天然气产业链现状及发展趋势深度研究报告

自然气产业链现状及进展趋势深度争论报告1、自然气需求：从替代能源走向主体能源，增长潜力大全球来看自然气属于主体能源之一，中国自然气目前虽处于替代能源位置，但在加速前行。由于自然气在清洁性、经济性、安全性方面具有比较均衡的特征，且政策层面强调能源清洁性，加之今年以来进口自然气价格大跌，使得自然气竞争力得到加强。我们估量2023-2025年，中国自然气消费增速CAGR有望到达8%左右。从替代能源向主体能源转变自然气在经济性、安全性、清洁性方面比较均衡。清洁性方面，自然气是三大化石能源中最为清洁的，由于CH4碳氢比较少。经济性方面，热值价格介于煤炭和石油之间。能源安全角度，自然气对外依存度也介于煤炭和石油之间。在全球一次能源构造中，自然气的地位在不断上升，由198018%202324%，而石油则从46%下降至34%，煤炭稳定保持在27%，将来自然气有望赶超石油和煤炭成为第一大能源。中国的状况类似，由于资源禀赋，煤炭始终是我国最大的主体能源，但地位在逐步下降，消费占比由73%降至58%。自然气虽然占比很小，但进展速度飞速，消费占3%7%。石油则稳定保持在20%左右。美国的能源构造中，自然气占比同样在不断提升，由26%提升至31%。而石油和煤炭的占比在不断下降，分46%40%、21%14%。自然气需求增长呈现较强刚性我们选取传统的消费区域欧洲作为代表分析自然气需求与气价的关系。我们测算自然气需求增速=1.4%+0.79*GDP 增速-0.3%*自然气价格自然气需求增速与GDP增速正相关但弹性小于1，GDP增速每增长1pct，对应自然气需求增0.84pct。价格弹性：自然气需求增对价格弹性更小，价格上涨10%〔对应涨幅0.5美金/百万英热〕，需求增速下降0.15pct。即，自然气长期需求增长的刚性较强〔截距项比较大〕，而对宏观经济波动、价格涨跌的敏感性不高。由于我国自然气正处在较快进展阶段，增速主要取决于GDP增速和政策驱动。且中国自然气需求和定价仍有很强的政策驱动属性，需求跟经济增速、价格之间的关系并不显著。两方面因素将推动中国自然气占一次能源构造比例提升：1〕工业和居民“煤改气”。具体而言，居民煤改气跟随城镇化长期趋势。而工业煤改气则更简洁受到替代能源比价关系影响，当前低气价环境有望加速主动替代。2〕发电领域自然气占比提升，主要受到可再生能源调峰需求拉动，以及燃气轮机国产化进程推动。具体下游领域分析工业领域：低气价有望发挥替代性自然气作为工业燃料主要用于陶瓷、玻璃、钢铁、有色金属行业。随着自然气需求在我国稳定进展，工业用气20231500亿方。自然气在工业领域中的运用，经济性是重要的考虑因素，主要是与燃料油和LPG进展比较。在同热值条件下，随着近几年自然气价格的走低，经济性渐渐显著，LPG均有确定经济性。以燃气锅炉和燃煤锅炉为例比较，燃气锅炉单吨蒸汽本钱始终显著高于燃煤锅炉，但是近期发生了一些变化。燃煤锅炉吨蒸汽本钱长期在100元/吨上下徘徊，目前煤价水平对应102元/吨蒸汽本钱。燃气锅炉，假设依据工业管道气价2.92元/357元/吨。假设依据进LNG现货作为本钱，近两年的降幅则格外可观，17-18LNG10美金/mmbtu的阶段，对应吨蒸汽本钱都在400元/吨以上；而从2023年以来进口LNG供给宽松价格大跌，近期疫情影响需求LNG现货缺乏买家的状态下竟然跌至前所未有的2美金/mmbut，对应吨蒸汽本钱118元，已经与燃煤锅炉格外接近。工业领域：一些重工业领域，比方钢铁、非金属建材、化工等行业，煤炭的主要用途不全是燃料，而是作为原料或者复原剂，自然气在这些领域的替代性并不好。相反在一些轻工业领域，比方纺织、饰品饮料、医药等，自然气则表达清洁性、无需存储削减占地、供能更稳定等优势。近期的低气价更提升了竞争力。居民领域：城镇化拉动长期增长我国的城镇化水平在过去几十年里快速进展，尤其从上90年月末期开头，城镇化率每年提升超过1pct，2023年城镇化率已突破60%。虽然我国城镇化水平快速推动，但其中也暴露很多问题，如进展质量不高，城“型城镇化”的轨道，将以城市群为主体，大中小城市协调进展，城镇化率有望不断提升。