[公告]新奥(中国)燃气投资有限公司:19新燃02：新奥（中国）燃气投资有限公司2019年公开发行公司债券（第二期）信用评级报告
动的影响。 2．公司天然气供应主要来自大型国有石油 供应商，集中度高，对上游气源依赖性较强。 3．管道气采购价格、销售价格由政府相关 价格管理部门决定，公司没有燃气自主定价权， 盈利空间受政策影响大。 分析师 王 越 电话：010-85172818 邮箱：wangyue@unitedratings.com.cn 周珂鑫 电话：010-85172818 邮箱：zhoukx@unitedratings.com.cn 传真：010-85171273 地址：北京市朝阳区建国门外大街 2 号 PICC 大厦 12 层（100022） Http：//www.unitedratings.com.cn 一、主体概况 新奥（中国）燃气投资有限公司（以下称“公司”或“新奥燃气”）由香港上市公司新奥燃气 控股有限公司（HK.2688）独资设立，于 2004 年 1 月 8 日成立，初始注册资本为 3,000 万美元，纳 入合并范围的子公司 9 家。2005 年，公司注册资本增至 10,000 万美元，纳入合并范围的子公司扩大 至 65 家。2006 年，公司注册资本增至 23,177.81 万美元，纳入合并范围的子公司扩大至 80 家。2010 年，公司股东新奥燃气控股有限公司更名为新奥能源控股有限公司（以下称“新奥能源”）。 截至 2018 年 9 月底，公司注册资本仍为 23,177.81 万美元，为新奥能源全资子公司；新奥能源 由新奥集团国际投资有限公司持股 30.34%，股东为王玉锁及其配偶赵宝菊（二人各持股 50%），王 玉锁另直接持有新奥能源 0.06%的股份，为公司实际控制人（见图 1）。 图 1 截至 2018 年 9 月底公司股权关系图 资料来源：公司提供 公司经营范围包括对城市燃气供应、电力供应、自来水供应及其他城市基础设施领域进行投资； 向其所投资企业提供机器设备、办公设备、生产所需原材料、元器件等以及相关经营性租赁服务， 协助其所投资的企业寻求贷款和提供担保，在国内外销售其所投资企业生产的产品及提供售后服务； 从事母公司及其关联公司、子公司所生产产品的进出口、批发、佣金代理（拍卖除外），并提供相 关配套服务；为其投资者、关联公司提供与其投资有关的市场信息、投资政策等咨询服务；在中国 境内设立科研开发中心或部门，从事新产品及高新技术的研究开发，转让其研究开发成果，并提供 相应的技术服务；承接服务外包业务、参与境外工程承包和境外投资；提供物流配送服务；经中国 银行监督管理委员会批准，设立财务公司，向投资性公司及其投资企业提供相关财务服务。 截至 2018 年 9 月底，公司本部下设投资发展、市场销售、调度运营中心、泛能规划研究院等 17 个职能部门；纳入合并范围内子公司 531 家；截至 2018 年 6 月底，公司拥有在册员工 31,702 人。 截至 2017 年底，公司资产总额 538.84 亿元，负债合计 298.45 亿元，所有者权益（含少数股东 权益）240.39 亿元，其中归属于母公司所有者权益 200.34 亿元。2017 年，公司实现营业收入 489.93 亿元，净利润（含少数股东损益）45.26 亿元，其中归属于母公司所有者的净利润 34.20 亿元；经营 活动产生的现金流量净额 46.84 亿元，现金及现金等价物净增加额-19.58 亿元。 截至 2018 年 9 月底，公司合并资产总额 580.44 亿元，负债合计 295.89 亿元，所有者权益（含 少数股东权益）284.54 亿元，其中归属于母公司所有者权益 232.38 亿元。2018 年 1~9 月，公司实现 营业收入 451.62 亿元，净利润（含少数股东损益）41.81 亿元，其中归属于母公司所有者的净利润 29.69 亿元；经营活动产生的现金流量净额 15.30 亿元，现金及现金等价物净增加额 0.46 亿元。 公司注册地址：北京市通州区经海五路 1 号院 38 号楼四层 5-101；法定代表人：王玉锁。 二、本次及本期债券概况 1．本次及本期债券概况 经证监许可﹝2018﹞2045 号文核准，公司获准向合格投资者公开发行面值总额不超过 50 亿元 的公司债券（以下简称“本次债券”），本次债券采用分期发行方式。 本期债券名称为“新奥（中国）燃气投资有限公司 2019 年公开发行公司债券（第二期）”，为 本次债券的第二期，发行规模为不超过人民币 15 亿元（含 15 亿元），债券期限为 3 年，本期债券 面向《管理办法》规定的合格投资者公开发行。本期债券采用单利按年计息，不计复利，每年付息 一次，到期一次还本，最后一期利息随本金的兑付一起支付。 本次（期）债券无担保。 2．本次及本期债券募集资金用途 本次（期）债券募集资金扣除发行费用后，拟用于偿还公司债务。 三、行业分析 公司主要经营燃气销售和天然气输送管网建设业务，拥有国内多个市、县的城市燃气特许经营 权，是国内天然气领域中下游重要的能源运营商。 1．行业概况 目前天然气与石油、煤炭共同构成一次能源的三大支柱，由于天然气在燃烧过程中产生的能影 响人类呼吸系统健康的物质极少，产生的二氧化碳仅为煤的 40%左右，产生的二氧化硫也很少，燃 烧后无废渣、废水产生，相较于煤炭、石油等能源具有使用安全、热值高、洁净等优势，因此近年 来天然气成为全球各国大力开发的新能源之一。 （1）长输管线 我国天然气资源地域分布不均衡，主要集中在我国西部地区的塔里木盆地、柴达木盆地、陕甘 宁和四川盆地等中西部地区，共蕴藏 26 万亿立方米的天然气资源和石油资源，约占全国陆上天然气 资源的 87%左右。随着我国天然气地域的不均衡性和用气区域、规模的不断扩大，为实现天然气资 源与市场的衔接，我国积极推进东北、西北、西南、海上四大天然气进口通道建设。 截至 2017 年底，全国已建成投产天然气长输管道 7.4 万千米，干线管网总输气能力达 3,100 亿 立方米/年。我国天然气管道形成了以陕京一线、陕京二线、陕京三线、西气东输一线、西气东输二 线、西气东输三线、川气东送等为主干线，以冀宁线、淮武线、兰银线、中贵线等为联络线的国家 基干管网，干线管网总输气能力超过 2,000 亿立方米/年，初步形成横跨东西、纵贯南北、联通海外 的全国性天然气管网。同时，川渝、华北、长江三角洲、东北等地区已经形成相对完善的区域天然 气管网，在国外天然气进口上，构筑了中亚天然气管道、中缅天然气管道、海上进口 LNG 以及已经 建设的中俄东线天然气管道组成的四大天然气进口通道。 目前，我国天然气管道已形成纵贯全国和联通海外的供气网络，并形成“西气东输、缅气北上、 海气登陆、就近外供”的供气格局，初步实现天然气在全国范围统一调度、合理配置。 （2）城市燃气 城市燃气（包括民用、商业和工业燃气）是由几种气体组成的混合气体，目前主要使用的城市 燃气种类包括天然气（NG）、人工燃气（MG）等，其中天然气约占 60~70%。天然气来源于气田， 其中管输天然气供应系统由天然气的开采与生产（上游）、长输管线（中游）和城市输配气系统（下 游）组成。 随着城市化进程的逐渐推进，城市燃气的用气人口逐渐增长，截至 2016 年底，城市天然气供气 总量 1,171.72 亿立方米，城市用气人口 3.09 亿人，分别较上年增长 12.59%和 8.04%。从城镇管网建 设来看，2014~2016 年，天然气城市管道长度分别为 43.46 万公里、49.81 万公里和 55.10 亿公里， 同比增速分别为 11.87%、14.62%和 10.63%。从区域来看，我国城市燃气普及率整体较高，但区域 发展不平衡。整体来看，东部及南部沿海省市燃气普及率高于全国平均，而大多数中西部省市、东 北地区由于设施建设不完备、气源不足等问题，导致普及率偏低。 （3）LNG 业务 近年来，LNG（液化天然气）工业也逐步发展。2017 年，LNG 贸易量 3,934 亿立方米，同比增 长 10.3%；国际 LNG 贸易总量同比增加 367 亿立方米，进口增量主要来自亚洲和欧洲，其中亚洲 LNG 进口量 2,835 亿立方米，同比增长 12.9%，增速提高 6.1 个百分点。2017 年，我国进口 LNG 共 3,813 万吨，同比增长 46.40%，增速上升 13.80 个百分点。 我国 LNG 工厂投产势头继续扩张，但由于资源勘探落后，未能有效利用，以及政策不配套，造 成用气结构不合理，在一定程度上制约了我国天然气工业的健康发展。目前以交通运输为代表的LNG 下游市场开拓亦并不理想；一是国家只注重电动汽车补贴，对 LNG 车船补贴有限，高价格和高故障 率影响使用；二是加气网络不完善，省际之间公路 LNG 加气站太少，建站征地难，手续多。 总体看，随着我国能源结构的持续优化，天然气产业仍具有较大的发展空间；我国已基本形成 资源多元、调度灵活、供应稳定的全国性管网和天然气供应，城市燃气发展较快；LNG 发展迅速。 2．行业上下游 天然气行业分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节。上游生产主要包括天然气开采、净 化，以及进一步进行压缩或液化加工。由于天然气属于重要的资源，目前我国天然气生产只能由中 国石油天然气集团公司（以下简称“中石油”）、中国石油化工集团公司（以下简称“中石化”） 和中国海洋石油集团公司（以下简称“中海油”）等大型天然气勘探企业垄断，行业壁垒非常高； 中游输送主要为天然气储运、输配，包括天然气的干线、中长线管道输送、储存与调峰，以及液化 天然气的运输、接收、储存和气化，体现出一定的垄断性和区域专属性，对地方政府和资源存在一 定的依赖性，主要为中石油、中石化、中海油和地方燃气公司控制。