1、天然氣定價受到氣源、運輸和國家政策三方面影響

1.1 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，進口 LNG 為重要補充

在我們之前發(fā)布的天然氣行業(yè)系列報告之供給篇中介紹了，目前我國消費的天然氣主要有三個來源：國產(chǎn)天 然氣、進口管道氣、進口 LNG。2018 年我國天然氣消費量為 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 42.5%。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%。

1.2 天然氣運輸方式：管道運輸占主體，槽車運輸為補充

目前我國采用的天然氣輸送方式主要包括管道運輸（PNG）、液化天然氣運輸（LNG）。在陸地上，管道運輸 的方式最為穩(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，我國“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，將進一步促進天然氣管道建設。

LNG 接收站建設加速，刺激 LNG 槽車運輸業(yè)務發(fā)展。根據(jù)我們先前發(fā)布的天然氣行業(yè)系列報告之供給篇， 我國未來 1-2 年內(nèi)規(guī)劃建設的 LNG 接收站項目有 19 個，預計增加的 LNG 接受站接受能力換算為體積 845 億立方米/年，而 2018 年我國進口 LNG 僅為 734.5 億立方米，未來隨著天然氣供需缺口的進一步擴大，三桶 油與終端燃氣公司紛紛加大 LNG 進口規(guī)模，必將進一步拓展 LNG 槽車業(yè)務的發(fā)展空間。

2. 我國天然氣定價市場化進行時

2.1 我國天然氣定價機制變遷：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行政府定價。為鼓勵天然氣消費，對天然氣實行低價政策。 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行“常數(shù)包干政策”。1987 年 4 月，國務院決 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行政府定價和政府指導定價。這一時期，我國對天然氣價格 做了一定幅度的上調(diào)。1993 年我國實行了企業(yè)自銷天然氣的價格政策，1994 年進一步調(diào)整了企業(yè)自銷天 然氣價格：國家規(guī)定中準價，允許企業(yè)自銷天然氣價格可圍繞中準價上下浮動 10%。2002 年我國將天然 氣凈化費與井口價進行了合并，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)一實行政府指導定價。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，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 然氣價格形成機制改革試點，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制。2013 年，我國對天然氣門站價實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門站價格管理，實現(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。

2.2 現(xiàn)階段我國天然氣定價機制：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、門站價、配氣費和終端價格。其中門站價為 出廠價與長輸管輸費之和，終端用戶用氣價格為門站價與配氣費之和。

2.2.1 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兩部分，其中井口價為天然氣被開采出時的價格，凈化費指在天 然氣進入干線管道前，除去天然氣中的塵粒、凝析液、水及其他有害組分所需的費用。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，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，在地面標準條件下 只呈氣態(tài)。自上世紀 50 年代我國對四川盆地的氣田進行規(guī)模化開發(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。

頁巖氣：國家補貼高，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 巖氣資源評估報告，我國頁巖氣可采資源量達 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行財政補貼，2019-2020 年的補貼標準為 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、儲層橫向展布差異大等特點，相 較于北美對于開采技術(shù)的要求更高，難以復制北美的開采模式。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。

煤層氣：補貼力度大，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。

煤層氣補貼力度大。為鼓勵煤層氣的開發(fā)利用，財政部決定在“十三五”期間將補貼標準提高到 0.3 元/方的 水平，除去中央補貼，部分省份也出臺了相關(guān)的補貼政策支持煤層氣發(fā)展，以山西省為例，山西省財政按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，導致煤層氣整體開采成本較頁巖氣更低。根據(jù) 煤層氣龍頭藍焰控股披露的經(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。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 1.72 元/方，遠高于潘莊區(qū)塊 0.59 元/方的成本水平。

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，煤制天然氣本應成為彌補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 項目中，僅有以 LNG 形式銷售的內(nèi)蒙古匯能項目盈利，其余三個借助管網(wǎng)銷售的項目均深陷上游煤炭成本 高、中游運輸管網(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/噸計算，煤制氣僅生產(chǎn)成本就要 1.1—1.2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目相比具有一定的價格優(yōu)勢。而大唐克旗項目由于 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 1.7-1.9 元/方，生產(chǎn)成本遠高 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到環(huán)保標準，也是煤制氣企業(yè)需要 考慮的問題。從目前運行情況看，煤制氣實際生產(chǎn)成本較高，生產(chǎn)企業(yè)市場競爭力不足。

2.2.2 管輸費：國家管控，趨向公平合理

天然氣管輸費指借助干線管道運輸天然氣而向管道運輸企業(yè)支付的費用。截至 2017 年底，我國長輸天然氣 管道總里程達到 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 84%，存在很強的壟斷性。

