美国天然气出口或将进入增长期，如何展望气价？

2028年，美国LNG出口能力或将达到24.9Bcf/d，跟2023年相比将提高11.2Bcf/d，产能几乎翻倍。在此背景之下，我们该如何展望美国天然气价（HH）的走势？本文将从码头的角度去展望HH的合理上限。 1.美国出口码头格局 产能几乎翻倍：到2028年，美国LNG出口能力或将达到24.9Bcf/d，跟2023年相比将提高11.2Bcf/d。 “一家独大”到“一超多强”：2028年，虽然Cheniere依旧是美国最大的出口商，但是行业格局已经从“一家独大”转变为“一超多强”；根据EIA，届时Cheniere/venture/Sempra的出口能力占比预计为28%、19%与15%。 2.从切尼尔看天然气定价逻辑 长协：公司LNG长协费用主要分为两个部分：固定费用跟可变费用。 1）固定费用：HH*1.15；2）可变费用：为一个常数，跟美国的通胀情况相关，且这部分的利润不会因为行业竞争的激烈而下降。 短协：与国际气价相挂钩，在国际气价波动较大的时候，短协价格变动会略有延迟。 3.从长协展望HH价格趋势 2025~2028年，美国LNG出口能力有可能将迎来一波扩产周期，美国整体的天然气供给格局跟2024年相比有可能会稍微偏紧，但是我们认为国际气价届时有望对HH形成压制。 4.投资建议 卫星化学：卫星化学跟传统的石油化工不同，该公司的原材料为乙烷（跟HH价格挂钩）。截止2024年3月8日，石脑油路线、乙烷裂解跟煤制乙烯的年均利润分别为146元/吨、2745元/吨与1153元/吨。 新奥股份：（与公用事业团队联合覆盖）公司天然气业务包括直销、零售与批发。天然气直销业务以采购国际天然气资源为主，根据公司2023年Q3业绩会材料指引，公司已经与道达尔、雪佛龙，切尼尔等签署944万吨长协，锁定了较为便宜的天然气资源。 风险提示：1）美国天然气出口设施审批加快，造成美国气价提高的风险；2）原油价格下跌，造成油气价差收窄的风险；3）天然气需求增长不及预期，造成国际气价低于理论下限的风险；4）测算部分存在测算误差风险。 我们在2023年11月15日，外发报告《美国LNG项目进度受阻，美国天然气供需或持续宽松》里面对美国天然气供需格局进行过预测，预计2024年由于美国天然气出口能力新增有限，并且国内需求也比较疲软，所以供需关系或将进一步宽松。 但是在2025年，由于美国天然气出口能力开始放量，美国天然气供需格局相较于2024年将略微收紧。在2027~2028年，美国还有一波出口能力将会投放，那么美国气价（HH）价格是否会因为出口带来的需求增长而增长？本文将从码头的角度去展望HH的合理中枢。 1.美国出口码头格局情况 1.1.2017年成为出口国，出口需求显著提高 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2011年的62.7Bcf/d到2023年的103.8Bcf/d，年复合增速为4.3%。 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2023年已经形成七大LNG出口码头，出口总能力达到13.8Bcf/d。 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。 2023年，美国LNG出口能力达到13.8Bcf/d，美国LNG出口量11.8Bcf/d，美国天然气净出口量12.8Bcf/d，占总需求的13%。 图1：美国供需情况（左轴，Bcf/d）与供给-需求（右轴，Bcf/d） 1.2.2028年，出口能力或几乎翻倍 根据EIA，美国出口能力的下一波释放主要是在2025~2028年，预计2028年美国天然气总出口能力将达到24.9Bcf/d，跟2023年的13.8Bcf/d相比，将提高11.2Bcf/d的出口能力。 图2：美国天然气出口码头能力情况（Bcf/d） 1.3.