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 常要半个世纪以上，快速发展期一般经历 30 年左右。目前中国天然气市场仍处在 快速发展期，预计到 2025 年，我国天然气消费量将达到 4200 亿立方米以上；到 2030 年，我国天然气消费量将达到 6000亿立方米左右。

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 年），低效时期（20 世纪 70 年代后期至 80 年代中期），调整和放 宽管制时期（20 世纪 80 年代中期以后）4 个发展阶段。 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 70 年代后期美国天然气开采成本上升，政府管制价格打击了生产商积极性，且美 国经济遭遇高通胀，美国天然气消费量持续下行；在调整、重组和放宽时期，美 国经过一系列调整和改革，形成了世界上规模最大、市场体制较健全的天然气市 场。

21 世纪后美国成功商业开发页岩气，使天然气价格大幅降低，进一步刺激了 天然气消费，目前美国是世界上最大的天然气生产和消费国。

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。

英国：环保要求+天然气经济性优势

英国天然气工业发展始自第一船液化天然气运抵英国。随着英国北海气田的发现， 英国燃气工业由供应煤气转为供应天然气，为此英国燃气公司（BG）开始了天然 气管网建设，公司凭借拥有天然气管网，与北海油气生产商签订长期合同垄断了 天然气市场。英国天然气在发展初期以居民用气为切入点，通过价格优势快速打 开市场。1988-1998 年英国通过改革打破垄断经营，建立完全竞争的市场模式。 随着 20 世纪 90 年代中后期天然气产量快速增长，天然气价格大幅下降，越来越 多的市场参与者进入天然气交易市场。随着 1998 年 12 月连接英国和欧洲大陆的 海底输气管道建成，英国天然气市场在供应和销售环节都实现了自由竞争，英国 的天然气市场基本成熟。

英国天然气快速发展契机为雾霾治理，1952 年英国推出《清洁空气法》，做出减 少排放，调整能源结构等方面的努力，1968 年的《清洁空气法修正案》提出政府 提供补助用以在控烟区将家庭用煤改为用电或天然气。北海气田为英国天然气工 业的发展提供了资源基础，英国政府通过相应的制度设计使天然气价格与煤炭、 石油相比有一定优势，促进了天然气的消费。

自从英国北海油田发现，英国天然气消费快速增长，直至 2000 年达到最高峰 968 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。

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：1969 年以前为起步期，1969-2000 年为迅速发展 期，及 2000 年以后的成熟期。日本天然气快速发展源于 20 世纪 70 年代爆发的石 油危机，当时日本能源结构对石油依赖极高，出于能源安全考虑，日本开始重视 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 44%。2000 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。

日本政府从 20 世纪 60 年代开始制定严格的环保法案，通过征收碳税促进了天然 气市场的发展。另外日本天然气基础设施建设为天然气发展提供了保障，如日本 通过在经济发达地区建立大量 LNG 接收站，有力保证了天然气供应。在需求端， 日本大部分天然气被用来发电，且气电成本与煤电成本接近，并且日本通过税收 调节使气电的综合成本较低，有力促进了天然气的快速发展。

中国天然气发展现状：仍处在快速发展期

从 2001 年开始，中国的的天然气进入新时代，开始进入快速发展期，建成以鄂尔 多斯、塔里木、四川和南海 4 大生产基地为代表的工业格局。2010 年中国天然 气消费量突破 1000 亿立方米，2022 年消费量达到 3646 亿立方米，虽然近几年天 然气消费增速有所放缓，但仍处在快速发展期。典型国家天然气快速发展期一般 持续 30 年以上，预计到 2025 年，我国天然气消费量将达到 4200 亿立方米以上； 到 2030 年，我国天然气消费量将达到 6000 亿立方米左右

我国天然气在一次能源中占比较低。由于资源禀赋原因， 煤炭一直是我国最大的 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。

经济性角度，气代油有经济性优势，气代煤仍需依靠政策或补贴。以煤炭热值 5500 cal/kg、柴油热值 9600cal/kg、天然气热值 11000cal/kg 计算，可以发现中国绝 大多数情况下柴油价格高于天然气高于煤炭，所以天然气替代柴油有明显优势。 由于煤的价格较为低廉，天然气替代煤炭还需政府进一步出台政策，增加天然气 来源，降低天然气价格，并通过一定的补贴及税收扶持加快天然气替代煤的进程。

