【正文】 及天然氣行業(yè)規(guī)模企業(yè)數(shù)量從業(yè)人員資產(chǎn)總計增長率負(fù)債總計增長率200616386057717589436020893796729110041043331049089數(shù)據(jù)來源：國家統(tǒng)計局從行業(yè)的增加值速度上看，在經(jīng)歷了2009年的30%負(fù)增長帶來的較大的影響后，2010年復(fù)蘇，%。2008年行業(yè)的增加值達到高峰。數(shù)據(jù)來源：國家統(tǒng)計局圖11 石油及天然氣行業(yè)工業(yè)增加值及其增長率第二節(jié) 2010年天然氣及LNG行業(yè)供給分析及預(yù)測一、供給情況分析截至2008年底，，%，尚有待探明資源量近50萬億立方米，勘探潛力巨大；天然氣分布相對集中，主要分布在陸上西部的塔里木、鄂爾多斯、四川、柴達木、準(zhǔn)噶爾盆地，東部的松遼、渤海灣盆地，以及東部近海海域的渤海、東海和鶯—瓊盆地，目前這9個盆地遠(yuǎn)景資源量達46萬億立方米，占全國資源總量的82%；，占全國已探明天然氣地質(zhì)儲量的93%；剩余資源量40萬億立方米，占全國剩余資源量的81%。圖12 中國天然氣資源分布2010年中國LNG年產(chǎn)量達900萬噸，預(yù)計2011年中國LNG年產(chǎn)量將達1900萬噸天然氣。已建成投產(chǎn)的3個LNG接收站一期規(guī)模930萬噸/年，一二期合計規(guī)模2830萬噸/年，目前尚未達產(chǎn)。上述在建的8個LNG接收站，一期規(guī)模2250萬噸/年，一二期合計6750萬噸/年。此外，在籌備中的項目還包括中石化廣西鐵山港區(qū)LNG項目、中海油深圳LNG項目、中海油海南LNG項目等；其中，深圳LNG項目和海南LNG項目已獲國家“路條”，廣西鐵山港區(qū)LNG項目已上報國家審批。在計劃中的LNG站線項目還有中海油的粵西LNG、遼寧營口LNG、江蘇鹽城LNG、河北秦皇島LNG等，中石油的深圳大鏟灣LNG、遼寧錦西LNG等，中石化的澳門LNG、天津LNG、江蘇連云港LNG等?？紤]到國家在節(jié)能減排方面的壓力，未來對LNG接收站的建立將會加大支持力度。國家審批LNG接受站主要考慮氣源是否能落實、資金規(guī)模、市場開發(fā)等問題。在中國，三大石油公司中石油，中石化和中海油是天然氣的生產(chǎn)商和供應(yīng)商，其中，中石油是最大天然氣生產(chǎn)商，占全國天然氣生產(chǎn)的80%；中海油專注于海上資源，它在LNG業(yè)務(wù)上發(fā)展速度很快；中石化近年來在天然氣勘探及生產(chǎn)方面發(fā)展速度很快，近年來四川普光氣田的發(fā)現(xiàn)使其天然氣產(chǎn)量大增。下圖表明的是各個供應(yīng)商的產(chǎn)量的變化情況。從行政區(qū)劃上看，我國天然氣主要集中在新疆、四川和陜西這三個省。從圖中可以看出，2005年之前，川氣的產(chǎn)量占據(jù)著我國天然氣產(chǎn)量的首要位置，隨著塔里木盆地的勘探和開采，新疆地區(qū)的逐漸成為我國天然氣的主產(chǎn)地。同時，陜西省的產(chǎn)量也出現(xiàn)了大幅的攀升。由于西氣東輸工程的實施，帶動了天然氣的消費量的急劇上升，天然氣的產(chǎn)量總體上呈現(xiàn)出明顯的上升趨勢。