中國天然氣產業正在加速完成市場化改革，管制氣、非管制氣、天然氣貿易、天然氣競拍等定價方式不斷涌現。不同定價機制的基本邏輯存在區別，如何更好地預測中國天然氣價格走勢成為行業關注重點。在地緣沖突、國際形勢、貿易風險、能源轉型、大氣治理、新興技術等外界因素快速疊加背景下，有必要進一步挖掘天然氣價格的底層邏輯，重新構建價格預測體系。

天然氣作為實體商品的特性決定了其價格主要圍繞資源成本價格波動，供需形勢變化等影響因素會造成一定時間范圍內的價格波動，但在較長時間維度下，天然氣價格仍將回歸成本價格范圍。工業天然氣具有價格敏感度高、用氣分布廣泛、用氣規模及增長潛力大等特點，其價格成本的變化一定程度上可以代表未來天然氣價格發展的趨勢。

1 中國工業天然氣消費及價格現狀

       2023年中國天然氣消費量3945億m³，其中工業天然氣消費量達1650億m³，占總消費量的比例為42%（見圖1），是我國第一大用氣類型。工業天然氣用戶廣泛分布于陶瓷、玻璃、鋼鐵等傳統行業，芯片制造、食品醫藥、光伏玻璃、新能源汽車等新興產業的用氣規模也在快速攀升。2019-2023年，工業天然氣消費量由680億m³增長至1650億m³，年均增長6.5%。在經濟環境較為不景氣的背景下，工業天然氣消費量仍繼續保持較高的增長速度，顯示工業天然氣用戶具有較強的韌性，在中國低碳發展戰略和制造業升級的雙重驅動下，工業天然氣需求量仍將具有較大增長潛力，是未來中國天然氣市場發展的重要支撐。

       由于中國各省份地理位置、氣田地點、輸氣管道和交通運輸等條件不同，使天然氣資源獲取與分配方式存在差異，對工業天然氣價格產生影響，即使同一地區不同工業用戶的用氣價格仍存在較大差別。從各地區供氣價格看，靠近國產氣源的地區價格較低，處于管道末端和液化天然氣（LNG）供應占比較高的地區價格相對較高。2023年，在中國各省會城市中，工業天然氣價格最高的南寧市為4.7元/m³，價格最低的西寧市和烏魯木齊市，均為2.3元/m³（見圖2）。

       具體來說，2019—2023年主要發生了國家管網公司成立、進口氣資源快速增長和進口LNG成本下降等變化，西北、東北地區因進口管道氣供應比例上升而帶動工業天然氣價格上漲；廣東地區因區域內資源供大于求，充分競爭下氣源成本下降拉低工業天然氣價格；中部地區因管輸費下調和省網并入國家管網后管理成本下降而拉低工業天然氣價格。從價格變化看，隨著工業天然氣消費量持續增長，市場化定價的非管制氣占比逐年增加，氣源成本和管理成本的變化已成為制定工業天然氣指導價格的重要參考指標。

2 工業天然氣價格預測方法

       現有天然氣價格預測方法包括時間序列、小波分析、機器學習等，偏向于預測系統整體價格，對系統內各單元的預測難度較大，無法將全國主要城市的工業天然氣價格按統一邏輯預測，且預測顆粒度較細，不適用于較長時間維度，預測結果可參考性不足。采用結構價格測算法，將天然氣價格拆分為氣源成本和管理成本，二者間沒有直接相關性，需分別分析其未來走勢，匯總后方能完成工業天然氣價格預測。

       工業天然氣價格變動受多重因素影響，其中影響氣源成本的因素主要有生產成本、進口成本、關聯能源、供氣結構、定價策略等；管理成本的變化原因主要有監管改革、成本監審、運營成本變化等。深入剖析可以發現，如“雙碳”目標、監管政策、供需形勢、關聯品種價格等宏觀因素均會對工業天然氣價格走勢造成影響。

3 中國工業天然氣價格影響因素分析

       氣源成本主要包括國產氣成本和進口氣成本。其中國產氣需要考慮常規氣、非常規氣等成本變化；進口氣需要考慮進口管道氣、進口長協LNG、進口中短期及現貨LNG等成本變化。

