能源開采行業(yè)天然氣行業(yè)系列報(bào)告之三：從美國經(jīng)驗(yàn)看市場化改革帶來的天然氣行業(yè)發(fā)展新機(jī)遇

1、目錄 HYPERLINK l _TOC_250026 天然氣定價受到氣源、運(yùn)輸和國家政策三方面影響 4 HYPERLINK l _TOC_250025 我國天然氣分類：常規(guī)氣占主要部分，非常規(guī)氣快速發(fā)展，進(jìn)口 LNG 為重要補(bǔ)充 4 HYPERLINK l _TOC_250024 天然氣運(yùn)輸方式：管道運(yùn)輸占主體，槽車運(yùn)輸為補(bǔ)充 4 HYPERLINK l _TOC_250023 我國天然氣定價市場化進(jìn)行時 4 HYPERLINK l _TOC_250022 我國天然氣定價機(jī)制變遷：政府管控逐漸放開 4 HYPERLINK l _TOC_250021 現(xiàn)階段我國天然氣定價機(jī)制：管住中間，放開兩頭

2、 6 HYPERLINK l _TOC_250020 出廠價：由“市場凈回值法”確定，不同種類氣源盈虧差異較大 6 HYPERLINK l _TOC_250019 管輸費(fèi)：國家管控，趨向公平合理 9 HYPERLINK l _TOC_250018 門站價：各地門站價存在差異，部分非常規(guī)氣和進(jìn)口管道氣均存在價格倒掛現(xiàn)象 11 HYPERLINK l _TOC_250017 配氣費(fèi)：國家管控，逐步規(guī)范 13 HYPERLINK l _TOC_250016 終端價：區(qū)分居民用氣與非居用氣，不利于公平競爭 14 HYPERLINK l _TOC_250015 價格趨勢：城市燃?xì)鈨r格尚有提價空間 15

3、HYPERLINK l _TOC_250014 美國天然氣市場發(fā)展經(jīng)驗(yàn)解讀 15 HYPERLINK l _TOC_250013 美國天然氣市場現(xiàn)狀：參與主體多，高度市場化，實(shí)現(xiàn)能源自給 15 HYPERLINK l _TOC_250012 美國天然氣市場演變：消除壟斷、逐步實(shí)現(xiàn)市場定價 17 HYPERLINK l _TOC_250011 美國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展啟示：市場化有利于產(chǎn)業(yè)發(fā)展、降低用氣成本 18 HYPERLINK l _TOC_250010 我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展展望：堅(jiān)定不移向市場化邁進(jìn) 19 HYPERLINK l _TOC_250009 上游勘探市場充分競爭，開采成本逐步下降 1

4、9 HYPERLINK l _TOC_250008 管網(wǎng)公司成立促進(jìn)產(chǎn)業(yè)良好發(fā)展 20 HYPERLINK l _TOC_250007 天然氣門站價逐步放開，價格趨于合理 20 HYPERLINK l _TOC_250006 投資建議及重點(diǎn)企業(yè)介紹 21 HYPERLINK l _TOC_250005 5.1 中國石化（600028.SH） 21 HYPERLINK l _TOC_250004 5.2 新天然氣（603393.SH） 21 HYPERLINK l _TOC_250003 5.3 華潤燃?xì)猓?193.HK） 22 HYPERLINK l _TOC_250002 5.4 深圳燃?xì)猓?/p>

5、601139.SH） 22 HYPERLINK l _TOC_250001 風(fēng)險(xiǎn)提示 22 HYPERLINK l _TOC_250000 相關(guān)報(bào)告匯總 23表格目錄表 1： 天然氣價格演變主要政策一覽 5表 2： 頁巖氣補(bǔ)貼相關(guān)政策一覽 7表 3： 煤層氣補(bǔ)貼相關(guān)政策一覽 8表 4： 天然氣管輸相關(guān)政策一覽 9表 5： 天然氣跨省管道運(yùn)輸價格表 9表 6： 我國進(jìn)口管道氣價格情況 12表 7： 國產(chǎn)氣成本核算 12表 8： 天然氣配氣價格主要政策一覽 13表 9： 居民用氣價格主要政策一覽 15表 10： 居民可支配收入測算可承受的天然氣價格 15表 11： 開放勘探市場相關(guān)政策一覽 20表

6、 12： 中央定價目錄關(guān)于天然氣門站價的闡述 21插圖目錄圖 1： 我國干線管道分布情況 4圖 2： 進(jìn)口 LNG 流程圖 4圖 3： 我國天然氣輸送流程 6圖 4： 我主要油田天然氣井口價 7圖 5： 亞美能源歷史產(chǎn)量與平均單位產(chǎn)氣成本 8圖 6： 錫林郭勒、通遼、赤峰褐煤車板價 9圖 7： 國產(chǎn)氣單位產(chǎn)氣成本價格區(qū)間 9圖 8： 各省天然氣門站價 11圖 9： 云南省天然氣門站價 12圖 10： 國產(chǎn)氣成本（不含補(bǔ)貼）比對 12圖 11： 我國直轄市及 13 個省會城市居民及非居民用氣價格 14圖 12： 美國天然氣生產(chǎn)消費(fèi)情況 16圖 13： 中美天然氣產(chǎn)業(yè)相關(guān)資源數(shù)據(jù)對比 17圖 14

7、： 美國天然氣管道建設(shè)情況 17圖 15： 美國天然氣產(chǎn)業(yè)流程演變進(jìn)程 18圖 16： 美國天然氣市場化的反饋機(jī)制 19圖 17： 美國城市天然氣價走勢圖 單位：美元/千立方英尺 19圖 18： 美國城市天然氣價走勢圖（剔除通脹因素后） 19天然氣定價受到氣源、運(yùn)輸和國家政策三方面影響我國天然氣分類：常規(guī)氣占主要部分，非常規(guī)氣快速發(fā)展，進(jìn)口LNG 為重要補(bǔ)充在我們之前發(fā)布的天然氣行業(yè)系列報(bào)告之供給篇中介紹了，目前我國消費(fèi)的天然氣主要有三個來源：國產(chǎn)天然氣、進(jìn)口管道氣、進(jìn)口 LNG。2018 年我國天然氣消費(fèi)量為 2830 億立方米，國產(chǎn)天然氣產(chǎn)量僅為 1615.3億立方米，對外依存度高達(dá) 42

8、.5%。我國國產(chǎn)天然氣又可以分為國產(chǎn)常規(guī)氣與非常規(guī)氣（主要包括頁巖氣、煤層氣等）。目前我國天然氣產(chǎn)出仍以常規(guī)氣為主，2018 年我國常規(guī)氣開采量為 1454.99 億立方米，占開采總量的 90%。天然氣運(yùn)輸方式：管道運(yùn)輸占主體，槽車運(yùn)輸為補(bǔ)充目前我國采用的天然氣輸送方式主要包括管道運(yùn)輸（PNG）、液化天然氣運(yùn)輸（LNG）。在陸地上，管道運(yùn)輸?shù)姆绞阶顬榉€(wěn)定有效，適宜大規(guī)模輸氣。天然氣長輸管道蓬勃發(fā)展，全國性管網(wǎng)逐步形成。根據(jù)天然氣發(fā)展十三五規(guī)劃，十三五期間，新建天然氣主干及配套管道 4 萬公里，2020 年總里程達(dá)到 10.4 萬公里。隨著西氣東輸三、四、五線的完善，陜京四線等管道的建設(shè)，我國“

