深度：美国天然气因何上涨？未来合理区间在哪里？

1.美国天然气的国际市场角色 天然气产量提升，叠加上LNG出口能力的提高，美国于2017年成为天然气净出口国。2021年，美国LNG出口能力达到11.4Bcf/d，美国LNG出口量9.8Bcf/d，美国天然气净出口量10.5Bcf/d。 2.美国天然气需求 2010~2021年，美国天然气需求从66.0Bcf/d到83.0Bcf/d，年复合增速为2.1%。其中，电力、工业、居民用气与商业用途是美国天然气需求最主要的四个部分，在2021年分别占天然气总消费量的37%、27%、15%与11%。 2022年~2023年，由于俄乌战争的影响，欧洲天然气进口需求量增长，美国LNG出口量显著提高，推高美国天然气价格。我们认为，天然气发电的成本提高，导致“煤代气”现象出现，或将进一步压制国内消费增速。我们预计2022年与2023年，美国天然气表观消费量分别为84.0Bcf/d与84.4Bcf/d，同比增速分别为1.2%与0.4%。 3.美国天然气供给 2010~2021年，美国天然气总产量从58.4Bcf/d到93.6Bcf/d，年复合增速为4.4%。其中最主要的增量来自页岩气。 高气价使得天然气钻机数量明显抬升，2022~2023年，天然气产量或有增长；但是，由于油价涨幅要高于天然气价格涨幅，所以我们预测天然气产量增速或将低于原油产量增速。根据EIA预测，2022年与2023年，美国天然气产量分别为96.2Bcf/d与100.0Bcf/d，同比增速分别为2.9%与3.9%。 4.美国天然气出口 考虑到欧洲需求拉动出口、Calcasieu Pass的完全运行与Freeport的出口修复，我们预计2022年~2023年，美国LNG出口量分别为11.36Bcf/d与12.39Bcf/d，接近负荷上限运行。 5.供需回顾与预测 整体来看，2021~2023年，美国天然气产量与表观消费量的年复合增速分别为3.38%与0.84%。未来的需求增量主要来自于出口需求，随着美国出口设施能力的提高，我们预计美国天然气净出口2021~2023年的年复合增速为21.53%。 美国天然气价格上限或是挂钩油价长协价格水平，我们预计美国天然气价格的合理区间为4.7美元/MMBTU到10.9美元/MMBTU。 风险提示：美国天然气管道爆炸对供给的影响；ESG情形下，对天然气资本开支不足的影响；欧洲削弱天然气需求的影响 1.美国天然气的国际市场角色 1.1.从净进口国到净出口国 产量增长：2010年以来，受页岩气革命的驱动，美国天然气产量整体呈现增长趋势，从2010年的58.4Bcf/d到2021年的93.6Bcf/d，年复合增速为4.4%。 LNG出口能力提高：2016年，美国首个LNG出口码头正式商业运行。经过几年的发展，美国在2021年已经形成七大LNG出口码头，出口总能力达到11.4Bcf/d；这段时间里面，美国LNG出口能力年复合增速高达49.8%。 天然气产量提升，叠加上LNG出口能力的提高，美国于2017年成为天然气净出口国。 2021年，美国LNG出口能力达到11.4Bcf/d，美国LNG出口量9.8Bcf/d，美国天然气净出口量10.5Bcf/d。 图1：2010年~2021年，美国天然气产量、表观消费量（左轴，Bcf/d）与净出口（右轴，Bcf/d） 图2：2016年~2021年，美国天然气液化能力与LNG出口量（Bcf/d） 1.2.2022年，美国天然气出口重心向欧洲转移 2022年3月25日，拜登宣布在2022年将额外给欧洲提供15Bcm的天然气（相当于1.5Bcf/d），并且在2030年给欧洲提供的天然气的量要增长50Bcm（相当于4.8Bcf/d）。 2022年一季度，美国对欧洲的LNG出口量显著增加，但是那个量从哪里来？ 