天然气全产业链分析——气态+液态

中国天然气全产业链包括上游气源、中游储运和下游分销，涉及了天然气的产、贸、运、储、销各个环节。根据产业链上产品形态的差异可将天然气产业链分为气态和液态天然气链条，其中气态链条的气源主要为自采天然气、进口管道气两种气源，气源经过骨干管道和省级管道进入消费省，而后通过城市管道运送至用户端，运输过程中需要设置储气库进行淡旺季调峰。整体看，产业链相对清晰、简单。

气源环节中：开采环节参与企业少，垄断性强，经营模式简单，但资金及技术需求很高，该环节涉及的天然气出厂价由主要监管价格转变为间接调控价格；中国目前形成的四条天然气进口通道中，气态天然气以进口管道气为主，进口项目周期长、投资规模大，通常需要签订长协，因此进口管道气价格主要受前期签订的长协影响。储运环节中：运输管道审批繁杂且投资回收期长，地下储气库发展较为滞后，运输管道及地下储库资源过于集中，未来将实现独立运营，管输费实行严格的政府定价，储气费定价方式仍不明朗。分销环节中：城市管网为气态天然气的重要分销渠道，主要由三桶油下设的地方销售公司、政府控股的燃气公司以及极少数民营上市公司运营，定价方式为准许成本加合理收益。

政府通过指导基准门站价、严格管控运输费及配送费、放开天然气出厂价及用户终端价格来管控整个天然气产业链上管道天然气的价格，门站价通过运输费向上游传导影响天然气出厂价，向下叠加配送费传导至消费终端形成用户价。从盈利看，管输费、配送费盈利空间较为固定，不同气源盈利能力排序为：自采气>进口LNG>进口管道气。

2017年，各行业环保政策执行力度加大，部分区域推行“煤改气”，叠加城镇化不断推进、替代能源价格随原油上涨等因素导致工业用气及居民采暖用气量超预期增长，然而中国天然气供给明显不足，导致天然气价格在2017年四季度波动很大，天然气行业关注度快速提升。预计2018年，在环保政策和“煤改气”持续推进的形势下，全年天然气需求量仍将维持较高增速，加之天然气行业改革加大开放性，行业进入壁垒逐渐打破，涉足该行业的企业逐渐增多，而行业长期垄断局面导致市场对天然气行业各个环节认知度较低，因此中债资信石油天然气团队对天然气行业进行深入研究。

天然气产品按相态不同可分为气态天然气和液态天然气，虽然相态不同，但化学性质近似，且具有热值高、碳排放低及经济性高等特点。

因此将其按形态拆分为气态及液态产业链两篇，此为上篇：“天然气全产业链分析—气态天然气”，本篇主要介绍天然气产品种类、特点及行业全产业链流程，并从气态天然气各个环节运行模式、定价机制、未来发展方向等方面出发，深入研究主要环节的盈利情况。

一、天然气全产业链概况

1.天然气全产业链产品种类及特点

天然气主要分为自然界存储的天然气和人工合成的天然气（例如煤焦化生成的煤气和石油炼化过程中生成的石油天然气）两大类，其中以自然界存储气为主，人工合成气体量很小。天然气流通中主要分为气态天然气和液态天然气两种形态。由于中国天然气储量规模较低，2016年中国天然气探明储量全球排名十一，探明储量仅为排名第一伊朗的11%，不能满足国内天然气需求；因此中国天然气市场仍需要进口天然气作为补充。而为了便利远距离运输，通常在常压低温（-160℃）下将气态天然气加工为液化天然气（简称“LNG”），一吨液化天然气的含气量等同于1400~1500立方米的气态天然气。在没有管道通过的区域，可给气态天然气加压装入钢瓶形成压缩天然气（简称“CNG”），实现小范围内配送。尽管天然气产品存在不同相态，但从分子结构来看，其主要成分即为一碳化合物-----甲烷（CH4），其化学性质相近，仅储存的形态或方式存在差异。