下游分销主要由各城市燃气公 司运营，市场化程度在天然气产业链中相对要高。 公司处于外购燃气后进行储存、输配，并向用户销售燃气，以及在燃气输配及使用过程中进行 维修和管理的下游环节，并涉及小部分长输管线的建设和运营。 （1）天然气供给 截至 2017 年底，世界常规、非常规天然气资源剩余可采储量 193.5 万亿立方米，开发利用率分 别为 20%和 5%，储采比 52.6 年。2017 年，世界天然气产量 3.68 万亿立方米，同比增长 4%；其中， 亚太地区天然气产量增长约 5%，达 6,075 亿立方米，占世界天然气总产量的 16.5%。 随着我国天然气需求的快速增长，国内天然气生产与供应能力持续增强。2017 年，国内天然气 产量为 1,480.3 亿立方米，同比增长 8.2%。其中，常规天然气产量 1,338.7 亿立方米，同比增长 8.1%； 页岩气产量 92 亿立方米，同比增长 14.3%；煤层气地面抽采量 49.6 亿立方米，同比增长 9.2%。四 川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和海域四大气区的天然气产量总和为 1,233 亿立方米，占全国 天然气总产量的 83.6% 尽管国内天然气生产能力有所提升，但相较于消费量的增长，国内气源仍相对有限，因此天然 气进口量规模较大且增幅明显。2017 年，我国天然气进口量 946 亿立方米，同比增长 26.9%；其中， 进口管道气 420 亿立方米，进口 LNG526 亿立方米。 （2）天然气需求 随着我国天然气气源的多元化和城镇天然气管道的完善，近几年我国天然气需求快速发展。 2015~2016 年，我国天然气全年消费量为 1,855 亿立方米和 2,078 亿立方米，天然气消费在一次能源 消费结构中所占比重分别为 5.9%和 6.4%。 2017 年，受国家能源结构调整、环保政策、“煤改气”影响，天然气需求增长迅速，全年境内 天然气消费量达 2,386 亿立方米，同比增长 14.8%；天然气在一次能源消费结构中占 7.3%，同比上 升 0.9 个百分点。其中，城镇燃气和天然气发电消费量分别为 937 亿立方米和 427 亿立方米，同比 增长 28.53%和 16.67%。2017 年，用气人口由 2016 年的 3.1 亿增至 3.5 亿，天津、河北、山东等地 推进采煤改气和村村通工程，北京、天津、廊坊和保定等地积极建设“禁煤区”，居民和采暖用气 快速增长，仅京津冀及周边“2+26”城市共有 394 万户完成煤改气和煤改电改造任务。 总体看，随着我国能源结构的持续优化和天然气管网建设进一步完善，天然气产业仍具有较大 的发展空间，但由于需求增速相对较快，供需矛盾将进一步加剧。 3．天然气价格 天然气价格因采用了立足于石油产品价格的定价公式，因此即便在取消天然气市场管制后，其 价格在很大程度上仍受到原油价格的影响；在“照付不议”条款存在于长期合同中的情况下，天然 气价格与相关能源价格指数之间具有较为密切的联系。一般来说，天然气的月度价格维持在以家用 取暖油价格为上限和以重质燃料油价格为下限的范围之内；我国 LNG 进口价格则与 Brent 原油价格 存在滞后 3~4 个月的正向相关性。 天然气价格分为门站价格和销售价格。门站价格实行政府指导价，供需双方可以国家规定的出 厂基准价为基础，在规定的浮动幅度内协商确定具体结算价格；销售价格由省级价格行政主管部门 制定。 （1）门站价格 为理顺天然气与可替代能源比价关系，最终实现天然气价格完全市场化，2013 年 6 月，国家发 改委发布了《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》（以下简称《通知》）。《通知》确认 了我国天然气价格调整、天然气价格管理两方面内容。 价格调整方面，按存量气（2012 年实际使用气量）和增量气（2013 年超出 2012 年实际使用气 量的部分）进行区分调整。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。 价格管理方面，由出厂环节管理调整为门站环节管理。门站价格为国产陆上或进口管道天然气 的供应商与下游购买方（包括省内天然气管道经营企业、城镇管道天然气经营企业、直供用户等） 在天然气所有权交接点的价格；目前，门站价格由天然气出厂（或首站）实际结算价格（含 13%增 值税）和管道运输价格组成。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。 （2）销售价格 根据《中华人民共和国价格法》的有关规定，我国目前的城市燃气销售价格由省级价格行政主 管部门制定。在销售定价方式上，居民用户基本为固定价格，主要以当地政府核准价为准，若需上 调，目前尚需经过听证会程序；对工商业用户的销售价格最高价由当地政府确定，但燃气企业通常 有一定比例的浮动权利，可由企业根据市场情况灵活掌握。根据国家对公用事业企业的价格管理政 策，管道燃气价格实行全成本定价和联动机制，即管道燃气价格由进货成本、经营管理费用、税金、 利润四部分组成。物价部门按一定的利润率核定公司合理利润，同时及时根据燃气进货成本调整管 道燃气价格。 总体看，我国天然气定价机制不断完善，未来随着天然气价格改革的持续推进，城市门站的价 格形成机制及价格的变化会使下游分销商面临采购成本上涨的风险，当下游需求偏弱时，公司存在 成本上涨无法完全通过售价传导的风险。 4．市场竞争 我国城市管道燃气实行管道燃气特许经营，即由当地政府建设行政主管部门以一定方式选择符 合条件的管道燃气经营企业，与其签订《特许经营协议》，企业按照协议约定规范经营。因此，城 市管道燃气运营在特许经营地域内具有垄断性。我国城市燃气行业中的企业主要有三种类型：地方 政府控制下的国有燃气公司、全国布局的民营燃气公司和三大石油公司下设的燃气公司。 近年来，我国城市燃气公司市场集中程度不断提高，城市燃气行业市场格局基本成形。城市燃 气行业从最初的“跑马圈地”到“群雄逐鹿”，再发展到目前国有燃气企业、外资（港资）燃气企 业和民营燃气企业“三足鼎立”的局面，市场竞争格局基本形成。各城市为引入天然气，吸引有实 力的企业进行城市燃气基础设施建设，通过引资改制、并购重组、授予城市燃气专营权等市场化的 方式，快速推进城市气化。目前，全国共有 800 多家燃气经营企业，已形成跨区经营的燃气公司以 昆仑燃气、中华煤气、中国燃气、新奥燃气、华润燃气五家为主。在全国 337 个地级区划以上区域 中（含北京、天津、重庆、上海四个直辖市），仅有西藏、云南、青海所辖 12 个经济欠发达地级区 划没有燃气企业经营。五大跨区燃气企业进入地级区划 239 个，占比 71%。在全国 31 个省会城市和 直辖市中，有 16 个以地方燃气企业为主，有 13 个以五大跨区燃气企业经营为主，有 2 个以其他跨 区燃气企业经营为主。 国家能源局发布《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》（以下简称《办法》），鼓励和 引导民间资本进入石油天然气领域，提高管网设施利用效率，保障油气安全稳定供应，规范油气管 网设施开放相关市场行为，在目前油气行业纵向一体化的体制下，解决上、下游多元化市场主体的 开放需求问题。《办法》规定，油气管网设施开放的范围为油气管道干线和支线（含省内承担运输 功能的油气管网），以及与管道配套的相关设施；在有剩余能力的情况下，油气管网设施运营企业 应向第三方市场主体平等开放管网设施，按签订合同的先后次序向新增用户公平、无歧视地提供输 送、储存、气化、液化和压缩等服务。《办法》在一定程度上削弱天然气中游输配的垄断性，市场 将更为开放，竞争将更为激烈。 总体看，我国城市燃气业务具有明显的区域垄断性；随着近几年企业兼并重组，市场集中度不 断提高；我国对天然气中游输配行业的监管将进一步加强，中游行业垄断性将被减弱。 5．行业政策 2015 年 2 月 26 日，国家发改委下发《关于理顺非居民用天然气价格的通知》，按照现行天然 气价格机制，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提高 40 元（广东、广西、海南、重庆、四川按与全国衔接的原则安排），实现价格并轨；放开天然气直供 用户（化肥企业除外）用气门站价格，由供需双方协商定价，进行市场化改革试点；居民生活、学 校教学和学生生活、养老福利机构等用气（不包括集中供热用气）门站价格暂不作调整。上述方案 从 2015 年 4 月 1 日起实施。此次政策的推出推进了我国天然气价格市场化改革，同时有利于市场竞 争趋向公平化并促进燃气行业的进一步发展。 2015 年 11 月 18 日，国家发改委下发《关于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》，降低非居民用气门站价格，提高天然气价格市场化程度。具体通知如下：（1） 非居民用气最高门站价格每千立方米降低 700 元。其中，化肥用气继续维持现行优惠政策，价格水 平不变；（2）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。 