2016 年發(fā)改委明確天然氣管輸費按照“準許成本加合理收益”的原則制定，準許收益率按照管道負荷率不 低于 75%的水平下，稅后全資收益率為 8%的標準確定。參照“價格管理辦法”，發(fā)改委于 2017 年公布了 13 家天然氣管道運輸企業(yè)經(jīng)過核定后的管道運輸價格?？傮w來說，我國的管輸費呈現(xiàn)出“一企一價”或“一 線一價”的特點。

當前價格水平整體較為合理，部分管線受成本和運力影響管輸成本偏高。受管徑和運輸能力的影響，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張?zhí)烊粴庥邢薰驹诮ㄔO管 道時，由于運輸距離較短，沿線需求小，選用較小管徑的天然氣管道，運輸氣量小，單位成本高，導致其管 道運價要高于其余企業(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。“價格管理辦法”規(guī)定管輸費與管道負荷率掛鉤，在管道負荷率低于 75%時，管 輸企業(yè)的實際收益率會低于 8%的準許收益率，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)。

2.2.3 門站價：各地門站價存在差異，部分非常規(guī)氣和進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氣公司的價格。當前我國天然氣門站價仍實行政府指導價， 即對門站價實施基準門站價格管理：國務院價格主管部門通過與可替代能源掛鉤的機制確定一個基準門站價， 供需雙方可以基準門站價格為基礎(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?。ㄖ陛犑?、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，運輸?shù)某杀敬嬖诓町?，?而各地的天然氣門站價存在一定差異?？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。

進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，而天然氣供應事關(guān)民生等領(lǐng)域，因此 進口管道氣的供應便顯得尤為重要。為了保障進口管道氣的穩(wěn)定供應，我國與出口國通常采取長協(xié)價格進行 交易，導致我國進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，因此負有保供任務且負責進口的中石油便承擔了這一部分損失。

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)濟發(fā)展水平較低， 人口密度低，當?shù)匦枨髽O為有限，在滿足當?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，從而導致價格倒掛現(xiàn)象的出現(xiàn)。

我們選取了四個能代表各類天然氣行業(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，主要運輸長慶油田出產(chǎn)天然氣的 陜京管道更是承擔著京津冀的保供任務；

大唐克什克騰煤制天然氣（大唐克旗）項目是我國首個煤制天然氣示范項目，其生產(chǎn)的煤制氣主要輸往北 京；

藍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)上主要通過管道銷往上海等東部沿海地區(qū)。

非常規(guī)氣成本過高，利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到 1.965 元/方與 1.634 元/方，十分接近當?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 2.271 元/方，遠高于 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，管輸費用較高。以煤層氣外輸管道沁水-博愛為例，煤層氣輸送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 的負擔，不利于構(gòu)建公平競爭的天然氣產(chǎn)業(yè)。

未來補貼水平會進一步下降甚至取消。為支持頁巖氣等非常規(guī)氣的發(fā)展，當下我國制定了一系列的補貼優(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。

2.2.4 配氣費：國家管控，逐步規(guī)范

城鎮(zhèn)管道燃氣配氣費，是指一定區(qū)域內(nèi)城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)通過城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)向用戶提供燃氣配送的服務，由此向 用戶收取的費用。

2017 年發(fā)改委規(guī)定，按照“準許成本加合理收益”的原則制定城燃公司配氣費，準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 年國家進一步 要求合理確定城鎮(zhèn)燃氣工程安裝收費標準，原則上成本利潤率不得超過 10%，取消城鎮(zhèn)燃氣工程安裝不合理 收費。

同一區(qū)域內(nèi)多種企業(yè)并存，企業(yè)逐步向監(jiān)審標準靠攏。我國燃氣配送領(lǐng)域市場主體異常復雜，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)，還有外資港華燃氣等，不同企業(yè)建設管道采用的材料、 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 致管道利用效率低下，還帶來諸多管理和安全風險；另一方面，為了方便獲得地方政府和中介的認可確認， 避免雙方理解認識上的困難和誤差，燃氣公司必然會調(diào)整業(yè)務板塊規(guī)劃、生產(chǎn)經(jīng)營統(tǒng)計等一系列制度、方法， 主動向監(jiān)審標準靠攏，即企業(yè)與監(jiān)審的趨同化。

國家嚴格管控，行業(yè)平穩(wěn)發(fā)展。從燃氣公司自身的角度分析，隨著國家對燃氣公司配氣成本、準許收益的監(jiān) 管趨于嚴格，燃氣公司將主動提升自身專業(yè)化水平，控制營運成本，未來我國天然氣配氣費將逐步趨于合理； 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，燃氣公司可以 與多個上游開采企業(yè)進行談判，選擇最適合的上游企業(yè)進行交易。

