天然氣產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢深度研究報告

天然氣產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢深度研究報告1、天然氣需求：從替代能源走向主體能源，增長潛力大全球來看天然氣屬于主體能源之一，中國天然氣目前雖處于替代能源位置，但在加速前行。

由于天然氣在清潔性、經(jīng)濟(jì)性、安全性方面具有比較均衡的特征，且政策層面強(qiáng)調(diào)能源清

潔性，加之今年以來進(jìn)口天然氣價格大跌，使得天然氣競爭力得到加強(qiáng)。我們預(yù)計

2020-2025

年，中國天然氣消費(fèi)增速

CAGR有望達(dá)到

8%左右。1.1.

從替代能源向主體能源轉(zhuǎn)變天然氣在經(jīng)濟(jì)性、安全性、清潔性方面比較均衡。清潔性方面，天然氣是三大化石能源中

最為清潔的，因?yàn)?/p>

CH4

碳?xì)浔容^少。經(jīng)濟(jì)性方面，熱值價格介于煤炭和石油之間。能源安

全角度，天然氣對外依存度也介于煤炭和石油之間。在全球一次能源結(jié)構(gòu)中，天然氣的地位在不斷上升，由

1980

年的

18%逐步提升至

2018

年

的

24%，而石油則從

46%下降至

34%，煤炭穩(wěn)定保持在

27%，未來天然氣有望趕超石油和煤

炭成為第一大能源。中國的情況類似，由于資源稟賦，煤炭一直是我國最大的主體能源，但地位在逐步下降，

消費(fèi)占比由

73%降至

58%。天然氣雖然占比很小，但發(fā)展速度飛快，消費(fèi)占比

3%增長至

7%。

石油則穩(wěn)定保持在

20%左右。美國的能源結(jié)構(gòu)中，天然氣占比同樣在不斷提升，由

26%提升至

31%。而石油和煤炭的占

比在不斷下降，分別由

46%下降至

40%、21%下降至

14%。1.2.

天然氣需求增長呈現(xiàn)較強(qiáng)剛性我們選取傳統(tǒng)的消費(fèi)區(qū)域歐洲作為代表分析天然氣需求與氣價的關(guān)系。我們測算天然氣需求增速=1.4%+0.79*GDP增速-0.3%*天然氣價格宏觀經(jīng)濟(jì)彈性：天然氣需求增速與

GDP增速正相關(guān)但彈性小于

1，GDP增速每增長

1pct，

對應(yīng)天然氣需求增速增加

0.84pct。價格彈性：天然氣需求增對價格彈性更小，價格上漲

10%（對應(yīng)漲幅

0.5

美金/百萬英熱），

需求增速下降

0.15pct。即，天然氣長期需求增長的剛性較強(qiáng)（截距項(xiàng)比較大），而對宏觀經(jīng)濟(jì)波動、價格漲跌的

敏感性不高。由于我國天然氣正處在較快發(fā)展階段，增速主要取決于

GDP增速和政策驅(qū)動。且中國天然

氣需求和定價仍有很強(qiáng)的政策驅(qū)動屬性，需求跟經(jīng)濟(jì)增速、價格之間的關(guān)系并不顯著。兩方面因素將推動中國天然氣占一次能源結(jié)構(gòu)比例提升：1）工業(yè)和居民“煤改氣”。具體

而言，居民煤改氣跟隨城鎮(zhèn)化長期趨勢。而工業(yè)煤改氣則更容易受到替代能源比價關(guān)系影

響，當(dāng)前低氣價環(huán)境有望加速主動替代。2）發(fā)電領(lǐng)域天然氣占比提升，主要受到可再生

能源調(diào)峰需求拉動，以及燃?xì)廨啓C(jī)國產(chǎn)化進(jìn)程推動。1.3.

具體下游領(lǐng)域分析1.3.1.

工業(yè)領(lǐng)域：低氣價有望發(fā)揮替代性天然氣作為工業(yè)燃料主要用于陶瓷、玻璃、鋼鐵、有色金屬行業(yè)。隨著天然氣需求在我國

穩(wěn)定發(fā)展，工業(yè)用氣量在逐年提升，2017

年已超過

1500

億方。天然氣在工業(yè)領(lǐng)域中的運(yùn)用，經(jīng)濟(jì)性是重要的考慮因素，主要是與燃料油和LPG進(jìn)行比較。

在同熱值條件下，隨著近幾年天然氣價格的走低，經(jīng)濟(jì)性逐漸顯著，目前天然氣相比燃料

油和

LPG均有一定經(jīng)濟(jì)性。工業(yè)領(lǐng)域，天然氣性價比顯著提升。以燃?xì)忮仩t和燃煤鍋爐為例比較，燃?xì)忮仩t單噸蒸汽

成本一直顯著高于燃煤鍋爐，但是近期發(fā)生了一些變化。燃煤鍋爐噸蒸汽成本長期在

100

元/噸上下徘徊，目前煤價水平對應(yīng)

102

元/噸蒸汽成本。燃?xì)忮仩t，如果按照工業(yè)管道氣

價

2.92

元/方計算噸蒸汽成本高達(dá)

357

元/噸。如果按照進(jìn)口

LNG現(xiàn)貨作為成本，近兩年

的降幅則非?？捎^，17-18

年冬季

LNG進(jìn)口現(xiàn)貨價高達(dá)

10

美金/mmbtu的階段，對應(yīng)噸

蒸汽成本都在

400

元/噸以上；而從

2019

年以來進(jìn)口

LNG供給寬松價格大跌，近期疫情影

響需求國際

LNG現(xiàn)貨缺乏買家的狀態(tài)下居然跌至前所未有的

2

美金/mmbut，對應(yīng)噸蒸汽

成本

118

元，已經(jīng)與燃煤鍋爐非常接近。工業(yè)領(lǐng)域：一些重工業(yè)領(lǐng)域，比如鋼鐵、非金屬建材、化工等行業(yè)，煤炭的主要用途不全

是燃料，而是作為原料或者還原劑，天然氣在這些領(lǐng)域的替代性并不好。相反在一些輕工

業(yè)領(lǐng)域，比如紡織、飾品飲料、醫(yī)藥等，天然氣則體現(xiàn)清潔性、無需存儲減少占地、供能

更穩(wěn)定等優(yōu)勢。近期的低氣價更提升了競爭力。1.3.2.