2016 年 10 月 12 日，国家发改委公布《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）》，明确按照“准许成本加合理收益”的原则定价，给予投资收 益率 8%，而且明确要求经营天然气管输的企业原则上应将管道运输业务与其他业务分离，暂不能实 现业务分离的，应当实现管道运输业务财务独立核算。 2016 年 11 月 10 日，国家发改委发布《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》，自 2016 年 11 月 10 日起，全面放开化肥用天然气价格。至此，除少量涉及民生的居民用气外，由市场主导 价格的气量已占到我国天然气消费总量的 80%以上。 2017 年 1 月，国家发改委印发石油天然气发展“十三五”规划（以下简称“规划”），规划提 出，“十三五”期间新增常规天然气探明地质储量 3 万亿立方米，到 2020 年累计探明地质储量 16 万亿立方米；新增页岩气探明地质储量 1 万亿立方米，到 2020 年累计探明地质储量超过 1.5 万亿立 方米；新增煤层气探明地质储量 4,200 亿立方米，到 2020 年累计探明地质储量超过 1 万亿立方米。 “十三五”期间，新建天然气主干及配套管道 4 万公里，2020 年总里程达到 10.4 万公里，干线输气 能力超过 4,000 亿立方米/年；地下储气库累计形成工作气量 148 亿立方米。同时，加快推动石油天 然气市场化改革，健全天然气产业法律法规体系，完善产业政策体系，建立覆盖全行业的天然气监 管体制。 2017 年 5 月，《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（以下简称“意见”）发布，意见 实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，加强安全、环保等资质管理，在保护性开 发的前提下，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采，逐步形成以大型国 有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系。此外，改革油气产品定价机制，完善 成品油价格形成机制，发挥市场决定价格的作用，保留政府在价格异常波动时的调控权。推进非居 民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。依法合规加快油气交易平台建设，鼓励符合资 质的市场主体参与交易，通过市场竞争形成价格。 2017 年 5 月，国家发展改革委、国家能源局印发《中长期油气管网规划》，要求统筹规划、加 快构建油气管网体系，以扩大设施规模、完善管网布局、加强衔接互联、兼顾公平开放为重点，大 力发展天然气管网，优化完善原油和成品油管道，提升储备调峰设施能力，提高系统运行智能化水 平，构建布局合理、覆盖广泛、外通内畅、安全高效的现代油气管网。 2017 年，政府工作报告提出打赢“蓝天保卫战”，加快解决燃煤污染问题，“煤改气”作为改 善空气质量的重要措施之一得到大范围的推广。《京津冀 2017~2018 年秋冬季大气污染综合治理攻 坚行动方案》要求北京、天津、河北、山西、山东、河南 6 省市完成“煤改气”与“煤改电”改造 合计 355 万户，并将改造任务分配落实到省。 2017 年 9 月，国家发改委以委令形式颁布了修订后的规章《政府制定价格行为规则》，进一步 明确政府制定价格的权限范围，将政府制定价格的范围进一步缩小为“重要公用事业、公益性服务 和自然垄断经营的商品和服务”。同时补充规定政府制定价格还可以参考联系紧密的替代商品或服 务价格；为强化对垄断行业的约束，明确规定网络型自然垄断环节价格应按照“准许成本加合理收 益”的原则制定，有利于燃气企业销售价格走向合理化。 2018 年 9 月，国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，指出要按照党中央、 国务院关于深化石油天然气体制改革的决策部署和加快天然气产供储销体系建设的任务要求，落实 能源安全战略，着力破解天然气产业发展的深层次矛盾，有效解决天然气发展不平衡不充分问题， 确保国内快速增储上产，供需基本平衡，设施运行安全高效，民生用气保障有力，市场机制进一步 理顺，实现天然气产业健康有序安全可持续发展。要加强产供储销体系建设，促进天然气供需动态 平衡，深化天然气领域改革，建立健全协调稳定发展体制机制。《关于促进天然气协调稳定发展的 若干意见》有利于天然气供应的稳定和保障。 总体看，政策推动能源结构的持续优化，天然气产业仍将保持快速发展；随着定价体制改革的 不断推进，价格倒挂现象将逐步得到缓解；国家和政府政策将加大天然气管网的建设力度，引导行 业健康发展，有利于天然气供应的稳定和保障，行业面临较好的外部发展环境。 6．行业关注 （1）城市门站价格与销售价格调整不匹配 天然气定价机制导致城市门站价格及价格的变化会使下游分销商面临采购成本上涨的风险，当 下游需求偏弱或当地主管部门不能同步、顺价调整终端销售价格（包括居民和非居民用气价格）， 城市燃气分销商存在成本上涨无法完全通过售价传导的风险。 （2）气源供应不足、对进口天然气的依赖度偏高，季节性供需矛盾 受能源结构调整、环保政策影响，国内天然气需求快速增长。国内天然气资源丰富，但勘探开 发程度依然较低，导致天然气增储上产无法满足下游需求的快速增长。我国天然气对外依存度随之 快速上升，进口气量从 2010 年的 175 亿立方米增至 2017 年的 946 亿立方米。此外，管道气进口易 受出口国寒潮发生影响欠量，LNG 进口受气象、海况等影响较大，进口稳定性有待提高。城市分销 商面临上游企业多为三大石油公司，其话语权强，加之天然气需求不断增长、冬季供暖民生用气需 求量大，若天然气气源紧张，城市分销商将面临气源供应不足，影响用户需求的形势。 （3）管网建设速度放缓、储气能力不足 2014~2016 年，天然气市场需求增速放缓，新建管网投资回报率下降，建设资金削减，年均新 增里程仅 0.5 万千米。截至 2017 年底，国内每万平方千米陆地面积对应的管网里程约 77 千米，仅 相当于美国的 15%，而管网负载程度相当于美国的两倍。 截至 2017 年底，地下储气库形成有效工作气量 77 亿立方米，占全国表观消费量的 3.2%，远低 于 12~15%的世界平均水平。18 座 LNG 接收站储气能力 40 亿立方米，总储气能力严重不足，难以 发挥调节季节需求波动。 总体看，我国城市燃气行业作为天然气产业链的下游行业，受上游价格影响较大，存在气源不 足、对进口天然气依赖程度偏高等问题。 7．未来发展 （1）油气行业改革 “十三五”期间，我国将继续深化油气行业体制机制改革，构建有效竞争的市场结构和市场体 系。《深化石油天然气体制改革的若干意见》的出台促进“十三五”期间实现政府只监管自然垄断 的管网输配气价格，气源和销售价格两头放开。 在行业改革方面，上游勘探开发领域将围绕矿权制度推进改革，重点集中在提高矿权持有成本、 加快矿权流转、建立储量交易市场、建立健全勘探开发监管体系等方面；油气储运领域将按照网运 分开的既定思路，逐步推动管道业务分离和分立，在条件成熟的情况下成立独立的管网公司；天然 气价格按照管住中间、放开两头的思路，严格管输费的管理，完善天然气交易中心的功能，逐步推 进天然气价格的市场形成。 （2）非常规油气资源 随着老油田开发程度已达到较高水平，近年来我国原油产量增速缓慢，常规油气资源开发难度 加大；同时，美国页岩油产量的大幅攀升压低国际油价，使石油企业面临较大的开发成本压力。非 常规油气资源储量较大，开发程度很低。在此背景下，煤层气、页岩油气等非常规油气资源的开发 对石油行业企业的可持续发展日趋重要。 （3）海外油气项目合作 2015 年，三大石油公司转变海外业务发展思路，通过调整投资节奏，压缩低效产量，优化资产 结构等措施提质增效，投资以上游项目为重点，主要在中亚俄罗斯地区收购油气资产，部分企业通 过收购非常规油气资产进入美国等发达国家。中国企业借国家推动“一带一路”战略之势，加快海 外油气全产业链的合作布局。在中亚-俄罗斯地区，中国公司与俄油、俄气签署了包括上中下游各领 域的多项协议或谅解备忘录；完成了一系列资产收购，其中包括丝路基金收购亚马尔 LNG 项目 9.9% 的股权，华信公司收购俄远东地区三个油气区块及哈萨克斯坦国家石油国际公司（KMGI）下属企业 51%的股权。此外，三大石油公司还与阿联酋、越南、印尼等“一带一路”沿线国家签署了多项油 气合作协议。 总体看，未来天然气仍将保持良好发展，天然气产供储销体系将有望进一步完善。 四、基础素质分析 1．规模与竞争力 目前，公司的经营业务主要包括管道燃气业务、LNG 车船用业务、泛能业务和能源贸易业务。 公司进入燃气领域时间较早，经营时间较长，具备一定的规模优势，目前是国内最大的燃气经销商 之一。 公司收入以管道燃气销售为主，管道燃气销售收入占收入比重超过 60%。管道燃气业务实施特 许经营，具有排他性，公司所属各成员企业获得经营区域的特许经营权，并在该区域内实施独家经 营。公司经营的城市主要分布在东南沿海等经济较发达地区，布局合理。一般而言，经济发达的地 方城市化程度相对较高，工业发达，气化率高，对燃气的需求量较大，较早进入使得公司拥有稳定 的高端客户。