石油化工行业：气价改革，管住中间，放开两端 43页

'[Table_MainInfo]行业研究/化工/石油化工证券研究报告行业专题报告2017年07月06日[Table_InvestInfo]投资评级增持维持气价改革：管住中间，放开两端市场表现[Table_Summary]投资要点：[Table_QuoteInfo]石油化工海通综指26.78%天然气价格按照产业链关系可以细分为井口价、管输费和配气费。井口价即天然21.13%气生产价格，它与管输费合为门站价，门站价格基础上加上城市管网配气价格即15.48%为终端用户价格。井口价是天然气价格的基础，决定了天然气价格的整体水平；9.83%门站价可细分为配气公司的城市门站价格和长输管道直通用户的门站价格两类价4.18%格，在天然气价格体制改革中意义重大；终端用户价又可以分为居民用户气价和-1.47%2016/72016/102017/12017/4非居民用户气价。资料来源：海通证券研究所气价改革思路是“管住中间，放开两端”。气价改革的整体思路是全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断性质的管道相关研究运输价格和配气价格。[Table_ReportInfo]《海通研究“二线价值成长标的”专题研究》2017.06.29《配气价格监管政策落地，天然气价格体井口价格完全放开，走向竞争。天然气市场发展一般经历垄断、管道竞争、批发制改革全面展开》2017.06.23竞争和零售竞争这4个阶段，不同阶段有不同的定价方式。井口价的主要定价方《二季度需求旺盛，涤纶长丝库存明显下式有成本加成法和替代能源净值回推法，后者逐渐成为主流定价方式。我国井口降》2017.06.23价格机制改革自2015年后实行净回值法，定价逐渐放开，市场化程度逐步提升。新的管理办法出台，管输费改革加速。我国管输费定价机制先后经历过距离阶梯化收费，“老线老价、新线新价”和“两部制”试验这几个阶段。2016年10月，新的管输费管理办法出台，规定有效资产收益率只能达到8%，管输价从目前的[Table_AuthorInfo]门站价中分离，明确了天然气管道运输价格的具体性质，调整价格监管对象，由“一线一价”改为“一企一率”，明确新的运输定价方式，由“项目评价”改为“年度核定”，推进价格成本信息的公开，实行年度报送和成本监审。油气体制改革加速管网独立，储气费剥离。国家实行油气体制改革，先后完成了管网信息公开和运输成本公开，为管网第三方准入奠定基础。此外，国家还于2016年11月发布《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》，规定储气费从管输费剥离实现市场化，鼓励城镇燃气企业建设储气设施。配气费占比过高，接驳费用提高天然气使用门槛。以广西省天然气终端价格为例，分析师:邓勇井口价占比35.7%，长输管输费占比26.7%，省内管输费占比11.2%，配气费占Tel:(021)23219404比26.4%，配气费在终端用户价格中占比过高。燃气公司接驳业务毛利率高，提Email:dengyong@htsec.com高天然气使用门槛，但接驳费作为燃气公司一次性收取的日常维护和维修费用仍证书:S0850511010010有必要。联系人:朱军军Tel:(021)23154143“煤改气”推动，LNG点供兴起。LNG具有价格优势，LNG仅为管道气价格的Email:zjj10419@htsec.com60%左右，以10蒸吨的锅炉为例，每年可给终端用户节省燃料开支800万元，点对点服务市场空间巨大，有望成为未来一段时间煤改气的有效过渡手段。但LNG点供存在安全隐患，目前法律规范尚不完善，地方政策影响巨大。配气价格监管意见出台，天然气价格体制改革全面展开。2017年6月，国家出台《关于加强配气价格监管的指导意见》，要求配气费准许收益率不超过7%，实现对配气环节的管控，配合管输管理办法，是“管住中间”的重要措施。重点上市公司。从公司层面上来看，建议关注天然气行业全产业链，主要包括上游开采、中游管网与接收、下游运营以及相关设备等方面。主要上市公司包括：新奥股份、中天能源、新奥能源等。风险提示：改革进度低于预期，天然气下游需求增速低于预期，政策风险等。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业2目录投资要点...........................................................................................................................7释义..................................................................................................................................81.管道天然气行业概况..................................................................................................91.1天然气需求旺盛，对外依存度显著提高...........................................................91.2天然气进口布局基本确定，管道气供给能力稳定增长.....................................91.3国内主干管网初步形成，管道建设仍在完善..................................................111.4天然气价格体制改革，市场化进程加快.........................................................132.井口价：完全放开，走向竞争.................................................................................152.1主流井口价定价模式......................................................................................152.2欧美国家井口价定价模式改革.......................................................................152.3我国井口价定价机制改革...............................................................................173.管输费：新的管理办法出台，管输费改革加速........................................................183.1管输费影响因素及定价模式...........................................................................183.2美国管输费定价机制研究...............................................................................183.3我国管输费定价机制改革...............................................................................193.4新的管理方法出台，管输费改革加速............................................................213.5管网成本披露，管网独立和油气改革再下一城..............................................233.6储气费剥离，实行市场定价...........................................................................244.终端用户价：配气环节实现监管，LNG点供静候政策落地....................................254.1配气费占比过高.............................................................................................254.2终端用户价分类.............................................................................................274.3“煤改气”推动，LNG点供兴起........................................................................284.4配气价格监管意见出台，天然气价格体制改革全面展开...............................315.相关上市公司分析...................................................................................................325.1新奥股份（600803.SH）：建设LNG接收站，向清洁能源战略转型.............325.2中天能源(600856.SH)：油气全产业链协同发展...........................................335.3新潮能源(600777.SH)：传统业务剥离，海外收购油气资产........................345.4广汇能源(600256.SH)：海外收购油气资源，积极扩展LNG下游...............355.5陕天然气(002267.SZ)：陕西省天然气管道龙头，定增加快管网建设...........35请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业35.6国新能源(600617.SH)：受益于”气化山西”，积极拓展产业链......................365.7金鸿能源(000669.SZ)：中下游一体化的民营燃气巨头.................................365.8胜利股份(000407.SZ)：战略转型完成，天然气业务加快发展......................375.9新奥能源(02688.HK)：领先的燃气分销商，布局LNG和售电业务..............385.10厚普股份(300471.SZ)：加气站设备领先企业，实现天然气全产业链布局..385.11富瑞特装(300228.SZ)：能源装备领军企业，布局LNG和氢能..................396.风险提示..................................................................................................................39请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业4图目录图1我国天然气产量增长迅速....................................................................................9图2我国天然气在一次能源使用占比远低于世界水平（2016）................................9图3我国天然气国内供需缺口不断扩大.....................................................................9图4我国天然气对外依存度显著提高.........................................................................9图5我国主要管道气进口国占比（2016）...............................................................10图6我国主要LNG进口国占比（2016）................................................................10图7我国基本形成进口气四大通道格局...................................................................10图8我国现有天然气主干管网图..............................................................................11图9城市天然气管道长度保持高速建设...................................................................13图10我国气化人口不断增加.....................................................................................13图11天然气价格细分结构.........................................................................................13图12“项目评价”和”年度核定”有效资产收益对比.......................................................22图13广西省终端用户价格结构..................................................................................26图14三家港股燃气公司接驳收入占总收入比例........................................................27图15新奥能源各年接驳收入及毛利率.......................................................................27图16LNG点供示意图...............................................................................................29图17LNG相对于管道气有价格优势.........................................................................29请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业5表目录表1我国管道气进口路线及供给能力.......................................................................10表2我国主要天然气管线（截至2015年）.............................................................12表32016年我国部分在建、已建区域天然气管道建设............................................12表4天然气价格体制改革相关政策..........................................................................14表5不同市场结构下定价方法比较..........................................................................15表6主流井口价定价模式.........................................................................................15表7美国取消井口价管制政策进程..........................................................................16表8英国井口价走向完全竞争的政策进程................................................................16表9欧盟井口价走向完全竞争的政策进程................................................................16表10我国历史天然气定价政策..................................................................................17表11我国天然气井口价（单位：元/千立方米，时间：20170705）.........................17表12管输费的主要影响因素.....................................................................................18表13管输费定价模式................................................................................................18表14美国管输定价机制.............................................................................................19表15美国天然气不同时期成本分类方法...................................................................19表16天然气管道（老线）统一运价（元/立方米）....................................................20表17天然气管道新线核定运价（元/立方米）...........................................................20表18“两部制”管输费费率（元/立方米）...................................................................21表19一部制的缺点与两部制的优势..........................................................................21表20项目评价和年度核定对比..................................................................