燃气行业分析报告.docx
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燃气行业分析报告
2014年燃气行业分析报告
2014年2月
一、环保压力推升燃气需求，打破垄断加快管线建设
1、环保压力升级，天然气消费快速增长
天然气具有热值高、使用方便、清洁等优点，近年来消费需求旺盛。
2008~2013年，我国天然气消费量分别实现年度增速16.9%、10.1%、18.2%、12.0%、13.0%和12.9%增速均达到两位数以上，处于较快增长期。
2013年我国天然气表观消费量达1692亿立方米，根据中石油技术经济研究院近期发布的《2013年国内外油气行业发展报告》预测，2014年表观消费量将达到1860亿立方米。
根据“十二五”规划，我国2015年的天然气产量和消费量将有望达到1565亿立方米和2300亿立方米，实现较大发展，其中消费量将较“十一五”末实现翻番。
去年以来，由于北方地区雾霾天气严重，国务院发布《大气污染防治行动计划》，提出控制煤炭消费总量，削减发电、供暖、工业等领域的煤炭用量，发展新能源汽车等战略方向。
在国家层面政策的引导下，在大气污染治理压力较大的地区，如北京，天津，河北等地纷纷出台地方版行动计划，在这些行动计划中，基本均提出了扩大天然气应用规模的指导方向。
我们认为，随着环保压力的升级，天然气消费量将持续较快增长。
2、供需相对紧张，进口气占比提升
由于地质构造等因素，我国的陆上常规天然气资源主要分布在四川、陕西、新疆和内蒙古等地区，这四个地区占全国总基础储量的75%左右，而海上天然气资源主要分布在东海陆架、莺歌海、琼东南和渤海湾盆地。
天然气产量方面，居于前三名的是四川、陕西和新疆（内蒙古未纳入统计局统计范围），也占全国产量的75%左右；目前海上天然气开采难度相对较大，产量占比相对较低。
总体来看，我国陆上天然气资源的分布和已有产能主要分布于西部地区，国产陆上天然气需送达东部，主要通过西气东输、川气东送等管线进行长距离输送。
由于东部地区消费需求旺盛，而气源相对不足，供需相对比较紧张。
2013年，我国天然气产量1210亿立方米，同比增长9.8%，明显低于天然气消费量增速；其中，常规天然气产量1178亿立方米，占比消费量的69.6%，而非常规天然气仍处于探索和起步阶段，2013年煤层气产量30亿立方米，页岩气产量仅2亿立方米，产量都还很低，不能满足快速增长的需求。
因此，进口气规模不断扩大，同比增速较快，2013年天然气进口量达534亿立方米，同比增长25.6%，由于国内常规气田扩产能力有限，未来我国天然气进口依存度仍将继续提升。
3、管线建设引入民间资本，垄断格局开始破冰
相对于下游旺盛的需求，我国天然气基础设施建设相对落后，国家鼓励相关投资建设。
《天然气基础设施建设与运营管理办法》（征求意见稿）指出“国家鼓励、支持各类资本参与投资建设纳入统一规划的天然气基础设施”，对民间投资进入天然气领域持鼓励态度。
近期北京、长沙等地也纷纷出台地方政策，加快开放民营资本进入天然气行业。
2013年6月26日，中石油与泰康资产、国联基金签订油气管道合资合作战略协议，共同成立中石油管道联合公司，运营西气东输西一线西段、西二线西段、涩宁兰线、轮库线和鄯乌线5条天然气管线、5条原油管线和5条成品油管线。
本次合作中，泰康资产和国联基金共持股50%，其中，泰康资产代表了泰康人寿、中国人寿、中国人保、新华人寿、太平洋保险等保险行业投资者，共投资360亿元；国联基金代表工商银行、农业银行、建设银行、长江养老、中国清洁发展基金等投资者，共投资240亿元。
西三线引入包括民间资本的各类资本，对我国的天然气基础设施建设具有重大的示范意义。
打破垄断，提高效率：
在长输管线项目中引入民间资本，打破过去长输管线项目中石油、中石化等国有资本垄断的局面，改善了管道公司的治理结构。
民营资金介入下，将促使项目投资运营提高效率，并增加透明度，实现共享收益，共担风险，协同发展。
