投資摘要：
本篇報告作為天然氣專題系列報告的第三篇，從我國天然氣定價機制的改革出發介紹了當前天然氣產業鏈各個環節的定價水平。同時深入剖析了美國天然氣市場化改革的歷史進程并揭示了其發展規律，并對我國未來天然氣行業堅定不移向市場化邁進的發展進行了展望。
美國天然氣產業市場化啟示：市場化有利于產業良性發展，通過市場競爭促進產業進步，降低居民用氣成本。美國天然氣市場經歷了低監管搞壟斷、政府過度監管、監管逐步放開、充分市場化四個階段。事實證明政府的過度監管會損害生產商或用戶的利益，導致價格壟斷或是生產商發展積極性不足。而在天然氣市場消除壟斷、充分實現市場化的過程中，雖然在發展過程中天然氣價格會經歷較大波動，但是市場的充分競爭促進了生產企業的技術研發，行業的優勝劣汰。充分實現市場化之后，企業盈利增長、市場新參與者不斷增加、技術實現突破、產量上升成本下降的正向反饋機制的形成，在頁巖氣革命之后實現了居民用氣成本的不斷下降。
我國天然氣定價現階段“管住中間，放開兩頭”的定價機制有待完善。目前我國天然氣價格根據生產環節不同依次為出廠價、管輸費、門站價、配氣費和終端價格。中間管輸環節收取的費用于2016年由發改委明確按照“準許成本加合理收益”的原則制定，隨著國家管網公司的成立這部分定價將會遭受到嚴格的監管，利于上下游的公平競爭。但是與此同時，天然氣出廠價格和終端銷售價格的市場化仍待完善。部分進口管道氣和非常規氣依然存在著和門站價格倒掛的現象，生產企業盈利水平沒有保障，影響企業生產積極性。終端售氣價格依然區分居民用氣和非居民用氣，非居民用氣售價通常高于居民用氣，極易導致居民用氣供氣不足現象的發生，不利于保障和改善民生。
堅定不移向市場化邁進，中國天然氣市場和產業將迎來新的發展機遇。天然氣市場化進程將逐步推動燃氣生產、供應、儲備、運輸、銷售這五大環節的不斷優化，促進天然氣產供銷體系健康協調發展新格局。與發達國家天然氣市場相比，我國天然氣市場在生產商數目、長輸管道里程、儲氣庫數目和天然氣交易中心等各個方面處于全面落后地位，發展潛力巨大。隨著天然氣售價的市場化，上游勘探開發市場將充分競爭，有利于逐步降低開采成本。對于有一定技術和資源積累的非常規氣開發企業形成重大利好。下游門站價格將放開，價格趨于合理，用戶選擇權得到提升，有利于促進終端需求增長。利好優質城燃企業。中間環節，有利于促進管網建設，改善管網投資建設效益。利于管網建設工程公司。
投資策略：建議聚焦天然氣上、中、下游各環節，關注天然氣全產業鏈高質量發展的新機遇。
風險提示：行業政策出現重大變化、油氣價格大幅波動、終端需求不及預期。
1. 天然氣定價受到氣源、運輸和國家政策三方面影響
1.1 我國天然氣分類：常規氣占主要部分，非常規氣快速發展，進口LNG為重要補充
在我們之前發布的天然氣行業系列報告之供給篇中介紹了，目前我國消費的天然氣主要有三個來源：國產天然氣、進口管道氣、進口LNG。2018年我國天然氣消費量為2830億立方米，國產天然氣產量僅為1615.3億立方米，對外依存度高達42.5%。我國國產天然氣又可以分為國產常規氣與非常規氣（主要包括頁巖氣、煤層氣等）。目前我國天然氣產出仍以常規氣為主，2018年我國常規氣開采量為1454.99億立方米，占開采總量的90%。
1.2 天然氣運輸方式：管道運輸占主體，槽車運輸為補充
目前我國采用的天然氣輸送方式主要包括管道運輸（PNG）、液化天然氣運輸（LNG）。在陸地上，管道運輸的方式最為穩定有效，適宜大規模輸氣。
天然氣長輸管道蓬勃發展，全國性管網逐步形成。根據天然氣發展十三五規劃，十三五期間，新建天然氣主干及配套管道4萬公里，2020年總里程達到10.4萬公里。隨著西氣東輸三、四、五線的完善，陜京四線等管道的建設，我國“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供氣格局已經初步形成，互聯互通相關工作正在全面開展。2019年12月9日國家管網公司的掛牌成立，將進一步促進天然氣管道建設。
LNG接收站建設加速，刺激LNG槽車運輸業務發展。根據我們先前發布的天然氣行業系列報告之供給篇，我國未來1-2年內規劃建設的LNG接收站項目有19個，預計增加的LNG接受站接受能力換算為體積845億立方米/年，而2018年我國進口LNG僅為734.5億立方米，未來隨著天然氣供需缺口的進一步擴大，三桶油與終端燃氣公司紛紛加大LNG進口規模，必將進一步拓展LNG槽車業務的發展空間。
