

再者就是，受2022年初政治地缘冲突，导致能源供应问题，再加上夏季的来临，用电需求达到高峰期，今年以来煤炭和天然气的价格又居高不下，国内多个地区也开始“拉闸限电”来缓解需求，广州的发电供热用煤、用气量有明显减少。

广州市的地位

广州市作为交通枢纽，在地理位置方面有得天独厚的优势，广州是最主要的商贸、物流、交通集散中心。在2015年的时候，广州已经成为了公认的亚太地区物流中心，随着近几年我国与东盟贸易的发展，广州也成为了我国对东盟贸易最主要的窗口。

同时，广州也是先进制造业基地，坐拥华南地区最齐全的工业门类，拥有坚实的制造业基础，是提升广东省制造业核心竞争整理、占领产业发展制高点的的中坚力量。新一代电子信息、绿色石化、智能家电、汽车、现代轻工纺织等“十大”战略性支柱产业布局在广州均有布局

寻找制造业发展新机遇

在“十四五”规划期间，《规划》明确指出，广东省将实施强链工程，推动制造业迈向全球价值链中高端，立柱工程需要做大做强制造业企业群，包括加快培育一批具有全球竞争力的世界一流企业。2022年上半年，广州不断出台了税收优惠政策，支持地区企业做大做强，对一些企业的研发费用减免或准许扣除，以此来降低企业的税负压力，刺激更多的制造业进行创新。

在2022年1月25日，广州市召开第十六届人民代表大会第一次会议，报告上指出，要在未来5年工作中，加快构建现代产业体系，坚持“产业第一”，要用“制造业立市”。同时也要推进制造转型升级，从“制造”向“智造”转变。

以服装业和美妆日化产业为例，服装业目前可以通过人工智能实现量身定做；通过网络营销，可以统计出人们对日化美妆的消费偏好、需求量，然后把这些数据传输给相应的企业，可以实现线上+线下的连接。并且广州具有供应链基础，如果能使用好网络数字化，可能会带来更大的效益。

随着广东省积极推进“制造”向“智能”转变，广州市未来的发展必定更上一个台阶！

天然气的价格改革

能源体制改革将迎升级版 油气改革进入施工高潮期

电改超预期加速推进 油气改革进入施工高潮期

能源体制改革将迎“升级版”

随着2018年能源体制改革迎来升级版，相关红利将加速释放。《经济参考报》记者访了解到，在一般工商业电价平均降低10%的实体减负目标下，电改超预期加速进行，试点升级。今年上半年增量配电试点将实现全国地级以上城市全覆盖，电力现货市场建设试点有望启动试运行，市场化交易比重将大幅提高。同时，油气改革一揽子政策也将出台，相关试点工作启动，进入施工高潮期。

电改超预期加速推进

作为工商业用户的一项重要生产要素，近年来电价议题在工作报告中屡次被提及，2018年更是首次提出具体目标：降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。

其中，输配电价改革无疑是重要突破口。2015年3月15日，中央、院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，被誉为“啃硬骨头的改革”正式拉开帷幕，作为关键一环的输配电价率先动刀，到2017年6月底国家发改委完成了对全国所有省级电网输配电价的核定。

“去年通过输配电价改革、取消城市公用事业附加费、电铁还贷电价等措施，共降低客户电费支出737亿元。”全国政协委员、国家电网公司董事长舒印彪在接受《经济参考报》记者访时表示，今年要进一步把电改深化完善落到实处。一般工商业电价再降10%，全国大概再降800亿元，国家电网将承担80%左右，另外一部分是降低附加在电价上的性收费。

全国政协委员、南方电网公司总经理曹志安也介绍说，通过输配电价改革、市场化交易和减税降费，降低实体经济用电成本545亿元。2018年将继续积极释放改革红利，服务实体经济发展，首先就是持续完善输配电价机制。

