中國天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈包括上游氣源、中游儲(chǔ)運(yùn)和下游分銷，涉及了天然氣的產(chǎn)、貿(mào)、運(yùn)、儲(chǔ)、銷各個(gè)環(huán)節(jié)。根據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈上產(chǎn)品形態(tài)的差異可將天然氣產(chǎn)業(yè)鏈分為氣態(tài)和液態(tài)天然氣鏈條，其中氣態(tài)鏈條的氣源主要為自采天然氣、進(jìn)口管道氣兩種氣源，氣源經(jīng)過骨干管道和省級(jí)管道進(jìn)入消費(fèi)省，而后通過城市管道運(yùn)送至用戶端，運(yùn)輸過程中需要設(shè)置儲(chǔ)氣庫進(jìn)行淡旺季調(diào)峰。整體看，產(chǎn)業(yè)鏈相對(duì)清晰、簡(jiǎn)單。

氣源環(huán)節(jié)中：開采環(huán)節(jié)參與企業(yè)少，壟斷性強(qiáng)，經(jīng)營模式簡(jiǎn)單，但資金及技術(shù)需求很高，該環(huán)節(jié)涉及的天然氣出廠價(jià)由主要監(jiān)管價(jià)格轉(zhuǎn)變?yōu)殚g接調(diào)控價(jià)格；中國目前形成的四條天然氣進(jìn)口通道中，氣態(tài)天然氣以進(jìn)口管道氣為主，進(jìn)口項(xiàng)目周期長(zhǎng)、投資規(guī)模大，通常需要簽訂長(zhǎng)協(xié)，因此進(jìn)口管道氣價(jià)格主要受前期簽訂的長(zhǎng)協(xié)影響。儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)中：運(yùn)輸管道審批繁雜且投資回收期長(zhǎng)，地下儲(chǔ)氣庫發(fā)展較為滯后，運(yùn)輸管道及地下儲(chǔ)庫資源過于集中，未來將實(shí)現(xiàn)獨(dú)立運(yùn)營，管輸費(fèi)實(shí)行嚴(yán)格的政府定價(jià)，儲(chǔ)氣費(fèi)定價(jià)方式仍不明朗。分銷環(huán)節(jié)中：城市管網(wǎng)為氣態(tài)天然氣的重要分銷渠道，主要由三桶油下設(shè)的地方銷售公司、政府控股的燃?xì)夤疽约皹O少數(shù)民營上市公司運(yùn)營，定價(jià)方式為準(zhǔn)許成本加合理收益。

政府通過指導(dǎo)基準(zhǔn)門站價(jià)、嚴(yán)格管控運(yùn)輸費(fèi)及配送費(fèi)、放開天然氣出廠價(jià)及用戶終端價(jià)格來管控整個(gè)天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上管道天然氣的價(jià)格，門站價(jià)通過運(yùn)輸費(fèi)向上游傳導(dǎo)影響天然氣出廠價(jià)，向下疊加配送費(fèi)傳導(dǎo)至消費(fèi)終端形成用戶價(jià)。從盈利看，管輸費(fèi)、配送費(fèi)盈利空間較為固定，不同氣源盈利能力排序?yàn)椋鹤圆蓺?gt;進(jìn)口LNG>進(jìn)口管道氣。

2017年，各行業(yè)環(huán)保政策執(zhí)行力度加大，部分區(qū)域推行“煤改氣”，疊加城鎮(zhèn)化不斷推進(jìn)、替代能源價(jià)格隨原油上漲等因素導(dǎo)致工業(yè)用氣及居民采暖用氣量超預(yù)期增長(zhǎng)，然而中國天然氣供給明顯不足，導(dǎo)致天然氣價(jià)格在2017年四季度波動(dòng)很大，天然氣行業(yè)關(guān)注度快速提升。預(yù)計(jì)2018年，在環(huán)保政策和“煤改氣”持續(xù)推進(jìn)的形勢(shì)下，全年天然氣需求量仍將維持較高增速，加之天然氣行業(yè)改革加大開放性，行業(yè)進(jìn)入壁壘逐漸打破，涉足該行業(yè)的企業(yè)逐漸增多，而行業(yè)長(zhǎng)期壟斷局面導(dǎo)致市場(chǎng)對(duì)天然氣行業(yè)各個(gè)環(huán)節(jié)認(rèn)知度較低，因此中債資信石油天然氣團(tuán)隊(duì)對(duì)天然氣行業(yè)進(jìn)行深入研究。

天然氣產(chǎn)品按相態(tài)不同可分為氣態(tài)天然氣和液態(tài)天然氣，雖然相態(tài)不同，但化學(xué)性質(zhì)近似，且具有熱值高、碳排放低及經(jīng)濟(jì)性高等特點(diǎn)。

因此將其按形態(tài)拆分為氣態(tài)及液態(tài)產(chǎn)業(yè)鏈兩篇，此為上篇：“天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈分析—?dú)鈶B(tài)天然氣”，本篇主要介紹天然氣產(chǎn)品種類、特點(diǎn)及行業(yè)全產(chǎn)業(yè)鏈流程，并從氣態(tài)天然氣各個(gè)環(huán)節(jié)運(yùn)行模式、定價(jià)機(jī)制、未來發(fā)展方向等方面出發(fā)，深入研究主要環(huán)節(jié)的盈利情況。

一、天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈概況

1.天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈產(chǎn)品種類及特點(diǎn)