總體來看，天然氣的供應事關(guān)民生，燃氣行業(yè)呈現(xiàn)出向準公用事業(yè)化的轉(zhuǎn)變的態(tài)勢。

2.2.5 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，但是燃氣公司在 銷售時仍區(qū)分居民用氣價格與非居民用氣價格，其中居民用氣價格實行階梯價格。總體來說，我國非居民用 氣價格普遍高于居民用氣價格。

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，真正實現(xiàn)居民與非居民用氣價格的并軌，實現(xiàn)市場公平 競爭。

2.2.6 價格趨勢：城市燃氣價格尚有提價空間

城市燃氣價格有提高空間。雖然城市燃氣屬于民生行業(yè)，居民用氣價格不宜過高，但我國經(jīng)濟依然處于較快 增長區(qū)間，居民人均可支配收入不斷提高，對燃機價格上漲的體驗逐漸不明顯。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。

3. 美國天然氣市場發(fā)展經(jīng)驗解讀

3.1 美國天然氣市場現(xiàn)狀：參與主體多，高度市場化，實現(xiàn)能源自給

美國頁巖氣占比高，對外依存度低。21 世紀以來，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，已實現(xiàn)能源自給。

市場參與主體多，價格形成機制高度市場化。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。

勘探市場完全競爭。與我國“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，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，也促進了美國頁巖氣革命的發(fā)生。

管道建設高度發(fā)達，管輸與生產(chǎn)、銷售分離。美國管輸費用主要采用“兩部法”的定價方法。截至 2018 年底，美國共計修建了長達 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格監(jiān)管且管輸企業(yè)不得參與上下游業(yè)務， 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。

儲氣設施規(guī)模化。與管輸價格一樣，儲氣服務價格同樣受到政府的嚴格監(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 年的燃氣需求，而我國儲氣庫工作氣量 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營商以外，美國 還出現(xiàn)了 45 家獨立的專業(yè)儲氣庫公司，這些獨立儲氣庫公司只經(jīng)營儲氣服務，不涉及管輸與現(xiàn)售業(yè)務。 事實上，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供樞紐服務， 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，促進和健全了天然氣價格形成機制和體系的市場化，優(yōu)化了天然氣市場資源配置效率。

3.2 美國天然氣市場演變：消除壟斷、逐步實現(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實施市場準入管理并制定州 際管道的管輸費率；在管輸費率被監(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，因此自 1954 年聯(lián)邦電力委員會開始直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帶動天然氣價格一并上漲，雖然跨州運輸?shù)奶烊粴饩趦r與管輸費受 到嚴格管控，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)商不愿進行跨州銷售，導致部分州出現(xiàn) 天然氣供應短缺問題。

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；為促進產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)充分競爭，實現(xiàn)價 格形成機制的市場化，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)上可在設定的收費區(qū)間內(nèi)自主 定價為用戶提供管輸服務；1989 年美國政府徹底結(jié)束對天然氣井口價格的管制，實現(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和天然氣銷售分開，任何用戶都可以 自由地選擇管道運營商與天然氣經(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。

3.3 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

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制是可以促進產(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生產(chǎn)企業(yè)進行技 術(shù)研發(fā)優(yōu)勝劣汰，并最終在頁巖氣革命之后實現(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，導致天然氣價格急劇上升。自 2002 年起國際油價 的持續(xù)上移帶動氣價上漲，且 2007 年下半年至 2008 年油價的強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 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、油服公司以及設備供應商，其中7900 家是中小企業(yè)，中小企業(yè)雖然資金實 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入勘探的前沿領(lǐng)域。

這些中小企業(yè)雖然在規(guī)模上與?？松梨诘扔蜌饩揞^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，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，進而再向 勘探領(lǐng)域投資，從而形成一個良性的循環(huán)，促進天然氣產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展。

市場充分競爭，居民用氣成本下降。在供應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。

4. 我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展展望：堅定不移向市場化邁進

4.1 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)的進入有助于推動我國 非常規(guī)氣開采技術(shù)的進步與成本的下降，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)能嚴重不匹配，隨著社會資本的進入，產(chǎn)能的開發(fā)，未來我國天然氣會自給能力 逐步提高，但從短期來看，我國非常規(guī)氣蘊藏由于地質(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)，進口 LNG 仍是我國天然氣供應缺口的主要補充。

從美國的經(jīng)驗來看，隨著上游市場充分競爭格局的形成，頁巖氣開采技術(shù)的進步，頁巖氣采氣成本有望降至 與常規(guī)氣相當?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。

