能源价格高位，上游投资何去何从-分析师会议
2022年5月11日下午，由中信期货主办的能源与碳中和·月谈在线上举行，来自原油、天然气与煤炭领域的三位嘉宾为大家呈现了有特色、有价值、有深度的逻辑和观点，以下为本次会议纪要。一、发言嘉宾1：陈琳 Rystad Energy（睿咨得能源）高级分析师1. 油气公司的超额利润都流向何处？降本增效推动2021年上游企业自由现金流创新高。2020年油价跌至45美元/桶，但全球上游公司仍产生1270亿自由现金流。随着油价回升，2021年全球上游企业自由现金流达到5000亿美元，创历史新高。自由现金流大幅上升主要因上游公司注重降本增效。预测2022年布伦特平均价格为110美元左右，根据油田资产的产量、成本等因素，预计2022年全球上游油气资产产生的自由现金流将超过8000亿美元。预计2022年石油巨头的大量现金流向投资者。从公司的角度来看，BP、Chevron等六家石油巨头21年自由现金流较2020年增加三倍，预计2022年将继续增加60%。但石油巨头的上游投资水平在2021年降至近十年最低点，预测2022年仅有小幅提升。上游投资有限主要因以下两个原因：1)2020年新批项目少。2)大量超额收益用于偿还债务和回报投资者。目前石油巨头们大部分债务已清偿，预计2022年大量现金将流向投资者。预计2022年油气上游资本开支增长15%，页岩油资本开支增长30%。从全球角度来看，绿地项目的批复量将于2024年恢复至疫情前水平，其中深水项目保持强势，浅水项目增长速度最快。尽管油价于2021年同比大幅回升，但资本支出增幅远低于油价，预计2022年资本开支将同比增加15%，其中增速最快的是油砂（24%）与页岩油气（29.5%）。预计2023年至2025年油气上游投资将以平均每年2.3%的幅度增加，但考虑通胀后，实际投资额基本持平。2. 能源转型与能源安全——长期来看，俄乌冲突会如何影响上游投资？欧洲能源高度依赖俄罗斯，其中天然气依赖程度更高。约30%-40%的欧洲天然气由俄罗斯供应，其中对俄罗斯依赖最严重的主要国家是德国。由于各国已表明摆脱对俄天然气依赖的决心，大部分俄罗斯项目开发陷入停止，预计2030年俄罗斯天然气产量较之前预期值减少约1000亿立方米，其中下调量主要集中于在产油气田。而美国、中东与非洲的天然气可采资源丰富，长期来看其LNG可以弥补俄罗斯产量下降造成的缺口。强劲的LNG需求使天然气投资迎来一波高潮，预计2022年天然气上游投资超过400亿美元，2025年超过750亿美元，并将保持该投资水平至2030年。从产能来看，预计至2030年将增加1500亿立方米，至2035年增加3000亿立方米。3. 未来是否需要批准新的开发项目，油气勘探能否回归繁荣？全球石油需求方面，在各种情景下长期石油需求都将被新能源取代，但短期内仍有望保持小幅上升至2030年。高升温情景下的石油需求超过低升温情景的两倍。从井的类型来看，若无持续投资，在产井的产量将迅速下滑；已钻未完井占比小，无明显作用，未来产量增长有赖于回注井。但在无持续投资的情况下，现存产能无法满足后期全球需求。在不同碳中和情景下油价走势将有区别，但2030年前分化不大，后期高升温/中升温/低升温情景下油价中枢分别为67/35/17美元每桶。即使在低升温情景下，预计未来仍至少需要增加1500万桶/日的产量以满足需求，而在高升温情景下则需要新增3700万桶/日。在高升温/中升温/低升温情景下未来30年油气上游行业所需的投资额分别为7万亿/11万亿/14万亿美元，在低升温情景下上游投资将逐年下滑，中升温情景下上游投资维持震荡走势，高升温情景下上游投资持续上升。总体来看，未来仍需要新投资、新项目批复与新产量以弥补空缺。二、发言嘉宾2：熊维 Rystad Energy（睿咨得能源）高级分析师1. 市场回顾：天然气价格短期走势的驱动因素。二月底地域政治事件爆发后，欧洲TTF及亚洲JKM价格大幅飙升。 