天然氣產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)深度研究報(bào)告

天然氣產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)深度研究報(bào)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(jià)格大跌，使得天然氣競(jìng)爭(zhēng)力得到加強(qiáng)。我們預(yù)計(jì)

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(jià)格介于煤炭和石油之間。能源安

全角度，天然氣對(duì)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(jià)的關(guān)系。我們測(cè)算天然氣需求增速=1.4%+0.79*GDP增速-0.3%*天然氣價(jià)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(duì)應(yīng)天然氣需求增速增加

0.84pct。價(jià)格彈性：天然氣需求增對(duì)價(jià)格彈性更小，價(jià)格上漲

10%（對(duì)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(duì)宏觀經(jīng)濟(jì)波動(dòng)、價(jià)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(dòng)。且中國天然

氣需求和定價(jià)仍有很強(qiáng)的政策驅(qū)動(dòng)屬性，需求跟經(jīng)濟(jì)增速、價(jià)格之間的關(guān)系并不顯著。兩方面因素將推動(dòng)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(shì)。而工業(yè)煤改氣則更容易受到替代能源比價(jià)關(guān)系影

響，當(dāng)前低氣價(jià)環(huán)境有望加速主動(dòng)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(dòng)，以及燃?xì)廨啓C(jī)國產(chǎn)化進(jìn)程推動(dòng)。1.3.

具體下游領(lǐng)域分析1.3.1.

工業(yè)領(lǐng)域：低氣價(jià)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(jià)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(jià)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(jià)水平對(duì)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(jià)

2.92

元/方計(jì)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

的降幅則非常可觀，17-18

年冬季

LNG進(jìn)口現(xiàn)貨價(jià)高達(dá)

10

美金/mmbtu的階段，對(duì)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(jià)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(duì)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(chǔ)減少占地、供能

更穩(wěn)定等優(yōu)勢(shì)。近期的低氣價(jià)更提升了競(jìng)爭(zhēng)力。1.3.2.

居民領(lǐng)域：城鎮(zhèn)化拉動(dòng)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(shí)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(jì)，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(duì)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(duì)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(shí)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(jià)，將拉動(dòng)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(shí)候，不但火電需求要承受更大波動(dòng)，其面對(duì)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(gè)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(shì)。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(dòng)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(duì)提高可再生能源發(fā)電消納能力有重要意義。超低氣價(jià)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(jià)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(shí)

2016

年上

半年。2）亞太市場(chǎng)天然氣現(xiàn)貨價(jià)格跌至驚人的

2

美金/百萬英熱。相比之下，秦皇島動(dòng)力

煤

370

元/噸，折合

3.3

美金/百萬英熱，已經(jīng)比天然氣價(jià)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(duì)柴油、CNG相對(duì)

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(huì)有比較好的動(dòng)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(dòng)機(jī)汽缸內(nèi)的零件磨損大大減少，從而延長發(fā)動(dòng)機(jī)的使用壽命，這也會(huì)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(duì)

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(huì)造成時(shí)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(duì)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(dòng)車和傳統(tǒng)燃油車，但在出租車使用年限內(nèi)，電動(dòng)出租車的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。針

對(duì)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(dòng)、

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(jià)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(duì)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(dòng)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(jì)

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(jì)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%?！叭坝汀敝?，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(chǔ)量大，未來發(fā)展空間廣闊。我國頁巖氣儲(chǔ)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(gè)：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(duì)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(chǔ)量豐富，相關(guān)產(chǎn)業(yè)近年來發(fā)展迅速。我國煤層氣儲(chǔ)量約占世界煤層氣總儲(chǔ)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(jì)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)模化產(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(jì)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(shí)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(chǔ)

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(duì)超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級(jí)獎(jiǎng)補(bǔ)；

對(duì)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(jí)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(duì)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(dòng)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(jì)上限。接收站集中在“三桶油”手中，逐步對(duì)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(huì)有越來越多接收站對(duì)外

開放窗口期，進(jìn)口貿(mào)易的主體將會(huì)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(chǎng)供給寬松，市場(chǎng)現(xiàn)貨價(jià)格的急劇下跌，或?qū)?/p>

長期維持低價(jià)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(jì)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(chǎng)。定價(jià)方面出現(xiàn)兩大趨勢(shì)：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(jià)格下降，

長協(xié)與油價(jià)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(dòng)建設(shè)，主要是為了保證烏茲別克斯坦對(duì)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(jì)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(shí)還能拉動(dòng)南疆

基礎(chǔ)建設(shè)。D線設(shè)計(jì)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(jì)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(jì)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(jì)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(gè)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(gè)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(gè)階段：發(fā)展早期、“十二五”時(shí)期、“十三五”時(shí)期.早期由于天然氣發(fā)展水平相對(duì)落后，政策主要側(cè)重于對(duì)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(shí)期對(duì)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(shí)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?jiǎng)恿Α；仡櫸覈奶烊粴獍l(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(duì)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(duì)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(shí)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)狻⒐I(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(gè)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(duì)天然氣

需求有一定拉動(dòng)。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(duì)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(dòng)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(duì)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(shí)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(duì)管網(wǎng)互聯(lián)互通與儲(chǔ)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(duì)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?！俄搸r氣發(fā)展規(guī)劃（2016-2020）》提出“2020

年力爭(zhēng)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)氣能力；縣級(jí)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(chǔ)氣能力。目前全國儲(chǔ)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(jí)獎(jiǎng)補(bǔ)，按照“多增多補(bǔ)”的原則，

對(duì)超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級(jí)獎(jiǎng)補(bǔ)。煤層氣補(bǔ)貼也自