................22表21准许总收入的确定标准.....................................................................................23表22新的管输管理方法对行业影响..........................................................................23表23中石油管道企业成本信息..................................................................................24表24地下储气库适应性和经济性对比.......................................................................25表25各省（市、区）非居民天然气基准门站价格表（元/立方米，含增值税）........26表26各省（市、区）民用天然气价格（注：居民用户价格是省会城市的一档价格，单位：元/立方米，截止到2017年7月）................................................................28表27北京市居民用户用气阶梯价格（2016年至今）...............................................28请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业6表2810蒸吨锅炉年燃料成本对比.............................................................................30表29关于LNG点供的地方法律法规........................................................................30表30配气价格的制定方法.........................................................................................31表31长输管道与配气价格监管参数对比...................................................................31表32城市燃气基础设施组成结构..............................................................................32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业7投资要点我国管道天然气行业概况我国天然气消费量快速增长，2016年我国天然气消费量达到2103亿立方米，近15年复合增长13.8%。国内供需缺口不断扩大，进口量近10年复合增长率为34%，2016年天然气对外依存度达到34%。天然气进口资源国多元化，基本形成东北、西北、西南及海上四大通道的布局。管道进口占据三大通道，当前供给能力670亿立方米/年，未来有望达到1650亿立方米/年。天然气主干网已初步形成，管道建设仍在完善，城市天然气管道长度保持高速增长，气化人口不断增加。天然气价格体制改革，市场化进程加快，改革的整体思路是“放开两头，管住中间”。放开井口价和销售价格，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和配气价格进行监督。天然气行业市场体制及定价机制井口价完全放开，走向竞争。井口价的主要定价方式有成本加成法和替代能源净值回推法，后者逐渐成为主流定价方式。参照欧美国家的井口价格机制改革进程，美国完全放开了井口价管制，直接转变为由市场竞争形成；英国井口价完全放开，管网实现了“第三方准入”，实现了“气与气”之间的竞争；欧盟天然气行业三道指令逐步实现市场化。我国井口价格机制改革自2015年后实行净回值法，定价逐渐放开，尽管我国上中游不具有独立性，但在中游管输业务逐步放开的大背景下，我们认为上游天然气开采业务的市场化程度也会逐步提升。新的管理办法出台，管输费改革加速。管输费定价方式也分为成本加成法和净回值法，参考美国管输费定价机制改革，在管输环节实行成本加成法是国际常用的定价机制。我国管输费定价机制经历过距离阶梯化收费，“老线老价、新线新价”和“两部制”试验几个阶段。2016年10月，新的管输费管理办法出台，规定有效资产收益率只能达到8%，管输价从目前的门站价中分离，明确了天然气管道运输价格的具体性质，调整价格监管对象，由“一线一价”改为“一企一率”，明确新的运输定价方式，由“项目评价”改为“年度核定”，推进价格成本信息的公开，实行年度报送和成本监审。国家实行油气体制改革，先后完成了管网信息公开和运输成本公开，为管网第三方准入奠定基础。此外，国家还于2016年11月发布《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》，规定储气费从管输费剥离实现市场化，鼓励城镇燃气企业建设储气设施。配气费价格监管意见出台，LNG点供值得期待。以广西省天然气终端价格为例，井口价占比35.7%，长输管输费占比26.7%，省内管输费占比11.2%，配气费占比26.4%，配气费在终端用户价格中占比过高。接驳业务毛利率高，提高天然气使用门槛。2017年6月，国家出台《关于加强配气价格监管的指导意见》，要求配气费准许收益率不超过7%，配气价格趋于更加合理，国家实现对配气环节的管控。LNG点供与城市燃气特许经营之争愈演愈烈，LNG具有价格优势，点对点服务市场空间巨大。但LNG点供安全风险较大，目前法律规范尚不完善，地方政策影响巨大，我们认为未来有望在政策落地后，提高整个天然气行业的经济效益。相关上市公司分析从公司层面上来看，建议关注天然气行业全产业链，主要包括上游开采、中游管网与接收、下游运营以及相关设备等方面。上游放开：建议关注新奥股份、中天能源、洲际油气、新潮能源、广汇能源；管网改革：建议关注中国石油、中国石化、陕天然气、金鸿能源、国新能源、昆仑能源；LNG接收：建议关注新奥股份、中天能源、广汇能源；下游运营：建议关注胜利股份、中天能源、新奥能源；基础设备：建议关注富瑞特装、厚普股份。风险提示：改革进度低于预期，天然气下游需求增速低于预期，政策风险等。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业8释义在本报告中，除非文义另有所指，下列词语具有如下含义：LNG指液化天然气（liquefiednaturalgas）的缩写，主要成分是甲烷。作为燃料使用并符合一定要求的气体燃料，包括天然气（含煤层气）、液燃气指化石油气和人工煤气等。井口价指将天然气从气井中开采出来时的价格。管输费指使用管道（一般指长输管道）进行天然气运输所形成的费用。配气费指燃气公司为用户利用城市管网系统运输的费用。天然气供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，由井口价和管门站价指输费组成。存量气指上一年的实际用气量或本年计划用气量。增量气指本年减去上一年的用气量或减去本年计划用气量后超出的部分。国家规定的门站价格的基准值，供需双方可以在上浮20%、下浮不限的基准门站价格指范围内协商确定具体门站价格。成本加成法指各项成本加总后确定价格的方法。将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础净回值法指上倒扣管道运输费后回推确定天然气各环节价格。双轨制指存量气和增量气采取不同价格。将管输费用合理分为与输量无关的固定管输容量费和与输量有关的变动两部制指管输使用费，然后分别收费。调峰指通过储气设施调整天然气的使用量峰值和低谷，保证用气高峰时的调峰气价指管道压力，调峰气价为经储存、调峰后的天然气市场价。由市政燃气设施接驳到单体建筑红线内用户专有或者开发小区规划红线接驳工程指内用户共有燃气设施的连接管道。（广义）用于补偿天然气服务的固定成本，包括分摊的城市工程管网建设接驳费指费、居住区内工程管网建设费和户内管道设施安装费等。《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管输管理办法指监审办法（试行）》。负荷率指管道平均负荷与最大负荷之比的百分数。管输准许收益按有效资产乘以准许收益率计算确定，准许收益率按管道负准许收益指荷率（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；配气费准许收益率要求税后全投资收益率不高于7%。有效资产指管道运输企业投入、与输气业务相关的可计提收益的资产，包括固定资产净值、无形资产净值和营运资本，不含政府无偿投入、政府补助、社会无偿投入形成的固定资产和无形资产，储气库、液化天然气接收（管输费）有效资产指站资产，以及从管道运输企业分离出去的辅业、多种经营等资产。固定资产净值和无形资产净值通过成本监审确定，营运资本按运行维护费的20%确定。LNG点供指LNG单点直供，是和管道气并行、针对终端用户的独立供气系统。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业91.管道天然气行业概况1.1天然气需求旺盛，对外依存度显著提高我国天然气消费量快速增长。根据BP能源统计数据，我国2016年天然气消费量达到2103亿立方米，近15年复合增长13.8%，天然气在一次能源消费比例由2005年2.4%上升到2016年的6.2%，远低于世界平均水平，人均年用气量140立方米。随着我国环境保护意识加强，清洁能源使用占比提高，天然气消费量有望继续保持稳定增长。图1我国天然气产量增长迅速图2我国天然气在一次能源使用占比远低于世界水平（2016）2500消费量（亿立方米，左轴）30%100%石油天然气煤炭核能水电可再生能源增速（右轴）25%200080%20%150060%15%100040%10%50020%5%00%0%20012003200520072009201120132015中国美国俄罗斯亚太地区世界平均资料来源：BP能源统计，海通证券研究所资料来源：BP能源统计，海通证券研究所国内供需缺口不断扩大，对外依存度显著提高。由于我国天然气消费增速远高于产量增速，国内天然气供需缺口不断扩大，2016年达到720亿立方米。我国自2007年成为天然气净进口国以来，天然气进口数量不断增加，近10年复合增长率为34%，2016年进口量721亿立方米，对外依存度达到34%。中石油经济技术研究院预计到2050年，我国天然气进口量将高达2850亿立方米，进口依赖度达到40%以上。图3我国天然气国内供需缺口不断扩大图4我国天然气对外依存度显著提高进口量（亿立方米，左轴）250产量（十亿立方米，左轴）8080040%对外依存度（右轴）7070035%200消费量（十亿立方米，左轴）6060030%消费量-产量（十亿立方米，右轴）5050025%1504040020%3010030015%2020010%501001005%0-1000%200120032005200720092011201320152007200820092010201120122013201420152016资料来源：BP能源统计，海通证券研究所资料来源：Wind，海通证券研究所1.2天然气进口布局基本确定，管道气供给能力稳定增长天然气进口资源国多元化，基本形成四大通道的布局。目前我国进口天然气已经形成管道气和LNG多渠道供应格局，主要资源进口国约10个。2016年进口气量721亿立方米，其中管道气365亿立方米，LNG356亿立方米，主要管道气进口国为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸和哈萨克斯坦，主要LNG进口国为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印尼等国，基本形成天然气进口东北、西北、西南及海上四大通道的布局。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业10图5我国主要管道气进口国占比（2016）图6我国主要LNG进口国占比（2016）哈萨克斯坦其他缅甸1.1%巴布亚新5%10.2%8%乌兹别克斯坦马来西亚11.3%10%澳大利亚印尼47%11%土库曼斯坦77.4%卡塔尔19%资料来源：Wind，海通证券研究所资料来源：卓创资讯，海通证券研究所图7我国基本形成进口气四大通道格局资料来源：商务部，海通证券研究所管道进口占据三大通道，供给能力稳定增长。目前我国西北、西南、东北三大天然气进口通道均是管道气进口，当前供给能力670亿立方米/年，主要管道线为中国-中亚A、B、C三条管道和中缅管道。随着2020年前俄罗斯从东北通道向我国出口天然气以及中亚D线建成运营，管道气供给能力将新增680亿立方米/年。未来中俄西线天然气进口协议若能达成，管道气供给能力有望新增300亿立方米/年，累计达到1650亿立方米/年。表1我国管道气进口路线及供给能力管道线资源地管道长度（km）（预计）建成时间供给能力（亿立方米/年）中亚A线土库曼斯坦，乌兹别克斯坦等18332009150中亚B线土库曼斯坦，乌兹别克斯坦等18332010150中亚C线土库曼斯坦，乌兹别克斯坦等18302014250中亚D线土库曼斯坦10002020300中缅管线缅甸25202013120中俄东线俄罗斯49802020年前380中俄西线俄罗斯-2020后300资料来源：商务部网站，海通证券研究所（注：中亚管道线A、B、C是从境外气源站到我国新疆霍尔果斯，中亚D线是从国外气源站到新疆乌恰，中缅管线长度中缅甸段793公里，国内段1727公里，中俄东线新建管道3170公里，并行利用已建管道1800公里）请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业111.3国内主干管网初步形成，管道建设仍在完善我国天然气主干网已初步形成。根据油气管网的“十三五”发展规划，截至2016年底，中国除台湾省以外的所有地区在役油气长输管道总里程累计约为12.6万千米，其中天然气管道7.43万千米，原油管道2.62万千米，成品油管道2.55万千米。2016年新增油气管道线0.65万千米。其中，新建成天然气管道2883千米，同比减少125千米；新建成原油管道1200千米，同比增加594千米，大幅增长98%；新建成成品油管道2444千米，同比增加801千米，增幅为49%，天然气管道线增幅较大，目前已经形成了形成了以西气东输系统、陕京系统、川气东送、西南管道系统为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的天然气主干管网的建设。图8我国现有天然气主干管网图资料来源：河南海岩油气网站，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业12表2我国主要天然气管线（截至2015年）管线名称输气能力（亿方/年）干线长度（公里）建成时间覆盖省区（个）主力气源西气东输一线(2009Billioncubicmetres)12042002004年9克拉2气田西气东输二线30048592012年15中亚天然气西气东输三线30073782014年10中亚天然气轮南支干线1205262012年15塔里木盆地涩宁兰管线209532001年13柴达木盆地中贵线15016362012年6塔里木盆地、中亚川渝管网2001600-4四川盆地中缅管道-境内1207932013年4缅甸天然气忠武线3013652004年3四川盆地川气东送管线12022032010年7四川盆地淮武线154752006年4分输站冀宁线10014982005年2分输站阜沈线403442010年2分输站哈沈线-5552014年2分输站大沈线844232011年2分输站克古线403592013年3内蒙古秦沈线804062011年2中亚、长庆气田永唐秦管线903122009年1分输站资料来源：中国管道商务网，海通证券研究所区域管道建设加速。近几年由于多省气化工程实施，区域管道建设加速。根据《2016年国内外油气行业发展报告》中的统计数据数据，2016年内我国在建、已建区域管道长度接近2000千米，我国气化率将进一步提升，天然气消费量有望进一步增长。表32016年我国部分在建、已建区域天然气管道建设区域管道起点终点长度（千米）输气能力（万立方米/日）状态山西省太原西环高压管道(2009Billioncubicmetres)新张村罗城50400已建重庆涪陵武陵山管道涪陵武陵山266310已建贵州六盘山六枝-水城管道六枝特区钟山98160已建湖南长沙-浏阳管道长沙浏阳6285已建云南昭通支线管道曲靖昭通280130已建湖南安仁-炎陵管道郴州炎陵200100在建河北应张管道支线张北段分输站尚义县165160在建重庆万州-云阳管道万州云阳65120在建山东奇济管道齐河济青二线281000在建甘肃平凉管道平泉平凉38180在建江西管网井冈山支线井冈山莲花县203100在建资料来源：《2016年国内外油气行业发展报告》，海通证券研究所城市天然气管道高速建设，气化人口不断增加。根据国家统计局数据，2015年我国城市天然气管道长度达到49.8万千米，同比增长14.6%，近10年复合增速15.2%。气化人口达到3.3亿，同比增长10.0%，近10年复合增速15.0%。随着城镇化的不断进行，国家对天然气等清洁能源不断推广，以及天然气价格体制的改革不断深入，我们认为城镇居民天然气消费需求会进一步扩大，城镇天然气管道建设有望进一步加快，管道长度维持高速增长，气化人口进一步增加。根据《天然气发展十三五规划》，到2020年，我国城镇人口天然气气化率将达到57%，气化人口达到4.7亿，气化人口数量年复合增速10%。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业13图9城市天然气管道长度保持高速建设图10我国气化人口不断增加城市管道线长度（万千米，左轴）6035%35000用气人口(万人，左轴）增速（右轴）25%增速（右轴）5030%3000020%25%250004015%20%200003015%1500010%2010%100005%105%500000%00%20062007200820092010201120122013201420152006200720082009201020112012201320142015资料来源：Wind，海通证券研究所资料来源：Wind，海通证券研究所中俄天然气东线管道建设目前进展顺利。2014年5月，中俄双方签署了《中俄东线天然气购销合同》，合同期为30年，年供气380亿立方米，价值4000亿美元。2015年6月，中国已正式启动中俄东线天然气管道中国境内段的修建，途经9个省区，拟新建管道3170公里，利用已建管道1800公里，配套建设地下储气库，分北段（黑龙江黑河—长岭吉林干线及长岭—长春支线）、中段（吉林长岭—河北永清）、南段（河北永清—上海）分别建设。