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行业前瞻价格机制进一步理顺提效行业
从建设角度看，此前参考国网和铁塔成立后基础设施建设的推进情况，中游建设预计在公司挂牌后内部整合完成、建设规划完善后大力推进，这个过程预计持续1-3年。但考虑到目前国内管网建设相对滞后，且互联互通以保供的需求强烈，因此华创证券预计整体中游建设有望加速推进，而此前提到的联络线、重点工程以及接收站、储气设施有望成为优先建设的重点。
具体来看，2018年发改委公布的主要互联互通工程主要包括联络线的压气站等增输建设、LNG接收站与主干/支线管网的联通以及新建联通管线。因此我们预计2019-2020年的主要管网工程也有望围绕江苏、广东、福建等LNG接收站的外输、储气库外输以及短途联通线。
更长期来看，结合十三五的整体建设规划和2018年末国内的管网储气库建设情况，中游建设的千亿市场空间释放无虞，预计长输管网建设有望带来3360亿元的投资空间，增量LNG接收站的投资空间约612亿元，储气库建设约575亿元。
此外，管道公司成立后，叠加管网接收站资产向第三方公平开放推进逐步成熟，参考对标铁塔成立后的提效逻辑，LNG进口气的内输和煤层气等非常规气的消纳通畅，都有望推进气源端的竞争进一步加强。
以煤层气为例，当前煤层气消纳不畅一方面与煤层气开采和对应外输管道建设周期有关，但同时也与中石油气源与管道一体化垄断下的价格非公平竞争密切相关。当前煤层气开采企业若与中石油进行合作，可以通过中石油代输，也可以直接销售给中石油山西销售分公司。
若选择中石油代输，煤层气开采商与中石油的终端销售不可避免产生竞争，因此中石油在管道接入方面仍存在一定的价格歧视等门槛;
若采用直接销售，煤层气的销售价格须不高于西一线的气源+管输价格，整体测算山西地区中石油气源的交气点价格约为1.34-1.74元/方，而煤层气开采的单方成本在0.6-1.5元之间，当前亚美能源销售予中石油的气价约为1.4元/方接近中石油交气点的最低价。因此，仅有部分区块条件好、成本低的企业才具有销售动力。
若管输与销售分离后，管网运输的无歧视开放使部分优质煤层气企业、进口现货气等成本优势得以体现，其终端销售价格的竞争优势有望促进气源端的开采、管网联通建设力度，进而驱动上游气源端更加充分的参与市场化竞争，提升售气规模。
