【天然气】海通证券：我国天然气价格各个环节全梳理（图文数据）

海通证券华气能源猎头 2022-04-22

文：海通证券

天然气价格分类与组成

天然气终端用户价格组成。天然气按状态可以分为管道天然气和液化天然气，按用户可以分为居民用户和非居民用户，按环节可以分为井口价、门站价和终端价。目前LNG市场价格已经放开，本文重点讨论的是管道天然气价格，我国从2011年开始本轮气改，重点在于非居民（管道）用气门站价，从环节来看，终端用户价格=门站价+配气费=井口价+管道运输费+配气费。

井口价

净回值法确定。目前井口价采用净回值法确定，即先确定门站价和管输费，再由门站价减去管输费倒推出井口价。

门站价

门站价：天然气价格环节中最重要的价格指标。从2011年起，我国共调整非居民用气门站价6次，居民用气门站价1次，目前以可替代能源净回值法确定门站价，并实行基准门站价管理。2019年7月后，非居民用气门站价和居民用气门站价将完全并轨，具体门站价由供需双方在基准门站价基础上按上浮20%、下浮不限原则确定。目前，我国各省平均门站价1.70元/方左右。

门站价最终改革目标是完全放开，基石是天然气交易中心。目前我国正在福建地区进行门站价改革试点，门站价完全由供需双方决定，门站价完全市场化的基石是天然气交易中心，保障交易价格的合理、公开、透明。

实践中的门站价。我们以2018-2019年冬季保供期间气价政策为例进行分析，仅有合同气量中的均衡气量来自于国产气或进口管道气时，门站价才会受到上浮20%的限制，如果供气属于调峰气量或额外气量，或者均衡气量来自于非管制资源（进口LNG、页岩气、煤层气、煤制气等），则不受限制。

终端价

终端用户价格：门站价+配气费。其中门站价不是基准门站价，而是供需双方协商的具体门站价格，是城燃企业的实际购气成本。配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，准许收益率按收益率不超过7%确定。

居民用户终端价格建立阶梯制度，非居民用户终端价格实行政府指导价。目前我国实行居民用气阶梯价格制度，按照满足不同用气需求，将居民用气量分为三档。非居民用户终端价格仍然实行政府指导价，不同地区可采用最高指导价或基准指导价。基准门站价、协商具体门站价时调整比例、配气费都会影响（非）居民用户的终端价格。

投资建议

我们认为未来几年天然气的需求仍将保持高速增长，建议关注逐步聚焦天然气主业的新奥股份，拥有LNG接收站以及LNG加工厂的广汇能源，以及民营燃气分销企业新奥能源（港股）。

风险提示。天然气需求不及预期，天然气政策变动等。

写在前面

我们在2017年7月写过一篇有关天然气价格的深度报告《气价改革：管住中间，放开两端》，其中对天然气价格的主要环节做了基础性介绍。该报告主要关注点在于我国气价改革方向，因此我们对主要环节的价格、价格形成机制、未来改革方向都做了详细的介绍和说明，并结合美国、英国、欧盟等天然气市场相对成熟下的价格形成机制以及改革历程做了对比，也对国家所提到的“管住中间，放开两端”的气价改革方向做了解释说明。

理清天然气价格的各个环节，是研究天然气行业重要的一部分。只有理解了各类环节气价形成机制，才能判断不同气源在经历这些环节之后，到达终端用户的售价，也才能判断天然气售气企业（包括天然气生产企业、天然气进口企业、天然气分销企业）的各种成本和销售价格，进而判断企业的盈利水平。正因为此，我们决定完成这样一篇基础性的专题报告，梳理天然气各个环节的价格以及价格形成机制。

我国天然气各个环节价格比较复杂，而无论是按环节分为井口价、门站价、终端价，还是按用户分为非居民用气价格和居民用气价格，或者按天然气形态分为管道天然气和液化天然气，我们都可以用“天然气价格”来描述，也正是这个原因，导致我们容易对天然气价格认识不清，对各个环节的气价，尤其是终端用户用气价格的形成理解不深入。在本篇报告中，我们尽量减少“天然气价格”这个词语的使用，而是具体到某类用户的某个环节价格，如非居民用气基准门站价等，以避免表述的模糊和理解的偏离。

我国从2011年试点开展这一轮的天然气价格改革，出台了多项气价调整的文件，这些文件也是我们研究气价形成机制的重要基础，为方便投资者自主研究和理解，我们先将这些文件汇总如下：

根据以上文件以及本文的分析，我们用下图简单梳理天然气各个环节以及各类形态天然气的价格形成机制。

我们认为，随着气价改革的进一步推进，如果福建地区门站价格改革试点成功，也会向全国进行推广，未来我国门站价环节将完全放开，由供需双方在上海天然气交易中心协商确定，由市场供需关系影响。在终端环节，城市燃气企业输配分离，由于居民用户分散独立，无法与城燃议价，我们认为这一环节仍会保持政府指导价，或可实行基准价或最高价格管理，而非居民用户，尤其是用气量较大的企业用户，可以与城市燃气企业协商定价，实现市场化。

