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方案整体求稳,“两头”并非无序“放开”
本次方案总体思路第一次明确提出“保持市场稳定”的字样,我们认为这一表述为改革的节奏定下了求稳的基调。在此基础上,市场此前的部分预期得到修正。例如上游出于能源安全考虑,在勘探开采放开方面增加了“加强安全、环保等资质管理”“保护性开发的前提”等表述,是为随时可调用的“紧箍咒”。调峰环节则只字未提放开调峰气价,转而提出“供气企业和管道企业承担季节调峰责任和应急责任……鼓励各方在天然气购销合同中协商约定日调峰供气责任”,锁定调峰时期的价格波动风险。
干线管网独立预期落地,长输管线全面公平开放
《方案》在中游部分明确提出“分步推进国有大型油气企业干线管道独立,实现管输和销售分开”,并要求“油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放”。我们认为前者确立了管输费整体下降的趋势,但暂不影响省网。后者则意味着原本由于种种障碍无法跨省外输的增量低成本气源(如海气LNG、煤层气等)有望借助存量管道实现远距离销售。省网短期可能获取额外代输收益,但如果为低成本气源提供代输,不排除流失自身大用户的可能性,故其动力仍待观察。
下游增量市场竞争加剧,油气交易平台将成主要价格发现机制
《方案》在下游部分提出“加大天然气下游市场开发培育力度,促进天然气配售环节公平竞争”,并在放开非居民气价部分强化了关于油气交易平台的表述。我们认为市场虽然对下游的公平竞争存在预期,但本次方案是首次明确落实这一原则。上海和重庆两个油气交易中心将成为未来价格发现机制的主战场。长远来看,除了被特许经营权和长协锁定的存量市场之外,下游的增量市场将面临更激烈的竞争,掌握低成本气源的上游企业,例如三桶油、煤层气分销企业、低价LNG进口商等完全可以以低于配气费的差价开展直供业务。
投资建议
我们认为《意见》对天然气市场的整体设计思路符合预期,总体而言中下游存量市场面临差价缩减、销量提升的变化,最终业绩取决于各公司销量弹性;未被特许经营权及长协锁定的增量市场面临更激烈的竞争,相对更利好掌握低成本气源的企业。总体而言我们认为气改大方向对存量市场的企业质地提出较高要求,对销量弹性较弱(居民气占比过高)的企业而言,业绩的防御性可能面临削弱。相比而言,具备增量低成本气源,抑或具备较强市场开拓能力的企业,则具备更强的配置价值。关注:煤气化,百川能源,天壕环境。
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