9、西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供氣格局已經(jīng)初步形成，互聯(lián)互通相關(guān)工作正在全面開展。2019 年 12 月 9 日國家管網(wǎng)公司的掛牌成立，將進(jìn)一步促進(jìn)天然氣管道建設(shè)。圖1：我國干線管道分布情況圖2：進(jìn)口 LNG 流程圖資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所LNG 接收站建設(shè)加速，刺激 LNG 槽車運(yùn)輸業(yè)務(wù)發(fā)展。根據(jù)我們先前發(fā)布的天然氣行業(yè)系列報(bào)告之供給篇，我國未來 1-2 年內(nèi)規(guī)劃建設(shè)的 LNG 接收站項(xiàng)目有 19 個，預(yù)計(jì)增加的 LNG 接受站接受能力換算為體積 845億立方米/年，而 2018 年我國進(jìn)口 LNG 僅為 734.5

10、 億立方米，未來隨著天然氣供需缺口的進(jìn)一步擴(kuò)大，三桶油與終端燃?xì)夤炯娂娂哟?LNG 進(jìn)口規(guī)模，必將進(jìn)一步拓展 LNG 槽車業(yè)務(wù)的發(fā)展空間。我國天然氣定價市場化進(jìn)行時我國天然氣定價機(jī)制變遷：政府管控逐漸放開我國天然氣定價依次經(jīng)歷了單一井口價、政府定價、政府指導(dǎo)定價這幾個階段，從趨勢上看，政府對價格的管控逐漸放開，天然氣市場化程度逐步提高。第一階段（1993 年前）：我國對天然氣井口價實(shí)行政府定價。為鼓勵天然氣消費(fèi)，對天然氣實(shí)行低價政策。低價政策造成天然氣產(chǎn)業(yè)投資不足，天然氣產(chǎn)量滑坡的局面，為加快天然氣工業(yè)的發(fā)展，我國開始逐步提高天然氣井口價，并于 1982 年 4 月對四川省天然氣率先實(shí)行“常

11、數(shù)包干政策”。1987 年 4 月，國務(wù)院決定將“常數(shù)包干政策”推廣至全國。第二階段（1993-2005）：我國對天然氣價格實(shí)行政府定價和政府指導(dǎo)定價。這一時期，我國對天然氣價格做了一定幅度的上調(diào)。1993 年我國實(shí)行了企業(yè)自銷天然氣的價格政策，1994 年進(jìn)一步調(diào)整了企業(yè)自銷天然氣價格：國家規(guī)定中準(zhǔn)價，允許企業(yè)自銷天然氣價格可圍繞中準(zhǔn)價上下浮動 10%。2002 年我國將天然氣凈化費(fèi)與井口價進(jìn)行了合并，統(tǒng)稱為天然氣出廠價。第三階段（2005-2011）：我國對天然氣出廠價格統(tǒng)一實(shí)行政府指導(dǎo)定價。2005 年 12 月我國將天然氣出廠價格歸并為兩檔價格（一檔氣與二檔氣）。2010 年 5 月，

12、國家發(fā)改委發(fā)出通知，再次提高天然氣出廠價格，合并一檔氣與二檔氣，擴(kuò)大天然氣出廠價格的浮動幅度。第四階段（2011-今）我國天然氣價格開始市場化改革之路。2011 年 12 月，我國開始在廣東、廣西開展天然氣價格形成機(jī)制改革試點(diǎn)，將天然氣定價方法由“成本加成法”改為“市場凈回值法”，建立門站價與可替代能源掛鉤的機(jī)制。2013 年，我國對天然氣門站價實(shí)行最高上限價格管理，并且對非居民用氣區(qū)分存量氣與增量氣。2015 年我國理順非居民用氣門站價格，實(shí)現(xiàn)增量氣與存量氣并軌，并且將非居民用氣由最高門站價格管理改為基準(zhǔn)門站價格管理。2018 年我國理順居民用氣門站價格，將居民用氣由最高門站價格管理改為基準(zhǔn)

13、門站價格管理，實(shí)現(xiàn)與非居民用氣價格并軌，以后在門站環(huán)節(jié)將不再區(qū)分居民用氣與非居民用氣。2019 年 11 月 4 日，發(fā)改委印發(fā)中央定價目錄（修訂征求意見稿），天然氣門站價從中央定價目錄中被移除。表1：天然氣價格演變主要政策一覽發(fā)布時間政策名稱主要內(nèi)容1987國務(wù)院批轉(zhuǎn)國家計(jì)委等四個國務(wù)院決定在全國實(shí)行天然氣商品量常數(shù)包干，超產(chǎn)部分按高價銷售，高、部門關(guān)于在全國實(shí)行天然氣平差價收入作為天然氣勘探開發(fā)專項(xiàng)基金，以補(bǔ)充天然氣工業(yè)建設(shè)資金的不商品量常數(shù)包干辦法報(bào)告的通知（國發(fā)198726 號）足，走“以氣養(yǎng)氣”的路子。1994國務(wù)院批轉(zhuǎn)國家計(jì)委關(guān)于調(diào)整原油、天然氣、成品油價格請示的通知（國發(fā)1994

14、26提高天然氣價格。天然氣包干內(nèi)外井口價格“并軌”提價。企業(yè)自銷的天然氣，中準(zhǔn)價格水平為每千立方米 900 元，允許生產(chǎn)企業(yè)在上下不超過 10%的范圍內(nèi)浮動（現(xiàn)行由地方政府規(guī)定而天然氣生產(chǎn)企業(yè)又承認(rèn)的價格除外）。號）2005關(guān)于改革天然氣出廠價格形將天然氣出廠價格歸并為兩檔價格。根據(jù)天然氣出廠價執(zhí)行情況，同時考慮成機(jī)制及近期適當(dāng)提高天然用戶承受能力，將實(shí)際執(zhí)行價格水平接近計(jì)劃內(nèi)氣價且差距不大的油氣田的氣出廠價格的通知 (發(fā)改價格 20052756 號)氣量，以及全部計(jì)劃內(nèi)氣量歸并為一檔氣，執(zhí)行一檔價格。除此以外，其它天然氣歸并為二檔氣，執(zhí)行二檔價格。2010關(guān)于提高國產(chǎn)陸上天然氣出適當(dāng)提高國產(chǎn)

15、陸上天然氣出廠基準(zhǔn)價格，取消價格“雙軌制”。 擴(kuò)大價格浮動廠基準(zhǔn)價格的通知（發(fā)改電幅度。國產(chǎn)陸上天然氣一、二檔氣價并軌后，將出廠基準(zhǔn)價格允許浮動的幅2010211 號）度統(tǒng)一改為上浮 10%，下浮不限，即供需雙方可以在不超過出廠基準(zhǔn)價格 10%的前提下，協(xié)商確定具體價格。2011關(guān)于在廣東省、廣西自治區(qū)開一是將現(xiàn)行以成本加成為主的定價方法改為按“市場凈回值”方法定價。選取計(jì)展天然氣價格形成機(jī)制改革價基準(zhǔn)點(diǎn)和可替代能源品種，建立天然氣與可替代能源價格掛鉤機(jī)制。二是試點(diǎn)的通知（發(fā)改價格以計(jì)價基準(zhǔn)點(diǎn)價格為基礎(chǔ)，考慮天然氣市場資源主體流向和管輸費(fèi)用，確定20113033 號）各?。▍^(qū)、市）天然氣門站價

16、格。三是天然氣門站價格實(shí)行動態(tài)調(diào)整機(jī)制，根據(jù)可替代能源價格變化情況每年調(diào)整一次，并逐步過渡到每半年或者按季度調(diào)整。四是放開頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣出廠價格，實(shí)行市場調(diào)節(jié)。2013關(guān)于調(diào)整天然氣價格的通知（發(fā)改價格20131246 號）區(qū)分存量氣與增量氣。天然氣價格管理由出廠環(huán)節(jié)調(diào)整為門站環(huán)節(jié)，門站價格為政府指導(dǎo)價，實(shí)行最高上限價格管理，供需雙方可在國家規(guī)定的最高上限價格范圍內(nèi)協(xié)商確定具體價格。2018關(guān)于理順居民用氣門站價格 的通知（發(fā)改價格規(guī)2018794號）將居民用氣由最高門站價格管理改為基準(zhǔn)門站價格管理，價格水平按非居民用氣基準(zhǔn)門站價格水平（增值稅稅率 10%）安排，供需雙方

