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中国天然气定价与监管：挑战与IEA经验

核心内容概述

本报告分析了中国天然气市场面临的定价与监管挑战，并借鉴了国际能源署（IEA）成员国如美国、欧洲及英国的经验，旨在为中国天然气市场改革提供参考。报告指出，中国计划在2015年前将天然气在一次能源消费中的占比翻倍，达到260亿立方米，这需要从国内和国际两个渠道保障供应。然而，天然气市场的快速发展伴随着一系列挑战，包括定价机制、基础设施建设、市场结构、监管框架和竞争环境等。

主要观点

• 中国天然气市场目标：在2011年至2015年的第十二个五年计划中，中国计划将天然气消费量翻倍，使其成为能源结构中重要的一环。
• 供应来源多样化：中国天然气供应将依赖于国内资源（包括非常规资源）和进口（管道气与LNG）。
• 定价机制问题：目前中国采用的是基于成本加成的定价机制，缺乏市场导向。随着非常规资源开发和LNG进口增加，这种机制可能无法有效激励生产、进口和消费。
• 市场改革需时间：市场自由化和枢纽发展是一个长期过程，美国和英国的市场自由化经历了10至20年，中国也需逐步推进。
• 监管与政策导向：中国需要建立清晰的法律框架和独立监管机构，以促进市场公平竞争和基础设施投资。
• 第三方准入的重要性：有效的第三方准入是推动市场定价改革和激励国内生产的关键，中国应考虑在管道和LNG终端引入这一机制。
• 上游市场自由化：上游市场自由化对天然气产量和市场结构具有深远影响，中国应借鉴OECD国家的经验，逐步推进。

关键信息

中国天然气市场现状

• 中国天然气消费量在2011年已达到130亿立方米，是全球第四大天然气消费国。
• 2011年，中国天然气价格在非OECD国家中偏高，约为12至25美元/百万英热单位（MBtu）。
• 中国需要解决不同用户类别之间的交叉补贴问题，特别是在工业和公共服务领域。

中国天然气定价挑战

• 当前定价机制基于成本加成，不适应市场变化。
• 随着非常规资源（如页岩气）和LNG进口的增加，中国面临更复杂的定价环境。
• 建议逐步引入市场导向定价机制，例如基于上海枢纽的经验，发展以油价指数为基础的净回本定价模式。

市场自由化与枢纽发展

• 市场自由化和枢纽发展是一个长期过程，需要时间成熟。
• 上海已尝试建立LNG枢纽，但交易量和参与者数量仍有限。
• 建立现货市场需要足够的网络容量、透明准入、竞争参与者以及金融机构的参与。

基础设施建设

• 中国目前的天然气输配网络仍不完善，需加快基础设施建设。
• 欧洲和美国的经验表明，基础设施开发（如管道、LNG终端和储气设施）是市场自由化的重要组成部分。
• 储气设施的发展尤为关键，以应对日益增长的居民用气需求。

监管与政策建议

• 中国应设立独立的天然气监管机构，明确政府各部门职责。
• 建议采用类似英国的模式，设立两个独立监管机构分别管理上游和下游。
• 政府需避免大型国有石油公司（CNPC、Sinopec、CNOOC）对政策制定的过度干预。
• 建议在制定新政策时，广泛征求各类利益相关方的意见。

OECD国家经验

• 美国：通过市场自由化和区域定价机制，实现了天然气产量的快速增长。
• 欧洲：市场自由化与电力市场改革并行，但进展缓慢，部分国家仍保留垄断性基础设施。
• 英国：在1986年开始市场自由化，逐步引入竞争机制，促进价格发现和市场效率。

市场结构与监管

• 中国目前的市场结构仍较为集中，需推动市场开放和竞争。
• 建议引入第三方准入机制，以促进输气管道和LNG终端的公平使用。
• 储气设施的监管模式因国家而异，中国应根据自身需求选择合适的模式。

结论

中国天然气市场正处于快速发展的阶段，需在定价机制、基础设施建设、市场结构和监管框架等方面进行系统改革。借鉴OECD国家的经验，特别是美国和英国的市场自由化路径，有助于中国制定更加有效的政策。然而，市场改革是一个长期过程，需要政策的稳定性、法律的完善性以及各方的协调合作。