为了助力国家石油天然气管网集团有限公司“五化一创”（标准化设计、集约化采购、机械化施工、数字化交付、智能化运营、创新引领）工作的顺利开展,采用文献调查法对近十年来天然气资源消费需求预测技术的原理架构、应用实例进行了横向对比与研究综述。研究结果表明：① 在当前阶段应用到天然气需求预测领域的常见方法中,以经验预测类、市场调查类、时间序列预测类、相关关系预测类、组合模型预测法为主;② 各类方法由于运行机制与数据来源的差异,适用于不同的项目背景;③ 经验预测法、市场调查法更适用于发展趋势的大致判断,时间序列预测法与相关关系预测法能够更好地揭示模型内各元素间的耦合规律,组合模型预测法能满足多场景预测需求。结论认为：各类预测模型存在自身的优势与不足,组合模型预测方法的实现有利于涵盖更多的输入信息,减小单一算法建模带来的预测误差,并在数字化技术的引领下进一步提升拟合优度,为管理者的合理决策与优化规划提供更多参考。

美国天然气市场历经100多年的发展和改革,其市场开放程度高。同时,美国也是目前全球最大的天然气消费国和生产国,是全球管道技术最先进的国家之一。为此在重点研究分析美国城市燃气管道更新改造在投资回收机制方面的创新方法,以及联邦政府层面对燃气管网更新改造的财政补贴计划的基础上,归纳总结了美国燃气管网更新改造的成功经验,以期为我国城市燃气管网更新改造提供借鉴。研究结果表明：① 考虑到燃气行业的特性,建议采取浮动费率制,根据季节性天然气消费量差异来灵活制定合理的费率;② 可以借鉴美国政府的做法,通过设立技术奖励或研发基金以此来鼓励技术的应用;③ 美国的管道信息公开实践,可为我国在天然气管道信息公开的政策制定、规范统一和审查监督等方面提供参考经验,进一步规范和落实信息公开。结论认为：美国在燃气管网更新改造成本回收机制方面的创新方法值得我们学习和借鉴,我国可以结合实际情况取其精华,将吸收的经验本土化,解决燃气管网更新改造的投资回报问题。

储气库通过天然气价格波动进行买入卖出天然气获取收益的价值属性被称为其金融价值。通过储气库业务获取收益,储气能力具有的金融价值是重要的研究对象。为了提升储气库的金融价值,基于欧美与国内天然气价格模式的差异分析,对储气库的金融价值评估模型方法进行了探讨,提出了国内天然气市场不同发展阶段适用的储气能力价值评估思路,并建立了历史价格模型并用于低市场化程度下的储气库金融价值评估。研究结果表明：① 欧美高市场化程度的价格模式具有高波动性与高流动性特征,而国内现存两种价格模式则呈低波动性与低流动性特征;② 考虑国内价格模式现有特征及未来变化,建立历史价格模型用于低市场化价格模式下的储气库价值评估,使用最小二乘蒙特卡洛模型作为价格模式市场化程度提高后的评估方法;③ 历史价格模型的主要特点为：针对单一历史价格曲线进行计算,同时适用于变化的交易周期。价格模式市场化程度越低,历史价格模型评估结果越可靠;④ 历史价格模型能够适用于国内现有价格模式的储气库价值评估,可捕捉价格高点与低点最优工作气量路径,并计算相应现金流。

随着天然气用气高峰时期气源短缺问题的日益凸显,储气调峰技术已成为缓解用气高峰的通用措施,合理地选择储气调峰方式是保障供气安全平稳进行的首要前提。为了更好地对LNG储气调峰项目进行成本疏导,在分析国内外研究现状的基础上,以四川省雅安市某项目为案例,对项目进行了效益测算,并针对其经济指标不达标的问题对项目进行了优化与改进。通过燃气企业储气调峰服务定价问卷调查,分析燃气企业储气调峰服务价格的可承受能力,将问卷调查与实例计算结合,得出燃气企业LNG储气调峰成本的推荐分摊比例,最后根据计算结果对政府有关部门、燃气企业、终端用户针对性地提出三种成本疏导方案。研究结果表明：① 对政府而言,需要合理区分基本与非基本需求,统筹兼顾上下游行业、企业发展和民生保障、经济效益和社会公平公正,做好民生兜底工作,完善困难群体补贴政策,确保其基本生活用气不因价格联动等政策的实施而受影响;② 对燃气企业而言,通过与终端用户合理分配LNG储气调峰成本,能够保证其合理利润,也体现了其作为保供主体的责任与优先“保民生”的社会属性;③ 对终端用户而言,充分考虑困难家庭经济承受能力,在尽可能降低居民支出的同时能够满足其用气高峰时段、季节的正常生产,最终实现多方互赢。结论认为：本研究所得的燃气企业LNG储气调峰成本的推荐分摊比例可为类似项目提供参考。

四川省发展气电是实现“双碳”目标,提升电力调峰调频、确保安全稳定供电的重大举措。2022年四川省出台气电上网两部制电价政策指导意见,明确气电容量电价按一定合理收益回收固定投资成本,电量电价与气价实施联动调整。通过梳理国家及部分省份的气电两部制电价政策,调查分析四川气电的成本构成,研究对气电投资成本回收机制并测算容量电价,提出了容量电价测算原则、方法以及疏导路径的相关建议。研究结果表明：① 因地制宜出台气电价格政策有利于推动气电产业健康可持续发展;② 实施气电两部制电价有利于通过容量电价回收固定成本且取得合理收益,有利于促进四川气电产业有序健康可持续发展,并通过相对较低的电量电价实现与电力市场逐步接轨,增强市场竞争力;③ 容量电价按照“谁受益、谁承担”和“合理分摊、动态调整”原则进行疏导;④ 气电容量电价标准按资本金内部收益率8%对应取值,F机组容量电价标准可为28元/（kW·月）,并且容量电费由该省内大工业、一般工商业用户疏导分摊。

