中國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採天然氣、進口管道氣兩種氣源，氣源經過骨幹管道和省級管道進入消費省，而後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：開採環節參與企業少，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，進口項目週期長、投資規模大，通常已保存需要簽訂長協，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後，運輸管道及地下儲庫資源過於集中，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遊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：自採氣>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採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。
天然氣產品按形態可拆分為氣態天然氣和液態天然氣，兩種形態下的天然氣產品均具有熱值高、碳排放低、經濟性高等特點。
因此將其按形態拆分為氣態及液態產業鏈兩篇，上、下兩篇均介紹了天然氣產品種類、特點及行業全產業鏈流程，並分別從兩種形態的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。
上篇 氣態天然氣
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。由於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於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”)，實現小範圍內配送。儘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] 該燃料油主要用於燃燒供能，例如船用燃料油或鍋爐燃料油。
2. 天然氣全產業鏈涵蓋範圍
中國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採為主、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佔比發生變化，其中進口氣佔比逐漸增加，自採氣佔比將下降。中游儲運環節，進口管道氣進入中國後和自採氣一併通過骨幹管道運輸至各個省，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後，部分被氣化進入骨幹管道，部分通過槽車運輸到分銷設施，該環節設置儲氣庫用於天然氣的儲存、調峰。下游分銷環節，管道氣進入各市後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，自採天然氣、進口管道氣兩種主要氣態天然氣氣源經過骨幹管道和省級管道進入消費省，而後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，然後通過LNG槽車運送至加氣站。兩條鏈條並非平行沒有交集，例如，部分LNG經過接收站氣化後進入骨幹管道;管道天然氣通過液化工廠液化後轉變為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。
天然氣行業屬於資金密集性行業，疊加資源分佈不均、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，產品價格並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. 天然氣開採
(1) 開採環節參與企業少，壟斷性強
中國天然氣開採環節實行嚴格的資質審批制度，勘探、開採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。雖然中國先後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，疊加勘探開採成本高、週期很長等因素，截至當前，民企資本單獨獲得油氣礦權的仍極少，因此中國天然氣開採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、開採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佔全國40%，採礦權面積約佔全國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)開採環節經營模式簡單，但資金及技術需求很高
天然氣開採環節經營模式較為簡單，開採主體需要對礦藏勘探開發、採收、淨化後經骨幹管道將其輸出，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採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、含油含水特徵等信息)，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。同時受油氣資源開採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。在採收環節，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。不同氣藏條件打井採收成本亦存在差異，但隨著氣藏的採收期的拉長，採收成本普遍呈先下降後上升的趨勢，因此採收技術為降低成本的主要因素。後期淨化技術壁壘較低，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，開採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，隨著採收期持續採收技術的重要性凸顯。由於自有氣藏開採前需要時間及資金的投入，導致自採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，自有氣藏開採增速低於消費增速，自採氣在中國氣源結構中的佔比逐年下降，2017年末佔比下降至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
