原标题：天然气行业专题报告：国际油价对我国天然气成本影响几何
来源：华泰证券
转自：未来智库
2009 年以后，随着国产气面临增速瓶颈，中国天然气表观消费量的快速增长只能通过进口管道气和进口LNG满足供应，天然气对外依存度大幅上升，根据国家统计局和中国海关数据，2019 年天然气对外依存度达43%。我们认为进口气价格决定了中国气源成本变化： 1）中石油为主体的上游天然气开发商主导国产气开发，国产气生产成本总体相对稳 定； 2）进口气量占比已经接近一半，对气源成本的影响权重已很高； 3）进口气随着原油 价格波动较大，是气源成本的主要变化来源。全球主要天然气定价机制：交易中心竞价、与竞争能源挂钩 全球天然气定价机制分天然气交易中心竞价、与竞争能源挂钩定价两种主要形式。虽然LNG液化技术能够解决天然气运输问题，但由于前期需要投入高昂资本，项目建设发展缓慢，全球天然气贸易市场尚未统一，而是形成了北美、欧洲和亚太三个区域性的天然气贸易市场，并形成两套定价机制。 贸易需求和发达的金融市场，催生北美和英国天然气交易中心。北美天然气贸易市场起始于1950 年代，是天然气贸易历史的开端，因贸易量大北美逐步发展出了实体天然气交易中心：美国亨利中心（Henry Hub）、加拿大AECO。1990 年天然气期货合约在纽约商品交易所上市，经过30年的发展，目前纽交所天然气期货合约已经具备好的价格发现功能。1996年英国建立了天然气交易中心-英国国家平衡点（NBP），次年伦敦国际石油交易所 发布了首份天然气期货合约，NBP 也成为欧洲大部分国家天然气交易的中心。 欧洲与亚太中长期合约，主要采用与竞争能源挂钩的定价机制。早期天然气主要是为替代 燃料油、汽油等成品油，故而其定价与竞争性能源挂钩。具体到各个地区又各有不同： 1）欧洲地区天然气离岸价采用净值回归法，即以目标市场最低的替代能源价格为基础，减去 天然气运输成本与库存成本以及各种天然气相关税费，主要挂钩柴油和燃料油； 2）日本地区与日本原油清关价格（JCC）挂钩，定价以等量热值的原油，叠加运输通胀等其他因 素； 3）俄罗斯与中亚地区多以管道气为主，主要由政府双方协定基期气价，辅以石油或 成品油价格变化进行调节。亚太LNG长协定价挂钩JCC原油价格，定价公式经历四轮演化 因缺乏现货贸易平台，亚太地区LNG贸易以长协为主， LNG长协定价多数与 JCC 挂钩。日本于1969年建立首个LNG接受站，最早开始了亚洲地区LNG进出口。因为缺乏天然气现货交易平台，亚太地区天然气贸易大多以长协为主，日本 LNG 到岸价格多与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩，少部分与印尼原油出口价格相联系。由于进口气量大、历史时间长，日本LNG到岸价格一定程度上体现了亚太地区LNG交易价格的总体水平，进而后期进入LNG贸易市场的韩国、中国台湾、印度和中国，进口 LNG 大部分也沿用与 JCC 挂钩的定价机制。 因为 JCC 价格在历史上曾经历过剧烈波动，亚太地区LNG长协定价公式随之经历了四轮演化：第一阶段（1973 以前）：主要采用固定价格。以 JCC 价格为基准，以热值换算并较换算 后的价格有明显升水，随着气量逐渐增大，定价方式发生改变。
第二阶段（1973-1985）：直线型定价公式。1973 年，日本签订了第一个与原油价格挂钩 的 LNG 长协合同，定价方式为直线型：P(LNG)=A*JCC+B, A 是挂钩系数（包含热值转换 系数，通常在 7%-15%）， B 为常数（包含运费与通胀等），为亚洲 LNG 长协定价奠定基 础。
第三阶段（1985-2008）：S 型定价公式。1985 年末第三次石油危机使油价跌到 10 美元/ 桶以下，为了在过高和过低油价区间对买卖双方进行保护，引入了 S 曲线，即在油价超出 适用范围将对斜率和常数项进行调整。
