最新天然气产业政策分析(牛)

一、天然气产业政策分析

（一）天然气价格政策分析

1、天然气价格调整(1956-2010)

到2010年，天然气定价经过多次调整，大体形成如下图1所示的管理体制：①井口价统一由国家发改委制定指导价，主要是根据成本加成的原理，具体到各个气田；②管输费由国家发改委和地方省级物价局定价；③终端零售价由地方省级或市级物价局定价。

图1 天然气价格管理体制（2010）

天然气价格调整重要事件如下所示：

时间文件定价方式主要内容

1987年前——政府定价完全由政府制定国内天然气价格

1987年10月27日《天然气商

品管理暂行

办法》

a.中央政府定

价；b.政府指导

价；c.协议价

a.计划气：中央政府按不同用途、不同油田

定价；b.计划外气和西气东输、忠武线、陕

京线等新建管道项目：政府指导价；c.少数

采用协议价

2005年12月23日《关于改革

天然气出厂

价格形成机

制及近期适

当提高天然

气出厂价格

的通知》

价格双轨制下

的政府指导价

a.一档气政府指导价，用3-5 年过渡到与可

替代能源价格挂钩；b.二档气（一档气以外）：

980 元为基准价，与可替代能源价格挂钩。

一档气出厂价在基准价基础上，可上下10%

浮动；二档气出厂价在基准价基础上上浮幅

度为10%，下浮幅度不限，基准价格每年调

整1次，相邻年度价格调整幅度不超过8%。

2010 年5月30日《国家发改

委关于提高

国产陆上天

然气出厂基

准价格通知》

取消价格双轨

制实行政府指

导价

各油气田出厂（或首站）基准价格每千立方

米均提高230 元。同时将大港、辽河和中原

三个油气田一、二档出厂基准价格加权并

轨，取消价格“双轨制”。国产陆上天然气

一、二档气价并轨后，将出厂基准价格允许

浮动的幅度统一改为上浮

10%，下浮不限。

2、天然气价改最新动向：市场净回值法

2010年以来，随着天然气定价偏低、价格倒挂矛盾突出，价格改革不断深入。由于广东、广西是新兴的天然气市场，目前没有国产陆上管道天然气供应且气源更加接近国际市场。2011年12月27日，发改委公布了《国家在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点》的通知，决定在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点。在总结广东、广西天然气价格形成机制试点改革经验基础上，2013年6月28日，发改委又下发了《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》。将天然气分为存量气、增量气两部分。存量气是2012年实际使用的天然气数量，增量气是新增加的天然气数量。本次价格改革的关键内容如下表所示：

表1 2013天然气价格改革解读

改革要点要点释义备注

市场净回值“成本加成法”定价改为“市场净回值

法”。进口燃料油和液化石油气作为可

替代能源品种，并按照60%和40%权

重加权计算等热值的可替代能源价格。

然后按照0.85折价系数进行折价。

改革区分存量气和增量气，

增量气一步到位，存量气适

当提高；居民用气不做调整；

适用于国产陆上天然气、进

口管道天然气。

一省一价由出厂环节调整为门站环节，门站价格

为政府指导价，进而将区别气源、路径，

分别制定出厂价格和管道运输价格的

做法，改为分省制定统一的门站价格。

取上海市场（中心市场）作

为计价基准点；据可替代能

源价格变化情况，每年调整

一次，并逐步过渡到半年、

季度调整

非常规气定价页岩气、煤层气、煤制气出厂价格，以

及液化天然气气源价格放开，由供需双

方协商确定

需进入长输管道混合输送并

一起销售的，执行统一门站

价格

3、价格改革对产业影响

①上游：利好天然气生产企业。国内天然气生产以三大石油公司为主，在以往气价水平下，国内天然气管道天然气生产利润微薄，天然气勘探和开发积极性不高，价格倒挂天然气进口业务也承担了较多亏损。天然气定价机制改革后，必然会导致天然气井口价格的上涨，从而使天然气（包括非常规气）生产企业直接受益，价格与国际能源价格挂钩也将改变进口天然气亏损局面。总的来看，价格改革体现出国家促进天然气上游开发的意图，也与下一步国家放开上游竞争管制的导向相符合，利益驱使上游开发主体将大幅增加，促进天然气供应。

②中游：政策影响呈现中性。中游的天然气管输收费标准涉及跨省的部分多由国家发改委制定，省内价格由地方发改委制定，我们认为井口价格的提升并不一定会伴随着管输费用的提升，因此对中游管输行业的影响偏中性。但随着天然气应用的推广和供给的增加，管网的建设力度会进一步加大，与此同时，天然气管道由于具有自然垄断特征，管网运营监管也会增强，管道运营企业将面临垄断优势逐渐减弱的局面。

