2019年中國天然氣產業全景（附產業現狀、競爭格局、發展前景）

中國天然氣需求旺盛，2000-2018年，我國天然氣消費量快速提升，18年間消費量複合增長率達14.45%。受環保需求以及“煤改氣”的驅動，2018 年天然氣消費量達到2803 億立方米；2018年我國天然氣產量1610億立方米，同比增長7.5%，顯著低於同期消費量18.1%的增速，自產氣滿足消費量的比例由2014年的69%下降至2018年的57%，推動中國天然氣對外依存度進一步攀升。

天然氣產業鏈包括上游生產、中游運輸以及下游分銷

天然氣產業鏈分為三個部分：上游勘探生產、中游運輸以及下游分銷。

上游勘探生產：主要指天然氣的勘探開發，相關資源集中於中石油、中石化和中海油。此外，還包括LNG海外進口部分，目前我國LNG接收站也集中於中海油等國有綜合油氣公司，此外深圳燃氣、廣匯能源、新奧集團等企業也擁有一定規模的LNG接收站。

中游運輸：包括通過長輸管網、省級運輸管道、LNG運輸船和運輸車等。我國的天然氣中游也呈現壟斷性，中石油、中石化和中海油居於主導地位。

下游分銷：常規的燃氣分銷公司主要涵蓋三塊業務：燃氣接駁、燃氣運營和燃氣設備代銷。

環保帶動天然氣需求爆發，對外依存度持續擴大

目前，我國一次能源消費中仍以煤炭為主，而天然氣僅作為邊緣能源或過度能源進行使用。根據電力設計規劃總院發佈的《中國能源發展報告2018》數據顯示，2018年我國天然氣消費總量佔一次能源消費量的比重只有7.8%，遠低於煤炭59.0%的佔比。

而根據BP的統計，2017年全球一次能源消費中天然氣佔比達到了 23.4%，亞太地區也有 11.5%，均遠高於我國現有水平。

相比與清潔能源來說，煤燃燒後會產生大量汙染物。而在當前煤炭佔主流的能源消費結構下，我國部分地區能源生產消費的環境承載能力已經接近上限，大氣汙染形勢愈發嚴峻。天然氣作為一種環境友好型燃料，燃燒產物中各空氣汙染物單位排放量均低於煤和石油，如大型燃氣-蒸汽聯合循環機組二氧化硫排放濃度幾乎為零，氮氧化物排放量是超低排放煤電機組的73%，且其熱值、利用效率等方面均明顯優於煤炭。因此，加大天然氣的使用力度是我國目前改善環境質量最為有效的舉措之一。

從過去幾年天然氣行業的發展歷程來看，2013年之前由於受到價格管制的影響，天然氣相比於可替代能源具有一定的經濟性，再加上本身基數較低，2013年之前我國天然氣消費量增速始終維持在10-20%的水平。2014年存量氣價格上調之後，天然氣相比於其他可替代能源的經濟性優勢減弱，行業整體發展速度明顯放緩，消費量增速回。

近年來過高的煤炭消費量導致環境汙染日益嚴重，使用天然氣等清潔能源逐步代替煤炭是改善環境質量的有力舉措之一。進入2017年之後，受到自上而下“煤改氣”政策的推動，我國天然氣消費量大幅增長，2018年更是達到了2803億方，同比增長18.12%，因此可以說2017年是我國天然氣行業迎來拐點的重要一年。隨著“煤改氣”政策的深入推進，天然氣的消費量仍將持續高速增長。

我國天然氣供給主要由國產氣和進口氣兩大部分組成，但是近幾年由於國產氣增量有限，導致下游消費量的爆發只能靠進口來進行彌補。

發改委、統計局數據顯示，2018年我國天然氣產量1610億立方米，同比增長7.5%，同期我國天然氣消費量2803億立方米，同比增長18.1%，消費量增速顯著高於產量增速，自產氣滿足消費量的比例由2014年的69%下降至2018年的57%。

2018年，隨著中國油氣消費繼續快速增長，國內石油和天然氣對外依存度快速攀升。繼2017年成為世界最大原油進口國之後，中國去年又超過日本成為世界最大的天然氣進口國。天然氣對外依存度進一步攀升至45.3%。

天然氣供需錯位，提高中游運輸能力成關鍵

我國天然氣上游氣源包括國產氣和進口氣，2018年，國產氣佔總供給比重為57.1%，進口氣佔比42.9%。

國產氣方面，我國國內的天然氣氣田主要分佈在中西部，探明的儲量集中在10個大型盆地，分別為渤海灣、四川、鬆遼、準噶爾、鶯歌海-瓊東南、柴達木、吐-哈、塔里木、渤海、鄂爾多斯。其中以新疆的塔里木盆地和四川盆地資源最為豐富，資源佔比超過40%。

