主持人：王玮嘉/环保公用首席（S0570517050002）
主讲人：丁涵之/H股研究总监&能源首席、刘旭彤/H股公用事业首席
总结
政策影响：目前我国非居民用气基准门站价格普遍高于居民气价，改革落地将推动居民天然气门站价上涨，利好上游资源商，如中石油（拥有中国80%的天然气上游的气量）。短期内下游燃气企业的气源成本将增加，向下游顺价有时滞（居民调价需要听证）且大概率只能部分传导，但长期来看，居民用气价格并轨有助于理顺价格联动机制，叠加增值税率降低至10%，有助于下游消费放量。
市场预期差：市场此前预测调价大概率发生在10月之后的用气旺季，且大概率会下调非居民气价上调居民气价完成并轨；此次调价时间提前（与增值税优惠+非居民气价下调压缩两类门站价价差有关），且非居民气价保持不变，调价幅度和时间都超出市场预期。
未来改革展望和行业趋势：放开门站价格指导价是最终目的，未来其他省份都会沿袭广东、福建两省定价方式，取消门站价格的管制，进行市场定价。2019年天然气价和门站价波动会更明显，将会出现夏天天然气门站价下降以及冬天门站价上涨；2019年可能会随着成本上涨、国际油价走势等原因，继续有一次门站价格的调整。
对煤改气影响：未来煤改气工程会继续进行，政府补贴的支持依旧，真正需要担忧的是煤改气主体完成之后，2020年北方调峰问题将会出现，这才是煤改气最需要重视的问题。国家不会因为0.35元的门站价上调导致财政压力增加而去砍掉煤改气项目，新增煤改气用户带来的调峰需求能不能被满足才是决定煤改气前景的关键。
会议实录
主持人：各位投资者下午好！我是华泰A股环保公用事业的研究员王玮嘉。周五下午发改委收盘之后发出了一个天然气行业重磅政策文件，发改委通知要在6月10日之前将居民气门站价和与非居民气门站价格进行并轨，取消居民用气最高门站价格的政策，改为基准门站价格，并且设置了上浮20%的上限。这个政策解决了一直存在的居民用气和非居民用气门站价格不协调，简单来说是居民用气的并轨。我们在今天下午请到港股研究总监和大能源行业的首席丁涵之丁总，以及港股公共事业的首席刘旭彤刘总，两位都是在行业有多年资深经验的研究员，跟我们分享一下政策所带来的产业链发展的背后含义，以及对于上市公司的影响。我们先有请港股公用事业的首席刘旭彤刘总，跟我们分享一下对此次政策出台的解读，有请刘总。
刘旭彤：谢谢王总，我这边大概从几个方面来说一下政策的解读，第一，政策实施之后带来的具体影响；第二，对各个板块产业链的短期影响；第三，天然气进一步改革的展望；第四，和市场预期的差异。就像之前王总介绍的情况，发改委这次终于出台了我们已经讨论好几年的气价并轨，这次气价并轨的方案在门站层面，将居民气价一次性提到工商业气价并开放波动，允许上浮20%，下浮不限的波动。发改委要求6月10日开始实施，前提就是ASP的提升，利好上游。对下游来说，由于居民的终端零售价格需要听证会才能继续调整，对下游城市燃气运营商来说涉及一个传导的过程，听证会耗费一定时间，所以传导也有时间期限，期间会影响毛差和毛利率的波动，属于比较负面的波动，主要看燃气公司怎么消化气价传导的过程。另外，听证会不一定对此次涨价进行百分之百的传导，要看具体的燃气公司具体怎么落实听证会，以及怎么传导价格。
政策影响：因为并轨这个事情已经讨论了很多年了，2016年下半年中石油曾正式向国务院提交过天然气价格并轨的要求，当时居民气价和工商业气价差额比较大，国家不太想让居民门站上浮超过太大比例，当时就驳回了，而且要求一年之内不能再提。2017年居民天然气价格随着阶梯气价和供暖气价的实施，多次有变相的上涨，当年国家也推行了工商业减负的一系列政策，使得工商业气价有明显的下降，居民气价和工商业气价差额也在逐步的缩窄，到了2018年，市场上对于这个方案有一定的预期，因为工商业的气价和居民的气价处于比较合理的范围之中，已经达到了并轨的要求。
与市场预期差：我在此前的研究报告里提到过市场价格并轨可能出现的时间点和具体的影响，这两点上这次的政策和我们想的都不太一样。第一是时间点的问题，之前大家理所应当的认为整个天然气价格的并轨方案会像以前一样在10月底至11月份出台，随着冬季供暖价格的上调一起执行，但这次明显价格提前实施。第二，之前市场预计工商业价格会有一定的下浮，居民价格有一定的上浮，实际并轨价格会在中间的点，这次相对来说比较简单，直接把居民气价一次性提升到并轨的水平。
