投资摘要：
本篇报告作为天然气专题系列报告的第三篇，从我国天然气定价机制的改革出发介绍了当前天然气产业链各个环节的定价水平。同时深入剖析了美国天然气市场化改革的历史进程并揭示了其发展规律，并对我国未来天然气行业坚定不移向市场化迈进的发展进行了展望。
美国天然气产业市场化启示：市场化有利于产业良性发展，通过市场竞争促进产业进步，降低居民用气成本。美国天然气市场经历了低监管搞垄断、政府过度监管、监管逐步放开、充分市场化四个阶段。事实证明政府的过度监管会损害生产商或用户的利益，导致价格垄断或是生产商发展积极性不足。而在天然气市场消除垄断、充分实现市场化的过程中，虽然在发展过程中天然气价格会经历较大波动，但是市场的充分竞争促进了生产企业的技术研发，行业的优胜劣汰。充分实现市场化之后，企业盈利增长、市场新参与者不断增加、技术实现突破、产量上升成本下降的正向反馈机制的形成，在页岩气革命之后实现了居民用气成本的不断下降。
我国天然气定价现阶段“管住中间，放开两头”的定价机制有待完善。目前我国天然气价格根据生产环节不同依次为出厂价、管输费、门站价、配气费和终端价格。中间管输环节收取的费用于2016年由发改委明确按照“准许成本加合理收益”的原则制定，随着国家管网公司的成立这部分定价将会遭受到严格的监管，利于上下游的公平竞争。但是与此同时，天然气出厂价格和终端销售价格的市场化仍待完善。部分进口管道气和非常规气依然存在着和门站价格倒挂的现象，生产企业盈利水平没有保障，影响企业生产积极性。终端售气价格依然区分居民用气和非居民用气，非居民用气售价通常高于居民用气，极易导致居民用气供气不足现象的发生，不利于保障和改善民生。
坚定不移向市场化迈进，中国天然气市场和产业将迎来新的发展机遇。天然气市场化进程将逐步推动燃气生产、供应、储备、运输、销售这五大环节的不断优化，促进天然气产供销体系健康协调发展新格局。与发达国家天然气市场相比，我国天然气市场在生产商数目、长输管道里程、储气库数目和天然气交易中心等各个方面处于全面落后地位，发展潜力巨大。随着天然气售价的市场化，上游勘探开发市场将充分竞争，有利于逐步降低开采成本。对于有一定技术和资源积累的非常规气开发企业形成重大利好。下游门站价格将放开，价格趋于合理，用户选择权得到提升，有利于促进终端需求增长。利好优质城燃企业。中间环节，有利于促进管网建设，改善管网投资建设效益。利于管网建设工程公司。
投资策略：建议聚焦天然气上、中、下游各环节，关注天然气全产业链高质量发展的新机遇。
风险提示：行业政策出现重大变化、油气价格大幅波动、终端需求不及预期。
1. 天然气定价受到气源、运输和国家政策三方面影响
1.1 我国天然气分类：常规气占主要部分，非常规气快速发展，进口LNG为重要补充
在我们之前发布的天然气行业系列报告之供给篇中介绍了，目前我国消费的天然气主要有三个来源：国产天然气、进口管道气、进口LNG。2018年我国天然气消费量为2830亿立方米，国产天然气产量仅为1615.3亿立方米，对外依存度高达42.5%。我国国产天然气又可以分为国产常规气与非常规气（主要包括页岩气、煤层气等）。目前我国天然气产出仍以常规气为主，2018年我国常规气开采量为1454.99亿立方米，占开采总量的90%。
1.2 天然气运输方式：管道运输占主体，槽车运输为补充
目前我国采用的天然气输送方式主要包括管道运输（PNG）、液化天然气运输（LNG）。在陆地上，管道运输的方式最为稳定有效，适宜大规模输气。
天然气长输管道蓬勃发展，全国性管网逐步形成。根据天然气发展十三五规划，十三五期间，新建天然气主干及配套管道4万公里，2020年总里程达到10.4万公里。随着西气东输三、四、五线的完善，陕京四线等管道的建设，我国“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局已经初步形成，互联互通相关工作正在全面开展。2019年12月9日国家管网公司的挂牌成立，将进一步促进天然气管道建设。
LNG接收站建设加速，刺激LNG槽车运输业务发展。根据我们先前发布的天然气行业系列报告之供给篇，我国未来1-2年内规划建设的LNG接收站项目有19个，预计增加的LNG接受站接受能力换算为体积845亿立方米/年，而2018年我国进口LNG仅为734.5亿立方米，未来随着天然气供需缺口的进一步扩大，三桶油与终端燃气公司纷纷加大LNG进口规模，必将进一步拓展LNG槽车业务的发展空间。
