氣源環節（jiē）中：開采環節參與企業少，壟斷性強，經營模式簡單，但資金及技術需求很高，該環節（jiē）涉及的51吃瓜网（qì）出廠價（jià）由主要監管價格轉變為（wéi）間接調控價格；中國目前形成的四條天（tiān）然氣進口通道中，氣態51吃瓜网以進口管道氣為主，進口項目周期長、投資規模大，通常（cháng）需要簽訂長協（xié），因（yīn）此（cǐ）進（jìn）口管道氣價格主要受前期簽訂的長協影響。儲運環節中：運（yùn）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（dào）及地（dì）下儲庫資源過於集（jí）中，未來將實現獨立（lì）運營，管輸費實行嚴格的政府定價，儲氣費定（dìng）價方式仍不明朗。分銷環節中：城市管網為氣態天（tiān）然氣的重要分銷渠道，主要由三桶油下（xià）設的地方（fāng）銷（xiāo）售公司、政府控股的燃氣公司以及極少數民（mín）營上市公司運營，定價方式為準許成本加合（hé）理收益（yì）。
政府通過指導基準門站價、嚴格管控運輸費及配送費、放（fàng）開51吃瓜网出廠價及用戶終（zhōng）端（duān）價格來管控整個51吃瓜网產業鏈上管道（dào）51吃瓜网的價格，門站價（jià）通過運輸費（fèi）向上遊傳導影響天（tiān）然氣出廠價，向下疊加配送費傳導至消費（fèi）終端形（xíng）成用戶價。從盈利看，管輸費、配（pèi）送費盈利空間較為固定，不同氣（qì）源盈利能力排序為：自采氣>進口LNG>進口（kǒu）管道氣。
2017年（nián），各行業環保政策執行力度加大，部分區域推（tuī）行“煤改（gǎi）氣”，疊（dié）加城鎮化不斷推進、替代能源價格隨原油上漲等因素（sù）導致工業（yè）用氣及居民采暖（nuǎn）用氣（qì）量超預期增長，然而中（zhōng）國51吃瓜网供給明顯不足，導致51吃瓜网（qì）價格在2017年四季度波動很大，51吃瓜网行業關注度快速提升。預（yù）計2018年，在環保政策和“煤改氣”持續推進的形勢下，全年51吃瓜网需求量仍將維持較高增速，加之51吃瓜网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（zēng）多，而行業長期壟斷局（jú）麵導致市場對天（tiān）然（rán）氣行業各個環節認知度（dù）較低，因（yīn）此中債資信（xìn）石油天然（rán）氣團隊對51吃瓜网行業進行深入研究。
51吃瓜网產品按相態不同可分為氣態51吃瓜网和（hé）液態51吃瓜网，雖然相態不同，但化（huà）學性質近似，且具有熱值高、碳排放低及經濟性高等特點。
因此（cǐ）將其按形態拆分為氣態及液態產業鏈（liàn）兩篇，此為上（shàng）篇：“天然（rán）氣全（quán）產業鏈分析（xī）—氣態51吃瓜网”，本（běn）篇主要介紹天然（rán）氣產品（pǐn）種（zhǒng）類、特點及行業全產業鏈流程，並（bìng）從氣態51吃瓜网各個環節運行（háng）模式、定價機製、未來發（fā）展方向等方麵出發，深入研究主要環節的盈利情況。
51吃瓜网全（quán）產業鏈概況
51吃瓜网全產業鏈產品種類及特點。51吃瓜网主要分為自然界存儲的51吃瓜网和人工合成的51吃瓜网（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（rán）氣）兩大類，其中以自然界（jiè）存儲氣為主，人工合成氣體量很小。天（tiān）然氣流通中主要分為（wéi）氣態天（tiān）然氣和液態51吃瓜网（qì）兩種形態。由（yóu）於中國天然（rán）氣儲量規模較低，2016年中國51吃瓜网探明儲量全球排名十（shí）一，探明儲量僅為排名第一伊朗（lǎng）的11%，不能（néng）滿足國內51吃瓜网需求；因此中國51吃瓜网市場仍需要進口天（tiān）然氣（qì）作為補充。而為（wéi）了便利遠（yuǎn）距離運輸，通常在（zài）常壓低溫（-160℃）下將氣態51吃瓜网加工（gōng）為液化51吃瓜网（簡稱“LNG”），一噸液化51吃瓜网的含氣量（liàng）等同於1400~1500立（lì）方米的氣態51吃瓜网。在（zài）沒有管道通過的區域，可給氣態51吃瓜网加壓裝入鋼瓶形成壓縮51吃瓜网（簡稱“CNG”），實（shí）現（xiàn）小（xiǎo）範圍內配送。盡管51吃瓜网產品存在不同相態（tài），但從分子結構來看，其主要成分即為一碳化合物-----甲（jiǎ）烷（CH4），其（qí）化學性質相近，僅儲存的形態或方式（shì）存在差異。