第三節(jié) 2010年天然氣及LNG行業(yè)需求分析及預(yù)測一、行業(yè)總體情況分析天然氣的未來需求決定于以下因素：（1）天然氣相對與其他替代能源的經(jīng)濟效率；（2）經(jīng)濟增長和提高生活水平而帶來對新能源的需求（3）為降低污染而減少煤炭消費的意愿這些因素在中國不同地區(qū)是不同的，北方資源豐富但污染嚴(yán)重，發(fā)達的沿海和東部地區(qū)對新能源需求強烈。這些因素還受一系列條件限制如天然氣價格和替代能源的競爭力，下游市場天然氣利用率，供應(yīng)，基礎(chǔ)設(shè)施等，從而決定實際消費水平。2010年，在中國經(jīng)濟快速增長的帶動下，能源需求較強。石油需求強勁反彈，重新進入上升通道。，%；石油進口量大幅增長，對外依存度超過55%，%；中國國內(nèi)原油產(chǎn)量首次突破2億噸，%，是過去18年中增長最快的年份。非常規(guī)天然氣開發(fā)取得積極進展，煤層氣利用量36億立方米，%。天然氣市場規(guī)模快速擴張，主要消費地向中東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)集中，2010年中國天然氣表觀消費量達到1072億立方米，%；其中，全年產(chǎn)量約950億立方米，凈進口122億立方米。數(shù)據(jù)來源：國家統(tǒng)計局圖13 我國各年天然氣消費量從需求增長趨勢看，我國天然氣的需求量呈顯著上升趨勢。雖然2008年的金融危機給需求量的增長速度帶來了一定的影響，但是2010年卻表現(xiàn)出了強勁的增長勢頭。隨著管道建設(shè)的進展以及LNG接收站的陸續(xù)建成以及海上油氣的發(fā)現(xiàn)，我國天然氣的供給量將會大幅的提升。從而會帶動消費量的更快的增長。二、按行業(yè)分的天然氣需求預(yù)測為了優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)，中國政府決定提高天然氣能源消費。使天然氣消費占整個能源消費的比例在2020年達到10%。天然氣將繼續(xù)利用于城市燃?xì)?、工業(yè)燃料、發(fā)電、化工。2010年，城市燃?xì)狻⒐I(yè)燃料和發(fā)電用氣占整個天然氣消費的2/3。以下是中國2010到2030天然氣消費結(jié)構(gòu)的預(yù)測：資料來源：中石油圖14 天然氣消費結(jié)構(gòu)預(yù)測三、按地區(qū)分天然氣需求預(yù)測中國的天然氣消費主要來自發(fā)達的三個沿海地區(qū)，珠江三角洲，長江三角洲和渤海地區(qū)。這些地區(qū)都有在發(fā)電和居民用氣方面巨大的能源需求，同時對污染的控制和措施正在進行。長江三角洲和珠江三角洲當(dāng)?shù)厝鄙倜禾抗?yīng)，這些地區(qū)在2020將占全國天然氣消費的2/3。下圖為中國2010年能源需求分布情況：資料來源：法國GAZDE圖15 按地區(qū)分天然氣需求從上圖可以看出，四川，浙江，上海，廣東，天津，北京，遼寧，山東等沿海地區(qū)是天然氣消費的主要地區(qū)，其年消費需求在2010年均超過50億立方米。第四節(jié) 2010年天然氣及LNG行業(yè)市場分析一、供需平衡分析及預(yù)測天然氣消費快速增長，%。進口LNG934萬噸，增長75%；首次進口管道氣44億立方米。非常規(guī)天然氣開發(fā)取得積極進展，煤層氣利用量36億立方米，%。天然氣市場規(guī)?？焖贁U張，主要消費地向中東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)集中。