（来源：老司机驾新车）
1、省内管输新政背景与问题
·政策出台背景：国家管网公司成立后，将三大油公司的跨省天然气主干管道划转为统一管理运营并实现公平开放，但跨省主干管道往下至城燃或工业园区工业用户的省内管道仍由省级管网公司管理。当前省级管网普遍存在未实现运销分离、未实施公平开放及各省定价政策参差不齐的问题。具体来看，全国31个省市自治区中仅15个省出台了明确的省内管道价格监审和定价政策文件，另一半省份参考已废止的定价文件，采用‘一线一价’方式，由省内发改委根据管道建设可研文件核价，核价方法及参数均不一致。此外，部分省份存在省级管网成本偏高现象，天然气从主干管道输至终端用户需经过多段不同主体修建的管道，每段收取0.3-0.5元管输费，总费用接近1元/方；而国家管网1000公里管输费约0.2783元/方，省内短距离管道费用明显不合理，不利于天然气行业持续健康发展。
2、省内管输新政核心内容
·新政核心要求：省内管输天然气定价文件下发后对行业有两方面直接影响。一是无省内管输定价政策的省份将加快推出本省的管输天然气价格监审及定价办法；二是已有相关政策的省份将向指导意见的边界条件靠拢。指导意见明确多项统一核心参数要求，如40年折旧期、收益率为10年期国债收益率加400BP（不高于该水平）、负荷率原则上不低于60%等。这些参数将作为各地政策调整的统一标准，推动地方政府加快政策出台进程。
3、新政对行业的影响分析
·短期影响：新政推动各省加快出台或调整省内管输天然气定价政策，已有政策的省份将向指导意见的边界条件靠拢，如40年折旧期、十年国债收益率加4%（不高于该水平）、负荷率原则上不低于60%等参数。政策出台短期内将使省内管输价格明显降低或变化，尤其是河北、湖南等目前未实现全省统一定价、存在分段收费及层层加码问题的省份，中间管输环节到用户端的管输成本下降效果将较快显现。
·长期影响：新政通过规范省级管道管输费及加强价格监审，要求管输业务账目单列（明确投资、运营成本、定价及盈利数据），将削弱地方管网企业（主要为民企及地方省级能源公司）持有管道的动力。当前省级管道普遍负荷率不高，单靠管输业务盈利的企业较少，企业多依赖‘代收费’（非政策定义概念，实际是混淆管输费与销售价差的盈利方式）维持经营。随着政策推进，企业持有管道的动因减弱，管道资产可能通过转让等方式向国家管网（更多实时纪要加微信：aileesir）等规模大、经营效率高的企业集中。转让后，原持有企业或更专注于贸易环节（上游资源获取与市场开拓），管输业务则由不参与油气买卖的专业公司运营。这一趋势将通过规模效应、安全性及成本优化等优势，推动国内‘X+1+X’天然气改革深入，最终实现中间环节独立、强监管、运销分离，持续降低中间环节输配成本。
4、新政关键细节与问答
·定价标准对比：新政前，省内管输定价参考国家发改委2021年废止的主干管道价格监审管理办法，规定收益率不高于8%。但实际中，因负荷率影响，企业实际收益率多在2%-3%。这是由于政策设定最低负荷率（如原70%）与实际负荷率存在差距，若实际负荷率仅10%，按70%核价会使管输费降低，拉低实际收益率。新政后，省内管输定价改为与10年期国债收益率挂钩（+400BP），更科学。未来国家管网定价政策修订，预计会引入类似浮动机制。
·负荷率与收益关系：负荷率是影响省内管输企业实际收益的核心因素。省内管道平均负荷率30%-40%，部分低至10%，远低于政策设定的最低负荷率（原70%、新政原则50%）。若实际负荷率10%，按70%核价会使管输费从6毛钱降至2毛钱，收益率从8%降至2%-3%。即使按新政50%最低负荷率核价，企业实际收益率仍无法达到政策上限（10年期国债+400BP）。低负荷率主因是企业建管道为赚取区域市场供销价差，且中西部省份负荷率普遍低于沿海地区。