截至 2018 年 6 月底，公司管道燃气项目总数 178 个，分布在全国 17 个省、自治区、 直辖市，接驳城区人口总数为 8,861 万户。公司在所负责经营区域内进行城市燃气高、中、低压管 网的铺设和维护，目前总管线长度为 42,032 公里，供气能力为 11,850 万立方米/日，售气量约占国 内城市燃气市场份额约 8.2%。此外，公司是最早开展综合能源业务的能源分销商之一，于全国 11 个省市的重点区域发展了 46 个综合能源项目，约占综合能源销售市场规模的 10%。 为了把握未来发展契机，公司提前布局国际市场。2005 年，公司获得石油天然气等能源进出口 权，成为继中石油、中石化和中海油之后第四家获得天然气进出口权的企业，并于 2007 年 6 月起， 公司陆续开展液化石油气和天然气进口业务，随着新奥（舟山）液化天然气有限公司（与新奥能源 同一实际控制人）的舟山沿海接收站的建设完成，公司进出口天然气的能力将大幅提高，加强了燃 气项目的气源保障能力，并为公司未来能源国际贸易提供了发展契机。 总体看，公司主营业务规模较大，业务布局合理，竞争优势明显。 2．技术与专利 公司重视信息化建设，注重研发投入，拥有大量专利技术。 信息化建设方面，近年公司基于战略升级和管理重构的需求，利用移动互联网、物联网、云计 算和大数据等技术，建立“自驱+赋能”的新型事业合伙人体系，实现全价值链业务移动化 APP，建 立了便捷的客户服务渠道，搭建了共赢的合作伙伴平台，逐步实现以客户为中心的市场销售和以数 据为中心的信息互联，基本完成“人人互联、事事互通、过程可视、结果可控”的数字化转型，实 现企业从 IT 向 DT 的转变。 专利方面，公司主要通过下属公司申请各种专利，实现技术的进步和业务办理中科技含量的增 长。长沙新奥燃气有限公司拥有“一种燃气调压器故障泄露安全装置”等专利，淮安新奥燃气有限 公司拥有“一种燃气管道放散装置”、“一种管沟开挖装置”等专利，湘潭新奥燃气有限公司拥有 “天然气管道牺牲阳极补充装置”等专利，其他一些下属企业也有各自申请的相应专利。 总体看，公司注重科技研发，注重信息化建设，工作能效和办公效率较高。 3．人员素质 公司董事、监事及高级管理人员共 9 人，其中董事 3 名，监事 1 名，非董事高管 5 名。 公司董事长王玉锁先生，1964 年出生，天津财经大学管理系企业管理专业博士研究生，历任廊 坊市天然气有限公司董事长、廊坊新奥燃气有限公司董事长、廊坊新奥实业（集团）公司董事长兼 总经理、河北新奥集团股份有限公司董事长兼总经理。现任新奥集团股份有限公司董事局主席、新 奥能源控股有限公司董事长、新奥（中国）燃气投资有限公司董事长。 公司总裁韩继深先生，1964 年出生，新加坡南洋理工大学 EMBA，历任廊坊新奥燃气有限公司 副总经理、葫芦岛新奥燃气有限公司总经理、新奥燃气控股有限公司副总经理、新奥燃气湖南区域 协调中心总经理（兼）、长沙新奥燃气有限公司总经理（兼）、新奥燃气福建区域协调中心总经理 （兼）、新奥燃气浙闽区域协调中心总经理（兼）、泉州市燃气有限公司总经理（兼）、新奥燃气 湘桂滇区域协调中心总经理（兼）、新奥能源控股有限公司副总裁。现任新奥能源控股有限公司总 裁，新奥（中国）燃气投资有限公司总裁。 截至 2018 年 6 月底，公司拥有在职员工 31,702 人，按学历结构划分，本科及以上学历占 25.27%， 专科及以下学历占 74.73%；按职能划分，生产人员占 67.25%，管理人员占 27.49%，销售人员占 4.83%， 研发人员占 0.42%。 总体看，公司管理层行业及管理经验丰富；人员结构可满足公司生产经营所需。 五、公司管理 1．公司治理 根据《公司法》、《公司章程》和其他有关法律法规的规定，公司建立了较为完善的法人治理 结构。 公司为外资企业，新奥能源为公司唯一股东。公司依法设立董事会，对唯一股东负责。董事会 成员 3 人，由股东委派，董事长为公司的法定代表人，董事每届任期 3 年。公司设立监事 1 人，由 股东委派，任期 3 年，任期届满，可连选连任。 公司设董事会作为公司最高权力机构，董事会下设立决策委员会、执行委员会和督察审计委员 会，三委独立，相互制衡。决策委员会负责制定公司发展战略，执行委员会负责落实和执行，督察 审计委员会负责督办和检查执行结果，目标责任制和问责机制比较健全。 决策流程及权限方面，公司董事会为公司最高决策机构，负责决定公司的管理机构；决定申请 设立分支机构；决定公司注册资本的增加、转让，修改公司章程；决定公司停产、终止、分立、合 并；决定聘任公司高级职员；决定公司财产或权益对外抵押；制定公司重要的规章制度。研究决策 投资重大事项的会议是总经理办公会，由公司总经理召集，由公司领导班子成员参加，需要时可邀 请董事会主席、控股股东主要领导参加。执行委员会是公司最高经营管理执行机构，负责董事会授 权范围内经营管理事项的决策执行，保证董事会决议得到有效贯彻，确保公司经营目标的实现。 总体看，公司作为外商独资企业，拥有较为完善的法人治理结构，运行较为规范。 2．管理制度 公司根据业务需要，建立了与公司业务性质和规模相适应的内部管理体制。 对下属控股子公司的管理和控制方面，一方面通过委派高层领导，实现对子公司运营的控制， 另一方面，公司下属子公司没有财务决定权，所有财务决策需上报新奥燃气获取批复，另外，下属 子公司 95%以上的资金已归集至公司内部财务公司，子公司可自由支配的资金量较少。 重大投资管理方面，公司制定了《新奥（中国）燃气投资有限公司投资管理制度》，明确了公 司投资管理部门的职能，确定了投资计划制定，计划执行、项目选择、投资项目管理、项目监督与 检查、罚则等一系列流程与措施。 资金管理方面，公司及下属公司的资金管理主要通过新奥财务有限责任公司归集，本着发挥资 金最大效用、降低资金成本的原则，对资金执行集中管理、统一调配。新奥（中国）燃气投资有限 公司旗下的企业都将资金归集到新奥财务有限责任公司，并按照银行的管理体系给予存贷款相应的 存贷利息。 财务管理方面，公司实行集中管理，各管理区域财务部门是公司财务部的派出机构，各成员企 业的财务部门是各管理区域的派出机构，较好保证了财务核算的客观、及时和准确。公司通过董事 会任命下属单位的总经理和总会计师。 对外担保方面，公司不对外进行担保，内部担保则有严格的高层审批流程，最大程度上降低公 司担保风险。人事及经营绩效管理方面，公司通过制定人力资源发展规划，不断顺应企业时局，促 使人力资源管理由事务执行型角色向战略合作伙伴角色转变，通过技术培训、绩效激励和效能监察 等多项措施建立公司员工的激励约束机制，为公司的发展提供人力资源保障。在人事管理制度方面， 公司主要制定了《新奥（中国）燃气投资有限公司请休假管理规定》、《新奥（中国）燃气投资有 限公司薪酬管理制度》和《新奥（中国）燃气投资有限公司职位管理办法》等规章制度。对人事管 理、员工考核及薪酬管理、工作时间及考勤、奖惩制度、福利与抚恤、职业培训等制度作出了具体 的规定。 安全运营管理方面，公司一直加强安全质量管理，严格执行落实有关制度，主要制定了《燃气 安全使用须知》、《员工职业健康防护标准》和《安全认证和保障体系》等规章制度。上述规章制 度主要对安全生产部门和个人的职责作出界定，对安全生产管理的内容和具体要求进行了明确，制 定了惩处原则和处罚标准，并将安全生产纳入了对部门和员工的考核体系；进一步明确了质量、环 境、职业健康安全工作责、权、利关系，在项目管理上坚持“安全第一，预防为主，质量为本，重 点监控”的方针，提高安全质量控制和管理水平，对推动安全质量工作起到了积极的作用。 总体看，公司管理运作规范，内控严密有效，管理体制能够较好地满足企业经营发展需要。 六、经营分析 1．经营概况 公司经营业务涵盖管道燃气业务、汽车加气业务、建设安装业务以及燃器具销售业务等。其中， 我国管道燃气业务实施特许经营，公司所属各成员企业拥有经营区域的特许经营权，在特许经营区 域内，管道燃气业务为独家经营，具有排他性；公司在汽车加气业务方面保持了行业领先地位；公 司燃器具销售业务和非管道燃气业务占比相对较小。2015~2017 年，公司营业收入分别为 339.67 亿 元、347.99 亿元和 489.93 亿元，实现净利润分别为 38.76 亿元、41.02 亿元和 45.26 亿元，分别年均 复合增长 20.10%和 8.06%，均呈逐年增长趋势。近三年，公司主营业务收入分别占营业收入的比重 均在 95%以上，公司主营业务突出。 从主营业务收入构成来看，公司收入主要来自于管道气销售业务、建设安装业务和汽车加气业 务，2017 年，三者分别占营业收入的 77.92%、15.21%和 5.27%。2015~2017 年，公司管道气销售业 务收入逐年增长，年均复合增长 27.48%，主要系在国家能源结构调整、环保政策影响下，公司配套 管道建设交付带动管道气销量扩大所致；公司建设安装业务收入逐年增长，年均复合增长 17.82%， 主要系接驳户数增长较多所致；公司汽车加气业务收入逐年下降，年均复合下降 19.68%，主要系加 气站市场竞争激烈、加气量有所下降所致。公司非管道气销售业务和燃气具销售业务规模较小，近 三年收入均呈波动增长趋势，年均复合增长 31.79%和 38.58%，但对公司整体收入规模影响不大。 