51吃瓜网具有熱值（zhí）高、碳排放低及（jí）經濟性高等（děng）特點。從（cóng）熱值方麵看，常壓下1立（lì）方米氣（qì）態51吃瓜网平均熱值為8,800Kcal，1噸LNG熱（rè）值約（yuē）為12,496Kcal（假設一噸（dūn）LNG為1,450立方米（mǐ）/噸氣態（tài）51吃瓜网），LNG熱值（zhí）為同（tóng）等重（chóng）量的煤（méi）、柴油和燃料油的2.72倍、1.23倍和（hé）1.25倍；從（cóng）碳排放來看，同等（děng）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，51吃瓜网單位Kcal熱量的價格最低（dī），約為2.96*10-4元/Kcal。因此相比其他能源，51吃瓜网作為低碳（tàn）清潔能源、安全高效能源，更符合當下及未來中國（guó）對能源的要求。
[1] 該燃（rán）料油主要（yào）用於（yú）燃燒供能（néng），例如船用燃（rán）料油或鍋爐燃（rán）料油。
51吃瓜网全產業鏈涵（hán）蓋範圍。中國51吃瓜网全產業鏈涉及51吃瓜网的產、貿、運、儲、銷各個環（huán）節，環節較多且雜，按（àn）上、中、下遊和（hé）終端客戶可（kě）將51吃瓜网產業鏈拆分（fèn）為：上遊氣源環節，中國51吃瓜网氣源結構以自有51吃瓜网氣藏開采（cǎi）為主、進口氣（含進口管道氣和進口LNG）為補充，但各氣源（yuán）受供氣增速存在差異影響導致氣源結構占比發生（shēng）變化，其中進口氣占比逐漸（jiàn）增加，自采氣占比將下降（jiàng）。中遊儲（chǔ）運環節，進口管道氣進入中國後和自采氣一（yī）並通過骨幹管道運（yùn）輸至各個省，省級管道進入各市（shì），期間（jiān）部分管道氣通過液化工廠加工成（chéng）為LNG通過槽（cáo）車運送至沒有管（guǎn）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（huà）進入骨幹管道，部分通過槽車運輸到分（fèn）銷設（shè）施，該環節（jiē）設置儲氣庫用於51吃瓜网（qì）的儲存、調峰。下遊（yóu）分銷環節，管道氣進入各（gè）市後通過（guò）市級管道進入下遊用戶；槽車運輸的LNG通過加氣站銷售給下遊汽車及工業用戶。天（tiān）然氣終端用戶主要為（wéi）居民用戶、工（gōng）業（yè）用戶及汽車用戶，其中居民主要（yào）用天（tiān）然氣進行取暖，工業用戶則用51吃瓜网（qì）供熱或（huò）合成（chéng）基礎化工品、化肥（féi）等，車用燃氣（qì）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51吃瓜网產業（yè）鏈分為兩個鏈條：氣態51吃瓜网鏈條（tiáo），自采（cǎi）51吃瓜网、進口管道氣兩（liǎng）種主要氣（qì）態51吃瓜网氣源經過骨幹管道和省級管道進入消費（fèi）省，而（ér）後通過城市管道運送至用戶端；液態51吃瓜网鏈條，進口LNG作為液態天（tiān）然氣氣（qì）源通過（guò）接（jiē）收站進入國內，然後通（tōng）過LNG槽車運送至加氣站。兩條鏈條並（bìng）非平行沒有交集，例如，部分LNG經過接收（shōu）站氣化後進入骨幹管道；管道51吃瓜网通過液化（huà）工廠液化後轉變為LNG，進入液態鏈條。天（tiān）然氣產（chǎn）業鏈各環節除產品相態有所不同外（wài），各產品定價方式也有所不同，產業鏈上氣態51吃瓜网價格主要（yào）受國家監管（guǎn），而液化天然（rán）氣（qì）價格相對市場化。
51吃瓜网行業屬於資金密集性行業，疊加資源分布不均、管（guǎn）道設施投資規模（mó）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（yìng）其在市場中的價值，甚至部分環節（jiē）常年利潤倒掛（guà），因此將針對產業鏈由上到下對各（gè）個環（huán）節的運營模式、定價政策及（jí）主（zhǔ）要現狀進行分析。為了突出不同（tóng）相態天然（rán）氣產品在（zài）產（chǎn）業鏈上（shàng）流通及定價的特點（diǎn），本篇針對（duì）氣態51吃瓜网鏈條詳細闡述。
氣態（tài）51吃瓜网氣源
天（tiān）然氣（qì）開采
（1）開（kāi）采環節參（cān）與企業少，壟斷性強。