開採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併兼顧終端用戶承受能力確定天然氣出廠基準價，而2013年後，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係為：新疆各油田
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後，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後與國內的骨幹管道連接，並運送至主要消費區域。其中中亞管道A、B、C和D線進入新疆後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;中緬管道進入貴州後與西氣東輸廣南支線及中貴線交匯，主要供給雲南、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) 管道氣進口項目週期長、投資規模大，通常需要簽訂長協
在進口環節，由於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。由於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籤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後續的交易中收回成本。同時由於以上原因，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%，進口量佔整體天然氣供給的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徵收)組成，由於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。雖然中石油並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，該進口價格高於國內主要氣田的出廠價價格。進口管道氣進入國內管道後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鉅額虧損，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
由於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幹管道、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幹管道、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-非居民氣價並軌等方面介紹。
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後
在氣態天然氣的儲運環節中，骨幹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後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採天然氣。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，手續複雜且審批週期較長。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，整體回收週期長。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，相較於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，隨著陝—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，小於全國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後。
2. 運輸管道及地下儲庫資源過於集中，未來將實現獨立運營
骨幹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採、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。骨幹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佔總里程的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、陝西、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，其餘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、雲南、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
骨幹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佔據重要地位，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(稅後投資收益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、利於市場銷售、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，目前採用的是“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，採用新線新價、一線一價的管理方式，報國家價格主管部門批准後單獨執行。在目前執行的新線管道費標準中，骨幹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《國家發展改革委關於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託企業協商確定，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並不低，冬季難以以高價賣出，因此儲氣運營環節的銷售價格並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，儲氣費並非單獨收取，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-非居民氣價並軌
自採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，兩種氣源經過骨幹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(雲南、貴州、廣西、廣東、福建等地由於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，居民用氣價由於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%的用戶處於第一階梯，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，居民用氣成本高於非居民用氣，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，國家發改委下發關於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%、下浮不限的範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，剩餘價差一年後適時理順。至此，居民用氣和非居民用氣實現並軌。
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。根據公開資料瞭解，中國現有656個市級城市大部分已採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)，因此該環節經營屬於網絡型自然壟斷。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並具有排他性，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年後，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，收益回報週期長，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“准許成本加合理收益”原則，通過核定准許成本，監管准許收益，准許收益由管道成本、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/噸範圍內，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後，基本可概括出氣態天然氣定價特徵為政府調控。天然氣產業鏈中涉及氣態天然氣的環節為天然氣自採、管道氣進口、天然氣骨幹管道、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遊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。
多種用氣門站價格並軌後，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後，該環節將只賺取7~8%的利潤。由於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. 由於部分進口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後形成門站價，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採氣出廠價、管道氣進口價、LNG進口價則可測算自採氣、進口管道氣及進口LNG三種主要氣源環節的盈利空間，其中由於自採氣出廠價包含了一部分利潤，因此自採氣的盈利空間為相對盈利空間，實際盈利高於計算值。
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於該結果;進口LNG在基本門站價上浮後，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後仍虧損，結果如表14：
總體看，中國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，氣態天然氣由於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：自採氣>進口LNG>進口管道氣。