川渝地区既是国内主要的产气区,也是重要的用气区域。为了推进川渝地区天然气管输价格机制的改革,研究了川渝地区环形管网管输价格机制改革的问题和方案,分析了各种方案的优劣势以及可能面临的问题,有针对性地提出了相应的解决措施。研究结果表明：① 川渝地区环形管网管输价格机制改革思路,即用户端统一价格,全省管网统一作价;在管输端由上游企业统一向用户收取管输费,再向其他管输企业结算其应收的管输费;在上游企业和管输企业之间的结算层面,省内支线管道按照老线老办法、新线统一运价率。② 改革方案可能面临调配问题认定、各主体接受度、民生类高成本管线建设等问题,可以采取相应的措施,包括设定最低负荷率、维持原有用户优惠、保留老线运价率、认定民生类高成本管线等。针对下一步的改革及相关研究,提出两点建议： ① 深入分析川渝地区管输价格机制改革的影响,包括对用户、管输企业、上游企业、政府等各方的经济效益和社会效益,以及对天然气市场发展和产业链优化的作用; ② 建立川渝地区管输价格机制改革的评估体系,制定相应的指标和标准,定期评估改革的实施效果和问题,及时调整和完善改革方案和政策。

为了促进国有油气企业资本优化,增强油气行业创新能力,国家陆续出台了多个油气改革意见,放开油气勘探开发领域。矿权竞争性出让全面落地之后的3年,竞价节奏快、准备工作量大等问题相继暴露,为此以如何快速、合理报价这一竞价者急需解决的难题为研究对象,提出了一套较常规经济评价更为优化的评价方法来适应复杂的竞价环境。研究结果表明：① 区块已发生的投资不能纳入区块价值计算,否则会使计算出的区块价值低于客观实际,从而形成误判;② 竞标价格不纳入出让区块的价值计算,以计算出的项目净现值作为己方的最高报价可以大幅度提高评价效率;③ 在评价区块价值时不考虑融资渠道的影响,勘探开发投资全部按自有资金处理,这样计算结果才能真实体现区块的实际价值。结论认为：优化后的经济评价方法可以大大减少评价工作量,有效提高报价的反应速度。

国家管网成立后,我国天然气市场化改革不断加快,管网等基础设施的公平开放以及管网的互联互通,加速了天然气上下游市场的竞争。为了解决以往分环节的价格形成机制无法反映市场化条件下的天然气价格和不同气源的竞争关系,通过探究管网独立后我国天然气产业链与价值链的变化,从全产业链和价值链视角对天然气价格传导机制进行研究,提出了产业链与价值链“双链”融合的模型思路,构建了气液态天然气价值链价格公式及气源竞争力分析模型（NGCAM）,并利用此模型对全国和区域天然气市场竞争展开分析。研究结果表明：① 该模型能够一定程度上反映管网开放后的天然气市场运行机制,蕴含着天然气产业链的价格传导,突出产业链中气气、气液、液液竞争关系;② 在全国市场竞争力分析中,模型应用呈现了国产气、进口管道气、LNG等气源之间的竞争和优势市场分布,沿海地区LNG资源可逐步向内陆渗透,煤制气等非常规气也可借助管网向中东部地区延伸,气源协同发展更加趋显;③ 在区域市场竞争力分析中,模型应用呈现了市场中多种气源的竞争结果以及未来市场供应结构变化,LNG作为灵活性调节资源可与管道气互为保障,LNG气源之间的竞争也日益激烈。

川渝天然气化工以生产甲醇、合成氨、尿素等基础化学品为主,为了推进川渝天然气化工高质量可持续发展,对区域内企业进行了走访调研,并结合政策导向、国际国内形势分析了行业面临的机遇与挑战。研究结果表明：① 国家加大天然气勘探开发投资力度,加快天然气产能建设步伐,整体资源供应量有所提升;与此同时,随着经济增长,国家、地方政策支持,区域内天然气消费趋势显著提升,为川渝天然气化工可持续发展提供了原料保障;② 天然气原料路线和煤炭原料路线的化工企业之间的成本差距逐步缩小,天然气化工产业优化管理、提升技术,国际形势复杂多变等因素,为川渝天然气化工高质量发展提供了机遇;③ 我国气头化工占比小、话语权弱,新建、扩建化工项目受限,“采暖季”原料天然气供应紧张等因素使川渝天然气化工发展受限。结论认为：“十四五”期间,川渝天然气化工仍将保持高速发展态势。

储气调峰能力不足是当前我国天然气产运储销体系建设的短板之一。由于地下储气库建设存在选址难度大、建设周期长等特点,为满足更多区域调峰需求,单井气藏改建储气库作为一种新模式应运而生,成为地下储气库的重要补充。为了解决单井气藏改造成储气设施的经济性论证问题,结合单井改建储气库的技术经济特征,在评价末期回收垫底气,建立与之相适应的经济评价方法。研究结果表明：① 以川西北地区WC1井为例论证了考虑垫底气回收经济评价方法的可行性,项目整体内部收益率为6.78%,高于6%的基准收益率,从财务评价角度证实方案经济可行;② 对比了评价方法对方案效益的影响,不考虑垫底气回收情况下,方案整体内部收益率为6.17%,低于考虑垫底气回收时6.78%的收益率。最后,提出两点建议：① 推广单井气藏改建储气库的建库新模式,尤其是在选址难度大,但是又有调峰需求的资源地,可充分利用区域内现有的产能和枯竭气藏资源,开展单井气藏改造储气库的探索;② 推荐经济评价时考虑回收垫底气,以解决改造项目的经济性论证难题。