从兴盛国家的进展阅历上看，我国城镇化道路还有很长的路要走。目前，世界主要兴盛国家的城镇化率都在80%左右，相比之下我国的差距格外明显，假设依据近几1pct20年左右的时间才可进展至兴盛国家的水平。城镇化进展带来的是自然气渗透率的提升。随着城镇化水平的提高，我国自然气渗透率已经由21世纪初的3%提升到了目前超过30%的水平。此外，自然气渗透率的提升还包括替代因素，自然气在城市燃气使用过程中逐步替代人工煤气和LPG。以重量统计，目前城市燃气中7成。随着自然气渗透率的不断加强，全国用气人口与生活用2023-2023CAGR分别到达11%9%2023年，全国用气总人口超过4亿人，85%是城市人口，县城人口只占到15%；居民自然气用量到达420亿方/年，意味着人均自然气用量达105方/年。依据《中长期油气管网规划》，到2025年全国城镇用自然气人口目标到达5.5亿，20233.7亿，CAGR6%，假设人均消费量维持不变，则到2025年居民生活用气将到达660亿方。但这仅是考虑城市用气人口增长的状况下，假设考虑“煤改气”政策下制造大量的农村用气需求，实际居民用量将远超660亿。对于农村“煤改气”用户，经济性是其首要考虑的因素，我们将自然气与煤和电进展经济性比较。从日常做饭的需求考虑，当前自然气与液化气经济性差不多，比用电廉价、但比煤贵；从采暖需求考虑，自然气比用电廉价，比用煤贵。因此使用自然气比用煤全年的费用高1780〔15*12+1600〕元，对于初次使用自然气的农村居民来说，即便在有政府补贴的状况下，也需要时间来培育自然气的消费习惯。发电领域：可再生调峰及低气价，将拉动燃气发电超预期增长燃气发电进展缓慢，装机容量不断增加。我国的燃气发电起始于上世纪60年月，但进展速度缓慢，且主要分布在东部经济兴盛地区。近年来，随着燃气发电产业持续进展，燃气发电装机容量不断增加。除局部地区供热机组外，我国燃气发电机组多以调峰调频为主，承受昼开夜停的两班制运行方式。202319亿千瓦，同比增长6.5%，其中气电装机占比仅为5%。增装机中，气电占比约7%。我国自然气发电装机总量保持持续增长状态，2023到2023年复合年均增长率达12%。截至2023年底，我国自然气发电装机容量8941万千瓦，天然气耗气量512亿立方米。可再生能源发电由于无边际本钱、优先上网，是电力的基荷供给。传统火电担当着调峰任务，在需求端受到影响的时候，不但火电需求要承受更大波动，其面对的调峰难度也更大。从长期来看，自然气和煤炭在发电领域应当是一个零和博弈。但在可再生能源过度进程中，自然气具有优势。风、光为代表的可再生能源发电出力存在随机性和波动性。在可再生发电进展之初占比尚不高的阶段，通过煤电调整负荷进展调峰是可行的。随着可再生能源发电占比提高，需要更大的调峰深度。自然气发电经济规划灵活性高、调频快速、调峰深度优，对提高可再生能源发电消纳力气有重要意义。超低气价使得发电领域煤改气首次消灭了经济上的可行性。1〕美国电厂本钱，自然气和煤炭的单位热值价格2美金/百万英热左右，上一次消灭这种状况2023年上半年。2〕亚太市场自然气现货价格跌至惊2美金/百万英热。相比之下，秦皇岛动力煤370元/吨，折合3.3美金/百万英热，已经比自然气价格高50%5年以来首次消灭该状况。交通领域：自然气汽车具备经济性，但受气源制约我国交通用气的进展主要取决于自然气作为交通能源的经济性。LNG相对柴油、CNG相对汽油都具备确定经济性，因此从经济性考虑，自然气在交通领域会有比较好的动力。并且在自然气汽车的行驶过程中，由于自然气燃烧热效率较高，并且不简洁产生积碳，使得发动机汽缸内的零件磨损大大削减，从而延长发动机的使用寿命，这也会降低汽车的保养和运行费用，提高汽车使用的经济性。但是自然气作为交通能源，自身也有确定缺陷。由于天然气热值低，并且可携带燃料相对较少，因此一般行驶距离比燃油汽车要短，并且加气的频率相比加油要高，会造成时间本钱的损失。虽然自然气作为能源相比石油具备确定经济性，但是天然气替代石油不仅仅是能源上的替代，还需要考虑自然气汽车相比石油汽车本钱的比较，因此我们从出租车、公交车、重卡的本钱方面来比较自然气汽车的经济性。