第一部分：基礎知識01什么是天然氣？天然氣廣義是指地表以下，孔隙性地層中，天然存在的烴類和非烴類氣體的混合物。狹義天然氣是指這種天

第一部分：基礎知識

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什么是天然氣？

天然氣廣義是指地表以下，孔隙性地層中，天然存在的烴類和非烴類氣體的混合物。狹義天然氣是指這種天然氣在成分上以烴類為主，含有一定量的非烴類氣體。通常我們所說的天然氣是指狹義天然氣。

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天然氣的標準狀況指的是什么？

壓力為101.325KPa（或0.101325MPa）即一個標準大氣壓，溫度為0℃（273.15K）。

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習慣上說，1 MPa相當于多少公斤壓力？

習慣上說，1 MPa相當于10公斤壓力（標準數值為9.8 kg/cm2)。

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什么是天然氣密度？

天然氣密度是指在規定壓力和溫度條件下，氣體的質量除以它的體積。單位kg/ m3。

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天然氣的密度一般為多少？

天然氣的密度一般在0.70 kg/ m3到0.75kg/ m3之間（20℃），一般說是0.71 kg/ m3。

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什么是天然氣相對密度？

天然氣相對密度是指在相同的規定壓力和溫度條件下，氣體的密度除以具有標準組成的干空氣的密度。（GB/T 11062）

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天然氣的相對密度一般為多少？

天然氣的相對密度一般在0.58到0.62之間，一般說是0.59。

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天然氣的飽和絕對濕度與天然氣的壓力和溫度有什么關系？

天然氣的飽和絕對濕度隨溫度的升高而增大，隨壓力的升高而降低。

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什么是天然氣流量？什么叫體積流量？

天然氣流量就是在單位時間內天然氣通過一定截面積的量。單位時間內流過管道橫截面的流體體積，稱為體積流量，單位是m3/ s。

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天然氣由哪些化學成分組成？

天然氣中甲烷（CH4）占80%以上，其次為乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）和戊烷（C5H12），庚烷以上烷烴極少。非烴氣體有二氧化碳（CO2）、硫化氫（H2S）、一氧化碳（CO）、氮氣（N2）、氦氣（He）、氬氣（Ar）等。

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甲烷的主要物理性質是什么？

甲烷是天然氣最主要的組分，它是無色、無臭、無味、無毒性的氣體，比空氣輕，微溶于水。甲烷是可燃氣體，具有爆炸性。

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甲烷的臨界溫度和臨界壓力分別是多少？

甲烷的臨界溫度是-82.1℃，臨界壓力是4640kPa（絕對壓力）。

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天然氣四大優點？

優質、高效、清潔、安全。

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天然氣四大用途？

城市燃氣 工業燃料 化工 發電

（1）城市燃氣(城鎮居民、公商服、汽車等燃氣）；

（2）工業燃料(氣代油、氣代煤氣）；

（3）天然氣化工（以天然氣為原料制氫氣、合成氨化肥）；

（4）天然氣發電（聯合循環發電和冷熱電三聯供等）。

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天然氣按照礦藏類型可分為哪幾類？

天然氣按礦藏可分為氣田氣、油田伴生氣、凝析氣、煤層氣四種。

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天然氣按照存在狀態可分為哪幾類？

天然氣按狀態可分為普通天然氣、壓縮天然氣（CNG）、液化天然氣（LNG）、固態天然氣（NGH）四種。

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同熱值情況下，燃煤和燃油碳排放量是燃氣多少倍？

同熱值情況下，燃煤碳排放量是燃氣的2.7倍以上，燃油碳排放量是燃氣的1.2倍以上。

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我國商品天然氣分成哪幾類？

依據GB 17820－1999 《天然氣》，商品天然氣按硫和二氧化碳含量分為一類、二類和三類。

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甲烷的低位發熱量和高位發熱量分別是多少？

甲烷的低位發熱量是35874kJ/m3，高位發熱量是39893kJ/ m3。

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天然氣的熱值是否相同？為什么？

天然氣的熱值是不同的。因天然氣組分的差異，使得其熱值不同。我國商品天然氣熱值不低于31.4 MJ/m3（7505kcal/m3），油氣田天然氣熱值一般為35MJ/ m3～38.6 MJ/ m3（8365kcal/ m3～9225kcal/ m3），準確的天然氣熱值需要實際測定。

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商品天然氣熱值一般是多少？

商品天然氣熱值一般不低于31.4MJ/m3（7505kcal m3）。

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1m3天然氣熱值相當于多少人工煤氣的熱值？多少標煤的熱值？

