1、目錄 HYPERLINK l _TOC_250026 天然氣定價受到氣源、運輸和國家政策三方面影響 4 HYPERLINK l _TOC_250025 我國天然氣分類：常規氣占主要部分，非常規氣快速發展，進口 LNG 為重要補充 4 HYPERLINK l _TOC_250024 天然氣運輸方式：管道運輸占主體，槽車運輸為補充 4 HYPERLINK l _TOC_250023 我國天然氣定價市場化進行時 4 HYPERLINK l _TOC_250022 我國天然氣定價機制變遷：政府管控逐漸放開 4 HYPERLINK l _TOC_250021 現階段我國天然氣定價機制：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：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，部分非常規氣和進口管道氣均存在價格倒掛現象 11 HYPERLINK l _TOC_250017 配氣費：國家管控，逐步規范 13 HYPERLINK l _TOC_250016 終端價：區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：城市燃氣價格尚有提價空間 15

3、HYPERLINK l _TOC_250014 美國天然氣市場發展經驗解讀 15 HYPERLINK l _TOC_250013 美國天然氣市場現狀：參與主體多，高度市場化，實現能源自給 15 HYPERLINK l _TOC_250012 美國天然氣市場演變：消除壟斷、逐步實現市場定價 17 HYPERLINK l _TOC_250011 美國天然氣產業發展啟示：市場化有利于產業發展、降低用氣成本 18 HYPERLINK l _TOC_250010 我國天然氣產業發展展望：堅定不移向市場化邁進 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 管網公司成立促進產業良好發展 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 投資建議及重點企業介紹 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 華潤燃氣（1193.HK） 22 HYPERLINK l _TOC_250002 5.4 深圳燃氣（

5、601139.SH） 22 HYPERLINK l _TOC_250001 風險提示 22 HYPERLINK l _TOC_250000 相關報告匯總 23表格目錄表 1： 天然氣價格演變主要政策一覽 5表 2： 頁巖氣補貼相關政策一覽 7表 3： 煤層氣補貼相關政策一覽 8表 4： 天然氣管輸相關政策一覽 9表 5： 天然氣跨省管道運輸價格表 9表 6： 我國進口管道氣價格情況 12表 7： 國產氣成本核算 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： 開放勘探市場相關政策一覽 20表

6、 12： 中央定價目錄關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： 亞美能源歷史產量與平均單位產氣成本 8圖 6： 錫林郭勒、通遼、赤峰褐煤車板價 9圖 7： 國產氣單位產氣成本價格區間 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： 國產氣成本（不含補貼）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： 美國天然氣生產消費情況 16圖 13： 中美天然氣產業相關資源數據對比 17圖 14

7、： 美國天然氣管道建設情況 17圖 15： 美國天然氣產業流程演變進程 18圖 16： 美國天然氣市場化的反饋機制 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、運輸和國家政策三方面影響我國天然氣分類：常規氣占主要部分，非常規氣快速發展，進口LNG 為重要補充在我們之前發布的天然氣行業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，國產天然氣產量僅為 1615.3億立方米，對外依存度高達 42

8、.5%。我國國產天然氣又可以分為國產常規氣與非常規氣（主要包括頁巖氣、煤層氣等）。目前我國天然氣產出仍以常規氣為主，2018 年我國常規氣開采量為 1454.99 億立方米，占開采總量的 90%。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定有效，適宜大規模輸氣。天然氣長輸管道蓬勃發展，全國性管網逐步形成。根據天然氣發展十三五規劃，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“

9、西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供氣格局已經初步形成，互聯互通相關工作正在全面開展。2019 年 12 月 9 日國家管網公司的掛牌成立，將進一步促進天然氣管道建設。圖1：我國干線管道分布情況圖2：進口 LNG 流程圖資料來源： 網絡公開資料整理、東興證券研究所資料來源： 網絡公開資料整理、東興證券研究所LNG 接收站建設加速，刺激 LNG 槽車運輸業務發展。根據我們先前發布的天然氣行業系列報告之供給篇，我國未來 1-2 年內規劃建設的 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