全年天然氣表觀消費量預(yù)達1100億立方米，%。為防止“氣荒”，國家發(fā)改委、能源局制定應(yīng)對預(yù)案。開始主動協(xié)調(diào)油氣企業(yè)，一方面加大天然氣增儲上產(chǎn)，鼓勵開展天然氣儲備；另一方面加大LNG現(xiàn)貨采購，補充國內(nèi)缺口；同時，調(diào)整檢修計劃，加快天然氣主干管網(wǎng)的投運進度，市場資源供應(yīng)量得到有效保障。在有關(guān)各方的共同努力下，2010年冬季全國沒有出現(xiàn)“氣荒”現(xiàn)象。數(shù)據(jù)來源：中國能源統(tǒng)計局圖16 中國天然氣生產(chǎn)與總供給量關(guān)系我國天然氣在未來將明顯表現(xiàn)為需求大于供給，對進口的需求將持續(xù)增長。二、價格變化分析及預(yù)測（一）我國天然氣價格定價機制天然氣價格是中央政府控制的13種商品中的一種商品，中央政府通過發(fā)改委制定天然氣價格，而發(fā)改委負(fù)責(zé)制定天然氣井口價，出廠價和運輸價格，當(dāng)?shù)卣贫ㄘ?fù)責(zé)最終消費價格（見下圖）。目前，出廠基準(zhǔn)價每年由政府制定一次，而且浮動不允許超過10%，下一年度的價格調(diào)整幅度不能超過上一年度的8%。數(shù)據(jù)來源：中國能源統(tǒng)計局圖17 我國天然氣現(xiàn)行定價方式圖我國天然氣上游定價機制現(xiàn)狀我國天然氣上游定價主要是研究天然氣的井口價格，按照價格管理形式，天然氣井口價格的演變過程可劃分為兩個階段。第一階段（1956年－1993年）：單一的國家定價價格管理形式階段。1993年以前，國家對天然氣井口價格一直實行單一的國家定價。無論是對天然氣實行分地區(qū)定價，還是制定全國統(tǒng)一價格，甚至實行價格“雙軌制”時，其計劃內(nèi)、計劃外的井口價格均是由國家定價。在這一階段中，按制定價格原則，又可分為兩個時期：（1）1956－1981年，優(yōu)惠低價政策以鼓勵使用天然氣時期。我國天然氣井口價格最早制定于1956年，每立方千米（下同）為70元。1956年，受當(dāng)時天然氣勘探開發(fā)，特別是輸送技術(shù)的限制，加之產(chǎn)量較少，原石油部為了鼓勵就地使用天然氣，將價格由70元下調(diào)為30元。這期間雖然對天然氣井口價格作過微調(diào)，但總的原則仍實行的是優(yōu)惠低價政策。（2）1982－1992年，通過提高天然氣井口價格，籌集天然氣勘探開發(fā)資金時期。1982年以后，為籌集天然氣勘探開發(fā)資金，增加天然氣生產(chǎn)投入，遏制全國天然氣產(chǎn)量大滑坡的局面，國家在逐步提高天然氣井口價格的同時，采取了多種價格形式。其中一項重要措施是實行天然氣商品量常數(shù)包干，對超出包干基數(shù)外供天然氣實行高價政策。需要指出的是，這時期天然氣價格的雙軌制不同于其他生產(chǎn)資料的雙軌制。計劃外天然氣井口價格仍有國家定價，實行雙軌制價格的目的也僅僅是為了多籌集天然氣勘探開發(fā)資金。第二階段（1993年至今）：國家定價，市場調(diào)節(jié)價或國家計劃指導(dǎo)價并存的價格管理形式。這一階段，國家對天然氣價格做了重大改革。首先于1994年，在1992年井口價格的基礎(chǔ)上，再次對井口價格水平作了較大幅度的調(diào)整。重要的是，1993年為加快企業(yè)轉(zhuǎn)換經(jīng)營機制，逐步向社會主義市場經(jīng)濟體制過渡，國家實行了企業(yè)自銷天然氣價格政策。