表 1 公司主营业务收入和毛利率情况（单位：亿元，%） 业务板块 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 1~9 月 收入 占比 毛利率 收入 占比 毛利率 收入 占比 毛利率 收入 占比 毛利率 管道气销售业务 232.85 70.56 13.79 250.40 72.91 14.17 378.40 77.92 11.77 351.04 78.42 11.91 非管道气销售业务 2.09 0.63 -0.36 1.65 0.48 8.88 3.63 0.75 5.44 3.54 0.79 5.81 燃器具销售业务 2.14 0.65 95.02 2.07 0.60 30.19 4.11 0.85 48.53 3.98 0.89 23.91 建设安装业务 53.21 16.13 56.79 63.21 18.41 53.88 73.87 15.21 46.29 66.61 14.88 43.31 汽车加气业务 39.70 12.03 14.40 26.09 7.60 14.53 25.61 5.27 8.76 22.47 5.02 6.90 主营业务收入 329.98 100.00 21.24 343.42 100.00 21.58 485.61 100.00 17.12 447.64 100.00 16.39 资料来源：公司提供 从毛利率情况来看，2015~2017 年，公司管道气销售业务毛利率水平受天然气采购成本影响波 动下降，分别为 13.79%、14.17%和 11.77%；建设安装业务毛利率逐年下降，分别为 56.79%、53.88% 和 46.29%，主要系为扩大市场，公司给予客户一定价格优惠，以及“五小工商户”接驳免费所致， 但仍处于较高水平；汽车加气业务毛利率随 LNG 成本波动下降，分别为 14.40%、14.53%和 8.76%。 综上，2015~2017 年，公司主营业务综合毛利率波动下降，其中，2017 年主营业务毛利率 17.12%， 较上年下降 4.46 个百分点。 2018 年 1~9 月，公司实现主营业务收入 447.64 亿元，占上年全年收入的 92.18%；收入构成仍 以管道气销售、建设安装业务和汽车加气业务为主。2018 年 1~9 月，公司主营业务综合毛利率为 16.39%，较上年全年毛利率下降 0.73 个百分点。 总体看，受国家能源结构调整、环保政策影响，公司配套管道规模和管道气销量扩大，公司收 入规模逐年增长，毛利率波动下降，主营业务盈利规模保持较高水平。 2．燃气业务 公司燃气业务经营模式主要通过与中石油、中石化等国有石油公司签订天然气采购协议，从全 国性干线管网（西气东输一线、陕京一线和二线等）采购天然气后，对采购的天然气进行除杂、脱 水、加臭、调压后通过自建的输气管网输送到各地区门站，最后再通过自建的城市管网、运输车等 输送到各工商用户和住宅用户，并通过调压装置调压和庭院低压管网输送至各用户天然气用具。 2015~2017 年，公司管道燃气项目数量逐年递增，分别为 152 个、160 个和 172 个，主要位于中东部 经济发达或较发达区域，主要由政府授予或通过合作和收购取得。截至 2018 年 6 月底，公司管道燃 气项目达 178 个，较年初增加 6 个，分别分布在全国 17 个省、自治区、直辖市，接驳城区人口总数 为 8,861 万户。对于汽车加气用户，公司采购的天然气经过加压设施、压缩机等机械设备加压后， 经过加气机直接给汽车加气。 （1）燃气采购 公司拥有稳定的气源保证，所需天然气主要来自中石油、中石化、中海油等国内垄断能源巨头。 燃气采购流程方面，公司根据以往市场销量情况制定年度采购计划后，与上游供应商洽谈并签 订年度供气合同。公司与中石油、中石化、中海油等公司建立了长期的合作关系，公司使用管道天 然气的项目一般均能得到上游供应商的保证供气合同，其中包括西气东输、忠武线、陕京线等管道 运输线的购气合同。公司与中石油、中石化等公司签订了“照付不议、照供不误”1的长期供气协议， 在气源资源紧张的情况下，锁定了长期稳定的气源。公司在上海交易中心、重庆交易中心具有开户 资格的成员企业，现已完成注册开户，通过竞拍摘单的方式获取更多的天然气保供资源。此外，2005 年公司获得石油天然气等能源进出口权，成为继中石油、中石化和中海油之后第四家获得天然气进 出口权的企业,由于公司未建成自己的沿海接收站，进口天然气储存成本较高，大规模进口天然气成 本优势不显著，因此公司仅于 2014 年进口少量天然气。2018 年 8 月 7 日，浙江舟山液化天然气接 收及加注站项目顺利实现了首艘 LNG 船舶接卸，一期工程投资完成，接收规模为 300 万吨。LNG 接收站的投产将提高公司从海外进口天然气的能力，有望进一步实现公司气源的多样化，保障了稳 定的气源供应。 1 “照付不议、照供不误”是指，从协议起始日开始的每一年（或其部分时间）应计算“天然气年度照付不议量”，若公司在合同期内的 任一年实际提取的天然气量小于该年协议中商定的天然气年度照付不议量，则公司除向中石油、中石化等公司按实际提取量支付天然气款 外，还应向中石油、中石化等公司支付该年实际提取量与天然气年度照付不议量差额气量的天然气价款，该差额气量为该年的“年度补气 量”；公司在协议期间内的任意一年内，如果提取完该年照付不议量，有权继续提取以前年度已付款但尚未提取的补提气量，并且，如果 公司该年度天然气实际需求量超过采购协议的供气量，中石油、中石化等公司也优先保证公司的用气。 燃气采购定价模式方面，管道气和非管道气模式差异较大。居民用管道气采购价格是政府指导 定价，由国家发改委根据天然气与替代能源之间的比价关系定期调整；非居民用管道气采购价格为 市场定价，冬季取暖期间，受终端市场需求骤增的影响，天然气采购价格上浮明显。公司非管道气 采购价格为市场化定价，主要受市场供需状况变化影响；其中，LNG 价格属于市场化价格，公司通 过与中海油接收站、中石化接收站的批量采购能够获取一定的价格优惠。2015~2018 年 9 月，公司 天然气采购均价2分别为 2.71 元/立方米、2.17 元/立方米、2.38 元/立方米和 2.22 元/立方米，其中， 2016 年采购均价下降主要系政府出台政策调低基准天然气采购价格，以及 LNG 价格受市场影响下 降所致。 2 此处天然气及下表采购数据含管道气、LNG。 表 2 公司天然气采购情况（单位：亿立方米，元/立方米） 渠道 项目 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 1~9 月 中石油 采购量 61.43 65.29 81.01 90.05 采购均价 2.57 2.05 2.13 2.12 中石化 采购量 10.70 24.98 43.70 23.52 采购均价 2.61 2.07 2.28 2.20 中海油 采购量 26.24 26.68 30.82 28.29 采购均价 3.08 2.50 2.48 2.31 其他 采购量 16.53 30.35 44.20 35.47 采购均价 2.74 2.23 2.24 2.23 合计 采购量 114.90 147.30 199.73 177.33 采购均价 2.71 2.17 2.38 2.22 资料来源：公司提供 天然气采购量方面，2015~2018 年 9 月，公司天然气采购量逐年增长，主要系公司业务规模扩 大所致。公司天然气主要供应商为中石油、中石化和中海油，2015~2017 年，公司从三大石油公司 的天然气采购量占全部天然气采购量的 85.54%、79.40%、77.87%，占比逐年下降，主要系子公司新 奥能源贸易有限公司从各地加工工厂采购的 LNG 采气量增加所致。 天然气采购结算方式上，公司一般采取预付或者银行保函的方式。 总体看，公司天然气采购量逐年增加，采购集中度较高，对气价的控制力弱。 （2）燃气输送与销售 公司天然气销售包括管道燃气销售、非管道燃气销售和汽车加气业务。管道燃气和非管道燃气 销售的客户主要为居民用户和工商企业用户，汽车加气业务的客户主要是以天然气为燃料的汽车。 公司天然气输送分为管道运输、CNG 槽车运输、LNG 槽车运输。管道气运输商，截至 2018 年 6 月底，公司城市燃气高、中、低压管网总管线长度为 42,032 公里，供气能力为 11,850 万立方米/ 日。CNG 和 LNG 运输上，公司成立能源协调中心（包括新奥能源贸易有限公司和新奥能源物流有 限公司）为各成员企业提供能源运输，建立了以公路运输和铁路运输为主导的能源配送体系，形成 了从能源采购、能源物流配送到能源终端分销的商业价值链。公司不断加大资金投入和资源配置， 通过信息科技技术和物流信息化系统，准确掌握气源库存和供需信息，加强了气源配送体系和应急 保障体系建设。 销售方面，公司管道气销售业务指通过管道销售给客户燃气的业务，包含管道天然气、管道液 化气、管道煤气、管道混空气、管道运输等。我国对城市管道燃气实行特许经营政策，特许经营权 一般为 30 年，特许经营覆盖区域内的管网建设、居民用户和工商业用户的天然气供应均由公司负责， 具有排他性。2015~2017 年，公司管道气销售量逐年增长，年均复合增长 36.90%；其中，2017 年管 道燃气销售量同比增长 42.14%，主要系“煤改气”、环保政策影响，工商业用户新增气量规模较大 所致。其中，工商业用户销售量分别占管道气销售量的 84.68%、85.80%和 88.20%，公司管道燃气 销售以工商企业为主。区域分布方面，公司管道气销售业务主要集中在华南、豫皖、京冀辽等区域， 用气需求及增长空间较大。 汽车加气业务方面，政府大力推进汽车改用清洁能源政策，推动了汽车加气行业的发展。 