天然气产业链下游市场的风险因素分析
随着“西气东输”工程的启动，我国天然气产业链将进入快速成长阶段，对天然气产业链下游市场的
风险因素进行研究，有利于加强天然气在我国能源结构中的竞争地位，
保障整个天然气产业链的顺利发展。
一、 天然气产业链下游
市场风险的相关定义
本文所用术语定义如下：天然气产业指进行天然气勘探、开发生产企业和单位的集合；天然气相关产业指天然气输送和以天然气及其副产品为投入构成的不同产业；天
然气产业链指以天然气及其副产品称为天然气产业链的下游。同时，将天然气产业链下游所有对天然气
具有需求或潜在需求的用户的集合
称为天然气产业链下游市场。
本文对风险和不确定性不作区分，由天然气产业链下游市场需求的
不确定性给天然气产业链可能造成的损失，在文中称为天然气产业链下游
市场风险，它包含三方面含义：
（１）天然气销售风险，即天然气
实际销售量和预测销售量的差距。
（２）由于下游市场原因导致与中、上游在时间和空间的不协调，影响产业链的完整性，从而给产业
链发展造成损失的可能性。（３）由于下游市场原因，使天
然气产业链发展不平衡，由此导致
的产业链风险（借用经济学中的短板原理，即长短不齐的木板圈成的木桶，其容量由最短的那块木板决定，其他木板再长也是浪费）。
二、 天然气产业链下游市场风险因素分析
１．价格变化的风险因素在一个成熟的天然气市场中（以美国为例）
，天然气价格在不同年份和月份变化较大（见表１和表２）
。价格是影响天然气市场规模的重要因素，不同的天然气利用领域对价格承受能力也不同。价格波动将直接导致利用量的变化，而利用
天然气产业链
下游市场的风险因素分析
＊
刘毅军 程鹏飞 刘 虹
（石油大学＜北京＞）
摘 要 本文在对天然气产业链下游市场风险等概念界定的基础上，对价格、季节、专用性资产、竞争性替代品和结构性风险因素导致的我国天然气产业链下游市场风险进行了详细分析，提出了三项防范风险的措施：（１）采取鼓励政策，保障和加快天然气产业链下游市场的发展；（２）从整体上推进天然气产业链市场竞争格局的形成，为天然气价格市场化奠定基础；（３）适当发展天然气发电，加强重点地区的市场开发，以迅速突破天然气产业链成长阶段初期的下游市场“瓶颈”。
关键词 天然气 产业链 下游市场 风险因素 风险管理
表１ １９９８～２００２年美国工业用天然气平均价格 单位：美元／１０００立方英尺
资料来源：美国能源部能源信息管理局（ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｅｉａ．ｄｏｅ．ｇｏｖ）
表２ ２００２年美国工业用天然气各月份价格 单位：美元／１０００立方英尺
的产出、输送或投入
作纽带所形成的上下关联衔接的产业集
合。天然气勘探、开发统称为天然气产业链的上游；天然气管道建设、管道运输统称为天然气产业链的中游；天然气利用统
＊ ［基金项目］ 中国石油天然气集团公司石油科技中青年创新基金资助（２００２ＣＸ３３）
量的下降将导致管输量下降，从而影响管输企业经济效益，甚至影响管道正常运营。利用量的变化还会导致生产量的变化，天然气终端市场价格的变化会使井口价格发生波动，影响上游企业经济效益，进而影响上游勘探、开发进度。在我国天然气产业链成长阶段初期及储气库系统建立之前，价格变化的产业链风险将会更大。
我国目前的天然气井口价格和管道运输价格是由原国家计委制定的。井口价格有两种：政府计划内生产的天然气实行国家定价，自销天然气在政府指导下定价。天然气零售价格由省级价格主管部门决定［１］。这种定价方式存在的最大问题在于价格数年不变，无法反映下游市场不断变化的情况，导致天然气开发利用进展缓慢。天然气产业链潜在的价格风险始终存在，天然气和其他能源之间的竞争力在发生着变化，风险损失也在发生着。以利用天然气进行化肥生产的企业为例，２００２年１月１日起将净化费计入出厂价格，每立方米天然气价格提高０．０３元后，化肥生产企业因用气支出增加等，造成亏损增加、反映强烈［２］。