天然氣主要分為自然界存儲(chǔ)的天然氣和人工合成的天然氣（例如煤焦化生成的煤氣和石油煉化過程中生成的石油天然氣）兩大類，其中以自然界存儲(chǔ)氣為主，人工合成氣體量很小。天然氣流通中主要分為氣態(tài)天然氣和液態(tài)天然氣兩種形態(tài)。由于中國天然氣儲(chǔ)量規(guī)模較低，2016年中國天然氣探明儲(chǔ)量全球排名十一，探明儲(chǔ)量?jī)H為排名第一伊朗的11%，不能滿足國內(nèi)天然氣需求；因此中國天然氣市場(chǎng)仍需要進(jìn)口天然氣作為補(bǔ)充。而為了便利遠(yuǎn)距離運(yùn)輸，通常在常壓低溫（-160℃）下將氣態(tài)天然氣加工為液化天然氣（簡(jiǎn)稱“LNG”），一噸液化天然氣的含氣量等同于1400~1500立方米的氣態(tài)天然氣。在沒有管道通過的區(qū)域，可給氣態(tài)天然氣加壓裝入鋼瓶形成壓縮天然氣（簡(jiǎn)稱“CNG”），實(shí)現(xiàn)小范圍內(nèi)配送。盡管天然氣產(chǎn)品存在不同相態(tài)，但從分子結(jié)構(gòu)來看，其主要成分即為一碳化合物-----甲烷（CH4），其化學(xué)性質(zhì)相近，僅儲(chǔ)存的形態(tài)或方式存在差異。

天然氣具有熱值高、碳排放低及經(jīng)濟(jì)性高等特點(diǎn)。從熱值方面看，常壓下1立方米氣態(tài)天然氣平均熱值為8,800Kcal，1噸LNG熱值約為12,496Kcal（假設(shè)一噸LNG為1,450立方米/噸氣態(tài)天然氣），LNG熱值為同等重量的煤、柴油和燃料油的2.72倍、1.23倍和1.25倍；從碳排放來看，同等重量的LNG的碳排放量為煤、柴油和燃料油的0.78倍、0.76倍和0.72倍；從經(jīng)濟(jì)性來看，除煤炭外，天然氣單位Kcal熱量的價(jià)格最低，約為2.96*10-4元/Kcal。因此相比其他能源，天然氣作為低碳清潔能源、安全高效能源，更符合當(dāng)下及未來中國對(duì)能源的要求。

[1] 該燃料油主要用于燃燒供能，例如船用燃料油或鍋爐燃料油。

2.天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈涵蓋范圍

中國天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈涉及天然氣的產(chǎn)、貿(mào)、運(yùn)、儲(chǔ)、銷各個(gè)環(huán)節(jié)，環(huán)節(jié)較多且雜，按上、中、下游和終端客戶可將天然氣產(chǎn)業(yè)鏈拆分為：上游氣源環(huán)節(jié)，中國天然氣氣源結(jié)構(gòu)以自有天然氣氣藏開采為主、進(jìn)口氣（含進(jìn)口管道氣和進(jìn)口LNG）為補(bǔ)充，但各氣源受供氣增速存在差異影響導(dǎo)致氣源結(jié)構(gòu)占比發(fā)生變化，其中進(jìn)口氣占比逐漸增加，自采氣占比將下降。中游儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)，進(jìn)口管道氣進(jìn)入中國后和自采氣一并通過骨干管道運(yùn)輸至各個(gè)省，省級(jí)管道進(jìn)入各市，期間部分管道氣通過液化工廠加工成為L(zhǎng)NG通過槽車運(yùn)送至沒有管道鋪設(shè)的區(qū)域；而LNG通過接收站進(jìn)入中國市場(chǎng)后，部分被氣化進(jìn)入骨干管道，部分通過槽車運(yùn)輸?shù)椒咒N設(shè)施，該環(huán)節(jié)設(shè)置儲(chǔ)氣庫用于天然氣的儲(chǔ)存、調(diào)峰。下游分銷環(huán)節(jié)，管道氣進(jìn)入各市后通過市級(jí)管道進(jìn)入下游用戶；槽車運(yùn)輸?shù)腖NG通過加氣站銷售給下游汽車及工業(yè)用戶。天然氣終端用戶主要為居民用戶、工業(yè)用戶及汽車用戶，其中居民主要用天然氣進(jìn)行取暖，工業(yè)用戶則用天然氣供熱或合成基礎(chǔ)化工品、化肥等，車用燃?xì)鈩t主要用來給各類汽車提供動(dòng)能。

根據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈上產(chǎn)品形態(tài)的差異可將天然氣產(chǎn)業(yè)鏈分為兩個(gè)鏈條：氣態(tài)天然氣鏈條，自采天然氣、進(jìn)口管道氣兩種主要?dú)鈶B(tài)天然氣氣源經(jīng)過骨干管道和省級(jí)管道進(jìn)入消費(fèi)省，而后通過城市管道運(yùn)送至用戶端；液態(tài)天然氣鏈條，進(jìn)口LNG作為液態(tài)天然氣氣源通過接收站進(jìn)入國內(nèi)，然后通過LNG槽車運(yùn)送至加氣站。兩條鏈條并非平行沒有交集，例如，部分LNG經(jīng)過接收站氣化后進(jìn)入骨干管道；管道天然氣通過液化工廠液化后轉(zhuǎn)變?yōu)長(zhǎng)NG，進(jìn)入液態(tài)鏈條。天然氣產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)除產(chǎn)品相態(tài)有所不同外，各產(chǎn)品定價(jià)方式也有所不同，產(chǎn)業(yè)鏈上氣態(tài)天然氣價(jià)格主要受國家監(jiān)管，而液化天然氣價(jià)格相對(duì)市場(chǎng)化。

