天然气价格形成机制有哪些_天然气价格波动因素

1.如何促进能源供给体制化改革1000字

2.价格联动是什么意思

3.天然气前景怎么样？

4.有谁知道什么是天然气定价指数,JCC指数

5.天然气容量气价是什么意思

6.天然气什么时候涨价

为加强省内天然气管道运输和城镇燃气配气价格管理，提高定价科学性、合理性和透明度，省发改委制定《陕西省天然气管道运输和配气价格管理办法》。本办法自2022年4月1日起执行，有效期至2029年12月31日。办法适用于制定调整省内天然气管道运输和配气价格行为。

对新成立企业投资建设的管道

制定管输试行价格

本办法所称省内天然气管道运输价格是指天然气管道运输经营企业，通过省内短途管道向天然气经营企业或者用户提供管道输气服务的价格（包括煤制气、煤层气管输价格）。配气价格是指天然气经营企业通过城镇燃气管网向用户提供天然气配送服务的价格。

按照天然气价格改革“管住中间，放开两头”的总体要求，完善天然气管道运输和配气价格形成机制，为实现天然气价格市场化改革和上下游价格联动奠定基础。

对新成立企业投资建设的管道，制定管输试行价格，运用建设项目财务评价的原理，使被监管企业在整个经营期内取得合理回报，原则上按照可行性研究报告的成本参数，以及准许收益率7%、经营期40年来确定。

价格主管部门核定企业年度准许总收入后，根据管网结构、输气流向等实际情况具体确定管输价格形式，可实行同网同价，也可按距离或区域确定价格。其中：实行同网同价的，管输价格按照管道运输企业年度准许总收入除以年度管道运输气量计算确定。

管道运输企业有多条管道供气的，可根据各条管道运输气量之和确定价格。同一管道运输企业法人单位新建管道投产时，原则按照所属区域管输价格执行，下一监管周期纳入有效资产统一管理。

同一区域配气管网

执行同一配气价格

配气价格以经营天然气配送业务企业为管理单位，同一城镇区域内有多家燃气企业的，鼓励建立激励机制，科学确定标杆成本，在同一区域配气管网执行同一配气价格。

配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定。燃气企业年度准许总收入由准许成本、准许收益以及税金之和扣减其他业务收支净额确定。其他业务收支净额为燃气企业使用与配气业务相关资产和人力从事安装施工等其他业务活动的收支净额。其他业务和配气业务的共用成本，应当按照固定资产原值、收入、人员等进行合理分摊。

年度配送气量按以下原则核定：配气管网负荷率（实际配气量除以设计配气能力）高于40%的，按实际配送气量确定；配气管网负荷率低于40%的，按设计能力的40%计算确定。

对新成立企业投资建设的配气管网，可运用建设项目财务评价的原理，使企业在整个经营期取得合理回报的方法核定初始配气价格。核定价格时，准许收益率不超过6%，经营期不低于30年，定价成本参数原则上按可行性研究报告确定，可行性研究报告成本参数与成本监审规定不符的，按成本监审的规定进行调整。随着经营气量的增加，可适时调整为按“准许成本加合理收益”的原则核定配气价格。

各地可对配气成本按合理比例在居民用气和非居民用气间分配，逐步减少用户间价格交叉补贴。

管输和配气价格原则上

每3年校核调整一次

加快建立管道天然气上下游价格联动机制，当上游天然气价格调整时，终端用户销售价格可相应同向调整。天然气终端用户销售价格由购气价格和配气价格组成。多气源供气时，购气价格按不同气源购气价格加权平均确定。终端用户销售价格=购气价格＋配气价格。联动调整额=（计算期平均单位购气价格－现行平均单位购气价格）÷（1－供销差率）。联动调整后的终端销售价格=现行终端销售价格＋联动调整额。

各地价格主管部门应当清理规范配气延伸服务收费。属于城镇规划建设用地范围，用户建筑区划红线范围内的供气管网设施，由项目投资建设主体按照基本建设程序组织实施并承担费用，其中属于新建商品房、保障性住房的，建设费用纳入房价，不得在房价外另行向用户收取，属于老旧小区改造的，按照“受益者付费”原则公平分摊；建筑区划红线范围以外的供气管网设施由或者特许经营企业按照经营范围负责投资建设，费用由或特许经营企业承担。

管输和配气价格原则上每3年校核调整一次。管道运输企业、燃气企业应在每年6月1日前，通过企业门户网站或指定平台公开收入、成本、具体执行价格等相关信息，推进价格信息公开透明，强化社会监督。