针对出租车，用改装压缩自然气出租车代替传统燃油出租车，一年内在运营本钱上的经济可行性优于电动车和传统燃油车，但在出租车使用年限内，电动出租车的经济性最优。针对公交车，第一年根本无法回收购车多余本钱，但在公交车使用寿命的年限内，纯电动、压缩自然气汽车及液化自然气汽车的经济性均优于传统燃油车，其中压缩自然气汽车的经济性最优。液化自然气重卡的百公里运营本钱要比一般燃油车低，但由于气源的问题，我国液化自然气价格差距较大，西北、西南地区推行较经济，华北、华南地区推行不能满足客户需求。2023年年底，我国自然气汽车保有量为670万辆，同比增加10%；其中CNG汽车保有量为626万辆，同比增加9%；LNG汽车保有量为44万辆，同比增加26%。近年来随着环保要求的提升，自然气汽车的进展面临更多机遇，自然气加气站乃至自然气汽车产业的进展在不断提升。自然气加气站分为CNGLNG，也有局部合建站，既CNG，又可以加LNGL-CNG站。20239000座左右，其中CNG5600座，LNG3400座。CNG加气站主要效劳出租车和局部私家车，技术相对简洁，在中国进展较早，数量较多，目前进展成熟，增速趋缓。LNG加气站主要效劳于重卡和公交车等商用车，技术较高，进展较晚。自然气供给：国内加大勘探开发、海外进口力气扩张，共同拉动供给增速提升国产气在“”阶段及“”初期增速受到抑制，2023年加大勘探开发以来，国产气增速有所提升。估量2023-2025 年，供给力气增长超过40%，尤以页岩气和煤层气作为增长主力。进口气方面，进口LNG随接收站规模提升而进口增速上行；进口管道气也将受俄气东线投产而不断增长。考虑俄气和投产接收站产能需要爬坡，估量国内自然气实际增速可以维持8%左右增长。国产气：勘探开发提速，尤其是格外规资源“三桶油”2023年“三桶油”国内自然气产量之和超过1400亿方，占国内自然气生产总量的82%。“三桶油”之中，陆上油气田的供给主要以中石油为主，而海上油气田的供给主要由中海油来完成。2023年、国内自然气产量增9.3%、7.2%。页岩气。我国页岩气储量全球第一，目前年产能超过100亿立方米，成为与美国、加拿大鼎足而立的页岩气生产大国。依据页岩20232030年产量分别到达300亿方、800-1000亿方，依据实际状况可能达不到原先规划，但仍将保持较快增速。2023年中国产出第一立方米页岩气起，中国的页岩气开发就已经驶入了快车道。2023年，中国页岩气产量为108.8亿立方米，占自然气产量比重6.7%，14-18CAGR=70%。2023年涪陵页岩气田页岩气产量为60.2亿立方米，川南页岩气田产量约为41万立方米，两地区页岩气产量占全国的93%。中国页岩气产业工业区主要有四个：涪陵页岩气田〔中石化〕、川南页岩气田〔中石油〕、威〔远〕荣页岩气田〔中石油、中石化〕和长宁页岩气示范区〔中石油〕。从地域分布上看，主要集中在四川盆地东部及周边地区。我国海相页岩气可采资源占主体，埋藏较深，开发难度大。我国页岩气资源总量丰富，富有机质页岩类型简洁，其中海相页岩资源潜力最大，其次为海陆过渡相页岩，再次为陆相页岩。不同于北美页岩埋藏深度1500-3000米为主，我国页岩埋藏深度普遍大于3500米，开发难度大相对较大，且由于中国地形简洁，交通不便，根底设施落后，中国页岩气的进展面临着诸多挑战。。与常规自然气井不同，页1〕页岩气井经由分段压裂后，最初产量与常规自然气井区分不大，但随后产量衰减较快，年衰减60～80%不等；2〕常规自然气井生产寿命长，采收率可达约60%，页岩气井在10%以下，一般为5%。煤层气我国煤层气储量丰富，相关产业近年来进展快速。我国煤层气储量约占世界煤层气总储量的12%，居世界第三位。近年来，中国煤层气产量逐年攀升，2023年51.5亿方，14-18CAGR=8.6%。依据《煤层气〔煤矿瓦斯〕开发利用“”规划》，“”期间煤层气利用量年均增速25.9%，估量在“”期间年均18.8%，保持高速增长。开发主体多元，规模化产区集中分布。煤层气资源主要集中在中石油手中，从产量上看根本形成中石油、中海油〔中联煤〕、晋煤集团三足鼎立的局面。