一、资源供应主体发展方向

随着国家对天然气开采权及采购权的不断下放，未来非油企业或者中小油气公司也将进入上游环节，与传统的大型油气公司共同形成上游主体多元化的局面。

1、进口LNG资源

随着基础设施向第三方持续开放，并且政策允许具有资质的各类企业参与海外LNG资源的采购，未来进口LNG资源的采购方将更加多元化。其中三大石油公司的LNG进口量仍将占据最大份额，其次华电等其他非传统国营油气企业的进口LNG量占据相对较大份额，新疆广汇等多家民营企业的进口LNG份额将逐步提升。

2、进口管道气资源

从目前形势和未来发展规划，我国进口管道气的发展方向主要是巩固并加强中亚、缅甸、俄罗斯资源的引进，且从国家能源战略安全的角度来看，进口管道气还会选择合适的时机进一步增加资源供应量，同时将加强天然气进出口的管理体制，以提升国际国内资源利用能力和市场风险防范能力，主导者将仍为中石油。

3、国内常规天然气资源

2017年6月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《矿业权出让制度改革方案》，要求以招标拍卖挂牌方式为主，全面推进矿业权竞争出让。随着国家对天然气矿权的放开，根据政策方向，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规气勘查开采，未来将形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系。

4、页岩气

页岩气具备较大的发展潜力，随着勘查开采技术水平的提高，页岩气的成本也将逐步缩减，气源的优势也将凸显。自2018年4月1日至2021年3月31日，国家对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%，减征页岩气资源税对页岩气的发展是利好，说明国家进一步鼓励页岩气发展，以增加天然气的有效供给和充分利用。

目前我国页岩气资源主要是中石化和中石油在开采，中海油和华电也均掌握了部分区块的开采权，未来页岩气资源的开采可能成为以三大石油公司为主、其他企业共同参与的局面。

5、煤层气

2017年11月，10个煤层气区块探矿权在山西省公共资源交易中心通过几轮激烈竞争后全部出让成功，这是我国煤层气探矿权首次招标出让。2018年1月，山西省政府办公厅印发《山西省深化煤层气（天然气）体制改革实施方案》，明确提出今后山西将通过拍卖、挂牌等竞争方式择优确定煤层气勘查开发主体，并鼓励煤炭矿业权人在本矿区范围内申请煤层气矿业权，综合勘查开采煤层气资源。根据政策方向，未来各类社会资本将共同参与煤层气的开采，且中联煤、中石油等央企以及晋煤等省内煤层气企业仍将是开采的主力军。

6、煤制气

从目前已投产和开展前期工作的情况来看，煤制气的开采方一直不受企业性质的限制，既有国有企业，又有民营企业。根据政策方向，煤制气未来仍将作为我国重要的补充气源，未来我国煤制气仍将是多家各种性质的企业共同参与开采的局面，只要合法合规，参与者都不受限制。

二、基础设施运营模式发展方向

目前国家长输管道已实现管销分离，未来我国天然气基础设施发展终将实现所有权、运营权、使用权三权分离，经营权上主要实现管网的独立管理，使用权实现公平开放，但具体各类管道、储气库、接收站的建设运营均存在多种可能的发展方向。

1、输气管道

不同性质的管道未来建设运营的方向有所不同，建设方面更趋于互联互通、调配灵活，运营方面更趋于独立化、向第三方公平开放。其中：

对于国家基干管道及支干线，成立国家管网公司，多元化投资，独立运营，“所有权”、“运营权”、“使用权”完全分开。为保障规划气源的顺利输送，短期内管道建设仍由石油公司主导，国家管网公司运营。

对于省网干线，一种可能是维持目前现状，以省属国企作业者为主、全部销售和运输捆绑；一种可能是多元化投资、社会企业为作业者、捆绑式模式，更愿意专营权，仍存在排它性；还有种可能是多元化投资、社会企业为作业者、非捆绑式模式，如果单一项目独立运营有利于形成竞争局面，重复建设的可能性加大，如果统一运营，若过于强调近期利益，那么不利于区域管网的完善和形成。

对于省级支线，理论上谁都可以投资，投资将多元化，运营上一种可能是维持目前现状，全部销售和运输捆绑，另一种可能是非捆绑模式，具有专用性或专营性，积极性高，否则单一项目独立运营，风险大。

2、地下储气库

根据国家发改委于2018年5月下发的《关于统筹规划做好储气设施建设运行的通知》，国家鼓励地方通过自建、合资、参股等方式集中建设储气设施。未来储气库的投资建设主体仍将以中石油及中石化为主，但并不限制各类性质的企业共同参与进来。

根据政策方向，未来储气库也将是符合市场化条件下的建设运营，参考欧美储气库发展的经验，为推进天然气上下游市场化改革，未来我国储气业务也将和管输一起从一体化运营中独立出来，但储气库的功能定位将更多样化。

因此，储气库的运营模式也将有多种可能：一种是捆绑模式，资源采购、储气库注采运行、调峰气量的销售均由储气库公司运营；另一种是租库模式，储气库公司只负责储气库的运营，除满足业主单位的调峰需求，富余库容可向第三方提供租赁储气服务，不涉及天然气资源的采购与销售；还有一种混合模式，储气库公司将部分库容用来实现自身资源的采购、注采、销售，剩余部分向第三方开放储气服务业务。

3、LNG接收站

随着非油气国企、民营企业等的纷纷加入，未来我国LNG接收站的投资建设主体将更加多元化。此外，也可能会出现一个独立建设LNG接收站的企业，只负责为其他企业代加工，自身既没有资源也没有市场。