如何促进能源供给体制化改革1000字

西宁市居民生活用天然气价大概是一立方1.48元。

以下是对天然气价格改革的介绍：

1987年以前完全由制定国内天然气价格；

1987年10月27日，根据《天然气商品量管理暂行办法》，分别实行如下价格管理办法：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，根据《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》，取价格双轨制下的指导价，具体如下：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，根据《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；

2011年12月26日，根据《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》，实行在两广地区试点，将成本加成定价改为按市场净回值定价；

2013年6月28日，根据《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》，实行门站价施行基于市场净回值法的指导价；

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。

价格联动是什么意思

“十二五”时期是我国经济增长从速度转向质量的关键期，能源发展也站在了新的历史转折点上，到了由“大”变“强”的关键阶段。这一根本性的重大转型，是我国经济社会领域一场深刻变革，必须以更长远更广阔的视野，清醒认识，未雨绸缪，从能源安全和可持续发展的高度，把握好国际竞争的新定位和新优势，确立能源战略的重点和措施。

1.制定能源战略，明确2050年的发展方向和路径。

建设能源强国必须遵循以下原则，从全球视野制定一个长远的、符合国情的、可操作的能源发展大战略：立足今后50年，至少考虑到2050年。根据能源发展规律，一种新的能源占能源总供应量的比重由1%上升到50%，替换周期平均需100年，大规模能源系统的建设周期一般需要20―30年，新能源从开始研究到推广应用的周期则需要30―50年，因此，能源发展必须有长远的战略眼光。立足统筹。一是统筹能源与经济发展，既要保障经济社会的发展需要，又要对化石能源消费提出总量控制目标，确定合理的发展速度、产业结构和消费模式，促进经济发展方式的转变；二是统筹国内与国外，既要发展全球性多元能源供应体系，又要立足国内解决能源缺口；三是统筹能源与、运输等外部因素，尽早建设煤炭运输新通道，即准格尔至集宁―正兰旗―多伦―围场―凌源至绥中芷锚湾，保障曹妃甸和芷锚湾两个深水港成为我国能源大通道的咽喉地位；四是统筹能源各部门、各环节的发展，合理规划输煤与输电，合理布局火电与核电，协调电源与电网的发展。立足国情，坚持因地制宜。大基地建设、远距离输送不是唯一的方式，从发展趋势看应鼓励小规模、低电压、分散型、就地消纳的新能源和分布式能源。对不具备远距离输送条件，也不能就地消纳的，可暂缓发展或待机发展，避免造成不必要的浪费。立足节约，形成节能优先体制机制。按照科学供给满足合理需求的原则，合理控制能源消费增长速度和消费总量。立足科技创新，抓住世界新一轮能源革命的历史机遇，提高整个能源供应的技术附加值含量。

2.完善能源安全保障体系，保障能源安全供应。

树立并落实互利合作、多元发展、协同保障的能源安全观，全面注重油、气、煤、核等的供应安全，为国家安全及经济安全提供能源保障。取综合措施保障石油安全。一是加强国内油气的勘探开发，保持石油供应长期稳定；二是尽可能加入到国际合作架构中，全面进入国际市场，特别是积极参与期货和现货交易，将市场作为获得石油产品的主要手段；三是逐步建立和完善石油战略储备体系和预警体系，在建立完善现货储备的同时，抓紧建设石油期货储备；四是把金融安全与石油安全合并考虑，建立外汇储备与石油储备的转换机制，使国内庞大的外汇储备服务于国家经济安全和能源安全，统筹协调相关金融机构和石油石化企业，争取国际石油定价权，有效规避国际油价风险；五是积极稳妥推进石油替代。提高煤炭的安全、高效、清洁开和利用水平。在完成煤矿经营体制整顿基础上，应重点解决煤炭安全生产问题；煤炭开发从以扩大生产规模为主调整为建设安全高效现代化煤炭工业为主。建立铀储备机制，建成首批储备库。加快国内铀的勘察，在保有一定储量条件下，尽量多地利用国外铀。建设安全、经济、稳定、智能的电网和电力系统，提高电网抵御军事打击、恐怖活动、自然灾害的能力。

