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现阶段中国天然气价格形成机制

浙江国际大宗商品交易中心

2025-07-31

天然气是清洁高效的低碳化石能源之一，在化石能源向可再生能源消费转变的过程中肩负着重要使命。

中国天然气改革已经步入深水区，天然气行业正处于“大改革、全开放、多竞争、强监管、降收益”的崭新阶段，“双碳”目标已经对天然气产业链上游供应、中游储运、下游分销、价格机制、应急调峰等诸多环节提出更高的要求。

2021年10月国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）出台的《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》提出，要重点围绕“双碳”目标实现，稳步推进石油天然气价格改革，完善天然气管道运输价格形成机制。中共二十大报告提出要着力提升产业链供应链的韧性和安全水平，确保粮食、能源资源、重要产业链供应链安全。

2024年7月，《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》进一步指出，推进水、能源、交通等领域价格改革，优化居民阶梯水价、电价、气价制度，完善成品油定价机制。总体而言，当前国内天然气市场化改革不断推进，形成上游资源供应主体和渠道多元化、中游管网槽车储运统一集约化、下游贸易分销充分市场化、天然气产业链价格上下联动的市场体系。

根据“管住中间、放开两头”的改革方向，我国着力推进天然气价格市场化改革，逐步提高气源供应和终端销售等竞争性环节价格市场化程度，同时加强管网输配等自然垄断环节的价格监管力度，逐渐构建起较为完善的天然气产业链跨省长输管道、省内短途管道、城镇配气管网等环节价格监管制度框架。

现阶段，中国天然气供应体系按来源简单分为进口天然气和国产天然气，在产业链中根据产品形态差异则可分为液态天然气（以下简称“LNG”）链条和管道天然气（以下简称“PNG”）链条，二者互为补充、相互交叠，均涉及上游开采环节、中游储运环节和下游分销环节，各环节定价机制相互承接。

（一）上游气源价格形成

1. LNG气源价格形成

LNG进口在中国进口气源中占据主导地位，根据海关总署数据，2024年中国大陆LNG进口量（不含罐箱）为7665万吨，同比增长7.7%，约占天然气总进口量的58%。LNG进口分为长期协议和现货采购两种方式，长期协议占到约2/3的比重，现货采购方式占比较小。

2002年，中国率先与澳大利亚签订长期天然气购销合约，随后相继与印度尼西亚、马来西亚、卡塔尔等国家签订LNG中长期合约，此类合约主要与原油价格挂钩，并且大多集中在高油价背景下签订，因此LNG进口价格高于LNG现货价格的现象时有发生。

与此同时，为满足国内季节性天然气需求，部分LNG通过现货交易方式外采，其价格主要与国际现货价格指数和欧洲期货价格挂钩，易受国际天然气市场波动的影响。

中国LNG产业链流程为：LNG进口/国产气田生产→抵达港口接收站完成接收储存/液化储存→槽车运输/再气化管网运输→各省份接收站/各省份管输站点→槽车运输/地方管网运输→终端用户。

海外LNG出口商通过LNG货运船与国内LNG进口商进行交易，海上国产气田也与贸易商交易，二者的交易价格为到岸价，连接接收站的储存等成本后为接收站出厂价。

液化厂则是将对采购部分的PNG进行液化处理，上游气田井口价加管输费用和液化费用构成液化厂出厂价。目前，中国接收站出厂价和液化厂出厂价基本实现了市场化定价。

2. PNG气源价格形成

PNG进口方面，天然气管道具有建设规划周期长、投资规模大、供气影响因素复杂等特点，双方通过签署长达20～40年照付不议的长期协议以保证项目顺利开展，合同内容包含交易规模及交易价格，甚至明确双方入股管道建设的资金份额。

2024年，受中俄东线天然气管道全线贯通因素影响，PNG进口同比增长13.1%至5504万吨，约占天然气总进口量的42%，PNG进口增量占比首次超过LNG。

目前，中国有四大PNG进口通道。

（1）中国-中亚管道天然气A、B、C三线以及D线分别经中国新疆霍尔果斯口岸、新疆伊尔克什坦口岸入境后与西气东输二、三线管道相连，目的地为中国东部地区。

（2）中国-俄罗斯管道天然气东线经中国黑龙江省黑河市入境，运输管道途经全国9个省份，目的地主要为长三角及京津冀地区。

（3）中国-缅甸管道天然气绕过马六甲海峡经中国云南省瑞丽市入境，主要保障中国西南地区经济社会发展。

（4）中国国产气源大部分产自新疆、陕甘宁等地区的气田，具有开发投入高、投资风险大、投资周期长等特点，主要由中国石化、中国石油两家进行生产，经由跨省长输管道、省内短输管道运输至终端用户。2025年6月26日，国家官网宣布西气东输四线（吐鲁番—中卫）甘宁段成功投产，这标志着西气东输四线全线贯通投产。