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。

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。2022 年受疫情影响，天然气表观 3638 亿 方，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 2023 年我国天然气需求将呈现恢复性增长，全年天然气消费量预计为 3865 亿立方米。 按照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， 复合增速达到 7%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。

城市燃气和工业燃料为主要需求，天然气发电增长较快。2022 年中国天然气消费 结构中城市燃气、工业燃料、天然气发电、化工用气占比分别为 33%、42%、17%、 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 调峰需求提升，维持较快发债；化工用气由于氢能产业发展也有所提升，预期 2025 年四者占比分别达到 34%、39%、19%、8%。

工业燃料：“煤改气”继续推动需求增长

天然气在工业领域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、陶瓷及热风机等领域，以天然 气为燃料时具有升温速度快、可达到 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。

2023 年 2 月 20 日，国家发改委等 9 个部门联合印发《关于统筹节能降碳和回收 利用加快重点领域产品设备更新改造的指导意见》，提出到 2025 年工业锅炉平均 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 业燃料其消费增速与 GDP 增速、第二产业增加值增速、全社会用电量增速有着密 切的相关关系，随着中长期国际天然气供需逐渐走向宽松，天然气价格将有所下 降，且中国经济稳步恢复，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 1700 亿立方米。

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，2022 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 占比不断提高，餐饮、旅游、住宿等产业快速发展将有力拉动商业领域燃气用量。

在经济方面，天然气主要替代煤和电。以 100 平方米住宅采暖季 4 个月进行估算： 使用天然气取暖约需 1200 立方米，以天然气价格为 3 元/立方米估计，每个采暖 季取暖费用为 3600 元；以空调取暖，则每个采暖季大约需要消耗 10000kwh 电能， 居民用电为 0.5 元/kWh 计，则采暖费用为 5000 元；以煤取暖，每个采暖季约需 4“十四五”期间，居民“煤改气”将在东北、西南及中部地区重点推进。2022 年 城镇人口 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 用气量为 400 亿立方米；城镇采暖方面，2022 年天然气采暖面积为 23 亿平方米， 预计 2025 年天然气采暖面积为 26 亿平方米，城镇采暖用气 260 亿立方米；2022 农村采暖户约为 1000 万户，新增 150 万户，随农村“煤改气”逐渐进入尾声，预 计 2025 年农村采暖户数为 1200 万户，天然气需求量为 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，考虑随着“煤改气”放缓， 工服气化进程也逐渐放缓，预计 2025 年工服用气为 280 亿立方米；综上 2025 年 居民领域天然气消费量为 1180 亿立方米。

在交通领域，由于 LNG 相对于柴油具备一定经济性，所以天然气汽车在我国有一 定发展基础。我国 2021 年 LNG 重卡增量为 4.6 万辆，2022 年为 3.5 万辆。2022 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%。

以某一价格为 40 万元/ 辆的 LNG 重卡为例，同功率、同车型的柴油重卡价格约 为 32 万元/辆。重卡的日行驶里程按 500km 计。目前 0# 柴油的零售价格 7.8 元 /L，每千克 LNG 的热值相当于 1.33 L 柴油。目前 LNG 单价为 5.0 元/kg。 柴油 重卡百公里消耗柴油按 32 L 估算。LNG 在气化器中转化成气态进入发动机燃烧， 相比于柴油（C10-C22 的混合物）液态燃烧得更加充分。所以燃气发动机比柴油 发动机有更高的热效率，为了便于估算，以热效率一致计算。可知在日行 500km 使用条件下，LNG 重卡比柴油重卡燃料每天节省 648 元。以一年重卡工作时间为 300 天，卡车整车寿命为 8 年，综合考虑购车、维护、燃料等费用可以发现，LNG 重卡在当前燃料成本下，经济性远超柴油重卡。