天然氣行業(yè)屬于資金密集性行業(yè)，疊加資源分布不均、管道設(shè)施投資規(guī)模大、行業(yè)受政策管控較嚴(yán)，導(dǎo)致民營企業(yè)參與難度較大，行業(yè)中部分環(huán)節(jié)市場(chǎng)化程度較低，產(chǎn)品價(jià)格并不能完全反映其在市場(chǎng)中的價(jià)值，甚至部分環(huán)節(jié)常年利潤(rùn)倒掛，因此將針對(duì)產(chǎn)業(yè)鏈由上到下對(duì)各個(gè)環(huán)節(jié)的運(yùn)營模式、定價(jià)政策及主要現(xiàn)狀進(jìn)行分析。為了突出不同相態(tài)天然氣產(chǎn)品在產(chǎn)業(yè)鏈上流通及定價(jià)的特點(diǎn)，本篇針對(duì)氣態(tài)天然氣鏈條詳細(xì)闡述。

二、氣態(tài)天然氣氣源

1. 天然氣開采

（1）開采環(huán)節(jié)參與企業(yè)少，壟斷性強(qiáng)

中國天然氣開采環(huán)節(jié)實(shí)行嚴(yán)格的資質(zhì)審批制度，勘探、開采石油天然氣等特定礦種由國務(wù)院授權(quán)的有關(guān)主管部門審批和頒發(fā)許可證。雖然中國先后出臺(tái)政策鼓勵(lì)支持民間資本進(jìn)入油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域，但相關(guān)立法一直沒有修改，疊加勘探開采成本高、周期很長(zhǎng)等因素，截至當(dāng)前，民企資本單獨(dú)獲得油氣礦權(quán)的仍極少，因此中國天然氣開采環(huán)節(jié)具有參與企業(yè)少、壟斷性強(qiáng)的特點(diǎn)。目前具有天然氣勘查、開采資質(zhì)的主體以三桶油和延長(zhǎng)石油四家為主。其中中石油、中石化主要負(fù)責(zé)陸域石油勘查開發(fā)，其登記的探礦權(quán)面積約占全國40%，采礦權(quán)面積約占全國80%，總計(jì)170多萬平方千米，具有寡頭壟斷優(yōu)勢(shì)；中海油則主要勘探開發(fā)海域石油；延長(zhǎng)石油在特定區(qū)域內(nèi)擁有油氣資源的勘查開發(fā)權(quán)。

（2）開采環(huán)節(jié)經(jīng)營模式簡(jiǎn)單，但資金及技術(shù)需求很高

天然氣開采環(huán)節(jié)經(jīng)營模式較為簡(jiǎn)單，開采主體需要對(duì)礦藏勘探開發(fā)、采收、凈化后經(jīng)骨干管道將其輸出，部分轉(zhuǎn)化為L(zhǎng)NG通過槽車運(yùn)輸至消費(fèi)端，但對(duì)資金投入規(guī)模及開采技術(shù)具有很高的要求。其中天然氣勘探開發(fā)主要為地震勘探（探究底層形態(tài)、構(gòu)造特點(diǎn)、含油含水特征等信息），該環(huán)節(jié)通常與原油勘探同時(shí)進(jìn)行，因此整體勘探開發(fā)支出規(guī)模很大，在2015年油價(jià)暴跌時(shí)期，中海油通過降低勘探開發(fā)支出縮減30%的資本支出。同時(shí)受油氣資源開采前期的資金投入規(guī)模高的影響，國內(nèi)參與該環(huán)節(jié)的企業(yè)均為實(shí)力極強(qiáng)的國有大型央企。在采收環(huán)節(jié)，純天然氣氣藏需要注入其他氣體或液體將天然氣擠壓出，而對(duì)原油伴生氣則還需在該環(huán)節(jié)進(jìn)行油氣分離。不同氣藏條件打井采收成本亦存在差異，但隨著氣藏的采收期的拉長(zhǎng)，采收成本普遍呈先下降后上升的趨勢(shì)，因此采收技術(shù)為降低成本的主要因素。后期凈化技術(shù)壁壘較低，主要為脫除天然氣中水、水蒸氣、硫化物和二氧化碳等雜質(zhì)組分。整體看，開采環(huán)節(jié)涉及的過程繁雜程度較低，經(jīng)營模式較為簡(jiǎn)單，但其中勘探開發(fā)過程需要資金投入量大，隨著采收期持續(xù)采收技術(shù)的重要性凸顯。由于自有氣藏開采前需要時(shí)間及資金的投入，導(dǎo)致自采氣的規(guī)模短期內(nèi)難以實(shí)現(xiàn)較大提升，因此，隨著天然氣消費(fèi)量的快速提升，自有氣藏開采增速低于消費(fèi)增速，自采氣在中國氣源結(jié)構(gòu)中的占比逐年下降，2017年末占比下降至60%，且未來該比例將進(jìn)一步下降。

（3）出廠價(jià)由主要監(jiān)管價(jià)格轉(zhuǎn)變?yōu)殚g接調(diào)控價(jià)

