“照付不议”是什么意思？ (照付不议是什么意思)

所谓“照付不议”，是天然气供应的国际惯例和规则，就是指在市场变化情况下，付费不得变更，用户用气未达到此量，仍须按此量付款；供气方供气未达到此量时，要对用户作相应补偿。如果用户在年度内提取的天然气量小于当年合同量，可以三年内进行补提。

新奥燃气配额

（1）5.1 LNG应用及主要客户分析

5.1.1 LNG用于发电

LNG项目大部分的气量用于电厂的联合循环发电，LNG电厂与常规燃煤电厂相比，除了大大改善了环保状况之外，在占地和建设周期，调峰机动性等方面都显示了很大的优越性。建设投资相对较低，LNG电厂的单位千瓦造价约为国产脱硫煤电厂的89％，进口设备脱硫煤电厂的60％，核电厂的33％。

5.1.2 LNG用于城市燃气

随着社会的发展、科技的进步以及人类对环境保护的意识增强，近年来，LNG作为清洁能源现备受关注，天然气燃烧后产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，煤的1/800。 随着居民生活水平的提高，中小城镇居民更希望能用洁净的能源，由于管道铺投资设费用大，LNG气化站具有比管道气更好的经济性，在中小城镇可采用LNG气化站作为气源供居民使用，此外还可用于商业、事业单位的生活以及用户的采暖等。

5.1.3 LNG作为工业燃料

天然气作为工业燃料主要用于锅炉和工业窑炉，与煤、燃料油、液化气相比具有明显的优势。天然气作为工业燃料，环境效益明显。以燃烧后排放的CO2作为比较，如煤炭为100，则石油为83，而天然气仅为57，同时二氧化硫和氮氧化物等污染物仅微量排放。通过热值和热效率换算，每立方米天然气大约可替代3.3公斤煤炭，1.5公斤重油和1.3公斤柴油。从价格角度考虑，对煤炭的可替代优势不强，对轻油替代优势比较强，而能否顶替重油则需根据具体情况来确定。

5.1.4 LNG作为汽车燃料

随着我国天然气汽车工业的发展和液化天然气的优良特性，液化天然气汽车正在成为研究热点。通过了解液化天然气汽车的发动机、燃料系统主要组成部分的功能和原理，再回顾我国液化天然气汽车发展历史、应用现状，并且将LNG、CNG和汽油三种车用燃料进行比较，从而可以看出液化天然气汽车比CNGV和汽油汽车更加清洁、安全和经济。

5.2 LNG项目市场定位分析

市场开拓是哈纳斯LNG项目的基础，我国沿海特别是东南沿海经济发达、价格承受能力强的地区, 哈纳斯应以此类地区作为LNG项目的目标市场, 对LNG项目的市场地位和进度的确定应该坚持以下几个原则。

（1）坚持替代能源有经济性的市场定位原则,即LNG只替代单位等热值价格比自身高的LPG、油制品、电、人工煤气, 以及禁燃煤地区的煤。

（2）大力开发居民、工商业团体用户(包括集中空调和热、电、冷联产用户)、特定的大工业用户、LNG 汽车、CNG 汽车等, 适当配置调峰燃气电厂的用气。

（3）采用谨慎的市场开发策略。新市场的开发要经过普查→分类初选→优选→意向书和框架协议的程序。

（4）在输气管线没有覆盖的地区积极开拓槽车输送加卫星站汽化的市场, 大力扩展LNG的供气范围。即使在管线覆盖的地区, 也可以考虑采用卫星站作为时调峰和管输盲区供气的手段。对市场竞争力最不确定的电厂用户, 要对其承受能力、上网电价、用气比例、实行差别气价的可能性和经济性等作详细分析。

（5）以有承受力和有经济性的用户用量作为市场容量, 以确定LNG 项目的目标市场。LNG市场价只要是原油等热值价格的折扣价, 就具有竞争力。因此,LNG市场定价的重点不仅是一定油价下的气价, 而更重要的是天然气价与原油价的折扣率, 在LNG的价格谈判中要争这个折扣率。

随着管道气的供应越来越充足,同时LNG资源也大量增加,LNG的下游市场也在发生着很大的变化,从过去传统的城市调峰和高产值工业的使用,逐步转换到了重点工业领域和车船用燃料,所以这两块市场的开发将会成为今后市场竞争的重点,尤其是车船燃料市场已经有好多公司键入,并且现在还处于节能减排的关键时期,政府部门的支持力度也比较大,所以这块市场的潜力巨大,应该引起哈纳斯足够重视。

