国信化工观点:中国天然气市场仍将保持快速增长

事项

国信化工观点：

中国天然气市场仍将保持快速增长。回顾典型的国家历史，天然气市场的发展过程基本上包括启动期、发展期和成熟期。从典型的国家天然气发展过程中可以发现，积极的政策、丰富的资源、完善的基础设施和合理的价格是天然气快速增长的主要驱动力。从启动期到成熟期，典型国家通常需要半个多世纪，快速发展期通常需要30年左右。目前，中国天然气市场仍处于快速发展时期，未来将保持快速增长。中国天然气需求:保持快速增长，结构分化。预计2023年中国天然气需求将恢复增长，全年天然气消费量预计为3865亿立方米。根据十四五现代能源体系规划，2025年天然气消费量将达到4200-4600亿立方米，复合增长率将达到7%左右。预计2040年天然气消费峰值将达到7000亿立方米左右。在消费结构上，城市燃气和工业燃料是目前的主要需求，但天然气发电和城市燃气在未来的增长过程中增长迅速。中国天然气供应：自产气增长率较高，进口能力持续扩大。中国天然气资源丰富，但资源开发率低。随着勘探的深入，国内天然气产量预计未来将继续上升；在进口管道天然气方面，中俄天然气管道东线供应稳步增长，积极推进远东管道和西伯利亚2号天然气管道；在进口液化天然气方面，近年来我国液化天然气接收站建设加快，液化天然气接收能力也在迅速提高。因此，我们判断，未来中国的天然气供应也将保持较高的增长。天然气定价机制:未来推进天然气顺价机制将是主旋律。今年以来，天然气上下游价格联动工作正在积极推进。目前，内蒙古、湖南、河北等地已开始推出顺价方案。预计随着顺价机制的推进，国内天然气价格仍有上涨的可能性。投资建议：

对龙头企业的量价弹性持乐观态度。我们认为，由于国内天然气的巨大发展，龙头企业有望受益。一方面，国内上游资源主要掌握在三桶石油手中，是未来储存、生产和进口的主要力量；另一方面，随着天然气价格机制的推进，龙头企业的价格弹性将逐渐显现。推荐天然气龙头企业【中国石油】【中国海油】【中国石化】和具有进口LNG能力的【广汇能源】。此外，由于天然气需求的增长，国内城市燃料公司的销售规模预计将继续增长，随着天然气价格机制的推进，其销售价差预计将保持稳定，[昆仑能源]、【华润燃气】、【中国燃气】、【港华智能能源】。

风险提示：中国天然气需求增长不符合预期风险；中国天然气供应增长不符合预期风险；中国天然气价格机制推动预期风险；国际天然气价格波动较大。

1

典型国家天然气市场发展回顾

回顾典型的国家历史，天然气市场的发展过程基本上包括启动期、发展期和成熟期。从典型的国家天然气发展过程中可以发现，积极的政策、丰富的资源、完善的基础设施和合理的价格是天然气快速增长的主要驱动力。从启动期到成熟期，典型国家通常需要半个多世纪，快速发展期通常需要30年左右。目前，中国天然气市场仍处于快速发展时期。预计到2025年，中国天然气消费量将达到4200亿立方米以上；到2030年，中国天然气消费量将达到6000亿立方米左右。

2

中国天然气需求:保持快速增长，结构分化

预计中国天然气需求将保持较高的增长率。受疫情影响，2022年天然气表观3638亿平方米，同比下降1.3%，是近20年来首次出现负增长。根据国际燃气联盟，预计2023年中国天然气需求将恢复增长，全年天然气消费量预计为3865亿立方米。根据十四五现代能源体系规划，2025年天然气消费量将达到4200-4600亿立方米，复合增长率将达到7%左右。预计2040年天然气消费高峰将出现，约7000亿立方米。中国将成为世界天然气发展的主要引擎。

以城市燃气和工业燃料为主要需求，天然气发电增长迅速。2022年，城市燃气、工业燃料、天然气发电、化工燃气在中国天然气消费结构中的比例分别为33%、42%、17%、 8%。预计到2025年，中国城市燃料领域居民燃气、采暖用气和交通的平衡发展；由于“煤改气”政策的逐步结束，工业燃料领域天然气增长放缓；天然气发电峰值调整需求增加，债券发行保持迅速；由于氢能产业的发展，化工用气也有所改善。预计2025年四者分别占34%、39%、19%、8%。

