天然气采掘业特点及价格决定因素分析

257.584.95295.365.6814.75

49664420-10.99天然气价格发展趋势:

油价与气价正逐渐趋向统一，价格差距不断缩小；西欧和美国与亚洲在历史上形成的巨大天然气价差现已相当接近，全球天然气市场已初见端倪，世界天然气价格有可能像油价朝一个市场价迈进。亚洲气价将稳步攀升，过去5年内，亚洲的气价平均约4.5美元，但目前正在接近西欧和美国的水平；种种迹象表明，天然气市场正由买方市场转向卖方市场。一、二年后，卖方将拒绝接受价格上限方法，并将不满足于10-15年短期合同；今后三年内，天然气价格将继续追随油价涨落。（2）不同行业终端用户天然气价格的差别日本和英国民用和工业天然气价格对照表单位：美元/千立方英尺从上表可以看出，日、英的民用气价格明显高于工业用气价格。从整体上看，日本民用、工业气价都分别高于英国民用、工业气价，说明英国获得能源比日本的成本要低得多。国家2000年2001年2002年民用工业民用工业民用工业日本1230.17430.341110.49386.321032.73339.36英国278.3499.43272.35133.46301.34134.70近期国内外天然气价格对比（元/103m3）三、天然气价格现状与存在的问题注：1．*进口边境到岸价（不含税）；**门站价；***批发价。2．※为2003年西南油气田分公司商品气加权平均出厂价。资料来源：世界天然气报告（2004年版）；中国石油西南油气田分公司计财处。

我国的天然气价格水平不仅低于北美和西欧等发达国家，而且低于许多发展中国家。

俄罗斯的低气价有着多方面的因素，包括资源量特别丰富、世界级大气田多、勘探条件好、天然气开采成本低等。（3）天然气与石油价格比一般来说，天然气井口价与原油的等热值比价约为0.7-1，近期油价高达60美元/桶以上时，同期美国市场比价为1:1.7，中国天然气出厂价（例如0.7元/立方米）与国际油价之比高达1：4.18，即使天然气终端消费价（例如1.1元/立方米）与国际油价之比也高达1：2.66。在欧洲天然气消费市场，英国天然气价格近几年来与石油价格相比，呈下降趋势，尤其是工业用户和发电用户的价格已经低于等热值下的石油价格。全球LNG市场①全球LNG交易已经建立，但形成“全球市场”尚需时日②世界LNG市场没有世界石油市场那样灵活，今后也还不能与世界石油市场相比。LNG运输的高成本仍有碍于这种商品的长距离实物转移。③只有当天然气液化厂的产能和LNG运输船的运力过剩时，LNG才能参与远距离市场的竞争。④LNG长期合约已经成为一种分担巨大先期投资风险的载体。世界原油交易的“亚洲升水”国际原油价格，一般是指NYMEX的期货价格或布伦特原油价格，也就是英国国际石油交易所的期货价格。由于无定价权在握，中国一直被迫接受国际油价高企的事实中东原油销往东北亚地区的价格比销往欧美地区的价格每桶要高出1美元左右，这就是近两年来被业界频频提起的“亚洲升水”。世界天然气交易正形成“基差”体系市场距离供应地越远，运输成本就越高，形成较高的到岸价美国路易斯安那州的亨利管输中心（HenryHub），其天然气价格已成为市场参考价全球LNG市场发展的趋势

