公用事业行业专题研究:美国天然气成本及气价展望

类别:行业 机构:信达证券股份有限公司 研究员:左前明/李春驰 日期:2024-05-16

美国为全球主要产气国及LNG 出口国,在全球LNG 供应端影响力持续提升,且未来仍有较大的增量供应潜力。美国为全球最大的天然气生产国,2022 年产量占全球总产量的24.2%。近年来随着LNG 出口设施的建设,美国LNG 出口量大幅增长,2017-2022 年LNG 出口量CAGR 为43.6%,并于2023 年成为全球第一大LNG 出口国,且未来仍有较大的增量供应潜力。

    IGU 预计 2024-2028 年全球将新增LNG 液化产能约1.3 亿吨,其中美国新增液化产能0.56 亿吨,占比42%,美国有望成为未来全球最大的LNG 供应增量来源。在价格方面,美气定价模式市场化程度高,2023 年以来在油强气弱的背景下,挂钩HH 指数的美国气源竞争力愈发显著。

    从成本曲线和长期走势看, HH 价格长期合理的中枢或至少在2-3 美元/百万英热。美国天然气开采的完全成本不同盆地之间差距较大,存在0 边际成本、低成本及较高成本三类产区,在美国天然气总产量中的占比分别为25%、37%、38%。对于二叠纪、鹰滩等一些主要产油的页岩油气盆地而言,页岩气作为页岩油的伴生物,边际生产成本为0,只要油价在31 美元/桶的关门成本以上,页岩气即可持续产出,产量不受低气价的影响。阿巴拉契亚等低成本产区产气的完全成本在1.77-2.43 美元/百万英热,可变成本约为0.7-1 美元/百万英热,当HH 气价降至1-2 美元/百万英热,此区域的天然气生产商利润表多为亏损状态,但因经营现金流为正,并且预期气价或有好转,多数仍会选择继续生产。海恩斯维尔、尤提卡等高成本气田完全成本约在2.5-3.5 美元/百万英热之间,可变成本在1 -1.4 美元/百万英热之间。当气价降至1-2 美元/百万英热,此区域内部分厂商的经营现金流已为负,减产意愿较大。部分高成本厂商面对低气价的减产举措可能对美国HH气价形成一定支撑。

    展望未来,美国天然气供给价格弹性较大,产量有望匹配其液化产能的快速增长。截至2023 年,美国LNG 液化出口设施产能合计约1215.5 亿方/年,2024Q3 Plaquemines 液化工厂一期有望建成,新增液化产能138.6 亿方/年,若如期投产,有望拉动下半年美国国内气价小幅上涨。2025 年美国有望新增液化产能285.6 亿方/年,届时美国本土的天然气供应或将出现缺口,但复盘美国近10 年气价、油价与天然气产量增速走势的关系,可以看到美国天然气供给对价格的弹性较大,这主要是因为美国天然气开采难度低,增产的边际成本较低。我们判断,当HH 价格在3 美元/百万英热以上时,美国天然气产量有望迅速释放,在不出现极端天气及极端地缘冲突的情况下,美国产量增长大概率可以匹配2025-2027 年液化出口设施产能的大规模投放,长期来看导致HH 气价中枢大幅上行的概率较低。

    从出口国成本角度看,亚洲到岸价7-8 美元/百万英热具较强支撑。美国典型LNG 项目单位液化成本约2-3 美元/百万英热,假设HH 价格在2-3 美元/百万英热区间内,我们测算美国到中国的LNG 成本约为7-8 美元/百万英热。美国LNG 出口价格在全球范围内处于较低水平,且在全球现货市场占比较大,我们判断在当前位置下亚洲到岸气价进一步下行空间有限。

