本文分别从供给、需求、成本、定价、产业链、竞争六个方面研究了天然气上中下游行业的发展情况，力求展现天然气行业的全貌。

    全球能源战略和可持续发展战略是催生天然气消费需求的主要推动力，降低石油消费和大力推广清洁能源使天然气的消费在全球能源消费中的比例逐渐增加，由1973年的16%提高至2006年的23.7%，而石油消费由1973年的45%下降至35.8%。我国对天然气消费的推动主要从“十一五”开始，随着骨干管道的建成，天然气消费迅猛增长，2005-2006年均增速约20%，根据发改委规划数据计算，2007-2010年我国天然气消费的CAGR=29%。

　　我国天然气储量并不丰富，占2006年世界探明天然气储量的1.3%，列世界第15位，目前已出现天然气供不应求的局面。为此，国家分别从增加供给和抑制需求两方面着手进行调控。海上进口LNG以及从俄罗斯和中亚的陆上进口都在实施和规划中，但由于国内天然气价格低于国际价格，造成了进口的障碍，目前尚未得到突破。抑制需求方面，国家一方面出台了《天然气利用政策》，从导向上鼓励优先发展城市燃气，限制化工用气；另一方面通过提高工业天然气价格抑制工业用天然气需求。..天然气上游勘探开采、中游骨干网的建设与运营是由中石油、中石化、中海油三家垄断的，其中中海油是最大的垄断者，2006年中石油天然气探明储量占全国67%，拥有全国78%的天然气主管道。

　　天然气下游则是充分竞争的，国家允许民营、外资多投资方进入，且未成文地限制了上游三大巨头的进入。天然气下游市场在近几年处于高速扩张期，企业间的竞争主要表现在“跑马圈地”上，目前，在下游市场竞争中已展现竞争优势的公司主要有：中国燃气、新奥燃气、港华燃气、华润、百江等。

　　天然气上游和中游产业链的价格由发改委制定，下游的销售价格由当地政府通过与运营商谈判后制定，定价的原则基本是“成本+利润”。从主要企业的情况来看，天然气行业各环节的盈利很好，例如，中石油的天然气业务毛利率为29%（2007H1），中国燃气的城市燃气运营毛利率34%（2007年财年）。

　　天然气行业的上市公司主要都在香港上市，包括中国燃气、新奥燃气、港华燃气、中华煤气、中裕燃气、中民燃气，A股上市公司中目前仅长春燃气一家，即将在A股上市的有深圳燃气。我们后续将对香港的燃气上市公司分别进行研究。

    §1.供给

    中国天然气探明储量仅占世界的1.3%，近年增长

    迅速天然气是存在于地下岩石储集层中以烃为主体的混合气体的统称。包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等。主要成分为甲烷，通常占85-95%；其次为乙烷、丙烷、丁烷等。

　　2006年中国天然气探明储量为80万亿立方英尺（约2.264万亿立方米），在全世界来讲探明储量并不丰富，占2006年世界探明天然气储量的1.3%，列世界第15位。（图表1、2）
 
    实际上，中国天然气的探明储量仍有很大的增长空间，目前勘探程度较低。中国天然气地质储量为38.04万亿立方米，2006年探明储量仅2.264万亿立方米，探明率（探明储量与地质储量之比）仅约6%。四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、莺一琼等主要含气盆地天然气探明率均不足10%，即使勘探程度较高的四川盆地天然气探明率仅为9.5%，在世界上处于较低水平，例如委内瑞拉东部德尔塔纳海域2号和3号勘探区块的天然气探明率为21%。这与我国天然气的勘探、开发、利用较落后相关，相信随着勘探技术的提高、经济的不断增长以及天然气消费的推动下，我国天然气探明储量也会不断增长。2007年5月中国石化就在四川地区发现了探明储量为3560亿立方米的特大天然气田——普光气田。

　　分布集中在中西部，勘探和运输难度大

    我国陆上天然气主要分布在中部和西部地区，分别占陆上资源量的43.2%和39.0%，主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。

　　中国的天然气储量大多分布中国西部的老少边穷地区，地表条件多为沙漠、黄土塬、山地，地理环境恶劣。多数勘探对象低孔、低渗、埋藏深、储层复杂、高温高压，且远离消费市场，开发利用这些储量存在许多技术难题。勘探和运输的难度限制了我国天然气自产的供给量。
 
