2017年为“大气十条”阶段目标考核年，政府工作报告3月振臂一呼，蓝天保卫战打响，第三、第四批中央环保督察全力推进，8月，京津冀大气污染治理进入攻坚阶段，大气污染治理的进程受到全社会高度关注。
我国大气治理正沿着从电力行业到非电行业再到散煤燃烧的路径逐步推进。燃煤电厂大气治理成效显著，目前正大力推广的超低排放则可实现NOx、SO2和粉尘排放浓度接近燃气电厂排放标准。非电行业已经具备初步的治理措施，但是排放标准和治理水平要远低于电力行业。过去非电行业改造推进缓慢，一是受制于缺乏经济可行的技术方案，二是受制于这些行业盈利能力较差。随着供给侧改革的推进，非电行业的盈利能力逐步改善，为非电行业的大气污染物治理提供经济基础，未来提标改造将逐步推进。散煤燃烧治理是当前大气治理的重中之重，散煤燃烧耗煤量占比虽不高，但毫无治理措施，其单位排放系数远远高于电厂锅炉，因此是当前大气治理的重中之重。(本文节选自《【新财富恳请支持安信环保邵琳琳团队冲刺第一】15万字环保百科全书˙第二章-大气治理篇》)
1.我国大气治理的进程：从电力到非电再到散煤燃烧
1.1.我国大气污染成因解析
大气污染的源头可分为三类：一是工业源，包括以火电为主的燃煤电厂以及钢铁和水泥生产等的非电领域。二是生活源，主要是居民散煤燃烧、餐饮业所造成的污染。三是流动源，主要为机动车、非道路交通工具和机械设备的气体排放。工业源对二氧化硫、氮氧化物和烟（粉）尘等大气污染物的贡献最大，分别占比83.7%、63.8%和80.14%，是大气污染中最主要的排放源。
从我们最为关注的指标PM2.5来看，燃煤、工业生产、机动车和区域传输是各地区PM2.5的主要来源。PM2.5包括一次排放和二次转化生成：前者是由于自然界或者是人类活动直接产生的；后者则是由二氧化硫、氮氧化物和挥发性有机物经过复杂的化学反应转化生成的二次细颗粒。在PM2.5总量当中，70%都是二次粒子生成的，主要来自人类生产活动。
源解析研究结果显示，北京地区本地污染排放贡献占64%-72%，区域传输贡献约占28%-36%，在本地污染中，机动车、燃煤、工业生产、扬尘为主要来源，分别占31.1%、22.4%、18.1%和14.3%。上海PM2.5污染源主要以工业、交通和上海以外区域的污染源为主，分别占32.9%、25.8%和21.5%；工业污染包括15.4%的工业工艺过程排放、10.2%的工业锅炉和炉窑排放、7.3%的电厂排放；交通主要是机动车和船舶飞机，占25.8%；其它污染源包括10.4%的扬尘、5.4%的民用涂料和餐饮、3%的农业和生物质、1%的海盐和植被。广州空气中的PM2.5来源中，33.09%是工业源（主要为燃煤电厂、工业锅炉等）、23.14%为机动车污染、13%为生物质燃烧、10%为扬尘污染和其他一些污染物。各地PM2.5的污染源具有多样性，需采取多种措施来控制污染的源头。
1.2.政策有序推进大气污染治理
2013年9月10日，国务院发布《大气污染防治行动方案》（“大气十条”），提出五年内使全国空气质量整体改善。2015年修订《大气污染防治法》将VOCs纳入监测范围；2016年新《环境空气质量标准》对臭氧和细颗粒物两种污染物新设置了标准，并加严了其他几项部分污染物的限制要求。
1.3.我国的大气治理路径简析
我国大气治理正沿着从电力行业到非电行业再到散煤燃烧的路径逐步推进。
燃煤电厂大气治理成效显著。2016年，全国已投运烟气脱硫机组容量约8.48亿千瓦，占全国火电机组的80.5%，占全国煤电机组容量的90.0%。已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.64亿千瓦，占全国火电机组容量的82%，占全国煤电机组容量的91.7%。而目前正大力推广的超低排放则可实现NOx、SO2和粉尘排放浓度低于35、50和10毫克/立方米，接近燃气电厂排放标准。截止2016年12月，全国燃煤机组累计完成超低排放改造4.4亿千瓦，占煤电总装机容量的47%。