居民領(lǐng)域：城鎮(zhèn)化拉動長期增長我國的城鎮(zhèn)化水平在過去幾十年里快速發(fā)展，尤其從上世紀(jì)

90

年代末期開始，城鎮(zhèn)化率

每年提升超過

1pct，2019

年城鎮(zhèn)化率已突破

60%。雖然我國城鎮(zhèn)化水平快速推進(jìn)，但其中

也暴露許多問題，如發(fā)展質(zhì)量不高，城市之間發(fā)展不平衡等。未來中國將進(jìn)入“新型城鎮(zhèn)

化”的軌道，將以城市群為主體，大中小城市協(xié)調(diào)發(fā)展，城鎮(zhèn)化率有望不斷提升。從發(fā)達(dá)國家的發(fā)展經(jīng)驗(yàn)上看，我國城鎮(zhèn)化道路還有很長的路要走。目前，世界主要發(fā)達(dá)國

家的城鎮(zhèn)化率都在

80%左右，相比之下我國的差距非常明顯，若按照近幾年我國每年

1pct的增速，也要

20

年左右的時間才可發(fā)展至發(fā)達(dá)國家的水平。城鎮(zhèn)化發(fā)展帶來的是天然氣滲透率的提升。隨著城鎮(zhèn)化水平的提高，我國天然氣滲透率已

經(jīng)由

21

世紀(jì)初的

3%提升到了目前超過

30%的水平。此外，天然氣滲透率的提升還包括替

代因素，天然氣在城市燃?xì)馐褂眠^程中逐步替代人工煤氣和

LPG。以重量統(tǒng)計，目前城市

燃?xì)庵刑烊粴庹急纫呀咏?/p>

7

成。隨著天然氣滲透率的不斷加強(qiáng)，全國用氣人口與生活用量均在不斷增長，2010-2017

年

CAGR分別達(dá)到

11%和

9%。截至

2017

年，全國用氣總?cè)丝诔^

4

億人，其中

85%是城市人

口，縣城人口只占到

15%；居民天然氣用量達(dá)到

420

億方/年，意味著人均天然氣用量達(dá)到

105

方/年。根據(jù)《中長期油氣管網(wǎng)規(guī)劃》，到

2025

年全國城鎮(zhèn)用天然氣人口目標(biāo)達(dá)到

5.5

億，2018

年

3.7

億，CAGR達(dá)到

6%，若人均消費(fèi)量維持不變，則到

2025

年居民生活用氣將達(dá)到

660

億

方。但這僅是考慮城市用氣人口增長的情況下，若考慮“煤改氣”政策下創(chuàng)造大量的農(nóng)村

用氣需求，實(shí)際居民用量將遠(yuǎn)超

660

億。對于農(nóng)村“煤改氣”用戶，經(jīng)濟(jì)性是其首要考慮的因素，我們將天然氣與煤和電進(jìn)行經(jīng)濟(jì)

性比較。從日常做飯的需求考慮，當(dāng)前天然氣與液化氣經(jīng)濟(jì)性差不多，比用電便宜、但比

煤貴；從采暖需求考慮，天然氣比用電便宜，比用煤貴。因此使用天然氣比用煤全年的費(fèi)

用高

1780（15*12+1600）元，對于初次使用天然氣的農(nóng)村居民來說，即便在有政府補(bǔ)貼

的情況下，也需要時間來培養(yǎng)天然氣的消費(fèi)習(xí)慣。1.3.3.

發(fā)電領(lǐng)域：可再生調(diào)峰及低氣價，將拉動燃?xì)獍l(fā)電超預(yù)期增長燃?xì)獍l(fā)電發(fā)展緩慢，裝機(jī)容量不斷增加。我國的燃?xì)獍l(fā)電起始于上世紀(jì)

60

年代，但發(fā)展

速度緩慢，且主要分布在東部經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)。近年來，隨著燃?xì)獍l(fā)電產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展，燃?xì)?/p>

發(fā)電裝機(jī)容量不斷增加。除部分地區(qū)供熱機(jī)組外，我國燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組多以調(diào)峰調(diào)頻為主，

采用晝開夜停的兩班制運(yùn)行方式。2018

年，我國發(fā)電裝機(jī)容量約

19

億千瓦，同比增長

6.5%，其中氣電裝機(jī)占比僅為

5%。新

增裝機(jī)中，氣電占比約

7%。我國天然氣發(fā)電裝機(jī)總量保持持續(xù)增長狀態(tài)，2014

到

2018

年

復(fù)合年均增長率達(dá)

12%。截至

2018

年底，我國天然氣發(fā)電裝機(jī)容量

8941

萬千瓦，天然氣

耗氣量

512

億立方米?？稍偕茉窗l(fā)電由于無邊際成本、優(yōu)先上網(wǎng)，是電力的基荷供給。傳統(tǒng)火電承擔(dān)著調(diào)峰任

務(wù)，在需求端受到影響的時候，不但火電需求要承受更大波動，其面對的調(diào)峰難度也更大。從長期來看，天然氣和煤炭在發(fā)電領(lǐng)域應(yīng)該是一個零和博弈。但在可再生能源過度進(jìn)程中，

天然氣具有優(yōu)勢。風(fēng)、光為代表的可再生能源發(fā)電出力存在隨機(jī)性和波動性。在可再生發(fā)

電發(fā)展之初占比尚不高的階段，通過煤電調(diào)節(jié)負(fù)荷進(jìn)行調(diào)峰是可行的。隨著可再生能源發(fā)

電占比提高，需要更大的調(diào)峰深度。天然氣發(fā)電經(jīng)濟(jì)規(guī)劃靈活性高、調(diào)頻快速、調(diào)峰深度

優(yōu)，對提高可再生能源發(fā)電消納能力有重要意義。超低氣價使得發(fā)電領(lǐng)域煤改氣首次出現(xiàn)了經(jīng)濟(jì)上的可行性。1）美國電廠成本，天然氣和

煤炭的單位熱值價格已經(jīng)持平在

2

美金/百萬英熱左右，上一次出現(xiàn)這種情況時

2016

年上

半年。2）亞太市場天然氣現(xiàn)貨價格跌至驚人的

2

美金/百萬英熱。相比之下，秦皇島動力

煤

370

元/噸，折合

3.3

美金/百萬英熱，已經(jīng)比天然氣價格高出

50%以上，這是

5

年以來首

次出現(xiàn)該情況。1.3.4.