    增加进口满足国内快速增长的需求

    我国天然气勘探程度低，发展前景好，但是与国内天然气需求相比，国内天然气产量的增长已难以满足需求的增长，预测显示，2020年中国天然气缺口将达到500亿到900亿立方米。从我国天然气储采比指标来看（图表5），和世界平均的63.3相比，已经偏低，另外从国家能源战略的角度出发，也不能对自有资源过度开发。因此，在当前的勘探开采技术下，我国天然气供应将偏于紧张。
 
    中国的海上通道已经启动，同时通过海上通道启动多项LNG进口项目，它的气源主要来自中东、澳大利亚、印尼、马来西亚、文莱等国家和地区。目前，中国有11个沿海省、市、自治区计划建设大型LNG进口项目，已经建成投产的是深圳大鹏的LNG项目，即将投产的是福建的LNG项目（图表8）。尽管我国将进口LNG作为弥补天然气供应缺口的主要来源之一，但是，从全球的需求来看，LNG是非常紧缺的，实际上，我国现有的LNG项目绝大多数没有解决气源问题。

　　今年3月，中俄签署了《关于从俄罗斯向中国供应天然气的谅解备忘录》，从2011年开始，俄罗斯向中国供应天然气，每年进口量将达600亿至800亿立方米。

　　俄输华天然气将有两个战略方向：西线管道将从俄西西伯利亚经阿尔泰边疆区进入中国新疆，最终与“西气东输”管道连接，向中国沿海地区供气；东线管道可能运输科维克塔的天然气，也可能运输萨哈林和位于雅库特的恰扬金油气田的天然气。除了来自俄罗斯的两条天然气管线外，还有拟建中的中亚三国天然气管线。今年中国和土库曼斯坦签署了从2009年起每年向中国出口300亿立方米天然气的30年长期合约，土库曼斯坦将比俄罗斯还要早两年向中国提供天然气。（图表6）

　　无论是海上LNG，还是中亚和俄罗斯的陆上管道进口，都面临一个价格问题，由于我国天然气价格低于国际价格，在进口价格谈判上就产生了矛盾，成为制约进口天然气项目发展的障碍。
 

    骨干网络的完善解决运输瓶颈，使行业进入快速发展期

    天然气运输环节是过去制约我国天然气行业发展的主要因素。很长时间以来，由于天然气骨干网铺设成本高，而天然气终端销售价格低，使得投资企业不能实现盈利，导致了运输环节投资不足，天然气生产低迷，只能以销定产，甚至出现浪费。

　　例如，美国安然公司退出“忠武线”的建设，主要是因为对行业的看淡，当时为了保证天然气生产的稳定收入，生产商与下游需签订“照付不议”合同，而下游对此很不积极。

　　在国家政策的引导与支持之下，天然气价格也得到很大提升，全国的骨干网络逐渐完善，天然气的运输瓶颈问题得以解决，我国天然气行业结束了启动期，正式进入快速发展阶段，目前还出现了天然气供不应求的局面。

　　目前已经建成的骨干天然气管道包括：贯穿东西部的大动脉“西气东输”、陕京一线二线、涩宁兰线、忠武线、淮武线、长呼线、冀宁线，除了陕京一线外，其他均是在“十五”期间建成的（图表7-8）。2007年4月国家又核准了“川气东送”项目，“西气东输”二线也在筹建当中（图表7、9、10）。在未来10-20年间，我国天然气网络体系将不仅在国内新疆、陕甘宁、青海、川渝四大气区实现互联，它们与下游市场的京津唐、长三角、华中及珠三角地区也将全部实现互联互供。
 
    §2.产业链及竞争

    天然气产业链

    天然气产业链的基本结构如图表11所示：上游为天然气勘探与开采、中游是骨干管网建设运输（还包括LNG接收站、主干网的建设运输）、下游是城市管网建设运输及销售。上游和中游因国家的准入政策及高资金技术壁垒，只有中石化、中石油、中海油三家经营，所以呈垄断的竞争格局（不包括LNG船舶运输）；对下游国家是允许多投资方介入的，并鼓励民营、外资投资，所以竞争相对充分些。
 