       作為我國天然氣供應最主要的來源，國產天然氣的開采成本是影響天然氣價格的重要因素之一。天然氣勘探開發投資規模大、周期長，隨著天然氣生產的進行，資源將呈遞減趨勢，開采難度增大，設備老化，需要企業犧牲一部分利潤來維持簡單再生產和擴大再生產。隨著開發時間延長，維護生產的運營成本逐漸上升，導致單位成本增長。綜合來看，隨著規模的提升，國產天然氣有望通過平攤投資來降低單位成本。

       2023年，國產天然氣成本由低到高分別為常規氣、致密氣、煤層氣、頁巖氣、煤制氣。隨著規模化開發和技術進步，煤層氣、頁巖氣、煤制氣等非常規天然氣未來存在成本下降空間。此外還需考慮關聯能源品種的成本變化，主要是煤價的變化對煤制氣生產成本產生較大影響。

       進口管道氣和進口長協LNG的價格主要與國際油價有關，進口LNG短期合約和進口LNG現貨的價格受短期LNG供需形勢和國際油價影響較大。據預測，2027年前國際天然氣市場供需形勢較為緊張，東北亞LNG到岸價處于較高位置。2027年后，隨著國際大型LNG出口設施投產，供需形勢將會發生逆轉，JKM價格進入低價運行區間。預計2035年后，國際LNG市場將會進入再平衡階段，價格受通脹、成本增長等因素影響進入逐漸上漲階段。整體來看，因中國進口管道氣和進口長協LNG的比例較大，國際油價變化仍是未來中國進口天然氣價格變化的最主要影響因素。

       工業天然氣的管理成本主要包括加工運輸費（管輸費、氣化費、配氣費）、中間商利潤和交叉補貼等。加工運輸費和交叉補貼主要受政策變化影響，其中，政府監管政策和基礎設施運營成本共同影響加工運輸費，中間商利潤受供需形勢變化影響較大。

       天然氣加工運輸費是氣價的重要組成部分，國家發展改革委堅持改革與監管并重，在加快推進天然氣價格市場化改革、快速提高氣源和銷售等競爭性環節價格市場化程度的同時，加強自然壟斷環節的運輸配送價格監管。現行辦法規定，核定管輸價格和LNG接收站的氣化費時，全部投資稅后準許收益率為8%。目前主要管道的運行負荷較高，按照“一企一率”的監管方式，預計未來管輸費仍有一定下降空間。

       2004年中國天然氣進入快速發展期后，先后建成如西氣東輸系統、陜京線系統、沿海LNG接收站等大量基礎設施。隨著使用年限增長，巡查、檢修等運營成本將快速增加。根據《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（暫行）》，將管道折舊年限由現行30年延長至40年，管輸費受此影響出現下降，可以適當抵消運營成本的增長。預計2045年各類基礎設施將逐漸進入廢棄狀態，新建接替設施的投資增長將會導致運營成本進一步增加。

       天然氣產業鏈雖然相對較短，但除供氣商和用戶外，仍涉及眾多中間商，包括省級管網公司、省級天然氣公司、各城市燃氣公司、各級貿易公司等。產業鏈層級多，各級中間商為實現自身利潤，需要在其采購成本上額外增加一部分作為利潤。隨著天然氣市場化改革推進，上下游供銷關系逐漸透明，中間商層級有望壓縮，中間商利潤將逐漸壓減。

       城市燃氣企業的終端銷售價格由地方政府監管，為補貼居民用氣，天然氣終端銷售價格存在居民與非居民用氣價格倒掛問題，即通過抬高價格敏感的非居民用氣價格（尤其是工業天然氣價格）以補貼承受能力較高的居民用氣，交叉補貼現象廣泛存在是現階段中國天然氣市場及價格管理的顯著特點。

       2018年，國產非常規氣補貼標準為0.3元/m³。自2019年起，不再按定額標準補貼。按照“多增多補”“冬增冬補”方式，目前國產非常規氣綜合補貼約0.2元/m³，預計隨著產能規模提升，在新增產量放緩后，非常規氣綜合補貼將下降。