天然气具有热值高、碳排放低及经济性高等特点。从热值方面看，常压下1立方米气态天然气平均热值为8,800Kcal，1吨LNG热值约为12,496Kcal（假设一吨LNG为1,450立方米/吨气态天然气），LNG热值为同等重量的煤、柴油和燃料油的2.72倍、1.23倍和1.25倍；从碳排放来看，同等重量的LNG的碳排放量为煤、柴油和燃料油的0.78倍、0.76倍和0.72倍；从经济性来看，除煤炭外，天然气单位Kcal热量的价格最低，约为2.96*10-4元/Kcal。因此相比其他能源，天然气作为低碳清洁能源、安全高效能源，更符合当下及未来中国对能源的要求。

[1] 该燃料油主要用于燃烧供能，例如船用燃料油或锅炉燃料油。

2.天然气全产业链涵盖范围

中国天然气全产业链涉及天然气的产、贸、运、储、销各个环节，环节较多且杂，按上、中、下游和终端客户可将天然气产业链拆分为：上游气源环节，中国天然气气源结构以自有天然气气藏开采为主、进口气（含进口管道气和进口LNG）为补充，但各气源受供气增速存在差异影响导致气源结构占比发生变化，其中进口气占比逐渐增加，自采气占比将下降。中游储运环节，进口管道气进入中国后和自采气一并通过骨干管道运输至各个省，省级管道进入各市，期间部分管道气通过液化工厂加工成为LNG通过槽车运送至没有管道铺设的区域；而LNG通过接收站进入中国市场后，部分被气化进入骨干管道，部分通过槽车运输到分销设施，该环节设置储气库用于天然气的储存、调峰。下游分销环节，管道气进入各市后通过市级管道进入下游用户；槽车运输的LNG通过加气站销售给下游汽车及工业用户。天然气终端用户主要为居民用户、工业用户及汽车用户，其中居民主要用天然气进行取暖，工业用户则用天然气供热或合成基础化工品、化肥等，车用燃气则主要用来给各类汽车提供动能。

根据产业链上产品形态的差异可将天然气产业链分为两个链条：气态天然气链条，自采天然气、进口管道气两种主要气态天然气气源经过骨干管道和省级管道进入消费省，而后通过城市管道运送至用户端；液态天然气链条，进口LNG作为液态天然气气源通过接收站进入国内，然后通过LNG槽车运送至加气站。两条链条并非平行没有交集，例如，部分LNG经过接收站气化后进入骨干管道；管道天然气通过液化工厂液化后转变为LNG，进入液态链条。天然气产业链各环节除产品相态有所不同外，各产品定价方式也有所不同，产业链上气态天然气价格主要受国家监管，而液化天然气价格相对市场化。

天然气行业属于资金密集性行业，叠加资源分布不均、管道设施投资规模大、行业受政策管控较严，导致民营企业参与难度较大，行业中部分环节市场化程度较低，产品价格并不能完全反映其在市场中的价值，甚至部分环节常年利润倒挂，因此将针对产业链由上到下对各个环节的运营模式、定价政策及主要现状进行分析。为了突出不同相态天然气产品在产业链上流通及定价的特点，本篇针对气态天然气链条详细阐述。

二、气态天然气气源

1. 天然气开采

（1）开采环节参与企业少，垄断性强

中国天然气开采环节实行严格的资质审批制度，勘探、开采石油天然气等特定矿种由国务院授权的有关主管部门审批和颁发许可证。虽然中国先后出台政策鼓励支持民间资本进入油气勘探开发领域，但相关立法一直没有修改，叠加勘探开采成本高、周期很长等因素，截至当前，民企资本单独获得油气矿权的仍极少，因此中国天然气开采环节具有参与企业少、垄断性强的特点。目前具有天然气勘查、开采资质的主体以三桶油和延长石油四家为主。其中中石油、中石化主要负责陆域石油勘查开发，其登记的探矿权面积约占全国40%，采矿权面积约占全国80%，总计170多万平方千米，具有寡头垄断优势；中海油则主要勘探开发海域石油；延长石油在特定区域内拥有油气资源的勘查开发权。

