⑴ 新天然气为什么跌得这么厉害
原因如下：
一、受需求下降预期升温的影响
美国自10月初以来平均天然气消费量为240亿立方英尺/日，低于去年同期的255亿立方英尺/日;受需求下降预期升温的影响，近月天然气期货隔夜下跌近3%，刷新10月6日以来最低。
二、俄罗斯天然气寡头
俄罗斯国家天然气公司为了保护市场份额采取竞拍的方式，提供更灵活的价格和合约。年10月，该公司开设了一条经由土耳其运往欧洲南部的天然气管道。今此前也曾提出一个具有争议性的计划，力求推进始于俄罗斯，穿过波罗的海直接输送至德国的“北溪”天然气管道扩容项目。
股票（stock）是股份公司所有权的一部分，也是发行的所有权凭证，是股份公司为筹集资金而发行给各个股东作为持股凭证并借以取得股息和红利的一种有价证券。股票是资本市场的长期信用工具，可以转让，买卖，股东凭借它可以分享公司的利润，但也要承担公司运作错误所带来的风险。每股股票都代表股东对企业拥有一个基本单位的所有权。每家上市公司都会发行股票。
同一类别的每一份股票所代表的公司所有权是相等的。每个股东所拥有的公司所有权份额的大小，取决于其持有的股票数量占公司总股本的比重。
股票是股份公司资本的构成部分，可以转让、买卖，是资本市场的主要长期信用工具，但不能要求公司返还其出资。
大多数股票的交易时间是：
交易时间4小时，分两个时段，为：周一至周五上午9:30至11:30和下午13:00至15:00。
上午9:15开始，投资人就可以下单，委托价格限于前一个营业日收盘价的加减百分之十，即在当日的涨跌停板之间。9:25前委托的单子，在上午9:25时撮合，得出的价格便是所谓“开盘价”。9:25到9:30之间委托的单子，在9:30才开始处理。
如果你委托的价格无法在当个交易日成交的话，隔一个交易日则必须重新挂单。
休息日：周六、周日和上证所公告的休市日不交易。（一般为五一国际劳动节、十一国庆节、春节、元旦、清明节、端午节、中秋节等国家法定节假日）
股票买进和卖出都要收佣金（手续费），买进和卖出的佣金由各证券商自定（最高为成交金额的千分之三、最低没有限制，越低越好），一般为：成交金额的0.05%，佣金不足5元按5元收。卖出股票时收印花税：成交金额的千分之一（以前为3‰，2008年印花税下调，单边收取千分之一）。
2015年8月1日起，深市、沪市股票的买进和卖出都要照成交金额0.02‰收取过户费。
以上费用，小于1分钱的部分，按四舍五入收取。
还有一个很少时间发生的费用：批量利息归本。相当于股民把钱交给了券商，券商在一定时间内，返回给股民一定的活期利息。
⑵ 陕西省内天然气管道运价降低，此举的原因是什么
陕西天然气管道运费下降一事引发了多方关注，无疑这对于普通老百姓来说是一件大好事，希望今年冬天天然气费用能够因此有所下降。
此次天然气管道运费下降是由多个原因导致的，具体如下。
一、政府有力调控
市场经济体制下我国注重市场对于物价的自我调节，同时也发挥着国家对于经济的宏观调控能力。
天然气价格问题一直是一件关系民生的大事情，是国家一直长期关注的。为了促进天然气价格平稳国家出台了很多政策，把控天然气管道运输价格就是其中之一。
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⑶ 天然气配气价格是什么意思
分配天然气的价格，或者说是分配天然气所产生的成本。
配气价格一般针对的是地方城市燃气公司来说的，比如A市从高压管线上接气，然后通过调压计量加臭等方式，将天然气通过中压及低压管道配送至末端用户，这中间产生的成本转嫁到每方气上就形成了配气价格。
配气费的制定
地方价格主管部门（物价局）负责监管城市管道运输过程中产生的配送费，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、管道成本、不超过7%的利润和税费构成准许收益。