第四阶段（2008 年后）：直线型定价公式。2004 年起油价重回上升通道，2008 年突破 100 美元/桶，有高油价保护的 S 曲线不再适用，定价合同逐渐转变回直线型。
国际贸易管道气定价，以双方协商基期价格 P0 为基础，并根据一揽子竞争能源价格变动 进行定期调整。根据高建和董秀成《引进国外天然气购气合同价格条款研究》（天然气工业，2005 年9月刊）及我们的总结，管道气贸易一般采用“照付不议”长期合同，一般的定价公式由天然气基期价格P0，与调节系数两部分构成： 1）基期天然气价格P0，以净值回归法测算为最高价格，以成本加成法测算为最低价格，在此基础上由双方协调而定； 2）调节系数中涵盖了一揽子竞争能源价格变动，常用的能源包括G（汽油）、F（燃料油）、 C（煤）、R（物价指数）等，a-e 为常数，总和为 1。 西欧地区管道气定价中，调节系数主要与石油产品（轻油、低硫重油）价格变动挂钩。西欧地区国家贸易管道气主要来源地是挪威和俄罗斯，根据何春蕾《中国进口天然气价格公式研究》（天然气技术与经济，2014年8月刊），以2009年 Gazprom 和 Naftogaz Ukraina 签订的2009-2019年天然气长期合同为例，合同中P0为0.45美元/立方米（按2009年汇率折合3.07元/立方米），调节系数挂钩轻油（石脑油）和低硫重油（低硫燃料油），以2008年4-12月均价为基期价格，以季度为单位计算价格变化，并进行价格调整。该合约设定重谈机制，双方认为公式天然气进口价格不能反映市场真实状态时，都可以申请复议。 中国管道气定价中，中缅气与原油挂钩，中亚气与成品油挂钩。中国进口管道气定价与国际管道气贸易定价方式基本一致，定价公式关键在于关联成品油或原油的选择。根据《中国天然气进口价格机制研究》，中国已签订的管道气长期进口协议中，从缅甸进口的管道气与原油价格挂钩，而来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦三个中亚国家的则与新加坡燃料油等油品价格挂钩。 中国现存的天然气进口管网主要包括西部的中亚线，西南的中缅线和东北的中俄东线。中亚线由新疆进入，主要进口土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦三国的天然气，目前A、B、C线合计 550 亿方/年已经投产，D线300亿方/年正在建设。中缅线由云南进入，主要进口缅甸的天然气，根据中石油 2017 年发布的《中缅油气管道企业社会责任专题报告》一期工程输气量为 52 亿立方米/年，二期工程增加到120亿立方米/年，2013年7月28日，中缅天然气管道正式通气。据中国商务部2019年12月10日公告，中俄东线由黑龙江进入，主要进口俄罗斯的天然气，2019年12月中俄东线北段已投产通气，2020年供气50亿立方米，随着今后中段和南段的陆续建成投产，输气量将逐步提升至每年380亿立方米。中俄远东线 100 亿方/年正在筹划。 进口管道气以中亚气为主力，进口来源走向多元化。中国目前进口管道气来自中亚（土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦）及缅甸，根据中国海关数据，2019年，进口中亚道气454亿方，占管道气整体进口量的 91%，其中土库曼斯坦进口332亿方，是中亚气的绝对主力。2019年12月中俄东线开通后，中国进口管道气又引入一剂增量，进口管道气来源走向多元化。 中国管道气定价中，中缅气与原油挂钩，中亚气与成品油挂钩。中国进口管道气定价与国际管道气贸易定价方式基本一致，采用双方协定基准价格P0，随后根据调节因子中油品价格变动进行调节。根据《中国天然气进口价格机制研究》，中国已签订的管道气长期进口协议中，从缅甸进口的管道气与原油价格挂钩，而来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦三个中亚国家的则与新加坡燃料油等油品价格挂钩。 