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