同年原國家物價局下文，同意四川石油管理局自銷的天然氣實行市場價格。自此，天然氣井口價格開始進入由國家定價和市場調(diào)節(jié)價并存階段。1994年5月日以后，對企業(yè)自銷天然氣價格又規(guī)定了中準(zhǔn)價，允許企業(yè)上下浮動10％。目前我國對天然氣工業(yè)實行嚴(yán)格的價格監(jiān)管，天然氣出廠價和管輸價格實行政府定價或政府指導(dǎo)價。以生產(chǎn)成本為基礎(chǔ)定價。天然氣出廠價按計劃量，實行計劃內(nèi)和自銷氣兩種。其中計劃內(nèi)的氣量實行政府定價，由國務(wù)院價格主管部門制定，按用途可分為化肥用氣、居民用氣、商業(yè)用氣和其他用氣價格；計劃外企業(yè)自銷氣量實行政府指導(dǎo)價，由國務(wù)院價格主管部門制定基準(zhǔn)價格和浮動幅度，具體價格由供需雙方在浮動幅度范圍內(nèi)協(xié)商確定。我國天然氣中游定價機制現(xiàn)狀我國天然氣中游定價主要是研究的天然氣管道運輸價格。我國天然氣管道運輸價格一直實行政府定價。目前我國的原油及天然氣管道運輸價格分為兩部分：（1）“老線老價”，是指由國家撥款建設(shè)的或用貸款建設(shè)但已還清建設(shè)投資借款本息的國家管道，運輸價格執(zhí)行國家統(tǒng)一運價。（2）“新線新價”，所謂“新線新價”，是指由國內(nèi)外貸款建設(shè)的新輸油、氣管線，采用新線新價、一線一價的管理辦法，報國家價格主管部門批準(zhǔn)后單獨執(zhí)行。1984年國家實行了“利改稅”、“撥改貸”政策，對于新建天然氣管線實行了一線一價的政策，即按照“新線新價，老線老價”的原則執(zhí)行。國家核定新管道運輸價格主要按照補償成本、合理盈利和有利于市場銷售，同時兼顧用戶的承受能力的原則核定。目前我國對新建管道，管輸價格主要按照補償成本、合理盈利和有利于市場銷售，同時兼顧用戶的承受能力的原則核定項目建設(shè)單位是根據(jù)國家計委、建設(shè)部發(fā)布的《建設(shè)項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》來測算管輸價格水平。管輸價格就是在滿足行業(yè)財務(wù)基準(zhǔn)收益率的前提下?lián)Q算出來的，這一價格水平反映了項目在整個評價期所要求的最低的、平均的價格水平。我國天然氣下游定價機制現(xiàn)狀我國天然氣下游定價主要是研究下游用戶價格。天然氣屬自然壟斷行業(yè)，按照《價格法》規(guī)定，其價格實行政府定價和政府指導(dǎo)價管理。天然氣出廠價和城市門站氣價由國家發(fā)展改革委制定，居民戶到戶價格由省級價格部門制定，管網(wǎng)設(shè)施建設(shè)費（初裝費、入戶費）和天然氣售后服務(wù)價格由當(dāng)?shù)貎r格部門制定并報上級主管部門審批。天然氣管網(wǎng)作為公益性的基礎(chǔ)設(shè)施，基本依賴財政補貼或通過政府收取集資費來發(fā)展。民營資本投資天然氣基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)后，各地政府和價格部門大多數(shù)繼續(xù)采取收取管網(wǎng)建設(shè)費（初裝費、入戶費）和商品氣費的定價辦法，具體由3部分構(gòu)成：第一部分是管網(wǎng)設(shè)施建設(shè)費（初裝費、開戶費均為一次性收?。