交通領(lǐng)域：天然氣汽車具備經(jīng)濟(jì)性，但受氣源制約我國交通用氣的發(fā)展主要取決于天然氣作為交通能源的經(jīng)濟(jì)性。LNG相對柴油、CNG相對

汽油都具備一定經(jīng)濟(jì)性，因此從經(jīng)濟(jì)性考慮，天然氣在交通領(lǐng)域會有比較好的動力。并且

在天然氣汽車的行駛過程中，由于天然氣燃燒熱效率較高，并且不容易產(chǎn)生積碳，使得發(fā)

動機(jī)汽缸內(nèi)的零件磨損大大減少，從而延長發(fā)動機(jī)的使用壽命，這也會降低汽車的保養(yǎng)和

運(yùn)行費(fèi)用，提高汽車使用的經(jīng)濟(jì)性。但是天然氣作為交通能源，自身也有一定缺陷。由于天然氣熱值低，并且可攜帶燃料相對

較少，因此一般行駛距離比燃油汽車要短，并且加氣的頻率相比加油要高，會造成時間成

本的損失。雖然天然氣作為能源相比石油具備一定經(jīng)濟(jì)性，但是天然氣替代石油不僅僅是能源上的替

代，還需要考慮天然氣汽車相比石油汽車成本的比較，因此我們從出租車、公交車、重卡

的成本方面來比較天然氣汽車的經(jīng)濟(jì)性。

針對出租車，用改裝壓縮天然氣出租車代替?zhèn)鹘y(tǒng)燃油出租車，一年內(nèi)在運(yùn)營成本上的經(jīng)濟(jì)

可行性優(yōu)于電動車和傳統(tǒng)燃油車，但在出租車使用年限內(nèi)，電動出租車的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。針

對公交車，第一年基本無法回收購車多余成本，但在公交車使用壽命的年限內(nèi)，純電動、

壓縮天然氣汽車及液化天然氣汽車的經(jīng)濟(jì)性均優(yōu)于傳統(tǒng)燃油車，其中壓縮天然氣汽車的經(jīng)

濟(jì)性最優(yōu)。液化天然氣重卡的百公里運(yùn)營成本要比普通燃油車低，但由于氣源的問題，我

國液化天然氣價格差距較大，西北、西南地區(qū)推行較經(jīng)濟(jì)，華北、華南地區(qū)推行不能滿足

客戶需求。截至

2018

年年底，我國天然氣汽車保有量為

670

萬輛，同比增加

10%；其中

CNG汽車保

有量為

626

萬輛，同比增加

9%；

LNG汽車保有量為

44

萬輛，同比增加

26%。近年來隨著

環(huán)保要求的提升，天然氣汽車的發(fā)展面臨更多機(jī)遇，天然氣加氣站乃至天然氣汽車產(chǎn)業(yè)的

發(fā)展在不斷提升。天然氣加氣站分為

CNG和

LNG，也有部分合建站，既可以加

CNG，又可以加

LNG，稱

為

L-CNG站。2018

年底我國天然氣加氣站保有量在

9000

座左右，其中

CNG站

5600

座，

LNG站

3400

座。CNG加氣站主要服務(wù)出租車和部分私家車，技術(shù)相對簡單，在中國發(fā)展

較早，數(shù)量較多，目前發(fā)展成熟，增速趨緩。LNG加氣站主要服務(wù)于重卡和公交車等商用

車，技術(shù)較高，發(fā)展較晚。2.

天然氣供給：國內(nèi)加大勘探開發(fā)、海外進(jìn)口能力擴(kuò)張，共同拉動供給增速提升國產(chǎn)氣在“十二五”階段及“十三五”初期增速受到抑制，2018

年加大勘探開發(fā)以來，國

產(chǎn)氣增速有所提升。預(yù)計

2020-2025

年，供給能力增長超過

40%，尤以頁巖氣和煤層氣作

為增長主力。進(jìn)口氣方面，進(jìn)口

LNG隨接收站規(guī)模提升而進(jìn)口增速上行；進(jìn)口管道氣也將

受俄氣東線投產(chǎn)而不斷增長?？紤]俄氣和新投產(chǎn)接收站產(chǎn)能需要爬坡，預(yù)計國內(nèi)天然氣實(shí)

際增速可以維持

8%左右增長。2.1.

國產(chǎn)氣：勘探開發(fā)提速，尤其是非常規(guī)資源國產(chǎn)天然氣的生產(chǎn)主要由“三桶油”來執(zhí)行，2019

年“三桶油”國內(nèi)天然氣產(chǎn)量之和超過

1400

億方，占國內(nèi)天然氣生產(chǎn)總量的

82%。“三桶油”之中，陸上油氣田的供給主要以中

石油為主，而海上油氣田的供給主要由中海油來完成。2019

年、國內(nèi)天

然氣產(chǎn)量增速分別回升至

9.3%、7.2%。2.1.1.

頁巖氣中國頁巖氣儲量大，未來發(fā)展空間廣闊。我國頁巖氣儲量全球第一，目前年產(chǎn)能超過

100

億立方米，成為與美國、加拿大鼎足而立的頁巖氣生產(chǎn)大國。根據(jù)頁巖氣發(fā)展規(guī)劃，2020

年和

2030

年產(chǎn)量分別達(dá)到

300

億方、800-1000

億方，按照實(shí)際情況可能達(dá)不到原先規(guī)劃，

但仍將保持較快增速。自

2010

年中國產(chǎn)出第一立方米頁巖氣起，中國的頁巖氣開發(fā)就已經(jīng)駛?cè)肓丝燔嚨馈?018

年，中國頁巖氣產(chǎn)量為

108.8

億立方米，占天然氣產(chǎn)量比重

6.7%，14-18

年

CAGR=70%。

2018

年涪陵頁巖氣田頁巖氣產(chǎn)量為

60.2

億立方米，川南頁巖氣田產(chǎn)量約為

41

萬立方米，

兩地區(qū)頁巖氣產(chǎn)量占全國的

93%。中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)工業(yè)區(qū)主要有四個：涪陵頁巖氣田（中石化）、川南頁巖氣田（中石油）、

威（遠(yuǎn)）榮頁巖氣田（中石油、中石化）和長寧頁巖氣示范區(qū)（中石油）。從地域分布上

看，主要集中在四川盆地東部及周邊地區(qū)。我國海相頁巖氣可采資源占主體，埋藏較深，開發(fā)難度大。我國頁巖氣資源總量豐富，富

有機(jī)質(zhì)頁巖類型復(fù)雜，其中海相頁巖資源潛力最大，其次為海陸過渡相頁巖，再次為陸相

頁巖。不同于北美頁巖埋藏深度

1500-3000

米為主，我國頁巖埋藏深度普遍大于

3500

米，

開發(fā)難度大相對較大，且由于中國地形復(fù)雜，交通不便，基礎(chǔ)設(shè)施落后，中國頁巖氣的發(fā)

展面臨著諸多挑戰(zhàn)。頁巖氣開采單井衰退率高。與常規(guī)天然氣井不同，頁巖氣井的特點(diǎn)是：1）頁巖氣井經(jīng)由

分段壓裂后，最初產(chǎn)量與常規(guī)天然氣井區(qū)別不大，但隨后產(chǎn)量衰減較快，年衰減

60～80%

不等；2）常規(guī)天然氣井生產(chǎn)壽命長，采收率可達(dá)約

60%，頁巖氣井在

10%以下，一般為

5%。2.1.2.

