2018年国内天然气产业链解析及天然气各环节价格机制：管输价、门站价、配气价
一图看懂天然气全产业链（2018版）
一图看懂天然气全产业链（2018版）2017年，我国天然气消费量重回两位数增长，天然气产量快速增长，天然气进口量高速增长，对外依存度持续上升。
2017年，我国天然气产量1476亿立方米，同比增长9.8%，较2016年高8.2个百分点。
页岩气产量90亿立方米、煤制气产量22亿立方米、煤层气产量与上一年持平。
截至2016年底，我国天然气剩余技术可采储量5.44万亿立方米，2017年新增探明地质储量5000亿立方米以上。
剩余技术可采储量前5位的盆地分别是鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽和东海盆地。
页岩气和煤层气剩余技术可采储量分别为1224.13亿立方米和3344亿立方米。
2017年我国进口天然气926亿立方米，同比增长24.4%，对外依存度升至39.4%。
其中，管道气进口427亿立方米，同比增长10.9%；LNG进口量约499亿立方米，同比增长39%。
自2012年以来，LNG 进口量重新超过管道气进口量，占比54%。
进口管道气主要来自土库曼斯坦、缅甸、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦。
截至2017年12月15日，中亚天然气管道A/B/C线累计输气2013亿立方米。
LNG主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚和印度尼西亚。
截至2017年底，全国天然气长输管网总里程近7.4万公里，总输气能力约2900亿立方米/年，形成了由西气东输系统、陕京系统、川气东送系统、西南管道系统为骨架的横跨东西，纵贯南北、连通海外的全国性供气网络。
2017年，两项国家重点天然气管道工程开工建设：一是中俄东线天然气管道工程试验段二期；二是潜江—韶关输气管道工程。
未来10年，我国天然气长输管道将迎来新的建设高峰期。
预计到2020年和2025 年，我国天然气主干管道将分别达到10.4万公里和16.3 万公里。
天然气的存储有地下储气库和LNG接收站两种形式。
目前，我国有12座地下储气库群，工作气量达100亿立方米，调峰能力约80亿立方米，其中，中国石油77亿立方米。
2018年天然气LNG行业深度分析报告
２０１８年天然气ＬＮＧ行业深度分析报告目录蓬勃发展的LNG进口产业链 (1)能源结构升级+环保需求，中国天然气需求保持高速增长 (1)天然气供需格局测算：供需持续偏紧，加大LNG进口是必然选择 (3)上游——海外气源：供需格局宽松，LNG来源有保障 (8)未来三年内全球LNG供给格局将保持宽松状态 (9)天然气价格与油价相关性减弱 (12)亚洲买家议价权提升，“亚洲溢价”有望缩减 (13)中游——LNG接收站：产能存在瓶颈，有望长期保持高盈利水平 (14)接收站是LNG进口产业链承上启下的关键环节 (14)LNG接收站业务模式：向第三方开放，提高产能利用率获将成为行业趋势 (18)我国LNG接收站产能增长有限，产能稀缺日益显现 (21)LNG进口产业链价值分布：接收站利润空间最为丰厚 (23)LNG接收站经济性测算：以珠海LNG接收站为例 (24)下游——天然气销售：“液进液出”模式具有明显套利空间 (28)投资建议 (32)图表目录图1：2017年全球及主要国家一次能源结构对比 (1)图2：燃煤造成污染的一般形成机理 (2)图3：石家庄市污染源贡献率 (2)图4：济南市污染源贡献率 (2)图5：石家庄市污染源贡献率 (2)图6：国内LNG市场价上升趋势明显 (4)图7：天然气需求高速增长（单位：亿方） (4)图8：中国天然气供需结构 (5)图9：用气人口增长 (5)图10：城市化率增长 (5)图11：居民生活用气量增长 (5)图12：燃气普及率增长 (5)图13：2015年气电装机量占比 (5)图14：2020年气电装机量发展目标 (6)图15：LNG重卡产量增长情况（单位：万辆） (6)图16：LNG进口产业链示意图 (8)图17：LNG进口产业链上游—海外气源采购流程示意图 (8)图18：全球天然气探明储量 (9)图19：全球天然气开采量及增速（单位：亿方） (9)图20：天然气资源储量分级与定义 (9)图21：各种天然气类型产量及预测（单位：十亿立方英尺/天） (10)图22：主要页岩气生产国页岩气产量及天然气总产量（单位：十亿立方英尺/天） (10)图23：天然气液化工厂产能、产能利用率及预测（单位：百万吨/年，%） (10)图24：世界LNG贸易示意图（单位：百万吨/年，%） (11)图25：LNG船总载货容量及载货容量增速（单位：万方） (12)图26：LNG产量、需求量及其增速对比（单位：百万吨/年） (12)图27：近年全球天然气和原油价格走势对比 (13)图28：全球LNG价格（单位：美元/百万英热） (14)图29：大连LNG接收站俯瞰图 (15)图30：全球LNG贸易情况 (16)图31：我国管输天然气和LNG进口量比较（亿方） (16)图32：2017年我国天然气供应结构 (16)图33：LNG接收站工艺流程简图 (18)图34：全球LNG贸易情况 (20)图35：2017年中国LNG接收站接收能力所有权分布 (20)图36：2006年-2017年我国LNG接收站产能利用率 (20)图37：2015年-2020年LNG接收站产能增长率、LNG进口增长率及国产气乐观、中性、悲观时LNG 进口增长率预测 (22)图38：世界部分LNG运输线路双燃料动力船运费（单位：美元/百万英热） (23)图39：世界部分LNG运输线路蒸汽动力船运费（单位：美元/百万英热） (23)图40：美国进口LNG价值分布（单位：元/吨） (23)图41：珠海LNG接收站地理位置 (24)图43：珠海LNG接收站的累计净现值对于产能利用率的敏感性分析 (26)图44：珠海LNG接收站的累计净现值对于自用产能比例的敏感性分析（单位：亿元，元/吨） (27)图42：珠海LNG接收站的累计净现值对于LNG市场价与进口价价差的敏感性分析 (27)图45：LNG进口及分销模式示意图 (28)图46：“三桶油”天然气实现价格与进口LNG单价存在倒挂（单位：元/方） (29)图47：中石油销售中亚天然气、进口LNG和缅气的利润情况（单位：亿元） (29)图48：中石油销售进口气的利润情况（单位：亿元） (29)图49：LNG市场价与进口平均单价存在明显套利空间（单位：元/方） (31)图表目录表1：近期与天然气有关的主要政府文件 (3)表2：天然气重要指标发展预期目标 (3)表3：国产气产量乐观预期情景之下LNG进口量预测 (7)表4：国产气产量中性预期情景之下LNG进口量预测 (7)表5：国产气产量悲观预期情景之下LNG进口量预测 (7)表6：LNG液化站产能、LNG船载货容量、LNG需求量及其增长率对比 (11)表7：两种LNG接收站类型及其特点 (17)表8：两种汽化器类型及其特点 (18)表9：2018年9月20日进口LNG窗口期产品交易信息 (20)表10：中国大陆LNG接收站建设情况 (21)表11：LNG接收站相关参数的选择 (24)表12：业主自用模式下的珠海LNG项目现金流与净现值测算 (25)表13：“液进气出”模式价差计算 (30)表14：各地门站价格表格（单位：元/方） (30)表15：“液进液出”模式价差计算 (31)蓬勃发展的LNG进口产业链能源结构升级+环保需求，中国天然气需求保持高速增长我国能源消费结构与发达国家相比仍有较大差异。
2018年天然气行业市场调研分析报告
2018年天然气行业市场调研分析报告目录1. 国内外天然气价差扩大，具备海上 LNG 接气站资产企业受益 (3)1.1. 国内天然气门站价与油价挂钩 (5)1.2. 全球 LNG供应过剩，东北亚海气定价有望与油价脱钩 (6)1.2.1. 未来 LNG 出口增量主要来自美国 (8)1.3.民营海上 LNG 接气站陆续投产 (11)2. 政策+经济性双轮驱动国内天然气及 LNG 需求增长 (14)2.1. LNG 经济性优势明显，对汽柴油比价已是历史最低点 (17)2.1.1. LNG 在交通运输领域的经济性及市场空间测算 (19)2.1.2. 天然气发电领域未来市场空间测算 (22)2.1.3. 城镇燃气未来市场空间测算 (22)2.1.4. 煤改气未来市场空间测算 (23)2.2. 政策驱动 LNG 及天然气消费增长 (24)3.风险提示 (29)4.附录 (29)4.1.海外天然气相关资料 (29)4.2.国内天然气相关资料 (30)5.企业分析 (33)图 1：LNG通过海上接收站以及管道进入终端市场 (5)图 2：天然气预处理和液化流程示意图 (5)图 3：亚太地区是LNG进口主力军 (7)图 4：2016年前已经投产或建设的项目将给未来3年带来1亿吨增量 (7)图 5：2006-2020年全球范围内实际交付产量呈迅速上升趋势 (8)图 6：2016年澳大利亚及美国是出口增量的主要影响因素 (9)图 7：美国将从2020年开始转变为天然气净出口国家 (9)图 8：东北亚LNG进口价格（单位：美元/MMBTU） (11)图 9：中国天然气进口量占到了消费量的三分之一 (14)图 10：2015年中国天然气能源消费中占比6% (14)图 11：2015年全球天然气能源消费中占比24% (15)图 12：天然气终端消费领域中制造业，电力，生活消费占据主要部分 (16)图 13：同等热值下LNG/汽油与LNG/柴油的价格比 (18)图 14：同等热值下LNG 相比汽柴油及燃料油（重油）经济性显著 (18)图 15：各省集中式天然气发电LCOE气电价格范围为0.57元~1.16元 (27)图 16：各地区天然气定价模式占比 (30)图 17：缅甸管道气在国际进口气中价格最高 (31)表 1：气源不同采取不同定价机制 (6)表 2：2017-2019年美国有大量LNG项目投产 (10)表 3：中国LNG接收站建设或规划情况 (12)表 4：未来天然气消费市场空间目前天然气消费情况（单位：亿立方米） (16)表 5：2012-2014LNG汽车保有量复合增速达56.6% (19)表 6：绝大多数地区可在一年内回收LNG汽车改装费用 (20)表 7：燃煤锅炉和燃气锅炉成本比较 (23)表 8：天然气十三五规划中强调天然气在一次能源消费结构中的占比提升 (24)表 9：加快推进天然气利用的意见中提出各领域的消费目标，较目前水平均有较大程度增长 (25)表 10：政策保障促进相关消费领域天然气需求增长 (25)表 11：天然气车船补贴政策出台增强天然气车船竞争力 (26)表 12：国家大力鼓励分布式能源及煤改气 (28)表 13：中国进口管道气情况一览表 (30)表 14：天然气价格改革步骤 (31)表 15：天然气管道运输定价标准前后对比 (32)表 16：各省（区、市）天然气最高门站价格表 (32)1. 