行业格局从“一家独大”到“一超多强” 2023年，Cheniere是美国天然气出口的主力军，出口能力占美国总出口能力的51%。 2024~2028年期间，美国天然气出口码头行业预计将出现Nextdecade等新企业；同时期，Venture跟Sempra也将扩大自己的码头容量。 2028年，虽然Cheniere依旧是美国最大的出口商，但是行业格局已经从“一家独大”转变为“一超多强”；根据EIA，届时Cheniere/venture/Sempra的出口能力占比预计为28%、19%与15%。 图3：美国天然气出口码头公司市占率以及预测（%） 1.4.后续出口终端受到限制 拜登政府于2024年1月份宣布暂停新的液化天然气出口设施审批。根据EIA，美国目前未完成FID项目的总产能为16.1Bcf/d。（2023年总出口能力13.8Bcf/d，2028年已确认总出口能力24.9Bcf/d） 表1：美国未通过FID的天然气出口项目 2.从切尼尔（Cheniere）看天然气的定价逻辑 2.1.天然气定价模式 我们以美国最大的出口商切尼尔为例，来观察美国天然气出口的定价模式。 2.1.1.长协：以HH为基础 根据公司2022年年报，公司LNG长协费用主要分为两个部分：固定费用跟可变费用。 固定费用是HH价格*1.15；可变费用为一个常数，2018~2022年，可变费用在2.7~3.2美元/MMBTU之间波动，且整体是呈现持续上涨趋势。 图4：切尼尔长协定价模式（美元/MMBTU） 可变费用主要是有以下两特点： 1）跟美国通胀相关：我们发现2018~2022年期间，随着美国CPI的提高，切尼尔的可变价格也在随着增长。 2）行业格局影响有限：2018~2022年期间，切尼尔的出口能力占比从80%跌至50%左右， 但是公司的常数部分没有因为行业竞争的激烈而缩减。 图5：切尼尔可变价格（左轴，美元/MMBTU）与美国CPI（右轴，1982-84年=100） 图6：切尼尔出口能力占比（%） 2.1.2.短协：跟国际气价挂钩 整体上来看，切尼尔短协的价格是跟国际气价挂钩。但是在国际气价波动较大的时候，由于短协的签订时间等因素的影响，导致短协价格变动略微有点延迟。 图7：切尼尔短协价格、TTF与JKM（美元/MMBTU） 比如2023年Q1，亚洲气价（JKM）跟欧洲气价（TTF）价格已经回落至18.2与16.9美元/MMBTU，但是公司的短协实现价格依旧在30美元/MMBTU的高位上。我们推测：一些买家在2022年气价较高的时候签订了长协，然后在2023年Q1执行，导致公司的实现价格高于国际气价。 3.从码头情况展望HH价格趋势 3.1.国际气价呈现下行趋势 3.1.1.2024年：JKM与TTF低于10美元/MMBTU 2022年，受到俄乌冲突的影响，欧洲从俄罗斯进口的天然气量大幅减少，然而在此之前，欧洲天然气进口量高度依赖俄罗斯，需求大量的LNG进行替代；2021年，欧洲总共向俄罗斯进口天然气1510.6亿方（折算约1.08亿吨），而相比2021年，2023年全球LNG出口能力增长仅为2800万吨左右，所以在一定程度上造成国际天然气供需偏紧的局面，导致2022年国际气价抬升。 图8：欧洲天然气进口情况（百万立方/周） 图9：全球LNG出口能力（百万吨） 2024年，欧洲天然气库存水平进一步上涨，截至2024年第九周，欧洲天然气库存为693.4亿方，超过2015~2020年的历史最高值。在此背景下，2024年3月8日，JKM跟TTF价格分别为9.15美元/MMBTU与7.79美元/MMBTU，进一步接近2015~2021年的平均价格水平。