煤層氣我國煤層氣儲量豐富，相關(guān)產(chǎn)業(yè)近年來發(fā)展迅速。我國煤層氣儲量約占世界煤層氣總儲量

的

12%，居世界第三位。近年來，產(chǎn)量逐年攀升，2018

年達(dá)到

51.5

億方，14-18

年

CAGR=8.6%。根據(jù)《煤層氣（煤礦瓦斯）開發(fā)利用“十三五”規(guī)劃》，“十二五”期間煤

層氣利用量年均增速

25.9%，預(yù)計在“十三五”期間年均增速

18.8%，保持高速增長。開發(fā)主體多元，規(guī)?；a(chǎn)區(qū)集中分布。煤層氣資源主要集中在中石油手中，從產(chǎn)量上看基

本形成中石油、中海油（中聯(lián)煤）、晉煤集團(tuán)三足鼎立的局面。沁水、鄂爾多斯盆地東緣

是我國主要兩大煤層氣產(chǎn)業(yè)基地，兩者產(chǎn)量全國占比

95%。煤層氣的開發(fā)具有特殊的環(huán)保意義。我國明確在

2020

年單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放

較

2005

年下降

40-45％，煤層氣（煤礦瓦斯）的溫室效應(yīng)是二氧化碳的

21

倍，加快煤層

氣（煤礦瓦斯）開發(fā)利用，可降低溫室氣體排放，保護(hù)大氣環(huán)境。此外，如果我國實(shí)現(xiàn)煤

層氣（煤礦瓦斯）開發(fā)利用“十三五”規(guī)劃目標(biāo)，將累計利用煤層氣（煤礦瓦斯）至少

600

億立方米，相當(dāng)于節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤約

7200

萬噸，減排二氧化碳約

9

億噸。我國煤層氣賦存條件復(fù)雜，煤礦瓦斯利用率低。我國聚煤時期跨度長、煤系分布廣、聚煤

盆地面積大。因此，我國煤盆地經(jīng)歷了多期次、復(fù)雜的地質(zhì)構(gòu)造與沉積旋回，導(dǎo)致了煤儲

層的厚度、埋深、變質(zhì)程度、煤體結(jié)構(gòu)、圍巖類型等屬性的強(qiáng)非均質(zhì)性，導(dǎo)致煤層氣成藏

條件復(fù)雜，不同地質(zhì)背景、不同賦存層位的煤層氣開發(fā)模式不盡相同。就煤礦瓦斯開發(fā)而

言，全國煤礦平均開采深度接近

500

米，開采深度超過

800

米的礦井達(dá)到

200

余處，煤礦

瓦斯抽采規(guī)模小、集中度低、濃度變化大、埋藏程度深，加大瓦斯抽采利用難度。煤層氣開采成本高，發(fā)展受政府補(bǔ)貼影響。按照

18

年國家給予的

0.3

元/方的補(bǔ)貼和山西

省額外的

0.1

元/方的補(bǔ)貼，平均單井日產(chǎn)大于

800

立方米的項(xiàng)目具有盈利能力，單井日產(chǎn)

500-800

立方米的項(xiàng)目處于盈虧平衡附近。自

2019

年起，煤層氣不再按定額標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行補(bǔ)

貼，按照“多增多補(bǔ)”的原則，對超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級獎補(bǔ)；

對取暖季生產(chǎn)的非常規(guī)天然氣增量部分，給予超額系數(shù)折算，體現(xiàn)“冬增冬補(bǔ)”。因此未

來大型煤層氣公司隨著開采量的提升，其經(jīng)濟(jì)性將日益顯著。煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展受制于礦權(quán)管理等相關(guān)政策。煤層氣與其它油氣、煤炭在賦存空間上自

然存在相互重疊現(xiàn)象，地面井采煤層氣的審批權(quán)為國土資源部，煤礦開采審批權(quán)為部、省

級政府。國土資源部只能管理由其發(fā)礦權(quán)證的煤層氣單位，無權(quán)也無法對其他煤層氣生產(chǎn)

單位進(jìn)行管理。這導(dǎo)致有關(guān)部門多年未批量設(shè)置煤層氣礦業(yè)權(quán)，現(xiàn)有勘探開發(fā)區(qū)塊面積小，

產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)模受限。雖然國家規(guī)定有關(guān)企業(yè)“先采氣，后采煤”，在現(xiàn)有體制下也缺乏有

力的執(zhí)行和監(jiān)督。2.2.

進(jìn)口

LNG：放開民營推動快速增長進(jìn)口

LNG規(guī)模逐年增長，產(chǎn)能利用率已達(dá)上限。2015

年以來，我國進(jìn)口

LNG規(guī)?？焖僭?/p>

長，由

15

年的

273

億方快速增長至

19

年的

843

億方，CAGR=33%。隨著

LNG進(jìn)口量的提

升，LNG終端使用率也在不斷攀升，70-80%基本可以認(rèn)作是使用率的上限，在冬季供氣緊

張的情形下，使用率可以超出

100%的設(shè)計上限。接收站集中在“三桶油”手中，逐步對外開放。目前國內(nèi)除新奧、廣匯、深燃等少數(shù)公司

已經(jīng)建有接收站外，大多數(shù)接收站都集中在“三桶油”手中。按照產(chǎn)能劃分，中海油體量

最大，接近總產(chǎn)能一半。未來隨著接收站總產(chǎn)能規(guī)模的擴(kuò)大，將會有越來越多接收站對外

開放窗口期，進(jìn)口貿(mào)易的主體將會更加多元。進(jìn)口以長協(xié)為主，現(xiàn)貨貿(mào)易量快速增長。由于資源稟賦原因，我國

LNG進(jìn)口主要由“三桶

油”承擔(dān)，而且進(jìn)口形式主要以長協(xié)為主，卡塔爾和澳大利亞是主要的進(jìn)口來源，約占進(jìn)

口長協(xié)的

54%。但是近幾年由于國際

LNG市場供給寬松，市場現(xiàn)貨價格的急劇下跌，或?qū)?/p>

長期維持低價的格局，越來越多進(jìn)口商更傾向于現(xiàn)貨的貿(mào)易形式。2019

年全球

LNG出口終端

FID數(shù)量估計超過

1600

億方，超過上一輪的最高水平。其中美

國的

Driftwood、莫桑比克的

Rovuma、卡塔爾的

5-8

期都是大型項(xiàng)目。美國的賣家想要更

多出口到亞洲和歐洲市場。定價方面出現(xiàn)兩大趨勢：1）長協(xié)比例下降，合同更為靈活，2018、2019

年新簽

LNG出口

合同中，沒有固定出口目的地的靈活合同占比已經(jīng)達(dá)到

69%、89%；2）新簽長協(xié)價格下降，

長協(xié)與油價掛鉤公式的斜率從

2014

年的

13-14%下降到

2018

年的

11-12%。2.3.

進(jìn)口管道氣：增量來自中俄線我國進(jìn)口天然氣管道主要有三條：中亞線、中緬線、中俄線。其中中亞線是我國最主要的

管道氣進(jìn)口來源。2.3.1.