加快天然气产业发展,提高天然气在一次能源消费中的比重,是我国加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重要途径。我国正处于能源转型的重要时期,天然气产业未来发展面临的不确定因素也愈发增多。为了科学预测我国天然气的消费需求,以LEAP模型为基础,分析了基准情景、深度减排情景和低度减排情景等三种不同替代情境下我国天然气消费需求。研究结果表明：① 2020—2030年,在三种情景下我国天然气消费量均高速增长,2030年后增速有所放缓;② 从长期来看,我国天然气消费需求呈稳步上升趋势,在低度减排情景、基准情景和深度减排情景下,我国天然气消费需求将分别稳定在4 500 × 10⁸ m³、4 700 × 10⁸ m³和5 200 × 10⁸ m³的水平,并分别在2041年、2045年和2048年达到峰值;③ 三种情景下我国天然气消费需求结构基本稳定,从各行业消费量来看,制造业的天然气消费需求占比最高,约占总需求量的50%,其中,资源加工业、机械电子制造业、轻纺工业是制造业中对天然气需求最高的细分行业。

楼宇式分布式能源项目作为新兴的综合能源项目受到广泛关注。为了确定楼宇式分布式能源项目天然气合理定价,以5 × 10⁴~50 × 10⁴ m²不同供能面积的楼宇分布式能源项目为研究对象,建立三联供装机及设备运行模型,分析分布式能源项目运行成本;按年平均运行成本相等的原则,以传统供能方式（锅炉+电空调）运行成本测算分布式能源项目需求端可接受天然气气价边界,同时基于扩销增效、利益共享原则,提出不同规模用户天然气阶梯气价的定价策略。研究结果表明：① 在目前气／电价格比不理想状态下,终端天然气公司应从节能减排角度出发,积极引导和协调政府出台政策支持,争取财税补贴支持,从而拓展天然气消费市场新领域;② 开展分布式能源项目推广策略分析。终端天然气公司可以提前介入跟踪商业综合体等中大型楼宇用气项目,重点关注供能面积大于10 × 10⁴ m²且冷热电用能稳定的新建医院、商业和办公综合体,按阶梯计价机制,定向施策推广分布式能源项目。

天然气是一种绿色高效的能源,准确预测其需求量对于天然气政策制定、生产和贸易等均具有重大意义。传统的回归分析、灰色模型等方法对天然气需求量预测仅仅考虑时间因素,无法保证预测的准确性。近年来,基于人工神经网络的天然气需求量预测被证实是一种高效准确的方法,但目前研究主要集中于算法优化,而对于天然气需求量影响因素的研究则较少。基于此,采用灰色关联度法（GRA）、平均影响值法（MIV）和主成分分析法（PCA）对天然气需求量影响因素进行了特征筛选,以简化和优化神经网络模型,提高预测的准确性和精度。研究结果表明：① 三种方法均能显著降低神经网络预测误差,其中MIV法效果最佳,预测的平均相对误差从9.077%降至0.983%;② 较之于传统的灰色预测模型,通过三种方法特征筛选的BP神经网络模型对2019-2025年的天然气需求量预测结果基本一致,而灰色模型预测结果偏大,表明所建立模型预测精度较高,结果可靠,可以用于对天然气需求量的中长期预测。

天然气作为清洁、高效的优质能源,对减少碳排放量,促进城市生态环境和经济高质量发展,实现中国“碳达峰、碳中和”战略目标具有重要意义,因此精准预测城市天然气需求量是城市健康发展的重要保障。天然气需求量的预测主要有单一预测模型和构建组合预测模型两种研究方法。组合预测模型可以有效的对单一预测模型提供的信息进行整合,从而进一步减小单一预测模型带来的误差,提高预测的精确度。为了对城市天然气需求量进行准确预测,通过借鉴合作博弈论 Shapley 值利益分配理论,考虑均值GM（1,1）模型、指数平滑模型、灰色Verhulst模型之间的差异以及各自的特点,建立天然气需求组合预测模型,可以有效减少预测的误差。研究结果表明：① Shapley值能减少各单一预测模型差异的影响,更好的对三种单一预测模型的平均绝对百分比误差进行分配,确定的单一预测模型权重更合理,有效提高了城市天然气需求量预测的精度;② “十四五”期间中国城市天然气需求量将呈持续增长趋势,预计2025年将达到1 995 × 10⁸ m³。

随着国家油气体制改革和政策放开,国内城市燃气行业进入新一轮的并购机遇期,如何科学评价集团型城市燃气公司的经济效益变得愈发重要。为了科学衡量集团型城市燃气公司的经济效益,从项目层面、 股权层面、股利层面等进行经济评价,并通过对影响城市燃气业务效益的主要运营影响因素,即评价期的确定、主营业务收入的确定、毛利率的确定与政策因素影响、费用估算、资本性支出,融资及分红率因素等进行论述,最后从评价口径的选择方面对现金流量法的应用进行分析。研究结果表明：① 应建立不同视角的现金流量模型进行全面分析,作为投资决策综合判断的依据;② 业务预测应符合全面性原则和真实性原则,充分考虑各项尽职调查批示的风险,兼顾历史运营逻辑和运营实际,确保未来预测符合公司运营实质和发展预期;③ 业务预测主要影响因素应结合特许经营权、行业发展现状及预期、产业政策、历史运营数据、尽职调查等不同要素进行逐项分析确定; ④ 合并口径模式更加符合集团型公司组织结构复杂、业务模式复杂的特点。

