天然气行业专题：天然气市场快速发展看好龙头企业量价弹性

内容目录TOC\o"1-2"\h\z\u典型国家天然气市场发展回顾 5美国：资源驱动+完善的基础设施 5英国：环保要求+天然气经济性优势 6日本：能源多元化战略+政策支持 7中国天然气发展现状：仍处在快速发展期 9中国天然气需求：维持较快增速，结构有所分化 11工业燃料：“煤改气”继续推动需求增长 12城市燃气：气化率逐步提升 13发电用气：低碳转型背景下，气电需求有望较快增长 15化工用气：天然气制氢带动需求增长 17中长期中国天然气消费预测：2040年左右达峰 18中国天然气供给：自产气保持较高增速，进口能力持续扩张 19国内加大勘探开发，自产气稳步增长 19进口管道气增量可期 24进口LNG规模不断增加 26天然气储运设施不断完善 28天然气定价体系 31中国天然气产业链概况 31中国天然气定价体系 31海外LNG定价 35投资建议 37风险提示 38附注 38图表目录图美国历年天然气消费量及增速 5图美国天然气消费结构变化 6图英国天然气消费量及增速 7图英国天然气消费结构变化 7图日本天然气消费量及增速 8图日本天然气消费结构变化 8图中国天然气行业产业发展历程 9图中国一次能源占比 9图煤、柴油、LNG的单位热量价格 10图天然气排放较低 10图天然气表观消费量及增速（亿方） 11图2022年中国天然气消费结构 11图2025年中国天然气消费结构预测 11图考虑热效率后煤、燃料油、LNG的单位热量价格 12图工业用气需求增长（亿方） 13图中国城镇居民气化人口及气化率 13图LNG重卡保有量及增速 14图LNG与柴油价格走势 14图城市燃气需求增长（亿方） 15图世界范围电力来源展望 16图主要国家和地区天然气发电占比 16图2010-2021年中国天然气发电机容量 16图2016-2021年中国天然气发电量 16图发电用气需求增长（亿方） 17图2020年中国氢气制取来源 17图化工用气需求增长（亿方） 18图中国天然气产量（亿方） 20图2022年中国天然气产量结构 20图中国页岩气剩余探明技术可采储量（亿方） 21图2021年中国页岩气剩余探明技术可采储量分布 21图中国页岩气产量及增速（亿方，） 22图2022年中国页岩气产量结构 22图中国煤层气剩余探明技术可采储量（亿方） 22图2021年中国煤层气储量分布 22图国内煤层气公司生产成本（元/方） 23图中国煤层气产量及增速（亿方，） 23图2022年中国煤层气产量结构 23图中国管道气进口量（亿方） 24图中国进口管道气单价（美元/方） 24图中亚管道示意图 25图中缅管道示意图 25图中俄天然气管道东线示意图 26图中国LNG进口能力与进口量（万吨） 27图中国LNG进口能力结构 27图2022年中国LNG进口来源结构 28图我国天然气管道长度及增速 28图国内油气管网示意图 29图全国地下储气库工作气量及占消费比例 30图中国天然气产业链与定价体系 31图国内主要城市门站价水平（元/方） 32图国内主要城燃公司采购成本情况（元/方） 32图省网公司长输管道单位毛利（元/方） 34图城燃公司ROA 34图国内LNG市场价（元/吨） 34图全球LNG定价机制 36图国际天然气现货价（美元/百万英热） 37表典型国家天然气发展期参数表 5表不同方式取暖成本对比 14表LNG重卡与柴油重卡使用成本对比 15表各种制氢技术成本及变化趋势（元/方） 18表部分机构预测2050年中国能源消耗量 19表中国天然气产量发展展望表（亿方） 19表中国天然气资源量与探明储量汇总表（万亿立方米） 20表中国天然气田产量统计 20表中美页岩气地质与开发条件对比 21表中国进口天然气管道概况 24表中国已投产LNG接收站情况 27表中国储气库（群）主要参数 30表国内长输管道管输费情况 33表主要省市天然气调价政策 35典型国家天然气市场发展回顾回顾典型国家历史，天然气市场发展历程基本都包含启动期、发展期和成熟期。从典型国家天然气发展历程可以发现，积极的政策、丰富的资源、完善的基础设施及合理的价格是天然气快速增长的主要驱动力。典型国家从启动期到成熟期通30202542002030年，我国天然气消费量将达到6000亿立方米左右。