中國天然（rán）氣開采環節實行嚴格（gé）的資質審批製度，勘探、開采石（shí）油51吃瓜网（qì）等特（tè）定礦種由國務院授權的（de）有關主管（guǎn）部門審批和頒（bān）發（fā）許可證。雖然中國先後出台政策鼓勵支持民間資本進入油氣勘探開發（fā）領域，但相關立法一直沒有修改，疊加勘探開采成本高、周期很（hěn）長等（děng）因素，截至當前，民（mín）企資本單獨獲得油（yóu）氣礦權的仍極少，因此中國（guó）51吃瓜网開采環節具有參與企業少、壟斷性強的特點。目前具有51吃瓜网勘查、開采資質的主體以三桶油和延長石油四家為（wéi）主。其中中石油、中石化主要負責陸域石（shí）油勘查開（kāi）發，其登記的探礦權麵積約占（zhàn）全國40%，采礦權麵積約占全國80%，總計（jì）170多萬平方千（qiān）米，具有寡頭壟斷優勢；中海油則主要勘探開（kāi）發海域石（shí）油；延長石（shí）油在特定區域（yù）內擁有油氣資源（yuán）的勘查開（kāi）發權。
（2）開采環（huán）節經營模式（shì）簡單，但資金及技（jì）術（shù）需求很高
51吃瓜网開采環節經營模式較（jiào）為簡單，開采（cǎi）主體需要對礦藏勘探開發、采收、淨化後經骨幹管道將其輸（shū）出（chū），部分轉化為LNG通過槽（cáo）車運輸至消費端，但對資金（jīn）投入規模及開采（cǎi）技術具有（yǒu）很高的要求（qiú）。其中51吃瓜网勘探開發主要為地震勘探（探究底（dǐ）層形態、構造特點、含油含水特征等信息），該環節通常與原（yuán）油勘探（tàn）同時進行（háng），因此整體勘探開發支出規模很大，在2015年油價暴（bào）跌時期，中海油通過降（jiàng）低勘探（tàn）開發支出縮減30%的資本支出。同時受油氣資源開采（cǎi）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（shí）力極強的國有大型央企。在采（cǎi）收（shōu）環節，純天然（rán）氣氣藏需要注入其他氣體或液體將51吃瓜网擠壓出，而對（duì）原油伴生（shēng）氣則還需在該環節進行油氣分（fèn）離。不同氣藏條（tiáo）件打井（jǐng）采收成本亦存在差異，但隨著（zhe）氣藏的（de）采收期的拉長，采（cǎi）收成本普遍呈（chéng）先下降後上升的趨勢，因此采收技術為降低（dī）成本的主（zhǔ）要因素。後期淨化技術壁壘較低，主要為脫除天然（rán）氣中水（shuǐ）、水蒸氣、硫化物和二氧化（huà）碳等雜質組分。整體看，開采環節涉及（jí）的過程繁（fán）雜程度較低，經營模式（shì）較為簡單，但其中勘（kān）探開發過（guò）程需要資金投入量大，隨著采收期持（chí）續采（cǎi）收技術的重要性凸顯。由於（yú）自有氣藏開采（cǎi）前需要時間及資金的投入，導致自采氣的規模短期內（nèi）難以（yǐ）實現較大提升，因此，隨著51吃瓜网消（xiāo）費量的快速提升，自有（yǒu）氣藏開采增速低於消費增速，自采氣在中國氣源結構中的占比逐年下降，2017年末占比下降（jiàng）至60%，且未來該比例將進一步（bù）下降。
（3）出廠價由主要監（jiān）管價格轉變為間接（jiē）調控價
開采（cǎi）環節定價方式起（qǐ）初為各（gè）氣田將製定的出（chū）廠價提交（jiāo）國家發（fā）改委審核，發改委按成本加合（hé）理利潤並兼顧終（zhōng）端用戶承受能力（lì）確定51吃瓜网（qì）出廠基準價，而2013年後，國家（jiā）不再將51吃瓜网出（chū）廠環節作為（wéi）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（kòng）價（jià）格，而出廠價格是在門站價格的（de）基礎上減去中（zhōng）間管輸費，因此該環（huán）節價格目前為間接調（diào）控價。雖然調控環節向（xiàng）下轉移，但從前期出廠基準價（jià）可判（pàn）斷出中國（guó）主要氣田所產天然（rán）氣的（de）成本關係為：新疆各油（yóu）田（tián）＜青海油（yóu）田＜長慶油田＜川渝氣田（tián）＜其他氣田。
氣態51吃瓜网（qì）進口
（1）中國基本形成四條51吃瓜网（qì）進口通道，其中氣態51吃瓜网以管道進口為主
