我国天然气行业经过近几年的高速发展，已经初具规模，截至 2018 年底，我国建成运行的长输天然气管线总里程约 7.9 万公里，燃气消费量达 2800 亿方，在一次能源占比中达到 7.8%。燃气价格体系改革方面，经过多轮改革推进，未来将实现“管住中间，放开两边”的总体目标，即管输费、配气费由政府决定，出厂价、终端价由市场决定。
然而，当前“三桶油”采用的产业链一体化运营模式，使得第三方气源接入存在竞争性障碍。纵观欧美市场，管网独立运营是天然气市场化趋势。2019 年 3 月 19日中央深改委会议通过了，国家管网公司组建提上日程。我们认为，管网公司的成立是燃气市场化改革的重大破局，是管网市场化改革成果的落实。
1.1. 管网改革终极目标：回归公用事业属性
管网改革终极目标：“管住中间，放开两边”。我国天然气价格改革经历了多轮调整，目前形成的总体目标是“管住中间，放开两边”，即管输费、配气费由政府决定，出厂价、终端价由市场决定，门站价作为过渡环节的价格管理机制将不再存在。目前，居民及非居民用气已实现准市场化，LNG、煤层气、页岩气、直供用户用气已实现市场化。跨省管输环节规则制定、价格审核已完成。省内管输价和城燃配气价改革正有序推进。
1.2. 全国管网体系初具规模，“三桶油”一体化运营存在竞争性障碍
我国长输管网初具规模。天然气管网主要包括长输管网（跨省长输管网、省内长输管网）、跨省支干管网、配气管网等。即将组建的国家管网公司主要包括长输管网。截至 2018 年底，我国建成运行的长输天然气管线总里程约 7.9 万公里，干线管网总输气能力超过 2800 亿立方米/年。天然气管网已经形成常规和非常规国产气、陆上进口管道气、海上进口 LNG 等多气源互济，“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局。
“三桶油”产业链一体化运营模式，第三方气源接入存在竞争性障碍。目前我国天然气长输管网主要掌握在三大石油公司手中，三大石油公司既负责上游生产和进口，又负责管道输送和销售，产运销一体的运营模式直接限制了油气管网的第三方公平接入，天然气市场难以实现充分的竞争。
1.3. 国家管网公司成立在即，管网市场化改革实现破局
中央深改委通过油气管网改革方案，国家管网公司组建提上日程。2019 年 3 月19 日，中央深改委会议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，会议强调，“推动石油天然气管网运营机制改革，要坚持深化市场化改革、扩大高水平开放，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系，提高油气资源配置效率，保障油气安全稳定供应”。
“三桶油”将剥离管道资产，或将引入约 50%社会资本。根据《2019 中国能源化工产业发展报告》报告预测，新管网公司的建立将分三阶段进行：首先，中国石油、中国石化及中国海油将旗下管道资产及员工剥离，并转移至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例；随后，新管网公司获注入资产后，拟引入约 50%社会资本，包括国家投资基金及民营资本，新资金将用于扩建管网；最后，新管网公司将寻求上市。
我们认为，国家管网公司的成立是整个燃气市场化改革的重要一步，围绕“管住中间，放开两头”的市场化目标，国家管网公司成立将最先利好上游，对于中下游更多将是“短空长多”，即在价格机制理顺的过程中，通过降低终端用户的用能成本，加快提升燃气覆盖率，未来上下游直接对接形成市场化或准市场化模式，而中间管输则按照公用事业属性，政府核准稳定的资产回报率。
管网独立是行业发展趋势。从各国经验看，市场参与主体竞争加剧，天然气管输业务专营化是普遍趋势。美国和欧洲天然气市场已基本实现了管网的独立运营和第三方准入，有效促进了市场竞争。英国的天然气行业在 1986 年之前由英国天然气公司（BG）全面垄断。2000 年 BG 集团管输业务拆分，划归至新成立的公司，并于 2002 年与英国电网合并为英国国家管网公司，至此英国天然气管道运输业务彻底独立。美国在 1992 年，由联邦能源管理委员会（FERC）颁布 636 号法令，要求州际长输管道业务与销售业务彻底分离。