目前管道建设进展顺利，2017年5月中石油与俄罗斯天然气工业股份公司已启动中俄东线天然气管道过境段水下管道穿越工程建设，预计东线管道建设将在2020年前完成。1.4天然气价格体制改革，市场化进程加快天然气价格按照产业链关系可以细分为井口价、管输费和配气费。井口价即天然气生产价格，它与管输费合为门站价，门站价格基础上加上城市管网配气价格即为终端用户价格。井口价是天然气价格的基础，决定了天然气价格的整体水平；门站价可细分为配气公司的城市门站价格和长输管道直通用户的门站价格两类价格，在天然气价格体制改革中意义重大；终端用户价又可以分为居民用户气价和非居民用户气价。图11天然气价格细分结构资料来源：海通证券研究所天然气行业中下游具有自然垄断性。天然气行业长输管道和配气管网的成本占整个天然气工业成本的比例也非常大，因此天然气运输和配送具有自然垄断特性。十八届三中全会关于全面深化改革若干重大问题的决定，将政府定价范围主要限定在重要公用事请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业14业、公益性服务、网络型自然垄断环节，其中天然气管道运输就属于网络型自然垄断。环节从不同国家天然气定价机制发展的历史来看，不同国家不同市场结构下，定价方式也会不同。在政府主导的天然气价格体制改革下，井口价会从管制逐步走向市场化定价，而中游的储运价格及下游的城市管网配气价格则始终处于政府的控制中。我国天然气管网及价格改革政策频发，市场化进程加快。我国本轮天然气价格体制改革从2013年开始，2013年区分了存量气和增量气、与可替代能源挂钩，将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。2015年4月门站价实现了存量气与增量气并轨，放开除化肥企业外的直供用户天然气门站价格，由供需双方协商定价；2015年7月，上海石油天然气交易中心正式挂牌运行，标志着天然气价格市场化改革又迈出了关键一步。2015年11月，将各省最高门站价格管改为基准门站价格管理，并规定一年后供需双方可在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。2016年天然气价格体制改革政策频发，涉及到管输费、门站价、储气设施、化肥用气的各个方面，进一步推动天然气价格市场化进程。表4天然气价格体制改革相关政策时间文件名称主要内容区分存量气和增量气，增量气价格一步调整到与可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格分步调整，力争”十二五”末调整到位。天然气价格管理由出厂环节调整为门2013年6月《关于调整天然气价格的通知》站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理，供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定具体价格。《关于建立健全居民生活用气阶梯价格制度对各档气量和气价的确定作了原则性规定，2015年底前所有已通气城市均应建立起2014年3月的指导意见》居民生活用气阶梯价格制度。适当提高非居民用存量天然气门站价格，每立方米提高0.4元，化肥用气调价措施暂《关于调整非居民用存量天然气价格的通2014年8月缓出台。进一步落实放开进口液化天然气（LNG）气源价格和页岩气、煤层气、煤制知》气出厂价格政策。将存量气和增量气门站价格并轨，增量气每立方米下降0.44元，存量气每立方米上2015年2月《关于理顺非居民用天然气价格的通知》调0.04元，天然气价格正式并轨。尽快全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄2015年10月《关于推进价格机制改革的若干意见》断性质的管道运输价格和配气价格，加快天然气体制改革试点，健全天然气管道第三方公平准入实施细则和操作方法。降低非居民用天然气门站价格（0.7元/立方米），将非居民用气由最高门站价格管理《关于降低非居民用天然气门站价格并进一2015年11月改为基准门站价格管理，并规定一年后供需双方可在上浮20%、下浮不限的范围内步推进价格市场化改革的通知》协商确定具体门站价格，并进一步推进价格市场化改革。全面梳理天然气各环节价格，厘清气源价格（购进价格）、省内管道运输价格、配气《关于加强地方天然气输配价格监管降低企2016年8月价格和销售价格，降低过高的省内管道运输价格和配气价格，减少供气中间环节，整业用气成本的通知》顿规范收费行为，建立健全监管长效机制。《关于做好油气管网设施开放相关信息公开2016年9月要求管网设施运营企业在2016年10月31日前完成了油气管网信息公开。工作的通知》改革管输计价方式，明确规定由政府定价，由国务院价格主管部门制定和调整，意味《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和着当前的“分级、分段政府定价管理”将向“放开两头，管住中间”转变；管道运输2016年10月《天然气管道运输定价成本监审办法（试价格按照“准许成本加合理收益”原则制定。管道运输企业的准许收益率按管道负荷行）》率不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定。《关于推进化肥用气价格市场化改革的通全面放开化肥用气价格，由供需双方协商确定，并鼓励化肥用气进入交易平台，实现2016年11月知》价格公开透明。《关于福建省天然气门站价格政策有关事项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2016年11月的通知》供需双方协商确定。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2017年6月《关于加强配气价格监管的指导意见》许收益以及税费之和扣减其他业务收支净额确定，准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定。将天然气确定为国家主体能源之一，加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发2017年6月《关于推进天然气利用的意见》电、交通运输等领域的大规模高效科学利用，产业上中下游协调发展，天然气在一次能源消费中的占比显著提升。资料来源：发改委，《管网及价格改革措施密集出台，中国天然气市场化改革提速》，海通证券研究所改革整体思路是“管住中间，放开两端”。加快放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格和配气价格。将先前的国家分别管理井口价和管输费，改为管理门站价和管输价，无论是国产气还是进口气，均执行相同的门站价，以适应气源多元化、供气网络化的新形式。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业152.井口价：完全放开，走向竞争2.1主流井口价定价模式天然气市场发展一般经历4个阶段，不同阶段有不同的定价方式。国际能源机构将天然气市场的发展分为垄断、管道竞争、批发竞争和零售竞争等4个阶段。不同阶段有不同的定价方式，不同阶段间最大的区别在于管网的完善程度。在垄断市场环境下，一般使用成本加成法或者成本加成与净回值法混用，更多地保护到了生产者的利益，主要是因为管道完善程度低，前期投资巨大，需要对生产者进行保护。在竞争性市场下又分为三类，一类是管道公司之间的竞争，一类是第三方准入参与到管网竞争，最后一类是第三方准入参与到管网和配气环节的竞争。表5不同市场结构下定价方法比较垄断性竞争性强制第三方准入（TPA）市场结管道公司之间竞完全的零售市场竞构纯粹垄断争批发市场竞争（TPA争（TPA到整个输配到高压管网系统）气系统）定价方对用户有价格歧视的净回值法，受到限制的有歧可替代燃料间的竞争或天然气供应方面的法成本加成法，或两者并存视性的净回值法竞争法国，意大利，比利时，荷兰，典型例西班牙，日本及大多数发展中国德国美国，加拿大英国子家资料来源：《美国天然气价格研究及启示》，海通证券研究所井口价主流定价方式有成本加成法和替代能源净值回推法。成本加成法以生产成本为起点，属于正推法，采用成本加成法定价可能会使得天然气价格明显低于大部分可替代能源，不利于资源的优化配臵。市场净回值法为终端用户价为起点，属于逆推法，可以有效解决价格混乱、价格监管难度大等问题，但上游企业可能会出现超额利润。表6主流井口价定价模式定价模式常用阶段价格起始点主要方法天然气井口价格由天然气生产商的生产成本加合理利润组成，该方法更多地考虑保护成本加成法垄断经营生产成本生产者的利益，并不考虑终端用户是否愿意选择使用天然气，并且不适合天然气储量有限且成本较高的国家。计算天然气井口价格时，不考虑生产商的生产成本，首先根据最终用户使用的天然气替代能源（石油、煤、电等）价格确定天然气终端用户的价格，然后采用倒推法，减净值回推法垄断&竞争终端用户价去终端用户与井口之间的天然气有关成本（包括运输、配送、负荷及管理等），从而得出最终井口价格。资料来源：《美国天然气定价机制的分析及启示》，海通证券研究所2.2欧美国家井口价定价模式改革美国完全放开井口价管制，直接转变为由市场竞争形成。历史上美国曾经对井口价进行严格管制，1954年美国最高法庭通过《菲利浦决议》，开始对井口价格进行资本回报率管制价格管制，短期限制州际管道运输收费和井口价格，保证天然气管道公司和天然气生产商在收回投资成本的基础上得到公平的额外利润，同时保护了消费者利益。但在20世纪70年代，国际石油价格上升，美国天然气价格却保持较低水平，引发天然气消费量剧增，行业出现供不应求。20世纪80年代，美国天然气市场逐渐成熟，政府开始取消对井口价格管制，同时要求管道公司的管输和销售业务分离，强制管道实行第三方准入。通过一系列的改革措施，井口价格由成本加成法直接转变为完全由市场竞争形成，并逐步建立了完全竞争的天然气市场。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业16表7美国取消井口价管制政策进程时间法律主要内容宣布逐步解除对天然气井口价格的管制，对1985年1月1日以后新井的井口价格不1978年天然气政策法再控制。1985年FERC436号令鼓励管道公司无歧视地提供公开准入，取消了新天然气的井口价格管制。该法的颁布标志着天然气井口价格管制的结束。规定取消所有对天然气井口价格的控1989年天然气井口解除控制法制，从1993年1月1日起，允许井口价格由市场定价。1992年FERC636号令强制管道公司提供公开准入运输服务；鼓励使用和发展天然气市场交易中心。资料来源：《欧美的天然气定价机制及价格监管对我国的启示》，海通证券研究所英国井口价完全放开，管网实现了“第三方准入”，实现了“气与气”之间的竞争。英国的天然气市场已经形成了完全竞争的市场，所有的天然气消费者都可以自由地选择天然气的供应商，天然气价格以英国NBP现货价格以及英国国际石油交易所（IPE）的标准报价为基础，由供气价格和终端用户价格由市场竞争形成。管网实现了“第三方准入”，所有的天然气供应商都可以平等地使用由英国国家电网公司所有的的高压天然气管道和由地方天然气配送公司所有的的低压天然气管网，实现了“气与气”之间的竞争。表8英国井口价走向完全竞争的政策进程时间法律主要内容一是对国家天然气公司进行私有化改造；二是部分放开天然气供应的管制；三是引入管1986年天然气法案网第三方准入；三是实施强制性管网准入机制；四是组建了天然气行业监管机构———天然气供应办公室（OFGAS）。禁止英国天然气公司与任何气田签订的合同购气量高于气田产量的90%，要求生产企1989年90：10条例业将其余的10%的天然气产量出售给独立供应商和托运商。Ofgas进一步下调合同市场准入门槛，年用气量超过7000m3的大、中型用户拥有选1992年-择供气方和与供气商进行协商定价的权利。1993年-Ofgas要求英国天然气公司的管输和销售业务进行财务分离，确保管网的无歧视准入。确立以许可证为基础的行业监管框架，最终在英国天然气下游领域全面引入有序竞争构1995年天然气法筑了明晰的法律框。规定了英国天然气管网使用者的权利和义务，确定了管道公司的运营方式和保持管网系1996年天然气管网准则统平衡的手段，为管网正常运营和市场公平交易提供了有力保障，成为管网第三方准入的基础。资料来源：《欧美的天然气定价机制及价格监管对我国的启示》，《欧盟天然气行业市场化改革实践及对我国的启示》，海通证券研究所欧盟天然气行业三道指令逐步实现市场化。多数欧盟国家天然气对外依存度高，一般会在国内成立垄断性企业以争取对外议价能力，1998年起欧盟借鉴英国天然气改革的经验，先后通过三部指令，逐步实现天然气行业市场化改革，实现对天然气上游井口价格的完全竞争。表9欧盟井口价走向完全竞争的政策进程时间指令主要内容一是垄断企业在财务上分离输气、配气业务；二是可以以协商或者监管的形式在管网中1998年98/30/EC引入第三方准入；三是规定了天然气市场开放进程表，国家天然气市场开放程度应在指令生效的5年内达到28%，10年后达到33%。一是明确提出要加快天然气市场开放进程，要求在2007年7月1日以前所有非居民和2003年2003/55EC居民用户都可以自主选择供应商；二是在管理权和经营权层面上拆分垄断企业的输配气业务，明确要求实行监管形式的第三方准入。2009年2009/73/EC加大了管网和监管两方面的建设力度,解决欧盟新旧天然气市场一体化协调问题。资料来源：《欧盟天然气行业市场化改革实践及对我国的启示》，海通证券研究所借鉴欧美国家市场化改革的历史和经验，放开井口价管制是天然气行业实现完全竞争的重要一步，具体经验主要包括1）以法律形式逐步取消对井口价格管制，可以由新井扩展到所有井口，推动供需双方协商定价；2）下调合同市场准入门槛，提高下游消费者选择权，推动“气气竞争”；3）强制实行第三方准入，实现管输和销售业务分开，促进各天然气供应商可以平等地使用管网系统；4）设立专门的天然气行业监管机构，请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业17对供应企业进行严格监管；5）设立天然气交易所，指导天然气短期现货价格。2.3我国井口价定价机制改革我国天然气发展起步较晚，2013年国家发改委出台《关于调整天然气价格的通知》，提出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，供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定具体价格。此后全国范围内开始采用净回值法定价。在我国历史上对天然气定价经历过政治干预、成本加成法、净回值法等定价政策，总体来看，气价的市场化程度在各个时期不断提升，天然气价格的整体发展方向是不断市场化的。表10我国历史天然气定价政策定价政策时间特点具体政策为鼓励勘探新气源，实行计划内外双轨气价，计划内气价较低，计划外气价较高，1981~1993双轨制确立以计划外补贴计划内。政治干预国家定价、国家计划指导1993~2005进口价：国家制定计划内天然气进口价格和计划外进口指导价。价并存根据地区将天然气井口价归为两档，根据原油、LPG和煤炭五年移动平均变化确定出厂基准价，每年调整一次。成本加成法2005~2013国家指导价一档：指导价上下10%内浮动，具体可由供需双方协商确定。二挡：指导价上浮10%以内，下浮不限。选取上海市场作为计价基准，以进口燃料油和液化石油气作为可替代能源品种，2011~2013试点市场化定价分别按60%和40%权重加权计算等热值的可替代能源价格，然后按0.9（目前为0.85）的系数进行折价，确定最高省门站气价，上游企业自行分配门站收益。净回值法定价对象为各省的门站价，调整过程中划分存量气和增量气，存量气上调0.4元2013~2015全国省门站定价/立方米；增量气实现与原料油、液化石油气（权重60:40）比价定价。增量气最高门站价格每千立方米降低440元，存量气最高门站价格每千立方米2015~今气价并轨提高40元，实现价格并轨。资料来源：发改委网站，海通证券研究所放开第三方准入，打破行业垄断。我国天然气行业的上游开采和中游管道运输都是由国家发改委监督调控的，其中中游阶段大陆地区的天然气运输一般采用管道运输，投资巨大，具有很强的资金壁垒。陆上骨干网的建设和运输仍是由中国石油、中国石化、中国海洋石油三家运营，上中游不具有独立性，但在中游管输业务逐步放开的大背景下，我们认为上游天然气开采业务的市场化程度也会逐步提升。表11我国天然气井口价（单位：元/千立方米，时间：20170705）产地价格产地价格(2009Billioncubicmetres)川渝气田(化肥用气)920新疆各油田(城市燃气-除工业)790川渝气田(直供工业)1505其他油田(化肥用气)1210川渝气田(城市燃气-工业)1550其他油田(直供工业)1610川渝气田(城市燃气-除工业)1150其他油田(城市燃气-工业)1610长庆油田(化肥用气)940其他油田(城市燃气-除工业)1210长庆油田(直供工业)1355忠武线(化肥用气)1141长庆油田(城市燃气-工业)1400忠武线(直供工业)1541长庆油田(城市燃气-除工业)1000忠武线(城市燃气-工业)1541青海油田(化肥用气)890忠武线(城市燃气-除工业)1141青海油田(直供工业)1290陕京线(化肥用气)1060青海油田(城市燃气-工业)1290陕京线(直供工业)1460青海油田(城市燃气-除工业)890陕京线(城市燃气-工业)1460新疆各油田(化肥用气)790陕京线(城市燃气-除工业)1060新疆各油田(直供工业)1215川气东送1510新疆各油田(城市燃气-工业)1190资料来源：隆众资讯，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业183.管输费：新的管理办法出台，管输费改革加速3.1管输费影响因素及定价模式管输费一般代指天然气运输费用的总和，在天然气成本和价格中占据重要的地位。影响管输费最重要的几个因素有管道建设投资、输气费用、管理体制和管理水平以及国家的财政税收政策。表12管输费的主要影响因素影响因素概述具体内容天然气管输成本中包含了固定成本和变动成本。由于天然气在管道建设中，管道材质、配套设施和施工技术水平又是影响管道管道建设投资巨大，因而固定成本所占比例很高，而其中固管道建设投资建设投资的主要因素。在一定输量和输距条件下，管材、压缩机站定资产折旧又占比例最大。所以，管输成本随着管道建设投和施工费所占比例最大，分别为40%-55%、20%-30%和30%-40%。资的增大而增大。管道输送必须达到设计的输气量，一般在设计输气量的70%-80%以上负荷运行是比较经济的，长输管道的盈亏平衡点大多在管道设计是根据管道中径、压力、压力比、最大输气量及输65%-70%之间，如果低于60%的负荷且处于盈亏平衡点以下，那输气费用气距离的经济界限确定的。在设计管径一定的情况下，管道么管输必然亏损。根据国内外经验，一般对长距离来说，大口径、始端输送量越大，压力越大，管输经济半径越大。高压比、高输量管道其管输经济效益较高，但前提是必须有丰富的资源和旺盛的市场需求。管输成本与管理体制密切相关。企业内部管理组织结构、人员素质状况决定着工作效率和劳动生产率，从而决定成本高低；上游开采、管理体制和管国外管道公司都十分重视管道的运营管理工作。