17、可以基準(zhǔn)門站價格為基礎(chǔ)，在上浮 20%、下浮不限的范圍內(nèi)協(xié)商確定具體門站價格，實(shí)現(xiàn)與非居民用氣價格機(jī)制銜接。資料來源： 網(wǎng)絡(luò)資料公開整理， 東興證券研究所現(xiàn)階段我國天然氣定價機(jī)制：管住中間，放開兩頭目前我國天然氣價格根據(jù)生產(chǎn)環(huán)節(jié)不同依次為出廠價、管輸費(fèi)、門站價、配氣費(fèi)和終端價格。其中門站價為出廠價與長輸管輸費(fèi)之和，終端用戶用氣價格為門站價與配氣費(fèi)之和。圖3：我國天然氣輸送流程資料來源： 公開資料整理，東興證券研究所出廠價：由“市場凈回值法”確定，不同種類氣源盈虧差異較大我國天然氣出廠價主要包括井口價與凈化費(fèi)兩部分，其中井口價為天然氣被開采出時的價格，凈化費(fèi)指在天然氣進(jìn)入干線管道前，除去天然氣中

18、的塵粒、凝析液、水及其他有害組分所需的費(fèi)用。據(jù)上文所述，目前我國天然氣出廠價采取“市場凈回值法”確定，即在確定的天然氣門站價的基礎(chǔ)上，扣除一定的管輸費(fèi)，確定出天然氣出廠價。由于不同種類氣源開采難度不同，從而成本差異也較大，在統(tǒng)一門站價格約束下盈虧各異。常規(guī)氣：開采歷史久，開采成本低常規(guī)氣指由由常規(guī)油氣藏開發(fā)出的天然氣，其在地層條件下呈氣態(tài)或者溶解于油、水中，在地面標(biāo)準(zhǔn)條件下只呈氣態(tài)。自上世紀(jì) 50 年代我國對四川盆地的氣田進(jìn)行規(guī)?；_發(fā)以來，常規(guī)氣的開采技術(shù)已得到長足發(fā)展，常規(guī)氣開采成本也降至相對較低水平。根據(jù)中石油中石化披露，我國常規(guī)天然氣單位產(chǎn)氣成本處在 0.7-1.2元/方之間。圖4：我

19、主要油田天然氣井口價1.401.201.000.800.600.400.200.00川渝氣田長慶油田青海油田新疆各油田其他油田資料來源： wind、東興證券研究所頁巖氣：國家補(bǔ)貼高，開采成本高，發(fā)展前景廣闊頁巖氣指賦存于以富有機(jī)質(zhì)頁巖為主的儲集巖系中的非常規(guī)天然氣，根據(jù)國際能源信息署（EIA）年發(fā)布頁巖氣資源評估報(bào)告，我國頁巖氣可采資源量達(dá) 31.57 萬億立方米，開采前景廣闊。為鼓勵頁巖氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，我國對天然氣開采實(shí)行財(cái)政補(bǔ)貼，2019-2020 年的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為 0.2 元/方，并且給予資源稅減征 30%的政策優(yōu)惠。頁巖氣開采技術(shù)難度大、目前成本相對較高。我國頁巖氣產(chǎn)業(yè)仍面臨開采成本較高的

20、困境，主要原因在于我國頁巖氣埋深大多位于 3000 米以上，且具有儲層類型多樣、構(gòu)造作用強(qiáng)、儲層橫向展布差異大等特點(diǎn)，相較于北美對于開采技術(shù)的要求更高，難以復(fù)制北美的開采模式。涪陵氣田是我國最大的頁巖氣田，其鉆井、壓裂等關(guān)鍵裝備和配套工具已全部國產(chǎn)化，氣田的開發(fā)和建設(shè)成本大幅度降低，根據(jù)中石化披露的數(shù)據(jù)，涪陵氣田單位采氣成本約為 0.9 元/方，仍高于美國頁巖氣平均單位采氣成本折算后約合 0.7 元/方的成本水平。而我國其余氣田由于開采技術(shù)、規(guī)模方面的差異，難以完全復(fù)制涪陵氣田模式，單位采氣成本更高，目前我國頁巖氣單位采氣成本處在 0.9-1.8 元/方之間。表2：頁巖氣補(bǔ)貼相關(guān)政策一覽發(fā)布時

21、間政策名稱主要內(nèi)容2015關(guān)于頁巖氣開發(fā)利用財(cái)政補(bǔ)貼政策的通知（財(cái)建2015112號）2018對頁巖氣減征資源稅的通知（財(cái)稅201826 號）資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所2016-2020 年，中央財(cái)政對頁巖氣開采企業(yè)給予補(bǔ)貼，其中：2016-2018 年的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為 0.3 元/立方米；2019-2020 年補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為 0.2 元/立方米。自 2018 年 4 月 1 日至 2021 年 3 月 31 日，對頁巖氣資源稅減征 30%。煤層氣：補(bǔ)貼力度大，不同地區(qū)開采成本差異大煤層氣是儲存在煤層中、以甲烷為主要成分的非常規(guī)天然氣，俗稱“瓦斯”。受“富煤、貧油、少氣”資源稟賦的影

22、響，我國煤層氣資源儲量豐富，僅 2000 米以內(nèi)的淺層煤層氣儲量就達(dá)到 36.81 萬億立方米，位居世界第三。煤層氣可能是最貼合我國能源稟賦的非常規(guī)氣資源。煤層氣補(bǔ)貼力度大。為鼓勵煤層氣的開發(fā)利用，財(cái)政部決定在“十三五”期間將補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)提高到 0.3 元/方的水平，除去中央補(bǔ)貼，部分省份也出臺了相關(guān)的補(bǔ)貼政策支持煤層氣發(fā)展，以山西省為例，山西省財(cái)政按 0.1元/方的價格撥付省級配套資金對煤層氣開采給予補(bǔ)貼.煤層氣不同地區(qū)開采成本差異大，部分區(qū)塊僅有 0.6 元/方。煤層氣比頁巖氣開發(fā)更早、產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程更成熟，且煤層氣比頁巖氣的埋深更淺，煤層比巖層硬度小更易壓裂，導(dǎo)致煤層氣整體開采成本較頁巖氣更低。

23、根據(jù)煤層氣龍頭藍(lán)焰控股披露的經(jīng)營數(shù)據(jù)，2018 年其平均單位產(chǎn)氣成本為 1.29 元/方；另一煤層氣開發(fā)領(lǐng)先企業(yè)亞美能源披露的經(jīng)營數(shù)據(jù)則顯示，2018 年其煤層氣平均銷售價格為 1.64 元/方，而平均單位產(chǎn)氣成本可降低至 0.7 元/方，與常規(guī)氣田相當(dāng)。不過各地的地質(zhì)條件千差萬別，抽采成本也相差很大，即便是亞美能源內(nèi)部，馬必區(qū)塊的單位產(chǎn)氣成本也高達(dá) 1.72 元/方，遠(yuǎn)高于潘莊區(qū)塊 0.59 元/方的成本水平。單位產(chǎn)氣成本（元/方）產(chǎn)氣量（億方）2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A1.81.61.41.210.80.60.40.209876543210圖5：

24、亞美能源歷史產(chǎn)量與平均單位產(chǎn)氣成本資料來源： 公司公告，Wind， 東興證券研究所表3：煤層氣補(bǔ)貼相關(guān)政策一覽發(fā)布時間政策名稱主要內(nèi)容2016關(guān)于“ 十三五”期間煤層氣(瓦斯)開發(fā)利用補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的通知（財(cái)建201631 號）資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理， 東興證券研究所“十三五”期間，煤層氣（瓦斯）開采利用中央財(cái)政補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)從 0.2 元/立方米提高到 0.3 元/立方米。煤制氣：生產(chǎn)成本高，市場競爭力欠缺煤制氣是以煤為原料經(jīng)過加壓氣化后，脫硫提純制得的含有可燃組分的氣體。在我國“富煤、貧油、少氣”的能源稟賦下，煤制天然氣本應(yīng)成為彌補(bǔ)我國天然氣供需缺口的重要來源，但在目前投入生產(chǎn)的四個煤制氣項(xiàng)目中