从目前油气价格来看，天然气重卡的经济性较强，加之国 VI 排放标准升级、区域 环保政策等因素，天然气重卡发展长期利好。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 虑到经济增速回升，LNG 价格下降，预计 2025 年天然气重卡保有量可达 80 万辆， LNG 重卡天然气消费量达 200 亿立方米。2022 年 CNG 汽车用气需求量为 100 亿立 方米，随着电动汽车逐渐普及 CNG 汽车保有量逐渐下降，预计 2025 年 CNG 车用天 然气需求量为 80 亿立方米。综上估计 2025 年交通领域天然气消费量为 280 亿立 方米。

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

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，2010 年为 2642 万千瓦，2021 年已经达到 10859 万千瓦。 相比较我国天然气发电装机容量的快速增长，我国天然气发电量则增长较慢，2016 年我国天然气发电量为 1883 亿千瓦时，2021 年增长至 2778 亿千瓦时。

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 价承受度高、环保改善需求大、电力峰谷差大的地区。随着能源结构向低碳转型， 天然气发电快速发展有较大确定性。随着国际天然气价回落及国内燃气轮机技术 的重大突破，天然气发电成本会显著下降，叠加“十四五”电力及天然气市场化 改革落地，气电较煤电竞争力有望大幅提升。2022 年燃气发电用气量为 640 亿立 方米，考虑到政策推动及气价下降的因素，预计 2025 年中国天然气发电需求量可 达 800 亿立方米。

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 排在第二，位于煤制氢之后。根据中国煤炭工业协会公开数据，2020 年中国氢气 产量超过 2500 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

中长期中国天然气消费预测：2040 年左右达峰

近年来，多家中国权威机构发布了“双碳” 目标下能源及油气需求预测研究成果。 天然气需求将于 2030－2040 年达峰，集中于 2040 年左右，峰值为 4220 亿～ 7510 亿立方米，集中于 6500 亿～7000 亿立方米，2060 年降至 1500 亿～5500 亿立方 米，集中于约 4000 亿立方米。天然气需求达峰前增量空间较大，且差异也较大， 增量 1000 亿～4200 亿立方米，相差约 4 倍，充分反映了对未来天然气持续较快 发展的共识，但对发展前景存在较大分歧。“十四五”期间，对天然气发展产生 制约的最大因素是天然气的气源开发问题，当前，煤炭资源的清洁利用及可再生 能源的不断发展仍然是天然气行业发展的竞争者。

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 天然气管道东线供应量稳定增加，预计 2025 年达到 380 亿立方米/年的设计供应 量，且中俄正在积极推动远东管道及西伯利亚力量 2 号天然气管道。近年我国 LNG 接收站建设加快进行，LNG 接收能力快速增加，且 LNG 长协订单签订量较为充足， 伴随东亚现货 LNG 价格不断下降，我国 LNG 进口量有增无减。因此我们判断，中 国天然气供应未来也将维持较高的增长。

根据资源基础和勘探前景，综合考虑可持续发展，预测全国天然气产量 2025 年将 达到 2300-2520 亿方，其中常规气（含致密气）1900-2000 亿方，页岩气 300-400 亿方，煤层气 100-120 亿方。2030 年前后天然气产量将达到峰值 2900-3300 亿方， 并保持该规模到 2040 年以后，其中，常规气（含致密气）2200-2300 亿方，页岩 气 600-800 亿方，煤层气 100-200 亿方。

国内加大勘探开发，自产气稳步增长

我国天然气储量较为丰富，增储空间较大。截止 2021 年，我国天然气总地质资源 高达 280.76 万亿立方米，其中常规气气质资源量为 146.96 万亿立方米，技术可 采资源量为 83.46 万亿立方米；页岩气地质资源量为 105.72 万亿立方米，其中技 术可采资源量为 19.36 万亿立方米；煤层气地质资源量为 28.08 万亿立方米，其 中技术可采资源量为 8.70 万亿立方米。截至 2020 年底，全国天然气探明率仅为 7%，未来仍然较大增储空间。

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 国天然气产量在 2025 年将达到 2300 亿立方米以上，2040 年以及以后较长时期稳 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。

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 尔 5 个盆地已经在 20 个区代获得战略性突破，可以实现储量规模接替，预计每年 可增加探明天然气地质储量 8000-10000 亿方，一批大中型气田正在加快建设，已 经开发的气田通过内部挖潜、滚动扩边、综合治理等措施在“十四五”期间将整 体处于稳产阶段。

