一、政策风险
（一）天然气价格形成机制变动风险
目前，我国管道天然气的供应和销售价格均实行政府管制。2013年7月以前，国家发改委分别制定天然气出厂基准价格及跨省长输管道的管输价格；2013年7月国家发改委《关于调整天然气价格的通知》实施后，改为对门站价格（出厂价+管道运输价）执行政府指导价。根据价格管理法律法规的有关规定，门站以下的价格（即城市燃气终端销售价格）由省级价格行政主管部门制定。
2011年12月，国家发改委发出通知，决定自2011年12月26日起，在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点。根据该通知的精神，我国天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，建立天然气与可替代能源价格挂钩调整的机制，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。天然气门站及以上价格由国务院价格主管部门管理，实行政府指导价；门站价格以下销售价格由地方价格主管部门管理，地方可建立上下游价格联动机制并对机制进行听证。2013年中共中央十八届三中全会通过的《关于全面深化改革若干重大问题的决定》中明确指出：“推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。”随着我国天然气供求矛盾的加剧，2006年我国已成为天然气净进口国，且进口数量快速增长，对外依存度不断提高。目前，国际市场上天然气价格通常采取与原油或石油产品价格挂钩的方式，随着近年来国际市场原油价格攀升，进口天然气价格也不断上涨，形成国产气价格低、进口气价格高的格局，因此上游气源供应商通过涨价疏导成本的意愿日趋强烈。
投资于本公司的股票会涉及一系列风险。在购买本公司股票前，敬请投资者将下列风险因素连同本招股说明书中其他资料一并考虑。
在城市燃气上游价格市场化导向明确、终端销售价格仍然实行政府管制（除非修改相关的价格管理法律法规）的背景下，本公司面临的主要风险是：虽然天然气价格形成机制改革明确了地方可建立上下游价格联动机制的原则，但是，在上游（门站及以上）价格调整频率加快的趋势下，如果公司所在地的价格主管部门不能同步、顺价调整终端销售价格（包括居民和非居民用气价格），将会对本公司当期的盈利水平产生重大不利影响。
举例说明：1、2010年4月15日、6月1日，国家发改委先后上调天然气管道运输价格、国产陆上天然气出厂基准价格，重庆市非居民用户用气销售价格随之同时顺价调整，但居民用气价格因需履行价格听证程序未能同步及时上调。在召开价格听证会后，重庆市主城九区及各区县才于2010年8月-9月陆续上调居民用气销售价格。经测算，由于此次居民用气价格顺价调整滞后于上游气源价格调整时间，直接导致公司2010年营业利润减少5，682.64万元。
2、为疏导因中石油实行综合门站价而增加的购气成本，根据重庆市物价局渝价【2012】383号，自2012年10月1日，对重庆市除居民、化肥用气以外的天然气价格暂行综合门站价结算，并相应调整终端销售价格（此次调价详情参见本招股说明书第六章之四、（六）“报告期公司主要商品及服务的价格变动情况”的相关内容）。但此次调价时，集体商业用气价格并未顺价调整到位。为此，根据《重庆市财政局关于拨付天然气调价成本补贴的通知》（渝财企【2013】726号），重庆市财政局拨付补贴资金3，198万元，专项用于弥补本公司2012年10月至2013年9月因集体商业用气价格并未顺价调整到位产生的价差损失。
尽管对未顺价调整产生的价差损失，重庆市财政局给予了公司一定的财政补贴，但由于政府补贴计入非经常性损益，公司扣除非经常性损益后的利润仍然受到较大影响。
（二）燃气安装业务政府定价可能变动的风险