报告正文

1. 天然气终端用户类型及价格组成

价格，对卖方来说是收入，对买方来说是成本，因此形成有效价格的时候，应该伴随着物品所有权的转移。在管道天然气生产到消费环节中，一般至少存在两次所有权转移，一是天然气的资源方（如中石油等）与燃气分销商（如新奥燃气）的交付，二是燃气分销商与终端用户（如居民用户）的交付。之所以我们说至少有两次转移，是因为在我国，或许存在资源方之间的转移，如煤制气企业将天然气出售给中石油，且更普通存在的是，由于省网的存在，资源方在省级门站价交付的时候是出售给了省级天然气公司，再由省级天然气公司加上省内管输费卖给下游燃气分销商。在只涉及最简单也是最重要的两次所有权转移中，涉及到最重要的两个价格，一是省级门站价，二是终端用户价。

1.1按状态分为管道天然气和液化天然气（LNG）

天然气按状态可以分为气态天然气和液化天然气（LNG），标准状态下1吨LNG大约是1300-1400方气态天然气，本文统一使用1吨LNG气化1330方气态天然气换算。目前LNG的价格，不受政府管制，已经完全由市场决定。这里需要注意的是，LNG价格完全由市场决定，不仅包括资源方与分销商的交付，也包括分销商与用户的交付。

资源方及分销商LNG的交付。国内LNG的主要来源是LNG工厂和LNG接收站，LNG工厂是将管道气加工为液态天然气，LNG接收站主要是以液态形式进口国外的天然气，因此国内LNG资源方主要是拥有LNG工厂或LNG接收站的企业，这些资源方的出厂价完全由市场供需决定，在2017年冬季“气荒”时期，LNG价格水涨船高，部分地区价格突破1万元/吨。

分销商与终端用户的交付。LNG的终端消费下游包括：1）LNG车船；2）点供用户；3）进入管网。由于存在以LNG为动力的交通运输工具，如LNG重卡等，因此存在LNG加注站价格，这是分销商对于LNG车辆用户终端的交付价格。点供用户主要是在目前天然气管道不完善的地区，分销商将LNG送到用户（一般是天然气用量较大的工业用户），在用户那里进行气化进入用户管网，作为燃料使用，这种情况在部分地区集中淘汰燃煤锅炉时大量涌现。同时，LNG也可以气化进入主干管网，中海油早期LNG接收站一般都是将进口LNG进行气化后，再供给到覆盖地区的居民用户和非居民用户。

接下来本文重点讨论的是管道天然气的定价，这是我国天然气主要消费形式，2017年消费占比接近90%，同时管道气也是我国气价改革的主体。如不单独注明，以下所提到的价格均为管道气价格，如居民用气终端价格，是指居民用（管道）天然气终端价格。

1.2 按用户主要分为居民用户和非居民用户

管道天然气按终端下游用户类型可以分为居民用户和非居民用户，国家一度将化肥用户（如以天然气为原料生产尿素的企业）用气价格单独规定，实际上对化肥用户实行优惠定价，但在2016年11月的《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》中已经全面放开化肥用气价格，完全由供需双方协商决定，因此我们目前只分为居民用户和非居民用户进行讨论。

居民气价和非居民气价长时间存在交叉补贴的情况。非居民用户用气量大且稳定，居民用户用气量小且不连续，因此理论上非居民用户应该获得比居民用户更优惠的价格，但实际上在我国，居民气价一度长期低于非居民气价，存在严重的交叉补贴情况，同时也给燃气分销商带来利益损害。居民用气终端价低于非居民用气终端价，最重要的环节就是在省级门站价，为解决上述不利影响，国家在2018年5月发布的《国家发展改革委关于理顺居民用气门站价格的通知》，决定将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，并与非居民用气价格并轨。

2019年7月前各地将实现居民门站价和非居民门站价完全并轨。在理顺居民用气门站价的文件中，国家考虑到下游居民用户的实际承受能力，做出了两点调整：

1）基准门站价格下，非居民气价允许上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，未来居民用户门站价也可以在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，但在2018.06-2019.06期间不允许上浮，以保证居民用气继续享受部分优惠；
2）居民用气和非居民用气门站价相差较大的，本次调整居民用气价格上浮不得超过0.35元/方，剩余价差在2019年7月前理顺，因此在2019年7月后，各地居民用气门站价和非居民用气门站价将完全并轨，且在确定具体门站价格时，居民用气门站价也可以最高上浮20%。

气价改革的重点是非居民用户门站价。2011-2017年我国气价改革的重点，其实一直围绕着非居民用户门站价。具体的调整方案和调整幅度，我们在第二章会具体介绍，在此暂不展开讨论。需要明确的一点是，国家层面对天然气价格的管理，都是在省级门站价这一环节，后面的环节是由省市区县的价格主管部门来确定和监管，目前国家已经理顺非居民用户门站价，也将在2019年7月前完全理顺居民用户门站价，我们认为国家对于门站价的调整已经基本理顺。