２．季节变化的风险因素
季节变化影响天然气销售主要表现于城市燃气和天然气发电。对城市燃气用户，天然气主要是用做燃料，除了平时烹饪、热水需要外，在冬季主要用做供暖，气温偏低时天然气销售量将增加。当天然气发电在电力供应中占较大比例时，冬夏两季发电用气的需求将超过其他季节［３］。季节性用气不平衡，给天然气供应带来很大困难。气田生产及长输管线要服从用户负荷，进行大幅度调峰是不经济的，技术上也有困难。至于建设地下储气库或地面储罐系统进行调峰，则需要巨大投入且调幅有限［４］。因此，季节变化给天然气产业链带来了很大风险。
当天然气由市场定价时，价格就会体现出季节变化对销售量的影
响。如果存在短期内从天然气转
向使用其他燃料的能力，可以化
解季节变化带来的风险。例如在美
国，制造工业和电力工业中存在着
高度发达的短期内从天然气转向使
用其他燃料的能力，９０％以上天然
气发电是多种燃料转换的，４０％以
上以天然气作为一次能源的公司有
能力迅速从天然气转向其他燃料。
为了从天然气短期价格波动中受
益，这些公司和电厂经常从一种燃
料转向使用另一种燃料，甚至只有
几天的时间也进行转换。边际最终
用户一般是“非捕获性的”工业用
户，或在短期内能够使用多种燃料
的电厂，而在天然气需求高峰期，
由于价格的原因，它们几乎都不再
使用天然气。天然气用户这种强大
的自我用气调节能力，很大程度上
抑制了季节变化对天然气需求波动
的影响［５］。
在我国目前的天然气定价机制
中，季节因素的影响无法通过价格
变化反映出来，因而加剧了天然气
销售量的波动。以陕京输气管线用
气量为例，２００１年天然气消费总量
为１１．３７亿立方米，主要集中于１１、
１２、１、２月份这四个月，占消费总
量比例分别为１２．７８％、２２．３９％、
１７．６５％和１３．６６％，四个月消费量
之和占全年的６６．４８％，最高的１２
月份消费量为２．５５亿立方米，最低
的９月份消费量为０．３８亿立方米，
峰谷差为６．７倍。２００２年季节性更
强，高峰的四个月消费量占全年比
例达６９．８２％，峰谷差更是达８．８２
倍。随着城市燃气市场的进一步开
发，季节影响的表现会更明显。与
美国相比，我国目前发电的天然气
销售量较少，而且天然气空调推广
的程度也比较低，这使得７、８月份
没有出现美国市场那样的天然气使
用高峰。但随着我国天然气发电和
天然气空调市场的进一步扩展，也
会出现类似情况。这些季节变化将
给天然气产业链带来很大风险，应
引起足够重视。
３．专用性资产的风险因素
专用性资产是指专用于某项特
别应用领域的资产，如果被应用于
其他地方，它们将没有价值或体现
较少的价值，其投资方很容易受到
盘剥。它分为三种类型：地点专用
性，为使运输、库存成本最小化而
将固定资产安置在附近地带时出
现；物质资产专用性，当事人投资
于专门具有特殊的、有限用途的资
产时出现；人力资本专用性，当公
司员工形成专门适用于特定关系或
特定组织的技能时出现［６］。
长距离输气管道工程经济效益
的主要经济指标有管输距离、管输
价格、管输量三大要素，在其他两
个要素既定的条件下，每一要素都
有一个经济界限值。管输量的经济
界限值是项目内部收益率等于行业
基准收益率时的经济起输量［７］。能
否达到经济起输量取决于市场用气
量和供气能力，在资源有保障的条
件下，管输量和下游市场用气量变
化是一致的。天然气管道的单位管
输费用受输气量的影响很大，它应
随用户用气量的增加而减小［３］，但
当长距离输气管道建成后，就具有
了地点专用性和物质资产专用性，