燃气安装业务是指城市燃气企业根据终端用户的需要，为其提供燃气设施、设备的安装服务，并向用户收取相关的安装费用。燃气安装业务是城市燃气企业的重要业务组成部分。燃气安装业务的收费定价机制：根据原建设部颁布的《市政公用事业特许经营管理办法》及重庆市人民代表大会常务委员会制定的《重庆市天然气管理条例》，本公司燃气安装业务的服务收费标准均由重庆市物价局核定。重庆市物价局于2000年7月7日下发了《关于调整天然气安装及服务收费标准的通知》（渝价【2000】409号），截至本招股说明书签署日，本公司燃气安装业务的收费定价一直执行该通知所制定的标准（具体标准详见本招股说明书“第六章业务与技术”）。
因上述价格管制制度，公司面临的风险来自两个方面：第一，公司燃气安装业务沿用的收费标准是2000年制定的，至今已逾10年，地方物价管理部门未来可能会重新调整天然气安装及服务收费标准，如果较原收费标准下降，将直接导致公司燃气安装业务的盈利水平下降。第二，即使天然气安装及服务收费标准不发生变动，由于终端销售价格是确定的，在通货膨胀导致人工成本、原材料价格上涨压力持续加大的背景下，如果公司不能通过加强精细化管理、采用新材料、新技术等措施对成本实施有效控制，将导致燃气安装业务的毛利率持续下降，从而对公司的总体利润水平造成不利影响。
（三）重庆市燃气初装费标准调整风险
根据重庆市人民代表大会常务委员会制定的《重庆市天然气管理条例》和重庆市经济和信息化委员会渝经环资【2006】39号文件规定，燃气初装费是城市燃气企业收取的天然气工程设施建设专项资金，主要用于天然气调压箱及其前端的天然气输气管道、储气站、配气站及与生产直接相关的管理设施等天然气工程建设、改造。燃气初装费由重庆市天然气行政主管部门会同重庆市价格行政主管部门按照国家的有关规定制定，报重庆市人民政府批准后实施。根据财政部《关于企业收取的一次性入网费会计处理的规定》（财会【2003】16号），本公司对自2003年5月30日起收取的初装费按十年分期确认收入。报告期内本公司收取的初装费一直遵循重庆市物价局2000年7月下发的《关于调整天然气安装及服务收费标准的通知》（渝价【2000】409号）中制定的价格标准，该标准已逾10年未调整。
从国内其他地区的情况来看，有些地区已经取消了天然气初装费，但同时上调了燃气销售价格（如广东）、或者并入安装费（如成都）。
如果未来重庆市物价管理部门下调燃气初装费收费标准，或者取消燃气初装费、同时又不上调燃气销售价格或天然气安装收费标准，将对本公司的总体盈利水平造成重大不利影响。
二、经营风险
（一）气源风险
1、依赖单一气源供应商的风险
作为战略性基础能源，我国目前的天然气资源的开采、进口几乎全部由中石油、中石化、中海油三家大型央企掌控，其中中石油占据绝对垄断的地位。本公司所处的四川盆地是我国天然气资源最丰富的地区之一，2010年以前本公司的气源几乎全部来自中石油西南油气田分公司，自2010年起，中石化普光气田投入商业运营后，开始逐步向本公司供气，但目前占公司购气总量的比例仍然较低。本公司所处的四川盆地是我国天然气资源最丰富的地区之一，可供勘探的天然气资源面积18万平方公里，总资源量7.2万亿m3。中石油西南油气田分公司隶属于中国石油（行情，问诊）天然气股份有限公司，目前年产天然气约150亿m3，是我国重要的天然气生产企业。虽然本公司自2010年起通过与中石化的合作逐步改善过度依赖单一气源的供应结构，但是，中石油西南油气田分公司作为公司主气源供应商的格局短期内不会发生根本性变化。
本公司主营城市燃气。由于城市燃气关乎民生和社会稳定，2012年国家发改委新修订的《天然气利用政策》明确了城市燃气在天然气利用顺序中的优先地位。因此，上游气源供应商在资源配置时会优先确保城市燃气的需要，本公司作为重庆市的主要城市燃气运营商，气源供应一般均有保障。但是，随着区域用气需求的增长，如果中石油西南油气田分公司的生产和供给规模不能有效增加，将制约本公司的业务发展。
2、未来气源保障风险
随着重庆城市化进程的发展以及区域经济的快速增长，对城市燃气的需求量呈迅速扩张的趋势，本次发行募集资金投资项目—“都市区天然气外环管网及区域中心城市输气干线工程项目”所覆盖的区域2015年、2020年预计用气量分别较2010年增加62.87％、126.99％。
