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陆彬：美国天然气资源采购再认知（美国LNG产能及出口情况、出口价格、长协风险、采购策略）

时间：2023-03-15 来源： 浏览：

陆彬：美国天然气资源采购再认知（美国LNG产能及出口情况、出口价格、长协风险、采购策略）

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收录于合集
原标题：美国天然气资源采购再认知
来源：陆彬手记（微号：liulubina）
“开拓视野，冲破艰险，
看见世界，身临其境，
贴近彼此，感受生活，
这就是生活的目的。”
——《白日梦想家》
       这是电影《白日梦想家》中我最喜欢的一幕，华特·米提在冰岛蜿蜒的公路上，脚踩滑板顺势而下，一泻千里，再配上插曲《Far Away》，酣畅淋漓，快意洒脱。
        书回正传，哈哈~
        受地缘政治、新增产能等因素影响，在未来一段时间，美国天然气资源将在全球天然气市场中扮演更加重要的角色，也就有必要再梳理美国天然气发展的历程与现状。
页岩气革命
        一场页岩气革命，彻底改变了美国乃至世界能源市场的格局。
        自1821年成功钻探世界上第一口页岩气井，美国对页岩气的研究、开发和使用历史长达近2个世纪。上世纪九十年代末，美国掀起页岩气革命。
        十余年的发展，2009年美国凭借如火如荼的页岩气革命，以6240亿立方米的产量一举超越俄罗斯，成为世界最大的天然气生产国。
         据统计， 2000年， 美国页岩气产量仅占天然气总量的1%； 到2010年， 得益于水力压裂、水平钻井等技术的发展，页岩气所占的比重已超过20%。美国能源信息署（EIA）预测， 到2035年 ，美国46%的天然气供给将来自页岩气。
        页岩气革命给美国带来了丰富、廉价的天然气供应，引发美国LNG出口设施建设热潮，2016年美国出口首船LNG，在2018年即成为天然气净出口国，扭转了近60年的天然气净进口历史，此后每年出口量保持快速增长。
        2022年美国便与卡塔尔并列成为全球最大LNG出口国，出口量达8120万吨。
        但美国页岩气开发是建立在先进的技术水平以及当时高油价的大环境基础上，其发展模式很难在其他国家快速复制。
美国LNG产能及出口情况
        截至2022年2月，美国已投产LNG出口项目7个，总产能超过9000万吨/年。其中，5个项目位于美国墨西哥湾区域，2个项目位于美国东海岸区域。
        美国第8个LNG出口设施Golden Pass LNG将于2024年投入运营 ，届时美国LNG出口峰值将进一步提高至约4. 62×108 m3/d。
        IHS数据显示，2040年美国LNG出口能力有望进一步达到5. 48×108 m3/d，与2021年相比几乎翻番，占全球液化产能的比例也将由2019年的 8%增至 2040年的18%。
        根据美国联邦能源监管委员会信息， 截至2022年2月中旬，美国已批准但尚未开工建设的LNG项目共有13个（包括美国本土12个和阿拉斯加州1个），总规划产能为224.2亿立方英尺/日（约1.8亿吨/年）。
        埃信华迈（IHS Markit）咨询公司预测 ，到2025年，美国可能成为全球第一个LNG出口量超过1亿吨/年的国家。
        在长约签订方面，截至2022年4月，美国已投产、建设中和规划中的LNG项目已签10年及以上长期合同50余份，包括液化服务协议和购销协议，主要为离岸价（FOB）交货，总合同量超过1.1亿吨/年。
        签约企业包括 壳牌、道达尔、bp等国际石油公司，日韩、欧洲、印度终端用户和贸易企业，以及维多（Vitol）、贡渥（Gunvor）等贸易商，近年来中国企业的谈判和签约力度逐步加大。
亨利天然气交易中心
        在美国天然气市场自由化过程中，也催生出了一大批天然气交易中心， 其中，Henry Hub是美国建立时间最早，拥有交易规模最大的天然气交易中心。
         Henry Hub 的创建起源于1988年5月，1989年11月亨利天然气交易中心成为纽交所（NYMEX）天然气期货合约的指定交割地，并在1990年6月实现了第一次现货交割。