3.切实解决结构调整问题，为优化能源结构奠定基础。

能源结构的重大调整需要较长周期，欧美等国的能源结构调整均用了20多年时间，才实现多元化，明显降低了对煤炭和石油的依赖程度。优化我国能源结构，必须取更加有效的措施。吸取日本福岛核电站事故教训，在确保安全和自主创新的基础上审慎发展核电。一是确保风险可控。建立对安全可靠性、核废料处理、环境影响、核燃料供应等风险进行控制的有效机制，完善新建电站的前置许可制度，全面评估安全和可靠性等问题，并给公众提供参与评估的机会。二是尽早实现关键部件国产化，加快核电设备设计和制造的自主化步伐，构建以核电机型设计为龙头的中国核电设计、生产、供应产业群，注重标准化建设。三是加快核电人才的培养。创新机制，解决水电开发的有序和面临的生态保护和移民安置问题。一是鼓励投资各方组织覆盖全流域的股份制开发公司，以效率最佳原则优化排定开发顺序，切实落实统一规划、统一标准、协调建设。二是注重公众参与，建立并完善生态保护补偿机制。三是转变单纯补偿移民的做法，推进移民的土地流转权转化为资本投资的改革，切实维护移民权益。协调配套政策支持新能源发展。一是建立新能源发展协调机制，对新能源政策进行统一协调，避免政出多门影响政策整体效果的情况。二是调整政策支持重点，从支持上规模转到支持技术进步，从支持产业中游及设备制造环节转到支持上游研发和下游应用，鼓励企业通过技术创新、降低成本、提高效益，实现商业化运营。把发展天然气作为优化能源结构的重要途径，加快发展。一是调整当前的天然气依附于石油的发展战略，出台扶持天然气发展的政策，提高天然气的市场竞争力。二是大力加强天然气输送管网和终端消费的开拓，协调天然气上、中、下游的规划，尽早建立公正、灵活的天然气价格形成机制。三是积极推动民营企业进入煤层气、岩层气开发市场，统一对煤层气开发的和基础设施管理，使煤层气和非常规天然气成为重要的补充气源。四是将储气库建设纳入能源和市政基础设施建设内容，及早做好储气库选址及建设工作，确保供气安全。

4.确立节能减排优先原则，全面提高能源利用效率。

培育碳排放交易市场，通过市场的激励机制调动企业减排的积极性。允许能源密集型企业选择自愿减排协议进行减排；充分利用CDM机制，获取国际减排资金，承接节能减排技术的转移和扩散；逐步引入碳银行制度，为地区和重要企业建立碳账户，鼓励碳交易。建立绿色税收体系，用财税手段支持绿色低碳经济发展。提高税和环境补偿标准，将环境损害成本和耗竭成本反映到能源价格中；降低高能耗产品的出口退税甚至征收出口关税，减少能源以载能产品的形式出口；提高能源消费税，增加能源使用成本；研究开征碳税，对实施节能减排的技术改造项目，实行贴息优惠政策，加大对高耗能、高耗材、高排放、低效能产业的技术改造力度；加快传统火电机组改造升级，推广洁净煤利用技术，提高发电效率。根据东西部经济发展水平和环境容量，科学安排中西部的节能减排指标，不搞一刀切，避免不必要的行政手段。确定行业能耗标准，实行优胜劣汰。确定各行业先进耗能量标杆作为奖惩基准，使行业节能有标准，避免年底突击“冲刺”指标。

5.加大能源科技投入，明确相关技术路线。

加大能源领域的科研投入，显著提高能源研发投入比重，激励创新。集中人力、物力和财力组织重大能源问题科技攻关，研究和跟踪重大能源技术的变化趋势，实施重大能源工程的技术论证，明确相关技术路线和发展目标。鼓励风险投资、股权投资等各类资金参与新能源技术研发；鼓励能源企业自主研发，对企业投入的研发费用给予税收优惠，为能源长期可持续发展提供强有力的技术支撑；增加能源科技成果产业化的扶持力度，努力降低能源技术商业化应用的成本。

6.培育具有可持续发展能力和国际竞争力的能源企业。

完善行业管理体制，建立平等的市场准入制度和公平竞争的市场机制，催生国际竞争力强、拥有自主知识产权和著名品牌的跨国能源企业集团。鼓励扶持民营企业做大做强，促使其成为能源企业的生力军，为能源企业拓宽做大做强的新机制。转变对中央企业的经营业绩考核方式，根治急功近利、竭泽而渔、张扬政绩的行为。对竞争领域的能源企业，不再考核总利润，改为考核单位资产的利润率水平和资产负债率水平以及节能减排成效，引导竞争领域的能源企业追求实实在在的经济效益和投资安全水平；对垄断领域的能源企业，如电网企业，不再考核总资产排名和总利润，改为考核单位有效资产的过网输电、配电的电量水平，引导电网企业提高效率，降低成本，鼓励其积极消纳风电等新能源电量。鼓励企业科技创新和技术进步，提高企业核心竞争力，使能源企业走上内涵式的可持续发展之路。

