2023年从天然气市场化改革看油气央企投资价值

（一）天然气：高热值+低碳，“双碳”目标下唯一增长的化学能源

天然气是蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物，主要成分为甲烷。根据混合 物成分化学性质，又可细分为能源成分（甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和凝析油）以及非 能源成分（氮气、二氧化碳、硫化氢和氦气）。天然气分类多样，根据聚集地质条件 不同，可分为常规天然气和非常规天然气。其中，常规天然气主要包括聚集于常规 油气藏中呈游离态、凝析态或溶解态的天然气；非常规天然气是指难以用传统石油 地质理论解释，不能用常规技术进行开发的天然气，包括页岩气、煤层气等。根据物 理状态不同，天然气又可分为管道天然气（PNG）、液态天然气（LNG）和压缩天 然气（CNG）。

【资料图】

天然气具备热值高、低碳等自然属性。天然气隶属低碳化学能源，但不同于煤炭、 石油等其它能源，天然气中硫、氮等元素含量极低，同时具备高热值、低碳排放等自然属性。根据《世界天然气产业形势与发展趋势》文献数据，在化石能源中，煤炭、 石油标准热值为20.93MJ/kg、41.87MJ/kg，天然气标准热值为38.97MJ/kg，与石油 相当，但仅为煤炭的1.86倍；煤炭、石油 CO2 排放因子分别为0.0946kg/MJ、 0.0733kg/MJ，天然气排放因子为0.0561kg/MJ，分别仅为石油的0.77倍，煤炭的0.59 倍。

（二）全球：短期需求回暖，长期需求取决于能源转型进程

天然气搭建起低碳能源转型桥梁。能源自然属性决定能源地位。中短期来看，在全 球能源结构转型的背景下，天然气高热值、低碳排放的自然属性，决定加快推进气 代煤可促进减碳。根据Energy Institute数据，全球天然气需求量由1970年的9615亿 立方米增长至2021年的40671亿立方米，CAGR为2.87%。根据BP能源报告，截止 2022年，全球天然气消费在一次能源消费中的占比为23.5%，是仅次于石油、煤炭 的第三大化石能源；但鉴于天然气含碳，远期碳中和目标下，将逐步被无碳的可再 生能源或、氢能、核能等新能源替代。伴随发达国家向无碳能源转型带来的减少缩 减，将抵消新兴经济体经济增长和工业化带来的天然气需求增加。因此，天然气承 担着由高碳化石能源为主体的能源结构向无碳新能源为主体的能源结构转变的桥梁， 长期需求主要取决于能源转型的速度。

全球气源供给集中，美国、俄罗斯是全球两大天然气生产国，全球天然气产量保持 稳定增长。根据 Energy Institute 数据，以 1970 年的 9761 亿立方米为基点计算， 2021 年，全球天然气产量 40534 亿立方米，CAGR 为 2.83%。2022 年受俄罗斯对 欧盟天然气出口减少的影响，全球天然气产量为 40438 亿立方米，同比下降 0.24%。 其中，美国、俄罗斯天然气产量占比分别达到 24%、15%；美国、中东、俄罗斯、 中国、欧盟五地区天然气需求占全球总需求的 65%。

2022 年全球天然气需求承压，2023 需求或恢复增长。2022 年，受地缘政治博弈引 发全球能源危机，天然气供应链遭到破坏，国际气价历史性飙升。亚太受高气价抑 制、重启核电和加强煤电利用；欧洲为应对俄气供应大幅减量，加强替代能源利用 和需求管控，经济疲软等因素下，2022 年全球天然气需求呈现历史性负增长。根据BP 统计数据，2022 年，全球天然气消费降至 3.91 万亿立方米，同比下降 3.09%。 短期来看，自 2023 年以来，国际气价回落，全球经济逐步复苏，亚太地区消费量在 中国、韩国等新型市场拉动下，抵消欧美、北美地区天然气需求回落，支撑全球天然 气需求重回正增长。

预计全球天然气需求将于2030-2040年达峰。根据麦肯锡测算数据，在当前需求情境 下，预计天然气需求量将在2040年达峰；在加速推进碳中和情境下，预计全球天然 气需求量将在2035年达峰；在完成碳中和既定目标下，预计全球天然气需求量将在 2030年达峰。

