（报告出品方/作者：华泰证券）
一、实现低碳转型的现实选择，预计年天然气需求达峰
2℃温控目标下世界能源需求仍将长期增长。中石油集团经济技术研究院于年12月发布《年世界与中国能源展望》，文中提到受新冠疫情影响，年世界一次能源需求同比下降约6%，降至年同等水平，但长期来看世界经济和人口增长仍将推动能源需求持续增长。为实现《巴黎气候协定》提出的2℃温控目标，年全球一次能源需求亿吨标油，-年CAGR为1.3%；年亿吨标油，-年CAGR为0.5%。/年世界天然气需求分别为4.6/5.4万亿立方米，在一次能源中的占比分别为26%和27%；非化石能源分别为28%和47%。
中国一次能源需求年达峰。《年世界与中国能源展望》文中提到，碳中和目标下，中国一次能源需求将在-年间达峰，峰值约39亿吨标油（56亿吨标煤），化石能源需求在年前后达峰，峰值约30亿吨标油（43亿吨标煤），能源相关碳排放将于年前后达峰。-年中国一次能源消费总体保持较快增长，受工业化推动，-年增速明显加快、CAGR达到12.2%，-年能源消费增速逐步回落，-年CAGR降至2.8%。
天然气+非化石能源满足年前新增需求，年后替代高碳能源。年前，中国能源发展呈现煤炭减量、石油放缓、清洁能源（天然气+非化石能源）快速增加的特征，即“减煤、压油、增气+新能源”。清洁能源可满足全部新增一次能源需求。年后，清洁能源将更快发展，除满足新增用能需求外，对煤炭和石油在发电、工业燃烧、建筑和交通用能等领域形成较大规模替代。
天然气是实现低碳转型的现实选择。根据联合国气候变化专门委员会（IPCC）统计，从全球各种电源的平均碳排放强度对比来看，天然气和石油、标准煤二氧化碳排放比例为1:1.79:2.13。因此，提高天然气的使用率，是减轻环境污染的有效手段。加快发展天然气，提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重，可显著减少二氧化碳等温室气体和细颗粒物（PM2.5）等污染物排放，实现节能减排、改善环境。
碳中和情景下，年国内天然气需求达峰，-年CAGR7%，-年CAGR6%，-年CAGR1%，-年CAGR-0.3%。分能源品种来看：1）石油需求年达峰约7.2亿吨，年降至3.1亿吨，CAGR=-3.4%；2）天然气需求年进入峰值平台期，约亿立方米，-年CAGR=2.8%、-年CAGR=-0.3%。天然气与其他能源载体转换灵活，是高比例可再生能源系统保持安全性和稳定性的重要支撑。
天然气消费端按行业可为城镇燃气、工业燃料、燃气发电和化工用气。“十三五”期间，我国逐步形成以科学的天然气供给满足合理需求的市场供需格局，城镇燃气和燃气发电是天然气消费增长的主力。年我国城镇燃气、工业燃料、燃气发电和化工用气在天然气消费中的占比分别为36.3%、35.4%、17.8%和9.9%。“十四五”期间，预计城镇燃气和工业燃料仍为天然气的主要消费端，燃气发电或成为最大增长动力。
城镇燃气：城市居民用气进入内生增长阶段，燃气下乡带来增长新动能
十三五回顾：城燃从抢占增量市场转向挖掘存量市场。据国家统计局第七次人口普查报告显示，年我国城镇化率达63.9%。从城镇化的一般规律看，城镇化率30-70%区间是一个国家城镇化速度较快的时期，随着城镇化率突破60%，未来十年新增城镇人口的速度逐步放缓，但城镇化对高效清洁天然气的需求将不断增长。
燃气下乡推动广大农村居民的用能结构升级。借鉴-年河北“煤改气”的经验与得失，预计各地将因势利导，采取适合当地实际情况的推动方式，经济性是首要影响因素。同时，一些省份正通过管道气、LNG“点供”和罐箱“一罐到底”等多种方式实现天然气逐步向乡村拓展，有序实施“燃气下乡”政策，实现“气代煤”和“气代柴”。例如，作为全国燃气发展龙头的四川省，通过管道气实现个县城城区及近郊乡镇普及天然气。建设全国绿色能源示范省的云南省，主要通过LNG“点供”提升乡村天然气普及率。而且，LNG、CNG和LPG成为管道气尚未覆盖区域的重要资源来源。