工业燃料：“煤改气”继续促进需求增长

天然气主要用于工业窑炉和工业锅炉，广泛应用于冶金、陶瓷、玻璃、食品、造纸、印染等行业。在玻璃、金属热处理、陶瓷、热风机等领域，以天然气为燃料具有加热速度快、高温800℃以上、温度控制精度高、清洁等优点，将显著提高产品质量，提高产量，其他燃料替代性差，这些领域天然气消费刚性。在锅炉燃料领域，天然气、燃料油和煤是相互替代的。除了燃料成本，各种锅炉的热效率也会影响燃料的经济性。假设燃煤锅炉的热效率为65%、燃油锅炉热效率75%、用燃气锅炉85%的效率来计算煤炭、天然气和燃料油的单位热量价格。在大多数情况下，天然气比燃料油更经济，但与煤炭相比，它不够经济，气代煤在工业领域也需要政策推进。

2023年2月20日，国家发改委等9个部门联合发布《关于加快重点领域产品设备更新改造统筹节能降碳回收的指导意见》，提出到2025年工业锅炉平均热效率比2021年提高5%的目标。“十四五”期间，煤改气工程将继续开展。工业燃料作为“煤改气”的重要领域，有望在政策支持下迅速发展，特别是食品加工、制药等能源成本较低的行业，更容易接受“煤改气”。作为一种工业燃料，天然气的消费增长率与GDP增长率、第二产业增加值增长率和全社会用电量增长率密切相关。随着中长期国际天然气供需逐步放松，天然气价格将下跌，中国经济将稳步恢复。2022年工业燃料用气量为1533亿立方米，预计2025年中国工业燃料天然气消费量为1700亿立方米。

城市燃气：气化率的逐步提高与城市化进程密切相关。2022年，中国城市化率为65.22%，预计到2030年将达到70%。随着我国新型城镇化的深入发展，城市人口规模将继续扩大，因此对清洁高效能源的天然气需求有望增加。随着第三产业在经济中所占比例的不断提高，餐饮、旅游、住宿等产业的快速发展将有效地促进商业领域的燃气消耗。

在经济方面，天然气主要取代煤和电。估计100平方米住宅供暖季节4个月：使用天然气供暖约1200立方米，估计天然气价格为3元/立方米，每个供暖季节供暖费用为3600元；如果用空调取暖，每个取暖季节需要消耗约1万千瓦时的电能，居民用电为0.5元/千瓦时，取暖费用为5000元；用煤取暖，每个取暖季节需要约4吨煤，每吨煤700元，取暖费为2800元。从以上比较可以看出，煤取暖最便宜，其次是天然气，电取暖最贵。从以上比较可以看出，煤加热价格最低，其次是天然气，电加热最贵。然而，考虑到天然气加热的清洁度和便利性，以及政府推广“煤改气”时的补贴，天然气仍具有一定的竞争力。

“十四五”期间，东北、西南、中部地区将重点推进居民“煤改气”。2022年，城市人口5.36亿，气化率58%。预计2025年气化人口将增加到6亿，城市居民用气量将增加到400亿立方米；在城市供暖方面，2022年天然气供暖面积为23亿平方米，2025年天然气供暖面积为26亿平方米，城市供暖面积为260亿立方米；2022年，农村供暖户约1000万，新增150万，随着农村“煤改气”的逐步结束，预计2025年农村供热户数将达到1200万户，天然气需求将达到240亿立方米。受疫情影响，2022年工服用气为248亿立方米，增长9亿立方米。考虑到“煤改气”放缓，工服气化进程逐渐放缓，预计2025年工服用气为280亿立方米；综上所述，2025年居民区天然气消费量为1180亿立方米。受疫情影响，2022年工服用气为248亿立方米，增长9亿立方米。考虑到“煤改气”放缓，工服气化进程逐渐放缓，预计2025年工服用气为280亿立方米；综上所述，2025年居民区天然气消费量为1180亿立方米。在交通领域，由于LNG比柴油经济，天然气汽车在中国有一定的发展基础。2021年LNG重卡增量为4.6万辆，2022年为3.5万辆。2022年，中国LNG重型卡车保有量达到66.25万辆，占全球LNG重型卡车保有量的98%。