“两部制”费率设计为价格体系内核。欧美国家由官方机构监管企业的年度服务总成本，并在服务成本定价法下设计“两部制”的收费机制。即在管输费计价时，将收入分为容量费和使用费两部分组成，其中预付容量费覆盖固定成本，使用费覆盖变动成本。“两部制”具有促进第三方公平开放，管道运输企业降低经营风险，造成费率差异，提高管道利用率等优势。此外，通过两部制费率的调整可以调节下游用户结构。如美国在上世纪 70 年代和 90 年代分别通过调整容量费，来平衡工业高负荷用户需求和居民需求。
2.1. 管网独立运营是天然气市场化必然趋势
管网独立运营是天然气市场向成熟发展的必然趋势。从各国经验看，市场参与主体竞争加剧，天然气管输业务专营化是普遍趋势。美国和欧洲天然气市场已基本实现了管网的独立运营和第三方准入，有效促进了市场竞争。
英国的天然气行业在 1986 年之前由英国天然气公司（BG）全面垄断。2000 年 BG集团管输业务拆分，划归至新成立的公司，并于 2002 年与英国电网合并为英国国家管网公司，至此英国天然气管道运输业务彻底独立。美国在 1992 年，由联邦能源管理委员会（FERC）颁布 636 号法令，要求州际长输管道业务与销售业务彻底分离。
各国油气管网不论采取何种经营模式，都致力于管道运输业务独立，向第三方公平开放。美国天然气管网的运营模式属于完全市场型，长输管道分属于众多州际管道公司。欧洲大致可分为三种运营模式：以德国为代表的私营模式，管网归属独立运营的几家公司；以英国、意大利和法国为代表的国家垄断模式；以及以荷兰为代表的混合运营模式。俄罗斯天然气管网全部归属于国有垄断性公司，上中下游业务一体化的经营模式与我国面临的现状较为相似。今年俄罗斯政府已经颁布多项法规，强制管道开放和用户的公平进入。
2.2. 欧美独立管网运营模式下的定价机制
英美天然气管网独立运营后，受政府严格监管。美国天然气管网的运营模式属于完全市场型，管道运输与销售业务彻底分离，全国拥有众多专营天然气管输公司，由美国联邦能源管理委员会（FERC）监管。英国国家管网公司是国家天然气长输管网系统（NTS）的唯一所有者及运营商，受天然气与电力监管办公室（Ofgem） 的价格管控及行业监管，向天然气托运商收取管输费。
管输服务总收入定价基于年度服务成本法确定。企业的年度服务总成本包括企业经营发生的各项支出和在资本投资上所获得的合理收益。欧美国家由官方机构监管企业的年度服务总成本，并在服务成本定价法下设计“两部制”的收费机制。
管输销售单价确定方法：年度管输服务总成本确定后，单位价格水平则主要由费率设计基础年度内管道负荷率决定。按照完全成本分摊法的基本原则，将总成本在不同地域、不同用户类型以及时间维度上进行合理分配。
美国联邦能源管理委员会（FERC）确定管输公司服务总成本包括五个基本部分：基础收益、运行和维护费、折旧、折损与摊销支出、所得税及其他支出。FERC对各个管输公司制定管输费上限，在此费率下，管输公司通过市场竞争向各个客户自由报价。
英国国家管网公司管输费收入构成由监管资产折旧、股票和债务回报、运营成本、管输系统投资、绩效与奖励以及时间差额 6 个因素决定。费率制定的基本原则是管道公司与用户之间的利益均衡，既要使管道公司获得合理的投资收益，又要将管输费率控制在合理水平，不能让管道公司利用其垄断地位获得超额利润。
2.3. 欧美管网价格体系内核：“两部制”费率
“两部制”计价：在管输费计价时，将收入分为容量费和使用费两部分组成，其中预付容量费覆盖固定成本，使用费覆盖变动成本。相对于其运输的油气商品而言，管道运输服务的成本是较高的，而管道运输服务收费中的很大比例是为了支付固定成本，无论是否有用户在某段时间内运输或接收天然气，这部分费用都是要支出的。两部制设计管输价格是在服务成本法下，管输服务的固定成本通过预收的容量费回收，而管输服务的变动成本通过使用费回收。
“两部制”的关键在于成本在两部分费用间的分配比例。按照与输气量的依存关系划分将管输费率分成容量部分和使用部分。容量费的收取依据用户预订的管道的日输送能力，总额不受输气量影响，但单位输量固定成本随输量增加而降低；而使用费的收取则依据用户实际输量。“两部制”费率设计的关键是成本在两部分费率之间分配比例。
成熟天然气市场多采用“两部制”费率。北美及欧盟各成员国管道运输服务成本的回收是以容量费为主（或全部通过容量费），将固定成本全部分摊到预约容量费的做法适用于天然气市场比较发达和成熟的国家和地区：
预付容量费保障管网用户权益，促进第三方公平开放。管网用户预付容量费，即签订合同购买一段时间内一定数量的管输能力，管道企业要确保这些用户使用其预定的能力。管网用户获得稳定的、预先规定的管道运输能力，保障了用户对管道的使用权，促进管网向第三方公平开放。