表1：典型国家天然气发展期参数表国家快速发展期时间(年)年增量增速美国1945-1970251947.1俄罗斯1950-1992429510.2英国1970-200030297.4日本1969-200031269.6中国2004-至今1819913.3资料来源：《世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示》[1]，美国：资源驱动+完善的基础设施美国天然气市场发展过程主要包括自由发展时期（1910-1937年），管制时期（1938-1978），低效时期（207080），调整和放宽管制时期（2080）4自由发展时期，美国输气管道等基础设施规模较小，利用范围受限；在管制时期美国各级政府在天然气使用领域及价格等方面出台很多政策，由于天然气价格低于其他替代燃料且基础设施建设较快，美国天然气市场快速发展；随着20世纪7021图1：美国历年天然气消费量及增速资料来源：《世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示》[1]，美国天然气消费在发展过程中保持了均衡的发展，快速发展期以工业用户需求为主，随着基础设施的建设，民用及商用天然气占比逐渐提高，进入成熟期后天然气消费增长主要依靠发电用气。美国由于拥有丰富的天然气资源，有效保障了天然气需求，天然气产量保持快速增长，为天然气工业发展奠定了基础；在美国天然气快速发展期由于气价仅为油价的15-25为煤炭的25-40天然气的价格优势也推动了其快速普及。图2：美国天然气消费结构变化资料来源：《世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示》[1]，英国：环保要求+天然气经济性优势开市场。1988-19982090199812英国天然气快速发展契机为雾霾治理，19521968图3：英国天然气消费量及增速资料来源：《世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示》[1]，2000968亿立方米。在天然气快速发展初期，天然气主要用于城市燃气和工业用户，1990年后天然气发电在消费占比中逐步提高。图4：英国天然气消费结构变化资料来源：《世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示》[1]，日本：能源多元化战略+政策支持日本天然气工业分成三个阶段：19691969-200020002070天然气的利用。1969-1983年日本LNG消费年均增长超40，其中城市燃气增长34.8天然气发电增长442000年以后日本通过引入竞争机制加快工业燃料的天然气替代，天然气市场稳步发展。2060LNG图5：日本天然气消费量及增速资料来源：《世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示》[1]，图6：日本天然气消费结构变化资料来源：《世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示》[1]，中国天然气发展现状：仍处在快速发展期20014大生产基地为代表的工业格局。2010100036463020254200到2030年，我国天然气消费量将达到6000亿立方米左右。图7：中国天然气行业产业发展历程资料来源：观知海内信息网，主体能源，但地位在逐步下降，消费占比由2010年超70的最高峰降低为2020年的60.69。石油在一次能源中消费占比稳定在20左右。天然气在三种化石能源中占比最小但发展速度很快在一次能源中占比由1990年的1.47增长至2020年的7.57。与世界平均水平相比，我国天然气在一次能源中占比较低，未来天然气在我国有着广阔的发展空间。图8：中国一次能源占比资料来源：IEA，5500cal/kg9600cal/kg11000cal/kg图9：煤、柴油、LNG的单位热量价格资料来源：卓创咨询，碳排放角度，单位热值下石化能源中天然气的碳排放最低。天然气主要成分是烷烃，甲烷含量95以上，具有清洁低碳属性，是化石能源中相对低碳品种，天然气标准热值与石油接近，远高于煤炭，且其单位热值二氧化碳排放量是石油的77煤炭的59天然气中硫氮元素含量极低与石油和煤炭相比天然气更加高效、清洁，是实现世界能源消费结构转型的关键。图10：天然气排放较低资料来源：《世界天然气产业形势与发展趋势》[2]，中国天然气需求：维持较快增速，结构有所分化中国天然气需求预期将维持较高增速。20223638同比下滑1.3为近20年来首次出现负增长根据国际燃气联盟预计20233865205420-4607左右天然气的消费峰值预计出现在2040年约为7000亿立方米，中国将成为世界天然气发展的主要引擎。