1、天然气改革“迈开大步”国家发改委自 7 月 10 日起，开始调整非居民用天然气门站价格。调整后，全国平均门站价格由每立方米 1.69 元提高到每立方米 1.95 元。业内专家表示，此次天然气价格改革“迈开大步” ，有望改变价格扭曲现状，促进天然气回归合理价格。亦有分析师认为，此次天然气价格上调，非常规天然气等上游企业将迎来发展时机，或在短期内实现盈利。但是对于 LNG 等下游企业来说，或将结束以往原料便宜的“暴利”时代。 推进时机选择比较合理 早在今年 3 月份，媒体就曾报道天然气价格调整的消息，并测算价改完成后，各地天然气平均提价幅度将达到每立方米 0.6 元至 0.8 元，于是出现了各地居
2、民排队抢购天然气的场景。发改委急忙出来表态，称天然气涨价消息不实，不会这样不考虑民生的。5 月份，国家新闻出版广电总局将该消息列为虚假失实报道，并对首发媒体作出处理。 业内分析，天然气价格调整早已“箭在弦上” ，推进改革的时机选择也比较合理。 近年来，我国天然气需求不断膨胀，进口依存度不断提升。据统计，2007 年至 2012 年，我国天然气进口量从 40 亿立方米增加到 425 亿立方米，5 年增长 9.6 倍；进口依存度从 2%提高到 27%。进口天然气价格与国内天然气价格形成倒挂，去年全年中石油销售进口天然气及 LNG 亏损约人民币 419 亿元。 与此同时，国内天然气价格长期偏低，没有
3、反映市场供求变化和资源稀缺程度。2012 年，中亚天然气进口到岸完税价为每立方米 2.71 元。而我国尽管在 2005 年、2007 年和 2010 年，三次较大幅度地提高了国产陆上天然气出厂基准价格，平均价格仍仅为每立方米 1.15 元。 价格倒挂导致国内天然气勘探开采企业不愿在更昂贵的天然气气源上投入，例如热热闹闹的页岩气招投标结束之后，中标企业却迟迟不启动前期工作，投入积极性不足使得国内天然气产量增长缓慢，进一步加剧了国内天然气的供需矛盾。 去冬今春，气荒已经初露苗头，中石油一度对工业用户、化肥厂等停止供气，同时中石油董事长周吉平也透露，今年中石油 1 至 5 月已经超供 19 亿立方米
4、天然气，年内预计缺口将达 80 亿立方米，天然气供需矛盾还会持续。 可以预见的是，如果今冬明春再次遭遇严寒天气，再加上地方政府节能减排的压力，天然气需求量将会达到一个新顶点，届时有可能出现大面积“气荒” 。未来随着进口量加大，尤其是远离中国区域的供应源所占比重越来越大，天然气价差问题还会进一步加剧。 新机制及时反映市场供求 金银岛天然气资深研究员马季说，我国现行的天然气价格分为出厂价、管输费、城市门站价和终端用户价等环节，由政府部门根据生产与供应成本，再加合理利润确定，基本上是成本加成法，不能及时反映市场供求情况。 据了解，此次非居民用天然气价格调整，将天然气分为存量气和增量气。增量气门站价格
5、按可替代能源（燃料油、液化石油气）价格的 85%确定。 广发证券发展研究中心谢军、汤俊认为，价格是调整供求最有力的方式，天然气价格改革并不能简单解读为气价上涨，最重要的是天然气价格制定一个科学合理的定价方式。 马季说，天然气价格改革后，新的定价方法能更好地反映市场供需情况。即便短期内出现天然气价格上升的情况，但提高了上游企业开采和运营的积极性，煤层气等非常规天然气的供应也会增加。从长期来看，价格不但不上涨，反而还会降价，进而促进整个产业链良性发展，最终提高天然气生产和利用规模。业内专家建议，未来应引导市场资源进入，逐步降低天然气上游环节的准入门槛，鼓励更多勘探、生产企业入市博弈，形成多气源、多
6、主体竞争的市场格局，最终促进市场化价格的形成。此外，我国天然气价格体系十分混乱，从上游的出厂价，到中间的管道运输价格，再到门站价，以及不同终端的销售价格，涉及众多环节，全部由政府定价，无法反映市场需求，调价严重滞后，同时还存在利益分配不均的问题。 上游企业纷纷亏损，但分销领域如各城市燃气公司在当下的价格体系中却稳赚不赔，以北京燃气为例，每立方米天然气的利润达 0.27 元，若只涨终端价格不改革天然气价格体系，城市燃气公司的利润还将进一步扩大。所以天然气涨价消息传出后，舆论将板子打在三桶油身上，着实有点冤枉他们了。 天然气价格改革已经到了必须要改的地步，这不只关系着三桶油业绩的问题，还关系到下游