1）减少给亚洲的出口量，转向欧洲 2021年，美国LNG出口总量约为9.8bcf/d，其中出口给欧洲的LNG为3.3bcf/d，占出口总量的34%左右；2022年一季度，出口给欧洲的LNG已经达到8.6bcf/d，跟2021年同期相比增加5.1bcf/d，占总出口的74%，已经超额完成计划的目标。 其主要的原因之一为美国出口给亚洲还有美洲的LNG大幅缩减，2022年一季度，美国出口至亚洲与美洲的LNG数量分别为2.3bcf/d与0.6bcf/d，与2021年同期相比分别减少1.8bcf/d与0.9bcf/d。 图3：2022年一季度，美国LNG出口结构 图4：2021年Q1与2022年Q1，美国LNG出口结构（Mcf） 2）新建出口终端LNG大部分都运往欧洲 新建的Calcasieu Pass出口终端总计有1.6Bcf/d的出口能力，其中大部分的承购协议都是跟欧洲客户或者全球投资组合参与者签订的，这意味着码头的所有LNG几乎都是运往欧洲。 Sabine Pass6也在2021年12月开始运行，除了带来出口量的增长以外，运往欧洲的天然气比重也显著提高。2022年1月~4月，Sabine Pass出口给欧洲的天然气为36.3Bcf与2021年同期相比，增长21.9Bcf。 2.美国天然气需求 2010~2021年，美国天然气需求从66.0Bcf/d到83.0Bcf/d，年复合增速为2.1%。其中，电力、工业、居民用气与商业用途是美国天然气需求最主要的四个部分，在2021年分别占天然气总消费量的37%、27%、15%与11%。 图5：美国天然气需求回顾（Bcf/d） 2.1.发电领域——占据主导地位，但近两年受到煤炭替代 美国天然气需求结构： 2010年，美国主要是以煤炭发电为主，煤炭发电量占全国发电总量45%、天然气发电量占24%、可再生能源发电量仅占9%。后续，随着燃煤电厂的淘汰，天然气与可再生能源地位逐渐提高，2021年，天然气发电量与可再生能源发电量占全国总发电量的38%与18%，分别为15752亿千瓦时与7547亿千瓦时，2010~2021年的年复合增速分别为4%与7%。 图6：美国发电量情况回顾（十亿千瓦时） 图7：2021年，美国发电结构（%） 煤炭与天然气的发电量主要是由成本来决定。2021年天然气的全年均价为3.7美元/MMBTU，与2020年相比，提高1.6美元/MMBTU；所以，天然气发电的成本于2021年达到26.3美元/MWh，同比增加11.1美元/。 图8：美国天然气与煤炭价格（美元/MMBTU） 图9：2019至2022年5月，美国发电成本对比（美元 /M wh） 受到高成本的影响，美国天然气发电量份额于2021年有明显的下降，从2020年的40.5%降低至38.3%。同时，“煤代气”现象开始出现，煤电的份额从19.3%回升至21.8%。 图10：2010~2023年，美国煤炭发电量（十亿千瓦时） 2022年1~6月，美国天然气均价为5.9美元/MMBTU，发电成本高达42.3美元/MWh，所以我们预计2022年美国煤炭发电量有望维持增长的趋势，发电份额进一步扩张。 2.2.取暖需求——连遇寒冬，取暖需求处于高位 采暖度日数（HDD）：是一年中当某天室外日平均温度低于某一个设定温度时，将该日平均温度与设定温度的差值度数乘以1天，所得出的乘积的累加值。当采暖度日数越高，说明天气越寒冷，对天然气的需求越高。 根据IEA的预测，美国2022年与2023年的HDD分别为4248degree days与4210 degree days，高于2020年与2021年的水平；我们预计居民用气需求于2022与2023年分别为13.6Bcf/d与13.4Bcf/d。，商业用气于2022与2023年分别为9.5Bcf/d与9.4Bcf/d。 图11：2010~2023年，美国采暖度日数（左轴，°C·d）与商业、居民天然气需求（右轴，Bcf/d） 2.3.2022~2023年，美国天然气国内表观消费量增速缓慢 2022年~2023年，由于俄乌战争的影响，欧洲天然气进口需求量增长，美国LNG出口量显著提高，推高美国天然气价格。