天然气或将进入新发展阶段

　　天然气在全球能源可持续发展中的作用已得到广泛而充分的肯定。特别是近年，全球地缘政治格局的演变、石油供需关系的态势、气候变化和环保的压力、美国非常规天然气的突破、日本核危机的影响以及新能源的经济技术性等因素，进一步推高了全球对天然气的重视度和依赖度。
　　
　　天然气市场跨入新阶段
　　
　　我国在上世纪70年代末成为亿吨产油国以来，石油的市场化程度不断提升，但天然气的发展和市场化进程缓慢。进入新世纪，随着我国天然气勘探、开发取得重大突破，天然气市场快速成长，已初成体系，翻开了历史性的新篇章。

　　
　　天然气消费快速增长。过去10年，我国天然气消费量年均增长16%。2010年突破千亿立方米，达到1070亿立方米，比2000年增长4.4倍。在我国一次能源消费结构中，天然气的比重已由2000年的2.4%增长到4.4%。天然气消费区域实现了由产地到跨区域消费的转变，长三角、环渤海、东南沿海等经济发达地区的消费量已占到全国消费总量的40%。
　　
　　天然气储产量保持增长高峰。过去10年，我国天然气可采储量年均增长3000亿立方米以上，资源探明率为20%左右，仍处于勘探中早期。天然气产量年均增长14%，2010年达到945亿立方米，比2000年增长3.6倍，增速在各类化石与非化石能源中领先。
　　
　　天然气基础设施建设快速推进。过去10年，先后有西气东输一线二线、陕京二线三线、川气东送等长输管道建成投运。截至2010年底，国内天然气干线总长度达到4.5万公里。建成3座LNG接收站，另有8座在建，预期2013年前陆续投产，届时总接收能力将超过4000万吨/年。建成地下储气库6座，调峰能力达到18.7亿立方米。多元化的气源格局正在形成。过去10年，我国利用国外天然气资源取得重大突破，已是亚太地区唯一既进口LNG又进口管道气的国家。2010年天然气进口量约170亿立方米。其中，LNG进口930万吨（折合126亿立方米），管道气进口44亿立方米，进口量已占国内天然气消费总量的16%。
　　
　　我国天然气在世界市场中的角色正在发生重大转变。过去10年，我国跨入了世界主要天然气生产国和消费国行列。2010年在世界各国天然气探明可采储量的排名已从2000年的第19位升至13位，在世界各国天然气产量的排名已从2000年的第16位升至第7位。在世界各国天然气消费量的排名已成为美国、俄罗斯、伊朗之后的第四大消费国。
　　
　　据预测，在适度政策鼓励情景下，2030年前我国天然气需求年均增长逾15%，达到5000亿立方米。天然气在我国一次能源消费结构中的比重将由目前的4%升至12%，由补充能源转变为主力能源。届时，在国内供给发挥主渠道作用的同时，进口量将占不小比例。我国与世界天然气市场的融合度，以及世界天然气市场对我国天然气市场的影响都将显著增强。
　　
　　价格机制改革是关键
　　
　　天然气市场如何加快发展，价格改革是关键因素。我国现行天然气价格无论与替代能源相比，还是与国外天然气价格相比，都不能较好反映资源的稀缺性，反映供求关系和生产与供应的成本。天然气价格与替代能源价格相比明显偏低。以北京为例，天然气等热值价格是液石油气的40%、煤气的78%、电力的40%。世界较多国家天然气价格与本国或国际市场原油价格同起同落，具有一定的比例关系，两者的比值一般为0.5～0.7。我国天然气价格与原油价格起落毫无关联，天然气门站价格只有国内中质原油价格的0.22～0.49，远低于国际水平。
　　
　　此外，建立碳税是实现碳减排的重要手段。若实施这项税制，天然气价格与可比能源相比具有更大的提升空间。以秦皇岛不同热值的煤炭港口价、上海居民电价和工业电价、国际原油价格与全国天然气平均出厂价进行对比，在不考虑碳排放成本的情况下，天然气平均出厂价为1.2元/立方米，与热值5500大卡的煤炭价格较为接近，但仅为上海居民和工业电价的21%和15%，以及原油价格的25%。若模拟三档碳税测算，碳税20元/吨时，与煤炭的价差拉大0.03元/立方米；碳税50元/吨时，与煤炭价差拉大0.06元/立方米；碳税100元/吨，与煤炭价差拉大0.12元/立方米。
　　
　　天然气出厂价格远低于国际天然气价格水平。我国利用国外天然气的来源，一是管道气，主要来自中亚和俄罗斯。二是LNG进口，主要来自中东和南亚地区。中亚和俄罗斯天然气的传统出口地是欧洲，我国引进与欧洲存在着竞争关系。我国LNG进口地主要集中在东部沿海地区，地理位置上与东亚各国和地区（日本、韩国和中国台湾）同属一个市场，我国进口与这些国家和地区也存在竞争关系。
　　
　　据对比分析，近年我国天然气出厂价虽有提高，但与国际贸易价格一直存在较大差距。以今年4月为例，德国、法国、意大利进口管道气价格分别为11.15美元/百万英热单位、10.62美元/百万英热单位和11.52美元/百万英热单位，日本进口LNG均价大体为12.45美元/百万英热单位。而我国天然气出厂价仅为上述国家进口管道气或LNG价格的一半左右。
　　
　　我国天然气定价未考虑不同用户成本的差异和峰谷气价。在天然气出厂价格中，城市燃气价格较低，工业用气价格较高，这种价格机制不符合经济规律，也不利于天然气市场的快速发展。我国地域广阔，季节性用气峰谷差较大，其中两湖地区达2:1，华北地区高达7:1，北京地区更是高达10:1。采取统一定价方法，不能区别不同用户调峰需要，用气高峰期增加的供气成本不能向用户及时有效传递，既抑制了供应商对储气设施投资的意愿，又不利于引导下游用户采取有效手段平衡用气峰谷差。
　　
　　总体来看，我国现行的天然气定价机制，一是不利于气田的勘探开发，难以保障资源的接替。二是导致需求盲目性，供应压力加大。三是对引进国外天然气资源带来制约。四是导致进口气企业面临亏损，不利于行业的可持续发展。
　　
　　“十二五”规划纲要明确提出，要建立健全能够灵活反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的资源性产品价格形成机制，并指出要理顺天然气与可替代能源比价关系，这为推进天然气价格改革指明了原则和方向。按此原则和方向，我国天然气价格机制改革应积极稳妥地加快推进。在改革思路上，近期应以简化或归并出厂价格分类、建立天然气价格与燃料油、LPG等替代能源价格挂钩联动机制为目标，逐步缩小与进口气价格差距，并定期调整。中期以完善价格形成机制为目标，推动国产气价与进口气价接轨，调整理顺终端消费价格结构，推行天然气调峰价格、可中断供气和不可中断供气价格等。在此基础上，进一步形成有调控的竞争性市场定价机制，以市场供需决定价格，并能够随供需情况波动。