理論上，1m3天然氣熱值相當于2.2 -3m3 人工煤氣或1.2Kg標準煤熱值，實際上，由于煤的燃燒效率較天然氣低，不同燃燒狀態下可以替代更多的煤。

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多少立方米天然氣相當于1噸原油？

理論上，一般取1250立方米天然氣相當于1噸原油，實際上，考慮熱效率，一般取1100立方米天然氣相當于1噸原油。

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500 kg液化石油氣相當于多少天然氣？

根據熱值換算，500 kg液化石油氣相當于705.9 m3天然氣。

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天然氣中的硫化氫有哪些危害？

天然氣中硫化氫主要存在三方面危害：

（1）有毒：當空氣中含有0.1%（體積）H2S時，就會引起人們頭疼、暈眩,吸入大量H2S，會造成昏迷，甚至死亡；

（2）在有水存在的情況下，H2S溶于水生成氫硫酸，對金屬有強烈的腐蝕作用，腐蝕輸氣管道和儀表；

（3）會使化工生產中常用催化劑中毒而失去活性。

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民用天然氣為什么要規定氣味強度指標？

作為民用原料，天然氣應具有可以察覺的臭味，以便在發生泄漏等事故時能及時發覺。

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國內常用的天然氣添味劑是什么？

國內使用較多的天然氣添味劑是四氫噻吩（THT）和乙硫醇,目前國內常用的是四氫噻吩（THT）。

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城市配氣系統一般由哪幾部分組成？

由于線輸氣管末段、配氣站、儲氣站、氣化站、配氣管網、調壓站（所）、地下儲氣庫、CNG加氣站八部分組成。

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分輸調壓站主要設備包括哪些？

主要設備包括：過濾器、調壓閥、流量計、壓力表和溫度計、安全裝置、加熱爐（或電加熱器）、防空裝置、站控系統等。

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長距離輸氣管道中首站的作用是什么？

長距離輸氣管道中首站的作用是對進入管線的天然氣進行過濾分離、調壓和計量，同時還具有氣質檢測控制和發送清管器的功能。

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長距離輸氣管道中城市門站具有哪些功能？

城市門站也叫末站，具有分離、調壓、計量的功能，可直接向城市輸配氣管網供氣。

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輸氣站場基本生產工藝流程包括哪些？

輸氣站場基本生產工藝流程包括：

（1）正常生產工藝流程；

（2）清管工藝流程；

（3）站內設備檢修工藝流程；

（4）輸氣干線和站場內事故處理工藝流程。

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輸氣站場的功能是什么？

輸氣站場的功能是接收天然氣、給管道天然氣增壓、分輸天然氣、配氣、儲氣調峰、發送和接收清管器等。

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工藝站場上采用的在線氣體分析儀，“在線”是什么意思？

“在線”的意思是隨時采集、隨時處理。

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工藝站場內管線閥蘭兩側接跨接線的作用是什么？

接跨接線作用是防止部分管段產生靜電。

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輸氣站場“五不漏”的具體內容是什么？

五不漏的具體內容是不漏電、不漏油、不漏水、不漏氣、不漏汽。

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站場調壓系統由哪些部件？

有工作調壓器、監控調壓器、緊急切斷閥構成。

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輸氣站各崗位職工應對站場設備做到哪“四懂”？哪“三會”？

四懂：懂設備結構、懂性能、懂原理、懂用途。

三會：會使用、會保養、會排除故障。

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站場巡回檢查時要做到什么？聽 摸 看 聞 實際是“聽摸查比看”五字法

站場巡回檢查時要做到四到，即看到、聽到、摸到、聞到。

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天然氣凈化廠有何作用？

（1）脫出天然氣中的含硫成分和氣態水，使之達到天然氣管輸氣質要求，減緩天然氣中含硫成分及水對管線設備的腐蝕作用；

（2）從天然氣中回收硫磺。

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清管的作用是什么？

（1）保護管道，使其免遭輸送介質中有害成分的腐蝕，延長使用壽命；

（2）改善管道內部的光潔度，減少摩阻，提高管道的輸送效率；

（3）對管道內壁和管道中的損傷和缺陷作診斷性檢測。

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清管通球時的安全注意事項有哪些？

（1）一切行動聽指揮，嚴格遵守操作規程；

（2）放空排污管線要特別注意加固，穩定，放噴口前方200m，左右100m范圍內嚴禁人畜通過，禁止煙火，放空天然氣要盡量做到點火燃燒，并注意風向，周圍有專人警戒；

（3）各項操作都要平穩，放空、排污更不能猛開猛放；

（4）開關快開盲板，球筒壓力必須放空到零，操作人員要站在開閉結構外側操作，球筒充氣承壓前必須裝上防松塞塊，盲板前及懸架周圍不要站人；

（5）通訊線路暢通無阻，有條件的單位，準備好搶修隊待命；

（6）按要求準備好滅火器材。

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為什么天然氣進入管輸前必須進行脫水處理？

（1）從地下氣藏中開采出來的天然氣總是含有水氣。在管輸過程中，隨著溫度的降低，當天然氣溫度低于其露點溫度時，水蒸氣就會凝析出液態水，并會影響天然氣的輸送和計量;

（2）天然氣中的硫化氫和二氧化碳在有水存在時，會對金屬管道產生強烈的腐蝕作用。

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為什么要脫除天然氣中的飽和水蒸氣？

（1）隨著天然氣溫度降低，天然氣中的水蒸氣會凝析成液態水，影響管輸工作;

（2）有水存在時天然氣中的硫化氫和二氧化碳會腐蝕管道及設備。

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天然氣水合物的物理性質？

（1）水合物是天然氣中的某些組分和水在一定條件下形成的一種白色結晶體，外觀形似松散的冰或致密的雪；

（2）水合物的密度為（0.88～0.9）g/cm3；

（3）水合物是一種籠形晶狀包絡物，即水分子借氫鍵結合成籠形晶格，而氣體分子則在分子力作用下被包圍在晶格籠形孔室中；

（4）水合物極不穩定，一旦條件破壞，即迅速分解為氣和水。

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根據天然氣水合物形成的條件，防止天然氣水合物形成的基本方法？

