风云骤变、列强割据:全球和中国 LNG贸易 格局详解
风云骤变、列强割据:全球和中国LNG贸易格局详解

风云骤变、列强割据:全球和中国LNG贸易格局详解

东亚天然气由于需求旺盛,远离产地因此气价长期维持在3.5元/方左右的高位,但去年随着油价的暴跌,东亚气价大幅下挫超过50%,目前仅为1.6元/方左右,预计未来LNG价格还会进一步维持低位,具体逻辑如下:

目前全球消费量3.3万亿方,贸易量1万亿方、其中管网气7千亿方、海上LNG气为3200亿方。但由于过去几年的高气价激发上游的大幅扩产,预计到2020年新增产能高达5300亿方。而且由于LNG气站高度重资产,标准的300万吨装置的建设资金都高达60亿元,所以即使以后气价下跌也很难停产,供给仍将呈现绝对的刚性。

日本一直是全球最大的LNG进口国,占全球总需求的35%。其11年关闭核电以后,进口量大幅增长了250亿方,仅新增需求就占到全球总需求的接近10%,这也导致了11年-12年全球气价大幅上涨。但明年开始日本将陆续重启核电,同时叠加人口老龄化带来的需求萎缩,我们预计至2020年,日本的总需求相比14年将下滑500亿方。

我国目前现有LNG接收站520亿立方米,几乎被三桶油垄断,占比高达90%。但其前期签订的合约基本都在3元以上,为了减少亏损,我们预计三大油公司还是会利用其半垄断地位,将国内LNG销售价格维持在较高水平,我们预测应该还在2.5元以上,而长期进口气价应该在1.5元以下,因此按照300万吨LNG进口气站的测算,则其盈利都将超过60亿方。

综上所述,我们看好未来有潜力拿到海外廉价进口LNG气的企业,有望受益的包括:新奥股份(600803,未评级)、长百集团(600856,未评级)广州发展(600098,买入)、胜利股份(000407,未评级)

同时值得注意的是,由于国内气价依然偏高,所以短期需求会比较疲弱

1.东亚气价有望长期下跌

天然气由于运输困难,所以没有全球统一价格,基本都是区域定价,而且各地定价机制差异很大。北美由于页岩气革命导致供应端竞争充足,气价仅为1元/方左右。而我国所处的东亚则由于自身供给不足,和上游议价能力弱,所以被迫接受和原油挂钩的定价模式,因此进口气价也长期维持在3元左右。但随着14年下半年全球油价的暴跌,远东LNG现货价格也大幅暴跌50%,仅为1.5元/立方米左右。而且展望未来,我们判断随着LNG供给端的爆发性增长,远东气价有望大幅下跌。

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1.1.全球和我国天然气贸易格局

全球天然气消费量3.3万亿方,贸易量1万亿方,其中管网运输为7000亿方,海上LNG为3200亿方。而我国所处的东亚地区,由于本身产量只有1170亿方,但总需求量却高达3500亿方,所以基本所有海上LNG都是出口到东亚。而我国目前总消费量为1900亿方,自产气1300亿方,陆上管输气为313亿方,海上进口LNG气270亿方(长约气220亿方,现货气50亿方)。虽然LNG现货占比不高,但其对我国整体气价影响却很大。

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1.2.LNG现货决定我国长期天然气价格

目前我国陆上管网气价根据定价公式做调整,虽然公式没有披露,但是依照我们测算其价格趋势与远东地区进口LNG价格一直比较接近。目前已经签约的海上LNG长约气价格已经锁定,在合同到期前价格都不会变化。但未来新签约的长约LNG气价主要就是参考目前的现货价格,并且一般会下浮10-15%。所以未来占我国供给66%的进口气价格长周期看基本都和LNG现货价格走势高度相关。而我们分析,未来LNG将出现严重的供过于求,价格将有望大幅下跌,并且未来东亚天然气定价机制也有望实现和油价脱钩,真正依照自身的供需独立定价,具体分析请见下文:

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2.LNG未来供给将呈爆发性增长

全球LNG产量为3000亿立方左右,其运至东亚的完全成本依照我们统计基本都在3元/方以下,而过去几年东亚天然气价格持续维持在3.5元/方左右,因此单方净利率都在15%以上。这也极大的刺激了LNG的潜在供给,预计至2020年新增产能高达5300亿立方米,是目前产能的1.65倍。我们依照各位成本位置对应的LNG产量做了下图。其中6500亿方新增供应成本在3.5元以下,还有接近3000亿方以上的供给成本高于3.5元,基本都是基于当时对于气价上涨预期做的投产规划。但考虑到LNG出口装置极度重资产(百万吨投资20个亿),因此即使投产后出现亏损,产能也难以调整,因此未来价格下降可能会远远击穿成本线。

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依照我们统计,未来除了传统的中东出口国以外,澳大利亚和美国等资源国都在大量扩产,寄希望于对亚洲的出口,其中16年以前的扩产主要集中在澳大利亚,而其后美国将进入产能密集投放期,仅这两个区域的产能投放就将达到2000亿立方米,接近目前总产能的60%。