⑷ 天然气管道能效与成本
研究天然气管道能效与成本的关系，同研究原油管道能效与成本的关系一样，需要从输气成本的构成、输气成本计算、敏感性分析等三个方面进行分析。其关系特点与原油管道类似，在这里就不具体阐述了。下面以一条输气管道为例，分析其因输量变化引起能效变化后，运行成本及效益方面的变化，以便更清楚地认识天然气管道能效对管输成本的影响和对运营经济性的影响。
1.管道基本情况
某输气管道（以下称D管道）增输前，设置10座压气站，输气能力120×108Nm3/a。增输后全线共有22座压气站，输气能力170×108Nm3/a。2007年8月22座压气站均已投产，目前运行在160×108Nm3/a输量下。由于输量增加，机组运行数量增加，气、电等耗能实物量以及生产单耗均大幅度上升。
2.分析范围
本次分析是对D输气管道增输前后的能耗变化情况进行定量和定性分析。为更清晰地说明能耗变化产生的影响，根据搜集到的部分财务数据，进行了简要的经济运行分析。由于没有考虑管道资产折旧、净现金流量等经济评价因素，且采用的财务数据为粗算数据，其中关于燃动力费、利润率、管输收益等经济数据的计算，仅作为定性参考。
为方便说明能耗变化及其引起的经济指标变化，本书中对以下能耗、经济指标进行了定义：
生产能耗增加值——相邻两输量台阶生产能耗的差值；
生产单耗增加值——相邻两输量台阶生产单耗的差值；
耗能输量比增加值——相邻两输量台阶耗能输量比的差值；
管输毛利润——年管输收入与年燃动力费的差值；
单位输量毛利润——输送每立方米天然气的管输收入与其燃动力费的差值；
单位输量产出与投入比——输送每立方米天然气的管输收入与其所需的燃动力费的比值；
盈利速度——一定时间内的盈利总额，即获取利润的速度。（ 在本书中特指以年为单位时间的管输毛利润，即每年的管输毛利润，单位为亿元/年。此指标可以反映由120亿输量增至170亿输量过程中，D管道管输获取利润的速度在持续增加）
3.投产以来能耗情况
D管道2001年投产以来，生产能耗随输量的持续增加呈上升趋势，气、电等耗能实物量以及生产单耗逐年上升。2001～2007年的历年能耗情况见表6-19及图6-12。
表6-19 历年能耗数据表
图6-12 历年能耗变化趋势图
4.各输量台阶仿真结果
利用规格公司仿真软件对120亿至170亿的开机情况进行了模拟，根据模拟得到的机组功率，折算出各站压缩机总耗能量，具体情况见表6-20及图6-13。
表6-20 仿真测算数据表
图6-13 仿真测算能耗趋势图
5.实际能耗数据整理分析
通过对2005年至2007年的能耗历史数据进行整理、分析，同时参考仿真结果，得到D管道输量由120亿增至170亿的能耗变化趋势。基本变化随着输量增加，机组运行数量增加，气、电等耗能实物量以及生产单耗均大幅度上升。当D管道首站进气量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a时，其年生产能耗约由44×104tce增至125×104tce，即生产耗能量增加了1.9倍。其生产单耗由105kgce/（107Nm3·km）增至220kgce/（107Nm3·km），即生产单耗增加1.1倍。能耗变化趋势具体情况见表6-21、图6-14、图6-15、图6-16。
表6-21 能耗变化趋势表
图6-14 能耗随输量变化趋势图
图6-15 能耗随周转量变化趋势图
图6-16 能耗增幅变化趋势图
6.燃动力费变化分析
随着输量的增加，燃动力费及单位周转量燃动力费均大幅度上升。按照电价每度0.67元，气价0.96元/m3计算，当D管道首站进气量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a时，其燃动力费约由每年32000万元增至每年113000万元，即燃动力费增加2.5倍。其单位周转量燃动力费由75元/107Nm3·km增至200元/107Nm3·km，即单位周转量燃动力费增加1.6倍。燃动力费变化趋势具体情况见表6-22、表6-23、图6-17和图6-18。