非电行业大气治理推进较缓。非电行业已经具备初步的治理措施，但是排放标准和治理水平要远低于电力行业。非电行业的工业锅炉还具有点多面广、容量偏小、燃烧方式落后等特点，增加了治理的难度。非电行业改造推进缓慢的原因主要有两方面：一是受制于缺乏经济可行的技术方案，二是受制于这些行业盈利能力较差。随着供给侧改革的推进，非电行业的盈利能力逐步改善，为非电行业的大气污染物治理提供了一定的经济基础，未来提标改造将逐步推进。
散煤燃烧治理是当前大气治理的重中之重。我国1.6亿户农村居民家庭中，燃煤采暖约6600万户，每年散煤使用量约2亿吨。散煤燃烧毫无治理措施，其单位排放系数远远高于电厂锅炉，因此是当前大气治理的重中之重。
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2.火电脱硫脱硝和超低排放全面推广
2.1.政策助力火电行业提标改造
大气污染物的治理首先从火电行业开始，历年来国家政策对火电排放要求日趋严格。2014年7月，被称为“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》开始执行，针对三类污染物提出了严格的排放标准。同年9月，《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》印发，要求全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时等。2015年12月，《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》出台，明确了燃煤机组全面实施超低排放改造。2016年，国家能源局、环保部发布《关于印发2016年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》，进一步制定各地区煤电超低排放和节能改造的目标任务，并将任务分解细化。在国家政策的大力推动下，火电行业脱硫脱销和超低排放改造全面开展。
2.2.火电脱硫脱硝改造基本完成，市场处于饱和状态
根据中电联发布的《2016年全国电力工业统计快报一览表》，截止2016年底，全国发电装机容量共计16.46亿千瓦（新增1.21亿千瓦）；其中，火电装机容量10.54亿千瓦（新增4836万千瓦），包括燃煤装机容量9.43亿千瓦、燃气装机容量7008万千瓦。根据《脱硫脱硝行业2016年发展报告》显示，2016年，全国已投运烟气脱硫机组容量约8.48亿千瓦，占全国火电机组的80.5%，占全国煤电机组容量的90.0%。已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.64亿千瓦，占全国火电机组容量的82%，占全国煤电机组容量的91.7%。近五年来看，火电脱硫机组规模基本维持每年6-7%的增速，而脱硝机组经过过去三年的高速增长也开始回落。从当期情况来看，火电脱硫脱硝市场趋于饱和，增长放缓。
2.3.火电脱硫脱硝市场进入红海阶段，技术同质化严重
根据2016年发布的《火电厂污染防治技术政策》，火电厂烟气脱硫主要选用石灰石-石膏法烟气脱硫技术、氨法烟气脱硫技术、海水法烟气脱硫技术，烟气循环流化床法脱硫技术。氮氧化物治理应采用低氮燃烧技术与烟气脱硝技术配合使用的技术路线，煤粉锅炉烟气脱硝宜选用选择性催化还原技术（SCR），循环流化床锅炉烟气脱硝则宜选用非选择性催化还原技术（SNCR）。这些技术都非常成熟，各企业技术的同质化较为严重。在目前的“红海阶段”，随着供给侧改革的大力开展，监管力度的不断加大，为更好满足更高的环保标准要求，需要大气治理企业积累技术优势，完成技术升级，形成核心竞争力。
