天然氣采掘業(yè)特點及價格決定因素分析

257.584.95295.365.6814.75

49664420-10.99天然氣價格發(fā)展趨勢:

油價與氣價正逐漸趨向統(tǒng)一，價格差距不斷縮?。晃鳉W和美國與亞洲在歷史上形成的巨大天然氣價差現(xiàn)已相當接近，全球天然氣市場已初見端倪，世界天然氣價格有可能像油價朝一個市場價邁進。亞洲氣價將穩(wěn)步攀升，過去5年內，亞洲的氣價平均約4.5美元，但目前正在接近西歐和美國的水平；種種跡象表明，天然氣市場正由買方市場轉向賣方市場。一、二年后，賣方將拒絕接受價格上限方法，并將不滿足于10-15年短期合同；今后三年內，天然氣價格將繼續(xù)追隨油價漲落。（2）不同行業(yè)終端用戶天然氣價格的差別日本和英國民用和工業(yè)天然氣價格對照表單位：美元/千立方英尺從上表可以看出，日、英的民用氣價格明顯高于工業(yè)用氣價格。從整體上看，日本民用、工業(yè)氣價都分別高于英國民用、工業(yè)氣價，說明英國獲得能源比日本的成本要低得多。國家2000年2001年2002年民用工業(yè)民用工業(yè)民用工業(yè)日本1230.17430.341110.49386.321032.73339.36英國278.3499.43272.35133.46301.34134.70近期國內外天然氣價格對比（元/103m3）三、天然氣價格現(xiàn)狀與存在的問題注：1．*進口邊境到岸價（不含稅）；**門站價；***批發(fā)價。2．※為2003年西南油氣田分公司商品氣加權平均出廠價。資料來源：世界天然氣報告（2004年版）；中國石油西南油氣田分公司計財處。

我國的天然氣價格水平不僅低于北美和西歐等發(fā)達國家，而且低于許多發(fā)展中國家。

俄羅斯的低氣價有著多方面的因素，包括資源量特別豐富、世界級大氣田多、勘探條件好、天然氣開采成本低等。（3）天然氣與石油價格比一般來說，天然氣井口價與原油的等熱值比價約為0.7-1，近期油價高達60美元/桶以上時，同期美國市場比價為1:1.7，中國天然氣出廠價（例如0.7元/立方米）與國際油價之比高達1：4.18，即使天然氣終端消費價（例如1.1元/立方米）與國際油價之比也高達1：2.66。在歐洲天然氣消費市場，英國天然氣價格近幾年來與石油價格相比，呈下降趨勢，尤其是工業(yè)用戶和發(fā)電用戶的價格已經低于等熱值下的石油價格。全球LNG市場①全球LNG交易已經建立，但形成“全球市場”尚需時日②世界LNG市場沒有世界石油市場那樣靈活，今后也還不能與世界石油市場相比。LNG運輸?shù)母叱杀救杂械K于這種商品的長距離實物轉移。③只有當天然氣液化廠的產能和LNG運輸船的運力過剩時，LNG才能參與遠距離市場的競爭。④LNG長期合約已經成為一種分擔巨大先期投資風險的載體。世界原油交易的“亞洲升水”國際原油價格，一般是指NYMEX的期貨價格或布倫特原油價格，也就是英國國際石油交易所的期貨價格。由于無定價權在握，中國一直被迫接受國際油價高企的事實中東原油銷往東北亞地區(qū)的價格比銷往歐美地區(qū)的價格每桶要高出1美元左右，這就是近兩年來被業(yè)界頻頻提起的“亞洲升水”。世界天然氣交易正形成“基差”體系市場距離供應地越遠，運輸成本就越高，形成較高的到岸價美國路易斯安那州的亨利管輸中心（HenryHub），其天然氣價格已成為市場參考價全球LNG市場發(fā)展的趨勢