（1）對天然氣進行加熱，提高天然氣的溫度；

（2）對天然氣脫水，減少天然氣中的水汽含量。

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解除輸氣管線內天然氣水合物堵塞的措施有哪幾種？

有降壓、加熱和注入防凍劑三種措施。

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天然氣水合物的形成條件是什么？

（1）氣體處于水汽過飽和狀態或有液態水存在；

（2）有足夠的壓力或足夠低的溫度；

（3）其次還有輔助條件：壓力波動，流向突變產生攪動。

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防止天然氣水合物形成的方法有哪些？

（1）長輸管線上安裝分水器，排除冷凝水；

（2）用加熱管的方法預防水合物的形成；

（3）降低輸氣壓力或降低下游壓力，使已經形成的水合物分解；

（4）向輸氣管線中噴注化學反應劑吸收氣體中的水份，降低天然氣的露點，防止形成水合物或使水合物分解；

（5）氣體進入輸氣干線之前進行脫水。

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天然氣的脫水方法有哪些？

（1）冷凍法：氨制冷、節流膨脹、加壓后冷卻等；

（2）液體吸收法；

（3）固體吸附法。

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輸氣生產中，天然氣水合物會在哪些地方形成？

（1）輸氣站的某些管段、閥門、分離器入口，節流裝置和閥門關不嚴處等；

（2）輸氣干線有局部阻力件（如彎頭）的地方和穿越溫度較低的地區。

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在輸氣管道進行試壓時，在試壓介質（氣體或水）注入加味劑的目的是什么？

注入加味劑后，當試壓管線上有微小的泄漏時，便可以嗅到加味劑的氣味，以便及時發現漏氣管段，及時整改。

53

某一輸氣管線輸送壓降增大的原因？

（1）管線末端用氣量增大，使氣流速度增大，從而使壓降增大；

（2）管線發生局部堵塞；

（3）管線某處漏氣很大。

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輸氣管道常見事故有哪些？

（1）管道被占壓（如建筑物、道路等）；

（2）管道施工不合格，（如防腐不合格），造成管道穿孔；

（3）其它工程施工期間，挖出管道甚至管道斷裂；

（4）管道彎角處因天然氣含水量過高，在高壓低溫的情況下，產生水合物，造成管道堵塞；

（5）人為破壞及戰爭破壞；

（6）不可抗拒的自然災害導致的破壞，例如，地震、洪水沖刷、火災等。

55

輸氣管線吹掃試壓的注意事項？

（1）若吹掃試壓均使用天然氣，則吹掃在前，試壓在后；

（2）若吹掃用天然氣，試壓用水，則試壓在前，吹掃在后；

（3）若吹掃、試壓都用空氣，則試壓在前，吹掃在后。

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管線吹掃的目的是什么？

管線在施工過程中，管內總會帶進泥土、石塊、積水、焊渣、甚至還有撬桿等施工工具，吹掃的目的就是清除這些雜物，保證正常投產。

57

管線吹掃的方法有哪些？

（1）使用清管器吹掃；

（2）用天然氣或空氣高速度放噴吹掃（常用于小管經）。

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管線發生爆炸時會出現哪些現象？

（1）壓力急劇下降，天然氣流速加快，輸氣站內設備中氣流聲響突變，并發生振動；

（2）爆炸點上流流量、差壓升到100%格，爆炸點下流流量計因氣體倒流差壓下降到0%格以下。

59

管線發生爆炸時應采取什么措施？

（1）值班人員要立即向上級生產部門（如調度室）匯報；

（2）采取果斷措施截斷干線閥，防止事故擴大，并保持下流管內的天然氣；

（3）立即與供氣單位聯系，暫停供氣。

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站內管線吹掃時有什么要求？

用空氣作吹掃介質，吹掃氣體在管內的流速應大于20m/s，吹掃速度要快。吹掃出的贓物不允許進入其它設備及管線內。

61

我國常規天然氣資源量大概是多少？

我國常規天然氣資源量大概是56萬億立方米，可采儲量22萬億立方米。

62

天然氣的基本輸送方式有那些？

天然氣的輸送基本為兩種方式：天然氣的輸送有管道輸送和非管道輸送兩種。非管道輸送又分液化輸送、壓縮輸送兩種。

63

長距離輸氣管道有哪些特點？

長距離輸氣管道有以下七個特點：距離長、管徑大、壓力高、輸量大、地域廣、用戶多、供氣穩定。

64

天然氣管道輸送方式有哪幾種？

天然氣管道輸送方式主要有以下兩種：

（1）不加壓輸送，

（2）加壓輸送。

65

地下儲氣庫的作用？

天然氣地下儲氣庫是解決供氣和用戶之間的供需矛盾，實現按需供氣的有效辦法。其作用主要體現在：應急供氣、調峰供氣、維護生產、戰略儲備、價格套利等。

66

城市配氣管網按形狀可分為哪兩種？

城市配氣管網按形狀可分為枝狀配氣管網和環狀配氣管網兩種。

67

城市配氣管網實際應用廣泛的是什么配氣管網？它的優缺點是什么？

實際應用廣泛的是環狀配氣管網。優點是氣體分配調節靈活可靠，當管網局部破壞時不影響整個管網供氣，只要氣體壓力分布均勻，管網直徑可比枝狀管網小一些。缺點是管道長、投資大。

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長距離輸氣管道有哪幾部分組成？

長距離輸氣管道由干線輸氣管段、首站、壓氣站、中間接收站、中間分輸站、清管站、截斷閥室、城市門站等八個主要部分和遠程控制系統組成。

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巡線工作內容

檢查樁位完好、陰極保護通電情況、水工保護情況、管道沿線違章施工及占壓情況等。

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調壓撬結構及工作原理

有儲氣罐、加熱器、兩級減壓裝置、計量裝置、安全泄放裝置構成。調壓撬主要由工作調壓器、監控調壓器、緊急切斷閥、備用調壓閥等組成。在正常情況下，工作路的工作調壓器對來氣進行調壓，當工作調壓器發生故障后，馬上切換到監控調壓器，同時工作調壓器處于全開狀態，當監控調壓器出現故障后，調壓撬工作路上緊急切斷閥馬上關閉，同時打開備用路來氣進行調壓工作。