产业链的具体影响：对上游来说比较简单，因为纯粹是门站价的上调，门站价的上调带来ASP的增加，利好上游。对下游的影响相对复杂，因为是纯粹成本的上涨，短期内对燃气公司有一定的压力。具体价格传导分为两方面，一是传导价格耗时，这取决于听证会怎么执行；二是能传导多少价格增量，发改委认为实际零售价格的上涨幅度可能低于门站价格的上涨幅度，这也就是市场一直讨论的毛差收窄的情况。城市燃气行业龙头公司都有一定的信心，在1-2个月之内全部完成这次的顺价，短期主要是时间的差异导致的毛差暂时收窄。
未来改革展望：这次门站价格并轨是发改委天然气价格市场化改革的重要进程，但这并不是最终一步，我们认为最终结果一定是下一步在门站价格指导价的开放。门站价格指导价的开放也就是说理顺整个上下游气价传导的机制，这个机制从2006年开始就有一个逐步的改革进程，2011年广东和广西也做了一个市场化的改革，采用门站价格净值回归的方法，后来这个方法被2016年的市场定价所取代。所以最新的定价方式是福建省和广东省所用的市场定价，这两个省份也是走在改革的前沿，我们认为以后全国范围内都会沿袭这两个省份现在的定价方式，取消门站价格的管制，进行市场定价，整个上下游用成本传导的过程进行天然气价格更频繁的波动。明年具体会有什么样的出现呢？明年第一步，天然气价格和门站价的波动会更明显，不像以前居民气价一直不怎么动，从2019年开始可能出现的就是夏天天然气门站价下降以及冬天门站价上涨，进入季节性的调价过程；其次就是发改委也说到这次开放经营以后，2019年不会出现再一次的门站价格上调，到了2019年可能会随着成本的上涨、国际油价的走势等原因，继续有一次门站价格的调整。但具体是上浮还是下浮不太好说，国家没有制定具体的定价标准。最终的方向是取消门站价管制，天然气价格更加能够反应成本的变化，也能够向上游完全传导成本的波动，同时下游也增加自己的议价能力，通过价格的调整来选择更合适的用户结构的方式来减少政策性对利润的影响，增加企业自主的定价权，这样是未来的一个趋势，这也是中国天然气市场化的进程。
总结来说，我们看短期下游有一定的压力，看点在于怎么样传导这次价格调整；对上游来说，显然是利好，2018年下半年可以增加自己ASP的上涨。今后要看明年政策的推进，长期来看总体利好行业发展，短期有一定的压力。我这边的解读大概就是这些，把发言权交给玮嘉总。
主持人：谢谢刘总带来的解读，上市公司我补充一下A股主要的燃气公司，之前两广和福建，包括浙江先期完成了改革和并轨，包括深燃、贵州、佛燃和瀚蓝环境，这一块毛差压制相对来说是比较小的，但其他的地方城燃商面临的是短空长多的逻辑，因为我们刚刚得知对于上游完全是ASP的增加。我们下面有请丁涵之丁总，丁总是华泰港股的研究总监，也是大能源行业的首席，丁总在整个能源行业有十多年的研究经验，我们请他分享一下上游的板块和公司的影响。
丁涵之：谢谢玮嘉，谢谢Tony。我首先和大家讲一下价格改革涉及到门站价位的变化。新的定价体系里，首先从6月10日居民气价的价格会往上调，最多不超过0.35元人民币，目前全国的均价是1.4元，所以各个省上调之后基本可以等于当地的非居民门站价。但是有一些地方目前的非居民气价和居民气价的差价超过了0.35元，发改委要求过一年之后再把剩下的差异值补齐。所以说整体来说，这一次调价的幅度也是超预期的，而且非居民气价是没有下调的。刚刚Tony也说了，之前市场预期比较多是居民气价上调，非居民气价下调一些，现在来看非居民气价是不会下调的。
中石油、中石化都有这个业务，但中石化的业务是非常小的，我认为对它的影响是不大的。对于中石油影响比较大，中石油拥有中国80%的天然气上游的气量。他在城市门站这个位置把天然气卖掉，并不涉及到门站价以下的传导，因此不会受到刚刚Tony说的毛利率压缩的影响。由于中石油的天然气销售是在门站层面而不是终端销售层面，我们认为居民门站价上调对公司盈利构成重大利好。同时，令我们感到惊喜的是，新价格机制不需要降低非居民气价来缓解居民气价上涨的幅度。随着新的定价机制在今年实施，我们相信，从长期来看能够将实现完全以市场为导向的、以成本为基础的天然气价格机制，这将推动中石油的价值重塑，公司在过去几年中，天然气进口损失巨大（2017年进口亏损239亿元）。我们假设：
