天然气价格改革分析报告.docx
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天然气价格改革分析报告
2018年天然气价格改革分析报告
2018年3月
目录
一、天然气价格改革：
顺应形势，引入竞争5
1、为什么要改革5
2、天然气价格改革：
管住中间、放开两头6
二、天然气价格探讨：
从产业链环节说起8
1、天然气产业链8
2、天然气价格组成8
3、天然气价格形成11
（1）天然气定价机制类别11
4、天然气定价机制结构11
三、我国天然气价格改革之路：
从管制定价到市场定价15
1、竞争性环节价格放开15
（1）出厂价（井口价）：
完全放开15
（2）门站价：
价格标杆，逐步放开16
（3）终端价：
非居民用气价格放开，居民用气推行阶梯气价19
①非居民用气价格改革19
②居民用气价格改革21
2、垄断性环节价格管制25
（1）管输费：
政府定价，加强管制25
①统一定价阶段（1964-1976年）26
②按距离收费阶段（1976-1984年）26
③按线路收费阶段（1984-2016年）27
④按企业收费阶段（2016年至今）28
（2）城市配气费：
独立核定，加强监管31
3、天然气价格改革的未来35
四、相关企业简况37
1、深圳燃气：
深圳城燃核心，内生外延稳健增长38
2、重庆燃气：
重庆城燃龙头，多元布局管网完善39
3、陕天然气：
立足陕西区域，深耕管输业务40
4、国新能源：
山西气化龙头，打造天然气业务全产业链41
五、主要风险42
1、政策风险42
2、价格风险42
3、利率风险42
4、供需风险43
研究背景：
天然气作为优质、高效的清洁能源之一，是能源供应清洁化的最现实选择。
在环保监管趋严和建设美丽中国的形势下，天然气在现代清洁能源体系的地位确立。
2017年为“煤改气”爆发年，天然气产业发展迅速，改革政策陆续出台。
站在当前时点，我们认为天然气价格改革将成为天然气产业发展的风向标之一，也是指引2018年天然气行业投资的重要方向。
为什么要价格改革？
长期以来，我国天然气价格采取政府主导的管理模式，天然气定价对企业运营成本、市场价值和使用效率等因素统筹考虑不够。
天然气商品价格与企业经营效益的低关联度、价格背离价值及成本不断上升等问题引起了天然气产量增速与GDP增速失调等现象。
此外，在旧有价格体系下，垄断环节体制僵化，生产效率有待提升。
因此，天然气价格改革势在必行。
天然气价格改革思路“管住中间、放开两头”：
从天然气价格链的角度看，本轮天然气价格改革按照监管过程价格（管输费、配气费）、放开节点价格（出厂价、门站价、终端价）的思路推进。
我们认为天然气价格改革未来将坚定执行“管住中间、放开两头”的主线，预计推进顺序为先监管过程价格，后放开节点价格。
我们认为在2022年前，天然气价格改革的短期重点为加强输配气成本和价格的独立监管，中期重点为加强天然气交易中心的建设运营，长期重点为理顺居民和非居民用户的天然气价格矛盾，通过放开门站价，并管制管输费和配气费，达到出厂价和终端价的市场化机制传导。
一、天然气价格改革：
顺应形势，引入竞争
1、为什么要改革
长期以来，我国天然气价格采取政府主导的管理模式，实行国家定价或国家指导价格。
天然气定价的核心因素是国家宏观经济政策、发展战略及产业结构调整，而对企业运营成本、市场价值和使用效率等因素统筹考虑不够。
随着社会主义市场经济的逐步确立和发展，天然气商品价格与企业经营效益的低关联度、价格背离价值及成本不断上升等问题引起了天然气产量增速与GDP增速失调等现象。
此外，天然气产业链的垄断环节存在，如以中石油、中石化、中海油为首的央企垄断了上游资源，中游管输和下游配送环节属于网络型自然垄断。
在旧有价格体系下，垄断环节体制僵化，生产效率有待提升。
因此，天然气价格改革势在必行。
2、天然气价格改革：
管住中间、放开两头
自1992年党的十四大以来，建立和完善社会主义市场经济体制一直是我国进一步深化经济体制改革的一项重要内容。