開采環(huán)節(jié)定價(jià)方式起初為各氣田將制定的出廠價(jià)提交國家發(fā)改委審核，發(fā)改委按成本加合理利潤(rùn)并兼顧終端用戶承受能力確定天然氣出廠基準(zhǔn)價(jià)，而2013年后，國家不再將天然氣出廠環(huán)節(jié)作為監(jiān)管環(huán)節(jié)，而將出廠價(jià)加成管輸費(fèi)形成的門站價(jià)作為重點(diǎn)調(diào)控價(jià)格，而出廠價(jià)格是在門站價(jià)格的基礎(chǔ)上減去中間管輸費(fèi)，因此該環(huán)節(jié)價(jià)格目前為間接調(diào)控價(jià)。雖然調(diào)控環(huán)節(jié)向下轉(zhuǎn)移，但從前期出廠基準(zhǔn)價(jià)可判斷出中國主要?dú)馓锼a(chǎn)天然氣的成本關(guān)系為：新疆各油田＜青海油田＜長(zhǎng)慶油田＜川渝氣田＜其他氣田。

2.氣態(tài)天然氣進(jìn)口

（1）中國基本形成四條天然氣進(jìn)口通道，其中氣態(tài)天然氣以管道進(jìn)口為主

進(jìn)口天然氣主要通過陸地國際管道進(jìn)口及海上輪船進(jìn)入中國。預(yù)計(jì)2019年，中俄天然氣管道東線貫通后，中國天然氣進(jìn)口將形成西北、西南、東北及東部四大進(jìn)口通道，其中東部通道主要進(jìn)口澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞等地的LNG，以液態(tài)天然氣進(jìn)口為主，氣態(tài)天然氣進(jìn)口主要以管道進(jìn)口為主。管道進(jìn)口主要為西北、西南、東北進(jìn)口通道，分別由中亞管道、中緬管道、中俄管道承擔(dān)，進(jìn)口管道進(jìn)入中國境內(nèi)后與國內(nèi)的骨干管道連接，并運(yùn)送至主要消費(fèi)區(qū)域。其中中亞管道A、B、C和D線進(jìn)入新疆后直接與西氣東輸二線、三線和五線連接，向東擴(kuò)散至東部用氣區(qū)域；中緬管道進(jìn)入貴州后與西氣東輸廣南支線及中貴線交匯，主要供給云南、貴州和廣西用氣區(qū)域；而中俄管道在國內(nèi)投建起點(diǎn)為黑龍江，途徑吉林、內(nèi)蒙古、遼河、河北、天津、山東、江蘇，最終抵達(dá)上海的國內(nèi)管線部分，可將進(jìn)口管道氣供給京津冀、長(zhǎng)江三角洲及上海周邊等省市。多元化的進(jìn)口天然氣在很大程度上補(bǔ)充了中國天然氣的供應(yīng)缺口，同時(shí)增強(qiáng)了中國的能源安全。

（2）管道氣進(jìn)口項(xiàng)目周期長(zhǎng)、投資規(guī)模大，通常需要簽訂長(zhǎng)協(xié)

在進(jìn)口環(huán)節(jié)，由于不同形態(tài)的天然氣運(yùn)輸工具、投資規(guī)模不同，導(dǎo)致經(jīng)營模式存在差異。管道天然氣進(jìn)口項(xiàng)目的流程包括：簽訂天然氣供氣協(xié)議、管道建設(shè)、供氣。由于管道規(guī)劃建設(shè)期較長(zhǎng)、投資規(guī)模大、特定性強(qiáng)，且整個(gè)供氣流程的打通需要3~5年的時(shí)間，因此在項(xiàng)目開始雙方便簽署照付不議的長(zhǎng)期協(xié)議，協(xié)議期限通常為20~40年，合同中要鎖定交易規(guī)模及交易價(jià)格，甚至雙方以資金入股管道設(shè)施的建設(shè)，以避免供氣方與需求方在管道建設(shè)過程中毀約而影響整個(gè)項(xiàng)目的持續(xù)，保障需求方有穩(wěn)定的氣源，雙方前期項(xiàng)目投資資金可以在后續(xù)的交易中收回成本。同時(shí)由于以上原因，中國進(jìn)口管道氣的主要參與者為中石油。管道氣進(jìn)口量增速較為平穩(wěn)，2017年增速為8.80%，進(jìn)口量占整體天然氣供給的18%，隨著在建管道相繼投用，未來進(jìn)口管道氣量繼續(xù)提升受限。

（3）進(jìn)口管道氣價(jià)格受前期簽訂的長(zhǎng)協(xié)影響較大

管道氣進(jìn)口價(jià)格由氣源成本和國際管道運(yùn)輸費(fèi)（該費(fèi)用由管道投建方征收）組成，由于進(jìn)口管道氣價(jià)格由前期天然氣價(jià)格高位時(shí)簽訂的長(zhǎng)協(xié)合約決定，因此氣價(jià)偏高。雖然中石油并未對(duì)外公開其與各供氣方簽訂的長(zhǎng)協(xié)中具體的供氣價(jià)格，但根據(jù)中國海關(guān)網(wǎng)站中管道氣進(jìn)口量及進(jìn)口金額推算出的進(jìn)口單價(jià)顯示，2017年以來進(jìn)口管道氣的價(jià)格在1.25元/立方米~1.40元/立方米，該進(jìn)口價(jià)格高于國內(nèi)主要?dú)馓锏某鰪S價(jià)價(jià)格。進(jìn)口管道氣進(jìn)入國內(nèi)管道后按照國內(nèi)管道氣定價(jià)方式定價(jià)，按照基準(zhǔn)門站價(jià)指導(dǎo)定價(jià)，因此常出現(xiàn)進(jìn)口價(jià)和市場(chǎng)價(jià)倒掛的情況，造成近年來中石油的進(jìn)口管道氣和管道運(yùn)輸業(yè)務(wù)的巨額虧損，該原因也使得較少企業(yè)進(jìn)入進(jìn)口管道氣細(xì)分領(lǐng)域。