增加资金来源：
吸纳民间资本，增添了融资渠道，通过保险、银行、基金等投资者能够大量吸纳社会资金，推动管道建设加快发展。
近期，油气领域的国企改革推进，如中石化放开了油品销售板块社会和民营资本参股，我们预计，天然气领域引入混合所有制的进程有望加快展开。
二、产业链垄断特征明显，改革取得实质性进展
1、天然气产业链结构：
垄断特征明显
天然气业链分为上游、中游和下游三个类，负责天然气从生产、输送直到分销的全过程。
上游：
包括天然气的生产商和进口商，以中石油、中石化和中海油为主，也包括煤制气等非常规天然气生产商，是产业链中气源的提供者；
中游：
主要是各长输管线运营商，如西气东输管线，陕西省网管线等，在产业链中主要负责长距离输送天然气，也向部分大用户直接销售天然气；
下游：
主要是各配气公司，主要向终端用户分分销天然气，如各城市燃气提供商，汽车燃气加气商等。
天然气基础设施投资大，回报期长，且中下游环节具有特许经营的特征，全产业链各环节中垄断经营的特征明显，中石油为代表的三大油公司在行业中具有很强的垄断地位。
我们分析了当前我国天然气行业的竞争结构，见表3。
2、气价改革历史：
逐步推进，以行政调价为主
从历史上看，我国天然气定价经历过多次改革。
在气价领域，主要的思路是行政调价，同时辅以价格管理模式的完善。
低价鼓励使用：
1956-1981年，国家实行低价政策鼓励使用天然气。
1956年制定天然气井口价格为70元/千立方米，1958年，为鼓励就地使用天然气，将价格下调为30元/立方米。
调价促进生产：
1982年，为抑制天然气产量下滑、增加天然气生产投入，将四川天然气价格提高到80元/千立方米；1987年，为弥补天然气生产企业成本支出，允许四川天然气在气价外向用户收取净化费50元/千立方米，并实行天然气商品量常数包干、超产天然气按260元/千立方米的高价销售。
实行分类和双轨制气价：
1992年，对陆上天然气井口价格实行分类气价。
1994年进一步上调天然气井口价格，四川井口价格平均540元/千立方米，企业自销天然气基准价900元/千立方米，允许上下浮动10%。
计划内外气价并轨：
1997年，对计划内气价和自销气价实行“并轨”，2002年将天然气井口价格外加的净化费并入价内，合并为天然气出厂价，同时将出厂价提高30元/千立方米；
出厂价形成机制改革：
2005年，改革天然气出厂价格形成机制，主要内容包括：
天然气出厂价简化为化肥生产用气、直供工业用气和城市燃气三类；统一实行政府指导价，规定浮动幅度；理顺相关能源比价关系，建立挂钩定期调价机制，逐步提高价格和实现价格并轨；
出厂价上调：
2007年，将工业用气（含发电用气，不含化肥和独立供热用气）的出厂价格上调400元/千立方米，2010年天然气出厂价格普遍上上调230元/千立方米，至此陆上天然气平均出厂价格达到1150元/千立方米左右。
截至2010年，我国天然气价格管理环节为出厂价，各环节定价方式、定价机构和定价机制如表5所示。
3、管输费定价历史：
老线老价，新线新价
在管道运输环节，我国一直对长输管线实行严格的政府定价政策，实行“老线老价”、新线新价”，基本均采用成本加利润法定价。
其中：
“老线老价”指1984年以前，由国家拨款建设，或用贷款建设但已还清建设投资本息的国家管道执行国家统一运价。
“老线”的管输收费标准最早是参照当时铁路货运费率按距离收费的方法制定。
随着石油工业的发展和管道运输成本的上升,国家多次调整了天然气管道运输价格。
“新线新价”指由贷款建设的新输气管线，采用新线新价、一线一价的管理方式，报国家价格主管部门批准后单独执行。
定价机制按照补偿成本加合理利润方式规定一个综合价，然后按距离以不同的下气点分别确定。
4、近期改革加速，市场化方向不改
2011年底以来，我国天然气价格改革工作加速推进，分别在两广、上海和四川进行了相应试点工作，2013年，国家发改委提出了天然气价格调整方案，标志着气价改革已取得实质性进展。