图11：天然气表观消费量及增速（亿方）资料来源：，2022工业燃料天然气发电化工用气占比分别为334217、8。预测至2025年我国城市燃料领域居民燃气、取暖用气、交通领域平衡发展；工业燃料领域由于“煤改气”政策逐渐进入尾声，天然气增速放缓；天然气发电2025年四者占比分别达到34、39、19、8。图年中国天然气消费结构 图年中国天然气消费结构预测资料来源：国家统计局， 资料来源：国家统计局，和预测工业燃料：“煤改气”继续推动需求增长800℃以上高温、对温度控制精度高、清洁等优点，会显著提高产品品质、提高产量，其他燃料替代性较差，天然气在这些领域的消费具有刚性。在锅炉燃料领域，天然气、燃料油和煤互为替代，除考虑燃料成本外，各种锅炉的热效率也会影响燃料的经济性，假设按照燃煤锅炉热效率65、燃油锅炉热效率75燃气锅炉效率85来测算煤天然气燃料油的单位热量价格在大多数情况下天然气较燃料油更具经济性，但与煤相比经济性不足，工业领域气代煤还需要政策推动。图14：考虑热效率后煤、燃料油、LNG的单位热量价格资料来源：卓创咨询，202322092025热效率相比2021年提高5的目标“十四五期间煤改气工程仍将持续开展，工业燃料作为“煤改气”重要领域，有望在政策扶持下快速发展，尤其是食品加工、制药等能源成本占比不高的行业，更加容易接受“煤改气”。天然气作为工GDP15332025年中国工业燃料天然气消费量1700亿立方米。图15：工业用气需求增长（亿方）资料来源：国家能源局，预测城市燃气：气化率逐步提升居民用气量与城镇化进程紧密相关年我国城镇化率为65.22预计到2030年有望达到70。随着我国不断推进新型城镇化向纵深发展，城镇人口规模将持续扩大，从而作为清洁高效能源的天然气需求有望提升。随着第三产业在经济中图16：中国城镇居民气化人口及气化率资料来源：国家统计局，100412003/立方米估计，每个采暖360010000kwh0.5/kWh500047002800表2：不同方式取暖成本对比住宅面积燃料热值消耗量热效率单价费用天然气8500kcal/m³1200m³903元/m³3600元100㎡电860kcal/kWh10000kWh1000.5元/kWh5000元煤5500kcal/kg4000kg50700元/吨2800元资料来源：，测算2022镇人口5.36亿，气化率为58，预计2025年气化人口增加至6亿，城镇居民4002320252626020221000150202512002402022248920252802025居民领域天然气消费量为1180亿立方米。LNG2021LNG4.620223.52022年我国LNG重卡保有量达66.25万辆，保有量为全世界LNG重卡的98。图重卡保有量及增速 图与柴油价格走势资料来源：中国电力联合会， 资料来源：卓创资讯，40万元/LNG重卡为例，同功率、同车型的柴油重卡价格约32/500km07.8/LLNG1.33LLNG5.0/kg32LLNG的混合物）液态燃烧得更加充分。所以燃气发动机比柴油500km使用条件下，LNG6488LNG重卡在当前燃料成本下，经济性远超柴油重卡。表3：LNG重卡与柴油重卡使用成本对比项目LNG重卡柴油重卡全寿命周期/年88车辆价格/万元4032日行驶里程/km500500燃料价格5.0元/kg7.8元/L百公里能耗24kg32L维修及折旧费用/（元/km）0.20.3总成本/万元208367.52资料来源：《企业应用LNG重卡的经济性分析》[3]，和预测VI2022LNG3.5LNG1422021102025802002022CNG100CNG2025CNG802025280图19：城市燃气需求增长（亿方）资料来源：国家能源局，预测发电用气：低碳转型背景下，气电需求有望较快增长目前燃煤发电仍是我国电力供应的绝对主力，2022年占全国总发电量超过60，天然气发电仅占比3.3目前全球发达国家的天然气发电占电力供应的比例都在20-40左右中国天然气发电比例远远低于世界水平从清洁能源利用和减排的角度，未来中国天然气发电存在巨大的发展空间。图世界范围电力来源展望 图主要国家和地区天然气发电占比资料来源：IEA， 资料来源：BP，目前天然气发电机组主要分布在珠三角、长三角、京津地区及油田产区。我国气电装机容量增长迅速，201026422021108592016188320212778图年中国天然气发电机容量 图年中国天然气发电量资料来源：中国电力联合会， 资料来源：中国电力联合会，在发电领域，“十四五”天然气发电有望发挥优势，优先布局在气源有保障、电20226402025达800亿立方米。