25、，僅有以 LNG 形式銷售的內(nèi)蒙古匯能項(xiàng)目盈利，其余三個借助管網(wǎng)銷售的項(xiàng)目均深陷上游煤炭成本高、中游運(yùn)輸管網(wǎng)壟斷、下游氣價低等困境，出現(xiàn)長期虧損，缺乏生產(chǎn)熱情。先行者的困境直接導(dǎo)致行業(yè)彌漫著濃厚的觀望情緒，產(chǎn)業(yè)發(fā)展緩慢。煤制氣生產(chǎn)成本高。以新疆慶華為例，如果煤價按照 160 元/噸計(jì)算，煤制氣僅生產(chǎn)成本就要 1.11.2 元/方，由于新疆慶華自身持有煤礦資產(chǎn)，煤價成本與其它同類項(xiàng)目相比具有一定的價格優(yōu)勢。而大唐克旗項(xiàng)目由于利用的是錫林郭勒、赤峰等地生產(chǎn)的褐煤，原料成本更高，單位產(chǎn)氣成本高達(dá) 1.7-1.9 元/方，生產(chǎn)成本遠(yuǎn)高于新疆慶華。除卻原料成本，有效處理生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的大量污水從而達(dá)到環(huán)

26、保標(biāo)準(zhǔn)，也是煤制氣企業(yè)需要考慮的問題。從目前運(yùn)行情況看，煤制氣實(shí)際生產(chǎn)成本較高，生產(chǎn)企業(yè)市場競爭力不足。煤制氣煤層氣頁巖氣常規(guī)氣00.511.52圖6：錫林郭勒、通遼、赤峰褐煤車板價圖7：國產(chǎn)氣單位產(chǎn)氣成本價格區(qū)間資料來源： wind、東興證券研究所資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所管輸費(fèi)：國家管控，趨向公平合理天然氣管輸費(fèi)指借助干線管道運(yùn)輸天然氣而向管道運(yùn)輸企業(yè)支付的費(fèi)用。截至 2017 年底，我國長輸天然氣管道總里程達(dá)到 7.7 萬 km，其中中石油所屬管道占比約 69%，中石化占比約 8%，中海油占比約 7%，三桶油總占比達(dá) 84%，存在很強(qiáng)的壟斷性。2016 年發(fā)改委明確天然

27、氣管輸費(fèi)按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”的原則制定，準(zhǔn)許收益率按照管道負(fù)荷率不低于 75%的水平下，稅后全資收益率為 8%的標(biāo)準(zhǔn)確定。參照“價格管理辦法”，發(fā)改委于 2017 年公布了 13 家天然氣管道運(yùn)輸企業(yè)經(jīng)過核定后的管道運(yùn)輸價格?？傮w來說，我國的管輸費(fèi)呈現(xiàn)出“一企一價”或“一線一價”的特點(diǎn)。表4：天然氣管輸相關(guān)政策一覽發(fā)布時間政策名稱主要內(nèi)容2016天然氣管道運(yùn)輸價格管理辦法（試行 ）（ 發(fā)改價格規(guī) 20162142 號）資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理， 東興證券研究所表5：天然氣跨省管道運(yùn)輸價格表第八條：管道運(yùn)輸價格按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”原則制定，即通過核定管道運(yùn)輸企業(yè)的準(zhǔn)許成本，監(jiān)管準(zhǔn)

28、許收益，考慮稅收等因素確定年度準(zhǔn)許總收入，核定管道運(yùn)輸價格。第九條：（一）準(zhǔn)許成本即定價成本，包括折舊及攤銷費(fèi)、運(yùn)行維護(hù)費(fèi)，由國務(wù)院價格主管部門通過成本監(jiān)審核定。（二）準(zhǔn)許收益按有效資產(chǎn)乘以準(zhǔn)許收益率計(jì)算確定。準(zhǔn)許收益率按管道負(fù)荷率（實(shí)際輸氣量除以設(shè)計(jì)輸氣能力）不低于 75%取得稅后全投資收益率 8%的原則確定。企業(yè)名稱經(jīng)營的主要管道主干管道管徑管道運(yùn)輸價格毫米元/千立方米公元/立方米企業(yè)名稱經(jīng)營的主要管道主干管道管徑管道運(yùn)輸價格里中石油北京天然氣管道有包括陜京系統(tǒng)（陜西靖邊、榆林-北1219/10160.2805限公司京）等中石油管道聯(lián)合有限公司包括西一線西段（新疆輪南-寧夏中12190.1

29、416衛(wèi)）、西二線西段（新疆霍爾果斯-寧夏中衛(wèi)）、澀寧蘭線（青海澀北-甘肅蘭州）等中石油西北聯(lián)合管道有限包括西三線（新疆霍爾果斯-福建福12190.1202責(zé)任公司州、廣東廣州）等中石油東部管道有限公司包括西一線東段（寧縣中衛(wèi)-上海）、西二線東段（寧夏中衛(wèi)-廣東廣州）、忠武線（重慶忠縣-湖北武漢），長寧線（陜西長慶-寧夏銀川）等1219/1016/7110.2386中石油管道分公司包括秦沈線（河北秦皇島- 遼寧沈陽）、大沈線（遼寧大連-遼寧沈陽）、哈沈線（遼寧沈陽-吉林長春）、中滄線（河南濮陽-河北滄州）等1016/7110.4594中石油西南管道分公司包括中貴線（寧夏中衛(wèi)-貴州貴陽）、西二線

30、廣南支干線（廣東廣州-廣西10160.3890南寧）等中石油西南管道有限公司中緬線（云南瑞麗-廣西貴港）10160.4035中石油西南油氣田分公司西南油氣田周邊管網(wǎng)914/813/7110.14中石化川氣東送天然氣管川氣東送管道（四川普光-上海）10160.3824道有限公司中石化榆濟(jì)管道有限責(zé)任榆濟(jì)線（陜西榆林-山東濟(jì)南）711/6100.4363公司內(nèi)蒙古大唐國際克什克騰內(nèi)蒙古克什克騰旗至北京煤制氣管9140.9611煤制天然氣有限責(zé)任公司道山西通豫煤層氣輸配有限山西沁水至河南博愛煤層氣管道5593.4416公司張家口應(yīng)張?zhí)烊粴庥邢薰珣?yīng)張線（山西應(yīng)縣-河北張家口）5081.9938司注：1

31、.上述價格均含 9 增值稅部分企業(yè)經(jīng)營的管道包含聯(lián)絡(luò)線及支線，本表未全部注明，具體見企業(yè)公布的價格表資料來源： 發(fā)改委，東興證券研究所當(dāng)前價格水平整體較為合理，部分管線受成本和運(yùn)力影響管輸成本偏高。受管徑和運(yùn)輸能力的影響，不同管道的價格水平存在著一定的差異，比如山西通豫煤層氣輸配有限公司和張家口應(yīng)張?zhí)烊粴庥邢薰驹诮ㄔO(shè)管道時，由于運(yùn)輸距離較短，沿線需求小，選用較小管徑的天然氣管道，運(yùn)輸氣量小，單位成本高，導(dǎo)致其管道運(yùn)價要高于其余企業(yè)?？傮w來看，經(jīng)過此次核定，13 家企業(yè)管道運(yùn)輸平均價格比之前下降 15%左右，整體價格水平較為合理。未來價格水平會愈發(fā)公平?！皟r格管理辦法”規(guī)定管輸費(fèi)與管道負(fù)荷率掛