十四五展望：城镇燃气需求有望继续增长，天然气覆盖率进一步提高。“县县通”和“镇镇通”仍是各省份十四五规划中的重点任务，如浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划中提到，要在天然气利用较为成熟的地区积极推行“镇镇通”，逐步实施“村村通”，在天然气利用基础相对薄弱地区加快建设城镇配气管道，扩大管道燃气供应范围；国家管网集团广东省天然气管网“县县通工程”于年4月29日开工，该项目管道全长公里，总投资80亿元，预计年建成，届时管道天然气将覆盖广东22个区县，惠及万人。
工业燃料：大气治理+环保要求驱动工业燃料“以气代煤”
十三五回顾：“气代煤”推动天然气在工业领域的消费。近年来在全社会不断降低用能成本的背景下，工商业用电价格连续三年下降，促使电能替代规模不断扩大，对工商业部门的天然气消费市场空间形成一定挤压。《能源杂志》数据显示，“十三五”期间全国电能替代规模超过亿千瓦时，占新增用电规模的44%。受煤炭清洁化利用和电能替代等冲击，年工业燃料在天然气总消费量中占比为35%。
十四五展望：“气代煤”在工业领域进一步推进，天然气在工业燃料中的应用仍有广阔发展空间。目前，我国工业燃料领域的天然气消费占比约10%-15%，远低于欧美国家40%-50%的水平，在大气治理和环保要求的驱动下，“气代煤”在工业领域将进一步推进，预计“十四五”时期工业燃料新增天然气需求约亿立方米，到“十四五”末，工业燃料需求量为亿立方米，占比34%，较年降低1pct。
气电：部分替代煤电以减污降碳，辅助新能源发电的重要调峰手段
十三五回顾：热电联产替代散煤接近尾声，气电装机未达预期。全国范围内20t/h以下特别是10t/h及以下的小容量燃煤锅炉数量正逐年大幅下降，燃煤工业锅炉正向着大容量、高能效、低排放的方向发展。生态环境部数据显示，全国燃煤锅炉已从13年的62万个降至20年的不到10万个。北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到60%以上，20万人口以上县城热电联产全覆盖。
中国的天然气消费占比低于全球平均水平的一个重要原因在于气电的发展较慢。“十三五”期末气电装机规模比“十二五”末增长75%，但总装机量仍未达到“十三五”规划中设定的1.1亿千瓦的目标。截至年12月底,中国天然气发电装机容量为万千瓦,占全国发电装机总量的比例为4.5%，占火电比例为7.9%；发电量亿千瓦时，占总发电量3.26%。而美国的气电装机占总装机量的比例为35%，欧盟在25%左右。
制约国内气电发展的主要因素：1）中国的气电发电成本远高于欧洲和美国。目前,中国的气电发电成本为0.6元-0.7元/kWh，是平价风光电的两倍（参考年指导价），而欧洲大概为0.4元/kWh（剔除碳税后相当于0.25元）。美国的天然气价格最低，而且没有碳排放成本，所以美国气电成本只有欧洲的三分之一，最高为0.15元/kWh（IEA数据）；2）产业链对外依存度较高。我国气电的关键装备主要依赖进口，昂贵的价格限制了其增长。年我国天然气供应3,亿立方米，其中国内供应1,亿立方米，对外依存度超过42%；3）气源价格高。目前中国各地燃气发电燃料气价格约为2.2-2.7元/立方米，天然气成本占气电总成本的80%，对气电企业经营造成压力。
十四五展望：气电替代持续推进，辅助调峰作用更加凸显
沿海发达地区仍处于气电替代部分煤电的阶段。天然气作为可再生能源的快速发展中的重要过渡能源，将进一步发挥重要作用。参考能源转型最积极的欧洲，短期内的政策是以气电替代一部分煤电，但长远来看，可再生能源发电将更多地替代气电。全国碳市场已经启动，碳排放成本越来越高，气电比煤电的经济劣势将在碳成本上得到一定的弥补。广东是中国天然气发电装机规模最大的省份，截至年12月底，广东省气电统调装机容量为万千瓦，在广东省电源装机容量中占比约为22%；广东规划到年，广东的气电装机将达到约万千瓦。在广东，气电厂除了发电收入，还可获得辅助服务收益，包括参与调频辅助服务的收益和作为备用机组的备用补偿收益。