三、氣態(tài)天然氣儲(chǔ)運(yùn)

由于中國天然氣礦藏地與主要市場(chǎng)存在一定的距離，因此天然氣從離開井口、輪船到用戶端之間需要儲(chǔ)存和運(yùn)輸設(shè)施。中國天然氣儲(chǔ)運(yùn)體系是由骨干管道、省級(jí)管道銜接LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車及地下儲(chǔ)氣庫構(gòu)成，其中氣態(tài)天然氣的儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施為骨干管道、省級(jí)管道及地下儲(chǔ)庫。以下部分將著重介紹氣態(tài)天然氣儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)各設(shè)施的發(fā)展情況、經(jīng)營模式、定價(jià)方式及居民-非居民氣價(jià)并軌等方面介紹。

1.運(yùn)輸管道審批繁雜且投資回收期長(zhǎng)，地下儲(chǔ)氣庫發(fā)展較為滯后

在氣態(tài)天然氣的儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)中，骨干管道是指天然氣由井口到各省之間的長(zhǎng)輸管道，省級(jí)管道是指天然氣進(jìn)省后到城市分銷管道之間的區(qū)域短途管道，氣源主要為進(jìn)口管道氣和自采天然氣?？缡。ㄊ校┕艿理?xiàng)目需上報(bào)國家發(fā)改委審批，同時(shí)需管道途經(jīng)省市的規(guī)劃建設(shè)部、國土資源部、國家環(huán)保部等部門審批，手續(xù)復(fù)雜且審批周期較長(zhǎng)。天然氣管道投資規(guī)模大，根據(jù)國內(nèi)已投用管道的投資情況來看，每千米管道投資費(fèi)用在1,000萬~3,000萬的水平，而前期建設(shè)投資依靠管輸費(fèi)回收，整體回收周期長(zhǎng)。地下儲(chǔ)氣庫是解決供氣與用氣不平衡問題最有效的方法，與其他儲(chǔ)氣設(shè)施（地面儲(chǔ)罐和高壓管道）相比，其儲(chǔ)氣容量大、經(jīng)濟(jì)性好、不受氣候影響的優(yōu)勢(shì)，可解決季節(jié)性用氣不均衡問題，相較于其他調(diào)峰設(shè)施具有很大優(yōu)勢(shì)，為天然氣戰(zhàn)略儲(chǔ)備及商業(yè)儲(chǔ)備的主要設(shè)施。中國天然氣地下儲(chǔ)氣庫建設(shè)起步較晚，20世紀(jì)90年代，隨著陜—京天然氣輸氣管道的建設(shè)，為進(jìn)一步確保北京、天津的安全供氣，國家開始大力研究建設(shè)地下儲(chǔ)氣庫技術(shù)。2000年，大港油田利用枯竭氣藏簡(jiǎn)稱首個(gè)地下儲(chǔ)氣庫“大張坨地下儲(chǔ)氣庫”。截至2018年3月末，中國在役的天然氣儲(chǔ)氣庫有效工作氣量總和為73.39億立方米，小于全國20天的天然氣消費(fèi)量。按照十三五規(guī)劃，全國天然氣的消費(fèi)量有望接近3000億立方米，目前有效工作氣量（儲(chǔ)氣庫儲(chǔ)氣容量包含有效工作氣量和墊底氣量組成，其中有效工作氣量包含調(diào)峰氣量、事故應(yīng)急氣量）為全年消費(fèi)量的2.45%，若完成十三五儲(chǔ)庫建設(shè)目標(biāo)148億立方米，該比例提升4.83%，仍與國際10%~15%的比例水平相比仍有較大差距，地下儲(chǔ)氣庫發(fā)展較為滯后。

2.運(yùn)輸管道及地下儲(chǔ)庫資源過于集中，未來將實(shí)現(xiàn)獨(dú)立運(yùn)營

骨干管道和省級(jí)管道經(jīng)營模式方面，中國很大比例管道的運(yùn)營與上游開采、下游分銷為一體化經(jīng)營，依靠收取管輸費(fèi)實(shí)現(xiàn)建設(shè)資本回收。骨干管網(wǎng)均為三桶油所建設(shè)及運(yùn)營，壟斷程度極高，2016年底，中國天然氣長(zhǎng)輸管道約為6.8萬千米，其中，中石油、中石化和中海油投資建設(shè)的管道占總里程的88%、11%和1%。省級(jí)管道中部分為三桶油直接運(yùn)營，部分為省管道公司運(yùn)營，而較多省級(jí)管道公司也涉及運(yùn)輸及銷售一體化。安迅思調(diào)查顯示，在除去港澳臺(tái)、西藏及直轄市的26個(gè)省中，17個(gè)?。ň哂惺〖?jí)管道公司的17省為：河北、山西、山東、陜西、安徽、江蘇、浙江、江西、福建、廣東、廣西、湖南、湖北、貴州、四川、內(nèi)蒙古、海南）成立了省級(jí)管道公司，主要負(fù)責(zé)管道規(guī)劃、建設(shè)及運(yùn)營，其中廣東省只負(fù)責(zé)運(yùn)輸，其余省份均涉及天然氣運(yùn)輸及銷售，浙江省實(shí)現(xiàn)統(tǒng)購統(tǒng)銷；9個(gè)?。ㄎ唇M建省級(jí)管道公司的9個(gè)省為：東三省、云南、河南、新疆、甘肅、青海和寧夏）未組建省級(jí)管道公司，主要由中石油、中石化的管道銷售公司直供。地下儲(chǔ)氣庫的經(jīng)營模式為將長(zhǎng)輸管道運(yùn)送來的天然氣重新注入地下空間形成人工氣田或氣藏，一般建設(shè)在靠近天然氣用戶城市附近，在用氣低峰時(shí)將天然氣儲(chǔ)存、用氣高峰時(shí)將天然氣賣出，依靠?jī)?chǔ)存氣和賣氣的價(jià)差實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)氣庫建設(shè)成本的收回，目前儲(chǔ)氣庫由三桶油負(fù)責(zé)建設(shè)與經(jīng)營。隨著油氣行業(yè)改革的持續(xù)推進(jìn)，三桶油將把旗下管道及儲(chǔ)庫資產(chǎn)剝離，成立國家管道公司，將實(shí)現(xiàn)管道環(huán)節(jié)獨(dú)立運(yùn)營。