页岩气 我国页岩气储量丰富。据 EIA 数据显示，我国页岩气技术可采储量为 31.6 万亿立 方米，居全球第一位，是全球最有潜力的页岩气生产国。我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，并且已经先后在四川和重 庆实现了页岩气规模化商业开采。

相较于美国，我国页岩气开采难度大、成本高。北美页岩气埋藏深度 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 分超过 5000 米。虽然我国已基本实现 3500 米以浅页岩气的开采技术及开采装备 的自主化，但由于埋藏较深，目前页岩气开发成本较高，约为美国的两倍以上。

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 致成本回收周期长，不稳定因素多；页岩气往往与常规气、煤层气和致密气共生， 开发潜力区垂直重叠，由于矿权有强排他性，这导致页岩矿权市场化较为艰难。 虽然我国页岩气起步晚，但是一直维持快速增长，2022 年国内页岩气产量达到 247 亿方，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。

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 非常丰富，目前煤层气储量约 36.8 万亿立方米，居世界第三位，约占全球资源储 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 地，开发潘庄、樊庄、郑庄、保德、大吉、延川南、川南等 27 个煤层气田。目前 中国煤层气的开发主要由大型国有企业主导，主要包括中石油和中联煤层气等央 企，以及地方煤矿企业等。

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 强。目前国内煤层气生产成本一般在 1 元/方以上，头部的煤层气公司成本相对有 一定优势。

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 利用。煤层气产量目前已经突破百亿，2022 年国内煤层产量达到 115.5 亿方，同 比增速约 10%。《山西省煤层气资源勘查开发规划（2021-2025 年）》提出，山西 省煤层气 2025 年抽采量目标为 200～250 亿立方米，有望带动国内煤层气产量快 速提升。

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 要来自中俄东线，“十五五”期间预期中俄西线、远东管线和中亚 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 边境，穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，经我国新疆霍尔果斯口岸入境， 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 输气能力达到 550 亿方，近几年基本维持在 80%左右的高负荷，2022 年实际输气 量达到 432 亿方。未来中亚管道增量主要来自中亚 D 线，按照此前规划，D 线的 气源主要来自土库曼斯坦复兴气田，经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯 坦，从新疆乌恰入境，输气能力为 300 亿方。今年 5 月 19 日，在中国－中亚峰会 上，中方倡议建立中国－中亚能源发展伙伴关系，加快推进中国－中亚天然气管 道 D 线建设，预期中亚 D 线的进度有望加快。

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， 设计年输气量 120 亿立方米，于 2010 年开始建设，2013 年正式投产，管道干线 全长 2520 公里，其中缅甸段 793 公里，中国段 1727 公里。目前中缅天然气管道 的年输气量仅达到 45 亿方左右，一方面由于缅甸天然气开采能力不强，另一方面 缅甸天然气的进口成本较高，对需求有一定抑制，预计未来中缅天然气进口增量 有限。

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）已于 19 年底贯通，首期每年 50 亿立方米，此后逐年增长到 380 亿立方 米的设计供应量。东线自俄罗斯境内的科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊 尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等 3 个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的 中俄边境，管道全长约 3000 公里；中国境内段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 公里。未来中俄管道将是中国进口管道气最大的增量来源，除东线的增 量外，目前还在规划西线（西伯利亚力量 2 号管道）以及远东管道，其中西线规 划输气量 500 亿方，途径蒙古国，由于涉及到较多地缘政治问题，进度相对缓慢； 远东管道起点位于达利涅列琴斯克，跨越乌苏里江到达黑龙江的虎林，设计年供 气能力 100 亿方。

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。随着政策放开，民营企业经核准后可 以投资 LNG 接收站，且政策对 LNG 接收站有公平准入的要求，未来“三桶油”有 望在 LNG 接收站窗口期通过市场拍卖出租 LNG 接收能力，这极大的激活了资本对 于 LNG 接收站建设的关注，LNG 接收能力稳步提升。目前国内已建成 LNG 接收站 27 座，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%。