在下一篇“天然氣全產業鏈分析—液態天然氣”中將著重介紹液態天然氣相應的情況。
下篇 液態天然氣
氣源：進口LNG通過海上輪船在東部沿海碼頭進入中國市場，氣源主要為澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞等國家天然氣。LNG進口較為靈活，協議期限短期化，其價格與國際能源價格掛鉤。儲運：接收站作為進口LNG進入中國天然氣市場的唯一窗口，在整個天然氣產業鏈中具有接收、氣化和調峰功能，目前民營企業參與較少，主要運營方為三桶油;液化工廠完成天然氣相態轉變以解決天然氣運輸問題，槽車為實現LNG陸地運輸的主要工具。分銷：液態天然氣中約80%經過減壓後進入管道對氣態天然氣進行補充，剩餘約20%的LNG通過槽車運送工廠或加氣站。由於工廠使用LNG規模不大，且價格均為協議價，透明度很低，因此在分銷渠道的討論中主要關注加氣站。
液態天然氣價格較為市場化，各環節盈利均有不同特點，其中接收站盈利主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平(摺合0.34~1.03元/立方米的水平)，個體差異體現在進口成本差異及區域內氣源競爭導致對外銷售價格的差異;LNG液化工廠盈利能力主要受氣源成本及消費市場距離影響較大，由於旺季氣源價格提升，遠距離供氣通常發生虧損;加氣站盈利能力受氣源成本影響較大，管道氣盈利最好，其他氣源均有旺季虧損的情況。
一、液態天然氣氣源
液態天然氣氣源主要為進口LNG，結合前一篇介紹的氣態天然氣氣源主要為國內天然氣氣藏開採和天然氣管道氣進口，總體看，中國天然氣氣源結構以自有天然氣氣藏開採為主、進口氣(含進口管道氣和進口LNG)為補充。由於自有氣藏開採前需要時間及資金的投入，導致自採氣短期內難以實現較大提升，因此，近些年隨著天然氣消費量的快速提升，自有氣藏開採增速低於消費增速，自採氣在中國氣源結構中的佔比逐年下降，2017年末佔比下降至60%。未來隨著天然氣消費量提升，自採氣佔比將下降。
進口LNG由東部沿海登陸，與氣態天然氣進口形成四條通道
進口LNG通過海上輪船在碼頭進入中國市場，氣源主要為澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞等國家天然氣。進口LNG上岸集中在東部沿海，彌補了中國國內氣源距離國內主要消費市場較遠的缺憾，且形成多元化的進口天然氣渠道。除海上LNG進口通道外，西北、西南、東北三條管道氣進口通道，中國形成了四條天然氣進口通道。
1. LNG進口方式較為靈活，協議期限短期化
管道氣進口項目由於對基礎設施要求高，具有周期長、投資規模大的特點，通常需要簽訂長協。與進口管道氣比較，LNG進口僅需要國內有接收站以實現LNG運輸船的接駁，而200萬噸的接收站投資規模為10~12億元，投資規模相對低，LNG進口在長協的基礎上增加天然氣現貨合約，且單筆協議進口規模小，因此LNG進口較為靈活，進口量增長較快。2017年中國LNG進口量超越韓國，成為全球第二大LNG進口國，全年LNG進口總量為3789萬噸，進口量增速為48.4%，佔同期天然氣自產及進口總量的22%，較2016年提高4.23個百分點，首次超過進口管道氣對中國天然氣供給的貢獻。由於LNG進口較為靈活，未來將成為中國天然氣的主要供給氣源。
目前LNG進口環節民企參與度較低，主要原因為民企參與進口LNG主要通過兩個渠道，一是租賃LNG接收站。目前LNG接收站主要為三桶油所建，民企租賃接收站較難，2014~2016年，中石油LNG接收站累計為第三方進口LNG約90萬噸，佔其接收能力的3%，且進口LNG時需協調接收站窗口期，便利性差。二是自建LNG接收站，但審批程度複雜，難度亦較大。目前LNG進口的主要參與者為三桶油及少量的民營企業，但三桶油進口天然氣易受“亞洲溢價(亞洲溢價起初是指中東地區的一些石油輸出國對出口到不同地區的相同原油採用不同的計價公式，從而造成亞洲地區的石油進口國要比歐美國家支付較高的原油價格，後引用於天然氣行業指亞洲地區採購天然氣價格高於其他地區)”影響，採購價格偏高，不利於提高LNG的進口量。
2. 進口LNG價格與國際能源價格掛鉤
進口LNG定價與國內天然氣價格體系存在差異，LNG進口價由到岸價為離岸價(即FOB價)、運費與保險費的總和，其中FOB價的制定基於長期協議、“照付不議”原則。而美國LNG價格主要參考區域管道天然氣長協價格以及HenryHub天然氣短期合同價格;歐洲LNG價格通常參考低硫民用燃料油、汽油等競爭燃料價格;亞洲除部分印尼出口的LNG價格與印尼石油生產價格指數掛鉤外，其他LNG多與日本原油清關價格(即日本進口原油加權平均價格，JCC)掛鉤，LNG進口價格=a*JCC+b(其中a和b為常數係數，由貿易雙方協商確定)。
中國LNG進口中長協定價方式即為上述方法，單筆採購以能量單位(美元/百萬英熱)為計價單位，但國內海關統計口徑為同一時期多筆LNG進口量及進口金額，因此多用質量價格元/噸計價，而為方便比較進口LNG與氣態天然氣的價格水平，在本研究中用體積密度1450立方米/噸將其折算為體積價格元/立方米。隨著中國LNG進口量的提升，外部氣源積極進入中國市場，部分LNG進口開始採取現貨定價，其與國際原油價格或油品等替代燃料價格掛鉤。根據中國海關網站中LNG進口量及進口金額推算出的進口單價顯示，2017年以來進口LNG價格集中在2,500~3,000元/噸的水平，摺合1.72~2.07元/立方米。
二、液態天然氣儲運
中國天然氣儲運體系是由骨幹管道、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。由於LNG接卸地與主要市場存在一定的距離，因此天然氣從離開輪船到用戶端之間需要儲存和運輸設施。部分液態天然氣經氣化後進入骨幹管道運輸，而未進入管道部分則需要儲運設施LNG接收站、LNG液化工廠及LNG槽車。以下部分主要介紹液態天然氣儲運環節各設施的運營模式及定價方式。