（三）中国：进口依赖度高，需求达峰或需到 2040 年

高需求、低供给，国内进口依存度高于40%，政策推动增储上产。据Wind数据，2022 年，国内天然气表观消费量为3638亿立方米，对应CAGR(2008-2022)为11.7% 其 中，国内天然气产量为2178亿立方米，进口对外依存度为41.75%。2023年H1，国 内天然气表观消费量为1914亿立方米，同比上升12.5%，天然气产量为1155亿立方 米，同比上升5.4%，天然气进口依存度缓降至41.13%。能源安全推动国内油企增储 上产。《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，国内能源年综合生产能 力达到46亿吨标准煤以上。其中，天然气年产量达到2300亿立方米以上。基于 “十 四五”能源规划，Rystad预计2025年中国天然气需求将4400亿立方米，对应 CAGR(2022-2025)为6.5%。

中国尚处于碳达峰初期阶段,达峰或需到2035-2040年.我国于2020年9月提出碳达峰 和碳中和战略，明确力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。相 较于欧美国家和其它国家，我国提出时间晚，尚碳达峰初期阶段，且相较欧盟地区 承诺的65-70年碳中和和达峰时间，承诺时间短，难度大。因此，天然气作为碳达峰 阶段推动经济社会清洁低碳发展的主体能源，中长期仍有望成为我国支撑可再生能 源跃升的支柱能源。根据2022年中国石油经济技术研究院数据，预计国内天然气需 求有望于2040年峰值突破6500亿方。其中，发电用气将贡献2020-2040年间用气增 量 的 63% 。 以 2025 年 4400 亿立方米 天 然 气 需求 计 ， 国 内 天 然 气 需 求 增 速 CAGR(2025-2040)将达到2.64%。2040年后，各领域用气均将有所回落，于2060年 降至4000亿方。

（四）产业链：上游气源供应、中游集输、下游终端销售

按上、中、下游结构划分，天然气产业链依次分为上游产气，中游输气和终端销气。 （1）上游：主要包括天然气开采与进口。国内天然气进口依赖度高，上游气源可划 分为国产气（陆上常规气、海上气及非常规天然气）和进口气（进口管道气以及进口液化气）。天然气生产和进口具备高投资、高风险壁垒，上游气源供应以 “三桶油” 主导； （2）中游：主要包括天然气管道运输与LNG运输。2019年以前，国内管网运输主要 由“三桶油”运营。2019年12月，国家管网集团成立，实现干线管道互联互通及与 社会管道联通，形成“全国一张网”。 （3）下游：主要包括城燃企业将天然气销售到终端市场。从消费结构看，2022年国 内城市燃气消费、工业燃料、天然气发电、化工行业用气占比分别为33%、42%、 17% 和8%。

从价格来看，在产业链不同环节，天然气价格则分别对应出厂价、门站价、零售价 （居民、非居民）。其中，门站价格作为天然气的供应商与下游购买方所有权交接点 的价格，由出厂价格和管输价格组成，终端销售价格包括门站价价格和配气价格。 根据消费对象，实际终端价格又分为居民用气价格和工业用气价格。

天然气作为一种油气资源，无论是自产天然气、进口液化气以及进口管道气，均具 备规划周期长、投资规模大等壁垒。因此，油气央企承担上游天然气气源保供业务， 但长期面临进口天然气成本与销售价格倒挂，天然气进口业务连年亏损问题。以中 国石油为例，截止2021年，中国石油天然气近十年进口天然气业务亏损额达到 2723.1亿元。博弈未来，上游气源企业进口天然气业务如何发展？我们认为需要回 答以下几个问题： 1. 国内进口天然气价格倒挂亏损原因？ 2. 国内天然气产业链顺价改革进展？ 3. 海外天然气如何定价？国内天然气产业链定价展望？