他们认为，中游管道运输、下游利用之间的管理关系及利益分配，也会影响管理水平管理体制决定组织结构，组织结构又决定着管理水平。输成本的高低。管理水平高低还决定着控制成本能力，管理水平高，成本必然低，管理水平低，成本就高。一方面是低计收费政策；另一方面又是较重的税收负担，这种政策税赋是管输成本的重要组成部分，一般来说，合理的税赋是组合带来了一些负面影响，不利于天然气生产与消费。这种情况，在管输赢利的基础上制定的税率。目前，在天然气管输长期财政税收政策给生产企业造成政策性亏损，使得企业有亏损的充分理由，企业无亏损的情况下，天然气管输税赋仍然很重，这就使得管输经法筹集更多资金，管道更新改造和建设受到影响，制约了天然气工营更加困难，管输发展受到制约。业的发展。资料来源：《天然气管输定价方法研究》，海通证券研究所管输费定价模式也分为成本加成法和净回值法。成本加成法是以管输成本为基础，包括投资成本、净资产回报率、操作和维护成本等，再加上合理的利润，由政府审查执行的。根据是否考虑资金的时间价值，又可以分为静态成本加成法和动态成本加成法。净回值法是通过确定门站价格和井口价格，从而确定管输费用。表13管输费定价模式资料来源：《天然气管输定价方法研究》，海通证券研究所3.2美国管输费定价机制研究美国州际管输服务定价以年度服务成本法为基础，管输费率由各管道公司依据规定的方法计算并由联邦能源管理委员会（FERC）审核批准。一级市场管输费率定价可以分为服务成本确定、服务成本功能化、成本分类、成本分配和不同服务类型费率确定5个步骤。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业19表14美国管输定价机制步骤具体内容服务成本确定主要包括资本收益、固定资产折旧和运营收入三部分。636号法令要求管道公司剥离出气体销售业务之后，管道公司的主要职能仅包括天然气的运输和储存两部分。服务成本功服务成本功能化能化，即依据成本发生的原因将管道公司的年度服务成本分为输气部分和储气部分。将年度运输服务总成本分为固定和变动成本，天然气管道行业属于资本密集型行业，固定资本的比例通常在90%以上将成本分类固定和变动成本按照一定的方法分成容量部分和使用部分。采用”费率区间法”，将管道划分为若干个费率区间，在区间内采用统一费率。首先，将全部输气成本在不同费率区间的成本分配分配；其次，将各费率区间所分配的容量部分与使用部分成本按照一定的方法在不同的服务类型间进行二次分配。依据不同合同类型的成本分配结果来确定各自的管输费率。固定运输费率包括容量费率和使用费率两部分，而可中断运输不同服务类型费率确定费率包括费率上限和费率下限，实际费率在上下限间波动。资料来源：《欧盟天然气行业市场化改革实践及对我国的启示》，海通证券研究所服务总成本综合考虑资本收益、固定资产折旧和运营收入。美国年度服务总成本＝资本收益＋操作与维护支出＋折旧与摊销＋税费支出－运营收入。其中1）资本收益由资本基础和许可投资收益率共同决定，资本收益=资本基础×许可投资收益率。资本基础＝固定资产及无形资产原值－累计折旧及摊销＋运营资金。资本基础是管道公司获取投资收益的基础，主要代表项目投资者尚未回收的资本投资。许可投资收益率＝债务资本比例×债务资本成本＋权益资本比例×权益资本成本。许可投资收益率与管道项目的资本结构有着密切联系，权益资本收益代表了管道公司的实际投资收益。2）固定资产折旧；通常采用直线折旧法。输气设施的折旧年限一般为20年（折旧率5%）或者25年（折旧率4%）。3）运营收入；管道运营收益是年度服务总成本的一个减量，包括从输送气体中分离出的重烃组分而获得的销售收入，管道资产的出租、变卖收入，以及运营中收取的超额罚金等三方面。费率设计采用的成本分类方法逐步改进以适应行业发展。在美国天然气行业的不同阶段，监管机构适时调整费率设计所采用的成本分类方法。不同成本分类方法的关键区别在于如何处理管道公司的固定成本和变动成本，国家通过调节固定成本和变动成本的回收渠道，可以有效地刺激管道建设、天然气消费、管道利用率提高和实现气气竞争。表15美国天然气不同时期成本分类方法分类方法实行时间方法特征实施背景全部固定成本分配给使用部分；全部变动成本分配给体积法1938年《天然气法案》签署，州际管道开始受到联邦机构的监管。使用部分。全部固定成本分配给需求费；全部变动成本分配给商天然气消费量快速上涨，而管道容量扩张缓慢，高峰期管输服固定变量法1942年品费。务水平下降。大西洋海岸50%的固定成本分配给需求费；50%的固定成本分配监管委员会认为管道的高峰期使用和年度使用应承担同等的成1952年法给商品费；变动成本全部分配给商品费。本责任。25%固定成本分配给需求费；75%的固定成本分配给联合法1973年70年代美国州际市场天然气严重短缺。商品费；变动成本全部分配给商品费。修正的固定除权益资本收益及相关的所得税外全部固定成本通天然气价格部分放开，天然气供应充足，而由于替代能源的竞变动法1983年过高峰期需求费回收；权益资本收益及相关的所得税争，管道容量利用率较低。(MFV)通过商品费回收；变动成本全部通过商品费回收。直接固定变全部固定成本通过高峰期需求费回收；变动成本全部不同管道公司的资本结构不同，使得不同管道使用费率差异较1992年动法(SFV)通过商品费回收。大，阻碍了井口间气与气的直接竞争。资料来源：《美国天然气管输定价研究及其借鉴意义》，海通证券研究所从美国管输定价机制来看，美国的管输费采用成本加成法，在不同时期采用不同的成本分类方法以适应行业发展。综合来看，在管输环节实行成本加成法是国际常用的定价机制，从历史沿革来看，成本加成法下不同的细分方法可以对行业进行有效管控，及时针对行业不同的发展情况进行调整。此外，美国实行”两部制”费率设计，区分不同用户的用气特性，高负荷系数用户的输气成本将降低，而低负荷系数用户的输气成本将升高。3.3我国管输费定价机制改革管输费按距离阶梯化收费改革，费率不断提高。我国于1964年开始制定并出台天然气管输标准，当时统一费率为23元/千立方米。但随着天然气市场不断发展，消费量请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业20不断增加，供给半径不断扩大，原有的统一费率法不再适用于远距离的管输供应，于是在1976年进行改革，要求参照铁路货运费率，进行距离收费。此后，国家在1991年、1997年先后修改管输费率，现行的管输费率是2010年国家发改委789号文修改制定。表16天然气管道（老线）统一运价（元/立方米）管输费率输气里程（千米）[1976]油化财劳字1356号文[1991]价费字108号文[1997]财字48号文发改价格[2010]789号文50以下0.0300.0330.0360.11650-1000.0350.0380.0410.121101-2000.0400.0430.0470.127201-2500.0500.0530.0580.138251-3000.0500.0580.0630.143301-3500.0630.0680.148351-4000.0680.0740.154待定401-4500.0730.0790.159451-5000.0780.0850.165资料来源：《中国天然气管道运输价格管理新机制解读》，海通证券研究所“老线老价，新线新价”，新线定价考虑项目的实际成本和合理的利润。1984年我国实行“拨改贷”、“利改税”等政策，管输项目的建设和运营体制发生变化，管输企业成为追求经济效益的企业实体，管道运输的定价机制也随之发生变化。针对老线和新线不同建设主体和运营主体的问题，国家实行“老线老价，新线新价”的管理方法，其中老线依然实行国家统一运价，新线是指由企业筹资新建设的输油气管道，管道项目建成后，依据发改委、建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》，以项目可行性研究管输量计划、建设投资和运行成本估算为基础，采用项目经济评价方法，以项目财务基准收益率为效益目标计算项目运营评价期统一的运输价格，由企业报国家价格主管部门批准后执行。表17天然气管道新线核定运价（元/立方米）所属企业管道名称管道起点和末点长度（千米）平均管输费备注涩宁兰线青海涩北－甘肃兰州9450.20中国石油西气东输新疆轮南－上海39000.79发改价格[2003]1323号中沧线中原油田－河北沧州3660.09川气东输四川达州－上海17000.55发改价格[2009]1604号中国石化榆济线陕西榆林－山东济南10450.38发改价格[2010]2780号中开线中原油田－河南开封2320.12资料来源：《中国天然气管道运输价格管理新机制解读》，海通证券研究所“两部制”改革未果，仍为未来发展方向。“两部制”是指将管输费用合理分为与输量无关的固定管输容量费和与输量有关的变动管输使用费，然后分别收费。2000年，国家发改委参考国外天然气管输费定价原则、思路、方法和费率构成，提出了采用国际上通行的“两部制”管输费定价思路，并在2004年和2005年先后在忠武线、陕京线实行”两部制”定价试点。但是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”管输定价的推行工作在我国始终未果，业界对其关注也日渐趋冷。但是“两部制”定价可以有效解决一部制存在的诸多问题，我们认为长期来看“两部制”仍然是我国管输定价的发展方向。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业21表18“两部制”管输费费率（元/立方米）连续供气用户可中断用户项目平均管道容量费率管道使用费率最小费率最大费率主干线0.2260.1080.1080.331-忠武线支线0.226.0.1980.1980.424-全线平均0.2260.1570.1570.383-陕西省0.0730.0700.0700.1430.12山西省0.0730.1360.1360.2090.31山东省0.0730.2220.2220.2950.40陕京线河北省0.0730.2330.2330.3060.42北京市0.0730.2680.2680.3410.45天津市0.0730.3000.3000.3730.48全县平均0.0730.2410.2410.3140.42资料来源：《中国天然气管道运输价格管理新机制解读》，海通证券研究所表19一部制的缺点与两部制的优势优/缺点具体内容管输费是通过设定许可的财务内部收益率（IRR）反算得出来的。按照这种方法，1）采用的参数为预测数据，管输费计算在计算管输费的过程中，需要给出整个项目评价期内的输量、成本、税费等参数预不够准确。测值。由于项目评价期往往长达20年甚至更长，预测的上述参数与实际发生值难免会有偏差，有时偏差还比较大。用气越不均衡应承担越高的管输费，但现行的”一部制”管输定价模式，无论用户均衡输气还是不均衡输气，均按照同样的费率支付管输费。在这种定价模式下，用户2）未体现天然气市场上不同管输用户的没有压力和动力去平抑用气和输气的不均衡性，这既对均衡供气用户和可中断用户差异性，对均衡供气用户和可中断用户一部制缺点不公平，又不利于天然气供应的削峰填谷以缓解调峰供气矛盾，更不利于管输容量有失公平，不利于提高管道利用效率。资源充分利用以提高管道使用效率，也使管道投资方的预期收益难以有效保障，对天然气产业可持续健康发展不利。由于我国的”一部制”管输费是根据管道投资、输气成本、分年输量预测和国家规定的基准收益进行测算的，而在管道实际运营过程中，每年的输气量、输气成本不可3）尚未建立具有可操作性的管输费监审能与预测情况完全一致，甚至有时相差还比较大。为了既保障管输企业的利益又保和校核调整机制。障管输用户的利益，国外一般建立并落实成本监审和价格回顾机制，即根据管输成本、输气量等因素变化定期校核调整管输费。我国目前尚未建立这一机制。“两部制”管输定价模式可以在管道建设前即由投资方和使用方以照付不议的方式约1）确保投资方的基本投资收益，有利于定管输容量费和管输使用费，确保投资方的基本投资收益，有利于吸引各种主体投加快我国天然气管道建设。资建设天然气管道，推进我国天然气管道的加快建设和天然气利用的进一步普及。“两部制”管输定价区分了折旧、最低维护费用等与输量无关的固定成本和燃料动力、材料费用、部分操作人员费用等与输量相关的变动成本。按照”两部制”管输定价，2）有利于公平维护管输企业和管输用户当管输用户使用了管道，它既支付预约容量费，又支付管输使用费；当管输用户没两部制优点双方的正当权益。有使用管道时，则只需支付预约容量费。这既保证了管输企业的基本投资收益，又确保了管输用户的合理管输费用，对双方而言都比较公平。按照”两部制”管输定价模式，管输用户即使不使用管道，也必须支付预约容量费用，3）有利于充分利用管输能力，平抑输气这就要求管输用户必须提前深入扎实地落实资源和市场，准确预定管输容量资源，峰谷差，降低输气成本。经济有效地制定输气计划，尽可能降低输气不均匀性，平抑输气峰谷差，以避免预约了管输容量却无气可输、减少输气或用气市场不落实的被动局面。资料来源：《我国天然气管输定价问题探讨--以”两部制”管输定价为视角》，海通证券研究所3.4新的管理方法出台，管输费改革加速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，管输费改革加速。管输价从目前的门站价中分离，明确了天然气管道运输价格的具体性质。目前我国是将井口价和管输费捆绑在一起形成门站价，由中央政府定价；终端销售价也由政府定价，主要由各省定价，总的特点是“分级、分段政府定价管理”新出台的办法将管输价从目前的门站价中单独拿出来，明确规定由政府定价，由国务院价格主管部门制定和调整，意味着当前的”分级、分段政府定价”管理方式将向“放开两头，管住中间”方式转变。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业22调整价格监管对象，由“一线一价”改为“一企一率”。新天然气管输定价办法第七条规定，管道运输价格管理原则上以管道运输企业法人单位为管理对象。对于管道运输企业新投资建设的跨省天然气长输管道来说，不再是新建一条、报批一条、核准一条的方式向发改委申请核准该新建管道的输价格，而是将新建管道统一纳入该条管道所属的管道运输企业，由该管道运输企业综合测算所辖所有运营管道的总运营成本、总周转量和总有效资产，按照核价周期作为一个核价主体向国家主管部门申报管道运输企业统一的管道运价率。“一线一价”反映了具体管道的个别成本水平，而“一企一率”反映了管道运输企业运营的若干管道的平均成本水平，企业管输运营以不同管道之间效益“交叉补贴”作为前提，即成本低、效益好的管道要补贴成本高、效益差的管道，使效益差的管道能够正常运营。明确新的运输定价方式，由“项目评价”改为“年度核定”。新天然气管输定价办法第八条规定，管道运输价格按照“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。定价方式由“项目评价”改为“年度核定”，可以更好地适应市场变化，对管输价格进行调整，同时关注管输网络每年的运营效益。由于固定资产净值逐年减少，有效资产同方向变动，管输企业的准许收益和准许收入减少，在输量不变的情况下运营期内每年管输价格会出现由高走低的趋势。表20项目评价和年度核定对比项目评价法年度核定法“项目评价”测算的管输价格适用于整个项目运营评价期“年度核定”测算的管输价格基于当年的运营成本和占用的有效资产，价格调整周期（30年），只有在通货膨胀因素导致管输运营成本上涨每3年校核调整一次，如果管道投资、运输气量或运营成本发生重大时才可以申请调整管输价格。变化，可提前校核。“年度核定”的监管准许投资效益目标是当年占用有效资产收益率“项目评价”的监管准许投资效益目标是项目财务内部收8%，通过控制每年的运营效益，实现管道建设投资的效益目标。国年度效益监管益率8%，以项目评价期整体收益水平为控制目标，并家主管部门对于跨省天然气管道的运价管理由控制管道建设项目整不关注某一年或几年的运营效益水平。体效益转变为控制管道运输企业年度效益。“项目评价”计算的项目财务内部收益率8%、运营“年度核定”控制管道运输企业每年收入可以获得稳定的8%有效资产有效资产收益期30年的稳定管输价格，在输量不变的情况下运营期收益率，在输量不变的情况下运营期内每年管输价格由高走低。内每年”有效资产收益率”由低走高。资料来源：《中国天然气管道运输价格管理新机制解读》，海通证券研究所图12“项目评价”和”年度核定”有效资产收益对比资料来源：《中国天然气管道运输价格管理新机制解读》，海通证券研究所管输价格关键影响因素的转变，由“可研负荷”改为“规定下限”。新天然气管输定价办法第九条规定，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。项目评价的”一线一价”，管输费核定依据的项目运营评价期内管输量是项目可行性研究阶段预测的达产年限和年度运营负荷，即”可研负荷”是管输费测算报批的基础。“可研负荷”受管道类型、管道设计输量、管道性质和定位、管道上游资源供应量、下游市场开发情况等各项因素的影响，是各种外部条件下比选优化的管输成本最低方案。年度核定的“一企一率”规定75%的负荷率下限，管理方法第十条规定，管道实际运输气量为出口气量或委托运输气量。管道负荷率低于请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业2375%的，按75%负荷率对应的气量计算确定管道运价率。推进价格成本信息的公开，实行年度报送和成本监审。新天然气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。新天然气管输定价办法第十七条规定，管道运输企业应在每年6月1日前，按照国务院价格主管部门制定的管道运输成本价格信息编制和报送规范的要求，向国务院价格主管部门报送投资、收入、成本等相关信息和材料。新天然气管输定价办法第十九条规定，国务院价格主管部门制定和调整管道运输价格前，应当开展成本监审。成本监审核定的定价成本，作为制定和调整管道运输价格的基本依据。表21准许总收入的确定标准分项组成备注准许成本管道折旧及摊销费、运行维护费。由国务院价格主管部门通过成本监审核定。有效资产指管道运输企业投入、与输气业务相关的可计提收益的资产，包括固定资产净值、无形资产净值和营运资本，不含政府无偿投入、政府补助、社会无偿投入形成的固定资产和无形资产，储气库、准许收益准许收益按有效资产乘以准许收益率计算确定。液化天然气接收站资产，以及从管道运输企业分离出去的辅业、多种经营等资产。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。税费企业所得税、城市维护建设税、教育费附加等。资料来源：《天然气管道运输价格管理办法（试行）》，海通证券研究所新的管理方法对行业影响深远，未来还需配套政策和创新机制。新的管理办法对行业产生重大影响，主要体现在现行管输费、已投产的投资收益、对新成立法人企业开展管道建设等方面，在二级管道运营单位的绩效管理、项目目前期论证、有效资产收益率8%吸引投资等方面还需要进一步的政策引导和创新机制。表22新的管输管理方法对行业影响影响方面具体内容不同投产时间，管输价格升降不同。