10、 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 進口規模，必將進一步拓展 LNG 槽車業務的發展空間。我國天然氣定價市場化進行時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業投資不足，天然氣產量滑坡的局面，為加快天然氣工業的發展，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

11、數包干政策”。1987 年 4 月，國務院決定將“常數包干政策”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。1993 年我國實行了企業自銷天然氣的價格政策，1994 年進一步調整了企業自銷天然氣價格：國家規定中準價，允許企業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，

12、國家發改委發出通知，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

13、門站價格管理，實現與非居民用氣價格并軌，以后在門站環節將不再區分居民用氣與非居民用氣。2019 年 11 月 4 日，發改委印發中央定價目錄（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布時間政策名稱主要內容1987國務院批轉國家計委等四個國務院決定在全國實行天然氣商品量常數包干，超產部分按高價銷售，高、部門關于在全國實行天然氣平差價收入作為天然氣勘探開發專項基金，以補充天然氣工業建設資金的不商品量常數包干辦法報告的通知（國發198726 號）足，走“以氣養氣”的路子。1994國務院批轉國家計委關于調整原油、天然氣、成品油價格請示的通知（國發1994

14、26提高天然氣價格。天然氣包干內外井口價格“并軌”提價。企業自銷的天然氣，中準價格水平為每千立方米 900 元，允許生產企業在上下不超過 10%的范圍內浮動（現行由地方政府規定而天然氣生產企業又承認的價格除外）。號）2005關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。根據天然氣出廠價執行情況，同時考慮成機制及近期適當提高天然用戶承受能力，將實際執行價格水平接近計劃內氣價且差距不大的油氣田的氣出廠價格的通知 (發改價格 20052756 號)氣量，以及全部計劃內氣量歸并為一檔氣，執行一檔價格。除此以外，其它天然氣歸并為二檔氣，執行二檔價格。2010關于提高國產陸上天然氣出適當提高國產

15、陸上天然氣出廠基準價格，取消價格“雙軌制”。 擴大價格浮動廠基準價格的通知（發改電幅度。國產陸上天然氣一、二檔氣價并軌后，將出廠基準價格允許浮動的幅2010211 號）度統一改為上浮 10%，下浮不限，即供需雙方可以在不超過出廠基準價格 10%的前提下，協商確定具體價格。2011關于在廣東省、廣西自治區開一是將現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。選取計展天然氣價格形成機制改革價基準點和可替代能源品種，建立天然氣與可替代能源價格掛鉤機制。二是試點的通知（發改價格以計價基準點價格為基礎，考慮天然氣市場資源主體流向和管輸費用，確定20113033 號）各省（區、市）天然氣門站價

16、格。三是天然氣門站價格實行動態調整機制，根據可替代能源價格變化情況每年調整一次，并逐步過渡到每半年或者按季度調整。四是放開頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣出廠價格，實行市場調節。2013關于調整天然氣價格的通知（發改價格20131246 號）區分存量氣與增量氣。天然氣價格管理由出廠環節調整為門站環節，門站價格為政府指導價，實行最高上限價格管理，供需雙方可在國家規定的最高上限價格范圍內協商確定具體價格。2018關于理順居民用氣門站價格 的通知（發改價格規2018794號）將居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理，價格水平按非居民用氣基準門站價格水平（增值稅稅率 10%）安排，供需雙方

17、可以基準門站價格為基礎，在上浮 20%、下浮不限的范圍內協商確定具體門站價格，實現與非居民用氣價格機制銜接。資料來源： 網絡資料公開整理， 東興證券研究所現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生產環節不同依次為出廠價、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。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

