中国天然气价格改革_中国天然气价格定价机制

1.有谁知道什么是天然气定价指数,JCC指数

2.天然气涨价是谣传还是事实

3.市场净回值定价法的简介

4.页岩气革命的春风为什么吹不到中国

5.中国每年需要多少天然气

6.天然气什么时候涨价

7.成都天然气阶梯计价周期时间段

要加强市场监管，积极培育市场，尽快完善天然气定价机制，引导油气合理使用，促进节约与开发。避免稀缺能源价格长期被扭曲，要逐步提高天然气在我国一次能源消费中的比重，由目前的3%左右，争取在2030年达到8%～10%，使天然气在气化城市和以气代油方面发挥更大的作用。

有谁知道什么是天然气定价指数,JCC指数

燃气阶梯是一年一清。

燃气阶梯一般都会有比较固定的计量周期，在日常生活中，一定要按照规定周期，把燃气阶梯清掉，但每个城市规定的计量周期都是不一样的，需要根据当地的相关政策来进行执行，大家最好是咨询当地的燃气公司。

定义

1、是指居民每年或每月超过天然气基本消费量后，执行高气价，对用户消费的气量分段定价。阶梯气价将居民用气划分为三档，各档气价按照1：1．2：1．5的比价安排，实行超额累计加价方式计费，于2015年全面建立。

中国的居民用气不均衡，不足20％居民家庭消费40％居民气量；用气量最多的5％家庭消费了近20％的居民气量。同时，实行阶梯气价前的价格政策下，收入高，天然气高消费家庭得到的暗补比普通家庭反而更多。

2、2014年3月21日，国家发改委印发《关于建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》，将居民用气分为三档：第一档用气量按覆盖区域内80％居民家庭用户的月均用气量确定，保障居民基本生活用气需求；第二档按覆盖区域内95％居民家庭用户确定；第三档用气量为超出第二档的用气部分。

天然气涨价是谣传还是事实

（1）天然气定价的指数化制度，是指在天然气价格与反映外部市场环境变化的经济指标之间建立正式联系，以便当外部市场环境发生变化时，天然气的价格也随之自动进行调整的定价制度。指数化制度的优点在于它把天然气的价格与反映外部市场环境变化的经济指标建立了函数关系，使天然气价格可以随市场环境的变化而自动调整。但需要指出的是，没有一种指数化公式是完美无缺的和普遍适用的。

（2）JCC指日本原油综合指数JCC（JapanCrude Cocktail）

据国际天然气联盟(IGU)公开的信息，目前国际上有4个自然形成的天然气定价体系，分别为

（1）北美与英国：不同气源之间的竞争定价

北美(美国、加拿大)和英国实行不同气源之间的竞争定价。这3国以往都在一定水平上对井口价格进行干预，但随着天然气市场与监管政策的发展，供应端出现了充足并富有竞争力的多元供应，用户能够在众多供应商中自由选择，管输系统四通八达并实现了非歧视性的“第三方准入”。在此基础上，天然气作为商品的短期贸易在很大程度上庖代了长期合同。在北美形成了以亨利枢纽(Henry Hub)为核心的定价系统，在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点(NBP)。尽管用相同的商品定价机制，但北美与英国的天然气市场还是相互独立的。

（2）欧洲大陆：与油价挂钩的定价政策

欧洲大陆用的是与油价挂钩的定价政策来开展天然气贸易。这一模式源于荷兰在1962年针对格罗宁根(Groningen)超大气田天然气生产取的国内天然气定价政策。该政策将天然气价格调整与3种石油燃料(柴油、高硫和低硫重质燃油)的市场价格按照百分比挂钩，然后根据“传递要素”进行调整来分担风险。这一模式随后被出口合同所用，进而影响东北亚的LNG定价。欧盟虽然出台了多个天然气法令来建立统一的天然气市场，但由于国与国之间、企业与企业之间、管道与管道之间的分割，至今还没有做到像美国那样的自由准入和具有市场流动性。