《2018年能源工作指导意见》提出，深入推进电力体制改革。据《经济参考报》记者了解，日前国家发改委已经印发了《关于核定区域电网2018-2019年输电价格的通知》，核定了华北、华东、华中、东北、西北区域电网首个监管周期(2018年1月1日-2019年12月31日)两部制输电价格水平。业内人士指出，区域电网输电电价的核定完成，比原来业内预期的快，将电改节奏又往前推了一大步。

提高电力市场化交易比重

大幅提高电力市场化交易规模是用电成本下降的另一条途径。《2018年能源工作指导意见》进一步明确，持续完善中长期电力交易机制，进一步推进电力服务市场建设，积极稳妥推进电力现货市场建设试点，规范电力市场交易行为，加快推进配售电改革，完善增量配电业务改革试点配套政策，加强售电侧市场规范与引导，提高电力市场化交易比重，进一步降低企业用能成本。以电力体制改革为重点，推动新疆、内蒙古等地区能源综合改革。

据《经济参考报》记者了解，在第一批106个、第二批89个增量配电业务改革试点推进的基础上，目前多地正在组织开展第三批增量配电改革试点项目申报工作，有望近期公布，按要求今年上半年要实现全国地级以上城市全覆盖。

同时，电力市场建设也在加速升级。舒印彪表示，2017年国家电网区域内电力市场化交易量将近1万亿千瓦时，今年要超过这一数字，进一步压减电量，使更多的电量在市场交换。同时，推进全国统一电力市场建设，发挥市场在配置中的决定性作用，使得实现跨区调配，也能够平抑电价。

南方电网公司电力市场化交易规模也在大幅增长，全年五省区省内市场化交易电量占南网售电量的30.1%。同时，建立起“+市场”跨省跨区交易模式，并在交易规则中引入清洁能源优先交易、水火电置换、火电长期备用补偿等市场化机制。“今年将进一步丰富交易品种，增加交易方式，扩大交易范围。”曹志安透露。

值得注意的是，在全国8个电力现货市场试点中，南方区域(以广东起步)建设进入实质阶段，南方电网首个现货交易品种——“调频服务”已经进入试运行。曹志安表示，2018年底南方区域(以广东起步)要具备开展集中式统一电力现货市场交易的试点条件。

川财证券分析认为，随着区域电网输电价格的明晰，跨省跨区电力市场化交易有望加快，电力市场化交易规模预期将继续扩大，预计2020年市场化交易电量将达到5.5万亿千瓦时。

油气改革进入施工高潮期

作为能源改革的另一重头戏，油气改革也将进入施工高潮期。《2018年能源工作指导意见》要求，加快推进油气体制改革。贯彻落实《中央院关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，研究制定相关配套政策和措施，推动油气管网运营机制改革，理顺省级管网体制，加快推动油气基础设施公平开放，完善油气储备设施投资和运营机制。推进四川、重庆、新疆、贵州、江苏、上海、河北等地方油气体制改革综合试点及专项试点。

来自国家发改委的数据显示，2017年我国天然气消费量2373亿立方米，同比增长15.3%。“而往年增速普遍在5%以下，迎来爆发式增长，直接造成天然气供应形势严峻。”全国政协委员、中国石油集团董事长王宜林表示，这背后的因素包括天然气需求的爆发式增长、管网储运等基础设施不完善、配套政策亟待进一步完善等。

在他看来，天然气供需矛盾在短期内难以彻底解决，2018年天然气消费增速约为15%-16%，预计今冬明春天然气供需矛盾仍将比较突出。建议首先加强保供基础建设，需要国家给予一定的税费扶植政策鼓励企业加大开发力度，增加产量，从根本上保证天然气供应。其次，加强天然气储运基础设施以及国家战略储备和商业储备建设。此外，实行进口气进口环节增值税“全额先征后返”政策，促进进口并有效降低国内用气成本；取消天然气工业用气和民用气的双轨价格机制，实现价格并轨。