（2015~2021年，JKM均价为7.70美元/MMBTU，TTF为7.33美元/MMBTU） 图10：欧洲天然气库存情况（百万立方）（横轴单位：周） 图11：TTF与JKM价格（美元/MMBTU） 附注：Minimum跟Maximum指的是2015~2020年期间最大最小值 3.1.2.2025年及以后：LNG补齐俄罗斯缺口，国际气价中枢有望下移 根据IGU的预测，2025年全球LNG出口能力跟2021年相比，或将提高1.35亿吨，届时欧洲脱俄所造成的天然气进口缺口有望得到本质解决，国际气价中枢或将进一步下降。 图12：2022~2028年，全球LNG出口终端累计增长（百万吨） 3.2.HH气价弹性测试 随着美国出口终端的陆续投产，美国HH和国际气价（TTF）的套利关系更加畅通。我们假设远期（2025年及之后），二者价格存在套利上的平价关系，那么切尼尔长协价格上限应该不超过“国际气价-中间费用”。 重要假设： 1）国际气价按照TTF远月合约年度均价； 2）根据切尼尔的历史长协常数，我们假设切尼尔长协的常数为3美元/MMBTU； 3）假设2025年中间费用为“运费+再气化费用”，且运费为1.5美元/MMBTU，再气化费用为1美元/MMBTU；2026~2028年，由于LNG的大规模投产，中间费用从2.5美元/MMBTU变为1美元/MMBTU； 4）假设贸易商不赚取利润； 表2：气价弹性预测（美元/MMBTU） 结论：根据贸易套利测算，预计2025-2028年美国天然气HH价格上限不会超过3.6美元/MMBTU。 1）参考2023年11月15日外发报告《美国LNG项目进度受阻，美国天然气供需或持续宽松》，我们预计2024~2025年期间，美国天然气依旧处于一个供给较为宽松的阶段。 2）2026年美国天然气出口能力增长仅为0.8Bcf/d，此外参考2023年12月27日外发报告《美国天然气产量增长，卫星化学有望维持成本优势》，GOR（天然气产量/原油产量）或将提高使得美国天然气产量持续提高，我们预计2026年，美国天然气仍将处于宽松阶段。 3）2027~2028年，美国天然气出口增速或将增长，美国天然气供需格局或受到冲击，但是届时国际气价有望来压制HH气价。 图13：美国供需情况（左轴，Bcf）与供给-需求（右轴，Bcf） 4.投资建议 考虑到天然气价格有望被压制，以及短协的波动性较高，我们重点推荐卫星化学与新奥股份。 4.1.卫星化学——维持低成本扩张 公司亮点：卫星化学跟传统的石油化工不同，该公司的原材料为乙烷（跟HH价格挂钩）。 截止2024年3月8日，石脑油路线、乙烷裂解跟煤制乙烯的年均利润分别为146元/吨、2745元/吨与1153元/吨。 观点： 1）天然气价格有望维持在低位：我们在外发报告《美国LNG项目进度受阻，美国天然气供需或持续宽松》提及2024~2025年美国天然气供给持续较为宽松，2025年之后，虽然美国出口能力将大幅提高，但是价格或将受到国际气价压制，我们认为HH有望长期维持在2~3美元/MMBTU的历史中枢位置； 2）未来乙烷价格预计将持续紧贴天然气的情况下，我们认为公司有望维持成本优势与低成本扩张。 4.2.新奥股份（与公用事业联合覆盖）——长协锁定偏低的资源 公司亮点：公司天然气业务包括直销、零售与批发。天然气直销业务以采购国际天然气资源为主，根据公司2023年Q3业绩会材料指引，公司已经与道达尔、雪佛龙，切尼尔等签署944万吨长协，锁定了较为便宜的天然气资源。 观点： 1）我们在上文提到，2023年Q1在JKM跟TTF价格仅为18.2与16.9美元/MMBTU的背景下，切尼尔短协实现价格高达30美元/MMBTU，体现短协的不稳定性。等美国天然气码头投产之后，公司长协有望从234万吨提高至944万吨，盈利稳定性进一步提高。 2）公司长协大部分跟HH挂钩，价格比较便宜。跟Brent挂钩的长协公式一般为油价*10%~15%+常数；HH挂钩的长协公式为HH*1.15+常数。 根据我们的计算，假设油价维持80美元/桶，HH处于2~3美元/MMBTU的情况下，HH长协能比Brent长协便宜2.3~3.4美元/MMBTU。 表3：新奥股份长协情况 表4