5.3 LNG市场开发中的定价机制分析

完善定价机制，从井口气源到终端用户的整个LNG产业链的天然气定价是新型天然气市场发展最重要和最关键的因素，终端用户定价不但会影响销售量，而且对LNG产业链中的基础设施建设也至关重要，因为从各种终端用户得到的收入将决定LNG项目市场定价的经济可行性。

LNG项目市场开发的成功取决于天然气对其他燃料的竞争力，LNG的定价基于竞争性燃料。在亚洲，日本是一个原油净进口国，每年进口油量基本稳定。所以日本将其石油进口到岸价格作为进口LNG的定价参照，这样也就造成了目前东亚地区LNG的定价与原油价格密不可分，因此亚洲的LNG价格高于世界其他地区。政府制定或指导价不能准确及时反映供需关系的变化，而且这种定价机制无法使生产者和消费者做出长期的承诺，而LNG产业链的基础设施的开发却恰恰需要上述承诺。因此，天然气的定价政策应该把最终用户的支付意愿作为出发点。

1997年以前，我国天然气定价采用鼓励消费者的成本定价方式，而后采用鼓励生产者的成本加成法。但这两种定价机制都未兼顾双方的利益，不能反映市场的供应和需求。完善天然气定价机制的主要措施有：一是放开对天然气生产开发企业的井口价管制，实行竞争谈判定价；二是加强对管输公司的成本核算，实行基于业绩的监管定价；三是打破对地方用气市场的垄断，扩大直供范围，实行监管与竞争定价。

目前，我国LNG下游市场的用户规模仍然很小，只有在LNG气源和下游市场最终用户之间订稳定的长期合同，才可能为大规模的上游开发、液化及运输等整个LNG产业链提供资金支持。气源供应商与LNG购买方之间、LNG购买方与最终用户之间签订“照付不议”合同是确保LNG产业链长期稳定发展而必不可少的最重要的制度保障。“照付不议”合同的核心是买方按照合同规定的天然气质量和双方约定的数量，不间断地购买卖方的产品，无特殊情况下买方不得随意终止或变更合同，只要卖方执行了“照供不误”，买方就要按照合同的不低于“照付不议”的量接收天然气，少接收的气量，要照付气费，留待次年提取(补提气)，确保卖方的气源销售，降低卖方的大规模开采、运输气源的市场风险，否则将要承担相应的违约责任。目前来看哈纳斯LNG项目运营初期市场客户会比较少，签订“照付不仪”能很大程度解决LNG销路问题。

5.4 针对不同的下游用户实行不同的定价策略

哈纳斯LNG项目要与下游用户签订“照付不议”合同。其市场定价以实现企业和社会效益最大化为目标，有四个基本定价原则：成本核算原则、资源利用效率原则、替代对象价格决定承受能力的原则以及市场开拓导向原则。

根据中国今后一段时期LNG下游消费市场的需求曲线，可以把LNG的消费者划分为以下群体：联合循环电站用户，城市民用燃气用户，规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户，炼油、石化等工业燃料用户，制氢和化工原料用户，车用燃料（LNG/CNG加气站）用户，车载罐箱运输的LNG所拓展的各种网外天然气用户。下面按照上述LNG的四个基本定价原则，分析对不同的LNG消费用户应采取的定价策略。

5.4.1 联合循环电站用户

此类用户的特点是直接由LNG进行供气, 用气规模大而稳定, 在LNG项目初期, 承担着保证到厂的LNG能按照“照付不议”合同条款稳定消费的重要作用。但是此类用户主要用LNG替代低价的煤炭发电和水电, 竞争力不强, 对LNG 的价格承受能力较低, 因此, 应当使其享受尽可能的低价, 以LNG项目保本为底线。

但是, 目前中国天然气与煤的等热值比价已经达到了2.5～3.0的高位, 我国不可能发展大规模的天然气发电, 所以天然气发电只能在LNG项目启动初期占下游用户的较大比例，发挥市场先驱作用。如果仅仅依靠低价售气给发电用户，LNG项目是难以回收投资成本的。此外，天然气电厂一般只能作为调峰电站，受电网负荷和需求变化的限制较大。随着LNG项目下游市场的逐步开拓，发电用气所占的比例将逐步缩小，这也是全球发展趋势。