2015~2017 年，公司 CNG 加气站数量、LNG 加气站数量逐年增长，截至 2018 年 9 月，公司拥有 CNG 加气站 325 座、LNG 加气站 281 座。2015~2017 年，公司汽车加气业务加气量逐年下降，年均复合 下降 6.27%，主要系加气站市场竞争激烈所致。公司汽车加气业务主要集中在豫皖、京冀辽和山东 区域。 液化石油气方面，2015~2017 年，公司液化石油气销售量逐年下降，且规模较小，主要系国内 居民用户由液化石油气向天然气转换、液化石油气毛利率较低，公司放弃一些规模较小的液化石油 气公司或业务，未来公司将继续削弱该项业务的发展。 表 3 公司燃气业务发展情况 项目 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 1~9 月 管道燃气业务 已接驳用户数（万户） 1,238.28 1,421.56 1,468.74 1,701.11 其中：住宅用户 1,232.60 1,414.69 1,460.71 1,692.02 工商业用户 5.68 6.87 8.03 9.08 管道燃气销售量（亿立方米） 97.23 128.20 182.22 175.28 其中：住宅用户 14.90 18.20 21.48 21.67 工商业用户（含批发） 82.33 110.00 160.72 153.61 现有管道长度（千公里） 29.94 32.92 39.15 41.62 供气能力（百万立方米/日） 80.20 84.9 104 108.00 汽车加气业务 汽车加气量（亿立方米） 15.89 15.14 13.96 9.71 CNG 加气站数量（座） 306 320 325 325 LNG 加气站数量（座） 270 277 281 281 液化石油气业务 销售量（万吨） 0.43 0.36 0.35 0.23 销售收入（亿元） 0.24 0.18 0.19 0.13 资料来源：公司提供 缴费方式上，对于居民用户，公司管道气销售主要采用预付储值卡收费以及银行、超市等代理 缴费方式。公司大部分项目采用预付储值卡系统，所有新接驳的住宅用户都会获发一张储值卡并需 以充值预付气款，此系统能完全避免坏账，省却大量管理费用，并加强现金流。公司旗下部分子公 司与银行合作代收费业务，利用银行的庞大网络资源，代燃气项目公司收取燃气使用费。公司建立 了社会化收费网络，通过借助各类靠近居民小区的便利店、超市等网点，设立代缴费系统，以方便 居民缴费。此外，公司目前正在运用互联网技术、智能蓝牙卡、手机 APP 等多渠道开通缴费业务， 以方便用户并为公司节省管理费用。对于非居民用户，一般采取首月预付一个月气费，往后各月可 先消费后付款，结算周期为 1~2 个月。对于汽车加气业务，大部分为现金现付，部分大型客户如公 交公司采取先加气后付款方式，月度或季度计算。 总体看，公司燃气业销售收入主要依靠管道燃气销售和汽车加气销售，客户以工商业用户和汽 车用户为主，近年销量增长状况良好；公司天然气销售主要位于经济发达地区，用气增长潜力较大。 （3）燃气定价 管道气方面，公司所属各成员企业的管道燃气销售价格采取政府定价或政府指导价。其中，居 民用户销售价格在采取政府定价方式的同时，价格调整需要采取听证程序；非居民用户的销售价格 采取政府指导价，公司可在政府定价范围内灵活执行，如遇采购价格变动，可在上报地方物价部门 审批后实现同步调价。燃气定价的具体程序为公司下属当地燃气企业提交定价申请，地方物价部门 在对燃气企业成本监审的基础上，依据企业的经营成本、合理收益并兼顾当地的经济水平和用户承 受能力定价（居民户气价需召开价格听证会）。完成定价后，如果公司上游采购价格或企业运行成 本发生变化需要调整售气价格时，主要采用两种方式：一种是重复上述定价程序，另一种是建立上 下游价格联动机制，当上游采购价格变化需调整终端销售价格时，可依据联动机制，经地方物价部 门进行审批调整，不需再经价格听证会。不同城市的燃气价格差异很大，其中广东、浙江等经济发 达省份燃气价格要高于其他省份，部分城市制定了梯度价格，如河北廊坊、山东烟台等地；用途不 同的燃气出售价格不同，其中商业、工业用气价格要高于民用气价格。 公司燃气销售盈利主要来自采购价与销售价的价差，2015~2018 年 9 月，公司燃气销售价与采 购价的价差呈持续下降趋势，分别为 0.87 元/立方米、0.82 元/立方米、0.70 元/立方米和 0.69 元/立方 米，主要系采购价格上升、非居民用天然气价格调整所致。 车用燃气价格方面，公司车用燃气价格在各个地区和城市存在差异，其价格由各地物价局核定。 车用燃气定价方式分为两种，一种是物价局根据当地经营汽车加气公司经营成本定价，另一种是物 价局按照国家发改委的价格改革通知要求来核定价格。 总体看，公司燃气售价主要受政府指导，在不同地区售价有所差异。 3．建设安装业务 公司建设安装业务指为客户提供燃气接驳、工程施工以及专业工程公司施工、材料销售业务等， 主要包括居民用户建设安装业务和工商用户建设安装业务。居民用户建设安装对象包括新建商品房、 经济适用房、原有未安装管道燃气的居民楼房等，主要是对居民小区建筑红线内的庭院管网及户内 设施进行配套建设，公司依据地方物价部门文件收取建设安装费用。工商户建设安装业务是对经营 区域内的工业、商业、餐饮、福利性单位等进行管道燃气建设安装，并收取相应的费用。 建筑安装物资采购方面，公司按照“招标方式准入供应商—确定合作供应商—签订年度采购合 同—制定采购计划—制定采购订单—供应商发货”的流程来确保物资供应。供应商管理上，公司根 据物资类别划分不同供应商，按照“供应商考察—供应商招标—供应商准入—供应商评估—供应商 考核淘汰”的模式来加强供应商管理。公司采购业务发生前均会签订经过法务等部门评审的采购合 同，约定标的物的名称、数量、金额、结算方式、产品质量、供货周期、双方责任、违约追责等条 款。 采购物资结算方式上，公司物资采购一般采取后付款的方式。公司各成员企业在各个地区单独 施工、单独核算，不同地区采购、施工费用各有不同。 建设工程内容方面，公司建设安装业务主要是进行燃气管网建造，将高、中压管输线铺设到各 小区或各道路，再从高、中压管输线向各天然气用户接低压庭院管网，输送至各住宅用户、工商业 用户。公司在所负责经营区域内进行城市燃气高、中、低压管网的铺设和维护。 建设工程核算方面，公司投资建设的输气管道按照特定标准界定固定资产（资本性支出）和施 工成本（收益性支出），其中施工成本（收益性支出）与当期管网建设收入相配比。住宅用户方面， 管输支线上调压箱（含）及以上管网，作为公司固定资产投资，所发生的一切材料、人工、费用全 部计入所形成的固定资产价值；对于管输支线上的调压箱（不含）以下的小区庭院管网和入户安装 工程支出，作为施工成本与公司当期的相关收入相配比。工商业用户方面，工商户以建筑红线作为 资产界定标准，建筑红线以外部分发生的材料、人工、费用计入所形成的固定资产价值；建筑红线 以内部分作为施工成本与公司当期的相关收入配比。 收入确认和结算方面，建设安装费总体上把握“达到通气条件”为标准，确认建设费收入的实 现，“达到通气条件”是指按照合同约定安装工程全部完工时，小区调压箱或市政燃气管网也必须 具备通气条件。在合同签订后工程公司进场施工前，一般情况下资产公司会根据合同规定向客户收 取一部分开工前预收工程款，收款时按合同约定比率收取。 2015~2017 年，公司建设安装业务规模逐年增长，年均复合增长 17.82%，分别为 53.21 亿元、 63.21 亿元和 73.87 亿元。住宅用户方面，公司在经营区域范围内，对管道燃气住宅终端用户具有排 他性，管网覆盖范围内的新盖楼宇及现有楼宇住户是公司主要接驳对象。工商业用户方面，由于各 地政府不断加大对工业污染治理力度，严格限制煤的一次性使用，要求新设立的工商业项目必须选 用清洁能源，并要求将部分燃煤锅炉改造成天然气锅炉，工商业用户接驳天然气需求不断增加。 表 4 公司建设安装业务区域分布情况（单位：万户，%） 主要地区 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 1~9 月 户数 占比 户数 占比 户数 占比 户数 占比 京冀辽 22.39 11.00 26.44 14.21 30.51 14.71 25.03 14.51 山东 32.06 15.75 28.73 15.44 29.64 14.29 23.13 13.41 豫皖 41.59 20.43 36.99 19.88 43.37 20.91 32.79 19.01 华东 27.52 13.52 21.49 11.55 28.83 13.90 25.70 14.90 浙江 14.58 7.16 15.09 8.11 14.54 7.01 13.47 7.81 华中 34.35 16.87 29.34 15.77 29.02 13.99 24.13 13.99 华南 26.87 13.20 24.15 12.98 27.82 13.41 24.93 14.45 西南 4.21 2.07 3.83 2.06 3.69 1.78 3.31 1.92 合计 203.57 100.00 186.08 100.00 207.43 100.00 172.50 100.00 资料来源：公司提供 从区域分布来看，公司建设安装业务主要分布在豫皖、山东、华中、华东、华南等经济较发达 地区，区域分布结构比较稳定。 总体看，公司建设安装业务随着公司燃气业务规模的扩大得到相应发展，建设安装业务规模的 扩大也有利于供气规模的增长。 