2. 我国天然气定价市场化进行时
2.1 我国天然气定价机制变迁：政府管控逐渐放开
我国天然气定价依次经历了单一井口价、政府定价、政府指导定价这几个阶段，从趋势上看，政府对价格的管控逐渐放开，天然气市场化程度逐步提高。
第一阶段（1993年前）：我国对天然气井口价实行政府定价。为鼓励天然气消费，对天然气实行低价政策。低价政策造成天然气产业投资不足，天然气产量滑坡的局面，为加快天然气工业的发展，我国开始逐步提高天然气井口价，并于1982年4月对四川省天然气率先实行“常数包干政策”。1987年4月，国务院决定将“常数包干政策”推广至全国。
第二阶段（1993-2005）：我国对天然气价格实行政府定价和政府指导定价。这一时期，我国对天然气价格做了一定幅度的上调。1993 年我国实行了企业自销天然气的价格政策，1994年进一步调整了企业自销天然气价格：国家规定中准价，允许企业自销天然气价格可围绕中准价上下浮动 10%。2002 年我国将天然气净化费与井口价进行了合并，统称为天然气出厂价。
第三阶段（2005-2011）：我国对天然气出厂价格统一实行政府指导定价。2005年12月我国将天然气出厂价格归并为两档价格（一档气与二档气）。2010年5月，国家发改委发出通知，再次提高天然气出厂价格，合并一档气与二档气，扩大天然气出厂价格的浮动幅度。
第四阶段（2011-今）我国天然气价格开始市场化改革之路。2011年12月，我国开始在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点，将天然气定价方法由“成本加成法”改为“市场净回值法”，建立门站价与可替代能源挂钩的机制。2013年，我国对天然气门站价实行最高上限价格管理，并且对非居民用气区分存量气与增量气。2015年我国理顺非居民用气门站价格，实现增量气与存量气并轨，并且将非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理。2018年我国理顺居民用气门站价格，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，实现与非居民用气价格并轨，以后在门站环节将不再区分居民用气与非居民用气。2019年11月4日，发改委印发《中央定价目录》（修订征求意见稿），天然气门站价从中央定价目录中被移除。
2.2 现阶段我国天然气定价机制：管住中间，放开两头
目前我国天然气价格根据生产环节不同依次为出厂价、管输费、门站价、配气费和终端价格。其中门站价为出厂价与长输管输费之和，终端用户用气价格为门站价与配气费之和。
2.2.1 出厂价：由“市场净回值法”确定，不同种类气源盈亏差异较大
我国天然气出厂价主要包括井口价与净化费两部分，其中井口价为天然气被开采出时的价格，净化费指在天然气进入干线管道前，除去天然气中的尘粒、凝析液、水及其他有害组分所需的费用。据上文所述，目前我国天然气出厂价采取“市场净回值法”确定，即在确定的天然气门站价的基础上，扣除一定的管输费，确定出天然气出厂价。由于不同种类气源开采难度不同，从而成本差异也较大，在统一门站价格约束下盈亏各异。
常规气：开采历史久，开采成本低
常规气指由由常规油气藏开发出的天然气，其在地层条件下呈气态或者溶解于油、水中，在地面标准条件下只呈气态。自上世纪50年代我国对四川盆地的气田进行规模化开发以来，常规气的开采技术已得到长足发展，常规气开采成本也降至相对较低水平。根据中石油中石化披露，我国常规天然气单位产气成本处在0.7-1.2元/方之间。
页岩气：国家补贴高，开采成本高，发展前景广阔
页岩气指赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气，根据国际能源信息署（EIA）年发布页岩气资源评估报告，我国页岩气可采资源量达31.57万亿立方米，开采前景广阔。为鼓励页岩气产业的发展，我国对天然气开采实行财政补贴，2019-2020年的补贴标准为0.2元/方，并且给予资源税减征30%的政策优惠。