LNG需求

①北美地區(qū)將成為最大的LNG進口地區(qū)。

②歐洲是潛在的LNG進口地區(qū)。

③中國和印度崛起，但長期統(tǒng)治LNG交易的東北亞市場和太平洋盆地將發(fā)生變化。

LNG需求①中東將成為LNG供應增長最快的地區(qū)?？ㄋ栍惺澜缱畲蟮奶烊粴馓?，它在自己擁有的氣田份額中積極開發(fā)LNG項目。阿布扎比和阿曼也供應LNG。另外，伊朗的潛在供應量也相當大，目前該國正在積極研究LNG出口方式。②非洲的阿爾及利亞、尼日利亞已經成為主要的LNG供應國，埃及也有望加入LNG供應國的行列。利比亞可能恢復其原來的LNG交易。另外，西非的安哥拉和赤道幾內亞正積極地研究LNG出口方案。交易方式和市場結構與風險長期合約仍然是主導買賣雙方間關系的主要途徑，但是合約條款將更具靈活性。短期交易仍然只占了小部分?？梢岳媒鹑谘苌ぞ哌M行風險套期保值受到廣泛置疑。風險已有效地轉移到上游。增加了供應商按石油行業(yè)的傳統(tǒng)方式整合下游的壓力。LNG交易極大的資金需求加上相關的風險將有利于“超級大公司”。LNG是資金和技術密集的工業(yè)LNG成本鏈生產鏈勘探開發(fā)生產液化運輸儲存與再氣化成本($/MMbtu)0.5-1.00.8-1.200.4-1.00.3-0.5長期合約仍占主流預計全球到期合約量啟示一：應充分發(fā)揮中國“準樞紐國”的作用壟斷性定價階段過渡階段競爭性定價階段在天然氣產業(yè)初期和發(fā)展期的相當長一段時間里，政府對天然氣價格實行嚴格的監(jiān)控。隨著天然氣市場的擴大，用戶對天然氣了解的不斷增加，價格扛桿的作用逐步提高。在天然氣產業(yè)成熟期，價格影響供需的敏感性最高。企業(yè)利潤取決于創(chuàng)造和利用競爭優(yōu)勢。啟示二：定價體制發(fā)展階段應與產業(yè)發(fā)展、市場發(fā)育相適應啟示三：天然氣價格調控體制政府通過制定天然氣法，引導和規(guī)范天然氣工業(yè)及市場的發(fā)展，間接地影響天然氣價格。天然氣價格調控的主體—行業(yè)監(jiān)管部門天然氣價格是調節(jié)天然氣市場和各方利益的強力杠桿，是政府監(jiān)管力度最大的環(huán)節(jié)。啟示四：監(jiān)管力度應隨產業(yè)發(fā)展和市場成熟變小依法監(jiān)管初期直管適時放松壟斷分離宏觀調控監(jiān)管力度應隨產業(yè)發(fā)展和市場成熟變小啟示五：克服天然氣定價體制和管理調控的弊端①許多國家（主要是經濟轉型國家）至今沒有來自市場反映供需狀況的天然氣價格信號。②強有力的、隨市場發(fā)育適時放松的天然氣行業(yè)監(jiān)管，是天然氣工業(yè)健康發(fā)展的制度保證。沒有天然氣法治，氣田開發(fā)和市場發(fā)育就有可能出現(xiàn)盲目競爭的混亂狀態(tài)。③天然氣合理價格的形成是多方因素的結合，不應由政府長期壟斷。④如監(jiān)管程序過細，法律性過強，耗時耗資，管制成本會太高。啟示六：

完善我國天然氣定價體制和運行機制①在政府監(jiān)管下，采取市場浮動價格。②根據(jù)天然氣與其他能源的比價確定氣價。③由目前的分類出廠價向統(tǒng)一的出廠價過渡。天然氣定價應考慮成本因素，為投資者留有一定的利潤空間。三、中國天然氣工業(yè)迅猛發(fā)展及存在問題2005年中國天然氣工業(yè)概述①石油天然氣立法前期工作啟動。②天然氣儲量增長向上態(tài)勢不減③探明兩個千億以上和一個具有千億潛力的特大型氣田。④天然氣產量增幅達21.9%。⑤“陜京二線”輸氣管道建成投產。⑥天然氣供應幾度吃緊。⑦國家規(guī)范并統(tǒng)一規(guī)劃沿海LNG進口終端建設。⑧適當提價并出臺新的天然氣價格形成機制。⑨三大石油公司的天然氣銷售收入大幅上升新一輪油氣資源評價表明我國天然氣資源比較豐富