（一）定价：市场化改革不断推进，“计划”与“市场”机制并存

定价机制决定价格，我们先对国内天然气定价机制进行介绍。 我国于1949年进入现代天然气工业发展阶段，直至2000年西气东输管道建设，才开 创中国大规模使用天然气的时代。漫漫七十载，我国天然气定价机制改革共经历了 “政府定价”、“价格双轨制定价”、“基于成本加成的政府指导定价”、“基于 市场净回值的市场化定价”以及“管住两头，放开中间”等五个阶段。 第一阶段：政府定价阶段（1945年-1982年）：国内天然气生产主要集中在四川盆地， 天然气定价文件则均以四川石油管理局及其天然气用户为对象，具有明显地域性。 1958，经石油工业部批复，天然气井口价定为30元/千立方米； 1978年，调整为40 元/千立方米；1980，受开采成本上升影响，调整为50元/千立方米。

第二阶段：价格双轨制阶段（1982年-2005年）：1987年，为进一步加快我国天然气 工业发展，国内天然气实行商品量常数包干政策，规定每年商品气指标为50亿立方 米，商品率88%，包干内计划天然气由国家分配和定价，包干外天然气由企业自行 销售。此阶段，天然气产业链定价由计划垄断性定价和市场定价两种不同机制并存。 第三阶段：基于成本加成法的政府指导价阶段（2006年-2011年）：此阶段，价格“双 轨制”彻底取消。同时，天然气价格主要由出厂价、管道运输费和城市燃气终端价格 组成。出厂基准价与原油、石油气、煤炭价格挂钩，出厂价在国家规定的出厂基准价 基础上，可在上下10%的浮动范围内由供需双方协商确定。 第四阶段：基于市场净回值法的市场化定价阶段（2011年-2015年）:将天然气定价 从成本加成为主转向市场净回值法；并制定各省份最高门站指导价格，实施最高门 站价格管理。同时，居民生活用气阶梯价格制度(2013)、进口液化天然气(LNG)和非 常规天然气实施市场定价（2014）、非居民用气存量气与增量气价格并轨（2015）、 非居民用气“基准价+浮动幅度”管理（2015），放开直供用户天然气市场化（2015） 等政策也陆续出台，进入市场化改革初期阶段。

第五阶段：管住两头，放开中间阶段（2016年-至今）。此阶段，国内按照“管住中 间、放开两头”总体思路不断深化产业链价格机制改革，上海、重庆石油天然气交易 中心启动（2016、2017）；居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理， 居民和非居民门站价格并轨（2018）；国家管网公司正式成立，形成上游气源多主 体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市 场体系（2019）。 综上，经过多轮改革，国内天然气产业链定价机制从政府定价机制转为市场化定价 和管制定价机制共存。从上游气源供应环节来看，非常规天然气（页岩气、煤层气、 煤制气等）、海上气、现货交易的进口液化气以及2015年后投产的进口管道气价格 完全市场化；国产常规气、2015年前投产的进口管道气以及并入长输管网进口液化 气则执行政府指导价；从中游管输环节来看，管道气实行基准门站价政府定价模式， 非管道气进入交易中心交易的气量市场化定价；从下游分销环节来看，城燃企业通 常通过与上游供应商签订年度供应协议方式进行采购，再以居民用气和非居民用气 分销给下游用气, 不足部分合同外采购，比例超过20%（杨义《新形势下中国天然气 产供储销体系建设探讨》)。其中，居民用气实行严格的政府限价，而工商业用气实 行“基准价+浮动幅度”的半市场化定价，直供大用户则放开市场定价。

（二）现状：进口溢价高成本、终端低价保民生，上下游难顺价

正如上文分析，当前阶段国内天然气产业链各环节呈现“计划”与“市场”定价机制 相互交织的特征，市场化成本价和难以反应供需的政府控制售价相互交织，进而导 致产业链价格的倒挂。具体来讲，天然气产业链上游倒挂主要体现在供气企业进口 成本与门站价格倒挂。

国内天然气进口存在“亚洲溢价”，进口成本高企。亚洲溢价，是指出口地相同的 天然气（主要是LNG）在亚洲市场交易的价格高于北美和欧洲市场，中日韩等东北 亚地区国长期支付较高的天然气进口成本。究其原因：（1）定价差异。北美与英国 采用市场化程度较高的“气对气”定价；欧洲大陆正在逐步转向“气对气”定价；东 北亚地区采用与原油进口平均价格挂钩。在国际油价中枢保存高位背景下，原油溢 价联动天然气溢价。（2）供需差异。较于北美(页岩气革命下，供应偏松)和欧洲市 场(经济增长放缓，天然气消费需求缓慢增长)，亚太地区天然气需求增长快、对外依 存度高、进口源单一导致“无定价权”，存在一定“能源安全溢价”。