2.4.火电脱硫脱硝全面进入超低排放改造，未来将步入平稳发展期
2.4.1.“电厂盈利+电价补贴”加速超低改造进程
2011年至2015年以来，煤炭价格持续下跌、煤耗降低，环渤海动力煤价格指数由770点下跌至370点。随着成本端的大幅下行，火电企业盈利能力大幅改善，连续5年实现净利润稳定增长，2015年火电行业实现净利润754亿元，是2011年的3.28倍。稳定的业绩增长使煤电企业有增加装机容量的需求，新建机组的审批又要考虑节能、环保等因素，因此许多煤电企业开始自发地进行超低排放改造。
2015年12月，《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》出台，明确了燃煤机组全面实施超低排放改造。在推进超低改造的过程中，补贴政策陆续出台。国家在电价、发电量和排污费方面对超低排放的企业做出相应的补贴。在电价补贴方面，达到超低排放标准并通过绩效审核的燃煤机组实行超低排放电价政策，规定2016年1月1日前已并网运行的机组，上网电量每千瓦时加价1分钱；后并网的机组，上网电量每千瓦时加价0.5分钱；在电量奖励方面，对达标并通过审核的机组，在分配年度发电量计划时给予增加发电小时数奖励；在排污激励方面，对达标的燃煤机组(锅炉)按差别化排污收费政策的规定核减排污费。
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2.4.2.火电超低排放技术简介
超低排放改造是指通过对燃煤电厂的脱硫、脱硝、除尘装置进行改造，达到接近燃气电厂的排放标准，即NOx、SO2和粉尘排放浓度低于35、50和10mg/m3。目前，我国主流的超低排放技术有多种技术选项，脱硝改造包括低氮燃烧改造和催化剂预留层加装催化剂；脱硫改造主要有单塔一体化、单塔双分区、双托盘和双塔双循环脱硫；除尘技术包括低低温电除尘、湿式电除尘、电袋复合除尘、电除尘高频电源改造等。
2.4.3.超低排放改造已见成效
燃煤电厂的超低排放改造工作基本上已经是在原有脱硫、脱硝、除尘系统的基础上进行提效。2016年，国内燃煤电站脱硫脱硝行业全面进入超低排放改造的高峰，脱硫脱硝行业营业收入的大部分工程都来自于电力行业的超低排放改造。根据2016年中国环境状况公报数据显示，截止2016年12月，全国燃煤机组累计完成超低排放改造4.4亿千瓦，占煤电总装机容量的47%，相对2015年的1.6亿千瓦，增长175%。各大电力集团全面推进超低排放改造，国电集团超低改造完成率为52.6%、华能集团59%、大唐集团67.8%、国华电力75%。
2.4.4.超低改造为脱硫脱硝企业贡献主要收入
2016年，国内燃煤电站脱硫脱硝行业全面进入超低排放改造的高峰，脱硫脱硝行业营业收入的大部分工程都来自于电力行业的超低排放改造。在新建脱硫工程中，2016年清新环境投运量31320MW，为全行业之首。在新建脱销工程中，清新环境和龙净环保的2016年投运量分别为4290MW和3473MW。根据《电力发展“十三五”规划》，至2020年煤电机组装机容量应控制在11亿千瓦内，未来超低改造仍有5亿的存量和1.6亿的增量市场。估计改造项目合同单价约为9-15万/MW，由此估算未来我国燃煤电厂超低排放市场空间约600-1000亿元。
3.非电行业提标改造空间大
3.1.非电行业排放政策标准较电力行业宽松
与排放标准极为严格的电力行业相比，非电行业一般也都具有各自的排放标准，但是较电力行业相对宽松，钢铁、建材和炼焦行业等各项排放指标均存在很大的改善空间。