中亞管道中亞線總共分為

ABCD四條線。A線于

2009

年

12

月投入運(yùn)行，B線于

2010

年

10

月投入運(yùn)行。A、B兩線基本為同期雙

線敷設(shè)，起點(diǎn)在阿姆河右岸的土、烏邊境，經(jīng)烏茲別克斯坦中部和哈薩克斯坦南部，從阿

拉山口入境，成為西氣東輸二線。AB線全長約

1

萬公里，是世界上最長的天然氣管道。C線于

2012

年

9

月全面啟動建設(shè)，主要是為了保證烏茲別克斯坦對中國的天然氣出口。

線路總長度

1830

公里，與

A、B線并行敷設(shè)，設(shè)計年輸氣能力

250

億立方米/年，線路起

于土、烏邊境格達(dá)依姆，經(jīng)烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦，在新疆霍爾果斯口岸入境。C線

與西氣東輸三線相連，提升中亞天然氣管道全線輸送能力至每年

550

億立方米。D線起始于土、烏邊境，途經(jīng)烏茲別克斯坦、塔吉克斯坦、吉爾吉斯斯坦。與前三條線路

不同，D線不再從霍爾果斯入境，而是從與吉爾吉斯斯坦接壤的天山南麓與昆侖山兩大山

系接合部的新疆烏恰入境。這不僅在國家能源安全戰(zhàn)略上有特殊意義，同時還能拉動南疆

基礎(chǔ)建設(shè)。D線設(shè)計輸氣量為

300

億立方米/年，與西氣東輸五線相接。D線投產(chǎn)后，中國

從中亞進(jìn)口天然氣規(guī)模將達(dá)

850

億立方米/年。2.3.2.

中緬管道中緬天然氣管道由“四國六方”（即公司、韓國浦項(xiàng)制鐵大宇公司、印度石油海

外公司、緬甸油氣公司、韓國燃?xì)夤疽约坝《热細(xì)夤荆┕餐鲑Y成立的東南亞天然氣

管道有限公司（SEAGP）建設(shè)，起點(diǎn)位于若開邦皎漂蘭里島，全長

793

公里，緬甸下載點(diǎn)

設(shè)計輸量

120

億立方米，占管輸量的

20%。中緬管道項(xiàng)目于

2010

年

6

月正式開工建設(shè)，包括原油管道項(xiàng)目和天然氣管道項(xiàng)目，其中

天然氣管道于

2013

年投產(chǎn)運(yùn)行，原油管道在

2017

年正式投產(chǎn)運(yùn)行。截至

2019

年

12

月

31

日，中緬天然氣管道安全已平穩(wěn)運(yùn)行

2260

天，累計向中國輸氣

247

億立方米，為緬甸下載天然氣

41

億立方米；2.3.3.

中俄管道中俄天然氣管道分為東西兩條線，是繼中亞管道、中緬管道后，向中國供氣的第三條跨國

境天然氣長輸管道。目前中俄東線已于

19

年底貫通，首期每年

50

億立方米，初步計劃

2023年全線投產(chǎn)后，每年供應(yīng)量為

380

億立方米。東線俄羅斯境內(nèi)的西伯利亞力量管道起自科維克金氣田和恰揚(yáng)金氣田，沿途經(jīng)過伊爾庫茨

克州、薩哈共和國和阿穆爾州等

3

個聯(lián)邦主體，直達(dá)布拉戈維申斯克市的中俄邊境，管道

全長約

3000

公里，管徑

1420

毫米。管道一期工程建設(shè)自恰揚(yáng)金氣田至中俄邊境管段，長

度約

2200

公里，之后還將建設(shè)連接科維克金氣田與恰揚(yáng)金氣田之間的管道二期工程，長

度約

800

公里。中國境內(nèi)的中俄東線天然氣管道從黑龍江省黑河市入境，途經(jīng)黑龍江、吉林、內(nèi)蒙古、遼

寧、河北、天津、山東、江蘇、上海

9

個省、市、自治區(qū)，全長

5111

公里。其中，新建

管道

3371

公里，利用在役管道

1740

公里，全線分北段、中段、南段進(jìn)行建設(shè)。已完成的

北段工程包括一干三支，線路全長

1067

公里。3.

政策走向回顧和展望3.1.

需求側(cè)政策天然氣需求政策在我國大致分為三個階段：發(fā)展早期、“十二五”時期、“十三五”時期.早期由于天然氣發(fā)展水平相對落后，政策主要側(cè)重于對天然氣發(fā)展的指導(dǎo)，引導(dǎo)天然氣在

產(chǎn)業(yè)內(nèi)的合理利用。“十二五”時期對天然氣發(fā)展提出具體目標(biāo)，引導(dǎo)天然氣需求高速發(fā)

展?！笆濉睍r期則提出更高要求，“煤改氣”政策成為了短期需求發(fā)展的主要動力。回顧我國的天然氣發(fā)展歷程，與天然氣需求發(fā)展相關(guān)的政策主要分為兩類：第一類是產(chǎn)業(yè)

發(fā)展政策，從宏觀需求上對于天然氣的長期發(fā)展進(jìn)行指導(dǎo)，并提出相應(yīng)的發(fā)展方向和發(fā)展

目標(biāo)；第二類是“煤改氣”相關(guān)政策，從能源替代的角度對天然氣的短期需求產(chǎn)生影響。第一類產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策，主要包括《天然氣利用政策》以及“十二五”和“十三五”時期的

能源發(fā)展規(guī)劃與天然氣發(fā)展規(guī)劃?！短烊粴饫谜摺访鞔_了天然氣的需求領(lǐng)域和利用順

序，將天然氣下游劃分為城市燃?xì)?、工業(yè)燃料、天然氣發(fā)電以及天然氣化工，并且具體細(xì)

分為優(yōu)先、允許、限制和禁止

4

個大類。能源發(fā)展規(guī)劃和天然氣規(guī)劃則明確了天然氣需求

發(fā)展的長期目標(biāo)，提出了

2015

年天然氣占一次能源消費(fèi)比重達(dá)到

7.5%、2020

年達(dá)到

10%

以上等目標(biāo)。2019

年天然氣在一次能源消費(fèi)占比接近

8%，距離目標(biāo)還有一定差距。第二類“煤改氣”政策，是為防治大氣污染，以天然氣替代煤來進(jìn)行能源供應(yīng)，對天然氣

需求有一定拉動。但“煤改氣”政策也是造成

17

年底的“氣荒”的原因之一，自

18

年開

始，國家對于“煤改氣”的態(tài)度雖有所放緩，更加強(qiáng)調(diào)保供的重要性，因此“煤改氣”政

策在短期內(nèi)大幅拉動了天然氣的需求增長，但是目前已逐步回歸理性發(fā)展。3.2.