页岩气开采技术难度大、目前成本相对较高。我国页岩气产业仍面临开采成本较高的困境，主要原因在于我国页岩气埋深大多位于3000米以上，且具有储层类型多样、构造作用强、储层横向展布差异大等特点，相较于北美对于开采技术的要求更高，难以复制北美的开采模式。涪陵气田是我国最大的页岩气田，其钻井、压裂等关键装备和配套工具已全部国产化，气田的开发和建设成本大幅度降低，根据中石化披露的数据，涪陵气田单位采气成本约为0.9元/方，仍高于美国页岩气平均单位采气成本折算后约合0.7元/方的成本水平。而我国其余气田由于开采技术、规模方面的差异，难以完全复制涪陵气田模式，单位采气成本更高，目前我国页岩气单位采气成本处在0.9-1.8元/方之间。
煤层气：补贴力度大，不同地区开采成本差异大
煤层气是储存在煤层中、以甲烷为主要成分的非常规天然气，俗称“瓦斯”。受“富煤、贫油、少气”资源禀赋的影响，我国煤层气资源储量丰富，仅2000米以内的浅层煤层气储量就达到36.81万亿立方米，位居世界第三。煤层气可能是最贴合我国能源禀赋的非常规气资源。
煤层气补贴力度大。为鼓励煤层气的开发利用，财政部决定在“十三五”期间将补贴标准提高到0.3元/方的水平，除去中央补贴，部分省份也出台了相关的补贴政策支持煤层气发展，以山西省为例，山西省财政按0.1元/方的价格拨付省级配套资金对煤层气开采给予补贴。
煤层气不同地区开采成本差异大，部分区块仅有0.6元/方。煤层气比页岩气开发更早、产业化进程更成熟，且煤层气比页岩气的埋深更浅，煤层比岩层硬度小更易压裂，导致煤层气整体开采成本较页岩气更低。根据煤层气龙头蓝焰控股(8.820, 0.12, 1.38%)披露的经营数据，2018年其平均单位产气成本为1.29元/方；另一煤层气开发领先企业亚美能源披露的经营数据则显示，2018年其煤层气平均销售价格为1.64元/方，而平均单位产气成本可降低至0.7元/方，与常规气田相当。不过各地的地质条件千差万别，抽采成本也相差很大，即便是亚美能源内部，马必区块的单位产气成本也高达1.72元/方，远高于潘庄区块0.59元/方的成本水平。
煤制气：生产成本高，市场竞争力欠缺
煤制气是以煤为原料经过加压气化后，脱硫提纯制得的含有可燃组分的气体。在我国“富煤、贫油、少气”的能源禀赋下，煤制天然气本应成为弥补我国天然气供需缺口的重要来源，但在目前投入生产的四个煤制气项目中，仅有以LNG形式销售的内蒙古汇能项目盈利，其余三个借助管网销售的项目均深陷上游煤炭成本高、中游运输管网垄断、下游气价低等困境，出现长期亏损，缺乏生产热情。先行者的困境直接导致行业弥漫着浓厚的观望情绪，产业发展缓慢。
煤制气生产成本高。以新疆庆华为例，如果煤价按照160元/吨计算，煤制气仅生产成本就要1.1—1.2元/方，由于新疆庆华自身持有煤矿资产，煤价成本与其它同类项目相比具有一定的价格优势。而大唐克旗项目由于利用的是锡林郭勒、赤峰等地生产的褐煤，原料成本更高，单位产气成本高达1.7-1.9元/方，生产成本远高于新疆庆华。除却原料成本，有效处理生产过程中产生的大量污水从而达到环保标准，也是煤制气企业需要考虑的问题。从目前运行情况看，煤制气实际生产成本较高，生产企业市场竞争力不足。
2.2.2 管输费：国家管控，趋向公平合理
天然气管输费指借助干线管道运输天然气而向管道运输企业支付的费用。截至2017年底，我国长输天然气管道总里程达到7.7万km，其中中石油所属管道占比约69%，中石化占比约8%，中海油占比约7%，三桶油总占比达84%，存在很强的垄断性。
2016年发改委明确天然气管输费按照“准许成本加合理收益”的原则制定，准许收益率按照管道负荷率不低于75%的水平下，税后全资收益率为8%的标准确定。参照“价格管理办法”，发改委于2017年公布了13家天然气管道运输企业经过核定后的管道运输价格。总体来说，我国的管输费呈现出“一企一价”或“一线一价”的特点。
当前价格水平整体较为合理，部分管线受成本和运力影响管输成本偏高。受管径和运输能力的影响，不同管道的价格水平存在着一定的差异，比如山西通豫煤层气输配有限公司和张家口应张天然气有限公司在建设管道时，由于运输距离较短，沿线需求小，选用较小管径的天然气管道，运输气量小，单位成本高，导致其管道运价要高于其余企业。总体来看，经过此次核定，13家企业管道运输平均价格比之前下降15%左右，整体价格水平较为合理。