现在运营的在役管道，如果投产时间小于8年，新管输价格会高于按项现有管输价格目评价法测定的原管输价格；如果投产时间大于8年，新管输价格会低于按项目评价法测定的原管输价格。临界点8年投运期是较理想建设投运条件下的估算，同时会受到建设期、负荷率等因素的影响。肯定下降。实行新天然气管输定价办法后，正在运营的管道剩余经营期内有效资产收益率只能达到8%，无法运营周期投资效益弥补投产初期付出有效资产收益率低于8%的代价，管道建设投资财务内部收益率必然无法实现国家承诺的8%目标。特殊安排形成制度障碍。新办法对新成立法人企业开展管道建设的管输价格核定做出了特殊的安排，即管道达产前按项目评价法核定管输价格，达产后按年度核定法调整管输价格。这与现已运行管道实行新办法调整对新成立法人企业开展管道建设管输价格产生的投资预期效益无法实现的效果相同。同时，新成立法人建设新管道，建设和运营成本一般都会比老管道高，又没有老管道低成本的交叉补贴，核定的高管输价格在管输市场中必然缺乏竞争力。吸引社会资本难度加大。尽管8%投资回报超过电网，但国内管道运输企业的投资回报率都远远超过8%的水有效资产收益率平。管道项目或管道运输业务，其服务的不可移动性导致在市场化的条件下管输量风险比较大，不算高的有效资产收益率水平必须配合大幅降低管输经营风险的商务模式。提高项目前期论证难度。从管道经营的角度看，不低于75%负荷率的定价规定无疑会激励管道企业扩大管输量，提高负荷率。但是在管道项目前期论证中，管输量计划是根据资源供应（例如天然气产量逐年提高）、市负荷率场发育（市场需求量逐年增加）、季节性输气特征（冬夏季用气不均衡）等诸多因素，优化管径的选择、能力的设定和负荷率水平，是资源、管道、市场整体优化的结果。根据”新天然气管输定价办法”，投产初期负荷率低于75%可能是最优方案。需要创新管理机制。管道运营企业对二级管道运营单位的绩效管理，一般以经营效益为核心，通过运营获得管输收入，扣除成本和税费即为利润，利润水平的高低决定这个单位的绩效水平。原”一线一价”基本反映了具二级管道运营单位的绩效管理体管道的成本水平，新”一企一率”使管输价格只反映企业所属管道的平均成本水平，通过交叉补贴实现企业整体效益。交叉补贴的定价机制使差异化效益考核机制有失公平性，因此必须创新管理机制。资料来源：《中国天然气管道运输价格管理新机制解读》，海通证券研究所3.5管网成本披露，管网独立和油气改革再下一城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》，部署八个方面重点改革任务：（1）完善并有序放开油气勘查开采体制。（2）完善油气进出口管理体制。（3）改革油气管网运营机制。（4）深化下游竞争性环节改革。（5）改革油气产品定价机制。（6）深化国有油气企业改革。（7）完善油气储备体系。（8）建立健请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业24全油气安全环保体系。油气体制改革的两个核心任务是打破垄断和央企改革。（1）管制放松、打破垄断。改革将覆盖油气全产业链，主要将在油气区块勘探开采、油气进口权、油气管网及储备设施等基础设施建设、油气价格等方面引入民营及社会资本。（2）央企改革。民企进来后，央企要主动改革以应对调整与竞争。因而央企会主动进行混改，改革方向为：专业化重组，平台化整合。油气管网改革的整体思路是管输与销售分离，实现第三方准入。改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力。分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。油气管道设施信息公开迈出管网独立的第一步。2016年9月，国家能源局发布《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》，要求中石油、中石化、中海油及其下属油气管网设施运营企业披露油气管网设施开放相关信息，并要求在2016年10月31日前公开需主动公开的相关信息。2016年底，中石化、中海油和中石油已先后公布了其油气管网基本设施（包括LNG接收站）相关信息，为油气设施第三开放走出基础性一步。根据中石油年报数据，截止到2016年底，中石油集团拥有天然气管道长度49420公里，占全国天然气管道长度（7.43万公里）的68%，根据中石化管网设施开放相关信息公开公告，中石化拥有天然气管道长度5418公里，占全国天然气管道长度的7%。根据中海油气电集团官网，中海油拥有天然气管道3465公里，占全国天然气管道长度的5%。管道企业成本信息披露实现管网独立改革的又一突破。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。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。表23中石油管道企业成本信息主营业资产总天然气管天然气管设计管管道负公司管道线务收入额（亿道总里程输商品量输能力荷率（亿元）元）（公里）（亿方）（亿方）中石油股份西南川渝管网31195854820430068%油气田分公司中石油股份西南中卫—贵阳天然气管道、西气东输二线广州—南宁天2321219566225025%管道分公司然气支干线中石油集团西南中缅天然气管道（国内段）1825317274722721%管道有限公司中石油股份管道秦沈线、大沈线、哈沈线、冀宁线、平泰线（山东段）、22-262810262816%分公司中沧线、永唐秦线支线中石油西北联合西气东输三线58726241420230067%管道有限公司中石油北京天然陕京管道输配气系统99311371433635096%气管道有限公司中石油管道联合西气东输二线西段、西气东输一线西段、轮库输气线、1479091404738044976%有限公司鄯乌线、涩宁兰管线中石油东部管道西气东输一线、二线、忠武线及长宁线兰银线宁夏以16697611883461103645%有限公司东部分管道资料来源：中石油官网，立方石油，海通证券研究所3.6储气费剥离，实行市场定价储气库成为我国天然气行业发展的一大瓶颈。根据《中国天然气地下储气库现状及发展趋势》，目前我国有25座地下储气库，2016年调峰量60亿立方米，占天然气全年消费量3%，远低于美国的17.4%和俄罗斯的17.0%，也远低于世界平均水平的10%。据中国石油规划总院预测，到2020年中国的天然气调峰需求约占年消费量的11%左右，请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业25而储气库作为最主要的调峰方式，储气调峰规模至少应达到10%以上，才能基本满足调峰及保供需求。优质库源缺乏，建库成本高。储气库作为调峰的主要方式，一般应分布在资源地或者消费市场，我国东部沿海区域地质构造破碎、陆相沉积环境复杂，优质建库目标十分稀缺，建库成本和调峰成本远高于美国和欧洲国家。气藏建库以中低渗气藏为主，部分气库埋深达到4500米（世界上95%的气藏型地下储气库埋深低于2500米）；盐穴建库以陆相盐湖沉积盐层为主，夹层多、品位低、部分埋深接近2000米（世界上95%的盐穴型地下储气库埋深低于1500米)。我国地质条件复杂，工程建设难度大，以钻完井为代表的工程质量问题屡有发生，投资成本大幅升高。目前国内已建成的储气库90%为油气藏储气库，主要分布在北方油气聚餐区，而南方作为主要消费市场，建设储气库以盐穴和油气藏为主，含水层储气库尚无建设实例。表24地下储气库适应性和经济性对比油气藏储气库含水层储气库盐穴型储气库利用现有的地理构造和生产设备，物性好，压缩性好，调峰能力强，适构造完整，储气量大，钻井完井一优点地质资料详细，投资小，建设周期利用效率高，采气能力大，垫底气应次到位短用量少性勘探难度大，垫底气量大，投资费受制于地质构造，投资高，建设周分缺点受制于地质构造用高，建设周期长期长析适应类型季节调峰、战略储备季节调峰、战略储备季节调峰、日调峰美国0.456-0.9181.608-2.7612.298-4.369单位建设投资经欧盟0.326-1.6281.953-3.2562.604-4.558（元/立方米）济中国1.19-1.545.25-9.173.50-8.51型分美国0.069-0.1150.069-0.1150.069-0.575单位调峰投资析欧盟0.070-0.1170.070-0.1170.117-0.582（元/立方米）中国0.490.630.60资料来源：中国石油和化学工业联合会，海通证券研究所储气费从管输费剥离实现市场化，政策鼓励城镇燃气企业建设储气设施。2016年10月，《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）》规定，储气库、LNG接收站资产不计入有效资产，储气费和气价不计入管输费；储气设施的运营者可以与有储气需求的企业协商后自主定价。2016年11月，国家发改委下发《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》，明确提出1）储气服务价格由供需双方协商确定，经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定储气具体服务价格；2）储气设施天然气购销价格由市场竞争形成，储气设施经营企业可统筹考虑天然气购进成本和储气服务成本，根据市场供求情况自主确定对外销售价格，储气设施经营企业要与用气企业单独签订合同，约定气量和价格。3）鼓励城镇燃气企业投资建设储气设施，城镇区域内燃气企业自建自用的储气设施，投资和运行成本纳入城镇燃气配气成本统筹考虑，并给予合理收益。2017年5月，国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确提出建立天然气调峰政策和分级储备调峰机制，要完善储备设施投资和运营机制，加大政府投资力度，鼓励社会资本参与储备设施投资运营。4.终端用户价：配气环节实现监管，LNG点供静候政策落地4.1配气费占比过高门站价格加配气费形成终端用户价格。井口价和管输费相加形成了省级门站价格，国家对省级门站基准价格进行管控，各省发改委对省内管输费进行管控，再加上燃气公司的配气费（目前配售捆绑，统一算配气费），最终形成了终端用户的价格。2015年11月，国家发改委下发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的通知，提出将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请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业26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。方案实施时门站价格暂不上浮，自2016年11月20日起允许上浮。表25各省（市、区）非居民天然气基准门站价格表（元/立方米，含增值税）省份基准门站价格省份基准门站价格省份基准门站价格北京2.00浙江2.17重庆1.64天津2.00安徽2.09四川1.65河北1.98江西1.96贵州1.71山西1.91山东1.98云南1.71内蒙古1.34河南2.01陕西1.34辽宁1.98湖北1.96甘肃1.43吉林1.76湖南1.96宁夏1.51黑龙江1.76广东2.18青海1.27上海2.18广西2.01新疆1.15江苏2.16海南1.64资料来源：发改价格[2015]2688号，海通证券研究所终端用户价格中配气费用占比过高。以广西省为例，当前广西省的门站价为2.01元，包括1.15元的井口价和0.86元的长输管网管输费，其省网的管输费为0.36元，而城市配气费却高达0.85元，最后其终端价格高达3.22元。即在终端用户价格中，井口价占比35.7%，长输管输费占比26.7%，省内管输费占比11.2%，配气费占比26.4%。配气费在终端用户价格中占比过高。图13广西省终端用户价格结构配气费26.4%井口价35.7%省内管输费11.2%长输管输费26.7%资料来源：南方能源观察，海通证券研究所接驳业务毛利率高，提高天然气使用门槛。城市燃气公司天然气业务的收入和利润主要来源于天然气销售和天然气接驳费收入两部分，按照上市公司披露数据计算，接驳费一般占燃气企业总收入的比例往往超过20%，毛利率一般在60%以上。企业对于固定资本的投资通过向用户收取接驳费来收回。因此,从其经济性质和价值型态上来看,这部分费用对应于燃气服务固定资产投资成本。在一般情况下,接驳费包括分摊的城市工程管网建设费、居住区内工程管网建设费和户内管道气表安装费等。接驳费实际上相当于燃气公司一次性收取的日常维护和维修费用，按照城镇燃气管理条例，管道燃气经营者对其供气范围内的市政燃气设施、建筑区划内业主专有部分以外的燃气设施，承担运行、维护、抢修和更新改造的责任，即管道燃气经营企业要承担全部特许经营全周期内（一般为30年）对小区庭院管道立管以及户内管道燃气表的维护费用。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业27图14三家港股燃气公司接驳收入占总收入比例图15新奥能源各年接驳收入及毛利率35%60接驳收入（亿元，左轴）接驳毛利率（右轴）70%华润燃气港华燃气新奥能源30%5065%25%4020%3060%15%2010%55%105%050%0%2012201320142015201620122013201420152016资料来源：Wind，海通证券研究所资料来源：Wind，海通证券研究所全面梳理天然气各环节价格，降低过高的省内管道运输价格和配气价格。2016年8月，国家发展改革委下发关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知，提出全面梳理天然气各环节价格，厘清气源价格（购进价格）、省内管道运输价格、配气价格和销售价格。各地要加强对省内管道运输价格和配气价格监管，及时开展成本监审，合理确定折旧年限、供销差率、职工薪酬等成本参数，对输配价格偏高的要适当降低。减少供气中间环节。积极推进体制机制改革，减少供气层级。天然气主干管网可以实现供气的区域，不得以统购统销等名义，增设供气环节，提高供气成本。整顿规范收费行为。要对天然气输配企业向用气企业的各项收费进行规范清理，凡不是依法依规设立的收费项目，一律取消。4.2终端用户价分类国家将天然气的终端用户分为居民用户和非居民用户两大类，居民用户一般使用阶梯价格制度，一般还会建立居民生活用气上下游价格联动机制，而非居民用户的天然气使用价格才是天然气价格体制改革的重点。居民天然气价格各地差异较大，一般实行阶梯定价。我国各地天然气价格差异较大，基本居民天然气价格或相差2倍以上。在天然气资源相对充足或者需求相对较少的地区，天然气价格一般较低，比如川渝地区以及新疆西藏地区，而在珠三角、长三角和京津冀地区，天然气需求较大，距离天然气资源地较远，管输费较高，居民天然气价格也相对较高。居民天然气的定价机制一般采用阶梯式定价。2014年3月，国家发改委下发《关于建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》，提出按照满足不同用气需求，将居民用气量分为三档，分别按覆盖区域内80%、95%和95%以上的家庭用户的月均用气量确定，第一档气价，按照基本补偿供气成本的原则确定，并在一定时期内保持相对稳定，第二档气价，按照合理补偿成本、取得合理收益的原则制定，保持1.2倍左右的比价，第三档气价，按照充分体现天然气资源稀缺程度、抑制过度消费的原则制定，保持1.5倍左右的比价。以北京市为例，北京市将居民用户价格分为三档，各档价格分别是2.28元/立方米，2.5元/立方米和3.9元/立方米。除了传统的居民用户以外，执行居民气价的非居民用户用气范围(不包括集中供热用气)还包括学校教学和学生生活用气，社会福利机构用气和城乡社区居委会公益性服务设施用气等。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业28表26各省（市、区）民用天然气价格（注：居民用户价格是省会城市的一档价格，单位：元/立方米，截止到2017年7月）省份居民用户价格省份居民用户价格省份居民用户价格北京2.28浙江3.10重庆1.72天津2.40安徽2.40四川1.89河北2.40江西3.20贵州3.05山西2.26山东3.00云南3.31内蒙古1.82河南2.25陕西1.98辽宁2.95湖北2.53甘肃1.70吉林2.80湖南2.45宁夏1.63黑龙江2.80广东3.45青海1.60上海3.00广西3.22新疆1.37江苏2.50海南3.15资料来源：Wind，海通证券研究所表27北京市居民用户用气阶梯价格（2016年至今）用户年用气量（立方米）价格分档(2009Billioncubicmetres)一般生活用户壁挂炉采暖用气（元/立方米）第一档0-350（含）0-1500（含）2.28第二档350-500（含）1500-2500（含）2.5第三档500以上2500以上3.9资料来源：京发改[2015]2521号，海通证券研究所非居民用户价格分存量气与增量气调整。2013年，《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》提出区分存量气和增量气，存量气为2012年实际使用气量，增量气为超出部分。存量气量一经确定，上游供气企业不得随意调整，用户不得互相转让。其中增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气（权重分别为60%和40%）等可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格分步调整，力争”十二五”末调整到位。非居民用户存量气三步走实现价格并轨。2013年6月，非居民用存量气价格适当提高，其中化肥用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过每千立方米250元；其他用户用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过每千立方米400元。2014年9月，将非居民用存量天然气门站价格每立方米提高0.4元，同时明确全面放开进口液化天然气和非常规天然气价格。2015年4月，实现存量气和增量气的并轨，实现了理顺非居民用气价格的目标，同时试点放开直供用户用气价格。4.3“煤改气”推动，LNG点供兴起LNG的终端主要分为四类，一类是LNG加气站，主要是给LNG重卡或公交加注的气站。第二类就是LNG气化站，主要指工商业燃气用户企业自建用来接收、存储并气化采购LNG的设施。第三类是LNG卫星站，相当于小型的LNG接收气化站，主要用于管道不易到达的中小城镇的用气。第四类是指LNG储备库，主要用于调峰储备，目前建设主体是一些地方国企。“煤改气”推动，LNG点供兴起。点供燃气包括液化天然气(LNG)和液化石油气(LPG)，其中LNG采用低温不锈钢瓶组经气化器进行供气、LPG利用液化石油气钢瓶组经气化器进行供气。LNG提供商将刚瓶装的LNG/LPG运送到工厂，然后在工厂自建的气化站进行气化，实现点对点的独立供气。随着“煤改气”政策的推动，出于成本价格的考虑，越来越多的企业使用LNG点供。