18、的塵粒、凝析液、水及其他有害組分所需的費用。據上文所述，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，在統一門站價格約束下盈虧各異。常規氣：開采歷史久，開采成本低常規氣指由由常規油氣藏開發出的天然氣，其在地層條件下呈氣態或者溶解于油、水中，在地面標準條件下只呈氣態。自上世紀 50 年代我國對四川盆地的氣田進行規模化開發以來，常規氣的開采技術已得到長足發展，常規氣開采成本也降至相對較低水平。根據中石油中石化披露，我國常規天然氣單位產氣成本處在 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：國家補貼高，開采成本高，發展前景廣闊頁巖氣指賦存于以富有機質頁巖為主的儲集巖系中的非常規天然氣，根據國際能源信息署（EIA）年發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。為鼓勵頁巖氣產業的發展，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%的政策優惠。頁巖氣開采技術難度大、目前成本相對較高。我國頁巖氣產業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、壓裂等關鍵裝備和配套工具已全部國產化，氣田的開發和建設成本大幅度降低，根據中石化披露的數據，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、規模方面的差異，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。表2：頁巖氣補貼相關政策一覽發布時

21、間政策名稱主要內容2015關于頁巖氣開發利用財政補貼政策的通知（財建2015112號）2018對頁巖氣減征資源稅的通知（財稅201826 號）資料來源： 網絡公開資料整理、東興證券研究所2016-2020 年，中央財政對頁巖氣開采企業給予補貼，其中：2016-2018 年的補貼標準為 0.3 元/立方米；2019-2020 年補貼標準為 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：補貼力度大，不同地區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氣資源。煤層氣補貼力度大。為鼓勵煤層氣的開發利用，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的補貼政策支持煤層氣發展，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.煤層氣不同地區開采成本差異大，部分區塊僅有 0.6 元/方。煤層氣比頁巖氣開發更早、產業化進程更成熟，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。

23、根據煤層氣龍頭藍焰控股披露的經營數據，2018 年其平均單位產氣成本為 1.29 元/方；另一煤層氣開發領先企業亞美能源披露的經營數據則顯示，2018 年其煤層氣平均銷售價格為 1.64 元/方，而平均單位產氣成本可降低至 0.7 元/方，與常規氣田相當。不過各地的地質條件千差萬別，抽采成本也相差很大，即便是亞美能源內部，馬必區塊的單位產氣成本也高達 1.72 元/方，遠高于潘莊區塊 0.59 元/方的成本水平。單位產氣成本（元/方）產氣量（億方）2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A1.81.61.41.210.80.60.40.209876543210圖5：

24、亞美能源歷史產量與平均單位產氣成本資料來源： 公司公告，Wind， 東興證券研究所表3：煤層氣補貼相關政策一覽發布時間政策名稱主要內容2016關于“ 十三五”期間煤層氣(瓦斯)開發利用補貼標準的通知（財建201631 號）資料來源： 網絡公開資料整理， 東興證券研究所“十三五”期間，煤層氣（瓦斯）開采利用中央財政補貼標準從 0.2 元/立方米提高到 0.3 元/立方米。煤制氣：生產成本高，市場競爭力欠缺煤制氣是以煤為原料經過加壓氣化后，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，但在目前投入生產的四個煤制氣項目中

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

26、保標準，也是煤制氣企業需要考慮的問題。從目前運行情況看，煤制氣實際生產成本較高，生產企業市場競爭力不足。煤制氣煤層氣頁巖氣常規氣00.511.52圖6：錫林郭勒、通遼、赤峰褐煤車板價圖7：國產氣單位產氣成本價格區間資料來源： wind、東興證券研究所資料來源： 網絡公開資料整理、東興證券研究所管輸費：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 年發改委明確天然

27、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”，發改委于 2017 年公布了 13 家天然氣管道運輸企業經過核定后的管道運輸價格。總體來說，我國的管輸費呈現出“一企一價”或“一線一價”的特點。表4：天然氣管輸相關政策一覽發布時間政策名稱主要內容2016天然氣管道運輸價格管理辦法（試行 ）（ 發改價格規 20162142 號）資料來源： 網絡公開資料整理， 東興證券研究所表5：天然氣跨省管道運輸價格表第八條：管道運輸價格按照“準許成本加合理收益”原則制定，即通過核定管道運輸企業的準許成本，監管準