       目前門站價主要執行管制氣和非管制氣2種定價方式，管制氣執行國家發展改革委“基準價＋浮動幅度”價格政策，基準價不與國際市場油價掛鉤，上浮幅度最高不超過20%，下浮不限。非管制氣執行市場調節價，價格完全放開。在中國市場銷售的天然氣中，管制氣和非管制氣約各占50%。為適應市場化發展，門站價改革政策正在逐步推行，非居民天然氣價格有望迎來全面市場化。

 4 中國工業天然氣價格預測

       中國天然氣不同常規氣田生產成本有較大區別，資源條件較好的氣田綜合成本低于0.7元/m³，資源條件較差的氣田綜合成本高于1.0元/m³。

       目前，我國主力常規氣、致密氣優質氣田已陸續進入產量遞減階段，主力勘探開發領域如四川、塔里木盆地目的層埋深已達6000~7000m，有的甚至超過8000m，對勘探開發技術和成本控制提出了較大挑戰，預計未來常規氣、致密氣生產成本將逐漸增長（見圖3）。

       煤層氣儲量和產量主要分布在沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣。近年受低油價、開發效果低于預期等因素影響，煤層氣勘探投入不足，儲量增長緩慢。從資源、技術及經驗積累看，煤層氣仍是當前較現實的非常規天然氣資源，應加大推進力度。高產老區穩產上產、低產低效老區改造、低煤階及構造復雜區效益開發、深部及煤系天然氣綜合開發是未來中國煤層氣持續發展的重要領域和方向。

       我國頁巖氣可采資源量12.85萬億m³，開發潛力巨大。雖然當前我國頁巖氣產業仍面臨諸多挑戰，但通過勘探開發理論與技術、鉆井及壓裂工程技術、開發與管理模式等方面的持續攻關與創新升級，我國頁巖氣產業將迎來再一次快速發展。隨著頁巖氣生產規模提升，未來頁巖氣成本有望隨之下降（見圖4）。

       從成本角度，煤價、規模、工藝等因素直接影響煤制氣成本，預計未來煤制氣項目仍具有較大增長潛力，規模化和技術進步有望拉低煤制氣成本。在當前技術水平下，1t原料煤可以生產約300m³天然氣。若煤價為350元/t，煤制氣生產成本約1.5元/m³。隨著煤炭產業相關投資下降和生產成本增長將對煤價起到拉升作用，預計未來煤制氣成本將逐漸增長（見圖5）。

       分析近年國際油價和進口天然氣價格，當油價45美元/桶時，進口管道氣均價為1.5元/m³，進口LNG均價為1.7元/m³；當油價65美元/桶時，進口管道氣均價為1.8元/m³，進口LNG均價為2.4元/m³；當油價80美元/桶時，進口管道氣均價為2.0元/m³，進口LNG均價為3.2元/m³；當油價100美元/桶時，進口管道氣均價為1.9元/m³，進口LNG均價為3.0元/m³。

       進口天然氣價格有一定滯后性，短時間會出現與油價脫鉤情況，但在較長時間維度下，進口天然氣仍與國際油價掛鉤。未來進口天然氣仍以進口管道氣和長協LNG為主，因此主要考慮未來國際油價變化對中國進口天然氣成本的影響。

       關于未來國際油價的預測，目前主流觀點是2060年國際石油需求將大幅下降，石油行業相關投資也將隨之下降，生產成本上升，國際石油供需將處于不斷動態調整和價格大幅波動區間。從油價長期走勢看，80美元/桶為未來石油開采的邊際成本，100美元/桶為市場的最高承受點。預計2040年前油價在85美元/桶波動，2040年后在95美元/桶波動（見圖6）。

       從氣源成本變化看出，未來進口LNG和頁巖氣成本下降幅度較大，常規氣、煤制氣、致密氣成本上漲幅度較大，其他氣源成本相對穩定（見圖7）。

       據預測，在碳中和背景下，2030年我國天然氣消費量將增至5260億m³，天然氣需求量在2035年左右達峰，峰值水平約6500億m³。此后天然氣消費量小幅下降，2050年需求量約為5500億m³，2060年需求量為4300億m³。結合目前化石能源發展趨勢，在全球各國放緩碳減排目標的背景下，適當考慮天然氣達峰延后至2040年，此后中國天然氣市場規模逐漸開始萎縮。