供給側(cè)政策由于我國天然氣供給高度集中，且在天然氣發(fā)展早期供給能力相對富裕，因此強(qiáng)調(diào)天然氣

供給發(fā)展的政策主要集中在“十二五”和“十三五”天然氣高速發(fā)展的時期。相比“十二

五”規(guī)劃，“十三五”更加強(qiáng)調(diào)基礎(chǔ)設(shè)施的重要性，對管網(wǎng)互聯(lián)互通與儲氣能力要求更高。與供給側(cè)相關(guān)的政策文件主要有三類：第一類是產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策，從產(chǎn)量角度對于天然氣提

出發(fā)展目標(biāo)與要求；第二類是基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)規(guī)劃，推進(jìn)完善天然氣基礎(chǔ)設(shè)施，尤其強(qiáng)調(diào)保

供的重要性；第三類是補(bǔ)貼與優(yōu)惠相關(guān)的政策，包括了非常規(guī)天然氣的生產(chǎn)補(bǔ)貼與進(jìn)口優(yōu)

惠，給天然氣供應(yīng)商帶來一定的經(jīng)濟(jì)性支持。第一類產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策，主要包括各種常規(guī)氣和非常規(guī)氣的發(fā)展規(guī)劃，最為重要的是《天然

氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》強(qiáng)調(diào)

2020

年產(chǎn)量目標(biāo)

2070

億方，國內(nèi)天然氣綜合保供能力達(dá)到

3600

億方以上。《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2016-2020）》提出“2020

年力爭實(shí)現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量

300

億立方米；2030

年實(shí)現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量

800-1000

億立方米”?！睹簩託獍l(fā)展“十三五”規(guī)劃》

提出“2020

年煤層氣（煤礦瓦斯）抽采量達(dá)到

240

億立方米”?！渡镔|(zhì)能發(fā)展“十三五”

規(guī)劃》提出“2020

年生物天然氣產(chǎn)量目標(biāo)

80

億方”。第二類基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)規(guī)劃，加快油氣管網(wǎng)和儲氣設(shè)施的建設(shè)，強(qiáng)調(diào)保供能力的提升以及管

網(wǎng)的互聯(lián)互通與公平開放。要求到

2020

年，供氣企業(yè)要擁有不低于其合同年銷售量

10%

的儲氣能力；城鎮(zhèn)燃?xì)馄髽I(yè)要形成不低于其年用氣量

5%的儲氣能力；縣級以上地方人民政

府至少形成不低于保障本行政區(qū)域日均

3

天需求量的儲氣能力。目前全國儲氣能力僅達(dá)到

消費(fèi)量的

5.7%，距離目標(biāo)實(shí)現(xiàn)還有一定差距。第三類補(bǔ)貼與稅收優(yōu)惠政策：頁巖氣補(bǔ)貼由定額補(bǔ)貼逐步改為按開采利用量進(jìn)行梯級獎補(bǔ)，按照“多增多補(bǔ)”的原則，

對超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級獎補(bǔ)。煤層氣補(bǔ)貼也自

19

年由

0.3

元/方的定額改為梯級獎補(bǔ)，按照“多增多補(bǔ)”的原則，

對超

過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級獎補(bǔ)；對未達(dá)到上年開采利用量的，按照未

達(dá)標(biāo)程度扣減獎補(bǔ)資金。對取暖季生產(chǎn)的非常規(guī)天然氣增量部分，給予超額系數(shù)折算，體

現(xiàn)“冬增冬補(bǔ)”。另外，進(jìn)口稅收優(yōu)惠的征收范圍在逐步擴(kuò)大，國家銷售定價在逐步下降，意味著更多的增

值稅將返還給進(jìn)口商。3.3.

定價政策我國天然氣定價模式經(jīng)歷了政府定價、成本加成定價、市場凈回值定價逐步向市場化定價

轉(zhuǎn)型。2015

年新一輪天然氣價格改革要求“管住中間，放開兩頭”，即管住輸配氣成本和

價格，放開天然氣氣源和銷售價格，政府只對屬于網(wǎng)絡(luò)型自然壟斷環(huán)節(jié)的管網(wǎng)輸配價格進(jìn)

行監(jiān)管，氣源和銷售價格由市場形成。定價政策導(dǎo)向有兩大方向：一類是與價格機(jī)制相關(guān)的產(chǎn)業(yè)政策，推動我國天然氣定價逐步

邁向市場化；一類是對價格進(jìn)行直接調(diào)控的產(chǎn)業(yè)政策，對價格的變化提出規(guī)范要求，引導(dǎo)

產(chǎn)業(yè)利潤的合理分配。市場化相關(guān)政策，主要將過去成本加成為主的定價方式轉(zhuǎn)變?yōu)楫?dāng)前的市場凈回值方式，通

過對天然氣門站價的管理來對天然氣定價進(jìn)行指導(dǎo)，進(jìn)而逐步推進(jìn)天然氣市場化改革。第二類調(diào)控利潤相關(guān)政策，對出廠價、門站價、管輸價、終端氣價等進(jìn)行調(diào)控，引導(dǎo)天然

氣產(chǎn)業(yè)鏈利潤分配更加合理。近幾年尤其從利潤率的角度，對管輸價格和安裝工程收費(fèi)進(jìn)

行管控，天然氣降價趨勢明顯。3.4.

國家油氣管網(wǎng)公司成立，對天然氣產(chǎn)業(yè)鏈影響展望隨著國家管網(wǎng)公司的成立，天然氣管網(wǎng)獨(dú)立運(yùn)營，我國將逐漸實(shí)現(xiàn)天然氣產(chǎn)業(yè)的產(chǎn)、運(yùn)、

銷分離，打通上游直銷通道，下游委托運(yùn)輸?shù)耐ǖ溃蛏嫌斡蜌赓Y源多主體多渠道供應(yīng)、

中間統(tǒng)一管網(wǎng)高效集輸、下游銷售市場充分競爭的“X+1+X”油氣市場體系轉(zhuǎn)變。上游供給多元化將逐漸形成2019

年

12

月，國家自然資源部發(fā)布《關(guān)于推進(jìn)礦產(chǎn)資源管理改革若干事項(xiàng)的意見》，意

味著其他企業(yè)進(jìn)入天然氣上游勘探開發(fā)領(lǐng)域的政策性壁壘已基本掃除，未來上游領(lǐng)域的參

與主體將向多元化發(fā)展。管網(wǎng)公司成立后，將為生產(chǎn)商打通資源運(yùn)輸通道，但考慮到上游運(yùn)行高風(fēng)險、高

投入、技術(shù)密集的特點(diǎn)，從中長期看，開放會導(dǎo)致競爭程度的上升，迫使企業(yè)提升勘探開

發(fā)能力，增加產(chǎn)出。進(jìn)口方面，管網(wǎng)公司成立的影響將更為顯著，預(yù)計會有更多的企業(yè)到

國際

LNG市場進(jìn)行采購，如城市燃?xì)夤?、電力企業(yè)、金融機(jī)構(gòu)等“三桶油”以外的企

業(yè)，從自主進(jìn)口逐漸擴(kuò)展到在海外獲取勘探開發(fā)區(qū)塊、成立貿(mào)易公司等，加快進(jìn)口業(yè)務(wù)布

局，延伸產(chǎn)業(yè)鏈，加速上游市場形成國企、民企、外企三方多元化競爭新格局。中游將形成國家管網(wǎng)公司與省管網(wǎng)并存格局在中游環(huán)節(jié)多年改革的基礎(chǔ)上，國家管網(wǎng)公司成立后，中游長輸管網(wǎng)將形成“全國一張網(wǎng)”，