1. LNG接收站、LNG液化工廠及LNG槽車的經營模式
在液態天然氣的儲運環節中，LNG接收站主要分佈在東部沿海地區，是進口LNG進入中國天然氣市場的唯一窗口，在整個天然氣產業鏈中具有接收、氣化和調峰功能，其中部分LNG接收站的定位已由調峰氣源上升為該省的主力氣源，例如中石油大連LNG接收站、中石油上海LNG接收站。LNG液化工廠主要針對部分天然氣氣田距離管道較遠、天然氣消費區域尚未鋪設管道或者部分民營天然氣生產商可對接的管道有限的情況下，在距離氣源或消費區域適當的位置建設的將氣態天然氣液化為LNG以便於運輸至下游消費終端的設施。其在天然氣產業鏈中的功能為完成天然氣相態轉變以解決天然氣運輸問題。LNG槽車為實現LNG陸地運輸的主要工具，主要分為：LNG半掛式運輸槽車和LNG集裝箱式罐車，其運輸載體分別為液化天然氣罐車和罐式集裝箱，LNG槽車的上游為LNG接收站或液化工廠，下游通常為加氣站或直接用戶。
LNG接收站的經營模式為，接收站自主進口LNG，然後利用管道或罐車將LNG分銷出去，賺取價差，其空餘的窗口期可租賃給LNG貿易方，賺取接收費和存儲費，部分運營商可實現LNG接收、管道運輸、分銷一體化經營。雖然國家陸續出臺政策降低LNG各個環節門檻，鼓勵民營企業參與LNG產業，疊加天然氣“氣荒”提升民營企業的積極性，但目前中國極少數民營企業具有LNG接收站。截至2018年2月末，中國(不含港澳臺)在運行接收站共18座，其中僅東莞九豐、啟東LNG分銷轉運站為民營接收站，雖然三桶油的接收站並未滿負荷運轉，但其對外較少出租窗口期(窗口期是指接收站未安排LNG接受任務的空閒期)，造成整體LNG接收站利用率偏低(2017年為65%)。民營接收站數量較少的原因為LNG接收站整個審批過程較為複雜，審批流程要經過市級、省級及國務院有關部委三級審批，陸上接收站的碼頭要通過交通局審核，而浮式LNG接收站則需海洋局審批。若接收站審批順利通過，後期仍面臨長輸管道難以接入、LNG僅能以液態形式在周邊區域銷售的問題。
LNG液化工廠的經營模式多為獨立經營，將氣態天然氣液化後運輸至消費市場賺取價差，由於運費高於管道運輸，因此LNG液化工廠通常具有相對固定的可盈利的目標消費市場。截至2017年末，中國LNG液化工廠產能約1800萬噸，由於液化裝置檢修、天然氣氣源不足及液化工廠的LNG產品在銷售區域的經濟性存變動等原因導致液化工廠全年開工率僅46%。
槽車的經營模式通常有三種：獨立經營，依靠賺取運費盈利，不同區域運費有所差異;貿運一體化經營，部分槽車運營方具有LNG接收站資源，在天然氣資源緊張時，除了在LNG接收站對外價格的基礎上疊加運費外，還可以賺取額外的貿易費用;部分槽車經營為獨立經營，部分為接收/液化、運、銷一體化經營。
2. 液態天然氣定價較為市場化
整個液態天然氣鏈條上，近80%的液態天然氣經過解壓轉變為氣態進入管道對氣態天然氣進行補充，該部分液態天然氣定價符合管道氣定價方式，即政府指導定價;剩餘約20%的液態天然氣在各個環節的定價均為市場定價，為天然氣產業鏈上市場化程度較高的部分。液態天然氣銷售價格具有明顯的淡旺季差異、區域差異。例如LNG槽車運輸費用在北方波動較大，淡季一噸LNG運費為0.5元/公里，而旺季則上漲為0.9元/公里，折算為立方米，分別為一立方米運費在0.36元/千公里~0.64元/千公里的水平，相對管道氣的管輸費高，淡季有部分運貿一體企業將運費壓低至0.45~0.55元/噸。此外，在以上環節中，LNG接收站的接收費定價方式較為特殊，為了降低進口LNG進入中國天然氣市場的難度，LNG接收站的接受費由國家發改委制定，防止旺季接收站接收費過高不利於LNG的補充，因此規定一般接收一噸天然氣並儲存45天的費用約為450元。
三、液態天然氣分銷渠道
液態天然氣中約80%經過減壓後進入管道對氣態天然氣進行補充，剩餘約20%的LNG通過槽車運送工廠或加氣站。由於工廠使用LNG規模不大，且價格均為協議價，透明度很低，因此在分銷渠道的討論中主要關注加氣站。
在天然氣產業鏈上，加氣站主要負責將LNG或CNG提供給汽車，起到天然氣的終端分銷功能，其中CNG加氣站對應的車為小型車(出租車)、公交或者運距較短的重卡，LNG加氣站主要客戶為城際客車和重卡。加氣站投資資金規模較小，投建期較短，通常15000Nm3/d的加氣站投資需要500萬左右，建設期為半年，因此加氣站增長速度較快。截至2017年末，全國天然氣加氣站保有量約8400座，其中LNG和CNG加氣站分別共有3100餘座和5300餘座。2017年，受益於原油價格持續回升，天然氣汽車發展較快，保有量以歷史最高增速上升，重卡新增銷量為8~8.5萬輛，大幅提升了LNG車的保有量，同期CNG汽車和LNG汽車保有量分別為573萬輛和35萬輛，天然氣汽車保有量合計為608萬輛，而天然氣汽車消費天然氣量共計350億立方，約佔同期全國天然氣消費量的15%，其中35萬輛客車和卡車消費量約佔一半。
加氣站的建設過程包括選址、立項、設計、報建、建設和驗收等環節，雖然其審批難度相對於LNG接收站較為簡單，但仍需要市發改委、國土資源局、工商局、技術監督局、審計委、市政管委、規劃局、環保局、消防局、安監局等多個部門共同審批。經營模式較為簡單，除了前期考慮選址地的車流量外，後期經營過程中主要選擇氣源成本和運輸成本較為合適的氣源，將氣源分銷之各類型天然氣車輛，賺取價差。
定價方面，為落實中共中央、國務院關於推進價格機制改革的若干意見中加快推進能源價格市場化、加快放開天然氣銷售價格的指導政策，前期中國多個地區省市放開加氣站價格(即車用氣價格)，主要集中於東部沿海及南方城市。中國多個省市加氣站環節定價於2018年5月放開，由此前政府定價轉變市場調節價，各車用天然氣經營企業根據市場經營及供需情況自主確定銷售價格，未來加氣站對外加氣價將全國性的放開。