    上游与中游是三大巨头垄断

    壁垒非常高，垄断格局

    中国将陆地天然气开发权交给中国石油天然气集团公司和中国石油化工集团公司，将中国领海天然气的开发权交给中国海洋石油总公司，这导致天然气的上游勘探生产形成了绝对的行政壁垒。同时，由于天然气田的开发对资金的要求非常高，形成了资金壁垒。

    中游的天然气运输分为管道运输和液态天然气运输，大陆地区一般采用管道运输，海上运输则利用专用船舶运输液态天然气。无论是陆上还是海上运输，投资都非常巨大，例如，高压天然气管网造价在100-200万元/公里，700-800公里的长输管网总投资需14-16亿元，因此具有很强的资金壁垒。陆上骨干网及LNG接收站等的建设和运输仍是由中石油、中石化、中海油三家垄断的。海上LNG船舶运输的参与者也是具有雄厚资金实力的企业，如中国远洋、招商局集团等。

　　中石油是最大的垄断者

    在天然气上游和中游，中石油无疑是最大的垄断者。

　　中石油天然气探明储量2006年1.514亿立方米，占全国天然气探明储量2.264万亿立方米的67%，在三大集团中的比例占到85.5%。2006年天然气产量在三大集团中占比78.5%，全国占比76.8%。（图表12）

　　中石油在天然气管道运输领域同样居于全国主导地位，拥有并经营的天然气主管道长度为20,590公里，占全国的77.8%，目前的天然气骨干管网基本全都是由中石油负责建设运营的，包括西气东输、陕京线、忠武线、涩宁兰线以及西气东输的联络线冀宁线和淮武线（图表7、14），未来的西气东输二线也将由中石油承揽。

　　虽然在天然气上游和中游中石油是最大的垄断者，但天然气业务在其收入中仅占很小比重，主要利润来源还是在石油方面。2006年，中石油来自天然气与管道板块的主营业务收入1为386.4亿元，占公司主营业务收入1的3.6%；毛利1为106.5亿元，占公司毛利的3.3%，比上年增长137.6%。2007年前6个月，来自天然气与管道板块的主营业务收入1为229.5亿元，占公司主营业务收入1的3.9%；毛利1为66.9亿元，占公司毛利的4.0%（注1：未扣除板块间销售）。可以看出，中石油的天然气业务收入与利润近两年的增长很快，在总收入和利润中的比例也有增大。

　　从中石油的财务数据来看，其天然气业务的毛利率2006年为27.56%，2007年上半年为29.2%，这一毛利率水平在各行业中是很高的。
 
    中海油的战略定位在细分行业，主要是在海上石油方面，包括LNG接收站的建设及主干网的建设，按照中海油的中期规划，到2010年，LNG将占中海油总能源供给的1/4。中石化的上游开采业务在2007年5月发生了突破进展，即发现了探明储量为3560亿立方米的普光气田，是其现有探明储量的4倍，并承担了从普光至上海的“川气东送”天然气管道建设及运营，从而大大增强了其天然气上游与中游的地位。

　　下游市场跑马圈地、竞争激烈

    壁垒低，但有逐渐抬高的趋势

    天然气城市管网的建设和运营壁垒相对骨干网要低很多。管道建设技术上几乎没有什么壁垒可言，资金方面，管道长度从几十公里到几百公里不等，总投资从几千万到几个亿不等，而且是分阶段进行，所以对投资方的资金要求是很宽泛的。具体到城市燃气运营就更是简单且低成本了。

　　天然气城市管网的建设运营权最早是掌握在各地方政府手中，随着天然气骨干网建设的完善、“国退民进”政策的推行、天然气行业利润吸引力的增强，许多民营投资主体进入天然气行业，目前全国已经有60多家民营城市天然气运营企业。2002年开始国家又对外资放开，增加了这一领域的强势的投资主体。特别值得一提的是，政府在天然气下游市场不仅放开投资主体，而且还未成文地限制了上中游三大巨头对下游市场的进入，从而避免了一体化垄断经营模式的形成，在天然气终端形成了充分的竞争。