此时用气方就有了较强的议价能
力，能够迫使天然气供应方做出让
步，给天然气销售造成很大风险。
同时，由于下游市场需求的不确定
性，特别是在天然气销售低谷期，
实际输气量往往无法达到经济起输
量，也会造成中、上游资源和资金
的浪费，给产业链造成风险。
天然气到达城市门站后，除了
少数大工业用户，一般还要建设城
市配气管网，包括城市配气干线管
网和支线管网，将天然气输送到最
终用户。因此，城市天然气市场开
拓受制于城市配气管网的延伸程
度。然而，我国目前的城市配气管
网规模和覆盖面都很小，只有北
京、上海、沈阳等少数大城市有人工煤气管道可以利用，对大多数城市来说，都需要投巨资新建大量的配气管线［３］。新区的管网建设可以采用预装式的捆绑销售，操作比较容易，但旧区改造的难度就很大。以上海市燃气转换为例，浦东新区３０万居民用户实施天然气转换，管网改造花费２．１亿元（不包括前几年按天然气要求铺设的管道费用），政府对燃具改造的补贴花费约８１００万元。浦西的３００万居民用户（２００３年规划数）转换任务按每年３０万户转换速度来看，需１０年左右；地下６０００多公里管网改造，需耗资几十亿元；燃具改造或更换也要耗资近１０亿元，并且工程将对城市道路和交通等产生广泛影响［８］。在居民交费前，管网建设方往往不愿意修建管道，而居民在管网建好前不愿意缴纳高额初装费，由此造成的管网建设的尴尬局面，导致市场拓展较慢，使天然气实际销售量低于预测销售量，造成产业链风险。
工业用户在原料或燃料转换前使用的设备，在改用天然气后通常无法继续使用，而且要一次性投入大量资金重新购置生产设备、燃气锅炉等，这也制约了一部分用户，使本来拥有一定用气量的企业无力使用天然气。例如，陕西钢厂、华山机械厂等曾经因为资金问题暂停或延缓技术改造，铜川的高档洁具厂、永宁玻璃厂等也曾因资金无法落实，暂停项目实施［９］。北京市计划的市区燃煤锅炉置换项目，对城八区的燃煤锅炉进行置换改造，总投资高达４８．６４亿元［１０］ 。高昂的初始设备投资阻碍了潜在需求向现实需求的转化，给产业链带来风险。
４．竞争性替代品的风险因素
天然气的可替代品包括煤炭、成品油、液化石油气和电力等，此处以煤炭和电力为例进行分析。
我国是煤炭生产和消费大国，煤炭在燃料和化工原料方面都是天然气的主要竞争对手，煤炭价格的
变化对天然气销售有着重要影响。
煤炭价格的变化主要取决于供求双
方的相互作用。近年来煤炭价格呈
上升趋势，有利于天然气市场的进
一步开发，但由于国际煤炭市场价
格回落，以及在煤价上涨的驱动下，
我国煤炭产量将会大幅攀升，可能
导致煤炭价格下降，给天然气销售
带来风险。同时，为保障国家能源供
应的安全、改善环境、促进我国经济
可持续发展，国家“８６３计划”在“十
五”期间首次把洁净煤技术作为能
源领域主题之一，重点围绕洁净煤
发电技术和洁净煤转化技术，鼓励
洁净煤新技术研究开发［１１］。在与煤
炭的竞争中，增加天然气使用量的
主要推动力是环境污染问题，随着
洁净煤技术开发和应用水平的逐步
提高，煤炭对环境污染程度将降低，
天然气市场的开发将变得愈加困难，
给产业链带来新的风险。
我国“西电东送”工程的通道
分为北、中、南三部分。其中南部
通道以广东电网为枢纽；北部通道
实现东北、华北联网，２００５年左右
与山东电网联网；中部通道以三峡
电力送出工程为枢纽，实现川渝、
华中、华东、福建等电网互联［１２］。三
峡电站的发电能力十分强大，从现
在到２００９年，三峡差不多每年都有
４台机组投产，发电量相当于每年
增加一个葛洲坝电站。竣工之后的
装机容量是１８２０万千瓦，年发电量
可达８４７亿千瓦时；三峡电力以０．２５
元／千瓦时的价格上网，目前华中
地区平均电价为０．３０元／千瓦时，
华东平均为０．３５元／千瓦时，其中