3. 管輸費(fèi)實(shí)行嚴(yán)格的政府定價(jià)，儲(chǔ)氣費(fèi)定價(jià)方式仍不明朗

骨干管道和省級(jí)管道定價(jià)方面，在管道運(yùn)輸過程中產(chǎn)生的管輸費(fèi)在天然氣價(jià)格鏈中占據(jù)重要地位，是價(jià)格管制的重要環(huán)節(jié)。管輸費(fèi)與管輸成本密切相關(guān)，主要包括折舊、攤銷、維護(hù)費(fèi)用、合理收益（稅后投資收益8%）和稅費(fèi)，其影響因素包括管道建設(shè)投資、輸氣量、管理體制和管理水平、財(cái)政稅收政策等。管道運(yùn)輸具有自然壟斷的特點(diǎn)，國家對(duì)管道運(yùn)輸價(jià)格實(shí)行嚴(yán)格的政府定價(jià)，定價(jià)機(jī)制主要按照補(bǔ)償成本、合理盈利、利于市場(chǎng)銷售、同時(shí)兼顧用戶承受能力的原則規(guī)定。管輸費(fèi)定價(jià)方式經(jīng)歷了統(tǒng)一定價(jià)、按距離定價(jià)、按線路收費(fèi)，目前采用的是“老線老價(jià)”、“新線新價(jià)”的定價(jià)方法?！袄暇€老價(jià)”是指由國家撥款建設(shè)或用貸款建設(shè)但已還清建設(shè)投資本息的國家管道執(zhí)行國家統(tǒng)一運(yùn)價(jià)?！袄暇€”的管輸收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)最早是參照當(dāng)時(shí)鐵路貨運(yùn)費(fèi)率按距離收費(fèi)的方法制定?！靶戮€新價(jià)”是指由國內(nèi)(外)貸款建設(shè)的新輸氣管線，采用新線新價(jià)、一線一價(jià)的管理方式，報(bào)國家價(jià)格主管部門批準(zhǔn)后單獨(dú)執(zhí)行。在目前執(zhí)行的新線管道費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)中，骨干管道和省級(jí)管道的每立方米運(yùn)輸費(fèi)約為0.1224~0.4678元/千公里，而老線管道運(yùn)輸費(fèi)在0.014~0.0165元/千公里。儲(chǔ)氣庫定價(jià)方面，根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于明確儲(chǔ)氣設(shè)施相關(guān)價(jià)格政策的通知》（發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2016〕2176號(hào)）規(guī)定，儲(chǔ)氣服務(wù)價(jià)格由儲(chǔ)氣設(shè)施經(jīng)營企業(yè)根據(jù)儲(chǔ)氣服務(wù)成本、市場(chǎng)供求情況等與委托企業(yè)協(xié)商確定，儲(chǔ)氣設(shè)施天然氣購進(jìn)價(jià)格和對(duì)外銷售價(jià)格，由市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)形成。但目前管道天然氣由政府指導(dǎo)定價(jià)、非市場(chǎng)化定價(jià)的價(jià)格機(jī)制導(dǎo)致夏季購氣價(jià)格并不低，冬季難以以高價(jià)賣出，因此儲(chǔ)氣運(yùn)營環(huán)節(jié)的銷售價(jià)格并不能夠完全體現(xiàn)出其成本，疊加儲(chǔ)氣庫墊底氣進(jìn)項(xiàng)稅難以抵扣，儲(chǔ)氣企業(yè)經(jīng)營負(fù)擔(dān)大，儲(chǔ)氣成本高（3~6元/立方米）導(dǎo)致相關(guān)項(xiàng)目的投資回報(bào)期會(huì)相對(duì)較長(zhǎng)，因此儲(chǔ)氣庫建設(shè)運(yùn)營主要由少數(shù)國企承擔(dān)。實(shí)踐中，儲(chǔ)氣費(fèi)并非單獨(dú)收取，按傳統(tǒng)做法納入管輸費(fèi)統(tǒng)一考慮，僅在冬季對(duì)非居民用戶門站銷售價(jià)格上浮15%～20%，儲(chǔ)氣費(fèi)定價(jià)方式仍不明朗。