2011年12月26日起，在广东省、广西自治区将采用“市场净回值”方法定价，选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩调整的机制，同时规定广东和广西的最高门站价格分别为2.74元/立方米和2.57元/立方米。
2012年7月2日，在上海进行了我国首次天然气市场定价的尝试，上海石油交易所进行了迎峰度夏天然气交易，投放1亿立方米非政府定价天然气用于夏季调峰。
2012年12月7日，四川发改委发布文件，将省内自产气和外购气分别作价的方式改为综合作价。
除居民生活、车用CNG和化肥用气外实行全省统一最高门站价格1.98元/立方米，化肥用气最高门站价为1.34元/立方米。
2013年6月28日，国家发改委在总结广东、广西天然气价格形成机制试点改革经验基础上，提出了天然气价格调整方案，对非居民用气进行调整。
2005年的气价改革中，已经考虑了与替代能源比价的定价机制，体现了市场化的定价机制，2013年的改革方案坚持了这一基本思路。
从发展阶段上来看，我国天然气行业还处于相对初级阶段，价格改革也刚刚步入市场化阶段，参考各发达国家的天然气价格机制，对我国未来改革的方向是有益的参考。
三、国外天然气价改：
起步始于管制，发展指向市场
目前世界上典型的天然气生产和消费区域主要有北美、欧洲、俄罗斯和亚太等，这些国家和地区的天然气市场发展阶段不同，采取的定价机制也各不相同，通过参考国际实践经验，归纳发展规律，将为我国的天然气价改提供有益的经验。
1、北美：
资源禀赋优越，市场化发展成熟
北美的主要国家是美国和加拿大，这两个国家的天然气资源丰富，在页岩气大规模开发之后，天然气产量更是大幅增加，除自用之外，还拥有了相当规模的出口能力。
在优越的自然资源禀赋条件下，北美地区天然气消费在能源消费中占比较高，经过长期的发展，美国和加拿大天然气市场通过多处管网连接，已逐步形成一体化，总体发展也已步入成熟阶段。
从历史上看，美国和加拿大的天然气价格形成机制均经历了三个阶段，以美国为例：
全面监管阶段：
1938年，天然气州际管道的迅速发展，为了防止垄断高价，联邦政府出台了《天然气法案》管制管输费用，但不涉及天然气生产和城市配气环节。
1954年，美国政府又出台了《菲利普决议》，美国天然气行业进入全面管制时期，天然气上游销售价格、城市门站批发价和终端零售价全部按照成本加成法定价。
逐步解除管制阶段：
由于严格的价格管制，20世纪70年代，美国天然气产量开始下滑。
为了应对这一局面，美国政府决定放松对天然气价格的管制，1978年，美国政府颁布《天然气政策法》，同意逐步解除对天然气井口价的管制；
市场化阶段：
1985年，美国政府允许管道运输公开准入，并确定天然气销售价格市场化，允许生产商与用户直接议价；1989年，颁布《天然气井口价格解除管制法》，完全取消井口价格管制；1992年美国联邦能源监管委员会颁布了636号令，建立了天然气工业的重建规则，具体包括运输公开准入、发展市场中心、公开储气准入、容量转让等，美国天然气市场步入全面市场化阶段。
从美国的经验来看，在天然气行业发展的早期，价格管制政策起到了很好的作用，通过控制天然气价格，促进了天然气消费的持续快速增长，推动了美国天然气产业的发展；但是，严格的政府管制导致了天然气行业发展的低效率，价格管制挫伤了气源生产者的积极性，带来了天然气供应的紧张；于是逐步放松管制，体现天然气资源的市场价值，吸引新的资金进入天然气行业，从而实现行业长期健康发展的目标。
目前，美国天然气价格基本上由现货市场与期货市场共同决定，是完全市场化的定价机制。
加拿大天然气价格机制与美国类似，也经历了固定价格制度、天然气商品价值定价和竞争性市场三个阶段。
三个阶段的定价方式分别为：
基准价+每年小幅调价，参照当地原油炼厂价格定价，以及解除井口价管制并实行管道公开准入的市场定价。
2、欧洲：
进口与自产并存，油价挂钩为主
欧洲地区国家众多，各国的采用的天然气定价方式也不尽相同。