钢铁行业的SO2年排放量仅次于燃煤电力，居第二位，占全国SO2总排放量的10%。钢铁生产过程排放的SO2主要来源于烧结、炼焦和动力生产。烧结工序外排SO2占钢铁生产总排放量的60%以上，在长流程生产工艺中占总排放量的85%以上，是钢铁行业SO2的主要排放源。烧结烟气脱硫是钢铁行业减排SO2的重点。现行排放标准中三大主要空气污染物SO2、NOx、烟尘排放标准依次约为200、300和50mg/m3，远高于煤电超低排放的标准。
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建材行业以水泥为例，现行排放标准中三大主要污染物SO2、NOx、烟尘排放标准依次约为200（水泥窑）/600（烘干机）、400和30mg/m3，要求不及煤电超低排放标准。
炼焦化学工业方面，《炼焦化学工业污染物排放标准》要求企业在2015年SO2、NOx、烟尘排放标准为50、200和30mg/m3，要求不及煤电超低排放标准。
3.2.非电领域大气污染治理推进较缓
钢铁行业方面，2016年全行业脱硫设施的安装率在90%以上，但市场混乱，简单模仿、低质低价、恶性竞争现象普遍；防腐、外保温、副产物处理等环节缺失；设施运行效果不好，普遍缺乏有效的运营维护，设备故障率高;已投运的烧结烟气脱硫装置在不同程度上存在同步运行率较低的问题。水泥行业方面，2016年全行业脱硝装置安装率超过85%，SNCR技术在水泥行业脱硝应用广泛，但脱硝效率不高，同时还存在氨逃逸的隐患。
从绝对减排量来看，建材行业2015年SO2、NOx、烟（粉）尘相对2011年减排量分别为-2.1万吨、2.3万吨和38.8万吨，分别占当年总减排量比例依次为-2.1%、0.4%和31.2%。钢铁行业2015年SO2、NOx、烟（粉）尘相对2011年减排量分别为77.8万吨、-9.2万吨和-12.1万吨，分别占当年总减排量比例依次为19.7%、-1.5%和-8.0%。
从废气治理设施安装率来看，2015年热电行业重点调查企业10685家，拥有废气治理设施31221台（套），其中脱硫设施7407台（套），脱硝设施3592台（套），除尘设施19613台（套）。建材行业重点调查工业企业31946家，拥有废气治理设施84365套，其中脱硫设施数3718套，脱硝设施数1548套，除尘设施数75301套。钢铁行业重点调查工业企业3476家，拥有废气治理设施18572套，其中，脱硫设施1174套、脱硝设施数63套、除尘设施16337套。
3.3.工业锅炉减排难度大，环保措施落后
我国现有燃煤锅炉约70万台，小于10蒸吨的小型锅炉容量约40万台。燃煤锅炉容量小且数量多，耗煤量高，烟气排放含有大量烟尘，是造成现在大范围雾霾天气很重要的原因之一。在京津冀地区的锅炉中，10蒸吨及以下的小锅炉和35蒸吨以上的大锅炉污染物排放量最大，其SO2、NOx、PM、PM10、PM2.5的分担率约为全部燃煤锅炉的70%。
2014年10月，国家发展和改革委员会等部委就燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案出台文件。根据文件要求，地级及以上城市建成区禁止新建20吨/时以下的燃煤锅炉，其他地区原则上不得新建10吨/时及以下的燃煤锅炉；新生产和安装使用的20吨/时及以上燃煤锅炉应安装高效脱硫和高效除尘设施；提升在用燃煤锅炉脱硫除尘水平，10吨/时及以上的燃煤锅炉要开展烟气高效脱硫、除尘改造，主要地区全部按照特别排放限值管理。
现阶段针对工业燃煤锅炉进行的环保改造缺乏低成本的成熟技术，急需研发适合中小锅炉脱硫脱硝除尘的技术。工业锅炉改造主要依靠淘汰小锅炉和增设环保措施，但现有的污染物处理措施较为落后，以除尘为例，小型层燃炉主要采用湿式除尘器，其针对PM2.5的除尘效率仅有43-50%，远低于过滤式除尘器和静电除尘器。
