正式《指导意见》较此前流传《征求意见稿》作出多项澄清和大幅让步5月,市场流传《关于加强配气价格监管的指导意见》的征求意见稿片段,其中部分重要表述缺失造成市场困惑,而公布的部分内容则导致市场对城燃企业商业模式产生较大担忧。本次正式文本的发布则厘清了多个重要的问题,并对征求意见稿中收到较多不同意见的部分作出了明显让步。 其中,最重要的让步体现在税后全投资收益率的核定标准上。此前的《征求意见稿》提出按60%的管网负荷率下按有效资产核定6%的准许收益率。市场对此提出担忧,包括城市配气管网呈网状而非线状,无法有限测算总输气能力;城市配气管网为考虑城市发展,往往超前建设,负荷率普遍远低于60%;6%的准许收益率偏低等。本次的正式《指导意见》删去了关于负荷率的规定,仅对配气量较大幅度低于可研报告或供气规划的情况提出限制,并将准许收益率提升到7%。 配气、售气、接驳环节明确拆分,短期对盈利水平影响较小本次《指导意见》明确提出,7%的准许收益率仅针对配气环节,不针对接驳和售气环节。我们认为这意味着当前我国城燃企业由政府制定配售气差价上限的核算模式将面临重构。结合气改“管住中间、放开两头”的思路,我们认为配气环节将执行成本+准许收益的监管模式;非居民售气环节将至少面临财务上的剥离,并可能在政府最高限价的框架内成为下游气价放开的主体环节。 因此我们认为,配、售气拆分之下,配气环节7%的收益率限制对下游城燃企业整体盈利水平带来的影响将非常有限。国家发改委在本次《指导意见》的答记者问中也指出,短期而言,仅“少数城市过高的配气价格将会有所降低”。 建立成本约束、激励机制和信息公开机制,促进下游健康发展本次《指导意见》建立了一系列成本约束、激励机制和信息公开机制,我们认为均有助于下游城燃行业的有序健康发展。 其中,在成本约束方面,《指导意见》提出核定准许供销差率为5%,3年内降至4%,有助于激励企业提高运营效率。 在激励机制方面,本次《指导意见》重点提出“标杆成本”概念。鼓励各地科学建立标杆成本,低于标杆成本的,可由燃气企业与用户利益共享,激励企业提高经营效率、降低配气成本。此外,本次《指导意见》在核定有效资产时明确纳入了储气相关资产,这也有望激励城燃企业承担调峰责任,令其投资和运营成本纳入配气成本当中统筹考虑。 在信息公开机制方面,本次《指导意见》提出“价格主管部门制定和调整配气价格,要通过门户网站等指定平台向社会公开价格水平和相关依据。城镇燃气经营企业要定期通过公司门户网站等指定平台公布收入、成本等相关信息,推进价格信息公开透明,强化社会监督。”投资建议我们认为本次配气环节《指导意见》的出台很大程度上消除了市场对于下游城燃行业面临的政策风险的担忧。此前《征求意见稿》带来的下游利润断崖式下滑的悲观预期基本被消除,这也符合我国天然气高速发展期的产业政策合理导向。我们持续看好燃气行业在十三五期间的快速发展,推荐煤层气领军企业、差价具备安全边际的蓝焰控股,受益京津冀煤改气弹性最大的百川能源,以及有望实现煤层气外输的天壕环境。