③下游：城市燃气面临短期压力和长期空间。天然气价格改革，对下游产业的影响呈现出两个不同方向的特点：一方面，工业用气价格上升，下游企业用气成本高，会导致天然气消量下行，城市燃气经营公司提升价格也会面临较大阻力，特别是不具备零售终端的城燃公司；另一方面，我国城镇气化率仅30%左右，而行业经验水平为70%以上。从长期来看，随着价格制定激活天然气供给能力，燃气正由供给偏紧走向供需平衡，供给打开区域的需求将得到优先释放。

（二）产业上游政策分析

1、气源开发主体：打破垄断是趋势

根据《国际石油经济》（2010）杂志的统计，三大油在上游生产领域的产业集中度高达99.8%。但随着反垄断、国有企业改革和天然气价格改革的逐步推进，气源开发主体的垄断有望打破。①中国并不缺少打破天然气产业垄断的政策。“非公36 条”（2005年），《反垄断法》（2008年），《关于深化经济体制改革工作意见》（2009 年）和新“36 条”（2010 年）都为打破石油天然气产业垄断扫清了制度障碍。②改革是最大红利，国有企业改革作为新一轮经济体制改革的关键领域必然成为关注焦点，混合所有制改变“一股独大”是趋势；③最新天然气价格改革采取的是“门站价格”，通过前文分析，门站价格提升将极大促进天然气上游开发主体的积极性。

气源开发打破垄断不仅体现在本土气源开发还体现在天然气进口。LNG进口资质审批权和LNG接收站建设审批权是关键议题。中石油经济技术研究院最新发布的《2012年国内外油气行业发展报告》显示，2012年国内进口天然气428亿立方米，对外依存度高达29%。面对天然气对外依存度不断上升的事实，单纯由三大石油央企垄断LNG接收的格局，已很难满足国内市场的现实需求。2013年3月7日，国家能源局向新奥集团出具了可以进行前期准备工作的99号文，

但其前提是新奥找到了低价气源供应商并承诺其进口LNG不上陆，只做国际航运和舟山群岛居民供气，新疆广汇能源也有望拿到LNG建设和进口资质，气源开发竞争导向进一步显现，当然进入过程依然存在多重掣肘。

2、非常规气开发：煤制气>煤层气>页岩气

煤制气和煤层气处于商业化初期，政策鼓励大力发展。我国资源禀赋的特点是“富煤、少油、贫气”，利用丰富煤炭资源，发展煤制天然气，可以缓解天然气供求矛盾。国家能源“十二五规划”首次将煤制气列入规划目录，政策导向和环保压力下煤制气项目大批上马，煤炭价格走低和管网“非歧视准入”服务的规定将进一步推进产业发展。对于煤层气，2011 年12 月发改委能源局发布《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》。根据规划，2015 年我国煤层气产量将达300亿立方米；2013年9月22日，国务院办公厅发布《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》。《意见》预示着煤层气开发补贴标准将大幅提升，被认为是国家为改变煤层气开发停滞不前局面迈出的第一步。

页岩气仍处于技术突破阶段。目前来看，我国页岩气开发进展较为缓慢，原因在于：一是地质条件和技术问题，我国页岩气开发面临的地质条件和地面条件与美国不尽相同，美国技术的直接移植很难发挥作用。大批压裂设备要运进山区去还需要修路，运输成本大。另外，水资源缺乏也是制约页岩气开发的重要因素。二是与美国相比，政策支持力度和稳定性预期不足，美国以出台《原油暴力税法》方式来促进非常规能源开发，2004年《美国能源法案》更是明确提出未来10年每年政府要投资4500万美元用于包括页岩气在内的非常规天然气研发，此外，美国很多州还有单独的页岩气补贴和减税政策。而我国政府虽然出台了《页岩气发展规划（2011-2015年）》、页岩气探矿权和开采权招标以及相关补贴和减税政策，但并没有能源立法，企业缺乏对政策稳定性的长远预期，各省也缺乏相应的政策导向。可以预见“十二五”期间，页岩气产业的重点主要集中在前期的勘探和示范项目上，以四川盆地（涪陵页岩气示范区）为重点，实现设备国产和技术突破，真正的规模化生产可能要等到“十三五”期间。

新兴气源不断涌现政策扶植相对较少。2010年，致密砂岩气占全国天然气总产量24.6%，在天然气储量增长和能源供应方面发挥了重要作用，中国科学院院士戴金星认为致密砂岩气应该比页岩气更具开发潜力；生物燃气能源具有低成

本、清洁环保等优势，已经纳入国家能源“十二五”发展规划，欧盟国家已经掌握车用生物燃气的关键技术，国内贞元集团已引入丹麦技术在安阳市投资第一个车用生物燃气项目，生物燃气作为可再生能源在浙江省《“十二五”及中长期可再生能源发展规划》中亦有提及，这一战略性新兴产业值得关注。