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

29、416衛）、西二線西段（新疆霍爾果斯-寧夏中衛）、澀寧蘭線（青海澀北-甘肅蘭州）等中石油西北聯合管道有限包括西三線（新疆霍爾果斯-福建福12190.1202責任公司州、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-上海）、西二線東段（寧夏中衛-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-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管道有限責任榆濟線（陜西榆林-山東濟南）711/6100.4363公司內蒙古大唐國際克什克騰內蒙古克什克騰旗至北京煤制氣管9140.9611煤制天然氣有限責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公司張家口應張天然氣有限公應張線（山西應縣-河北張家口）5081.9938司注：1

31、.上述價格均含 9 增值稅部分企業經營的管道包含聯絡線及支線，本表未全部注明，具體見企業公布的價格表資料來源： 發改委，東興證券研究所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天然氣有限公司在建設管道時，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。總體來看，經過此次核定，13 家企業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公平。“價格管理辦法”規定管輸費與管道負荷率掛

32、鉤，在管道負荷率低于 75%時，管輸企業的實際收益率會低于 8%的準許收益率，這將推動管輸企業主動將管道向第三方開放，提高管道運輸效率。隨著國家管網公司的掛牌成立，三桶油所屬的干線管道資產將逐步剝離至管網公司，未來管網公司將公平公正地向上游開采企業開放管道，真正實現管輸和銷售的分離，為我國天然氣交易的市場化奠定基礎。門站價：各地門站價存在差異，部分非常規氣和進口管道氣均存在價格倒掛現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、調壓、儲存功能。天然氣門站價是 天然氣門站將經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

33、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，在上浮 20%、下浮不限的范圍內協商確定具體門站價格。在門站環節上， 我國不再區分居民用氣與非居民用氣。由于各省（直轄市、自治區）的天然氣資源稟賦不同，與天然氣氣源的距離不同，運輸的成本存在差異，因而各地的天然氣門站價存在一定差異。總體上，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、東興證券研究所進口管道氣存在價格倒掛現象。由于我國天然氣存在較大的供需缺口，而天然氣供應事關民生等領域，因此進口管道氣的供

34、應便顯得尤為重要。為了保障進口管道氣的穩定供應，我國與出口國通常采取長協價格進行交易，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過的第一個國內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。表6：我國進口管道氣價格情況項目名稱狀態預計投產日期入境地點價格（元/方）中亞 A 線已投產新疆霍爾果斯1.3-1.4中亞 B 線已投產中亞 C 線已投產中亞 D 線在建2020 年投產新疆烏恰縣中緬天然氣管道已投產云南瑞麗2.2-3.3中俄東線一期

35、投產2020 年全面投產黑河市1.5-1.8中俄西線規劃新疆喀納斯山口資料來源： 前瞻產業研究，東興證券研究所2.521.510.50國產氣成本（不含補貼）門站價圖9：云南省天然氣門站價圖10：國產氣成本（不含補貼）比對資料來源： wind、東興證券研究所資料來源： 網絡公開資料整理、wind、東興證券研究所部分非常規氣存在價格倒掛現象。我國非常規氣的氣源地的大多集中在西南、西北地區，經濟發展水平較低，人口密度低，當地需求極為有限，在滿足當地需求的基礎上，開采企業只能通過管道將天然氣輸送至東部地區，經由天然氣門站銷售，而非常規氣的開采成本普遍較高，從而導致價格倒掛現象的出現。我們選取了四個能代

36、表各類天然氣行業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，其天然氣產量占全國總產量的四分之一，主要運輸長慶油田出產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，其生產的煤制氣主要輸往北京；藍焰控股是我國煤層氣行業的龍頭企業，2018 年其煤層氣產量與煤層氣利用量分別占全國的 27.05%和 23.47%，其生產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基地主要有中石油的委員會-長寧頁巖氣示范區與中石化的涪陵頁巖氣田，“兩桶油”生產的頁巖氣在滿足周邊地區需求的基礎上主要

