2060年中国工业天然气价格预测及产业发展建议

中国天然气产业正在加速完成市场化改革，管制气、非管制气、天然气贸易、天然气竞拍等定价方式不断涌现。不同定价机制的基本逻辑存在区别，如何更好地预测中国天然气价格走势成为行业关注重点。在地缘冲突、国际形势、贸易风险、能源转型、大气治理、新兴技术等外界因素快速叠加背景下，有必要进一步挖掘天然气价格的底层逻辑，重新构建价格预测体系。

天然气作为实体商品的特性决定了其价格主要围绕资源成本价格波动，供需形势变化等影响因素会造成一定时间范围内的价格波动，但在较长时间维度下，天然气价格仍将回归成本价格范围。工业天然气具有价格敏感度高、用气分布广泛、用气规模及增长潜力大等特点，其价格成本的变化一定程度上可以代表未来天然气价格发展的趋势。

1   中国工业天然气消费及价格现状

2023年中国天然气消费量3 945亿m³，其中工业天然气消费量达1 650亿m³，占总消费量的比例为42%（见图1），是我国第一大用气类型。工业天然气用户广泛分布于陶瓷、玻璃、钢铁等传统行业，芯片制造、食品医药、光伏玻璃、新能源汽车等新兴产业的用气规模也在快速攀升。2019—2023年，工业天然气消费量由680亿m³增长至1 650亿m³，年均增长6.5%。在经济环境较为不景气的背景下，工业天然气消费量仍继续保持较高的增长速度，显示工业天然气用户具有较强的韧性，在中国低碳发展战略和制造业升级的双重驱动下，工业天然气需求量仍将具有较大增长潜力，是未来中国天然气市场发展的重要支撑。

由于中国各省份地理位置、气田地点、输气管道和交通运输等条件不同，使天然气资源获取与分配方式存在差异，对工业天然气价格产生影响，即使同一地区不同工业用户的用气价格仍存在较大差别。从各地区供气价格看，靠近国产气源的地区价格较低，处于管道末端和液化天然气（LNG）供应占比较高的地区价格相对较高。2023年，在中国各省会城市中，工业天然气价格最高的南宁市为4.7元/m³，价格最低的西宁市和乌鲁木齐市，均为2.3元/m³（见图2）。

具体来说，2019—2023年主要发生了国家管网公司成立、进口气资源快速增长和进口LNG成本下降等变化，西北、东北地区因进口管道气供应比例上升而带动工业天然气价格上涨；广东地区因区域内资源供大于求，充分竞争下气源成本下降拉低工业天然气价格；中部地区因管输费下调和省网并入国家管网后管理成本下降而拉低工业天然气价格。从价格变化看，随着工业天然气消费量持续增长，市场化定价的非管制气占比逐年增加，气源成本和管理成本的变化已成为制定工业天然气指导价格的重要参考指标。

2    工业天然气价格预测方法

现有天然气价格预测方法包括时间序列、小波分析、机器学习等，偏向于预测系统整体价格，对系统内各单元的预测难度较大，无法将全国主要城市的工业天然气价格按统一逻辑预测，且预测颗粒度较细，不适用于较长时间维度，预测结果可参考性不足。采用结构价格测算法，将天然气价格拆分为气源成本和管理成本，二者间没有直接相关性，需分别分析其未来走势，汇总后方能完成工业天然气价格预测。

工业天然气价格变动受多重因素影响，其中影响气源成本的因素主要有生产成本、进口成本、关联能源、供气结构、定价策略等；管理成本的变化原因主要有监管改革、成本监审、运营成本变化等。深入剖析可以发现，如“双碳”目标、监管政策、供需形势、关联品种价格等宏观因素均会对工业天然气价格走势造成影响。

3    中国工业天然气价格影响因素分析

气源成本主要包括国产气成本和进口气成本。其中国产气需要考虑常规气、非常规气等成本变化；进口气需要考虑进口管道气、进口长协LNG、进口中短期及现货LNG等成本变化。

作为我国天然气供应最主要的来源，国产天然气的开采成本是影响天然气价格的重要因素之一。天然气勘探开发投资规模大、周期长，随着天然气生产的进行，资源将呈递减趋势，开采难度增大，设备老化，需要企业牺牲一部分利润来维持简单再生产和扩大再生产。随着开发时间延长，维护生产的运营成本逐渐上升，导致单位成本增长。综合来看，随着规模的提升，国产天然气有望通过平摊投资来降低单位成本。

2023年，国产天然气成本由低到高分别为常规气、致密气、煤层气、页岩气、煤制气。随着规模化开发和技术进步，煤层气、页岩气、煤制气等非常规天然气未来存在成本下降空间。此外还需考虑关联能源品种的成本变化，主要是煤价的变化对煤制气生产成本产生较大影响。

进口管道气和进口长协LNG的价格主要与国际油价有关，进口LNG短期合约和进口LNG现货的价格受短期LNG供需形势和国际油价影响较大。据预测，2027年前国际天然气市场供需形势较为紧张，东北亚LNG到岸价处于较高位置。2027年后，随着国际大型LNG出口设施投产，供需形势将会发生逆转，JKM价格进入低价运行区间。预计2035年后，国际LNG市场将会进入再平衡阶段，价格受通胀、成本增长等因素影响进入逐渐上涨阶段。整体来看，因中国进口管道气和进口长协LNG的比例较大，国际油价变化仍是未来中国进口天然气价格变化的最主要影响因素。

