天然气产业链：管网公司将至，中游储运环节迎来破冰

温馨提示：如需原文档，请登陆未来智库官网www.vzkoo.com，搜索下载。

天然气高速增长，加大中游管网建设力度势在必行

国内天然气供需错位，提高中游运输能力成为天然气发展重要一环

我国天然气上游气源包括国产气和进口气，以2018 年数据为例，国产气占总供给比重为 57.1%，进口气占 比 42.9%。国产气方面，我国国内的天然气气田主要分布在中西部，探明的储量集中在 10 个大型盆地，分别为 渤海湾、四川、松辽、准噶尔、莺歌海-琼东南、柴达木、吐-哈、塔里木、渤海、鄂尔多斯。其中以新疆的塔里 木盆地和四川盆地资源最为丰富，资源占比超过40%。根据国家统计局的数据，2018 年我国天然气产量共实现 1610 亿方，其中陕西省、四川省、新疆地区产量分别为 445 亿方、409 亿方、321 亿方，分别占比 27.6%、25.4%、 20.0%。

进口气方面，主要可以分为进口管道气和进口 LNG 两类，管道气包括中亚和缅甸天然气，两者分别从新疆、 云南登陆我国境内;LNG 则是通过沿海的 LNG 接收站进入境内，登陆地点主要分布在东部地区。

环保推动天然气需求。从过去几年天然气行业的发展历程来看，2013 年之前由于受到价格管制的影响，天 然气相比于可替代能源具有一定的经济性，再加上本身基数较低，13 年之前我国天然气消费量增速始终维持在 10-20%的水平。14 年存量气价格上调之后，天然气相比于其他可替代能源的经济性优势减弱，行业整体发展速 度明显放缓，消费量增速回落至 3-5%。近年来过高的煤炭消费量导致环境污染日益严重，使用天然气等清洁能 源逐步代替煤炭是改善环境质量的有力举措之一。进入 2017 年之后，受到自上而下“煤改气”政策的推动，我国 天然气消费量大幅增长，2018年更是达到了 2787 亿方，同比增速 17.5%，因此可以说2017年是我国天然气行 业迎来拐点的重要一年。我们预计随着“煤改气”政策的深入推进，天然气的消费量仍将持续高速增长。

根据我们之前的分析，我国国产气产地主要分布在陕西、四川、新疆三大地区，进口则主要由西北、西南 以及沿海等边境地区进入我国境内。但我国天然气消费量主要集中在长三角、珠三角和京津冀等经济较为发达 的地区。从部分地区 2017 年的天然气消费量情况来看，广东、北京、山东、上海占全国的比重分别为 7.1%、 6.7%、5.0%、3.0%，处于较高水平，但这些地区内几乎没有气田供应，天然气行业存在严重的地域错配问题， 因此加大天然气中游运输能力的建设力度，解决地域错配问题也成为了提升下游消费量的必经之路。

从我国的天然气发展历史可以看出，我国天然气消费量和管道长度基本上呈正相关关系，2005 年陕京二线、 西气东输一线的建成使天然气管道里程大增，随后 2006-2007 年天然气消费量增速均维持在 20%以上。近几年 川气东送、西气东输、陕京线等长输管道的建设也极大带动了天然气的消费增长。相反地，中游储运设施建设 不足也会限制天然气的消费，根据我们在《天然气产业链寻踪系列(二):国内需求爆发，进口气历史机遇已至》 中的分析，2017年冬季我国出现大范围“气荒”有多方面的原因，除了“煤改气”用力过猛带来的大量新增需求以 及供给端的突然减量以外，中游储运设施建设不足也是导致“气荒”的一项重要原因。