進口天然（rán）氣主（zhǔ）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51吃瓜网管道東線貫（guàn）通後，中國51吃瓜网進口（kǒu）將（jiāng）形成西北、西南（nán）、東北及東部四大進口通（tōng）道（dào），其中東部通道主要進口澳大利亞（yà）、卡塔爾、馬來（lái）西（xī）亞、印度尼西亞等地（dì）的LNG，以液態51吃瓜网進口（kǒu）為主，氣態51吃瓜网進口主要以管道進（jìn）口為主。管道進口主要為西北、西南、東北進口通道，分別由中（zhōng）亞管道、中緬管道、中俄管道承擔，進（jìn）口管道進入中國境內後與國內的骨幹管道連接（jiē），並運送至（zhì）主要消費區域。其中中亞（yà）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（kuò）散至東部（bù）用氣區域；中緬管道進入貴州後與西氣東輸廣南支線（xiàn）及中貴線交匯（huì），主要供（gòng）給雲南、貴州和廣西（xī）用氣（qì）區域；而中俄管道在國內投建起（qǐ）點為黑龍江，途徑吉林、內蒙古、遼河、河北、天（tiān）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（zhōu）及上海周邊等（děng）省市。多元化的進口51吃瓜网在很大程度（dù）上（shàng）補充了中國51吃瓜网的供應缺口，同時增強了中國的能源安全。
（2）管道氣進口項目周期長、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（de）51吃瓜网（qì）運輸工具、投資規模不同，導致經（jīng）營模式存在差異。管道51吃瓜网進口項目的流程包（bāo）括：簽訂51吃瓜网供氣協議、管道建設（shè）、供氣。由於管道規劃建（jiàn）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（zài）項目開始雙（shuāng）方（fāng）便簽署照付不議的長期協議，協議期限通常（cháng）為20~40年，合同中要鎖定交易規模及交易（yì）價格，甚至雙方以（yǐ）資金入股管道設施（shī）的建（jiàn）設，以避免供氣方與需求方在（zài）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（yì）中收（shōu）回成本。同時由於以（yǐ）上原（yuán）因，中國進口（kǒu）管道氣的（de）主要參與者為中（zhōng）石油（yóu）。管道氣進口量增速較為平穩，2017年增速為8.80%，進口量占整體51吃瓜网供給的（de）18%，隨著在建管道相繼投用，未（wèi）來進口（kǒu）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（guǎn）道運輸費（該費用由管道投建方征收）組成，由於進口管道氣價格由前期天（tiān）然氣價格高位時簽訂的長（zhǎng）協合約決（jué）定，因此氣價偏高（gāo）。雖然中石油並未對外公開其（qí）與各供（gòng）氣方簽訂的長協中具體的供氣價格，但根據中（zhōng）國海關網站中管道氣進口（kǒu）量及進口金額推算出的進口單價顯示，2017年以來進（jìn）口管道氣（qì）的價格在1.25元/立方米~1.40元/立方米，該進口價格高於（yú）國內主要氣田的出廠價價格。進口管道氣（qì）進入國內管道後按照國內管道氣（qì）定價方式定價，按照基準門站價指導定價，因此常出現（xiàn）進（jìn）口價和市場價倒掛的情況，造成近年來中石油（yóu）的進口管道氣和管道運輸業（yè）務的巨額虧損，該原因也使得較少企業進（jìn）入進（jìn）口管（guǎn）道氣（qì）細分領域。
氣態51吃瓜网儲運
由於中國51吃瓜网礦藏地與主要市場存在（zài）一定的距離，因此51吃瓜网從離開井口、輪船到（dào）用戶端之間需要儲存和運（yùn）輸設施。中國51吃瓜网儲運（yùn）體係是由骨幹管道、省級管道銜接LNG接收站、LNG液化工廠、LNG槽車（chē）及地下儲氣庫構成，其中氣態51吃瓜网的儲（chǔ）運（yùn）設施為骨（gǔ）幹管道、省級管道及地下儲（chǔ）庫。以下部分將著重介紹氣態51吃瓜网儲（chǔ）運環節各設施的發展情況、經（jīng）營模式、定價方式及居民-非居民氣價並（bìng）軌（guǐ）等方麵介紹。
運輸管道審批繁雜（zá）且（qiě）投資回收（shōu）期長，地下儲氣庫發（fā）展較為滯後