沁水、鄂尔多斯盆地东缘是我国主要两大煤层气产业基地，两者产95%。煤层气的开发具有特别的环保意义。我国明确在2023年单位国内生产总值二氧化碳排放较2023年下降40-45％，煤层气〔煤矿瓦斯〕的温室效应是二氧化碳21倍，加快煤层气〔煤矿瓦斯〕开发利用，可降低温室气体排放，保护大气环境。此外，假设我国实现煤层气〔煤矿瓦斯〕开发利用“”规划目标，将累计利用煤层气〔煤矿瓦斯〕至少600亿立方米，相当于节约标准煤约7200万吨，减排二氧化碳约9亿吨。我国煤层气赋存条件简洁，煤矿瓦斯利用率低。我国聚煤时期跨度长、煤系分布广、聚煤盆地面积大。因此，我国煤盆地经受了多期次、简洁的地质构造与沉积旋回，导致了煤储层的厚度、埋深、变质程度、煤体构造、围岩类型等属性的强非均质性，导致煤层气成藏条件简洁，不同地质背景、不同赋存层位的煤层气开发模式不尽一样。就煤矿瓦斯开发而言，全国煤矿平均开采500米，开采深度超过800米的矿井到达200余处，煤矿瓦斯抽采规模小、集中度低、浓度变化大、埋藏程度深，加大瓦斯抽采利用难度。煤层气开采本钱高，进展受政府补贴影响18年国家赐予的0.3元/方的补贴和山西省额外的0.1元/方的补贴，平均单井日产大于800立方米的工程具有盈利力气，单井日产500-800立方米的工程处于盈亏平衡四周。自2023年起，煤层气不再按定额标准进展补贴，依据“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，依据超额程度赐予梯级奖补；对取暖季生产的格外规自然气增量局部，赐予超额系数折算，表达“冬增冬补”。因此将来大型煤层气公司随着开采量的提升，其经济性将日益显著。煤层气产业的进展受制于矿权治理等相关政策。煤层气与其它油气、煤炭在赋存空间上自然存在相互重叠现象，地面井采煤层气的审批权为国土资源部，煤矿开采审批权为部、省级政府。国土资源部只能治理由其发矿权证的煤层气单位，无权也无法对其他煤层气生产单位进展治理。这导致有关部门多年未批量设置煤层气矿业权，现有勘探开发区块面积小，产业进展规模受限。虽然国家规定有关企业“先采气，后采煤”，在现有体制下也缺乏有力的执行和监视。进口LNG：放开民营推动快速增长进口LNG规模逐年增长，产能利用率已达上限。2023LNG15年273亿方快速增长至19年的843亿方，CAGR=33%LNGLNG终端使用率也在不断攀升，70-80%根本可以认作是使用率的上限，在冬季供气紧急的情形下，使用率可以超出100%的设计上限。接收站集中在“三桶油”目前国内除奥、广汇、深燃等少数公司已经建有接收站外，大多数接收站都集中在“三桶油”手中。依据产能划分，中海油体量最大，接近总产能一半。将来随着接收站总产能规模的扩大，将会有越来越多接收站对外开放窗口期，进口贸易的主体将会更加多元。进口以长协为主，现货贸易量快速增长。由于资源禀赋缘由，我国LNG进口主要由“三桶油”担当，而且进口形式主要以长协为主，卡塔尔和澳大利亚是主要的进口来源，约占进口长协的54%。但是近几年由于国际LNG市场供给宽松，市场现货价格的急剧下跌，或将长期维持低价的格局，越来越多进口商更倾向于现货的贸易形式。2023LNG出口终端FID数量估量超过1600亿方，超过上一轮的最高水平。其中美国的Driftwood、莫桑比克的Rovuma、卡塔尔的5-8期都是大型工程。美国的卖家想要更多出口到亚洲和欧洲市场。定价方面消灭两大趋势：1〕长协比例下降，合同更为灵敏，2023、2023年签LNG出口合同中，没有固定出口目的地的灵敏合同占比已经到达69%、89%；2〕签长协价格下降，长协与油价挂钩公式的斜率从202313-14%202311-12%。进口管道气：增量来自中俄线我国进口自然气管道主要有三条：中亚线、中缅线、中俄线。其中中亚线是我国最主要的管道气进口来源。中亚管道中亚线总共分为ABCD四条线。A202312B202310月投入运行。A、B两线根本为同期双线敷设，起点在阿姆河右岸的土、乌边疆，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口入境，成为西气东输二线。