能源转型·月谈第5期会议纪要：阳生春又来，油气产业链回顾及展望

中信期货研究|能源转型•月谈（会议纪要） 0· 阳生春又来，油气产业链回顾及展望 ——中信期货能源转型·月谈第5期会议纪要 2022-12-29 投资咨询业务资格：证监许可【20 IPE天然气热值价格NYMEX天然气热值价格WTI热值价格Brent热值价格ARA煤炭热值价格IPE煤炭热值价格 美元/百万英热单位 70.00 60.00 报告要点 2022年12月28日下午，由中信期货主办的能源转型·月谈（第五期）在线上举行，本期聚焦油气产业链，邀请了来自原油、成品油、天然气领域的三位嘉宾为大家呈现了有特色、有价值、有深度的逻辑和观点，以下为本次会议纪要。 50.00 40.00 30.00 20.00 10.00 0.00 2021-032021-052021-072021-092021-112022-012022-03 摘要： 2022年由地缘局势主导的能源危机重写全球能源格局，临近年末余波未了，油气产业链仍面临前所未有的冲击。短期地缘因素扰动不断，长期双碳指引作用仍存，多重影响下，全球油气企业资本开支及经营情况如何演绎？炼厂如何看待自身发展前景？未来供应是否存在风险？LNG各环节产能有何增长？明年又将如何发展？岁末年关，我们对油气上游资本开支、下游炼厂及LNG产业链情况进行回顾与展望。 主持人：朱子悦/张默涵中信期货研究所能源转型与碳中和组研究员发言嘉宾： 1.三季度油气企业资本开支及经营情况回顾 发言嘉宾：朱子悦/何颢昀中信期货研究所能源转型与碳中和组研究员 2.碳中和时代，炼厂还有供应危机吗？ 发言嘉宾：朱子悦/王鹤蓉中信期货研究所能源转型与碳中和组研究员 3.2023年全球LNG贸易及各环节产能展望 发言嘉宾：朱子悦/聂鑫妍中信期货研究所能源转型与碳中和组研究员 能源与碳中和组 研究员：朱子悦 从业资格号F03090679 投资咨询号Z0016871 重要提示：本报告难以设置访问权限，若给您造成不便，敬请谅解。我司不会因为关注、收到或阅读本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 一、三季度油气企业资本开支及经营情况回顾 发言嘉宾1：朱子悦/何颢昀中信期货研究所能源转型与碳中和组研究员 经营表现维持强势，美国油企资本开支有所上升。三季度油气价格虽然有所回调，但仍处于同比高位，带动油气行业维持高景气度，各类油气企业经营指标仍维持历史同比高位。在现金支出方面，各类油企均高度重视对股权投资者的现金回馈，对股权投资者的现金回馈在现金支出占比中基本排名第一。IOCs与NOCs在投资方面仍较为谨慎，而美国油企资本开支有所上升。 IOCs：致力于业务转型与回馈投资者，资本开支维持谨慎。三季度IOCs营业利润有所回调，油气产量环比基本持平，仍维持在相对低位，合计资本开支为243.8亿美元，环比下降6.7%，IOCs在投资与开展业务方面仍维持谨慎，致力于完成能源转型目标。现金支出方面，三季度IOCs合计股利分红为137.6亿美元，环比下降6%，但股份回购为180.9亿美元，环比上升11.3%，再创历史最高值。现金支出结构中，股份回购与股利分红合计占比为48.1%，创近年来新高，而偿还长期债务资金占比下降7%至13.8%。三季度IOCs现金支出主要侧重于对股权投资者的回报。 NOCs：现金支出侧重点转移至股权投资者。三季度5大NOC的合计经营现金流为924.4亿美元，环比继续上升10%，而合计资本开支为250.9亿美元，环比上升5.5%。合计股利分红额为501.2亿美元，环比增长30.6%，续创历史新高。主要现金支出中，偿还长期债务占比24.5%，较二季度下降22.4%，而现金股利占比为50.3%，上升18%左右，成为占比最高的现金支出；资本开支占比为25.2%，较二季度上升5.3%，三季度NOCs现金支出重点从偿还债务转移至现金股利，资本开支的占比有所上升。 