为了分析我国各个地区的天然气流入、流出情况，我们以 2017 年的数据为例对全国每个省份以及直辖市的 天然气供需情况做了梳理。供给端主要分为国产气、进口管道气和进口 LNG，其中国产气的产量我们采用国家 统计局公布的各省份 2017 年的天然气产量;进口管道气我们分为中亚气和缅气两部分，中亚气由于全部从新疆 进入我国境内，因此我们将其视作新疆地区的供给，同样地，缅气从云南进入我国境内，我们将其视作云南地 区的天然气供给;进口LNG方面，由于没有公开信息披露每个省份的 LNG 进口量，因此我们以 2017 年底每个 省份 LNG 接收站接收能力占全国的比重乘以2017年我国 LNG 进口总量，来大致估算出每个省份的 LNG 进口 量。消费端上，目前只有部分省份在统计年鉴中公布了 2017 年的天然气消费量数据，对于没有公布统计年鉴的 地区我们以其 2016 年的天然气消费量乘以 2017 年全国天然气消费量增速来估算其 2017 年的消费量。

虽然这一统计方法不完全准确，但是也可以大致勾勒出每个地区天然气的净调入/调出需求。根据我们的测 算，全国大部分地区都存在天然气的调入需求，尤其是京津冀及其周边地区调入需求最大。

管道运输优越，政策力促中游管网建设

我国天然气的运输方式主要包括管道运输、LNG、CNG 三种，在这三种天然气运输方式中，管道建设的初 始投资虽然耗费较大，但 LNG、CNG 运输需要通过槽车运送，单次的运输能力低，且运输过程中所耗费的燃料 成本较高，因此天然气管道运输成本相比于这两者更低。根据最新统计，华北地区 1500 公里以上运距的 LNG 物流运输价格为 0.5-0.6元/吨公里，我们按“1 吨LNG=1340方天然气”来进行换算，那么对应天然气的运输价格 为 0.37-0.45 元/千立方米·公里，而从陕京线最新核定的管输费情况来看，陕京线管道天然气运输价格为 0.2857 元/千立方米·公里，低于 LNG 的运输费用。

除了经济性以外，管道运输相比于槽车运输还有其他许多优点，比如运距长、压力高、输气量大、密闭安 全、不受天气影响等，因此加强天然气中游运输能力，大力推动管网建设是实现全国能源结构转型升级的必然 要求。

从我国天然气管道目前的建设进度来看，截至 2017 年底我国长输天然气管道总里程为 7.7 万千米，干线管 网总输气能力超过 2800 亿立方米。我国以西气东输系统、川气东送系统、陕京系统为主要干线的基干管网基本 成形，联络天然气管网包括忠武线、中贵线、兰银线等陆续开通，京津冀、长三角、珠三角等区域性天然气管 网逐步完善，中亚 A、B、C 线和中缅线已经建成投产，中亚 D 线和中俄东线正在建设，我国已基本形成“西气 东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局。

根据《天然气发展“十三五”规划》和《中长期油气管网规划》，“十三五”时期我国拟新建天然气主干及配套 管网 4万公里，2020 年国内天然气管道里程规划达到 10.4 万公里，干线输气能力超过 4000 亿立方/年，2025 年 天然气管网里程规划达到 16.3万公里，并且将新建西气东输四线、五线、川气东送二线等主干管道以及中卫- 靖边、濮阳-保定、东仙坡-燕山、武清-通州等区域管网和互联互通管道。

我国天然气中游基础设施现状梳理

截至 17 年底，我国长输天然气管道总里程为 7.7 万千米，干线管网总输气能力超过2800亿立方米。目前“三 桶油”在我国天然气中游基础设施建设和运营中仍占绝对主导地位。中石油旗下有五家专业化的公司(管道公司、 西部管道公司、西气东输管道公司、西南管道公司、北京天然气公司)，拥有西气东输线、陕京线和多条天然气 联络管道系统等共长约 53834 千米，占全国的比重约为70%。中石化拥有川气东送、榆济线等多条天然气干线， 总里程占比约为 8%。中海油拥有多座 LNG 接收站，管网布局主要集中在海南、广东、福建、浙江这4 个东南 沿海省份，总里程占比在“三桶油”中最小，约为 7%。其他公司如大唐国际、内蒙古天然气股份有限公司等共占 比约 15%。