·管网整合趋势：国家管网主导的省网整合是降低行业费用的重要方向。目前已整合浙江、广东、海南、福建四省（因原省网有三大油参股），整合后管输费显著下降。如广东实行一省一价，电厂用户管输费0.15元/方，城燃用户0.19元/方；浙江全省统一管输费0.153元/方（不论输送距离）。国家管网中东部价区1000公里管输费约0.2783元，远低于未整合省份分段收费的累加值（部分达0.8元甚至1元）。未来国家将引导更多省级管道融入国家管网体系，通过统一核价进一步降低行业整体费用。
5、煤制气行业驱动因素
·国家管网成立驱动：国家管网公司成立是煤制气行业规模扩张的重要驱动因素。成立前，长输管道未公平开放，煤制气企业（如庆华、大唐克旗煤制气、新天煤制气）需以接近成本的低价将气卖给中石油，导致企业生存艰难、长期亏损且负债高。国家管网公司成立后，长输管道公平开放，煤制气企业可自主销售并按市场价交易，盈利空间显著打开。
·煤炭供应稳定驱动：煤炭供应稳定及成本预期向好支撑煤制气行业发展。煤炭在我国一次能源消费中的比例逐年下降，新能源的快速发展缓解了煤炭供应压力。同时，国家近年采取措施规范煤炭产业链，从生产、开采到运输等环节逐步规范，煤制气主要原料煤炭的供应及成本预期趋于稳定。
·技术进步驱动：煤制气技术进步推动行业投资加大。近年来，煤制气技术在生产规模、生产成本及环境影响等方面均有明显改善，促使能源公司加大煤制气项目投资。
6、煤制气项目运营与成本
·成本与销售分析：煤制气项目生产成本约为1元/方（含煤、水、折旧等成本，但未包含财务费用如项目贷款利息），不同企业因煤源和水源差异有一定波动（上下浮动约0.1-0.2元/方）。煤源上，若企业自有煤矿，煤价约400元/吨（与煤种热值相关），市场采购则成本波动大；新疆地区5500大卡煤价当前约250元/吨，或降低生产成本。水源方面，自建水库（如大唐克旗项目自建42公里外小型水库）成本低，外购水成本更高。销售主要通过国家管网输送至安徽、河南、广东等地，管输费因距离而异：安徽、河南方向约0.5-0.6元/方，广东方向约1元/方。以新疆庆华项目为例，生产成本1元/方，加广东方向1元/方管输费，下游售价达2元/方以上可盈利。当前广东市场，该价格较进口LNG、国产气或海气更具竞争力。
·项目建设与运营：煤制气项目建设周期上，前期准备（含安评、环评等手续）至核准需2-3年，建设期约1.5年，投产后1个月可达满产。单位投资从初期12-13元/方降至当前7-8元/方，主因技术进步、设备设施改进及原材料价格下降（与产能过剩相关），未来大幅下降可能性低，预计逐步稳定或小幅降低。企业技术与资源方面，大唐作为专业能源公司实力较强；新天项目配套自有煤矿，庆华部分自有煤矿、部分市场采购；多数项目依托配套煤矿建设，因煤价波动对经营影响大。管道输送方面，2025年9月前安徽、河南方向因西气东输一线、二线中段满容有堵点，广东方向因走中桂线无堵点；9月后西气东输三线中段投产后，一线、二线容量释放，安徽、河南方向堵点缓解。此外，项目选址影响管道成本，靠近西气东输主干管道可减少配套管道长度，降低成本。
7、煤制气行业定位与前景
·行业竞争优势主体：煤制气项目获取的主要竞争优势主体类型包括两类：一是集团性能源企业，如国家能源、大唐、华电等，这类企业凭借技术储备、与煤矿的协同（如在新疆拥有煤炭区块实现自产自销）及较强的资金实力占优；二是有稳定终端需求的企业，如新奥、华润等城市燃气企业，因其具备较大且稳定的终端需求，在获取项目时也更具优势。
·销售与定价机制：煤制气销售覆盖范围为国家管网公司主管管道可达区域，如新疆境内、安徽、河南、江苏、广东等，可根据管输费核算选择销售区域。定价方面需与中石油管道气竞争，通常比中石油的气价低约5分钱。运输成本方面，如庆华伊宁项目自建约十几公里的上载管道，相关成本已计入项目投资成本。
·行业定位与市场影响：国家对煤制气行业的政策定位较为中性，既不抑制发展也不做过多鼓励，主要依赖企业市场化行为；新疆地方政府因拉动投资需求较为支持。市场影响方面，若规划的煤制气项目全部上产，其增量对国内天然气市场及价格影响较小。2024年国内天然气消费量不到4100亿方，预计2035年达5500亿方，碳达峰时接近6500亿方，煤制气增量占比有限。