LNG需求

①北美地区将成为最大的LNG进口地区。

②欧洲是潜在的LNG进口地区。

③中国和印度崛起，但长期统治LNG交易的东北亚市场和太平洋盆地将发生变化。

LNG需求①中东将成为LNG供应增长最快的地区。卡塔尔有世界最大的天然气田，它在自己拥有的气田份额中积极开发LNG项目。阿布扎比和阿曼也供应LNG。另外，伊朗的潜在供应量也相当大，目前该国正在积极研究LNG出口方式。②非洲的阿尔及利亚、尼日利亚已经成为主要的LNG供应国，埃及也有望加入LNG供应国的行列。利比亚可能恢复其原来的LNG交易。另外，西非的安哥拉和赤道几内亚正积极地研究LNG出口方案。交易方式和市场结构与风险长期合约仍然是主导买卖双方间关系的主要途径，但是合约条款将更具灵活性。短期交易仍然只占了小部分。可以利用金融衍生工具进行风险套期保值受到广泛置疑。风险已有效地转移到上游。增加了供应商按石油行业的传统方式整合下游的压力。LNG交易极大的资金需求加上相关的风险将有利于“超级大公司”。LNG是资金和技术密集的工业LNG成本链生产链勘探开发生产液化运输储存与再气化成本($/MMbtu)0.5-1.00.8-1.200.4-1.00.3-0.5长期合约仍占主流预计全球到期合约量启示一：应充分发挥中国“准枢纽国”的作用垄断性定价阶段过渡阶段竞争性定价阶段在天然气产业初期和发展期的相当长一段时间里，政府对天然气价格实行严格的监控。随着天然气市场的扩大，用户对天然气了解的不断增加，价格扛杆的作用逐步提高。在天然气产业成熟期，价格影响供需的敏感性最高。企业利润取决于创造和利用竞争优势。启示二：定价体制发展阶段应与产业发展、市场发育相适应启示三：天然气价格调控体制政府通过制定天然气法，引导和规范天然气工业及市场的发展，间接地影响天然气价格。天然气价格调控的主体—行业监管部门天然气价格是调节天然气市场和各方利益的强力杠杆，是政府监管力度最大的环节。启示四：监管力度应随产业发展和市场成熟变小依法监管初期直管适时放松垄断分离宏观调控监管力度应随产业发展和市场成熟变小启示五：克服天然气定价体制和管理调控的弊端①许多国家（主要是经济转型国家）至今没有来自市场反映供需状况的天然气价格信号。②强有力的、随市场发育适时放松的天然气行业监管，是天然气工业健康发展的制度保证。没有天然气法治，气田开发和市场发育就有可能出现盲目竞争的混乱状态。③天然气合理价格的形成是多方因素的结合，不应由政府长期垄断。④如监管程序过细，法律性过强，耗时耗资，管制成本会太高。启示六：

完善我国天然气定价体制和运行机制①在政府监管下，采取市场浮动价格。②根据天然气与其他能源的比价确定气价。③由目前的分类出厂价向统一的出厂价过渡。天然气定价应考虑成本因素，为投资者留有一定的利润空间。三、中国天然气工业迅猛发展及存在问题2005年中国天然气工业概述①石油天然气立法前期工作启动。②天然气储量增长向上态势不减③探明两个千亿以上和一个具有千亿潜力的特大型气田。④天然气产量增幅达21.9%。⑤“陕京二线”输气管道建成投产。⑥天然气供应几度吃紧。⑦国家规范并统一规划沿海LNG进口终端建设。⑧适当提价并出台新的天然气价格形成机制。⑨三大石油公司的天然气销售收入大幅上升新一轮油气资源评价表明我国天然气资源比较丰富

据内部资料，我国常规天然气资源总量约为53万亿立方米，可采资源量14万亿立方米（见2004中国天然气报告）。另据政府有关管理部门透露，我国近海有10个主要含油气盆地，其面积共有97.3万平方公里，天然气资源量为19.3万亿立方米，占全国天然气资源量的27%，资源丰度为2010万立方米/平方千米，高于全国天然气资源丰度平均值。

目前近海部分区域已累计探明天然气地质储量4600亿立方米，仅占预测资源量的5.65％。人均资源量较少,但还有很大发展空间据我国新一轮常规油气资源评价，估计我国人均常规天然气资源量（口径与国外不同）约为世界水平一半强，如按可采资源量计算，我国人均常规天然气资源量仅为世界平均水平的15%。我国已探明储量按2005年产量计可采47年，但我国以可采资源量计算的天然气探明程度仅为16.8%，还有很大发展空间。新增探明储量继续高速增长