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业29图16LNG点供示意图资料来源：中国LNG网，海通证券研究所LNG具有价格优势，点对点服务市场空间巨大。LNG相对于管道气有明显的价格优势，2017年5月LNG市场价格3200元/吨左右，以1吨LNG换算1360立方米天然气计算，相当于2.35元/立方米，而华东地区工业天然气价格为3.72元/立方米，LNG仅为管道气价格的63%左右。国家推动天然气清洁能源的推广，加大“煤改气”实施力度，《天然气发展十三五规划》提出，以京津冀、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市“煤改气”工程，扩大城市高污染燃料禁燃区范围，大力推进天然气替代步伐，替代管网覆盖范围内的燃煤锅炉、工业窑炉、燃煤设施用煤和散煤。以10蒸吨的锅炉为例，每年燃煤费用仅为572.9万元，改用管道气的燃料费用将达到2018.1万元，是燃煤费用的3.5倍，而LNG燃料费用仅为1274.9万元，“煤改气”和成本控制的合理方案。所以，出于经济性和环保性，企业倾向于使用LNG进行锅炉“煤改气”，小型LNG点供装臵和气化站建设也越来越多，LNG点供市场蕴藏巨大商机。图17LNG相对于管道气有价格优势5.0LNG（元/立方米）4.5管道气（元/立方米）4.03.53.02.52.01.51.00.50.02013/12/312014/5/312014/10/312015/3/312015/8/312016/1/312016/6/302016/11/302017/4/30资料来源：Wind，海通证券研究所（单位换算：1吨LNG=1360立方米天然气）请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业30表2810蒸吨锅炉年燃料成本对比成本指标LNG管道气煤炭热值（kcal）860086005500热效率（%）9090801蒸吨锅炉所需热量（kcal/h）6000006000006000001蒸吨每小时燃料消耗量（煤炭：kg，天然气：立方米）77.577.5136.4单位燃料价格（煤炭：元/kg，天然气：元/立方米）2.353.720.601蒸吨每小时燃料价格（元）182.1288.381.84年运行时间（小时）7000700070001蒸吨燃料费用（万元）127.49201.8157.2910蒸吨锅炉燃料费用（万元）1274.92018.1572.9资料来源：金银岛资讯，海通证券研究所LNG点供存在安全隐患，法律规范尚不完善，地方政策影响巨大。LNG点供存在较大的安全隐患，小型工厂需要保证LNG气化装备的安全操作，由于场地原因一般很难保证安全距离。目前已经建设的小型液化天然气供应站参照的标准大多是《城镇燃气设计规范》，而这个规范主要是针对城镇燃气项目，与LNG点供项目要求并不完全一致，给LNG点供的建设造成了一定困难，且对城市燃气与LNG点供项目的供气范围划分也未做出明确规定。2016年修改的《城镇燃气管理条例》删去了“有固定的经营场所、完善对的管理制度和健全的经营方案”的要求，这为点供企业与管道燃气企业的争端产生提供了前提条件。2017年6月《加快推进天然气利用的意见》提出，打通天然气利用“最后一公里”，鼓励多种主体参与，宜管则管、宜罐则罐，采用管道气、压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）储配站等多种形式，提高偏远及农村地区天然气通达能力。但目前来看，全国性立法不够完善，地方政策法规成为处理城镇燃气特许经营权与LNG点供争议的重要依据。广东省和成都市发文约束LNG点供项目发展，湖北、山西直接叫停自建LNG储气场站，而山东相对来说比较支持LNG点供发展。表29关于LNG点供的地方法律法规省市文件内容广东《广东省燃气管理条例》在管道燃气已覆盖的区域内不得新建小区气化站、瓶组站。在管道无法通达的区域，鼓励使用CNG、LNG等方式实现天然气的利用，鼓励工业山东《山东省加快推进天然气利用发展的指导意见》天然气用户对管道气、CNG、LNG气源做市场化选择，依法推动重点工业企业、工业园区实现天然气专供。《关于加强城镇燃气专项规划管控，严格LNG工加强城镇燃气专项规划管控，严格LNG工程建设管理，坚决遏制擅自建设”LNG自湖北程建设管理的通知》供储气场站”的问题，确保我省城镇燃气行业安全健康发展。城市建成区和管网覆盖范围内一律使用天然气管网供气，没有管道覆盖的可以使用燃成都《关于规范”煤改气”安全工作的紧急通知》气公司提供的LNG/CNG供气，也可以由企业自建自用LNG/CNG供气，设备最大储存量应不构成重大危险源。到2020年，管道天然气覆盖率达95%以上，在不适宜建设天然气管道的县区规划建河北《河北省天然气发展”十三五”规划》设分布式LNG储气罐等设施，实现全县”县县通气”工程目标，天然气管网全部覆盖县（市）建成区及部分发达乡镇。各地燃气主管部门要严格执行燃气经营许可和供气许可制度，对不符合燃气发展规《山西省住房和城乡建设厅关于进一步加强燃气山西划、未履行相关规划建设审批程序、且燃气经营企业未办理燃气经营许可和供气许可市场监管确保安全供气的通知》的供气站点，要依法取缔。资料来源：《城镇燃气企业如何应对”LNG点供”的快速发展》，海通证券研究所LNG等待政策落地，有利于天然气市场化改革。尽管LNG点供的存在引发了拥有特许经营权的燃气企业的不满和抵制，但目前企业自建自用的气化站基本不向第三方销售，并未侵犯特许经营权，在满足基本安全要求的条件下，由于煤改气的推进，企业燃料成本的考虑，更加严厉的准入政策短期内恐难密集出台，LNG点供项目有望继续保持发展，成为“煤改气”的有效过渡手段。短期来看，我们认为如果政策上能试点放开LNG点供市场，并配套制定LNG气化站独立的应用规范、行业标准、规范行政审批流程等，从而为企业扫清进入点供市场的障碍，给城市燃气行业营造安全健康的发展环境和竞争氛围，有利于提高整个天然气行业的经济效益。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业314.4配气价格监管意见出台，天然气价格体制改革全面展开国家发改委印发了《关于加强配气价格监管的指导意见》。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。表30配气价格的制定方法分项组成备注准许收入准许收入=准许成本+准许收益+税费-其他业绩收支净额根据政府制定价格成本监审办法等有关规定执行，其凡与配气业务无关的成本均应予以剔除，配气业务和其他业务的共用准许成本中供销差率（含损耗）原则上不超过5%，三年内降低成本，应当按照固定资产原值、收入、人员等进行合理分摊。鼓励建至不超过4%；管网折旧年限不低于30年。立标杆成本，激励企业降本增效。有效资产为城镇燃气企业投入、与配气业务相关的可计提收益的资产，由固定资产净值、无形资产净值和营运资本组成，包括市政管网、准许收益准许收益按有效资产乘以准许收益率计算确定。市政管网到建筑区划红线外的管网资产，城镇区域内自建自用的储气设施资产，以及其他设备设施等相关资产。准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定。税费企业所得税、城市维护建设税、教育费附加等。企业使用与配气业务相关的资产和人力从事工程安装其他业绩收支净额施工、燃气销售等其他业务活动的收支净额。资料来源：《关于加强配气价格监管的指导意见》，海通证券研究所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。表31长输管道与配气价格监管参数对比参数长输管道配气环节准许收益率8%不高于7%供销差率（含损耗）不高于0.2%不高于5%，三年内降至4%管道负荷率75%无折旧期30年30年校核周期3年3年资料来源：《关于加强配气价格监管的指导意见》，海通证券研究所接驳费用未列入准许收益范畴，不受准许收益率限制。接驳费是指由市政燃气设施接驳到单体建筑红线内用户专有或者开发小区规划红线内用户共有燃气设施的连接管道等，相当于燃气公司一次性收取的基础设施建设维修的固定费用。按照上市公司披露数据计算，接驳费一般占燃气企业总收入的比例往往超过20%，毛利率一般在60%以上。目前国内习惯于将用户燃气接驳工程视为用户燃气设施安装工程，起止界点和权责划分不够明确，燃气公司一同承揽一道收费做法十分普遍，向用户收取的工程费通常包含有用户燃气设施安装费和接驳费两项。本次意见指出，工程安装施工、燃气销售等其他业务活动计入其他业务收支净额，不受准许收益率限制。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业32表32城市燃气基础设施组成结构分项内容产权与成本承担城市燃气设施城市燃气设施=市政燃气设施+用户燃气设施+用户燃气接驳工程市政燃气设施从门站出来公共道路及配套的大型管网。属于燃气公司资产，由燃气公司投资兴建。属于用户资产，这部分设施不论是在房地产开发阶段同步配套安装还用户专有的建筑红线内的户内燃气设施和用户共有的用户燃气设施是用户日后补装，最终费用由用户承担理所当然，也符合我国物业法开发小区规划红线内的庭院燃气管道、调压器等设施。相关规定。由市政燃气设施接驳到单体建筑红线内用户专有或者用户燃气接驳工程产权目前尚未明确，燃气公司向用户收取接驳费用。开发小区规划红线内用户共有燃气设施的连接管道。资料来源：南方能源观察，海通证券研究所配气延伸服务收费加强监管，降低天然气使用门槛。配气延伸服务收费，指的是凭借垄断地位收取除配气价格之外的服务费，例如工程安装、检修维护费，本次意见指出，居民燃气工程安装性质的收费涵盖范围严格限于建筑区划红线内产权属于用户的资产，不得向红线外延伸。此外，新建城镇居民住宅的燃气工程安装费等纳入房价，不再另外向燃气用户收取，通过转移燃气工程安装费并入房价，降低居民用户对燃气工程安装费价格敏感性，从而降低城镇燃气使用门槛，有利于促进城镇燃气消费量增长。倒逼燃气公司配气、售气、接驳财务分离，地方价格主管部门因地制宜。此次配气价格监管政策仅限于配气环节，要求准许收益率不高于7%，而目前我国配气价格普遍包含在销售价格中，并未单独列明，监管意见将倒逼燃气公司进行配气、售气、接驳三个板块的财务分离。此外，地方价格主管部门也将发挥更大的作用。县级以上地方人民政府价格主管部门拥有对管道燃气销售价格的确定和调整权，在准许收益率、管道负荷率等具体指标参数的确定上也有一定的自由裁量空间，预计各省政府将会按照国家发改委的要求，于2018年上半年出台有关配气价格监管文件。配合管输价格管理办法，全面梳理天然气价格各个环节。此次配气价格监管政策配合管输价格管理办法，实现了2015年发改委下发的《关于推进价格机制改革的若干意见》所提出的“尽快全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格和配气价格”，是“管住中间、放开两端”的重要举措，是天然气价格体制改革的又一重大进程，至此，天然气价格体制改革全面展开。5.相关上市公司分析从公司层面上来看，建议关注天然气行业全产业链，主要包括上游开采、中游管网与接收、下游运营以及相关设备等方面。上游放开：建议关注中天能源、洲际油气、新潮能源、广汇能源、新奥股份；管网改革：建议关注中国石油、中国石化、陕天然气、金鸿能源、国新能源、昆仑能源；LNG接收：建议关注新奥股份、中天能源、广汇能源；下游运营：建议关注胜利股份、中天能源、新奥能源；基础设备：建议关注厚普股份、富瑞特装。5.1新奥股份（600803.SH）：建设LNG接收站，向清洁能源战略转型公司以农兽药原料药起家，新奥集团入股后通过资本运作将公司业务向能源化工方向转型，形成了”农兽药+能源化工”双轨发展的战略格局。公司正在逐步完善能源化工板块业务，背靠新奥集团，先后收购了二甲醚、煤炭、甲醇、LNG以及能源工程服务等业务，公司能源化工产品生产服务一体化平台正在形成。2015年上半年以来，受国际原油价格波动、页岩气开发以及经济增速放缓等因素影响，能源化工产品市场竞争进一步加剧，在国家对环保治理标准不断提高的背景下，清洁能源将成为能源消费领域的主流。公司为适应产业升级需求，加快推进从能源生产向清洁能源产品供应和服务商的战略转型。早期公司收购了二甲醚、甲醇等业务，2014年以来公司先后收购了LNG工厂以及设立LNG事业部，进军LNG领域，积极开拓清洁能源业务。新奥集团全资子公司新奥（舟山）LNG项目与新奥股份LNG业务具有协同效应，目前集团旗下上游天然气开采、LNG接收及LNG销售产业链逐步完善，请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业33我们认为未来LNG接收站可能会注入公司体内。收购澳大利亚领先的油气生产商Santos，向天然气上游扩展。公司通过收购联信创投，获得Santos11.82%股权，Santos是澳大利亚领先的油气生产商，具备丰富的地下作业项目、常规和非常规天然气勘探开发经验，公司与其进行合作有助于向天然气上游扩展，完善LNG全产业链。根据国际能源咨询机构GasStrategies出具的《LNGBusinessReview》及Santos年报，澳大利亚2014年LNG产能约为4050万吨，Santos产能占澳大利亚LNG总产能的28%。截至2015年12月31日Santos权益下油气总证实储量为4.85亿桶油当量，其中证实已开发储量为2.95亿桶油当量。2017年6月，公司签署股东协议、任命Santos非执行董事，战略投资者地位进一步增强。收购新地工程，布局生产服务一体化。公司在2015年以17.68亿元收购新地能源100%股权，新地能源总部位于河北省廊坊市经济技术开发区，主要从事市政工程、石油化工、煤化工等领域的技术研发、工程设计、设备制造与集成、工程施工与管理的一体化服务业务，拥有市政公用工程咨询、设计、总承包的甲级资质，参与建设保定至霸州天然气管道工程，途径雄县、容城、安新，为雄安三县提供天然气。新地工程从事的煤化工、天然气等领域承包业务与新奥股份业务具有很强的协同效应，可以作为新奥股份煤化工及LNG业务的工程主体，使公司成为能源产品生产服务一体化供应商。终止非公开发行，发布配股预案。2016年9月29日新奥股份发布《非公开发行股票预案（修订稿）》，拟以11.30元/股的价格发行不超过2.19亿股，禁售期为自非公开发行结束之日起36个月。由于再融资政策法规、资本市场环境、融资时机等因素发生了诸多变化，公司决定终止本次非公开发行股票事项。2017年4月18日公司发布2017年配股预案，本次配股按每10股配售不超过3股的比例向全体股东配售。若以公司2016年12月31日的总股本9.86亿股为基数测算，本次可配股数量总计不超过2.96亿股，拟募集资金不超过24亿元。风险提示：收购资产业绩不及预期；石化行业景气度不及预期等。5.2中天能源(600856.SH)：油气全产业链协同发展公司盈利稳定，业绩大幅增长。2016年公司实现营业收入36.35亿元，同比增长83.70%；实现归母净利润4.35亿元，同比增长53.03%。2017Q1公司实现营业收入16.40亿元，同比+269.83%；实现归母净利润1.38亿元，同比+187.36%；加权平均净资产收益率为5.66%。2017Q1公司业绩大幅增长主要由于天然气业务收入增加，海外油气田和油品业务增长。具备天然气全产业格局。公司已建成20座CNG加气站，其中包括武汉中能军山CNG母站、湖北合能安山CNG母站、无锡东之尼顾山CNG母站等3座CNG母站及17座CNG加气子站，CNG母站日处理能力约70万方，加气子站日加气能力约40万方。公司还延伸产业链在加拿大收购油气资产，目前已具备油气田——LNG接收站——加气站的完整产业格局。收购加拿大油气资产，延伸天然气产业链。目前，公司旗下NewStar公司油气田资产已证实经济可采储量为2469.62万桶油当量，产量约为4200桶油当量/天；LongRun公司原油、液化石油气和天然气2P储量分别为3490.5万桶、2300.6万桶和5350.38亿立方英尺，合计约为1.47亿桶油当量，2015年平均产量为3.24万桶油当量/天。我们认为，公司对海外油气资产的收购是公司向天然气上游资源延伸的重要一步，符合公司天然气全产业链布局的发展战略。投资LNG/LPG接收储配站项目。中天能源与潮州华丰签订《投资合作协议》，由潮州华丰以自有5万吨级LPG码头和LNG储配站363亩项目用地资产评估作价成立项目公司，然后中天能源以不超过4亿元受让项目公司50%股权。该项目旨在通过利用潮州华丰自有国家一级开放LPG码头的自然条件，在5万吨级基础上扩建成8万吨级请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业34LNG/LPG接收储配站，扩大吞吐量，实现海外LNG进口与分销，并以项目公司为主体着力开发一批分布式能源利用项目，形成产业集群。我们认为，此项目有助于公司进一步拓展、完善天然气全产业链。参与投资产业基金。为进一步推动天然气全产业链发展，公司拟作为有限合伙人参与深圳市盛世景投资有限公司作为普通合伙人设立的深圳前海盛世达金投资企业，基金总额为1.8亿元，公司拟出资不超过5000万元。我们认为，公司参与产业投资基金将有助于加快天然气全产业链建设步伐。非公开发行获证监会书面核准批复。中天能源拟发行不超过2.45亿股募集资金不超过23亿元，发行对象为包括实际控制人邓天洲、黄博在内的不超过10名特定投资者。扣除相关费用后募集资金净额将用于以下项目：江阴液化天然气集散中心LNG储配站项目、收购青岛中天石油投资有限公司49.74%股权并出资、偿还贷款及补充流动资金。2017年6月22日，公司正式获得证监会书面核准批复。风险提示：管道改革不及预期，天然气价格波动风险等。5.3新潮能源(600777.SH)：传统业务剥离，海外收购油气资产公司目前是一家主营房地产业务，同时涉及建筑、电缆、机械制造、纺织等多个行业多元化经营的企业，2016年完成收购浙江犇宝的同时开始剥离自身房地产业务，计划转型油气领域。剥离房地产业务。自2014年起，新潮能源将未来产业发展方向定位于石油及天然气的勘探、开采及销售；同时，将公司原有传统产业逐步予以剥离。2014年，公司已先后处臵了烟台新潮酒业有限公司、烟台市麒麟宾馆有限公司、烟台新潮可利尔纺织有限公司、烟台新潮铸造有限公司、烟台市东城建筑安装工程有限公司、烟台新祥建材有限公司、烟台新潮房地产开发有限公司等7家子公司。2016年，公司战略转型进入收官之年，原有传统产业已全部剥离。进军海外油气产业。2015年，新潮能源向隆德开元等发行股份购买其持有的浙江犇宝合计100%股权，并以锁价方式非公开发行股份募集配套资金。在本次非公开发行完成后，新潮能源通过浙江犇宝间接持有美国巨浪能源有限公司100%股权，巨浪有限主要资产是位于美国德克萨斯州Crosby郡的Permian盆地的油田资产。新潮能源将通过本次发行股份购买资产，进入油气开采领域。浙江犇宝拥有的油田资产地处核心地带且极具勘探潜力、具有稳定可靠的石油储量和较好的盈利持续性。油气资产进一步扩张。