（2）开采环节经营模式简单，但资金及技术需求很高

天然气开采环节经营模式较为简单，开采主体需要对矿藏勘探开发、采收、净化后经骨干管道将其输出，部分转化为LNG通过槽车运输至消费端，但对资金投入规模及开采技术具有很高的要求。其中天然气勘探开发主要为地震勘探（探究底层形态、构造特点、含油含水特征等信息），该环节通常与原油勘探同时进行，因此整体勘探开发支出规模很大，在2015年油价暴跌时期，中海油通过降低勘探开发支出缩减30%的资本支出。同时受油气资源开采前期的资金投入规模高的影响，国内参与该环节的企业均为实力极强的国有大型央企。在采收环节，纯天然气气藏需要注入其他气体或液体将天然气挤压出，而对原油伴生气则还需在该环节进行油气分离。不同气藏条件打井采收成本亦存在差异，但随着气藏的采收期的拉长，采收成本普遍呈先下降后上升的趋势，因此采收技术为降低成本的主要因素。后期净化技术壁垒较低，主要为脱除天然气中水、水蒸气、硫化物和二氧化碳等杂质组分。整体看，开采环节涉及的过程繁杂程度较低，经营模式较为简单，但其中勘探开发过程需要资金投入量大，随着采收期持续采收技术的重要性凸显。由于自有气藏开采前需要时间及资金的投入，导致自采气的规模短期内难以实现较大提升，因此，随着天然气消费量的快速提升，自有气藏开采增速低于消费增速，自采气在中国气源结构中的占比逐年下降，2017年末占比下降至60%，且未来该比例将进一步下降。

（3）出厂价由主要监管价格转变为间接调控价

开采环节定价方式起初为各气田将制定的出厂价提交国家发改委审核，发改委按成本加合理利润并兼顾终端用户承受能力确定天然气出厂基准价，而2013年后，国家不再将天然气出厂环节作为监管环节，而将出厂价加成管输费形成的门站价作为重点调控价格，而出厂价格是在门站价格的基础上减去中间管输费，因此该环节价格目前为间接调控价。虽然调控环节向下转移，但从前期出厂基准价可判断出中国主要气田所产天然气的成本关系为：新疆各油田＜青海油田＜长庆油田＜川渝气田＜其他气田。

2.气态天然气进口

（1）中国基本形成四条天然气进口通道，其中气态天然气以管道进口为主

进口天然气主要通过陆地国际管道进口及海上轮船进入中国。预计2019年，中俄天然气管道东线贯通后，中国天然气进口将形成西北、西南、东北及东部四大进口通道，其中东部通道主要进口澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等地的LNG，以液态天然气进口为主，气态天然气进口主要以管道进口为主。管道进口主要为西北、西南、东北进口通道，分别由中亚管道、中缅管道、中俄管道承担，进口管道进入中国境内后与国内的骨干管道连接，并运送至主要消费区域。其中中亚管道A、B、C和D线进入新疆后直接与西气东输二线、三线和五线连接，向东扩散至东部用气区域；中缅管道进入贵州后与西气东输广南支线及中贵线交汇，主要供给云南、贵州和广西用气区域；而中俄管道在国内投建起点为黑龙江，途径吉林、内蒙古、辽河、河北、天津、山东、江苏，最终抵达上海的国内管线部分，可将进口管道气供给京津冀、长江三角洲及上海周边等省市。多元化的进口天然气在很大程度上补充了中国天然气的供应缺口，同时增强了中国的能源安全。

（2）管道气进口项目周期长、投资规模大，通常需要签订长协

在进口环节，由于不同形态的天然气运输工具、投资规模不同，导致经营模式存在差异。管道天然气进口项目的流程包括：签订天然气供气协议、管道建设、供气。由于管道规划建设期较长、投资规模大、特定性强，且整个供气流程的打通需要3~5年的时间，因此在项目开始双方便签署照付不议的长期协议，协议期限通常为20~40年，合同中要锁定交易规模及交易价格，甚至双方以资金入股管道设施的建设，以避免供气方与需求方在管道建设过程中毁约而影响整个项目的持续，保障需求方有稳定的气源，双方前期项目投资资金可以在后续的交易中收回成本。同时由于以上原因，中国进口管道气的主要参与者为中石油。管道气进口量增速较为平稳，2017年增速为8.80%，进口量占整体天然气供给的18%，随着在建管道相继投用，未来进口管道气量继续提升受限。