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城鎮燃氣管道按照壓力是如何分類的？

我國城市燃氣管道根據輸氣壓力—般分為：

（1）高壓A燃氣管道：2.5MPa<P≤4.0MPa；

（2）高壓B燃氣管道：1.6MPa<P≤2.5MPa；

（3）次高壓A燃氣管道：0.8MPa<P≤1.6MPa；

（4）次高壓B燃氣管道：0.4MPa<P≤0.8MPa；

（5）中壓A燃氣管道：0.2MPa<P≤0.4MPa；

（6）中壓B燃氣管道：0.01MPa<P≤0.2MPa

（7）低壓燃氣管道：P<0.01MPa。

第二部分：產業鏈分析

天然氣全產業鏈包括上游氣源、中游儲運和下游分銷，涉及了天然氣的產、貿、運、儲、銷各個環節。根據產業鏈上產品形態的差異可將天然氣產業鏈分為氣態和液態天然氣鏈條，其中氣態鏈條的氣源主要為自采天然氣、進口管道氣兩種氣源，氣源經過骨干管道和省級管道進入消費省，而后通過城市管道運送至用戶端，運輸過程中需要設置儲氣庫進行淡旺季調峰。整體看，產業鏈相對清晰、簡單。

氣源環節中：開采環節參與企業少，壟斷性強，經營模式簡單，但資金及技術需求很高，該環節涉及的天然氣出廠價由主要監管價格轉變為間接調控價格；中國目前形成的四條天然氣進口通道中，氣態天然氣以進口管道氣為主，進口項目周期長、投資規模大，通常需要簽訂長協，因此進口管道氣價格主要受前期簽訂的長協影響。儲運環節中：運輸管道審批繁雜且投資回收期長，地下儲氣庫發展較為滯后，運輸管道及地下儲庫資源過于集中，未來將實現獨立運營，管輸費實行嚴格的政府定價，儲氣費定價方式仍不明朗。分銷環節中：城市管網為氣態天然氣的重要分銷渠道，主要由三桶油下設的地方銷售公司、政府控股的燃氣公司以及極少數民營上市公司運營，定價方式為準許成本加合理收益。

政府通過指導基準門站價、嚴格管控運輸費及配送費、放開天然氣出廠價及用戶終端價格來管控整個天然氣產業鏈上管道天然氣的價格，門站價通過運輸費向上游傳導影響天然氣出廠價，向下疊加配送費傳導至消費終端形成用戶價。從盈利看，管輸費、配送費盈利空間較為固定，不同氣源盈利能力排序為：自采氣>進口LNG>進口管道氣。

2017年，各行業環保政策執行力度加大，部分區域推行“煤改氣”，疊加城鎮化不斷推進、替代能源價格隨原油上漲等因素導致工業用氣及居民采暖用氣量超預期增長，然而中國天然氣供給明顯不足，導致天然氣價格在2017年四季度波動很大，天然氣行業關注度快速提升。預計2018年，在環保政策和“煤改氣”持續推進的形勢下，全年天然氣需求量仍將維持較高增速，加之天然氣行業改革加大開放性，行業進入壁壘逐漸打破，涉足該行業的企業逐漸增多，而行業長期壟斷局面導致市場對天然氣行業各個環節認知度較低，因此中債資信石油天然氣團隊對天然氣行業進行深入研究。

天然氣產品按相態不同可分為氣態天然氣和液態天然氣，雖然相態不同，但化學性質近似，且具有熱值高、碳排放低及經濟性高等特點。

本篇主要介紹天然氣產品種類、特點及行業全產業鏈流程，并從氣態天然氣各個環節運行模式、定價機制、未來發展方向等方面出發，深入研究主要環節的盈利情況。

一、天然氣全產業鏈概況

1.天然氣全產業鏈產品種類及特點

天然氣主要分為自然界存儲的天然氣和人工合成的天然氣（例如煤焦化生成的煤氣和石油煉化過程中生成的石油天然氣）兩大類，其中以自然界存儲氣為主，人工合成氣體量很小。天然氣流通中主要分為氣態天然氣和液態天然氣兩種形態。由于中國天然氣儲量規模較低，2016年中國天然氣探明儲量全球排名十一，探明儲量僅為排名第一伊朗的11%，不能滿足國內天然氣需求；因此中國天然氣市場仍需要進口天然氣作為補充。

而為了便利遠距離運輸，通常在常壓低溫（-160℃）下將氣態天然氣加工為液化天然氣（簡稱“LNG”），一噸液化天然氣的含氣量等同于1400~1500立方米的氣態天然氣。在沒有管道通過的區域，可給氣態天然氣加壓裝入鋼瓶形成壓縮天然氣（簡稱“CNG”），實現小范圍內配送。盡管天然氣產品存在不同相態，但從分子結構來看，其主要成分即為一碳化合物-----甲烷（CH4），其化學性質相近，僅儲存的形態或方式存在差異。

天然氣具有熱值高、碳排放低及經濟性高等特點。從熱值方面看，常壓下1立方米氣態天然氣平均熱值為8,800Kcal，1噸LNG熱值約為12,496Kcal（假設一噸LNG為1,450立方米/噸氣態天然氣），LNG熱值為同等重量的煤、柴油和燃料油的2.72倍、1.23倍和1.25倍；從碳排放來看，同等重量的LNG的碳排放量為煤、柴油和燃料油的0.78倍、0.76倍和0.72倍；從經濟性來看，除煤炭外，天然氣單位Kcal熱量的價格最低，約為2.96*10-4元/Kcal。因此相比其他能源，天然氣作為低碳清潔能源、安全高效能源，更符合當下及未來中國對能源的要求。