表6-22 燃动力费变化趋势表
表6-23 能耗及费用变化对比表
图6-17 燃动力费变化趋势图
图6-18 燃动力费用变化对比图
7.利润空间变化分析
经对比分析，在输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a的过程中，由于单位燃动力费持续增加，但单位管输费保持不变，所以输送每立方米气带来的管输利润持续降低。单位输量毛利润由120×108Nm3/a时的0.75元/Nm3降至170×108Nm3/a时的0.72元/Nm3，降幅为5.2%。具体数据见表6-24、图6-19。
表6-24 燃动力费与管输费变化趋势表
图6-19 单位输量利润变化趋势图
在输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a的过程中，虽然单位输量毛利润持续降低，但由于输量的增加，引起了管输收入的大幅增加，管输毛利润仍然处于上升通道中。管输毛利润由120×108Nm3/a时的89亿元/a增加至170×108Nm3/a时的116亿元/a，增幅为30%。具体数据见表6-24、图6-20。
图6-20 毛利润随输量变化趋势图
8.节能与经济运行综合分析结论
D管道原设计商品气输送能力120×108m3/a，在此输量下D管径Φ1016管径生产单耗合理，单位周转量燃动力费较低。当增输至170×108m3/a时，输量增加42%，生产能耗增加1.88倍，生产单耗增加1.1倍；燃动力费增加2.48倍，单位周转量燃动力费增加1.57倍。在输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a的过程中，生产单耗始终处于上升通道中，增输后生产单耗大幅上升，单位然动力费大幅上升。
虽然单耗的快速上升引起了单位输量毛利润的下降，但由于输量的增加，带来了管输收入的增加，在输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a的过程中，年管输毛利润始终处于上升通道中，增输后管输毛利润增加。
D管道输量由120×108Nm3/a增至170×108Nm3/a，总体运营情况发生的变化是：在输量增加42%，年收益增加的同时，单耗急剧上升、单位利润率下降。
提高能效，合理控制单耗的增长，会进一步增加管输利润，在保持年收益增加、盈利速度加快的同时，减缓产出与投入比与利润率下滑的速度，为企业带来更好的经济效益。总体运营情况变化趋势见表6-25、图6-21。
表6-25 总体运营情况变化趋势表
图6-21 总体运营情况变化趋势图
⑸ 陕西省己决定降低天然气管道输配价格，对公司利润会产生多大影响
这会显着影响到天然气公司的利润，与此同时，这也是非常惠民的一项措施，个人非常支持这项措施，因为我觉得这会进一步提高生活质量。
天然气的价格是很多老百姓特别关注的话题，长久以来，天然气的价格一直都很稳定。但随着境外疫情的进一步爆发，我们发现全球范围内的大宗商品的价格在进一步上涨，天然气的价格也在上涨。与此同时，我们可以发现欧美国家的天然气价格已经上涨了5~10倍，亚洲地区的天然气价格虽然没有这么大的降幅，但依然上涨了两倍左右。在这样的时间点上，我觉得降低天然气的配送价格是一件非常惠民的措施。
一、这个事情是怎么回事？
这是陕西发改委发布的一项通知，在这项通知里，可以看到天然气的运输价格将会大幅降价，每立方米的价格会降低2.4分。对于多数居民来说，目前所承担的天然气价格费用在进一步上涨，这也导致很多居民的生活质量受到了影响，所以发改委才会出台这个措施。
⑹ 影响天然气价格走势的是什么因素