此外，直供用户价格完全放开。直供用户，是指直接向上游天然气供应商购买天然气，用于生产或消费、不再对外转售的用户。天然气直供用户一般是用气量很大且稳定且持续的用户，如天然气发电厂等，由于直供用户具有以上特性，因此对天然气资源方来说是最理想的用户，在售价上也可以给予一定优惠。目前国家已经放开直供用户的天然气价格，完全由供需双方自主决定。

无论是居民用气终端价格还是非居民用气终端价格，从环节上都可以分为门站价前和门站价后，省级门站价=井口价+管输费，是天然气各个环节中最重要的价格，由它减去管输费是井口价，由它加上配气费是终端价。因此从环节上看，（非）居民门站价=井口价+长输管输费，（非）居民终端价=（非）居民门站价+配气费。

1.3 省级门站价=井口价+长输管输费

什么是门站价？门站价是上游资源方与下游分销商或其他中间商的交付价格，是由天然气出厂价格或者首站价格的实际结算价格（含增值税）和管道运输费价格组成的。

门站价如何确定？我国从2011年进行本轮天然气改革的目标，在2011年12月发布的《国家发展改革委关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》中进行了有效概括：

净回值法确定省级门站价。过去我们使用成本加成法确定省级门站价，由于省级门站价=井口价+长输管输费，因此先确定井口价和长输管输费，才能确定省级门站价。本轮改革采用净回值法，也就是要先确定门站价，再通过管住管输费，从而倒减出井口价，因此需要新的方法先确定省级门站价。国家决定将省级门站价与可替代能源挂钩，2011年在两广地区试点时，可替代能源品种为燃料油和液化石油气（LPG），权重分别为60%和40%，在2013年全国范围内推广气价改革时，国家再次强调将增量气价格调整到与可替代能源合理比价的水平。

省级门站价调整频率。按两广试点的方案，省级门站价要实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整，但在全国推广的方案中，并没有提到这一点。实际上省级门站价的调整频率并不高，从2011年至今，非居民用气门站价一共调整了6次（最近1次是天然气增值税率由11%下降为10%），居民用气门站价一共调整了1次。

省级门站价的管理对象是国产气和进口管道气。非国产气和进口管道气进入管网的政策发生过几次变化，根据《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》和《关于调整非居民存量用天然气价格的通知》，省级门站价的管理对象只针对于国产气和进口管道气，不包括煤制气、煤层气、页岩气和进口LNG；进口LNG等资源如果进入主干管网进行销售，供需双方可区分气源单独签订购销和运输合同，气源和出厂价格由市场决定。从2017年供给情况来看，国产常规气（不包括页岩气、煤制气和煤层气等）1328亿方，进口管道气405亿方，合计1733亿方，占总供给量的72.2%。

长输管输费已经“管住”。气价改革的目标是“管住中间，放开两端”，所谓“管住中间”，就是国家要管控天然气管输配气等具有自然垄断性的中间环节。2016年10月，国家下发《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）》，在价格监管对象、定价方式、管输价格关键影响因素、价格公布方式和推行成本公开等方面进行调整，以“准许收益按有效资产乘以准许收益率计算确定”管住管输费用。

1.4 终端用户价=省级门站价+（省内管输费+）配气费

终端用户价为门站价（购气成本）和配气费之和。如果我们不考虑省网这一中间环节，终端用户的价格应该是门站价和配气费之和。但是需要注意的是，此处的门站价并非基准门站价，严格来说，终端用户价=燃气企业购气成本+配气费，而燃气企业的购气成本，如果是单一气源，则是由燃气企业与上游资源方在省级基准门站价基础上上浮20%，下浮不限的范围内自主确定的具体门站价，如果是多气源，则按照实际购气量和各气量对应的具体门站价格加权计算。

配气费用已经“管住”。同长输管道一样，城市燃气管道同样具有自然垄断性，因此也属于被国家管控的“中间环节”。2017年6月，国家发改委印发了《关于加强配气价格监管的指导意见》，意见提出配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，准许成本引入标杆成本，激励燃气公司降本增效，准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定，从而控制了配气费在合理范围内。

终端价格如何放开？。国家在“管住中间”的同时，强调“放开两端”，即放开出厂价格和终端销售价格，如果终端价格=购气成本+配气费，由于购气价格是确定的，而配气费是城燃企业的合理收益，那终端价格如何算是放开呢？现阶段，居民用气终端价格采用阶梯价格机制，在城燃企业配气和销售尚未分离前，居民用气价格实行政府指导价，非居民用气终端价格采用政府指导价，可以是基准价，可以是最高价，基准价上浮比例也可以根据各地不同。