[1] 該燃料油主要用于燃燒供能，例如船用燃料油或鍋爐燃料油。

2.天然氣全產業鏈涵蓋范圍

天然氣全產業鏈涉及天然氣的產、貿、運、儲、銷各個環節，環節較多且雜，按上、中、下游和終端客戶可將天然氣產業鏈拆分為：上游氣源環節，中國天然氣氣源結構以自有天然氣氣藏開采為主、進口氣（含進口管道氣和進口LNG）為補充，但各氣源受供氣增速存在差異影響導致氣源結構占比發生變化，其中進口氣占比逐漸增加，自采氣占比將下降。中游儲運環節，進口管道氣進入中國后和自采氣一并通過骨干管道運輸至各個省，省級管道進入各市，期間部分管道氣通過液化工廠加工成為LNG通過槽車運送至沒有管道鋪設的區域；而LNG通過接收站進入中國市場后，部分被氣化進入骨干管道，部分通過槽車運輸到分銷設施，該環節設置儲氣庫用于天然氣的儲存、調峰。

下游分銷環節，管道氣進入各市后通過市級管道進入下游用戶；槽車運輸的LNG通過加氣站銷售給下游汽車及工業用戶。天然氣終端用戶主要為居民用戶、工業用戶及汽車用戶，其中居民主要用天然氣進行取暖，工業用戶則用天然氣供熱或合成基礎化工品、化肥等，車用燃氣則主要用來給各類汽車提供動能。

根據產業鏈上產品形態的差異可將天然氣產業鏈分為兩個鏈條：氣態天然氣鏈條，自采天然氣、進口管道氣兩種主要氣態天然氣氣源經過骨干管道和省級管道進入消費省，而后通過城市管道運送至用戶端；液態天然氣鏈條，進口LNG作為液態天然氣氣源通過接收站進入國內，然后通過LNG槽車運送至加氣站。兩條鏈條并非平行沒有交集，例如，部分LNG經過接收站氣化后進入骨干管道；管道天然氣通過液化工廠液化后轉變為LNG，進入液態鏈條。天然氣產業鏈各環節除產品相態有所不同外，各產品定價方式也有所不同，產業鏈上氣態天然氣價格主要受國家監管，而液化天然氣價格相對市場化。

天然氣行業屬于資金密集性行業，疊加資源分布不均、管道設施投資規模大、行業受政策管控較嚴，導致民營企業參與難度較大，行業中部分環節市場化程度較低，產品價格并不能完全反映其在市場中的價值，甚至部分環節常年利潤倒掛，因此將針對產業鏈由上到下對各個環節的運營模式、定價政策及主要現狀進行分析。為了突出不同相態天然氣產品在產業鏈上流通及定價的特點，本篇針對氣態天然氣鏈條詳細闡述。

二、氣態天然氣氣源

1. 天然氣開采

（1）開采環節參與企業少，壟斷性強

中國天然氣開采環節實行嚴格的資質審批制度，勘探、開采石油天然氣等特定礦種由國務院授權的有關主管部門審批和頒發許可證。雖然中國先后出臺政策鼓勵支持民間資本進入油氣勘探開發領域，但相關立法一直沒有修改，疊加勘探開采成本高、周期很長等因素，截至當前，民企資本單獨獲得油氣礦權的仍極少，因此中國天然氣開采環節具有參與企業少、壟斷性強的特點。目前具有天然氣勘查、開采資質的主體以三桶油和延長石油四家為主。其中中石油、中石化主要負責陸域石油勘查開發，其登記的探礦權面積約占全國40%，采礦權面積約占全國80%，總計170多萬平方千米，具有寡頭壟斷優勢；中海油則主要勘探開發海域石油；延長石油在特定區域內擁有油氣資源的勘查開發權。

（2）開采環節經營模式簡單，但資金及技術需求很高

天然氣開采環節經營模式較為簡單，開采主體需要對礦藏勘探開發、采收、凈化后經骨干管道將其輸出，部分轉化為LNG通過槽車運輸至消費端，但對資金投入規模及開采技術具有很高的要求。其中天然氣勘探開發主要為地震勘探（探究底層形態、構造特點、含油含水特征等信息），該環節通常與原油勘探同時進行，因此整體勘探開發支出規模很大，在2015年油價暴跌時期，中海油通過降低勘探開發支出縮減30%的資本支出。同時受油氣資源開采前期的資金投入規模高的影響，國內參與該環節的企業均為實力極強的國有大型央企。在采收環節，純天然氣氣藏需要注入其他氣體或液體將天然氣擠壓出，而對原油伴生氣則還需在該環節進行油氣分離。

不同氣藏條件打井采收成本亦存在差異，但隨著氣藏的采收期的拉長，采收成本普遍呈先下降后上升的趨勢，因此采收技術為降低成本的主要因素。后期凈化技術壁壘較低，主要為脫除天然氣中水、水蒸氣、硫化物和二氧化碳等雜質組分。整體看，開采環節涉及的過程繁雜程度較低，經營模式較為簡單，但其中勘探開發過程需要資金投入量大，隨著采收期持續采收技術的重要性凸顯。由于自有氣藏開采前需要時間及資金的投入，導致自采氣的規模短期內難以實現較大提升，因此，隨著天然氣消費量的快速提升，自有氣藏開采增速低于消費增速，自采氣在中國氣源結構中的占比逐年下降，2017年末占比下降至60%，且未來該比例將進一步下降。

（3）出廠價由主要監管價格轉變為間接調控價

開采環節定價方式起初為各氣田將制定的出廠價提交國家發改委審核，發改委按成本加合理利潤并兼顧終端用戶承受能力確定天然氣出廠基準價，而2013年后，國家不再將天然氣出廠環節作為監管環節，而將出廠價加成管輸費形成的門站價作為重點調控價格，而出廠價格是在門站價格的基礎上減去中間管輸費，因此該環節價格目前為間接調控價。雖然調控環節向下轉移，但從前期出廠基準價可判斷出中國主要氣田所產天然氣的成本關系為：新疆各油田＜青海油田＜長慶油田＜川渝氣田＜其他氣田。