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3.4.非电盈利改善助力提标改造，未来市场空间有待释放
3.4.1.行业盈利能力不佳是决定非电行业减排较缓的关键因素之一
非电行业减排进展较为缓慢一定程度上源于产能过剩导致钢铁、建材等行业盈利能力不佳。经统计，2015年钢铁行业53家上市公司累计总营业收入为9839亿元，归母净利润累计为-545亿元。其中26家亏损企业累计营业收入5425亿元，归母净利润累计为-594亿元，27家盈利企业累计营业收入4414亿元，归母净利润累计为49亿元。建材行业略好于钢铁，2015年88家上市公司累计营业收入2453亿元，归母净利润累计为126亿元，其中亏损企业17家，累计营业收入483亿元，归母净利润累计为-49亿元。
但随着2016年开始的供给侧改革的深入，非电行业中的先进企业开始逐渐享受供给端收缩带来的产品价格上涨，经营业绩得到明显改善。2017年上半年，钢铁行业上市公司营业收入累计为6668亿元，归母净利润累计为222亿元，相对2015年上半年的4590亿元和-45亿元，业绩出现大幅上升。建材行业上市公司上半年营业收入合计为1395亿元，归母净利润累计为138亿元，相对2015年上半年的1052亿元和72亿元，分别增长33%和92%，业绩改善显著。我们认为盈利能力是企业推进污染物减排的核心动力，非电领域的业绩改善将有利于大气污染物减排的推进，未来非电行业的提标改造有望逐步推进。
3.4.2.提标改造已经启动
2017年6月，环保部以发布修改单（征求意见稿）的形式对《钢铁烧结、球团工业大气污染物排放标准》等20项国家污染物排放标准进行修改。本次修改单加严了钢铁烧结、球团工业大气污染物特别排放限值，对玻璃、陶瓷、砖瓦工业增加大气污染物特别排放限值，对物料（含废渣）运输、装卸、储存、转移与输送，以及生产工艺过程等，全面增加无组织排放控制措施要求。
钢铁烧结、团球设备三大主要空气污染物SO2、NOx、颗粒物特别限值依次从180、300、40mg/m3降低为50、100和20mg/m3。玻璃熔窑颗粒物限值20mg/m3、二氧化硫限值100mg/m3、氮氧化物限值400mg/m3。砖瓦工业大气污染特别排放限值为a）原料燃料破碎及制备成型：颗粒物限值20mg/m3；b）人工干燥及焙烧窑：颗粒物限值20mg/m3、二氧化硫限值100mg/m3、氮氧化物限值150mg/m3、氟化物限值3mg/m3。陶瓷工业大气污染特别排放限值为a）喷雾干燥塔：颗粒物限值20mg/m3、二氧化硫限值30mg/m3、氮氧化物限值100mg/m3；b）陶瓷窑：颗粒物限值20mg/m3、二氧化硫限值30mg/m3、氮氧化物限值150mg/m3。
此次标准修改主要覆盖重要省会城市和“2+26”城市，即北京，天津，河北省石家庄、唐山、廊坊、保定、沧州、衡水、邢台、邯郸，山西省太原、阳泉、长治、晋城，山东省济南、淄博、济宁、德州、聊城、滨州、菏泽，河南省郑州、开封、安阳、鹤壁、新乡、焦作、濮阳。
3.4.3.非电市场潜力巨大
钢铁行业方面，目前全国有待改造的烧结机约900台，烧结机面积约11.6万m2。改造路线分别为：电除尘+半干法脱硫除尘+中温SCR协同净化工艺，单位投资约45万元/m2；电除尘+活性炭协同治理工艺，单位投资约55万元/m2，假设全国范围内均按照特别排放限值进行改造，则总投资约为528-644亿元。
水泥行业方面，水泥生产过程中本身二氧化硫和烟尘排放不易超标，一般只需要设置脱硝设施。我国新型干法水泥生产线产能约每年25亿吨，其中7亿吨已有脱硝设施。水泥厂安装脱硝设施的总承包价格为300万元/亿吨，脱硝率可达60%以上。如果为全部新型干法水泥生产线安装脱硝设施，还有59.2亿元的市场空间。