4.居民-非居民氣價(jià)并軌

自采天然氣在出廠時(shí)形成出廠價(jià)、進(jìn)口管道氣氣源成本加境外運(yùn)輸費(fèi)形成進(jìn)口價(jià)，兩種氣源經(jīng)過骨干管道和省級(jí)管道進(jìn)入消費(fèi)省時(shí)產(chǎn)生管輸費(fèi)，在出廠價(jià)和進(jìn)口價(jià)的基礎(chǔ)上疊加管輸費(fèi)形成門站價(jià)。而長(zhǎng)期以來，中國較多省份門站環(huán)節(jié)居民用氣價(jià)與非居民用氣價(jià)實(shí)行雙規(guī)制（云南、貴州、廣西、廣東、福建等地由于未通管道氣或以進(jìn)口氣為主，居民和非居民執(zhí)行統(tǒng)一的門站價(jià)），非居民天然氣價(jià)格隨著國際天然氣整體走勢(shì)持續(xù)上升，居民用氣價(jià)由于居民收入等原因漲幅較小，導(dǎo)致居民用氣價(jià)格較非居民用氣門站價(jià)格低0.20~2.04元/立方米。雖然居民用氣階梯價(jià)政策初衷是縮小該價(jià)差，但據(jù)統(tǒng)計(jì)，居民用氣中80-90%的用戶處于第一階梯，居民、非居民用氣價(jià)差仍較大，且根據(jù)用氣量和用氣成本成負(fù)相關(guān)的特點(diǎn)，居民用氣成本高于非居民用氣，因此成本較高的居民用氣銷售價(jià)格偏低，導(dǎo)致交叉補(bǔ)貼較為嚴(yán)重。2018年5月25日，國家發(fā)改委下發(fā)關(guān)于理順居民用氣門站價(jià)格的通知，將居民用氣由最高門站價(jià)格管理改為基準(zhǔn)門站價(jià)格管理，價(jià)格水平按非居民用氣基準(zhǔn)門站價(jià)格水平（增值稅稅率10%）安排，供需雙方可以基準(zhǔn)門站價(jià)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(jià)格，實(shí)現(xiàn)與非居民用氣價(jià)格機(jī)制銜接。此次最大調(diào)整幅度原則上不超過每立方米0.35元，剩余價(jià)差一年后適時(shí)理順。至此，居民用氣和非居民用氣實(shí)現(xiàn)并軌。

四、氣態(tài)天然氣分銷渠道

在氣態(tài)天然氣下游分銷中，城市管道主要負(fù)責(zé)將省級(jí)管道氣向下分銷至終端用戶（含居民用氣、工業(yè)用氣和汽車用氣），為天然氣主要的分銷渠道。根據(jù)公開資料了解，中國現(xiàn)有656個(gè)市級(jí)城市大部分已采用天然氣作為城市清潔能源?！笆濉币?guī)劃中管道建設(shè)目標(biāo)為，在城市管道環(huán)節(jié)將新建及改建管線約40萬公里，加快老舊管網(wǎng)改造提高供氣安全保障的同時(shí)，提高新城鎮(zhèn)和農(nóng)村的氣化水平，逐步實(shí)現(xiàn)“鎮(zhèn)鎮(zhèn)通”、“村村通”。

運(yùn)營方面，城市管道主要運(yùn)營方為三桶油下設(shè)的地方銷售公司、政府控股的燃?xì)夤疽约皹O少數(shù)民營上市公司，如新奧能源等。在投建管道前，運(yùn)營方通常與地方政府簽訂城市燃?xì)忭?xiàng)目協(xié)議，獲取地區(qū)內(nèi)的燃?xì)鈱I權(quán)（一般為30年），因此該環(huán)節(jié)經(jīng)營屬于網(wǎng)絡(luò)型自然壟斷。該環(huán)節(jié)逐步向民企、外商開放使得行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)提升，而其競(jìng)爭(zhēng)的核心為特許經(jīng)營權(quán)。目前大部分縣級(jí)以上城市均已有相關(guān)企業(yè)獲得了特許經(jīng)營權(quán)，且特許經(jīng)營權(quán)通常期限較長(zhǎng)并具有排他性，因此，行業(yè)內(nèi)公司只能通過收購整合其他中小型天然氣企業(yè)，或向少量尚未發(fā)放城鎮(zhèn)燃?xì)馓卦S經(jīng)營權(quán)的地區(qū)進(jìn)行滲透等方式拓展業(yè)務(wù)區(qū)域。2017年之前，運(yùn)營商通過賺取來氣價(jià)格與銷售價(jià)格價(jià)差及收取一次性接駁費(fèi)盈利，而2017年后，該配送環(huán)節(jié)受國家嚴(yán)格管控，除接駁費(fèi)外，配送氣僅賺取一定比例的配送費(fèi)。雖然運(yùn)營商賺取價(jià)格差有限，收益回報(bào)周期長(zhǎng)，但收益較為穩(wěn)定。

定價(jià)方面，城市管道運(yùn)輸過程的配送費(fèi)由地方價(jià)格主管部門---物價(jià)局負(fù)責(zé)監(jiān)管，其銷配氣費(fèi)的制定方式遵循“準(zhǔn)許成本加合理收益”原則，通過核定準(zhǔn)許成本，監(jiān)管準(zhǔn)許收益，準(zhǔn)許收益由管道成本、不超過7%的利潤(rùn)和稅費(fèi)組成，具體參數(shù)各區(qū)域有所區(qū)別。政策要求2018年底前，各省份要建立起配送費(fèi)定價(jià)方法和監(jiān)管方法，重新核定省內(nèi)短途管道運(yùn)輸價(jià)格，制定獨(dú)立配氣費(fèi)，降低偏高配氣費(fèi)。目前由已出臺(tái)配氣費(fèi)來看，配氣費(fèi)在0.04~1.95元/噸范圍內(nèi)，區(qū)域間差異很大。