據(jù)內部資料，我國常規(guī)天然氣資源總量約為53萬億立方米，可采資源量14萬億立方米（見2004中國天然氣報告）。另據(jù)政府有關管理部門透露，我國近海有10個主要含油氣盆地，其面積共有97.3萬平方公里，天然氣資源量為19.3萬億立方米，占全國天然氣資源量的27%，資源豐度為2010萬立方米/平方千米，高于全國天然氣資源豐度平均值。

目前近海部分區(qū)域已累計探明天然氣地質儲量4600億立方米，僅占預測資源量的5.65％。人均資源量較少,但還有很大發(fā)展空間據(jù)我國新一輪常規(guī)油氣資源評價，估計我國人均常規(guī)天然氣資源量（口徑與國外不同）約為世界水平一半強，如按可采資源量計算，我國人均常規(guī)天然氣資源量僅為世界平均水平的15%。我國已探明儲量按2005年產量計可采47年，但我國以可采資源量計算的天然氣探明程度僅為16.8%，還有很大發(fā)展空間。新增探明儲量繼續(xù)高速增長

中國石油集團公司新增天然氣探明地質儲量第五次超過3000億立方米,達到了3580億立方米中國石化集團公司2005年新增探明天然氣地質儲量1909億立方米中國海油在南海新發(fā)現(xiàn)氣田并在渤海遼東灣海域獲重大油氣發(fā)現(xiàn)。煤層氣資源比較豐富比較現(xiàn)實的可供經濟開發(fā)的非常規(guī)資源是煤層氣我國煤層氣資源是繼俄羅斯、加拿大之后的第三大儲量國，占世界排名前12位國家資源總量的13％。埋深2000米以內的煤層氣資源量達到31.46萬億立方米區(qū)域分布、埋藏深度等方面也有利于規(guī)劃開發(fā)煤層氣將很可能成為我國天然氣供應的重要接替資源。2005年全國新增氣層氣探明儲量2005年的主要勘探成果與重要天然氣發(fā)現(xiàn)

①松遼盆地北部徐家圍子斷陷發(fā)現(xiàn)并落實了探明天然氣地質儲量千億立方米的大氣田

②松遼盆地南部長嶺斷陷深層天然氣勘探取得歷史性突破

③四川盆地川中地區(qū)發(fā)現(xiàn)大面積含氣區(qū)

④鄂爾多斯盆地子洲—清澗地區(qū)新增三級天然氣儲量2653億立方米

⑤塔里木盆地輪南潛山新增天然氣儲量逾500億立方米中國天然氣工業(yè)進入高速發(fā)展期2005年產量已近500億立方米，近5年年均增長率超過12.5%，遠高于世界近5年年均增長率（2.4%）。2005年累積探明儲量近2.35萬億立方米，近5年年均增長率為11.4%，遠高于世界近5年年均增長率（2.25%）。位次上升表明我國天然氣工業(yè)迅速崛起2000年我國位居世界各國天然氣生產量第19位2001年為第18位2002年和2003年均為第17位2004年為第16位2005年上升為第14位。廣泛開展中外合作近年來，中海油、中石化與外國公司合作均在我國東部沿海油氣田，中國石油則在陸上與國外公司有小規(guī)模合作，如與美國伯靈頓公司在四川川中某區(qū)塊的低滲透氣藏天然氣開發(fā)項目。中國石油與殼牌中國勘探與生產有限公司共同開發(fā)位于陜西省和內蒙古自治區(qū)境內的長北天然氣田中聯(lián)煤層氣公司與加拿大合作，在貴州省對我國煤層氣進行風險勘探.中聯(lián)公司共與10家外國公司簽訂了21個煤層氣產品分成合同，正在執(zhí)行的有19個中國海洋石油總公司和越南石油總公司擬在北部灣進行油氣資源考察天然氣管道建設現(xiàn)狀與建設規(guī)劃

2005年“陜京二線”輸氣管道完工并投產冀寧輸氣管道的全線貫通淮武管道的可行性研究接受了專家評估蘭州至甘塘聯(lián)絡線規(guī)劃其他萊膠管道靖西二線中山天然氣管道項目羅家寨、渡口河集輸氣管道“十一五”期間將建成四大油氣管道西油東送北油南運成品油管道適時建設第二條西氣東輸管道陸路進口油氣管道跨國輸氣管道建設已經提上日程

