顯而易見，頂層設計的目的是引入競爭，改善供給體制和供給效率。整體來看，油氣全產業鏈均有望受益，在此邏輯下，我們認為值得關注的能源放開標的包括具備參與上游資源開發能力的準油股份等；具備優勢油服能力及設備供應能力的杰瑞股份；參與油氣管道投資的雅戈爾；以及能夠獲得原油或成品油進口資質的廣匯能源等。

考慮到發展清潔能源的必要性，我們更關注改革是否會給天然氣產業鏈帶來積極影響。我們認為，改革將增加競爭性的天然氣氣源供給以打破目前的壟斷格局，極大地改善天然氣價格及供需的市場機制，并充分激發產業鏈各環節的動力。中長期看，新的頂層設計也將從源頭上有效解決我國大氣污染以及天然氣對外依存度過高的問題。

從氣源類別看，頁巖氣、煤制氣、煤層氣、致密氣等均有望成為有效增量。其中，頁巖氣開發盡管短期受到優質區塊稀缺和開發成本較高的制約，但長期看，由于我國頁巖氣儲量豐富，成本具備顯著下降空間，市場發展的確定性仍較高。因此，相關開發服務商及開采設備供應商將從中受益。而煤制氣受益于中石化主干管網的順利推進，以及下游需求的持續釋放，相關工程商及核心設備供應商仍將分享下游投資穩定增長帶來的持續訂單。

頁巖氣長期潛力巨大

嚴格意義上講，我國在2010年才真正進入頁巖氣的鉆井、壓裂施工作業。數據顯示，2011年全國完鉆頁巖氣水平井2口，2012年全國完鉆頁巖氣水平井20多口，市場人士預計，2013年全國完鉆頁巖氣水平井有望達到50-100口的數量級別，頁巖氣完井數量呈幾何級數增長。在政府的積極推動下，我國頁巖氣勘探開發正在逐步邁入規�；�生產階段。

目前，國內頁巖氣勘探開采主要集中在四川盆地和鄂爾多斯盆地。其中，長寧-威遠國家級示范區、昭通國家級示范區、富順-永川合作區主要由中石油開發；中石化主要在梁平、彭水、南川、涪陵、綦江等地開展頁巖氣勘探；延長石油則主攻延安國家級陸相頁巖氣示范區，即鄂爾多斯盆地東南部。據了解，目前頁巖氣開發已逐漸向東中部地區擴張，湖北、江蘇、江西地區均有涉足，另外，中石油和中石化已在投資修建頁巖氣接入管網。從儲量看，未來頁巖氣開發市場的潛力巨大。

平安證券認為，在成本方面，隨著中石油、中石化對國內頁巖氣示范區內的地層條件、儲層位置、鉆井技術和壓裂技術的熟練程度提高，以及叢式井的實踐應用，頁巖氣開采成本也呈明顯逐年下滑趨勢，其中，鉆井服務將是成本彈性較大的部分，預計單井成本有望從1億元左右降至5000萬元以內。

數據顯示，四川盆地頁巖氣單井開采成本是美國的2-5倍，差距非常明顯。但從美國經驗看，其頁巖氣氣田的開采成本，也伴隨著開采企業對地層條件、儲層位置、鉆井技術和壓裂技術的熟練程度提高而呈明顯下降趨勢。以阿巴拉契亞盆地Marcellus頁巖氣為例，該頁巖氣單井成本由第一口的750萬美元降至430萬美元，最大降幅達到40%。其中，數據采集和評價、供應鏈改善、日常經營優化等都是降低成本的重要手段。因此，盡管我國當前頁巖氣開采成本較高，未來的規模化作業和經驗的積累無疑都將有效降低開支，開采經濟性將呈現上升趨勢。

煤制氣投資高增長或持續

我們認為，煤制氣發展的根本推動力是解決大氣污染，直接推動力是中石化的煤制氣投資規劃。

截至目前，今年已有20多個煤制氣項目獲得了“路條”。近期中石化新粵浙管道以及新疆準東煤制氣示范項目開展前期工作的申請均得到國家發改委的批準，也顯著增加了煤制氣發展的確定性。據專業人士測算，未來3年煤制氣投資規模將超過2400億元。

國家能源局在已公布的《天然氣發展十二五規劃》中預計，2015年末我國煤制天然氣產量約150億-180億立方米。而據中石化相關部門估算，到2020年中國煤制氣產量或可達到1000億立方米/年，考慮到屆時中國天然氣需求可能達到3000億立方米以上，煤制氣將有可能占到中國天然氣消費總量的1/3，與進口天然氣、自產氣形成三足鼎立的格局。參考新疆準東示范項目的投資情況，即300億立方米/年對應總投資1830億元計算，“十三五”期間的煤氣化投資總額或將接近5000億元。

根據瑞銀證券的估算，標準煤制氣項目37%的投資成本用于設備投入，19%用于工程建設，25%用于安裝工程。考慮到設備的多樣性，工程建設市場的集中度相對更高，因此，從受益程度排序，我們看好煤制氣發展對工程類企業及核心設備供應商的拉動效果。