（3）进口管道气价格受前期签订的长协影响较大

管道气进口价格由气源成本和国际管道运输费（该费用由管道投建方征收）组成，由于进口管道气价格由前期天然气价格高位时签订的长协合约决定，因此气价偏高。虽然中石油并未对外公开其与各供气方签订的长协中具体的供气价格，但根据中国海关网站中管道气进口量及进口金额推算出的进口单价显示，2017年以来进口管道气的价格在1.25元/立方米~1.40元/立方米，该进口价格高于国内主要气田的出厂价价格。进口管道气进入国内管道后按照国内管道气定价方式定价，按照基准门站价指导定价，因此常出现进口价和市场价倒挂的情况，造成近年来中石油的进口管道气和管道运输业务的巨额亏损，该原因也使得较少企业进入进口管道气细分领域。

三、气态天然气储运

由于中国天然气矿藏地与主要市场存在一定的距离，因此天然气从离开井口、轮船到用户端之间需要储存和运输设施。中国天然气储运体系是由骨干管道、省级管道衔接LNG接收站、LNG液化工厂、LNG槽车及地下储气库构成，其中气态天然气的储运设施为骨干管道、省级管道及地下储库。以下部分将着重介绍气态天然气储运环节各设施的发展情况、经营模式、定价方式及居民-非居民气价并轨等方面介绍。

1.运输管道审批繁杂且投资回收期长，地下储气库发展较为滞后

在气态天然气的储运环节中，骨干管道是指天然气由井口到各省之间的长输管道，省级管道是指天然气进省后到城市分销管道之间的区域短途管道，气源主要为进口管道气和自采天然气。跨省（市）管道项目需上报国家发改委审批，同时需管道途经省市的规划建设部、国土资源部、国家环保部等部门审批，手续复杂且审批周期较长。天然气管道投资规模大，根据国内已投用管道的投资情况来看，每千米管道投资费用在1,000万~3,000万的水平，而前期建设投资依靠管输费回收，整体回收周期长。地下储气库是解决供气与用气不平衡问题最有效的方法，与其他储气设施（地面储罐和高压管道）相比，其储气容量大、经济性好、不受气候影响的优势，可解决季节性用气不均衡问题，相较于其他调峰设施具有很大优势，为天然气战略储备及商业储备的主要设施。中国天然气地下储气库建设起步较晚，20世纪90年代，随着陕—京天然气输气管道的建设，为进一步确保北京、天津的安全供气，国家开始大力研究建设地下储气库技术。2000年，大港油田利用枯竭气藏简称首个地下储气库“大张坨地下储气库”。截至2018年3月末，中国在役的天然气储气库有效工作气量总和为73.39亿立方米，小于全国20天的天然气消费量。按照十三五规划，全国天然气的消费量有望接近3000亿立方米，目前有效工作气量（储气库储气容量包含有效工作气量和垫底气量组成，其中有效工作气量包含调峰气量、事故应急气量）为全年消费量的2.45%，若完成十三五储库建设目标148亿立方米，该比例提升4.83%，仍与国际10%~15%的比例水平相比仍有较大差距，地下储气库发展较为滞后。

2.运输管道及地下储库资源过于集中，未来将实现独立运营

骨干管道和省级管道经营模式方面，中国很大比例管道的运营与上游开采、下游分销为一体化经营，依靠收取管输费实现建设资本回收。骨干管网均为三桶油所建设及运营，垄断程度极高，2016年底，中国天然气长输管道约为6.8万千米，其中，中石油、中石化和中海油投资建设的管道占总里程的88%、11%和1%。省级管道中部分为三桶油直接运营，部分为省管道公司运营，而较多省级管道公司也涉及运输及销售一体化。安迅思调查显示，在除去港澳台、西藏及直辖市的26个省中，17个省（具有省级管道公司的17省为：河北、山西、山东、陕西、安徽、江苏、浙江、江西、福建、广东、广西、湖南、湖北、贵州、四川、内蒙古、海南）成立了省级管道公司，主要负责管道规划、建设及运营，其中广东省只负责运输，其余省份均涉及天然气运输及销售，浙江省实现统购统销；9个省（未组建省级管道公司的9个省为：东三省、云南、河南、新疆、甘肃、青海和宁夏）未组建省级管道公司，主要由中石油、中石化的管道销售公司直供。地下储气库的经营模式为将长输管道运送来的天然气重新注入地下空间形成人工气田或气藏，一般建设在靠近天然气用户城市附近，在用气低峰时将天然气储存、用气高峰时将天然气卖出，依靠储存气和卖气的价差实现储气库建设成本的收回，目前储气库由三桶油负责建设与经营。随着油气行业改革的持续推进，三桶油将把旗下管道及储库资产剥离，成立国家管道公司，将实现管道环节独立运营。