本公司所在区域的未来气源增长保障主要源自以下几个方面：（1）中石油：根据西南油气田分公司的发展规划，其供气能力将由十一五末的150亿m3/年增加到十二五末300亿m3/年。增量主要来自重庆开县罗家寨气田、四川龙岗气田等新气田的开发，以及川渝地区的天然气管网通过“中卫—贵阳”线与西气东输二线、中缅线联网，实现国内其他地区和境外气源对川渝地区的供给。
（2）中石化：中石化普光气田是我国“川气东输”的主气源地，是我国规模最大、丰度最高的特大型气田之一，普光净化厂是亚洲最大的天然气净化厂及硫磺生产基地，净化天然气设计年产能达120亿m3。普光气田2010年正式开始商业运行的当年仅销售天然气36亿m3，与设计年产能相比，未来产量的提升空间很大。
（3）非常规天然气资源：重庆位处的西南地区拥有我国最丰富的页岩气资源。在国家规划的19个页岩气勘探开发区中，11个位于重庆及周边地区（云贵川）。根据国土资源部的资源调查评价报告，长江上游西南片区的页岩气地质资源潜力占全国总量的46％，可采资源潜力占全国总量的约40％。中石化公司重庆涪陵国家级示范区页岩气井已经实现我国页岩气勘探开发的重大突破，预计在2017年建成我国首个年产百亿方页岩气田（详情参见本招股说明书第六章之“四、（五）原材料采购及能源供应”的相关内容）。
尽管公司所在区域拥有丰富的常规天然气和非常规天然气资源，未来气源的总体保障程度较高，但公司业务经营及募集资金项目面临的气源风险为：第一，如果中石油西南油气田分公司的新气田开发、中石化普光气田的产能提升、页岩气的成熟化开采等周期延长，可能在短期内导致气源增量不能完全满足本公司现有业务经营、以及募集资金项目的用气增长需求。
第二，目前我国的天然气资源几乎全部集中于中石油、中石化、中海油三家大型中央国企，上游企业在产业链条中处于相对强势的地位。本公司的主要气源供应商——中石油西南油气田分公司、中石化天然气分公司均是以产定销，一般不会与城市燃气运营商签署长期供气协议。尽管重庆未来气源增长总体前景明朗；本公司是重庆市最大的城市燃气供应商，肩负着打造重庆市天然气安全供应保障体系的社会责任；而且本次募集资金项目为重庆市“十二五”规划的能源保障重点建设项目，但是，由于本公司的气源供应商不可能与包括本公司在内的城市燃气企业签署长期供气协议，不排除气源供应商因气源分配原因（如输往区域外、直供非城市燃气类用气大户等），导致本次募集资金项目投产后面临阶段性供气不足、从而影响输配能力充分发挥的可能性。
第三，“中卫—贵阳”线、中缅线的建成、以及中石化涪陵页岩气田的开发，虽然增加了境外（中亚、中缅）气源和页岩气源的供应，但如果进口气源和页岩气源的价格较高，城市燃气的下游终端用户需要有一个用气成本上升的接受、消化过程，可能在一定时期内制约其用气需求的增长。
（二）市场区域化集中的风险
本公司目前的业务经营主要集中于重庆市，公司的经营状况和发展空间与重庆的城市化进程、区域经济发展速度、城镇居民收入水平息息相关。
重庆是我国最年轻、面积最大、人口最多的直辖市，同时也是“大城市带大农村”的城乡二元结构特征最为突出的城市之一。2012年重庆常住人口城镇化率为57％，户籍人口城镇化率仅约39％，远远低于其他三个直辖市。作为国务院确定的全国统筹城乡综合配套改革试验区，重庆于2010年全面启动户籍制度改革，并提出“到2020年全市户籍人口城市化率升至60％以上、常住人口城市化率升至70％以上”的目标。照此推算，2020年重庆市用气人口将在2010年的基础上实现翻番。另一方面，“十一五”期间重庆市GDP的每年增速均超过全国平均水平，预计“十二五”期间仍将保持较高增速，但按照2012年数据计算，重庆市的GDP总量、人均GDP水平仍处于四个直辖市末位。
重庆城市化及经济基础水平的低基数效应为重庆城市燃气行业催生了广阔的发展空间，也为本公司创造了难得的发展机遇。但是，如果未来区域经济发展出现波动，城市化进程延缓，或者经过高速增长期后增速减缓甚至下降，将制约本公司业务经营及盈利能力的持续增长。
（三）市场竞争风险