中俄輸氣管道中土輸氣管道中國－緬甸天然氣管道工程可行性研究沿海一帶掀起LNG熱新增擬建項目 2005年國內新增的LNG擬建項目只提出了河北唐山的曹妃甸項目

唐山LNG項目總規(guī)模為年產1000萬噸，分兩期建設，總投資約100億元

天然氣市場現(xiàn)狀許多城市出現(xiàn)了“氣緊”或“氣荒”局面陜京二線建成投產后，北京周圍的四個地下儲氣庫日調峰能力由1900萬立方米提高到2800萬立方米河南鄭州、陜西西安、江蘇省和地處氣源地的重慶市的天然氣供應也曾告急。2004年全國天然氣用氣人口排序中國能源生產與消費◆2004年，經重新核算后的中國國內生產總值（GDP）達到了13.7萬億元◆全年共生產能源折標準煤18.46億噸◆能源生產彈性系數(shù)為0.93◆煤炭仍占中國能源生產結構中絕對多數(shù)，達75.6%2004年，全國共消費能源折標準煤19.7萬億噸，超出生產量1.2萬億噸。各種能源的消費比例中國能源生產與消費結構中天然氣比例畸低天然氣價格天然氣發(fā)電浙江半山天然氣發(fā)電項目內蒙古蘇里格天然氣發(fā)電項目浙江蕭山天然氣發(fā)電項目2006年新增天然氣儲量和產量預計單位：億立方米公司及油氣田探明儲量控制儲量預測儲量新建產能天然氣產量備注中國石油300025002500