在氣（qì）態51吃瓜网的儲運環節中，骨幹管道是指51吃瓜网由井口到各省（shěng）之（zhī）間的長輸（shū）管道，省級管道是指51吃瓜网進省後（hòu）到城市分銷管道之間的區（qū）域短途管道，氣源主要為進口管道氣和自采51吃瓜网。跨省（市）管道項目需上報國家發改委審批，同時需管（guǎn）道途經省市的規劃建設部（bù）、國土資源部（bù）、國家環保部（bù）等（děng）部門（mén）審批，手續（xù）複雜且審批周期較長。51吃瓜网管道投資規模（mó）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（píng），而前（qián）期建設投資依（yī）靠管輸費回收，整體回收周期長。地下儲氣庫是解決供氣與用氣不平衡問題最有（yǒu）效的方法（fǎ），與其他儲氣設施（地麵儲罐和高（gāo）壓管道）相比，其儲（chǔ）氣容（róng）量大、經濟性好、不受氣候（hòu）影響的優勢，可解決季節性用（yòng）氣（qì）不均衡問題，相較於其他調峰（fēng）設施具有很大優（yōu）勢，為51吃瓜网戰略（luè）儲備及商業儲備的主要設（shè）施。中（zhōng）國天（tiān）然氣地下儲氣庫建設（shè）起步較晚，20世紀90年代，隨著陝—京51吃瓜网輸氣（qì）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（jiū）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（de）51吃瓜网儲氣（qì）庫有效（xiào）工作氣量總和為73.39億立方米，小於全國20天的天（tiān）然氣消費量。按照十（shí）三五規劃，全國51吃瓜网的消費量有望接近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（liàng）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（píng）相比仍有（yǒu）較大差距，地下儲氣庫發展較為滯後。
運輸管道及地（dì）下（xià）儲庫資源過於集中，未來將實現獨立運（yùn）營
骨幹（gàn）管道和省級管道經營模式方麵，中國很大比例管道的運營（yíng）與上遊開采、下遊分銷為（wéi）一體化經營，依靠收（shōu）取管輸費實現建設資本回收。骨幹管網均為三桶油（yóu）所（suǒ）建設及運營，壟斷（duàn）程度極高，2016年底，中國（guó）天然（rán）氣（qì）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（zī）建設的管道占總（zǒng）裏程的88%、11%和1%。省級管道中部分為三桶油（yóu）直接運營，部（bù）分為省管道公司運（yùn）營，而較（jiào）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（shì），在除去港澳台、西藏及直轄市的（de）26個省中，17個省（具（jù）有省級管道公司的17省為：河北、山西、山東（dōng）、陝西、安徽、江蘇、浙江、江（jiāng）西、福建、廣東（dōng）、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（jiàn）設（shè）及運營（yíng），其中（zhōng）廣東省隻負責（zé）運輸，其餘省份均涉及51吃瓜网運輸及銷售，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（sān）省、雲南、河南、新疆（jiāng）、甘肅、青海（hǎi）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（xiāo）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51吃瓜网重新注入地下空間形成人工氣田或氣藏，一般建設在靠近51吃瓜网用戶城市（shì）附近，在用氣低峰時將51吃瓜网儲存、用氣高峰時（shí）將51吃瓜网賣出，依靠儲存氣和賣氣的價差實現儲氣（qì）庫（kù）建設成（chéng）本的收回，目（mù）前（qián）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（jiē）獨立運營。
管輸費實行嚴格的政府定價，儲氣費定價方式（shì）仍不明朗