由于欧洲国家进口天然气较多，这些进口合约多数以油价指数作为定价标准，因而油价指数法在欧洲天然气定价中占据主导地位。
以法国为例，在1993年之前，法国的天然气市场完全由法国燃气公司垄断的，并且该公司拥有进口天然气的独家经营权。
此时的天然气价格，包括城市门站价和终端销售价，都受到政府的严格管制，采用成本加成的定价方法，并在不断的发展中引入了油价指数定价法。
欧盟成立之后，1998年，欧盟推动管道第三方准入，以便使各国开放各自的天然气市场，使终端消费者可以自由地选择天然气供应商购买天然气。
法国的天然气市场管制开始逐步放开。
2007年7月1日以前，法国天然气价格体系采用价目表和合同价相结合的方式，价目表体系主要针对居民和小型商业用户，在这一体系下，用户无权选择下游销售商，价格受政府管制；而合同价主要适用于电厂和大型工业用户，可以自由选择供应商，并进行市场定价。
2007年7月1日以后，价目表价格体系放开，所有用户均可以自由选择供应商，并享有市场价格，从而使天然气市场实现了市场化，但在上游气源与油价指数相关的前提下，市场化气价也跟随油价指数波动。
与北美相似，欧洲也走了天然气市场化的道路，各国逐步开放本国市场和输气管道，从而加强市场竞争，提高天然气工业的运行效率。
3、俄罗斯：
资源储藏丰富，气价执行双轨制
俄罗斯天然气资源丰富，产量居于世界前列，是重要的天然气出口国，其天然气价格采取“双轨制”，对外出口的价格和国内天然气价格采用不同的价格体系。
对于出口的天然气，俄罗斯一般与进口国签订长期合同，并使用与油价挂钩的定价模式。
而对于国内使用的天然气，俄罗斯正处在市场化改革之中。
在前苏联时期，天然气由国家统一定价；前苏联解体后，由俄罗斯各联邦能源管理委员会确定各地最终的零售价格。
2000年，俄罗斯颁发的《关于在俄联邦境内天然气价格与输送费率政府调控的议案》，提出要逐步放开天然气批发和零售价格。
由于俄罗斯天然气管道由Gazprom（俄罗斯天然气工业股份公司）统一经营，其也是俄罗斯最大的天然气生产商，具有极强的垄断地位。
为了保证市场相对公平，俄罗斯政府对其他生产商的天然气价格管制已经解除，而对Gazprom的价格严格管制。
俄罗斯对内气价仍执行双轨制，天然气市场化改革还在进行中。
为了提高生产积极性，俄罗斯逐步提高了工业用户的气价，未来有望通过建立管道第三方准入制度，最终实现天然气价格的市场化。
4、日韩：
主要依赖进口，原油价格挂钩
亚太地区是全球主要的天然气进口区域，目前进口规模已处于世界第一位。
其中日本、韩国是典型的天然气资源匮乏，主要依赖进口的国家。
由于主要依赖进口，日本和韩国的进口天然气价格主要通过JCC（日本原油综合指数价格）与原油价格相关联，原油综合指数价格是一揽子日本进口原油价格。
由于进口天然气价格波动较明显，终端销售价格需要随之进行调整。
以日本为例，主要通过成本加合理利润为原则，根据国际汇率和油价波动情况进行调整。
5、天然气定价机制：
起步于管制，发展指向市场
从上面各个国家和地区的天然气价格机制演变历史和现状来看，天然气定价机制的形成和发展基本都起步于高度政府管制，经过逐步放松管制，发展目标指向市场化。
起步于严格管制。
天然气行业发展之初，天然气价格处于政府的严格管制下，一般采用成本加合理利润的方式进行定价，属于固定定价阶段。
可以减轻垄断的影响，控制天然气价格，促进天然气需求增长。
但随着行业的发展，固定价格定价法难以适应市场变化，不能正确反映天然气资源的价值，往往损害生产者的积极性，影响了天然气行业的发展。
管制逐步放松。
由于较低的天然气价格，通常会造成气源紧张的局面，为增强天然气生产者的积极性，政府逐步放开对井口价的管制，一般采用竞争性替代能源价格进行定价，从供给侧提升天然气的产量，促进行业的稳步发展。
从各国价格改革的过程来看，放开管制是一个逐步渐进的过程。
指向市场化方向。