32、鉤，在管道負(fù)荷率低于 75%時，管輸企業(yè)的實(shí)際收益率會低于 8%的準(zhǔn)許收益率，這將推動管輸企業(yè)主動將管道向第三方開放，提高管道運(yùn)輸效率。隨著國家管網(wǎng)公司的掛牌成立，三桶油所屬的干線管道資產(chǎn)將逐步剝離至管網(wǎng)公司，未來管網(wǎng)公司將公平公正地向上游開采企業(yè)開放管道，真正實(shí)現(xiàn)管輸和銷售的分離，為我國天然氣交易的市場化奠定基礎(chǔ)。門站價：各地門站價存在差異，部分非常規(guī)氣和進(jìn)口管道氣均存在價格倒掛現(xiàn)象天然氣門站指的是長輸管道線終點(diǎn)配氣站，也是城市接收站，具有凈化、調(diào)壓、儲存功能。天然氣門站價是 天然氣門站將經(jīng)管道傳輸來天然氣出售給下游燃?xì)夤镜膬r格。當(dāng)前我國天然氣門站價仍實(shí)行政府指導(dǎo)價，即對門站價實(shí)施基準(zhǔn)門站

33、價格管理：國務(wù)院價格主管部門通過與可替代能源掛鉤的機(jī)制確定一個基準(zhǔn)門站價，供需雙方可以基準(zhǔn)門站價格為基礎(chǔ)，在上浮 20%、下浮不限的范圍內(nèi)協(xié)商確定具體門站價格。在門站環(huán)節(jié)上， 我國不再區(qū)分居民用氣與非居民用氣。由于各省（直轄市、自治區(qū)）的天然氣資源稟賦不同，與天然氣氣源的距離不同，運(yùn)輸?shù)某杀敬嬖诓町悾蚨鞯氐奶烊粴忾T站價存在一定差異?？傮w上，各地的天然氣門站價均位于 2 元/方左右，其中陜西、新疆等省份是氣源地，因此門站價略低。圖8：各省天然氣門站價資料來源： wind、東興證券研究所進(jìn)口管道氣存在價格倒掛現(xiàn)象。由于我國天然氣存在較大的供需缺口，而天然氣供應(yīng)事關(guān)民生等領(lǐng)域，因此進(jìn)口管道氣的供

34、應(yīng)便顯得尤為重要。為了保障進(jìn)口管道氣的穩(wěn)定供應(yīng)，我國與出口國通常采取長協(xié)價格進(jìn)行交易，導(dǎo)致我國進(jìn)口管道氣與門站價之間存在價格倒掛的問題。以中緬天然氣管道為例，我國與緬甸簽訂的合同價格處在 2.2-3.3 元/方之間，而中緬天然氣管道經(jīng)過的第一個國內(nèi)省份云南省的門站價基本上都在 2 元/方以下，因此負(fù)有保供任務(wù)且負(fù)責(zé)進(jìn)口的中石油便承擔(dān)了這一部分損失。表6：我國進(jìn)口管道氣價格情況項(xiàng)目名稱狀態(tài)預(yù)計(jì)投產(chǎn)日期入境地點(diǎn)價格（元/方）中亞 A 線已投產(chǎn)新疆霍爾果斯1.3-1.4中亞 B 線已投產(chǎn)中亞 C 線已投產(chǎn)中亞 D 線在建2020 年投產(chǎn)新疆烏恰縣中緬天然氣管道已投產(chǎn)云南瑞麗2.2-3.3中俄東線一期

35、投產(chǎn)2020 年全面投產(chǎn)黑河市1.5-1.8中俄西線規(guī)劃新疆喀納斯山口資料來源： 前瞻產(chǎn)業(yè)研究，東興證券研究所2.521.510.50國產(chǎn)氣成本（不含補(bǔ)貼）門站價圖9：云南省天然氣門站價圖10：國產(chǎn)氣成本（不含補(bǔ)貼）比對資料來源： wind、東興證券研究所資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、wind、東興證券研究所部分非常規(guī)氣存在價格倒掛現(xiàn)象。我國非常規(guī)氣的氣源地的大多集中在西南、西北地區(qū)，經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平較低，人口密度低，當(dāng)?shù)匦枨髽O為有限，在滿足當(dāng)?shù)匦枨蟮幕A(chǔ)上，開采企業(yè)只能通過管道將天然氣輸送至東部地區(qū)，經(jīng)由天然氣門站銷售，而非常規(guī)氣的開采成本普遍較高，從而導(dǎo)致價格倒掛現(xiàn)象的出現(xiàn)。我們選取了四個能代

36、表各類天然氣行業(yè)平均開采成本的氣源，核算其銷售成本并與目標(biāo)市場門站價做比較：長慶油田是我國第一大油氣田，其天然氣產(chǎn)量占全國總產(chǎn)量的四分之一，主要運(yùn)輸長慶油田出產(chǎn)天然氣的陜京管道更是承擔(dān)著京津冀的保供任務(wù)；大唐克什克騰煤制天然氣（大唐克旗）項(xiàng)目是我國首個煤制天然氣示范項(xiàng)目，其生產(chǎn)的煤制氣主要輸往北京；藍(lán)焰控股是我國煤層氣行業(yè)的龍頭企業(yè)，2018 年其煤層氣產(chǎn)量與煤層氣利用量分別占全國的 27.05%和 23.47%，其生產(chǎn)的煤層氣主要銷往山西與河南等周邊省份；目前我國的頁巖氣生產(chǎn)基地主要有中石油的委員會-長寧頁巖氣示范區(qū)與中石化的涪陵頁巖氣田，“兩桶油”生產(chǎn)的頁巖氣在滿足周邊地區(qū)需求的基礎(chǔ)上主要

37、通過管道銷往上海等東部沿海地區(qū)。表7：國產(chǎn)氣成本核算類別單位產(chǎn)氣成管道終點(diǎn)長度管輸價格(元/單位輸氣成政府補(bǔ)貼總成本 不本（元/方）（KM）千立方米公本（元/方）（元/方）含補(bǔ)貼里)（元/方）常規(guī)氣（長慶油田）1.0陜京線北京約 10000.28050.2811.281煤制氣（大唐克1.8克旗-北北京約 4900.96110.4712.271旗）京煤層氣（藍(lán)焰控股）1.29沁水-博愛河南約 983.44160.3440.41.634頁巖氣（行業(yè)平均）1.35川氣東 輸上海約 17000.38240.6480.21.965資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、wind、東興證券研究所非常規(guī)氣成本過高，利

38、潤空間狹窄甚者消失。在只考慮開采成本與管輸成本，不考慮補(bǔ)貼與其他因素的情況下，頁巖氣與煤層氣的單位成本分別達(dá)到 1.965 元/方與 1.634 元/方，十分接近當(dāng)?shù)氐拈T站價，利潤空間極為狹窄；而煤制氣行業(yè)則處在虧損之中，僅生產(chǎn)與管輸成本就高達(dá) 2.271 元/方，遠(yuǎn)高于 1.86 元/方的門站價。自 2015 年以來，煤價上漲了近 100%，而門站價則下跌了 20%左右，成本倒掛的情況進(jìn)一步加重，煤制氣企業(yè)陷入了漫長的虧損期。個別管線管輸費(fèi)用過高。由于目前我國煤層氣、煤制氣產(chǎn)量相對較低，因而外輸管道的管徑與西氣東輸、陜京線等干線管網(wǎng)有較大差距，管輸費(fèi)用較高。以煤層氣外輸管道沁水-博愛為例，煤