国内外天然气价差扩大，具备海上 LNG 接气站资产企业受益液化天然气简称 LNG，其主要成分是甲烷，无味无色无毒且无腐蚀性，普遍被认为是清洁能源。
《中国天然气发展报告(2018)》白皮书发布 构建协调稳定发展的天然气产供销体系
供 销体 系，加 快 天 然气 体制 改节 步 伐 ，尽快 出台 天 然 嘲 体 制 改革 方 案 ，ｌＵＪ确 ｌｆ 场 预
期 ，鼓 励 企、ｌ 投 资管 网 建 设 。
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2018年天然气定价机制分析报告
2018年天然气定价机制分析报告一、管住中间，管输与配气政策逐步落地 (3)1、管输费定价：75%的负荷率税后全投资收益率8% (4)2、配气费定价：不含接驳费有效资产回报率不超过7% (5)二、放开两头，上游气源与下游销售向市场化定价前进 (6)1、上游供给较为集中，门站价格允许浮动但市场化仍需时日 (6)2、下游销售价格联动，城燃顺价不及预期 (7)管住中间，管输与配气政策逐步落地。
我国从2015年开始逐步落地天然气行业体制改革，总体思路是“管住中间，放开两头”，即管控中游的管输和配气这两个垄断环节的收益率，放开上游气源及下游销售环节的市场化竞争及定价机制。
（1）管输费定价——75%的负荷率税后全投资收益率8%。
2017 年9 月，中石油、中石化下属13 家跨省管道运输企业执行管道运输核定价格，管道运输企业按核定的运输价格向用户收取运输费用，核定后的管道运输平均价格比之前下降15%左右。
目前跨省的主干管道主要由中石油、中石化两家企业投资建设，未来国家将剥离两桶油的长输管道资产，组成国家管道公司促进天然气市场化改革。
（2）配气费定价——不含接驳费有效资产回报率不超过7%。
2017 年6 月，发改委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》，提出配气价格准许收益为有效资产回报率不超过7%。
目前各地城市燃气都在进行成本监审，最终各地城市燃气配气的调整方案应于18-19年逐步核定完成。
本次政策意图通过规范城燃配气价格鼓励燃气行业健康发展，通过降低部分地区原来配气的超额收益为燃气用户降低能耗成本促进燃气消费。
放开两头，上游气源与下游销售向市场化定价前进。
（1）上游供给较为集中，门站价格允许浮动但市场化仍需时日。
2015年11月，国家发改委将非居民用天然气门站价格下调0.7元/立方米，非居民用气价格改为基准门站价格管理，供需双方可在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。
2018年5月，国家发改委提出自6月10。
我国天然气分布式能源发电上网电价政策汇总(上)
我国天然气分布式能源发电上网电价政策汇总（上）2018-01-25 卡布卡让来源阅 346 转 11国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：为规范天然气发电上网电价管理，促进天然气发电产业健康、有序、适度发展、经商国家能源局，现就有关事项通知如下：一、根据天然气发电在电力系统中的作用及投产时间，实行产别化的上网电价机制。
（一）对新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策。
具体电价水平由省级价格主管部门综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定。
（二）新投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定。
（三）鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格。
对新投产天然气分布式发电机组在企业自发自用或直接交易有余，并由电网企业收购的电量，其上网电价原则上参照当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。
（四）已投产天然气发发电上网电价要逐步向新投产同类天然气发电上网电价归并。
二、具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或电力用户协商确定电价。
三、建立气、电价格联动机制。
当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元。
有条件的地方要积极采取财政补贴、气价优惠等措施疏导天然气发电价格矛盾。