由國家管網(wǎng)公司統(tǒng)一運(yùn)營。然而，目前省管網(wǎng)與國家管網(wǎng)公司之間的關(guān)系尚未明確，且省

管網(wǎng)公司在一定程度上掌握著省內(nèi)天然氣管網(wǎng)的命脈，地方政府、城市燃?xì)夤?、金融機(jī)

構(gòu)都對省管網(wǎng)公司充滿興趣。預(yù)計未來的一段時間內(nèi)或?qū)⒊霈F(xiàn)各路資金涌入省管網(wǎng)公司的

局面，形成國家管網(wǎng)公司與區(qū)域管網(wǎng)公司并存的中游市場格局。例如，黑龍江省利用市場

化公開競爭方式引入戰(zhàn)略合作者，共建省管網(wǎng)公司，北京燃?xì)狻⒅袊細(xì)狻?、?/p>

西燃?xì)獬晒χ袠?biāo)入股，辰能集團(tuán)成為省屬國有企業(yè)股東。下游市場或?qū)⒁l(fā)并購整合浪潮2019

年

6

月，發(fā)改委發(fā)布《外商投資準(zhǔn)入特別管理措施（負(fù)面清單）（2019

年版）》免

去了“城市人口

50

萬以上的城市燃?xì)獾慕ㄔO(shè)、經(jīng)營須由中方控股”，對外資徹底開放天

然氣城市燃?xì)馔顿Y，城市燃?xì)庑袠I(yè)實(shí)現(xiàn)全面放開。外資企業(yè)將加速探路我國市場，通過獨(dú)

資、參股、合作等方式發(fā)展城市燃?xì)鈽I(yè)務(wù)。2019

年

11

月，申能集團(tuán)和公司簽署

框架合作協(xié)議，將成立合資公司，共同開發(fā)長江三角洲地區(qū)市場。此外，上游企業(yè)積極發(fā)展終端城市燃?xì)鈽I(yè)務(wù)，延長石油和陜西燃?xì)庵亟M，開拓終端市場

；

中石化成立長城燃?xì)猓M(jìn)入城市燃?xì)忸I(lǐng)域。城市燃?xì)夤緲I(yè)務(wù)多元化發(fā)展，向上游延伸，

開展

LNG貿(mào)易、煤層氣勘探開發(fā)等

；發(fā)展綜合能源服務(wù)，布局發(fā)電、業(yè)務(wù)。未來

城市燃?xì)忸I(lǐng)域市場競爭將加劇。3.4.1.

國家油氣管網(wǎng)公司國家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司（簡稱國家管網(wǎng)公司）2019

年

12

月

9

日在北京正式成

立，標(biāo)志著深化油氣體制改革邁出關(guān)鍵一步。國家管網(wǎng)公司的主要職責(zé)是負(fù)責(zé)全國油氣干

線管道、部分儲氣調(diào)峰設(shè)施的投資建設(shè)，負(fù)責(zé)干線管道互聯(lián)互通及與社會管道聯(lián)通，形成

“全國一張網(wǎng)”，負(fù)責(zé)原油、成品油、天然氣的管道輸送，并統(tǒng)一負(fù)責(zé)全國油氣干線管網(wǎng)

運(yùn)行調(diào)度，定期向社會公開剩余管輸和儲存能力，實(shí)現(xiàn)基礎(chǔ)設(shè)施向所有符合條件的用戶公

平開放等。國家管網(wǎng)公司成立前，國內(nèi)天然氣管網(wǎng)主要由“三桶油”運(yùn)營。中石油運(yùn)營西氣東輸管道

系統(tǒng)、陜京管道系統(tǒng)、澀寧蘭、長吉線等長輸管道，總里程約

5.43

萬公里，約占全國天然

氣長輸管道的

71%，基本覆蓋了全國除西藏自治區(qū)、海南省外的大部分省市。中石化天然氣管道主要集中于東部地區(qū)，包括“川氣東送”、榆濟(jì)輸氣管道、山東管網(wǎng)和

珠海橫濱輸氣管道

4

條天然氣管道，總長度為

4546

公里，約占全國天然氣長輸管道的

6%，

管網(wǎng)覆蓋面積較有限。中海油管道資產(chǎn)較少，共

8

個長輸管線項(xiàng)目，支干線管道總長

4163

公里，約占全國天然

氣長輸管道的

5%，主要分布在廣東、福建、海南、浙江、山東

5

個省。此外，內(nèi)蒙古西部天然氣股份有限公司、大唐集團(tuán)、張家口應(yīng)張?zhí)烊粴獾裙具\(yùn)營少量長

輸管道，包括長呼線、長呼復(fù)線、阜沈線（阜新—沈陽）、應(yīng)張?zhí)烊粴夤艿赖取?.4.2.

省管網(wǎng)公司作為我國天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)重要組成部分，省級管網(wǎng)公司是我國重要的天然氣運(yùn)輸商、承銷

商，有的還是本省（市）內(nèi)天然氣的供應(yīng)商，省級管網(wǎng)公司的發(fā)展對于我國天然氣產(chǎn)業(yè)的

發(fā)展具有重要作用。目前全國有

20

多個省份組建了

30

多家省級天然氣管網(wǎng)公司，主要職

責(zé)為統(tǒng)一規(guī)劃、建設(shè)及運(yùn)營管理省內(nèi)天然氣管網(wǎng)及承擔(dān)天然氣輸配、購銷業(yè)務(wù)等。目前還

有新疆、西藏等少數(shù)省份并沒有建立自己的省網(wǎng)公司，其省內(nèi)的天然氣輸配業(yè)務(wù)主要由上

游資源方旗下的管道銷售公司直接供應(yīng)。目前全國省網(wǎng)公司，參股最多的是中石化，參股及了

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家省網(wǎng)公司，其次是中石油

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家，

中海油

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家。從經(jīng)營模式的角度出發(fā)，省級管網(wǎng)公司模式可大致歸納為四大類：代輸、統(tǒng)購統(tǒng)銷、開放