37、通過管道銷往上海等東部沿海地區。表7：國產氣成本核算類別單位產氣成管道終點長度管輸價格(元/單位輸氣成政府補貼總成本 不本（元/方）（KM）千立方米公本（元/方）（元/方）含補貼里)（元/方）常規氣（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（藍焰控股）1.29沁水-博愛河南約 983.44160.3440.41.634頁巖氣（行業平均）1.35川氣東 輸上海約 17000.38240.6480.21.965資料來源： 網絡公開資料整理、wind、東興證券研究所非常規氣成本過高，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，十分接近當地的門站價，利潤空間極為狹窄；而煤制氣行業則處在虧損之中，僅生產與管輸成本就高達 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

39、層氣輸送 98km 的成本反而高于常規氣經陜京線輸送近 1000km 的費用，這對產氣成本本就高于常規氣的煤層氣開采企業造成了極大的負擔，不利于構建公平競爭的天然氣產業。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氣的發展，當下我國制定了一系列的補貼優惠政策，隨著產業的發展，國家會逐步下調補貼水平直至取消，非常規氣與常規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，如何改進生產技術、降低生產成本，成為頁巖氣、煤層氣開采企業迫切需要解決的問題。配氣費：國家管控，逐步規范城鎮管道燃氣配氣費，是指一定區域內城鎮燃氣企業通過城鎮燃氣管網

40、向用戶提供燃氣配送的服務，由此向用戶收取的費用。2017 年發改委規定，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審政策方案。2019 年國家進一步要求合理確定城鎮燃氣工程安裝收費標準，原則上成本利潤率不得超過 10%，取消城鎮燃氣工程安裝不合理收費。表8：天然氣配氣價格主要政策一覽發布時間政策名稱主要內容2017關于加強配氣價格監管的指導意見（發改價格20171171號）配氣價格按照“準許成本加合理收益”的原則制定，即通過核定城鎮燃氣企業的準許成本，監管準許收益，考慮稅收等因素確定年度準許

41、總收入，制定配氣價格。準許收益按有效資產乘以準許收益率計算確定。其中，準許收益率為 稅后全投資收益率，按不超過 7%確定。新通氣城鎮初始配氣價格的制定，核 發布時間政策名稱主要內容2019關于規范城鎮燃氣工程安裝收費的指導意見（發改價格 20191131 號）資料來源： 網絡公開資料整理、東興證券研究所定價格時，全投資稅后內部收益率不超過 7%，經營期不低于 30 年。合理確定城鎮燃氣工程安裝收費標準。燃氣工程安裝競爭性市場體系尚未建立、收費標準納入政府定價目錄進行管理的地方，當地價格主管部門要建立健全監管機制，加強成本調查監審，對標行業先進水平，兼顧周邊地區水平，合理確定收費標準，原則上成本

42、利潤率不得超過 10%，現行收費標準偏高的要及時降低。取消城鎮燃氣工程安裝不合理收費。同一區域內多種企業并存，企業逐步向監審標準靠攏。我國燃氣配送領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，還有外資港華燃氣等，不同企業建設管道采用的材料、技術規范不同，因而經營成本各異，差異較大，且不同企業所屬管道交叉重疊，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，燃氣公司必然會調整業務板塊規劃、生產經營統計等一系列制度、方法，主動向監審標準靠攏，即企業與監審的趨同化