让利发电侧体现政策导向,或为后续交易电价涨价提供合法性,改善火电业绩预期。 本次《通知》提出的取消、降低三项附加费用是对6 月7 日国务院常务会议提出意见的贯彻执行。上述三项项目调降后,让利部分并未体现在终端电价,而是用于缓解燃煤发电企业经营困难。我们认为这一处理方式与今年3 月以来国家发改委、国家能源局等部委对各省发电企业的密集调研动作相吻合,体现了当前政策导向对火电行业的倾斜。 本次调价是本轮电改以来我国第一次调升燃煤发电标杆电价。我们认为,在电改不断推进,发电侧让利的呼声较高之际,本次我国以计划手段上调标杆电价,对后续的市场化电价走势传递出重要信号。当发电侧面临亏损威胁时,上调上网电价恰恰符合市场化原则,本次开创的先例或将为后续市场化交易电价的涨价(而非当前的降价)提供合法性基础。如若这一趋势得到确立,火电企业在当前因电改让利预期而面临的业绩和估值压力有望得到缓解。 各省调价幅度不一,粗略估算平均调涨1.17 分/度,但最终让利总额仍待官方测算。 我们测算,本次取消或调降三项费用,按照各地区用电量加权测算,相当于全国燃煤机组标杆电价平均上调1.17 分/度。其中,陕西和河南受益最多,涨幅为1.99 分/度;安徽、山东、重庆、上海、四川、冀南、江西涨幅超过或达到1.5 分/度;西藏、青海、新疆、蒙东、吉林等地涨幅较少,均不超过0.25 分/度。 具体而言,工业企业结构调整专项资金为2016 年初起向燃煤和可再生能源发电机组征收,主要用于支持钢铁、煤炭等行业去产能。该项价格征收与燃煤机组标杆电价降价同时落地。由于去年以来钢铁、煤炭价格大涨,相关企业盈利大幅好转,该项费用取消征收,燃煤机组标杆电价因此有望得到回补。 重大水利工程建设基金为2009 年自三峡工程建设基金过渡而来。大中型水库移民后期扶持基金为2006 年起征收。 此二项附加费此前为面向用户征收,本次分别调降25%,并未影响用户终端电价,而是用于调涨煤电标杆电价。 我们初步测算本次全国加权平均调价幅度约为1.17 分/度,但实际总让利金额尚难以准确估算,主要原因在于相关基金和附加费的征收范围以及新政执行后针对各类煤电机组的让利机制较为复杂。以此前城市公用事业附加费为例,取消该项费用令终端电价降价1.1 分/度,但在社会用电量达5.9 万亿度的情况下,官方最终测算的全社会终端用户受益总额仅为约350 亿元。因此,本次调价的最终让利总额仍有待官方测算确认。

事件:2017年6月1日,环境保护税法获全国人大正式通过,新法将于2018年1月1日实施。对此,点评如下: 环保费改税,征收标准不变,征收力度更大。我国现行排污费征收以环保部门为主体,以2003年实行的《排污费征收使用管理条例》为主要依据,与市场中某些解读中所谓的“排污费交了就可以随便排,环保税则排多少交多少”的说法不同,实际上环保税与现行环保费在污染物排放征收金额方面是一致的,即按排污的种类和排放量收取,两者的不同主要体现在两点:1)环保税新增了企业减排的税收减免档次。2)征收主体发生变化:改征环境保护税后,将由税务机关,按照新税法和税收征收管理法的规定征收管理,增加了执法的规范性、刚性。 征税范围覆盖所有污染物,征税计量方法提升环境监测需求。1)覆盖范围包括所有污染物:环境保护税法分为5章,分别内容为总则、计税依据和应纳税额、税收减免、征收管理、附则。征税对象为排污的企事业单位,不针对个人,应纳税的污染物则包括向正规处置机构之外排放的大气污染物、水污染物、固体废物和噪声。其中,征税对象暂不包括农业生产者、机动车等移动污染源、固废资源化利用企业。2)计量方法催生环境监测需求:考虑到环境执法的持续性、公正性,对于排放责任人的企事业单位而言,安装自动检测设备将是排污企业的刚性需求。现在国控点不到4万家,当监测企业数量扩展到30万家后,不算治理,整个监测设备市场估计在1500~2000亿的规模。我们认为新政策将极大调动地方政府在税收征收和对监测的需求,利好技术实力强的监测公司。 