2.氣態天然氣進口

（1）中國基本形成四條天然氣進口通道，其中氣態天然氣以管道進口為主

進口天然氣主要通過陸地國際管道進口及海上輪船進入中國。預計2019年，中俄天然氣管道東線貫通后，中國天然氣進口將形成西北、西南、東北及東部四大進口通道，其中東部通道主要進口澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞等地的LNG，以液態天然氣進口為主，氣態天然氣進口主要以管道進口為主。管道進口主要為西北、西南、東北進口通道，分別由中亞管道、中緬管道、中俄管道承擔，進口管道進入中國境內后與國內的骨干管道連接，并運送至主要消費區域。

其中中亞管道A、B、C和D線進入新疆后直接與西氣東輸二線、三線和五線連接，向東擴散至東部用氣區域；中緬管道進入貴州后與西氣東輸廣南支線及中貴線交匯，主要供給云南、貴州和廣西用氣區域；而中俄管道在國內投建起點為黑龍江，途徑吉林、內蒙古、遼河、河北、天津、山東、江蘇，最終抵達上海的國內管線部分，可將進口管道氣供給京津冀、長江三角洲及上海周邊等省市。多元化的進口天然氣在很大程度上補充了中國天然氣的供應缺口，同時增強了中國的能源安全。

（2）管道氣進口項目周期長、投資規模大，通常需要簽訂長協

在進口環節，由于不同形態的天然氣運輸工具、投資規模不同，導致經營模式存在差異。管道天然氣進口項目的流程包括：簽訂天然氣供氣協議、管道建設、供氣。由于管道規劃建設期較長、投資規模大、特定性強，且整個供氣流程的打通需要3~5年的時間，因此在項目開始雙方便簽署照付不議的長期協議，協議期限通常為20~40年，合同中要鎖定交易規模及交易價格，甚至雙方以資金入股管道設施的建設，以避免供氣方與需求方在管道建設過程中毀約而影響整個項目的持續，保障需求方有穩定的氣源，雙方前期項目投資資金可以在后續的交易中收回成本。同時由于以上原因，中國進口管道氣的主要參與者為中石油。管道氣進口量增速較為平穩，2017年增速為8.80%，進口量占整體天然氣供給的18%，隨著在建管道相繼投用，未來進口管道氣量繼續提升受限。

（3）進口管道氣價格受前期簽訂的長協影響較大

管道氣進口價格由氣源成本和國際管道運輸費（該費用由管道投建方征收）組成，由于進口管道氣價格由前期天然氣價格高位時簽訂的長協合約決定，因此氣價偏高。雖然中石油并未對外公開其與各供氣方簽訂的長協中具體的供氣價格，但根據中國海關網站中管道氣進口量及進口金額推算出的進口單價顯示，2017年以來進口管道氣的價格在1.25元/立方米~1.40元/立方米，該進口價格高于國內主要氣田的出廠價價格。進口管道氣進入國內管道后按照國內管道氣定價方式定價，按照基準門站價指導定價，因此常出現進口價和市場價倒掛的情況，造成近年來中石油的進口管道氣和管道運輸業務的巨額虧損，該原因也使得較少企業進入進口管道氣細分領域。

三、氣態天然氣儲運

由于中國天然氣礦藏地與主要市場存在一定的距離，因此天然氣從離開井口、輪船到用戶端之間需要儲存和運輸設施。中國天然氣儲運體系是由骨干管道、省級管道銜接LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車及地下儲氣庫構成，其中氣態天然氣的儲運設施為骨干管道、省級管道及地下儲庫。以下部分將著重介紹氣態天然氣儲運環節各設施的發展情況、經營模式、定價方式及居民-非居民氣價并軌等方面介紹。

1.運輸管道審批繁雜且投資回收期長，地下儲氣庫發展較為滯后

在氣態天然氣的儲運環節中，骨干管道是指天然氣由井口到各省之間的長輸管道，省級管道是指天然氣進省后到城市分銷管道之間的區域短途管道，氣源主要為進口管道氣和自采天然氣。跨省（市）管道項目需上報國家發改委審批，同時需管道途經省市的規劃建設部、國土資源部、國家環保部等部門審批，手續復雜且審批周期較長。天然氣管道投資規模大，根據國內已投用管道的投資情況來看，每千米管道投資費用在1,000萬~3,000萬的水平，而前期建設投資依靠管輸費回收，整體回收周期長。

地下儲氣庫是解決供氣與用氣不平衡問題最有效的方法，與其他儲氣設施（地面儲罐和高壓管道）相比，其儲氣容量大、經濟性好、不受氣候影響的優勢，可解決季節性用氣不均衡問題，相較于其他調峰設施具有很大優勢，為天然氣戰略儲備及商業儲備的主要設施。中國天然氣地下儲氣庫建設起步較晚，20世紀90年代，隨著陜—京天然氣輸氣管道的建設，為進一步確保北京、天津的安全供氣，國家開始大力研究建設地下儲氣庫技術。

2000年，大港油田利用枯竭氣藏簡稱首個地下儲氣庫“大張坨地下儲氣庫”。截至2018年3月末，中國在役的天然氣儲氣庫有效工作氣量總和為73.39億立方米，小于全國20天的天然氣消費量。按照十三五規劃，全國天然氣的消費量有望接近3000億立方米，目前有效工作氣量（儲氣庫儲氣容量包含有效工作氣量和墊底氣量組成，其中有效工作氣量包含調峰氣量、事故應急氣量）為全年消費量的2.45%，若完成十三五儲庫建設目標148億立方米，該比例提升4.83%，仍與國際10%~15%的比例水平相比仍有較大差距，地下儲氣庫發展較為滯后。