AB线1万公里，是世界上最长的自然气管道。C20239月全面启动建设，主要是为了保证乌兹别克斯坦对中国的自然气出口。线路总长度1830公A、B线并行敷设，设计年输气力气250亿立方米/年，线路起于土、乌边疆格达依姆，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，在疆霍尔果斯口岸入境。C线与西气东输三线相连，提升中亚自然气管道全线输送力气至550亿立方米。D线起始于土、乌边疆，途经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦。与前三条线路不同，D线不再从霍尔果斯入境，而是从与吉尔吉斯斯坦接壤的天山南麓与昆仑山两大山系接合部的疆乌恰入境。这不仅在国家能源安全战略上有特别意义，同时还能拉动南疆根底建设。D线设计输气量为300亿立方米/年，与西气东输五线相接。D线投产后，中国从中亚进口自然气规模将850亿立方米/年。中缅管道中缅自然气管道由“四国六方”〔即公司、韩国浦项制铁大宇公司、印度石油海外公司、缅甸油气公司、韩国燃气公司以及印度燃气公司〕共同出资成立的东南亚自然气管道〔SEAGP〕建设，起点位于假设开邦皎漂兰里岛，全长793公里，缅甸下载点设计输120亿立方米，占管输量的20%。中缅管道工程于20236月正式开工建设，包括原油管道工程和自然气管道工程，其中自然气管道于2023年投产运行，原油管道在2023年正式投产运行。20231231日，中缅自然气管道安全已平稳2260天，累计向中国输气247亿立方米，为缅甸41亿立方米；中俄管道中俄自然气管道分为东西两条线，是继中亚管道、中缅管道后，向中国供气的第三条跨国境自然气长输管道。目前中俄东线已于19年底贯穿，首期每年50亿立方米，初步打算2023年全线投产后，每年供给量为380亿立方米。东线俄罗斯境内的西伯利亚力气管道起自科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和3个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的中俄边疆，管道全长约3000公里，管径1420毫米。管道一期工程建设自恰扬金气田至中俄边疆管段，长度约2200公里，之后还将建设连接科维克金气田与恰扬金气田之间的管道二期工程，长度约800公里。中国境内的中俄东线自然气管道从黑龙江省黑河市入境，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海9个省、市、自治区，全长5111公33711740公里，全线分北段、中段、南段进展建设。已完成的北段工程包括一干三支，线路全长1067公里。政策走向回忆和展望需求侧政策自然气需求政策在我国大致分为三个阶段：进展早期、“”时期、“”时期早期由于自然气进展水平相对落后，政策主要侧重于对自然气进展的指“”时期对自然气进展提出具体目标，引导自然气需求高速进展。“”时期则提出更高要求，“煤改气”政策成为了短期需求进展的主要动力。回忆我国的自然气进展历程，与自然气需求进展相关的政策主要分为两类：第一类是产业进展政策，从宏观需求上对于自然气的长期进展进展指导，并提出相应的进展方向和进展目标；其次类是“煤改气”相关政策，从能源替代的角度对自然气的短期需求产生影响。第一类产业进展政策，主要包括《自然气利用政策》以及“”和“”时期的能源进展规划与自然气进展规划。《自然气利用政策》明确了自然气的需求领域和利用挨次，将自然气下游划分为城市燃气、工业燃料、自然气发电以及自然气化工，并且具体细分为优先、允4个大类。能源进展规划和自然气规划则明确了自然气需求进展的长期目标，提出了2023年自然气占一次能源消费比重到达7.5%、2023年到达10%以上等目标。2023年自然气在一次能源消费占比接8%，距离目标还有确定差距。其次类“煤改气”政策，是为防治大气污染，以自然气替代煤来进展能源供给，对自然气需求有确定拉动。