国内主要天然气管道

西气东输管道系统

西气东输系统目前包括三条干线，是我国距离最长、口径最大的输气管道系统，将我国西部塔里木、柴达 木以及进口中亚气源的天然气输送至中东部地区，供气范围覆盖中原、华东、长三角区域，三条干线的具体情 况如下:

1)西一线干线西起轮南镇，东至上海白鹤镇，横跨新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、 上海 9个省级行政区，干线长度 3836km，年输气能力为 200 亿立方米/年，主要气源为塔里木气田，补充气源 为陕甘宁气田，于 2004 年 10 月建成投产。

2)西二线包括一条干线，八条支线。干线西起新疆霍尔果斯口岸，东达上海，南抵广州、香港，管长4918km， 设计输气量 300 亿立方米，主要气源为中亚进口天然气，补充气源为塔里木盆地和鄂尔多斯盆地的国产天然气， 于 2012年底建成投产。

3)西三线干线起自新疆霍尔果斯市，终于福建省福州市，全长5220km，设计输气量为 300 亿立方米，主 要气源为新增进口中亚土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦三国天然气，补充气源为新疆煤制天然气，其 中霍尔果斯-中卫及吉安-福州已建成投产。

陕京天然气管道系统

陕京天然气管道系统主要满足京津冀地区的天然气消费，气源包括长庆油田以及部分中亚进口管道气。1)陕京一线干线起点是陕西省靖边首站，终点是北京市石景山区衙门口末站，干线长约846km，设计输气量为 30 亿立方米/年，于 1997 年建成投运。2)陕京二线干线起点是陕西省靖边首站，终点是北京市通州区通州末站，干线长约980km，设计输气量为170 亿立方米/年，于 2015 年建成投运。3)陕京三线与陕西二线主体并行铺设，起点是陕西省榆林首站，终点是北京市昌平区，全长1000km，设计输气量为 150 亿立方米/年，于 2013 年底建成投运。4)陕京四线起点是陕西省靖边首站，终点是北京市顺义区高丽营末站，全长1098km，设计输气量为 250 亿立方米/年，2017 年建成投运。

川气东送天然气管道

川气东送管道是中石化目前已建成最长的天然气管道，其干线西起四川普光首站，东至上海市，是我国继 西气东输后又一项天然气远距离管网输送工程。管道全长 1700km，管径1016mm，设计压力 10MPa，设计输气 量 120亿立方米/年，于 2010 年建成投运，途径四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海等地。

其他主要天然气管线

中贵线:中贵线是我国首条南北走向的大口径天然气管道，也是连接西气东输系统、川渝管网以及中缅天 然气管道的联络线工程。中贵线起点位于宁夏中卫，终点位于贵阳末站，途经甘肃、陕西、四川、重庆多个省 份，全长 1898.37 公里，设计输送能力为 150 亿立方米/年，2012 年7月开始试运行。中贵线的建成，为川渝地 区的能源供应提供了进一步的保障。

冀宁线:冀宁线是连接西气东输主干线与陕京二线的联络线工程，南起仪征青山分输站，北连河北安平分 输站，主干线长度 1474千米，2005 年 1 月全线贯通。冀宁联络线主要向河北、山东、江苏等地区进行供气， 年输气能力可达 100亿立方米。

忠武线:忠武线于 2004 年 12 月正式运营，起点位于重庆忠县，终点位于湖北武汉，主干线长达760公里， 管道干支线总长 1365 公里，年设计输气能力 30 亿立方米，2014年 10 月正式通过国家竣工验收。忠武线一方 面以川气作为气源，另一方面也在武汉、襄樊和湘潭等地与西气东输一线、西气东输二线相连，从而实现多点 进气和双向供气。