过去很长一段时期，城市燃气均由当地政府投资的市政国有企业垄断经营。2002年3月，国家发改委发布新的《外商投资产业指导目录》，将原禁止外商投资的燃气、热力、给排水等城市基础设施首次列为对外开放领域；同年12月，建设部下发《关于加快市政公用行业市场化进程的意见》，将市政公用设施建设向社会公开招标选择投资主体，原市政国企、外资、民资在同一平台上竞争。城市燃气行业需求稳定、赢利稳定、风险小和自然垄断性等特点吸引了各类所有制成分的投资商纷纷加入市场竞争。在重庆市，本公司面临的竞争对手既有实力雄厚的上游资源供应商企业因延伸产业链而投资兴办的城市燃气运营企业，也有近年来迅速崛起的民营企业。尽管本公司具有40年丰富的城市燃气运营经验，但是，如果不能在燃气基础设施建设、对外并购扩张、技术研发、管理、客户服务等方面持续投入与改进，公司的竞争力将被削弱，并可能出现市场份额下降的不利情形。
（四）不能持续取得经营许可证的风险
自2011年3月1日起，《城镇燃气管理条例》（国务院令第583号）正式生效施行。根据该条例的规定，国家对燃气经营实行许可证制度，符合条例规定条件的企业由县级以上地方人民政府燃气管理部门核发燃气经营许可证。
根据该条例，集团公司及下属从事城镇天然气经营的绝大部分分、子公司已经获得由重庆市经信委颁发的《燃气经营许可证》，许可证有效期为5年，许可证到期前可申请续期。同时，重庆市建立了城镇燃气安全生产及经营服务年度评估制度，每年5-7月重庆市经信委和区县天然气主管部门对天然气企业上年度安全生产、经营管理、服务状况进行评估，未通过评估的责令限期整改，整改后仍未通过复查评估的，重庆市经信委和区县天然气主管部门撤销经营许可证。
《城镇燃气管理条例》及地方城镇燃气主管部门的配套文件对取得燃气经营许可证的资质条件作出了明确规定，如果由于自身经营管理原因，本公司及下属分、子公司未能通过年度安全生产及经营服务评估而被撤销燃气经营许可证，或者许可证到期后不能顺利续期，将对本公司的业务经营造成重大不利影响。
（五）安全生产管理风险
天然气易燃、易爆，一旦燃气设施发生泄漏，极易发生火灾、爆炸等事故，因此安全生产管理历来是城市燃气经营企业的工作重点。公司以“打造重庆天然气安全供应保障体系”为己任，在内部各层次中均设置了安全管理机构，推行具有重庆燃气特色的“01310安全管理模式”，建立了全员安全管理网络体系。报告期内，公司严格执行国家有关安全生产管理的法律法规，认真接受安全监督管理和消防管理部门的监督管理，没有出现重大燃气安全责任事故，未因安全生产原因受到处罚。报告期内，公司实现了“死亡事故为0、火灾事故为0、重大设备事故为0”的安全工作目标。
尽管公司在燃气安全生产管理方面积累了丰富的经验，但本公司截至2014年6月末运营的天然气管网长达1.65万余公里，部分管网已出现老化问题，同时，公司目前运营球罐27台、储配站11座、配气站127座，存在安全事故隐患的点多、面广，如果不能始终如一地强化全员安全生产意识，及时维护、更新燃气设施设备，严格制定各项安全管理制度和安全操作规程，则公司仍然存在发生重大安全责任事故的可能，从而对公司及燃气用户造成较大的损失。
（六）子公司管理风险
为了优化整合地方城市天然气管网和市场资源，合理布局，避免重复建设，2005年11月重庆市人民政府发布《关于城市天然气体制改革的意见》（渝府发【2005】107号），提出以本公司为主体，以资产为纽带，整合地方城市天然气（燃气）公司，使其成为本公司的全资或控股子公司。根据该意见确定的分步实施步骤，本公司于2006年—2009年先后收购了永川、丰都、梁平、涪陵、开县、忠县、合川等重庆区县城市燃气公司，市场占有率迅速提高。
截至本招股说明书签署日，本公司拥有全资及控股的一级子公司25家。为了加强内部控制，公司专门制定了《子公司管理办法》，对子公司的人员、投资、财务等方面进行管控。为了增强市场竞争力，进一步扩大市场份额，公司未来仍将在适当的时机继续实施对外收购。如果公司制定的子公司管理制度不能有效执行，或者公司不能根据具体情况或形势发展需要及时修改完善子公司管理制度，则仍然存在对下属企业管理失控或管理效率低下的风险。