2. 我國天然氣定價市場化進行時
2.1 我國天然氣定價機制變遷：政府管控逐漸放開
我國天然氣定價依次經歷了單一井口價、政府定價、政府指導定價這幾個階段，從趨勢上看，政府對價格的管控逐漸放開，天然氣市場化程度逐步提高。
第一階段（1993年前）：我國對天然氣井口價實行政府定價。為鼓勵天然氣消費，對天然氣實行低價政策。低價政策造成天然氣產業投資不足，天然氣產量滑坡的局面，為加快天然氣工業的發展，我國開始逐步提高天然氣井口價，并于1982年4月對四川省天然氣率先實行“常數包干政策”。1987年4月，國務院決定將“常數包干政策”推廣至全國。
第二階段（1993-2005）：我國對天然氣價格實行政府定價和政府指導定價。這一時期，我國對天然氣價格做了一定幅度的上調。1993 年我國實行了企業自銷天然氣的價格政策，1994年進一步調整了企業自銷天然氣價格：國家規定中準價，允許企業自銷天然氣價格可圍繞中準價上下浮動 10%。2002 年我國將天然氣凈化費與井口價進行了合并，統稱為天然氣出廠價。
第三階段（2005-2011）：我國對天然氣出廠價格統一實行政府指導定價。2005年12月我國將天然氣出廠價格歸并為兩檔價格（一檔氣與二檔氣）。2010年5月，國家發改委發出通知，再次提高天然氣出廠價格，合并一檔氣與二檔氣，擴大天然氣出廠價格的浮動幅度。
第四階段（2011-今）我國天然氣價格開始市場化改革之路。2011年12月，我國開始在廣東、廣西開展天然氣價格形成機制改革試點，將天然氣定價方法由“成本加成法”改為“市場凈回值法”，建立門站價與可替代能源掛鉤的機制。2013年，我國對天然氣門站價實行最高上限價格管理，并且對非居民用氣區分存量氣與增量氣。2015年我國理順非居民用氣門站價格，實現增量氣與存量氣并軌，并且將非居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理。2018年我國理順居民用氣門站價格，將居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理，實現與非居民用氣價格并軌，以后在門站環節將不再區分居民用氣與非居民用氣。2019年11月4日，發改委印發《中央定價目錄》（修訂征求意見稿），天然氣門站價從中央定價目錄中被移除。
2.2 現階段我國天然氣定價機制：管住中間，放開兩頭
目前我國天然氣價格根據生產環節不同依次為出廠價、管輸費、門站價、配氣費和終端價格。其中門站價為出廠價與長輸管輸費之和，終端用戶用氣價格為門站價與配氣費之和。
2.2.1 出廠價：由“市場凈回值法”確定，不同種類氣源盈虧差異較大
我國天然氣出廠價主要包括井口價與凈化費兩部分，其中井口價為天然氣被開采出時的價格，凈化費指在天然氣進入干線管道前，除去天然氣中的塵粒、凝析液、水及其他有害組分所需的費用。據上文所述，目前我國天然氣出廠價采取“市場凈回值法”確定，即在確定的天然氣門站價的基礎上，扣除一定的管輸費，確定出天然氣出廠價。由于不同種類氣源開采難度不同，從而成本差異也較大，在統一門站價格約束下盈虧各異。
常規氣：開采歷史久，開采成本低
常規氣指由由常規油氣藏開發出的天然氣，其在地層條件下呈氣態或者溶解于油、水中，在地面標準條件下只呈氣態。自上世紀50年代我國對四川盆地的氣田進行規模化開發以來，常規氣的開采技術已得到長足發展，常規氣開采成本也降至相對較低水平。根據中石油中石化披露，我國常規天然氣單位產氣成本處在0.7-1.2元/方之間。
頁巖氣：國家補貼高，開采成本高，發展前景廣闊
頁巖氣指賦存于以富有機質頁巖為主的儲集巖系中的非常規天然氣，根據國際能源信息署（EIA）年發布頁巖氣資源評估報告，我國頁巖氣可采資源量達31.57萬億立方米，開采前景廣闊。為鼓勵頁巖氣產業的發展，我國對天然氣開采實行財政補貼，2019-2020年的補貼標準為0.2元/方，并且給予資源稅減征30%的政策優惠。