7.深化改革，完善能源管理体制。

体制是实现战略和规划目标的保障，“十二五”期间必须在体制改革方面有新的突破，这是保证能源发展由大变强的关键环节。组建统一的能源管理部门，切实转变职能。只有组建一个全新的权责法定、职能清晰、适应国家长远战略发展、改革和国家能源安全要求的现代化的能源管理体制，才能实现历史性大变革和大跨越，为今后几十年发展奠定一个高效的现代化的体制框架和基础。应逐渐淡化行政审批等行政管理职能，的职能主要体现在：制定能源战略、规划和政策，调控能源总量平衡，保障能源安全，调整能源结构，推行能源节约，进行国际能源合作，管理能源信息的统计发布及预测预警，建立公正、公平、公开的市场环境和竞争环境，支持能源技术进步等。推进能源领域市场化改革，引入有效竞争机制。一是在电力行业，建立竞争、开放的电力市场，改革电价形成机制，建立同网同质同价的新电价体系，形成电网吸纳新能源的新体制。二是在石油天然气行业，加快石油天然气价格形成机制的改革，减少对油品和天然气价格的直接干预；成立全国性的管网公司，实行输配分开，打破地域垄断，鼓励三大石油天然气集团进入对方区域开展业务，形成全方位的竞争格局；放宽民营资本进入石油天然气勘探、开、管网输送、石油化工、油品流通领域(包括批发和零售环节)的限制；鼓励社会资本进入天然气管网的建设，同时加强对具有自然垄断特征的管网设施的价格监管；建立完善石油安全预警机制和战略石油储备制度。三是在煤炭行业，建立煤炭现货市场和期货市场，促进煤炭清洁化技术的广泛应用，使我国煤炭工业在国家总体能源战略中的基础性地位得以体现。

8.建立健全能源法律体系，保障能源改革发展。

能源法律体系建设的基本目标应当是：为新的能源管理体制提供法律依据，为能源企业强盛创造好的法制环境；建立起一个“宏观调控、行业自律服务、企业自主经营、国有资产依法管理”的新的体制格局；建立一整套能源法律原则；构筑统一、开放、竞争、有序的能源市场；调整能源生产、经营、市场、价格、安全法律关系，规范能源投资者、生产者、经营者、使用者的权利义务；解决能源改革发展中的突出难点问题。能源立法的重点，应立足于推动并规范能源行政管理体制和能源市场化改革。当前，能源工业改革已到了攻坚阶段，职能的转变已成为深化改革的制约因素，部门是改革的领导者、组织者和推动者，改革的每一步关键环节都取决于的决策和执行。能源立法要解决的首要问题，就是如何依法管理能源、依法推进改革。能源法律体系建设任重道远，必须明确总体思路。一是立法与改革同步；二是制定立法规划，分步实施；三是在先立上位法再立下位法原则下，根据实际情况和需要，成熟一个抓紧立一个；四是积极支持地方能源立法，充分发挥地方立法的作用；五是坚持走民主立法、科学立法之路。

天然气前景怎么样？

一、“价格联动机制”的涵义，价格联动机制，是指下游产品价格因受上游产品价格变动的影响而涨跌趋向一致的价格调整制度。包括顺价上调和顺价下调两种形式。这种机制的最大特点是，下游产品价格直接与上游产品价格挂钩。即：上游产品价格上涨时，下游产品随之上涨；上游产品价格下跌时，下游产品价格随之下跌。

二、国家积极倡导建立价格联动机制

随着价格体制改革、特别是性产品价格改革的不断深入，价格管理方式也发生了根本性的变化，价格联动机制逐步建立。目前，成品油价格已建立了随国际市场原油价格变动而变动的机制，天然气价格形成机制改革的步伐也正在加快，与之相关联的道路旅客运输价格、城市出租汽车运输价格、民用天然气销售价格等与上游产品挂钩的价格联动机制初步建立。

三、工作效率提高是建立价格联动机制最直观的好处

建立价格联动机制，形成上下通畅的价格调整制度，既可以及时疏导价格矛盾，确保社会稳定，减少不必要的购进成本，惠利于民，又可以节约行政成本，还可以缩短价格决策时间，提高工作效率。

四、价格联动机制的核心问题是“价格联动”

价格联动机制的核心问题是“价格联动”，即上下游产品价格直接挂钩，上动则下动，上不动则下不动。建立价格联动机制后，与之联动的下游产品价格调整时，不再举行价格听证会，但还须按照《制定价格行为规则》的其它规定和程序依法制定价格。