图24：发电用气需求增长（亿方）资料来源：国家能源局，预测化工用气：天然气制氢带动需求增长在化工领域，由于政策调控，用气保持低增长，从全国层面看限制和禁止天然气化工的改扩建仍然是主旋律。“十四五”时期天然气制合成氨、甲醇、尿素、氮肥还要进行去产能和总量调控。但随着氢能产业快速发展，天然气制氢有望拉动化工领域天然气消费量。天然气制氢工艺目前在世界氢气制取市场占比排第一位。我国天然气制氢的占比20202500万吨，其中煤制氢所产氢气占62、天然气制氢占19，工业副产气制氢占18，电解水制氢占1左右。图25：2020年中国氢气制取来源资料来源：公司官网，从目前技术水平及能源价格计算，由煤制氢成本最低，绿电制氢成本最高，但考虑到碳捕集及提纯成本，天然气制氢与煤制氢成本相当。未来十年由绿电制氢的技术很难有跨越式突破，价格很难与天然气制氢抗衡，所以天然气制氢是未来氢能产业发展的必选之路，氢能发展将有力带动天然气消费。表4：各种制氢技术成本及变化趋势（元/方）技术类型当前成本考虑CCS和提纯2023年成本2050年成本煤制氢7.5-9.514.5-17.711.8-14.110.7-13.0天然气制氢9-1512.8-19.611.4-17.710.8-17.1工业副产氢10-1613.4-19.912.0-18.011.5-17.5风电制氢（AE）22.716.359.88风电制氢（PEM）41.9715.459.34资料来源：中国氢能源及燃料电池白皮书、2022292展战略规划。目前天然气制氢最能平衡经济效益和环境效益，氢能产业为天然气2025350图26：化工用气需求增长（亿方）资料来源：国家能源局，预测中长期中国天然气消费预测：2040年左右达峰2030－204020404220～75106500～700020601500～550040001000～42004表5：部分机构预测2050年中国能源消耗量能源消费2.0℃情景清华大学气候变化与可持续发展研究院2060年碳中和情景清华大学能源环境经济研究所强化行动情景世界资源研究所电气化加速情景国网能源研究院快速转型情景英国BPtce2030年58.02060年57.0持续缓慢增加2030年57.72030年53.0煤炭占比13.07.028.08.17.0石油占比5.08.012.07.19.1天然气占比11.04.011.010.713.3非化石能源占比72.081.059.074.170.7³4800--46425300资料来源：《碳中和背景下中国“十四五”天然气行业发展》[4]，中国天然气供给：自产气保持较高增速，进口能力持续扩张我国天然气资源较为丰富，但资源探明率较低，随着勘探的不断深入，未来国产天然气产量有望不断上行。国产气目前以常规天然气为主，但随着开发水平的提高，页岩气、煤层气等非常规气体产量也有望快速增长。进口管道气方面，中俄2025380/年的设计供应2LNGLNGLNGLNG20252300-2520（含致密气）1900-2000300-400100-12020302900-33002040（含致密气）2200-2300600-800100-200表6：中国天然气产量发展展望表（亿方）2020年2025年2030年2040年常规气+致密气16451900-20002200-23002200-2300页岩气201300-400600-800600-800煤层气79100-120100-200100-200总计或平均19252300-25202900-33002900-3300资料来源：《中国天然气工业发展回顾与前景展望》[5]，国内加大勘探开发，自产气稳步增长2021280.76146.9683.46105.7219.3628.088.7020207，未来仍然较大增储空间。表7：中国天然气资源量与探明储量汇总表（万亿立方米）资源量累计探明储量待探明资源量探明率地质技术可采地质技术可采地质技术可采地质技术可采常规气+致密气146.9683.4616.889.35130.0874.1111.48页岩气105.7219.362.000.47103.7218.891.912.43煤层气28.088.700.730.3627.358.342.614.14总计或平均280.76111.5219.6110.18261.15101.347.009.13资料来源：《中国天然气工业发展回顾与前景展望》[5]，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”的持续推进，全国天然气产量快速增长，但是近几年由于受到疫情影响，国内产量增速有所放缓。