7、生产生活，虽然价改短期会对消费者利益造成冲击，但从长期来看，理顺天然气产业链条，以价格信号刺激国内天然气生产，吸引更多企业进入天然气生产、运输、分销等各个领域，才能增加天然气供应总量，最终实现价格的平稳回归。 非常规气短期可盈利 发改委通知称，此次调价，全国平均门站价格由每立方米 1.69 元提高到每立方米 1.95 元，上调幅度平均幅度为每立方米 0.26 元。 门站价格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
8、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。 这一政策除了利好中石油等上游企业，还将有利于非常规天然气的发展。银河证券分析师裘孝锋表示，目前国产陆上天然气和进口管道天然气之外，最大天然气源为大唐发电的两个 40 亿方煤制天然气项目。 据了解，此次增量气的最高门站价以净回值法定（替代能源的 85%） ，价格高于存量气每立方米 0.88 元。裘孝锋指出，如果大唐发电的煤制气按北京和辽宁的增量气价格执行的话，假设付给中石油每立方米 0.2 元-0.3 元用于调峰，则单位经营利润高达 1.2 元/立方米左右；即便按北京和辽宁调整后的存量气价格
9、执行，单位经营利润也有每立方米 0.3 元-0.4 元；因此大唐发电的煤制气项目等到 2 年-3 年存量气价格和目前增量气接轨的话，权益产量 56 亿方，将能贡献 EPS 接近 0.5 元，盈利相当可观。 发改委进行天然气价格调整，并且明确增量气，是为了促进天然气资源开发和引进，保障能源供应安全。从增量气源看，既包括进口的常规天然气，也包括国内页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气。 裘孝锋认为，从这次天然气调价开始，东部乃至中部地区的增量气价格基本都在每立方米 3 元这样的水平，这样的价格将在一定程度上改变之前非常规天然气开发短期很难盈利的局面。 “这对于非常规天然气开发（包括页岩气、煤层气、
10、煤制气等）都将带来很大的利好，也将利好非常规天然气开发所涉及的油服及油服设备行业，如杰瑞股份、恒泰艾普、通源石油、惠博普、海默科技等。 ”裘孝锋进一步称。 加气站行业结束“暴利” 天然气价格上调，可谓几家欢喜几家忧愁，对于上游企业来讲利好颇多，而对于下游企业来说，或许意味着一个时代的结束。 裘孝锋表示，LNG 和 CNG 加气站行业，目前能取得超额收益的企业，核心是原料端获得了之前被价格低估的存量气，而终端的销售价格则和汽柴油挂钩、高达每立方米 3.5 至 4.0 元，因此能获取结构性的“暴利” 。此外，但若原料端价格换作此次调整后的增量气价格，利润则将被大大收窄；按照增量气执行的天然气新定价
11、机制来看，中西部未来的新气价还是要比东部低一些、最低的要低每立方米 1 元左右；因此未来 LNG和 CNG 加气站盈利空间将收窄，东部将被收窄至每立方米 0.2 至 0.3 元，中西部将收窄至每立方米 0.5 元左右，只有西北部和内蒙等少数省份还将有每立方米 0.8 至 1.0 元的潜在盈利空间。 天然气价格上调是因为我国天然气供应紧缺，预计 2015 年供需缺口将从目前的 400 亿立方米扩大至 700 亿立方米。 有分析师称，此次价格改革打开了天然气涨价的空间。与此同时，在瑞银证券分析师严蓓娜看来，随着未来持续的存量气价格上升（平均每年上涨每立方米 0.44 元） ，预计下游的利润率可能面临一定的压力，东部工业气经济性将减弱，LNG 液化厂和加气站的利润可能受到挤压，气头尿素的竞争优势将被煤头尿素取代。 分析师表示，非常规天然气等上游企业或在短期内实现盈利，也将利好非常规天然气开发所涉及的油服及油服设备行业。