天然气产业体制改革本质上也是打破垄断、引入竞争，高度契合社会主义市场经济的体制的大背景。
价格机制是整个天然气产业体制改革的核心之一，当前天然气的问题虽然涉及产业体制改革、竞争主体等方面，但最终结果都集中于价格上。
由此可见，价格改革是整个天然气体制改革的先行者，通过推进价格改革，引导和倒逼天然气体制改革。
2013年11月，中共十八届三中全会通过《关于全面深化改革若干重大问题的决定》，提出全面深化经济体制改革；“推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格”。
文件发布后的数年间，中共中央国务院、国家发改委、国家能源局发布的多次政策中均涉及天然气价格改革相关内容。
2017年5月，中共中央国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，天然气改革顶层设计方案颁布。
该方案强调改革油气产品定价机制，有效释放竞争性环节市场活力。
推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。
依法合规加快油气交易平台建设，鼓励符合资质的市场主体参与交易，通过市场竞争形成价格。
加强管道运输成本和价格监管，按照准许成本加合理收益原则，科学制定管道运输价格。
本轮天然气价格改革总体思路为“管住中间、放开两头”，即加强输配气成本和价格监管，加快放开天然气气源和销售价格；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，气源和销售价格由市场形成。
二、天然气价格探讨：
从产业链环节说起
1、天然气产业链
我国天然气主要指常规管道天然气。
天然气产业链主要包括上游勘探生产、中游管道运输储存和下游城市配送。
天然气产业链的梳理详见表2。
此外，天然气贸易的发展和LNG技术的进步促使LNG业务成为天然气产业链的衍生环节。
2、天然气价格组成
按照天然气产业链上下游关系，天然气价格链按各产业链环节可分为出厂价（井口价）、门站价和终端价。
其中出厂价和管输费构成门站价，门站价和城市配气费构成终端价。
出厂价即天然气生产价格，当前出厂价包括井口价和净化费，指天然气经脱硫、除水后进入管道外输前的价格。
门站价为国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方（包括省内天然气管道经营企业、城镇管道天然气经营企业、直供用户等）在天然气所有权交接点的价格。
门站价适用于国产陆上天然气、进口管道天然气。
页岩气、煤层气、煤制气出厂价格，以及液化天然气气源价格放开，由供需双方协商确定，需进入长输管道混合输送并一起销售的（即运输企业和销售企业为同一市场主体），执行统一门站价格；进入长输管道混合输送但单独销售的，气源价格由供需双方协商确定，并按国家规定的管道运输价格向管道运输企业支付运输费用。
管输费指中游天然气管道运输环节的价格。
配气价是指城镇燃气管网配送环节的价格。
根据用户类别的不同，出厂价、门站价、终端价均有所差异。
出厂价：
除川气东送外，其他气源出厂价均按化肥、直供工业、城市燃气（工业）、城市燃气（除工业）四类用户划分；川气东送执行统一出厂价。
门站价、终端价：
目前门站价和终端价按下游用户类别分为居民用气价和非居民用气价。
根据国家发改委的文件规定，居民用气包括居民生活用气、学校教学和学生生活用气、养老福利机构用气等，不包括集中供热用气。
除居民用气外，其余用户用气均为非居民用气。
居民用气量由供需双方据实确定，城镇管道天然气经营企业应为居民气量的核定提供便利。
居民用气量经供需双方确认后报当地和省级价格主管部门备案，作为安排天然气销售价格的参考和依据。
如供需双方对用气结构和居民用气数量存在争议，由当地价格主管部门协调解决；协调未果的，报上级价格主管部门复核裁定。
国家发展改革委对居民气量和价格执行情况进行抽查。