但“煤改气”政策也是造成17年底的“气荒”的缘由之一，自18年开头，国家对于“煤改气”的态度虽有所放缓，更加强调保供的重要性，因此“煤改气”政策在短期内大幅拉动了自然气的需求增长，但是目前已逐步回归理性进展。供给侧政策由于我国自然气供给高度集中，且在自然气进展早期供给力气相对富有，因此强调自然气供给进展的政策主要集中在“”和“”自然气高速进展的时期。相比“”规划，“”更加强调根底设施的重要性，对管网互联互通与储气力气要求更高。与供给侧相关的政策文件主要有三类：第一类是产业发展政策，从产量角度对于自然气提出进展目标与要求；其次类是根底设施建设规划，推动完善自然气根底设施，尤其强调保供的重要性；第三类是补贴与优待相关的政策，包括了格外规自然气的生产补贴与进口优待，给自然气供给商带来确定的经济性支持。第一类产业进展政策，主要包括各种常规气和格外规气“”规划》强调2023年产量目标2070亿方，国内自然气综合保供力气到达3600亿方以上。《页岩气进展规划〔2023-2023〕》提出“2023年力争实现页岩气产量3002030年实现页岩气产量800-1000亿立方米”。《煤层气进展“”规划》提出“2023年煤层气〔煤矿瓦斯〕抽采量到达240亿立方米”。《生物质能进展“”规划》提出“202380亿方”。其次类根底设施建设规划，加快油气管网和储气设施的建设，强调保供力气的提升以及管网的互联互通与公正开放。要求到2023年，供气企业要拥有不低于其合同年销售量10%的储气力气；城镇燃气企业要形成不低于5%的储气力气；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气力气。目前全国储气力气仅到达消费量的5.7%，距离目标实现还有确定差距。第三类补贴与税收优待政策：页岩气补贴由定额补贴逐步改为按开采利用量进展梯级奖补，依据“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，依据超额程度赐予梯级奖补。煤层气补贴也自190.3元/方的定额改为梯级奖补，依据“多增多补”的，依据超额程度赐予梯级奖补；对未到达上年开采利用量的，依据未达标程度扣减奖补资金。对取暖季生产的格外规自然气增量局部，赐予超额系数折算，表达“冬增冬补”。另外，进口税收优待的征收范围在逐步扩大，国家销售定价在逐步下降，意味着更多的增值税将返还给进口商。定价政策我国自然气定价模式经受了政府定价、本钱加成定价、市场净回值定价逐步向市场化定价转型。2023年一轮自然气价格改革要求“管住中间，放开两头”，即管住输配气本钱和价格，放开自然气气源和销售价格，政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进展监管，气源和销售价格由市场形成。定价政策导向有两大方向：一类是与价格机制相关的产业政策，推动我国自然气定价逐步迈向市场化；一类是对价格进展直接调控的产业政策，对价格的变化提出规范要求，引导产业利润的合理安排。市场化相关政策，主要将过去本钱加成为主的定价方式转变为当前的市场净回值方式，通过对自然气门站价的治理来对自然气定价进展指导，进而逐步推动自然气市场化改革。其次类调控利润相关政策，对出厂价、门站价、管输价、终端气价等进展调控，引导自然气产业链利润安排更加合理。近几年尤其从利润率的角度，对管输价格和安装工程收费进展管控，自然气降价趋势明显。国家油气管网公司成立，对自然气产业链影响展望随着国家管网公司的成立，自然气管网独立运营，我国将渐渐实现自然气产业的产、运、销分别，打通上游直销通道，下游托付运输的通道，向上游油气资源多主体多渠道供给、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X油气市场体系转变。上游供给多元化将渐渐形成202312月，国家自然资源部公布《关于推动矿产资源治理改革假设干事项的意见》，意味着其他企业进入自然气上游勘探开发领域的政策性壁垒已根本扫除，将来上游领域的参与主体将向多元化进展。