2018 上半年原油價格雖受沖擊，油價仍超預期上漲及海上天然氣進口必經(jīng)之路LNG 接收站行業(yè)分析【圖】

    一、國際油價超預期上漲

    1、 供需平衡加地緣政治推動 國際油價中樞上行

    1.1 2018 上半年地緣政治主導油價波動， 油價超預期上漲

    國際油價受地緣政治因素影響大。 回顧 20 世紀 70 年代以來國際原油價格的走勢， 一些時期油價受地緣政治影響比較大。 地緣政治因素主要是來自于中東地區(qū)產(chǎn)油國。 該地區(qū)的原油儲量和產(chǎn)出量對全球影響較大，內(nèi)部不穩(wěn)定因素多。 地緣政治矛盾的爆發(fā)可能影響原油出口量發(fā)生變化。 同時 OPEC 組織對原油市場進行的主動管理， 也會影響全球供應，對原油價格沖擊明顯。

國際油價受到地緣政治因素影響

資料來源：公開資料整理

    相關(guān)報告：智研咨詢網(wǎng)發(fā)布的《2018-2024年中國成品油行業(yè)市場競爭格局及未來發(fā)展趨勢報告》

    2018 上半年油價均價上行。 2018 年上半年， Brent 原油連續(xù)期貨結(jié)算均價為 71 美元/桶，環(huán)比上漲 25%，同比上漲 35%。截至 2018 年 6 月 29 日，收于 79 美元/桶； WTI原油連續(xù)期貨結(jié)算均價為 65 美元/桶，環(huán)比上漲 26%，同比上漲 31%。截至 2018 年 6 月29 日，收于 74 美元/桶。

    Brent-WTI 價差擴大。 美國 WTI 交割的為輕質(zhì)低硫油，原油的品質(zhì)相對于布倫特更好。 但 OPEC 減產(chǎn)，美國搶占沙特市場份額， 同時制裁伊朗，對應的偏重原油產(chǎn)量減少，輕質(zhì)油相對過剩，重質(zhì)油相對緊缺， 重質(zhì)原油貼水明顯減少。 2018 年上半年，兩大基準原油平均價差 5.5 美元/桶，較 2017 年擴大 2.8 美元/桶。 6 月，兩大基準原油平均價差擴大至 8.2 美元/桶，環(huán)比 5 月擴大 1.3 美元/桶。

    2018 年 1 月國際油價突破 70 美金/桶關(guān)口，創(chuàng)下三年來新高， 在 17 年 12 月 OPEC 與俄羅斯減產(chǎn)計劃延長的推進下，不斷有地緣等因素影響，包括沙特反腐動亂、北海和利比亞等地區(qū)輸油管道爆炸，再疊加上伊朗等地緣政治因素發(fā)酵； 2 月，美原油持續(xù)增產(chǎn)預期增強，同時中美貿(mào)易摩擦升級，金融市場波動較大； 3~4 月，油價在美英法聯(lián)軍打擊敘利亞的地緣政治因素催化下不斷走高。同時，委內(nèi)瑞拉經(jīng)濟秩序混亂程度提升，產(chǎn)量持續(xù)下降；5 月，美國宣布最終決議退出伊朗核協(xié)議，并要求伊朗的石油買家在 11 月 4 日前終止合同， 將減少伊朗未來的供應，伊朗可能會采取關(guān)閉霍爾木茲海峽石油運輸?shù)拇胧┳鳛閳髲停?6 月， OPEC 會議維持減產(chǎn)，實際增產(chǎn)量低預期， 特朗普強調(diào)對伊朗石油進行制裁，進一步引發(fā)市場對石油供應量的擔憂。

    2、全球原油市場供需基本面有利于油價上漲

    2003-2005 年全球石油供給分別過剩 20、 40 和 20萬桶/天。與海灣戰(zhàn)爭后國際油價的持續(xù)回落不同， 2003 年伊拉克戰(zhàn)爭發(fā)生后，國際石油價格大幅上漲。全球經(jīng)濟快速增長，石油需求增加，供需格局轉(zhuǎn)換是 2003-2008 年原油價格大幅攀升的重要原因。