随着天然气市场的发展成熟，天然气产业结构逐步调整，生产、输送、配送和销售环节逐步分开，气价管制逐步被取消，仅保留对管输环节（长输管网和城市管网）的价格管制，但同时放开管道准入，允许多种气源共同通过管道输送，建立市场中心，天然气行业最终进入市场定价阶段，气价不再由替代能源价格决定，而主要由多种气源相互竞争决定，用户可以自由选择不同的气源。
管输费普遍严格管制。
由于天然气管线具有自然垄断的属性，各国对于管输费的定价一般实行严格管制，以限制垄断对行业带来的负面影响，虽然定价机制存在差异，但基于成本加合理利润的基本思路得到了普遍贯彻。
6、定价机制需与天然气市场特征符合
虽然在天然气定价机制的发展过程中，非自然垄断环节的市场化是大方向，但各国的改革过程和现行定价机制各不相同，我们分析，这主要是各国天然气市场的发展情况所决定的。
价格机制需要与行业结构相符合。
例如在美国天然气实现了市场化定价，是建立在政府强制管道公开准入，并将洲际管道企业的销售职能剥离，并使得气源、运输、销售等业务环节相对独立经营，从而使得天然气经营企业可以公平的争取客户，实现多种气源竞争的基础之上；欧洲国家，如英国的管制放开也经历了类似的过程；而俄罗斯由于Gazprom公司掌握气源和管道，虽然政府试图放开管制，但仍未实现公开三方准入，进展并不顺利。
价格机制需要与行业发展成熟度相符合。
在行业发展的早期，低气价能够保障需求快速增长，但长期的低价必然导致供不应求，从而需要放松天然气价格，适当提升气源供应商的积极性；与此同时，快速增长的需求必然带来对管道建设的巨大拉动，此时如果将管道企业的生产、销售等环节剥离，将明显影响管道的投资建设，不利于行业的发展。
价格机制需要与资源禀赋相符合。
目前市场化成熟的典型的国家，主要是资源丰富的发达国家，这主要是因为这类国家天然气产量潜力大，价格能够维持在相对较低水平，价格管制的放松并不会带来气价的大幅上涨，从而对行业带来的冲击相对较小；而对于天然气进口国，在天然气国际贸易中，与油价挂钩的长协定价机制影响力很大，气源价格被动的跟石油这种替代能源挂钩，明显高于生产成本，从而影响了整个价格体系。
四、三中全会指明方向，气改有望加速向前
1、定价机制调整，改革已有实质进展
2013年6月份，《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》发布，我国天然气价格管理由出厂环节（气源）调整为门站环节。
根据该文件，我国现行天然气定价机制如表10。
本次价格改革，建立起了反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制。
为减少对下游用户的影响，使调价平稳，区分了存量气和增量气，增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气（权重分别为60%和40%）等可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格分步调整，力争“十二五”末调整到位。
同时文件指出，通过逐步理顺天然气与替代能源比价关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础。
我们认为，该方案的出台，已标志着我国的天然气价改迈出实质性步伐。
定价方法重大变革：
价格管理由出厂环节调整为门站环节，并将最高门站气价与替代能源价格挂钩，已明显体现了气源竞争的思路。
一方面，将天然气价格与可替代能源挂钩，更能体现天然气资源的价值；同时，在统一的门站价体系下，成本较低的气源，可以在价格高限内按照较低的价格销售，将表现出更强的竞争优势。
非常规气市场化步伐较大：
不进入长输管道输送的非常规气，价格已经完全放开。
进入长输管道的非常规气，混合输送但单独销售的，气源价格也已放开，体现了向管道第三方准入发展的方向；而对通过输送和销售一体化的管线销售的，继续对门站价进行管制，体现了限制垄断，保护上下游利益的思路。
2、三中全会召开，市场化改革有望提速
2013年四季度，三中全会《决定》出台，预示着我国将迎来新一轮全面改革热潮。