2. 门站价：天然气价格环节中最重要的价格指标

2.1门站价形成机制变动

现行门站价实行基准门站价。2013年6月，我国在全国范围内推广两广地区气价改革时，开始将管控环节从出厂价调整为门站价，并实行最高门站价格管理，即供需双方在不超过国家规定的最高门站价的基础上确定具体成交价格。2015年11月，我国将非居民用气门站价改为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。2018年5月，我国将居民用气门站价改为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。至此，我国现行门站价均采用基准门站价，具体门站价在基准门站价基础上浮20%，下浮不限。

非居民用户门站价共调整6次。从2013年起，我国共调整过6次非居民用气门站价。第1次是全国推广，为了减少改革阻力，仍然区别存量气和增量气，并在随后连续2次调整存量气和增量气价格，最终实现存量气价和增量气价并轨，不再区别存量气和增量气。随后，国家分别下调非居民用户门站价0.7元/方和0.1元/方。2018年5月在理顺居民用户门站价时，由于天然气增值税率下调，门站价也降低0.01-0.02元/方左右。

居民用户门站价调整1次。我国居民用户门站价从2010年开始就未调整，期间出现了许多问题，

一是价格倒挂，不能反映成本。居民用气平均门站价格为每立方米1.4元左右，不仅低于进口气供应成本，也低于国产气供应成本。
二是价格缺乏弹性，不能反映供求变化。现行居民用气门站价格实行上限价格管理，价格机制缺乏弹性，不能灵敏反映市场供求变化特别是冬夏季节性差异，价格信号失真。
三是执行争议不断，加大监管难度。居民用气门站价格低于非居民，容易导致供需双方“钻空子”，实践中居民用气数量成为上游供气企业与下游燃气公司争论焦点，影响市场运行效率，也不利于政府监管。2018年5月，在借鉴非居民用户门站价调整经验下，居民用户门站价实行基准门站价，基准门站价向非居民用户门站价并轨。

2.2 各地门站价：全国平均门站价1.70元/方左右

我们结合上表按照统一的格式整理2013年以来的门站价调整：

2013年6月，实行最高门站价，确定存量气价和增量气价，除两广地区增量气-存量气价差在0.58元/方，其他地区均为0.86元/方或0.88元/方：
2014年8月，实行最高门站价，存量气价提高0.4元/方：
2015年4月，实行最高门站价，增量气价降低0.44元/方，存量气提高0.04元/方，实现存量气和增量气并轨，以后不再区别存量气和增量气：
2015年11月，实行基准门站价，最高门站价降低0.7元/方成为基准门站价：
2017年8月，实行基准门站价，门站价降低0.1元/方：
2018年5月，实行基准门站价，门站价降低0.01-0.02元/方。
多数省份门站价在1.80-2.00元/方。在国家给出的29个省（直辖）市的门站价中，不低于2.00元/方的有4个，分别是上海、广东、浙江和江苏，其中上海和广东地区并列最高，为2.06元/方；多数省份门站价介于1.80-2.00元/方（包括1.80元/方，不包括2.00元/方，下同），共计11个，其中北京、天津、河北等京津冀地区门站价在1.86-1.88元/方；介于1.60-1.80元/方的有5个，介于1.40-1.60元/方的有4个，低于1.40元/方的有5个。

全国算术平均门站价为1.69元/方左右，按各省消费量加权平均门站价为1.73元/方。29个省（直辖）市的门站价平均值为1.69元/方左右，如果以天然气消费量进行加权计算，根据国家统计局公布的最新（2016年）各省天然气消费量数据，加权平均门站价为1.73元/方。

关注福建地区气价改革试点，即完全放开门站价，由供需双方协商确定。在国家公布的省（市）门站价中，没有福建省的基准门站价，这是因为国家正在福建地区进行新的气价改革试点。2015年11月，国家发改委在发布《降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革》记者问中提到后续气价改革的3大任务：

1）尽早全面放开非居民用气价格；
2）择机逐步理顺居民用气价格；
3）完善管道运输价格形成机制，合理制定管道运输价格，同时加强配气价格监管。

目前，国家在2016年11月出台新的管输管理办法，实现对长输管道的管控，在2017年6月出台新的配气价格监管指导意见，实现对配气环节的监管，在2018年5月出台居民用气门站价改革方法，已经理顺居民用气价格，也就是说后两个任务已经基本完成，而尽早全面放开非居民用气价格，国家在2016年11月发布《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》，决定在福建地区进行试点，西气东输供福建省天然气门站价格由供需双方协商确定。

我们认为，未来门站价将完全市场化，市场化的基石是上海石油天然气交易中心。根据国家对天然气价格管理的目标及思路，结合福建地区天然气门站价改革试点的方案，我们认为未来各省市的门站价将完全市场化，现阶段实行的政府指导价（即基准门站价）只是一个过渡方案，为了就是在目前我国天然气交易市场不成熟，交易规则不完善的情况下，保持天然气市场的正常运转。未来，随着上海石油天然气交易中心的运行，越来越多的天然气在交易平台竞价交接，从而实现通过市场交易形成价格，实现价格的合理、公开、透明。