为了加快推进国内页岩气发展、提升天然气安全保障能力,中国自2012年以来先后出台了多项扶持政策,有力促进了页岩气的增储上产。由于页岩气开发成本高、技术难度大,因此页岩气产业的发展受价格、财税政策的影响较大。为了分析页岩气财税政策对产业的影响,从国内页岩气现行政策解读、页岩气财税政策对产业的影响、国外（以美国为例）页岩气产业发展及相关财税政策以及新兴能源产业（以光伏为例）财税政策四个方面进行了综合分析,提出了有针对性的建议。研究结果表明：① 页岩气的补贴标准有下降的趋势;② 页岩气每立方米生产成本估算约比常规天然气高0.17元,按照财税政策测算最新的页岩气的补贴标准约为0.1元／m³,可能会影响页岩气勘探开发企业增储上产的积极性。结论认为,为提高国内能源安全保障、提升国内页岩气资源动用能力、加强页岩气勘探开发企业资源开发,提出以下建议：① 建议提前下发“全国当年非常规天然气奖补资金总额”中总金额的额度。页岩气开发企业根据确定性的财政补贴数据进行测算,实现页岩气的可持续经营和效益开发;② 考虑页岩气的开发成本因素,建议增加奖补资金总额随开发利用量进行一定上浮的条款;③ 建议加大深层页岩气（埋深大于3 500 m）的财政补贴力度,补贴标准0.4元／m³,补贴时间5年。

中国深水天然气和致密砂岩气资源十分丰富。为了加快中国深水天然气、致密砂岩气的经济高效开发,在对中国深水天然气、煤层气、页岩气与致密砂岩气开发现状以及国家财税支持政策进行研究和对比的基础上,分析了中国深水天然气、致密砂岩气开发国家财税政策支持的必要性,提出对中国深水天然气、致密砂岩气开发的财税支持建议。研究结果表明：① 完善非常规油气开采财政补贴激励机制,将深水天然气、致密砂岩气开采补充列入财政补贴目录清单中;② 建立不同生产环境气源,不同价格的市场机制;③ 取消深水天然气、致密砂岩气石油特别收益金或提高起征点,和设立国家深水天然气、致密砂岩气风险勘探基金;④ 将深水天然气、致密砂岩气加入国家鼓励发展的重点产业指导目录;⑤ 将深水天然气、致密砂岩气勘探开发工程装备、安全环保、节能节水大中型设备分别补充列入《环境保护专用设备企业所得税优惠目录》《节能节水专用设备企业所得税优惠目录》《安全生产专用设备企业所得税优惠目录》;⑥ 将致密砂岩气作为能源矿产单独税目列示,并享受减征优惠税率;⑦ 将海上（包含深水）油气资源税纳入中央与地方共享税;⑧ 将致密砂岩气的开采,补充列入资源税条例;⑨ 降低深水天然气、致密砂岩气勘探开发活动的经济指标约束;⑩ 对开采深水天然气、致密砂岩气参照煤层气优惠实行增值税即征即退优惠政策。

国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网公司”）的正式成立,标志着天然气市场化改革进入加速期、深化期。天然气门站价格取消后建立竞争性的市场化交易价格基准至关重要,而2021年以来国际天然气价格的大幅波动,更加凸显了我国通过编制有影响力的价格指数争取天然气定价权和话语权的重要性。川渝地区天然气管网发达、市场比较成熟,市场化交易比较活跃,具备探索建立天然气现货价格指数的基础条件。为了建立科学合理的川渝地区管道现货天然气价格指数,通过系统梳理总结国内外价格指数编制的经验和启示,提出适应我国行业现状及市场价格实际需要的价格指数编制方案。研究结果表明：① 成熟价格指数一定是标尺性和可投资性有机结合,指数编制一般采用相对数或绝对数;② 从样本选择和数据来源来看,公开市场集中竞价形成的价格是指数编制的最基础的数据,在缺乏这类数据的情况下,构建科学的评估体系所评估的数据是可以作为有效的补充;③ 国内外大部分天然气价格指数均采用加权算数平均法;④ 基于目前川渝地区天然气市场现状,川渝地区管道现货天然气价格采用交易数据+评估数据相结合的方式作为编制指数的基础数据,以交易数据为主,评估数据为辅。结论认为：① 继续增大川渝地区线上交易的规模,为竞争性现货价格指数奠定坚实基础;② 积极争取各级政府支持,保障指数的可持续性和权威性;③ 开展价格指数的衍生品研究,不断提升价格指数的影响力和公信力。

为了精准预测天然气需求量,挖掘有效影响因素,避免天然气需求量受繁多动态非线性因素的影响,在分析灰色相对关联度模型的基础上,从GDP、产业结构、人口发展、能源消费总量、能源消费结构、环境规制、单位能耗、收入水平等8个影响因素中,挖掘出6个有效因素,建立了多元线性回归模型和灰色GM（0,N）模型,并以此构建最优组合预测模型,对天然气需求量进行预测。研究结果表明：① 中国天然气需求量的有效驱动因素包括GDP、人口发展、能源消费总量、单位能耗、能源消费结构、收入水平;② GDP发展对天然气需求量增长贡献最大,GDP的增长可促进天然气需求量增加;③ 基于多因素构建的最优组合模型能进一步降低预测误差平方和,具有良好的非线性逼近预测性能;④ 受能源革命、技术进步及经济环境的影响,预测2021—2025年中国天然气需求量增长率呈下降趋势,到2025年中国天然气需求量将达到4 548 × 10⁸ m³。

