中国天然气需求旺盛，2000-2018年，我国天然气消费量快速提升，18年间消费量复合增长率达14.45%。受环保需求以及“煤改气”的驱动，2018 年天然气消费量达到2803 亿立方米；2018年我国天然气产量1610亿立方米，同比增长7.5%，显著低于同期消费量18.1%的增速，自产气满足消费量的比例由2014年的69%下降至2018年的57%，推动中国天然气对外依存度进一步攀升。

天然气产业链包括上游生产、中游运输以及下游分销

上游勘探生产：主要指天然气的勘探开发，相关资源集中于中石油、中石化和中海油。此外，还包括LNG海外进口部分，目前我国LNG接收站也集中于中海油等国有综合油气公司，此外深圳燃气、广汇能源、新奥集团等企业也拥有一定规模的LNG接收站。

中游运输：包括通过长输管网、省级运输管道、LNG运输船和运输车等。我国的天然气中游也呈现垄断性，中石油、中石化和中海油居于主导地位。

下游分销：常规的燃气分销公司主要涵盖三块业务：燃气接驳、燃气运营和燃气设备代销。

环保带动天然气需求爆发，对外依存度持续扩大

目前，我国一次能源消费中仍以煤炭为主，而天然气仅作为边缘能源或过度能源进行使用。根据电力设计规划总院发布的《中国能源发展报告2018》数据显示，2018年我国天然气消费总量占一次能源消费量的比重只有7.8%，远低于煤炭59.0%的占比。

而根据BP的统计，2017年全球一次能源消费中天然气占比达到了 23.4%，亚太地区也有 11.5%，均远高于我国现有水平。

相比与清洁能源来说，煤燃烧后会产生大量污染物。而在当前煤炭占主流的能源消费结构下，我国部分地区能源生产消费的环境承载能力已经接近上限，大气污染形势愈发严峻。天然气作为一种环境友好型燃料，燃烧产物中各空气污染物单位排放量均低于煤和石油，如大型燃气-蒸汽联合循环机组二氧化硫排放浓度几乎为零，氮氧化物排放量是超低排放煤电机组的73%，且其热值、利用效率等方面均明显优于煤炭。因此，加大天然气的使用力度是我国目前改善环境质量最为有效的举措之一。

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，2013年之前我国天然气消费量增速始终维持在10-20%的水平。2014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。

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2803亿方，同比增长18.12%，因此可以说2017年是我国天然气行业迎来拐点的重要一年。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。

发改委、统计局数据显示，2018年我国天然气产量1610亿立方米，同比增长7.5%，同期我国天然气消费量2803亿立方米，同比增长18.1%，消费量增速显著高于产量增速，自产气满足消费量的比例由2014年的69%下降至2018年的57%。

2018年，随着中国油气消费继续快速增长，国内石油和天然气对外依存度快速攀升。继2017年成为世界最大原油进口国之后，中国去年又超过日本成为世界最大的天然气进口国。天然气对外依存度进一步攀升至45.3%。

天然气供需错位，提高中游运输能力成关键

我国天然气上游气源包括国产气和进口气，2018年，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。目前我国已经建成四条天然气进口管道，分别为中亚A、B、C线及中缅线，四条管道目前均由中石油负责运营。中亚天然气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，中缅线气源则主要来自于缅甸海上若开盆地的三个气田。

中亚A、B线为同期铺设，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。

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。

中俄东、西线以及中亚D线未来有望相继投产。2014年5月21日，俄罗斯天然气工业公司与中国石油天然气集团有限公司签署中俄天然气供应协议，协议为期30年。中俄天然气协议商定的天然气进口通道包括东线与西线两条，设计年供气量分别为380亿方、300亿方。目前中俄东、西线均在建设当中，气源分别来自于俄罗斯东西伯利亚、西西伯利亚。其中东线从黑龙江省黑河市入境，西线由新疆喀纳斯山口入境，两者将分别于2020年底和2019年投入运营。

另外，中亚D线也是我国主要的在建天然气进口管道之一，与A、B、C线不同的是，中亚D线不再从新疆霍尔果斯口岸入境，而是从新疆乌恰县进入我国境内。中亚D线年设计供气量300亿方/年，未来投产后我国中亚天然气的供气能力将达850亿方/年。

LNG方面，截至2018年底，中国已经建成LNG接收站共计20座，合计接受能力达到6585万吨。

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。

从我国天然气管道目前的建设进度来看，截至2018年底我国长输天然气管道总里程近7.6万千米，干线管网总输气能力超过3100亿立方米。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。

管网运营机制改革加速，国家管网公司即将成立

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1610亿方，其中中石油、中石化、中海油分别占比58.4%、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。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。

国家管网公司作为一个独立的经营主体，能够使得天然气中游管网对所有上游气源公平开放，从而吸引更多主体参与LNG进口以及国内气源的开采，上游气源保障能力将有所增强；另一方面，国家管网公司的成立也能够使得成本监审进一步深入推进，同时可以通过减少中间环节，使得中游管输费用进一步下降。

中国天然气价格从出厂环节到零售环节分为出厂价、门站价、零售价。其中，门站价为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，主要由出厂价和管输费组成；站价考虑配气价后决定。出厂价和门站价的定价机制目前由国家发改委制定核准，门站价格以下销售价格则由省级价格主管部门核准。

◆ 天然气出厂价格定价政策的演变过程大致可以分为三个阶段：

◆ 天然气管输价定价政策的演变：

政府主导定价，成本监审控制收益率。我国天然气管道运输价格可归为两类，老线老价和新线新价。老线主要是指1984年之前由国家拨款建设的天然气输气管道，其运输价格由国家参照铁路货运费率制定，执行国家统一的运价率。新线是指1984年之后利用国内外贷款建设的天然气输气管线，新线的运输价格由管道运输企业制定，报价格主管部门批准后执行，采用一线一价的管理方法。

2016年国家发改委提出天然气跨省运输按准许成本加合理收益原则定价。准许收益率按管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定。

2017年国家发展改革委核定了13家跨省管输企业的管输价格。新的天然气管输定价机制实现了“一线一价”向“一企一率”的转变。

◆ 天然气终端售价定价政策的演变：

2011年底，天然气定价机制改革在广东、广西改革试点，天然气定价机制由成本加成法变为市场净回值法，将出厂价管理改为门站价管理，门站价实施最高上限管理。为了在低油价下保障上游天然气企业的利益，2016-2017年，中国天然气价格不再严格根据公式进行调整。

门站价顺利并轨，市场化定价取得突破性进展。2018年5月，发改委将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，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具体价格，实现与非居民用气价格机制衔接。居民门站价与非居民门站价实现并轨，市场化定价改革取得突破性进展。2019年4月1日，根据增值税税率调整情况，国家发改委调整各省（区、市）天然气基准门站价格，实将增值税改革的红利全部让利于用户。