天然气价格联动新政上半年出台 城燃天然气价格倒挂问题分析

天然气上下游价格联动，是指气源采购平均成本和基准终端销售价格联动。中国城市燃气协会还指出，农村居民“煤改气”量供需失衡。近年来城乡居民天然气消费量有所增加，全国约达600亿立方米，这约为去年国产气量2170亿立方米的28%，占全部政府管制气源1600亿立方米的37.5%。

天然气价格联动新政或于上半年出台

中央政府部门已开始着手解决天然气价格联动机制不畅的问题，以防止“气荒”再发生。国家发改委已开始天然气上下游价格联动的政策制定工作，目前正在各地征求相关意见，“相信今年上半年能够出台”。

2月国家发改委价格司给各省(自治区、直辖市)发改委发文称，为研究完善天然气终端销售价格与采购成本联动机制，要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见建议，包括如何确定综合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期和调价幅度等。

2022年-2023年采暖季，在国内天然气供需相对宽松的背景下，因为合同内低价居民气量不足，河北多地爆发天然气断供、限气现象，引发国家发改委和媒体的高度关注。

合同内居民气量不足的背后原因之一是，国内天然气价格机制不畅。

城燃天然气价格倒挂问题分析

当前，中国天然气价格实行政府管制和市场化定价的双轨制。2020年《中央定价目录》显示，国产陆上气和2014年底投产的进口管道气门站价由政府管制;海上气、页岩气、LNG、直供用户、2015年投产的进口管道气等门站价由市场形成。

在城市燃气终端销售环节，非居民用气和居民用气价格“双轨制”特征也比较明显，前者采用市场化定价，后者实行政府管控。虽然2018年发改委发文要求，理顺居民用气和非居民用气的门站价格，但在实际操作中落实较难。

合同内低价气量不足的下游城燃企业，若要保证居民用气，通常须高价购买合同外气量，然后低价卖给农村煤改气用户。这导致城燃企业购销价格倒挂，经营困难，保供积极性受挫。这也是2022-2023年采暖季河北多地发生限气的重要原因。

今年3月初，中国城市燃气协会向国家发改委提交了《关于支持城市燃气企业纾困解难持续健康发展的建议》(下称《建议》)，从气量和气价两方面反映了城燃企业的经营困难。

《建议》反映，上游气源单位每年对城市燃气企业合同量进行5%-20%的压减，合同外气量以市场化名义高价销售给城燃企业。同时对采暖用气量占比较大的省份，设定比例上限，超过部分不给予合同气量。下游城燃企业为保障供应只能采购合同外的高价气，高买低卖，气价倒挂愈演愈烈，城燃企业面临生存危机。

在民生气量方面，《建议》称，中石油核定气量不足。2021年以前，中石油每隔3-4年对城市居民气量核定一次。2017年河北省开始每年核定一次农村居民“煤改气”气量。核定规则由中石油单方制定且过于苛刻，许多居民气量、农村居民“煤改气”气量未被核定。

《建议》表示，中石化、中海油从未执行国家政策，不核定居民气量，也不签订民生用气合同。城燃企业采购成本远远高过居民销售价格，时间长达数年。

根据中研普华研究院《2022-2027年中国消费电子行业市场深度调研及投资策略预测报告》显示：

目前，世界能源正在经历由高碳向低碳、由化石能源向可再生能源的第三次能源转型，在构建多元能源结构共同发展的进程中，以油气为主的化石能源仍将长期占据重要地位，尤其是天然气以其灵活、清洁、稳定、高效等多重优势，在规模替代高污染燃料、与可再生能源协同发展等方面发挥重要作用。

2022年，中国石油天然气加快上产，在油气产量当量中占比达52.4%，进一步巩固了稳油增气基础。

我国天然气供需持续增长

天然气储量高峰增长，非常规资源的比例不断增加。我国天然气资源172万亿立方米，资源基础雄厚，但探明程度低，总体处于勘探早中期。2000年以来，我国天然气储量保持高峰增长，年均新增天然气探明储量7328亿立方米。截至2021年底，我国累计提交探明储量17.05万亿立方米，其中常规气占比53%、致密气占比32%、页岩气占比11%、煤层气占比4%，新增探明储量规模大，但以非常规、深层等低品位储量为主。

