2022 年 6 月 6 日股票研究亚太地区 |澳大利亚碳循环系列重新评估天然气的能源转型路径——能源安全会胜过转型吗？环境、社会及管治报告专题研究 |环境、社会和治理 (ESG) 研究 两速过渡的困境：欧洲的地缘政治危机使能源安全与国家安全密不可分，当前天然气市场的基本面极具吸引力。围绕安全是否会胜过过渡的问题展开了一场关键辩论。到目前为止，政策反应的重点是降低对地缘政治暴露形式的能源的依赖，欧盟将 2055 年至 2030 年的需求下降 30% 提前。相反，虽然俄罗斯对欧洲的 155bcm 供应处于危险之中，但在同一时间框架内，在 IEA NZE 情景中，价值 200 bcm 的 LNG 项目没有收回投资资本。虽然政策制定者希望确保更有序的过渡，但可以说这些事件使市场更接近长期的净零供需平衡。在 IEA 情景下，需求范围从 2050 年 STEPS 下的 175 EJ/y 和 NZE 下的 60 EJ/y，在 2020 年的水平上下降 56%，需求从 >2°C 到 1.5°C 的升温幅度为 115 EJ/y。 亚太地区需求增长和氢对冲：到 2040 年，亚太地区新增天然气产能将达到 220 吉瓦，煤改气的产能可能更多。一个关键问题是如何确定未来在满足剩余区域需求方面的竞争力。我们回顾了 IEA 情景下不同价格预期与盈亏平衡之间的相互作用。在 NZE 的整体下降中，我们发现澳大利亚液化天然气在 2025-30 年后的成本曲线上难以与中东竞争。鉴于 NZE 的天然气价格低廉，任何收支平衡 > 5 MMBtu 的项目都将面临无法收回投资成本的风险。另一个考虑因素是在净零（到 2050 年为 69.7 EJ）下氢气产量的增长能否维持天然气需求。在这里，LCOH 的估计表明，押注 H2 对冲是不明智的：到 2030 年，在所有拥有碱性电解槽的国家，绿色 H2 的竞争力将超过蓝色。 成本曲线为王，但碳是新的造王者：除了成本，我们认为从井到门的排放强度将越来越多地决定竞争优势。我们开发了一种针对碳成本调整的生产盈亏平衡的新分析，以考虑这如何影响成本曲线。碳调整成本曲线将是确定不同转型下投资组合弹性的基础。例如，QatarGas 的盈亏平衡成本为 1.9 美元/MMBtu，阿曼 LNG 的盈亏平衡成本为 2.0 美元/MMBtu，在碳成本下出现逆转，QatarGas 增加到2.99 美元，阿曼液化天然气为 2.61 美元。由于煤改气，碳价格与需求也有复杂的关系。我们更新的转换模型发现，LT 标准化定价的成本平价拐点为 50 美元/吨二氧化碳，而不是不切实际的价格预期。在极端情况下，较高的长期碳价格可能会使天然气需求达到当前 APS 估计值的 2 倍。 只有最低成本、最低碳产量才能竞争为满足 2030 年后需求下降的需求。矛盾的是，到 2030 年，亚太地区更强有力的碳政策通过锁定更早的煤改气转换有利于天然气需求。然而，在 2030-35 年之后，更便宜的可再生能源和稳定电网的电池会看到电气化获胜。因此，在我们看来，碳泡沫的成分仍然存在：新的液化天然气供应、俄罗斯供应的回归以及对替代品的积极投资，将在本世纪末出现大量供过于求。随着 O&G 继续成为当前市场的首选投资，我们概述了一个框架来审查 O&G 公司的相对吸引力。请参阅我们在此处同时发布的报告，首先回顾澳大利亚油气名称 STO 和 WDS。研究分析师菲尼亚斯格洛弗61 2 8205 4448莉迪亚布伦顿61 2 8205 4016阿尔弗雷德·张852 2101 7203本报告背面的披露附录包含重要披露、分析师证明、法律实体披露和非美国分析师的状态。美国披露：瑞士信贷与研究报告中涵盖的公司开展业务并寻求开展业务。因此，投资者应注意本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。投资者应仅将本报告视为做出投资决定的单一因素。 2022 年 6 月 6 日碳循环系列2执行摘要我们在能源转型的关键时刻重新审视天然气需求问题。