我们认为，天然气发电的成本提高，导致“煤代气”现象出现，或将进一步压制国内消费增速。我们预计2022年与2023年，美国天然气表观消费量分别为84.0Bcf/d与84.4Bcf/d，同比增速分别为1.2%与0.4%。 图12：2022~2023年，美国天然气需求预测（Bcf/d） 3.美国天然气供给 3.1.美国天然气增量主要靠页岩气 2010~2021年，美国天然气总产量从58.4Bcf/d到93.6Bcf/d，年复合增速为4.4%。其中最主要的增量来自页岩气。 2010年，页岩气的产量为18.7Bcf/d，占当时天然气总产量的32%；2021年，页岩气产量为74.7Bcf/d，占全年天然气总产量的80%，2010~2021年，页岩气产量的年复合增速为13.4%。 图13：2010~2021年，美国天然气产量（Bcf/d） 图14：2010~2022年4月，美国天然气产量结构（Bcf/d） 3.2.美国天然气未来产量预测 3.2.1.随着美国天然气涨价，钻机数量有所上升，但幅度有限 2022年1~7月，美国天然气的平均价格为6.1美元/MMBTU，与2021年同期相比，增长3.2美元/MMBTU。在高气价之下，美国天然气钻机数量有明显增长，2022年7月20日，美国天然气钻机数量为153台，与去年同期的104台相比，增加了49台，相比2016年以来的历史高点（199台）要少46台。 图15：2016年至2022年7月，美国天然气钻机数量变化（台） 3.2.2.美国原油与天然气价差扩大，资本开支更偏向于原油 2015~2021年，WTI的价格一直高于Henry Hub，平均价差为6.6美元/MMBTU。2022年1~7月期间，WTI与HenryHub的均价分别为17.9美元/MMBTU与6.2美元/MMBTU，两者价差达到11.7美元/MMBTU，为2015年以来的最高水平。 图16：2015~2022年7月26日，Henry Hub价格与WTI（美元/MMBTU） 图17：2021年至2022年7月，美国石油钻机数量与天然气钻机数量对比（台） 高油价使资本开支相对偏好原油，2022年7月20日，原油钻井数量达到599台，与2021年同期的380台相比，增加了219台，增幅明显高于天然气钻机增幅。 综上，高气价使得天然气钻机数量明显抬升，2022~2023年，天然气产量或有增长；但是，由于油价涨幅要高于天然气价格涨幅，所以我们预测天然气产量增速或将低于原油产量增速。根据EIA预测，2022年与2023年，美国天然气产量分别为96.2Bcf/d与100.0Bcf/d，同比增速分别为2.9%与3.9%。 4.美国天然气出口 4.1.美国LNG出口能力接近饱和，下一阶段释放要到2025年之后 目前，美国现有LNG出口能力约为13Bcf/d；2022年一季度，受到欧洲需求的刺激，美国LNG出口量达到1035Bcf（相当于11.5Bcf/d），LNG出口能力几乎饱和。2022年6月，Freeport由于受到爆炸的影响，至少要完全关闭90天，预计将于2022年10月份可以恢复绝大部分产能。我们预计本次爆炸或将让美国LNG出口减少约0.5Bcf/d。 表1：截至2022年5月，美国现有LNG出口终端能力（Bcf/d） 未来出口增速受限，2024年无新增 表2：2022~2025年，美国新建出口终端能力情况（Bcf/d） 2022~2025年，美国LNG出口能力增长有限，近期只有Calcasieu Pass于2022年9月份开始运行。2023年，美国LNG出口能力无新增，新建的Golden Pass项目需要在2025年才运行。 图18：2022~2029年，美国液化能力（Bcf/d） 综上，考虑到欧洲需求拉动出口、Calcasieu Pass的完全