我国天然气供需形势与定价机制分析

天然气发电装机和用气规模快速增长。

1.我国天然气供需形势：增储上产，消费较快增长

三大因素支撑天然气消费较快增长，新能源或带来竞争风险。2023 年，中国天然气消费量为 3945 亿立方米，增量 282 亿立方米，同比增长7.6%，扭转了2022年首次增速为负的趋势。2014-2023 年天然气消费量 CAGR 为9.2%，整体保持较高增速。2024 年 1-6 月全国天然气表观消费量 2137.5 亿方，同比增长10.1%。带动天然气消费量增长主要原因包括：1、服务业景气持续扩张，工业生产逐步恢复，带动用气需求增长；2、夏季天气高温，水电发电量下降，气电补位需求增长，叠加政策鼓励等影响，天然气发电量快速增长；3、国际气价下行带动国内LNG市场价下降，等热值 LNG 与柴油价格比降低，车用 LNG 经济性优势明显，LNG 汽车销量同比增长超 300%，车用气快速增长。另一方面，随着新能源替代化石能源进程不断推进，竞争影响持续扩大，虽然天然气作为相对清洁的化石能源，是传统化石能源向可再生能源过渡的重要途径，但仍存在行业增速有所放缓的风险。

我国天然气消费结构中城市燃气和工业燃料占比最高。分行业来看，2023年中国天然气消费结构中，城市燃气、工业燃料、发电和化工四大行业消费占比分别为36.1%/38.6%/16.3%/7.6%，城市燃气和工业燃料为中国天然气消费主要行业。从增速看，城市燃气、工业燃料、发电和化工同比增速分别为7.9%/6.3%/7.0%/2.7%，城镇燃气主要受商业服务业、交通和采暖用气需求拉动；工业用户需求量受气价影响较大，而 2023 年下半年制造业景气度相对低迷，导致工业用气增速略显疲软。

城市燃气主要受覆盖范围和普及率，以及交通用气需求增长拉动。2023 年，城市燃气用气量为 1426 亿立方米，同比增长 104 亿方或7.9%。其中城市燃气管道覆盖范围逐步扩大支撑居民用气稳步增长，2022 年居民生活天然气消费量589.34亿方 3；商业快速恢复，用气量大幅增长；采暖用气稳定增长，京津冀等平原地区稳妥有序推进清洁取暖，宁夏、青海、甘肃等省份持续推进重点地区采暖“煤改气”；交通用气快速增长，国内 LNG 市场价格大幅下降，与柴油等热值价格比降至近 3 年最低 4，按照 2023 年 12 月下旬流通领域重要生产资料市场价格变动情况披露数据，LNG 价格为 5811.3 元/吨，柴油价格 7740 元/吨，取LNG 热值13000大卡/kg，柴油热值 9600 大卡/升，柴油密度 0.84kg/升，等热值LNG 与柴油价格比约为 0.66，LNG 经济性优势显著，催化 LNG 汽车需求，LNG 重卡销量达15.2万辆，同比增长 30.7%，市场渗透率提升至 16.7%。 工业用气是用气量最大的行业。工业用气全年用气量1521 亿立方米，同比增长90 亿方或 6.3%。受宏观经济回升向好、气价下降等因素影响，工业企业用气积极性回升。全国制造业采购经理指数（PMI）全年均值为49.9%，同比增长0.8个百分点；规模以上工业增加值同比增长 4.6%，较上年回升1.0 个百分点。主要用气行业例如玻璃、钢材等产量同比分别增长 9.8%和 5.2% 3。

天然气发电装机和用气规模快速增长。全年发电用气量为642 亿立方米，同比增长 42 亿方或 7.0%，扭转上年发电用气规模下降的趋势。2023 年全国气电总装机规模达到 1.3 亿 kW，新增规模超过 1000 万 kW，叠加全国电力需求较快增长、水电出力下降以及煤炭供应持续改善、新能源发电量快速提升等因素综合影响，天然气发电量约占总发电量的 3.2%，约为 0.3 万亿 kWh，而全球天然气发电量占比达到 23%，我国天然气发电仍有较大发展空间 5。 受产品供需等因素影响，化工用气增速疲弱。2023 年，化肥化工用气301亿立方米，同比增长 8 亿方或 2.7%。分品种看，化工用气需求下降，化肥用气需求持稳。甲醇需求恢复缓慢，市场供需宽松，年均价格为 2330 元/吨，同比下降10%；国家持续推进化肥保供稳价，尿素需求较好，受煤价等生产成本回落影响，尿素年均价格为 2465 元/吨，同比下降 8.8%，气头甲醇和尿素盈利性收窄3。增储上产，天然气产量持续增长。中国油气行业增储上产“七年行动计划”持续推进，天然气勘探开发在陆上超深层、页岩气等领域取得突破。2023 年，中国天然气产量为 2324 亿立方米，同比增长 5.6%，增量为123 亿立方米，连续7年增产超 100 亿立方米。其中，煤层气产量 117.7 亿立方米，同比增长20.5%，占国内天然气供应的 5%，增量占比达 18% 6；页岩气产量约250 亿立方米，同比增长4.5% 3。 国产气主要由“三桶油”供应，中国石油占主要地位。2023 年，中国石油产气量1846 亿立方米，其中国内产气量 1529 立方米，同比增长5.1% 7，占全国天然气总产量的 65%；中国石化天然气产量 13378 亿立方英尺，约合379 亿立方米，同比增长 7.1% 8；中国海油天然气产量为 8647 亿立方英尺，约合236 亿立方米，同比增长 11.0%；此外，陕西延长石油（集团）有限公司产量约80 亿立方米。