1）公司的天然气销量在2018年同比增长9%；
2）天然气总销量中的20%来自居民用气；
3）价格整体上调0.35元/立方米；
4）2018年有半年的影响，据此我们推测中石油2018年税前利润增量为71亿元，具体计算方法如下：
1870亿立方米（2017年销量）*（1+9%同比增长）*20%*0.35元/立方米*0.5年
因此，我们将中石油2018/19年净利润分别上调9%/20%，这仅来自居民气价在2018年上调的0.35元/立方米（我们目前假设2019年价格同比持平，尽管发改委规定最高可上浮20%）。在我们看来，此利润增幅可能会被分摊到公司的勘探生产和天然气管道这两个板块中，这是因为天然气井口价可能会相应提高（幅度接近或低于0.35元/立方米，目前尚不知悉公司将如何作调整），从而将增厚的盈利转移至勘探生产板块，而管输费则保持不变。净利润预测提高后，我们上调基于PB估值的目标价至9.0港币，对应1.12倍2018年 PB。主要投资风险包括:1）意料外的油价下跌；以及2）超预期的进口气亏损。
主持人：谢谢丁总，我线下收到了投资者要求，大概总结一下两位老师的观点，跟大家理一下产业链的情况，A股投资者可能不是特别熟悉，整个产业链里面从上游往下游分别是井口、门站和销售终端的零售价格，我们本次上调的是门站价格，门站价格之间居民和非居民是不同的，可以理解为居民价格比非居民价格低一些，而且低的幅度在20%-30%以上。但有些地区比较晚，像两广、福建，已经先期做了改革，所以基本处于并轨的状态。总的来说，这一次的门站价格调整会把价格上调至同非居民相同，对上游类似中石油这类的公司，门站价格是相当于他们的销售价格，但对于偏中下游的厂商来讲，门站价格是他们的采购价格。所以在终端价格不调整的情况，相当于利益在上游和下游的重新分配，这次门站价上调最终会带来终端零售价格的上调，只是幅度不确定。
Q&A
Q：请教一下丁总和刘总，这个政策就像两位老师分享的那样，市场上相对来说也是有一些预期的，为什么在这样的市场时点推出超出市场预期的这种政策，是不是和近期的输配气价政策和增值税调整相关？
A（刘）：这个文件的时间点确实早于我们的预期，这个文件今年上半年也一直都在做意见征求，其实燃气公司和上游都知道这个文件，但推出的时间是偏早的，6月10日就推出，之前预计在7月以后或者10月左右。这个文件具体的政策条款和最早不太一样，发改委考虑各方面的情况，提出一个相对合理的方案。同时也有考虑增值税调整，增值税主要传导到下游，1%的降幅，使得总体门站价出现一定下降，会刺激居民消费和工商业消费。偏宏观角度来看，会减弱对CPI的影响，这次发改委也说假设0.35元100%全部传导，对2018年CPI会是0.002%左右，对居民生活基本没有什么太大的影响，换算成每一户，每一户增加7元/月的天然气支出。
之所以提前出政策，主要是因为夏天是全国用气的淡季，同时今年天然气行业最主要的目标是增加调峰能力，我们要建更多的上游、中游、下游的储气库。中国的储气库分三种，第一种是上游储气库，类似于中石油在中原油田等地建设的储气库，储气库的运作方式是淡季注气、旺季生产的情况，削峰填谷，用以减缓天然气调峰的压力。第二种是中游管道配套的储气库，之前中游管道主线管网一般用高压管网降气压的方式来做调整，这次对新增管网的开采压力较大。对于下游，包括城燃公司和地方政府都要相应的增加储气能力。此次文件这个时点出来，可以在储气设施开始运作之前提前理顺天然气价格。提前理顺天然气价格的意义在于以后各省对于气量的管理相对来说比较开放简单，不像以前需要分居民气、工业气、调峰气等，管理比较混乱。现在理顺居民价格也是为了以后管理各省之间的气量协调的时候有一个更好的依据，长期来看有助于更加合理的形成气价和气量供应，不会存在短期内的价格倒挂的问题。