438

長慶油田10006006002080

西南油氣田1000800100030125商品量:120大慶油田

400400

26

遼河油田

8.8商品量：4.4大港油田

3

華北油田

0.85.49外銷量：4.1吉林油田

600400

3

青海油田

100

26

塔里木油田500600600

115

吐哈油田30-5020-50401.716-16.5可采儲量：18-25新疆油田300

三級儲量：1000中國石化

70

中國海油

50

其它

22

合計

580

存在問題天然氣資源分布不均,需要長距離輸送多數(shù)氣田豐度較低,品位偏低,開發(fā)成本高人均資源量少,自產氣供需缺口越來越大價格畸低危害大價格低的危害利用效率低，技術落后，暴殄天物價差決定流向—難于由國外向國內流動;天然氣產品向國外流動，造成效益流失;需求由油向氣流動，加劇供不應求;使天然氣生產企業(yè)沒有發(fā)展后勁2、現(xiàn)行價格管理體制對天然氣價格、生產和消費的影響1．國家統(tǒng)一定價既難以平衡好社會各方面的利益關系，也滯后于市場變化3．現(xiàn)行價格管理體制下，天然氣難以向高附加值行業(yè)流動，難以實現(xiàn)資源優(yōu)化配置2．天然氣價格政策目前沒有起到促進發(fā)展的作用四、現(xiàn)行定價體制及相關政策對天然氣工業(yè)的影響3、化肥用氣價格與政策對天然氣生產消費的影響1．低價政策下化肥用氣所占比例過大造成天然氣生產企業(yè)虧損2．化肥用氣低于其它工業(yè)用氣價，實際上是政府讓企業(yè)承擔支農的政治責任3．低價氣生產的化肥用于出口,同時高價購入能源,致使社會效益損失嚴重四、現(xiàn)行定價體制及相關政策對天然氣工業(yè)的影響我國的天然氣管輸費在制訂方式、調控依據(jù)、管理辦法等方面存在的缺陷:①缺乏公開、公正、透明的管輸費定價原則、依據(jù)和程序。②沒有一個科學的管輸費動態(tài)管理與調控機制。③實際管輸費率一般不能補償管輸業(yè)的服務成本。④現(xiàn)行管輸費率結構體系（一部制）易造成輸能資源的浪費。4、天然氣管輸定價中的問題四、現(xiàn)行定價體制及相關政策對天然氣工業(yè)的影響五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）1、天然氣化肥生產企業(yè)的利潤不斷攀升近年來，我國化肥需求不斷增加，價格一路攀升。以天然氣為原料的化肥企業(yè)因用氣價格較低，隨著化肥價格上漲，生產經營效益連年增長。五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）1、天然氣化肥生產企業(yè)的利潤不斷攀升在化肥生產企業(yè)中，以天然氣為原料的制造成本最低1我國目前大型合成氨裝置的原料構成和成本情況資料來源：楊吉紅《大型化肥裝置擴能改造的市場競爭力分析》，《化工技術經濟》2003年3期五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）1、天然氣化肥生產企業(yè)的利潤不斷攀升化肥價格持續(xù)上揚，天然氣化肥生產企業(yè)利潤大幅度上升2近年來采用氣頭的幾個上市大化肥企業(yè)凈利潤增長趨勢圖五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）1、天然氣化肥生產企業(yè)的利潤不斷攀升化肥價格持續(xù)上揚，天然氣化肥生產企業(yè)利潤大幅度上升22003年天然氣化肥企業(yè)尿素生產贏利水平從全國的大化肥裝置贏利情況看，氣頭大化肥裝置贏利水平最高，油頭次之，煤頭最低。氣頭生產尿素大型裝置平均每套贏利水平是煤頭生產尿素大型裝置的6倍。五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）近年來，曾經瀕臨停產或轉產的氣頭小化肥企業(yè)出現(xiàn)了轉機。技術含量低下的小化肥企業(yè)規(guī)模小、能耗高，卻出現(xiàn)低成本，高效益的現(xiàn)象，其根本原因就在于天然氣小化肥的用氣價格太低。2003年，西南地區(qū)小化肥的用氣均價約為640元/103m3，比大化肥用氣價格（658-670元/103m3）還低，加之化肥市場逐漸走強，更加增大了其贏利空間。盤活規(guī)模不經濟的天然氣小氮肥企業(yè)12、低價天然氣使規(guī)模不經濟、技術含量低的企業(yè)得以繼續(xù)生存五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）助長油氣田內外部的低效益天然氣加工利用項目2、低價天然氣使規(guī)模不經濟、技術含量低的企業(yè)茍延殘喘2由于天然氣出廠價太低，外銷無利可圖或利潤太小，國內很多油氣田自建天然氣加工利用裝置（項目），利用油氣田自己生產的低價天然氣轉化為下游化工產品再送往市場銷售，以圖增加天然氣的價值，如小氮肥廠、炭黑廠、小甲醇廠等。企業(yè)追求利潤本無可指責，但社會資源卻不能優(yōu)化配置。各地籌建甲醇廠積極性很高，仍有油氣田計劃建設小型天然氣加工利用裝置。這些項目產品多數(shù)市場競爭力弱，很難抵御市場價格波動的風險，根本原因就在于我國當前天然氣出廠價格太低。五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）3、低價天然氣刺激CNG消費迅速膨脹近年來，我國城市壓縮天然氣（CNG）市場發(fā)展迅猛，與倡導快速發(fā)展CNG產業(yè)的初衷是符合的。但真正推動CNG市場迅猛發(fā)展的并非完全是環(huán)境保護的壓力，而是低廉的天然氣價格給予了CNG行業(yè)（包括充氣站和CNG用戶）巨大的效益空間。西南油氣田CNG供氣量與充氣站發(fā)展走勢與購銷價格年份199920002001200220032004年1-8月CNG用氣量（104m3）74527777982108591419911900CNG站數(shù)量（座）－90128137143－CNG價格CNG站天然氣購入價：0.76-0.8元/m3CNG售價：1.6元/m3天然氣布倫特油五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）4、扭曲了國內石油與天然氣的比價關系世界上許多國家的井口或進口天然氣價格就是遵循這樣的油氣比價關系，緊跟國際原油價格的走勢。美國WTI油價與天然氣價格走勢布倫特油價與歐盟進口天然氣價格的走勢