进口气恢复增长，对外依存度小幅回升。2023 年，全国天然气进口量为11997.1万吨，约合 1679.6 亿立方米，同比增速为 9.9%，对外依存度为42.3%，较上年提高 1.1pct。其中，LNG 进口量占比 59.4%，管道气进口量占比为40.6%。

管道气进口量较快增长，LNG 进口增速由负转正，但仍低于2021 年水平。2023年，全国管道气进口量为 4865 万吨，约合 681 亿立方米，同比增长6.2%。中俄东线供气量快速增加，俄罗斯对华天然气供应全年进口气量达227 亿立方米，同比增加 72 亿立方米，贡献管道气进口量主要增量。2023 年，全国LNG 进口量为7132 万吨，约合 998 亿立方米，同比增长 12.4%，较上年提高了32.0pct，但仍不及 2021 年的 7893 万吨。 LNG 进口来源和主体多元化。截至 2023 年底，中国天然气进口来源为26个，其中 PNG 进口来源排名前五的国家分别是土库曼斯坦、俄罗斯、缅甸、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦；LNG 进口前五的国家分别是澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚和印度尼西亚。除“三桶油”和国家官网公司外，已投运LNG 接收站的第二梯队燃气公司包括广汇能源、九丰能源、新奥股份、深圳燃气、申能集团、嘉燃和杭燃集团、北京燃气、广州燃气、浙能集团、河北建设、新天绿能等公司。

2.我国天然气定价机制

我国天然气定价机制主要包括井口价、管输费和配气费三部分。井口价：定价采用净回值法推算。天然气下游价格与具有竞争性的可替代能源相挂钩，先通过计算公式确定天然气市场价值，然后通过倒推方式推算出上游各个环节的天然气价格。 管网输配费：跨省输气费用，管输费实行政府定价，由国务院价格主管部门制定和调整，定价采用“准许成本+合理收益”原则，准许收益率按照管道负荷率不低于 75%取得税后全投资收益率 8%的原则确定 717261444。门站价格：门站价格采用基准门站价格管理。供需双方可以在基准门站价格的基础上上浮 20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。各省门站基准价格分布在 1.04-2.06 元/方，考虑 20%上浮上限，广东、上海门站价格最高可达2.47元/方。2019 年 4 月 1 日调整各省天然气基准门站价格后，门站基准价格未发生变化。

配气价格：指城镇燃气管网配送环节价格，由政府严格监管，按照“准许成本+合理收益”原则制定，其中准许收益率按税后全投资收益率不超过7%确定10。终端用户价格=门站价格+配气价格。其中居民用气阶梯气价第一档用气量按覆盖区域内 80%居民用户的月均用气量确定，保障居民基本生活用气需求；第二档用气量按覆盖区域内 95%居民家庭用户的月均用气量确定，体现改善和提高居民生活质量的合理用气需求；第三档用气量为超出第二档的用气部分。居民用气门站价格理顺后，各地可参照国家标准，居民阶梯气价第一二三档调整为“1︰1.2︰1.5”，适当控制一档气价调整幅度，市县政府对城乡低收入群体给予适当补贴，尽量减少对居民基本生活的影响。 居民城燃调价需开展定价听证，若已实施价格联动则可不再开展。天然气销售价格顺调的审批程序，应遵循听证会形成共识而建立的顺调机制原则，并按《政府制定价格行为规则》的其他有关规定执行 11；同时，按照《政府制定价格听证办法》规定，依据已经生效实施的定价机制制定具体价格水平时，可以不再开展定价听证。若当地已实施居民用天然气销售价格与天然气门站价格联动调整机制，在满足联动条件情况下可直接执行联动程序，无需定价听证。非居民用气顺价机制通畅。发改委 2015 年 2 月发布《关于理顺非居民用天然气价格的通知》，决定理顺非居民用气价格，实现非居民用气价格并轨，试点放开直供用户（化肥企业除外）用气门站价格，由供需双方协商定价。此外，各地政府非居民用气调价周期较短（以上海为例，非居气价每3 月联动调整一次），也无需定价听证。因此城燃企业工商业用户用气价格变动相对灵活，单方毛差比较稳定。