未来价格水平会愈发公平。“价格管理办法”规定管输费与管道负荷率挂钩，在管道负荷率低于75%时，管输企业的实际收益率会低于8%的准许收益率，这将推动管输企业主动将管道向第三方开放，提高管道运输效率。随着国家管网公司的挂牌成立，三桶油所属的干线管道资产将逐步剥离至管网公司，未来管网公司将公平公正地向上游开采企业开放管道，真正实现管输和销售的分离，为我国天然气交易的市场化奠定基础。
2.2.3 门站价：各地门站价存在差异，部分非常规气和进口管道气均存在价格倒挂现象
天然气门站指的是长输管道线终点配气站，也是城市接收站，具有净化、调压、储存功能。天然气门站价是天然气门站将经管道传输来天然气出售给下游燃气公司的价格。当前我国天然气门站价仍实行政府指导价，即对门站价实施基准门站价格管理：国务院价格主管部门通过与可替代能源挂钩的机制确定一个基准门站价，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。在门站环节上，我国不再区分居民用气与非居民用气。
由于各省（直辖市、自治区）的天然气资源禀赋不同，与天然气气源的距离不同，运输的成本存在差异，因而各地的天然气门站价存在一定差异。总体上，各地的天然气门站价均位于2元/方左右，其中陕西、新疆等省份是气源地，因此门站价略低。
进口管道气存在价格倒挂现象。由于我国天然气存在较大的供需缺口，而天然气供应事关民生等领域，因此进口管道气的供应便显得尤为重要。为了保障进口管道气的稳定供应，我国与出口国通常采取长协价格进行交易，导致我国进口管道气与门站价之间存在价格倒挂的问题。以中缅天然气管道为例，我国与缅甸签订的合同价格处在2.2-3.3元/方之间，而中缅天然气管道经过的第一个国内省份云南省的门站价基本上都在2元/方以下，因此负有保供任务且负责进口的中石油便承担了这一部分损失。
部分非常规气存在价格倒挂现象。我国非常规气的气源地的大多集中在西南、西北地区，经济发展水平较低，人口密度低，当地需求极为有限，在满足当地需求的基础上，开采企业只能通过管道将天然气输送至东部地区，经由天然气门站销售，而非常规气的开采成本普遍较高，从而导致价格倒挂现象的出现。
我们选取了四个能代表各类天然气行业平均开采成本的气源，核算其销售成本并与目标市场门站价做比较：
长庆油田是我国第一大油气田，其天然气产量占全国总产量的四分之一，主要运输长庆油田出产天然气的陕京管道更是承担着京津冀的保供任务；
大唐克什克腾煤制天然气（大唐克旗）项目是我国首个煤制天然气示范项目，其生产的煤制气主要输往北京；
蓝焰控股是我国煤层气行业的龙头企业，2018年其煤层气产量与煤层气利用量分别占全国的27.05%和23.47%，其生产的煤层气主要销往山西与河南等周边省份；
目前我国的页岩气生产基地主要有中石油的委员会-长宁页岩气示范区与中石化的涪陵页岩气田，“两桶油”生产的页岩气在满足周边地区需求的基础上主要通过管道销往上海等东部沿海地区。
表7：国产气成本核算
非常规气成本过高，利润空间狭窄甚者消失。在只考虑开采成本与管输成本，不考虑补贴与其他因素的情况下，页岩气与煤层气的单位成本分别达到1.965元/方与1.634元/方，十分接近当地的门站价，利润空间极为狭窄；而煤制气行业则处在亏损之中，仅生产与管输成本就高达2.271元/方，远高于1.86元/方的门站价。自2015年以来，煤价上涨了近100%，而门站价则下跌了20%左右，成本倒挂的情况进一步加重，煤制气企业陷入了漫长的亏损期。
个别管线管输费用过高。由于目前我国煤层气、煤制气产量相对较低，因而外输管道的管径与西气东输、陕京线等干线管网有较大差距，管输费用较高。以煤层气外输管道沁水-博爱为例，煤层气输送98km的成本反而高于常规气经陕京线输送近1000km的费用，这对产气成本本就高于常规气的煤层气开采企业造成了极大的负担，不利于构建公平竞争的天然气产业。
未来补贴水平会进一步下降甚至取消。为支持页岩气等非常规气的发展，当下我国制定了一系列的补贴优惠政策，随着产业的发展，国家会逐步下调补贴水平直至取消，非常规气与常规气将回到同一起跑线上，加之我国天然气价格市场化改革不断深入,未来门站价格取消、气价完全放开是必然趋势，如何改进生产技术、降低生产成本，成为页岩气、煤层气开采企业迫切需要解决的问题。
2.2.4 配气费：国家管控，逐步规范
城镇管道燃气配气费，是指一定区域内城镇燃气企业通过城镇燃气管网向用户提供燃气配送的服务，由此向用户收取的费用。