    當前全球原油供需基本面正由供應過剩切換到供不應求。 供需基本面有利于油價上漲。

    2017 年，世界石油需求同比增長 160 萬桶/日，石油供應同比增長 60 萬桶/日，世界石油市場基本面由 2016 年的供應過剩 70 萬桶/日轉(zhuǎn)為缺口 30 萬桶/日。

2000-17 年全球石油供需基本面與國際油價

    由于 OPEC 產(chǎn)量下滑，加上 2018H1 需求旺盛， OECD 商業(yè)庫存 4 月份下降 310 萬桶至新的三年低點，即 28.09億桶。庫存已經(jīng)回歸至五年平均水平。 OPEC 預測 2018 年全球經(jīng)濟增速與 2017 年持平（+3.8%），預計 2018 年原油需求增量在 140~150 萬桶/日左右。 雖然相對于供應端，需求端的彈性不大，但是由于存在中美貿(mào)易戰(zhàn)等不穩(wěn)定因素， 可能影響全球經(jīng)濟增速，后續(xù)需要關(guān)注需求的可持續(xù)性。 未來， 供給端產(chǎn)量主要取決于擁有剩余產(chǎn)能的 OPEC 的市場管理， 以及擁有較強彈性的北美頁巖油復產(chǎn)情況。

    委內(nèi)瑞拉產(chǎn)量持續(xù)下降，OPEC減產(chǎn)執(zhí)行率保持高位：2016年底 OPEC宣布減產(chǎn)計劃，包括 OPEC 減產(chǎn)目標 120 萬桶和俄羅斯等非 OPEC 國家減產(chǎn) 60 萬桶，共計 180 萬桶/日。

    2018 年以來由于委內(nèi)瑞拉國內(nèi)混亂， 從 2017Q4 起該國原油產(chǎn)量已下滑 20.8 萬桶/日，目前僅為 155 萬桶/日。 截至 5 月 OPEC 整體減產(chǎn)執(zhí)行率超過 150%。

OECD 庫存與 5 年平均庫存對比

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18 年以來 OPEC 減產(chǎn)執(zhí)行率（%） 保持高位

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    3、世界石油整體開采成本連續(xù)四年下降。

    目前主力增產(chǎn)區(qū)為中東和北美。新的邊際產(chǎn)量包括非OPEC 的一些高成本地區(qū)，介于 65~75 美元之間。 同時中東國家雖然成本較低，但是財政盈虧平衡油價較高， 據(jù) 預測， 2018 年 OPEC 第一大產(chǎn)油國沙特的財政收支平衡所需布倫特油價為 70 美元/桶，作為 OPEC 第一大生產(chǎn)國， 后續(xù)還存在國家石油公司沙特阿美上市對高油價的訴求， 預計沙特將計劃有限增產(chǎn)，維持市場穩(wěn)定。

主要產(chǎn)油國財政收支平衡所需油價及預測

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    OPEC 當前的剩余產(chǎn)能豐富截至 2018 年 5 月， 沙特擁有約 158 萬桶/日的最高剩余產(chǎn)能調(diào)節(jié)能力，其他 OPEC 成員擁有剩余產(chǎn)能的主要國家包括阿聯(lián)酋（30 萬桶/日），伊拉克（26 萬桶/日）和科威特（30 萬桶/日）等。

OPEC 成員國剩余產(chǎn)能降低

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2018年上半年OPEC 成員國剩余產(chǎn)能

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    OPEC 會議結(jié)果增產(chǎn)幅度低于預期，國際原油價格反彈。 第 174 屆 OPEC 會議于 2018年 6 月 22 日在維也納召開，會議回顧了 2016 年 11 月 30 日第 171 屆會議達成的 120 萬桶/日的減產(chǎn)決議，會議決定維持原定減產(chǎn)協(xié)議，將 OPEC 國家 2018 年 5 月 152%的減產(chǎn)執(zhí)行率降至 100%，從 7 月起執(zhí)行，同時批準了剛果加入 OPEC 組織；次日召開 OPEC 和非 OPEC 第 4 次部長級會議，決定維持原定 OPEC 和俄羅斯等非 OPEC 國家分別減產(chǎn) 120萬桶/日和 60 萬桶/日的協(xié)議，并決定 7 月起合作參與國自愿將 2018 年 5 月 147%的雙方的整體減產(chǎn)執(zhí)行率降至 100%。