涩宁兰线:涩宁兰线于 2000 年 3 月底开工建设，2001 年 5 月开始逐步投产，2001 年底主体工程全面竣工 投入使用。管道起于柴达木盆地东部涩北一号气田，经青海省西宁市，止于甘肃省兰州市西固区柳泉乡，全长953公里，年设计输气能力 30 亿立方米。

榆济线:榆济线由中石化旗下子公司中石化榆济管道有限责任公司负责经营，管道起点为榆林首站，终点 为山东德州宣章屯输气站，沿线途经 4 省、8 地市、23 县(区)。榆济线设计年输气量 30 亿方，全长 997 千米， 主干线全长 911千米。

淮武线:淮武线北起西气东输淮阳分输站，途径河南省、湖北省，南至忠武线武汉西计量站，该管道主要 通过忠武线向湖南供气，是西气东输系统与忠武线之间的联络线。淮武线全长 450 千米，设计年输气量 22.5 亿 立方米，自 2006 年 12 月投产以来基本一直满负荷运行。

天然气四大进口通道

目前我国天然气进口主要有西北、东北、东南、西南四大通道，其中:西北通道主要是进口来自中亚的管 道气，目前已建成中亚 A、B、C 线三条进口管道，同时还有中亚 D 线处于在建状态;东北通道主要进口俄罗 斯管道气，进口管道中俄东线仍在建设当中;西南通道主要进口缅甸管道气，目前中缅天然气管道也已经投入 运营;东南通道则主要是通过沿海LNG接收站进口海外的 LNG 气源。

西北通道

我国天然气进口西北通道目前已建成中亚 A、B、C 线三条，中亚 D 线仍然在建，气源主要来自于土库曼 斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦三国。

在三条已建成的管线中，中亚 A、B 线为同期敷设，起点在阿姆河右岸的土库曼斯坦和乌兹别克斯坦，经 乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从我国新疆霍尔果斯入境，全长约 1 万公里，是世界上最长的天然气管 道。中亚天然气从新疆进入我国境内，之后通过西气东输管线向东可输送至上海，向南可达广州。中亚 A 线是 我国建成的第一条天然气进口管道，2009 年 12 月竣工，B 线则于 2010 年10月竣工，两者设计供气量均为 150 亿方/年。

中亚 C 线起于土乌边境格达依姆，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，同样在新疆霍尔果斯口岸入境，管线总 长度为 1830 公里，主要是为了保证乌兹别克斯坦对中国的天然气出口。中亚 C 线于 2014 年5月建成，设计年 供气量可达 250 亿方，入境后进入我国西气东输三线，最远可输送至广东省韶关末站。

西南通道

中缅线是中亚 A、B 线修成之后我国又一重要的能源进口管道，它分为原油管道和天然气管道，最初修建 的目的是可以使我国的原油运输不经过马六甲海峡。中缅天然气管道起点位于缅甸皎漂港，途径若开邦、马圭 省、曼德勒省和掸邦多地后，由我国云南省瑞丽入境。中缅线于 2013 年 7 月建成，管道全长约1100公里，设 计供气量为 120 亿方/年。但由于缅气成本较高，因此中缅线自投运以来其负荷率一直不高。

东北通道

我国天然气进口东北通道主要是指目前仍处于建设中的中俄东线，这条管道起自俄罗斯东西伯利亚，由我 国黑龙江省黑河市入境，并继续延伸至京津冀地区。管道长度共计有 3968 公里，建成后预计每年将从俄罗斯进 口天然气 380亿立方米。根据有关报道，中俄东线北段预计将于今年 10 月份投入运营，2020 年底将全面投产。另外，同样处于在建的中俄西线全长6700公里，起点位于俄罗斯西西伯利亚，由我国新疆入境，并与西气东输 管道相接，建成后设计年输气能力为300亿立方米