往年亚洲现货价格往往高于欧洲价格，但今年受地缘冲突影响，欧洲天然气供应风险高于亚洲，对应TTF高于JKM，且JKM跟随TTF价格变化。欧洲天然气价格大幅走高主要因：1）北溪二号项目的暂停；2）欧洲库存处于低位；3）经过乌克兰管道输送量的不确定性；4）欧洲对俄制裁；5）俄罗斯在能源出口方面做出反击；6）贸易商降低对俄罗斯管道气和LNG的购买意愿。面对卢布支付欧洲内部仍有不同声音。波兰和保加利亚已拒绝卢布结算且俄罗斯停止对这两个国家的天然气供应；匈牙利、奥地利斯洛伐克等国计划开设卢布账户进行卢布结算。欧洲天然气低库存。欧洲目前的天然气库存有所上升，主要得益于最近几个月LNG进口的大幅增加，但总体库存仍然处于前五年范围的底部，延续了去年下半年以来的低库存水平，原因如下：1）去年年初天气对天然气库存消耗较多；2）下半年冬储准备不足和再生能源发电量较低；3）自去年10月以来俄罗斯对欧天然气出口不稳定且在今年年初出现大幅下降。过境乌克兰管道输送量波动较大。Yamal输送量已归零，北溪一号流量较稳定对俄管道气供应起到了底部支撑作用，乌克兰管道输送量在年初同比下降了约50%，后5月出现明显回弹，主因为俄罗斯天然气合同价格的降低。美国Henry Hub价格最近同样出现较大幅度上涨，主要因：1）4月美国温度降低推升美国国内天然气需求；2）美国LNG出口欧洲需求保持较高水平；3）美国天然气库存处于较低水平。2. 欧洲天然气供应结构，北溪2号暂停的影响，欧洲对俄气的依赖程度 欧洲各区域对俄罗斯俄罗斯管道气存高度依赖性。整体来看，去年欧洲区域天然气产量能满足欧洲41%的需求，俄罗斯管道气满足约30%的需求，进口LNG占比19%，剩下的来自利比亚、阿尔及利亚和阿塞拜疆等国。俄乌冲突导致欧洲接近1550亿立方米的管道气进口面临风险。分区域来看，东欧、西欧和南欧对俄气依赖度分别为57%/25%/22%。拉脱维亚、爱沙尼亚、芬兰等六个国家对俄罗斯管道气的依赖度为100%。德国和意大利是欧洲各国中进口俄气最多的两个国家，在2021年分别进口了480亿立方米和225亿立方米，在各自天然气供应里的占比分别超过了50%和30%。北溪二号管道项目暂停将对欧洲市场造成长期的供应短缺。西方国家在俄乌局势升级后迅速撤资，项目认证暂停，预计项目无法在今年下半年开始向欧洲输送天然气。若北溪二号如期运行，今年内约有100亿立方米的俄气通过该管道运至欧洲；2023年输送量预计攀升至400亿立方米，从而满足欧洲约7%的需求。但目前项目的暂停将使得欧洲市场面临长期的供应短缺和价格高企的情况。3. 如果俄气缺失，欧洲是否能找到替代方案？欧盟加快与俄罗斯的能源脱钩。为了实现天然气供应多元化，欧盟在三月初发布了Repower EU计划，目标是在今年将进口俄罗斯天然气减少2/3，约1020亿立方米。根据计划，500亿立方米将被俄罗斯以外国家供应的LNG替代；100亿立方米通过其他来源的管道气替代；280亿立方米被可再生能源替代；140亿立方米通过行为节能抑制需求实现。目前来看难点有二：一是欧洲能否实现额外的500亿立方米LNG进口替代；二是可再生能源替代能否按计划实现。各个国家同时也提出了不同的降低对俄气依赖程度的计划。德国表示将更多地使用可再生能源，利用氢能抑制天然气需求；意大利将增加国内产量同时增加从阿塞拜疆、阿尔及利亚、突尼斯和利比亚管道气进口；波兰计划增加LNG进口以及挪威管道气进口；保加利亚将增加阿塞拜疆管道气进口，同时连接希腊管道以通过希腊LNG接收站进口LNG。今年欧洲LNG进口量将大幅增加。自今年1月以来，欧洲LNG再气化产能利用率维持在70%以上的高水平，假设今年接下来的几个月均满负荷运行，欧洲2022年LNG进口较去年增量可达760亿立方米；若德国两个LNG接收站能在今年年底或者明年年初建成，在满负荷运行的情况下，欧洲LNG进口较今年增加170亿立方米，这将有助于缓解欧洲部分供应压力。欧洲LNG增量空间有限，主要有两个瓶颈：1）欧洲再气化能力不足；2）美国和卡塔尔等主要LNG出口国液化能力有限。