OPEC 國家 5 月產(chǎn)量、 配額與產(chǎn)能

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    3、國際油價逐漸走強，預計下半年仍有較強支撐

    石油的勘探開采是整個石油化工產(chǎn)業(yè)鏈的最上端，油價直接影響勘探開采收入。

    無論是國外油公司如 BP、殼牌、?？松梨诘?，還是國內(nèi)的三桶油，上游業(yè)務(wù)收入變動趨勢都和 Brent 均價變動趨勢基本保持一致。油價處于高位時，上游業(yè)務(wù)收入也同樣在歷史高位； 2015 年油價迅速下跌，油公司的相應收入也隨之顯著下滑。當前 Brent 油價升至 70 美金以上，預計油公司上游業(yè)務(wù)收入繼續(xù)回升。

    2018 年以來國際油價上漲強勁，截止 7 月 20 日，布倫特周度平均價累計上漲 9.6%， WTI 周度平均價累計上漲 14.3%。受地緣政治因素、 地區(qū)供需差異和美國輸油管能力限制等影響，布倫特-WTI價差今年第 7 周下降到 3 美金的低點，然后波動上升到第 23 周的 10 美金（本年度最高點）， 后回落至目前的 4 美金左右。截止 7 月 20 日當周，本年度平均價差為 5.46 美元每桶。

2018 年國際原油價格

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    下半年原油市場多空交織，原油市場重點關(guān)注以下影響因素：

    1、 產(chǎn)油國增產(chǎn)以及計劃增產(chǎn)的行動仍將在后期對油市形成利空壓制，但潛在的增產(chǎn)幅度跟原油需
求相比將非常有限。

    2、 美國經(jīng)濟持續(xù)復蘇、全球經(jīng)濟運行平穩(wěn)、能源需求穩(wěn)健，對油價形成支撐。

    3、 美國對伊朗、委內(nèi)瑞拉等的經(jīng)濟及能源制裁，有推升油市的可能。

    4、 美國中期選舉臨近，控制油價的進一步上漲也成為了特朗普越來越棘手的問題，這或?qū)е旅绹蚩紤]緩解對于伊朗的制裁。

    5、 沙特阿美上市，上半年沙特曾暗示希望油價接近每桶 80 美元,以支持沙特阿美 IPO，但目前 IPO進展不大，變數(shù)較多。今年油價的高位一定程度上也緩解了沙特的財政壓力和阿美公司 IPO 的迫切性。實際上抑制油價不再快速上漲，也符合作為產(chǎn)油國沙特的利益。過高的油價會刺激其他高成本石油的開采，打破目前的供需平衡。這也是沙特不愿意看到的。

    基于以上因素， 2018 年下半年國際原油價格短期整理但是維持上漲態(tài)勢的概率較大。

    二、海上天然氣進口必經(jīng)之路LNG 接收站行業(yè)分析

    作為世界上已經(jīng)出現(xiàn)過能源危機的非再生資源，石油已經(jīng)成為了全世界都渴求的能源。而目前我國石油行業(yè)出現(xiàn)了：原油資源短缺，依賴進口原油加工;煉油及石化原料需求矛盾越來越突出;原油價格波動大、生產(chǎn)成本高，經(jīng)營風險;安全、節(jié)能、減排、環(huán)保等規(guī)范要求嚴格要求;國外知名石化企業(yè)在中國建廠，市場競爭激烈等許多問題。因此降低生命周期成本，提高現(xiàn)代企業(yè)管理水平變得越來越迫切。

    據(jù)了解，目前全球石油化工行業(yè)面臨的最大挑戰(zhàn)在于油氣資源短缺、供需不平衡、生產(chǎn)成本提升及對產(chǎn)業(yè)一體化的迫切需求。作為當今世界上發(fā)展速度最快的自動化技術(shù)、信息技術(shù)和現(xiàn)代管理技術(shù)，成為國際性企業(yè)爭相采用、不斷提升自身競爭力的技術(shù)手段和方法。隨著世界范圍內(nèi)石油化工生產(chǎn)技術(shù)不斷進步，石油化工企業(yè)正朝著大型化、一體化、智能化和清潔化等方向發(fā)展。傳統(tǒng)的石化企業(yè)生產(chǎn)過程控制系統(tǒng)的設(shè)計理念也隨之發(fā)生了改變。