（3）东北亚：与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价

　东北亚(日本、韩国、、中国大陆)的LNG贸易定价体系源自日本。由于日本当年引进LNG主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中用了与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价公式。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状，但目前尚无供需双方都能接受的其他方式，只能通过设定JCC封顶价格和封底价格的方式来规避风险。

（4）俄罗斯与中亚地区：双边垄断的定价模式

俄罗斯与中亚地区用双边垄断(垄断出口和垄断进口)的定价模式，通常用间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。

由于4大区域市场之间并没有相互交易及竞争的关系存在，故各区域市场的价格有极明显的差异。目前随着全球天然气开区域与天然气消费区域的变化，以上形成的天然气价格模式已经开始变革。

市场净回值定价法的简介

近期，国内民用天然气涨价传闻四起，部分城市宣布开始涨价。业内人士认为，在天然气上下游价格涨幅脱节、经营企业压力增大、替代能源价格居高不下的背景下，天然气涨价有其客观原因，但完善天然气定价机制应充分保障民生；长沙试行“阶梯气价”的经验值得借鉴。

多地民用天然气涨价跃跃欲试

　4月9日下午，天津市发改委举行居民生活用管道天然气价格听证会。听证方案提出，居民生活用管道天然气价格每立方米由2.20元调整到2.40元，价格

涨幅达9.1%。天津市发改委人士表示，此方案是根据国家政策规定，综合考虑上游气价调整、燃气企业运营状况、居民用气定价成本监审结果以及居民承受能力

等因素提出来的。

记者在听证会现场注意到，24名听证代表对此方案进行审议和表态时均表示，天津民用天然气涨价幅度在市民承受范围之内，对市民生活水平影响程度有限。

　天津财经大学教授、听证代表贾月梅表示，民用天然气每立方米提价0.2元，调整后每户多支出约2到3元，多数居民可以承受。贾月梅称其曾做过的一个调查

显示，87.6%的天津市民表示适当调价可以接受。同时，贾月梅提出的一个建议是，燃气公司要适当公开经营成本，使老百姓知情，明白消费。

不只是天津，近一段时间其他地方天然气调价风潮此起彼伏。3月，有消息称从4月起我国天然气价格将进行大幅度上涨，其各地零售终端价格或将逼向4元大关。“涨价”的消息使很多居民加入排队“抢气”的行列，有的家庭甚至一下子买够十年的燃气用量。

　3月27日，国家发展和改革委员会价格司对“天然气价格将大幅上涨”的传言表态，明确表示“天然气价格将大幅上涨”的消息完全不实，但从4月1日起，吉

林春市民用天然气由每立方米2元调整到2

.8元，涨幅达40%；苏州召开听证会，居民生活用管道天然气销售价格拟从现行的每立方米2.20元调整至每立方米2.48元，涨幅为12.7%。天津等

地的价格听证会也紧随其后，听证方案的一个共同特点便是“涨价”。

页岩气革命的春风为什么吹不到中国

以天然气为例，通常是指将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源商品价格挂钩，在此基础上倒扣商品物流成本（如天然气管道运输费）后回推确定天然气销售各环节的价格。

“市场净回值定价方法”的核心是要反映市场需求的约束作用，通过分步调整商品价格，疏导价格矛盾，使商品价格水平逐步接近与可替代商品合理比价关系。根据国际经验，一般把公共商品集散地或主销区作为计价基准点。

与“市场净回值”的定价方法相对应的是“成本加成”定价法。以天然气为例，就是以天然气的出成本加各项费用和合理利润构成，这种方法多为发展中国家用，可以限制生产者取得垄断利润，维持比较低的天然气价格。但它也存在成本难以衡量，可能导致用气浪费，企业缺乏动力提高效率等问题。而按“市场净回值”法，让天然气价格与便宜的替代燃料（如与天然气存在替代竞争关系的能源，如石油、LNG、燃料油，清洁能源等等）的市场价格挂钩，可以反映天然气真实市场价格，通过上游供气价格与下游市场联动，把市场信号传递给生产商和消费者。