3. 管输费实行严格的政府定价，储气费定价方式仍不明朗

骨干管道和省级管道定价方面，在管道运输过程中产生的管输费在天然气价格链中占据重要地位，是价格管制的重要环节。管输费与管输成本密切相关，主要包括折旧、摊销、维护费用、合理收益（税后投资收益8%）和税费，其影响因素包括管道建设投资、输气量、管理体制和管理水平、财政税收政策等。管道运输具有自然垄断的特点，国家对管道运输价格实行严格的政府定价，定价机制主要按照补偿成本、合理盈利、利于市场销售、同时兼顾用户承受能力的原则规定。管输费定价方式经历了统一定价、按距离定价、按线路收费，目前采用的是“老线老价”、“新线新价”的定价方法。“老线老价”是指由国家拨款建设或用贷款建设但已还清建设投资本息的国家管道执行国家统一运价。“老线”的管输收费标准最早是参照当时铁路货运费率按距离收费的方法制定。“新线新价”是指由国内(外)贷款建设的新输气管线，采用新线新价、一线一价的管理方式，报国家价格主管部门批准后单独执行。在目前执行的新线管道费标准中，骨干管道和省级管道的每立方米运输费约为0.1224~0.4678元/千公里，而老线管道运输费在0.014~0.0165元/千公里。储气库定价方面，根据《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》（发改价格规〔2016〕2176号）规定，储气服务价格由储气设施经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定，储气设施天然气购进价格和对外销售价格，由市场竞争形成。但目前管道天然气由政府指导定价、非市场化定价的价格机制导致夏季购气价格并不低，冬季难以以高价卖出，因此储气运营环节的销售价格并不能够完全体现出其成本，叠加储气库垫底气进项税难以抵扣，储气企业经营负担大，储气成本高（3~6元/立方米）导致相关项目的投资回报期会相对较长，因此储气库建设运营主要由少数国企承担。实践中，储气费并非单独收取，按传统做法纳入管输费统一考虑，仅在冬季对非居民用户门站销售价格上浮15%～20%，储气费定价方式仍不明朗。

4.居民-非居民气价并轨

自采天然气在出厂时形成出厂价、进口管道气气源成本加境外运输费形成进口价，两种气源经过骨干管道和省级管道进入消费省时产生管输费，在出厂价和进口价的基础上叠加管输费形成门站价。而长期以来，中国较多省份门站环节居民用气价与非居民用气价实行双规制（云南、贵州、广西、广东、福建等地由于未通管道气或以进口气为主，居民和非居民执行统一的门站价），非居民天然气价格随着国际天然气整体走势持续上升，居民用气价由于居民收入等原因涨幅较小，导致居民用气价格较非居民用气门站价格低0.20~2.04元/立方米。虽然居民用气阶梯价政策初衷是缩小该价差，但据统计，居民用气中80-90%的用户处于第一阶梯，居民、非居民用气价差仍较大，且根据用气量和用气成本成负相关的特点，居民用气成本高于非居民用气，因此成本较高的居民用气销售价格偏低，导致交叉补贴较为严重。2018年5月25日，国家发改委下发关于理顺居民用气门站价格的通知，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平（增值税税率10%）安排，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，实现与非居民用气价格机制衔接。此次最大调整幅度原则上不超过每立方米0.35元，剩余价差一年后适时理顺。至此，居民用气和非居民用气实现并轨。

四、气态天然气分销渠道

在气态天然气下游分销中，城市管道主要负责将省级管道气向下分销至终端用户（含居民用气、工业用气和汽车用气），为天然气主要的分销渠道。根据公开资料了解，中国现有656个市级城市大部分已采用天然气作为城市清洁能源。“十三五”规划中管道建设目标为，在城市管道环节将新建及改建管线约40万公里，加快老旧管网改造提高供气安全保障的同时，提高新城镇和农村的气化水平，逐步实现“镇镇通”、“村村通”。