确定污染排放物征税原则,环境执法有据可依。排污企业的缴税额根据排污量除以单位排放量(排污当量)计算,1)对于大气污染物,按照污染当量数从大到小排序,对前三项污染物征收环境保护税;2)对于水污染物,分为第一类水污染物和其他类水污染物,按照污染当量数从大到小排序,对第一类水污染物按照前五项征收环境保护税,对其他类水污染物按照前三项征收环境保护税。此外,各省区可按当地特殊需要增加应税污染物项目数;3)对于固废及噪声,按照超过排放标准之外的排放量乘以具体税额。征税由各级税收机关执行,各地环保部门则负责对污染物的监测管理,并由地方政府建立多部门协同工作机制。征税力度明显大于环境排污费,我们认为是当前环保执法力度趋严的又一积极信号。 征税设置减免条件,有助于排污企业主动降低污染物排放量。按照税法,纳税人排放应税大气污染物或者水污染物的浓度值低于国家和地方规定的污染物排放标准30%的,减按75%征收环境保护税。纳税人排放应税大气污染物或者水污染物的浓度值低于国家和地方规定的污染物排放标准50%的,减按50%征收环境保护税。节能减排对于降低企业环保成本,提升企业盈利能力和竞争力直接相关,我们认为这将成为企业提升环保标准、减少环境排放的直接动机。 投资建议:建议重点关注污染源监测和污染源治理相关标的。1)以排污口监测为代表的污染源监测企业:建议重点关注宝馨科技(污染源流量监测)、雪迪龙(污染源浓度监测)、盈峰环境(污染源监测)、聚光科技(污染源监测);2)污染源治理相关工程和运营企业:建议重点关注龙净环保(大气治理)、清新环境(大气治理)、菲达环保(大气治理);东江环保(危废处置)、雪浪环境(危废处置)、博世科(工业污水治理)、中金环境(工业污水治理)。风险提示:政策改革进度不达预期

短期内对具有煤制油概念的相关上市公司不可期望过高。由于缺乏大规模商业化运行的经验，神华集团、潞安集团、伊泰的煤制油示范项目的投资成本比预算要高。在2008年建成后，仍需一段时间进行调试磨合，迅速达到设计产能并正常运行的可能性较小。 2010年之前，煤制油对相关公司的盈利贡献非常有限。 煤制油的盈亏平衡点是原油价格维持45-50美元。从长期来看，如果不考虑二氧化碳的捕集成本，煤制油的毛利率将至少保持在30％以上。如果国际油价保持100美元/桶，煤制油的毛利率将超过50%。 现有煤制油公司的先发优势明显。产业进入壁垒非常高，决定了煤制油是极少数大集团的“游戏”。未来中国政府再批准其他公司进入煤制油产业的可能性非常小，即使批准，匮乏的水资源届时也会对后进者产生巨大的制约。 相关上市公司将借煤制油“升华”。从中期来看，待煤制油示范项目运行基本正常后，相关公司将会迅速扩大产能，采取增发再融资方式的可能性非常大。煤制油对相关上市公司的贡献是：进入高壁垒行业，获取垄断收益；具备介入成品油销售领域的资格，最大程度上攫取产业链的利润；延伸产业链，降低煤炭行业周期性波动的冲击；以在当地投资煤制油为交换，从地方政府获得额外的煤炭资源。 神华集团在中国的煤制油产业中最具竞争优势。该公司不但获得了国家240亿元的“煤代油专项资金”支持，其技术准备也最充分。公司不但拥有直接液化技术，还在自主研发间接液化技术，并积极引进南非Sasol 成熟的间接液化技术和工程经验。 煤制油的风险。煤制油产业的风险主要是油价波动。此外，中国目前仍对国内成品油价格进行管制，会压低煤制油的盈利空间。煤制油过程中还会排放大量的二氧化碳，政府可能出台政策要求控制二氧化碳排放量。