4.2 管網(wǎng)公司成立促進產(chǎn)業(yè)良好發(fā)展

在“管住中間，放開兩頭”的體制架構(gòu)下，合理公平的管輸價格對于消除“三桶油”對勘探開發(fā)領(lǐng)域的壟斷、 推動上游油氣資源多主體多渠道供應，促進下游銷售市場充分競爭顯得尤為重要，國家管網(wǎng)公司的掛牌成立 便是深化油氣體制改革的重要一環(huán)。國家管網(wǎng)公司聚焦輸送主業(yè)，通過對全國干線管網(wǎng)進行調(diào)度，制定合理 的費用體系，真正實現(xiàn)管道的“全國一張網(wǎng)”和公平開放，徹底解決干線管道不互聯(lián)互通、管輸資源浪費等 問題。

預計未來我國管輸費將實行“兩部制”定價機制。“兩部制”更滿足天然氣市場化的要求。用戶向管道公司 繳納容量費，體現(xiàn)了用戶與管輸企業(yè)權(quán)利與義務的對等關(guān)系，有利于充分利用利用管輸能力，而管輸能力的 充分利用又有助于提高管輸系統(tǒng)負荷、降低單位輸氣量成本，進而降低管輸價格水平。

管網(wǎng)公司并入“三桶油”管道資產(chǎn)后，管網(wǎng)公司在中游管輸層面的壟斷地位將無可撼動，但是管網(wǎng)公司是否 會形成新的壟斷？未來如何監(jiān)管管網(wǎng)公司運作仍是我們需要注意的問題。管網(wǎng)公司雖已掛牌成立，可管道資 產(chǎn)一直都是“三桶油”的優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)，管道資產(chǎn)徹底從“三桶油”剝離仍面臨重重困難，因而短期內(nèi)管網(wǎng)公司 難以順利投入運營。

4.3 天然氣門站價逐步放開，價格趨于合理

長期以來，由于煤層氣、煤制氣等非常規(guī)氣生產(chǎn)成本較高，而非常規(guī)氣氣源地大多位于中西部地區(qū)，周邊地 區(qū)需求量相對有限，生產(chǎn)企業(yè)只能通過管道經(jīng)天然氣門站銷售，而天然氣門站價收到國家嚴格管控，因此出 現(xiàn)了較為嚴重的價格倒掛現(xiàn)象。而天然氣門站價格取消中央政府定價，未來天然氣門站價徹底放開，交易雙 方根據(jù)供需來商討價格，煤層氣、煤制氣等非常規(guī)氣的價格倒掛現(xiàn)象得到一定的緩解；同時提升不同類型主 體參與市場的積極性，激發(fā)市場活力，最終提高我國天然氣資源配置的效率。

《中央定價目錄》（修訂征求意見稿）補充中指出，其他國產(chǎn)陸上管道天然氣和 2014 年底前投產(chǎn)的進口管道 天然氣門站價格，暫按現(xiàn)行價格機制管理，即短期內(nèi)，國產(chǎn)常規(guī)氣與 2014 年底前投產(chǎn)的進口管道氣門站價仍受國家管控，而我國天然氣供應中，國產(chǎn)常規(guī)氣與進口管道氣占比較高，因此本次征求意見稿對現(xiàn)象的價 格機制影響不大，但釋放出我國天然氣價格市場化勢在必行的信號。

5. 投資建議及重點企業(yè)介紹

堅定不移向市場化邁進，中國天然氣市場和產(chǎn)業(yè)將迎來新的發(fā)展機遇。天然氣市場化進程有利于深化供給測 和需求側(cè)改革，吸引更多市場參與主體。同時天然氣市場化進程有利于改革優(yōu)化生產(chǎn)、供應、儲備、運輸、 銷售五大環(huán)節(jié)，促進天然氣產(chǎn)供銷體系健康協(xié)調(diào)發(fā)展新格局。與發(fā)達國家天然氣市場相比，我國在生產(chǎn)商數(shù) 目、長輸管道里程、儲氣庫數(shù)目和天然氣交易中心等各個方面處于全面落后地位，發(fā)展?jié)摿薮?。建議聚焦 天然氣上、中、下游各環(huán)節(jié)，關(guān)注天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈高質(zhì)量發(fā)展的新機遇。主要體現(xiàn)在以下三個方面：

隨著天然氣售價的市場化，上游勘探開發(fā)市場充分競爭，有利于逐步降低開采成本。同時將吸引包括外商 和民營資本在內(nèi)的更多市場主體參與國內(nèi)上游勘探開發(fā)環(huán)節(jié)，中游環(huán)節(jié)的運輸效率提升和下游環(huán)節(jié)的需求 釋放也將促使原有的上游開發(fā)主體加大勘探開采力度。對于有一定技術(shù)和資源積累的非常規(guī)氣開發(fā)企業(yè)形 成重大利好。

