重磅干货丨天然气全产业链分析——气态+液态篇：唯有摸清产业链脉络 才能探究盈利空间

二、气态天然气气源

1. 天然气开采

(1) 开采环节参与企业少，垄断性强

中国天然气开采环节实行严格的资质审批制度，勘探、开采石油天然气等特定矿种由国务院授权的有关主管部门审批和颁发许可证。虽然中国先后出台政策鼓励支持民间资本进入油气勘探开发领域，但相关立法一直没有修改，叠加勘探开采成本高、周期很长等因素，截至当前，民企资本单独获得油气矿权的仍极少，因此中国天然气开采环节具有参与企业少、垄断性强的特点。目前具有天然气勘查、开采资质的主体以三桶油和延长石油四家为主。其中中石油、中石化主要负责陆域石油勘查开发，其登记的探矿权面积约占全国40%，采矿权面积约占全国80%，总计170多万平方千米，具有寡头垄断优势;中海油则主要勘探开发海域石油;延长石油在特定区域内拥有油气资源的勘查开发权。

(2)开采环节经营模式简单，但资金及技术需求很高

天然气开采环节经营模式较为简单，开采主体需要对矿藏勘探开发、采收、净化后经骨干管道将其输出，部分转化为LNG通过槽车运输至消费端，但对资金投入规模及开采技术具有很高的要求。其中天然气勘探开发主要为地震勘探(探究底层形态、构造特点、含油含水特征等信息)，该环节通常与原油勘探同时进行，因此整体勘探开发支出规模很大，在2015年油价暴跌时期，中海油通过降低勘探开发支出缩减30%的资本支出。同时受油气资源开采前期的资金投入规模高的影响，国内参与该环节的企业均为实力极强的国有大型央企。在采收环节，纯天然气气藏需要注入其他气体或液体将天然气挤压出，而对原油伴生气则还需在该环节进行油气分离。不同气藏条件打井采收成本亦存在差异，但随着气藏的采收期的拉长，采收成本普遍呈先下降后上升的趋势，因此采收技术为降低成本的主要因素。后期净化技术壁垒较低，主要为脱除天然气中水、水蒸气、硫化物和二氧化碳等杂质组分。整体看，开采环节涉及的过程繁杂程度较低，经营模式较为简单，但其中勘探开发过程需要资金投入量大，随着采收期持续采收技术的重要性凸显。由于自有气藏开采前需要时间及资金的投入，导致自采气的规模短期内难以实现较大提升，因此，随着天然气消费量的快速提升，自有气藏开采增速低于消费增速，自采气在中国气源结构中的占比逐年下降，2017年末占比下降至60%，且未来该比例将进一步下降。

(3)出厂价由主要监管价格转变为间接调控价

开采环节定价方式起初为各气田将制定的出厂价提交国家发改委审核，发改委按成本加合理利润并兼顾终端用户承受能力确定天然气出厂基准价，而2013年后，国家不再将天然气出厂环节作为监管环节，而将出厂价加成管输费形成的门站价作为重点调控价格，而出厂价格是在门站价格的基础上减去中间管输费，因此该环节价格目前为间接调控价。虽然调控环节向下转移，但从前期出厂基准价可判断出中国主要气田所产天然气的成本关系为：新疆各油田<青海油田<长庆油田<川渝气田<其他气田。

2. 气态天然气进口

(1) 中国基本形成四条天然气进口通道，其中气态天然气以管道进口为主

进口天然气主要通过陆地国际管道进口及海上轮船进入中国。预计2019年，中俄天然气管道东线贯通后，中国天然气进口将形成西北、西南、东北及东部四大进口通道，其中东部通道主要进口澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等地的LNG，以液态天然气进口为主，气态天然气进口主要以管道进口为主。管道进口主要为西北、西南、东北进口通道，分别由中亚管道、中缅管道、中俄管道承担，进口管道进入中国境内后与国内的骨干管道连接，并运送至主要消费区域。其中中亚管道A、B、C和D线进入新疆后直接与西气东输二线、三线和五线连接，向东扩散至东部用气区域;中缅管道进入贵州后与西气东输广南支线及中贵线交汇，主要供给云南、贵州和广西用气区域;而中俄管道在国内投建起点为黑龙江，途径吉林、内蒙古、辽河、河北、天津、山东、江苏，最终抵达上海的国内管线部分，可将进口管道气供给京津冀、长江三角洲及上海周边等省市。多元化的进口天然气在很大程度上补充了中国天然气的供应缺口，同时增强了中国的能源安全。