基准门站价格长期稳定，与高进口成本倒挂。我国基准门站价格机制自2013年实行 以来，调整周期较长，自2019年以来，便长期维持1.68元/立方米。 2022年，俄乌 冲突等因素拉动全球油价高涨，带动LNG现货到岸价格均价上涨。根据wind数据， 2022年国内LNG现货到岸价为6.72元/立方米，远高于天然气基准门站价；2023年至 今，伴随原油价格高位回落，LNG现货到岸价有所回落。截止2023.07，2023年国内 LNG现货到岸价均价为2.71元/立方米，暂不考虑管输费用，与1.68元/立方米门站价 格相比，上游供气企业进口气源存在明显”价格倒挂”。

城燃企业市场化采购成本与居民销售价格倒挂，工业用气交叉补贴。国内城燃企业 天然气采购主要通过与中石油、中海油等上游供应商签订年度供应协议方式确定， 不足部分通过合同外采购LNG或竞拍等方式进行保供。采购成本方面，根据Wind资 讯数据，合同内，以2022.04-2023.04全国天然气基准门站价为1.68元/立方米为基准， 假设下游城燃企业每月天然气采购量相同，且不考虑调峰量，在中国石油天然气定 价合同下，预计2022.04-2023.04国内城燃企业供暖季、非供暖季合同内气源交接成 本分别为2.36元、2.10元/立方米；合同外，根据上海石油天然气交易中心数据， 2022.04-2023.04国内北方和东部市场管道气交易均价已分别达4.7、5.0元/立方米。 销售价格方面，2018年，发改委将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，以实现居民与非居民用气价并轨，但实际需地方物价局召开听证会决定，执 行难度大。以北京/上海/重庆为例，自2018年以来，居民用气价格保持低于工业用气 价格，调整频率低于工业用气。2022年，各城市门站价为1.86/2.04/1.52元/立方米， 居民用气均价为2.6/3.0/2.02元/立方米，工业用气均价为3.72/3.00/2.47元/立方米。 暂不考虑城燃企业配气成本，各地区居民用气价格与合同外市场化交易均价形成“价 格倒挂”。

（三）边际：价格联动落地打开提价空间，市场化改革进程提速

短期政策密集落地，天然气顺价改革再推进。天然气顺价改革作为市场化改革重要 一环，2023年初，中国城市燃气协会向国家发改委报送《关于支持城市燃气企业纾 困解难持续发展的建议》，提出上下游价格联动机制问题。2023年2月，国家发改委 下发《关于提供天然气上下游价格联动机制有关情况的函》，将天然气价格联动事 项作为工作重点；2023年4月，国家改革委下发《天然气上下游价格联动相关指导意 见（征求意见稿）》，提出健全下游成本疏导机制；2023年6月，中央全面深化改革 委员会第二次会议强调，要进一步深化石油天然气市场体系改革。

天然气价格联动路径：（1）上游企业向城市燃气企业传导；（2）城市燃气企业向 终端居民和工业用户传导。 （1）供气企业方面：上游供气企业顺价通常通过抬高基准门站价上浮比例、提高高 价天然气资源配置占比、或通过交易中心竞拍销售以摊销高成本气源。根据隆众资 讯数据和中国能源报资讯，在中国石油发布的2023-2024年度管道气定价方案中，70% 管制气中居民用气合同定价基于省门站基准价上浮15%、非居民用气管制气源上浮 20%；30%非管制气中27%均衡气在省门站基准价水平上浮80%、3%均衡气挂靠 JKM现货，整体较2022-2023年度合同定价提升明显；中国海油则根据综合签订的进 口LNG长协价格，采取以价格传导为主的“一口价”定价方案，目前非供暖季定价在 3.1-3.6元/方。

（2）城燃企业方面： 2023年3月，内蒙古发改委率先启动居民用天然气价格动态调 整机制和非居民用天然气销售价格联动机制：自2023年4月1日起，各区（街道）居 民用气价格上调0.13-0.19元/方，工业用气价格上调0.1-0.4元/方。随后，陕西西安、 新疆等地区价格联动政策陆续出台。根据中国化工报和中国城市燃气协会数据资料， 截止2023年7月初，包括湖南、河北、甘肃等多30个省（区、市）出台天然气上下游 价格联动机制方面政策，标志着国内天然气市场化改革进入新阶段。