天然气发电是综合最优的调峰电源。随着风电、光伏等可再生能源并网的比例和数量越来越高，其波动性和间歇性带来的大量调峰需求对电力系统造成大量挑战。目前我国气电因相关政策不完备而导致低碳环保治理的外部成本无法实现内部化，造成燃气发电在成本方面的竞争劣势，面临煤电灵活性改造、储能等多种调节性电源的强有力竞争。天然气发电具有运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、调节性能出色等优势，相对于燃煤发电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源，是响应特性、发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源。
综合能源服务：低碳循环节能产业将成为新一轮经济增长引擎
十三五回顾：节能服务市场投资需求旺盛，能源系统转型与能源服务升级相伴而生、互促发展。综合能源服务是面向能源系统终端，以用户需求为导向，通过能源品种组合或系统集成、能源技术或商业模式创新等方式，使用户收益或满足感得到提升的行为。节能服务产业是较为成熟的综合能源服务细分市场，据中国石油新闻中心统计，“十三五”时期节能服务产业实现了年均两位数的快速增长，年产值估计逼近亿元，几乎在年的基础上翻了一番。
短期内，碳排放约束会加大经济运行成本；长期看，低碳循环节能产业将成为新一轮经济增长的重要动能，促进经济更快发展。碳中和情景下高端制造业、综合能源服务业在经济中的比重将快速增长，第二产业占比有所下降。
十四五展望：综合供能服务市场投资需求将呈高增长态势，天然气在综合能源系统中有重要作用。“十四五”时期，终端能源用户需求将更为综合化，贴近终端能源用户的综合供能服务将占有相当大的市场份额。天然气分布式能源的综合能源利用效率在70%以上，是天然气高效利用的重要方式，其中微型燃气轮机技术是提升用户能源系统可靠性，支撑天然气在综合能源系统中高效利用的核心技术。
二、供给侧：上游气源逐渐多元化，中游输配运转日渐成熟
国家管网：度过磨合期，持续扩大油气管网基础设施投资
国家管网公司成立促使天然气市场体系重构。年5月18日，中共中央、国务院印发《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》，提出要稳步推进自然垄断行业改革，加快实现竞争性环节市场化。在油气领域，提出要推进油气管网对市场主体公平开放，适时放开天然气气源和销售价格，健全竞争性油气流通市场。
1）国家管网公司成立之前，我国天然气管输行业的主要参与企业包括中石油（CH）、中石化（28CH）、中海油（HK）等公司。在长输管线领域，中石油占据绝对的市场份额，中石化、中海油等公司则拥有不同地区区域性的长输管线。截至年底，中石油天然气管道长度为51,公里，中石化天然气管道长度超过4,公里，中海油拥有陆上天然气管道长度4,公里。
2）国家管网公司（未上市）成立后，天然气市场的基础设施变得更为公平开放，天然气管网、LNG接收站等基础设施在国家监管下有序公平开放，各类油气管网设施将实现互联互通，现有的资源和管道的垄断将被打破，天然气企业资源选择渠道将更加多元，天然气市场的行业格局有望实现重塑。根据国家管网集团的统计，截至年底，全国天然气管道总里程7.91万公里，已初步形成“四大（进口）通道”和“三纵三横”的管网系统；由国家管网集团运营的天然气管道为4.92万公里，占比62%。