欧洲的地缘政治危机使能源安全与国家安全密不可分，并且已经有人呼吁新的上游资本支出。然而，政策反应仍不确定。在欧洲，能源系统改革已经加快，将降低对日益波动且地缘政治脆弱的商品的依赖。这是在气候危机时期出现的，最近的 IPCC AR6 系列加强了行动的紧迫性。值得注意的是，澳大利亚联邦选举是气候影响如何推动选民进行更强有力的气候改革的一个例子。所有这些都引发了关于能源转型将如何从这里演变的重要问题。LT 天然气前景继续受到与稳定气候相一致的能源政策的挑战.在 IEA 情景下，STEPS 仍然是唯一天然气需求增长的情景。然而，结果的差异是巨大的，从 2050 年 STEPS 下的需求量为 175 EJ/y 到 NZE 下的需求量为 60 EJ/y，在 2020 年的水平上下降 56%，需求从 >2°C 起波动 115 EJ/y升温至 1.5°C。从 2030 年起，所有低排放能源路径都将出现全球需求下降，而发展中经济体的增长不足以抵消发达经济体的下降。这为新的上游投资带来了不确定性，这也是 IEA 确认 2021 年后没有新的 FID 与 NZE 一致的原因。我们还确认，在 NZE 下到 2050 年的 10 万亿美元投资中，在 2022 年之前投资 420 bcm 的新上游天然气资源 FID 只需要 3800 亿美元。但谁从区域需求增长中受益？更强有力的气候政策增加了亚太地区的天然气产能增加，从 STEPS 到 SDS 的转变见证了更积极的煤改气，分别增加了 205 吉瓦和 220 吉瓦。因此，一个关键问题是如何确定未来在服务于剩余的区域需求增长方面的竞争力。我们回顾了 IEA 情景下不同价格预期与盈亏平衡之间的相互作用，以考虑出口增长的潜在变化。在 NZE 下的整体出口下降中，我们发现澳大利亚的液化天然气在成本曲线上难以与中东竞争，直到 2025 年后。相反，鉴于新西兰的天然气价格较低，由于需求下降，我们发现任何盈亏平衡>5 MMBtu 的液化天然气项目都将面临无法收回投资成本的风险。成本曲线为王，但碳为王.除了成本之外，我们认为，从井到门的排放强度将越来越多地决定在满足不断下降的需求方面的竞争优势。由于对范围 3 的日益关注，天然气用户将对上游价值链的排放强度进行越来越多的审查。值得注意的是，水库二氧化碳含量将对相对竞争力产生重大影响，尤其是对于新的上游项目。我们开发了一种针对碳成本调整的生产收支平衡的新分析，以考虑碳价格如何影响成本曲线。这表明，对两者的分析将是确定当前和未来生产资产在不同转型和碳价格下的弹性的基础。例如，QatarGas 的盈亏平衡成本为 1.9 美元/MMBtu，阿曼液化天然气的盈亏平衡成本为2.0 美元/百万英热单位。然而，QatarGas 的排放强度是阿曼液化天然气的 2 倍（0.011 对 0.006 吨二氧化碳）/MMBtu)。因此，在 100 美元的碳价格下，这意味着卡塔尔天然气公司的碳调整盈亏平衡为 2.99 美元，超过了阿曼液化天然气的 2.61 美元。但碳价格与天然气需求有着复杂的关系。我们更新了煤改气模型，以探索碳价在确定价格平价拐点中的作用。当前的天然气价格为 c。液化天然气（基于 JKM）为 19 美元/百万英热单位，亨利中心 (HH) 为 8 美元/百万英热单位，动力煤价格为 250 美元/吨。对于 HH，即使价格为 10 美元/吨二氧化碳，价格仍然足够低，足以激励煤改气。按照 4.5 美元/MMBtu (HH) 的标准化 L-T 价格和 75 美元/吨的煤炭价格，这至少需要 50 美元/吨二氧化碳。然而，当我们考虑我们对全球碳市场的研究时，这并非不现实。我们测试了一个蓝天情景，其中天然气发电从 2030 年开始以更高的长期碳价格取代煤电。尽管这种大规模转换存在实际障碍，但它显示出巨大的潜在上行空间：在停滞不前的气候政策情景 (APS) 中，碳价格需要在 2030 年后急剧上涨，而 2040 年的理论天然气需求可能是当前估计值的两倍，从 42 EJ至 96 EJ。