43、。國家嚴格管控，行業平穩發展。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、準許收益的監管趨于嚴格，燃氣公司將主動提升自身專業化水平，控制營運成本，未來我國天然氣配氣費將逐步趨于合理；從上下游聯動的角度分析，隨著國家管網公司的成立，管道將公平公正地向上下游企業開放，燃氣公司可以與多個上游開采企業進行談判，選擇最適合的上游企業進行交易。總體來看，天然氣的供應事關民生，燃氣行業呈現出向準公用事業化的轉變的態勢。終端價：區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。現階段我國在天然氣門站層次不區分居民用氣與非居民用氣，但是燃氣公司在銷售時仍區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。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， 東興證券研究所發布時間政策名稱主要內容表9：居民用氣價格主要政策一覽2014關于建立健全居民生活用氣階梯價格制度的指導意見（發改 價 格發 改 價格 2014467號）實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，各檔氣量價格實行超額累進加價。關于獨立采暖。各地可結合當地氣候、采暖用氣需求等實際情況，單獨制定獨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，將獨立采暖用氣納入統一階梯價格制度。資料

45、來源： 網絡公開資料整理、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，我們不難發現絕大多數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象的發生，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一，真正實現居民與非居民用氣價格的并軌，實現市場公平競爭。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，居民用氣價格不宜過高，但我國經濟依然處于較快增長區間，居民人均可支配收入不斷提高，對燃機價

46、格上漲的體驗逐漸不明顯。根據價格法，政府定價的重要考量因素是城鎮居民可支配收入，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： 國務院發展

47、研究中心，東興證券研究所美國天然氣市場發展經驗解讀美國天然氣市場現狀：參與主體多，高度市場化，實現能源自給美國頁巖氣占比高，對外依存度低。21 世紀以來，隨著水平井技術和水力壓裂技術的成熟，頁巖氣開采成本大幅下降，美國頁巖氣發展速度極為迅速，根據美國能源信息署（EIA）公布的數據，2018 年 12 月美國頁巖氣產量占天然氣產量的 70%，而在 2008 年 12 月這一數據僅為 16%。獲益于頁巖氣的大開發，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，已實現能源自給。對外依存度年消費量 單位：十億立方米年產氣量 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：美國天然氣生產消費情況資料來源： wind、東興證券研究所市場參與主體多，價格形成機制高度市場化。美國天然氣市場處于完全競爭狀態，所有的天然氣企業均為私營公司，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”壟斷上游勘探開發市場不同，目前全美約有 6300 位天然氣生產商，排名前 40 位的生產商產量占全美總產量的一半左右

49、，每個廠商的份額占比很小，絕大多數天然氣生產商是中小企業。充分競爭的勘探市場給中小企業提供了充足的發展空間，也促進了美國頁巖氣革命的發生。管道建設高度發達，管輸與生產、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，占長輸管道總長度的 71%，由美國聯邦能源委員會管理; 有 101 個州內管道系統，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管且管輸企業不得參與上下游業務，管道公司聚焦管輸主業有助于推動上下游市場充分競爭，優化資源配置

50、。儲氣設施規模化。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“十三五規劃”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，美國還出現了 45 家獨立的專業儲氣庫公司，這些獨立儲氣庫公司只經營儲氣服務，不涉及管輸與現售業務。事實上，規模化的儲氣庫能夠有效解決天然氣需求的的季節性不平衡，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

51、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，優化了天然氣市場資源配置效率。圖13：中美天然氣產業相關資源數據對比圖14：美國天然氣管道建設情況資料來源： 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、逐步實現市場定價回顧美國天然氣市場化轉變的歷程，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變，逐步消除壟斷、實現市場化定價模式，獲得了良性發展。第一階段（1938 年以前）：政府監管程度低，管道公

52、司價格壟斷。由于聯邦政府與州政府均缺乏對跨州管道業務的監管，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，損害生產商與用戶的利益。第二階段（1938-1977）：政府過度監管，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；在管輸費率被監管的情況下，天然氣井口價由管道公司直接轉嫁給終端用戶，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帶動天然氣價格一并上漲，雖然跨州運輸的天然氣井口價與管輸費受到嚴格管控，但州內銷售的天然氣卻不受價格管制，因而天然氣生產商不愿進行跨州銷售，導致部分州出現天然氣供應短缺問題。第三階段（1978-1991）：政府監管逐漸放開，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，規定了各個氣源的價格上限；為促進產業鏈各環節充分競爭，實現價格形成機制的市場化，1985 年聯邦能源管理委員會允許管道公司在自愿的基礎上可在設定的收費區間內自主定價為用戶提供管輸服務；1989 年美國政府徹底結束對天然氣井口價格