40的价格是一定的 万元/ 辆的LNG 以重卡为例，同功率、同型号的柴油重卡价格约为32万元/辆。重卡的日行驶里程为500公里 计。目前 0# 柴油零售价7.8元/L，每千克 LNG 相当于1.33 L柴油。目前LNG单价为5.0 元/kg。柴油重卡100公里消耗柴油32 L估算。与柴油(C10-C2222相比，LNG在气化器中转化为气体进入发动机燃烧。 混合物)液体燃烧更充分。因此，燃气发动机的热效率高于柴油发动机。为了便于估计，热效率是一致计算的。LNG重卡每天比柴油重卡燃料节省648元，每天使用500公里。重型卡车的工作时间为300天，卡车的使用寿命为8年。综合考虑购车、维修、燃料等成本，可以发现液化天然气重型卡车在当前燃料成本下远远超过柴油重型卡车。

从目前的油气价格来看，天然气重型卡车具有较强的经济性，加上国家VI排放标准升级、区域环保政策等因素，天然气重型卡车的发展长期有利。2022年新增LNG重卡3.5万辆，受疫情影响，LNG天然气消费量为142亿立方米，比2021年减少10亿立方米。考虑到经济增长复苏，LNG价格下跌，预计2025年天然气重型卡车数量将达到80万辆，LNG重型卡车天然气消费量将达到200亿立方米。2022年，CNG汽车用气需求为100亿立方米。随着电动汽车的逐渐普及，CNG汽车的数量逐渐下降，预计2025年，CNG汽车天然气需求量为80亿立方米。综上所述，2025年交通领域天然气消费量估计为280亿立方米。

发电用气：在低碳转型的背景下，预计气电需求将迅速增长。目前，燃煤发电仍然是中国电力供应的绝对主力军。2022年，燃煤发电占中国总发电量的60%以上，天然气发电仅占3.3%。目前，全球发达国家的天然气发电约占电力供应的20%-40%。中国的天然气发电比例远低于世界水平。从清洁能源利用和减排的角度来看，未来中国的天然气发电将有巨大的发展空间。

3

中国天然气供应：自产气增长率较高，进口能力持续扩大

中国天然气资源丰富，但资源探明率较低。随着勘探的不断深入，国内天然气产量有望在未来继续上升。目前国产天然气主要是常规天然气，但随着发展水平的提高，页岩气、煤层气等常规天然气的产量也有望迅速增长。在进口管道气方面，中俄天然气管道东线供应量稳步增长，预计2025年设计供应量将达到380亿立方米/年，中俄正在积极推进远东管道和西伯利亚力量2号天然气管道。近年来，我国液化天然气接收站建设加快，液化天然气接收能力迅速提高，液化天然气长期协议订单数量相对充足。随着东亚现货液化天然气价格的下降，我国液化天然气进口量不断增加。因此，我们判断，未来中国的天然气供应也将保持较高的增长。根据资源基础和勘探前景，综合考虑可持续发展，预计2025年全国天然气产量将达到2300-2520亿平方米，其中常规气(含致密气)1900-2000亿平方米，页岩气300-400亿平方米，煤层气100-120亿平方米。天然气产量将在2030年前后达到峰值 2900-3300亿平方米，保持到2040年，其中常规气(含致密气)2200-2300亿平方米，页岩气600-800亿平方米，煤层气100-200亿平方米。我国天然气储量丰富，自产气稳步增长，增储空间大。截至2021年，我国天然气总地质资源高达280.76万亿立方米，其中常规气质资源为146.96万亿立方米，技术可采资源为83.46万亿立方米；页岩气地质资源为105.72万亿立方米，其中技术可采资源为19.36万亿立方米；煤层气地质资源为28.08万亿立方米，技术可采用的资源量为8.70万亿立方米。截至2020年底，全国天然气探明率仅为7%，未来仍有较大的增储空间。