39、層氣輸送 98km 的成本反而高于常規(guī)氣經(jīng)陜京線輸送近 1000km 的費(fèi)用，這對產(chǎn)氣成本本就高于常規(guī)氣的煤層氣開采企業(yè)造成了極大的負(fù)擔(dān)，不利于構(gòu)建公平競爭的天然氣產(chǎn)業(yè)。未來補(bǔ)貼水平會進(jìn)一步下降甚至取消。為支持頁巖氣等非常規(guī)氣的發(fā)展，當(dāng)下我國制定了一系列的補(bǔ)貼優(yōu)惠政策，隨著產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，國家會逐步下調(diào)補(bǔ)貼水平直至取消，非常規(guī)氣與常規(guī)氣將回到同一起跑線上，加之我國天然氣價格市場化改革不斷深入,未來門站價格取消、氣價完全放開是必然趨勢，如何改進(jìn)生產(chǎn)技術(shù)、降低生產(chǎn)成本，成為頁巖氣、煤層氣開采企業(yè)迫切需要解決的問題。配氣費(fèi)：國家管控，逐步規(guī)范城鎮(zhèn)管道燃?xì)馀錃赓M(fèi)，是指一定區(qū)域內(nèi)城鎮(zhèn)燃?xì)馄髽I(yè)通過城鎮(zhèn)燃?xì)夤芫W(wǎng)

40、向用戶提供燃?xì)馀渌偷姆?wù)，由此向用戶收取的費(fèi)用。2017 年發(fā)改委規(guī)定，按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”的原則制定城燃公司配氣費(fèi)，準(zhǔn)許收益率為稅后全投資收益率，按不超過 7%確定。2018 年，全國所有省份均出臺了配氣價格監(jiān)審政策方案。2019 年國家進(jìn)一步要求合理確定城鎮(zhèn)燃?xì)夤こ贪惭b收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，原則上成本利潤率不得超過 10%，取消城鎮(zhèn)燃?xì)夤こ贪惭b不合理收費(fèi)。表8：天然氣配氣價格主要政策一覽發(fā)布時間政策名稱主要內(nèi)容2017關(guān)于加強(qiáng)配氣價格監(jiān)管的指導(dǎo)意見（發(fā)改價格20171171號）配氣價格按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”的原則制定，即通過核定城鎮(zhèn)燃?xì)馄髽I(yè)的準(zhǔn)許成本，監(jiān)管準(zhǔn)許收益，考慮稅收等因素確定年度準(zhǔn)許

41、總收入，制定配氣價格。準(zhǔn)許收益按有效資產(chǎn)乘以準(zhǔn)許收益率計(jì)算確定。其中，準(zhǔn)許收益率為 稅后全投資收益率，按不超過 7%確定。新通氣城鎮(zhèn)初始配氣價格的制定，核 發(fā)布時間政策名稱主要內(nèi)容2019關(guān)于規(guī)范城鎮(zhèn)燃?xì)夤こ贪惭b收費(fèi)的指導(dǎo)意見（發(fā)改價格 20191131 號）資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所定價格時，全投資稅后內(nèi)部收益率不超過 7%，經(jīng)營期不低于 30 年。合理確定城鎮(zhèn)燃?xì)夤こ贪惭b收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)。燃?xì)夤こ贪惭b競爭性市場體系尚未建立、收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)納入政府定價目錄進(jìn)行管理的地方，當(dāng)?shù)貎r格主管部門要建立健全監(jiān)管機(jī)制，加強(qiáng)成本調(diào)查監(jiān)審，對標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平，兼顧周邊地區(qū)水平，合理確定收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，原則上成本

42、利潤率不得超過 10%，現(xiàn)行收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)偏高的要及時降低。取消城鎮(zhèn)燃?xì)夤こ贪惭b不合理收費(fèi)。同一區(qū)域內(nèi)多種企業(yè)并存，企業(yè)逐步向監(jiān)審標(biāo)準(zhǔn)靠攏。我國燃?xì)馀渌皖I(lǐng)域市場主體異常復(fù)雜，既有中石油、中石化、華潤等國資委直屬央企，又有地方國有企業(yè)，還有外資港華燃?xì)獾?，不同企業(yè)建設(shè)管道采用的材料、技術(shù)規(guī)范不同，因而經(jīng)營成本各異，差異較大，且不同企業(yè)所屬管道交叉重疊，相互間都難以理清，不僅導(dǎo)致管道利用效率低下，還帶來諸多管理和安全風(fēng)險(xiǎn)；另一方面，為了方便獲得地方政府和中介的認(rèn)可確認(rèn)，避免雙方理解認(rèn)識上的困難和誤差，燃?xì)夤颈厝粫{(diào)整業(yè)務(wù)板塊規(guī)劃、生產(chǎn)經(jīng)營統(tǒng)計(jì)等一系列制度、方法，主動向監(jiān)審標(biāo)準(zhǔn)靠攏，即企業(yè)與監(jiān)審的趨同化

43、。國家嚴(yán)格管控，行業(yè)平穩(wěn)發(fā)展。從燃?xì)夤咀陨淼慕嵌确治觯S著國家對燃?xì)夤九錃獬杀?、?zhǔn)許收益的監(jiān)管趨于嚴(yán)格，燃?xì)夤緦⒅鲃犹嵘陨韺I(yè)化水平，控制營運(yùn)成本，未來我國天然氣配氣費(fèi)將逐步趨于合理；從上下游聯(lián)動的角度分析，隨著國家管網(wǎng)公司的成立，管道將公平公正地向上下游企業(yè)開放，燃?xì)夤究梢耘c多個上游開采企業(yè)進(jìn)行談判，選擇最適合的上游企業(yè)進(jìn)行交易?？傮w來看，天然氣的供應(yīng)事關(guān)民生，燃?xì)庑袠I(yè)呈現(xiàn)出向準(zhǔn)公用事業(yè)化的轉(zhuǎn)變的態(tài)勢。終端價：區(qū)分居民用氣與非居用氣，不利于公平競爭終端價指終端用戶用氣價格?，F(xiàn)階段我國在天然氣門站層次不區(qū)分居民用氣與非居民用氣，但是燃?xì)夤驹阡N售時仍區(qū)分居民用氣價格與非居民用氣價格，

44、其中居民用氣價格實(shí)行階梯價格?？傮w來說，我國非居民用氣價格普遍高于居民用氣價格。圖11：我國直轄市及 13 個省會城市居民及非居民用氣價格資料來源： Wind， 東興證券研究所發(fā)布時間政策名稱主要內(nèi)容表9：居民用氣價格主要政策一覽2014關(guān)于建立健全居民生活用氣階梯價格制度的指導(dǎo)意見（發(fā)改 價 格發(fā) 改 價格 2014467號）實(shí)行居民用氣階梯價格制度，按照滿足不同用氣需求，將居民用氣量分為三檔，各檔氣量價格實(shí)行超額累進(jìn)加價。關(guān)于獨(dú)立采暖。各地可結(jié)合當(dāng)?shù)貧夂?、采暖用氣需求等?shí)際情況，單獨(dú)制定獨(dú)立采暖用氣階梯價格制度，也可綜合考慮采暖用氣和非采暖用氣情況，將獨(dú)立采暖用氣納入統(tǒng)一階梯價格制度。資料

45、來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所非居民用氣價格較高，不利于市場公平競爭。通過比對四個直轄市以及 13 個省會城市的居民與非居民用氣價格，我們不難發(fā)現(xiàn)絕大多數(shù)城市非居民用氣價格要高于居民用氣價格，出于追求利潤的目的，城燃企業(yè)更愿意以較高的價格將天然氣出售給非居民用戶，極易導(dǎo)致居民用氣供氣不足現(xiàn)象的發(fā)生，不利于保障和改善民生。未來居民用氣與非居民用氣價格將趨于統(tǒng)一，真正實(shí)現(xiàn)居民與非居民用氣價格的并軌，實(shí)現(xiàn)市場公平競爭。價格趨勢：城市燃?xì)鈨r格尚有提價空間城市燃?xì)鈨r格有提高空間。雖然城市燃?xì)鈱儆诿裆袠I(yè)，居民用氣價格不宜過高，但我國經(jīng)濟(jì)依然處于較快增長區(qū)間，居民人均可支配收入不斷提高，對燃機(jī)價