頁巖氣開采技術難度大、目前成本相對較高。我國頁巖氣產業仍面臨開采成本較高的困境，主要原因在于我國頁巖氣埋深大多位于3000米以上，且具有儲層類型多樣、構造作用強、儲層橫向展布差異大等特點，相較于北美對于開采技術的要求更高，難以復制北美的開采模式。涪陵氣田是我國最大的頁巖氣田，其鉆井、壓裂等關鍵裝備和配套工具已全部國產化，氣田的開發和建設成本大幅度降低，根據中石化披露的數據，涪陵氣田單位采氣成本約為0.9元/方，仍高于美國頁巖氣平均單位采氣成本折算后約合0.7元/方的成本水平。而我國其余氣田由于開采技術、規模方面的差異，難以完全復制涪陵氣田模式，單位采氣成本更高，目前我國頁巖氣單位采氣成本處在0.9-1.8元/方之間。
煤層氣：補貼力度大，不同地區開采成本差異大
煤層氣是儲存在煤層中、以甲烷為主要成分的非常規天然氣，俗稱“瓦斯”。受“富煤、貧油、少氣”資源稟賦的影響，我國煤層氣資源儲量豐富，僅2000米以內的淺層煤層氣儲量就達到36.81萬億立方米，位居世界第三。煤層氣可能是最貼合我國能源稟賦的非常規氣資源。
煤層氣補貼力度大。為鼓勵煤層氣的開發利用，財政部決定在“十三五”期間將補貼標準提高到0.3元/方的水平，除去中央補貼，部分省份也出臺了相關的補貼政策支持煤層氣發展，以山西省為例，山西省財政按0.1元/方的價格撥付省級配套資金對煤層氣開采給予補貼。
煤層氣不同地區開采成本差異大，部分區塊僅有0.6元/方。煤層氣比頁巖氣開發更早、產業化進程更成熟，且煤層氣比頁巖氣的埋深更淺，煤層比巖層硬度小更易壓裂，導致煤層氣整體開采成本較頁巖氣更低。根據煤層氣龍頭藍焰控股(8.820, 0.12, 1.38%)披露的經營數據，2018年其平均單位產氣成本為1.29元/方；另一煤層氣開發領先企業亞美能源披露的經營數據則顯示，2018年其煤層氣平均銷售價格為1.64元/方，而平均單位產氣成本可降低至0.7元/方，與常規氣田相當。不過各地的地質條件千差萬別，抽采成本也相差很大，即便是亞美能源內部，馬必區塊的單位產氣成本也高達1.72元/方，遠高于潘莊區塊0.59元/方的成本水平。
煤制氣：生產成本高，市場競爭力欠缺
煤制氣是以煤為原料經過加壓氣化后，脫硫提純制得的含有可燃組分的氣體。在我國“富煤、貧油、少氣”的能源稟賦下，煤制天然氣本應成為彌補我國天然氣供需缺口的重要來源，但在目前投入生產的四個煤制氣項目中，僅有以LNG形式銷售的內蒙古匯能項目盈利，其余三個借助管網銷售的項目均深陷上游煤炭成本高、中游運輸管網壟斷、下游氣價低等困境，出現長期虧損，缺乏生產熱情。先行者的困境直接導致行業彌漫著濃厚的觀望情緒，產業發展緩慢。
煤制氣生產成本高。以新疆慶華為例，如果煤價按照160元/噸計算，煤制氣僅生產成本就要1.1—1.2元/方，由于新疆慶華自身持有煤礦資產，煤價成本與其它同類項目相比具有一定的價格優勢。而大唐克旗項目由于利用的是錫林郭勒、赤峰等地生產的褐煤，原料成本更高，單位產氣成本高達1.7-1.9元/方，生產成本遠高于新疆慶華。除卻原料成本，有效處理生產過程中產生的大量污水從而達到環保標準，也是煤制氣企業需要考慮的問題。從目前運行情況看，煤制氣實際生產成本較高，生產企業市場競爭力不足。
2.2.2 管輸費：國家管控，趨向公平合理
天然氣管輸費指借助干線管道運輸天然氣而向管道運輸企業支付的費用。截至2017年底，我國長輸天然氣管道總里程達到7.7萬km，其中中石油所屬管道占比約69%，中石化占比約8%，中海油占比約7%，三桶油總占比達84%，存在很強的壟斷性。
2016年發改委明確天然氣管輸費按照“準許成本加合理收益”的原則制定，準許收益率按照管道負荷率不低于75%的水平下，稅后全資收益率為8%的標準確定。參照“價格管理辦法”，發改委于2017年公布了13家天然氣管道運輸企業經過核定后的管道運輸價格。總體來說，我國的管輸費呈現出“一企一價”或“一線一價”的特點。
當前價格水平整體較為合理，部分管線受成本和運力影響管輸成本偏高。受管徑和運輸能力的影響，不同管道的價格水平存在著一定的差異，比如山西通豫煤層氣輸配有限公司和張家口應張天然氣有限公司在建設管道時，由于運輸距離較短，沿線需求小，選用較小管徑的天然氣管道，運輸氣量小，單位成本高，導致其管道運價要高于其余企業。總體來看，經過此次核定，13家企業管道運輸平均價格比之前下降15%左右，整體價格水平較為合理。
未來價格水平會愈發公平。“價格管理辦法”規定管輸費與管道負荷率掛鉤，在管道負荷率低于75%時，管輸企業的實際收益率會低于8%的準許收益率，這將推動管輸企業主動將管道向第三方開放，提高管道運輸效率。隨著國家管網公司的掛牌成立，三桶油所屬的干線管道資產將逐步剝離至管網公司，未來管網公司將公平公正地向上游開采企業開放管道，真正實現管輸和銷售的分離，為我國天然氣交易的市場化奠定基礎。