根據國家統計局的數據，2018年我國天然氣產量共實現1610億方，其中陝西省、四川省、新疆地區產量分別為445億方、409億方、321億方，分別佔比27.6%、25.4%、20.0%。

進口氣方面，主要可以分為進口管道氣和進口LNG兩類。目前我國已經建成四條天然氣進口管道，分別為中亞A、B、C線及中緬線，四條管道目前均由中石油負責運營。中亞天然氣氣源主要來自於土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦三國，中緬線氣源則主要來自於緬甸海上若開盆地的三個氣田。

中亞A、B線為同期鋪設，起點在阿姆河右岸的土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦，經烏茲別克斯坦中部和哈薩克斯坦南部，從我國新疆霍爾果斯入境，全長約1萬公里，是世界上最長的天然氣管道。中亞天然氣從新疆進入我國境內，之後通過西氣東輸管線向東可輸送至上海，向南可達廣州。中亞A線是我國建成的第一條天然氣進口管道，2009年12月竣工，B線則於2010年10月竣工，兩者設計供氣量均為150億方/年。

中亞C線起於土烏邊境格達依姆，經烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦，同樣在新疆霍爾果斯口岸入境，管線總長度為1830公里，主要是為了保證烏茲別克斯坦對中國的天然氣出口。中亞C線於2014年5月建成，設計年供氣量可達250億方，入境後進入我國西氣東輸三線，最遠可輸送至廣東省韶關末站。

中緬線是中亞A、B線修成之後我國又一重要的能源進口管道，它分為原油管道和天然氣管道，最初修建的目的是可以使我國的原油運輸不經過馬六甲海峽。中緬天然氣管道起點位於緬甸皎漂港，途徑若開邦、馬圭省、曼德勒省和撣邦多地後，由我國雲南省瑞麗入境。中緬線於2013年7月建成，管道全長約1100公里，設計供氣量為120億方/年。

中俄東、西線以及中亞D線未來有望相繼投產。2014年5月21日，俄羅斯天然氣工業公司與中國石油天然氣集團有限公司簽署中俄天然氣供應協議，協議為期30年。中俄天然氣協議商定的天然氣進口通道包括東線與西線兩條，設計年供氣量分別為380億方、300億方。目前中俄東、西線均在建設當中，氣源分別來自於俄羅斯東西伯利亞、西西伯利亞。其中東線從黑龍江省黑河市入境，西線由新疆喀納斯山口入境，兩者將分別於2020年底和2019年投入運營。

另外，中亞D線也是我國主要的在建天然氣進口管道之一，與A、B、C線不同的是，中亞D線不再從新疆霍爾果斯口岸入境，而是從新疆烏恰縣進入我國境內。中亞D線年設計供氣量300億方/年，未來投產後我國中亞天然氣的供氣能力將達850億方/年。

LNG方面，截至2018年底，中國已經建成LNG接收站共計20座，合計接受能力達到6585萬噸。

綜上所述，我國國產氣產地主要分佈在陝西、四川、新疆三大地區，進口則主要由西北、西南以及沿海等邊境地區進入我國境內。

但我國天然氣消費量主要集中在長三角、珠三角和京津冀等經濟較為發達的地區。從部分地區2017年的天然氣消費量情況來看，廣東、北京、山東、上海佔全國的比重分別為7.1%、6.7%、5.0%、3.0%，處於較高水平，但這些地區內幾乎沒有氣田供應，天然氣行業存在嚴重的地域錯配問題，因此加大天然氣中游運輸能力的建設力度，解決地域錯配問題也成為了提升下游消費量的必經之路。

從我國天然氣管道目前的建設進度來看，截至2018年底我國長輸天然氣管道總里程近7.6萬千米，幹線管網總輸氣能力超過3100億立方米。我國以西氣東輸系統、川氣東送系統、陝京系統為主要幹線的基幹管網基本成形，聯絡天然氣管網包括忠武線、中貴線、蘭銀線等陸續開通，京津冀、長三角、珠三角等區域性天然氣管網逐步完善，中亞A、B、C線和中緬線已經建成投產，中亞D線和中俄東線正在建設，我國已基本形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供氣格局。

根據《天然氣發展"十三五"規劃》和《中長期油氣管網規劃》，"十三五"時期我國擬新建天然氣主幹及配套管網4萬公里，2020年國內天然氣管道里程規劃達到10.4萬公里，幹線輸氣能力超過4000億立方/年，2025年天然氣管網裡程規劃達到16.3萬公里，並且將新建西氣東輸四線、五線、川氣東送二線等主幹管道以及中衛-靖邊、濮陽-保定、東仙坡-燕山、武清-通州等區域管網和互聯互通管道。