东南通道

我国天然气进口东南通道主要是指通过东部沿海地区的 LNG 接收站进口天然气。从我国目前 LNG 接收站 的布局来看，已经投产的 LNG 接收站共有 20 座，并且主要是由“三桶油”控股。数量上来看，20 座已投产的 LNG 接收站中由中海油负责运营的占比达到45%，中石油、中石化占比则分别为 20%、15%;接收能力上来看，中 海油负责运营的部分占比达到44.7%，中石油、中石化占比分别为 27.6%、14.8%。

由于进口 LNG 相比于进口管道气更为灵活，而且距离东部天然气用气大省(如广东、上海等)更近，因此 在 2017 年开始我国大力推行“煤改气”的情况下，东南通道在国内天然气保供工作中扮演着越来越重要的角色。2018年全年，我国 LNG 进口量达到 5124 万吨，同比增长31.9%，占全部天然气进口量的比重达到 60%，与 17 年相比提升了4个百分点。

天然气储气库建设

天然气地下储气库是一种能将长输管道输送来的天然气重新注入地下空间形成的人工气田，是平滑天然气 价格季节性波动的重要调峰设施。地下储气库主要可以分为油气藏、含水层、盐穴等类型，其中油气藏储气库 是指利用枯竭的气层或油层建成的储气库，这类储气库投资小，运行可靠，是目前经济型最好的一种储气库; 含水层储气库是用高压气体将含水层空隙中的水排走，并在非渗透性的含水层盖层下直接形成的储气场所;盐 穴储气库是在地下盐层中通过水溶解盐而形成的天然气储气库。截至目前，我国累计已建成 27 座地下储气库， 设计库容合计为 389.9 亿方，其中中石油设计库容占比最大，为 97.3%，中石化较小为 2.3%。

一直以来，我国储气库发展缓慢，一方面是因为建设难度大，另一方面是因为储气库的价格机制不完善， 企业建立储气库之后无法获得相应的收益，因此大部分天然气企业都缺乏投资建立储气库的积极性。从 2017 年 年末的“气荒”也可以看出我国天然气储气库建设的滞后。根据 2018 年 4 月发改委发布的《关于加快储气设施建 设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，我国天然气地下储气库的工作气量仅为全国天然气消费量的 3%， 远低于国际平均水平 12-15%，各地方基本不具备日均 3 天用气量的储气能力。

为了推动各地储气库的建设进度，《意见》中对上游气源方、地方政府以及下游城燃企业都提出了储气方面 的要求。具体来说，文件要求到 2020 年，供气企业拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，能够满足所供 应市场的季节(月)调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求;对于县级以上地方政府来说，要 建立健全燃气应急储备制度，到 2020 年至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力，在发生应 急情况时必须最大限度保证与居民生活密切相关的民生用气供应安全可靠;对于下游城燃企业来说，文件要求 其到 2020 年形成不低于其年用气量 5%的储气能力。

目前我国在建天然气储气库共有 15 座，设计库容合计达到 457.8 亿方，我们认为国内目前的天然气储气能 力仍然较低，未来发展空间极大，并且随着政策的逐渐落地，全国的天然气储气能力也将迎来快速增长。

中游管输费核定完成，国家管网公司即将成立

国内天然气定价机制

天然气按其状态，可以分为气态天然气和液态天然气(LNG)，其中气态天然气的定价较为复杂，上、中、 下游价格环节较多，主要实行的是政府定价，并且未来将逐步走向市场化。我国 LNG 的价格目前已经完全实现 了市场化，即由天然气市场供需决定，定价模式相对比较简单，而且我们在此前的报告中也有详细分析，因此 我们着重介绍气态天然气目前的定价机制以及未来的改革方向。