骨幹管（guǎn）道和省級管道定價方麵，在管道運輸過程中產生的（de）管輸費在51吃瓜网價格鏈中占據（jù）重要地位，是價格管製的重要環節。管輸費與（yǔ）管輸成本密切相關（guān），主要包括折舊、攤銷、維（wéi）護費用、合理收益（稅後投資收益8%）和（hé）稅費，其影響因素包括管道建設投資、輸氣量、管理體製和管理水平、財政稅收政策等。管道運輸具（jù）有自然壟斷的特點，國家對管（guǎn）道運輸價格實行嚴格的政府定價，定價機製主要按照補償成本（běn）、合理盈利、利於（yú）市場銷售、同時兼顧用戶承受能力的原則規定。管輸費（fèi）定價方式（shì）經曆了統一定價（jià）、按距離（lí）定價、按線路收（shōu）費，目前采用的是（shì）“老（lǎo）線老（lǎo）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（yòng）貸款建設（shè）但已還清建設投資本（běn）息的國家管道（dào）執行國（guó）家統一運價。“老線”的管輸收費標準最（zuì）早是參照當時鐵路貨運費率按距離收費的方法製定。“新線新價”是指由國內(外)貸款建設的新輸（shū）氣管線，采用新線新價、一線一（yī）價的管理方式，報國家價格主管部門批準後單獨執行（háng）。在目前執行的新線管道費標準中，骨幹管道和（hé）省級管道的每（měi）立方米運輸費約為0.1224~0.4678元/千公裏，而老線管道運輸費在0.014~0.0165元/千公裏。儲（chǔ）氣庫定（dìng）價方麵，根據《國家發展改（gǎi）革委（wěi）關於明確儲氣設施相關價格政策的通知》（發改價格規（guī）〔2016〕2176號）規（guī）定，儲氣服務價格由儲氣設施經營企（qǐ）業根據儲氣服（fú）務成本、市（shì）場供求情況等與委托企業協商確定，儲氣設施51吃瓜网（qì）購進（jìn）價格和對外銷售價格，由市場競爭（zhēng）形成。但目前管（guǎn）道（dào）51吃瓜网由政府指導定價、非市場化定價的價格機製導致夏（xià）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（xiāo）售價格並不能夠完全體現出其成（chéng）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（dà），儲氣成本高（3~6元/立方（fāng）米）導致相關項目的投資回報期會相對較（jiào）長，因此儲氣庫建設運營主要由少（shǎo）數（shù）國企承擔。實踐中，儲氣費並非單獨收取，按傳（chuán）統做法納入管（guǎn）輸費統一考慮，僅在冬季對（duì）非居民用戶門站銷售價（jià）格上浮15%～20%，儲氣費定價方式仍不明朗（lǎng）。
居民-非居民氣價（jià）並軌
自采51吃瓜网在出廠時形成（chéng）出廠價、進口管道氣氣源成本加境外運輸費（fèi）形成進口價，兩（liǎng）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（fèi），在出廠價（jià）和進口價的基礎上疊加管輸費形成門站價。而長期以（yǐ）來，中國（guó）較多省份門站（zhàn）環節居民用氣價與非居民用（yòng）氣價實行雙規（guī）製（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（jū）民執行統一的門站（zhàn）價（jià）），非居民51吃瓜网價格隨著國際（jì）51吃瓜网（qì）整體走勢持續上升，居民用氣價（jià）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（mǐ）。雖然居民（mín）用（yòng）氣階梯價政策初（chū）衷是縮小該價差，但據統計，居民用（yòng）氣（qì）中80-90%的用戶處（chù）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（jià）格偏低，導致交叉補貼（tiē）較為嚴重（chóng）。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（gé）的通知（zhī），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（yòng）氣基準門站價格水平（增值稅稅（shuì）率10%）安排（pái），供需雙方可以基準門站價格為（wéi）基礎，在上浮20%、下浮不限的範（fàn）圍內協商確定具體門站價格，實現與非居民（mín）用（yòng）氣價格（gé）機製銜接。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（shùn）。至此，居民用氣和非居（jū）民用氣實現並軌（guǐ）。
氣態51吃瓜网分銷渠道