    综合考虑全球LNG 出口产能投放及定价情况,美国长协气源预计将长期兼具低成本和稳定供应优势。根据IGU 统计,截至2022 年底,全球LNG 液化出口设施产能合计4.78 亿吨,IGU 预计2024-2028 年全球新增LNG 液化产能合计约1.3 亿吨,其中美国新增产能0.56 亿吨,占比42%,卡塔尔新增产能0.31 亿吨,占比24%,加拿大、莫桑比克新增产能占比分别为10%,俄罗斯新增产能占比约5%。1)对于全球LNG 长协市场而言,在布伦特油价高于65 美元/桶以上时,美国HH 挂钩长协具有较强的价格优势。美国 LNG 长协多与HH 价格挂钩,经我们测算,美国LNG 长协中国到岸价格为7.3-8.45 美元/百万英热。其他LNG 出口大国如卡塔尔、俄罗斯、莫桑比克等LNG 长协出口价格通常与油价挂钩,我们测算在当前布油价格80 美元/桶时,长协中国到岸价为10 美元/百万英热左右,显著高于美国HH 挂钩长协价格。假设HH 价格回到2-3 美元/百万英热的区间,当布油价格在65 美元/桶以上,油价挂钩长协的中国到岸价在8.3 美元/百万英热以上,高于美国LNG 长协出口价格。我们预计在布油价格不出现大幅下行的情况下,卡塔尔、俄罗斯等国LNG 长协价格仍将高于美国LNG 长协价格。2)从现货成本来看,美国、加拿大、莫桑比克等国释放的LNG 现货具有显著成本支撑,卡塔尔及俄罗斯释放的LNG 现货具备低价可能,但规模有限。美国LNG 出口至中国的到岸成本约为7-8 美元/百万英热,加拿大、莫桑比克的LNG出口成本与美国接近,我们预计以上国家在24-28 年释放产能合计占比52%,我们预计在成本支撑的逻辑下,以上国家释放的LNG 产能长期来看难以对价格中枢产生大幅冲击。俄罗斯、卡塔尔的LNG 出口成本较低,现货具备一定的低价可能性,但现货量规模有限。经我们测算,俄罗斯LNG的中国到岸成本为5-6 美元/百万英热,卡塔尔LNG 的中国到岸成本约为3美元/百万英热左右,我们预计以上两个国家在24-28 年释放产能合计占比29%,大部分为长协,两国未来释放的少部分LNG 现货具备一定的低价概率。截止2023 年底,我国城燃上市公司与美国供应商共签订10 份HH价格挂钩的LNG 长协,资源量合计1220 万吨/年(约合170.8 亿方/年),大部分合约为2026/2027 年开始执行。新奥股份共签订5 份HH 挂钩长协,资源量合计740 万吨/年(占比61%),其中90 万吨/年在执行,650 万吨/年长协量将在2026 年开始执行。中国燃气与美国供应商签订3 份HH 挂钩长协,资源量合计370 万吨/年,佛燃能源与美国供应商签订2 份HH 挂钩长协,资源量合计110 万吨/年。考虑到2025 年后美国HH 价格大概率仍在2-3.5 美元区间内,与HH 挂钩的LNG 长协有望保持较高的竞争优势。

    投资建议:美国为全球主要产气国及LNG出口国,对全球LNG供应端影响力持续提升,且预计未来仍有较大的增量供应潜力。今年以来低气价下部分厂商减产或对HH 气价形成一定支撑,我们认为HH 气价较为合理的中枢在2-3 美元/百万英热。由于美国天然气供给价格弹性较大, 25-27 年美国液化产能投放后,其国内产量增长大概率可匹配其液化产能的快速增长。从亚洲进口气价角度来看,目前中国LNG 现货到岸价已降至近两年低位,在出口国成本支撑逻辑下,我们预计25-27年全球LNG出口产能大批投放后,气价中枢有望基本维持稳定,而综合考虑全球LNG 出口产能投放及定价情况,美国长协气源预计将长期兼具低成本和稳定供应优势,我国城燃公司签订的美国LNG 长协有望给城燃公司带来长期的气源端竞争力。结合以上,我们认为,拥有美国长协气源的城燃公司有望持续受益于低价资源优势带来的成本竞争力,同时也可加大现货采购力度,进一步优化上游资源池,实现盈利改善。有望受益标的:1)A 股天然气公司:新奥股份、深圳燃气、佛燃能源;2)全国性城燃公司(H 股):新奥能源、昆仑能源、华润燃气、中国燃气。

    风险因素:极端天气及地缘政治等因素导致全球油气价格大幅波动; LNG液化产能建设进程不及预期;天然气消费量增速不及预期。