天然气产业链的价格体系可以分为出厂价(井口价)、门站价、终端价。其中出厂价是指气源方将天然气卖 出的价格;门站价是指气源方将天然气通过长输管网销售给城燃公司的价格;终端售价则是城燃企业向下游终 端天然气用户出售天然气的价格。另外，天然气从气源方到门站再到下游终端用户的途中需要经过管道进行运 输，运输过程中也需要收取一定费用。一般来说，从气源方经过长输管网或省管网(也可能两者都有)输送至 门站过程中所收取的价格为管输费，从城燃企业输送至下游终端用户所收取的费用则为配气费。

简单来说，出厂价和管输费构成门站价，门站价和配气费构成终端价。

我国气价改革的最终目标是“管住中间，放开两头”，其中“管住中间”指的是管输和配气等具有自然垄断性的环节由国家层面进行管控，“放开两头”是指出厂价、门站价以及终端售价未来要逐步向市场化过渡。

在 2011 年前，天然气出厂价是我国天然气定价体系标杆，其他环节价格以成本加成法进行定价。2011 年 12 月，发改委发布了《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》，文件指出天然 气价格改革的总体思路是:1)将以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值法”进行定价;2)以计价基准 点为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用，确定各省天然气门站价格;3)对天然气门站价实行动态调整，调整频率由每年一次逐步过渡到每半年或者每季度调整一次;4)放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规 天然气的出厂价格，实行市场调节。

2013年 6 月，发改委发布《关于调整天然气价格的通知》，决定将两广地区的天然气价格确定方法向全国 进行推广。所谓的“市场净回值法”，是指将天然气价格与其他可替代能源进行挂钩。具体来说，我国的天然气 门站价格确定方法是将中心市场(上海市)天然气门站价格与燃料油和液化石油气(LPG)挂钩，两者权重分 别是 60%和 40%，并按照两种能源的单位热值价格加权平均，之后再乘以某一系数(文件中规定为90%)测算。 确定了中心城市的天然气门站价格之后，全国其他地区的门站价在中心城市门站价基础上，综合考虑天然气资 源流向、消费和管道分布现状进行确定。

随后在 2015 年 2月，我国将非居民存量气与增量气并轨，非居民用气价格就此理顺;2015 年 11 月降低非 居民用气门站价格 0.7 元/方，并将非居民用气由之前的最高门站价管理改为基准门站价格管理，同时规定在一 年之后供需双方可在基准门站价的基础上上浮 20%、下浮不限的范围内自行协商具体的门站价格;2017 年 8 月， 非居民用气基准门站价进一步降低 0.1 元/方。

2018年 5 月，居民与非居民用气门站价实现并轨，居民用气由之前的最高门站价管理改为基准门站价管理， 方案实施一年后允许上浮，各地居民门站价调整幅度超过0.35元/方以上的部分在一年后适时理顺，同时由于天 然气适用的增值税率由 11%下调至 10%，各地非居民用气基准门站价分别下调0.01-0.02元/方。我们判断，今 年年中居民与非居民价格将完全实现并轨，至此天然气门站价环节将基本理顺，并且随着天然气适用的增值税 税率由 10%下调至 9%，各地基准门站价进一步下调0.01-0.02元/方。

部分跨省管道管输费已经核定完成，中游管输成本未来仍有下降空间

管输费方面，我国天然气的管输费目前实行的是政府指导价。根据 2016 年 10 月发改委印发的《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)》，管道运输价格实行政府定价， 由国务院价格主管部门制定和调整，其准许收益率定为8%，且按负荷率不低于 75%计算。此次改革使得天然气 由此前的“一线一价”定价方式调整为“一企一率”。所谓“一企一率”是指通过核准所有管道运营资本和有效资产， 按照核价周期为一个主体的方式向主管部门申报运价率。