居民用气定价应按《政府制定价格听证办法》的规定进行价格听证后实施。
国家发改委发布的中央定价目录和地方定价目录等政策文件规定，我国价格管理形式以天然气门站价格为分界线：
天然气门站及以上价格（管道运输价格和各省天然气门站价）由国务院价格主管部门管理。
天然气门站价格以下销售价格（管道燃气配气价格和销售价格）由地方价格主管部门管理，地方可建立天然气上下游价格联动机制并对机制进行听证。
3、天然气价格形成
（1）天然气定价机制类别
从广义讲，天然气定价机制可分为管制定价和市场定价。
国际燃气联盟（IGU）将管制定价机制分为五类：
服务成本定价（RCS）、社会&政府监管定价（RSP）、低于成本定价（RBC）、无价格（NP）；市场定价机制也分为五类：
油价联动（OPE）、气对气竞争定价（GOG）、双边垄断定价（BIM）、终端产品经回执定价（NET）。
天然气定价机制梳理详见表5。
4、天然气定价机制结构
根据IGU的大宗气价调查报告，2005-2016年，世界天然气消费的价格形成机制结构呈现市场定价机制的主导格局，且近年来市场机制占比总体呈现上升趋势（从2005年的62%提升至2016年的69%）。
市场定价机制中，气对气竞争定价（GOG）占比最高，其次为油价联动（OPE）；管制定价机制中，近年来社会&政府监管定价（RSP）的占比最高，其次为服务成本定价（RCS）。
根据IGU对世界的区域划分，从2016年分地区的天然气消费定价机制结构来看，气对气竞争定价（GOG）的占比最高（45%），主要位于北美、欧洲、原苏联和拉美地区；油价联动（OPE）占比其次（20%），主要位于亚太、亚洲和欧洲。
管制定价机制中，服务成本定价（RCS）主要位于原苏联、亚洲和非洲，社会&政府监管定价（RSP）主要位于中东、原苏联、拉美和亚太地区，低于成本定价（RBC）主要位于原苏联、拉美和非洲地区。
2005-2016年，世界天然气进口的价格形成机制全部为市场定价机制，包括油价联动（OPE）、气对气竞争定价（GOG）、双边垄断定价（BIM）。
OPE占比最高，其次为GOG，但近年来GOG占比逐渐提升。
从2016年分地区的天然气进口定价机制结构来看，油价联动（OPE）主要位于亚洲、亚太和拉美地区，气对气竞争定价（GOG）主要位于北美和欧洲。
根据IGU的大宗气价调查报告，2016年管道天然气进口中，北美全部采用气对气竞争定价（GOG）机制，亚洲和亚太全部采用油价联动（OPE）机制，欧洲采用上述两种机制，但气对气竞争定价（GOG）占比居高；LNG进口中，北美同样全部采用气对气竞争定价（GOG）机制，欧洲、亚洲和亚太地区采用气对气竞争定价（GOG）和油价联动（OPE）两种机制，但油价联动（OPE）采用居多。
根据IGU的大宗气价调查报告，2005-2016年，中国天然气消费的定价机制逐渐从社会&政府监管定价（RSP）向服务成本定价（RCS）和油价联动（OPE）演变。
2016年中国天然气进口的定价机制主要为油价联动（OPE）机制，其中管道天然气进口全部为油价联动（OPE），LNG进口包含油价联动（OPE）和气对气竞争定价（GOG）两种机制。
三、我国天然气价格改革之路：
从管制定价到市场定价
1、竞争性环节价格放开
（1）出厂价（井口价）：
完全放开
1949年至今，我国天然气出厂价（井口价）定价改革分为四阶段，即政府定价（1949-1984年）、价格双轨制（1984-2005年）、政府指导价（2005-2011年）、市场净回值法定价（2011年至今）。
在天然气出厂价格形成的演变中，市场的力量逐步代替政府的定价权，引入定价机制中，天然气出厂价格形成机制由管制定价逐步走向市场定价。
天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。
值得一提的是，为鼓励非常规天然气发展，国家发改委于2011年起相继发文，多次强调放开页岩气、煤层气、煤制气和LNG的出厂价格，对其实行市场调节。
目前上述气源的出厂价已完全执行市场定价机制。
（2）门站价：