2.2.3 門站價：各地門站價存在差異，部分非常規氣和進口管道氣均存在價格倒掛現象
天然氣門站指的是長輸管道線終點配氣站，也是城市接收站，具有凈化、調壓、儲存功能。天然氣門站價是天然氣門站將經管道傳輸來天然氣出售給下游燃氣公司的價格。當前我國天然氣門站價仍實行政府指導價，即對門站價實施基準門站價格管理：國務院價格主管部門通過與可替代能源掛鉤的機制確定一個基準門站價，供需雙方可以基準門站價格為基礎，在上浮20%、下浮不限的范圍內協商確定具體門站價格。在門站環節上，我國不再區分居民用氣與非居民用氣。
由于各省（直轄市、自治區）的天然氣資源稟賦不同，與天然氣氣源的距離不同，運輸的成本存在差異，因而各地的天然氣門站價存在一定差異。總體上，各地的天然氣門站價均位于2元/方左右，其中陜西、新疆等省份是氣源地，因此門站價略低。
進口管道氣存在價格倒掛現象。由于我國天然氣存在較大的供需缺口，而天然氣供應事關民生等領域，因此進口管道氣的供應便顯得尤為重要。為了保障進口管道氣的穩定供應，我國與出口國通常采取長協價格進行交易，導致我國進口管道氣與門站價之間存在價格倒掛的問題。以中緬天然氣管道為例，我國與緬甸簽訂的合同價格處在2.2-3.3元/方之間，而中緬天然氣管道經過的第一個國內省份云南省的門站價基本上都在2元/方以下，因此負有保供任務且負責進口的中石油便承擔了這一部分損失。
部分非常規氣存在價格倒掛現象。我國非常規氣的氣源地的大多集中在西南、西北地區，經濟發展水平較低，人口密度低，當地需求極為有限，在滿足當地需求的基礎上，開采企業只能通過管道將天然氣輸送至東部地區，經由天然氣門站銷售，而非常規氣的開采成本普遍較高，從而導致價格倒掛現象的出現。
我們選取了四個能代表各類天然氣行業平均開采成本的氣源，核算其銷售成本并與目標市場門站價做比較：
長慶油田是我國第一大油氣田，其天然氣產量占全國總產量的四分之一，主要運輸長慶油田出產天然氣的陜京管道更是承擔著京津冀的保供任務；
大唐克什克騰煤制天然氣（大唐克旗）項目是我國首個煤制天然氣示范項目，其生產的煤制氣主要輸往北京；
藍焰控股是我國煤層氣行業的龍頭企業，2018年其煤層氣產量與煤層氣利用量分別占全國的27.05%和23.47%，其生產的煤層氣主要銷往山西與河南等周邊省份；
目前我國的頁巖氣生產基地主要有中石油的委員會-長寧頁巖氣示范區與中石化的涪陵頁巖氣田，“兩桶油”生產的頁巖氣在滿足周邊地區需求的基礎上主要通過管道銷往上海等東部沿海地區。
表7：國產氣成本核算
非常規氣成本過高，利潤空間狹窄甚者消失。在只考慮開采成本與管輸成本，不考慮補貼與其他因素的情況下，頁巖氣與煤層氣的單位成本分別達到1.965元/方與1.634元/方，十分接近當地的門站價，利潤空間極為狹窄；而煤制氣行業則處在虧損之中，僅生產與管輸成本就高達2.271元/方，遠高于1.86元/方的門站價。自2015年以來，煤價上漲了近100%，而門站價則下跌了20%左右，成本倒掛的情況進一步加重，煤制氣企業陷入了漫長的虧損期。
個別管線管輸費用過高。由于目前我國煤層氣、煤制氣產量相對較低，因而外輸管道的管徑與西氣東輸、陜京線等干線管網有較大差距，管輸費用較高。以煤層氣外輸管道沁水-博愛為例，煤層氣輸送98km的成本反而高于常規氣經陜京線輸送近1000km的費用，這對產氣成本本就高于常規氣的煤層氣開采企業造成了極大的負擔，不利于構建公平競爭的天然氣產業。
未來補貼水平會進一步下降甚至取消。為支持頁巖氣等非常規氣的發展，當下我國制定了一系列的補貼優惠政策，隨著產業的發展，國家會逐步下調補貼水平直至取消，非常規氣與常規氣將回到同一起跑線上，加之我國天然氣價格市場化改革不斷深入,未來門站價格取消、氣價完全放開是必然趨勢，如何改進生產技術、降低生產成本，成為頁巖氣、煤層氣開采企業迫切需要解決的問題。
2.2.4 配氣費：國家管控，逐步規范
城鎮管道燃氣配氣費，是指一定區域內城鎮燃氣企業通過城鎮燃氣管網向用戶提供燃氣配送的服務，由此向用戶收取的費用。