2017年上半年，发改委根据新的管输管理办法，完成了对中石油北京天然气管道有限公司等 13 家跨省管 道运输企业的定价成本监审，共剔除 13 家企业无效资产 185 亿元，核减比例7%;核减不应计入定价成本总额46亿元，核减比例 16%，核定准许成本 242 亿元，核定后的13家企业管道运输平均价格比之前下降 15%左右。 根据《关于核定天然气跨省管道运输价格的通知》，陕京系统核定后管道运输价格为 0.2857 元/千立方米·公里，西一线西段、西二线西段、涩宁兰线的管道运输价格为 0.1442 元/千立方米·公里，西三线的管道运输价格为 0.1224 元/千立方米·公里，中缅线管道运输价格 0.4109 元/千立方米·公里，川气东送管道运输价格为 0.3894 元/千立方 米·公里。

发改委颁布的《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》中提出，我国未来将逐步降 低过高的省内管道运输价格和配气价格，同时减少供气环节，对于天然气主干管网可以实现供气的区域，不得 以统购统销的名义增设供气环节，提高供气成本。从这一文件中可以看出，未来我国天然气中游管输环节的运 输成本仍有下降的空间，我们判断随着国家逐渐完成对中游管道运输企业成本的核定工作，天然气中游管输价 格未来还将有所下降。

管网运营机制改革加速，国家油气管网公司有望年内成立

从我国天然气市场的竞争格局来看，上游资源端以及中游管网都基本上被“三桶油”所垄断，根据“三桶油” 各自年报公布的数据，2018 年我国天然气产量达到 1610.2 亿方，其中中石油、中石化、中海油分别占比 58.5%、 17.2%、8.3%;中游管网方面，中石油、中石化、中海油占比分别为70%、8%、7%。目前无论是上游气源还是 中游管输，都基本被中石油所垄断，而中石油同时作为天然气的生产商和输送商，必然会通过其在管网层面的 垄断地位限制其他市场参与者的发展，有碍于管网建设、资源调配、市场保供以及对第三方的公平开放。因此， 大力推进国内天然气管网运营机制改革，是加快我国能源消费结构转型升级的必经之路。

早在 2017 年 5月，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，文件中提出要“分 步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、 省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。”

根据有关媒体报道，国家油气管网公司已被列入 2019 年国家计划，并且组建方案也已上报至国家层面等待 批复，有望将在今年上半年落地。今年 3 月 5 日，能源局修订了《石油天然气规划管理办法》，提出将跨境、跨 省干线原油、成品油、天然气管道纳入国家石油天然气规划，并按“全国一张网”的理念优化布局。3 月 19 日， 中央全面深化改革委员会第七次会议召开，并审议通过包括《石油天然气管网运营机制改革实施意见》在内的 8 个《意见》，在油气管网运营机制改革方面，会议强调要坚持深化市场化改革、扩大高水平开放，组建国有资 本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高 效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系，提高油气资源配置效率，保障油气安全稳定供应。

国家油气管网公司的重组方案共分为三个阶段:首先，将“三桶油”旗下管道资产和员工进行剥离，并转移 至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例;随后，新管网公司获得注入资产以后，拟引入约 50%的社会资本，包括国家投资基金及民营资本，新资金将用于扩建管网;最后，新管网公司将寻求上市。

我们认为，国家管网公司的成立是油气体制改革的重要一步，对于天然气行业的影响主要有以下几点:

1)资源端:长期以来，我国天然气上游资源一直被几家较大的油气公司所垄断。国产气方面，1998 年国 务院颁布《矿产资源勘查区块登记管理办法》，将油气(包括常规油气及其自然延伸的致密油气、煤层气)资源 勘查区块的登记管理权收归中央，实行一级管理，并限定中石油、中石化、中海油和延长石油 4 家公司进行专 营开发，至此我国天然气上游勘查开采环节的垄断局面已经形成。进口气方面，正如我们之前所述，我国几条 已经建成的中亚 A、B、C 线以及中缅线均是中石油旗下资产，LNG 接收站中“三桶油”的接收能力占比也达到 了 91.4%，因此天然气进口方面目前也基本被“三桶油”所垄断。