“市场净回值”定价方法，已在欧洲等主要国家广泛用。新机制逐步建立后，将有利于充分地发挥市场机制的作用，利用价格杠杆，引导能源类商品合理配置，促进经营者增加生产、扩大进口，引导合理消费。

中国每年需要多少天然气

7月6日，国土部网站公布《贵州省正安页岩气勘查区块探矿权拍卖公告》，我国首例页岩气区块拍卖1个月后即将起拍，公告一经发出，便引发了市场的强烈关注，此次拍卖出让的标的为较成熟区块。

实际上，这已经是国土部第三轮页岩气区块出让招标，前两轮招标后的开发进度未达预期，使得曾经炙手可热的页岩气产业进入了长达5年的招标“冻结”期。出让“冻结”多年之后再度重启，官方拿出了经过将近3年勘探“养熟”的区块，同时对市场参与主体的要求也更加严格。

国内众资本对于页岩气的青睐与追逐是否能够再现?中国的页岩气革命何时才能到来?这些已经成为人们脑中挥之不去的疑问。

高储量与低产量

“页岩气革命”实际上算是油气工业的第三次革命。前两次革命分别是从寻找浅部集中易勘探易开发的构造油气藏向地层岩性油气藏(以寻找隐蔽油气藏为核心)的油气勘探开发第一次转变，以及向非常规油气藏(以寻找连续型油气聚集为核心)的第二次转变。而从早期非常规能源如致密砂岩气等转向页岩油、页岩气则是第三次转变。

1914年，美国在阿巴拉契亚盆地泥盆系Ohio页岩中，发现了世界第一个页岩气田—Big Sandy。受地质认识和技术手段的限制，人们对这类并没有重视，没有认识到它的巨大潜力，没有想到它可以被大规模地开利用。

直到1981年，随着第一口页岩气井压裂成功后，美国掌握了开发页岩气的技术。此后，美国页岩气产量逐年迅速增长，由2000年的122亿立方米增长到2015年的3800亿立方米，占其天然气总产量7673亿立方米的一半， 大大提升了美国能源自给率，其天然气消费长期依赖进口的局面发生逆转。

而相比之下，中国的页岩气开发进度远落后于美国的水平，数据显示，2014年，全国页岩气总产量达13亿立方米;2015年全国页岩气产量44.71亿方，同比增长258.5%，远远没有达到“十二五”规划提出的2015年达到65亿立方米的产量目标;2016年全国页岩气产量78.82亿立方米，较2015年增长76.3%。

根据美国能源信息局公布的数据显示，2011年-2015年，中国建成了600多座页岩气井，未来中国页岩气产量将持续增加，到2040年日均产量将突破5.7亿立方米，占中国天然气总产量的比例超过40%，成为仅次于美国的全球第二大页岩气生产国。

实际上，中国的页岩气总储量是大于美国的。

由美国能源部的统计和分析机构——能源信息署(EIA)公布的全球页岩气最新评估结果表明，全球总的页岩气技术可量为187万亿立方米，其中中国约占总量的20%，为360825亿立方米，排名世界第一。量排名前5位的国家依次为：中国(约占20%)、美国(约占13%)、阿根廷、墨西哥和南非。也就是说，以中国2015年2000亿方的用气量，中国页岩气储量若全部用于商业化开发，可供中国整整使用300年。

中国从认识到页岩气在未来的重要作用之后，便开始奋起直追。2006年，中国石油勘探开发研究院开始了页岩气的调查研究，这成为中国页岩气研究、开发的起点。自2011 年底页岩气被确立为独立矿种以来，为了鼓励、加快国内页岩气产业的发展，有关部门陆续出台了《页岩气发展规划》《页岩气开发利用补贴政策》《页岩气产业政策》等诸多政策，一些拥有页岩气的地方也相继出台了“十二五”“十三五” 页岩气开利用和产业发展规划的相关文件，将页岩气作为地方促进经济发展、拉动GDP 增长的一个重要产业，并纷纷成立了页岩气开发公司。