LNG接收部分，德国等9个国家陆续新建或重启接收站计划，预计到2027年之前，欧洲再气化产能将增加3600万吨/年至2.3亿吨/年的水平。但远水解不了近渴，如果选择LNG完全取代俄罗斯管道气，明年欧洲需要新增4600万吨/年的再气化产能，但考虑到审批难度和建设时间，短期内建设这么多的项目是不太可能的；另外受天然气在欧洲能源结构定位不清晰、环保组织反对等因素影响，投资者对欧洲天然气需求前景仍缺乏信心，这也将抑制LNG项目发展。 因此若俄罗斯停止供应天然气，同时欧洲天然气消费量保持在预期水平，欧洲将在未来的几年内经历供应短缺。LNG供应方面，国际LNG贸易中占比最大的仍然是长协，平均比例在60%左右；欧洲的LNG进口中，长协占比只有30%左右，在短期内去签署大量的长协来满足供应是不太可能的。FOB部分，FOB买家主要集中于亚洲，其有可能把供应转向欧洲，同时北美及澳大利亚分别有1020/660亿立方米FOB货物可供，但实际操作仍有一定难度。一方面需要考虑买方是否有供应余量以及是否愿意转去欧洲；另一方面若买家不愿意，卖家是否愿意违约改变目的地卖至欧洲；此外欧洲买家需要考虑经济性，因上述两种方式都可能需要在出价方面大幅超过原始亚洲买家。现货部分，目前全球LNG都处于供应紧张的状态，各地区买家之间的竞争激烈，特别是在今年下半年，北半球都会为冬储做准备，估计很难有足量的LNG供应从其他地区转向欧洲。LNG液化产能部分：今年全球的LNG液化产能将增加2700万吨，每年这部分液化产能的增加将有助于缓解一部分欧洲LNG供应的压力。总体来看，欧洲要在短期内找到一个理想的替代选项以摆脱对俄罗斯天然气的依赖是非常难的。当前的天然气市场仍然以区域性市场为主，且整个产业链条受制于基础设施建设的情况，包括上游液化出口设施、下游进口再气化设施、以及中途运输的管道、LNG船舶运力等等。一旦供应受到限制，其对区域市场的供应、供需影响也就更为突出。最后来看下未来对于欧洲天然气供需的预测。受冲突影响，下调俄罗斯进口气410亿立方米，同时上调LNG进口量200亿立方米，因替代量不足，欧洲预期会主动降低天然气需求，约下调200亿立方米，合计今年欧洲天然气需求量约为4970亿立方米。长期来看，欧洲天然气需求已在2005-2010年间达峰，后逐渐下降，本次俄乌冲突或促使欧洲更加积极地寻求能源转型，这也意味着欧洲的天然气需求可能会进入加速下行的阶段，到2040年，需求预计将下降到3300亿立方米的水平。三、发言嘉宾3：张默涵 中信期货能源与碳中和组研究员1. 海外煤炭分析框架及供需格局 2020年全球煤炭储量10741亿吨。在煤炭储量方面，根据BP数据，煤炭储量前五国家美国、俄罗斯、澳大利亚、中国和印度合计储量占比达到全球76%；全球平均储产比139 年，美国储采比514年、俄罗斯407年、澳大利亚315年、印度147年、印尼62年，中国储采比只有37年。2020年全球原煤产量77.4亿吨。在煤炭产量方面，受疫情影响，2020年同比下降5.1%；分国家来看，中国39亿吨（占比51%）位居产量第一，第二名是印度产量7.6亿吨（占比9.8%），印尼产量5.6亿吨（占比7.3%）位居第三，产量排名第四至第七名国家有：美国4.85亿吨（占比6.3%），澳大利亚4.77亿吨（占比6.2%），俄罗斯4亿吨（占比5.2%），南非2.5亿吨（占比3.2%）。2020年全球原煤消费量约72亿吨。从全球能源结构来看，2020年，全球一次能源消费中，油煤气占比分别为31%、27%、 25%，清洁能源占比17%。煤炭的主要用途是发电，在电力结构方面，2020年全球煤电占比达到35%、天然气发电占比 23%、水电16%、可再生能源12%、核电10%、柴油发电占比仅有3%。煤电依然是最重要的电力来源。从用电结构来看，2020年用电量前20国家占全球用电量80%以上，前10国家占比达到70%，分别是中国29%、美国16%、 印度5.8%、