中国进口管道气的平均价格波动较大，2019年平均价格为1.8 元/方，其中缅甸气价最贵，土库曼斯坦、乌兹别克斯坦斯坦的气价居其次，最便宜的是哈萨克斯坦的气价。因成品油为原油下游产品，成品油价格波动与原油价格变动浮动基本一致，因而我们假设油品价格 变动幅度与原油价格波动一致，并测算得原油价格下降 10%，中国进口气平均成本下降 0.17 元/立方米。 中俄东线2019年12月开通，是当前进口管道气的主要增量。根据中国商务部，按照俄对华供气合同，2020年、2021年和2022年俄罗斯天然气工业公司将通过“西伯利亚力 量”天然气管道分别向中国输送天然气 50 亿、100 亿和 150 亿立方米。俄方决定根据供气合同最低输气量，即合同总输气量的85%供气。未来实际输气量将根据管道第一年试运行情况而定。 中俄气报关价1.44 元/立方，接近中国进口管道气最低价。根据海关总署 2020年1月20日公告，自2019年12月中俄天然气管道正式开通一个月以来，以管道运输方式进口气态天然气 3.23 亿立方米，贸易额 4.64 亿元人民币，我们测算得俄气报关价1.44元/方。我们根据海关数据，结合人民银行发布的2019年12月美元兑人民币平均汇率7.0128换算，2019年12月土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、缅甸进口管道气价格分别为1.72/1.54/1.47/2.37元/立方米，中俄气报关价低于当期进口管道气最低价。需求推升 LNG 进口量，中长协为 LNG 进口主力 LNG 进口在天然气表观消费结构中占比逐年提升，其中以中长协为主，短协及现货贸易崭露头角。受国家对于清洁能源需求的政策要求，中国天然气产量及管道进口量不足以满 足国内天然气需求，继而推动 LNG 进口量逐年攀升。2016-2019 年 LNG 进口量 CAGR 达 32%，在天然气表观需求中的占比从 2016 年的 17.7%，提升至 2019 年的 27.2%，LNG 进口在天然气表观消费结构中占比逐年提升。中国 LNG 进口长期以来以中长协为主，根据国际液化天然气进口国组织（GIIGNL）数据，2018 年 LNG 中长协进口量为 501 亿方， 占整体 LNG 进口量的 67%。同时随着 LNG 进口量的快速扩张，LNG 短协及现货贸易快 速发展，2018 年 LNG 短协及现货进口量达 244 亿方，而 2016 年仅为 73 亿方。三桶油牵头 LNG 中长协进口，直线型为主要定价方式 LNG 中长协进口由三桶油主导，近五年买方逐渐多元化。根据国际液化天然气进口国组 织（GIIGNL）2018 年年度数据统计，国内主力LNG买方是中海油、中石油、中石化，2015年开始油价处于低位，国有发电集团、区域性能源企业和城市燃气企业陆续签订近 20 个中长协和短协，丰富了买方的多元性。此外，卖方为了保证 LNG 供应的稳定性，逐渐推出资源池供货，例如BP portfolio、Shell portfolio、Total portfolio 等等，买卖双方还会在签订合同的同时约定各种调节机制，这些措施在一定的基础量上，为买卖双方提供了 更大的灵活性。 中国仅 3 个中长协合同采用 S 曲线定价，其余合同均采用直线定价，且大部分不含重谈条款。根据 GIIGNL 数据，截至 2018 年末，中国中长协生效合同共计 19 个，其中仅 3 个中长协合同采用 S 曲线定价（3 个 S 型合同供气量约占 2018 年长协气量的 24.5%，且 2006 年中海油与印度尼西亚的 S 型合同含重谈条款），其余 16 个中长协合同均采用直线 定价。2018 年，19 个合同标准供气量约 4458 万吨，实际供气量占比为 81%，部分中长 协合同 2018 年开始供气，供气量没能达到合同标准水平。