根据其内容表述，天然气行业涉及的，是完善主要由市场决定价格的机制，能由市场形成价格的都交给市场，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节。
我们分析，《决定》给出了天然气改革的方向性纲领，主要有三层含义：
市场化改革方向明确：
对于除管道外的非自然垄断环节，市场化改革将继续，具体而言，长期目标就是气价的市场化。
自然垄断环节加强管制：
对于长输管线和配气管网，均属于天然气行业中的自然垄断环节，价格管制仍将继续加强，不存在市场化的可能；
公益性用气价格管制仍将存在：
对于公福等用气领域，价格管制可能将长期存在，以保障社会公共利益。
3、展望未来：
产业链改革将循序渐进
从2013年6月的气价改革方案来看，三中全会《决定》中的思路已经部分得以体现，净回值的定价方法体现了市场化改革的方向，管输和配气环节的价格仍处于严格管制之下。
方案执行后，全国平均门站价由1.69元提升到1.95元，对下游总体影响较小。
目前天然气在一次能源中占比仅5%左右，气价改革的推动相对较为容易。
根据发改委文件和三中全会精神，天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。
2013年价改主要涉及的是门站价定价机制的改革，参考国际上天然气价改经验，结合我国天然气行业的实际情况。
我们判断，未来在上下游配合门站价格改革的同时，天然气产业链结构改革可能破题。
从我国目前的天然气行业结构来看，气源和长输管网环节基本处于中石油为代表的三大油公司的寡头垄断下，而省级管网、城市配气网和销售环节属于自然垄断。
其中，中石油作为上中下游一体化的全产业链公司，对行业的影响力很强。
因而，在产业链结构改革领域，将基于逐步限制垄断的思路，体现出气源和销售环节的竞争特性，才能为后续的市场化改革打开更多的空间。
在气价领域，目前在门站价环节，除民用气暂未调价采用政府定价外，其他价格均已放松管制采用净回值法定价，我们认为，这一门站价定价方式将在相当一段时间内保持稳定，而对应的气源价格也已经实现市场化，未来市场化的价格主要是下游配气价。
综合上述分析，我们预计，中短期内我国的天然气改革可能将在以下方面有所进展：
产业链结构：
为实现气源竞争，限制长输管线和省内管线的自然垄断，保障非常规气生产商的利润水平，促进非常规天然气领域的发展，推进输气管线独立运营，开展气源公开准入改革必须推进。
只有推动这项改革，非垄断主体的非常规气才能更好的发展，我们认为，这种独立并不一定意味着对管线的拆分，更多的应该是运营管理上的独立，通过增强政府监管和舆论监督，从而保障公平对待各类气源，实现气源的公开准入，公平竞争。
门站价：
根据上述分析，门站价的净回值法将在较长的一段时间内保持稳定，中短期内将围绕着13年6月调价方案的思路，逐步上调非民用存量气的门站价格，而对于民用气，价格的调整将较为慎重；另外，如果管线的公开准入改革得到实质性推动，则管输非常规气门站价的管制将有望从净回值法逐步向市场化过度。
终端价：
目前一般由城市燃气（管网）公司对天然气进行终端销售，由于具有自然
垄断属性，价格管制将会继续存在，市场化将会是一个十分长期的过程。
但在具体的定价方式上，变革会较快展开。
首先，在存量气价逐步上调的背景下，部分地区会建立相对门站价调节终端价的联调机制，理顺价格传导机制；另外，为开展需求侧管理，阶梯气价将逐步推行，未来，对于连续和非连续等不同用户，也可能采用区别定价的模式。
管输费：
对管输费的管制不会放松，但对于新建管线价格的核定，可能更多的采用新方法核定价格，例如采用“两部制”的管输费核定方式，在积极引入社会资本建设输气管线的背景下，核定的管输费水平能够得到保障，从而更好的保障投资者利益。
产业链结构改革属于气改的“深水区”，涉及各行业利益广泛，推进过程必将循序
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