在我国天然气市场逐步建立形成的“X+1+X”市场化运营机制下,为了适应供需市场持续深化改革和高质量发展的新形势与新要求,中国石油西南油气田公司全面实践“以客户为中心,以价值创造为核心”的天然气市场营销新模式,对天然气客户实施全生命周期管理势在必行,为此进行相关研究。研究结果表明：①天然气全生命周期分为4个阶段,即识别培育期、成长发展期、成熟巩固期、衰退终止期4个管理阶段;②天然气客户全生命周期不同阶段存在不同的管理特点和管理目标,通过标准化的客户生命周管理流程,明确每个阶段需要达成的目标,并应用一些配套的客户管理工具,确保标准化客户全生命周期管理目标的实现。最后,对天然气客户实施全生命周期管理提出了4点建议：① 在识别培育期,主要策略建议为新客户挖掘发展策略;② 在成长发展期,主要策略建议为客户价值提升策略;③ 在成熟巩固期,主要策略建议为客户关系保持策略;④ 在衰退终止期,主要策略建议为客户关系挽留终止策略。

为了定量分析中国天然气市场重心变化趋势,通过大量收集天然气市场供给、需求（包括季节分布、用气结构、城市燃气负荷分布）等关键数据,定义了“燃气年”的概念,提出了将三角坐标统计图应用于消费结构、供给结构、需求结构、地域分布重心分析的方法,对中国天然气市场重心迁移趋势进行了研究;结合经济和政策影响分析,形成了基于三元视角、无量纲化方法的供需重心迁移趋势系列三角图。研究结果表明：① 季节消费量重心稳定在冬季,占比接近50%;② 近10年内LNG主导了供气结构的变化,因此关于供气结构的稳定性问题,应关注三元结构下的平衡发展;③ 天然气消费结构分析表明,“工业”类占比由2005年的63.7%降至2019年的43.7%,可中断用户用气量降低导致了调峰问题的加剧;④ 天然气消费地域分布情况分析表明,2011 — 2018年城市燃气消费量重心由南向北迁移,2018年开始达到南北方较为均衡。结论认为,该定量分析法使数据进一步可视化,便于规划分析和投资决策,可以为我国天然气市场的进一步发展提供借鉴和指导。

随着2019年12月国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网公司”）挂牌成立及2020年3月新版《中央定价目录》颁布,天然气产业链“X+1+X”局面初步形成,门站价格制度取消也成为发展趋势。在此大背景下,天然气产业链下游公司（主要指“销售公司”）天然气价值链提升面临以下问题：① 进口气价格居高不下;② 管输、调峰等环节改革方案还需进一步深化和明确;③ 门站价格取消前后价值链提升都存在困难;④ 各省市高低端市场价值链发展都存在明显“瓶颈”;⑤ 冬季供暖季期间气源、管输、储气能力都相对有限等。基于研究结论,建议天然气下游公司采取以下措施：① 积极研判市场形势,全面统筹国内、国外“两种资源,两个市场”;② 加强对进口气合同研究,争取通过进口长贸合同复议、灵活签订新的进口贸易合同、顺价销售等方式降低天然气进口价格;③ 提前落实资源、储气等问题,避免出现产业链明显短板;④ 对接长输管道和“最后一公里”建设进度, 不断优化管输路径;⑤ 细化各省市的市场类型,弥补短板促进天然气市场高质量发展;⑥ 深入研究产业链各环节价格改革方案,逐步引导全社会科学合理用气。

自2013年中缅天然气管道供气后,云南省正式迈入管道天然气利用时代,管道天然气消费量呈快速增加的趋势。云南省前期按照“兼顾建设成本与促进天然气消费”的原则,暂定形成天然气临时销售价格有关规定,但是此价格机制下天然气市场存在以下问题：① 天然气终端价格较高制约市场发展;② 无差异化定价导致企业建设支线管道积极性不高。为了优化天然气产业发展的体制机制,加快实现“气化云南”战略目标,云南省于2021年7月下发《云南省发展和改革委员会关于核定陆良祥云等天然气短途管输试行价格的通知》。云南省天然气短途管输价格的核定促进了天然气上下游价格联动,充分发挥价格杠杆在资源配置中的决定性作用。分析研究的结果表明,云南省短途管输价格的核定对云南天然气市场有以下影响：① 促使下游企业加大天然气市场的开发;② 提高管道企业的内部收益;③ 提升管道气的利用率;④ 管输企业的绩效管理增加新的活力。

中国天然气市场化改革不断推进,价格机制改革是天然气产业体制改革的核心之一。近年来,随着中国海上天然气开发技术的不断成熟,海上气田的开发模式及产品形态呈现出多样化的特点,其定价机制相对复杂。为了厘清我国海上天然气定价机制,在介绍天然气定价原理的基础上,梳理了我国天然气价格体制的改革进程,分析了中国天然气定价的最新政策,并以广东省为例针对海上气田开发项目的特点研究了海上天然气产品定价的差异性及价格水平。研究结果表明：① 依据中国最新版《中央定价目录》,海上天然气被列入非管制气的范围,实行市场调节价;②目前中国已投产的海上气田均采用半海半陆式开发模式,产品形态为天然气,而在全海式开发模式下,天然气依托浮式液化天然气船（FLNG）／浮式压缩天然气船（FCNG）进行处理和储存,产品形态转变为液化天然气（LNG）／压缩天然气（CNG）,不同产品形态天然气的定价机制存在着差异;③ 广东省海上天然气的价格基本参照西气东输二线管道气价格制定,而未来在全海式开发模式下,LNG产品将会受到LNG国际贸易的影响,其价格参照LNG进口气源并按照商务合同确定到岸价,CNG价格将参照管道气价格制定;④ 广东省已形成“海陆并举、多源互补、三足分立”的市场格局,天然气产业发展具有典型的代表性,对中国其他沿海省份天然气定价具有参考意义。

