业内人士透露

2021-01-05 06:33

同时,发改委鼓励具备条件的地区,放开非居民用气销售价格,不再制定具体价格;暂不具备条件全面放开地区,可率先放开大型用户用气价格,建立非居民用气购销价格联动调整机制,鼓励大型用户自主选择气源,推动配气与销售业务分离。并要求各地制定配气价格管理和定价成本监审规则。

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指导意见(征求意见稿)提出,地方价格主管部门要核定独立的配气价格,制定区别用户类别的配气价格。配气价格按照准许成本加合理收益原则制定,准许收益率原则上不超过有效资产税后收益率6%。

业内人士透露,上述“6%的收益率”是否包含接驳费还不得而知。如果不含接驳费,则对燃气公司利润影响不大;如果包含接驳费,则意味着燃气公司的利润将有较大幅度缩水。

气价偏高是我国一些天然气后续市场如天然气发电等发展滞后的重要原因。只有降低发电用气价格,才能降低燃气发电电价。业内人士认为,加快天然气价改步伐的同时,应努力促进大规模发电用户与上游生产厂家的直接对接交易,实现厂家直供是天然气发电行业走出“窘境”的关键。

一位大宗商品研究员告诉中国证券报记者,对于华润燃气、北京燃气、港华燃气、陕西燃气、长春燃气、贵州燃气等燃气行业老牌公司来说,如果按“6%的收益率”规定,气价水平会有较大的下调,企业利益可能缩水。对于新进入燃气行业的民营企业而言,“6%的收益率”规定,则将在一定程度上保证企业收益,从而降低行业进入门槛。

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出于环保考虑,天然气发电是天然气下游消费最具潜力的板块,气代煤是大势所趋。《天然气发展“十三五”规划》明确提出,下一步要大力发展天然气发电产业,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%。《关于加快推进天然气利用的意见(征求意见稿)》则提出,到2020年天然气发电总装机规模达到1.5亿千瓦,天然气发电用气约1000亿立方米。据测算,“十三五”期间,天然气发电新增装机容量将达到0.4亿至0.8亿千瓦,增幅在57%至114%之间。

分析人士表示,放开非居民用气价格的趋势明确。未来的天然气市场,特别是非居民用管道气市场,上游和下游用户可以实现直接交易。这将直接降低天然气价格,继而拉动下游终端市场需求。