　　西气东输等骨干管道的建成解决了天然气行业发展的瓶颈问题，天然气终端运营商的“跑马圈地”也集中在这几年，逐渐地形成了一些规模较大的龙头企业，龙头公司的形成无形地提高了行业的进入壁垒，目前在很多城市燃气项目招投标时，当地政府都会提出参与者的标准条件，例如“有跨区域运营经验”、“资产规模达到一定数额”、“资金实力雄厚”等等。

    竞争激烈，高速扩张期结束后将减弱

　　我们分析造成天然气终端竞争激烈的主要原因有：

　　1、进入壁垒低。（上文已有论述）

　　2、利润丰厚，现金流持续稳定。

　　我国目前允许向用户收取一定的接驳费（入户费），只靠这部分，燃气公司大约7年就可以回收固定资产的投资。燃气销售价格是燃气公司和当地政府谈判而定，价格较高，燃气公司内部报酬率高于12%。城市燃气具有自然垄断的市场特征，目前，城市天然气管道专营权为30年左右，也就是说，当一家燃气公司进入一个城市之后，在长期内可保持稳定的现金流收入。

　　目前有60多家民营企业进入了城市天然气运营行业，2002年对外资开放之后，众多的香港公司等外资企业纷至沓来，例如，2004年能用上四川天然气的湖北省和湖南省成为香港多家公司攻关的重点，有时一天有两家香港公司到省经贸委接洽。而上游三大巨头近年来也开始进入下游市场，中国石化占领了两湖地区的岳阳、襄樊城市燃气市场，中海油在广东、福建的LNG项目进展迅速，三大石油公司的加入加剧了天然气终端销售的竞争强度。

　　我国天然气下游市场在近几年处于高速扩张期，企业间的竞争主要表现在“跑马圈地”上，随着我国天然气骨干网建设已经比较完善，蛋糕会越来越小，天然气终端市场的高速扩张期也会结束，这个时间大致会在2010年之后。届时，企业间的竞争强度将减弱，竞争的格局会在较长的时间内比较稳定。

　　目前，在竞争中已展现竞争优势的公司主要有：中国燃气、新奥燃气、港华燃气、华润、百江等，他们都是在全国跨区域经营的，且规模较大的天然气运营商，例如，中国燃气和新奥燃气分别在全国60多个城市拥有燃气项目。

    §3.需求

    能源战略推动全球天然气需求

    发达国家制定的能源战略主要涵盖五大基点：1、以保障石油安全为核心，积极开拓新的石油供应基地；2、建立和加强战略石油储备；3、厉行节能政策；4、积极开发新能源；5、降低石油消费，大力推广使用清洁能源。其中，第5点同时也是各国可持续发展战略中的重要组成部分，自1997年京都环境会议以来，世界各国以尊重健康、改善区域及全球环境质量为目标，大力推广使用清洁能源。天然气正是大力推广使用的、最主要的清洁能源。我国自“十一五”开始，能源战略及可持续发展战略也与发达国家同步，天然气的使用开始获得大力的推广。

　　世界天然气消费量在能源消费结构中所占份额逐步扩大，1973年，石油占45%，天然气占16%；到2004、2005和2006年，在上述构成中石油下降到36.8%、36.41%和35.8%，天然气相应上升到23.6%、23.49%和23.7%。（图表15）
 
    2005年世界天然气消费量比上年增长2.3%，天然气进出口贸易量比上年增长6.1%，而同年石油的贸易量增长幅度为3.7%，低于天然气的贸易量的增长速度达2.4个百分点。据国际能源机构预测，到2010年世界天然气消费量预计达到3.22万亿立方米，2020年达到4.06万亿立方米，2030年达到4.79万亿立方米。

    需求增长迅猛，供不应求

    我国天然气需求已进入快速增长阶段，近几年的年增长率约在20%，远远高于世界2-3%的增长水平。根据发改委的最新数据，预计到2010年中国天然气年需求量约为1660亿立方米，将比2006年的约600亿立方米增长176%，也就是说，2007-2010年我国天然气需求年复合增长率将达到29%。与世界天然气消费相比，我国的天然气利用还有很大的空间，2006年我国天然气消费仅占能源消费的3%，远远低于图表中列示的其他国家。（图表16、17）