管網運營機制改革加速，國家管網公司即將成立

從我國天然氣市場的競爭格局來看，上游資源端以及中游管網都基本上被“三桶油”所壟斷。根據“三桶油”各自年報公佈的數據，2018年我國天然氣產量達到1610億方，其中中石油、中石化、中海油分別佔比58.4%、17.2%、8.3%；中游管網方面，中石油、中石化、中海油佔比分別為70%、8%、7%。目前無論是上游氣源還是中游管輸，都基本被中石油所壟斷，而中石油同時作為天然氣的生產商和輸送商，必然會通過其在管網層面的壟斷地位限制其他市場參與者的發展，有礙於管網建設、資源調配、市場保供以及對第三方的公平開放。因此，大力推進國內天然氣管網運營機制改革，是加快我國能源消費結構轉型升級的必經之路。

早在2017年5月，中共中央、國務院印發了《關於深化石油天然氣體制改革的若干意見》，文件中提出要“分步推進國有大型油氣企業幹線管道獨立，實現管輸和銷售分開。完善油氣管網公平接入機制，油氣幹線管道、省內和省際管網均向第三方市場主體公平開放。”

根據有關媒體報道，國家油氣管網公司已被列入2019年國家計劃，並且組建方案也已上報至國家層面等待批覆。國家油氣管網公司的重組方案共分為三個階段：首先，將“三桶油”旗下管道資產和員工進行剝離，並轉移至新公司，再按各自管道資產的估值釐定新公司的股權比例；隨後，新管網公司獲得注入資產以後，擬引入約50%的社會資本，包括國家投資基金及民營資本，新資金將用於擴建管網；最後，新管網公司將尋求上市。

國家管網公司作為一個獨立的經營主體，能夠使得天然氣中游管網對所有上游氣源公平開放，從而吸引更多主體參與LNG進口以及國內氣源的開採，上游氣源保障能力將有所增強；另一方面，國家管網公司的成立也能夠使得成本監審進一步深入推進，同時可以通過減少中間環節，使得中游管輸費用進一步下降。

天然氣定價改革不斷推進，市場化定價為最終目標

中國天然氣價格從出廠環節到零售環節分為出廠價、門站價、零售價。其中，門站價為國產陸上或進口管道天然氣的供應商與下游購買方在天然氣所有權交接點的價格，主要由出廠價和管輸費組成；站價考慮配氣價後決定。出廠價和門站價的定價機制目前由國家發改委制定核准，門站價格以下銷售價格則由省級價格主管部門核准。

◆ 天然氣出廠價格定價政策的演變過程大致可以分為三個階段：

◆ 天然氣管輸價定價政策的演變：

政府主導定價，成本監審控制收益率。我國天然氣管道運輸價格可歸為兩類，老線老價和新線新價。老線主要是指1984年之前由國家撥款建設的天然氣輸氣管道，其運輸價格由國家參照鐵路貨運費率制定，執行國家統一的運價率。新線是指1984年之後利用國內外貸款建設的天然氣輸氣管線，新線的運輸價格由管道運輸企業制定，報價格主管部門批准後執行，採用一線一價的管理方法。

2016年國家發改委提出天然氣跨省運輸按准許成本加合理收益原則定價。准許收益率按管道負荷率不低於75%取得稅後全投資收益率8%的原則確定。

2017年國家發展改革委核定了13家跨省管輸企業的管輸價格。新的天然氣管輸定價機制實現了“一線一價”向“一企一率”的轉變。

◆ 天然氣終端售價定價政策的演變：

2011年底，天然氣定價機制改革在廣東、廣西改革試點，天然氣定價機制由成本加成法變為市場淨回值法，將出廠價管理改為門站價管理，門站價實施最高上限管理。為了在低油價下保障上游天然氣企業的利益，2016-2017年，中國天然氣價格不再嚴格根據公式進行調整。

門站價順利並軌，市場化定價取得突破性進展。2018年5月，發改委將居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理，供需雙方可以基準門站價格為基礎，在上浮20%、下浮不限的範圍內協商具體價格，實現與非居民用氣價格機制銜接。居民門站價與非居民門站價實現並軌，市場化定價改革取得突破性進展。2019年4月1日，根據增值稅稅率調整情況，國家發改委調整各省（區、市）天然氣基準門站價格，實將增值稅改革的紅利全部讓利於用戶。

以上數據來源於前瞻產業研究院發佈的《中國天然氣產業發展趨勢與投資決策分析報告》、《中國天然氣產業供需預測與投資戰略規劃分析報告》。