2017年发改委规定，按照“准许成本加合理收益”的原则制定城燃公司配气费，准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定。2018年，全国所有省份均出台了配气价格监审政策方案。2019年国家进一步要求合理确定城镇燃气工程安装收费标准，原则上成本利润率不得超过10%，取消城镇燃气工程安装不合理收费。
同一区域内多种企业并存，企业逐步向监审标准靠拢。我国燃气配送领域市场主体异常复杂，既有中石油、中石化、华润等国资委直属央企，又有地方国有企业，还有外资港华燃气等，不同企业建设管道采用的材料、技术规范不同，因而经营成本各异，差异较大，且不同企业所属管道交叉重叠，相互间都难以理清，不仅导致管道利用效率低下，还带来诸多管理和安全风险；另一方面，为了方便获得地方政府和中介的认可确认，避免双方理解认识上的困难和误差，燃气公司必然会调整业务板块规划、生产经营统计等一系列制度、方法，主动向监审标准靠拢，即企业与监审的趋同化。
国家严格管控，行业平稳发展。从燃气公司自身的角度分析，随着国家对燃气公司配气成本、准许收益的监管趋于严格，燃气公司将主动提升自身专业化水平，控制营运成本，未来我国天然气配气费将逐步趋于合理；从上下游联动的角度分析，随着国家管网公司的成立，管道将公平公正地向上下游企业开放，燃气公司可以与多个上游开采企业进行谈判，选择最适合的上游企业进行交易。
总体来看，天然气的供应事关民生，燃气行业呈现出向准公用事业化的转变的态势。
2.2.5 终端价：区分居民用气与非居用气，不利于公平竞争
终端价指终端用户用气价格。现阶段我国在天然气门站层次不区分居民用气与非居民用气，但是燃气公司在销售时仍区分居民用气价格与非居民用气价格，其中居民用气价格实行阶梯价格。总体来说，我国非居民用气价格普遍高于居民用气价格。
非居民用气价格较高，不利于市场公平竞争。通过比对四个直辖市以及13个省会城市的居民与非居民用气价格，我们不难发现绝大多数城市非居民用气价格要高于居民用气价格，出于追求利润的目的，城燃企业更愿意以较高的价格将天然气出售给非居民用户，极易导致居民用气供气不足现象的发生，不利于保障和改善民生。未来居民用气与非居民用气价格将趋于统一，真正实现居民与非居民用气价格的并轨，实现市场公平竞争。
2.2.6 价格趋势：城市燃气价格尚有提价空间
城市燃气价格有提高空间。虽然城市燃气属于民生行业，居民用气价格不宜过高，但我国经济依然处于较快增长区间，居民人均可支配收入不断提高，对燃机价格上涨的体验逐渐不明显。根据《价格法》，政府定价的重要考量因素是城镇居民可支配收入，按居民平均用气量60立方米/年和低收入用户可支配收入的3%作为居民燃料开支上限计算，居民可接收天然气价格为5.7元/立方米，大幅高于现行水平。
3. 美国天然气市场发展经验解读
3.1 美国天然气市场现状：参与主体多，高度市场化，实现能源自给
美国页岩气占比高，对外依存度低。21世纪以来，随着水平井技术和水力压裂技术的成熟，页岩气开采成本大幅下降，美国页岩气发展速度极为迅速，根据美国能源信息署（EIA）公布的数据，2018年12月美国页岩气产量占天然气产量的70%，而在2008年12月这一数据仅为16%。获益于页岩气的大开发，美国天然气对外依存度逐年降低，2017年美国自1957年来首次成为天然气净出口国，已实现能源自给。
市场参与主体多，价格形成机制高度市场化。美国天然气市场处于完全竞争状态，所有的天然气企业均为私营公司，天然气价格完全由市场形成。
勘探市场完全竞争。与我国“三桶油”垄断上游勘探开发市场不同，目前全美约有6300位天然气生产商，排名前40位的生产商产量占全美总产量的一半左右，每个厂商的份额占比很小，绝大多数天然气生产商是中小企业。充分竞争的勘探市场给中小企业提供了充足的发展空间，也促进了美国页岩气革命的发生。
管道建设高度发达，管输与生产、销售分离。美国管输费用主要采用“两部法”的定价方法。截至2018年底，美国共计修建了长达55万千米的输气管道，而我国长输管道里程仅有7.7万千米。目前美国共有109个州际管道系统，占长输管道总长度的71%，由美国联邦能源委员会管理; 有101个州内管道系统，分别由美国各州管理委员会管理，各个管道管输价格受到政府严格监管且管输企业不得参与上下游业务，管道公司聚焦管输主业有助于推动上下游市场充分竞争，优化资源配置。