GIIGNL 在其 2018 年年度报告中预计 2019-2021 年中国 LNG 中长协标准供气量约为 5438、5838、6238 万吨。 中国的LNG中长协进口来源相对集中，2018年澳洲、卡塔尔占比接近 70%。根据GIIGNL数据，2018年中国从澳大利亚、卡塔尔、马来西亚和印尼四个国家进口的中长协LNG占比达到 88%。2014 年后，巴布亚新几内亚、美国与俄罗斯的LNG长协合同不断落地，预计三个国家未来几年的LNG长协气量不断增加。测得澳大利亚 LNG 直线型中长协斜率约 14%，处于主流斜率区间 根据 GIIGNL 数据，截至 2018 年末，来自澳大利亚的生效长协合同共 4 个，其中 2002 年签署的合同以 S 曲线方式定价，其余以直线型定价。自 2009 年以来澳大利亚长协合同 一直低于中国LNG进口长协均价，其中2002年签署的长协合同对拉低价格起到重要作用。我们根据中国海关及 GIIGNL 数据，拆分出 2009-2018 年卡塔尔 LNG 中长协的进口量与 进口金额，并将其与 JCC 进行回归，测算得直线型定价公式斜率 A 为 14%，截距 B 为 1.2。测得澳大利亚 LNG 直线型中长协斜率约 17%，斜率相对偏高 根据 GIIGNL 数据，截至 2018 年末，来自卡塔尔的生效长协合同共 3 个，均以直线型定 价。自 2009 年以来卡塔尔长协合同一直高于中国 LNG 进口中长协均价，主因合约签订年 份 2008 年 JCC 均价 102 美元，为油价高点，导致直线型定价公式中 P(LNG)=A*JCC+B 中的斜率 A 较高。我们根据中国海关及 GIIGNL 数据，拆分出 2009-2018 年卡塔尔 LNG 中长协的进口量与进口金额，并将其与 JCC 进行回归，测算得直线型定价公式斜率 A 为 17%，截距 B 为 0.3。 由于澳大利亚、卡塔尔的中长协合同占比接近 70%，我们判断澳卡两国 LNG 中长协价格 基本决定了 LNG 中长协价格中枢，可以测度两国中长协价格相对 JCC 的敏感性，判断我 国 LNG 中长协价格相对油价的变化趋势。我们根据上文拟合的澳大利亚与卡塔尔的价格 公式，测算得 JCC 价格下降 10%，澳大利亚与卡塔尔中长协价格分别下降 0.18/0.29 元/ 立方米，用两者进口量加权平均，即测得我国 LNG 中长协均价下降 0.22 元/立方米。 全球天然气消费量增速在 2018 年达到高点。由于原油价格和和煤炭价格下跌，挤压天然 气需求，BP 世界能源统计年鉴显示，全球天然气增速于 2014 年跌至 1%。2015 年以后， 随着原油价格、煤炭价格反弹，天然气价格劣势减弱，需求增速恢复。在天然气需求增速 恢复的过程中，亚太特别是中国拉高了全球天然气需求增速，全球天然气需求增速在 2018 年达到 5%，近 10 年来是仅次于 2010 年的高增速。 2019 年我国天然气消费增速回落，预计 2020 年增速同比持平。2016 年开始，为了治理 大气污染，中国政府推动强力煤改气计划，包括城市工业锅炉煤改气和北方地区农村冬季 取暖煤改气。叠加中国自身经济反弹带动的工商业天然气需求增速的恢复，中国天然气消费量增速从 2015 年的 3%提升到 2018 年的 18%。2019 年受管网检修、全国气温偏高、 及储气库预存气释放等因素影响，我国天然气消费增速回落至 8%。我们在 2020 年 2 月 2 日发布的《疫情或拖累短期天然气消费，长期增势不改》报告中预计，2020 年天然气表 观消费量 3289 亿方，对应增速 8.5%同比持平，天然气下游需求中，城市燃气、工业用气、 天然气发电为增长主力。 预计未来全球天然气消费延续放缓态势。2018 年我国天然气消费增量，占全球天然气消 费增量比重达到 30%。