进口以长协为主，民企更加灵活。我国 LNG 进口形式主要以长协为主，2021 年进 口长协约占 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。

天然气储运设施不断完善

天然气管网 2010-2021 年我国天然气管道建设里程逐年增长，但增速有所放缓，其主要原因 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。

2022 年，全国长输天然气管道总里程 11.8 万千米（含地方及区域管道），新建 长输管道里程 3000 千米以上。《中长期油气管网规划》指出，到 2025 年天然气 管道规模将达 16.3 万公里，年均增速 9.8%。

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 力打造华北、东北、西南、西北等数个百亿立方米地下储气群。华北地区以文 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 达容及新建，力争到 2025 年全国形成 300 亿方储气能力。

2022 年大庆油田四站、朝 51、长庆油田苏东 39-61 等 10 座储气库相继投产，截 止 2022 年采暖季前形成工作气量 208.0 亿立方米，较 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，占天然气消费比重约 13%

天然气定价体系

中国天然气产业链概况

中国天然气产业链大致可以分成 4 个环节：上游勘探开采、中游储存运输、下游 分销批发以及终端消费。 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 前主要掌握在中石油手中，进口 LNG 主要由三桶油等能源公司掌握，民企如广汇 能源、新奥股份、九丰能源等企业也拥有一定规模的 LNG 接收站。 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、LNG 运 输船和槽车等方式输送至下游或终端用户。自 2019 年国家管网公司成立以后，国 内长输管道管道已经逐步交由国家管网公司统一管理，省级管道也在逐步并入国 家管网公司中。

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。终端：按照需求结构进行划分，终端需求一般分为 5 类，即居民用气、工商业用 气、交通用气、发电用气、化工用气。每种类型都有各自的定价体系。

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 定价公式，参照进口燃料油和液化石油气（LPG）价格，按照一定权重加权计算等 热值的可替代能源价格，从而进一步确定基准门站价格。从门站价体系设立以来， 国内总共经历了 4 次调整，自2018 年以来，门站价一直维持稳定水平。

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 求，一般居民气门站价涨幅较低，因此在采购过程中一直存在交叉补贴的情况（居 民气采购量小，价格低；非居民气采购量大，价格高）。

管输费与配气费

2016 年，国家发展改革委出台了《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审办法（试行）》，天然气管道初步建立了“准许成本 加合理收益”的定价机制。国家管网公司成立以后，跨省天然气管道由此前多家 企业分散经营转为国家管网 运营为主，国家出台《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

其中，准许收入=准许成本+有效资产×准许收益率+税金，准许成本包括折旧及摊 销费、运行维护费等，由国务院价格主管部门通过成本监审核定；有效资产指国 家管网集团投资的，与管道运输业务相关的可计提收益的资产，包括固定资产净 值（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。

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“准许 成本加合理收益”的原则制定，即通过核定城镇燃气企业的准许成本，监管准许 收益，考虑税收等因素确定年度准许总收入，制定配气价格。配气价格应定期校 核，校核周期原则上不超过 3 年。 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。

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。 从历史价格看，2014-2016 年 LNG 市场供需相对稳定，LNG 价格基本跟随油价走低； 2017-2019 年由于煤改气的推进，国内天然气基础设施不足的弊端显现，在用气 高峰期对 LNG 的需求大幅提升，导致 LNG 价格暴涨时有发生；2020-2022 年随着 俄乌冲突的产生，欧洲逐步摆脱对俄气的依赖，导致 LNG 需求大幅提升，由此全 球 LNG 价格大幅提升，进口 LNG 成本的提升导致了国内 LNG 价格居高不下，2023 年随着国际 LNG 价格下跌，已经有所缓解。

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，CNG 价格是政府定价，LNG 价格是市场定价。

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 在积极推动之中。2023 年 2 月，国家发改委价格司要求各地就建立健全天然气上 下游价格联动机制提出具体意见建议，包括如何确定综合采购成本、如何科学设 置启动条件、调价周期和调价幅度等。目前，包括内蒙、湖南、河北等多地已经 开始启动顺价方案，其中内蒙发布《内蒙古自治区发展和改革委员会关于调整居 民和非居民用管道天然气销售价格的通知》，宣布 4 月 1 日起居民和非居民用气 全部联动顺价；湖南省发布《关于召开湖南省天然气上下游价格联动机制听证会 的公告》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。