美国油企：回馈投资者仍是重中之重，资本开支增速加快。三季度美国油企油气产量与生产成本继续小幅上升，样本油企合计经营现金流为425.9亿美元，环比上升16.1%，合计资本开支为167.5亿美元，环比上升29.6%，创近年来单季度新高。合计现金股利为84.4亿美元，环比上升11.1%；合计股本回购额为 89.3亿美元，环比大幅上升49.3%。现金支出中偿债、资本开支与回馈股权投资者大约各占三分之一，相比疫情前，美国油企仍高度重视对股权投资者的现金回馈。 油服企业：经营情况相对稳健。三季度样本油服企业主营业务利润为22.96亿美元，环比大涨17%。合计资本开支为8.13亿美元，环比小幅上升7.7%；而合计经营现金流则为29.17亿美元，环比增加近18亿美元。三季度油服企业合计融资净现金流为-14.6亿美元，环比下降超过100%，主要因债务净偿还力度上升。 整体来看，三季度样本油企合计资本开支为662.32亿美元，环比上升5.4%，基本位于疫情前的均值水平，但与其创历史记录的利润及现金流相比仍然不匹配，油企再投资意愿整体仍偏弱。 二、碳中和时代，炼厂还有供应危机吗？ 发言嘉宾2：朱子悦/王鹤蓉中信期货研究所能源转型与碳中和组研究员美国：炼厂存在较大的供需缺口，替代能源有望补充。国内和贸易的供需 缺口一方面通过炼厂添加其他碳氢化合物（NGL）来补充，还有一部分正逐渐被其他炼油方式替代，如美国大力发展的生物柴油项目。美国政府已与炼油商就重启美国疫情期间被封存的炼油厂举行了谈判，但对市场的影响有限。整体来看，美国由于近两年产能减少过快，导致供应偏紧，这一点从近两年汽柴库存大幅下滑也可见一斑，但随着替代能源的产量增长，2023-2025年缺口有望收窄甚至供应过剩。 欧洲：短期炼厂产能紧张，禁运加剧供需矛盾。欧洲短期开工率压制产量，供需缺口较大且有可能进一步扩张。目前缺口补充主要依赖海外产品进口，但是由于俄乌冲突，欧洲要求对俄罗斯成品油实施禁运。根据EuroStat的最新数据，2022年8月欧洲从俄罗斯进口了61万桶/天的成品油，从12月起需要用其他来源替代，若该政策若贯彻彻底，短期欧洲将面临较大的供需缺口，但从净进口趋势性高增来看，欧洲当前有抢进其他地区成品油来替代俄罗斯成品油的情况。长期来看，随着炼厂产能的衰减，欧洲供需矛盾还需要依赖进口解决。 中国：短期供需调整弹性大，剩余产能近2亿吨，将长期维持过剩局面。我国炼能在满足国内消费及出口需求之后，2023-2025年仍有剩余产能近2亿吨，所以国内炼厂生产上有更多灵活调整空间。若短期出现需求的较好修复，裂解价差抬升导致利润表现良好，炼厂可以通过调整开工率提升产量应对需求的转好。同时，如果海外裂解利润较好，叠加保险及航运成本相对可控的情况下，成品油出口配额有望提升。 印度：未来两年供需矛盾更为显著，2025年紧张局面有望转缓。印度炼厂的供需问题主要有两个：（1）新增产能增速不及国内需求增长。印度2023年-2024年投产增速不足1%，而消费增速有望达到5%，因此预计未来两年供需紧张，若投产计划落地顺利，2025年供需紧张局面有望解决。（2）出口高增。由于俄乌冲突，欧洲制裁俄罗斯油品，印度通过购买俄油并出口其他地区获得高额利润。今年印度的出口量预计可达6000万吨以上，给整体供应造成了很大的缺口。如果制裁持续，印度难以在满足自身消费需求的同时维持高出口。 全球：短期供需缺口在2023年有望收窄至14.32百万桶/日，2045-2025年再度打开，全球贸易供应链脆弱。我们认为全球炼能较为紧张。（1）短期供需缺口收窄。全球石油制品需求难以被炼厂加工完全消化，仍然依靠其他炼油方 式补充，如美国大力发展的生物柴油项目，此外2022年的新增投产较高，2023 年供需缺口有望从2021年的18.19百万桶/日的峰值收窄至14.32百万桶/日， 但后续随着投产的下滑，供需缺口或再度打开，预计2025年缺口将达到14.63百万桶/日。（2）俄罗斯炼能或有下滑。