·技术降本空间：煤制气技术已较成熟，当前降本空间有限，未来可能仍有小幅下降但不显著。
Q&A
Q:管输新政出台前，无省内管网收益率具体政策时，其他省份按7%或8%有效资产收益率定价的标准是什么？是参考国家管网收益率还是配气费收益率？此前的定价方式遵循何种标准？
A:此前定价主要参考国家发改委价格司2021年废止的跨省主干管道价格监审管理办法，该办法规定收益率不高于8%。但实际执行中，因负荷率影响，企业实际收益率普遍低于8%。各省及原文件均设定最低负荷率，即若实际负荷率低于该标准，计算管输费时按最低负荷率核算价格。例如，按10%负荷率计算的管输费可能高达0.6元/方，但按70%负荷率核算后（更多实时纪要加微信：aileesir）仅为0.2元/方，实际执行该价格时，企业收益率可能降至2%-3%。由于省级管道实际负荷率普遍远低于设计负荷，多数企业实际收益率较低。
Q:新出台的省内管输费定价模式采用与10年期国债收益率挂钩而非固定值，主要原因是什么？未来跨省国家管网管道或城燃配气的定价模式是否也会与10年期国债收益率挂钩？
A:这一变化是国家定价政策的改进，主要因固定收益率不够科学，以市场浮动收益率为参数更合理。未来若国家管网定价政策文件修订，相关改动可能会被纳入。
Q:省内管输费下调是否可传导至城燃公司？能否体现为其综合成本单方面下降？城燃公司采购程序是否为气价成本加省内运输及市内运输费？
A:城燃企业采气成本包含气价成本、中间管输成本及销售方合理收益。本次定价文件本质是消除省内管输不合理成分，未来受益方包括终端用户及城燃企业。关于城燃企业收益率是否采用类似国债浮动机制，需明确：国家管网、省级管道等管输企业可能朝此方向调整，但城燃企业目前机制明确，2023年国家发改委已出台城燃企业顺价指导政策，大部分市级以上政府已配套相关政策，其定价逻辑为基于过去采购成本加合理配送成本确定销售价格，目的是在市场价格波动下保障稳定经营。城燃与管输企业定价逻辑不同，考虑到2023年新政策刚出台，城燃企业合理收益短期内不会有较大变化。
Q:国家管网定价政策2021年废止后，当前国家管输费的定价标准是什么？
A:2021年废止的是2014年或2015年出台的定价政策，原政策采用一企一价模式。废止后执行新政策，采用一区域价模式，将中国划分为四个价区执行。
Q:省内管网政策的定价标准及最低负荷率、折旧年限等定价细节与国家管束政策是否存在差异？
A:除定价标准外，省内管网政策与国家管束政策在其他细节上差异不大。其中，折旧年限与国家政策一致为40年；国家政策规定最低负荷率原则上不低于50%，省内协商一般取60%-70%的最低负荷率。
Q:国内各省当前输气管网的负荷率水平如何？各省之间的负荷率差异是否显著？
A:各省输气管网负荷率差异显著，低负荷率省份可能不足10%，高负荷率省份可达80%-90%，大部分省级管道负荷率处于30%-40%水平。
Q:国内各省输气管网当前的负荷率水平如何？各省之间的负荷率差异是否显著？
A:国内各省输气管网负荷率差异较大，低负荷率省份不足10%，高负荷率省份可达80%-90%，大部分省份处于30%-40%水平。
Q:哪些省市及区域的负荷率相对较高？
A:负荷率较高的区域主要集中在沿海省份，包括广东、浙江、江苏、安徽、福建；中西部及内陆地区负荷率相对较低。
Q:在定价政策中最低复合率为50%的标准下，当前企业复购率为30%-40%时，企业实际收益率是否达不到10年期国债加400个BP的水平？
A:是的，按照该标准，企业实际收益率确实达不到10年期国债加400个BP的水平。
Q:省内管网在平均30%负荷率下，其资产真实回报率约为多少？
A:真实回报率约为2%至3%。
Q:省内管网价格是否会因成本核定而上涨？