全球能源供需格局正进入深刻调整的阶段,新一轮能源革命已经开始,我国的能源体系发展正步入关键的转型阶段。随着成渝地区双城经济圈建设上升为国家战略,双城经济圈的能源体系发展肩负起了更重大的使命,能源转型变革任重道远。为了进一步解决成渝地区双城经济圈能源消费量增速趋缓的问题、改善能源发展质量和效率,使能源体系发展成为成渝地区双城经济圈建设的新基础和新动力,提出了将成渝双城经济圈的能源体系发展方向和五大发展理念相结合,形成能源体系发展的战略思路;并在此基础上对双城经济圈能源体系现状及问题进行梳理,进而提出了双城经济圈能源体系发展展望。研究结果表明：① 推动双城经济圈能源革命加速,能源体系发展贯彻落实“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念尤为重要;② 双城经济圈内能源体系整体发展较快,属于自给自足型区域,但传统能源利用效率偏低、清洁能源发展速度缓慢;③ 双城经济圈建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系刻不容缓,天然气作为高效清洁的低碳能源,将迎来大发展。

面对每年严峻的冬季天然气保供形势,国内三大石油公司（中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司）气田放量生产,全力应对冬季用气量高峰,优化生产组织,天然气产能得到了最大限度的发挥。同时销售方面对可中断用户进行限产甚至关停,以保障居民基本生活用气,但可中断用户却没得到相应的补偿。为了使可中断天然气客户的利益得到切实有效的保障,从国家政策、配套措施、实施步骤等方面研究和建立了一套行之有效、具有较强可操作性的可中断客户调峰补偿机制。研究结果表明,可通过采取以下4项措施建立可中断客户调峰补偿机制：① 建立市场化补偿机制,天然气价格全面市场化;② 建立可中断调峰能力市场化交易机制,取暖季通过市场化交易销售给不可中断的城市燃气客户,从而获取补偿。③ 政府政策性补偿补贴可中断客户停气的损失。④ 供气企业在非采暖期给予可中断客户一定优惠。

2020年9月30日,中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化）与中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）将所持有的油气管道相关资产移交国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网）,标志着其正式开始运营。为了使传统油气企业更好地应对石油天然气行业市场化改革和天然气资源的产、运、销分离给LNG市场带来的变化,通过分析油气管网独立后的国内LNG市场新格局,对中国石化这一代表性企业近年来的LNG业务发展情况以及国家管网成立前后中国石化LNG经营形势的变化进行研究,提出了围绕市场开发、销售管理与客户服务三个方面的建议。研究结果表明：① 中国石化凭借丰富优质的资源快速占据了新增LNG市场,实现了销售量的迅猛增长,但在基础设施布局、盈利能力、用户黏性培养和市场竞争方面仍有提升空间;② 油气管网独立提升了进口LNG资源的多样性,导致了下游市场竞争加剧,同时优化了管道天然气资源的配置,促使中国石化等传统企业将重心转移到终端市场;③ 根据SWOT矩阵的分析结果,油气管网独立也为中国石化的LNG市场开发提供了新的机遇,而抓住机遇的关键在于充分利用自身的资源优势,围绕终端市场的开发与布局采用更精细的价格管理方案与销售管理方案。

为了实现天然气储气设施集约高效建设,避免可能出现的利用率低、重复建设等问题。在分析川渝地区天然气储备能力现状的基础上,通过定量分析,总结出当前川渝地区在天然气储备能力方面存在的3个问题：LNG工厂和储气罐建设可能面临重复建设;储气设施相对独立,互联互通程度不足造成资源浪费;现有市场机制未健全,储气设施盈利的商业模式亟待建立等。再通过多路径措施开展储气设施建设,提出川渝区域储气能力提升策略及实施路径,以期达到保障天然气产运储销安全平稳运行的目的。研究结果表明：① 坚持集约高效的原则,通过整合地下储气库、LNG加工厂及配套储罐、高压球罐、枯竭气井、生物天然气项目土地储备等现有资源提升储备能力;② 确立三级调峰体系,通过市场化手段提升储气设施盈利水平,有助于盘活储气设施存量,提高设施利用效率;③ 拓宽储气调峰盈利渠道,探索新的商业模式,进而达到多方共赢的效果。结论认为：随着市场不断完善,储气设施的经营、使用主体将不断增多,价格管制的放开将使天然气储采行为更加市场化,储气调峰建设的政策环境也将不断完善,坚持有机整合的集约高效储气设施建设思路,将有效推动储气市场的健康有序发展。

我国碳达峰和碳中和“3060”目标将加快能源结构向清洁低碳转型,这将给传统能源行业带来深远的影响。作为公认最清洁的低碳化石能源的天然气,在能源转型过程中长期发挥重要桥梁作用和平衡作用,但也不可避免地受到新能源规模化增长的影响和冲击。基于天然气在我国能源结构中的地位,深入分析了国内天然气行业的发展机遇和挑战,即天然气作为清洁高效的化石能源将保持长期增长趋势,同时可再生能源电力及新能源将挤占部分天然气需求增长空间,并提出我国天然气行业发展呈现阶段性特征。基于此,为了促进天然气发挥重要作用,推动构建国家安全可靠的多元清洁能源供应体系和实现碳达峰和碳中和目标,提出4个方面的应对策略：① 坚持天然气长期发展战略,推动产业高质量发展;② 优化多元化天然气资源供应体系,增强资源供应保障能力;③ 发展天然气发电,为电力系统转型提供可靠支撑;④ 推动需求侧天然气高效利用,实现资源价值最大化。