同时国内很多投资者比较关注省一级管网，像陕天然气这种公司具体会在这次环节中会有什么样的影响？省一级管网是走另一个定价体系，去年9月份长输管线的收费措施出台以后，管输费都是固定收费，每次门站的调整直接反应到上游和下游，中游通过固定收费的情况来传导整个价格的调整，这就更加合理，整个天然气的长期发展比较看好，气量、气价以及各方的利润分配也会更加固定，也使中国比较贴近相对成熟的燃气市场。
Q：居民门站价现在变基准门站价，之后还能上浮20%，我想问如果现在门站价并轨导致提了0.3元或者0.35元，居民顺价到终端是0.3-0.35元，之后旺季再往上调整20%还能顺吗？听证会要是调价，耗时有多久？
A（刘）：谢谢您的问题，第一是冬季涨价的问题，冬季涨价是这样的，之前居民是不涨的。这次和工商业并轨以后，会跟着工商业一起动，整个顺价过程居民和工商业是保持一致的，顺价的比例相对来说保持一致的。居民顺价联系到第二个问题，窗口期的问题。居民价格调整要进行听证，听证的窗口期是这样安排的，提前做申请和听证，同意的话上浮，基本上需要一个半月至2个月的时间去做。听证之后的结果也不一定是你提出的价格。
冬季涨价和之前的工商业一样，工商业气价上浮，居民气价也跟着上浮。还有居民供暖气价的问题，居民气价采用基准价门站价后，阶梯气价和供暖气价是基准价的基准上乘以一个系数增加出来的，但具体的系数可能各个地方会有调整，比方说现在第二档乘1.2，第三档乘1.5，之后可能在系数上有相应的调整，涨幅不会这么大，但冬天供暖气价和阶梯气价一定比原来高一些的，这是一定的。
Q：这次调价文件中专门提了中石化、中石油，中海油的价格会调吗？LNG还有煤层气、页岩气的价格会不会调？
A（刘）：这次调整是门站价格的调整，您说的LNG、煤层气、页岩气都是气源，都是进管道的，最终零售价格是门站价，这次的调整都是针对门站的调整，所有的气源价格都是一样的。对于中石油来说，无论是LNG进口还是管道从哈萨克斯坦进口也好，整个终端的价格是一个调整。这一次的门站价格政策是针对中石油和中石化的，是因为中国的管道是控制在这两家公司里面，80%以上是中石油的管道，中石化还有川气东送线，他们才是门站价最终的player，这个文件是主要对他们的。而中海油运营一些进口码头，进口的气绝大部分是气化进管道，借用中石化、中石油的管道去卖，所以收的是过路费。也就是说码头是批发气业务，走的是加价的过程，对中海油的码头来说，门站价格的波动对他没有实际的影响。去年气荒的时候大家说的LNG商品价格，LNG商品价格是抽离于天然气门站价格之外的商品，LNG可以在没有管道的地方做点供，也可以直接做燃油加烃，作为化工原料用。门站价的波动对LNG商品有一定的传导结果，因为LNG商品大部分的气源不是码头，而是国内的LNG生产厂，对他们来说这些生产厂很多从管道拿气生产LNG，对他们来说成本也是上涨。
A（丁）：我补充一下，中海油的码头不在上市公司里，不影响上市公司，是这样的情况。
Q：这对煤改气有没有整体的利空，对城燃公司影响如何？
A（刘）：煤改气方面，市场比较关注是因为这一块市场是新增的消费端，而且比较依赖补贴，大家对这块业务一直比较担忧，无论是去年冬天的LNG涨价，还是今年的门站价上涨，大家都比较担心煤改气的情况。其实煤改气是2017年下半年才正式开始做的，整个对于新增的需求量也不是很大，而且发改委在文件里明确提到对城乡低收入群体和北方地区农村煤改气家庭给予适当的补贴，这部分补贴由地方政府主体承担。对于煤改气来说，我们认为工程会继续上，政府补贴的支持还是会继续的，真正需要担忧的是2018年-2019年，大部分煤改气主体完成之后，2020年北方调峰问题将会冒头，这才是煤改气最需要重视的问题。因为煤改气用户用气习惯集中在冬天，只在冬天开，夏天基本没有，这是纯粹的调峰需求，对于天然气调控来说压力比较大。综上，国家不会因为0.35元的门站价上调而增加的财政压力去砍掉煤改气项目，真正需要考虑的是，2018-2019年新增的煤改气用户带来的调峰需求能不能被满足，这一问题才是有可能取消煤改气政策的主因。
Q：对于调峰的价格，国家的政策趋势是怎样的？