A:地方政府明确价格不会上涨。当前省内管输企业价格偏高是普遍共识，主要因分段收费模式导致：用户使用天然气需经两三家管输企业，叠加收取管输费后总价较高。
Q:未来购销价差是否会受到影响？若受影响，是直接影响还是间接影响？
A:未来购销价差若受影响，属于间接影响。
Q:引入竞争是否意味着管网需实现公平开放？
A:远期管网运销分离与公平开放是大趋势。以河北为例，当前中石油需通过省级门站将天然气销售给河北省天然气公司，后者垄断省内大部分市场，中石油无法直接销售给终端用户；若省网实现运销分离与公平开放，中石油可直接向终端用户销售，从而为河北省天然气公司引入竞争对手。
Q:哪些区域省级天然气市场垄断情况较为严重？
A:当前省级天然气市场垄断情况较为严重的区域主要包括河北、山西、陕西及川渝地区，其中河北为典型区域；河南情况相对较好，沿海城市市场竞争则相对更充分。
Q:目前哪些省份的省级管网已纳入国家管网？
A:目前主要有浙江、广东、海南和福建四个省份的省级管网已纳入国家管网。
Q:目前已纳入国家管网的省级管网涉及哪些省份？未来省级管网整合可能由哪些主体主导？
A:目前已纳入国家管网的省级管网涉及浙江、广东、海南、福建四省。未来省级管网整合主要由国家管网公司主导，国家有意引导其逐步整合省级管道，通过将省级管道纳入中东部价区管理，可显著降低行业管输费用。
Q:国家管网公司完成整合后，其定价是否会发生变化？当前国家管网公司定价标准高于省内，整合后是否会提价？
A:国家管网公司整合后不会提价。以广东、浙江两省已纳入国家管网公司的省网为例，目前两省处于过渡期，尚未完全融入中东部价区统一核价，但已实现一省一价：广东全省统一价格为电厂及下游用户0.15元、成员0.19元；浙江全省统一价格为0.153元，与输送距离无关，且该价格低于未融入国家管网公司省份的管输价格。
Q:浙江、广东、海南、福建四个区域与国家管网融合较好的原因是什么？后续可能进一步融入国家管网的区域有哪些？
A:浙江、广东、海南、福建四个区域的首网公司原由三大油参股，在第一次改革中，三大油将合计持有的72%股权转让给国家管网公司，使其成为最大股东，从而顺利完成融合。后续推进的区域包括湖南、安徽、山东、江西，其中湖南近期已签署协议，预计近几年将完成融合。
Q:新疆煤制气项目规模扩张的主要驱动因素有哪些？
A:新疆煤制气项目规模扩张的主要驱动因素包括三方面：一是国家管网公司成立后，长输管道公平开放，煤制气企业可自主销售并按市场价定价，盈利空间显著打开；二是煤炭产能供应稳定且价格低位，因中国煤炭消费比例逐年下降、新能源发展迅猛，叠加国家规范煤炭产业链，煤制气企业原料成本预期稳定；三是煤制气技术
进步，在生产规模、生产成本及环境影响方面均有明显改善，促使能源公司加大项目投资。
Q:存量建成的煤制气项目经营情况如何？具体涉及成本端煤源、成本拆分、销售方向及盈利情况。
A:不同企业成本存在差异，自有煤矿企业成本控制更优，外购煤企业成本受市场波动影响；水成本方面，如大唐克旗煤制气自建42公里外小型水库，水成本较低，部分企业需外购水则成本较高。当前煤价水平下，煤制气单位生产成本约1元/方，上下浮动0.1-0.2元。销售方向以庆华煤制气为例，通过国家管网从新疆伊宁输送至安徽、河南、江苏及广东等地，管输费按四大家区计算：中东物价区1000公里0.278元，安徽、河南区域约0.5-0.6元，广东区域近1元。若输至广东，生产成本加管输费合计约2元/方，下游销售价超2元即可盈利，当前在广东市场价格较进口LNG、国产气及海气更具竞争力。
Q:煤气化企业每方天然气生产成本约1元是否包含所有成本？
A:包含所有成本，包括设备折旧。
Q:成本约为1元/方时，对应的煤价水平如何？
A:对应的煤价为400元/吨，该煤源来自企业自有煤矿区块。
Q:成本中是否包含财务费用？
A:成本未包含财务费用，主要包含煤的成本及工厂运营成本。
Q:400元/吨的煤的价格是否与热值相关？是否涉及5500大卡、5000大卡等不同热值煤种或坑口煤？