(2) 管道气进口项目周期长、投资规模大，通常需要签订长协

在进口环节，由于不同形态的天然气运输工具、投资规模不同，导致经营模式存在差异。管道天然气进口项目的流程包括：签订天然气供气协议、管道建设、供气。由于管道规划建设期较长、投资规模大、特定性强，且整个供气流程的打通需要3~5年的时间，因此在项目开始双方便签署照付不议的长期协议，协议期限通常为20~40年，合同中要锁定交易规模及交易价格，甚至双方以资金入股管道设施的建设，以避免供气方与需求方在管道建设过程中毁约而影响整个项目的持续，保障需求方有稳定的气源，双方前期项目投资资金可以在后续的交易中收回成本。同时由于以上原因，中国进口管道气的主要参与者为中石油。管道气进口量增速较为平稳，2017年增速为8.80%，进口量占整体天然气供给的18%，随着在建管道相继投用，未来进口管道气量继续提升受限。

(3) 进口管道气价格受前期签订的长协影响较大

管道气进口价格由气源成本和国际管道运输费(该费用由管道投建方征收)组成，由于进口管道气价格由前期天然气价格高位时签订的长协合约决定，因此气价偏高。虽然中石油并未对外公开其与各供气方签订的长协中具体的供气价格，但根据中国海关网站中管道气进口量及进口金额推算出的进口单价显示，2017年以来进口管道气的价格在1.25元/立方米~1.40元/立方米，该进口价格高于国内主要气田的出厂价价格。进口管道气进入国内管道后按照国内管道气定价方式定价，按照基准门站价指导定价，因此常出现进口价和市场价倒挂的情况，造成近年来中石油的进口管道气和管道运输业务的巨额亏损，该原因也使得较少企业进入进口管道气细分领域。

三、气态天然气储运

由于中国天然气矿藏地与主要市场存在一定的距离，因此天然气从离开井口、轮船到用户端之间需要储存和运输设施。中国天然气储运体系是由骨干管道、省级管道衔接LNG接收站、LNG液化工厂、LNG槽车及地下储气库构成，其中气态天然气的储运设施为骨干管道、省级管道及地下储库。以下部分将着重介绍气态天然气储运环节各设施的发展情况、经营模式、定价方式及居民-非居民气价并轨等方面介绍。

1. 运输管道审批繁杂且投资回收期长，地下储气库发展较为滞后

在气态天然气的储运环节中，骨干管道是指天然气由井口到各省之间的长输管道，省级管道是指天然气进省后到城市分销管道之间的区域短途管道，气源主要为进口管道气和自采天然气。跨省(市)管道项目需上报国家发改委审批，同时需管道途经省市的规划建设部、国土资源部、国家环保部等部门审批，手续复杂且审批周期较长。天然气管道投资规模大，根据国内已投用管道的投资情况来看，每千米管道投资费用在1,000万~3,000万的水平，而前期建设投资依靠管输费回收，整体回收周期长。地下储气库是解决供气与用气不平衡问题最有效的方法，与其他储气设施(地面储罐和高压管道)相比，其储气容量大、经济性好、不受气候影响的优势，可解决季节性用气不均衡问题，相较于其他调峰设施具有很大优势，为天然气战略储备及商业储备的主要设施。中国天然气地下储气库建设起步较晚，20世纪90年代，随着陕—京天然气输气管道的建设，为进一步确保北京、天津的安全供气，国家开始大力研究建设地下储气库技术。2000年，大港油田利用枯竭气藏简称首个地下储气库“大张坨地下储气库”。截至2018年3月末，中国在役的天然气储气库有效工作气量总和为73.39亿立方米，小于全国20天的天然气消费量。按照十三五规划，全国天然气的消费量有望接近3000亿立方米，目前有效工作气量(储气库储气容量包含有效工作气量和垫底气量组成，其中有效工作气量包含调峰气量、事故应急气量)为全年消费量的2.45%，若完成十三五储库建设目标148亿立方米，该比例提升4.83%，仍与国际10%~15%的比例水平相比仍有较大差距，地下储气库发展较为滞后。