天然气管道建设趋势向好。《中长期油气管网规划》要求，年中国天然气长输管道达到10.4万千米，在“十三五”期间新建成4万千米。截至年底，中国累计建成天然气管道11.2万千米，其中长输管道约为8.6万千米，虽然未能完成10.4万千米的目标，但年中国新建成天然气管道约为千米，比年增加千米，建设速度呈大幅增长态势。年续建或开工、年及以后建成的天然气管道约为千米，未来建设趋势依旧向好。按照未来10-15年之内天然气消费量在目前亿立方米基础上翻一倍、单位管道运输气量保持不变测算，未来需要新增管道相关投资接近万亿元规模。
管道、罐箱等新型运输方式加强协同，互联互通提高输气效率。我国实施基础设施互联互通工程，主干管网、区域性支线管网和配气管网建设速度加快，LNG接收站布局和配套外输管道逐步完善。管网基础设施建设联通提高调气能力，初步实现全国范围内的气源互补，应急调峰能力得到提升。同时，新型运输方式正逐步改变传统的储运模式，LNG罐箱适用范围广、调配适应能力强，可扩展到公路、水路等多个运输领域，实现接收站与用户间经济、灵活、稳定的“一罐到底”供应。在管网未铺设到的区域，投资规模小、具有较好灵活性的“点供”模式较快发展，起到市场补充作用。
“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的全国管道物理联通“一张网”初步建成。中俄东线天然气管道（北段）、鄂安沧管道一期投产，西气东输三线东段、陕京四线、蒙西煤制气管道等主干管道陆续建成。胶州湾海底管线、南涪管道、潜江—韶关管道、西气东输三线长沙支线、粤西支线、闽粤支线、深圳LNG外输管道、广西LNG接收站与中缅管道联通等区域支线管道建设运行，既有效支撑了京津冀、长三角、珠三角三大区域等主要消费市场的用气需求，又将进口LNG汇入主干线保障用气需要。
省管网融入“全国一张网”是大势所趋。年9月，国家管网集团与广东省人民政府签署战略合作协议，广东省天然气管网公司成为首个以市场化方式融入国家管网集团的省级天然气管网，表明国家油气管网运营机制改革得以深入实施，“全国一张网”建设和运营进入新阶段。广东省是全国经济第一大省，其省网率先融入国家管网是全国省网发展的“风向标”，对其他省份来说无疑具有重要的示范带动效应。随后，经济较为发达的湖南省签署协议将其管网融入国家管网。从天然气市场长期发展来看，省网融入国网能够避免各省天然气管道重复建设，减少省际、省内天然气资源调配的无序竞争问题，同时有利于天然气管道快速建设，减少输气层级，提高输配效率，降低终端用户用气成本，对提高天然气利用规模具有重要意义。在天然气“全国一张网”建设持续推进下，预计陆续将有更多省管网持续融入国家管网。
国产气：以中石油为主体的上游开发商主导，产量占比继续下降
非常规天然气成为增储主力。“十三五”期间，勘探围绕重点盆地、领域、区块，加大风险勘探力度，区块发现数量和新增储量均出现增长，非常规天然气成为增储主力。天然气新增探明地质储量多年连续增长，“十三五”期间年均增长率达23.4%，“十三五”末期接近“十三五”初期的2倍。其中，“十三五”期间新增常规天然气探明地质储量3.5万亿立方米，累计探明常规天然气地质储量16.5万亿立方米；新增页岩气、煤层气（非常规天然气）探明地质储量分别为1.5万亿立方米、亿立方米。我国天然气资源丰富，未来发展潜力较大。
非常规天然气产量接续能力增长较快。“十三五”期间，天然气产量年均增长率为7.0%，-年连续四年增产均超亿立方米，年全国天然气（含非常规天然气）产量为亿立方米，比年产量提高48.5%。非常规天然气产量接续能力增长较快，产量占全国天然气总产量的比例从年的6.7%提高到年的14%。建成川南、涪陵两大页岩气主产区，年生产能力均超过亿立方米。页岩气生产效率不断提高，6口井平台建设周期降至1年左右，单日压裂段数由2段增至8段，年页岩气产量超过年的3倍。煤层气年产量保持稳定增长，“十三五”时期总产量超过亿立方米，已建成山西沁水和鄂尔多斯两大主产区。