四、加强天然气热电联产和分布式能源建设管理。
国家能源局派出机构和省级政府能源主管部门要加强天然气热电联产和分布式能源建设的监督管理，新建企业必须符合集中供热规划，同时要落实热负荷，防止以建设热电联产或分布式能源的名义建设纯发电的燃气电厂。
五、对天然气发电价格管理实行省级负责制。
各地天然气发电上网电价具体管理办法由省级政府价格主管部门根据上述原则制定，报我委备案，并自2015年1月1日起执行。
2018年中国天然气产量、进出口量及行业发展趋势「图」
2018年中国天然气产量、进出口量及行业发展趋势「图」一、中国天然气产量、需求量及进出口量1、天然气市场供需情况2017年我国天然气产量为1474.2亿立方米，年度进口数量为920亿立方米，国内出口数量为27亿立方米，我国天然气表观消费量为2367.2亿立方米。
2018年1-9月中国天然气产量为1161.7亿立方米。
数据来源：国家统计局，华经产业研究院整理数据来源：华经产业研究院整理资料来源：国家统计局，华经产业研究院整理从运行来看，冬季天然气供应紧张，但总体上平稳渡过。
由于下游市场需求旺盛，自2017年9月份开始，天然气市场运行就进入紧平衡状态，入冬后，天然气供应紧张的矛盾愈加显现。
11月下旬，河北、山东、陕西等地区多家燃气公司出现供气不足的情况，主要集中在华北地区。
12月份，市场供需矛盾进一步加剧，除华北地区供应紧张外，中南地区、西北地区、西南地区也开始限气。
供需紧张事件的直接原因：一是天然气需求端的增量，2017年市场超预期增长叠加计划外煤改气增量；二是供给端的减量，进口中亚气部分时段未按计划量供应且缺口较大，同时，中国石化天津LNG接收站未按期投运。
供需紧张事件的深层次原因则为：一是市场发展步调不平衡，煤改气政策的突然发力未有效衔接资源供给；二是资源供应体系建设不充分，国产气增长放缓，进口气增长迅速，对外依存度快速上升；三是产业链发展不平衡，地下储气库建设滞后于整体发展。
在国家主管部门的大力协调和中国石油、中国石化、中国海油三大油气供应商的密切合作下，通过上游资源串换实现了全国资源的统一调配，同时，河北、陕西、湖南、湖北等地启动了天然气应急预案，从而保障了天然气市场的稳定供应。
数据来源：华经产业研究院整理2、天然气进出口分析2017年全年我国进口天然气总量为920亿立方米，同比增长27.6%。
进口管道气以土库曼斯坦天然气资源为主，还包括乌兹别克斯坦、缅甸、哈萨克斯坦等国家的天然气资源。
2017年进口管道气量为426亿立方米，同比增长11.1%。
我国天然气产业链规制与定价机制研究——基于处在快速发展期的天然气市场
市 场联系紧密。这都 表明我 国天然气市 场 由启动 期
逐渐进入快速发展期 。根 据国外经验 ，天然气市 场 快速发展阶段 ，随着 消费量 的快速增 加和消 费者价 格承受能力 的增强 ，制定 合理 的天 然气价格 政策便
然气生产和运输商来 制定 ，没 有考虑终 端消费者 的 承受能力 ，导致下游 市场 出现虚 假性增 长 ；天然 气
在面临 “ 富煤、少气、贫油 ” 的资源境况 下 ，天 然气 的勘探开发与 石油等资 源行业 一样 ，必须有序 可控合理地进行。 引进 民营、外资 的方式应 该得到
二 、天 然气产 业链各 环 节的规 制及 定价 机
制 研 究
（ 一 ）上游 勘探开发 欧 美天然气 市场发 展经验告 诉我 们 ：在 天然气 生产 阶段 ， 自由竞 争 有 助 于 天 然 气 资 源 的勘 探 开 发 。在我 国 ，天然气 探 明率 以及 储存 比较世界 平均 水平偏低 ，这与上游严 密的行政 壁垒 有着密切 的 关
不 同季 节 的 价 格 变 动 ：四 是 进 口气 以 及 Ｌ Ｎ Ｇ 的 大
及服务质量 的降低 ，对 天然气甚 至会 出现破坏性开 采 ；第 四，随着天然气市 场 的发展 ，其价格 波动 会 比较频 繁 ，这 可 能 会在 契 约 履 行过 程 中 引发 各种
问题 。
量进入 ，国内外天然气 价格 的巨大差 额应 反映在 天 然气定价 机制中。
险，且资本量要求极 高的天然 气生产勘 探业务 与融
资市场完全结合 ，也会 对天然 气勘探 生产 造成较 大
的负 面 影 响 ；第 三 ，此 种 规 制 方 式 可 能 导 致 产 品 以
所 以需要对 天然 气 定价 机 制进 行 改 革。具体 来 说 ，
2018年天然气行业深度分析报告
我们区别于市场的创新之处
（1）全面梳理了全球天然气供需形势，对油价、中美贸易摩擦对我国天然 气进口的影响进行了分析； （2）全面测算并拆分了 2018 年我国天然气供、需格局，并对今年冬季天然 气保供情况进行了预测； （3）全面梳理了天然气调峰保供产业链，并根据现状、规划对市场空间、 技术及商业模式涉及因素进行了全面分析。
2、 紧平衡——我国天然气供需形势 ............................................................................................. 28