储气设施规模化。与管输价格一样，储气服务价格同样受到政府的严格监管。美国已建成419座储气库，工作气量约1200亿方，可满足居民接近20年的燃气需求，而我国储气库工作气量2015年仅有55亿方，根据“十三五规划”到2020年也仅有148亿方。除却管道公司与城燃公司所属的储气运营商以外，美国还出现了45家独立的专业储气库公司，这些独立储气库公司只经营储气服务，不涉及管输与现售业务。事实上，规模化的储气库能够有效解决天然气需求的的季节性不平衡，提升管道运行效率，保障国家能源安全。
天然气交易中心为价格市场化提供保障。目前美国共有23个交易中心，为天然气市场交易提供枢纽服务，而我国仅有上海、重庆与西安三个天然气交易中心。天然气交易中心作为市场各方信息交换和需求匹配的平台，促进和健全了天然气价格形成机制和体系的市场化，优化了天然气市场资源配置效率。
3.2 美国天然气市场演变：消除垄断、逐步实现市场定价
回顾美国天然气市场化转变的历程，无疑给我们树立了一个良好的参考对象。整体而言美国天然气市场通过四个阶段的转变，逐步消除垄断、实现市场化定价模式，获得了良性发展。
第一阶段（1938年以前）：政府监管程度低，管道公司价格垄断。由于联邦政府与州政府均缺乏对跨州管道业务的监管，管道公司同时兼具买方与卖方的双重垄断地位，能够以低于市场竞争性的价格向上游生产商购买天然气，再以高于市场竞争性的价格向下游出售天然气，损害生产商与用户的利益。
第二阶段（1938-1977）：政府过度监管，直接控制管输费用与州际管输气井口价。由于对跨州管道公司滥用市场垄断地位的行为不满，1938年联邦电力委员会（FPC）开始对州际管道建设实施市场准入管理并制定州际管道的管输费率；在管输费率被监管的情况下，天然气井口价由管道公司直接转嫁给终端用户，过高的井口价很容易抵消终端用户受到的其他价格保护，因此自1954年联邦电力委员会开始直接制定跨州销售天然气的井口价格。70年代第一次石油危机带动天然气价格一并上涨，虽然跨州运输的天然气井口价与管输费受到严格管控，但州内销售的天然气却不受价格管制，因而天然气生产商不愿进行跨州销售，导致部分州出现天然气供应短缺问题。
第三阶段（1978-1991）：政府监管逐渐放开，天然气管输与销售分离。为提高厂商跨州销售的积极性，1978年美国政府开始放开天然气井口价格，规定了各个气源的价格上限；为促进产业链各环节充分竞争，实现价格形成机制的市场化，1985年联邦能源管理委员会允许管道公司在自愿的基础上可在设定的收费区间内自主定价为用户提供管输服务；1989年美国政府彻底结束对天然气井口价格的管制，实现州内和州际天然气市场的融合；1992年联邦能源管理委员会规定管道公司必须将管道输送服务和天然气销售分开，任何用户都可以自由地选择管道运营商与天然气经销商，即管输销售的分离。
第四阶段（1992-今）：完全的市场化，页岩气飞速发展。天然气的放松管制政策，使得油气企业不必再担心价格扭曲的问题，为油气公司中长期勘探投资提供了有效激励；充分竞争的市场结构，也为中小型油气企业提供了充足的发展空间；加之近二十年国际油价大幅上涨，页岩气技术的突破，促成了美国的页岩气革命。
3.3 美国天然气产业发展启示：市场化有利于产业发展、降低用气成本
美国天然气产业发展的历史，向我们展示了市场化作为一个正向的反馈机制是可以促进产业良性发展、降低居民用气成本的。虽然在发展过程中天然气价格会经历较大波动，但是充分竞争市场下促进生产企业进行技术研发优胜劣汰，并最终在页岩气革命之后实现了居民用气成本的下降。
美国天然气价格波动幅度大。自1992年美国天然气产业进入全面市场化发展阶段以来，美国天然气价格摆脱原本平稳波动的走势，呈现出一定的波动性。天然气价格在反应价值的基础上，受供需的影响越来越大，天然气价格波动幅度也越来越大。
2000-2001年美国遭遇冷冬，采暖用气需求量大幅提升，导致天然气价格急剧上升。自2002年起国际油价的持续上移带动气价上涨，且2007年下半年至2008年油价的强势上攻推动气价至历史高位，同期页岩气产量迅速释放，在页岩气产量井喷的带动下,美国的天然气产量急剧上涨，2008年页岩气产量仅为599亿方，而2018年页岩气产量高达7560亿方，天然气产量的提升带动气价逐步下跌。