2.運輸管道及地下儲庫資源過于集中，未來將實現獨立運營

骨干管道和省級管道經營模式方面，中國很大比例管道的運營與上游開采、下游分銷為一體化經營，依靠收取管輸費實現建設資本回收。骨干管網均為三桶油所建設及運營，壟斷程度極高，2016年底，中國天然氣長輸管道約為6.8萬千米，其中，中石油、中石化和中海油投資建設的管道占總里程的88%、11%和1%。省級管道中部分為三桶油直接運營，部分為省管道公司運營，而較多省級管道公司也涉及運輸及銷售一體化。

安迅思調查顯示，在除去港澳臺、西藏及直轄市的26個省中，17個省（具有省級管道公司的17省為：河北、山西、山東、陜西、安徽、江蘇、浙江、江西、福建、廣東、廣西、湖南、湖北、貴州、四川、內蒙古、海南）成立了省級管道公司，主要負責管道規劃、建設及運營，其中廣東省只負責運輸，其余省份均涉及天然氣運輸及銷售，浙江省實現統購統銷；9個省（未組建省級管道公司的9個省為：東三省、云南、河南、新疆、甘肅、青海和寧夏）未組建省級管道公司，主要由中石油、中石化的管道銷售公司直供。

地下儲氣庫的經營模式為將長輸管道運送來的天然氣重新注入地下空間形成人工氣田或氣藏，一般建設在靠近天然氣用戶城市附近，在用氣低峰時將天然氣儲存、用氣高峰時將天然氣賣出，依靠儲存氣和賣氣的價差實現儲氣庫建設成本的收回，目前儲氣庫由三桶油負責建設與經營。隨著油氣行業改革的持續推進，三桶油將把旗下管道及儲庫資產剝離，成立國家管道公司，將實現管道環節獨立運營。

3. 管輸費實行嚴格的政府定價，儲氣費定價方式仍不明朗

骨干管道和省級管道定價方面，在管道運輸過程中產生的管輸費在天然氣價格鏈中占據重要地位，是價格管制的重要環節。管輸費與管輸成本密切相關，主要包括折舊、攤銷、維護費用、合理收益（稅后投資收益8%）和稅費，其影響因素包括管道建設投資、輸氣量、管理體制和管理水平、財政稅收政策等。管道運輸具有自然壟斷的特點，國家對管道運輸價格實行嚴格的政府定價，定價機制主要按照補償成本、合理盈利、利于市場銷售、同時兼顧用戶承受能力的原則規定。管輸費定價方式經歷了統一定價、按距離定價、按線路收費，目前采用的是“老線老價”、“新線新價”的定價方法。“老線老價”是指由國家撥款建設或用貸款建設但已還清建設投資本息的國家管道執行國家統一運價。“老線”的管輸收費標準最早是參照當時鐵路貨運費率按距離收費的方法制定。

“新線新價”是指由國內(外)貸款建設的新輸氣管線，采用新線新價、一線一價的管理方式，報國家價格主管部門批準后單獨執行。在目前執行的新線管道費標準中，骨干管道和省級管道的每立方米運輸費約為0.1224~0.4678元/千公里，而老線管道運輸費在0.014~0.0165元/千公里。儲氣庫定價方面，根據《國家發展改革委關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》（發改價格規〔2016〕2176號）規定，儲氣服務價格由儲氣設施經營企業根據儲氣服務成本、市場供求情況等與委托企業協商確定，儲氣設施天然氣購進價格和對外銷售價格，由市場競爭形成。

但目前管道天然氣由政府指導定價、非市場化定價的價格機制導致夏季購氣價格并不低，冬季難以以高價賣出，因此儲氣運營環節的銷售價格并不能夠完全體現出其成本，疊加儲氣庫墊底氣進項稅難以抵扣，儲氣企業經營負擔大，儲氣成本高（3~6元/立方米）導致相關項目的投資回報期會相對較長，因此儲氣庫建設運營主要由少數國企承擔。實踐中，儲氣費并非單獨收取，按傳統做法納入管輸費統一考慮，僅在冬季對非居民用戶門站銷售價格上浮15%～20%，儲氣費定價方式仍不明朗。

4.居民-非居民氣價并軌

自采天然氣在出廠時形成出廠價、進口管道氣氣源成本加境外運輸費形成進口價，兩種氣源經過骨干管道和省級管道進入消費省時產生管輸費，在出廠價和進口價的基礎上疊加管輸費形成門站價。而長期以來，中國較多省份門站環節居民用氣價與非居民用氣價實行雙規制（云南、貴州、廣西、廣東、福建等地由于未通管道氣或以進口氣為主，居民和非居民執行統一的門站價），非居民天然氣價格隨著國際天然氣整體走勢持續上升，居民用氣價由于居民收入等原因漲幅較小，導致居民用氣價格較非居民用氣門站價格低0.20~2.04元/立方米。

雖然居民用氣階梯價政策初衷是縮小該價差，但據統計，居民用氣中80-90%的用戶處于第一階梯，居民、非居民用氣價差仍較大，且根據用氣量和用氣成本成負相關的特點，居民用氣成本高于非居民用氣，因此成本較高的居民用氣銷售價格偏低，導致交叉補貼較為嚴重。

2018年5月25日，國家發改委下發關于理順居民用氣門站價格的通知，將居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理，價格水平按非居民用氣基準門站價格水平（增值稅稅率10%）安排，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，實現與非居民用氣價格機制銜接。此次最大調整幅度原則上不超過每立方米0.35元，剩余價差一年后適時理順。至此，居民用氣和非居民用氣實現并軌。