天然气产量快速增长，结构以“三桶油”为主。随着“增储上产七年行动计划”的不断推进，全国天然气产量快速增长，但近年来受疫情影响，国内产量增速放缓。到2022年，全国天然气产量将达到2178亿平方米，同比增长6%。未来，中国将继续以国内供应安全为基础，促进天然气持续稳步增长。国家能源局预计，2025年中国天然气产量将达到2300亿立方米以上，2040年及以后将长期稳定在3000亿立方米以上。“三桶油”占产量结构的80%以上，其中中国石油占58%，是国内天然气产量的龙头，引领国内天然气的增长。

常规气

中国发展的主力气田整体处于稳定生产阶段。四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、准噶尔五个盆地在20个地区取得了战略突破，可以取代储量规模。预计每年将增加8000-10000亿平方米的天然气地质储量。一批大中型气田正在加快建设，在“十四五”期间，已开发的气田将通过内部挖潜、滚动扩边、综合治理等措施整体处于稳产阶段。

页岩气在中国有丰富的页岩气储量。根据EIA数据，中国页岩气技术可储存31.6万亿立方米，居世界第一，是世界上最具潜力的页岩气生产国。中国页岩气主要分布在四川、松辽、渤海湾、江汉、准噶尔、塔里木等地区，在四川和重庆实现了大规模的页岩气商业开采。与美国相比，中国的页岩气开采难度大，成本高。北美的页岩气埋藏深度主要为1500-3000米，而中国的页岩气埋藏深度较深。川南地区埋藏深度超过3500米的气体储藏率超过50%，部分埋藏深度超过5000米。虽然中国基本实现了3500米以上浅页岩气的采矿技术和采矿设备的自主化，但由于埋藏深度较深，目前页岩气的开发成本较高，约为美国的两倍以上。

页岩气的发展面临诸多挑战，但仍在快速增长。由于页岩气单井投资大，产量快速下降，第一年产量自然下降率约为60%-80%。需要不断钻新井，保证气量增长，导致成本回收周期长，不稳定因素多；页岩气常与常规气、煤层气、致密气共生，开发潜力区垂直重叠。由于矿权排他性强，页岩矿权难以市场化。虽然我国页岩气起步较晚，但一直保持着快速增长，2022年国内页岩气产量达到247亿平方米，同比增速超过8%。页岩气发展规划(2016-2020年)曾提出2020年产量目标300亿平方米，2030年产量目标800-1000亿平方米，但实际发展过程中面临诸多挑战，预计2025年国内页岩气产量将超过300亿平方米。

煤层气

中国的资源禀赋具有“富煤、贫油、少气”的特点。因此，中国的煤层气资源储备非常丰富。目前，煤层气储量约36.8万亿立方米，居世界第三，约占全球资源储量的14%。目前，鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地已形成两个煤层气产业基地，开发了潘庄、樊庄、郑庄、保德、大吉、延川南、川南等27个煤层气田。目前，我国煤层气的发展主要由大型国有企业主导，包括中石油、中联煤层气等中央企业，以及地方煤矿企业。

煤层气开采成本高，经济性相对较低。我国大部分煤层气资源属于难开采资源，面临单井产量低、运行效率低、资源利用率低的问题，导致煤层气经济性相对较弱。目前国内煤层气生产成本一般在1元/平方米以上，煤层气公司成本领先有一定优势。

煤层气发展基础相对较差，但仍保持较高的增长率。首先，由于矿权管理等相关政策，我国对煤层气资源开发实行国家统一管理，地面井煤层气审批权为国土资源部，煤矿开采审批权为地方政府，导致地方政府缺乏主动性，影响煤层气发展热情；其次，国内煤层气管网基础设施建设仍滞后，管径细、管网短、分布分散，提取的煤层气输出和覆盖范围有限，大部分产量在当地消化，直接影响煤层气的开发利用。目前煤层气产量已超过100亿，2022年国内煤层产量达到115.5亿平方米，同比增速约10%。目前，煤层气产量已超过100亿元。2022年，国内煤层产量达到115.5亿平方米，同比增长约10%。根据《山西省煤层气资源勘探开发规划(2021-2025年)》，2025年山西省煤层气抽采目标为2000～预计250亿立方米将推动国内煤层气产量的快速增长。