2022年全国天然气产量达到2178亿方，同比增长6。未来我国将继续立足国内保障供应安全，推进天然气持续稳步增长，国家能源局预计我20252300定在3000亿立方米以上水平在产量结构中三桶油占比超过80其中中国石油占比达到58，是国内天然气产量龙头，引领国产气的增长。图中国天然气产量（亿方） 图年中国天然气产量结构资料来源：， 资料来源：，各公司公告，常规气我国已开发主力气田整体处于稳产阶段，四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、准噶5208000-10000表8：中国天然气田产量统计老区气田产量规模（1/）新区气田产量规模（1m/a）克拉255庆阳30迪那250宜川-黄龙30苏里格260博孜-大北及其周缘100神木39克深及其周缘90榆林50渤中19-612靖边55川东北高含硫气藏35大牛地39泸州深层页岩气150涩北40川西火山岩气藏20安岳150四川盆地下二叠统35普光+元坝110四川盆地金秋致密气3030涪陵80长宁+威远+昭通页岩气120资料来源：《中国天然气工业发展回顾与前景展望》[5]，和预测页岩气EIA31.6图中国页岩气剩余探明技术可采储量（亿方） 图年中国页岩气剩余探明技术可采储量分布资料来源：自然资源部， 资料来源：自然资源部，相较于美国，我国页岩气开采难度大、成本高。1500-3000米为主而我国页岩气埋藏较深川南地区埋深超过3500米的气藏超过50部50003500表9：中美页岩气地质与开发条件对比对比内容中国美国构造复杂，多次改造，断裂发育简单，一次抬升，断裂稀少沉积类型多样，海相有效范围保存少单一，主要为海相页岩地质条件有机碳含量偏低，以1~5为主丰富，以5~10为主含气量偏低(数据少)高(多)热演化程度复杂，海相较高，湖相偏低复杂，海相较高，湖相偏低埋深偏大，>3500m埋深为主较浅，以2500~3500m为主开发条件地表条件油气管网复杂，南方多高山，北方少水总体不发达，部分地区无管网平原或丘陵，水源好经情发达，遍及各地资料来源：华经产业研究院，页岩气发展面临诸多挑战，但仍在较快增长。由于页岩气单井投资大，产量递减快，第一年的产量自然递减率约60-80，需要不断打新井来保证气量增长，导2022247亿方同比增速超过8《页岩气发展规（2016-2020年曾提出2020年产量目标300亿方、2030年产量目标800-1000亿方，但是实际发展过程中面临诸多挑战，我们预计2025年国内页岩气产量有望超过300亿方。图中国页岩气产量及增速（亿方，） 图年中国页岩气产量结构资料来源：国家能源局， 资料来源：国家能源局，石油商报，煤层气中国的资源禀赋具有“富煤、贫油、少气”的特点，所以中国的煤层气资源储备36.8量的14左右。目前全国已形成鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地两大煤层气产业基27图中国煤层气剩余探明技术可采储量（亿方） 图年中国煤层气储量分布资料来源：自然资源部， 资料来源：华经产业研究院，煤层气开采成本高，经济性相对较低。我国煤层气资源大部分属于难采资源，面临着单井产量低、运行效率低、资源利用率低的问题，导致煤层气经济性相对不1/图35：国内煤层气公司生产成本（元/方）资料来源：各公司公告，煤层气发展基础相对较差，但仍然维持较高增速。首先，受制于矿权管理等相关政策，中国对煤层气资源开发实行国家统一管理，地面井采煤层气的审批权为国土资源部，而煤矿开采审批权为地方政府，造成了地方政府在煤层气开发方面缺乏主动权，影响了煤层气的发展积极性；其次，目前国内煤层气管网基础建设依然滞后，煤层气管网存在管径细、管网短、分布比较零碎的问题，导致抽采出来的煤层气外输量和覆盖范围有限，大部分产量就地消化，直接影响了煤层气开发2022115.510《山西省煤层气资源勘查开发规（2021-2025年提出山西2025200～250图中国煤层气产量及增速（亿方，） 图年中国煤层气产量结构资料来源：国家能源局， 资料来源：共研产业咨询，进口管道气增量可期目前我国进口管道气主要来自中亚线、中缅线、中俄线三条管线，其中中亚线是我国发展时间最久，也是进口量最大的管线。“十四五”期间进口管道气增量主D图中国管道气进口量（亿方） 图中国进口管道气单价（美元/方）资料来源：， 资料来源：，表10：中国进口天然气管道概况管道项目子管线投产时间管道长度设计年供气能力（亿方）气源A线2009年单线1833公里300C线2014年C线2014年1830公里250哈萨克斯坦D线待定境外966公里300东线2019年境内5111公里，境外约3000公里380中俄天然气管道西线规划2028年境外2600公里500俄罗斯远东管道待定待定100中缅油气管道2013年2520公里120缅甸