    很多企業(yè)都在向現(xiàn)代化的石油化工廠邁進，集成自動化系統(tǒng)水平也在不斷提高。但要真正實現(xiàn)智能化還需從工廠生產(chǎn)操作、管理、維護的角度出發(fā)，要求過程控制系統(tǒng)應具有開放性、高可靠性、互操作性和易維護性。通過生產(chǎn)操作自動化、經(jīng)營管理信息化、生產(chǎn)管理與過程控制管控一體化，實現(xiàn)企業(yè)從原油選擇、采購、生產(chǎn)加工過程到石油、化工產(chǎn)品出廠全過程的智能化生產(chǎn)及管理，使企業(yè)的利潤最大化。

    國際天然氣貿(mào)易需要先將氣態(tài)天然氣進行處理后液化成 LNG， 然后通過海運送往全球各地。

    接收站的作用在于， 使得 LNG 運輸船到達 LNG 碼頭后， 將運輸船上的 LNG 通過裝置輸送到陸地上進行銷售。 可見， LNG 接收站在 LNG 貿(mào)易中發(fā)揮著巨大的作用。

    根據(jù)估計， 2017 年將增加 90.4 百萬噸/年 LNG 接收能力，其中有 13 個陸上接收站項目、 6 個 FSRU 和 4 個原有接收站的擴展項目。由于浮式接收站具有建設(shè)周期短、靈活性高等優(yōu)點，哥倫比亞、埃及等新興 LNG 市場偏愛建設(shè)浮式接收站

新增 LNG 接收站類型及擁有 LNG 接收站國家數(shù)量

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    貿(mào)易價格。 在進口天然氣存在較大利差的情況下，會刺激資本投資，相應加快接收站建設(shè)步伐。 進口 LNG 價格與國際油價相關(guān)，而油價在 60-80 美元/桶區(qū)間內(nèi)，進口 LNG 價格與國內(nèi)管道氣門站價價格嚴重倒掛，進口 LNG 氣化輸送到管道后的銷售價格與國產(chǎn)氣相同，這將打擊 LNG 接收站進口 LNG 的積極性，進而降低利用率和盈利能力。 此外， 國際 LNG貿(mào)易中長約比例降低，隨著國際油價波動和全球 LNG 供求再平衡，短約價格波動會增加LNG 接收站的運營風險。

不同油價下我國進口 LNG 到岸完稅價格測算結(jié)果表（參考 2016 年天然氣價格）

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    LNG 進口氣化后能否順利輸入城市燃氣管網(wǎng)很大程度上決定了接收站的產(chǎn)能利用率?？紤]到我國天然氣管網(wǎng)基本由三桶油建設(shè)，管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施尚未做到全面互聯(lián)互通，部分接收站的進口氣源無法及時輸送至下游需求。

    1、接收站分布：亞洲地區(qū)是投資重心，國內(nèi)發(fā)展逐步多元化

    全球 LNG 接受能力平穩(wěn)增長，現(xiàn)有接收能力集中在亞洲。 2017 年全球 LNG 接收站接收能力達到了 795 百萬噸/年，相比于 2016 年的 777 百萬噸/年的接收能力增長了 2.32%。從區(qū)域上看，亞洲太平洋地區(qū)有著世界上最多的 LNG 接收能力，亞洲地區(qū)有著最多的最終投資決策項目（FID 和 Pre-FID）。

    全球范圍內(nèi)看，目前日本的 LNG 接收站數(shù)量最多，接收能力最高，中國臺灣的利用率最高。中國 LNG 接收能力位居世界第五，預計在 2022 年接收能力會有大幅增長。

2016-2022 年不同國家 LNG 接收站接收能力和利用率

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    2、國內(nèi)接收站集中“三桶油”，逐步多元化

    目前我國有 22 個 LNG 接收站，名義接受量 7020 萬噸/年。目前，中海油 LNG 接收能力占全國總能力的 52.8%；中石油占比 33.7%，中石化占比 10.6%，九豐占比 1.8%，廣匯占比1.1%。

我國主要 LNG 接收站概況

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    接收站的盈利模式有兩種方式，第一種是自用，即接收站是整個貿(mào)易鏈條的一部分，公司在計算盈利的過程中，需要將接收站的各項費用考慮在內(nèi)；第二種是借用，即接收站不是整個貿(mào)易的一部分， 而是一個通道，貿(mào)易方需要向接收站擁有者支付一定比例的通道費。