管网公司成立后，将为自然气生产商打通资源运输通道，但考虑到上游运行高风险、高投入、技术密集的特点，从中长期看，开放会导致竞争程度的上升，迫使企业提升勘探开发力气，增加产出。进口方面，管网公司成立的影响将更为显著，估量会有更多的企业到国际LNG市场进展选购，如城市燃气公司、电力企业、金融机构等“三桶油”以外的企业，从自主进口渐渐扩展到在海外猎取勘探开发区块、成立贸易公司等，加快进口业务布局，延长产业链，加速上游市场形成国企、民企、外企三方多元化竞争格局。中游将形成国家管网公司与省管网并存格局在中游环节多年改革的根底上，国家管网公司成立后，中游长输管网将形成“全国一张网”，由国家管网公司统一运营。然而，目前省管网与国家管网公司之间的关系尚未明确，且省管网公司在确定程度上把握着省内自然气管网的命脉，地方政府、城市燃气公司、金融机构都对省管网公司布满兴趣。估量将来的一段时间内或将消灭各路资金涌入省管网公司的局面，形成国家管网公司与区域管网公司并存的中游市场格局。例如，黑龙江省利用市场化公开竞争方式引入战略合作者，共建省管网公司，北京燃气、中国燃气、奥能源、陕西燃气成功中标入股，辰能集团成为省属国有企业股东。下游市场或将引发并购整合浪潮20236月，发改委公布《外商投资准入特别治理措施〔负面清单〕〔2023年版〕》免去了“城市人口50”，对外资彻底开放自然气城市燃气投资，城市燃气行业实现全面放开。外资企业将加速探路我国市场，通过独资、参股、合作等方式进展城市燃气业务。202311月，申能集团和道达尔公司签署框架合作协议，将成立合资公司，共同开发长江三角洲地区市场。此外，上游企业乐观进展终端城市燃气业务，延长石油和陕西燃气重组，开拓终端市场；中石化成立长城燃气，进入城市燃气领域。城市燃气公司业务多元化发展，向上游延长，开展LNG贸易、煤层气勘探开发等；进展综合能源效劳，布局发电、能源业务。将来城市燃气领域市场竞争将加剧。国家油气管网公司国家石油自然气管网集团〔简称国家管网公司〕2023129日在北京正式成立，标志着深化油气体制改革迈出关键一步。国家管网公司的主要职责是负责全国油气干线管道、局部储气调峰设施的投资建设，负责干线管道互联互通及与社会管道联通，形成“全国一张网”，负责原油、成品油、自然气的管道输送，并统一负责全国油气干线管网运行调度，定期向社会公开剩余管输和储存力气，实现根底设施向全部符合条件的用户公正开放等。“三桶油”运营。中石油运营西气东输管道系统、陕京管道系统、涩宁兰、长吉线等长输管道，总里程约5.43万公里，约占全国自然气长输管道的71%，根本掩盖了全国除西藏自治区、海南省外的大局部省市。中石化自然气管道主要集中于东部地区，包括“川气东送”、榆济输气管道、山东管网和珠海横滨输气管道4条自然气管道，总长度为4546公里，约占全国自然气长6%，管网掩盖面积较有限。中海油管道资产较少，共8个长输管线工程，支干线管4163公里，约占全国自然气长输管道的5%，主要分布在广东、福建、海南、浙江、山东5个省。此外，内蒙古西部自然气股份、大唐集团、张家口应张自然气等公司运营少量长输管道，包括长呼线、长呼复线、阜沈线〔阜—沈阳〕、应张自然气管道等。省管网公司作为我国自然气管网系统重要组成局部，省级管网公司是我国重要的自然气运输商、承销商，有的还是本省〔市〕内自然气的供给商，省级管网公司的进展对于我国自然气产业的进展具有重要作用。目前全国有20多个省份组建了30多家省级自然气管网公司，主要职责为统一规划、建设及运营治理省内自然气管网及担当天然气输配、购销业务等。目前还有疆、西藏等少数省份并没有建立自己的省网公司，其省内的自然气输配业务主要由上游资源方旗下的管道销售公司直接供给。目前全国省网公司，参股最多的是中石化，参股及了10家省网公司，其次是中石油86家。从经营模式的角度动身，省级管网公司模式可大致归纳为四大类：代输、统购统销、开放型、一体型。“统购统销”模式下，省级管网公司具有两种身份：当面对的客户是城市燃气企业时，是批发商的角色；当面对的客户是工业等直供用户时，扮演零售商的角色。除浙江省外，国内其他地方，假设气源比较单一，政府推行力度不大，实行“统购统销”的模式难度很大。