2017年發改委規定，按照“準許成本加合理收益”的原則制定城燃公司配氣費，準許收益率為稅后全投資收益率，按不超過7%確定。2018年，全國所有省份均出臺了配氣價格監審政策方案。2019年國家進一步要求合理確定城鎮燃氣工程安裝收費標準，原則上成本利潤率不得超過10%，取消城鎮燃氣工程安裝不合理收費。
同一區域內多種企業并存，企業逐步向監審標準靠攏。我國燃氣配送領域市場主體異常復雜，既有中石油、中石化、華潤等國資委直屬央企，又有地方國有企業，還有外資港華燃氣等，不同企業建設管道采用的材料、技術規范不同，因而經營成本各異，差異較大，且不同企業所屬管道交叉重疊，相互間都難以理清，不僅導致管道利用效率低下，還帶來諸多管理和安全風險；另一方面，為了方便獲得地方政府和中介的認可確認，避免雙方理解認識上的困難和誤差，燃氣公司必然會調整業務板塊規劃、生產經營統計等一系列制度、方法，主動向監審標準靠攏，即企業與監審的趨同化。
國家嚴格管控，行業平穩發展。從燃氣公司自身的角度分析，隨著國家對燃氣公司配氣成本、準許收益的監管趨于嚴格，燃氣公司將主動提升自身專業化水平，控制營運成本，未來我國天然氣配氣費將逐步趨于合理；從上下游聯動的角度分析，隨著國家管網公司的成立，管道將公平公正地向上下游企業開放，燃氣公司可以與多個上游開采企業進行談判，選擇最適合的上游企業進行交易。
總體來看，天然氣的供應事關民生，燃氣行業呈現出向準公用事業化的轉變的態勢。
2.2.5 終端價：區分居民用氣與非居用氣，不利于公平競爭
終端價指終端用戶用氣價格。現階段我國在天然氣門站層次不區分居民用氣與非居民用氣，但是燃氣公司在銷售時仍區分居民用氣價格與非居民用氣價格，其中居民用氣價格實行階梯價格。總體來說，我國非居民用氣價格普遍高于居民用氣價格。
非居民用氣價格較高，不利于市場公平競爭。通過比對四個直轄市以及13個省會城市的居民與非居民用氣價格，我們不難發現絕大多數城市非居民用氣價格要高于居民用氣價格，出于追求利潤的目的，城燃企業更愿意以較高的價格將天然氣出售給非居民用戶，極易導致居民用氣供氣不足現象的發生，不利于保障和改善民生。未來居民用氣與非居民用氣價格將趨于統一，真正實現居民與非居民用氣價格的并軌，實現市場公平競爭。
2.2.6 價格趨勢：城市燃氣價格尚有提價空間
城市燃氣價格有提高空間。雖然城市燃氣屬于民生行業，居民用氣價格不宜過高，但我國經濟依然處于較快增長區間，居民人均可支配收入不斷提高，對燃機價格上漲的體驗逐漸不明顯。根據《價格法》，政府定價的重要考量因素是城鎮居民可支配收入，按居民平均用氣量60立方米/年和低收入用戶可支配收入的3%作為居民燃料開支上限計算，居民可接收天然氣價格為5.7元/立方米，大幅高于現行水平。
3. 美國天然氣市場發展經驗解讀
3.1 美國天然氣市場現狀：參與主體多，高度市場化，實現能源自給
美國頁巖氣占比高，對外依存度低。21世紀以來，隨著水平井技術和水力壓裂技術的成熟，頁巖氣開采成本大幅下降，美國頁巖氣發展速度極為迅速，根據美國能源信息署（EIA）公布的數據，2018年12月美國頁巖氣產量占天然氣產量的70%，而在2008年12月這一數據僅為16%。獲益于頁巖氣的大開發，美國天然氣對外依存度逐年降低，2017年美國自1957年來首次成為天然氣凈出口國，已實現能源自給。
市場參與主體多，價格形成機制高度市場化。美國天然氣市場處于完全競爭狀態，所有的天然氣企業均為私營公司，天然氣價格完全由市場形成。
勘探市場完全競爭。與我國“三桶油”壟斷上游勘探開發市場不同，目前全美約有6300位天然氣生產商，排名前40位的生產商產量占全美總產量的一半左右，每個廠商的份額占比很小，絕大多數天然氣生產商是中小企業。充分競爭的勘探市場給中小企業提供了充足的發展空間，也促進了美國頁巖氣革命的發生。
管道建設高度發達，管輸與生產、銷售分離。美國管輸費用主要采用“兩部法”的定價方法。截至2018年底，美國共計修建了長達55萬千米的輸氣管道，而我國長輸管道里程僅有7.7萬千米。目前美國共有109個州際管道系統，占長輸管道總長度的71%，由美國聯邦能源委員會管理; 有101個州內管道系統，分別由美國各州管理委員會管理，各個管道管輸價格受到政府嚴格監管且管輸企業不得參與上下游業務，管道公司聚焦管輸主業有助于推動上下游市場充分競爭，優化資源配置。