全国政协委员、中国石化集团公司副总经理马永生也建议，加强天然气产业发展统筹规划，加快推进非常规天然气开发，研究出台支持政策加快储运设施建设和布局完善，加快推进全国管网互联，深化天然气价格市场化改革，加快与国际天然气价格接轨，优化调整国内天然气门站价格公式，避免形成进口到岸气价与国内门站气价倒挂现象。

年天然气供需形势分析

我国天然气价改历史进程　　关键时点 相关文件 定价方式 主要内容 1987年以前 NA 定价 完全由制定国内天然气价格 1987年10月27日 《天然气商品量管理暂行办法》 a.中央定价；b.指导价；c.协议价 a.气：中央按不同用途、不同油田定价；b.外气和西气东输、忠武线、陕京线等新建管道项目：指导价；c.少数用协议价 2005年12月23日 《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》 价格双轨制下的指导价 a.一档气（实际执行价格接近内气价且差距不大的油田气的气量以及全部内气量，气量占全部的85%）：指导价，用3-5年过渡到与可替代能源价格挂钩；b.二档气（一档气以外）：980元为基准价，与可替代能源（原油、LPG、煤）价格挂钩。 2010年5月30日 《国家发改委关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》 取消价格双轨制，实行指导价 各油气田（含西气东输、忠武线、陕京线、川气东送）出厂（或首站）基准价格每千立方米均提高230元。同时将大港、辽河和中原三个油气田一、二档出厂基准价格加权并轨，取消价格“双轨制”。国产陆上天然气一、二档气价并轨后，将出厂基准价格允许浮动的幅度统一改为上浮10%，下浮不限。 2011年12月26日 《国家发展改革委关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》 在两广地区试点，将成本加成定价改为按市场净回值定价 选取上海市场（中心市场）作为计价基准点，以进口燃料油和液化石油气（LPG）作为可替代能源品种，并分别按照60%和40%权重加权计算等热值的可替代能源价格，然后，按照0.9的折价系数，即把中心市场门站价格确定为等热值可替代能源价格的90%。 2013年6月28日 《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》 门站价施行基于市场净回值法的指导价 天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为指导价，实行最高上限价格管理。区分存量气和增量气，增量气一步按“两广试点方案”调整到位，存量气逐步调整，争取在“十二五”末调整到位。 2015年2月28日，国家发展改革委发出通知，决定自2015年4月1日暖基本结束后将存量气和增量气门站价格并轨，全面理顺非居民用气价格，同时试点放开直供用户用气价格，居民用气门站价格不作调整。

通知指出，2014年下半年以来，燃料油和液化石油气等可替代能源价格随国际市场油价出现较大幅度下降，按照现行天然气价格形成机制，将各省份增量气最高门站价格每立方米降低0.44元，存量气最高门站价格提高0.04元，实现价格并轨。同时，放开直供用户（化肥企业除外）用气门站价格，由供需双方协商确定。

记者从多方了解到,最新的天然气调价政策预计于2015年10月底发布,最快或于11月1日执行。此次各省天然气非居民门站降价幅度将不一,将根据目前各省的门站价分别调整。

据政策制定人士透露,此次各省门站价格下调幅度为20%-30%,目前门站价格较低的省份下调价格较小,反之较大。“目前门站价格较低的省份可能下降0.4元/立方米-0.5元/立方米,门站价格较高的省份可能下降0.7元/立方米-0.8元/立方米。”

“新的调价政策将明确提出由制定门站指导价格,设定上浮比例,不设下限价格。”相关人士表示,据了解,上浮比例可能为15%左右。

从2014年下半年起原油暴跌,天然气替代燃料价格随之下行,而由于天然气为指导定价,相对滞缓的定价模式导致天然气经济性严重丧失。2015年1月份-8月份,国内天然气消费量为1252亿立方米,同比仅增长3.55%。