目前我国LNG接收站基本已实现了独立运营，各自均有单独的运营主体，未来也将在此基础上向第三方更加放开服务业务。未来我国LNG接收站的运营模式可能存在三种方向，除现有的一体化模式和运营加工模式外，还可能出现上述两种模式相结合的新模式，其LNG接收站将部分库容用于第三方的气化加工，剩余库容用于自身采购资源的气化加工和销售。

三、营销模式发展方向

我国天然气的营销模式始终将以市场化为导向，建立市场需要的营销模式，以最终实现多元化的采购、销售、服务等。但在未来较长一段时间内，我国天然气管网系统的发展方向仍将有多种可能，随之也将会给不同层次的销售主体带了不同的改变。

对于大型油气销售公司，主要对象是国家基干管道及支干线资源的销售企业，管道业务从系统独立，将打破石油公司一体化运营优势，销售与管输剥离，呈现资源+市场的销售体系。同时，由于管道业务的独立，将会出现更多的管道气贸易商。

对于省级管网公司，主要对象是省网干线及部分省级支线，如果维持目前现状，全部销售和运输捆绑，易形成区域性统购统销的局面；如果实现非捆绑式模式，单一项目独立运营将有利于形成竞争的局面，有利于财务上的透明，但收入来源单一，经济性风险大，需要考虑是否有发达的市场条件和市场行为人参与。

对于其他进口LNG资源的采购方，包括广汇、九丰、新奥等第三方企业，仍将可通过槽车液来液走的方式来实现销售，同时也可选择气化代输的方式实现自身资源的销售。2018年9月，我国首个对外公开的进口LNG窗口期产品通过上海石油天然气交易中心公开成交，在第三方开放接收站政策的指导下，进口LNG资源的销售也将更加市场化。

对于城市燃气公司，如果实现管网改革，其所承担的责任将更多，未来或将需要自己去寻找资源供应商或者经销商、分销商来解决资源供应的问题，实际上实现的是资源的转销或者代销，有利于实现采购资源多元化，提升其议价能力，尤其区域性公司的地位将大幅提高。此外，目前我国很多地区都在实行项目重新招投标的工作，未来国家可能会打破城市燃气公司等企业特许经营权的固有模式，即将城市燃气公司在特许经营权范围内的部分区域通过重新招投标的方式转让给其他企业经营，以达到形成有利竞争和提升效益的目的。

四、各环节价格发展方向

未来我国天然气定价机制发展的方向就是政府监管中间管输环节，放开资源和市场环节，终端用气价格完全由市场供需关系和替代燃料价格决定。但是，从欧美等发达国家经验来看，天然气价格市场化必须具备一些基本条件：供应主体多元化、管网独立运营、密集的输配气管网、成熟的市场规则、完善的监管体系。

1、进口天然气价格

根据《BP 2035世界能源展望》预测，2035年之前国际上天然气供需呈现出宽松的局面，世界天然气资源比较丰富，未来天然气将是买方的市场。尽管未来短期内我国仍将在进口天然气上没有定价权，但随着我国进口天然气量的增加以及天然气产业的发展完善，我国在国际上的话语权将会逐步增加。未来我国可能依托上海、重庆等天然气石油交易中心的功能来实现价格信息发布和价格体系完善，形成天然气价格指数，趋向于参考我国天然气价格水平制定进口价格，提升我国进口天然气价格谈判的话语权。

2、省门站价格

对于天然气省门站价格，我国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。从目前来看，对于“十三五”期间，我国仍将施行现有的天然气定价机制，即门站价格制（市场净回值法），但可能在折价系数、调整频率等方面进行完善，或者引入煤炭、上海石油天然气交易中心现货价格等新参数。此外，可能在环渤海、长三角、广东等局部市场发展较为成熟、资源供应多元化的地区优先实施市场化定价。

未来我国天然气作为一种商品应由供需关系的市场作用决定价格，而不应该以其他同类产品价格或者政府政策决定商品的价值。考虑我国天然气资源禀赋和进口天然气流向，西部资源和东部沿海资源同时寻求市场，价格平衡点的中部将是市场化价格最高的地区。

3、终端价格

未来天然气终端价格仍将是由地方价格主管部门定价，但会有合理的价格联动机制，以实现供气价格变动带动终端价格变化。未来我国的CNG、LNG加气业务将完全实现市场化定价。目前国内已经迈向市场化发展，其中LNG加注在全国范围已实现市场化定价，CNG加注的市场化定价正积极推行，例如江苏省已实现全省的市场化定价。

五、市场利用发展方向

根据上述我国天然气各产业链的发展方向，“十三五”期间由于“煤改气”工程的大力推行、天然气利用政策实施方向的明朗化、天然气市场化改革不断推进等利好因素，同时也将受到经济增速放缓、可“煤改气”区域减小等不利因素，预计未来我国天然气市场需求仍将呈现快速增长的趋势，但增速逐步降低。

考虑我国影响我国天然气市场发展的因素，采用以项目分析法为主，结合消费系数法、延伸预测法对我国天然气市场需求进行预测。预计2020年我国天然气市场需求量为3272×108m3，占能源消费总量的比例为9.1%，增量主要来自于清洁采暖采暖带动的“煤改气”用户，全国气化人口达到5.1亿人，城镇气化了达到55%，燃气装机规模达到1亿千瓦；2030年我国天然气市场需求量为5130×108m3，占能源消费总量的比例为13%，增量主要来自于东部沿海和中南部地区，气化人口达到6.5亿人，城镇气化率超过65%，燃气装机规模达到2.5亿千瓦。2030年前我国天然气需求增量以工业燃料和发电为主。

我国天然气市场需求量及增速

注：数据来源于北京世创能源咨询有限公司