儲氣設施規模化。與管輸價格一樣，儲氣服務價格同樣受到政府的嚴格監管。美國已建成419座儲氣庫，工作氣量約1200億方，可滿足居民接近20年的燃氣需求，而我國儲氣庫工作氣量2015年僅有55億方，根據“十三五規劃”到2020年也僅有148億方。除卻管道公司與城燃公司所屬的儲氣運營商以外，美國還出現了45家獨立的專業儲氣庫公司，這些獨立儲氣庫公司只經營儲氣服務，不涉及管輸與現售業務。事實上，規模化的儲氣庫能夠有效解決天然氣需求的的季節性不平衡，提升管道運行效率，保障國家能源安全。
天然氣交易中心為價格市場化提供保障。目前美國共有23個交易中心，為天然氣市場交易提供樞紐服務，而我國僅有上海、重慶與西安三個天然氣交易中心。天然氣交易中心作為市場各方信息交換和需求匹配的平臺，促進和健全了天然氣價格形成機制和體系的市場化，優化了天然氣市場資源配置效率。
3.2 美國天然氣市場演變：消除壟斷、逐步實現市場定價
回顧美國天然氣市場化轉變的歷程，無疑給我們樹立了一個良好的參考對象。整體而言美國天然氣市場通過四個階段的轉變，逐步消除壟斷、實現市場化定價模式，獲得了良性發展。
第一階段（1938年以前）：政府監管程度低，管道公司價格壟斷。由于聯邦政府與州政府均缺乏對跨州管道業務的監管，管道公司同時兼具買方與賣方的雙重壟斷地位，能夠以低于市場競爭性的價格向上游生產商購買天然氣，再以高于市場競爭性的價格向下游出售天然氣，損害生產商與用戶的利益。
第二階段（1938-1977）：政府過度監管，直接控制管輸費用與州際管輸氣井口價。由于對跨州管道公司濫用市場壟斷地位的行為不滿，1938年聯邦電力委員會（FPC）開始對州際管道建設實施市場準入管理并制定州際管道的管輸費率；在管輸費率被監管的情況下，天然氣井口價由管道公司直接轉嫁給終端用戶，過高的井口價很容易抵消終端用戶受到的其他價格保護，因此自1954年聯邦電力委員會開始直接制定跨州銷售天然氣的井口價格。70年代第一次石油危機帶動天然氣價格一并上漲，雖然跨州運輸的天然氣井口價與管輸費受到嚴格管控，但州內銷售的天然氣卻不受價格管制，因而天然氣生產商不愿進行跨州銷售，導致部分州出現天然氣供應短缺問題。
第三階段（1978-1991）：政府監管逐漸放開，天然氣管輸與銷售分離。為提高廠商跨州銷售的積極性，1978年美國政府開始放開天然氣井口價格，規定了各個氣源的價格上限；為促進產業鏈各環節充分競爭，實現價格形成機制的市場化，1985年聯邦能源管理委員會允許管道公司在自愿的基礎上可在設定的收費區間內自主定價為用戶提供管輸服務；1989年美國政府徹底結束對天然氣井口價格的管制，實現州內和州際天然氣市場的融合；1992年聯邦能源管理委員會規定管道公司必須將管道輸送服務和天然氣銷售分開，任何用戶都可以自由地選擇管道運營商與天然氣經銷商，即管輸銷售的分離。
第四階段（1992-今）：完全的市場化，頁巖氣飛速發展。天然氣的放松管制政策，使得油氣企業不必再擔心價格扭曲的問題，為油氣公司中長期勘探投資提供了有效激勵；充分競爭的市場結構，也為中小型油氣企業提供了充足的發展空間；加之近二十年國際油價大幅上漲，頁巖氣技術的突破，促成了美國的頁巖氣革命。
3.3 美國天然氣產業發展啟示：市場化有利于產業發展、降低用氣成本
美國天然氣產業發展的歷史，向我們展示了市場化作為一個正向的反饋機制是可以促進產業良性發展、降低居民用氣成本的。雖然在發展過程中天然氣價格會經歷較大波動，但是充分競爭市場下促進生產企業進行技術研發優勝劣汰，并最終在頁巖氣革命之后實現了居民用氣成本的下降。
美國天然氣價格波動幅度大。自1992年美國天然氣產業進入全面市場化發展階段以來，美國天然氣價格擺脫原本平穩波動的走勢，呈現出一定的波動性。天然氣價格在反應價值的基礎上，受供需的影響越來越大，天然氣價格波動幅度也越來越大。
2000-2001年美國遭遇冷冬，采暖用氣需求量大幅提升，導致天然氣價格急劇上升。自2002年起國際油價的持續上移帶動氣價上漲，且2007年下半年至2008年油價的強勢上攻推動氣價至歷史高位，同期頁巖氣產量迅速釋放，在頁巖氣產量井噴的帶動下,美國的天然氣產量急劇上漲，2008年頁巖氣產量僅為599億方，而2018年頁巖氣產量高達7560億方，天然氣產量的提升帶動氣價逐步下跌。
市場參與者多，促進產業迅速發展。美國頁巖氣革命的產生與中小企業的開拓密不可分，據統計美國頁巖氣產業中涉及8000多家油氣公司、油服公司以及設備供應商，其中7900家是中小企業，中小企業雖然資金實力較弱，但擁有專業的勘探技術，可致力于頁巖氣的勘探并率先進入勘探的前沿領域。