为了提高非线性复杂系统预测的精度,采用多维信息的复合权重组合预测模型,以期达到组合预测进一步降低误差的目的。首先,利用误差平方和倒数法、加权平均法、熵值法将灰色GM（1,N）模型与多元线性回归模型进行组合,构成3种组合模型。然后,采用灰色关联分析法将3种组合模型进行融合,构建复合权重组合预测模型。最后,以中国城市天然气需求量预测为例进行验证分析。研究结果表明：① 组合预测比单一预测模型的预测结果更准确,避免了单一预测模型存在的预测风险;② 复合权重组合预测模型较组合预测模型的误差更低,提高了预测精度;③ 到2025年,中国城市天然气需求量将达到2 884 × 10⁸ m³,平均增速约为10%。结论认为,复合权重的组合预测模型在非线性复杂系统中具有良好的预测性能,对城市天然气需求量的预测结果可作为制定城市燃气政策的依据。预测结果表明,未来中国城市天然气需求量仍呈高速增长趋势。

为了应对新形势下低油价对油气田企业经营韧性提出的新挑战,总结了历史上六次油价暴跌期间国际石油公司的应对策略,分析了本轮低油价对国内油气生产企业的主要影响,结合国内外石油公司直面低油价的实践,提出了优化布局、重构价值链,依靠提高自身素质去降低成本、提高质量的内涵式发展模式。研究结果表明：① 低成本是企业可持续发展的根本战略,应对低油价,油气开采企业立足当下、着眼自身、优化布局,走内涵式发展道路,是最为有效的应对策略;② 纵观历次油价暴跌,削减开支、裁员降薪、剥离优化资产、停减勘探生产活动,是国际石油公司应对低油价的共同策略;③ 内涵式发展,必须把低成本获取油气资源摆在更加突出的位置,加快资源发现、增储上产、效益突破;走内涵式发展道路,要注重内在品质和潜力挖掘,不追求一般意义上的规模扩大和数量增加;④ 理念、底线、策略、对策,是油气开采企业内涵式发展模式的四个基本要素。结论认为：油气开采企业的内涵式发展模式需要树立两个理念、守住两条底线、实施三大策略、践行四项对策。

为了完善我国天然气定价机制,在阐述天然气定价机制演变一般规律的基础上,分析了当前天然气定价机制存在的主要问题,即管道输配气的准许收益率明显偏高、放开天然气价格没有明确的标准和条件、“基准价+浮动幅度”管理办法存在不足、市场中心的发展尚处于起步阶段。结合我国天然气价格改革的目标,提出4条完善天然气定价机制的路径与政策。研究结果表明：① 参照核定电网输配电准许收益率的办法,合理确定管道输配气的准许收益率,理顺天然气产业链价格,促进天然气全产业链健康可持续发展;② 依据我国《反垄断法》明确放开门站价格的条件与标准,为制定价格市场化改革政策提供依据;③ 对不具备取消门站价格管制条件的地区,完善门站价格形成机制,促进定价机制由政府管制向与油价挂钩转变;④ 对具备取消门站价格管制条件的地区,加快发展天然气市场中心,促进定价机制由与油价挂钩向气与气竞争转变。

在全球液化天然气（LNG）市场供需形势变化的背景下,LNG贸易双方地位发生互换。为了给我国LNG贸易企业业务开展及合同签订等提供参考、防控LNG贸易合同可能存在的风险,采用全球LNG产业特点变化到贸易合同演变及其应对的递推分析方法,系统分析了传统LNG贸易合同的特点、全球LNG产业近期呈现的新特点,以及LNG贸易合同的发展趋势,进而提出了有针对性的建议。研究结果表明：① 国际石油公司建立资源池供应模式,卖方供应稳定性增强;② 因允许更加灵活的贸易方式,FOB贸易模式受到买方欢迎;③ 新签合同在合同期限和合同量上呈现缓慢恢复的趋势;④ 亚太地区加快形成基于本地市场供求的合同定价机制。为有效防控LNG贸易合同风险,建议买方在新形势下应关注并做好新签合同条款设计、既有合同复议、中短期合同采购及合同数字化转型等。

为了拓宽天然气项目建设主体范围、提高天然气项目建设效率、促进天然气市场体制机制改革,从我国天然气项目建设现状和天然气行业改革机遇出发,分析了PPP模式应用于天然气行业的适应性并构建了相应的运行机制。研究结果表明：① 我国天然气项目投资额大且建设主体较为单一,与我国天然气基础设施发展目标、国外先进地区的发展现状相比存在项目建设数量不足的问题;② 目前国家发展和改革委员会等部门发布的一系列政策文件给社会资本参与建设天然气项目提供了机遇,勘探开发市场的放开以及国家油气管网公司的成立将有效吸引民营、外资等资本投入;③ 公私合作模式（PPP）有利于降低天然气项目成本、促进管理和技术创新、并加速天然气行业市场改革。结论认为：PPP模式应用于我国天然气项目已具备现实条件,随着市场化改革不断推进,应不断完善天然气PPP项目的运行流程和相关机制,提高参与主体的风险研判、控制能力,并出台天然气PPP项目的配套政策法规,切实推动天然气项目PPP模式的推广应用及健康发展。

为了实现投资效益最大化,解决注气提采与战略储气库协同建设经济评价的诸多难题。针对进入到开发中后期的油气藏,如何提高储量的动用程度,转变老油气田的开发方式已迫在眉睫。通过对注气提采方案和储气库方案的反复对比研究,发现注气提采方案买气成本很高,方案很难有效益,而油气藏型储气库作为天然气供应链中调峰储备的重要组成部分,具有造价低、运行可靠、垫底气可部分回收等特点。面对二者异同点,采用了一系列的技术攻关和相关方法研究,提出了注气提采与战略储气库协同开发的新模式,探讨了技术领域的经济问题。本文以塔里木油田A油藏为例,对“注气提采加储气库”协同建设这一全新建设模式的经济评价难点进行分析,研究结果表明,注采气井与地面集注系统共建时投资劈分、油气开发项目与储气库项目共建时成本分摊及效益核算等方法都是有章可循的,从而解决了注气提采项目和储气库项目成本费用核算问题,既让共建项目的成本靠实合理,又能实现共建项目更好的效益。