可预见进口管道气增量

目前，我国进口管道气主要来自中亚线、中缅线、中俄线，其中亚线是我国发展时间最长、进口量最大的管道。“十四五”期间，进口管道气增量主要来自中俄东线。“十五五”期间，预计中俄西线、远东线、中亚D线将带来更大的增长空间。

中亚管道

中亚天然气管道是中国第一条从陆路引进的天然气跨国能源通道，主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦。管道西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，通过中国新疆霍尔果斯港入境。AB线与“西气东输”二线相连，C线与“西气东输”三线相连。目前，中亚管道总输气能力已达550亿平方米，近年来基本保持在80%左右的高负荷，2022年实际输气量已达432亿平方米。未来中亚管道增量主要来自中亚D线。根据之前的计划，D线的气源主要来自土库曼斯坦复兴气田，从新疆乌恰进入乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，输气能力为300亿平方米。今年5月19日，在中国－在中亚峰会上，中国提议建立中国－中亚能源发展伙伴关系，加快推进中国－预计中亚天然气管道D线建设将加快。

中缅管道

起源于西海岸的中缅天然气管道，从云南瑞丽进入中国，终点在广西贵港，设计年输气量120亿立方米，2010年开工建设，2013年正式投产，管道干线全长2520公里，其中793公里，中国1727公里。目前，中缅天然气管道年输气量仅达到45亿平方米左右。一方面，由于天然气开采能力较弱，另一方面，天然气进口成本较高，对需求有一定的抑制作用。预计未来中缅天然气进口增量将有限。

中俄管道

中俄天然气管道是中国陆上第三条进口天然气管道。目前，中俄东线（西伯利亚力量管道）已于19年底通过，第一阶段年设计供应量为50亿立方米，逐年增加至380亿立方米。东线经伊尔库茨克州、萨哈共和国、阿穆尔州等三个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市中俄边境，管道约3000公里；中国从黑龙江省黑河市入境，经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、全长5111公里的天津、山东、江苏、上海9个省、市、自治区。未来，中俄管道将成为中国进口管道气体增量的最大来源。除东线增量外，西线（西伯利亚力量2号管道）和远东管道仍在规划中，其中西线规划输气量500亿平方米，通过蒙古。由于地缘政治问题较多，进展相对缓慢；远东管道起点位于达利涅列琴斯克，跨越乌苏里江至黑龙江虎林，年供气能力100亿平方米。

进口LNG规模不断增加

进口LNG逐步增长，产能结构以央企为主。随着政策的自由化，民营企业经批准可以投资LNG接收站，政策对LNG接收站有公平准入要求，未来“三桶油”预计将通过LNG接收站窗口市场拍卖租赁LNG接收能力，大大激活了资本对LNG接收站建设的关注，LNG接收能力稳步提高。目前，我国已建成27个LNG接收站，总接收能力超过1.2亿吨/年，形成环渤海、长三角、东南沿海三大LNG接收站，其中国家油气管网接收能力占22%，中国海油接收能力占21%，中国石油接收能力占18%，中国石化接收能力占15%。

进口主要是长期协会，民营企业更加灵活。中国的LNG进口形式主要是长期协会。2021年，长期进口协议占65%，其中卡塔尔和澳大利亚是主要进口来源，总进口量占近60%。由于国有企业在LNG进口中需要承担更多的供应责任，长期协会的比例也高于民营企业，民营企业的贸易模式更加灵活，国内外市场套利空间更大。

天然气储运设施不断完善

天然气管网

2010-2021年，中国天然气管道建设里程逐年增长，但增速放缓，主要是受天然气管网改革等因素影响。据统计，2021年中国天然气管道长度达92.91万公里，2010-2021年CAGR为12.42%。良好的基础设施为天然气普及提供了良好的基础。

2022年，全国长输天然气管道总里程11.8 新建长输管道里程1万公里（包括地方和区域管道） 3000 公里以上。《中长期油气管网规划》指出，到2025年，天然气管道规模将达到16.3万公里，年均增长率为9.8%。