陶瓷行业方面，2016建筑陶瓷生产线3400多条；卫生陶瓷隧道窑生产线200多条，梭式窑近千座，可改造空间大。改造路线包括袋式除尘、湿法脱硫、湿电除尘、喷雾干燥塔脱硝等系列设备，单位投资大约在600万元/生产线。假设全国范围内均根据特别排放限值进行改造，总投资约为276亿元。
砖瓦行业方面，2016年底我国有砖瓦企业约5万家。其中，工艺先进的隧道窑企业数量约占行业的20%；工艺落后的轮窑企业数量约占80%；可改造的隧道窑约1万条，其余将被淘汰。改造路线包括湿法除尘或脱硫除尘一体化等，单位投资320-350万元/生产线。假设全国范围内均按照特别排放限值进行改造，总投资约为320-350亿元。
平板玻璃行业方面，2016年，现有平板玻璃企业222家，年生产能力14.1亿重量箱（即19.6万吨），改造路线为湿法脱硫或半干法脱硫技术、SCR脱硝等，单位投资约1400-1800万元/生产线（产能为600t/d），假设全国范围内均按照特别排放限值进行改造，总投资约为45.7-58.8亿元。
燃煤锅炉治理方面，根据《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》，到2017年地级及以上城市基本淘汰10吨/时及以下的燃煤锅炉，重点地区地级及以上城市建成区原则上不得新建燃煤锅炉，则累计淘汰的小锅炉约40万台。当前需要改造和治理的较大规格锅炉约有20万台。假设治理成本23万/台，工业锅炉治理存有460亿市场空间。目前财政补贴主要在小锅炉的拆除，工业锅炉环保设施建设鲜少有政策给予补贴，因此工业锅炉市场的释放还须等待政策推进。
4.散煤燃烧，当前雾霾治理的重中之重
4.1.当前的雾霾问题呈现地域性和季节性
当前，我国的雾霾问题呈现出明显的地域性和季节性。北方地区的冬季的重污染问题不容小觑。从地域分布来看，我国雾霾污染总体呈现为北多南少的特征。京津冀逐月PM2.5平均浓度高于其他两个地区的月均值，尤其在冬季（10-12月），PM2.5的平均浓度达到99微克/立方米，分别比长三角和珠三角高出53、59微克/立方米。从季节分布来看，夏季及春末、秋初PM2.5污染相对较轻，冬季污染最重。2016年冬季（1月和12月）PM2.5的平均浓度为73微克/立方米，是夏季（7月和8月）浓度的2.5倍。在超标天数中，重度及以上污染天数也主要分布在冬季，12月份超标天数占比40%，重污染天数比重接近12%，远高于其他月份的超标天数比例。
4.2.散煤燃烧或是北方冬季雾霾的罪魁祸首
从我国雾霾的地域性和季节性推测，散煤燃烧或是北方冬季雾霾的罪魁祸首。根据《中国采暖炉具行业发展报告2016》披露，在我国1.6亿户农村居民家庭中，采取分散采暖约9300万户，其中燃煤采暖约6600万户，散煤使用量约2亿吨。冬季劣质散煤燃烧造成的污染是巨大的；散烧煤的二氧化硫排放达到4千克/吨煤，而相比之下电站锅炉只有0.8千克/吨煤；使用散煤产生的一次PM2.5的排放系数为11千克/吨煤，而电站锅炉的则为0.2千克/吨煤，散煤的排放系数远远高于电厂锅炉。
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5.京津冀煤改气或为散煤治理的核心
5.1.短期看：政府高额补贴，促进禁煤区建设
按照《京津冀大气污染防治强化措施(2016-2017年)》的部署，京昆高速以东、荣乌高速以北，天津、保定、廊坊市与北京接壤的区县之间区域被划定为禁煤区。2017年3月，《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》发布，将“2+26”城市列为北方地区冬季清洁取暖规划首批实施范围，开始全面加强城中村、城乡结合部和农村地区散煤治理。该方案要求北京、天津、廊坊、保定市在今年10月底前完成“禁煤区”建设任务，并进一步扩大实施范围，实现冬季清洁取暖。其他城市于10月底前，按照“宜气则气、宜电则电”的原则，每个城市完成5-10万户以气代煤或以电代煤工程，禁煤区建设正稳步推进。