商業(yè)用氣居民用氣中質原油工業(yè)用氣化肥用氣五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）4、扭曲了國內石油與天然氣的比價關系1994年以來中國的天然氣井口價與中質原油價五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）4、扭曲石油與天然氣的比價關系我國原油與天然氣熱值比價沒有呈現(xiàn)上述相關關系。早在1998年，我國原油價格就與國際原油價格接軌。天然氣價格仍在國家嚴格控制之下，偶爾調整時，也不考慮與國際國內原油價格的對比關系。這樣，使原本就比較突出的天然氣與原油熱值價格的差距越來越大，嚴重扭曲了天然氣與原油本應有的比價關系。到1998年，原油價格在波動中上揚，尤其是2003年以來，上漲幅度相當大。然而，我國天然氣價格在1997年價格“并軌”調整后，只是在2001年將井口價與凈化費合并后略作了上調，且幅度極小，僅30元/103m3。于是，天然氣價格與原油價格的差距打破了以往的比價關系，差距越拉越大，日益加劇。五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）5、天然氣低價政策不利于全社會提高技術水平和利用效率我國目前天然氣利用效率處于極低水平，生產相同的單位產品耗氣量很高。由于天然氣價格較低，用氣企業(yè)不會在節(jié)能降耗、降本增效和利用高新技術及管理制度創(chuàng)新等方面下功夫或加大投入。例如，燃油汽車排放很快將進入歐Ⅳ標準階段。燃氣汽車由于燃料低價和潔凈就缺乏改進動力。五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）

6、天然氣供需矛盾已經影響到局部地區(qū)的社會穩(wěn)定近年來我國油氣價差擴大，與煤的價差變小，從而刺激了市場需求，加劇了供需矛盾。盡管天然氣生產企業(yè)依靠政治覺悟想方設法擴大生產，供需缺口難以平衡。緩解供需緊張的良方就是利用價格扛桿來調節(jié)市場供求。五、現(xiàn)行價格水平對天然氣消費利用的影響（實例）

天然氣供需矛盾尚在進一步擴大●北京市2003年天然氣需求19.4×108m3，2004年增加到25.4×108m3，2005年計劃33×108m3（未含4.8×108m3/a的電廠），2004-2005年冬季，為保證北京供氣，不得已停供了燕化、滄化等工業(yè)用氣，2008年北京市要求60億以上；●陜西省規(guī)劃未來幾年上天然氣項目（如天然氣甲醇廠）需要天然氣75×108m3，2004年中石油公司僅供其10.4×108m3；●重慶市規(guī)劃未來上一些工業(yè)項目需要85×108m3天然氣，2004年中石油僅供重慶市28×108m3；●西氣東輸工程120×108m3/a供氣量已全部落實，還有60×108m3的需求不能滿足；●

2005年中國石油西南油氣田分公司新增用氣需求量17.28×108m3，但盡管想方設法提高產量，西南油氣田分公司2005年也只能增產（6.23-11.23）×108m3，供需缺口6-11.05×108m3。三、成本與供求是決定天然氣商品價格的主要因素

1、天然氣價格杠桿作用之淺見至今，我們已經對石油價格隨國際油價的漲落而變動習以為常。不難設想，如果我們現(xiàn)在還實行原油低價的政策，會是一種什么樣的狀況？政府會因能源補貼犯愁，用戶會因成本高昂作難，城市會因環(huán)境污染窒息，油公司因沒有實力不可能去開發(fā)國外資源，整個經濟會因能源短缺而停滯。價格是天然氣資源優(yōu)化

配置，提高其利用效率的強力杠桿《管子》認為：“彼諸侯之谷10，使吾國谷20,吾國谷10，則吾國谷歸于諸侯矣?！薄豆茏印氛f的是國內實行高價以刺激進口糧食，如實行低價政策糧食將流向諸侯國，當今能源價格政策亦然。中國自黨中央提出建立社會主義市場經濟以來，對價格管理實踐及其理論的研究十分重視。已經在有關行業(yè)進行了比較大力度的價格改革。但天然氣價格改革的路還比較漫長，價格杠桿的作用發(fā)揮還很不夠。筆者認為，有步驟地放松天然氣價格管制勢在必行，低價能源的時代已一去不返。二、價格是提高天然氣供應能力，增加社會福利的必要措施