调峰储气库

储气库在保供稳价方面发挥着重要作用。在储气库建设方面，我国依托枯竭的油气藏，着力打造华北、东北、西南、西北等数百亿立方米的地下储气群。华北地区依托以文23为基础，东北地区以辽河储气库为核心，西南地区实施相国寺储气库扩容，新建铜锣峡、黄草陕等新库。西北地区在扩大呼图壁储气库的同时，开发了吐哈油田储气库资源，加强了长三角、中部地区、珠三角等消费中心盐穴储气库的扩容和新建，力争到2025年全国形成 储气能力300亿平方米。

2022年，大庆油田四站，朝51、长庆油田苏东39-61等10个储气库相继投产。截至2022年采暖季，工作气量已形成208.0亿立方米，比2021年新增37亿立方米。“十四五”现代能源体系规划指出，2025年全国集约布局的储气能力达到550-600亿立方米，约占天然气消费的13%。

4

天然气定价系统

中国天然气产业链概况

中国天然气产业链大致可分为上游勘探开采、中游储运、下游分销批发、终端消费四个环节。

上游：国内常规天然气资源主要集中在中石油、中石化、中海油等少数资源方面，民营企业主要参与页岩气、煤层气等非常规资源；进口资源，进口管道气主要掌握在中石油手中，进口液化天然气主要由三桶油等能源公司掌握，广汇能源、新奥股份、九丰能源等民营企业也有一定规模的液化天然气接收站。

中游：天然气从上游资源方开采或进口后，通过长输管网、省级官方网站、液化天然气运输船、槽车运输至下游或终端用户。自2019年国家管网公司成立以来，国内长输管道已逐步移交国家管网公司统一管理，省级管道也逐步纳入国家管网公司。

下游：托运人主要从事天然气销售业务。托运人可以是燃气公司、上游资源方和具有储气能力的能源公司。其中，燃气公司主要从事分销业务，服务于居民、工商等用户，在天然气销售领域发挥主导作用。近年来，越来越多的上游资源方也直接与下游工业用户签订了直接供应合同，国内销售模式也越来越灵活。除了进入管网销售外，LNG资源方还可以通过槽车对下游客户进行点对点供应。

终端：根据需求结构，终端需求一般分为居民用气、工商用气、交通用气、发电用气、化工用气五类。每种类型都有自己的定价系统。

中国天然气定价体系

我国天然气定价体系主要包括井口价格、进口价格、门站价格、终端零售价格、管道输送费、气体配送费等。根据“控制中间，放开两端”的发展理念，门站价格是整个天然气定价体系的核心。国内门站价格目前由国家发展和改革委员会批准，门站价格以下的销售价格由省级价格主管部门批准。

门站价

门站价格是指国内陆上或进口管道天然气供应商和下游买方在天然气所有权交接点的价格，相当于井口价格（含净化费）和管道运输费之和。在定价方法方面，国内一般选择上海市场作为定价基准点，各省门站价格在上海门站价格的基础上，主要因素包括运输成本、经济发展水平、是否为主要天然气产区；采用市场净回报法，建立门站价格与可替代能源价格相关的定价公式，参照进口燃料油和液化石油气（LPG）价格，可替代能源价格按一定权重加权计算，进一步确定基准门站价格。自门站价格体系建立以来，我国经历了四次调整，自2018年以来，门站价格一直保持稳定水平。

虽然门站价格的基准水平保持稳定，但在交易过程中，实际交易价格可以在基准价格上涨或下跌。根据《关于理顺居民用气门站价格的通知》，居民用气与非居民用气价格机制的衔接，供需双方可以根据基准门站价格上涨20%、具体门站价格在无限浮动范围内协商确定。从城市燃气公司的购气成本来看，实际交易价格不断上涨，居民气和非居民气的上涨比例也不同。由于供应要求，一般居民气门站价格涨幅较低，因此在采购过程中一直存在交叉补贴（居民气采购量小，价格低；非居民气采购量大，价格高）。