    兩種方式都具備較高的盈利能力，以一個 300 萬噸級別的接收站為例，在不考慮管線設(shè)施，下游均采用 LNG 槽車運輸?shù)那闆r下，投資額大約是 40 億左右，通道費假設(shè) 0.34 元/方，折算為 473 元/噸，貿(mào)易價差假設(shè)為 1000 元/噸。

接收站自用方式盈利比較

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接收站借用方式盈利比較

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    兩種方式盈利不同的核心在于風險偏好，自用方式的接收站更具有風險偏好，因此在貿(mào)易價差較大的情況下可以實現(xiàn)更大盈利，而借用方式的接收站則在通道費不變的情況下每年可以實現(xiàn)穩(wěn)定收益，不會受到貿(mào)易價格波動帶來的風險

不同貿(mào)易價格下的接收站盈利測算

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    根據(jù)當前天然氣價格， 過去長約在當前時點并不具備競爭力， 因此近幾年新投產(chǎn)的接收站，在較低的進口成本下會顯著受益。全球無論是從合規(guī)規(guī)模上還是合約期限上，都在向短期小規(guī)模的合約上發(fā)展，未來長約比例將逐步降低。

    對于天然氣供需狀態(tài)的分析，預計 18-19 年天然氣仍然存在氣荒的情況，因此判斷 LNG 價格中樞在近兩年仍會上移。今年上半年 LNG 市場均價同比去年已經(jīng)有超過 1000 元/噸的漲幅，因此液態(tài)銷售占主的接收站未來有望實現(xiàn)更大業(yè)績彈性。

2014-2018.1月L NG 市場價（元/噸）

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    對于接收站盈利測算的核心就在于判斷貿(mào)易價差，將分別測算亞洲進口至上海以及美國進口至上海的管道氣和 LNG 貿(mào)易套利。

    1） 管道氣銷售， 亞洲地區(qū)進口現(xiàn)貨的方式將帶來虧損，從美國進口有利可圖。

管道氣套利測算

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    2） LNG 銷售，無論從亞洲還是美國都有利可圖

管道氣套利測算

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    我國目前規(guī)劃的進口天然氣管道主要有三條， 第一條管道是來自中亞地區(qū)的西氣東輸管道，該管道分為國內(nèi)和國外兩段建設(shè)， 國內(nèi)段稱為西氣東輸管道二線和三線， 自 2008 年開建，2012 年四季度正式投產(chǎn)， 設(shè)計年輸氣能力為 300 億方，途徑新疆、甘肅、寧夏、陜西、河南、湖北、江西、廣東等地；國外段稱為中亞天然氣管道，根據(jù)時間和路線分為 ABCD 四線，最早建成的是 A 線， 2007 年開建， 2009 年底正式投產(chǎn)運行。 第二條管道是中緬天然氣管道，該管道主要是將緬甸的天然氣輸送到西南地區(qū)銷售，開工自 2010 年， 2013 年中期建成投產(chǎn)，設(shè)計年輸氣能力為 120 億方。第三條管道是中俄天然氣管道， 中俄管道分為東線和西線，東線 2015 年開建， 預計 2019 年底建成投產(chǎn)，設(shè)計年輸氣能力為 380 億方，西線處在前期認證階段。 按照現(xiàn)有的管道輸氣能力計算，國內(nèi)管道氣最大進口量為 670 億方（中亞 550+緬甸 120），折合單月輸氣能力為 56 億方。

    但是， 670 億方的進口能力，或者 56 億方的單月進口能力已經(jīng)是管道氣 2020 年前的天花板， 并且由于天然氣在淡旺季的需求并不相同，實際負荷率很難做到 100%。去年在“氣荒”到來即 11 月份之前，管道使用率只有 62%，在最缺氣的 12 月份，管道氣進口量只達到 39.78億方， 這就意味著冬季約 40 億方是目前管道氣進口的真實上限， 今年冬季難以有超越，對應的供需缺口只能由接收站來承擔，從進口的角度上看，歷史上管道氣一直是天然氣進口的主角，而 2017 年開始， 進口 LNG首次超過管道氣，可見接收站將會扮演越來越重要的角色。