　　但是，我国天然气的自产气田供给还不会有大的突破（除非勘探出新的大型气田）；进口LNG在国际上供应非常紧张；俄罗斯和中亚天然气进口事宜仍需很长时间；因此在今后几年内，我国天然气处于供不应求的状态。例如，当前上海等东部沿海经济发达地区的燃气电厂因没有气源而处于低负荷运行状态。预测显示，到2020年中国天然气缺口将达到500亿到900亿立方米。
 
    需求结构：以城市燃气为主导

    目前我国天然气消费主要集中在化工、城市燃气、工业燃料、发电四大领域，在天然气供不应求的情况下，国家政策以满足城市燃气为主。

　　由于天然气清洁能源的特点，对城市环境保护、空气质量具有极大作用，再加上我国城市化进程的发展，城市燃气成为我国天然气利用的主导。国家于2007年8月出台了《天然气利用政策》，根据不同用户用气的特点，将天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类，其中将城市燃气列为优先类。近年来，城市燃气的增长最快，其在天然气消费中的比例也在逐渐增加，2003年占比24%，2004年为29%，2005年为31%。（图表18）据中石油预测，随着我国城市化水平从目前的43%提高到2020年的55-60%，到2020年我国城市燃气消费将占天然气总消费的36%以上。
 
    从图表中可以看出，化工行业对天然气的需求占比也很大，达到30%以上，但是它未来的增长是趋缓的。首先，从国家政策上开始限制化工用气，刚刚颁布的《天然气利用政策》中除了将城市燃气划为“优先级”外，还“限制发展天然气化工，禁止新建扩建天然气制甲醇项目”；其次，化工企业的天然气价格优惠将逐步取消，生产成本加大。一直以来，天然气化工企业在天然气价格上享受较大的价格优惠，一些“气头”化肥生产企业的毛利率达到50%之高，这也使得更多的化肥企业进入到这个领域，从而增加了天然气的需求，其中很多是不经济的，同时也加剧了天然气供不应求的局面。国家政策的导向将增加天然气化工行业的成本，减少对其气源的供给，不仅限制新建项目，而且还将使部分企业退出。因此，我们认为，化工行业对天然气的需求增长会减缓。

　　天然气不仅是一种优质原料，也是一种优质的燃料，例如以天然气烧制的陶瓷、玻璃产品质量高、无杂质，具有更高的附加值，以天然气为燃料的工业企业需求仍会有较大增长。天然气发电方面，《天然气利用政策》里提出，允许重要用电负荷中心且天然气供应充足的地区建设利用天然气调峰发电项目，这部分量是较小的，在目前气源不足的情况下，发展空间也不大。另外，汽车油气CNG也是天然气需求的新的增长领域，在《天然气利用政策》里属于“优先类”，目前尚处于初步发展阶段。

　　§4.成本与定价

    长输环节成本最高

    天然气的成本由三部分构成：生产成本、运输成本和销售成本。生产成本是勘探、产能建设和开采成本的总和，它决定了天然气的井口价格；运输成本主要指输气管线的建设和运营成本，对于LNG来说包括液化气厂、液化气船、接卸码头和存储设备的建设及运营成本，它们形成了门站价格。销售成本包括各级天然气支线及配套设施的建设和运营，最终形成了用户价格。

　　我国天然气的生产成本较高，主要因为：气田规模偏小、丰度偏低；气层的埋深偏大；中西部主要气田地表条件差，多为山地、沙漠和黄土沟壑。以上条件造成勘探开发难度大，加大了成本。

　　在这三项成本中，主要的成本还是产生在运输环节。一般管道建设成本为：高压100-200万元/公里；中压70-80万元/公里；低压40万元/公里。我国天然气田远离经济中心，管输距离长，穿越路线地形复杂，建设和运营费用很高，因此门站价格远高于井口价格，例如，陕京线门站价格是井口价格的170%，轮台到上海的门站价格约是井口价格的3倍。销售端支线及配套设施的建设成本相对上游骨干管道低，单位成本大约是上游的50%左右。

　　政府定价，上调价格缓解供需矛盾

    图表列示了天然气产业链各环节的的价格构成：井口价（出厂价格）、管输费、下游分销价格。价格的种类有：井口价（出厂价格）、门站价（井口价+管输费）、终端销售价格（井口价+管输费+分销价格）。各类价格的定价是按照“成本+合理利润”的原则进行的。
 