中国石油集团公司新增天然气探明地质储量第五次超过3000亿立方米,达到了3580亿立方米中国石化集团公司2005年新增探明天然气地质储量1909亿立方米中国海油在南海新发现气田并在渤海辽东湾海域获重大油气发现。煤层气资源比较丰富比较现实的可供经济开发的非常规资源是煤层气我国煤层气资源是继俄罗斯、加拿大之后的第三大储量国，占世界排名前12位国家资源总量的13％。埋深2000米以内的煤层气资源量达到31.46万亿立方米区域分布、埋藏深度等方面也有利于规划开发煤层气将很可能成为我国天然气供应的重要接替资源。2005年全国新增气层气探明储量2005年的主要勘探成果与重要天然气发现

①松辽盆地北部徐家围子断陷发现并落实了探明天然气地质储量千亿立方米的大气田

②松辽盆地南部长岭断陷深层天然气勘探取得历史性突破

③四川盆地川中地区发现大面积含气区

④鄂尔多斯盆地子洲—清涧地区新增三级天然气储量2653亿立方米

⑤塔里木盆地轮南潜山新增天然气储量逾500亿立方米中国天然气工业进入高速发展期2005年产量已近500亿立方米，近5年年均增长率超过12.5%，远高于世界近5年年均增长率（2.4%）。2005年累积探明储量近2.35万亿立方米，近5年年均增长率为11.4%，远高于世界近5年年均增长率（2.25%）。位次上升表明我国天然气工业迅速崛起2000年我国位居世界各国天然气生产量第19位2001年为第18位2002年和2003年均为第17位2004年为第16位2005年上升为第14位。广泛开展中外合作近年来，中海油、中石化与外国公司合作均在我国东部沿海油气田，中国石油则在陆上与国外公司有小规模合作，如与美国伯灵顿公司在四川川中某区块的低渗透气藏天然气开发项目。中国石油与壳牌中国勘探与生产有限公司共同开发位于陕西省和内蒙古自治区境内的长北天然气田中联煤层气公司与加拿大合作，在贵州省对我国煤层气进行风险勘探.中联公司共与10家外国公司签订了21个煤层气产品分成合同，正在执行的有19个中国海洋石油总公司和越南石油总公司拟在北部湾进行油气资源考察天然气管道建设现状与建设规划

2005年“陕京二线”输气管道完工并投产冀宁输气管道的全线贯通淮武管道的可行性研究接受了专家评估兰州至甘塘联络线规划其他莱胶管道靖西二线中山天然气管道项目罗家寨、渡口河集输气管道“十一五”期间将建成四大油气管道西油东送北油南运成品油管道适时建设第二条西气东输管道陆路进口油气管道跨国输气管道建设已经提上日程

中俄输气管道中土输气管道中国－缅甸天然气管道工程可行性研究沿海一带掀起LNG热新增拟建项目 2005年国内新增的LNG拟建项目只提出了河北唐山的曹妃甸项目

唐山LNG项目总规模为年产1000万吨，分两期建设，总投资约100亿元

天然气市场现状许多城市出现了“气紧”或“气荒”局面陕京二线建成投产后，北京周围的四个地下储气库日调峰能力由1900万立方米提高到2800万立方米河南郑州、陕西西安、江苏省和地处气源地的重庆市的天然气供应也曾告急。2004年全国天然气用气人口排序中国能源生产与消费◆2004年，经重新核算后的中国国内生产总值（GDP）达到了13.7万亿元◆全年共生产能源折标准煤18.46亿吨◆能源生产弹性系数为0.93◆煤炭仍占中国能源生产结构中绝对多数，达75.6%2004年，全国共消费能源折标准煤19.7万亿吨，超出生产量1.2万亿吨。各种能源的消费比例中国能源生产与消费结构中天然气比例畸低天然气价格天然气发电浙江半山天然气发电项目内蒙古苏里格天然气发电项目浙江萧山天然气发电项目2006年新增天然气储量和产量预计单位：亿立方米公司及油气田探明储量控制储量预测储量新建产能天然气产量备注中国石油300025002500

438

长庆油田10006006002080

西南油气田1000800100030125商品量:120大庆油田

400400

26

辽河油田

8.8商品量：4.4大港油田

3

华北油田

0.85.49外销量：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可采储量：18-25新疆油田300