即使 2019 年我国增速回落，仍然占全球天然气消费增量 15%，是 全球天然气消费的主要增长来源。中国天然气消费量增速在 2018 年出现了拐点，受此影 响，全球天然气消费量增速在 2018 年确立拐点，增速由 2018 年的 5%回落至 2019 年的 3%，我们预计全球天然气消费将延续低增速。 截止 2018 年底，全球 LNG 产能 4.1 亿吨/年，澳大利亚、卡塔尔、美国是主要的 LNG 出口国，LNG 产能分别占 20%、19%、8%。2015 年以来，LNG 产能建设加快，从 2015 年的3.1亿吨增加到2018年的4.1%，CAGR达10%，远高于2010-2014年3%的CAGR。2015年以来的LNG产能增量主要来自澳大利亚和美国，澳大利亚的增量来自Wheatstone 和 Gorgon 两大项目，美国的增量由页岩气产量驱动。 全球 LNG 供给增速快于天然气消费量增速，供需宽松的形势将加强。据陈蕊和白桦《近 年国际天然气市场回顾及 2025 年展望》（ 中国石油大学学报，2019 年第 35 期）及我们核 对梳理，全球 2019 年在建、计划及完成前期工作的 LNG 项目合计 14 个，主要新增产能 来自美国（1950 万吨/年），其次是澳大利亚（1250 万吨/年）。2020 年美国依然是新增产 能的主要来源，预计美国新增产能 2370 万吨/年。根据 GIIGNL 数据，2018 年全球 LNG 液化总产能 4.1 亿吨/年，我们预计 2019 年新增产能 3250 万吨/年，增速达 8%，2020 年 新增产能 2810 万吨/年，增速达 6%。 全球主要天然气和LNG基准价格出现下降。JKM天然气现货价格(普氏日韩价格能源标杆) 是亚太地区主要的 LNG 现货价格指标，2018 年 2 月 JKM 达到 12 美元/MMBtu 的高点， 2019 年大幅下降，2019 年 9 月跌至 5 美元/MMBtu，2020 年以来由于供需宽松进一步下 跌。与之对应，中国 LNG 进口均价也有所下降，从 2018 年的 2.38 元/方略下降至 2019 年的 2.36 元/方。 未来五年 LNG 供大于求，LNG 现货价格承压。根据世界银行预测，全球 LNG 供给从 2020 年开始将显著超过需求，供需过剩将到2025年才会基本消除，对应2020-2024年五年LNG 价格都处于供大于求状态，LNG 现货价格将持续承压。近 10 年来，全球 LNG 贸易中， 短期/现货品种的占比已经大幅提高，现货价格对全球天然气平均价格的影响权重提升。LNG 现货价格的下跌，将拉动全球天然气平均价格的下降。 进口管道气的价格存在明显的差异，是因为进口管道气定价公式中的参数设定不同。我们 关心的是，签订协议时，不同的油价水平是否会影响定价公式的参数，从而对后续的进口 管道气价格产生持续性影响。 进口管道气首年高油价对应当前高气价。俄气进口的供应协议在 2014 年 5 月签订，当时 的油价超过 100 美元，但是 2019 年 12 月首批进口的俄气报关价格仅有 1.44 元/方，说明 进口管道气的定价公式，是通气之前确定的，而非签订协议的时候确定。由于无法掌握进 口管道气的详细定价公式，我们以进口管道气首年的布伦特油价均价作为进口管道气挂钩 的油价水平。分析发现，一般来说进口管道气通气当年的油价越高，则当前的进口天然气 价格越高，侧面印证了表明高油价背景下产生了更高的定价公式参数。 跟以上分析相同，如果所有进口 LNG 的定价公式一致，则同一个时间点所有的进口 LNG 的价格应该是相同的，进口 LNG 价格差异说明定价公式的参数存在差异。我们同样关心 的是，签订协议时，不同的油价水平是否会影响定价公式的参数，从而对后续的进口 LNG 价格产生持续性影响。 目前中国进口 LNG 主要来自澳大利亚和卡塔尔，中长协以直线型协议为主，对应固定的 公式参数，因此协议签订当年的油价对定价公式影响较大。