54、的管制，實現州內和州際天然氣市場的融合；1992 年聯邦能源管理委員會規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，頁巖氣飛速發展。天然氣的放松管制政策，使得油氣企業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；充分競爭的市場結構，也為中小型油氣企業提供了充足的發展空間；加之近二十年國際油價大幅上漲，頁巖氣技術的突破，促成了美國的頁巖氣革命。圖15：美國天然氣產業流程演變進程資料來源： 網絡公開資料整理、東興證券研究所美國天然氣產業發展啟示：市場化有利于產業發展、降

55、低用氣成本美國天然氣產業發展的歷史，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業良性發展、降低居民用氣成本的。雖然在發展過程中天然氣價格會經歷較大波動，但是充分競爭市場下促進生產企業進行技術研發優勝劣汰，并最終在頁巖氣革命之后實現了居民用氣成本的下降。美國天然氣價格波動幅度大。自 1992 年美國天然氣產業進入全面市場化發展階段以來，美國天然氣價格擺脫原本平穩波動的走勢，呈現出一定的波動性。天然氣價格在反應價值的基礎上，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

56、續上移帶動氣價上漲，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，同期頁巖氣產量迅速釋放，在頁巖氣產量井噴的帶動下,美國的天然氣產量急劇上漲，2008 年頁巖氣產量僅為 599 億方，而 2018 年頁巖氣產量高達 7560 億方，天然氣產量的提升帶動氣價逐步下跌。市場參與者多，促進產業迅速發展。美國頁巖氣革命的產生與中小企業的開拓密不可分，據統計美國頁巖氣產業中涉及 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，中小企業雖然資金實力較弱，但擁有專業的勘探技術，可致力于頁巖氣的勘探并率先進入勘探的前沿領域。這些中小企業雖然在規模上與埃克

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業務，敢于推動原有的常規氣的勘探開發向非常規能源轉移，一旦成功便可獲取豐厚的回報，進而再向勘探領域投資，從而形成一個良性的循環，促進天然氣產業迅速發展。圖16：美國天然氣市場化的反饋機制資料來源： 網絡公開資料整理、東興證券研究所市場充分競爭，居民用氣成本下降。在供應端充分競爭的市場環境下，下游用戶可以自由選擇最適合的生產商，價格扭曲被消除；而頁巖氣開采技術的成熟進一步降低了天然氣開采成本；加之頁巖氣開發井噴，產能暴漲，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業發展展望：堅定不移向市場化邁進上游勘探市場充分競爭，開采成本逐步下降油氣勘探領域是公認的油氣產業鏈中利潤最豐厚的領域，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，較為封閉的行業格局。隨著我國上游市場逐步放開，民營企業與外資企業的進入有助于推動我國非常規氣開采技術的進步與成本的下降，未來我國上游勘探開采市場將出現各類市場主體充分競爭的局面。目前我國非常規氣資源與產能嚴重不匹配，隨著社會資本的進入，產能的開發，未來我國天然氣會自給

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

60、內容表11：開放勘探市場相關政策一覽2019中共中央、國務院關于營造更好發展環境支持民營企業改革發展的意見2020關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）（自然資規20197 號）資料來源： 網絡公開資料整理、東興證券研究所支持民營企業進入油氣勘探開發、煉化和銷售領域，建設原油、天然氣、成品油儲運和管道輸送等基礎設施。支持符合條件的企業參與原油進口、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注冊，凈資產不低于 3 億元人民幣的內外資公司，均有資格按規定取得油氣礦業權。從事油氣勘查開采應符合安全、環保等資質要求和規定，并具有相應的油氣勘查開采技術能力。實行油氣探采合一制度: 油