加快国内天然气勘探开发这一政策主线将不会改变。年我国本土产气量/进口LNG/进口管道气占总供给气量的57%/28%/15%，天然气对外依存度约为43%。为保证天然气供应安全稳定，国内天然气勘探进程将持续推进。我国全面放开上游勘查开发市场，开展多轮油气探矿权竞争出让，取消石油、天然气、煤层气勘探开发对外商投资仅限于合资合作的限制，油气上游打破垄断，向外资和民营企业敞开大门，行业发展进入新阶段。中石油、中石化和中海油都在实施“稳油增气”的战略。年1月12日中国石油勘探开发研究院组织召开的“十四五”发展院士专家咨询研讨会上，中国科学院院士戴金星指出,中国天然气资源丰富而探明率低,具有更快发展天然气的资源优势，预计中国天然气产量到年将达到2,亿立方米。
进口管道气：以中亚线为主，进口多元化，俄气为最大增量
天然气进口数量稳步增长，进口源呈多元化。“十三五”期间，我国累计进口天然气超亿立方米。我国天然气进口管网有中亚线、中缅线、中俄线，管道气进口国达5个，“十三五”期间，中俄东线天然气管道北段于年底正式投产通气，年对华输气41亿立方米；中段于年底正式投产，输气能力99亿立方米/年。中俄东线天然气管道南段于年全面开工，预计年建成投产，届时，俄气将直通上海，实现“北气南下”，投产后总输气量将超过亿立方米/年，比现有输送能力提升近三倍。
管道气进口量短期缩减，不改产能逐年攀升趋势。年我国管道气进口量为万吨，同比下降4.9%，主要由于二、三季度国内消化能力偏弱，并且LNG销售价格低廉，对管道气市场冲击明显；其次，11月份我国未从俄罗斯进口管道气，是我国管道气进口量下降的一个重要原因。据估计，得益于中俄东线天然气管道中段的投产，年管道气进口量增幅将达7%左右。我们预测进口管道气年产能约为亿方，至年产能将达到亿方，产能利用率将达到68%。产能增长主要系由于中俄东线预计在年全部投产。
俄气将成最大增量。中俄东线工程是构建我国四大能源运输通道的重大工程。该工程北起黑龙江省黑河市，途经9个省、自治区、直辖市，南至上海，管道全长公里，其中新建管道公里，利用在役管道公里，是继中亚管道、中缅管道后，向中国供气的第三条跨国境天然气长输管道。全线分北段(黑龙江黑河—吉林长岭)、中段(吉林长岭—河北永清)、南段(河北永清—上海)三段核准和建设。全线投产通气后，最大输气能力可达每年亿方，惠及沿线4亿人口。
进口LNG长协：定价与原油挂钩，来源相对集中
国际原油价格下跌使LNG长协更具竞争力。我国LNG进口以长协合同为主，占比超过60%，其定价与国际原油（亚太地区主要为日本JCC原油）价格直接挂钩（一般会滞后三个月左右）。年我国LNG量为6,万吨，与年相比增长9.59%。目前，在LNG现货市场价格走高而国际原油价格走低的情况下，与国际油价挂钩的LNG长协定价重回市场视野，更多买家开始重新选择“长协”。事实上，即便是在过去两年价格处于历史低位的情况下，LNG现货市场上的购买量也仅占亚洲投资组合买家购买量的10%，“长协”仍然是最稳妥、最保守的选择。
中国的LNG中长协进口来源相对集中。年我国前四大LNG进口来源国为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚和印度尼西亚，占比分别为43%、12%、9%、8%，俄罗斯和美国的进口占比有所上升，分别达6%和5%。而LNG中长协的进口来源更为集中，前两位的澳大利亚和卡塔尔合计占比接近70%。年后，巴布亚新几内亚、美国与俄罗斯的LNG长协合同不断落地，预计三个国家未来几年的LNG长协气量不断增加。
进口LNG现货：-年供应过剩，-年紧平衡
东南沿海LNG接收站形成海上进口通道。截至年，全国已投运LNG接收站总数达22座（含LNG中转储备站），进口LNG总接转能力为9万吨/年，其中“十三五”期间投产13座，实现接收能力翻番。LNG接收站大部分由中石油、中海油和中石化运营，民营和港资企业投资LNG接收站热情不减，控股LNG接收站的占比增加。我国已投运LNG接收站基本分布于东南沿海地区，其中广东省6座，系全国LNG接收站最多的省份。十四五期间，我国计划/在建LNG接收站全部投产后，预计新增LNG接收站产能约1亿吨/年。年我国LNG进口量为亿立方米，产能利用率为81%。考虑到未来仍有大量LNG接收站建成投产，我们认为接收站的产能利用率将经历“先降后升”的阶段。