2.3管输费：已实现管控，2017年管输平均费用下降15%左右

2016年10月，为加强天然气管道运输价格管理，规范定价行为，国家发改委出台了《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）》，在价格监管对象、定价方式、管输价格关键影响因素、价格公布方式和推行成本公开等方面进行调整，本次调整基本实现对长输管输费的管控。

准许收益=有效资产乘以准许收益率，准许收益率按管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定。新天然气(31.590, -0.18, -0.57%)管输定价办法第九条，管道运输企业的管道运输业务年度准许总收入由准许成本、准许收益以及税费组成。准许成本包括管道折旧摊销等费用，由国务院价格主管部门通过成本监审核定，企业自身操作空间有限。准许收益=有效资产乘以准许收益率，有效资产已经列明具体范围，准许收益率按管道负荷率（实际输气量除以设计输气能力）不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定。由于准许总收入=准许成本+有效资产X准许收益率-税费，而公式中准许成本、有效资产、准许收益率管理方法都已经确定，因此管输企业的准许收益率、准许收益和准许收入都可以依次确定，从而控制管输企业的收益能力，以及各个管道的管输费用。

（注：有关管输管理办法的具体细节和影响，可以参考我们在2017年7月发布的天然气深度报告《气价改革：管住中间，放开两端》）

核减无效资产7%，管输平均费用下降15%。基于以上两个文件，2017年上半年国家发改委对主要管输企业进行了成本监审，共剔除13家企业无效资产185亿元，核减比例7%；核减不应计入定价成本总额46亿元，核减比例16%，核定准许成本242亿元。在此基础上，按照规定，计算确定各管道运输企业的准许收益及年度准许总收入，结合各企业管道负荷率水平，进而核定出各企业的管道运输价格。核定后的13家企业管道运输平均价格比之前下降15%左右。2017年8月，国家下调非居民用气门站价0.1元/方，一部分空间来自于天然气增值税率由13%下调到11%，另一部分就来自于以上无效资产核减带来的管输费用下降。

管道企业成本信息披露有利于管输费公开透明，同时也是实现管网独立改革的一大突破。2017年6月，中石油、中石化等7家公司首次公开12家天然气长输管道企业成本信息，公开的信息周期为2016年1月1日至2016年12月31日。2018年5月，上述公司更新了2017年数据。这些信息的披露与公开将为以后第三方接入油气管网、管输费率核算、油气改革独立等提供重要的参考依据，是实现管网独立和油气改革的又一突破。

2017年中石油天然气管输量增加23%，管输收入仅增加10%。对比2016-2017年中石油披露的8家子公司管道企业信息，天然气合计输送量从1794亿方增加到2199亿方，同比增长22.6%，而主营收入从564亿元增加到619亿元，同比仅增加9.7%。天然气管道总里程增加3.1%，资产总额下降8.9%。

2.4 实践中的门站价：以2018-2019年冬季门站价调价为例

冬季保供政策调整，非管制资源价格基本上浮20%以上。2018年8月，全国多地同时组织2018年天然气购销合同冬季补充协议的签订，主要针对2018年11月-2019年3月天然气供应价格进行调整。此次协议根据用户类型（居民&非居民&其他直供用户）、用气类型（均衡量&调峰量&额外气量）、用气地区（东部&西南&南方）以及资源类型（管制资源&非管制资源）进行了详细划分，最终影响是均衡量下，居民用气价按照所在省份的天然气基准门站价格上浮不超过20%，非居民用气中管制资源（国产常规气、进口管道气）按照国家规定的天然气基准门站价最高上浮20%执行，非管制资源（进口LNG、页岩气、煤制气、煤层气等价格放开的资源）上浮20%以上；调峰气量按照国家基准门站价格上浮40%左右。

合同量中区分均衡气量和调峰气量，合同外为额外量，只有均衡量受门站价上浮20%限制。按照公式调峰量=合同量—年度合同量/365*1.08*当月天数（调峰量计算出现负数时计为0），扣除调峰量之后的合同气量则为均衡量，在实际销售中，用户超出合同外的用气量为额外量。假设某燃气企业与中石油在年初签订的年度天然气供销合同中确定的年度合同量为36.5亿方，冬季保供期（如当年11月）确定当月合同量为3.2亿方，则调峰气量=max{0,3.2-36.5/365*1.08*30}=0，如果11月确定当月合同量为4.0亿方，则调峰气量=4.0-36.5/365*1.08*30=0.76亿方，均衡量为3.24亿方。如果11月实际从中石油购买气量4.2亿方，则额外气量=4.2-4.0=0.2亿方。从该项保供政策来看，只有均衡气量受门站价上浮20%限制，调峰气量、额外气量均不受门站价上浮限制。