管道运输企业降低经营风险。燃气长输管道的固定资产投入大，投资期长，约 20-30 年，在政府监管最大收益率的情况下，维持盈利需要较高的管道利用率。“两部制”收费可以通过收取容量费，使用户承担一部分经营风险。
造成费率差异，提高管道利用率。在“两部制”管输定价模式下，峰谷波动大、负荷率低的管输用户，管输平均价格更高。因此，要求用户准确预定管输容量资源，经济有效地制定输气计划，尽可能降低输气不均匀性，有利于充分利用管输能力，平抑输气峰谷差，降低输气成本。
2.4. 美国天然气管网设施管输容量分配实践
美国天然气管道系统的管输容量分配一般经历 3 个阶段：
第一阶段为管输容量预定。管道用户依据公开的剩余管输容量信息对到期管输容量竞拍。管输容量公开拍卖是一种透明、高效的管输容量分配方法，能够预防管道运营企业行使市场干预权，促进管输容量的自由交易。对于新建、扩建的天然气管道设施，管道运营企业可以募集管道用户并签署运输服务意向性协议。当天然气管道正式运行后，正式运输服务协议开始生效。
第二阶段为已预订管输容量的分割和转让。天然气管道用户将已预订但在一定时期内不使用的管输容量通过转让程序授予第三方。通过转让，原有固定用户能够收回部分或全部管输容量预定费用，新用户增加了管输容量的选择方案，管道运营企业不需要修建新管线便可满足更多用户需求，实现了供需双方多赢的局面。
第三阶段为“按优先级”、“按比例”输气。输气前管道运营企业将汇总各类用户提交的输气服务信息，分配输气日各类运输服务的管输容量，分配方式为“按优先级” 与“按比例相结合。若管输容量申请量超过管道系统的运输能力，管道运营企业将公平无歧视地按管输容量的优先级顺序在管道用户之间分配有限的管输容量。当天然气管道系统的剩余管输容量不能够满足位于同一优先级的管道用户时，管道运营企业将基于管道用户的指定量按比例平均分配。
美国通过两部制费率调整天然气使用需求。美国两部制费率设计方法的变迁，主要体现在固定成本通过需求费回收的比例，这与美国对天然气利用的政策密切相关。上世纪 70 年代美国州际天然气供应严重短缺，降低容量费率，使高负荷率的工业用气成本增加以削减这部分需求，保障居民等其他用途。到上世纪 90 年代天然气供应充足，FERC 开始采用直接固定成本法（SFV 法），即全部固定成本都归为容量部分，全部可变成本都归为使用部分，消除由公司间资本构成不同造成的费率差异，从而促进市场上天然气源之间的竞争。在随后的实际运行中，FERC也逐渐允许偏离 SFV 法的成本分类，将更多的固定成本归类于使用部分来实现刺激短期市场的目的。
我国目前实行的“一部制”费率，是对所有用户按相同的单一运价和实际输气量收取管输费的方法，即“使用收费，不使用不收费”。“一部制”计费是天然气工业发展初期管道系统的惯常做法。2016 年 10 月，我国已完成对跨省天然气长输管道的成本监审，并规定了管道运输企业的准许收益率。2019 年 5 月，国家能源局修订《油气管网设施公平开放监管办法》，要求用户未按照合同约定充分使用油气管网设施服务能力的，应当按照国家有关规定和合同约定支付服务费用。我们认为，这一要求已经具有“容量费”雏形。“两部制”收费可能是未来管输费改革的方向。
3.1. 我国“一部制”管输费成本监管改革，“项目评价”向“年度核定”转 变
2016 年 10 月，国家发改委正式下发《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，对跨省天然气长输管道的价格机制改革最初重大举措。通过规定被监管企业的年度最大许可收入和收费价格方法，两方面来监管管输企业的总体收费水平，保证不同地区、不同用户之间公平合理地分担成本，推动天然气基础设施的充分利用。
管线纳入所属的管道运输企业，统一申报运价率。以管道运输企业为主体，综合测算所辖所有运营管道的总运营成本、总周转量和总有效资产，向国家主管部门申报。结合管道运输企业的运输能力核定统一的管道运价率。
定价方式改为“年度核定”有效资产，监管准许投资收益率。根据服务成本法，“年度核定”测算的管输价格基于当年的运营成本和占用的有效资产测算。“年度核定”的监管准许投资效益目标是当年占用有效资产收益率的 8%，通过控制每年的运营效益，实现管道建设投资的效益目标。
每 3 年校核调整一次，如果管道投资、运输气量或运营成本发生重大变化，可提前校核。可以更好地适应市场变化，对管输价格进行调整，同时关注管输网络每年的运营效益。