管输配气费

2016年，国家发改委发布了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监督审查办法（试行）》，初步建立了“允许成本加合理收入”的定价机制。国家管网公司成立后，跨省天然气管道由多家企业分散经营转变为国家管网集团统一经营。国家发布了《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监督审查办法（暂行）》，进一步完善了跨省天然气管道运输定价机制。其中，《价格管理办法》明确了跨省天然气管道运输价格的定价原则、方法和程序；《成本监督审查办法》明确了定价成本的构成和验证方法。根据上述政策文件：

管道输出=允许收入/总周转气量，当管道负荷率(结算气量除以总设计输气能力)低于75%时，周转量按75%负荷率对应的气量确定；

其中，允许收入=允许成本+有效资产×允许收益率+税，允许成本包括折旧摊销费、运营维护费等，由价格主管部门通过成本监督审批；有效资产是指与管道运输业务相关的国家管网集团投资的可计收益资产，包括固定资产净值（基础天然气为原值）、无形资产净值和营运资本；许可收益率按8%确定，考虑到国家战略要求、行业发展需求、用户承受能力等因素的动态调整。

根据2017年发布的《关于加强配气价格监管的指导意见》，配气价格按照“允许成本加合理收入”的原则制定，即通过批准城市燃气企业的允许成本、监督允许收入、考虑税收等因素确定年度允许总收入，制定配气价格。原则上，配气价格应定期验证，验证周期不超过3年。

许可收入=许可成本+有效资产×允许收益率+税收-其他业务净收支，其中有效资产为城市燃气企业投资的可计提收益资产，由固定资产净值、无形资产净值和营运资本组成；允许收益率为税后全投资收益率，不超过7%；其他业务收支净额为企业从事工程安装施工、燃气销售等业务活动的资产和人力收支净额。

LNG定价

与管道气的定价方式不同，LNG市场是一个完全竞争的市场，因此LNG定价是一个市场定价，可以更好地反映市场的供求关系，也与采购成本密切相关。

从历史价格来看，2014-2016年液化天然气市场供需相对稳定，液化天然气价格基本跟随油价下跌；2017-2019年，由于煤炭到天然气的推广，国内天然气基础设施不足，天然气高峰期对液化天然气的需求显著增加，导致液化天然气价格飙升；2020-2022年，随着冲突，欧洲逐渐摆脱了对俄罗斯天然气的依赖，由于LNG需求的急剧增加，全球LNG价格大幅上涨，进口LNG成本的增加导致国内LNG价格居高不下。2023年，随着国际LNG价格的下跌，有所缓解。

终端定价

在终端消费领域，天然气的定价也有所不同。居民气价一般相对固定，价格变化一般通过听证会确定；工商气价一般通过合同谈判与城市燃气公司或供气企业确定；在交通领域，数控价格为政府定价，数控价格为市场定价。

今后推进天然气顺价机制将是主旋律。今年以来，天然气上下游价格联动工作正在积极推进。2023年2月，国家发改委价格司要求各地就如何确定综合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期、调价幅度等建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见和建议。目前，内蒙古、湖南、河北等地已开始启动价格计划，其中内蒙古发布了《内蒙古自治区发展改革委员会关于调整居民和非居民管道天然气销售价格的通知》，宣布自4月1日起居民和非居民天然气联动价格；湖南省发布了《关于湖南省天然气上下游价格联动机制听证会的公告》，当气源采购平均成本波动达到基准门站价格5%时，应及时启动气价联动机制，同时调整天然气终端销售价格；河北省有关政策明确指出，城市燃料企业气价倒置的，按照政府补贴标准执行 “综合采购成本+配气价”与居民终端销售价格的差额，即倒挂金额，给予财政补贴。

海外LNG定价

海外天然气市场具有独特的区域特征。目前，主要的定价方法有油价、气价、双边垄断、净回值、控制定价等。目前，主要形成了四个天然气定价体系：

北美和英国的天然气价格与原油价格有很大的脱钩，并实施了枢纽定价。经过近20年天然气市场和监管政策的发展，北美的短期天然气合约逐渐取代了10年以上的长期合约。这种液化天然气现货或短期货价格通过实时和许多参与者的平等竞争大大提高了天然气市场的流动性，形成了反映天然气自身供需关系的市场浮动价格体系。