非管制资源（进口LNG、煤层气、煤制气、页岩气等）不受门站价上浮20%限制。根据《关于调整非居民存量用天然气价格的通知》，门站价的管理对象是国产气和进口管道气，进口LNG、煤层气、煤制气、页岩气等进入管网混合销售的，供需双方可区分气源单独签订购销和运输合同，气源和出厂价格由市场决定。从此保供政策来看，资源方将供气分为均衡量、调峰量和额外量，调峰量和额外量不受门站价上浮20%限制，同时又将均衡量中区分管制资源和非管制资源，管制资源受门站价上浮20%限制，非管制资源依然不受上浮20%限制。

交易中心2018年底最高成交价格较基准门站价上浮比例一般在20%以上。在该保供政策中，除了按基准门站价进行上浮外，还有按照交易中心最近日最高成交价格进行交付。我们统计交易所2018年11-12月华东地区交易中心各省最高成交价格与基准门站价上浮情况，上浮比例一般在20%以上，有时甚至接近50%。

3 用户终端价：影响城燃企业盈利的价格指标

3.1 终端价格=门站价+配气费

终端价格是影响城燃企业盈利的价格。正如我们在第一章提到的，价格是伴随着所有权转移，门站价是城燃企业与上游资源方的交付价格，决定了城燃企业的成本，目前基准门站价格执行政府主导价，具体门站价由城燃企业与上游资源方协商决定，随着越来越多的天然气进入交易中心，门站价也会越来越市场化。终端价格是城燃企业与终端用户的交付价格，决定了城燃企业的收入，在门站价（成本）确定的情况下，终端价格决定了城燃企业的盈利能力。

终端价格=门站价+配气费。终端用气价格组成包括门站价和配气费，其中门站价不是基准门站价，而是供需双方协商的具体门站价格，实际上也是城燃企业的实际购气成本。如果是单一气源，则该气源的具体门站价即为成本，如果是多气源，则按不同气源价格加权确定。如果还存在省网这一环节，则此处的门站价是省天然气公司交付给城燃企业的门站价，省内管道运输价格实行政府定价，由省级价格主管部门制定。

配气费监管意见出台，实现配气环节的管控。2017年6月22日，国家发改委印发了《关于加强配气价格监管的指导意见》（下称意见）。意见指出，燃气管网属于网络型自然垄断环节，配气价格应受到政府严格监管。意见提出配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，准许成本引入标杆成本，激励燃气公司降本增效，准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定。意见要求严格取消没有实质性服务的延伸服务收费项目，新建住宅燃气工程安装费等纳入房价。

部分地区配气价格占比过高的问题有望得到解决。意见指出，配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，年度准许总收入由准许成本、准许收益以及税费之和扣减其他业务收支净额确定。准许成本应严格剔除与配气业务无关的成本，合理分摊和其他业务的共用成本，鼓励确定标杆成本，激励燃气公司降本增效。其中，供销差率(含损耗)原则上不超过5%，三年内降低至不超过 4%；管网折旧年限不低于30年。配气价格的制定方法的确定，有望规范各地配气价格的制定，同时7%的回报率上限充分考虑了各地的差异性，我们认为一些城市过高的配气价格近期将会有所降低。

（注：有关配气费监管政策的具体细节和影响，可以参考我们在2017年7月发布的天然气深度报告《气价改革：管住中间，放开两端》）

各地区配气费制定及监督最终由县价格主管部门确定，制定和调整需要听证。在配气价格监管政策落实后，各省自身实际情况制定省内配气价格管理，然后由市、县价格主管部门制定具体配气价格。市、县要根据以上文件进行配气环节成本核算和制定各地配气费，如2018年7月陕西省西乡县公布该县中能天然气有限公司配气环节成本，2018年11月，石家庄市区关于主城区居民用燃气配气价格调整召开听证会，决定主城区居民用气配气价格之前的0.67元/方下调为0.65元/方或0.63元/方。

3.2 居民用户终端价格：建立阶梯价格

居民用气终端价格建立阶梯价格制度。2014年3月，国家发改委发布《关于建立加健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》，提出实行居民用气阶梯价格制度，按照满足不同用气需求，将居民用气量分为三档，阶梯气价可以月为周期执行，也可以季度或年为周期，具体由各地结合当地实际情况合理确定。实行阶梯气价后供气企业增加的收入，主要用于“一户一表”改造、弥补居民基本生活用气供应和储气调峰成本，以及减少与工商业交叉补贴等方面。

居民用气终端价格何时会调整？由于居民用气终端价格=居民用气基准门站价+在基准门站价格下调整幅度+居民用户配气费，因此三个环节都可以影响到居民用气终端价格的调整。

1）居民用气基准价，2018年5月，国家发改委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》，将居民用气门站价实行基准门站价，并与非居民用气门站价并轨，当年最多调增0.35元/方，剩余价差在一年后适时理顺。在此政策下，2018年6月，北京发改委调增居民用气销售价格0.35元/方；
2）由于《关于理顺居民用气门站价格的通知》规定居民用气门站价在2019年7月前不可以上浮，所以目前供需双方确定居民用气门站价时不可以上浮，未来冬季居民用气门站价允许上浮后，地方价格主管部门需要在上浮超过一定程度时适时提高终端价格；
3）配气费用调整，地方价格主管部门需要举行听证会，调整当地城燃企业配气费，配气费政策要严格按照国家配气费用监管政策。