2.1、 国内开采：常规气为主非常规为辅 ....................................................................................................... 28 2.2、 国际进口：PNG 与 LNG 结合............................................................................................................... 36 2.3、 从三个端口看国内天然气需求 .............................................................................................................. 41
投资观点
（1）全年天然气供应偏紧，需重点关注冬季保供形势；冬季 LNG 价格仍会 维持高位，如在冬季发生极端气候致消费超预期增长或进口供给限制等不可 预期因素，仍会导致“气荒”的再次发生； （2）高油价背景及中美贸易摩擦将导致我国天然气进口价格提升，增加保 供难度；我国未来需形成区域性的天然定价机制，既可逐步化解 LNG 进口 “亚洲溢价”的问题，同时也有助于推动人民币的国际化； （3）天然气调峰、保供措施如火如荼，上游天然气资源类公司、设备公司 及具有气源的城燃公司望受益。 上调燃气子行业评级至“买入”评级。 （1）具有气源的城燃公司推荐深圳燃气、新天然气；关注：百川能源、新 奥能源（H） 、北京燃气蓝天（H） ； （2）天然气设备类公司，关注：中集安瑞科（H） 、厚普股份、福瑞特装、 深冷股份； （3）天然气上游资源类公司，关注：具有气源的石化、煤炭类公司。
2018年天然气行业市场分析报告
２０１８年天然气行业市场分析报告报告摘要：●能源消费结构改善，天然气行业迎来需求拐点我国能源结构持续改进，尽管煤炭仍然是主要的能源消费来源，但其占比不断下滑，而天然气占比不断上升，特别是近十年，天然气消费占比增加了两倍多，2016年达历史性的6.4%，但仍远低于世界平均水平23.7%。
随着中国绿色低碳能源战略的持续推进，发展清洁低碳能源将成为优化能源结构的重要途径。
按照国家能源发展规划，我国天然气在一次能源消费结构中占比力争在2020年达到10%、2030年达到15%。
未来天然气需求增量主要来自城镇燃气、天然气发电、工业燃料和交通运输四大领域。
●“淡季不淡”，上半年天然气消费重回两位数增长受国家宏观经济稳定向好，环保政策持续推动，煤改气等天然气政策的有力推动，上半年全国实现天然气表观消费量1146亿，同期增长15.2%，自2014年以来首次出现两位数增长。
上半年消费量同比增加151亿立方米，已超过2016年的全年增量。
数据显示，占我国天然气产输量70%的中石油，上半年天然气销量同比增幅达到三年来最高水平，在本属于用气淡季的二季度，天然气销量同比增长21%。
●我国天然气利用逐步确立起以城市燃气为主的利用模式随着我国城镇化的加快以及“煤改气”政策的积极推进，城市燃气依旧保持较高占比，加上我国居民对天然气价格的承受能力较强，城市燃气为主的利用模式有望确立并保持。
近五年，我国城市燃气在天然气利用结构中占比逐步稳定，约占1/3，但与美、俄国家相比，仍然处于较低水平，未来城市燃气消费还有很大上升空间。
●京津冀煤改气政策为天然气消费量增长带来政策利好继2013年9月10日发布《大气污染防治行动计划》起，各地陆续出台大气污染治理相和“煤改气”相关的政策。
以京津冀及周边大气污染传输通道内的重点城市（2+26）为抓手，力争5年内有条件地区基本实现天然气、电力、余热、浅层地能等取暖替代散烧煤。
随着京津冀地区煤改气政策的落实，居民煤改气市场空间逐步释放，预计2020年京津冀地区“煤改气”的市场需求潜力在200亿立方米以上。
2018年天然气行业研究报告
2018年天然气行业研究报告2017年11月目录一、天然气产业链：蓝天保卫战，能源攻坚战 (5)1、天然气产业链一览 (7)2、纵向比较：十三五政策推进力度强，天然气消费增长快，占比持续提升 8（1）宏观层面 (8)（2）微观层面 (9)3、横向比较：对标海外成熟市场，空间广阔 (12)（1）对标海外，成熟的天然气市场需要经历四个阶段 (12)（2）我国天然气产业正向市场主导阶段转型，消费量仅相当于20世纪50年代的美国，未来发展空间广阔 (13)4、2017年煤改气政策落地加快，推动天然气消费进一步增长 (14)（1）华北地区大气污染严重，环保压力巨大 (14)（2）煤改气成为治理大气污染的政策着力点 (14)二、上游气源：十三五天然气推广政策趋强，上游供气资源稀缺 . 151、消费量激增，自主供给缺口不断扩大 (16)（1）天然气进口放量，对外依存度迅速增加 (16)（2）进口持续增加，看好LNG接收站 (17)2、能源安全要求大力推进本土非常规气开发 (18)3、页岩气储量丰富&技术成熟推动经济性初现，2020年规划产量300亿方 (19)（1）我国页岩气开采潜力可观 (19)（2）页岩气2020年规划产量300亿方，2030年规划产量800-1000亿方 (23)4、煤层气安全&环保效益突出，2020年规划利用量达到160亿方 (24)三、下游分销：供给充足保障下游消费放量，利好燃气分销商 (29)1、燃气分销商盈利驱动因素可以简单分为量和价 (29)2、上游供应未来数年大概率充裕，下游客户无缺气之忧 (31)（1）天然气供给端 (32)（2）天然气消费端 (32)四、天然气消费端：看好燃气消费和天然气分布式发电 (35)1、20年天然气消费结构演化：燃气&发电用气增幅最大，化工用气降幅明显 (35)2、城市化进程+环保约束强化+价改利好，燃气迎来蓝海 (37)3、工业气价走低驱动天然气分布式发电行业回暖 (39)五、主要风险 (46)1、天然气价格风险 (46)2、环保政策落地风险 (47)天然气定位主体能源，十三五景气度持续高涨。