燃气开口费的国家规定

一、国内外状况

(一)世界天然气状况

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%。按当前开水平，世界天然气剩余储量可供开年限为62.8年。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，俄罗斯的剩余可年限为84.1年，是主要天然气国中剩余可年限最长的。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储量分布

表1 2009年世界主要国家天然气储量分布

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

(二)我国天然气状况

截至2009年底，我国天然气剩余技术可储量为3.7万亿立方米(其中，剩余经济可储量为2.8万亿立方米)，比上年增长8.8%。天然气出量840.7亿立方米，新增探明技术可储量3861.6亿立方米。新增探明技术可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)可储量变化

我国天然气开发在近几年一直处于发展壮大的过程中。天然气的勘探投入逐年增加，并不断发现新的储量，2009年天然气剩余技术可储量比上年增长8.8%(图3)。从现有的情况看，未来一段时期内，我国天然气的储量还会进一步增加。一方面，我国天然气的勘查程度低，还有很大的勘查前景;另一方面，我国能源需求的潜力巨大，而且在油气体系内部，石油缺口大，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38亿立方米，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。其次是掘业，达到109.67亿立方米，但从发展趋势看，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19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，出厂价为定价，天然气管道输送价格为指导价并取老线老价、新线新价的定价政策。为了改变现有价格体系，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不断落实，形成了天然气供应的新格局，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供应方式，另一方面缓解远途管道供应的压力。

(余良晖)

是没有关于开口费的相关规定的。根据国家发改委585号文件,这些费用都属于城市基础设施配套费,在开发商购买土地时就已经由开发商缴纳,否则按照国家规定不能办理规划、立项手续。

一、天然气开口费取消的政策规定：

天然气开口费的取消是根据国家发改委585号文件。这些费用都属于城市基础设施配套费，在开发商购买土地时就已经由开发商缴纳，否则按照国家规定不能办理规划、立项手续。这些费用已经计入房价，不得冠以任何名义重复收取。

凡在《国家计委、财政部关于取消部分建设项目收费进一步加强建设项目收费管理的通知》

（计价费〔1996〕2922号）颁布前。已按规定的审批权限批准征收城市基础设施配套费及其他专项配套费的，由省级财政、价格主管部门对各类专项配套费进行整顿。将其统一归并为城市基础设施配套费；取消与城市基础设施配套费重复收取的水、电、气、热、道路以及其他各种名目的专项配套费。

统一归并后的城市基础设施配套费，由省级价格、财政部门根据近年来公用事业价格改革和调整情况，按照从严控制、逐步核减的原则重新核定收费标准。凡是未按规定审批权限批准征收的城市基础设施配套费或其他各类专项配套费，以及计价费〔1996〕2922号文件颁布后。地方各级人民或有关部门出台的城市基础设施配套费或其他专项配套费，一律取消。

二、天燃气初装费和费的相关要求规定：

1、用气初装费的征收办法及标准，由市天然气行政主管部门会同市价格行政主管部门，按

照国家的有关规定制定，报市人民批准后实施。

2、天然气销售价格由市价格行政主管部门和市天然气行政主管部门按照国家的有关规定制

定，报市人民批准后执行。

3、其他天然气经营性收费标准，由市价格行政主管部门和市天然气行政主管部门按照国家

的有关规定制定。

任何单位和个人不得擅自扩大收费范围或提高收费标准。

法律依据：《关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》：四、取消城镇燃气工程安装不合理收费。凡与建筑区划红线内燃气工程安装工程设计、施工等服务和材料不相关的收费，包括开口费、接口费、接入费、入网费、清管费、通气费、点火费等类似费用，涉及建筑区划红线外市政管网资产的增压费、增容费等，涉及市政管网到建筑区划红线连接的初装费、接驳费、开通费等费用，以及其他成本已纳入配气价格的表具更换等收费项目，一律不得收取，并不得变换名目另行收取费用。