运营方面，城市管道主要运营方为三桶油下设的地方销售公司、政府控股的燃气公司以及极少数民营上市公司，如新奥能源等。在投建管道前，运营方通常与地方政府签订城市燃气项目协议，获取地区内的燃气专营权（一般为30年），因此该环节经营属于网络型自然垄断。该环节逐步向民企、外商开放使得行业竞争提升，而其竞争的核心为特许经营权。目前大部分县级以上城市均已有相关企业获得了特许经营权，且特许经营权通常期限较长并具有排他性，因此，行业内公司只能通过收购整合其他中小型天然气企业，或向少量尚未发放城镇燃气特许经营权的地区进行渗透等方式拓展业务区域。2017年之前，运营商通过赚取来气价格与销售价格价差及收取一次性接驳费盈利，而2017年后，该配送环节受国家严格管控，除接驳费外，配送气仅赚取一定比例的配送费。虽然运营商赚取价格差有限，收益回报周期长，但收益较为稳定。

定价方面，城市管道运输过程的配送费由地方价格主管部门---物价局负责监管，其销配气费的制定方式遵循“准许成本加合理收益”原则，通过核定准许成本，监管准许收益，准许收益由管道成本、不超过7%的利润和税费组成，具体参数各区域有所区别。政策要求2018年底前，各省份要建立起配送费定价方法和监管方法，重新核定省内短途管道运输价格，制定独立配气费，降低偏高配气费。目前由已出台配气费来看，配气费在0.04~1.95元/吨范围内，区域间差异很大。

五、气态天然气各环节盈利测算

在以上部分对气态天然气产业链的各个环节经营及定价方式分析后，基本可概括出气态天然气定价特征为政府调控。天然气产业链中涉及气态天然气的环节为天然气自采、管道气进口、天然气骨干管道、省级管道、城市燃气管道等，以上各个环节中流通的天然气以体积单位立方米为计价单位。政府通过指导基准门站价、严格管控运输费及配送费、放开天然气出厂价及用户终端价格来管控整个天然气产业链上管道天然气的价格，门站价通过运输费向上游传导影响天然气出厂价，向下叠加配送费传导至消费终端形成用户价。

多种用气门站价格并轨后，天然气产业链上，气态天然气链条的盈利更加清晰化，其中管道费和配送费的盈利空间更加固定，在各个区域管控和监管规则出台后，该环节将只赚取7~8%的利润。由于门站价为调控指导环节，叠加配送费即可得出用户终端价，因此从门站价到用户价之间所涉及的环节盈利较为固定，因此测算主要针对出厂价到门站价环节的盈利空间，以下选取宁波市场为例测算不同气源的盈利空间。

1. 由于部分进口LNG将通过气化进入管网销售，因此在选择测算气源时考虑加入进口LNG，主要测算四大气田（新疆、青海、长庆、川渝）、进口管道气（中亚管道气和中缅管道气）及中海油宁波LNG接收站的进口LNG等气源的盈利能力；

2. 运费的估算：新疆气田的天然气经西气东输（一、二或三线）即可运至宁波，每立方天然气管输费选取三条管道的平均运输费0.17元/千公里，运输距离在4千公里左右，因此每立方天然气运输费约为0.68元。其他管道气运输费计算方法同上。宁波接受站与宁波用气市场距离较近，选取最低运费成本为每立方米天然气0.1元；

3. 盈利空间测算方法，用户与供气方直接谈价后形成门站价，目前该价格上浮空间有限（20%），因此门站价选择目标市场宁波基准门站价及其上浮20%，在门站价的基础上扣除管输费和自采气出厂价、管道气进口价、LNG进口价则可测算自采气、进口管道气及进口LNG三种主要气源环节的盈利空间，其中由于自采气出厂价包含了一部分利润，因此自采气的盈利空间为相对盈利空间，实际盈利高于计算值。

经测算，在三大气源中盈利最好的为国内气源，盈利空间在0.580~1.205元/立方米，考虑在气源价格选取的气田民用气出厂价，价内含部分利润，因此实际盈利或略高于该结果；进口LNG在基本门站价上浮后，可实现盈利0.3元/立方米左右，在基准价及下浮均亏损；而进口管道气在基准价上浮后仍亏损，结果如表14：