2018年天然气价格改革分析报告
2018年天然气价格改革分析报告2018年3月目录一、天然气价格改革：顺应形势，引入竞争 (5)1、为什么要改革 (5)2、天然气价格改革：管住中间、放开两头 (6)二、天然气价格探讨：从产业链环节说起 (8)1、天然气产业链 (8)2、天然气价格组成 (8)3、天然气价格形成 (11)（1）天然气定价机制类别 (11)4、天然气定价机制结构 (11)三、我国天然气价格改革之路：从管制定价到市场定价 (15)1、竞争性环节价格放开 (15)（1）出厂价（井口价）：完全放开 (15)（2）门站价：价格标杆，逐步放开 (16)（3）终端价：非居民用气价格放开，居民用气推行阶梯气价 (19)①非居民用气价格改革 (19)②居民用气价格改革 (21)2、垄断性环节价格管制 (25)（1）管输费：政府定价，加强管制 (25)①统一定价阶段（1964-1976 年） (26)②按距离收费阶段（1976-1984 年） (26)③按线路收费阶段（1984-2016 年） (27)④按企业收费阶段（2016 年至今） (28)（2）城市配气费：独立核定，加强监管 (31)3、天然气价格改革的未来 (35)四、相关企业简况 (37)1、深圳燃气：深圳城燃核心，内生外延稳健增长 (38)2、重庆燃气：重庆城燃龙头，多元布局管网完善 (39)3、陕天然气：立足陕西区域，深耕管输业务 (40)4、国新能源：山西气化龙头，打造天然气业务全产业链 (41)五、主要风险 (42)1、政策风险 (42)2、价格风险 (42)3、利率风险 (42)4、供需风险 (43)研究背景：天然气作为优质、高效的清洁能源之一，是能源供应清洁化的最现实选择。
在环保监管趋严和建设美丽中国的形势下，天然气在现代清洁能源体系的地位确立。
2017 年为“煤改气”爆发年，天然气产业发展迅速，改革政策陆续出台。
站在当前时点，我们认为天然气价格改革将成为天然气产业发展的风向标之一，也是指引2018 年天然气行业投资的重要方向。
2018年天然气价格改革专题分析报告
２０１８年天然气价格改革专题分析报告目录1、投资聚焦 (5)1.1、研究背景 (5)1.2、投资观点 (5)2、天然气价格改革：顺应形势，引入竞争 (6)2.1、为什么要改革？ (6)2.2、天然气价格改革：管住中间、放开两头 (6)3、天然气价格探讨：从产业链环节说起 (8)3.1、天然气产业链 (8)3.2、天然气价格组成 (9)3.3、天然气价格形成 (11)3.4、天然气定价机制结构 (11)4、我国天然气价格改革之路：从管制定价到市场定价 (14)4.1、竞争性环节价格放开 (14)4.2、垄断性环节价格管制 (22)4.3、天然气价格改革的未来 (30)5、投资建议 (31)6、推荐公司 (32)6.1、深圳燃气（601139.SH）：深圳城燃核心，内生外延稳健增长 (32)6.2、重庆燃气（600917.SH）：重庆城燃龙头，多元布局管网完善 (34)6.3、陕天然气（002267.SZ）：立足陕西区域，深耕管输业务 (36)6.4、国新能源（600617.SH）：山西气化龙头，打造天然气业务全产业链 (37)7、风险分析 (40)图表目录图1：我国GDP及天然气产量增速 (6)图2：我国天然气价格体系 (9)图3：世界天然气消费的价格形成机制结构 (12)图4：不同地区天然气消费的价格形成机制结构（2016年） (12)图5：世界天然气进口的价格形成机制结构 (13)图6：不同地区天然气进口的价格形成机制结构（2016年） (13)图7：我国天然气出厂价（井口价）定价改革 (14)图8：2011年改革后的门站价定价方法 (16)图9：2017年9月起执行的各地非居民天然气基准门站价 (17)图10：我国天然气消费结构 (19)图11：我国不同地区2017年天然气用户均价（元/立方米） (20)图12：美国天然气终端价（美元/千立方英尺） (20)图13：我国天然气管输费改革历史 (22)图14：改革后的准许总收入计算方法 (25)图15：天然气价格改革示意图 (30)图16：重庆燃气与燃气行业的PE（TTM）行情 (35)表1：天然气价格改革系列政策 (7)表2：天然气产业链梳理 (8)表3：我国天然气出厂价的演变 (9)表4：天然气定价部门 (10)表5：天然气定价机制梳理 (11)表6：放开非常规天然气和LNG价格的相关政策 (15)表7：我国天然气门站价相关政策梳理 (15)表8：通过天然气交易平台的市场化交易政策梳理 (18)表9：上海、重庆石油天然气交易中心概况 (18)表10：居民用气阶梯价格制度 (21)表11：居民用气消费增量占收入比例的敏感性分析（%） (21)表12：天然气管输成本的影响因素 (22)表13：我国天然气输气管道（老线）的统一运价 (23)表14：我国天然气管道部分新线的管输费 (23)表15：忠武线和陕京二线的“两部制”管输费核定 (24)表16：2016年天然气管道运输定价改革价格机制的对比 (25)表17：天然气跨省管道运输价格表 (26)表18：城市配气价格改革政策梳理 (27)表19：省级天然气短途管道运输和配气价格改革政策梳理（截至2018年1月底） (29)表20：深圳燃气主营业务盈利预测表 (32)表21：深圳燃气可比公司估值表 (33)表22：深圳燃气业绩预测和估值指标 (33)表23：重庆燃气主营业务盈利预测表 (34)表24：重庆燃气业绩预测和估值指标 (35)表25：陕天然气主营业务盈利预测表 (36)表26：陕天然气可比公司估值表 (37)表27：陕天然气业绩预测和估值指标 (37)表28：国新能源主营业务盈利预测表 (38)表29：国新能源可比公司估值表 (39)表30：国新能源业绩预测和估值指标 (39)1、投资聚焦1.1、研究背景天然气作为优质、高效的清洁能源之一，是能源供应清洁化的最现实选择。
天然气的定价机制
我国天然气的定价机制状况在垄断市场中，采用固定价格制度成了一种必然。
因此，我们天然气的价格也无法随着全国经济市场指数的波动而波动。
当然，当下我国经济平稳发展，市场波动不大，这种方式简单易操作，也不是不可取。
我国现阶段天然气定价方法主要采用“成本加成”的方法，即出厂的生产成本加上合理的利润构成了成本价。
众所周知，我国天然气中上游基本由中石油、中石化和中海油三家大型国有企业垄断。
政府这样做主要是为了控制其过分索取经济资源的剩余价值，保障人民的生活，稳定经济，使得全国天然气可以有一个长期合理稳定的出厂价。
但是这种方法通常只适合一个国家天然气业发展的初期阶段。
随着行业前进步伐的加快，出现的问题和弊端就越来越突出。
我国天然气的定价机制：天然气产业可分为上游生产、中游运输及下游销售三个环节。
其中中上游价格由国家发改委制定的，下游销售价则由地方发改委定价。
另外，从天然气的产业链上来看，天然气价格也体现为三个部分：出厂价格、管道运输价格和终端市场价格。
出厂价格加上管道运输价格形成了所谓的城市门站价，之后再加上城市输配费，才最终形成了终端市场价格。
即便是由政府直接定价的，政府还是有一定依据的。
是由天然气定价公式算出来的。
在加上人为的一些适当调整，构成了我国天然气的各种价格和最终成本。
可是选择的定价制度和定价方法不同，使用的公式也不一样，准确的说，并没有一个确定的公式可直接用。
下面是我国上游的出厂价公式和下游的终端消费分配公式的应用公式：（1）天然气上游的出厂价公式为：（I为投资额，r为投资回报率，Q为商品产量，C为操作成本和维护成本，T为各种纳税支出，t为年限。
）（2）天然气终端消费价计算公式如下：Pt= (a1P1/H1+ a2P2/H2+ a3P3/H3)N(式中：Pt为分地区分类天然气终端消费价，元/m3；P1、P2、P3为该地区分类用户天然气可替代能源终端销售价格，元/m3；H1、H2、H3为该地区分类用户天然气可替代能源平均热值，J/m3；N 为单位天然气热值，J/m3；a1、a2、a3为分类用户加权系数，根据可替代能源在该地区的消费结构确定，且a1+a2+a3=1。
2018年天然气行业分析报告
2018年天然气行业分析报告
一、行业主管部门、法律法规及产业发展政策 (2)
1、行业主管部门 (2)
2、行业法律法规 (2)
3、产业发展政策 (3)
二、行业规模与发展情况 (4)
三、行业供需状况 (4)
四、行业主要壁垒 (6)
1、气源壁垒 (6)
2、经营资质壁垒 (6)
3、资金壁垒 (6)
五、行业利润水平 (6)
六、影响行业发展的因素 (7)
1、有利因素 (7)
（1）国家政策支持 (7)
（2）天然气需求快速增长 (7)
（3）供给的地域性推动天然气液化业务发展 (8)
2、不利因素 (8)
七、行业技术水平及特点 (8)
八、行业特征 (9)
1、周期性 (9)
2、区域性 (9)
3、季节性 (9)
九、行业主要企业 (10)
一、行业主管部门、法律法规及产业发展政策
1、行业主管部门
天然气行业主要由国家发改委及各地发改委进行统筹管理，环境保护部门、土地管理部门、住房和城乡建设部门、安全生产监督部门、公安消防监督部门等其他政府部门分别实行专项管理。
2、行业法律法规
我国规范管理天然气行业的主要法律法规包括：。
陕西省物价局关于我省天然气价格有关问题的通知（2018）