中国PNG产业链流程为：PNG进口/国产气田生产→跨省管网运输→各省份管输站点→地方管网运输→终端用户。

在上游气源环节主要涉及PNG进口价（包含气源成本和国际管道运输费）、国产气田井口价、国家管道及地方管道运输费。目前，中国PNG出厂价实施政府指导定价。

（二）中游管输价格形成

1. LNG储运价格形成

LNG接收站、LNG液化工厂和LNG槽车扮演着“能源快递”的角色。目前，中国LNG接收站主要分布在东部沿海地区，在天然气产业链中是一种接收、气化和调峰的设施，能够有效缓解中国东西部天然气资源利用分配不均的矛盾。

（LNG接收站）

截至2024年底，中国大陆已投入运营的LNG接收站有31座，华北、华东、华南接收能力大致各占三成。LNG接收站自主进口的LNG将由LNG管网或LNG槽车进行输运，以此赚取差价，空窗期可向第三方租赁以赚取接收费和储存费。

（LNG槽车）

虽然相关政策鼓励油气基础设施向第三方公平开放，但仍然面临开放主体有限、各LNG接收站加工服务费制定标准不统一等问题。同时LNG液化厂可对LNG进行气化处理并运输至终端市场以赚取价差，但成本往往高于PNG直接管输。

2. PNG管输价格形成

对PNG而言，一部分PNG将由骨干跨省长输管网输送至省燃气供应商，再由省燃气供应商通过省内短输管网输送至各城市燃气供应商处，上游出厂价加中游跨省管输费即为省门站价，省门站价加省内短输费即城市门站价。另一部分由跨省长输管网直接输送至城市燃气供应商处，由各城市燃气供应商统购统销。

2021年，国家发改委将跨省天然气管道划分为中东部、西北、东北和西南四大定价区域，根据“准许成本加合理收益”的方法实行政府定价。

2023年，国家发改委印发《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，要求明确四大定价区域跨省天然气管道运价率，并要求国家石油天然气管网集团有限公司根据各价区运价率，以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定管道运输具体价格，向社会公开。

此次价格核定后，国家石油天然气管网集团有限公司经营的跨省天然气管道运价率由20个大幅减少至4个，构建了相对统一的运价结构。对省内短输管网，由省级价格主管部门按上述方法制定和调整辖区内天然气管道运输价格。

（三）下游分销价格形成

1. LNG分销价格形成

下游用户的终端价由城市门站价和配气费组成，涉及居民用气、工业用气、车船加气等用户类型。

在天然气产业链中，经减压处理的LNG约占80%，主要对PNG进行补充，剩余的LNG将由槽车输送至工业用户或加气站。

LNG加气站摆脱了天然气管网制约，用户多为LNG公交车和LNG重型卡车。目前，国内多个省份已经开放加气站定价环节，加气站车用气价格已由此前的政府定价转变为市场调节价。

2. PNG分销价格形成

对于PNG而言，城市管道主要负责将省级管道气向下分销至终端用户，包含居民用气、工业用气和汽车用气，是天然气主要的分销渠道。

在价格形成方面，终端用户价格由城市门站价和城市燃气管网配气费组成，其中城市门站基准价格由政府指导定价，各省可根据市场供求关系自行上浮20%；城市燃气管网配气费由各省发改委或物价局遵循“准许成本加合理收益”的原则制定。

国家发改委2021年印发的《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》（发改价格规〔2021〕818号）规定，准许收入为准许成本、准许收益和税金三者的综合。

其中，准许成本包括折旧摊销费、运行维护费等；准许收益=有效资产×准许收益率，有效资产包括与管道运输业务相关可计提收益的资产，准许收益率按8%确定，后续国家发改委将统筹考虑多方面因素动态调整。税金方面，近些年来，国家为释放改革红利，对天然气增值税税率进行了三次调整，现阶段一般纳税人燃气增值税税率为9%。

通过梳理天然气产业链上、中、下游价格形成机制不难发现，上游气源的进口和开采以中国石油、中国石化和中国海油三家国企为主，LNG接收站和LNG液化厂出厂价基本实现了市场化定价，而PNG出厂价实施政府指导定价。

中游储运环节由国家相关部门严格监管，2019年国家管网集团的成立旨在将管网输送环节独立出来，发挥统一高效集输和公平服务的功效。

下游分销环节中城市燃气企业与众多贸易商充分竞争，但其在整个产业链上缺乏话语权与议价权。

“双碳”目标下，天然气产业已经步入大发展的关键阶段，捋顺天然气产业链价格、对天然气全产业链进行价格改革，显得更加迫切。

【声明】内容源于网络

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