高油价下的 LNG 定价斜率更 高。分析发现，参考年份的油价越高，则定价公式的斜率越高。这表明，在油价高的年份 签订的 LNG 长协，有着更高的斜率。高参数导致即使油价大幅下跌，高斜率的进口气价 相对低斜率协议依然更高。油价中枢下降叠加现货占比提升，进口天然气有望步入低参数时代 中国主要进口气长协公式在高油价背景下确定。中国进口管道气主要长协公式的确定年份 在 2009-2014 年，对应油价中枢大约 90-110 美元/桶；进口 LNG 主要长协公式的确定年 份在 2008-2011 年，对应油价中枢 80-100 美元/桶。因此，中国现有进口气长协公式确定 的时间是油价高位的 2009-2014 年，导致定价公式中的参数赋值偏高，油价大幅下跌后， 长协气将比现货贵，高参数长协气比低参数的长协气贵。 随着油价中枢下降，新长协有望步入“低参数”时代。美国页岩油革命带来大量低成本的 原油供应，供给曲线平坦化决定油价中枢下降。在低油价背景下，中国新增的天然气长协 将受益于低参数，未来石油价格即使上涨，低参数下的长协进口气的价格也会更低。现货 占比上升，长协稀缺性下降，定价参数承压。2018 年中国短协及现货的占比达到 33%， 国内企业购买天然气的选择变多，如果长协价格较现货明显贵，企业可以选择购买现货而 不签长协。我们认为，未来五年现货价格承压也决定了长协定价参数承压。“低参数”或将驱动 LNG 接收站利润弹性—以深燃为例 我们对深圳燃气天然气储备与调峰库工程项目（LNG 接收站）进行测算。根据深圳燃气 2019 年 8 月 19 日发布的 2019-036 号公告披露，深圳市天然气储备与调峰库工程项目主 要建设内容包括：在深圳市大鹏新区葵涌街道下洞建设一座 8 万立方米的液化天然气 （LNG）储罐、气化能力为 24 万方/小时的气化系统及相应配套设施，项目投资总额为 147,795 万元。同事配套天然气高压管道支线项目投资总额为 19,489 万元，两个项目投 资总额合计为 167,284 万元。根据我们的调研信息，深圳燃气 LNG 接收站采取的是独 立贸易商运营模式，暂不对第三方开放，项目达产之后，成本端主要为海外气源采购、LNG 接收站运营支出（人工、水电、流动资金财务费用等）以及项目折旧；收入端仅为 LNG 或 者气态天然气销售收入。 根据我们对深圳燃气等燃气企业的调研信息，结合广东地区工业燃气与民用燃气的市场售 价等信息，我们对上述四个变量进行如下初始设置：（2）进口 LNG 价格为 1.45 元/立方米（根据 Bloomberg，2019 年普氏基准 LNG 现货 价为 6 美元/百万英热单位，人民币兑美元汇率设定为 1：6.9）；（3）LNG 销售价格为 2.77 元/立方米（根据上海石油天然气交易中心数据，目前广东地 区 LNG 出厂价格为 3819 元/吨，1 吨 LNG=1380 立方米）；（4）气态天然气售价为 2.2 元/立方米（根据我们调研数据，参考目前广东地区下游气电 厂燃气销售价）；（5）项目运营期间，40%的周转量按照液来液走形式进行销售；在上述运营数据、变量 设定的基础上可以测算出该项目的现金流及净现值数据，具体如下表。经过测算，在项目 初始投资 16.73 亿元、行业基准投资收益率 10%的条件下，测算得该项目累计净现值为 26 亿元，项目 IRR 达到 20%，投资回报期为 4 年，NPV 达到 9.3 亿元。 我们同时对深燃接收站进行敏感性测算，因为深燃目前暂无签订中长约，故而其 LNG 进 口成本随亚太 LNG 现货价格波动。根据我们测算，LNG 进口现货价格每降低 5%，约增 厚接收站净利润 4800 万元。2020 年 1 月 9 日发布的 2020-001 号公告披露 2019 年归母 净利润为 10.55 亿，接收站净利润增厚 4800 万元占 2019 年归母净利润的 4.5%。