您好，影响天然气价格走势的因素主要有以下几个：
1、供求关系占主导
需求端：天然气从出现开始，替代以石油为代表的其他能源比例值逐年提升，随着经济发展水平，人口数量，城市化进程的不断提高和加速以及能源结构的不断改善和提高，天然气的需求不断提升。
供给端：随着国际能源探测技术的进步，不断有新的气田被发现，天然气储存技术和运输技术的提高，提高了供给效率，进而推动天然气价格的变化。
2、替代品价格波动
由于天然气潜代燃料具有与天然气类似的使用特性，因此，与天然气相关的一些替代燃料的价格，也在一定程度上影响了天然气产品的定价。在天然气长期合同中，欧洲和亚洲的一些国家部分参考油价进行定价。如俄罗斯Gazprom和法国GDF签订的购气合同，价格公式以3个月平均油价为基础。即使从天然气市场化程度很高的美国来看，其气价与油价也存在一定关联性。
3、成本因素
天然气的开采成本是影响天然气价格和产量的重要因素之一，也是天然气定价的价格底线。美国天然气井的钻井成本从1949年以来呈现出上涨的趋势，2006年的钻井成本平均在193万美元/口。天然气开采成本的不断攀升是助推天然气价格上涨的重要因素之一。
因美国天然气产量过剩，将会有一部分运输到欧洲并且迫使俄罗斯油气供应商Gazprom降低气价，与此同时也加速了燃气发电替代燃煤发电的进程。
“俄罗斯在欧洲的气价去年大跌可能不仅仅因为油价下降”，BP的发言人表示，“俄美双方其实在做价格竞争”。因为美国输送的LNG预计在未来五年持续上升并且价格维持在地狱4美元/mmBtu,俄罗斯方面必须压低价格来保持自己的市场份额。
BP也发现，俄罗斯正在增加直接往德国输送LNG的管道数量而不是单单增加输送量。这个NordStream2项目虽然有很多大头的合作，但是也因为俄罗斯过于强硬的外交手段而导致在比利时地区的反对。
但是，美国液化气对欧洲地区更大的影响可能是推动燃气发电，也直接导致了煤去年的消耗量大幅度下降1.8%。
⑺ 《陕西省天然气管道运输和配气价格管理办法》4月1日起执行
为加强省内天然气管道运输和城镇燃气配气价格管理，提高定价科学性、合理性和透明度，省发改委制定《陕西省天然气管道运输和配气价格管理办法》。本办法自2022年4月1日起执行，有效期至2029年12月31日。办法适用于制定调整省内天然气管道运输和配气价格行为。
对新成立企业投资建设的管道
制定管输试行价格
本办法所称省内天然气管道运输价格是指天然气管道运输经营企业，通过省内短途管道向天然气经营企业或者用户提供管道输气服务的价格（包括煤制气、煤层气管输价格）。配气价格是指天然气经营企业通过城镇燃气管网向用户提供天然气配送服务的价格。
按照天然气价格改革“管住中间，放开两头”的总体要求，完善天然气管道运输和配气价格形成机制，为实现天然气价格市场化改革和上下游价格联动奠定基础。
对新成立企业投资建设的管道，制定管输试行价格，运用建设项目财务评价的原理，使被监管企业在整个经营期内取得合理回报，原则上按照可行性研究报告的成本参数，以及准许收益率7%、经营期40年来确定。
价格主管部门核定企业年度准许总收入后，根据管网结构、输气流向等实际情况具体确定管输价格形式，可实行同网同价，也可按距离或区域确定价格。其中：实行同网同价的，管输价格按照管道运输企业年度准许总收入除以年度管道运输气量计算确定。
管道运输企业有多条管道供气的，可根据各条管道运输气量之和确定价格。同一管道运输企业法人单位新建管道投产时，原则按照所属区域管输价格执行，下一监管周期纳入有效资产统一管理。
同一区域配气管网
执行同一配气价格
配气价格以经营天然气配送业务企业为管理单位，同一城镇区域内有多家燃气企业的，鼓励建立激励机制，科学确定标杆成本，在同一区域配气管网执行同一配气价格。