3.3 非居民用户终端价格：政府指导价

非居民用户终端价格实行政府指导价。现阶段，非居民用户终端价格仍然实行政府指导价。由于“非居民终端价格=非居民用气基准门站价+在基准门站价格下调整幅度+非居民用户配气费”，所以地方价格主管部门可以通过配气环节的成本监督和管理方法，制定当地的配气费用，结合企业的购气成本，确定一个价格，算是政府指导价，可以采用基准价，也可以采用最高价。目前浙江省采用的是最高价管理，广东省采用基准价管理，而市、县价格主管部门会根据当地情况给出具体的价格。

非居民用气终端价格何时会调整？同居民用户终端价格调整的分析，由于非居民用气终端价格=非居民用气基准门站价+调整幅度+非居民用户配气费，因此三个环节都可以影响到非居民用气终端价格的调整。

1）非居民用气基准价，历次国家调整省级门站价时，都会引起终端价格变化；
2）由于冬季保供时期，中石油一般会调高具体交付的门站价，即在基准门站价格下调整幅度提高，企业购气成本增加，终端价格也会变动，如2018年11月南京市调整非居民用气销售价格；
3）非居民配气费用调整，地方价格主管部门需要举行听证会，调整当地城燃企业配气费，配气费政策要严格按照国家配气费用监管政策。

3.4 终端价格联动机制

建立终端价格联动机制。由于销售价格=购气价格+配气费=基准门站价+调整幅度+配气费，因此，基准门站价、上浮比例和配气费都会影响终端价格，而如果企业购气成本（即基准门站价+上浮比例）增加的话，成本需要向终端疏导，这就是价格联动机制。

4. 气价总结

按天然气状态分，可分为液化天然气（LNG）和管道天然气，目前LNG价格已经市场化，管道天然气目前环节复杂，是气价改革的对象。

按天然气用户分，管道天然气要分为居民用户和非居民用户，在天然气价格各个环节会有不同。
按天然气环节分，可以分为井口价、管输费、配气费，其中井口价+管输费=门站价，门站价+配气费=终端价。

井口价：由净回值法确定，即先确定门站价和管输费，再由门站价-管输费=井口价的公式确定。
管输费：属于国家管控的中间环节，受管输管理办法约束，准许收益率按管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定，目前已经由发改委相关部门核定相关成本，确定主要管线的管输费。
门站价：我国天然气价格最重要的环节，目前实行政府指导价，进行基准价格管理，供需双方在基准门站价基础上，按上浮不超过20%，下浮不限确定具体门站价。过去门站价环节分为非居民和居民用户，目前已不区分，2019年7月以后，居民用气门站价和非居民用气门站价完全并轨。未来，门站价将完全市场化，由供需双方在上海天然气交易平台协商确定。
配气费：属于国家管控的中间环节，受配气费价格监管的指导意见，准许收益率按不超过税后全投资收益率7%确定，由地方价格主管部门根据企业具体各项成本核算确定。
终端价：居民用气终端价实行三级阶梯价格，价格实行政府指导价；非居民用气终端价目前实行政府指导价，未来可放开，由供需双方协商确定。

5. 投资建议

在梳理天然气价格环节后，我们认为未来几年天然气的需求仍将保持高速增长，建议关注逐步聚焦天然气主业的新奥股份，拥有LNG接收站以及LNG加工厂的广汇能源，以及民营燃气分销企业新奥能源（港股）。

5. 1 新奥股份（600083.SH）：逐步聚焦天然气主业

发布重大资产购买预案。公司拟指定境外子公司以1500万美元现金购买Toshiba旗下TAL 100%股权，并由TESS向公司境外子公司支付的8.21亿美元继承其签署LNG合同的权利与义务。本次交易公司境外子公司实际收到的差价为8.06亿美元，增加了公司的现金储备。

此次收购有助于公司加码气源供应。TAL所属行业为天然气上游，持有约220万吨/年的天然气液化能力，使用期限为20年。Toshiba出售TAL主要是因为LNG并非其核心业务。据公司估算，未来每年公司需支付天然气液化服务费、管道使用费等费用合计约3.5-4.0亿美元。我们认为此次收购将进一步扩大公司上游气源布局。

气源成本方面具备一定竞争优势。TAL持有四份重要合同，涵盖天然气管道输送、天然气液化处理、丁烷注入和港口拖船合同。其与Freeport子公司FLIQ3签订的天然气液化合同为最重要的合同，其液化设施商业化运营时间预计为2020年下半年。目前美国亨利中心天然气现货交割价格约为0.88元/方，东南亚LNG FOB价格为2.79元/方，我国LNG到岸价为2.57元/方，由于美国天然气价格与亚洲价格价差较大，我们认为如果未来TAL天然气销往亚洲具备一定竞争优势。