下游門站價格放開，價格趨于合理，提升用戶選擇權(quán)，有利于促進終端需求增長。上游環(huán)節(jié)提供更充分的 氣源供給，用戶選擇權(quán)得以提高，有助于提升市場活力和競爭程度。利好優(yōu)質(zhì)城燃企業(yè)。

中間環(huán)節(jié)，有利于促進管網(wǎng)建設，改善管網(wǎng)投資建設效益。利于管網(wǎng)建設工程公司。

5.1 中國石化（600028.SH）

公司目前是我國國內(nèi)第二大油氣生產(chǎn)商，2019 年前三季度天然氣產(chǎn)量達 219 億立方米，同比增長 8.4%，天 然氣項目已經(jīng)成為公司新的業(yè)績增長點。除常規(guī)天然氣外，近年來公司加快頁巖氣產(chǎn)業(yè)布局，旗下的涪陵頁 巖氣田已成為除北美外全球最大的頁巖氣田；同時公司還在加快管輸、儲氣等相關(guān)配套項目投資，新粵浙管 道工程、鄂安滄輸氣管道項目均投入建設，文 23 儲氣庫則是中國中東部地區(qū)最大在建儲氣庫。目前公司業(yè) 績穩(wěn)定，分紅率高，2018 年公司現(xiàn)金分紅達 508 億元，股利支付率高達 81%。

5.2 新天然氣（603393.SH）

公司主要經(jīng)營城市天然氣的輸配與銷售業(yè)務，是新疆地區(qū)主要的城燃企業(yè)，特許經(jīng)營區(qū)域已覆蓋新疆地區(qū) 8 個市（縣、區(qū)）。2018 年 9 月公司完成對港股上市企業(yè)亞美能源的收購，亞美能源是全國領(lǐng)先的煤層氣開采 企業(yè)，旗下的潘莊區(qū)塊 2018 年產(chǎn)量高達 7.05 億方，而馬必區(qū)塊仍處于開發(fā)階段，單位產(chǎn)氣成本仍有較大壓 縮空間且產(chǎn)能并未完全釋放。至此，公司已完成“上游有氣源，中游有管道，下游有銷售”的天然氣全產(chǎn)業(yè) 鏈布局。我國的天然氣需求未來幾年仍將持續(xù)增長，而管網(wǎng)公司正式投入運營后，管道對外界公平開放，將進一步擴展煤層氣銷路，加之公司城燃業(yè)務近年來發(fā)展態(tài)勢穩(wěn)定，盈利狀況良好，公司未來的盈利空間十分 可觀。

5.3 華潤燃氣（1193.HK）

公司為國資委控股的華潤集團下屬的城市燃氣供應商，主要從事下游城市燃氣的分銷業(yè)務。作為中國領(lǐng)先的 城燃企業(yè)，公司積極并購成長型企業(yè)，目前已覆蓋 3 個直轄市，14 個省會城市，覆蓋常駐人口數(shù)前 15 的城 市中的 11 座，并于 2019 年 8 月收購寧波興光，進一步擴展燃氣覆蓋面；另一方面，公司利用寧波市作為海 港的有利特點興建 LNG 碼頭，來謀求向上游發(fā)展，保障氣源供應。未來天然氣價格逐步放開，管輸領(lǐng)域公 開透明，氣源來源多元化發(fā)展，城燃企業(yè)的議價能力將逐步增強。同時我國大力發(fā)展綠色能源的意愿助長了 城市燃氣覆蓋率，疊加中國城鎮(zhèn)化進程，公司會充分享受天然氣消費增長所帶來的紅利。

5.4 深圳燃氣（601139.SH）

公司是一家主營城市管道燃氣供應、燃氣輸配管網(wǎng)的投資建設與液化石油氣批發(fā)零售的城燃企業(yè)，目前公司 已控股深圳市及江西、安徽、廣西等 40 個異地城市的燃氣項目。2019 年公司燃氣銷量 31.53 億方，同比增 長 13.95%，業(yè)務規(guī)模處于行業(yè)前列。2019年 8 月公司投建的年周轉(zhuǎn)能力達 10 億方的深燃 LNG 接收站正式 投入運營，進一步豐富了公司的氣源結(jié)構(gòu)，加之深圳城中村改造項目的推進與電廠客戶的拓展進一步提升了 公司燃氣銷量，公司充分賺取國內(nèi)外天然氣價差利潤。