4．在建和拟建项目情况 公司在建项目多为小区管网、工商用户管网以及在建的 LNG、CNG 储配站等用于公司燃气业务 发展的建设工程。2015~2017 年，公司用于业务发展的固定资产投资 35.5 亿元、28.4 亿元和 32.2 亿 元。未来随着公司特许经营区域和燃气业务规模扩大的需要，公司管网建设投入将维持在较高水平。 公司重大在建和拟建项目主要为工业园区项目和泛能项目。泛能业务指由单一的燃气销售变革 为多品类的能源销售，可将天然气、风、光、地源热、水源热等多类能源，根据客户需求因地制宜 地进行匹配与调度，由简单的满足客户的燃气需求到满足客户深层次的、最终端的用能需求，如采 暖、制冷、生活热水、蒸汽等。同时，利用泛能站集成技术，形成多个泛能站之间的能源调配，在 智能化控制和云计算技术方面形成供需互动、有序配置、节约高效的智能用能方式，实现能效最大 化。 截至 2018 年 9 月底，公司重大在建项目计划总投资 10.28 亿元，已投资 4.09 亿元，2019 年计 划投资 4.78 亿元；投入资金主要为自有资金、银行借款和内部借贷（即下属子公司向公司及内部财 务公司借款）。 表 5 截至 2018 年 9 月底公司重大在建项目情况（单位：万元） 项目名称 项目进度 计划总 投资 截至 2018 年 9 月底已完成 投资 2019 年计 划投资 资金来源 浏阳经济 开发区工 业园 项目一期 14,962 8,613 4,500 内部借款 青岛机场 泛能项目 主体封顶，部分设备进场，建设进度完成 60%， 2018 年年底实现 48.72 万㎡供能。 7,000 1,137.12 14,352.2 自有资金 胜达海尔 希工业园 1、完成桩基础、围墙、门卫室施工。2、完成锅 炉设备招标工作，已付轮机采购第一期预付款。 3、根据控股要求，深入进行客户认知。因边界 条件变化，正与上海规划设计院进行可研复盘前 的编制工作。 6,417 1,670.12 3,500 自有资金和 内部贷款 肇庆新区 四号站 已完成 70%(完成建筑主体结构，站内设备、工 艺管线安装，配电工程待审批通过后进场) 5,255 1,800 1,500 内部贷款 东莞热网 工程（北 线） 主芯管全部完工，芯管安装 99%，差 132 米 21,200 15,550 1,100 20%自有资 金；80%商业 银行借款 晋州市开 发区(马 于园)泛 能网 项目一期 9,657 400 6,776 自有资金 正定县西 部区域供 热项目 一期工程收尾阶段，一期进度为 80% 28,322 8,392.42 12,000 自有资金和 银行借款 湘江欢乐 城 土建进行中，内燃机已采购 9,954 3,363 4,091 除实收资本 3,500 万元 外，其余内 部借款 总计 -- 102,767 40,925.66 47,819.20 -- 资料来源：公司提供 随着公司在建管线、储备站的建成投产，公司管道气业务区域覆盖面积、LNG 加气网络规模将 进一步扩大，有利于公司营业收入的进一步增长。随着公司泛能项目的建成投产，公司泛能业务的 规模和实力得到进一步的提升，有利于公司综合能源利用能力的提高。 总体看，由于公司燃气业务规模扩大的需要，公司在建项目和拟建项目投资规模尚可；项目建 成投产后，有利于公司业务规模的扩大、营业收入的增长。 5．经营效率 公司燃气销售账期较短，应收账款周转次数较高，2015~2017 年，公司应收账款周转率分别为 44.17 次、33.99 次和 32.75 次，逐年下降主要系建设安装业务和大型公交公司加气业务的应收账款 增加所致；公司存货周转率逐年下降，分别为 45.03 次、34.44 次和 28.59 次，主要系公司尚未完成 的建设安装工程规模增长带动存货中的工程材料规模增加所致；公司总资产周转次数较稳定，分别 为 0.88 次、0.78 次和 0.96 次。 由于公司管道燃气客户的结算账期较短，公司 CNG、LNG 业务以销定采且运输效率较高，与同 行业上市公司对比，公司经营效率处于行业上游水平。 表 6 2017 年同行业公司经营效率指标（单位：次） 证券/公司简称 应收账款周转次数 存货周转次数 总资产周转次数 华润燃气 9.07 55.37 0.63 中油燃气 9.68 29.59 0.53 中裕燃气 9.32 23.84 0.48 新奥燃气 32.57 28.50 0.96 资料来源：Wind 注：1、Wind 与联合评级在上述指标计算上存在公式差异，为便于与同行业上市公司进行比较，本表相关指标统 一采用 Wind 资讯数据。2、公司指标采用其在香港上市母公司新奥能源数据。 总体看，公司经营运行良好，经营效率高。 6．经营关注 （1）天然气作为基础能源行业，燃气需求量受国家经济景气周期影响。公司燃气主要销售给工 商企业用户，国民经济景气周期变化对公司的生产经营影响较大。 （2）公司主营业务及收入来源为管道燃气销售，目前我国天然气采购价格由发改委和政府相关 价格管理部门决定，天然气销售价格采取政府定价或政府指导价，公司在天然气的采购、销售定价 方面无自主定价权，利润空间受限。 （3）公司燃气业务受上游天然气供气量的制约较大。公司天然气采购集中于中石油、中石化及 其下属企业。虽然公司在长期的经营中与上游公司建立了长期稳定的密切合作关系并按照天然气行 业的惯例与上游公司签订了照付不议合同，但其经营中对于上游供应商的依赖性较大，若上游供应 商供应量大幅减少或出现其他不可抗力因素，不能按照照付不议合同供应天然气，则会对公司的业 务经营产生重大影响。 （4）公司业务存在替代能源的竞争。当前政府、企业和社会公众逐渐重视清洁能源的开发和利 用，光伏太阳能、风能、地热能等新的能源利用形式不断出现，能源利用效率、经济可行性不断提 高，对天然气的利用形成了一定的竞争。 总体看，宏观经济周期、无定价自主权、对上游企业依赖度较高以及替代能源竞争等因素可能 会对公司经营造成一定程度的影响。 7．未来发展 公司将坚持战略升级和业务转型，致力于从天然气销售升级为综合能源服务。 园区类客户方面，根据“抢存量，布新增”的原则，成熟园区，要主动引导政府绿色发展需求， 借助成熟园区能源升级、城市产业转移等契机，快速做大业务规模；新园区抢抓机遇，根据公司负 荷情况逐步投资。 城市区块客户，公司将借助政府大气污染治理等政策机遇，加强政企合作，以环境治理整体规 划为切入点，发展多种能源综合开发，特别是针对城市新区，同步开展城市规划与能源规划。 工业客户，公司将打破以往为客户单一提供燃气的局限，以泛能理念大力开发综合用能客户； 深挖客户用能需求，深入至客户生产全过程提供节能服务，建立能源合作伙伴关系；精选优质大工 业客户，以点连线，以线带面，与周边客户连接成网，真正发挥泛能网价值。 商业客户，深挖五小客户潜力，加快泛能机的推广应用。民用客户，积极推动煤改气政策落地， 开发周边乡镇、农村市场，并借助干热岩等技术突破，全力拓展民用供暖业务。 交通能源客户，以布局全国一张网、单站自主经营、轻资产运营为重点加快业务转型。 总体看，公司立足于燃气领域，深入发展，不断创新，未来发展前景良好。 七、财务分析 1．财务概况 公司 2015~2017 年度合并财务报表经中喜会计师事务所（特殊普通合伙）审计，并出具了标准 无保留审计意见的审计报告。公司经审计的财务报表按照财政部颁布的《企业会计准则——基本准 则》和各项具体会计准则及其他相关规定编制。 截至 2016 年底，公司纳入合并范围内子公司共计 340 家，较上年新增 40 家、注销 3 家、出售 2 家。截至 2017 年底，公司纳入合并范围内子公司共计 427 家，较上年新增 93 家、注销 2 家、不 再纳入合并范围的 4 家。公司子公司数量变动较大，主要系公司近年来业务快速拓展，在全国各地 新设立大量燃气公司和清洁能源公司所致。公司主营业务未发生重大变化，相关会计政策连续，财 务数据可比性较强。 截至 2017 年底，公司资产总额 538.84 亿元，负债合计 298.45 亿元，所有者权益（含少数股东 权益）240.39 亿元，其中归属于母公司所有者权益 200.34 亿元。2017 年，公司实现营业收入 489.93 亿元，净利润（含少数股东损益）45.26 亿元，其中归属于母公司所有者的净利润 34.20 亿元；经营 活动产生的现金流量净额 46.84 亿元，现金及现金等价物净增加额-19.58 亿元。 截至 2018 年 9 月底，公司合并资产总额 580.44 亿元，负债合计 295.89 亿元，所有者权益（含 少数股东权益）284.54 亿元，其中归属于母公司所有者权益 232.38 亿元。2018 年 1~9 月，公司实现 营业收入 451.62 亿元，净利润（含少数股东损益）41.81 亿元，其中归属于母公司所有者的净利润 29.69 亿元；经营活动产生的现金流量净额 15.30 亿元，现金及现金等价物净增加额 0.46 亿元。 2．资产质量 2015~2017 年，公司资产规模逐年稳步增长，年均复合增长率为 14.13%，流动资产和非流动资 产均逐年增长。截至 2017 年底，公司合并资产总额为 538.84 亿元，较上年底增长 12.61%，流动资 产和非流动资产均有所增加；其中流动资产占 42.67%、非流动资产占 57.33%，占比基本与上年底持 平，资产构成仍以非流动资产为主。 （1）流动资产 2015~2017 年，公司流动资产呈逐年增长趋势，年均复合增长率为 19.08%，主要系公司业务拓 展带动流动资产逐年增长。