工业天然气的管理成本主要包括加工运输费（管输费、气化费、配气费）、中间商利润和交叉补贴等。加工运输费和交叉补贴主要受政策变化影响，其中，政府监管政策和基础设施运营成本共同影响加工运输费，中间商利润受供需形势变化影响较大。

天然气加工运输费是气价的重要组成部分，国家发展改革委坚持改革与监管并重，在加快推进天然气价格市场化改革、快速提高气源和销售等竞争性环节价格市场化程度的同时，加强自然垄断环节的运输配送价格监管。现行办法规定，核定管输价格和LNG接收站的气化费时，全部投资税后准许收益率为8%。目前主要管道的运行负荷较高，按照“一企一率”的监管方式，预计未来管输费仍有一定下降空间。

2004年中国天然气进入快速发展期后，先后建成如西气东输系统、陕京线系统、沿海LNG接收站等大量基础设施。随着使用年限增长，巡查、检修等运营成本将快速增加。根据《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，将管道折旧年限由现行30年延长至40年，管输费受此影响出现下降，可以适当抵消运营成本的增长。预计2045年各类基础设施将逐渐进入废弃状态，新建接替设施的投资增长将会导致运营成本进一步增加。

天然气产业链虽然相对较短，但除供气商和用户外，仍涉及众多中间商，包括省级管网公司、省级天然气公司、各城市燃气公司、各级贸易公司等。产业链层级多，各级中间商为实现自身利润，需要在其采购成本上额外增加一部分作为利润。随着天然气市场化改革推进，上下游供销关系逐渐透明，中间商层级有望压缩，中间商利润将逐渐压减。

城市燃气企业的终端销售价格由地方政府监管，为补贴居民用气，天然气终端销售价格存在居民与非居民用气价格倒挂问题，即通过抬高价格敏感的非居民用气价格（尤其是工业天然气价格）以补贴承受能力较高的居民用气，交叉补贴现象广泛存在是现阶段中国天然气市场及价格管理的显著特点。

2018年，国产非常规气补贴标准为0.3元/m³。自2019年起，不再按定额标准补贴。按照“多增多补”“冬增冬补”方式，目前国产非常规气综合补贴约0.2元/m³，预计随着产能规模提升，在新增产量放缓后，非常规气综合补贴将下降。

目前门站价主要执行管制气和非管制气2种定价方式，管制气执行国家发展改革委“基准价＋浮动幅度”价格政策，基准价不与国际市场油价挂钩，上浮幅度最高不超过20%，下浮不限。非管制气执行市场调节价，价格完全放开。在中国市场销售的天然气中，管制气和非管制气约各占50%。为适应市场化发展，门站价改革政策正在逐步推行，非居民天然气价格有望迎来全面市场化。

 4    中国工业天然气价格预测

中国天然气不同常规气田生产成本有较大区别，资源条件较好的气田综合成本低于0.7元/m³，资源条件较差的气田综合成本高于1.0元/m³。

目前，我国主力常规气、致密气优质气田已陆续进入产量递减阶段，主力勘探开发领域如四川、塔里木盆地目的层埋深已达6 000~7 000m，有的甚至超过8 000m，对勘探开发技术和成本控制提出了较大挑战，预计未来常规气、致密气生产成本将逐渐增长（见图3）。

煤层气储量和产量主要分布在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。近年受低油价、开发效果低于预期等因素影响，煤层气勘探投入不足，储量增长缓慢。从资源、技术及经验积累看，煤层气仍是当前较现实的非常规天然气资源，应加大推进力度。高产老区稳产上产、低产低效老区改造、低煤阶及构造复杂区效益开发、深部及煤系天然气综合开发是未来中国煤层气持续发展的重要领域和方向。

我国页岩气可采资源量12.85万亿m³，开发潜力巨大。虽然当前我国页岩气产业仍面临诸多挑战，但通过勘探开发理论与技术、钻井及压裂工程技术、开发与管理模式等方面的持续攻关与创新升级，我国页岩气产业将迎来再一次快速发展。随着页岩气生产规模提升，未来页岩气成本有望随之下降（见图4）。

从成本角度，煤价、规模、工艺等因素直接影响煤制气成本，预计未来煤制气项目仍具有较大增长潜力，规模化和技术进步有望拉低煤制气成本。在当前技术水平下，1t原料煤可以生产约300m³天然气。若煤价为350元/t，煤制气生产成本约1.5元/m³。随着煤炭产业相关投资下降和生产成本增长将对煤价起到拉升作用，预计未来煤制气成本将逐渐增长（见图5）。

分析近年国际油价和进口天然气价格，当油价45美元/桶时，进口管道气均价为1.5元/m³，进口LNG均价为1.7元/m³；当油价65美元/桶时，进口管道气均价为1.8元/m³，进口LNG均价为2.4元/m³；当油价80美元/桶时，进口管道气均价为2.0元/m³，进口LNG均价为3.2元/m³；当油价100美元/桶时，进口管道气均价为1.9元/m³，进口LNG均价为3.0元/m³。

