核心觀點
天然氣價格夏季消費淡季出現(xiàn)罕見的大幅上漲。亞太LNG現(xiàn)貨市場價格近期達到9美金/百萬英熱;歐洲LNG現(xiàn)貨市場的價格達到8美金/百萬英熱。這是之前難以想象的夏季價格水平。
本文分析了天然氣價格淡季暴漲的原因，展望了碳中和對國際天然氣市場的深遠影響，并給出對中國天然氣行業(yè)和企業(yè)發(fā)展的啟示：
1) 接受需求波動、接受價格波動，可能是未來的新常態(tài)。在碳中和背景下，天然氣不會成為主體能源，調(diào)峰的屬性決定了其需求波動性是天然氣產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)必須要面對的。需求的波動性增強會帶來一系列影響——長協(xié)減少現(xiàn)貨貿(mào)易增加，國際LNG貿(mào)易掛鉤基準更靈活。
2) 調(diào)峰能力很重要，靈活性創(chuàng)造價值。天然氣價格波動對企業(yè)來講并不一定是壞事，擁有調(diào)峰能力的企業(yè)會在價格波動中獲益。調(diào)峰能力包括，儲氣調(diào)峰能力、需求端調(diào)峰能力、供給端調(diào)峰能力。所以，對于城市燃氣公司來講，擁有多重終端客戶類型、擁有多重氣源類型，是未來發(fā)展的重點。
推薦新奧股份(600803)，公司近年來重視上游產(chǎn)業(yè)鏈布局、氣源多元化，以及下游綜合能源業(yè)務(wù)，并作為國家管網(wǎng)公司托運商，擁有良好的靈活性調(diào)配供需能力，或?qū)⑹芤嬷袊烊粴庑枨蟮牧己迷鲩L，以及面前上下游價格波動性的應對能力。
風險提示：國際LNG出口終端和中國LNG進口終端建設(shè)進度慢于預期的風險;國際LNG進口價格長期高位影響經(jīng)濟性，導致中國天然氣市場需求增速顯著低于預期(8-10%CAGR)的風險;國際LNG現(xiàn)貨價格波動過大，影響下游企業(yè)盈利穩(wěn)定性的風險。
1. 夏季淡季LNG暴漲原因
近期，亞太LNG現(xiàn)貨市場價格近期達到9美金/百萬英熱;歐洲LNG現(xiàn)貨市場的價格達到8美金/百萬英熱。天然氣價格在夏季消費淡季大幅上漲是很罕見的。就在一年前的2020年夏季，受到疫情對需求的影響，亞太和歐洲的LNG現(xiàn)貨價格當時還處在歷史低位，在2-3美金/百萬英熱左右。
LNG淡季暴漲的原因包括以下幾個方面：
1) 全球需求總體復蘇。根據(jù)IEA預測，2021年全球天然氣需求將增長3.2%，不僅覆蓋掉2020年疫情影響下的降幅，而且可能看到需求恢復到2019年水平之上。
2) 歐洲方面，天氣因素發(fā)揮作用，歐洲天然氣庫存低位。剛過去的2020/2021冬季不僅是個冷冬，而且是個拉長的冷冬。20/21冬季取暖季歐洲天然氣需求同比+5%。歐洲天然氣庫存在4-5月份本該累庫存的階段，居然還在去庫存，導致目前歐洲天然氣庫存處于低位。
3) 亞太方面，中國天然氣需求受工業(yè)和煤改氣拉動，一季度大幅增加14%。
4) 美國出口能力達到上限。美國LNG出口終端能力上線在11bcf/日，從2020年底以來基本在滿負荷運行。2021年春季受寒潮影響一度低于負荷，到4月份再度回到滿負荷運行。
2. “碳減排”對天然氣行業(yè)的深遠影響
2.1. 碳中和下，天然氣需求的長期和短期存在矛盾
長期來看，如果發(fā)達國家需要在2050年左右達到碳中和，天然氣就只是階段性的替代燃料。而且如果在2020-2030之間規(guī)劃新的天然氣相關(guān)設(shè)施(比如氣田、LNG進出口終端、燃氣電廠)，到了2050年這些設(shè)施可能還沒到退休年限，就會對2050年的凈零目標形成障礙。
然而短期來看，仍然需要更多的氣電替代煤電，以降低碳排放。天然氣的需求增長會來自于調(diào)峰電廠的燃料切換，從煤炭切換到天然氣，以及來自于燃氣鍋爐對于燃煤鍋爐的替代。天然氣需求存在長期和短期的矛盾，調(diào)峰屬性增強，必然導致其需求的穩(wěn)定性變差。
為什么之前LNG國際市場是長協(xié)主導，而這幾年短協(xié)或者現(xiàn)貨貿(mào)易變得更為主流?就是因為國際LNG買家對于終端需求更難以把握，越來越多的天然氣用于調(diào)峰，而調(diào)峰需求取決于風光電的供給缺口，需求穩(wěn)定性不好。