价格标杆，逐步放开
门站价是天然气上游供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，具有价格媒介的指导作用。
2011年前，门站价按照成本加成法制定，即门站价=出厂价+管输费。
由于各天然气门站的气源和管输路径不同，通过区别气源、路径，分别制定出厂价格和管道运输价格并计算门站价，各省（区、市）并无统一的门站价。
我国天然气门站价格改革始于2011年。
2011年，国家发改委提出分省（区、市）制定统一的门站价格，定价方法由成本加成法改为市场净回值法。
门站价格不再分类，实行政府指导价，按作价方法形成的门站价格为最高门站价格，供需双方可在不超过最高门站价格的范围内协商确定具体门站价格。
从天然气产业链来看，各区域（省、区、市）门站是连接上游不同气源和下游分散用户的关键节点，管制门站价格有利于扼住天然气价格链的咽喉。
因此，政府调控天然气价格水平的最佳点是门站价。
2013年，天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理。
此政策的发布标志着门站价成为天然气价格管理的标杆。
2015年，非居民天然气价格理顺，试点放开直供用户用气门站价格。
非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理。
降低后的最高门站价格水平作为基准门站价格，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。
2016年，国家发改委在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，西气东输供福建省天然气门站价格由供需双方协商确定。
2017年9月起，全国各地执行新发布的非居民用天然气基准门站价格，均价为1.71元/立方米。
上海和广东基准门站价最高（2.08元/立方米），其次为浙江（2.07元/立方米）和江苏（2.06元/立方米）；新疆基准门站价最低（1.05元/立方米），其次为青海（1.17元/立方米），陕西和内蒙古（均为1.24元/立方米）。
从我国天然气门站价改革的历程可以看出，门站价的天然气价格管理标杆地位确定，价格形成方法由成本加成法转向市场净回值法，价格同样呈现逐步放开的趋势。
值得说明的是，与非居民用气门站价的市场化进程不同，由于居民用气门站价属于关系群众切身利益的公用事业价格、公益性服务价格和自然垄断经营的商品价格，近年来的门站价格改革未对居民用气门站价进行调整。
（3）终端价：
非居民用气价格放开，居民用气推行阶梯气价
①非居民用气价格改革
根据下游用户用气类别，可将天然气下游用气分为居民用气和非居民用气两大类。
随着天然气价格改革的推进，非居民用气的终端价格不断放开，市场化水平不断提升。
放开非居民用气销售价主要通过以下两种方式实现：
非居民用气的终端价由门站价和城市配气费组成。
通过放开门站价，加强城市配气成本和价格监管，将市场化定价机制由门站价传导至终端价。
建立天然气交易平台，引导形成非居民用户的市场化定价机制。
2015年至今，国家发改委相继发布政策，引导非居民用气的供需双方进入天然气交易中心直接交易，形成公开透明的天然气市场价格。
目前我国成立了两座天然气交易中心，即上海油气交易中心和重庆油气交易中心。
上海油气交易中心于2015年3月注册成立，2015年7月起试运行，2016年11月正式运行。
重庆油气交易中心于2017年7月注册成立，目前未投入正式运营。
两座油气交易中心的天然气交易品种包括管道天然气和液化天然气，交易方式为现货交易。
此外，2017年4月，新疆克拉玛依市获准筹建新疆油气交易中心，第三座油气交易中心渐行渐近；据新疆日报报道，预计2018年5月左右新疆油气交易中心正式揭牌。
预计随着天然气交易平台的活跃度增强，我国天然气价格的市场化水平将进一步提升。
②居民用气价格改革
从天然气消费体量来看，非居民用气量远高于居民用气量。