這些中小企業雖然在規模上與埃克森美孚等油氣巨頭小的多，但其決策更為靈活，且一般僅從事上游的勘探開發業務，敢于推動原有的常規氣的勘探開發向非常規能源轉移，一旦成功便可獲取豐厚的回報，進而再向勘探領域投資，從而形成一個良性的循環，促進天然氣產業迅速發展。
市場充分競爭，居民用氣成本下降。在供應端充分競爭的市場環境下，下游用戶可以自由選擇最適合的生產商，價格扭曲被消除；而頁巖氣開采技術的成熟進一步降低了天然氣開采成本；加之頁巖氣開發井噴，產能暴漲，在剔除通貨膨脹因素后，美國天然氣城市價總體上呈下降態勢，居民用氣成本逐步降低。
4. 我國天然氣產業發展展望：堅定不移向市場化邁進
4.1 上游勘探市場充分競爭，開采成本逐步下降
油氣勘探領域是公認的油氣產業鏈中利潤最豐厚的領域，由于歷史原因我國天然氣探勘開采市場形成了壟斷色彩濃厚，較為封閉的行業格局。隨著我國上游市場逐步放開，民營企業與外資企業的進入有助于推動我國非常規氣開采技術的進步與成本的下降，未來我國上游勘探開采市場將出現各類市場主體充分競爭的局面。
目前我國非常規氣資源與產能嚴重不匹配，隨著社會資本的進入，產能的開發，未來我國天然氣會自給能力逐步提高，但從短期來看，我國非常規氣蘊藏由于地質條件的限制，開采成本較高且開發周期較長，難以彌補我國越來越大的天然氣能源缺口，而我國常規氣資源本不豐裕，開采綜合難度低的優質氣田早已被“三桶油”瓜分殆盡，因而在一定時期內，進口LNG仍是我國天然氣供應缺口的主要補充。
從美國的經驗來看，隨著上游市場充分競爭格局的形成，頁巖氣開采技術的進步，頁巖氣采氣成本有望降至與常規氣相當的層次，而我國煤層氣、頁巖氣等非常規氣的生產成本仍然較高，還存在一定的成本壓縮空間。隨著我國頁巖氣、煤層氣等非常規氣開采技術逐漸成熟，天然氣氣藏得到充分開發，我國天然氣對外依存度高的局面能得到極大緩解。
4.2 管網公司成立促進產業良好發展
在“管住中間，放開兩頭”的體制架構下，合理公平的管輸價格對于消除“三桶油”對勘探開發領域的壟斷、推動上游油氣資源多主體多渠道供應，促進下游銷售市場充分競爭顯得尤為重要，國家管網公司的掛牌成立便是深化油氣體制改革的重要一環。國家管網公司聚焦輸送主業，通過對全國干線管網進行調度，制定合理的費用體系，真正實現管道的“全國一張網”和公平開放，徹底解決干線管道不互聯互通、管輸資源浪費等問題。
預計未來我國管輸費將實行“兩部制”定價機制。“兩部制”更滿足天然氣市場化的要求。用戶向管道公司繳納容量費，體現了用戶與管輸企業權利與義務的對等關系，有利于充分利用利用管輸能力，而管輸能力的充分利用又有助于提高管輸系統負荷、降低單位輸氣量成本，進而降低管輸價格水平。
管網公司并入“三桶油”管道資產后，管網公司在中游管輸層面的壟斷地位將無可撼動，但是管網公司是否會形成新的壟斷？未來如何監管管網公司運作仍是我們需要注意的問題。管網公司雖已掛牌成立，可管道資產一直都是“三桶油”的優質資產，管道資產徹底從“三桶油”剝離仍面臨重重困難，因而短期內管網公司難以順利投入運營。
4.3 天然氣門站價逐步放開，價格趨于合理
長期以來，由于煤層氣、煤制氣等非常規氣生產成本較高，而非常規氣氣源地大多位于中西部地區，周邊地區需求量相對有限，生產企業只能通過管道經天然氣門站銷售，而天然氣門站價收到國家嚴格管控，因此出現了較為嚴重的價格倒掛現象。而天然氣門站價格取消中央政府定價，未來天然氣門站價徹底放開，交易雙方根據供需來商討價格，煤層氣、煤制氣等非常規氣的價格倒掛現象得到一定的緩解；同時提升不同類型主體參與市場的積極性，激發市場活力，最終提高我國天然氣資源配置的效率。
《中央定價目錄》（修訂征求意見稿）補充中指出，其他國產陸上管道天然氣和2014年底前投產的進口管道天然氣門站價格，暫按現行價格機制管理，即短期內，國產常規氣與2014年底前投產的進口管道氣門站價仍受國家管控，而我國天然氣供應中，國產常規氣與進口管道氣占比較高，因此本次征求意見稿對現象的價格機制影響不大，但釋放出我國天然氣價格市場化勢在必行的信號。
5. 投資建議及重點企業介紹