储气库等设施建设继续推进，应急调峰保障体系得到增强。“十三五”期间，新建地下储气库8座，年，中国建成地下储气库（群）14座，设计总库容亿立方米，设计总工作气量亿立方米，建成工作气量亿立方米，调峰能力占年用气量的3.3%，比“十二五”末期提高0.5个百分点。中国石油探索储气设施建设工程投资入股、工作气量分成的新型商业模式，进行国内首次川南缝洞型气藏改建为储气库群（包括牟家坪、老翁场储气库）的前期工作；民营、港资等企业相继投资建设大型地下储气库。储气库调峰气、罐箱LNG、LNG窗口期等交易新产品相继推出，“液来气走”等交割方式增多，竞价、竞拍等竞争性市场化交易量逐年增加。
全球供需短期内收紧，亚洲LNG现货价格达历史高点。年上半年，在宏观经济增速放缓、供需基本面持续宽松、新冠病毒疫情蔓延等多空因素的影响下，全球天然气市场呈现持续低迷状态。下半年，得益于经济活动的恢复以及采暖需求上升，市场逐渐复苏。年底寒冷天气促使各地天然气价格强势反弹，今年年初东亚LNG现货价格超过30美元/百万英热达历史最高点，目前LNG现货价格已回落至10美元/百万英热左右。
“十四五”全球天然气价格走势呈现显著的区域分化。中国石油新闻中心年10月20日《全球天然气市场将走出低谷》对天然气的市场分析中指出，-年供应过剩：疫情对需求的冲击较大，预计市场供需仍将是供大于求。-年紧平衡：由于市场在-年缺乏LNG项目最终投资决定（FID），造成供应增速放缓，预计市场供应收紧，~年左右将出现短暂的供不应求。
反映到价格层面：1）北美天然气需求和生产将逐渐恢复，整体供应仍然宽松，价格小幅回升。《中国石化》预计-年，美国亨利中心（HH）年均价为2.7-3.4美元/百万英热单位，较-年均价上涨20%。2）欧洲由于区域内气田产量下降，需求进口LNG弥补天然气供应，但俄罗斯中亚地区的管道气充裕、替代能源发展快速等因素将限制价格上涨空间，荷兰TTF年均价3.5-5.3美元/百万英热单位，较-年均价下跌7%。3）亚洲市场方面，需求仍将强劲，非冬季需求低迷为亚洲LNG现货带来压力，冬季需求促进价格上升，季节性峰谷差仍将持续，年均价5~7.5美元/百万英热单位，均价较-年下跌2%。
三、定价机制：严格的价格监管+小部分价格协商
在天然气发展初期，为了提高天然气的竞争力，培育天然气市场，国家发改委实行了严格的价格管制，并采用了以成本加成为主的定价机制。国内天然气价格实行两级管理的定价机制。出厂基准价和管道运输价由国家发改委制定；终端销售价格由省级物价部门制定。定价原则主要采用成本加成为主并适当考虑市场需求。其中为了合理引导下游消费，还将天然气价格分为化肥、直供用户、城市工业用户和城市非工业用户四类，并区别定价。
我国天然气上游定价主要是井口价格。目前我国对天然气工业实行严格的价格监管，天然气出厂价和管输价格实行政府定价或政府指导价。以生产成本为基础定价。天然气出厂价按计划量，实行计划内和自销气两种。其中计划内的气量实行政府定价，由国务院价格主管部门制定，按用途可分为化肥用气、居民用气、商业用气和其他用气价格；计划外的气量（即企业自销气量）实行政府指导价，由国务院价格主管部门制定基准价格和浮动幅度，具体价格由供需双方在浮动幅度范围内协商确定。我国天然气中游定价主要是管道运输价格。