2015年10月23日新潮能源与鼎亮汇通签署了《意向书》，协议收购分三步完成：（1）鼎亮汇通将通过其境外孙公司MossCreekResources,LLC以现金方式收购TallCityExplorationLLC（注册于特拉华州）及PlymouthPetroleum,LLC(注册于特拉华州)位于美国二叠盆地油田资源（美国德克萨斯州Howard、Borden郡）的相关权益；（2）完成上述收购后鼎亮汇通股东将所持股权全部转让给非关联第三方；（3）新潮能源向前述非关联第三方购买鼎亮汇通合计100%的权益份额。收购完成后，新潮能源将持有鼎亮汇通100%权益，公司将通过鼎亮汇通间接获得油田资产相关权益。公司控制的油田1P储量将超过2亿桶（约2740万吨），2P储量将超过5亿桶（约6849万吨）。2017年6月23日，公司发布公告，发行股份购买资产并募集配套资金事项获得证监会核准批文。发布2017年限制性股票激励计划（草案），彰显公司信心。公司拟向激励对象授予不超过8000万股限制性股票（约占总股本1.97%），授予价格为1.78元/股。本次计划涉及的激励对象共计5人，其考核指标有两个，满足其一即可：（1）以2016年度营业收入为基数，2017-2018年增长率分别不低于200%、1000%；（2）以2016年公司市值为基数，2017-2018年增长率不低于20%、50%。风险提示：海外收购存在政治风险；石化行业景气度不及预期；石油价格恢复不及请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业35预期等。5.4广汇能源(600256.SH)：海外收购油气资源，积极扩展LNG下游海外收购油气资源。广汇石油自2009年11月进入斋桑油气区块，拥有斋桑区块52%的权益。该区块位于哈萨克斯坦国东哈州，紧邻新疆吉木乃县，合同区面积8326km2，勘探期至2018年7月。根据2017年2月哈国储委会报告，斋桑项目东哈萨克州萨拉布雷克油田天然气C1级地质储量54.7亿立方米，C2级地质储量8.88亿立方米。溶解气C1级地质储量11.6亿立方米，C2级地质储量86.2亿立方米。多方战略合作，积极扩展LNG下游。2013年公司与壳牌合作，计划在江苏省启东市新建一个LNG分销转运站项目并在条件成熟后短期内扩建为进口LNG接收站项目（液态进出）。码头吞吐量初期以政府审批的60万吨/年规模为基础建设，根据将来市场情况和条件逐步扩建到150万吨至350万吨/年。2015年公司持续加强市场拓展，收购了山东、陕西、甘肃、新疆等地部分终端加注站，并与中石油新疆销售有限公司、甘肃酒泉销售分公司就油（气）终端业务展开战略合作，进一步扩大了终端市场规模，有力地推动了天然气业务的发展。2016年共完成加注站立项8座，结转2015年在建184座，新开工建设27座，新投入运营站点12座，全年完成接驳6.9万户，累计民用接驳供应居民户数35.8万户。非公开发行获得证监会通过。公司于2015年6月公告非公开发行预案，拟募集资金总额不超过70.00亿元，在扣除发行费用后将分别用于投资哈萨克斯坦LNG清洁能源一体化项目、南通港吕四港区LNG分销转运站项目、新疆红柳河至淖毛湖铁路项目和偿还上市公司有息负债。2016年2月，非公开发行获得证监会通过。为了保持本次非公开发行股票工作的延续性和有效性，公司在2016年12月召开董事会，决定意将本次非公开发行股票股东大会决议有效期延长12个月。风险提示：海外收购存在政治风险；石化行业景气度不及预期；项目建设不及预期等。5.5陕天然气(002267.SZ)：陕西省天然气管道龙头，定增加快管网建设陕西省自2009年开始实施”气化陕西”工程，截至2012年底”气化陕西”工程一期全面建成，建成11条天然气长输管道，全省11个市区、107个县（区）全部实现气化。2013年”气化陕西”工程二期开始启动，结合市场需求情况，陕西省将形成”东西南北中”多气源供给格局，建成七纵、两横、一环、两枢纽，以七座CNG市场组团辐射周边的天然气供应系统。七纵：靖西一线、靖西二线、靖西三线、宝鸡-汉中、榆西线、西安-安康、川东北-西乡等七条南北方向输气管线。两横：咸阳-宝鸡、汉中-西乡-安康两条东西方向的输气管道。一环：关中环线（与主干长输管线贯通形成环网）。两枢纽：关中永乐、陕南西乡。七座CNG市场组团：在延安、泾阳、眉县、安康、汉中、榆林、商洛等地建设的七座CNG加气母站，以CNG作为临时气源向管道未通达的周边地区供应天然气。陕西省天然气管道龙头。公司是”气化陕西”工程的主要参与者，截至2016年底，公司拥有天然气输气管道33条，总里程超过3,300公里，具备135亿立方米的年输气能力，形成了纵贯陕西南北，延伸关中东西两翼，覆盖全省11个市（区）的输气干线网络。同时，公司在陕西省5区25县开展了城市气化项目，在全省107个区县中市场覆盖率高达28.04%。2016年，公司销售天然气量52.1亿方，同比增长9.57%，在陕西请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业36省天然气长输管道市场处于垄断地位，也是国内管网里程最长，输气规模最大、市场覆盖最广的省属天然气公司。发布定增预案，加快管网建设。2016年12月，公司发布非公开发行预案，拟发行价格9.12元/股，预计募集资金15亿元，主要用于汉安线与中贵联络线输气管道工程、商洛至商南天然气输气管道工程、眉县至陇县天然气输气管道工程、商洛至洛南天然气输气管道工程、安康至旬阳天然气输气管道工程，我们预计项目建成后，将有效提高公司天然气供气能力，完善全省管网布局，改善全省能源结构。我们认为本次非公开发行有利于增强公司的资本实力，优化公司的资本结构，有效解决公司发展的资金需求，降低公司的融资成本和偿债风险。上述工程完成后，公司长输管道将增加到3488公里，年输气能力将从135亿立方米增加到145亿立方米，进一步推进气化陕西战略，提升公司的市场占有率和盈利能力。风险提示：管道改革不及预期，原油价格下跌风险，项目建设进度缓慢等。5.6国新能源(600617.SH)：受益于”气化山西”，积极拓展产业链公司以国家级天然气资源为依托，从事山西省内天然气资源项目的开发和利用，负责全省长输管网的规划建设和经营管理，承担着全省各市和省级天然气干线沿途县（市、区）的天然气供给任务。目前公司建成的北起大同、南至运城、贯通全省南北、沟通国家级气源的省级天然气管网已突破4000公里，管输能力超过年200亿立方米，管网覆盖全省11市104县（市、区），占全省长输管道的绝大部分，成为山西省内规模最大的天然气管网运营企业。抓住天然气发展时机，成为”气化山西”的主要获益者。山西省发改委发布的《山西省”四气”产业一体化发展规划(纲要)》中提出的”气化山西”的目标是到2020年“四气”年供气量达到379亿立方米，实现119个县市区天然气、煤层气全覆盖，交通干线全覆盖，重点工业用户全覆盖，重点旅游区全覆盖。其中”四气”分别为煤层气、焦炉煤气、煤制天然气和过境天然气，均为清洁能源，可以有效降低温室气体排放和减少雾霾现象。按照规划中提出的要求，山西省2015~2020年”四气”的供气量复合增速将达到12%，公司作为省级管运龙头将成为”气化山西”的主要获益者。“气化山西”工程加码，公司将进一步获益。山西省国新能源发展集团是公司第一大股东，2015年8月《山西省国新能源发展集团有限公司燃气产业发展规划（2015--2017）》获得了山西省发改委批复。规划在2015-2017年投资234.8亿元，再造一个”气化山西工程”，争取用三年时间实现山西省燃气大管网纵横联通全覆盖，天然气、煤层气、焦炉煤气和氢气混合气源全覆盖，加气站、液化工厂、物流车队等物流产业全覆盖这”三个全覆盖”区域，到十三五末力争实现销售收入500亿元、利润15亿元、混合燃气销气量100亿立方米，气化率全国第一，公司将进一步受益于”气化山西”工程。积极拓展上下游产业链。公司一方面不断开拓气源，保障上游燃气供应；另一方面积极收购城市燃气公司、建设LNG加气站、建设热电联产项目，积极开辟下游市场。公司与中石油签署20年长期照付不议合同，确保上游天然气采购，线路主要来自”西气东输”线、陕京一线、陕京二线、陕京三线、中石化榆济线等多条国家主干天然气输送管道。同时根据业务发展动态需要，与部分煤层气供应商签署中短期煤层气采购合同，作为补充气源；并与液化天然气供应商签署液化天然气采购合同，用于保障冬季调峰用气。风险提示：管道改革不及预期，天然气价格波动风险等。5.7金鸿能源(000669.SZ)：中下游一体化的民营燃气巨头成功借壳上市的燃气公司。中油金鸿能源投资股份有限公司成立于2004年，2012年12月公司实施重大资产重组，实现借壳上市，登陆深交所。业务拓展过程中，公司不断完善产业链，目前已经形成了天然气上游气源开发、中游长输管道、下游城市居民请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业37燃气和交通应用等，发展成为燃气综合利用服务商。另外公司通过子公司”正实同创”开展大气污染物控制业务，在环保领域占据一席之地，目前公司天然气综合业务营收占比为90%，环保业务收入占比8%。公司实际控制人为陈义和，通过直接持有以及新能国际、新余中讯间接持有公司共27.38%股权。主营长输管道，积极拓展上下游。公司上游气源主要来自于中石油，同时积极开拓LNG进口、煤层气等多种气源渠道，在所属三大区共建立10座LNG储备站、12座CNG加气母站，覆盖三省20多市。中游管输目前经营湘衡线（湘潭-衡阳）、聊泰线（聊城-泰安）、泰新线（天平镇-新泰）、应张线（应县-张家口）、冀枣线（武邑-冀州）五条省内长输管线，拥有长输干（支）线超过1100公里，输气能力超过40亿立方米。下游拥有衡阳市等等多个城市的管道燃气特许经营权，投产在建近60座加气站，与中船重工合作开展分布式天然气业务。同时积极通过外延并购开拓市场，2016年下半年先后收购天泓燃气、博瑞供气等公司股权，深入长三角、京津冀等市场。随着天然气价格改革的推进，以及油气价差进一步扩大，天然气应用经济性进一步显现，同时国家正在推行的煤改气、油改气等工程，有望提升下游天然气需求量，金鸿能源产业链布局完整，经营区域广阔，我们认为公司燃气销量有望提升，业绩增速有望反转。积极跑马圈地，深化公司全国性布局。2016年8月，公司以1.155亿收购耒阳国储能源燃气有限公司100%股权，加深公司市场渗透程度，完善天然气供应和保障体系。2016年9月，公司以1.2533亿收购苏州天泓燃气股份有限公司80%股权，加快公司在长江三角洲地区产业布局。2016年12月，公司以不超过1.105亿元收购宽城博瑞供气有限公司67%股权，加快公司在京津冀区域地区产业布局。风险提示：管道改革不及预期，天然气需求低于预期等。5.8胜利股份(000407.SZ)：战略转型完成，天然气业务加快发展加快退出传统产业，基本完成战略转型。公司自2012年开始进行战略转型，将清洁能源天然气产业定位为公司未来的主导产业，进入2015年公司天然气业务加快发展。2016年9月，公司将全资子公司山东利华晟能源作价1519万元转让，退出资金用于清洁能源天然气业务发展。2016年下半年，东营胜利绿野农药化工有限公司部分生产线停产，到2016年底，公司已经实现农化业务的战略退出，公司本阶段的产业转型基本完成。天然气业务成为公司主要利润来源。公司加快战略转型步伐，天然气业务继续保持快速增长势头。公司加快推进以天然气城市经营权为核心的收购兼并，兼顾发展天然气上下游创新业务，先后完成了河南濮阳、河北霸州、大连普兰店市、普湾新区及大连庄河市等项目的合作，天然气规模快速提升。2016年公司天然气业务实现营业收入13亿元，同比增长82.74%，占公司总收入的比例达到49.4%；实现毛利2.34亿元，成为公司的主要利润来源。拓展东北地区天然气市场。为加快培育天然气业务，拓展东北地区天然气市场，2015年12月20日公司与大连益民实业、普兰店益民等签署协议，拟共同开发经营大连市普兰店市、普湾新区及大连庄河市天然气业务。截至2016年9月12日，大连益民、普兰店益民出资设立的大连胜益新能源工商登记及银行开户手续已办理完毕，公司与大连益民实业、普兰店益民签署股权协议，此次股权转让完成后公司将持有大连胜益新能源51%股权（51%股权最高限价为4845万元）；大连益民实业及其股东出资设立的大连益民新能源工商登记及银行开户手续已办理完毕，公司与大连益民实业及其股东签署股权协议，拟以2295万元受让大连益民实业持有大连益民新能源51%股权。此次交易有助于公司加快天然气业务的发展。利用终端资源，开拓汽车充换电业务。为了开拓新能源业务，胜利股份与青岛特锐德签署《战略合作协议》，拟共同推进在汽车充电领域的战略合作。此次强强联合从胜利股份拥有的加气场站等终端领域开始，推广新能源汽车充电业务合作。通过此战略合作请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业38公司将切入汽车充换电领域，我们认为这将利用现有市场终端网络打造多层次新能源供应体系，开拓新的业务增长点。公司第一大股东协议转让完成暨公司控制权变更。2017年4月18日，公司大股东山东胜利投资所持有7.04%公司股份过户转让给润铠胜，转让完成后，山东胜利投资持有公司8.36%股份，润铠胜持有公司7.04%股份。润铠胜实际控制人赖淦锋通过润铠胜投资和其他资管信托计划持有公司15.26%股份，成为上市公司实际控制人。2017年6月8日，润铠胜增持公司2.29%股份，实际控制人赖淦锋所持股份达到17.56%。风险提示：转型风险；天然气业务开拓进度等等。5.9新奥能源(02688.HK)：领先的燃气分销商，布局LNG和售电业务领先的燃气分销商。公司业务主要集中于天然气分销领域，经营范围覆盖17个省市自治区。截止2016年底，可供接驳城区人口7742万，可供接驳住宅人口2580万，累计已接驳管道燃气的住宅用户1415万，工商业用户6.8万户，实现天然气年销量143亿立方米，其中住宅用户18.1亿立方米，工商业用户79.6亿立方米，汽车天然气15.1亿立方米，能源贸易站30.4亿立方米。公司积极布局LNG，形成进口-储配-加气-船用的全产业链布局。截止到2016年底，公司拥有LNG加气站277座，CNG加气站320座，天然气储配站166座，日供气能力达到8491万立方米。公司还与道达尔、雪佛龙和锐进签署正式的LNG购销长约，将于2018年后每年进口143万吨LNG，通过这些长约保证未来一段时间LNG的供给能力，为下游各项核心业务开展提供长期稳定的保障。公司还积极发展LNG船用业务，完成国内第一艘LNG动力滚装船—北部湾9号的改造，并为目前世界上最大的双燃料汽车运输船—南通中远川崎制造的NE212提供预冷、气试服务。另外，公司在长三角水系杭嘉湖地区和长江洞庭湖水域水运应用LNG项目进入了国家水运行业第二批试点示范名单。天然气分布式能源项目进展顺利，售电业务发展迅速。国家鼓励天然气分布式能源建设，提出到2020年天然气发电装机规模达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。公司于2016年1月8日宣布将云南昆明高新区和广东肇庆新区作为试点项目，探索结合分布式能源的售电业务，目前进展顺利，综合能源利用率达到80%以上。2016年年内又新签青岛海尔工业园、萧山胜达工业园、湖州中心医院等10个分布式能源项目，截止到年底，长沙黄花机场、盐城亭湖医院、株洲职教城、株洲神农城、肇庆新区、青岛中德生态园、石家庄君乐宝、石家庄火车站、滁州安兴彩纤、青岛万达游艇产业园、京滨工业园、廊坊云存储共12个项目，已开始为客户供能。风险提示：LNG加气站建设不及预计；天然气业务开拓进度等。5.10厚普股份(300471.SZ)：加气站设备领先企业，实现天然气全产业链布局国内天然气加气站领先企业。我国目前天然气加气站数量不足，分布不均，国家积极推进加油站建设。天然气发展十三五规划中提到，截止到2015年底，我国建成压缩天然气/液化天然气（CNG/LNG）加气站6500座，到2020年要建成12000座。公司为国内加气站设备领先企业，主要产品包括CNG加气站设备、LNG加气站成套设备和专项设备及CNG/LNG信息化集成监管系统，2016年CNG加气站设备和LNG加气设备营收占比分别为12.8%和55.7%，毛利率分别达到53.8%和38.1%。积极发展LNG船，实现天然气全产业链布局。2016年6月，公司控股子公司湖南厚普与汉寿县人民县政府签署《关于建设LNG船舶产业链项目合同书》。项目总金额10亿，将涉及建造LNG动力货船70艘、LNG工程船2艘、LNG加注站2座，以及LNG设备装配基地等，实现LNG清洁能源产业的快速发展，并带动相关产业的联动发展。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业392016年8月，公司控股子公司四川宏达云南中城签订了《水富至昭通天然气输送管道项目总承包合同》，合同金额达到2.21亿元，该项目将使公司在清洁能源全产业链的战略布局转化为新的业务领域和增长点。2016年12月，控股子公司沅江厚普与湖南省沅江市人民政府签署《关于建设LNG船舶产业链项目合同书》，项目涉及建造10艘5000吨级LNG船舶和LNG加注式趸船6艘。风险提示：CNG/LNG加气站建设放缓；LNG船建设不及预期等。5.11富瑞特装(300228.SZ)：能源装备领军企业，布局LNG和氢能能源装备领军企业。公司成立于2003年，前身为富瑞锅炉容器制造有限公司，主要从事换热设备和气体分离设备的压力容器制造与销售。2007年公司吸收合并华瑞科技有限公司（主营LNG低温阀门和储运应用设备），开始发展LNG产业链。2010年公司涉足汽车发动机再制造与”油改气”领域。2011年6月，公司登陆创业板。目前公司主营产品包括LNG液化、储运、终端应用全产业链布局，同时近年积极开发氢能源的应用。LNG全产业链布局。2016年初国际油价开始反弹，油气价差逐渐扩大，天然气应用的经济性提高，下游需求增长。富瑞特装拥有包括LNG液化、储存、运输、终端运营的完整产业链，将持续受益于天然气应用推广的东风。（1）LNG液化，公司具备中小型液化工厂项目总承包能力，目前运营及在建项目共投产超过90万m3/日。（2）LNG储存，公司产品包括气罐装备与气瓶装备。气罐类产品主要由全资子公司韩中深冷负责，产品下游主要为加气站、分布式能源等；气瓶类产品布局在LNG车用瓶供气系统、低温工业气瓶等方向。（3）LNG运输，公司产品包括LNG带泵运输车、低温介质运输装备、高真空大容量LNG专用槽车等，下游布局涵盖了LNG加气站、供气系统、分布式能源站等。（4）下游LNG终端应用，公司涉及发动机再制造油改气、分布式天然气、加气站等。其中油改气包括燃料供给系统与动力系统中的发动机，拥有1万台/年的发动机再制造生产线，由于LNG发动机相比传统柴油、汽油发动机，有安全、经济、环保等优势，有望成为公司的新增长极。积极拓展氢能源产业。根据氢能产业发展蓝皮书，我国2020年氢气产能规模将达到720亿m3/年，加氢站数量达到100座。富瑞特装2014年开始涉足氢能源领域，力求将氢能产业打造成公司第二发展产业。已与如皋经开区签订战略合作意向书，共同投资加氢站建设、氢能源汽车与氢燃料电池等项目。同时设立子公司张家港富瑞氢能装备有限公司，业务主要涵盖氢能相关技术支持、装备和一站式解决方案。根据氢阳能源研究可行性报告的数据，氢能项目建成后，公司可实现1500吨/年的氢气储存，通过出售氢气和脱氢设备等每年可实现销售收入2.2亿元。风险提示。