规定负荷率下限，倒逼企业主动向第三方开放。规定管道运输企业 75%的负荷率下限，如果管道实际负荷低于 75%，仍按 75%负荷率对应的输气量核定管道运输企业运价率。此时，由于该管道运输企业的实际输气量低于 75%，实际的管输费收入偏低，有效资产收益率无法达到 8%的准许目标，由此倒逼企业主动向第三方开放。
有效资产收益率固定，管输费逐渐降低。“年度核定”测算的管输准许投资效益目标是当年占用有效资产的 8%。“有效资产”随固定资产的折旧而下降，运营期内年收入逐渐降低。在输量不变的情况下，运营期内每年管输价格逐渐降低。“项目评价”计算的项目财务内部收益率 8%、运营期 30 年的稳定管输价格。在输量不变的情况下，运营期内年收入大体相同。“有效资产”随固定资产的折旧而下降，运营期内每年“有效资产收益率”由低走高。
3.2. 燃气管输价格体系政策制定朝“两部制”迈进
油气管网独立运营前，“两部制”难以施行。国家发改委在 2004 年和 2005 年先后在忠武线、陕京线实行“两部制”定价试点。但是在管道的实际运营中并没有具体执行，而是按照“一部制”模式向所有用户收取相同的费率。“三桶油”在石油天然气产业形成了上中下游产业链一体化经营模式，使得管道运输企业与第三方之间存在一定程度上的竞争，使得预订管容的模式难以铺开，导致第三方的进入障碍。独立的管道公司是油气管网第三方准入制度实现的前提。
我国天然气管输费具有向“两部制”费率转型的趋势。2019 年 5 月国家能源局修订《油气管网设施公平开放监管办法》推动油气管网设施公平开放。办法明确了管网设施运营企业和管网用户各自的权利义务，包括：“信息公开”、“第三方准入”、 “鼓励多样化服务”、“最大准许收入”等。其中“用户未按照合同约定充分使用油气管网设施服务能力的，应当按照国家有关规定和合同约定支付服务费用”条款已经具有“容量费”雏形。“两部制”收费可能是未来管输费改革的方向。
调峰储气需求迫切。随着近几年燃气消费量的持续增长，储气调峰能力不足，已成为制约我国天然气产业可持续发展的重要瓶颈之一。截至 2018 年 4 月，我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的 3%，国际平均水平为 12-15%；液化天然气（以下简称 LNG）接收站罐容占全国消费量的 2.2%（占全国 LNG 周转量的约 9%），日韩为 15%左右；各地方基本不具备日均 3 天用气量的储气能力。
“差别性气价”有望推进储气设施建设。在推进“管住中间，放开两头”的天然气价格改革过程中，实行天然气差别价格可以完善我国天然气价格体系、体现天然气供需的差异性、缓解高峰期天然气供需矛盾、促进资源的高效合理利用。2017 年1 月，发改委发布《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，提出储气库、LNG 接收站资产不纳入成本核定范围。我们认为，将储气资产单列为未来调峰储气价格市场化提供了可能性。储气库最基本的功能是调峰，天然气峰谷价差是储气库有偿服务的基础，市场化的价格体系有望推动调峰储气设施的建设。
4.1. 调峰储气需求迫切
随着近几年燃气消费量的持续增长，储气调峰能力不足，已成为制约我国天然气产业可持续发展的重要瓶颈之一。截至 2018 年 4 月，我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的 3%，国际平均水平为 12-15%；液化天然气（以下简称 LNG）接收站罐容占全国消费量的 2.2%（占全国 LNG 周转量的约 9%），日韩为 15%左右；各地方基本不具备日均 3 天用气量的储气能力。
政策明确调峰责任，规划提升各环节储气能力。2018 年 09 月国务院发布《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》要求统筹推进地方政府和城镇燃气企业储气能力建设，并对 2020 年的储气能力做出了具体要求：供气企业拥有不低于其年合同销售量 10%的储气能力，城镇燃气形成不低于其年用气量 5%的储气能力，县级以地方政府形成不低于保障本行政区域日均 3 天需求量的储气能力。
根据《意见》，目前政策引导通过多维度制度和项目建设，缓解调峰储气压力：
构建多层次储备体系。建立以地下储气库和沿海液化天然气（LNG）接收站为主、重点地区内陆集约规模化 LNG 储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统。
强化天然气基础设施建设与互联互通。加快天然气管道、LNG 接收站等项目建设，集中开展管道互联互通重大工程，加快推动纳入环渤海地区 LNG 储运体系实施方案的各项目落地实施。