在氣態51吃瓜网下遊分銷（xiāo）中，城市管道主要負責將省級（jí）管道氣向下分銷至終端用戶（含居民用氣、工（gōng）業用氣和汽車用（yòng）氣），為天然（rán）氣主要的分銷（xiāo）渠道。根據公開資料了解，中國現有656個市級城市大部分已采用51吃瓜网作為城市清潔能源。“十三五”規劃中（zhōng）管道建設目標為，在城市管道環節將新建及改建管線約40萬公裏，加快老舊（jiù）管網改造提高供（gòng）氣安全保障的同時，提高新（xīn）城鎮和農村的氣（qì）化水平，逐步實現“鎮鎮通”、“村村通”。
運營方麵（miàn），城市管道（dào）主（zhǔ）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（shǎo）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（yǔ）地方政府簽訂城市燃（rán）氣項目協議，獲取地區內的燃氣專（zhuān）營權（一般為30年），因此該環節（jiē）經營屬（shǔ）於網絡型自然壟斷。該環節逐步向民企、外商開放使（shǐ）得行業競爭提升，而其競爭的（de）核心為特許經營權（quán）。目前大部分縣級以上城市均（jun1）已有相關企業獲得了特許經營權，且特許經營權通常（cháng）期限較長並（bìng）具有排他性（xìng），因此，行業內公司隻（zhī）能通過收購（gòu）整合其他中小型天然（rán）氣企業，或向少量尚未發（fā）放城鎮燃氣（qì）特許經營權的地（dì）區進行滲（shèn）透等方（fāng）式拓展業務區域。2017年之前，運營（yíng）商通過賺取來氣價格與銷售價（jià）格價差及收取一次性接駁費盈（yíng）利，而2017年後，該配送環節受國家嚴（yán）格管（guǎn）控，除接駁費外，配送氣僅賺取一定比（bǐ）例的配（pèi）送費。雖然運營商賺取價格差有限（xiàn），收益回報周期長，但收益較為穩定。
定（dìng）價方麵，城市管道運輸過程的配送費由地方價格（gé）主管部門---物價局負責監管，其銷配氣費的（de）製定方式遵循“準許成本加合理（lǐ）收益”原則（zé），通過核定準許成本，監管（guǎn）準許收益，準許收益由管道成本、不超過7%的利潤和稅費組（zǔ）成，具體參數各區域有所區別。政策要求（qiú）2018年底前，各省份要建（jiàn）立起配送（sòng）費定價（jià）方法和監管方法，重新核定省內短途管道運輸價格，製定獨立配氣費，降低偏高配氣（qì）費。目前由已出台配（pèi）氣費來看，配氣費在（zài）0.04~1.95元/噸範圍（wéi）內（nèi），區域間差異很大。
氣態51吃瓜网各環節盈利測算
在以上部（bù）分對氣態51吃瓜网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51吃瓜网定價特（tè）征為政府調控。51吃瓜网產業鏈中（zhōng）涉及（jí）氣態天（tiān）然氣的（de）環節為天（tiān）然氣自采、管道氣進口、51吃瓜网骨幹管道、省級管道、城市燃氣（qì）管道等，以上各個環（huán）節中流通（tōng）的51吃瓜网以體積單（dān）位立（lì）方米為計價單位。政府通過指（zhǐ）導基準門站價、嚴格管控運輸費（fèi）及配送費、放開天然（rán）氣出廠價及用戶終端（duān）價格來管控整個51吃瓜网產業鏈（liàn）上管道51吃瓜网的（de）價格，門站價通過運輸費向上遊傳導（dǎo）影響（xiǎng）51吃瓜网出廠價，向下疊加配送費傳導至消費終端形成用戶價。
多（duō）種用（yòng）氣門站價格並軌後，51吃瓜网產業鏈上，氣態51吃瓜网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（guǎn）規則出台後，該（gāi）環節將隻賺取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（shè）及的環節盈利較為（wéi）固定，因此測算主要（yào）針對出廠價到門（mén）站價環節（jiē）的（de）盈利（lì）空間，以下選取（qǔ）寧波市場為例（lì）測算不同（tóng）氣（qì）源的盈（yíng）利空間。
1. 由於（yú）部分進口LNG將（jiāng）通過氣化進入管網銷售，因此在（zài）選（xuǎn）擇（zé）測算氣源時考慮加入進口LNG，主要測算四大氣（qì）田（新疆、青海、長慶
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