B线 2010年

乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、资料来源：国资委，国家能源局，前瞻产业研究院，中亚管道中亚天然气管道是我国首条从陆路引进的天然气跨国能源通道，气源主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦以及哈萨克斯坦。管道西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦C550亿方，近几年基本维持在80左右的高负荷，2022年实际输气432DD300519DD图40：中亚管道示意图资料来源：中国石油集团官网，星球研究所，中缅管道中缅天然气管道起自缅甸西海岸皎漂，从云南瑞丽进入中国，终点为广西贵港，120201020132520793172745图41：中缅管道示意图资料来源：中国青年报，中俄管道中俄天然气管道是我国陆上第三条进口天然气管线，目前中俄东线（西伯利亚力量管道）19503803300095111量外，目前还在规划西线（2）以及远东管道，其中西线规500100图42：中俄天然气管道东线示意图资料来源：天然气网，进口LNG规模不断增加LNG随着政策放开，民营企业经核准后可LNGLNGLNGLNGLNGLNGLNG1.2/LNG接收站群其中国家油气管网接收能力占比22中国海油接收能力占比21中国石油接收能力占比18，中国石化接收能力占比15。图中国LNG进口能力与进口量（万吨） 图中国LNG进口能力结构资料来源：， 资料来源：各公司官网，表11：中国已投产LNG接收站情况项目名称位置所属公司产能（万吨/年）投产时间江苏如东江苏南通10002011河北曹纪甸唐山曹妃甸中石油12002013深南LNG海南海口272014山东青岛青岛市黄岛区 700 2014天津LNG天津滨海新区中石化10802018广东大鹏深圳大铲湾6802006福建LNG莆田市秀屿港6302008浙江宁波宁波北仑中海油6002012珠海金湾珠海市高栏港3502013盐城滨海江苏盐城3002022上海LNG上海洋山港中海油、申能3002008上海五号沟浦东新区曹路申能1502008广汇启东江苏南通广汇能源5002017九丰LNG东莞九丰九丰集团1502013深燃LNG深圳大鹏新区深燃802018舟山LNG浙江舟山新奥集团8002018广西北海北海铁山港6002016天津浮式天津港南疆6002013深圳迭福大鹏新区4002018广西防城港防城港东湾国家管网公司602019粤东LNG广东省揭阳市2002018海南LNG海南洋浦3002014大连LNG大连市保税区6002011嘉兴LNG嘉兴平湖嘉兴燃气1002022浙能温州LNG温州东屿村浙能3002023广州燃气调峰储备站广州小虎岛广州燃气1002023唐山LNG唐山曹妃甸新天绿能5002023资料来源：各公司官网，LNG长协约占65，其中卡塔尔和澳大利亚是主要的进口来源，两者进口量占比合计接近60。由于国企在LNG进口中需要承担更多保供责任，因此长协比例也相对民企更高，而民企的贸易方式更加灵活，国内外市场套利空间更大。图45：2022年中国LNG进口来源结构资料来源：，天然气储运设施不断完善天然气管网2010-2021是受到天然气管网改革等因素的影响。据统计2021年我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。图46：我国天然气管道长度及增速资料来源：国家能源局，202211.8万千米（含地方及区域管道），新建30002025管道规模将达16.3万公里，年均增速9.8。图47：国内油气管网示意图资料来源：国家能源局，调峰储气库储气库对发挥保供稳价发挥重要作用。