“代输”模式下，省级管网公司相当于增加一个身份：具有确定代输〔承运〕功能的批发商。例如，广东省实行代输模式，一方面赐予广东省自然气管网买卖气的权利，省管网公司可以统筹选购并销售给城市燃气公司等终端用户；另一方面，广东省内发电、工业等具有确定规模的大用户也可选择直接与供气商签订合同，由省管网公司供给代输效劳，收取管输费。“开放型”模式下，省级管网公司主要表达为一种身份：运输商。例如，江苏省实行开放型管网运营模式，自然气从省门站到终端用户产业链环节较少，上游供给商可直接为电厂及化工用户直供。“一体型”模式下，省管网公司同时集三种身份于一身：批发商、零售商与运输商。例如，上海境内高压管网负责从管网主干线直接接气进入城市门站，事实上担当了省级管网功能，这类管网公司尽管担当省级管网职能，但被视为属于下游城市燃气企业的组成局部。自然气产业链和定价体系概览中国自然气产业链自然气产业链分为三个局部：上游勘探生产、中游运输以及下游分销。主要指自然气的勘探开发，相关资源集中于中石油、中石化和中海油。此外，还包括LNG海外进口局部，目前我国LNG接收站也集中于中海油等国有综合油气公司，此外深圳燃气、广汇能源、奥集团等企业也拥有确定规模的LNG接收站。包括通过长输管网、省级运输管道、LNG运输船和运输车等。我国的自然气中游此前呈现垄断性，中石油、中石化和中海油居于主导地位，将来由国家管网公司统一治理，市场将逐步放开。下游分销：主要由燃气公司从事该项业务，除燃气分销以外，燃气公司主业还包括燃气接驳、燃气运营和燃气设备代销等，效劳于居民、工商业等用户。中国自然气定价体系中国自然气价格从出厂环节到零售环节分为出厂价、门站价、零售价。其中，门站价为国产陆上或进口管道天然气的供给商与下游购置方在自然气全部权交接点的价格，主要由出厂价和管输费组成；站价考虑配气价后决定。出厂价和门站价的定价机制目前由国家发改委制定核准，门站价格以下销售价格则由省级价格主管部门核准。门站价=发改委定价+上下浮动空间井口价=门站价-长输管网管输费终端销售价格=门站价+管输费〔长输+省网〕+配售费+配售环节利润其中，管输费和配售环节都参照公用事业模式治理，由发改委制定的最高收益率给定全球自然气定价体系及对国内影响路径全球自然气市场进展受限于地理上的区域分割，自然气国际贸易大多数是通过管线或船运达成交易，地理上的限制与昂贵的运输费用〔长途国际管道建设和液化自然气船运费用〕都在不同程度上限制了区域之间的贸易往来，使得自然气市场具有明确的区域特性，并形成了4个相互独立的自然自然气定价体系。美英：市场化定价北美和英国实行不同气源之间的竞争定价。这3国政府以往都在确定水平上对井口价格进展干预，但随着自然气市场与监管政策的进展，供给端消灭了充分并富有竞争力的多元供给，用户能够在众多供给商中自由选择，“第三方准入”。在此根底上，自然气作为商品的短期贸易在很大程度上庖代了长期合同。在北美形成了以亨利枢纽〔HenryHub〕为核心的定价系统，在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点〔NBP〕。尽管承受一样的商品定价机制，但北美与英国的自然气市场还是相互独立的。欧洲大陆：与油价挂钩的定价政策欧洲大陆承受的是与油价挂钩的定价政策来开展自然气贸易。这一模式源于荷兰在1962年针对格罗宁根〔Groningen〕超大气田自然气生产实行的国内自然气定价政策。该政策将自然气价风格整与3种石油燃料〔柴油、高硫和低硫重质燃油〕的市场价格依据百分比挂钩，然后依据“传递要素”进展调整来分担风险。这一模式随后被出口合同所承受，进而影响东北亚的LNG定价。欧盟虽然出台了多个自然气法令来建立统一的天然气市场，但由于国与国之间、企业与企业之间、管道与管道之间的分割，至今还没有做到像美国那样的自由准入和具有市场流淌性。东北亚：与日本进口原油加权平均价格〔JCC〕挂钩的定价东北亚〔日本、韩国、中国台湾、中国大陆〕的LNG贸易定价体系源自日本。由于日本当年引进LNG主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中承受