为了满足地下储气库建设持续性发展对项目经济评价技术的要求,充分发挥地下储气库在天然气调峰、战略储备等方面发挥的重要作用,以储气库项目经济评价方法的折现现金流量法为基础,结合评价流程“预测开发指标→建立参数体系→估算投资→测算成本费用→估算营业收入及税金→计算经济评价指标→不确定性分析”等7个步骤,建立了储气库建设项目的经济评价方法,并通过HJD储气库项目的实例分析,验证了储气库建设项目经济评价方法的实用性。研究结果表明：① 储气库建设项目经济评价是在地质与气藏工程方案、钻采工程方案、地面工程方案的基础上,对拟建项目的财务可行性和经济合理性的全面分析;② 储气库项目经济评价方法是在考虑资金时间价值条件下,根据项目在评价期内各年现金流量,进行的经济效益分析、计算和评价;③ 储气库项目经济评价方法的特点是重视方案的技术经济比选,地上地下一体化分析,重视项目达容率、调峰气量的风险分析。

近年来,国家和国企大力部署提质增效专项行动,不同行业企业对提质增效的认识和任务重点差异较大。致密气勘探开发作为天然气产业中不可或缺的非常规天然气资源开发,理应积极开展提质增效行动。为此,以致密气开发战略成本管理为基础,结合财务恒等式收支核心要素管理创新,提炼出致密气开发提质增效的思路与途径。研究结果表明：① 应以收支核心要素为主线抓好提质增效战略顶层设计;② 坚持收支要素协调发展实现要素组合创新提质增效;③ 强化收支要素一体化评价与激励优化提质增效系统等;④ 持续树立技术经济一体化发展理念,促进管理与技术创新协调发展;⑤ 深化探索合资合作方式,有效管控投资风险;⑥ 处理好天然气市场供求关系,提高致密气市场竞争力;⑦ 强化政府与企业政策协调发展,提高致密气勘探开发激励政策水平。最后,针对如何加快“油公司”体制下致密气开发提质增效,提出了3项建议：① 强化致密气勘探开发战略规划与布局;② 积极探索市场化合作超额收益分享的激励政策;③ 强化致密气开发智库建设,提高决策水平。

受突如其来的新冠疫情和低油价持续影响,油气企业在提质增效、数字化转型和智能化发展等领域面临较多困难,油气企业市场竞争力、防风险能力和创新盈利能力也受到了较多挑战。为了应对后疫情时代和持续低油价的影响,基于油气企业主动“识辨市场、应变市场、驾驭市场”的低成本高质量大发展需求,对油气企业客户的生产经营情况采取信息化、数字化和智能化服务,快速跟踪、实时监控、便捷沟通和有效决策势在必行。为此,在分析研究油气企业现行传统人工油气营销客服方式与特点的基础上,充分结合信息化时代先进的IT技术与工具,集中人力科学研究、创新设计和建设推出线上油气营销客服APP平台,实现了油气企业与客户间24小时随时随地的移动信息化交流与客服互动,取得的信息化建设与创新油气客服APP应用成效越来越明显。研究结果表明：① 应用APP提高了客服效率;② 应用APP提高了客服质量;③ 应用APP实现了客服适时共享。

随着油气田生产的不断发展,各类油气田项目后评价工作的开展也不断深入。为了使后评价工作的评分结果更具科学性与指导性,利用专家调查法和层次分析法（AHP）,结合现有的项目后评价评分表,重新确定了项目后评价指标的权重,并采用模糊综合评价法,在中国石油大港油田公司进行实证应用,通过相关实用性分析,探究科学合理的后评价评分方法。研究结果表明：① 模糊综合评价法在原有的专家主观打分的基础上对评分数据进行了处理,使油气田项目后评价的评分更加客观、更加科学;② 通过模糊综合评价法的运用,能够更直观的反映项目评价各个指标的评分数据,有利于对项目运行各方面进行综合评估;③ 模糊综合评价法更具灵活性,能满足后评价的需要;④ 在未来,可将模糊综合评价与数字化结合,运用数据库,建立更加完善的评价指标体系,使得评价指标体系的选取更加自由、多样,同时利用软件对评价数据进行分析,在对项目进行评分的同时,评价的结论也可以随之完成,在数据层面使得评价结果更加客观。

近年来,国家及地方政府相继出台了一系列关于城镇燃气配气价格监管的办法。川渝地区城镇燃气是中国发展较为成熟的区域之一,其城镇燃气经营企业多且发展不平衡。鉴于此,综合分析了川渝地区城镇燃气企业的发展现状,指出城镇燃气企业配气价格监管存在以下主要问题：① 城镇燃气企业天然气销售业务整体利润水平过低且分布不平衡;② 以民用气安装业务为主的利润增长模式面临重大挑战;③ 有效资产过低的城镇燃气企业数量较多;④ 城镇燃气企业配气管网负荷率偏低。研究结果表明：① 通过加快配气业务与其他业务的分离,实行配气业务的财务独立核算和建立与配气业务相关的成本数据库等举措,做好应对配气价格监管的基础工作;② 通过优化输配气管网布局,建设高效管网系统和依靠信息化技术手段提高配气管网负荷率;③ 通过加快燃气基础设施建设等措施提升企业有效资产及价值;④ 通过优化成本结构和降低非准许成本等对策加强成本管控。结论认为,配气价格监管政策对中国城镇燃气行业的发展关系重大,城镇燃气企业要主动适应天然气市场化改革的发展趋势,同时政策的执行效果需要实践来检验,两方同时发力有效促进了燃气行业健康持续发展。