四、液態天然氣各環節盈利測算
天然氣產業鏈中，部分液態天然氣氣化後經管道運輸至下游客戶端，定價符合氣態天然氣定價方式，其盈利能力在第一篇“天然氣全產業鏈分析—氣態天然氣篇”中已做測算，由於所測算氣源距離目標消費地寧波較進口管道氣近，因此運輸費用具有優勢，表現出盈利能力強於進口管道氣。未經管道氣運輸的LNG在流通過程中設計的環節主要有LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車、加氣站等環節，以上各個環節中流通的天然氣均以質量單位(噸)為計價單位，本文選擇較為重要的環節(LNG接收站、液化工廠和加氣站)進行測算，在以下測算中為了便於與管道天然氣盈利能力對比，將計價單位換算成體積計價單位(立方米)，其中1噸LNG折算為1450立方米氣態天然氣。在LNG的流通環節中，除部分三桶油的LNG進入管道作為民用管道氣補充需要按基準門站價外，各環節定價較為市場化，不受基準門站價限制。
1. LNG接收站的盈利能力：
本部分測算針對進口LNG進入接收站後以液態形態對外銷售的環節。目前LNG接收站在產業鏈上仍為稀缺性資源，其盈利空間可通過接收站對外LNG報價減LNG進口價格測算。
(1)主要選取三桶油和民營主要接收站共計12座進行測算，該接收站的盈利水平可大致反應中國接收站整體盈利情況;
(2)各接收站對外報價來源為隆眾石化網站報價，進口價格來源為卓創資訊統計的各個接收站年均進口價格。
(3)盈利測算公式為：接收站利潤=對外銷售報價-進口價格。
從測算結果來看，歷史上接收站的盈利空間波動較小，盈利能力主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平(摺合0.34~1.03元/立方米的水平)。其中中海油深圳大鵬接收站受益於LNG進口價格偏低(2017年LNG進口均價為1864.42元/噸，較其他接收站的進口價格低500~1000元/噸)，因此其盈利能力最好，中石油曹妃甸接收站和中海油天津接收站雖然進口成本並非最高，但由於京津冀區域內氣源較多、競爭激烈導致銷售價格偏低，進而盈利能力最弱;而2017年10月開始，天然氣供給緊張開始凸顯，各個接收站的對外報價均開始大幅上漲，但進口價格提升不明顯，導致整體盈利能力均明顯提升，尤其是中石油如東接收站和中石化青島接收站最高盈利超過4500元/噸(摺合3.10元/立方米)，其他接收站的盈利能力也提升至2000~3000元/噸的水平(摺合1.38~2.07元/立方米)。總體看，接收站盈利主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平(摺合0.34~1.03元/立方米的水平)，個體差異體現在進口成本差異及區域內氣源競爭導致對外銷售價格的差異。
2. 液化氣工廠盈利能力測算
中國LNG液化工長主要集中在氣源附近，例如陝西、內蒙和四川等地。LNG液化工廠供氣成本由氣源成本、液化費用及運費構成，其中液化費用受液化工廠的開工率、儲罐容量等因此影響，通常在0.3~0.6元/Nm3區間。將液化工廠供氣成本與銷售目的地的天然氣市場價比對，判斷銷售的盈利空間，即液化工廠利潤=目標市場天然氣價格—(氣源成本+液化費用+運費*運距)。在氣源穩定、液化費用相對固定的情況下，影響盈利空間的因素主要為供貨距離。
(1)選取陝西液化工廠為例測算，其他液化工廠的測算方法類似;
(2)淡季氣源成本為區域內基準門站價(1.23元/立方米)，旺季氣源成本為基準門站價上浮20%，液化費用取0.55元/Nm3，運費分為淡旺季運費率水平，其中淡季運費為0.5~0.6元/立方米，旺季為0.9~1.0元/立方米;
(3)根據以上假設條件可以將盈利公式簡化為：液化工廠利潤=目標市場天然氣價格—運距*運費—M，其中M=氣源成本+液化費用;
測算結果為：旺季由於氣源成本提升，液化工廠遠距離供LNG將發生虧損，液化工廠淡季供給工業級車用用戶盈利能力均較好。
3. 加氣站盈利能力測算
加氣站的氣源主要為LNG接收站、LNG液化工廠及管道氣等，根據氣源不同將導致加氣站的盈利能力差異很大。
(1)為測算加氣站的盈利空間，選取北京、上海、四川和陝西四個具有代表性的省市，其中北京和上海區域內無液化工廠，但附近有LNG接收站，四川和陝西區域內有液化工廠，而無LNG接收站，因此四個區域的氣源主要為管道氣、LNG接收站或LNG液化工廠;
(2)管道氣價格選取發改委公佈的相應區域內基準門站價，LNG接收站和液化工廠對外銷售價格選取隆眾石化網站披露的相應區域內接收站和液化站對外報價，單位統一為元/立方米。
(3)利潤計算公式為：加氣站利潤=銷售價格-氣源價格，考慮到氣源均為區域內氣源，運費成本較低且差異不大，因此該利潤中含有運輸費用，其利潤水平高於實際盈利水平，但不影響各氣源之間的對比。
測算結果顯示，加氣站氣源為管道氣時盈利能力最好，在2.32~3.24元/立方米的水平;當氣源為接收站或液化工廠時，盈利能力均表現為淡季盈利、旺季虧損，且LNG接收站氣源盈利能力優於液化工廠。
總體看，中國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，氣態天然氣由於受國家政策管制較為明顯，管輸費及配送費盈利空間為7~8%，較為固定，盈利排序為自採氣>進口LNG>進口管道氣。液態天然氣價格較為市場化，各環節盈利均有不同特點，其中LNG接收站盈利主要集中在噸天然氣盈利500~1,500元的水平(摺合0.34~1.03元/立方米的水平)，個體差異體現在進口成本差異及區域內氣源競爭導致對外銷售價格的差異;LNG液化工廠盈利能力主要受氣源成本及消費市場距離影響較大，由於旺季氣源價格提升，遠距離供氣通常發生虧損;加氣站盈利能力受氣源成本影響較大，管道氣盈利最好，其他氣源均有旺季虧損的情況。
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