天然气产量快速增长，苏里格迈入世界超大型气田行列。2000年以来，我国天然气开发进入快速发展期，年产量平均增速10%左右，2022年达到2200亿立方米以上。目前，已建成鄂尔多斯、塔里木、四川、海域四大天然气生产基地。中国石油天然气产量由2000年的183亿立方米上升到2022年的1453亿立方米，占全国天然气产量的66.05%。目前中国石油已建成1个500亿立方米的超级气区——长庆气区和2个300亿立方米以上的大气区——西南、塔里木气区。2022年，长庆苏里格气田产量达到305.6亿立方米，成为我国仅有的单个气田年产量超过300亿立方米的超级气田，并迈入世界十大超大型气田行列。

天然气消费持续旺盛，对外依存度得到有效控制。2018年，中国天然气产量1601亿立方米，表观消费量2803亿立方米，天然气对外依存度45.3%。2022年，中国天然气产量2200亿立方米，表观消费量3663亿立方米，天然气对外依存度小于41%。4年间，在天然气消费量增加860亿立方米的情况下，对外依存度降低了4%以上，这主要得益于近年国内天然气产量的快速增长。4年间，国内天然气净增量为600亿立方米，对外依存度的下降也出乎大部分专家的预测。

未来，中国立足国内增储上产的政策不会改变，大力发展天然气产业，把天然气作为实现绿色转型的桥梁，推动非常规天然气发展将成为增储上产的主要力量。

天然气发展助推能源结构转型。同世界水平相比，我国天然气占一次能源消费比例偏低，但能源结构的特殊性决定了我国天然气消费比例与国外没有可比性。天然气占一次能源消费比例从2010年的4%增至2021年的8.9%，10年间增长一倍以上，绝对消费量从958亿立方米增至3726亿立方米，增长近4倍。

中国天然气发展前景展望

目前，我国已形成不同类型气藏特色开发技术，按照“发现一类、攻关一类、成熟配套一类”的思路，开发技术体系逐步成型。

勘探潜力分析

对于常规气和致密气来说，剩余资源主要分布在岩性地层、海相碳酸盐岩、前陆及复杂构造—岩性等六大领域，各领域探明率均较低，岩性地层、海相碳酸盐岩及前陆领域处于储量增长高峰阶段。目前评价现实规模增储区8个，资源潜力30万亿立方米，具备8万亿～10万亿立方米探明潜力。2021年累计探明率20%，预计2035年增长至40%，2060年超过50%。

页岩气处于勘探初期，现实规模增储区3个，新发现潜在增储领域3个，资源潜力35万亿立方米以上，未来具备8万亿～9万亿立方米探明地质储量潜力。

煤层气处于勘探早期，剩余资源量大、分布不均衡，现实增储区2个、潜在增储领域3个，未来具备5000亿～7500亿立方米探明地质储量潜力。鄂尔多斯深层煤层气未来将展现出广阔的发展前景。

开发潜力分析

明确四类气藏发展定位，精准施策，保障天然气产业高效发展。常规气是稳产和应急保供的“压舱石”，是经济效益的根本，需要保障稳健发展;致密气是加快上产的最现实领域，可以实施加快发展和效益发展;页岩气是产量接替的重要领域，突出技术攻关，努力实现规模效益开发;深层煤层气是可持续发展的新领域，实施稳步发展，力争规模和效益突破。

2022年全国天然气产量2200亿立方米，非常规气产量840亿立方米左右，占38.2%。天然气业务近年实现了跨越式发展，未来将继续呈现出“常规气稳定发展，非常规迅速发展”的态势。预计2035年全国天然气产量3170亿～3800亿立方米，非常规气产量1800亿～2100亿立方米。

形成我国首个千亿立方米天然气超级生产基地。2022年，苏里格气田产量达到305.6亿立方米，成为我国仅有的单个气田年产量超过300亿立方米的超级气田并迈入世界超大型气田的行列。长庆气区2022年产量突破500亿立方米。鄂尔多斯盆地2030年前将建成我国首个千亿立方米天然气超级生产基地，并继续保持产量增长。

常规、非常规气产量各占半壁江山。常规气是稳产“压舱石”。2035年将上产至1515亿立方米，并保持长期稳产。常规气田兼备稳定供气和产量调节功能，已开发气田围绕控制递减率、提高采收率两条主线，通过整体治水、重构井网、滚动扩边等措施，夯实稳产基础;新区、新领域通过加快新增储量评价和建产，高质量推进整体建设。

《2023-2028年中国天然气行业发展前景及投资风险预测分析报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。