三级储量：1000中国石化

70

中国海油

50

其它

22

合计

580

存在问题天然气资源分布不均,需要长距离输送多数气田丰度较低,品位偏低,开发成本高人均资源量少,自产气供需缺口越来越大价格畸低危害大价格低的危害利用效率低，技术落后，暴殄天物价差决定流向—难于由国外向国内流动;天然气产品向国外流动，造成效益流失;需求由油向气流动，加剧供不应求;使天然气生产企业没有发展后劲2、现行价格管理体制对天然气价格、生产和消费的影响1．国家统一定价既难以平衡好社会各方面的利益关系，也滞后于市场变化3．现行价格管理体制下，天然气难以向高附加值行业流动，难以实现资源优化配置2．天然气价格政策目前没有起到促进发展的作用四、现行定价体制及相关政策对天然气工业的影响3、化肥用气价格与政策对天然气生产消费的影响1．低价政策下化肥用气所占比例过大造成天然气生产企业亏损2．化肥用气低于其它工业用气价，实际上是政府让企业承担支农的政治责任3．低价气生产的化肥用于出口,同时高价购入能源,致使社会效益损失严重四、现行定价体制及相关政策对天然气工业的影响我国的天然气管输费在制订方式、调控依据、管理办法等方面存在的缺陷:①缺乏公开、公正、透明的管输费定价原则、依据和程序。②没有一个科学的管输费动态管理与调控机制。③实际管输费率一般不能补偿管输业的服务成本。④现行管输费率结构体系（一部制）易造成输能资源的浪费。4、天然气管输定价中的问题四、现行定价体制及相关政策对天然气工业的影响五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）1、天然气化肥生产企业的利润不断攀升近年来，我国化肥需求不断增加，价格一路攀升。以天然气为原料的化肥企业因用气价格较低，随着化肥价格上涨，生产经营效益连年增长。五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）1、天然气化肥生产企业的利润不断攀升在化肥生产企业中，以天然气为原料的制造成本最低1我国目前大型合成氨装置的原料构成和成本情况资料来源：杨吉红《大型化肥装置扩能改造的市场竞争力分析》，《化工技术经济》2003年3期五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）1、天然气化肥生产企业的利润不断攀升化肥价格持续上扬，天然气化肥生产企业利润大幅度上升2近年来采用气头的几个上市大化肥企业净利润增长趋势图五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）1、天然气化肥生产企业的利润不断攀升化肥价格持续上扬，天然气化肥生产企业利润大幅度上升22003年天然气化肥企业尿素生产赢利水平从全国的大化肥装置赢利情况看，气头大化肥装置赢利水平最高，油头次之，煤头最低。气头生产尿素大型装置平均每套赢利水平是煤头生产尿素大型装置的6倍。五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）近年来，曾经濒临停产或转产的气头小化肥企业出现了转机。技术含量低下的小化肥企业规模小、能耗高，却出现低成本，高效益的现象，其根本原因就在于天然气小化肥的用气价格太低。2003年，西南地区小化肥的用气均价约为640元/103m3，比大化肥用气价格（658-670元/103m3）还低，加之化肥市场逐渐走强，更加增大了其赢利空间。盘活规模不经济的天然气小氮肥企业12、低价天然气使规模不经济、技术含量低的企业得以继续生存五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）助长油气田内外部的低效益天然气加工利用项目2、低价天然气使规模不经济、技术含量低的企业苟延残喘2由于天然气出厂价太低，外销无利可图或利润太小，国内很多油气田自建天然气加工利用装置（项目），利用油气田自己生产的低价天然气转化为下游化工产品再送往市场销售，以图增加天然气的价值，如小氮肥厂、炭黑厂、小甲醇厂等。企业追求利润本无可指责，但社会资源却不能优化配置。各地筹建甲醇厂积极性很高，仍有油气田计划建设小型天然气加工利用装置。这些项目产品多数市场竞争力弱，很难抵御市场价格波动的风险，根本原因就在于我国当前天然气出厂价格太低。五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）3、低价天然气刺激CNG消费迅速膨胀近年来，我国城市压缩天然气（CNG）市场发展迅猛，与倡导快速发展CNG产业的初衷是符合的。但真正推动CNG市场迅猛发展的并非完全是环境保护的压力，而是低廉的天然气价格给予了CNG行业（包括充气站和CNG用户）巨大的效益空间。西南油气田CNG供气量与充气站发展走势与购销价格年份199920002001200220032004年1-8月CNG用气量（104m3）74527777982108591419911900CNG站数量（座）－90128137143－CNG价格CNG站天然气购入价：0.76-0.8元/m3CNG售价：1.6元/m3天然气布伦特油五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）4、扭曲了国内石油与天然气的比价关系世界上许多国家的井口或进口天然气价格就是遵循这样的油气比价关系，紧跟国际原油价格的走势。美国WTI油价与天然气价格走势布伦特油价与欧盟进口天然气价格的走势