5.4.2 城市民用燃气用户

此类用户主要是城市居民、旅店、餐馆等商业用户，天然气主要用于炊事、洗浴供热。其主要特点: 一是城市燃气公司大多已经拥有了一定规模的用户，LNG的消费量相对较小，不可能成为市场开拓的主力；二是用户十分分散，要求天然气输送管道逐级降压、调配，因此燃气公司的投资折旧和管理财务成本较高；三是天然气用于低温加热，属于高能低用，资源利用效率较低；四是在没有管网的城市，天然气主要替代昂贵的LPG，用户的价格承受能力较强。这些特点都决定了城市民（商）用燃气用户价格宜较高，这部分用户是项目早期的主要市场之一，也是投资回收的主要来源。

5.4.3 规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户

分布式能源系统(DES)是在有限区域内采用冷热电三联供（Combined Cold Heat and Power, CCHP）技术，通过管网和电缆向用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调用冷冻水服务的综合能源供应系统，所以总称“冷热电联供，DES/CCHP”。分布式能源有两大优势：一是天然气发电后余热梯级利用，将蒸汽和热水直接供给用户，可以使能源利用效率高达70%～90%，并降低发电成本，使LNG的经济性大大提高。二是发电在10kV电压下就地直供，可避免升降压和远程传输的设备投资，降低电力损失以及运营费用，降低终端供电成本，因而是效率最高的天然气能源利用途径。

适合于在中国推广应用的分布式冷热电三联供能源系统（DES/CCHP）分为满足城市商住建筑群用能需求，满足工业和工业园区对电、蒸汽、热水和冷负荷需求两大类。这两类用户将是天然气下游市场的最大用户。因为相对于现有的城市以电为主的能源供应系统，相对于现有的电、热（蒸汽）和冷分别转换和供应的工业能源系统，DES/CCHP替代的是电或低效率利用的天然气或重油，因其高效和直供而具有很好的经济效益。此外，具有一定规模的DES/CCHP用户，直接从高压干线管道引进天然气，因而供气成本较低，这也为低价销售天然气创造了条件。

就这类用户而言, 供气成本低, 能源利用效率高, 是LNG项目的最大市场。通过扩大这个市场, 可尽快提高LNG的消费量, 降低“照付不议”合同条款对买方的风险。因此, 对这类用户应当实行“薄利多销”的原则, 给予尽可能优惠的燃气价格。

5.4.4 炼油石化企业用户

炼油石化企业等工业用户，将天然气作为制氢原料和燃料，所替代的是目前市场上价格较高的轻烃或重油，这有利于资源的节约、综合利用和循环利用，有利于减少对国际原油的过度依赖。所以，对这类用户应实行较低价格，鼓励其大量采用天然气。

5.4.5 车用燃料(LNG/CNG加气站) 用户

此类用户以LNG或CNG替代大量柴油和部分汽油，有利于提高能源利用效率、改善环境。由于汽柴油的价格远高于LNG的价格，所以这类用户对 LNG价格的承受能力很强。不过，按照广义的成本计价原则，还必须考虑到LNG车辆（LNGV）的开发需要一个完整的产业链做支撑，包括购置LNG发动机（或改装CNG发动机），加装LNG/CNG燃料箱，建设加气站，投资车载罐箱运输公司车队等等。因此，LNG项目公司或燃气公司制定LNG燃料售价，必须给罐箱运输公司、加气站、汽车改装业主等留下合理的投资回收和利润空间，不可以随意抬高价格。

必付合约含义是什么？

进口天然气需要配额吗

数码专家秋秋

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提问

摘要进口天然气需要配额吗您好亲，天然气不同，它没有进出口配额和贸易权限制。“但是，非国有企业进口天然气，在国内还是比较少见。”业内人士告诉记者。因为天然气是一种“照付不议”的产品，如果没有大量的天然气用户，很难形成市场规模。这种“照付不议”合同，假设规定了30亿立方米/年的采购量，而买方实际只需20亿立方米，但仍要以30亿立方米的价格向卖方支付。因此，只有那些掌握大规模稳定用户的企业才能承受市场风险。而新奥燃气是我国最早从事管道天然气运营的公司之一，目前业务遍及全国15个省的60多个城市，在应对市场风险方面有十足的底气。随着扩张步伐的加快，新奥燃气必须要考虑可能会出现的天然气供应“断顿儿”问题。希望可以帮到您哦。如果我的解答对您有所帮助，还请给个赞(在左下角进行评价哦)，期待您的赞，您的举手之劳对我很重要,您的支持也是我进步的动力。最后再次祝您身体健康,心情愉快!