46、格上漲的體驗(yàn)逐漸不明顯。根據(jù)價格法，政府定價的重要考量因素是城鎮(zhèn)居民可支配收入，按居民平均用氣量 60 立方米/年和低收入用戶可支配收入的 3%作為居民燃料開支上限計(jì)算，居民可接收天然氣價格為 5.7 元/立方米，大幅高于現(xiàn)行水平。表10：居民可支配收入測算可承受的天然氣價格收入分組人均可支配搜收入（元/居民燃料開支上限（元/居民平均用氣量（立天然氣可承受價格年）年）方米/年）（元/立方米）高收入戶5638916926028.2中等偏上戶324159726016.2中等收入戶245187366012.3中等偏下2低收入戶11434343605.7資料來源： 國務(wù)院發(fā)展

47、研究中心，東興證券研究所美國天然氣市場發(fā)展經(jīng)驗(yàn)解讀美國天然氣市場現(xiàn)狀：參與主體多，高度市場化，實(shí)現(xiàn)能源自給美國頁巖氣占比高，對外依存度低。21 世紀(jì)以來，隨著水平井技術(shù)和水力壓裂技術(shù)的成熟，頁巖氣開采成本大幅下降，美國頁巖氣發(fā)展速度極為迅速，根據(jù)美國能源信息署（EIA）公布的數(shù)據(jù)，2018 年 12 月美國頁巖氣產(chǎn)量占天然氣產(chǎn)量的 70%，而在 2008 年 12 月這一數(shù)據(jù)僅為 16%。獲益于頁巖氣的大開發(fā)，美國天然氣對外依存度逐年降低，2017 年美國自 1957 年來首次成為天然氣凈出口國，已實(shí)現(xiàn)能源自給。對外依存度年消費(fèi)量 單位：十億立方米年產(chǎn)氣量 單位：十億立方米1000-5%200

48、0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20180%3002005%50040010%60015%80070020%900圖12：美國天然氣生產(chǎn)消費(fèi)情況資料來源： wind、東興證券研究所市場參與主體多，價格形成機(jī)制高度市場化。美國天然氣市場處于完全競爭狀態(tài)，所有的天然氣企業(yè)均為私營公司，天然氣價格完全由市場形成?？碧绞袌鐾耆偁帯Ｅc我國“三桶油”壟斷上游勘探開發(fā)市場不同，目前全美約有 6300 位天然氣生產(chǎn)商，排名前 40 位的生產(chǎn)商產(chǎn)量占全美總產(chǎn)量的一半左右

49、，每個廠商的份額占比很小，絕大多數(shù)天然氣生產(chǎn)商是中小企業(yè)。充分競爭的勘探市場給中小企業(yè)提供了充足的發(fā)展空間，也促進(jìn)了美國頁巖氣革命的發(fā)生。管道建設(shè)高度發(fā)達(dá)，管輸與生產(chǎn)、銷售分離。美國管輸費(fèi)用主要采用“兩部法”的定價方法。截至 2018年底，美國共計(jì)修建了長達(dá) 55 萬千米的輸氣管道，而我國長輸管道里程僅有 7.7 萬千米。目前美國共有 109 個州際管道系統(tǒng)，占長輸管道總長度的 71%，由美國聯(lián)邦能源委員會管理; 有 101 個州內(nèi)管道系統(tǒng)，分別由美國各州管理委員會管理，各個管道管輸價格受到政府嚴(yán)格監(jiān)管且管輸企業(yè)不得參與上下游業(yè)務(wù)，管道公司聚焦管輸主業(yè)有助于推動上下游市場充分競爭，優(yōu)化資源配置

50、。儲氣設(shè)施規(guī)?；?。與管輸價格一樣，儲氣服務(wù)價格同樣受到政府的嚴(yán)格監(jiān)管。美國已建成 419 座儲氣庫，工作氣量約 1200 億方，可滿足居民接近 20 年的燃?xì)庑枨?，而我國儲氣庫工作氣?2015 年僅有 55 億方，根據(jù)“十三五規(guī)劃”到 2020 年也僅有 148 億方。除卻管道公司與城燃公司所屬的儲氣運(yùn)營商以外，美國還出現(xiàn)了 45 家獨(dú)立的專業(yè)儲氣庫公司，這些獨(dú)立儲氣庫公司只經(jīng)營儲氣服務(wù)，不涉及管輸與現(xiàn)售業(yè)務(wù)。事實(shí)上，規(guī)?；膬鈳炷軌蛴行Ы鉀Q天然氣需求的的季節(jié)性不平衡，提升管道運(yùn)行效率，保障國家能源安全。天然氣交易中心為價格市場化提供保障。目前美國共有 23 個交易中心，為天然氣市場交易提

51、供樞紐服務(wù)，而我國僅有上海、重慶與西安三個天然氣交易中心。天然氣交易中心作為市場各方信息交換和需求匹配的平臺，促進(jìn)和健全了天然氣價格形成機(jī)制和體系的市場化，優(yōu)化了天然氣市場資源配置效率。圖13：中美天然氣產(chǎn)業(yè)相關(guān)資源數(shù)據(jù)對比圖14：美國天然氣管道建設(shè)情況資料來源： wind、東興證券研究所資料來源： 美國能源信息署（EIA）、東興證券研究所美國天然氣市場演變：消除壟斷、逐步實(shí)現(xiàn)市場定價回顧美國天然氣市場化轉(zhuǎn)變的歷程，無疑給我們樹立了一個良好的參考對象。整體而言美國天然氣市場通過四個階段的轉(zhuǎn)變，逐步消除壟斷、實(shí)現(xiàn)市場化定價模式，獲得了良性發(fā)展。第一階段（1938 年以前）：政府監(jiān)管程度低，管道公

52、司價格壟斷。由于聯(lián)邦政府與州政府均缺乏對跨州管道業(yè)務(wù)的監(jiān)管，管道公司同時兼具買方與賣方的雙重壟斷地位，能夠以低于市場競爭性的價格向上游生產(chǎn)商購買天然氣，再以高于市場競爭性的價格向下游出售天然氣，損害生產(chǎn)商與用戶的利益。第二階段（1938-1977）：政府過度監(jiān)管，直接控制管輸費(fèi)用與州際管輸氣井口價。由于對跨州管道公司濫用市場壟斷地位的行為不滿，1938 年聯(lián)邦電力委員會（FPC）開始對州際管道建設(shè)實(shí)施市場準(zhǔn)入管理并制定州際管道的管輸費(fèi)率；在管輸費(fèi)率被監(jiān)管的情況下，天然氣井口價由管道公司直接轉(zhuǎn)嫁給終端用戶，過高的井口價很容易抵消終端用戶受到的其他價格保護(hù)，因此自 1954 年聯(lián)邦電力委員會開始直

53、接制定跨州銷售天然氣的井口價格。70 年代第一次石油危機(jī)帶動天然氣價格一并上漲，雖然跨州運(yùn)輸?shù)奶烊粴饩趦r與管輸費(fèi)受到嚴(yán)格管控，但州內(nèi)銷售的天然氣卻不受價格管制，因而天然氣生產(chǎn)商不愿進(jìn)行跨州銷售，導(dǎo)致部分州出現(xiàn)天然氣供應(yīng)短缺問題。第三階段（1978-1991）：政府監(jiān)管逐漸放開，天然氣管輸與銷售分離。為提高廠商跨州銷售的積極性，1978年美國政府開始放開天然氣井口價格，規(guī)定了各個氣源的價格上限；為促進(jìn)產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)充分競爭，實(shí)現(xiàn)價格形成機(jī)制的市場化，1985 年聯(lián)邦能源管理委員會允許管道公司在自愿的基礎(chǔ)上可在設(shè)定的收費(fèi)區(qū)間內(nèi)自主定價為用戶提供管輸服務(wù)；1989 年美國政府徹底結(jié)束對天然氣井口價格