IEA预计当欧盟对进口产品的制裁于明年2月生效时，俄罗斯炼油厂的生产将大幅减少。6-10月俄罗斯的平均日产量约为540万桶，IEA预计明年将下降80万桶/日。（3）全球贸易供应链脆弱。俄罗斯仍在全球石油体系中扮演着关键角色，迄今为止中国、印度和土耳其都大幅增加了对俄罗斯石油的进口。假设欧盟制裁俄罗斯石油，不进一步增加进口，那么世界其他国家将不得不将俄罗斯石油进口量增加两倍，以维持俄罗斯的出口量和全球需求。 三、2023年全球LNG贸易及各环节产能展望 发言嘉宾3：朱子悦/聂鑫妍中信期货研究所能源转型与碳中和组研究员 LNG贸易产能上限仍由出口产能决定。2023年内液化出口产能增速偏缓，供应端主导价格走势；LNG新船订单明显增加，增量体现在2024-2026年间；地缘冲突使得欧洲LNG进口需求旺盛，2023年风险犹存；中长期新增产能兑现，LNG贸易产能供过于求。 总体来看，短期LNG贸易量无法快速增长，需求反弹高度决定供需紧张程度，危机仍未完全消除，气价难回冲突前水平。中长期新增产能逐步兑现，LNG贸易市场将逐步自卖方过渡至买方市场，产能过剩拖累天然气价格重心大幅回落。 1、全球LNG贸易格局 2021年全球LNG贸易总量3.72亿吨，同比增速4.5%。前五大资源流出国净出口占比达四分之三：澳大利亚净出口量为7850万吨，主要流向中日韩印等亚 太地区国家；卡塔尔净出口量7700万吨，多数流向亚太地区，还有部分流向英 国、西班牙等欧洲国家；美国净出口量为6700万吨，资源流向分布较均匀。主要资源流入国均在亚太：2021年亚太合计进口量达2.73亿吨，占全球LNG贸易总量的73%；其次为欧洲地区，合计进口量达7505万吨，占比20.2%。。 2、全球天然气液化出口产能 截至2022年年底，全球LNG出口液化产能4.62亿吨，全年新增产能1940 万吨，同比增速4.4%，分别来自美国1450万吨，莫桑比克340万吨以及俄罗斯150万吨，其中美国CalcasieuPassT10-18合计500万吨产能仍处于试运行阶段。澳大利亚液化出口产能位列第一，美国次之：在上线两部出口装置后 （SabinePassT6&CalcasieuPassT1-18），美国超越卡塔尔成为全球出口 液化产能第二的国家，合计产能达8681万吨/年，占比18.79%；此外澳大利亚占比第一，卡塔尔第三，马来西亚及俄罗斯分列第四、五。 全球液厂产能利用率持续上升，各LNG出口大国液厂产能利用率皆保持较高水平。2020年全球液厂产能利用率约为84.64%，2021年为86.71%，2022年预计为87%，利用率持续提升。澳大利亚、美国、卡塔尔及俄罗斯等年均产能利用率均在100%附近，而其他国家多在50%以上。2022年截至12月中旬卡塔尔的月均产能利用率超105%，美国1-5月月均利用率均在100%以上水平，6月开始受自由港停运影响，利用率下降至90%左右，12月中旬逐渐复工，开工率恢复至95%以上。 2023年预计新增产能1810万吨，分别来自美国GoldenPassT1520万吨/年，毛里塔尼亚TortueFLNG250万吨/年，印度尼西亚TangguhT3380万吨，以及俄罗斯Arctic2T1660万吨。需注意较三季度统计，2023年新增出口产能下降660万吨，原因为俄罗斯Arctic2第一列装置预计仍将于2023年12月投 产，而第二列初步投产时间延后至2024年。 3、全球液化天然气船运产能 截至2022年底全球LNG船队总运力5.78亿吨。截至2022年年底LNG累计活跃船只数712艘，合计载重吨5784万吨，按照每艘船每年可运输次数约为10 次，总运力约为5.78亿吨；同比2021年底新增31艘，运力增加2474万吨，运力同比增速4.33%，较疫情前水平仍偏低。 2023年预计新增55艘船，合计运力约4265万，较年中统计增加11艘。 2023-2026年间预计新交付293艘LNG船，合计运力约2.67亿吨；较