海外 LNG 定价 海外天然气市场具有鲜明的区域特性，目前主要的定价方式有油价挂钩定价、气 价挂钩定价、双边垄断定价、净回值定价、管制定价等。目前主要形成了四大天 然气定价体系：

北美和英国天然气价格与原油价格脱钩幅度较大，实行枢纽定价。经过近 20 年天 然气市场与监管政策的发展，北美天然气短期合约逐渐取代 10 年期以上的长期合 约。这种通过实时、众多参与方平等竞争形成的 LNG 现货或短期期货价格大大增 强了天然气市场流动性，形成反映天然气自身供求关系的市场浮动价格体系。

欧洲天然气定价从采用和油价挂钩的长期协议，过渡到由市场竞争形成的短期价 格。与油价挂钩的定价模式，源于荷兰在 1962 年针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。这一模式随后被出口合同所采用，进而影响东北 亚的 LNG 定价。欧盟成立后陆续建立了多个透明、开放的天然气交易平台，通过 引入多元化气源，使得不同平台、不同气源之间形成竞争。 东北亚的 LNG 贸易定价体系与日韩基准价格（JKM）挂钩。由于日本当年引进 LNG 主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价 格（JCC）挂钩的定价公式。近年来，国际市场逐渐发展出普氏 JKM 现货价格的中 短期合同，其反映的是以 DES（船上交货）方式交付到日本、韩国、中国的现货 市场价值，且逐渐成为亚洲 LNG 现货交易标杆价。

俄罗斯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。通常采用 政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。受俄乌冲突影响，俄罗斯与 白俄罗斯能源部长签署政府间协议，确定在 2022 年底形成与俄罗斯卢布挂钩的天 然气定价条件。白俄罗斯确定将使用卢布支付俄罗斯天然气。

2019-2020 年，海外天然气价格快速下行，尤其是亚洲和欧洲的价格呈快速下降 趋势，主要反映的是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。此后随着新冠肺炎在 2020 年的爆发，全球需求下降，并且上半年供应的继续 增加，导致价格进一步下跌——TTF 在 2020 年 6 月达到 1.55 美元的低点，JKM 在 2020 年 7 月达到 2.06 美元的低点，Henry Hub 在同一个月达到 1.50 美元的低 点。当时市场上许多 LNG 现货，尤其是来自美国的现货，难以出售。

2021-2022 年，随着俄乌冲突的爆发，天然气需求急剧上升，但由于欧洲储存的 天然气水平较高，因此初期欧洲的价格仍然低迷；而亚洲由于补库需求，JKM 价 格在 2021 年 2 月飙升。到了夏季，随着世界经济从新冠肺炎中复苏，需求增长依 然强劲。欧洲开始逐步摆脱对俄气的依赖，因而大量进口 LNG 来补库存。与此同 时，LNG 出口能力正在下降，特立尼达和尼日利亚工厂的原料气存在供应问题； 许多工厂的维护时间延长，以弥补 2020 年新冠疫情期间错过的维护期；挪威的出 口工厂因2020年末的火灾而关闭等，所有这些都导致夏季全球LNG价格持续上涨。

随后，俄罗斯开始削减对欧洲的管道气供应，欧洲开始大量进口现货液化天然气， 从亚洲和拉丁美洲市场抽走更多的天然气资源，导致亚洲 LNG 价格跟随欧洲 LNG 价格一路走高。后续由于北溪 1 号管道（俄罗斯对欧洲输气的主要管道）气量的 急速下滑，海外 LNG 价格继续冲高，在北溪管道遭到破坏以后，价格在 9 月上涨 至历史高位。 2022 年四季度以来，随着温和天气下欧洲天然气需求的下降、欧洲储气库的高库 存、中国天然气需求表现疲软以及 LNG 市场供应的增加，全球 LNG 价格有所下降， 并在 2023 年继续下降。预计后续随着全球 LNG 市场供应的增加，海外 LNG 有望继 续维持低位。

 

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