长距离输气管道的风险

必付合约，又称照付不议合约。这种合约在以下情况适用：卖方为了向买方长期供应货物，需要作出金额庞大的专项投资，因此要求买方购买不少于议定数量的货物。如果买方提取少于议定数量的货物，仍需就少取了的货量付款。必付合约主要用于供应能源的长期合约。

举例：　卖方是一家天然气开采公司；买方是一家电厂。卖方负责开发一个天然气井，并敷设输气管道，将采得的天然气全部输送给买方用作发电。双方签订买卖合约，每年取气量不少于一百万兆焦耳，为期二十年。电厂每周向卖方提出下周取气量。每两周根据实际用气量付款。年终时，如果全年实际用气量少于议定取气量（一百万兆焦耳），买方仍要就少取了的气量付款。

长距离输气管道建设需要巨额资金，一般管道建设成本为:高压100～200万元/km，中压70～80万元/km，低压40万元/km。西气东输主干管道全长3900km，每千米平均投资高达1000多万元［135］。因此，若不满足特定条件，建成的长距离输气管道就不具有经济性，得不到合理的投资回报。这些特定的条件是管道沿线或终端有充足的市场需求、充足的气源供给和风险分担的机制，能保护投资者的利益。

(一)充足的市场需求

管道设计是根据管道口径、压力、压力比、最大输气量及输气距离的经济界限确定的。在设计管径一定的情况下，管道始端输送量越大，压力越大，管输经济半径越大。所以管道输送必须达到涉及的输气量，一般在涉及输气量的70%～80%以上负荷运行是比较经济的，如果低于60%的负荷且处于盈亏平衡点以下，那么管输必然亏损。可见，一条已建成输气管道是否在设计输气量或在经济输气量之上运行是影响管输成本的关键［136］。因此，建设长距离输气管道的先决条件是管道沿线或终端有充足的市场需求，可以吸纳管道输送的大量天然气(煤层气)，而且所支付的气价可以保证天然气(煤层气)上游和中游的投资者得到合理的回报。如果下游市场不够大，或用户对气价的承受能力不足，输气管道将无法继续运营下去。

由于没有稳定的下游用户，我国亚美大陆煤层气有限公司潘庄项目先导性开发试产井成功之后，不得不白白燃烧产出的煤层气。亚美大陆煤层气有限公司是山西目前投资煤层气开发力度最大的外商之一，也是山西第一个论证“商业化产气”的外资公司。该公司在产出煤层气的第一天，就遭遇到无法销售的局面。自2007年2月至8月，在山西晋城郊外的潘庄煤层气田，开采出来的煤层气以每天约30×104m3的量在空中日夜燃烧，而30×104m3的量可供60万人口的中等城市一天生活所用［137］。造成这种结果的主要原因是没有下游用户购买。由于煤层中裸眼钻孔稳定性的技术原因，煤层气多分支水平井在完井后即开始抽采，无法长期关闭，所生产的煤层气如果没有市场，只得白白燃烧。由于我国煤层气产业下游基础建设缺乏，目前还未形成产业链，导致下游销售观望上游能产出多少量的气，而上游的开发进度又取决于下游市场的大小。

国内外天然气管道建设经验表明，下游市场和用户的开发进度是影响天然气工业发展的重要因素。20世纪90年代，我国建设的几条输气管道都是由于下游市场和用户工作未做好而造成巨大损失。陕京天然气管道于1997年10月建成并开始给北京供气，直到1998年9月，用气量不足输气能力的1/10，极大地影响了这个工程的经济效益。造成这种状况的主要原因是上、中游设施建设与下游用户市场建设不同步，陕气进京工程，气田开发建成年产30×108m3的生产能力，上游产能建设投资30亿元，中游输气管线投资约50亿元，而下游输配套干线系统约需60亿元，用户系统约需200亿元，下游市场的资金筹措难度大导致这条输气管道直到2004年输送的气量才达到设计输气能力。由此可见，充足的市场需求是输气管道经济运营的关键。

(二)充足的气源供给

充足的气源供给是投资管道项目的必要条件。管道运输业具有固定设备多、固定资产投资大、投资回收期长等特点，其固定资产的摊销期一般为20年或更长的时间，因此为保证投资的管道具有经济可行性，必须有能提供20年及以上的供气气源。天然气井初始产量高，但衰减快，一般能产气10年左右煤层气单井产量不如天然气井高，但服务周期长，一般能供气20～30年(图6－8)。所以，煤层气进入天然气管道，对天然气管道运输业的运营也是有利的。