54、的管制，實(shí)現(xiàn)州內(nèi)和州際天然氣市場的融合；1992 年聯(lián)邦能源管理委員會規(guī)定管道公司必須將管道輸送服務(wù)和天然氣銷售分開，任何用戶都可以自由地選擇管道運(yùn)營商與天然氣經(jīng)銷商，即管輸銷售的分離。第四階段（1992-今）：完全的市場化，頁巖氣飛速發(fā)展。天然氣的放松管制政策，使得油氣企業(yè)不必再擔(dān)心價格扭曲的問題，為油氣公司中長期勘探投資提供了有效激勵；充分競爭的市場結(jié)構(gòu)，也為中小型油氣企業(yè)提供了充足的發(fā)展空間；加之近二十年國際油價大幅上漲，頁巖氣技術(shù)的突破，促成了美國的頁巖氣革命。圖15：美國天然氣產(chǎn)業(yè)流程演變進(jìn)程資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所美國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展啟示：市場化有利于產(chǎn)業(yè)發(fā)展、降

55、低用氣成本美國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的歷史，向我們展示了市場化作為一個正向的反饋機(jī)制是可以促進(jìn)產(chǎn)業(yè)良性發(fā)展、降低居民用氣成本的。雖然在發(fā)展過程中天然氣價格會經(jīng)歷較大波動，但是充分競爭市場下促進(jìn)生產(chǎn)企業(yè)進(jìn)行技術(shù)研發(fā)優(yōu)勝劣汰，并最終在頁巖氣革命之后實(shí)現(xiàn)了居民用氣成本的下降。美國天然氣價格波動幅度大。自 1992 年美國天然氣產(chǎn)業(yè)進(jìn)入全面市場化發(fā)展階段以來，美國天然氣價格擺脫原本平穩(wěn)波動的走勢，呈現(xiàn)出一定的波動性。天然氣價格在反應(yīng)價值的基礎(chǔ)上，受供需的影響越來越大，天然氣價格波動幅度也越來越大。2000-2001 年美國遭遇冷冬，采暖用氣需求量大幅提升，導(dǎo)致天然氣價格急劇上升。自 2002 年起國際油價的持

56、續(xù)上移帶動氣價上漲，且 2007 年下半年至 2008 年油價的強(qiáng)勢上攻推動氣價至歷史高位，同期頁巖氣產(chǎn)量迅速釋放，在頁巖氣產(chǎn)量井噴的帶動下,美國的天然氣產(chǎn)量急劇上漲，2008 年頁巖氣產(chǎn)量僅為 599 億方，而 2018 年頁巖氣產(chǎn)量高達(dá) 7560 億方，天然氣產(chǎn)量的提升帶動氣價逐步下跌。市場參與者多，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展。美國頁巖氣革命的產(chǎn)生與中小企業(yè)的開拓密不可分，據(jù)統(tǒng)計(jì)美國頁巖氣產(chǎn)業(yè)中涉及 8000 多家油氣公司、油服公司以及設(shè)備供應(yīng)商，其中 7900 家是中小企業(yè)，中小企業(yè)雖然資金實(shí)力較弱，但擁有專業(yè)的勘探技術(shù)，可致力于頁巖氣的勘探并率先進(jìn)入勘探的前沿領(lǐng)域。這些中小企業(yè)雖然在規(guī)模上與埃克

57、森美孚等油氣巨頭小的多，但其決策更為靈活，且一般僅從事上游的勘探開發(fā)業(yè)務(wù)，敢于推動原有的常規(guī)氣的勘探開發(fā)向非常規(guī)能源轉(zhuǎn)移，一旦成功便可獲取豐厚的回報(bào)，進(jìn)而再向勘探領(lǐng)域投資，從而形成一個良性的循環(huán)，促進(jìn)天然氣產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展。圖16：美國天然氣市場化的反饋機(jī)制資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所市場充分競爭，居民用氣成本下降。在供應(yīng)端充分競爭的市場環(huán)境下，下游用戶可以自由選擇最適合的生產(chǎn)商，價格扭曲被消除；而頁巖氣開采技術(shù)的成熟進(jìn)一步降低了天然氣開采成本；加之頁巖氣開發(fā)井噴，產(chǎn)能暴漲，在剔除通貨膨脹因素后，美國天然氣城市價總體上呈下降態(tài)勢，居民用氣成本逐步降低。圖17：美國城市天然氣價走勢圖

58、 單位：美元/千立方英尺 圖18：美國城市天然氣價走勢圖（剔除通脹因素后）資料來源： wind、東興證券研究所資料來源： wind、東興證券研究所我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展展望：堅(jiān)定不移向市場化邁進(jìn)上游勘探市場充分競爭，開采成本逐步下降油氣勘探領(lǐng)域是公認(rèn)的油氣產(chǎn)業(yè)鏈中利潤最豐厚的領(lǐng)域，由于歷史原因我國天然氣探勘開采市場形成了壟斷色彩濃厚，較為封閉的行業(yè)格局。隨著我國上游市場逐步放開，民營企業(yè)與外資企業(yè)的進(jìn)入有助于推動我國非常規(guī)氣開采技術(shù)的進(jìn)步與成本的下降，未來我國上游勘探開采市場將出現(xiàn)各類市場主體充分競爭的局面。目前我國非常規(guī)氣資源與產(chǎn)能嚴(yán)重不匹配，隨著社會資本的進(jìn)入，產(chǎn)能的開發(fā)，未來我國天然氣會自給

59、能力逐步提高，但從短期來看，我國非常規(guī)氣蘊(yùn)藏由于地質(zhì)條件的限制，開采成本較高且開發(fā)周期較長，難以彌補(bǔ)我國越來越大的天然氣能源缺口，而我國常規(guī)氣資源本不豐裕，開采綜合難度低的優(yōu)質(zhì)氣田早已被“三桶油”瓜分殆盡，因而在一定時期內(nèi)，進(jìn)口 LNG 仍是我國天然氣供應(yīng)缺口的主要補(bǔ)充。從美國的經(jīng)驗(yàn)來看，隨著上游市場充分競爭格局的形成，頁巖氣開采技術(shù)的進(jìn)步，頁巖氣采氣成本有望降至與常規(guī)氣相當(dāng)?shù)膶哟?，而我國煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)氣的生產(chǎn)成本仍然較高，還存在一定的成本壓縮空間。隨著我國頁巖氣、煤層氣等非常規(guī)氣開采技術(shù)逐漸成熟，天然氣氣藏得到充分開發(fā)，我國天然氣對外依存度高的局面能得到極大緩解。發(fā)布時間政策名稱主要

60、內(nèi)容表11：開放勘探市場相關(guān)政策一覽2019中共中央、國務(wù)院關(guān)于營造更好發(fā)展環(huán)境支持民營企業(yè)改革發(fā)展的意見2020關(guān)于推進(jìn)礦產(chǎn)資源管理改革若干事項(xiàng)的意見（試行）（自然資規(guī)20197 號）資料來源： 網(wǎng)絡(luò)公開資料整理、東興證券研究所支持民營企業(yè)進(jìn)入油氣勘探開發(fā)、煉化和銷售領(lǐng)域，建設(shè)原油、天然氣、成品油儲運(yùn)和管道輸送等基礎(chǔ)設(shè)施。支持符合條件的企業(yè)參與原油進(jìn)口、成品油出口。開放油氣勘查開采市場:在中華人民共和國境內(nèi)注冊，凈資產(chǎn)不低于 3 億元人民幣的內(nèi)外資公司，均有資格按規(guī)定取得油氣礦業(yè)權(quán)。從事油氣勘查開采應(yīng)符合安全、環(huán)保等資質(zhì)要求和規(guī)定，并具有相應(yīng)的油氣勘查開采技術(shù)能力。實(shí)行油氣探采合一制度: 油