市场参与者多，促进产业迅速发展。美国页岩气革命的产生与中小企业的开拓密不可分，据统计美国页岩气产业中涉及8000多家油气公司、油服公司以及设备供应商，其中7900家是中小企业，中小企业虽然资金实力较弱，但拥有专业的勘探技术，可致力于页岩气的勘探并率先进入勘探的前沿领域。
这些中小企业虽然在规模上与埃克森美孚等油气巨头小的多，但其决策更为灵活，且一般仅从事上游的勘探开发业务，敢于推动原有的常规气的勘探开发向非常规能源转移，一旦成功便可获取丰厚的回报，进而再向勘探领域投资，从而形成一个良性的循环，促进天然气产业迅速发展。
市场充分竞争，居民用气成本下降。在供应端充分竞争的市场环境下，下游用户可以自由选择最适合的生产商，价格扭曲被消除；而页岩气开采技术的成熟进一步降低了天然气开采成本；加之页岩气开发井喷，产能暴涨，在剔除通货膨胀因素后，美国天然气城市价总体上呈下降态势，居民用气成本逐步降低。
4. 我国天然气产业发展展望：坚定不移向市场化迈进
4.1 上游勘探市场充分竞争，开采成本逐步下降
油气勘探领域是公认的油气产业链中利润最丰厚的领域，由于历史原因我国天然气探勘开采市场形成了垄断色彩浓厚，较为封闭的行业格局。随着我国上游市场逐步放开，民营企业与外资企业的进入有助于推动我国非常规气开采技术的进步与成本的下降，未来我国上游勘探开采市场将出现各类市场主体充分竞争的局面。
目前我国非常规气资源与产能严重不匹配，随着社会资本的进入，产能的开发，未来我国天然气会自给能力逐步提高，但从短期来看，我国非常规气蕴藏由于地质条件的限制，开采成本较高且开发周期较长，难以弥补我国越来越大的天然气能源缺口，而我国常规气资源本不丰裕，开采综合难度低的优质气田早已被“三桶油”瓜分殆尽，因而在一定时期内，进口LNG仍是我国天然气供应缺口的主要补充。
从美国的经验来看，随着上游市场充分竞争格局的形成，页岩气开采技术的进步，页岩气采气成本有望降至与常规气相当的层次，而我国煤层气、页岩气等非常规气的生产成本仍然较高，还存在一定的成本压缩空间。随着我国页岩气、煤层气等非常规气开采技术逐渐成熟，天然气气藏得到充分开发，我国天然气对外依存度高的局面能得到极大缓解。
4.2 管网公司成立促进产业良好发展
在“管住中间，放开两头”的体制架构下，合理公平的管输价格对于消除“三桶油”对勘探开发领域的垄断、推动上游油气资源多主体多渠道供应，促进下游销售市场充分竞争显得尤为重要，国家管网公司的挂牌成立便是深化油气体制改革的重要一环。国家管网公司聚焦输送主业，通过对全国干线管网进行调度，制定合理的费用体系，真正实现管道的“全国一张网”和公平开放，彻底解决干线管道不互联互通、管输资源浪费等问题。
预计未来我国管输费将实行“两部制”定价机制。“两部制”更满足天然气市场化的要求。用户向管道公司缴纳容量费，体现了用户与管输企业权利与义务的对等关系，有利于充分利用利用管输能力，而管输能力的充分利用又有助于提高管输系统负荷、降低单位输气量成本，进而降低管输价格水平。
管网公司并入“三桶油”管道资产后，管网公司在中游管输层面的垄断地位将无可撼动，但是管网公司是否会形成新的垄断？未来如何监管管网公司运作仍是我们需要注意的问题。管网公司虽已挂牌成立，可管道资产一直都是“三桶油”的优质资产，管道资产彻底从“三桶油”剥离仍面临重重困难，因而短期内管网公司难以顺利投入运营。
4.3 天然气门站价逐步放开，价格趋于合理
长期以来，由于煤层气、煤制气等非常规气生产成本较高，而非常规气气源地大多位于中西部地区，周边地区需求量相对有限，生产企业只能通过管道经天然气门站销售，而天然气门站价收到国家严格管控，因此出现了较为严重的价格倒挂现象。而天然气门站价格取消中央政府定价，未来天然气门站价彻底放开，交易双方根据供需来商讨价格，煤层气、煤制气等非常规气的价格倒挂现象得到一定的缓解；同时提升不同类型主体参与市场的积极性，激发市场活力，最终提高我国天然气资源配置的效率。
《中央定价目录》（修订征求意见稿）补充中指出，其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，即短期内，国产常规气与2014年底前投产的进口管道气门站价仍受国家管控，而我国天然气供应中，国产常规气与进口管道气占比较高，因此本次征求意见稿对现象的价格机制影响不大，但释放出我国天然气价格市场化势在必行的信号。
5. 投资建议及重点企业介绍