(三)风险分担机制

长距离输气管道属于资金密集型行业，巨额的投资和较低的投资回报率使得管道公司承担了极大的投资风险。这些风险包括商业风险，如果下游市场对天然气(煤层气)需求不足或用户不能负担气价，或天然气、煤层气的气价与其他替代燃料相比不具有竞争性，导致对天然气或煤层气需求不足。如果不设计一种合理的风险分担机制，将使管道投资者的利益得不到保证。

为降低风险，国际上通行的做法是管道运营商与上游生产商和下游用户分别签订照付不议的长期购气合同和长期供气合同，在合同期间管道运营商通过运输与销售一体化经营实现对供应市场的垄断，这样最终降低管道项目的融资风险和经营风险。

照付不议合同是天然气产业特定发展时期为平衡供用双方风险而签订的天然气长期供用合同，合同条款约束供用双方提取与支付的权利与义务。合同一经签订，供气方(卖方)必须按约定气量及其他条件在合同期内足量供气，由于自身原因而违反约定的，须承担约定的违约责任用气方(买方)必须按约定气量及其他条件用气，由于自身原因而违反约定的，须承担约定气量足额支付气款及违约责任。照付不议合同在世界天然气市场开发中起到了重要作用，在天然气输气合同中也通常包含“照付不议”条款，用户有义务为合同管道的天然气的数量付款，即使实际上没有消费也要支付，这就降低了管道公司的经营风险。2000平原国家计委明确要求中国石油天然气集团公司结合我国天然气利用实际情况，在西气东输项目上采用并全面推广照付不议合同模式。2003年10月，国家发改委以文件方式公布西气东输天然气价格后，10月15日，郑州燃气公司立即与西气东输管道公司正式签署了第一份照付不议购销合同，从而成为西气东输项目的第一家用户。随后，中国石油天然气集团公司西气东输管道公司又成功地与上海天然气管网有限公司、浙江省天然气开发股份有限公司等苏浙沪豫皖四省一市26家用户正式签订了照付不议购销合同［138］。

图6－8 煤层气产量曲线与常规天然气产量曲线对比图［32］

煤层气的管道建设可采用BOT(项目融资)方式，将融资的风险转给项目公司，输气合同可以比照天然气订立照付不议合同，将营销的风险转给下游的地方配气公司(地方配气公司的风险比上游勘探开采和中游管道运输要低，我国目前允许城市配气公司向用户收取一定的燃气开户费，只靠这部分收入，燃气公司大约7年就可以收回固定资产的投资)，以保证煤层气上游和中游投资者的利益，保护他们投资的积极性。但煤层气井初始产量低，一般在开采2年后，产气量才比较稳定。如果刚开始产气时，就与下游用户签订照付不议合同，除非国家有特殊政策支持，否则下游用户会采取观望态度。因此，煤层气井刚产气的头两年可作为天然气的补充，由国家出台政策允许煤层气进入天然气主干线，供应下游用户，保证煤层气上游投资者的投资得到合理的回报。在煤层气井稳定生产的阶段，可采用天然气的照付不议合同，开发煤层气的下游市场。

由于长距离输气管道投资周期长、投资数额巨大、技术复杂、风险高，在我国管道建设由三大石油公司垄断经营。煤层气产业的发展，也离不开管道运输。但由于我国天然气产地和煤层气产地不一致，所以在一些煤层气产地还需要单独建设煤层气管道，再接入天然气输气主干管道网。2008年6月6日，中石油天然气集团公司承建的西气东输山西煤层气管道正式开工，这是我国第一条煤层气管道。该管道全长35km，起点设在山西省沁水县端氏镇金峰村，终点为西气东输沁水增压站，管径610mm，设计压力6.3MPa，年输气能力30×108m3。这条管道建成投产后，可形成煤层气资源地与西气东输管道的连接通道，将沁水盆地煤层气集中起来直接输向市场，不仅加快了沁水盆地煤层气产业化步伐，而且使西气东输管道增加了新的气源点。据中国产业经济信息网2008年11月12日报道，2008年11月6日，我国首条跨省区煤层气输送管道项目批准建设。该管道起自山西省沁水县，终点为河南省博爱县，管道全长98.2km，设计年输气能力10×108m3。全国煤层气开发利用“十一五”规划也制定了“十一五”期间煤层气输气管网建设规划，将视煤层气开发状况建设主要煤层气输气管道10条，线路全长1441km，设计总输气能力65×108m3。但是，长距离输气管道能否成功运营，依赖于下游天然气或煤层气市场的开发。

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