（三）产业中游政策分析

1、管道运营：非歧视准入+独立核算

2013年8月2日起，国家发改委牵头制定的《天然气基础设施建设与运营管理办法》正式对外征求意见。《管理办法》明确天然气基础设施运营企业应该提供非歧视性服务，不得利用对基础设施的控制排挤其他天然气经营企业，在服务能力具备的情况下，不得拒绝为符合条件的用户提供服务或者提出不合理要求。同时，对于目前天然气基础设施运营企业涉及下游销售的情况，提出同时经营天然气销售等其它业务的基础设施运营企业，应对对天然气基础设施的运营实行独立核算，确保管道运输、储气、气化、液化、压缩等成本和收入的真实准确。有消息指出，独立核算符合未来改革方向，大型央企的管道运营业务可能会分拆独立，这对于浙江天然气管道运营将意味着一定风险。

2、管道企业：利润大幅下降+管道优势不再突出

我国天然气管道主要以“趸售”而非“代输”形式运营，即管道公司将上游天然气资源买入后，再卖给下游用户，实现对天然气的统购统销。准备建设的新粤浙管道将选择“代输”模式，下游用户将有机会越过管道运营公司，直接与上游气源供应商谈判确定气源供应价格。新粤浙管道运营公司在以“无歧视”原则运输天然气的同时，只向用户收取国家发改委核准的管输费，相当于“高速公路”。这种“代输”模式极有可能向省内干线运输网络推广。这对管道企业意味着：一是管输业务利润会大幅下降，二是管道作为核心竞争力会越来越困难。整个产业将逐渐形成“生产—管输—销售”的“哑铃型”结构。

（四）产业下游政策分析

1、环保政策影响：天然气使用量将显爆发式增长

环境不断恶化，治理政策相继出台，2010年环保部发布《关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量的指导意见》，重点区域是京津冀、长三角和珠三角地区。国家环保“十二五”规划把化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化

物4项污染物的排放总量控制作为约束性指标，同时，从“十二五”开始，将城市大气细颗粒物（PM2.5）防治工作逐步提到议事日程。2012年以来雾霭污染问题日益凸显等都将推进天然气能源作为清洁燃料大量使用。

2、天然气利用政策：天然气发电和汽车燃料将成重点

2012年国家发改委公布了新版《天然气利用政策》，与2007年版本对比：①整体而言，天然气利用得到进一步鼓励，大幅增加了使用天然气“优先类”的内容；②增加的“优先类”项目包括集中式采暖、汽车燃料（汽车类型）、船舶燃料、分布式能源项目和煤层气发电项目等；③“允许类”中对天然气发电取消了“重要调峰”限制。不难发现：天然气发电和汽车燃气处在突出位臵，2011年我国天然气发电量占比仅2.2%，远低于世界平均逾20%的水平。

3、浙江省天然气利用政策：天然气汽车、工业燃料和分布式能源

在前期政策作用下，2011年浙江天然气消费中发电已占到57.87%，未来浙江天然气利用政策将更多偏向以下方面：①天然气汽车。“2010-2020年浙江省天然气加气站发展规划”指出，到2015年将建成155座天然气汽车加气站，满足5.5万辆汽车的燃气需求。浙江省天然气“十二五”规划要求到2015年，公交车和出租车的气化率分别达到30%和50%。政策执行力度也在加强，以杭州市为例，2013年9月专门成立了机动车油改气工作领导小组。不过，私家车“油改气”政策浙江尚未向山西跟进。②煤改气政策。浙江省“十二五”及中长期能源发展规划指出今后20年将不断优化能源结构，煤炭占能源消费总量比重从2010年的61.3%下降到2015年的55%、以及2030年的30%左右。2012年《浙江省大气复合污染防治实施方案》已经要求工业园区积极推进清洁能源替代；2013年6月《浙江省大气污染防治2013年实施方案》更进一步提出在全省范围内严格煤炭总量控制，淘汰小型燃煤锅炉，至2014 年，环杭州湾城市率先基本建成禁燃区或无煤区；2012年绍兴印染行业已刷先开展阶梯式“煤改气”补助，最早完成企业最高获得补助可占到改造设备的80%左右。③分布式能源政策。由于分布式能源在能源利用效率和保障供电安全上优势突出，国家能源“十二五”规划指出要建设1000个天然气分布式能源项目，预计“十二五”末天然气耗用量将达到90亿立方米。2013年国家电网杭州萧山供电公司启动了首个《分布式能源并网规划》编制工作，折射出分布式能源入网问题有望得到有效解决。