型、一體型。“統(tǒng)購統(tǒng)銷”模式下，省級管網(wǎng)公司具有兩種身份：當(dāng)面對的客戶是城市燃?xì)馄髽I(yè)時，是

批發(fā)商的角色；當(dāng)面對的客戶是工業(yè)等直供用戶時，扮演零售商的角色。除浙江省外，國

內(nèi)其他地方，如果氣源比較單一，政府推行力度不大，實(shí)行“統(tǒng)購統(tǒng)銷”的模式難度很大?！按敗蹦Ｊ较拢〖壒芫W(wǎng)公司相當(dāng)于增加一個身份：具有一定代輸（承運(yùn)）功能的批發(fā)

商。例如，廣東省實(shí)行代輸模式，一方面賦予廣東省天然氣管網(wǎng)有限公司買賣氣的權(quán)利，

省管網(wǎng)公司可以統(tǒng)籌采購并銷售給城市燃?xì)夤镜冉K端用戶；另一方面，廣東省內(nèi)發(fā)電、

工業(yè)等具有一定規(guī)模的大用戶也可選擇直接與供氣商簽訂合同，由省管網(wǎng)公司提供代輸服

務(wù)，收取管輸費(fèi)?！伴_放型”模式下，省級管網(wǎng)公司主要體現(xiàn)為一種身份：運(yùn)輸商。例如，江蘇省實(shí)行開放

型管網(wǎng)運(yùn)營模式，天然氣從省門站到終端用戶產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)較少，上游供應(yīng)商可直接為電廠

及化工用戶直供?！耙惑w型”模式下，省管網(wǎng)公司同時集三種身份于一身：批發(fā)商、零售商與運(yùn)輸商。例如，

上海境內(nèi)高壓管網(wǎng)負(fù)責(zé)從管網(wǎng)主干線直接接氣進(jìn)入城市門站，事實(shí)上承擔(dān)了省級管網(wǎng)功能，

這類管網(wǎng)公司盡管承擔(dān)省級管網(wǎng)職能，但被視為屬于下游城市燃?xì)馄髽I(yè)的組成部分。4.

天然氣產(chǎn)業(yè)鏈和定價體系概覽4.1.

中國天然氣產(chǎn)業(yè)鏈天然氣產(chǎn)業(yè)鏈分為三個部分：上游勘探生產(chǎn)、中游運(yùn)輸以及下游分銷。上游勘探生產(chǎn)：主要指天然氣的勘探開發(fā)，相關(guān)資源集中于中石油、中石化和中海油。此

外，還包括

LNG海外進(jìn)口部分，目前我國

LNG接收站也集中于中海油等國有綜合油氣公

司，此外、、新奧集團(tuán)等企業(yè)也擁有一定規(guī)模的

LNG接收站。中游運(yùn)輸：包括通過長輸管網(wǎng)、省級運(yùn)輸管道、LNG運(yùn)輸船和運(yùn)輸車等。我國的天然氣中

游此前呈現(xiàn)壟斷性，中石油、中石化和中海油居于主導(dǎo)地位，未來由國家管網(wǎng)公司統(tǒng)一管

理，市場將逐步放開。下游分銷：主要由燃?xì)夤緩氖略擁?xiàng)業(yè)務(wù)，除燃?xì)夥咒N以外，燃?xì)夤局鳂I(yè)還包括燃?xì)饨?/p>

駁、燃?xì)膺\(yùn)營和燃?xì)庠O(shè)備代銷等，服務(wù)于居民、工商業(yè)等用戶。4.2.

中國天然氣定價體系中國天然氣價格從出廠環(huán)節(jié)到零售環(huán)節(jié)分為出廠價、門站價、零售價。其中，門站價為國

產(chǎn)陸上或進(jìn)口管道天然氣的供應(yīng)商與下游購買方在天然氣所有權(quán)交接點(diǎn)的價格，主要由出

廠價和管輸費(fèi)組成；站價考慮配氣價后決定。出廠價和門站價的定價機(jī)制目前由國家發(fā)改

委制定核準(zhǔn)，門站價格以下銷售價格則由省級價格主管部門核準(zhǔn)。門站價=發(fā)改委定價+上下浮動空間井口價=門站價-長輸管網(wǎng)管輸費(fèi)終端銷售價格=門站價+管輸費(fèi)（長輸+省網(wǎng)）+配售費(fèi)+配售環(huán)節(jié)利潤其中，管輸費(fèi)和配售環(huán)節(jié)都參照公用事業(yè)模式管理，由發(fā)改委制定的最高收益率給定4.3.

全球天然氣定價體系及對國內(nèi)影響路徑全球天然氣市場發(fā)展受限于地理上的區(qū)域分割，天然氣國際貿(mào)易大多數(shù)是通過管線或船運(yùn)

達(dá)成交易，地理上的限制與昂貴的運(yùn)輸費(fèi)用（長途國際管道建設(shè)和液化天然氣船運(yùn)費(fèi)用）

都在不同程度上限制了區(qū)域之間的貿(mào)易往來，使得天然氣市場具有明確的區(qū)域特性，并形

成了

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個相互獨(dú)立的自然天然氣定價體系。1）美英：市場化定價北美和英國實(shí)行不同氣源之間的競爭定價。這

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國政府以往都在一定水平上對井口價格進(jìn)

行干預(yù)，但隨著天然氣市場與監(jiān)管政策的發(fā)展，供應(yīng)端出現(xiàn)了充足并富有競爭力的多元供

應(yīng)，用戶能夠在眾多供應(yīng)商中自由選擇，管輸系統(tǒng)四通八達(dá)并實(shí)現(xiàn)了非歧視性的“第三方

準(zhǔn)入”。在此基礎(chǔ)上，天然氣作為商品的短期貿(mào)易在很大程度上庖代了長期合同。在北美

形成了以亨利樞紐（HenryHub）為核心的定價系統(tǒng)，在英國定價系統(tǒng)中也形成了一個虛

擬平衡點(diǎn)（NBP）。盡管采用相同的商品定價機(jī)制，但北美與英國的天然氣市場還是相互獨(dú)

立的。2）歐洲大陸：與油價掛鉤的定價政策歐洲大陸采用的是與油價掛鉤的定價政策來開展天然氣貿(mào)易。這一模式源于荷蘭在

1962

年針對格羅寧根（Groningen）超大氣田天然氣生產(chǎn)采取的國內(nèi)天然氣定價政策。該政策

將天然氣價格調(diào)整與

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種石油燃料（柴油、高硫和低硫重質(zhì)燃油）的市場價格按照百分比

掛鉤，然后根據(jù)“傳遞要素”進(jìn)行調(diào)整來分擔(dān)風(fēng)險。這一模式隨后被出口合同所采用，進(jìn)

而影響東北亞的

LNG定價。歐盟雖然出臺了多個天然氣法令來建立統(tǒng)一的天然氣市場，但

由于國與國之間、企業(yè)與企業(yè)之間、管道與管