陕西省物价局关于我省天然气价格有关问题的通知（2018）文章属性•【制定机关】陕西省物价局•【公布日期】2018.06.05•【字号】•【施行日期】2018.06.05•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】天然气,价格正文陕西省物价局关于我省天然气价格有关问题的通知各设区市物价局，杨凌示范区发展改革局，韩城市物价局，神木市物价局、府谷县物价局，陕西燃气集团公司，陕西延长石油集团公司，陕西省天然气股份公司，中石油天然气销售西部分公司，中石化天然气分公司，中石化华北油气分公司：为进一步深化资源性产品价格改革，理顺我省天然气价格，根据国家发展改革委《关于理顺居民用气门站价格的通知》（发改价格规〔2018〕794号）精神，结合我省实际，经省政府同意，现将我省天然气价格有关问题通知如下：一、及时理顺天然气上游门站价格按照国家规定我省居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，与非居民用气基准门站价格执行同价，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，实现居民用气与非居民用气价格衔接。
国家规定我省天然气基准门站价格，自2018年6月10日起统一调整为每立方米1.23元（含税，下同），今年居民用气基准门站价格暂不允许上浮，2019年6月10日后允许浮动。
二、重新核定省内天然气管道运输价格根据我省天然气管道运输定价成本监审和价格管理办法相关规定，结合国家调整上游门站价格的实际情况，自2018年6月10日起调整省天然气公司管道运输价格，实现居民用气与非居民用气管道运输价格并轨目标，调整后的省天然气公司供省内各城市天然气管道运输和门站价格见附件。
同步取消省天然气公司供加气母站（含城市管网转供的加气母站）用气在当地价格基础上每立方米加收0.2元的规定，加气母站与当地其他用户执行相同用气价格。
省局委托设区市物价部门核定的其他天然气管道运输价格也应按相关办法规定加快理顺。
河北省物价局关于理顺居民用气门站价格的通知-冀价管〔2018〕62号
河北省物价局关于理顺居民用气门站价格的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------河北省物价局关于理顺居民用气门站价格的通知冀价管〔2018〕62号各市（含定州、辛集市）发展改革委（物价局），雄安新区管委会，省内管输企业：为进一步深化资源性产品价格改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进天然气产供储销体系建设和行业持续健康发展，根据《国家发展改革委关于理顺居民用气门站价格的通知》（发改价格规〔2018〕794号）精神，结合我省实际，现就理顺居民用气门站价格、完善价格机制有关事项通知如下：一、理顺居民用气门站价格自2018年6月10日起，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按调整后的非居民用气基准门站价格水平安排，实现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。
方案实施时门站价格暂不上浮，实施一年后允许上浮。
目前居民与非居民用气门站价差较大的，此次最大调整幅度原则上不超过每立方米0.35元，剩余价差一年后适时理顺。
天然气增值税税率由11%降低至10%，我省非居民用气基准门站价格调整为每立方米1.86元。
具体基准门站价格见附件。
二、降低省内短途管道运输价格根据天然气增值税税率下调情况，自2018年6月10日起，对省内短途管道运输价格进行调整。
其中，河北中石油昆仑天然气有限公司管道运输价格调整为每立方米0.20元，黄骅中燃天然气输配有限公司管道运输价格调整为每立方米0.14元，华港燃气集团河间管道集输有限公司管道运输价格调整为每立方米0.165元。
河北省天然气有限责任公司管道运输价格另行下达。
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2018年国内天然气产业链解析及天然气各环节价格机制：
管输价、门站价、配气价
目 录
1.天然气概述 (3)
1.1. 清洁、低碳，消费量高速增长 (3)
1.2. 国内天然气产业链解析 (4)
1.1.1. 上游：巨头三分天下，民营企业渐兴 (4)
1.1.2. 中游：上游优势渗透主干网线铺设 (5)
1.1.3. 下游：特许经营权+自然垄断 (6)
1.2. 天然气各环节价格机制进一步理顺 (7)
1.2.1. 管输价：准许成本加合理收益 (7)
1.2.2. 门站价：市场净回值法 (8)
1.2.3. 配气价：准许成本加合理收益 (9)
2.国内产需不平衡，缺口日趋扩大 (9)
2.1. 政策不断加码，天然气消费高增长 (9)
2.2. 国内供给稳定，供需缺口日趋加大 (10)
3.进口依赖度不断上升，进口 LNG 优势突出 (13)
3.1. 天然气进口量逐年增加，进口依赖度不断上升 ........................ 13 3.2. 进口LNG 占据进口气半壁江山.. (14)
4.投资建议 (16)
5.核心风险............................................................................................... 17 [Table_Directory]
[Table_ComData]。