坚定不移向市场化迈进，中国天然气市场和产业将迎来新的发展机遇。天然气市场化进程有利于深化供给测和需求侧改革，吸引更多市场参与主体。同时天然气市场化进程有利于改革优化生产、供应、储备、运输、销售五大环节，促进天然气产供销体系健康协调发展新格局。与发达国家天然气市场相比，我国在生产商数目、长输管道里程、储气库数目和天然气交易中心等各个方面处于全面落后地位，发展潜力巨大。建议聚焦天然气上、中、下游各环节，关注天然气全产业链高质量发展的新机遇。主要体现在以下三个方面：
随着天然气售价的市场化，上游勘探开发市场充分竞争，有利于逐步降低开采成本。同时将吸引包括外商和民营资本在内的更多市场主体参与国内上游勘探开发环节，中游环节的运输效率提升和下游环节的需求释放也将促使原有的上游开发主体加大勘探开采力度。对于有一定技术和资源积累的非常规气开发企业形成重大利好。
下游门站价格放开，价格趋于合理，提升用户选择权，有利于促进终端需求增长。上游环节提供更充分的气源供给，用户选择权得以提高，有助于提升市场活力和竞争程度。利好优质城燃企业。
中间环节，有利于促进管网建设，改善管网投资建设效益。利于管网建设工程公司。
5.1 中国石化(4.760, 0.05, 1.06%)（600028.SH）
公司目前是我国国内第二大油气生产商，2019年前三季度天然气产量达 219亿立方米，同比增长8.4%，天然气项目已经成为公司新的业绩增长点。除常规天然气外，近年来公司加快页岩气产业布局，旗下的涪陵页岩气田已成为除北美外全球最大的页岩气田；同时公司还在加快管输、储气等相关配套项目投资，新粤浙管道工程、鄂安沧输气管道项目均投入建设，文23储气库则是中国中东部地区最大在建储气库。目前公司业绩稳定，分红率高，2018年公司现金分红达508亿元，股利支付率高达81%。
5.2 新天然气(39.260, 1.39, 3.67%)（603393.SH）
公司主要经营城市天然气的输配与销售业务，是新疆地区主要的城燃企业，特许经营区域已覆盖新疆地区8个市（县、区）。2018年9月公司完成对港股上市企业亚美能源的收购，亚美能源是全国领先的煤层气开采企业，旗下的潘庄区块2018年产量高达7.05亿方，而马必区块仍处于开发阶段，单位产气成本仍有较大压缩空间且产能并未完全释放。至此，公司已完成“上游有气源，中游有管道，下游有销售”的天然气全产业链布局。我国的天然气需求未来几年仍将持续增长，而管网公司正式投入运营后，管道对外界公平开放，将进一步扩展煤层气销路，加之公司城燃业务近年来发展态势稳定，盈利状况良好，公司未来的盈利空间十分可观。
5.3 华润燃气（1193.HK）
公司为国资委控股的华润集团下属的城市燃气供应商，主要从事下游城市燃气的分销业务。作为中国领先的城燃企业，公司积极并购成长型企业，目前已覆盖3个直辖市，14个省会城市，覆盖常驻人口数前15的城市中的11座，并于2019年8月收购宁波兴光，进一步扩展燃气覆盖面；另一方面，公司利用宁波市作为海港的有利特点兴建LNG码头，来谋求向上游发展，保障气源供应。未来天然气价格逐步放开，管输领域公开透明，气源来源多元化发展，城燃企业的议价能力将逐步增强。同时我国大力发展绿色能源的意愿助长了城市燃气覆盖率，叠加中国城镇化进程，公司会充分享受天然气消费增长所带来的红利。
5.4 深圳燃气(6.650, -0.01, -0.15%)（601139.SH）
公司是一家主营城市管道燃气供应、燃气输配管网的投资建设与液化石油气批发零售的城燃企业，目前公司已控股深圳市及江西、安徽、广西等40个异地城市的燃气项目。2019年公司燃气销量31.53亿方，同比增长13.95%，业务规模处于行业前列。2019年8月公司投建的年周转能力达10亿方的深燃LNG接收站正式投入运营，进一步丰富了公司的气源结构，加之深圳城中村改造项目的推进与电厂客户的拓展进一步提升了公司燃气销量，公司充分赚取国内外天然气价差利润。
6. 风险提示
行业政策出现重大变化、油气价格大幅波动、终端需求不及预期。
相关报告汇总
分析师：罗四维 证书编号 S1480519080002
研究助理：徐昆仑、沈一凡、薛阳
本文节选自东兴证券(13.080, 0.13, 1.00%)研究所已于2020年3月2日发布的《从美国经验看市场化改革带来的天然气行业发展新机遇——能源开采天然气专题系列报告之三》报告，具体分析内容（包括风险提示等）请详见报告。若因对报告的摘编产生歧义，应以完整版报告内容为准。