据统计，截至2015 年底，全国已累计投资365 亿元，除中央和地方财政投入的10 多亿元以及中标企业的20 多亿元外，其余皆为石油企业投入。但在投入与产出方面，除石油企业投入的约330 亿元已累计产出60×108 m3页岩气外，其余均未获得页岩气产量。在目前的技术与市场经济条件下，国内页岩气开显现出投入大、风险高、周期长、见效慢且效益低的特点，一些地方或非油气行业企业将页岩气开作为获取商业利润增长的重要产业显然不是一项明智的选择。

技术瓶颈亟待突破

页岩气开发的关键工艺技术主要有水平井(井组)钻完井技术体系、分段多级压裂技术体系和微地震监测技术体系。这些技术的出现与成功应用直接催生了美国这场页岩气革命，但中国目前还没有取得这些技术的突破性进展。

这直接导致了中国页岩气开发进度远远落后于美国。数据显示，目前中国页岩气11.20美元/MMBtu的井口成本远高于美国的开成本;在美国，生产商的干气开成本可低至3.40美元/MMBtu。

水平井是目前主要的页岩气藏生产形式，水平井的产量是垂直井的3～4倍，成本仅是直井的1.5～2.5倍，美国有多大85%的开发井为水平井+多段压裂。另外，美国水平井多段水力压裂、重复压裂技术、新型压裂液技术、新型支撑剂等技术也极大地提高了单井页岩气产量。

压裂技术尤为重要，其费用一般占页岩气开总费用的30%左右，是页岩气开能否实现低成本工业化开发以及保证页岩气产量的关键点。压裂技术一般以岩石力学理论为基础，分为水力喷射压裂、氮气泡沫压裂、同步压裂等多种压裂方式。

中国现有的水平井钻完井技术还不能完全满足页岩气水平井钻完井的需求，水平井分段多级压裂工艺技术及配套工具仍需要引进、研发、试验和评价，页岩气压裂裂缝延伸规律、压裂规模优选、产量预测等方面还有待提高，利用微地震监测压裂效果的检测设备、施工技术和评价方法在中国还处于空白。

目前来看，只有中石油、中石化以及延长石油各自拥有试验井，是中国该行业的领先者。另有一些企业(如安东油田服务和宏华集团)，在技术储备上走在全国前列。

此外，中国页岩气储存地质条件也远比美国复杂，这进一步增加了页岩气的开难度。分析认为，中国页岩气主要分布在中国南方古生界、华北地区下古生界、塔里木盆地寒武-奥陶系广泛发育有海相页岩以及准格尔盆地的中下侏罗统、吐哈盆地的中下侏罗统、鄂尔多斯盆地的上三叠统等发育有大量的陆相页岩，地理位置上处于塔里木、准噶尔、松辽等9个盆地。

以上描述可以看出，中国的页岩气多分布在边远山区且离地表较远;丰度较差，矿井开期较短;中国页岩气地质结构种类较多，需要不同的开发技术，四川盆地属于海相页岩储层，可借鉴美国经验，而吉林东部盆地属于陆相页岩储层，美国技术不适用，需要自主开发技术。因此专家认为，中国在未来3～5年内，可以完成合作学习阶段；10年以上的时间才能完成技术消化；15年以上的时间达到技术成熟和工业化集的程度。

影响中国页岩气开的其他因素

除了技术因素之外，环境、、竞争等因素也严重影响了中国页岩气产业的发展。中国矿业联合会副会长兼秘书长陈先达表示，页岩气是一个高技术、高风险、回报期长的行业，比常规油气的成本要高得多。钻井、压裂、测井、地震四大技术支撑着页岩气的发展，哪一项技术不过关，都很难有所突破。尤其是我国页岩气的生产成本到底有多少，还需要研究。