建立天然气供需预测预警机制。做好冬季取暖期民用和非民用天然气需求预测。根据预测结果，组织开展天然气生产和供应能力科学评估，努力实现供需动态平衡。
建立天然气发展综合协调机制。全面实行天然气购销合同制度，鼓励签订中长期合同，积极推动跨年度合同签订。
建立健全天然气需求侧管理和调峰机制。研究出台调峰用户管理办法，建立健全分级调峰用户制度，按照确保安全、提前告知、充分沟通、稳妥推进的原则启动实施分级调峰。鼓励发展可中断大工业用户和可替代能源用户，通过季节性差价等市场化手段，积极引导用户主动参与调峰，充分发挥终端用户调峰能力。
建立完善天然气供应保障应急体系。严格按照“压非保民”原则做好分级保供预案和用户调峰方案。建立天然气保供成本合理分摊机制，相应应急支出由保供不力的相关责任方全额承担，参与保供的第三方企业可获得合理收益。
国外典型国家和地区天然气的主要调峰方式包括地下储气库调峰、LNG 接收站调峰、气田调峰等。在地质条件允许的情况下，各国主要通过地下储气库完成季节调峰，LNG 调峰仅作为辅助方式在日、小时调峰时使用；气田调峰则较多用于西北欧地区；LNG 调峰主要在日本等缺乏建库地质构造且主要依靠海上进口天然气的国家采用。
4.2. “差别性气价”有望推进调峰储气设施建设
差别价格是天然气价格市场化的表现形式之一。储气库最基本的功能是调峰，天然气峰谷价差是储气库有偿服务的基础。在推进“管住中间，放开两头”的天然气价格改革过程中，实行天然气差别价格可以完善我国天然气价格体系、体现天然气供需的差异性、缓解高峰期天然气供需矛盾、促进资源的高效合理利用。
2017 年 1 月，发改委发布《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，提出储气库、LNG 接收站资产不纳入成本核定范围。我们认为，将储气资产单列为未来调峰储气价格市场化提供了可能性。
实施多样化供气服务，可中断用户有助于调峰。对于可中断供气服务，管道公司只保证年合同量这个合同约定指标，不保证日最大合同量这个合同约定指标，在固定用户用气高峰期，对可中断用户的供气可以被减量甚至可以被中断，因此可中断供气服务的服务优先级低于固定供气服务。可中断用户实际上是帮助固定用户调峰，因此可中断用户每立方米天然气负担的门站价格总是低于固定用户所负担的门站价格。
容量费凸显调峰储气设施价值。用户的用气量是波动的，在“两部制”容量费的规则下，会负担更多输气费用，通过储气设施平抑管输峰谷差，降低容量费用。用户在平衡容量费和储气费后，选择最优的管道与储气库容量预定量。在用气低谷期管道容量出现大量闲置时，将多余的天然气注入储气库，同时可以转让一部分闲置管容；待高峰期从储气库中采出，以实现用户天然气的供需平衡。用户也不必为短时的用气高峰而购买管容，有利于降低固定用户的容量预定成本，同时提高管道利用率，实现社会福利最大化。
储气设施充分利用闲置管容。允许用户在用气低谷期将闲置管道容量转让，有利于降低用户输气成本并提高管道的利用率。储气库充分利用用户在输气低谷时打折出售的闲置管道容量，降低了自身的输气成本，又提高了天然气管道整体的利用率。待用气高峰时段，补充用户超出预订管容的部分并赚取额外的储气费。
我们认为，国家管网公司的成立是整个燃气市场化改革的重要一步，围绕“管住中间，放开两头”的市场化目标，国家管网公司成立将最先利好上游，在价格机制理顺的过程中，通过降低终端用户的用能成本，加快提升燃气覆盖率，未来上下游直接对接形成市场化或准市场化模式，而中间管输环节，政府核准稳定的资产回报率：
1）管道运营商和城市燃气公司：天然气消费增长具有确定性，管道运营商和城市燃气公司可受益于下游需求增长，同时随着价改推进，资产收益率将稳定可预期。建议关注百川能源（精准卡位三大区域，用气需求稳健增长，高分红有望延续），推荐深圳燃气（LNG 接收站投产在即）。
2）燃气气源供应商：天然气消费量持续增长背景下，市场关注点由行业层面的增速逐步转向个股业绩的兑现度，率先增加的天然气供给将获益，推荐新天然气（收购亚美能源）、蓝焰控股（唯一煤层气标的），建议关注相关板块标的沃施股份（收购山西致密气开发运营商）。
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（报告来源：兴业证券；分析师：蔡屹/邓晖/汪洋/苗蒙）
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