（四）展望：市场化改革大势所趋，上下游价值有望重新分配

看向海外，天然气全产业链定价市场化改革系大势所趋。美国系全球最大天然气供 应国，也是全球最大天然气需求国，2022年，天然气供给和需求占比分别为24%和 20%。因此，回顾美国天然气定价机制发展历程，对国内天然气定价发展历程有重 大指导意义。美国天然气定价制剂同样经历自然垄断阶段、全面监管阶段向市场化 发展三个阶段。（1）自然垄断阶段（~1938）：美国天然气工业起步于19世纪早期。 1931年，3条超过1000英里的管线投用，天然气于能源市场中初露头角。此阶段跨 州管道公司具有双重垄断地位。（2）全面监管阶段（1938~1977）：此阶段，美国 国会通过了《天然气法》，美国天然气产业进入监管阶段(1938年)。1954年，美国 最高法院通过“菲利普斯决议”，要求政府对跨州销售的天然气井口价格进行监管； （3）市场化发展阶段（1978~至今）：1978年，国会颁布《天然气政策法》，开启 了逐步放开天然气井口价格的历程。1985 年联邦监管委员会（FERC）颁布“436 号法令”，允许州际管道公司向第三方提供运输服务，促使天然气现货交易市场形 成；1989 年，《天然气井口解除控制法》明确于1993年1月1日彻底解除对天然气 井口价格的管制，全面实行市场定价。1992年，美国联邦能源监管委员会颁布第636 号令，要求分离天然气运输业务与销售业务，打破管道运营商对天然气市场的垄断， 实现天然气生产、运输和销售全产业链的市场化。

回看国内，天然气产业链市场化改革取得初步成效，处于下一轮深化改革阶段。我 国我国致力于推进天然气市场化改革。截止2023年，国内已陆续完成进口液化气/非 常规天然气市场化定价、石油天然气交易中心成立、直供用户天然气市场化定价、 分离天然气管道运输业务、推进居民和非居民并轨等天然气产业链市场化改革初步 环节。 2017年，国家发展改革委就加强配气价格监管答记者问中曾提出，国内天然 气行业价格改革的终极目标是“管住中间，放开两头”，即气源和销售价格放开由 市场形成，对属于网络型自然垄断环节的管道运输和配气价格则要严格监管。展望 未来，国内天然气产业链气源和销售价格正逐步市场化，天然气定价或打开更大提 价空间，产业链价值有待分配。

综上分析，以往天然气业务市场化程度较低，进口资源成本与门站价格倒挂下，油 气央企承担气源保供，进口天然气业务连年亏损。伴随天然气顺价改革进程加速， 上游油气央企天然气业务有望回归市场化。 自产气： 2022年，国内天然气产量为2117亿立方米，CAGR(2010-2022)为7.17%。 其中，2022年，中国石油、中国海油天然气产量分别为1324、204.97亿立方米，占 比分别为61%和9.6%。

进口管道气：进口天然气管道具有建设规划周期长、投资规模大、供气影响因素复杂等特点，双方往往通过签署长达20~40年照付不议的长期协议，甚至明确双方入股 管道建设的资金份额，以保证下游项目顺利开展。截止2022年，我国拥有中亚、中 俄、中缅三条天然气管道，累计管道气进口能力1050亿立方米/年。其中，2022年， 在中俄东线逐步放量的推动下，国内管道气进口量达627亿立方米。预计2030年，中 亚D线和中俄远东线天然气管道投产后，我国管道气进口能力可达到1450亿立方米/ 年。

进口液化气：相较于管道气进口，液化气贸易灵活性提高。2022年，国内LNG进口 量876亿立方米，占国内天然气进口量58.3%。从协议上来看，国内LNG进口分为长 期协议和现货采购两种方式,长期协议占到约2/3的比重,现货采购方式占比较小。 2021年，伴随国家管网成立，包括中国海油、中国石油多座LNG并入管网，国家管 网和油气央企掌握进口液化气供应。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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