欧洲天然气定价从与油价挂钩的长期协议过渡到市场竞争形成的短期价格。与油价挂钩的定价模式源于荷兰1962年对格罗宁根超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。这种模式随后被出口合同采用，影响了东北亚的LNG定价。欧盟成立后，先后建立了多个透明开放的天然气交易平台，通过引入多元化的气源，形成了不同平台和气源之间的竞争。

东北亚的LNG贸易定价体系和日本和韩国的基准价格（JKM）挂钩。由于日本引进液化天然气主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权的平均价格（JCC）挂钩定价公式。近年来，国际市场逐步发展了普氏JKM现货价格的中短期合同，反映了DES（船舶交付）向日本、韩国和中国交付的现货市场价值，并逐渐成为亚洲LNG现货交易的基准价格。

与中亚地区采用双边垄断（垄断出口和垄断进口）的定价模式。供应给非欧盟用户的天然气价格通常通过政府间谈判来确定。受冲突影响，与白能源部长签订政府间协议，确定2022年底与卢布挂钩的天然气定价条件。白人决定用卢布支付天然气。

2019-2020年，海外天然气价格迅速下跌，尤其是亚洲和欧洲，主要反映在需求缓慢增长的背景下，市场上有大量新的液化天然气供应。此后，随着2020年新冠肺炎爆发，全球需求下降，上半年供应持续增加，导致价格进一步下跌——2020年6月TTF达到1.55美元低点，2020年7月JKM达到2.06美元低点。Henry Hub在同一个月达到1.50美元的低点。当时市场上很多LNG现货，尤其是美国现货，很难卖。

2021-2022年，随着冲突的爆发，天然气需求急剧上升，但由于欧洲储存的天然气水平较高，欧洲初期价格依然低迷；2021年2月，由于亚洲补仓需求，JKM价格飙升。夏季，随着世界经济从新冠肺炎复苏，需求增长依然强劲。欧洲开始逐渐摆脱对俄罗斯天然气的依赖，因此大量进口液化天然气来补充库存。与此同时，LNG的出口能力正在下降，特立尼达和尼日利亚工厂的原材料和天然气供应存在问题；为了弥补2020年新冠肺炎疫情期间错过的维护期，延长了许多工厂的维护时间；挪威出口工厂因2020年底火灾关闭，导致夏季全球LNG价格持续上涨。随后，欧洲的管道天然气供应开始减少。欧洲开始进口大量现货液化天然气，从亚洲和拉丁美洲市场抽取更多天然气资源，导致亚洲LNG价格随欧洲LNG价格上涨。随后，由于北溪1号管道（欧洲主要输气管道）气量迅速下降，海外LNG价格继续上涨。北溪管道损坏后，9月份价格上涨至历史高点。

自2022年第四季度以来，随着欧洲天然气需求在温和天气下的下降、欧洲储气库的高库存、中国天然气需求疲软和液化天然气市场供应的增加，全球液化天然气价格下降，并在2023年继续下降。预计随着全球液化天然气市场供应的增加，海外液化天然气预计将继续保持低水平。

4

投资建议

总体而言，未来中国天然气需求将保持快速增长。一方面，与油电相比，天然气具有经济性，另一方面，国内天然气政策将继续促进“煤改气”的发展；随着国内储存和生产的不断推进和进口气的提高，天然气供应能力逐渐提高，我国天然气基础设施不断完善，需求增长也将提供足够的供应保障，预计未来中国天然气供需将保持平衡发展模式。就气价而言，国内天然气顺价机制正在积极推进，预计国内气价仍有上涨空间。

我们认为，由于国内天然气的巨大发展，龙头企业有望受益。一方面，国内上游资源主要掌握在三桶石油手中，是未来储存、生产和进口的主要力量；另一方面，随着天然气价格机制的推进，龙头企业的价格弹性将逐渐显现。推荐天然气龙头企业【中国石油】【中国海油】【中国石化】和具有进口LNG能力的【广汇能源】。此外，由于天然气需求的增长，国内城市燃料公司的销售规模预计将继续增长，随着天然气价格机制的推进，其销售价差预计将保持稳定，[昆仑能源]、【华润燃气】、【中国燃气】、【港华智能能源】。】-国信证券