由于管道燃气存在典型的规模经济效应，用气量越大，单位成本越低，因而非居民用气价格理应低于居民用气价格。
但从消费价格来看，长期以来我国对居民用气实行低价政策，非居民用气价高于居民用气价，违背经济规律。
与天然气市场化完善的国家（如美国）相比，我国非居民用气与居民用气的终端价格明显“倒挂”，交叉补贴现象严重。
2014年前，我国大多数地区对居民用气收费实行低价的单一气价制度，其缺陷如下：
居民用气与非居民用气价格交叉补贴现象严重；用气量越大的用户，享受的交叉补贴越多，没有体现公平负担；部分居民用户过度消费天然气，增加冬季用气高峰时燃气企业调峰保供的压力等。
我国在全国范围内的居民用气价格改革始于2014年。
2014年3月，国家发改委印发《关于建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》（发改价格〔2014〕467号），在全国范围内推行居民阶梯气价政策，以保障居民基本用气需求，同时引导居民合理用气、节约用气。
居民用气分三档阶梯定价，各档气量价格实行超额累进加价；对学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民用户，气价水平按当地居民第一档、第二档气价平均水平执行。
此外根据各地不同的经济发展状况与居民生活水平，对阶梯价格建立动态调整机制。
2015年10月，中共中央国务院发布《关于推进价格机制改革的若干意见》，强调“全面实行居民用水用电用气阶梯价格制度，推行供热按用热量计价收费制度，并根据实际情况进一步完善”，进一步推进居民用气的阶梯价格改革。
居民用气阶梯气价改革的实施，有助于减少非居民用气对居民用气的交叉补贴，但二者的价差问题仍然存在。
我们认为，为进一步理顺居民用气和非居民用气的价格矛盾，居民用气远期存在提价预期，理由如下：
工业等非居民用气对居民用气的交叉补贴过重，不符合三去一降一补的大背景。
居民用气一直以来执行低价政策，价格增长远滞后于CPI增长，违背市场规律，长期来看不利于天然气价格改革的推进。
居民对于天然气价格的敏感性较低。
我们以南方和北方典型居民用户为代表（即年用气量分别为300立方米和1500立方米），就提高居民用气价格对居民消费的影响进行了敏感性分析。
敏感性分析结果表明，对大部分居民家庭而言，提升居民用气价格（0.1-0.5元/立方米）对于居民用气消费占比的增长十分有限（居民用气消费增量占收入比例的增量低于1%）；只有北方低收入家庭对天然气价格的敏感性较高（居民用气消费增量占收入比例的增量约1-4%），此部分问题可通过地方政府补贴解决。
2、垄断性环节价格管制
（1）管输费：
政府定价，加强管制
天然气管道运输属于重要的网络型自然垄断环节，其价格应由政府进行监管。
管输费是连接天然气出厂价和门站价的过程费用，在天然气价格链中占据重要地位，是价格管制的重要环节。
管输费与管输成本密切相关，其影响因素包括管道建设投资、输气量、管理体制和管理水平、财政税收政策等。
我国管输费的价格形成始于1964年。
管输费实行政府定价，价格形成分四阶段：
统一定价（1964-1976年）、按距离收费（1976-1984年）、按线路收费（1984-2016年）和按企业收费（2016年至今）。
①统一定价阶段（1964-1976年）
我国于1964年开始制定并出台天然气管输费标准，统一定价为23元/千立方米，对不同长度、不同管径及运行压力的天然气运输管线实行无差别定价，体现了浓重的计划经济色彩。
②按距离收费阶段（1976-1984年）
随着供气规模扩大、市场区域拓展和管输距离增加，统一定价的一刀切形式有待商榷。
1976年石油化工部制定了按照天然气输送距离收取管输费的价格标准，并根据经济及行业发展，在数十年间多次调整。
③按线路收费阶段（1984-2016年）
1984年国家实行了“拨改贷”、“利改税”政策，管道项目的建设和运营体制机制发生根本性变化，管道运输企业成为以经济效益为目标的经营实体，管道运输定价机制也随之调整，实行“老线老价”、“新线新价”的管理办法。