價格并非只是調節(jié)供需雙方利益的手段，它同時是提高社會福利的工具。美國1975年由于嚴格管制天然氣價格造成社會福利損失14億美元[6]，筆者推導建立了中國2003年天然氣宏觀供需模型，數(shù)據(jù)表明，2003年由于中國天然氣價格偏離均衡價格（交易量當然也偏離均衡量），中國社會總福利損失人民幣42億元。這還不包括由此引發(fā)的過度需求產生的“溢出效應”。要求政府定價于當時均衡價格的水平由于信息偏在是困難的，于是引出了以下的觀點：政府管制并制定天然氣價格應該向價格市場化過渡;過渡期內政府制定天然氣價格應該以社會效益最大化為目標，充分考慮供求狀況;應該積極建立天然氣期貨、期權交易并參考其給出的價格信號。2、天然氣采掘成本變化規(guī)律一、油氣上游成本由技術和耗竭兩個因素確定油氣采掘成本規(guī)律研究是石油經濟工作者不懈努力的命題。劍橋能源研究所（CERA-CambridgeEnergyResearchAssociates,Inc）石油市場和價格專家瑪麗·菲根（MARIEN.FAGAN）2006年發(fā)表論文“AnotherDecadeofRisingUpstreamCosts?”用數(shù)據(jù)說明了上游成本的現(xiàn)狀。從2002年至2005年發(fā)現(xiàn)、開發(fā)與生產成本普遍增加。并指出2006年勘探開發(fā)成本可能又要增加至少20%。

菲根創(chuàng)造性地提出成本處于技術創(chuàng)新和資源耗竭的拔河競爭中（thetug-of-warbetweencost-reducingtechnicalchangeandcost-increasingeffectsofdepletion.)，她的觀點代表了西方發(fā)達國家在此領域的研究成果--采掘成本由來自兩種因素不同方向的推動：油氣上游成本受到“技術改進降低成本和油氣耗竭增加成本之間激烈競爭的影響。”一、油氣上游成本由技術和耗竭兩個因素確定油氣采掘成本技術改進降低成本油氣耗竭增加成本一、油氣上游成本由技術和耗竭兩個因素確定

三、油氣耗竭增加成本效應導致油氣采掘業(yè)成本“自然指數(shù)遞增”

四、油氣采掘業(yè)的生產進步函數(shù)

①油氣采掘業(yè)的勞動對象具有耗竭性,自然遞減率可以高達20%;

②油氣采掘業(yè)的勞動對象具有變化性而一般制造業(yè)的勞動對象具有重復性。

耗竭之所以推升成本，是因為耗竭自始至終都在劣化儲量的品位，儲量品位的劣化必然引起采掘成本增加。

四、油氣采掘業(yè)的生產進步函數(shù)3、供求失衡的原因及后果6、天然氣供需矛盾已經影響到局部地區(qū)的社會穩(wěn)定近年來我國油氣價差擴大，與煤的價差變小，從而刺激了市場需求，加劇了供需矛盾。盡管天然氣生產企業(yè)依靠政治覺悟想方設法擴大生產，供需缺口難以平衡。緩解供需緊張的良方就是利用價格扛桿來調節(jié)市場供求。天然氣供需矛盾尚在進一步擴大●北京市2003年天然氣需求19.4×108m3，2004年增加到25.4×108m3，2005年計劃33×108m3（未含4.8×108m3/a的電廠），2004-2005年冬季，為保證北京供氣，不得已停供了燕化、滄化等工業(yè)用氣，2008年北京市要求60億以上；●陜西省規(guī)劃未來幾年上天然氣項目（如天然氣甲醇廠）需要天然氣75×108m3，2004年中石油公司僅供其10.4×108m3；●重慶市規(guī)劃未來上一些工業(yè)項目需要85×108m3天然氣，2004年中石油僅供重慶市28×108m3；●西氣東輸工程120×108m3/a供氣量已全部落實，還有60×108m3的需求不能滿足；●

2005年中國石油西南油氣田分公司新增用氣需求量17.28×108m3，但盡管想方設法提高產量，西南油氣田分公司2005年也只能增產（6.23-11.23）×108m3，供需缺口6-11.05×108m3。7、各類型用戶價格承受能力分析最近，為爭取用氣項目和用氣計劃，重慶市和四川省成都市有關部門頻頻進京上訪，有的地方政府和用氣企業(yè)就增加供氣問題與供氣企業(yè)形成對立，影響了局部地區(qū)的社會穩(wěn)定。全國城市普通家庭日常支出統(tǒng)計根據(jù)