进一步聚焦于天然气主业。2018年以来公司天然气战略布局推进明显加快，10月11日公司发布公告拟以7.5-8亿元交易价格出售子公司威远生化100%、威远动物100%、新威远100%股权。我们认为农兽药业务剥离以及此次交易事项有助于公司进一步聚焦于天然气主业，战略布局更加清晰。

天然气业务占比将不断提升，有助于估值提升。如果不考虑Santos的投资收益，2017年公司天然气业务收入占比仅为3.3%，我们认为此次交易有助于使得公司天然气业务占比得以提升，产业链逐步完善有助于估值提升。

风险提示：主要产品价格大幅波动；投产项目业绩不及预期等。

5. 2 广汇能源（600256.SH）：LNG产业链一体化

2018年前三季度归母净利润增长4.5倍。2018年前三季度，公司实现营业收入92.95亿元，同比增长99.95%；归母净利润13.61亿元，同比增长4.5倍。公司业绩的大幅增长，主要是由于公司多个在建项目逐步投产并贡献业绩。

公司收购中亚优质气源，国内建设LNG加工厂。2009年，公司以4052万美元收购Rifkamp 公司的100%股权，以间接持有TBM 49%股权，以获得其在哈萨克斯坦斋桑地区的油气资源，同时公司在吉木乃县建设年处理能力5-8亿方的LNG工厂。自2013年6月19日，主块天然气顺利投产并从哈国斋桑输送至新疆吉木乃LNG工厂，生产气井21口，开井17口，日产气150万方。截止2018年9月底，年内共生产和输送天然气3.94亿方。区块从2013年6月开发到目前累计生产和输送天然气23.66亿方。

LNG接收站高效运营，二期扩能至115万吨/年。2014年，公司投资18.1亿元建设启东LNG接收站，2017年6月，LNG接收站一期项目建成投入试运营。2018年前三季度，启东LNG接收站稳居国内LNG接收站周转效率排名第一，稳定运行贡献利润，安全靠泊LNG外轮共计23艘次，接卸LNG 59.61万吨，累计出库59.93万吨。公司实现LNG销售同比增长51.82%，其中外购气销量同比增长164.21%。公司LNG接收站二期项目已在2018年11月提前投运，周转能力提高到115万吨/年。

煤炭分质利用项目及铁路项目提高煤炭及下游产品盈利。2012年12月，公司年产120万吨甲醇/80万吨二甲醚及5亿方LNG项目全面投产。2013年1月，公司开始建设1000万吨/年煤炭分级提质综合利用项目。2018年6月，分级提质利用项目一期炭化Ⅱ系列投产转固，2018年前三季度销售煤化工各类产品共计195.29万吨，同比增长51%。2018年12月，一期炭化一系列转固投产，我们预计煤化工产销量会进一步增加。同时，公司从2012年3月开建红淖铁路，总投资108.68亿元，目的是将新疆优质煤炭资源、甲醇、煤焦油等化工产品以及包含农产品(5.310, -0.11, -2.03%)等在内的各类出疆物资实现外运。2019年1月，公司红淖铁路开通试运营，我们认为铁路的建成投运，有助于降低公司煤炭及煤化工产品的运输成本和销售价格，增强公司盈利能力。

风险提示：价格大幅波动，在建项目进度不及预期，投产项目业绩不及预期等。

5. 3 新奥能源（02688.HK）：国内民营燃气分销龙头

2018年上半年业绩稳增长。2018年上半年，公司实现营业收入265.3亿元，同比增长23.8%，归母净利润17.8亿元，同比增长8.1%。

民营燃气分销龙头。2018年上半年，公司燃气分销量111亿方，同比增长20.4%，以发改委披露的2018年上半年消费量1335亿方计算，新奥能源天然气销售量占我国天然气消费量的8.3%。同时，公司受惠于下游市场对LNG之旺盛需求，依托其强大的气源获取及调度能力，通过燃气批发销售非管道天然气25.71亿立方米，按年增加13.4%，市场占有率达23%，保持领先地位。

签署LNG进口长协，背靠集团LNG接收站资源。公司为了确保下游天然气的稳定供应及分销，签订了带有照付不议性的LNG进口长协，长协时间5-10年不等，并当中列明每年必需采购的最低 LNG数量，计划2018年四季度陆续购入，每年合同量大约144万吨（合19亿方左右）。2018年9月，公司与新奥集团签署框架协议，计划从2018年10月至2028年12月，公司通过集团拥有的LNG接收站进口LNG，同时计划从2018年10月至2020年12月购买由新奥集团采购的LNG资源。

风险提示：价格大幅波动，天然气需求不及预期等。

6.风险提示

天然气需求不及预期，天然气政策变动等；

来源：海通证券
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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