首先是环境问题。环境保护部环境工程评估中心副总工程师任景明指出，页岩气开发过程中面临水体污染、空气污染和地质破坏三大环境风险。在同样产量情况下，页岩气的井田面积大约是常规天然气井田面积的十几倍，钻井数量则达到常规天然气100倍甚至更多，耗水量也是常规天然气的10倍左右。页岩气开发过程中产生的废水包含碳氢化合物、重金属、盐分以及放射性物质等100多种化学物质，可能造成地下水污染。页岩气中含有甲烷，可挥发性有机化合物，一旦泄漏，将引发大气污染。此外，开页岩气所使用的水力压裂技术有可能造成地质破坏。

美国宾州页岩气开发就曾经受到环保组织和当地居民的强烈抗议。由于担心地质灾害，美国纽约州和特拉华盆地已叫停了该地区的页岩气项目。

其次是问题。超过五分之三的中国页岩油气位于水缺乏地区，而开页岩气离不开水。现有的页岩气开过程，是将以百万升计的水、沙子和化学药剂一起注入页岩井下，压裂岩层，使页岩气溢出。中国页岩气储备主要集中在四川盆地和塔里木盆地，这两个区域水供应均已非常紧张，油气开面临巨大挑战。雪上加霜的是，页岩油气储量大的地区全都人口密集，这意味着如果企业想要开，除了要挤占灌溉水源外，还要和工业用水及生活用水竞争。一旦处理不当，开页岩油气将酿成水短缺和水污染的双重灾难。

中国各地区水压力情况

再次是矿权重叠问题。由于页岩气是新增加的独立矿种，相关法律法规不完善，同时页岩气的埋藏较深，较易在同一空间区域的不同深度存在不同的矿权，导致矿权重叠现象出现的频率很高。目前划定的页岩气勘查开发区块中，其中很大一部分与中石油、中石化的常规油气权重叠，当民企尤其是规模相对较小的企业遇到这样的问题时，很难与这些央企进行公开谈判、对话。

然后是天然气影响企业开发页岩气积极性。中国天然气定价机制比较复杂，国家发改委制定各个油田天然气井口价格和各段管道运输价格，各个省市制定各地零售指导价格。天然气价格处于严格的政策管制中，天然气井口价格远低于进口管道天然气和LNG价格。这产生两个问题：一是国内企业天然气开投资不足，发展缓慢;二是国际进口管道天然气和LNG价格高，进口亏损巨大。目前天然气价格试点已经启动，已有5个省参与了天然气价格改革，但大范围的改革还需较长时间。

最后是经济风险。相对于常规油气，页岩气是生在油岩里自生自储的油气，单位体积的丰度低，是“贫矿”。所以，开发页岩气需要大量的井，美国一年投入页岩气钻井压裂的资金就超过1000亿美元。而且页岩气井的生产产量递减速度很快，可持续投入很高。美国的投入资金分摊到数千家石油公司，而现在我国开发页岩气，3000米范围、1000米深度的水平井成本约7000万元元，单独的直井每千米需要1000万元人民币，每百米的深度也需要100万元人民币以上的投资，投资数额巨大。

另外，获得页岩气探矿权的硬性条件是“本次招标出让探矿权有效期3年，年均勘查投入应达到每平方千米3万元人民币及以上”。这一条已经击退了好多中小企业。这种结果下，对开页岩最积极的就是几大电力集团，它们用开出的天然气直接发电上网，不过到底投标得到的区块如何还很不好说，它们的相关开经验也严重不足。

由于页岩气革命的存在，2014年，美国已经取代了俄罗斯，成为了全球最大的天然气生产国(页岩气占到了25%以上)，有望根本上改变能源市场的定价和贸易模式;15年前几乎不存在的页岩油、气产业，如今为美国创造了200万个就业岗位。

以此观之，称页岩气的开发与应用被称为能源革命丝毫不为过，只不过，要想这阵革命的春风吹到中国，只怕还需要一段很长的路要走。

天然气什么时候涨价

中国需要天然气每年不断提升，呈上升趋势。产量增长已跟不上需求的急速攀升，对外依存度不断上升。

2013年，我国天然气表观消费量达到1676亿立方米，同比增长13.9%，已成为世界第三大天然气消费国。

从2006年我国天然气开始进口，进口量逐年上升，天然气进口通道不断完善，对外依存度不断提高。2013年，随着中缅管道建成投运，广东珠海、河北唐山和天津浮式LNG项目陆续建成投产，西北、西南、海上三条天然气进口通道初步建成。天然气进口量继续快速增长，全年进口量530亿立方米，同比增长25%，对外依存度突破了30%升至31.6%，比上年同期增加2.8 个百分点。

