显而易见，顶层设计的目的是引入竞争，改善供给体制和供给效率。整体来看，油气全产业链均有望受益，在此逻辑下，我们认为值得关注的能源放开标的包括具备参与上游资源开发能力的准油股份等；具备优势油服能力及设备供应能力的杰瑞股份；参与油气管道投资的雅戈尔；以及能够获得原油或成品油进口资质的广汇能源等。

考虑到发展清洁能源的必要性，我们更关注改革是否会给天然气产业链带来积极影响。我们认为，改革将增加竞争性的天然气气源供给以打破目前的垄断格局，极大地改善天然气价格及供需的市场机制，并充分激发产业链各环节的动力。中长期看，新的顶层设计也将从源头上有效解决我国大气污染以及天然气对外依存度过高的问题。

从气源类别看，页岩气、煤制气、煤层气、致密气等均有望成为有效增量。其中，页岩气开发尽管短期受到优质区块稀缺和开发成本较高的制约，但长期看，由于我国页岩气储量丰富，成本具备显著下降空间，市场发展的确定性仍较高。因此，相关开发服务商及开采设备供应商将从中受益。而煤制气受益于中石化主干管网的顺利推进，以及下游需求的持续释放，相关工程商及核心设备供应商仍将分享下游投资稳定增长带来的持续订单。

页岩气长期潜力巨大

严格意义上讲，我国在2010年才真正进入页岩气的钻井、压裂施工作业。数据显示，2011年全国完钻页岩气水平井2口，2012年全国完钻页岩气水平井20多口，市场人士预计，2013年全国完钻页岩气水平井有望达到50-100口的数量级别，页岩气完井数量呈几何级数增长。在政府的积极推动下，我国页岩气勘探开发正在逐步迈入规模化生产阶段。

目前，国内页岩气勘探开采主要集中在四川盆地和鄂尔多斯盆地。其中，长宁-威远国家级示范区、昭通国家级示范区、富顺-永川合作区主要由中石油开发；中石化主要在梁平、彭水、南川、涪陵、綦江等地开展页岩气勘探；延长石油则主攻延安国家级陆相页岩气示范区，即鄂尔多斯盆地东南部。据了解，目前页岩气开发已逐渐向东中部地区扩张，湖北、江苏、江西地区均有涉足，另外，中石油和中石化已在投资修建页岩气接入管网。从储量看，未来页岩气开发市场的潜力巨大。

平安证券认为，在成本方面，随着中石油、中石化对国内页岩气示范区内的地层条件、储层位置、钻井技术和压裂技术的熟练程度提高，以及丛式井的实践应用，页岩气开采成本也呈明显逐年下滑趋势，其中，钻井服务将是成本弹性较大的部分，预计单井成本有望从1亿元左右降至5000万元以内。

数据显示，四川盆地页岩气单井开采成本是美国的2-5倍，差距非常明显。但从美国经验看，其页岩气气田的开采成本，也伴随着开采企业对地层条件、储层位置、钻井技术和压裂技术的熟练程度提高而呈明显下降趋势。以阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩气为例，该页岩气单井成本由第一口的750万美元降至430万美元，最大降幅达到40%。其中，数据采集和评价、供应链改善、日常经营优化等都是降低成本的重要手段。因此，尽管我国当前页岩气开采成本较高，未来的规模化作业和经验的积累无疑都将有效降低开支，开采经济性将呈现上升趋势。

煤制气投资高增长或持续

我们认为，煤制气发展的根本推动力是解决大气污染，直接推动力是中石化的煤制气投资规划。

截至目前，今年已有20多个煤制气项目获得了“路条”。近期中石化新粤浙管道以及新疆准东煤制气示范项目开展前期工作的申请均得到国家发改委的批准，也显著增加了煤制气发展的确定性。据专业人士测算，未来3年煤制气投资规模将超过2400亿元。

国家能源局在已公布的《天然气发展十二五规划》中预计，2015年末我国煤制天然气产量约150亿-180亿立方米。而据中石化相关部门估算，到2020年中国煤制气产量或可达到1000亿立方米/年，考虑到届时中国天然气需求可能达到3000亿立方米以上，煤制气将有可能占到中国天然气消费总量的1/3，与进口天然气、自产气形成三足鼎立的格局。参考新疆准东示范项目的投资情况，即300亿立方米/年对应总投资1830亿元计算，“十三五”期间的煤气化投资总额或将接近5000亿元。

根据瑞银证券的估算，标准煤制气项目37%的投资成本用于设备投入，19%用于工程建设，25%用于安装工程。考虑到设备的多样性，工程建设市场的集中度相对更高，因此，从受益程度排序，我们看好煤制气发展对工程类企业及核心设备供应商的拉动效果。