我国天然气管道运输价格一直实行政府定价。目前我国原油及天然气管道运输价格分为两部分：1）“老线老价”，是指由国家拨款建设的或用贷款建设但已还清建设投资借款本息的国家管道，运输价格执行国家统一运价。2）“新线新价”，是指国内外贷款建设的新输油、气管线，采用新线新价、一线一价的管理办法，报国家价格主管部门批准后单独执行。目前，我国对新建管道，灌输价格主要按照补偿成本、合理盈利和有利于市场进行销售，同时兼顾用户的承受能力的原则。核定项目建设单位是根据国家计委、建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》来测算管输价格水平。管输价格就是在满足行业财务基准收益率的前提下反算出来的，这一价格水平反映了项目在整个评价期所要求的最低的、平均的价格水平。
我国天然气下游定价主要是用户价格。天然气属自然垄断行业，按照《价格法》规定，其价格实行政府定价和政府指导价管理。天然气出厂价和城市门站气价由国家发展改革委制定，居民户到户价格由省级价格部门制定，管网设施建设费（初装费、入户费）和天然气售后服务价格由当地价格部门制定并报上级主管部门审批。
四、竞争格局：X+1+X体系提升两端多元化竞争程度
多元主体竞争程度提高，“十三五”期间，民营、港资和外资企业不断拓展城镇燃气市场空间，目前占全国城镇燃气市场份额超过50%；主要石油企业加速布局下游市场，中国石化年成立长城燃气公司（未上市），中国石油昆仑能源公司（HK）燃气市场占比从年的4%提升到年的9%左右。
传统的市场格局尚未打破。“十三五期间”，上中下游行政垄断现象依然存在，天然气资源供应仍以石油企业为主，占全国总量90%以上，民营和港资等企业天然气供应量随逐步增加，但占比仍然较低。虽然上游在全面推进矿业权市场化竞争出让，但上游油气资源探矿权和采矿权仍将集中于主要中石油、中石化和中海油等石油企业，其他相关公司包括国新能源（CH）、蓝焰控股（CH）和中天能源（CH）等。目前中石油为国内最大的天然气供应商，产量占比超过60%。上游的矿业权流转市场有待建立，生产技术服务市场尚需完善。
“X+1+X”的油气市场体系架构初步形成。随着主要油气管道实现国家管网集团接管统一并网运行，油气行业中游管输环节与上游勘探开发和下游市场销售分开运营，“管住中间、放开两头”的改革举措将继续推进。但是，目前全国约有20多个省份组建了30多家省级管网公司，其中仅有广东、湖南等省份的管网确认融入国家管网，全国仍存在“X+1+N+X”的运行模式，大多数省份终端市场仍存在管道重复建设、收费高、用气成本高等问题，与真正实现“X+1+X”的改革目标仍有一定距离。
上游：国产气供给高度集中，LNG供给多元化
“三桶油”垄断国产天然气供给。中石油、中石化、中海油基本把控国内天然气供给，近五年来，三者天然气产量之和占国产天然气比例保持在80%以上。其中，中石油占据超半壁国产天然气量，年中石油天然气产量达.9亿立方米，占国内天然气产量的59.9%。
管道气进口由中石油主导，LNG进口渠道多元，自有LNG接收站城燃企业优势凸显。进口管道气几乎完全由中石油主导，年中石油中亚、中缅管道进口天然气.2亿立方米，占进口管道气比例为98%。LNG进口格局较为分散，年国内进口LNG为.2亿立方米，除中石油外的其他接收站进口LNG.4亿立方米，占比达85.8%。拥有自有LNG接收站的城燃企业更具优势，例如新奥股份（CH）背靠新奥集团（未上市）旗下舟山LNG码头，LNG进口更具稳定性，即便在冬季气源紧张时期，也能够凭借自身码头稳定获气或通过交换窗口期的方式，为客户长期稳定供气，因而议价权更胜一筹。
中游：国家管网整合输气管道资源，上下游公司实现公平接入
国家管网整合主要输气管道，打破“三桶油”垄断运输格局。年9月30日，中石油、中石化与国家电网完成资产交割，国家电网接管中石油和中石化所持有的主要油气管道等相关资产，我国天然气主干管网（西气东送、川气东送等）正式由国家管网管理。管道运输格局由“三桶油”垄断转变为“全国一张网”，上下游公司公平接入
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