配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定。燃气企业年度准许总收入由准许成本、准许收益以及税金之和扣减其他业务收支净额确定。其他业务收支净额为燃气企业使用与配气业务相关资产和人力从事安装施工等其他业务活动的收支净额。其他业务和配气业务的共用成本，应当按照固定资产原值、收入、人员等进行合理分摊。
年度配送气量按以下原则核定：配气管网负荷率（实际配气量除以设计配气能力）高于40%的，按实际配送气量确定；配气管网负荷率低于40%的，按设计能力的40%计算确定。
对新成立企业投资建设的配气管网，可运用建设项目财务评价的原理，使企业在整个经营期取得合理回报的方法核定初始配气价格。核定价格时，准许收益率不超过6%，经营期不低于30年，定价成本参数原则上按可行性研究报告确定，可行性研究报告成本参数与成本监审规定不符的，按成本监审的规定进行调整。随着经营气量的增加，可适时调整为按“准许成本加合理收益”的原则核定配气价格。
各地可对配气成本按合理比例在居民用气和非居民用气间分配，逐步减少用户间价格交叉补贴。
管输和配气价格原则上
每3年校核调整一次
加快建立管道天然气上下游价格联动机制，当上游天然气价格调整时，终端用户销售价格可相应同向调整。天然气终端用户销售价格由购气价格和配气价格组成。多气源供气时，购气价格按不同气源购气价格加权平均确定。终端用户销售价格=购气价格＋配气价格。联动调整额=（计算期平均单位购气价格－现行平均单位购气价格）÷（1－供销差率）。联动调整后的终端销售价格=现行终端销售价格＋联动调整额。
各地价格主管部门应当清理规范配气延伸服务收费。属于城镇规划建设用地范围，用户建筑区划红线范围内的供气管网设施，由项目投资建设主体按照基本建设程序组织实施并承担费用，其中属于新建商品房、保障性住房的，建设费用纳入房价，不得在房价外另行向用户收取，属于老旧小区改造的，按照“受益者付费”原则公平分摊；建筑区划红线范围以外的供气管网设施由政府或者政府特许经营企业按照经营范围负责投资建设，费用由政府或特许经营企业承担。
管输和配气价格原则上每3年校核调整一次。管道运输企业、燃气企业应在每年6月1日前，通过企业门户网站或指定平台公开收入、成本、具体执行价格等相关信息，推进价格信息公开透明，强化社会监督。
⑻ 什么是配气费
配气费是指城镇燃气管网配送环节的价格。
也包括会议费，交通费，差旅费，水电费等。是管道天然气价格构成的重要部分，也就是天然气公司给用户配备天然气供应各项设施的费用，分摊到每个用户头上。
配气费的制定
地方价格主管部门（物价局）负责监管城市管道运输过程中产生的配送费，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，管道成本，不超过7%的利润和税费构成准许收益。
以上内容参考：网络-配气费的制定
⑼ 天然气加大产能，国内供气价格会下降么
天然气关系到国计民生，由国家出台指导价。不是非常大的环境环境发生变化，国内的供给价格不会下降也不会上升，会维持在一个基本稳定的价格。
中海油石油公司。建设的环海南岛海上天然气生产集群持续加大开发力度，日产超过2,000万立方米。创历史新高，给中海油石油公司打下了良好的经济基础。也给民众天然气提供了持续的保障。
国内供气价格受到当地政府的市场价格调节，关系到民生。也考虑到天然气生产加工制作的成本。国内天然气价格会随着技术含量的提升，供气成本的下降，价格会有一定幅度的下降。
困扰的国内攻击价格的原因主要在于初始建设成本比较高，对企业来说有个资本回收过程。就如高速公路一旦收回成本，价格就会下降，维持一个较低的水平，保障民生。
⑽ 配气成本与配气价格的区别
其定位意义不同，性质也不同。
1、配气成本是配气价格的定价依据，直接关系着在配气价格的定价结果和水平，及时配套完备的成本监审政策。
2、配气价格，指城镇燃气管网配送环节的价格，燃气企业向用户提供燃气配送服务，通过配气价格弥补成本并获得合理收益。