A(刘)：和之前是一致的，增加冬季调峰价格，现在门站价是基准门站价，在调峰区根据需求进行上涨，这也是对成本的传导。这次理顺价格以后，对上下游来说比较利好，从长期来看，至少价格是明确的。燃气公司也好，中石油也好，都可以通过自己企业的运作来保证自己的成本和利润不会出现由于需要保供导致冬天临时需要高价买进口气，这种情况在上游和下游都不太可能出现。
Q：调价之后城燃的价格是不确定的，之前提到城燃的有效资产回报率是7%，现在我们怎么保证这7%的ROA？
A（刘)：城燃ROA7%也是这次价格在5月底出台考虑的因素，当然不是主要因素。6月份应该出来ROA监审的第一次结果，因为允许波动之后就要去监管它。有了ROA7%的限制，居民气价和工商业气价放开以后，取消门站价监管以后，各个环节才处于比较平衡的位置。现在城燃平均0.6元的毛差都在监管范围内，局部地区由于靠近气源地、成本比较低等原因导致毛差过高，去年下半年的时候大家有一个调整，认为上市公司整个毛差下半年有大幅度下降，下降之后大部分燃气公司是符合标准的，局部地区的小燃气公司超出这个范围。今年经过成本监审，预计之后有一个改善的过程，谢谢。
Q：现在天然气改革到了这样的地步，下游的市场化改革基本算是结束了。下一步天然气改革中，中游会有什么趋势，哪里有潜在的投资机会？
A（刘）：其实下游的价格没有真正做完，就像之前丁总和我提到过的，下一步要开放门站，进行纯粹的市场化，这都是针对下游和上游之间的情况。中游包括两大块，一是长输管线，二是省一级的官管。长输管线的价格已经理顺，去年9月份国家出台长输管线的成本监审和收费标准，陕宁线和西气东输已经出台。中游的改革涉及省一级的管网，因为季节性需求的变化，以及各个省之间的管网利用率不太一样，差别比较大，有些省的管网利用率是80%-90%，有些是20%-30%，利用率不一样，如果省级管网也用8%的ROA，有些利用率低的管道就可以收比较高的单价，这一块是国家正在考虑的改革方向，就是省一级管网和市一级的管网怎么制定收费标准，目前没有具体的定论，不像长输管线一样，假设大家都是75%的利用率，固定一个收费。您说的可能出现的投资机会我个人认为是这样的，目前收费偏低的地方，价格统一出来以后一定有人要降，有人要涨的。这就是为什么有几个省级管网资产比较集中的省份已经调整了价格，比如陕西和浙江，陕西是陕西省天然气，浙江是浙江省政府下面的管道公司浙能。这几个公司股权集中，而且都是政府管控，力度比较大，已经调整了自己的价格，这两个地方是相应的降价，2016年、2017年陆续已经做过了。有些地方收费偏低会出现涨价，这要看各地的情况。有些省级管网不挣钱的地方，以后有了统一的收费标准，回报会回到合理的区间，估值也回到合理的净资产估价的情况里，这是可能出现的中游环节的投资机会。
Q：前一段时间中美达成了贸易协定，中国会更多的从美国进口能源，想问一下，北美地区出口中国的LNG什么时候可以大量释放？此外从北美进口LNG经济性如何，您能做一个细致的拆分吗？
A(刘)：这一个问题是前一段时间大家关注比较多的问题，最关键的两个点，一是时间，二是价格。关于时间，从北美过天然气过来需要3-5年的时间，比较长。因为美国之前的能源不允许出口，包括LNG和油，2016年下半年政策有所调整，国会过了一个法案，允许LNG和液态的烃类燃料可以出口，但美国很少有LNG出口码头的，这就导致了出口的管道是有限的。现在投运的五个管道近乎满负荷。
二是关于售价的问题，我有一个测算，美国天然气前5个月出口价格约4.5美元/MMBtu，再加上液化成本、船运费用，到岸之后我们认为是9美元/MMBtu左右，合人民币是2元/方多一点，18年一季度中国进口的LNG到岸均价是2.12元/立方米。美国天然气的开采成本很低，但不一定便宜的卖给你，相对来说中国在国际LNG市场上的地位没有那么高，不是主要的LNG市场，全球两大LNG市场是欧洲和东南亚，东南亚最重要的两个国家第一是日本，第二是韩国，第三才是中国，所以其实中国定价权有限，美国出口可能优先选择日本和韩国。
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