我们认为，市场力量指向煤炭到可再生能源，尤其是 2030 年后。更有可能的是，更高的碳价格、更便宜的可再生能源和电网稳固电池以及更高的天然气价格的汇合导致电网投资直接跳过天然气转向可再生能源。在中国和印度，新的陆上风电 2022 年 6 月 6 日碳循环系列3与新的燃气轮机相比，太阳能和太阳能现在是更便宜的发电方式。对于紧致，新电池资本支出已经比新天然气 CCGT 便宜（现在 2 小时电池便宜 40%）。两者都将持续降低成本。最大的障碍是连接新可再生能源所需的电网扩展成本，与 STEPS 相比，NZE 需要额外 13 万亿美元的电网投资。然而，在每单位容量的成本基础上，NZE 的成本为 0.87 美元/千瓦，而 STEPS 下的成本为 1.26 美元/千瓦。此外，我们的分析比较了对电网的额外投资与对上游 O&G 的额外投资以支持 STEPS，并发现到 2050 年与 NZE 相比，对上游 O&G 的额外投资为 13.2 万亿美元。因此，虽然到 2030 年煤改气可能会增加，但我们得出的结论是，到 2040 年及以后，LT 需求轨迹不太可能发生实质性改变。俄罗斯将如何改变这种预测？CS O&G 团队认为，由于制裁和企业撤离，俄罗斯 80 吨/年的供应面临降级（30 吨/年）、无法完成建设（33 吨/年）或进入 FID（20 吨/年）的风险。欧盟液化天然气和远离俄罗斯的管道天然气多样化最终导致额外的 60 公吨需求。假设现有油田没有找到其他支持者或进入市场的途径，液化天然气市场最终可能会比之前的预期更紧 50mtpa，并且（在极端情况下）到 2030 年会缩短 80-100mtpa。从中长期来看，俄罗斯对欧洲的 155bcm 供应面临风险，但在同一时间框架内，IEA NZE 情景认为 FID 价值 200bcm 的 LNG 项目无法收回投资资本由于较低的需求/价格。此外，我们对欧盟政策反应的评估（这将通知其他国家）是它大大加速了需求的破坏，原计划的需求下降 30% 从 2055 年提前到 2030 年。氢能维持对天然气的需求吗？天然气扩张的一个常见论点是需求将被净零下氢气 (H2) 产量的增长所对冲，到 2050 年将增长到 69.7 EJ，并假设灰色和蓝色 H2 主导供应增长。诚然，尽管天然气价格较高，但在当前经济条件下，Blue H2 仍然比 Green 便宜，但是 Green 成本的早于预期的改善将比预期更早地挤出 LNG，从而对 2030 年后的需求产生影响。我们对市场 LCOH 估计的分析表明，将上游资本支出押在基于蓝色 H2 的天然气需求增长上是不明智的。到 2030 年，Green H2 在所有使用碱性电解槽的国家都超过了 Blue。即使在成本更高的电解假设下，Green 在所建模的 27 个市场中的 14 个中也更便宜。两速过渡：虽然当前的环境导致供应极度中断，但可以说这使市场更接近长期的净零供需平衡。总体而言，我们持相反的观点，即一大批新的液化天然气供应、俄罗斯供应的逐步恢复以及对绿色替代品的大量投资，最终导致在本世纪末期出现大量供过于求。我们继续看到油气行业碳泡沫不断增长的所有因素，并坚信资产价值将在本世纪后半叶受到严重挑战。矛盾的是，我们并不认为这与油气团队的观点不一致，他们认为当前的不稳定推动了短期内持续的结构性看涨供需前景。根据本报告的结论，我们制定了一个分析框架，用于审查不同 IEA 情景下油气公司的相对吸引力。请在此处查看我们与此同时发布的报告，首先是对澳大利亚油气名称 Santos 和 Woodside Energy Group 的回顾。 2022 年 6 月 6 日碳循环系列4目录1.2.3.......................................................................................................................