该政策执行之前国家拨款建设的管道（“老线”）仍执行国家统一运价标准（“老价”）；该政策执行后，由企业筹资新建设的输油气管道（“新线”）不再采用原来的管输费率标准，而是按照项目经济评价法或者政府批准的管道建设可研报告测算天然气管输费（“新价”），报国家价格主管部门批准后单独执行。
收费依据是1993年国家计委、建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》，在满足行业基准收益率12%的前提下反算出来的。
新管道运输价格主要按照补偿成本、合理盈利和有利于市场销售，同时兼顾用户承受能力的原则核定。
在此阶段国家于2000年提出“两部制”管输费定价思路，国家发展改革委在《关于忠县——武汉输气管道工程天然气价格等有关问题的批复》（发改价格〔2004〕2971号）和《关于陕京管道输气系统天然气价格有关问题的通知》（发改价格〔2005〕1281号）中，对忠武线、陕京线系统（包括2000年前建成投产的陕京一线和2005年建成投产的陕京二线）既核定了“一部制”模式下的综合管输费，也核定了“两部制”模式下的管输容量费和管输使用费，并明确提出分别自忠武线、陕京二线管道投产通气后一年开始执行“两部制”模式。
但这两条管道建成投产后，实际上一直按照“一部制”模式下的综合管输费执行。
此后至今，“两部制”管输定价的推行受阻。
国家发改委在本轮天然气价格改革之中同样提及“积极开展‘两部制’价格、热值计价等研究工作”，我们认为从长远角度考虑，“两部制”管输价格仍具备实行意义。
④按企业收费阶段（2016年至今）
在按线路收费阶段，“一线一价”的定价方法是在“单气源、单管道”的供气方式下确立的，随着管道建设速度加快和供气安全要求提高，越来越多的管道连接成网，此定价方法已不能适应形势发展需要。
2016年10月，国家发改委颁布关于印发《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）》的通知（发改价格规〔2016〕2142号），从定价方法、价格监管对象、价格公布方式等方面更新了管道运输价格机制。
本轮天然气管输费改革中，管道运输价格以管道运输企业法人单位为管理对象，按照“准许成本加合理收益”原则制定，即通过核定管道运输企业的准许成本，监管准许收益，考虑税收等因素确定年度准许总收入，核定管道运输价格。
对新成立企业投资建设的管道，制定管道运输试行价格，运用建设项目财务评价的原理，使被监管企业在整个经营期内取得合理回报。
可行性研究报告设计的达产期后，调整为按“准许成本加合理收益”原则核定管道运输价格。
本轮管输费改革要求“经营管道运输业务的企业原则上应将管道运输业务与其他业务分离。
目前生产、运输、销售一体化经营的企业暂不能实现业务分离的，应当实现管道运输业务财务核算独立”，即管输业务至少实现财务核算独立，以方便政府对于管输价格的监管。
在本轮天然气价格改革中，管输费改革的影响如下：
消除投资收益的不确定性。
新机制提出了明确的回报预期，特别是适当高于一般工业行业的投资回报率，有利于激发社会资本投资建设管道的积极性。
有利于促进管道向第三方开放。
本轮管输费改革要求企业获得8%准许收益率对应的管道负荷率为75%，意味着如果管道运输企业实际负荷率低于75%，则实际收益率可能达不到8%甚至更低，只有加大向第三方开放力度、提高负荷率，才能获得准许收益甚至更高的收益水平。
有利于推进天然气价格的市场化改革。
本轮管输费改革实施后，天然气管道每一个入口到出口的运输价格清晰明了，为管道向第三方开放创造了条件，同时，有利于天然气气源回归商品属性，促进气气竞争，进而实现气源和销售价格市场化的改革目标。
此外，本轮管输费改革规定，管道运输企业应在每年6月1日前，通过企业门户网站
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