長協(xié)模式的顛覆，將增加LNG出口終端融資難度。過去國際LNG賣家的融資模式是基于長協(xié)的。LNG長協(xié)是一種照付不議協(xié)議，一般在20-25年，買家承擔量的風險(即使需求不好也要拿貨)，賣家承擔價格風險(LNG長協(xié)價格通常掛鉤國際油價或者國際LNG價格指數(shù))，但賣家在量上有保障。所以在長協(xié)模式下，賣家投資建設(shè)新LNG出口終端的時候，可以使用項目融資。而在日漸流行的短協(xié)或現(xiàn)貨貿(mào)易模式下，賣家的量和價都得不到保障，融資就必須通過穿透其自身資產(chǎn)負債表，導致融資難度加大。
甚至LNG造船融資也面臨同樣問題。舊的長協(xié)模式下，船隨項目走，只要LNG出口終端配套長協(xié)，就可以給定船東公司固定回報率去造船。長協(xié)模式被顛覆之后，LNG船東公司將難以獲得穩(wěn)定的運量和日費，造船融資也將面臨困難。
2.2. 美國頁巖氣資本開支停滯
2020年以來，尤其是拜登上任且美國重回氣候協(xié)定之后，我們已經(jīng)持續(xù)觀察到美國頁巖油公司資本開支趨向于謹慎。與頁巖油企業(yè)類似，美國頁巖氣企業(yè)資本開支預期也非常謹慎。我們統(tǒng)計了7家頁巖氣公司，2021年計劃資本開支總體與2020年相比變化不大。且2021Q1版本比2020年報版本相比，并沒有因為氣價上漲而調(diào)增資本開支(詳見表1)。
3. 國際天然氣市場如何展望?
3.1. 國際LNG供需壓力有望在2022年解除，無需過度擔憂漲價
2019年巨量LNG出口終端項目進入最終投資決策，包括美國的三個(Calcasieu Pass、Sabine Pass 6、Golden Pass)、俄羅斯的Arctic 2項目、莫桑比克項目、尼日利亞項目。當前美國LNG出口遇到瓶頸，導致國際現(xiàn)貨LNG市場緊張。體現(xiàn)為亞太現(xiàn)貨價格、歐洲現(xiàn)貨價格夏季淡季大漲，但同時美國Henry hub價格漲幅很小，且歐洲亞太與美國二者套利空間巨大。目前，美國LNG出口終端能力上限在11bcf/日。2021年下半年。預計美國兩大LNG出口終端——Calcasieu Pass和Sabine Pass第六條線有望于2021年底投產(chǎn)，2022年達到滿負荷，兩個終端的出口能力共2.2bdf/日，相當于將美國的出口能力提高到13.2bdf/日，提高20%左右。除上述兩個項目以外，2019年FID的最大兩個項目——俄羅斯Arctic 2項目預計2023~2026年分期投入使用，美國Golden Pass項目預計2024年投入使用。
3.2. 國際LNG價格傾向于更強的波動性
一是從長協(xié)模式向短協(xié)或者現(xiàn)貨模式的轉(zhuǎn)變;二是掛鉤基準從油價S曲線轉(zhuǎn)向掛鉤天然氣價格指標，包括美國Henry Hub、歐洲的TTF價格、亞太的JKM價格。掛鉤了油價的S曲線通常與國際油價保持固定的斜率關(guān)系，同時規(guī)定下限和上限;而以上述三者為基準的LNG定價則有更強的波動性，尤其是淡旺季波動性增強。
4. 對中國天然氣企業(yè)的啟示：接受波動、利用波動
1) 接受需求波動、接受價格波動，是未來的新常態(tài)。在碳中和背景下，天然氣不會成為主體能源，調(diào)峰的屬性決定了其需求波動性是天然氣產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)必須要面對的。需求的波動性增強會帶來一系列影響——長協(xié)減少現(xiàn)貨貿(mào)易增加，國際LNG貿(mào)易掛鉤基準更靈活
2) 調(diào)峰能力很重要，靈活性創(chuàng)造價值。天然氣價格波動對企業(yè)來講并不一定是壞事，擁有調(diào)峰能力的企業(yè)會在價格波動中獲益。調(diào)峰能力包括，儲氣調(diào)峰能力、需求端調(diào)峰能力、供給端調(diào)峰能力。所以，對于城市燃氣公司來講，擁有多重終端客戶類型、擁有多重氣源類型，是未來發(fā)展的重點。
推薦新奧股份，公司近年來重視上游產(chǎn)業(yè)鏈布局、氣源多元化，以及下游綜合能源業(yè)務(wù)，并作為國家管網(wǎng)公司托運商，擁有良好的靈活性調(diào)配供需能力，或?qū)⑹芤嬷袊烊粴庑枨蟮牧己迷鲩L，以及面前上下游價格波動性的應對能力。
5. 風險因素
國際LNG出口終端和中國LNG進口終端建設(shè)進度慢于預期的風險;中國天然氣市場需求增速顯著低于預期(8-10%CAGR)的風險;國際LNG現(xiàn)貨價格波動過大，影響下游企業(yè)盈利穩(wěn)定性的風險。