商业用气居民用气中质原油工业用气化肥用气五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）4、扭曲了国内石油与天然气的比价关系1994年以来中国的天然气井口价与中质原油价五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）4、扭曲石油与天然气的比价关系我国原油与天然气热值比价没有呈现上述相关关系。早在1998年，我国原油价格就与国际原油价格接轨。天然气价格仍在国家严格控制之下，偶尔调整时，也不考虑与国际国内原油价格的对比关系。这样，使原本就比较突出的天然气与原油热值价格的差距越来越大，严重扭曲了天然气与原油本应有的比价关系。到1998年，原油价格在波动中上扬，尤其是2003年以来，上涨幅度相当大。然而，我国天然气价格在1997年价格“并轨”调整后，只是在2001年将井口价与净化费合并后略作了上调，且幅度极小，仅30元/103m3。于是，天然气价格与原油价格的差距打破了以往的比价关系，差距越拉越大，日益加剧。五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）5、天然气低价政策不利于全社会提高技术水平和利用效率我国目前天然气利用效率处于极低水平，生产相同的单位产品耗气量很高。由于天然气价格较低，用气企业不会在节能降耗、降本增效和利用高新技术及管理制度创新等方面下功夫或加大投入。例如，燃油汽车排放很快将进入欧Ⅳ标准阶段。燃气汽车由于燃料低价和洁净就缺乏改进动力。五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）

6、天然气供需矛盾已经影响到局部地区的社会稳定近年来我国油气价差扩大，与煤的价差变小，从而刺激了市场需求，加剧了供需矛盾。尽管天然气生产企业依靠政治觉悟想方设法扩大生产，供需缺口难以平衡。缓解供需紧张的良方就是利用价格扛杆来调节市场供求。五、现行价格水平对天然气消费利用的影响（实例）

天然气供需矛盾尚在进一步扩大●北京市2003年天然气需求19.4×108m3，2004年增加到25.4×108m3，2005年计划33×108m3（未含4.8×108m3/a的电厂），2004-2005年冬季，为保证北京供气，不得已停供了燕化、沧化等工业用气，2008年北京市要求60亿以上；●陕西省规划未来几年上天然气项目（如天然气甲醇厂）需要天然气75×108m3，2004年中石油公司仅供其10.4×108m3；●重庆市规划未来上一些工业项目需要85×108m3天然气，2004年中石油仅供重庆市28×108m3；●西气东输工程120×108m3/a供气量已全部落实，还有60×108m3的需求不能满足；●

2005年中国石油西南油气田分公司新增用气需求量17.28×108m3，但尽管想方设法提高产量，西南油气田分公司2005年也只能增产（6.23-11.23）×108m3，供需缺口6-11.05×108m3。三、成本与供求是决定天然气商品价格的主要因素

1、天然气价格杠杆作用之浅见至今，我们已经对石油价格随国际油价的涨落而变动习以为常。不难设想，如果我们现在还实行原油低价的政策，会是一种什么样的状况？政府会因能源补贴犯愁，用户会因成本高昂作难，城市会因环境污染窒息，油公司因没有实力不可能去开发国外资源，整个经济会因能源短缺而停滞。价格是天然气资源优化

配置，提高其利用效率的强力杠杆《管子》认为：“彼诸侯之谷10，使吾国谷20,吾国谷10，则吾国谷归于诸侯矣。”《管子》说的是国内实行高价以刺激进口粮食，如实行低价政策粮食将流向诸侯国，当今能源价格政策亦然。中国自党中央提出建立社会主义市场经济以来，对价格管理实践及其理论的研究十分重视。已经在有关行业进行了比较大力度的价格改革。但天然气价格改革的路还比较漫长，价格杠杆的作用发挥还很不够。笔者认为，有步骤地放松天然气价格管制势在必行，低价能源的时代已一去不返。二、价格是提高天然气供应能力，增加社会福利的必要措施