    1、井口价

    价格形成机制

    2005年12月26日国家发改委正式公布了天然气价格改革方案，建立了由政府统一定价的新的天然气价格形成机制。

　　（1）定价统一改为政府定价

    方案规定：天然气出厂价格由政府定价、政府指导价并存，统一改为实行政府指导价，供需双方可按国家规定的出厂基准价为基础，在规定的浮动范围内协商确定具体价格。在此之前，我国对陆上天然气出厂价格实行“双轨制”，分为计划内气和自销气，分别实行政府定价和政府指导价。

　　改变的原因：在中石油、中石化垄断天然气上游勘探、开发，对天然气生产、运输、销售实行一体化经营的情况下，为避免价格被垄断企业控制，政府需进行监管。

　　（2）制定了天然气价格调整机制

    在新机制下，天然气价格不再固定，而是根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，调整系数根据原油、LPG、煤炭价格的5年移动平均变化情况，按40%、20%、40%加权平均确定，相邻年度的调整系数小于等于8%。其中，原油价格根据普氏报价WTI、Brent、Minas算术平均离岸价确定，LPG为新加坡离岸价，煤炭价格为秦皇岛港山西优混、大同优混、开滦优混的简单平均价。

　　此次天然气出厂价格形成机制改革还将天然气出厂价格归并为一档气、二档气两档价格，在3至5年过渡期内，一档气价暂不随可替代能源价格变化调整。一档气享受价格优惠，如化肥企业用气价格约0.7元/立方米；而二档气价格高，目前约1-1.1元/立方米。一档气将用3至5年时间逐步调整到二档气出厂基准价格水平，最终实现一、二档气价并轨，并根据替代能源的价格变化而变化。

　　不过，在具体执行天然气价格调整时，并不是严格按照上述原则进行的，一方面，大的调价仍然由政府掌握调价的幅度和时间；另一方面，中石油和中石化也会与下游工业用户自行谈判价格。

　　价格呈上涨趋势，缓解供需矛盾实际上，无论是怎样的价格调整机制，价格的形成的根本动因还是供需，我国天然气的供不应求的局面在近几年不会改变。上述2005年底公布的天然气价格调整原则跟随替代能源价格，其道理也是为了在天然气供不应求、其他能源价格上涨的情况下，控制对天然气的需求。

　　新的价格形成机制之后，我国天然气进行了两次比较大幅度的上调，以缓解供需矛盾：2005年12月26日起，全国范围内天然气出厂价格每千立方米涨幅在50元至150元之间；2007年11月10日起，将上游油气田供工业用户天然气出厂基准价格上调0.4元/立方米。天然气呈价格上涨的趋势，原一档和二档价格的接轨也指日可待。

　　我国天然气与国际天然气之间的价格差也是我国天然气价格上涨的推动力。中海油和印尼、澳大利亚签订的天然气价格对应约30美元/桶的油价，俄罗斯出口到中国的意向价格为180美元/桶，这样的价格基本为5美元/MMBTU，折合人民币约为1.5元/立方米，比07年11月涨价后国内供工业用天然气出厂价格还要高很多（新疆0.96元/立方米、四川1.28元/立方米、陕甘宁1.16元/立方米）。这种价格差阻碍了对天然气的进口。
 
    2、管输费

    管输费包括天然气骨干网的建设和运营成本及企业利润，由国家发改委定价，按照运距逐远递增的原则测算，例如，西气东输项目最初核定的平均出厂价格为0.48元/立方米，每立方米天然气到达各地的平均门站价格分别为：河南1.14元、安徽1.23元、江苏1.27元、浙江1.31元、上海1.32元。

　　3、分销价格

    天然气的终端销售价格除了了上述的井口价和管输费外，还有分销价格，即由城市支线管网建设及运营成本及企业利润构成。分销价格是当地政府定价，由城市然气运营企业与当地政府谈判而成，并需在每一次价格调整时经过当地听证程序。

　　由于近年天然气出厂价格的上涨频率较快，下游分销环节也逐渐推行了价格联动机制，即不需要听证程序，直接将上游涨价加入到终端销售价格当中。目前在20几个城市已实行上述联动机制，但每个城市燃气的首次定价仍需听证程序。目前，城市燃气运营商的盈利水平很好，毛利率接近30%。