进口天然气价格有一定滞后性，短时间会出现与油价脱钩情况，但在较长时间维度下，进口天然气仍与国际油价挂钩。未来进口天然气仍以进口管道气和长协LNG为主，因此主要考虑未来国际油价变化对中国进口天然气成本的影响。

关于未来国际油价的预测，目前主流观点是2060年国际石油需求将大幅下降，石油行业相关投资也将随之下降，生产成本上升，国际石油供需将处于不断动态调整和价格大幅波动区间。从油价长期走势看，80美元/桶为未来石油开采的边际成本，100美元/桶为市场的最高承受点。预计2040年前油价在85美元/桶波动，2040年后在95美元/桶波动（见图6）。

从气源成本变化看出，未来进口LNG和页岩气成本下降幅度较大，常规气、煤制气、致密气成本上涨幅度较大，其他气源成本相对稳定（见图7）。

据预测，在碳中和背景下，2030年我国天然气消费量将增至5 260亿m³，天然气需求量在2035年左右达峰，峰值水平约6 500亿m³。此后天然气消费量小幅下降，2050年需求量约为5 500亿m³，2060年需求量为4 300亿m³。结合目前化石能源发展趋势，在全球各国放缓碳减排目标的背景下，适当考虑天然气达峰延后至2040年，此后中国天然气市场规模逐渐开始萎缩。

2023年12月5日，国家发展改革委发布消息称，对跨省天然气管道进行定价成本监审，并据此核定了4个价区的管输价格。随着新的管输成本监审工作开展，预计2024年国内管输价格有望进一步下调。

中国天然气对外依存度及进口价格较高，天然气基础设施规定的准许收益率偏高，将加重天然气进口亏损，增加引进境外天然气资源的难度。目前天然气市场发育成熟的欧美国家，基础设施收益率一般不超过6%。中国石油在制定自营地下储气库的储气费时，已设定准许收益率为6%，未来存在推广的可能。

虽然目前门站价已经实现并轨，但多数地区终端城市燃气公司销售价格仍受政府管控，上游供应商同样会设置居民和非居民用气比例以及不同价格。根据2024年定价方案，上调居民气价上浮比例，下调非居民气价上浮比例，逐渐实现居民气与非居民气价格并轨。随着中国天然气市场化改革持续推进，预计2030年，终端居民和非居民用户的交叉补贴问题将得到缓解。

除气源成本和管理成本变化外，不同省会城市的供气比例有所区别，如广州市将进口LNG和管道气比例从2023年的8∶2变为2060年的9∶1，天津市将从7∶3变为4∶6，郑州市将从9∶1变为6∶4。气源结构变化叠加气源成本和管理成本的变化，将导致未来不同地区工业天然气价格出现偏差较大的走势，需要结合各区域特点分别进行分析。

综合考虑不同气源结构、气源成本和管理成本的预测结果，预计2060年中国各省会城市工业天然气价格较2023年不会出现大幅变化（见图8），价格波动幅度较大的城市主要有昆明、乌鲁木齐、西宁、兰州、海口、杭州、太原、南宁、拉萨、广州、福州等。

5    结论与建议

综合来看，未来进口气资源供应量大，挤占东部、南部地区国产气市场份额，是我国工业天然气价格变化的最根本驱动因素。进口气成本与油价和国际供需形势联系较为紧密，可以通过加大国际上游资源投资、进一步扩宽进口渠道、提高贸易议价能力和灵活把握采购窗口期等措施，降低进口气成本。

此外，国产气中煤制气资源将逐渐成为我国未来天然气供应的重要增长点，煤制气的生产成本将影响国产天然气的供应成本。从现有趋势看，预计未来煤价和煤制气价格将逐渐升高，需要通过规模化发展和煤化工技术的提高来降低煤制气成本。

从未来天然气价格变化趋势看，工业天然气波动范围整体维持在–1.3~1.0元/m³，预计至2060年，工业天然气价格波动幅度较小，价格上涨的城市，涨幅仍可控制在1.0元/m³内。乐观判断，未来价格趋势可以支撑工业天然气规模甚至整个天然气市场持续增长。通过保持国产气供应比例、多元化的进口来源、长期稳定的资源采购合同和不断改进的国产气技术，增强我国天然气产业抗击外界风险的能力，避免较大的价格波动，维持合理的天然气价格，保障工业天然气稳定生产，降低下游用户风险预期。

从各区域价格趋势看，受进口气成本下降带动，目前价格相对较高的东部地区价格下降预期较大。虽然高能耗产业逐步向西部地区转移，但东部地区仍将是高端制造业和出口行业的主要集聚地。随着产业规模提升，叠加工业天然气价格下降，有望进一步促进东部地区天然气需求规模增长。未来国内资源供应商在市场布局上，仍建议加大东部地区供应布局，以满足东部地区的工业天然气和其他结构用气需求增长，同时不断加大基础设施布局，提高该区域的调峰能力。