储气库建设方面，我国依托枯竭油气藏着23为依托，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达容并新建铜锣峡、黄草陕等新库，西北地区在呼图壁储气库扩容的同时新开发吐哈油田储气库资源，同时加强长三角、中部地区、珠三角等消费中心盐穴储气库扩容2025300图全国地下储气库工作气量及占消费比例资料来源：国家统计局，20225139-61102022208.0202137“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，占天然气消费比重约13。表12：中国储气库（群）主要参数储气库（群）地理位置库容/亿立方米调峰能力/亿立方米大庆群库黑龙江大庆4.30.5辽河双6辽宁盘锦55.220.5辽河雷61吉林松原5.30.5双驼子河北永清11.20.3华北苏桥天津滨海67.010.0大港板南陕西靖边7.82.0中国石油长庆陕224陕西靖边10.43.3长庆苏东39-61陕西靖边19.20.1长庆榆37陕西靖边6.00.1新疆呼图壁新疆呼图壁117.029.0西南相国寺重庆渝北区43.023.0中原文96河南濮阳5.93.0江苏金坛江苏金坛11.81.5中国石化江汉黄场湖北潜江2.30.5大港库群天津大港69.019.0华北库群河北永清18.77.5江苏金坛江苏金坛26.07.8国家管网江苏刘庄江苏刘庄4.62.5中原文23河南濮阳84.322.0金坛江苏金坛12.01.7港华储气资料来源：各公司官网、天然气定价体系中国天然气产业链概况4上游：国内常规天然气资源主要集中于中石油、中石化以及中海油等少数资源方手中，民企主要参与页岩气、煤层气等非常规资源；进口资源中，进口管道气目LNGLNG中游：天然气从上游资源方开采或进口之后，通过长输管网、省级官网、LNG2019下游：托运商主要从事天然气销售业务，托运商可以是燃气公司、上游资源方、以及有储气能力的能源公司等，其中燃气公司主要从事分销业务，服务于居民、工商业等用户，在天然气的销售领域起主导作用。近几年越来越多上游资源方也直接与下游工业用户签订直供合同，国内销售模式也愈发灵活。LNG资源方除了进入管网销售以外，亦可通过槽车来对下游客户进行点对点供应。5图49：中国天然气产业链与定价体系资料来源：中国产业信息网，中国天然气定价体系中国天然气定价体系主要包括井口价、进口价、门站价、终端零售价、管输费、配气费等。其中根据“管住中间、放开两头”的发展思路，门站价目前是整个天然气定价体系的核心。国内门站价目前由国家发改委制定核准，门站价格以下的销售价格则由省级价格主管部门核准。门站价门站价是指国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，等于井口价格（含净化费）与管道输送费之和。在定价方式上，国内一般选取上海市场作为计价基准点，各省门站价在上海门站价的基础上加上升贴水来确定，升贴水主要因素有运输成本、经济发展水平以及是否为天然气主产区等；采用市场净回值法，建立计价基准点的门站价格与可替代能源价格挂钩的42018图50：国内主要城市门站价水平（元/方）资料来源：，虽然门站价基准水平维持稳定，但是在交易过程中，实际成交价格可以在基准价格上进行一定上浮或下浮。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衔接供需双方可以基准门站价格为基础在上浮20、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。从城燃公司的购气成本上看，实际成交价格在持续提升，并且居民气和非居民气上浮比例也有所不同，出于保供的要（居民气采购量小，价格低；非居民气采购量大，价格高）。图51：国内主要城燃公司采购成本情况（元/方）资料来源：公司公告，管输费与配气费2016（试行管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》进一步完善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、定价方法和定价程序；《成本监审办法》明确了定价成本构成和核定方法。根据上述政策文件：管输费=准许收入/总周转气量，管道负荷率（结算气量除以总设计输气能力）低于75时，按75负荷率对应的气量确定周转量；（铺底天然气为原值无形资产净值和营运资本准许收益率按8确定后续统筹考虑国家战略要求、行业发展需要、用户承受能力等因素动态调整。表13：国内长输管道管输费情况管线单位含税价（9）川气东送管道元/千方•公里0.3824榆济线元/千方•公里0.4363西一线西段（新疆轮南-宁夏中卫），西二线西段（新疆霍尔果斯-宁夏中卫），涩宁兰线（青海涩北-甘肃兰州）等