截至 2017 年底，公司流动资产合计 229.95 亿元，较上年底增长 10.49%， 主要系应收账款、预付账款、其他应收款和委托贷款增加所致。公司流动资产主要由货币资金（占 35.29%）、应收票据（占 5.99%）、应收账款（占 7.99%）、预付款项（占 7.71%）、其他应收款（占 7.23%）、存货（占 7.65%）、委托贷款（占 19.99%）和其他流动资产（占 7.92%）构成。 图 2 截至 2017 年底公司流动资产构成 数据来源：公司审计报告 2015~2017 年，公司货币资金账面余额有所波动。截至 2016 年底，公司货币资金为 104.07 亿元， 较上年底增长 23.97%，主要系公司 2016 年发行公司债券，募集资金到位所致。截至 2017 年底，公 司货币资金为 81.16 亿元，较上年底下降 22.01%，主要系公司分配股利及构建管道支付资金增加所 致。公司货币资金主要以银行存款为主，占 99.35%。公司受限资金 0.03 亿元，受限资金占比极小。 2015~2017 年，公司应收票据逐年增长，年均复合增长 56.24%。截至 2017 年底，公司应收票据 为 13.78 亿元，较上年底增长 117.37%，主要系公司管道气销售和建设安装业务规模扩大以及下游客 户票据结算量增加所致。公司应收票据全部为银行承兑汇票。 2015~2017 年，公司应收账款持续增长，年均复合增长 43.43%。截至 2017 年底，公司应收账款 18.38 亿元，较上年底增长 59.29%，主要系气费和接驳费增加所致。从账龄看，一年以内的占 88.33%， 1~2 年的占 7.29%，2~3 年的占 2.27%，三年以上的占 2.11%，整体账龄较短；从集中度看，前五名 欠款占比为 12.27%，公司应收账款欠款客户主要为供热公司和大型公交公司等资质较好的客户，因 此公司未对应收账款计提坏账准备。 2015~2017 年，公司预付款项逐年增长，年均复合增长 34.95%，公司预付款项主要为从上游燃 气供应公司购买燃气产生的预付气款。截至 2017 年底，公司预付款项 17.73 亿元，较上年底增长 44.88%，主要系年底气量紧张，为保证供气增加预付款规模较大所致。其中，一年以内的预付款项 占比为 90.56%。 公司其他应收款主要包括企业生产经营过程中发生的备用金、押金以及与关联公司间往来款项 等。2015~2017 年，公司其他应收款余额波动增长，年均复合增长 4.56%。截至 2016 年底，公司其 他应收款较上年底下降 80.51%，主要系年末公司对其他应收款进行清理所致。截至 2017 年底，公 司其他应收款账面价值 16.61 亿元，较上年底的 2.96 亿元大幅增长 461.07%，主要系应收的往来款 增加所致。从账龄来看，公司其他应收款 1 年以内的占 87.25%，1~2 年的占 6.10%，2~3 年的占 1.09%， 3 年以上占 5.56%。截至 2017 年底，公司其他应收款前五大合计占比为 57.82%，由于其他应收款欠 款方主要为联营公司等，回收风险较低，因此未计提减值准备。 2015~2017 年，公司存货账面价值逐年增长，年均复合增长 86.71%。截至 2017 年底，公司存货 账面价值 17.59 亿元，较上年底增长 64.98%，主要系煤改气业务持续开展导致未完工工程增加所致。 公司存货主要由工程材料（占 25.74%）、燃器具（占 8.29%）、天然气（占 34.23%）和未完工工程 （占 29.92%）构成；其中，工程材料主要为煤改气建设安装所使用的材料。由于公司产品销售情况 较好且较为稳定、煤改气工作持续推进，公司认为不存在存货滞销使得存货的可变现净值低于公司 存货成本的情况，因此未对存货计提跌价准备。 2015~2017 年，公司委托贷款规模逐年增长，年均复合增长 29.01%，公司委托贷款主要为通过 财务公司对关联企业的委托贷款。截至 2017 年底，公司委托贷款合计 45.96 亿元，较上年底增长 6.68%，欠款方主要为归属于公司母公司合并口径内但不属于公司范围之内的联营企业、关联方企业， 欠款方经营正常，且均为 1 年内到期，回收风险较低。 2015~2017 年，公司其他流动资产逐年增长，年均复合增长 77.18%，主要由应交增值税留抵税 额和理财产品构成。截至 2016 年底，公司其他流动资产合计 17.11 亿元，较年初增长 195.07%，主 要系公司所购买的理财产品增加所致。截至 2017 年底，公司其他流动资产合计 18.20 亿元，较上年 底增长 6.39%，主要系公司应交增值税留抵税额增加所致。 （2）非流动资产 2015~2017 年，公司非流动资产持续增长，年均复合增长 10.82%，主要系随着公司业务拓展， 管道增加，固定资产大幅增加，导致非流动资产较快增长。截至 2017 年底，公司非流动资产 308.89 亿元，较上年底增长 14.24%，主要系公司固定资产和在建工程增加所致。公司非流动资产主要由长 期股权投资（占 8.72%）、固定资产（占 65.71%）和在建工程（占 10.20%）构成。 图 3 截至 2017 年底公司非流动资产构成 数据来源：公司审计报告 2015~2017 年，公司长期股权投资逐年增长，年均复合增长 15.78%，主要系对联营企业的投资 增长及联营企业当期收益增加所致。截至 2017 年底，公司长期股权投资 26.93 亿元，较上年底增长 10.46%，主要系联营企业当期收益增加带动权益增加所致。整体看，公司长期股权投资资产质量较 高。 2015~2017 年，公司固定资产逐年增长，年均复合增长率为 8.14%。截至 2017 年底，公司固定 资产账面价值为 202.98 亿元（管道占 74.64%、房屋建筑物占 14.80%、机器设备占 7.45%），较上 年底增长 12.99%，主要系公司业务规模扩大、管道增加所致。截至 2017 年底，公司已累计计提固 定资产折旧合计 60.10 亿元，固定资产成新率达 77.16%，固定资产成新率较高。 2015~2017 年，公司在建工程逐年增长，年均复合增长 23.62%。截至 2017 年底，公司在建工程 31.50 亿元，较上年底增长 28.81%，主要系公司特许经营区域扩大，在建管道工程增加所致。 截至 2018 年 9 月底，公司资产总计 580.44 亿元，较上年底增长 7.72%，主要系非流动资产增加 所致。截至 2018 年 9 月底，公司流动资产 230.27 亿元（占 39.67%），较上年底增长 0.14%，流动 资产结构较上年底变动不大；非流动资产 350.17 亿元（占 60.33%），较上年底增长 13.36%，主要 系固定资产和在建工程增加所致，非流动资产仍以固定资产（占 67.37%）、在建工程（占 11.02%） 和长期股权投资（占 7.89%）为主。 总体看，近年来，公司资产规模较大，且呈逐年增长趋势。流动资产以货币资金为主，非流动 资产中以燃气管道为主的固定资产占比较大，公司现金类资产较为充足；公司应收账款、其他应收 款和存货合计规模较大且未计提坏账、跌价准备。整体资产质量较好。 3．负债及所有者权益 （1）负债 2015~2017 年，公司负债规模逐年增长，年均复合增长 9.61%，主要系流动负债规模增长所致。 截至 2017 年底，公司负债总额 298.45 亿元，较上年底增长 6.83%，主要系流动负债增加所致。其中， 流动负债占比为 63.66%，较上年底下降 5.46 个百分点，非流动负债占比为 36.34%。 2015~2017 年，公司流动负债逐年增长，年均复合增长 10.25%；截至 2017 年底，公司流动负债 合计 190.00 亿元，主要由应付账款（占 14.18%）、预收款项（占 43.28%）、应付股利（占 7.10%） 和其他应付款（占 13.56%）构成。 图 4 截至 2017 年底公司流动负债构成 数据来源：公司审计报告 2015~2017 年，公司短期借款波动减少，年均复合下降 25.63%。截至 2016 年底，公司短期借款 5.89 亿元，较上年底下降 62.63%，主要系公司偿还部分借款所致。截至 2017 年底，公司短期借款 8.72 亿元，较上年底增长 47.97%，主要系经营需要、融资规模增长所致。 公司应付账款主要为应付采购燃气、工程原料等款项，2015~2017 年，公司应付账款逐年增长， 年均复合增长 34.51%。截至 2017 年底，公司应付账款为 26.93 亿元，较上年底增长 32.94%，主要 系公司管道建设规模扩大、应付工程原料款项增加所致。 由于公司主营燃气销售业务采用预收燃气费经营方式，导致公司账户沉淀大量预收款项，并随 着公司业务的快速扩张发生较快增长。2015~2017 年，公司预收款项呈逐年增长趋势，年均复合增 长 15.39%。截至 2017 年底，公司预收账款余额为 82.24 亿元，较上年底增长 24.02%，主要系公司 业务扩张，预收燃气费用增加所致。 2015~2017 年，公司应付股利逐年下降，年均复合下降 22.63%，主要系股利支付所致。截至 2017 年底，公司应付股利余额为 13.49 亿元，较上年底下降 39.70%，其中应付新奥能源控股有限公司 12.52 亿元，占比为 92.81%。 2015~2017 年，公司其他应付款逐年增长，年均复合增长率 2.10%。截至 2017 年底，公司其他 （未完）  |