燃气Ⅱ行业简评：发改委、能源局发文完善省内输气价格机制 加速打造全国一张网

　　核心观点

    　　近日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善省内天然气管道运输价格机制，促进行业高质量发展的指导意见》。意见明确省内各级天然气管道运输价格由省发改委制定，要求省内天然气管道运输价格应该实行统一定价模式，由“一线一价”、“一企一价”向分区定价或全省统一价格过渡，过渡期内可采取制定标杆价格等方式。意见明确按照“准许成本加合理收益”的方法核定省内天然气管道运输价格，准许收益率原则上不高于10 年期国债收益率加4 个百分点，最低负荷率原则上不低于50%。以三年为周期实施价格监管。

    　　事件：

    　　发改委、能源局发文完善省内天然气管道运输价格机制近日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善省内天然气管道运输价格机制，促进行业高质量发展的指导意见》，进一步完善省内各级天然气管道运输价格机制。

    　　简评

    　　各省发改委定价省内输气价格，加速打造“全国一张网”近日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善省内天然气管道运输价格机制，促进行业高质量发展的指导意见》。意见明确定价权限与范围，省内各级天然气管道运输价格由省级发展改革部门制定，原则上不再下放定价权。已纳入国家统一定价的跨省输气系统省内段及配套支线，省级发改委不再重复定价。意见确立了合理的定价模式，要求省内天然气管道运输价格应该实行统一定价模式，由“一线一价”、“一企一价”向分区定价或全省统一价格过渡，过渡期内可采取制定标杆价格等方式。我们认为本次政策思路延续天然气改革“管住中间，放开两头”目标，持续打造中游“全国一张网”，从2021 年国家管网公司核定管输价进一步深化至全国省内管网。本次政策实施标志着省级长输管网线路在全国层面价格改革迈出重要一步。

    　　省内管输气公用属性增强，引导经营企业优胜劣汰确意见明确按照“准许成本加合理收益”的方法核定省内天然气管道运输价格，即通过核定准许成本、监管准许收益确定准许收入，　　考虑输气量（周转量）确定管输价。标杆价格可根据省内管道经营企业平均价格水平确定，也可参照成本管理较好的管道经营企业价格水平确定。新建管道运输价格原则上参照标杆价格、所在价区价格或全省统一价格执行。我们认为本次价格制定方式未变，管输价格仍为准许收入与输气量之比，标杆价格制定则按照平均水平或较好水平确定，体现了引导经营企业优胜劣汰、资源整合的思路。

    　　通知明确天然气管道资产折旧年限原则上按40 年确定，安全生产费用应按照国家有关规定足额核定，保障管道安全稳定运行。准许收益率结合管道建设需要、用户承受能力等因素确定，原则上不高于10 年期国债收益率加4 个百分点。核定管道输气量（周转量）应设置最低负荷率要求，具体水平统筹考虑促进提升管道利用效率、企业实际运输负荷、管道运行阶段等因素确定，原则上不低于50%。我们认为通知采用天然气折旧年限原则上为40 年这一标准，体现了从严监管要求，有助于降低当期运价，释放改革红利。通知要求准许收益率原则上不高于10 年期国债收益率加上4 个百分点，截至2025 年7 月31 日，10 年期国债收益率为1.71%，近三年平均水平为2.21%，以该水平估计即不高于5.71%或6.21%，均低于此前各省执行的7%或8%准许收益率；最低负荷率要求原则上不低于50%，这处于此前各省省内管网要求负荷水平下限。综合来看，本次设计准许收益率与国内无风险利率挂钩，加强了管输气的公用事业属性，帮助输气资产达到合理的盈利水平；更友好的最低负荷率则降低了管输企业的运营压力。

    　　此外，通知明确省内天然气管道运输价格实行定期校核、动态调整，监管周期原则上为3 年。监管周期内相关资产、成本、输气量等发生重大变化的，可提前校核。

    　　风险分析

    　　天然气上下游价格联动机制不及预期的风险：我国天然气价格长期实行双轨制，存在交叉补贴情况。天然气全面的上下游联动价格机制仍处于推广过程中，政策建议到落地执行需要一定的步骤与时间，存在政策建议最后无法落地或政策范围有调整变动的风险。

    　　合同气价上涨的风险：我国城燃公司大部分气量依赖于合同内气量，如果合同内气量价格超预期上涨，会损害城燃公司盈利能力。

    　　海外气价上涨的风险：我国天然气进口依存度较高，如果因为海外供需边际变化导致海外气价大幅上涨，会显著影响国内天然气的综合价格成本，进而导致城燃公司毛差受压。