元/千方•公里 0.1416西三线（新疆霍尔果斯-福建福州，广东广州）等 元/千方•公里 0.1202（宁夏中卫-上海（宁夏中卫-广东广州重庆忠县-湖北武汉、长宁线（陕西长庆-宁夏银川）等秦沈线（河北秦皇岛-辽宁沈阳）、大沈线（辽宁大连-沈阳），哈沈线（沈阳-长春），中沧线（河

元/千方•公里 0.2386南濮阳-河北沧州）等中贵线（宁夏中卫-贵州贵阳），西二线广南支干线（广东广州-广西南宁）等元/千方•南濮阳-河北沧州）等中贵线（宁夏中卫-贵州贵阳），西二线广南支干线（广东广州-广西南宁）等元/千方•公里0.389中缅线（云南瑞丽-广西贵港）元/千方•公里0.4035陕京一、二、三、四线、永唐秦、唐山LNG、大唐煤制气、港清线、港清复线、港清三线等元/千方•公里0.2805（（LNGLNGLNG资料来源：国家管网公司，

元/方

0.1487（电厂用户）、0.1982（工商业用户）20173准许收入=准许成本+有效资产×准许收益率+税费-其他业务收支净额，其中有效资产为城镇燃气企业投入、与配气业务相关的可计提收益的资产，由固定资产净值、无形资产净值和营运资本组成；准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7确定；其他业务收支净额为企业使用与配气业务相关的资产和人力从事工程安装施工、燃气销售等其他业务活动的收支净额。图省网公司长输管道单位毛利（元/方） 图城燃公司ROA资料来源：公司公告， 资料来源：公司公告，LNG定价与管道气的定价方式不同，LNG市场是完全竞争市场，因此LNG定价是市场化定价，更加能够反映市场的供需情况，并且也与采购成本息息相关。201-206年LNGLNGLNGLNG2020-2022LNGLNGLNGLNG2023LNG图54：国内LNG市场价（元/吨）资料来源：，终端定价在终端消费领域，天然气的定价也有所不同。居民气价一般相对比较固定，价格变动一般要通过召开听证会的方式；工商业气价一般是与城燃公司或供气企业通过合同谈判的方式确定；交通领域，CNGLNG未来推动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2023241称当气源采购平均成本波动幅度达到基准门站价格5应适时启动气价联动机制，天然气终端销售价格同步同向调整；河北省相关政策明确指出，如果城燃企业出现气价倒挂，政府补贴标准将根据“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，给与财政补贴。表14：主要省市天然气调价政策省市 天然气调价政策湖南 提交听证的联动机制，以《湖南省定价目录》明确的定价区域为单位，当气源采购平均成本波动幅度达到基准门站价格5，应适时启动气价联动机制，天然气终端销售价格同步同向调整。内蒙 居民销售价格在2023年4月1日至2024年3月31日期间调整为2.252元/立方米，同时阶梯气价相应调整，居民一档气价调整为2.252元/立方米，居民二档气价调整为2.702元/立方米，居民三档气价调整为3.378元/立方米.湖北 对武汉、鄂州、宜昌、荆州、荆门、黄石、潜江、襄阳、仙桃、孝感共10个城市城区的天然气销售价格实行联动调整。居民用天然气、车用天然气不涨价，工业和商业用气价格上涨。浙江 随着省级管网纳入国家管网，我省已实现管销分离，从2023年4月1日起不再核定天然气省级门站价格。各地要在2023年2月底前修订完善管道燃气上下游价格联动机制；2023年3月底前制定终端销售价格调整方案并组织实施。贵州 自2023年6月1日起至2024年3月31日将省级定价的贵阳市城区及与其共用同一配气管网区域居民用气价格上调0.15元/立方米即第一、二、三档价格分别调整为2.76元/立方米、3.21元/立方米、3.95元/立方米。1.762.02倍1.5倍执行标准为每立方米2.42元3.03元联动后居民用管道天然气销售价格自2023年8月1日起执行学校(含幼儿园)、兰州 托育机构、养老福利机构等执行居民用气价格的非居民用户不执行阶梯气价其销售价格在居民第一阶梯气价的基础上增加0.05元，为每立方米2.07元。西安 西安居民用管道天然气第一阶梯销售价格从2.05元/m³涨至2.18元/m³，第二、三阶梯价格按照1：1.2：1.5加价倍率相应调整。重庆 天然气一、二、三阶梯最高销售价格分别由现行每立方米2.039元、2.209元、2.559元调整为2.196元、2.366元、2.716元石家庄2.78/