五、不是所有的价格调整都适用价格联动机制，性产品销售价格由购进成本和输配成本构成。

六、关于是否设置启动点和联动系数的问题

目前，大多数城市的价格联动办法都设置了启动点和联动系数。有的设置为“当上游价格上调或下调百分之几时启动价格联动机制”，也有不设置联动系数的。

七、合理消化涨价因素

价格联动时，应合理消化涨价因素。除了上游产品直接上涨的价格外，还应考虑由此给下游产品新增加的直接费用，比如损耗、税金；如果“同时间”调整的话，就可以不考虑资金利息了。除此之外，其它任何费用均不得利用价格联动之机进入销售价格。针对不同的产品，国家或省有关部门应制定统一的损耗率，使其在同一区域内的测算标准一致。

八、建立价格联动机制与依法行政相辅相成

建立价格联动机制，只是对定调价项目的组成内容的定价方式进行了调整，即将上游已经定价的购进成本部分纳入联动机制，这并不改变该项目整体作为听证项目的性质。再则，建立价格联动机制的项目，均为省及省以上价格主管等有权部门要求建立价格联动机制的项目，即已经授权的项目。因此，建立价格联动机制与依法行政并不矛盾，且相辅相成。

归根结底，建立价格联动机制的目的，是要及时疏导价格矛盾。价格联动机制的建立，不仅要“同方向”，即：上游产品价格上涨时调高下游产品价格，上游产品价格下跌时调低下游产品价格；而且还要“同时间”，即：上游产品价格什么时间调整，下游产品价格就什么时间调整，特别是那些没有预留调价空间和预留调价空间较小的品种，上下游调价时间保持一致，不留或尽量不留价格调整时间差。所以，价格联动机制应设置启动点，但不应设置联动系数。否则，价格联动机制的建立就起不到及时疏导价格矛盾的作用。

有谁知道什么是天然气定价指数,JCC指数

如果短期的几年内发生天然气供过于求的局面，那么将导致近年来培育的多元化天然气供应商被清洗出局，天然气行业也会陷入来回震荡的亚健康状态。?

据此，杨建红认为，清洁是天然气的核心价值，环境约束、政策驱动是天然气发展的保证，应坚定使用清洁能源的国家战略，为优化能源结构和改善空气质量，推进的控煤政策和“煤改气”工程应具有可持续性。从技术方面来看，应全力加大国产气的勘探开发力度和提高国产气产量；从经济性来看，应着力解决中国供应大幅上升后带来的“亚洲溢价”问题，降低天然气供应价格，刺激市场自然增长。?

▲2010-2018年中国天然气产量（2018年为前三季度数据）

截止到6月6日，LNG亚洲到岸均价已经创记录达到2.36元/立方米，同比2017年的涨幅高达74%。这也是自2015年以来，同时期相比价格最高的一年。?

“到岸价完全可以降到2元/立方米。”杨建红认为，目前的到岸价与国际天然气市场供给宽松，以及中国是全球最大天然气买家的现状不符，未来需要创新进口策略和体制，为降低进口天然气到岸价创造条件。?

气库资讯总经理黄庆认为，中国应尽快建立自己的价格指数中心，来降低和合理化“亚洲溢价”和它的价格形成机制。?

不过黄庆对未来的天然气消费持乐观态度。一方面，在农村天然气利用方面，天然气存在通过市场自然选择取代液化石油气的空间。另一方面，“煤改气”政策的弱化是暂时的，未来依然会加强。?

“目前的政策微调是因为天然气供应能力不足。”黄庆说，后续供应增长，会有更强力的“煤改气”政策，“核心逻辑是治理大气污染是我国的国家战略。”

天然气容量气价是什么意思

（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。

天然气什么时候涨价

天然气容量气价是指补偿固定资产折旧的气价，容量费是固定资本的补偿，包括固定管网、设备的折旧、初期建设费用等。

解释：国家发改委价改方案是将天然气分为存量气和增量气两部分，存量气就是去年用的气量，增量气就是今年减去去年的气量。

相关资料

区分存量气、增量气，并分别定价，有利于尽快建立天然气价格形成新机制，并充分释放市场信号，有利于下游用户合理有效利用天然气。

同时，存量气价格分步调整，对现有用户影响较小；以增量气带动存量气价格调整，有利于降低方案实施的难度和阻力，保障平稳实施。包括固定管网、设备的折旧、初期建设费用等

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。