堅定不移向市場化邁進，中國天然氣市場和產業將迎來新的發展機遇。天然氣市場化進程有利于深化供給測和需求側改革，吸引更多市場參與主體。同時天然氣市場化進程有利于改革優化生產、供應、儲備、運輸、銷售五大環節，促進天然氣產供銷體系健康協調發展新格局。與發達國家天然氣市場相比，我國在生產商數目、長輸管道里程、儲氣庫數目和天然氣交易中心等各個方面處于全面落后地位，發展潛力巨大。建議聚焦天然氣上、中、下游各環節，關注天然氣全產業鏈高質量發展的新機遇。主要體現在以下三個方面：
隨著天然氣售價的市場化，上游勘探開發市場充分競爭，有利于逐步降低開采成本。同時將吸引包括外商和民營資本在內的更多市場主體參與國內上游勘探開發環節，中游環節的運輸效率提升和下游環節的需求釋放也將促使原有的上游開發主體加大勘探開采力度。對于有一定技術和資源積累的非常規氣開發企業形成重大利好。
下游門站價格放開，價格趨于合理，提升用戶選擇權，有利于促進終端需求增長。上游環節提供更充分的氣源供給，用戶選擇權得以提高，有助于提升市場活力和競爭程度。利好優質城燃企業。
中間環節，有利于促進管網建設，改善管網投資建設效益。利于管網建設工程公司。
5.1 中國石化(4.760, 0.05, 1.06%)（600028.SH）
公司目前是我國國內第二大油氣生產商，2019年前三季度天然氣產量達 219億立方米，同比增長8.4%，天然氣項目已經成為公司新的業績增長點。除常規天然氣外，近年來公司加快頁巖氣產業布局，旗下的涪陵頁巖氣田已成為除北美外全球最大的頁巖氣田；同時公司還在加快管輸、儲氣等相關配套項目投資，新粵浙管道工程、鄂安滄輸氣管道項目均投入建設，文23儲氣庫則是中國中東部地區最大在建儲氣庫。目前公司業績穩定，分紅率高，2018年公司現金分紅達508億元，股利支付率高達81%。
5.2 新天然氣(39.260, 1.39, 3.67%)（603393.SH）
公司主要經營城市天然氣的輸配與銷售業務，是新疆地區主要的城燃企業，特許經營區域已覆蓋新疆地區8個市（縣、區）。2018年9月公司完成對港股上市企業亞美能源的收購，亞美能源是全國領先的煤層氣開采企業，旗下的潘莊區塊2018年產量高達7.05億方，而馬必區塊仍處于開發階段，單位產氣成本仍有較大壓縮空間且產能并未完全釋放。至此，公司已完成“上游有氣源，中游有管道，下游有銷售”的天然氣全產業鏈布局。我國的天然氣需求未來幾年仍將持續增長，而管網公司正式投入運營后，管道對外界公平開放，將進一步擴展煤層氣銷路，加之公司城燃業務近年來發展態勢穩定，盈利狀況良好，公司未來的盈利空間十分可觀。
5.3 華潤燃氣（1193.HK）
公司為國資委控股的華潤集團下屬的城市燃氣供應商，主要從事下游城市燃氣的分銷業務。作為中國領先的城燃企業，公司積極并購成長型企業，目前已覆蓋3個直轄市，14個省會城市，覆蓋常駐人口數前15的城市中的11座，并于2019年8月收購寧波興光，進一步擴展燃氣覆蓋面；另一方面，公司利用寧波市作為海港的有利特點興建LNG碼頭，來謀求向上游發展，保障氣源供應。未來天然氣價格逐步放開，管輸領域公開透明，氣源來源多元化發展，城燃企業的議價能力將逐步增強。同時我國大力發展綠色能源的意愿助長了城市燃氣覆蓋率，疊加中國城鎮化進程，公司會充分享受天然氣消費增長所帶來的紅利。
5.4 深圳燃氣(6.650, -0.01, -0.15%)（601139.SH）
公司是一家主營城市管道燃氣供應、燃氣輸配管網的投資建設與液化石油氣批發零售的城燃企業，目前公司已控股深圳市及江西、安徽、廣西等40個異地城市的燃氣項目。2019年公司燃氣銷量31.53億方，同比增長13.95%，業務規模處于行業前列。2019年8月公司投建的年周轉能力達10億方的深燃LNG接收站正式投入運營，進一步豐富了公司的氣源結構，加之深圳城中村改造項目的推進與電廠客戶的拓展進一步提升了公司燃氣銷量，公司充分賺取國內外天然氣價差利潤。
6. 風險提示
行業政策出現重大變化、油氣價格大幅波動、終端需求不及預期。
相關報告匯總
分析師：羅四維 證書編號 S1480519080002
研究助理：徐昆侖、沈一凡、薛陽
本文節選自東興證券(13.080, 0.13, 1.00%)研究所已于2020年3月2日發布的《從美國經驗看市場化改革帶來的天然氣行業發展新機遇——能源開采天然氣專題系列報告之三》報告，具體分析內容（包括風險提示等）請詳見報告。若因對報告的摘編產生歧義，應以完整版報告內容為準。