        目前，Henry Hub的市场参与主体已超过200家 ，不仅提供天然气的运输、存储、调峰等非交易服务，而且能够为天然气所有权买卖进行登记、清算、交割确认。
        以Henry Hub为基准的NYMEX天然气期货合约 已经成为美国天然气市场最重要的定价标杆， 其交易量位列于NYMEX所有能源期货品种交易量第二位，仅次于WTI原油期货。
        北美地区围绕Henry Hub中心价格形成的天然气交易市场已成为当前全球最具有竞争性的交易市场，其价格的决定主要受供需等基本因素的影响。
美国LNG出口价格
        页岩气的开发使得美国满足了天然气的自给自足，并实现了天然气的净出口，影响全球天然气市场的供给结构，同时影响全球天然气价格使其逐渐降低，促进全球天然气市场更加自由化的发展。
        代加工模式决定了美国LNG出口的合同特点:  买家对液化费用照付不议; 美国国内天然气气源的采购、运输可能需要LNG买家负责; 多为船上交货( Free on Board，FOB) 合同，海上船运需由买家安排; 价格多与享利港( Henry Hub) 价格挂钩。
        定价公式为  P ( LNG) =1.15×HHP+B。其中HHP为当期Henry Hub价格，B 为固定价格加成，用于覆盖液化费用，由LNG卖家与买家协商决定，一般没有针对B的价格回顾条款，一般为2. 5 ～ 3. 5美元/百万英热。
        美国Henry Hub 价格长期处于4美元/百万英热以下，叠加基本固定的液化与运输成本，美国运输到亚太地区的LNG价格在9 ～ 12美元/百万英热。
        这为LNG买家在长协议价中提供了稳定的心理预期 ，LNG买家在Brent价格高于90美元/桶时无法接受高于13%的长协斜率。
        结合中国天然气用户承受能力， 如果美国长期合同到岸价格10美元/百万英热单位以上，则美国LNG长期合同的中国买方将面临较大的价格倒挂压力。
美国LNG长协风险
        根据美国能源信息署（EIA）统计数据，美国2020年天然气（湿气）储量约为13.4万亿立方米，天然气产量约为1.0万亿立方米，天然气储采比为13.1年。
        如果美国天然气储量和产量无法持续增长，或者增长速度无法满足大量LNG项目的出口需求，则出口项目将与美国国内市场争抢天然气资源。
        加上受货币政策、金融资本的影响，不排除亨利枢纽天然气期货价格快速上涨并维持在较高水平，对此长期合同买方只能被动接受。
        此外，还要考虑运输成本管控风险，从美国墨西哥湾至东北亚的运费水平较高，通过巴拿马运河且不考虑等待时间的单位运费可达2美元/百万英热单位，绕航好望角的单位运费更高，可能超过3美元/百万英热单位。
        由于运输成本占总到岸成本的20%以上，因此对运输成本的管控非常重要。
        另外，也要考虑到经济性不确定、液化费浮动、合规风险、政治风险等风险要素。
美国LNG长协采购策略
        提货方式上，尽量选择离岸价提货方式， 通过全球资源的统筹配置和优化串换，灵活调整资源到货安排，降低进口资源整体到岸成本，提高经济性。充分利用离岸价资源无目的港限制的灵活性，规避特殊情况下可能出现的政治风险及合规风险。
        在运力安排上，一是 运力安排要有适当富余，具备在特殊市场情况下临时调整运输方案的额外运力； 二是 在长期合同谈判中，争取将巴拿马运河拥堵、故障等情况纳入不可抗力条款，从而在提货窗口期调整、滞期费计算等方面减轻因巴拿马运河通行问题给买方造成的提货压力和额外成本。
        争取适当缩短美国LNG长期合同期限，并探“15+5”或者“10+10”的合同期限结构，即合同期限为15年或者10年，在满足一定条件的前提下，买方有权按原合同条款延期5年或者10年。
        在计价方式、数值水平、敞口风险上， 采取多种手段管控价格风险，适当控制美国LNG长期合同资源总量，防止未来亨利枢纽天然气期货价格大幅上涨风险；并使用油价挂钩、混合计价等其他计价方式，适当控制以亨利枢纽天然气期货计价的合同数量。
来源：陆彬手记（微号：liulubina）
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）

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