五、氣態(tài)天然氣各環(huán)節(jié)盈利測(cè)算

在以上部分對(duì)氣態(tài)天然氣產(chǎn)業(yè)鏈的各個(gè)環(huán)節(jié)經(jīng)營及定價(jià)方式分析后，基本可概括出氣態(tài)天然氣定價(jià)特征為政府調(diào)控。天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中涉及氣態(tài)天然氣的環(huán)節(jié)為天然氣自采、管道氣進(jìn)口、天然氣骨干管道、省級(jí)管道、城市燃?xì)夤艿赖?，以上各個(gè)環(huán)節(jié)中流通的天然氣以體積單位立方米為計(jì)價(jià)單位。政府通過指導(dǎo)基準(zhǔn)門站價(jià)、嚴(yán)格管控運(yùn)輸費(fèi)及配送費(fèi)、放開天然氣出廠價(jià)及用戶終端價(jià)格來管控整個(gè)天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上管道天然氣的價(jià)格，門站價(jià)通過運(yùn)輸費(fèi)向上游傳導(dǎo)影響天然氣出廠價(jià)，向下疊加配送費(fèi)傳導(dǎo)至消費(fèi)終端形成用戶價(jià)。

多種用氣門站價(jià)格并軌后，天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上，氣態(tài)天然氣鏈條的盈利更加清晰化，其中管道費(fèi)和配送費(fèi)的盈利空間更加固定，在各個(gè)區(qū)域管控和監(jiān)管規(guī)則出臺(tái)后，該環(huán)節(jié)將只賺取7~8%的利潤(rùn)。由于門站價(jià)為調(diào)控指導(dǎo)環(huán)節(jié)，疊加配送費(fèi)即可得出用戶終端價(jià)，因此從門站價(jià)到用戶價(jià)之間所涉及的環(huán)節(jié)盈利較為固定，因此測(cè)算主要針對(duì)出廠價(jià)到門站價(jià)環(huán)節(jié)的盈利空間，以下選取寧波市場(chǎng)為例測(cè)算不同氣源的盈利空間。

1. 由于部分進(jìn)口LNG將通過氣化進(jìn)入管網(wǎng)銷售，因此在選擇測(cè)算氣源時(shí)考慮加入進(jìn)口LNG，主要測(cè)算四大氣田（新疆、青海、長(zhǎng)慶、川渝）、進(jìn)口管道氣（中亞管道氣和中緬管道氣）及中海油寧波LNG接收站的進(jìn)口LNG等氣源的盈利能力；

2. 運(yùn)費(fèi)的估算：新疆氣田的天然氣經(jīng)西氣東輸（一、二或三線）即可運(yùn)至寧波，每立方天然氣管輸費(fèi)選取三條管道的平均運(yùn)輸費(fèi)0.17元/千公里，運(yùn)輸距離在4千公里左右，因此每立方天然氣運(yùn)輸費(fèi)約為0.68元。其他管道氣運(yùn)輸費(fèi)計(jì)算方法同上。寧波接受站與寧波用氣市場(chǎng)距離較近，選取最低運(yùn)費(fèi)成本為每立方米天然氣0.1元；

3. 盈利空間測(cè)算方法，用戶與供氣方直接談價(jià)后形成門站價(jià)，目前該價(jià)格上浮空間有限（20%），因此門站價(jià)選擇目標(biāo)市場(chǎng)寧波基準(zhǔn)門站價(jià)及其上浮20%，在門站價(jià)的基礎(chǔ)上扣除管輸費(fèi)和自采氣出廠價(jià)、管道氣進(jìn)口價(jià)、LNG進(jìn)口價(jià)則可測(cè)算自采氣、進(jìn)口管道氣及進(jìn)口LNG三種主要?dú)庠喘h(huán)節(jié)的盈利空間，其中由于自采氣出廠價(jià)包含了一部分利潤(rùn)，因此自采氣的盈利空間為相對(duì)盈利空間，實(shí)際盈利高于計(jì)算值。

經(jīng)測(cè)算，在三大氣源中盈利最好的為國內(nèi)氣源，盈利空間在0.580~1.205元/立方米，考慮在氣源價(jià)格選取的氣田民用氣出廠價(jià)，價(jià)內(nèi)含部分利潤(rùn)，因此實(shí)際盈利或略高于該結(jié)果；進(jìn)口LNG在基本門站價(jià)上浮后，可實(shí)現(xiàn)盈利0.3元/立方米左右，在基準(zhǔn)價(jià)及下浮均虧損；而進(jìn)口管道氣在基準(zhǔn)價(jià)上浮后仍虧損，結(jié)果如表14：

總體看，中國天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈雖然涉及上、中、下游較多環(huán)節(jié)，但根據(jù)各環(huán)節(jié)的經(jīng)營模式、定價(jià)模式及市場(chǎng)化程度可將其捋順為氣態(tài)天然氣和液態(tài)天然氣兩條主要鏈條。從盈利看，氣態(tài)天然氣由于受國家政策管制較為明顯，管輸費(fèi)及配送費(fèi)盈利空間較為固定，各氣源盈利能力排序?yàn)椋鹤圆蓺?gt;進(jìn)口LNG>進(jìn)口管道氣。