（1）氢能业务产能计划不达预期；（2）国际油气价格波动；（3）LNG领域竞争加剧，毛利率下降。6.风险提示改革进度低于预期，天然气下游需求增速低于预期，政策风险等。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业40信息披露分析师声明[Table_邓勇Analyst石油化工行业s]本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告所采用的数据和信息均来自市场公开信息，本人不保证该等信息的准确性或完整性。分析逻辑基于作者的职业理解，清晰准确地反映了作者的研究观点，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。分析师负责的股票研究范围[Table_Reports]重点研究上市公司：胜利股份,中天能源,通源石油,华锦股份,苏试试验,恒力股份,天桥起重,永贵电器,巨星科技,桐昆股份,华鲁恒升,中国石油,兴发集团,深冷股份,宏盛股份,齐翔腾达,洲际油气,豪迈科技,中海油服,滨化股份,新奥股份,博迈科,高争民爆,建设机械,美都能源,上海亚虹,卫星石化,中集集团,上海石化,中化国际投资评级说明1.投资评级的比较标准类别评级说明投资评级分为股票评级和行业评级买入个股相对大盘涨幅在15%以上；以报告发布后的6个月内的市场表现为比较增持个股相对大盘涨幅介于5%与15%之间；标准，报告发布日后6个月内的公司股价（或股票投资评级中性个股相对大盘涨幅介于-5%与5%之间；行业指数）的涨跌幅相对同期的海通综指的减持个股相对大盘涨幅介于-5%与-15%之间；涨跌幅为基准；卖出个股相对大盘涨幅低于-15%。2.投资建议的评级标准增持行业整体回报高于市场整体水平5%以上；报告发布日后的6个月内的公司股价（或行行业整体回报介于市场整体水平－5%与5%业指数）的涨跌幅相对同期的海通综指的涨行业投资评级中性之间；跌幅。减持行业整体回报低于市场整体水平5%以下。法律声明本报告仅供海通证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。市场有风险，投资需谨慎。本报告所载的信息、材料及结论只提供特定客户作参考，不构成投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在法律许可的情况下，海通证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。本报告仅向特定客户传送，未经海通证券研究所书面授权，本研究报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。如欲引用或转载本文内容，务必联络海通证券研究所并获得许可，并需注明出处为海通证券研究所，且不得对本文进行有悖原意的引用和删改。根据中国证监会核发的经营证券业务许可，海通证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业41[Table_PeopleInfo]海通证券股份有限公司研究所路颖所长高道德副所长姜超副所长(021)23219403luying@htsec.com(021)63411586gaodd@htsec.com(021)23212042jc9001@htsec.com江孔亮副所长邓勇所长助理荀玉根所长助理(021)23219422kljiang@htsec.com(021)23219404dengyong@htsec.com(021)23219658xyg6052@htsec.com钟奇所长助理(021)23219962zq8487@htsec.com宏观经济研究团队金融工程研究团队金融产品研究团队姜超(021)23212042jc9001@htsec.com高道德(021)63411586gaodd@htsec.com高道德(021)63411586gaodd@htsec.com顾潇啸(021)23219394gxx8737@htsec.com冯佳睿(021)23219732fengjr@htsec.com倪韵婷(021)23219419niyt@htsec.com于博(021)23219820yb9744@htsec.com郑雅斌(021)23219395zhengyb@htsec.com陈瑶(021)23219645chenyao@htsec.com联系人余浩淼(021)23219883yhm9591@htsec.com唐洋运(021)23219004tangyy@htsec.com梁中华(021)23154142lzh10403@htsec.com袁林青(021)23212230ylq9619@htsec.com宋家骥(021)23212231sjj9710@htsec.com李金柳(021)23219885ljl11087@htsec.com罗蕾(021)23219984ll9773@htsec.com薛涵xh11528@htsec.com沈泽承(021)23212067szc9633@htsec.com联系人联系人谈鑫(021)23219686tx10771@htsec.com周一洋(021)23219774zyy10866@htsec.com皮灵(021)23154168pl10382@htsec.com姚石(021)23219443ys10481@htsec.com王毅(021)23219819wy10876@htsec.com吕丽颖(021)23219745lly10892@htsec.com蔡思圆(021)23219433csy11033@htsec.com张振岗(021)23154386zzg11641@htsec.com徐燕红(021)23219326xyh10763@htsec.com颜伟(021)23219914yw10384@htsec.com庄梓恺zzk11560@htsec.com史霄安sxa11398@htsec.com固定收益研究团队策略研究团队中小市值团队姜超(021)23212042jc9001@htsec.com荀玉根(021)23219658xyg6052@htsec.com钮宇鸣(021)23219420ymniu@htsec.com周霞(021)23219807zx6701@htsec.com钟青(010)56760096zq10540@htsec.com张宇(021)23219583zy9957@htsec.com朱征星(021)23219981zzx9770@htsec.com高上(021)23154132gs10373@htsec.com刘宇(021)23219608liuy4986@htsec.com张卿云(021)23219445zqy9731@htsec.com联系人孔维娜(021)23219223kongwn@htsec.com联系人郑英亮(021)23154147zyl10427@htsec.com联系人姜珮珊(021)23154121jps10296@htsec.com姚佩(021)23154184yp11059@htsec.com王鸣阳(021)23219356wmy10773@htsec.com杜佳（021）23154149dj11195@htsec.com唐一杰021-23219406tyj11545@htsec.com程碧升(021)23154171cbs10969@htsec.com李影(021)23154147ly11082@htsec.com潘莹练(021)23154122pyl10297@htsec.com相姜(021)23219945xj11211@htsec.com政策研究团队石油化工行业医药行业李明亮(021)23219434lml@htsec.com邓勇(021)23219404dengyong@htsec.com余文心(0755)82780398ywx9461@htsec.com陈久红(021)23219393chenjiuhong@htsec.com联系人郑琴(021)23219808zq6670@htsec.com吴一萍(021)23219387wuyiping@htsec.com朱军军(021)23154143zjj10419@htsec.com孙建(021)23154170sj10968@htsec.com朱蕾(021)23219946zl8316@htsec.com毛建平(021)23154134mjp10376@htsec.com联系人周洪荣(021)23219953zhr8381@htsec.com殷奇伟(021)23154139yqw10381@htsec.com师成平(010)50949927scp10207@htsec.com王旭(021)23219396wx5937@htsec.com贺文斌(010)68067998hwb10850@htsec.com刘浩(010)56760098lh11328@htsec.com汽车行业公用事业批发和零售贸易行业邓学(0755)23963569dx9618@htsec.com张一弛(021)23219402zyc9637@htsec.com汪立亭(021)23219399wanglt@htsec.com联系人联系人王晴(021)23154116wq10458@htsec.com谢亚彤(021)23154145xyt10421@htsec.com赵树理(021)23219748zsl10869@htsec.com李宏科（021）23154125lhk11523@htsec.com杜威0755-82900463dw11213@htsec.com张磊(021)23212001zl10996@htsec.com联系人王猛(021)23154017wm10860@htsec.com史岳（021）23154135sy11542@htsec.com互联网及传媒有色金属行业房地产行业钟奇(021)23219962zq8487@htsec.com施毅(021)23219480sy8486@htsec.com涂力磊(021)23219747tll5535@htsec.com郝艳辉(010)58067906hyh11052@htsec.com联系人谢盐(021)23219436xiey@htsec.com许樱之xyz11630@htsec.com杨娜(021)23154135yn10377@htsec.com贾亚童(021)23219421jiayt@htsec.com联系人李姝醒(021)23219401lsx11330@htsec.com联系人孙小雯(021)23154120sxw10268@htsec.com杨凡(021)23219812yf11127@htsec.com强超廷(021)23154129qct10912@htsec.com金晶(021)23154128jj10777@htsec.com毛云聪(010)58067907myc11153@htsec.com刘欣(010)58067933lx11011@htsec.com唐宇(021)23219389ty11049@htsec.com请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业42电子行业煤炭行业电力设备及新能源行业陈平(021)23219646cp9808@htsec.com吴杰(021)23154113wj10521@htsec.com杨帅(010)58067929ys8979@htsec.com联系人李淼(010)58067998lm10779@htsec.com房青(021)23219692fangq@htsec.com谢磊(021)23212214xl10881@htsec.com联系人徐柏乔(021)32319171xbq6583@htsec.com张天闻ztw11086@htsec.com戴元灿(021)23154146dyc10422@htsec.com联系人尹苓(021)23154119yl11569@htsec.com曾彪(021)23154148zb10242@htsec.com张向伟(021)23154141zxw10402@htsec.com基础化工行业计算机行业通信行业刘威(0755)82764281lw10053@htsec.com郑宏达(021)23219392zhd10834@htsec.com朱劲松(010)50949926zjs10213@htsec.com刘强(021)23219733lq10643@htsec.com谢春生(021)23154123xcs10317@htsec.com联系人联系人鲁立ll11383@htsec.com庄宇(010)50949926zy11202@htsec.com刘海荣(021)23154130lhr10342@htsec.com联系人余伟民(010)50949926ywm11574@htsec.com黄竞晶(021)23154131hjj10361@htsec.com杨林(021)23154174yl11036@htsec.com洪琳hl11570@htsec.com非银行金融行业交通运输行业纺织服装行业孙婷(010)50949926st9998@htsec.com虞楠(021)23219382yun@htsec.com唐苓(021)23212208tl9709@htsec.com何婷(021)23219634ht10515@htsec.com张杨(021)23219442zy9937@htsec.com梁希(021)23219407lx11040@htsec.com联系人联系人于旭辉(021)23219411yxh10802@htsec.com夏昌盛(010)56760090xcs10800@htsec.com童宇(021)23154181ty10949@htsec.com联系人李芳洲(021)23154127lfz11585@htsec.com马榕(021)23219431mr11128@htsec.com建筑建材行业机械行业钢铁行业邱友锋(021)23219415qyf9878@htsec.com沈伟杰(021)23219963swj11496@htsec.com刘彦奇(021)23219391liuyq@htsec.com冯晨阳(021)23212081fcy10886@htsec.com佘炜超(021)23219816swc11480@htsec.com联系人钱佳佳(021)23212081qjj10044@htsec.com耿耘(021)23219814gy10234@htsec.com刘璇(021)23219197lx11212@htsec.com联系人联系人周俊0755-23963686zj11521@htsec.com杨震(021)23154124yz10334@htsec.com建筑工程行业农林牧渔行业食品饮料行业杜市伟dsw11227@htsec.com丁频(021)23219405dingpin@htsec.com闻宏伟(010)58067941whw9587@htsec.com联系人陈雪丽(021)23219164cxl9730@htsec.com孔梦遥(010)58067998kmy10519@htsec.com毕春晖(021)23154114bch10483@htsec.com陈阳(010)50949923cy10867@htsec.com成珊(021)23212207cs9703@htsec.com联系人关慧(021)23219448gh10375@htsec.com夏越(021)23212041xy11043@htsec.com军工行业银行行业社会服务行业徐志国(010)50949921xzg9608@htsec.com林媛媛(0755)23962186lyy9184@htsec.com李铁生(010)58067934lts10224@htsec.com刘磊(010)50949922ll11322@htsec.com联系人联系人蒋俊(021)23154170jj11200@htsec.com林瑾璐ljl11126@htsec.com陈扬扬(021)23219671cyy10636@htsec.com联系人谭敏沂tmy10908@htsec.com顾熹闽021-23154388gxm11214@htsec.com张恒晅(010)68067998zhx10170@hstec.com张宇轩zyx11631@htsec.com家电行业造纸轻工行业陈子仪(021)23219244chenzy@htsec.com曾知(021)23219810zz9612@htsec.com联系人联系人李阳ly11194@htsec.com朱悦(021)23154173zy11048@htsec.com朱默辰zmc11316@htsec.com赵洋(021)23154126zy10340@htsec.com研究所销售团队请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 行业研究〃石油化工行业43深广地区销售团队上海地区销售团队北京地区销售团队蔡铁清(0755)82775962ctq5979@htsec.com胡雪梅(021)23219385huxm@htsec.com殷怡琦(010)58067988yyq9989@htsec.com伏财勇(0755)23607963fcy7498@htsec.com朱健(021)23219592zhuj@htsec.com吴尹wy11291@htsec.com辜丽娟(0755)83253022gulj@htsec.com黄毓(021)23219410huangyu@htsec.com陈铮茹czr11538@htsec.com刘晶晶(0755)83255933liujj4900@htsec.com漆冠男(021)23219281qgn10768@htsec.com陆铂锡lbx11184@htsec.com王雅清(0755)83254133wyq10541@htsec.com胡宇欣(021)23154192hyx10493@htsec.com杨羽莎(010)58067977yys10962@htsec.com饶伟(0755)82775282rw10588@htsec.com黄诚(021)23219397hc10482@htsec.com张丽萱(010)58067931zlx11191@htsec.com欧阳梦楚(0755)23617160蒋炯jj10873@htsec.com张明zm11248@htsec.comoymc11039@htsec.com毛文英(021)23219373mwy10474@htsec.com巩柏含gbh11537@htsec.com马晓男mxn11376@htsec.com方烨晨(021)23154220fyc10312@htsec.com季唯佳(021)23219384jiwj@htsec.com杨祎昕(021)23212268yyx10310@htsec.com慈晓聪021-23219989cxc11643@htsec.com海通证券股份有限公司研究所地址：上海市黄浦区广东路689号海通证券大厦9楼电话：（021）23219000传真：（021）23219392网址：www.htsec.com请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明'