价格并非只是调节供需双方利益的手段，它同时是提高社会福利的工具。美国1975年由于严格管制天然气价格造成社会福利损失14亿美元[6]，笔者推导建立了中国2003年天然气宏观供需模型，数据表明，2003年由于中国天然气价格偏离均衡价格（交易量当然也偏离均衡量），中国社会总福利损失人民币42亿元。这还不包括由此引发的过度需求产生的“溢出效应”。要求政府定价于当时均衡价格的水平由于信息偏在是困难的，于是引出了以下的观点：政府管制并制定天然气价格应该向价格市场化过渡;过渡期内政府制定天然气价格应该以社会效益最大化为目标，充分考虑供求状况;应该积极建立天然气期货、期权交易并参考其给出的价格信号。2、天然气采掘成本变化规律一、油气上游成本由技术和耗竭两个因素确定油气采掘成本规律研究是石油经济工作者不懈努力的命题。剑桥能源研究所（CERA-CambridgeEnergyResearchAssociates,Inc）石油市场和价格专家玛丽·菲根（MARIEN.FAGAN）2006年发表论文“AnotherDecadeofRisingUpstreamCosts?”用数据说明了上游成本的现状。从2002年至2005年发现、开发与生产成本普遍增加。并指出2006年勘探开发成本可能又要增加至少20%。

菲根创造性地提出成本处于技术创新和资源耗竭的拔河竞争中（thetug-of-warbetweencost-reducingtechnicalchangeandcost-increasingeffectsofdepletion.)，她的观点代表了西方发达国家在此领域的研究成果--采掘成本由来自两种因素不同方向的推动：油气上游成本受到“技术改进降低成本和油气耗竭增加成本之间激烈竞争的影响。”一、油气上游成本由技术和耗竭两个因素确定油气采掘成本技术改进降低成本油气耗竭增加成本一、油气上游成本由技术和耗竭两个因素确定

三、油气耗竭增加成本效应导致油气采掘业成本“自然指数递增”

四、油气采掘业的生产进步函数

①油气采掘业的劳动对象具有耗竭性,自然递减率可以高达20%;

②油气采掘业的劳动对象具有变化性而一般制造业的劳动对象具有重复性。

耗竭之所以推升成本，是因为耗竭自始至终都在劣化储量的品位，储量品位的劣化必然引起采掘成本增加。

四、油气采掘业的生产进步函数3、供求失衡的原因及后果6、天然气供需矛盾已经影响到局部地区的社会稳定近年来我国油气价差扩大，与煤的价差变小，从而刺激了市场需求，加剧了供需矛盾。尽管天然气生产企业依靠政治觉悟想方设法扩大生产，供需缺口难以平衡。缓解供需紧张的良方就是利用价格扛杆来调节市场供求。天然气供需矛盾尚在进一步扩大●北京市2003年天然气需求19.4×108m3，2004年增加到25.4×108m3，2005年计划33×108m3（未含4.8×108m3/a的电厂），2004-2005年冬季，为保证北京供气，不得已停供了燕化、沧化等工业用气，2008年北京市要求60亿以上；●陕西省规划未来几年上天然气项目（如天然气甲醇厂）需要天然气75×108m3，2004年中石油公司仅供其10.4×108m3；●重庆市规划未来上一些工业项目需要85×108m3天然气，2004年中石油仅供重庆市28×108m3；●西气东输工程120×108m3/a供气量已全部落实，还有60×108m3的需求不能满足；●

2005年中国石油西南油气田分公司新增用气需求量17.28×108m3，但尽管想方设法提高产量，西南油气田分公司2005年也只能增产（6.23-11.23）×108m3，供需缺口6-11.05×108m3。7、各类型用户价格承受能力分析最近，为争取用气项目和用气计划，重庆市和四川省成都市有关部门频频进京上访，有的地方政府和用气企业就增加供气问题与供气企业形成对立，影响了局部地区的社会稳定。全国城市普通家庭日常支出统计根据