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2.1.15-16年新增产能主要来自于澳大利亚

澳大利亚的地理位置靠近亚洲主要LNG进口国家,天然气资源丰富,政治稳定,政府重视LNG项目发展,吸引了众多大石油公司的强强联合。在接下来两年内,澳大利亚昆士兰有三个LNG项目准备进入生产状态。同时雪佛龙的两个关键澳洲LNG项目,Gorgon与Wheatstone也预计分别于2015年与2016年启动。在管道天然气方面,埃克森美孚的澳洲PNG项目已于2014年第二季度启动,并且进展迅速。考虑到该PNG气源的规模,该项目极有可能产生可观的产能。

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2.2.16-20年新增产能主要来自于美国

美国曾经是重要的天然气进口国,顶峰时期的进口量高达1300亿立方米/年。但随着09年页岩气革命的爆发,美国目前不但不再进口,而且本土的天然气已经严重供过于求,价格也跌至1元/立方米以下。但由于其开采成本低,同时已有的港口,码头,储气罐,管道连接等当时为进口配套的设施非常完善,经过改装都可以用于出口。随着2015年巴拿马运河的拓宽,未来其运至亚洲的单方成本将从1.9元降至1.1-1.3元,成本竞争力极强。未来将大量通过出口亚洲缓解本土的产能过剩。目前规划的到2025年美国LNG出口量可达1035亿立方/年。

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3.日本LNG需求将大幅萎缩

日本是全球最大的LNG进口国,占到总贸易量的35%。2011年,随着地震导致的核电机组停产,日本大量进口LNG作为替代能源,其11、12年的新增进口量分别达到250亿方和50亿方,占到全球LNG贸易量的7%和1.5%。在其爆发性需求的刺激下,同期全球LNG现货价格也出现了大幅的上涨。但随着日本复核和人口老龄化对能源需求的下降,日本LNG将有望大幅萎缩。

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3.1.日本重启核电站减少LNG需求

福岛事故之后,NRA新的安全标准于2013年7月7日生效。从7月8号开始日本核电站供应商也允许提交重启核反应堆的申请。由于昂贵的能源成本严重拖累经济,未来核电重启将是大概率事件,如果未来14座核电全部重启,天然气占能源的比重将有望从目前40%的历史峰值降至24%的历史平均水平。

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3.2.日本能源需求将长期下滑

目前日本经济几乎已经停止增长,从2011年开始甚至出现多次衰退,同时,其人口数量已连续4年呈减少趋势,人口总数创下15年来新低。年满65岁者占人口总数超过四分之一,老龄化形势严峻。日本天然气需求主要分为工业用和民用两块,比例为1:2。其中工用电量与GDP呈显著正相关性,我们预计未来增速不会超过1%。而民用电则和人口数量密切相关,而过去4年日本人口数量已经呈现逐年下滑,大趋势未来很难逆转,这也会导致民用电量需求将逐年减少。因此我们判断14年将是日本能源的峰值,至2020年其能源消费量将下滑至9000亿千瓦时。由此可以推算占比24%的天然气消费量约为700亿方,同比14年下滑将近500亿方,基本可添补预期中国新增需求量的20%。

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4.俄罗斯对我国出口将大幅增长

由于乌克兰危机造成俄罗斯和欧洲的关系紧张,并且主要输往欧洲的天然气管网都要经过敌对的乌克兰,这就造成俄罗斯将其天然气销售方向逐步转为亚洲。并且由于遭受国际制裁和原油价格暴跌导致出口收入大幅下降,俄罗斯也最终放开了远东地区的资源开发,长期看这也将大幅增长我国北部能源的潜在供给。目前中国管道气进口主要来自中亚和缅甸,中亚管道A/B线与C线2014年输气能力分别为300与250亿立方米,D线预计2020年投产后新增300亿方能力。2014年中俄天然气东线管路打通,协议从2018年开始供气,输气量逐年增长至380亿方,同时中俄签署了中俄西线管道供应协议,规模未定。从目前中俄和中亚签订的天然气进口协议看,未来新增需求也将达到980亿立方米/年。

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5.我国未来LNG供需格局展望

我国截止14年LNG接收站产能520亿立方米/年,几乎全部被三大油公司垄断,占比高达90%,具有绝对的市场垄断地位。根据现有规划,预计2020年中国LNG进口接收站能力可达1800亿立方米/年,其中三桶油独立建设的接收站产能约1400亿立方米/年,占预计总能力的80%,民营约占17%,其余则为三桶油与民营资本合建。

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但由于三桶油大量的新签订LNG进口合约都是发生在油价暴跌以前,以前普遍在3元/立方米以上,远高于目前1.5元/立方米的进口气现货价格,实质上已经是巨额亏损。为了减少其亏损幅度,三大油公司还是倾向于利用其在进口装置上的半垄断地位,对新增低价气源尽可能不开放LNG接收站的使用权,以维持国内气价的相对高位。因此我们判断即使远东的进口气未来价格大幅下跌,但国内气价恐怕至少还是要维持在2.5元左右,那么未来有条件进口海外气的企业将获得巨大的套利空间。如果我们以比较常规的40亿方(对应200万吨)LNG接受站测算,目前进口长约价格很难超过1.5元/方,则对应的盈利就是40亿元,非常惊人!

LNG(文章来源:扑克投资家)