饕獜浹a固定資產(chǎn)投資、折舊和合理利潤；第二部分是安裝費，主要是小區(qū)或庭院以內(nèi)的管道建設(shè)及入戶安裝；第三部分是天然氣費，即補償燃?xì)夤举徣肴細(xì)獾某杀?、氣損及與燃?xì)夤?yīng)有關(guān)的人力和物資成本。在成本分?jǐn)偤褪召M方式上有3種情況：第一種情況，網(wǎng)建設(shè)費（含安裝費）彌補固定資產(chǎn)投資。管網(wǎng)建設(shè)費、安裝費合并為一個標(biāo)準(zhǔn)，氣價補償購進成本。第二種情況，管網(wǎng)建設(shè)費彌補固定資產(chǎn)投資并補償部分供氣運營成本。管網(wǎng)建設(shè)費、安裝費分開收取，氣價低于購進成本。第三種情況，固定資產(chǎn)投資由管網(wǎng)建設(shè)費和天然氣價共同分?jǐn)偂Ｌ烊粴鈨r格彌補部分固定資產(chǎn)的投資成本。氣價和管網(wǎng)建設(shè)費分?jǐn)偣潭ǔ杀镜谋壤龥]有明確規(guī)定，庭院管網(wǎng)建設(shè)費的具體標(biāo)準(zhǔn)，由各市價格部門測算后報省級價格部門核定。目前，我國天然氣最終銷售價格實行政府定價，由省級價格主管部門制定。我國天然氣定價機制存在的問題由于仍沿用計劃經(jīng)濟的定價模式，在天然氣工業(yè)的發(fā)展時期，價格不能真實反映成本，影響天然氣工業(yè)的發(fā)展和天然氣的有效利用。具體來說主要是：（1）政府控制價格的范圍過寬。在天然氣定價機制上，我國的天然氣價格決定權(quán)限在政府，不僅對天然氣的生產(chǎn)，而且對于管輸以及銷售等各個環(huán)節(jié)都實行政府定價。由于中央和地方政府的價格干預(yù)，天然氣市場的價格扭曲狀況已嚴(yán)重影響到天然氣工業(yè)的快速發(fā)展。（2）價格“雙軌制”問題。天然氣價格的“雙軌制”曾為籌集天然氣勘探開發(fā)基金，促進我國天然氣工業(yè)發(fā)展發(fā)揮了積極的作用。但是，隨著我國社會主義市場經(jīng)濟體制的不斷完善，氣價“雙軌制”也確實存在著弊病。在“雙軌制”下，供氣方希望每年的計劃價售氣量越少越好，用戶則不希望減少計劃價供氣量指標(biāo)，供求矛盾比較突出，供需雙方都希望將天然氣價格“并軌”。（3）價格機制不能適應(yīng)市場的變化，不能如實反映生產(chǎn)成本和市場供求狀況。按照目前體制，無論市場如何變化，天然氣價格是相對穩(wěn)定的，而用戶的產(chǎn)品價格和可替代能源價格已放開，隨市場情況而變化，如以天然氣為原料的化肥、化工產(chǎn)品，經(jīng)常出現(xiàn)大幅度的市場價格波動。在這種價格體制下，用戶的利潤隨產(chǎn)品價格變化，時高時低。而天然氣生產(chǎn)供應(yīng)者的利潤水平有相反的變化趨勢。在供需雙方之間沒有建立起隨市場變化、利益共享、風(fēng)險共擔(dān)的紐帶，影響了生產(chǎn)和消費雙方的積極性。政府在制訂天然氣價格時，很少考慮上游的資源量、氣田位置與消費區(qū)域的距離、天然氣埋藏的條件、天然氣開采不同階段的采氣成本差異等影響天然氣成本的因素。例如我國天然氣價格中的井口價部分，通常實行統(tǒng)一價格，而我國天然氣田的規(guī)模相對偏小，所以開發(fā)成本高、生產(chǎn)企業(yè)只能維持簡單的生產(chǎn)和日常維護，缺乏進一步勘探開發(fā)的資金支持，生產(chǎn)潛力和營銷積極性得不到發(fā)揮。另一方面，對于用戶來說，氣價的承受能力有限，在利用天然氣時往往要與電價特別是煤價進行對