四、氣態天然氣分銷渠道

在氣態天然氣下游分銷中，城市管道主要負責將省級管道氣向下分銷至終端用戶（含居民用氣、工業用氣和汽車用氣），為天然氣主要的分銷渠道。根據公開資料了解，中國現有656個市級城市大部分已采用天然氣作為城市清潔能源。“十三五”規劃中管道建設目標為，在城市管道環節將新建及改建管線約40萬公里，加快老舊管網改造提高供氣安全保障的同時，提高新城鎮和農村的氣化水平，逐步實現“鎮鎮通”、“村村通”。

運營方面，城市管道主要運營方為三桶油下設的地方銷售公司、政府控股的燃氣公司以及極少數民營上市公司，如新奧能源等。在投建管道前，運營方通常與地方政府簽訂城市燃氣項目協議，獲取地區內的燃氣專營權（一般為30年），因此該環節經營屬于網絡型自然壟斷。該環節逐步向民企、外商開放使得行業競爭提升，而其競爭的核心為特許經營權。

目前大部分縣級以上城市均已有相關企業獲得了特許經營權，且特許經營權通常期限較長并具有排他性，因此，行業內公司只能通過收購整合其他中小型天然氣企業，或向少量尚未發放城鎮燃氣特許經營權的地區進行滲透等方式拓展業務區域。2017年之前，運營商通過賺取來氣價格與銷售價格價差及收取一次性接駁費盈利，而2017年后，該配送環節受國家嚴格管控，除接駁費外，配送氣僅賺取一定比例的配送費。雖然運營商賺取價格差有限，收益回報周期長，但收益較為穩定。

定價方面，城市管道運輸過程的配送費由地方價格主管部門---物價局負責監管，其銷配氣費的制定方式遵循“準許成本加合理收益”原則，通過核定準許成本，監管準許收益，準許收益由管道成本、不超過7%的利潤和稅費組成，具體參數各區域有所區別。政策要求2018年底前，各省份要建立起配送費定價方法和監管方法，重新核定省內短途管道運輸價格，制定獨立配氣費，降低偏高配氣費。目前由已出臺配氣費來看，配氣費在0.04~1.95元/噸范圍內，區域間差異很大。

五、氣態天然氣各環節盈利測算

在以上部分對氣態天然氣產業鏈的各個環節經營及定價方式分析后，基本可概括出氣態天然氣定價特征為政府調控。天然氣產業鏈中涉及氣態天然氣的環節為天然氣自采、管道氣進口、天然氣骨干管道、省級管道、城市燃氣管道等，以上各個環節中流通的天然氣以體積單位立方米為計價單位。政府通過指導基準門站價、嚴格管控運輸費及配送費、放開天然氣出廠價及用戶終端價格來管控整個天然氣產業鏈上管道天然氣的價格，門站價通過運輸費向上游傳導影響天然氣出廠價，向下疊加配送費傳導至消費終端形成用戶價。

多種用氣門站價格并軌后，天然氣產業鏈上，氣態天然氣鏈條的盈利更加清晰化，其中管道費和配送費的盈利空間更加固定，在各個區域管控和監管規則出臺后，該環節將只賺取7~8%的利潤。由于門站價為調控指導環節，疊加配送費即可得出用戶終端價，因此從門站價到用戶價之間所涉及的環節盈利較為固定，因此測算主要針對出廠價到門站價環節的盈利空間，以下選取寧波市場為例測算不同氣源的盈利空間。

1. 由于部分進口LNG將通過氣化進入管網銷售，因此在選擇測算氣源時考慮加入進口LNG，主要測算四大氣田（新疆、青海、長慶、川渝）、進口管道氣（中亞管道氣和中緬管道氣）及中海油寧波LNG接收站的進口LNG等氣源的盈利能力；

2. 運費的估算：新疆氣田的天然氣經西氣東輸（一、二或三線）即可運至寧波，每立方天然氣管輸費選取三條管道的平均運輸費0.17元/千公里，運輸距離在4千公里左右，因此每立方天然氣運輸費約為0.68元。其他管道氣運輸費計算方法同上。寧波接受站與寧波用氣市場距離較近，選取最低運費成本為每立方米天然氣0.1元；

3. 盈利空間測算方法，用戶與供氣方直接談價后形成門站價，目前該價格上浮空間有限（20%），因此門站價選擇目標市場寧波基準門站價及其上浮20%，在門站價的基礎上扣除管輸費和自采氣出廠價、管道氣進口價、LNG進口價則可測算自采氣、進口管道氣及進口LNG三種主要氣源環節的盈利空間，其中由于自采氣出廠價包含了一部分利潤，因此自采氣的盈利空間為相對盈利空間，實際盈利高于計算值。

經測算，在三大氣源中盈利最好的為國內氣源，盈利空間在0.580~1.205元/立方米，考慮在氣源價格選取的氣田民用氣出廠價，價內含部分利潤，因此實際盈利或略高于該結果；進口LNG在基本門站價上浮后，可實現盈利0.3元/立方米左右，在基準價及下浮均虧損；而進口管道氣在基準價上浮后仍虧損，結果如表14：

總體看，天然氣全產業鏈雖然涉及上、中、下游較多環節，但根據各環節的經營模式、定價模式及市場化程度可將其捋順為氣態天然氣和液態天然氣兩條主要鏈條。從盈利看，氣態天然氣由于受國家政策管制較為明顯，管輸費及配送費盈利空間較為固定，各氣源盈利能力排序為：自采氣>進口LNG>進口管道氣。