2013 年，国家发改委出台了天然气价格改革方案，天然气定价机制市场化改革取得了重大突破。2014年，消费量将达1860亿立方米，进口量达到630亿立方米。未来我国天然气需求还将不断上升，基准情景下，2015年需求可能达到2000亿立方米，2020年达3000亿立方米，到2030年将接近 5000亿立方米。供需缺口还将进一步扩大。

成都天然气阶梯计价周期时间段

已经涨价了, 很多城市都涨价了的.

中海油能源经济研究院首席研究员陈卫东表示,天然气涨价势在必行,需通过小步快走逐步实现。推进能源结构调整,关键还是提高天然气在能源结构中的比例,这需要“看得见的手”和“看不见的手”共同努力,而最终还得靠市场化的手段来解决,价格体系市场化是基础。

陈卫东称,天然气是人们生活必需,也是中国能源结构改变必需。但国产天然气产能不足,要提高使用比例主要依赖进口,而进口价格又高,除了国企平衡整体利润时应做部分牺牲,总体上,涨价成为必然趋势。

陈卫东说,目前,中国70%煤炭、18%石油和5%天然气的能源结构相对滞后,几乎还停留在半世纪前的欧洲水平。改变能源结构最现实的选择,就是尽快提高天然气在一次能源中的比例,否则环境污染将进一步恶化。

加大天然气使用比例,首先就要增加消费,促进价格市场化。陈卫东称,现在国产天然气的定价机制是“一气一价、成本加成”,仍属经济做法。中国已经是天然气生产大国和消费大国,到2012年天然气对外依存度已近30%。从哈萨克斯坦、土库曼斯坦等中亚国家进口天然气,1立方米亏损就接近1元。当前反垄断呼声不断,但明摆亏损的事,如果价格不透明,不能让投资人有一个明确、清晰的预期,就难以吸引投资和增大供给,从而阻碍能源多元化。

对于国内天然气价格与国际接轨的提法,陈卫东称,目前国际并没有形成天然气统一定价,只有几个基本的区域价格:第一个是美国,2008年曾高达13美元/MMBtu(Million British Thermal Units,国际天然气交易单位),而现在不到3美元,合人民币每立方米七八毛钱;第二个是欧洲,8-9美元/MMBtu,合人民币每立方米2元左右;第三个是亚太区域,日本是亚洲最大的天然气、LNG(液化天然气)进口国,价格也最贵,15-16美元/MMBtu,相当于人民币每立方米4元。相比而言,LNG易储存、易运输的优势,使其比较容易随行就市,有可能形成全球市场的期货定价。

成都天然气阶梯计价周期时间段：计量周期为每年9月1日起至次年8月31日，在年度周期之间不累计。

一、居民生活用气销售价格：第一阶梯价格2.03元/立方米，第二阶梯价格2.44元/立方米，第三阶梯价格3.06元/立方米。

二、合表用户和执行居民生活用气价格的非居民用户其用气价格暂执行第一阶梯气价。

三、为确保低收入群体不因民用天然气销售价格的调整而降低生活水平，对经民政部门核定的低保户和分散特困户的居民，气价由户籍所在地提供服务的燃气经营企业每月按照1.66元/立方米执行，气量不超过第一阶梯气量。具体操作细则由区民政局制定。

天然气定价：

天然气定价，天然气价格形成的机制。包括定价和市场供需关系定价两种形式。包括中国在内的世界上大多数国家的天然气国内价格由管制。

中国气价由井口价、净化费和管道输送费三部分组成。井口气价实行内分类气价和自销浮动价（一般为上下浮动10％）相结合的形式；管道输送费允许供需双方协商定价。