A:不同煤种的产气比率存在差异，400元/吨的煤的价格与热值相关。
Q:新疆疆煤最新5500大卡价格约250元/吨，是否反映其成本可能更低？
A:若新疆疆煤成本能达到250元/吨，则其成本可能更低。
Q:分省区管道是否存在堵点？具体表现为采暖期管容是否不足，南北向与东西向管道哪些可能紧张并影响外销？
A:今年9月前，安徽、河南方向存在堵点，主要因西一中枢一线、二线中段；往广东方向因走中卫至中桂线无需经山西段，无堵点。9月后，西中枢三线中段投产，分担一线、二线负荷，一线、二线容量释放，安徽、河南方向堵点消除。
Q:新疆煤制气项目在江内的选址是否会影响输送？江内管道当前是否完善？
A:由于新疆地域广阔、地广人稀，选址会影响输送成本。若选址靠近西气东输系统主干管道，需新建的连接管道较短，成本较低；若选址较远，则需新建100-200公里管道，成本较高。
Q:煤制气项目单位投资较之前显著下降，如何看待这一下降趋势？初期单位投资为一方十二三块钱，当前降至七八块钱的原因是什么？未来单位投资是否还会继续下降？
A:单位投资下降主要得益于煤制天然气工艺与设备设施的技术进步，叠加中国产能过剩及原材料价格下降。未来大幅下降可能性较低，或呈现小幅逐步降低趋势，最终稳定在当前水平，主要驱动因素为设备设施与工艺技术的持续进步。
Q:已投产的浙能、庆华、大唐克旗等煤制气项目中，技术管理可靠性较强的是哪家？各项目在资源获取能力上有何差异？
A:大唐克旗项目技（更多实时纪要加微信：aileesir）术管理相对更可靠，因其为专业能源公司。资源获取方面，大唐克旗拥有自有煤矿；新疆新天配套自建煤矿；庆华仅部分自产煤，剩余需市场采购。煤制气企业普遍依赖配套煤矿建设项目，因煤价波动对其经营影响显著。
Q:新疆煤制气项目审批节奏如何？从前期可研到核准的流程周期是多久？
A:项目前期阶段包括项目准备、安评、环评等手续办理，最终取得核准的周期为2-3年。
Q:煤制气项目的建设期大概需要多久？
A:煤制气项目建设期约为一年至一年半。
Q:煤制气项目的建设期需要多久？从建成到满产的爬坡过程是否明显？所需时间多长？
A:煤制气项目建设期约1-1.5年。项目建成后爬坡过程不明显，投入生产后约1个月即可达到最大产能。
Q:煤制气项目从建成投产到满产是否需要爬坡？若需要，通常需要多长时间？新疆待核准煤制气项目的规模如何？新项目规模及预期应如何评估？存量项目是否为三个？
A:煤制气项目爬坡过程不明显，建成投产后一个月内即可达到最大产能。关于新疆待核准煤制气项目，据去年数据显示约有6-7个项目即将获得核准，最新情况未明确；新疆、内蒙地区项目推进较快，政府支持力度较大。
Q:煤制气项目从建成投产到满产的爬坡周期是多久？
A:煤制气项目从建成投产到达到最大产能的爬坡周期约为一个月。
Q:技术进步是否会降低对煤质的要求？例如，是否因技术进步、工艺路线或设备提升，使得原本仅能使用块煤的场景可扩展至褐煤？
A:目前对该技术问题了解有限，暂无法说明不同煤质对工艺的具体影响。
Q:已投运项目从井口端到终端销售的最远距离是多少？以庆华项目为例，管网联通性如何？销售端落地省份包括哪些区域？落地端定价是与中石油销售给城燃公司的定价比较，还是与LNG市场价比较？具体售卖机制如何？
A:销售距离覆盖国家管网公司主管管道可达区域，可就近消化或输送至安徽、河南、江苏、广东等省份，需核算管输费。定价主要与中石油不同地区的管道气销售价格竞争，通常需低于中石油价格以吸引用户选择。
Q:静华阴影项目与主管管网的距离如何？销售是否需要额外运输成本？
A:静华阴影项目涉及的伊宁上载段管道为清华煤气自建，长度约十几公里，相关运输成本已包含在煤气机项目整体投资成本中。
Q:目前煤气器行业是否还有进一步降本空间？技术是否已成熟或仍处于成本下滑阶段？
A:煤气器行业（更多实时纪要加微信：aileesir）存在一定降本空间，但非常有限，不会像近几年那样有明显降本，仅存少量空间。