19

年由

0.3

元/方的定額改為梯級(jí)獎(jiǎng)補(bǔ)，按照“多增多補(bǔ)”的原則，

對(duì)超

過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級(jí)獎(jiǎng)補(bǔ)；對(duì)未達(dá)到上年開采利用量的，按照未

達(dá)標(biāo)程度扣減獎(jiǎng)補(bǔ)資金。對(duì)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(jià)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(jià)政策我國天然氣定價(jià)模式經(jīng)歷了政府定價(jià)、成本加成定價(jià)、市場(chǎng)凈回值定價(jià)逐步向市場(chǎng)化定價(jià)

轉(zhuǎn)型。2015

年新一輪天然氣價(jià)格改革要求“管住中間，放開兩頭”，即管住輸配氣成本和

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

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

邁向市場(chǎng)化；一類是對(duì)價(jià)格進(jìn)行直接調(diào)控的產(chǎn)業(yè)政策，對(duì)價(jià)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(chǎng)化相關(guān)政策，主要將過去成本加成為主的定價(jià)方式轉(zhuǎn)變?yōu)楫?dāng)前的市場(chǎng)凈回值方式，通

過對(duì)天然氣門站價(jià)的管理來對(duì)天然氣定價(jià)進(jìn)行指導(dǎo)，進(jìn)而逐步推進(jìn)天然氣市場(chǎng)化改革。第二類調(diào)控利潤相關(guān)政策，對(duì)出廠價(jià)、門站價(jià)、管輸價(jià)、終端氣價(jià)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(duì)管輸價(jià)格和安裝工程收費(fèi)進(jìn)

行管控，天然氣降價(jià)趨勢(shì)明顯。3.4.

國家油氣管網(wǎng)公司成立，對(duì)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?，向上游油氣資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(chǎng)充分競(jìng)爭(zhēng)的“X+1+X”油氣市場(chǎng)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(xiǎn)、高

投入、技術(shù)密集的特點(diǎn)，從中長期看，開放會(huì)導(dǎo)致競(jìng)爭(zhēng)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(jì)會(huì)有更多的企業(yè)到

國際

LNG市場(chǎng)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(chǎng)形成國企、民企、外企三方多元化競(jìng)爭(zhēng)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尽⒔鹑跈C(jī)

構(gòu)都對(duì)省管網(wǎng)公司充滿興趣。預(yù)計(jì)未來的一段時(shí)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(chǎng)格局。例如，黑龍江省利用市場(chǎng)

化公開競(jìng)爭(zhēng)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)?、、?/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(chǎng)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(duì)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(chǎng)，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(chǎng)。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(chǎng)

；

中石化成立長城燃?xì)?，進(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(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)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(chǔ)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(huì)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(huì)公開剩余管輸和儲(chǔ)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(gè)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(gè)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(jí)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?。ㄊ校﹥?nèi)天然氣的供應(yīng)商，省級(jí)管網(wǎng)公司的發(fā)展對(duì)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(gè)省份組建了

30

多家省級(jí)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

10

家省網(wǎng)公司，其次是中石油

8

家，

中海油

6

家。從經(jīng)營模式的角度出發(fā)，省級(jí)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(jí)管網(wǎng)公司具有兩種身份：當(dāng)面對(duì)的客戶是城市燃?xì)馄髽I(yè)時(shí)，是

批發(fā)商的角色；當(dāng)面對(duì)的客戶是工業(yè)等直供用戶時(shí)，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?，省級(jí)管網(wǎng)公司相當(dāng)于增加一個(gè)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)。“開放型”模式下，省級(jí)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(shí)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(jí)管網(wǎng)功能，

這類管網(wǎng)公司盡管承擔(dān)省級(jí)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(jià)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(gè)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(jí)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(chǎng)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(jià)體系中國天然氣價(jià)格從出廠環(huán)節(jié)到零售環(huán)節(jié)分為出廠價(jià)、門站價(jià)、零售價(jià)。其中，門站價(jià)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(jià)格，主要由出

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

委制定核準(zhǔn)，門站價(jià)格以下銷售價(jià)格則由省級(jí)價(jià)格主管部門核準(zhǔn)。門站價(jià)=發(fā)改委定價(jià)+上下浮動(dòng)空間井口價(jià)=門站價(jià)-長輸管網(wǎng)管輸費(fèi)終端銷售價(jià)格=門站價(jià)+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(jià)體系及對(duì)國內(nèi)影響路徑全球天然氣市場(chǎng)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(chǎng)具有明確的區(qū)域特性，并形

成了

4

個(gè)相互獨(dú)立的自然天然氣定價(jià)體系。1）美英：市場(chǎng)化定價(jià)北美和英國實(shí)行不同氣源之間的競(jìng)爭(zhēng)定價(jià)。這

3

國政府以往都在一定水平上對(duì)井口價(jià)格進(jìn)

行干預(yù)，但隨著天然氣市場(chǎng)與監(jiān)管政策的發(fā)展，供應(yīng)端出現(xiàn)了充足并富有競(jìng)爭(zhēng)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(jià)系統(tǒng)，在英國定價(jià)系統(tǒng)中也形成了一個(gè)虛

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

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

1962

年針對(duì)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(jià)政策。該政策

將天然氣價(jià)格調(diào)整與

3

種石油燃料（柴油、高硫和低硫重質(zhì)燃油）的市場(chǎng)價(jià)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(xiǎn)。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(jià)。歐盟雖然出臺(tái)了多個(gè)天然氣法令來建立統(tǒng)一的天然氣市場(chǎng)，但

由于國與國之間、企業(yè)與企