2017年5月，国家财政部、住建部、环保部、能源局四部委决定开展中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作。中央财政支持试点城市推进清洁方式取暖替代散煤燃烧取暖，试点示范期为三年，直辖市每年安排10亿元，省会城市每年安排7亿元，地级城市每年安排5亿元。
地方政府层面，截至目前，“2+26”城市均已经出台了地方的“煤改气”政策，并且给出了相应的补贴方式，以廊坊、保定为例，采暖期间，用户可以获得“管网补贴+燃气具补贴+用气补贴”累计超过7900元。根据每个地区补贴金额和地区用户进行测算，“2+26城市”补贴总量将高达1770亿。在考虑地方政府用气补贴后，冬季按照每户1200立方米采暖用气量计算，居民采暖用气费用经测算仅为1500元，相对煤炭采暖具备了价格竞争力，这将为禁煤区的推进提供强有力的保障。
5.2.长期：天然气市场化改革，提高天然气经济竞争力
5.2.1.市场化改革将逐步降低气价
长期看，短期的财政补贴不可长期持续，唯有实现天然气成本，使其具备价格竞争力，才能有效调动用气的积极性，使天然气行业得到持续发展。
现在全球天然气市场中，需求端，全球经济增速放缓，天然气消费呈现疲态，增长乏力。而供给端，以美国页岩气革命为代表的低价天然气产能快速扩张，市场中低价天然气供给充足。且全球天然气储量巨大，仅已探明可采储量就可以支撑全球天然气以现有生产规模生产52.8年，若计入储量巨大页岩气、煤层气、可燃冰等非常规天然气，这一数字将至少增加2倍。我们认为，未来全球天然气的供需格局将维持宽松的局面，这为我国的天然气市场化改革提供外部条件，为天然气降价准备了条件。
5.5.2.我国天然气市场化改革进程
2015年，中共中央、国务院发布《关于推进价格机制改革的若干意见》，明确了放开天然气气源和终端价格，政府只监管具有自然垄断性质的管网输配价格的思路，并在同一年将非居民用气最高门站价格降低0.7元/立方米，将非居民门用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，允许上下浮动限制为20%。
2016年，国家发改委发布《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）》，改革旨在“放开两头，管住中间”，即放开气源和销售价格由市场形成，政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管，规定将天然气管道运输的准许收益率明确为税后全投资收益率8%。两个办法的实施将有效推动天然气市场化改革。未来有望做到天然气管道每一个入口到出口的运输价格清晰明了，不仅为管道向第三方开放创造了条件，还有利于天然气气源回归商品属性，促进竞争，进而实现气源和销售价格市场化的改革目标。
2017年6月22日，国家发改委进一步印发《关于加强配气价格监管的指导意见》，按照“准许成本加合理收益”的原则，规定城镇天然气分销商年度有效资产回报率不超过7%。该收益率也是指导性的收益率上限，各地将在具体核定配气价格时，应根据当地市场的发育程度、价格承受能力等，在0-7%范围内确定最终的投资收益率。
在天然气供给宽松的环境下，随着具有天然垄断性质的管网成本得到有效监管和逐步降低，气源和销气的市场化竞争机制的形成，我国天然气终端消费价格将有望逐步下调，弥补天然气相比于煤炭在经济性上的劣势。
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