上海为０．３８元／度，而全国平均上
网电价是０．２９元／千瓦时［１３］。“西
电东送”工程源源不断地把电力送
往东部能源短缺地区，而这些地区
都是天然气重要的目标市场区域，
加之西电的价格低廉，更增加了天
然气市场开拓的困难，给产业链造
成很大风险。
５．结构性的风险因素
（１）空间结构的风险因素
从未来看，我国天然气产地大
多远离消费市场，存在消费市场选
择问题。不同地区在经济发展水
平、工业布局、产业结构和能源结
构等方面存在较大差异，消费市场
选择除要考虑这些因素外，还要考
虑管道铺设的工程难度及管道沿线
大中城市分布，特别要考虑终端用
户的价格承受能力。从静态看，消
费市场的空间结构选择，同时选择
的是空间市场结构的风险；从动态
看，某些市场的变化会导致与初始
结构选择相依的新空间市场结构下
的风险。
（２）消费结构的风险因素
天然气在众多领域有着良好的
应用前景，但同样存在着消费结构
选择的静态和动态风险。在大规模
开发利用天然气的初期，消费结构
的选择显得尤为重要。不合理的消
费结构不但不利于市场的开拓，使
天然气产业链处于缓慢增长状况，
且使得产业链本身处于高风险状
态，一旦下游市场主要产品滞销或
失去竞争力，将给天然气产业链的
发展带来沉重打击。
就近期看，在１９９９年我国天然
气消费结构中，工业（含化肥）占
４６％，油气田自用２７％，城市燃气
１４％（其中天然气汽车１％），发电及
热力生产１０％，３％为输送和分配损
失［１４］。与国外消费结构相比，化肥
生产在我国工业用天然气中所占比
例过大，达９０％，城市燃气比例过
低，消费结构的不合理，使产业链
风险增大。
（３）国民经济结构的风险因素
我国发展面临的国际国内环境
正在发生深刻变化。“十五”期间是
我国进行经济结构战略性调整，推
进工业结构优化和产业升级的关键
时期。随着关税的降低以及非关税
措施的逐步取消，国内市场竞争将
更加激烈，国内一些与天然气利用
相关的产业也会受到冲击，影响天然气消费量的增长。
三、 天然气产业链下游
市场风险防范措施
１．采取鼓励政策，保障和加快天然气产业链下游市场的发展
对于最终用户，政府应从税收、环境等方面立法，采取鼓励使用天然气的政策。对于大城市和旅游城市，应实施严格的环保政策，推进强制使用天然气的规定；提高排放标准和处罚标准，加大天然气汽车的推广力度；为填补夏季天然气低谷、保护环境，可学习国外经验，大力发展天然气空调，使其在中央空调市场中的占有率有较大提高。政府应积极支持新技术的研发、应用和推广，加大对高效燃气轮机、燃料电池及提高气田采收率等关键科研攻关项目的投入，以提高天然气利用效率；应采取有效措施降低管输价格，并加大政府对旧城区改造中的居民用气开户费和初装费的分担比例。从项目群的角度出发，对天然气产业链的单体项目，应打破进入障碍，使项目参与方多元化、交织化，结成产业链利益共同体，以此降低下游市场的风险。
２．从整体上推进天然气产业链市场竞争格局的形成，为天然气价格市场化奠定基础
目前，我国煤炭价格已经放开，石油价格也与国际市场价格接轨，电力正在引进竞价上网机制，相比之下，天然气还是由政府定价，严重滞后于不断变化的市场环境，降低了天然气与其他替代品的竞争力，制约了天然气产业链的发展。因此，应积极创造条件，逐步推进天然气价格的市场化定价机制。我国市场的培育，要借鉴其他国家的经验，既要考虑到现状，更要考虑到未来市场竞争的需要，及早进行制度设计，积极引入竞争机制。
（１）加快天然气勘探开发市场
的开放，允许经国家批准、具有资
质的非国有公司进入天然气勘探开
发领域，增加可用做产品分成合同
招标的勘探区块数量，有条件对国
外开放现有区块；进一步进行矿权
制度改革，在矿权授予中引入竞争
机制；允许经国家批准的油气企业
在已取得探矿权和采矿权的区块开