国家管网公司成立之后，“三桶油”将正式从中游管输环节退出，国家管网公司作为一个独立的经营主体， 能够更好地实现管网对所有上游气源公平开放，我们预计未来会有更多的市场主体进行 LNG 的进口，并且也能 够进一步打破“三桶油”长期以来在国产气的垄断地位。

2)消费端:我们认为，国家管网公司的成立对消费端的影响主要有两方面:第一，中游管网对外实现公平 准入之后，上游气源方逐渐增多，在天然气消费量持续增长的情况下能够为下游提供足够的气源，避免再次出 现“气荒”;第二，新管网公司成立之后，成本监审将进一步深入推进，管道最高收益率的限制政策将得到更好 地贯彻，从而能够使得我国的天然气定价体系进一步向“管住中间，放开两头”的目标靠拢，并且能够通过减少 中间环节，使得中游管输费用进一步下降。从目前政府的政策导向来看，管输成本下降腾挪出来的空间未来很 有可能会通过降低终端价格实现为企业减负的目的。因此，国家管网公司成立之后我们判断天然气下游终端价 格有望降低，从而推动全国用气量的进一步增长。

3)基础设施建设:我国天然气管道建设目前存在两大问题，一个是因为互联互通程度较低，目前主要实现 的还是各大油气公司自身旗下管道之间的互联互通，另一个则是管网建设进度较为落后，与《中长期油气管网 规划》中提出的 2020年 10.4 万公里，2025 年16.3万公里的目标仍有一定距离。国家管网公司成立之后，一方 面将全国管道放在同一家公司中，能在一定程度上消除之前不同公司管网互联互通程度较低的困境;另一方面， 之前天然气管道建设基本都是由“三桶油”投资，三家公司的资金压力较大，而引入社会资本后，能够极大地解 决管道建设在资金方面的问题，从而加速天然气中游管网的建设。

管网公司成立有望推动燃气消费进一步增长，推荐深圳燃气和新天然气

综合以上分析来看，全国油气管网公司的成立不仅将使得天然气管网建设加速，还将推动天然气中游管输 费进一步下降。我们认为，这部分成本如果能够下降，那么腾挪出来的空间将大概率让利给下游的燃气用户， 从而刺激全国天然气消费量的进一步增长，重点推荐深圳燃气和新天然气。

深圳燃气一方面深耕于深圳本地的天然气市场，这部分业务未来将充分受益于当地的城中村改造以及电厂 用气量不断上升，另一方面公司也在积极向全国其他地区布局，如果未来中游管输费进一步下降从而推动全国 天然气消费量大增，那么公司作为下游城燃企业将优先受益于此。此外，公司的LNG接收站今年大概率将会建 成，我们测算出接收站建成后平均每年能为公司带来 2 亿元左右的利润，在城燃业务稳健增长的同时 LNG 接收 站的投产将为公司带来较大的业绩弹性。我们预测公司 2018-2020 年营业收入分别为 127.41 亿元、157.84 亿元、180.51亿元，归母净利润分别为 9.52 亿元、11.79 亿元、13.48 亿元，维持“买入”评级。

新天然气主业为新疆地区的城燃业务，2018 年收购亚美能源后成功进军煤层气勘探开发领域。2018 年 9 月 份亚美能源开始并表，9-12 月为公司贡献收入 4.61 亿元，主营业务利润 3.38 亿元。考虑到 2019 年亚美能源能 够全年并表，再加上潘庄区块产销量仍有增长空间，马必区块随着规模化生产的实现其盈利能力也会有所改善， 我们判断新天然气 2019年归母净利润将继续维持高速增长的态势。我们预计 2019-2020年公司将分别实现营业 收入 26.03 亿元、29.26 亿元、31.54 亿元，归母净利润分别为 5.27 亿元、6.19亿元、6.80 亿元，维持“增持”评 级。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）