       2023年12月5日，國家發展改革委發布消息稱，對跨省天然氣管道進行定價成本監審，并據此核定了4個價區的管輸價格。隨著新的管輸成本監審工作開展，預計2024年國內管輸價格有望進一步下調。

       中國天然氣對外依存度及進口價格較高，天然氣基礎設施規定的準許收益率偏高，將加重天然氣進口虧損，增加引進境外天然氣資源的難度。目前天然氣市場發育成熟的歐美國家，基礎設施收益率一般不超過6%。中國石油在制定自營地下儲氣庫的儲氣費時，已設定準許收益率為6%，未來存在推廣的可能。

       雖然目前門站價已經實現并軌，但多數地區終端城市燃氣公司銷售價格仍受政府管控，上游供應商同樣會設置居民和非居民用氣比例以及不同價格。根據2024年定價方案，上調居民氣價上浮比例，下調非居民氣價上浮比例，逐漸實現居民氣與非居民氣價格并軌。隨著中國天然氣市場化改革持續推進，預計2030年，終端居民和非居民用戶的交叉補貼問題將得到緩解。

       除氣源成本和管理成本變化外，不同省會城市的供氣比例有所區別，如廣州市將進口LNG和管道氣比例從2023年的8∶2變為2060年的9∶1，天津市將從7∶3變為4∶6，鄭州市將從9∶1變為6∶4。氣源結構變化疊加氣源成本和管理成本的變化，將導致未來不同地區工業天然氣價格出現偏差較大的走勢，需要結合各區域特點分別進行分析。

       綜合考慮不同氣源結構、氣源成本和管理成本的預測結果，預計2060年中國各省會城市工業天然氣價格較2023年不會出現大幅變化（見圖8），價格波動幅度較大的城市主要有昆明、烏魯木齊、西寧、蘭州、海口、杭州、太原、南寧、拉薩、廣州、福州等。

5 結論與建議

       綜合來看，未來進口氣資源供應量大，擠占東部、南部地區國產氣市場份額，是我國工業天然氣價格變化的最根本驅動因素。進口氣成本與油價和國際供需形勢聯系較為緊密，可以通過加大國際上游資源投資、進一步擴寬進口渠道、提高貿易議價能力和靈活把握采購窗口期等措施，降低進口氣成本。

       此外，國產氣中煤制氣資源將逐漸成為我國未來天然氣供應的重要增長點，煤制氣的生產成本將影響國產天然氣的供應成本。從現有趨勢看，預計未來煤價和煤制氣價格將逐漸升高，需要通過規模化發展和煤化工技術的提高來降低煤制氣成本。

       從未來天然氣價格變化趨勢看，工業天然氣波動范圍整體維持在1.3~1.0元/m³，預計至2060年，工業天然氣價格波動幅度較小，價格上漲的城市，漲幅仍可控制在1.0元/m³內。樂觀判斷，未來價格趨勢可以支撐工業天然氣規模甚至整個天然氣市場持續增長。通過保持國產氣供應比例、多元化的進口來源、長期穩定的資源采購合同和不斷改進的國產氣技術，增強我國天然氣產業抗擊外界風險的能力，避免較大的價格波動，維持合理的天然氣價格，保障工業天然氣穩定生產，降低下游用戶風險預期。

       從各區域價格趨勢看，受進口氣成本下降帶動，目前價格相對較高的東部地區價格下降預期較大。雖然高能耗產業逐步向西部地區轉移，但東部地區仍將是高端制造業和出口行業的主要集聚地。隨著產業規模提升，疊加工業天然氣價格下降，有望進一步促進東部地區天然氣需求規模增長。未來國內資源供應商在市場布局上，仍建議加大東部地區供應布局，以滿足東部地區的工業天然氣和其他結構用氣需求增長，同時不斷加大基礎設施布局，提高該區域的調峰能力。