信达证券发布我国各类气源成本及竞争力深度研究报告，系统对比国产常规气、非常规气、进口管道气及进口LNG在华北、华东、华南三大消费区域的终端成本。报告指出国产气在沿海地区终端成本最低且稳定，进口气成本波动较大但近两年显著下行。区域差异赋予进口LNG不同的竞争优势与盈利空间。
国产气源开采成本分层明显，非常规气成增产主力
我国国产气源按开采成本可划分为四个梯队。陆上常规气田开采难度低、技术成熟，单方开采成本约0.8元/方，为最低成本气源。非常规气中，致密气开采成本约1.0元/方，煤层气约1.6元/方，页岩气约1.8元/方，后两者根据区块资源品位不同差异较大。新疆煤制气在低煤价条件下成本约1.3元/方，内蒙煤制气因煤价较高成本约2元/方。
从产量结构看，随着高品位常规油气资源消耗，常规气增速显著放缓，2016-2023年CAGR仅4.3%。非常规气同期CAGR达15.6%，2023年产量突破960亿方，占国产气比重由2016年的25.3%提升至43%。非常规气正成为国产气增量的核心来源，但其较高开采成本也对终端气价形成支撑。
运距差异决定三地国产气终端成本，华东华南高于华北
我国陆上主要气田分布于中西部，而消费市场集中于东部沿海，供需空间错配导致长距离管输费用。新疆产气运至华北、华东、华南的运费分别为0.6、0.88、1.10元/方；鄂尔多斯盆地运至三地运费分别为0.26、0.46、0.56元/方；四川盆地运至华东、华南运费约0.60-0.67元/方。
运距差异直接导致三地终端成本分化。华北距主要气田及进口管道气到岸边境最近，国产气终端成本约2.0元/方，为三地最低。华东较华北高0.3-0.5元/方，华南为三地最高。发改委2019年发布的天然气基准门站价印证了这一差异：北京1.86元/方，低于上海及广东的2.04元/方。较高的门站价赋予华东和华南进口LNG更大的盈利空间。
表1：天然气主产区到沿海终端消费市场运费| 起始地 | 终端市场 | 运距（千米） | 运费（元/方） |
|---|
| 新疆 | 华北 | 3200 | 0.60 |
| 新疆 | 华东 | 4200 | 0.88 |
| 新疆 | 华南 | 4978 | 1.10 |
| 鄂尔多斯盆地 | 华北 | 918 | 0.26 |
| 四川 | 华东 | 2170 | 0.60 |
进口气成本呈下行趋势，进口LNG在华东华南优势凸显
2020年进口气价降至历史低位，LNG现货成本在华东和华南甚至低于部分国产气终端成本。2021年下半年至2022年，受俄乌冲突等因素影响，布油均价超100美元/桶，中国LNG到岸均价涨至34美元/百万英热，进口成本与国内售价严重倒挂，LNG进口量同比下降近20%。
2023年二季度以来，国际天然气供需格局趋向宽松，气价显著下行，中国LNG到岸均价降至14美元/百万英热。油强气弱格局下，HH挂钩长协成本由3.7元/方降至2.5元/方，竞争优势凸显。华南、华东LNG价格指数较华北溢价约1000元/吨，而进口LNG运至三地港口成本差异不明显，进口LNG在华东及华南盈利空间更大。
中俄管道气成重要增量，华北竞争力强于华东
中俄东线2019年投产后输气量持续爬坡，2023年运量227亿方，2024年提升至约300亿方，2025年有望满产380亿方，年增量约80亿方。2024年12月管线全线贯通，供应区域由华北延伸至华东。
中俄管道气到华北终端成本约2.7元/方，在进口气中仅高于HH挂钩长协，具备较强竞争优势。而到华东终端成本超3元/方，与中亚管道气相近，竞争力较弱。由于合同气价挂钩六个月平均油价并有三个月延迟，至少未来1年内成本变动不明显，若油价中枢下移则呈缓慢下降趋势。