展对外合作；加快引入进口天然
气，形成一定竞争性的供方格局。
（２）加快天然气长输管道建
设，首先形成以管道为基础的区域
性市场，最终建成全国联网的输气
管网，并将管输业务从目前的石油
公司中独立出来，成立多家独立的
管道公司，形成一定竞争性格局，
向市场提供无差别的服务。由政府
成立专门部门，根据市场情况确定
管输费。
（３）打破城市配气管网的垄断
局面，选择大型城市进行试点，允
许在具备资质又满足规模经济的前
提下，多家共建城市配气管网和在
一个城市内形成若干局域性城市配
气管网，使城市配气管网具有一定
竞争性；也可将其作为城市基础设
施由财政出资建设，通过竞争选择
具备资质的经营者进行经营。
３．适当发展天然气发电，加强
重点地区市场的开发，以迅速突破
天然气产业链成长阶段初期的下游
市场“瓶颈”
我国天然气产业链处于成长阶
段初期，一个突出问题是没有大的
下游用户，制约了产业链的发展，增
大了下游市场风险。天然气发电厂
恰是下游市场的大用户，现阶段，在
经济发展水平高、天然气需求量大、
能源相对短缺、需减轻环境污染压
力和电网调峰压力的一些地区，配
合天然气长输管道建设，适当建设
天然气发电厂，有利于启动天然气
消费市场，突破天然气产业链成长
阶段初期的下游市场“瓶颈”。
参 考 文 献
［１］ 韩慧芳．中国石油天然气价格
形成机制与改革．中国石油天然气行
业监管改革国际研讨会报告（摘要），
北京：石油工业出版社，２００１
［２］ 张抗．从三分钱的争论看气价
对中国天然气发展的影响．国际石油
经济，２００２（７）
［３］ 刘毅军，汪 海．影响我国未
来天然气价格因素的分析．价格理论
与实践，２００２（２）
［４］ 李先瑞．从供热空调能源看天
然气的合理利用．节能与环保，２００２（２）
［５］ 刘毅军，汪 海．对美国天然
气市场的竞争性分析．天然气工业，
２００２（１）
［６］ Ｗｉｌｌｉａｍｓｏｎ． Ｔｈｅ ｅｃｏｎｏｍｉｃ
ｉｎｓｔｉｔｕｔｉｏｎｓ ｏｆ ｃａｐｉｔａｌｉｓｍ：ｆｉｒｍｓ，
ｍａｒｋｅｔｓ ｒｅｌａｔｉｏｎａｌ ｃｏｎｔｒａｃｔｉｎｇ． Ｎｅｗ
Ｙｏｒｋ：Ｔｈｅ Ｆｒｅｅ Ｐｒｅｓｓ ．１９８５
［７］ 杨家笠，刘 萍．陕—京输气
管道经济起输量与经济输量的模拟计
算．石油规划设计，２０００（５）
［８］ 卢祥林．天然气改制技术在城
市燃气转换中的应用．煤气与热力，
２００２（６）
［９］ 李吟天，袁 琦．陕京线天然
气市场开发的几个问题．四川石油经
济，１９９９（２）
［１０］ 北京市近三年重大工程项目
概况．建筑机械，２００２（１０）
［１１］ 洁净煤技术首次列入８６３计划．
高新司简报（第４期）． 中国生产力促进
中心工作网，ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｃｐｐｃ．ｇｏｖ．ｃｎ／
［１２］ 雷树华．对“西电东送”市
场机制的探讨．电力需求侧管理，２０００
（３）
［１３］ 三峡改变中国电力格局． 中国
能源网，ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｃｈｉｎａ５ｅ．ｃｏｍ／
［１４］ ＩＥＡ，Ｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇ Ｃｈｉｎａ’ｓ
ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ ｍａｒｋｅｔ（２００２）：ｔｈｅ
ｅｎｅｒｇｙ ｐｏｌｉｃｙ ｃｈａｌｌｅｎｇｅｓ
［１５］ 国家经济贸易委员会．“十
五”工业结构调整规划纲要．国际石油
经济，２００２（１）
收稿日期：２００３－０７－２２
编 辑：王晓心