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天然气价格的上行和下行风险

任何在2007年之后的经济衰退阴影下开始金融市场职业生涯、并认同以下任何一种说法的人士都可以被谅解:

1)      美联储不能加息。

2)      天然气价格不能维持涨势。

几乎毫无例外,天然气价格自2008年以来几乎从未停止下滑(图1)。7年前以及2015年10月、2016年10月和2017年10月Henry Hub天然气期货合约在8美元和9美元/每百万英国热量单位(mmBtu)的价格之间到期。然而,2015年10月合约到期价格为2.56美元/mmBtu,目前2016年10月和2017年10月期货合约价格在3美元/mmBtu以下。

为何天然气价格遭遇无休无止的熊市?答案很简单:产量飙升。2005年,当Henry Hub价格高达15美元/mmBtu时,美国日产量小于650亿立方英尺。10年后,天然气产量已经增长将近40%—约900亿立方英尺/每天(图2)。

图1:单行道还是通往崩溃的高速公路?

图2:单行道还是通往崩溃的高速公路?

天然气市场在过去25年中经历了3个阶段:

1)  1993–2002: 低价主导(2-4美元/mmBtu),2000年强劲的拉尼娜气候造成的寒冷冬季推动了天然气价格走势。然而,2000年的攀升及2001年的价格崩溃与产出水平变化之间并没有明显的相关性。

2)  2003–2008: 高价主导,6美元至16美元区间(以2015年美元计价)。较高的价格水平进而刺激了在该领域的投资和技术创新,以及始于2008年的巨大规模的页岩气钻探。

3)  2009至今: 产量飙升使天然气价格维持在2至6美元/mmBtu。

供给展望:2016年产量增加可能开始放缓

产量增长的惊人之处是其完全来自页岩气。自2008年以来,来自常规天然气和煤层油田的供给持续下降,来自常规油田的产出趋于停滞—大致保持在1993至2008年的范围之内(图3)。

天然气低价的现实尚未造成其产量增长下降。从百分比来衡量,增长一直在下降,从2008年20%-70&的年增长到2011年以来较为温和的增长比率:10%至20%(图4)。然而,导致该结果的主要原因是美国页岩气产量从2007年的约5000mmcf/每天增长至2011年的26,000mmcf/每天、以及2015年初40,000mmcf/每天(分母在不断扩大)。

图3:页岩气、常规天然气、油井及煤床产量对比

图4:急剧下滑的增长?

从页岩气产量年变化的角度来看,增长放缓并不明显。在2010年以前,产量年增长范围保持在2,000至3,000mmcf/每天。2011和2012年,年增长加速:每日产量增加6,000-8,000mmcf。目前每天产量增长趋缓并保持在3,000至6,000mmcf(图5)。

在2009年以来天然气价格保持低迷的情况下,上述增长规模相当可观。这让人不禁要问,天然气产量增长还会持续多久,以及当产量达到顶峰而开始下滑时,天然气价格会去向何方?

图5:还是相对温和的增长?

过去10年中,从每月数据的角度衡量,价格和供给之间的关系一直保持消极。在经济学理论中,价格上涨通常会导致供给增加以及正斜率曲线。而在天然气、以及其他许多大宗商品市场中,其短期市场现实往往与理论背道而驰。高供给在短期内压低价格。负斜率是长期价格变动和投资之间较长时间滞后的结果,而低价格最终将转化为产出下降。因此,美国天然气在未来几年中可能会达到顶峰然后开始下降。

美国目前每月生产2.9万亿立方英尺天然气。图6显示:当美国每日天然气产量处于60,000-70,000 mmcfs水平时,天然气价格通常保持在6-14美元/mmBtu,由于每日产量大约增加了74,000 mmcfs,其价格也下降到2-6美元/mmBtu。该图表的局限性在于其忽略了与供给同时增长的需求(我们随后会深入探讨需求)。同时,我们怀疑需求增长目前对价格(由于供给增长而下降)的影响十分有限。

2016和2017年天然气期货价格仅高于当前现货价格10%-20%的现实说明:市场参与者对于其需求可能超过供给的说法并不认同。然而,需求超越供给并造成价格飙升的可能性可能大大高于市场参与者的当前预测。

图6:负斜率供给曲线(只限于短期)

在供给方面,针对天然气和原油的新投资已经干涸。贝克休斯公司的数据显示:与其高峰相比,天然气钻机数量下降超过80%,原油钻机数量下降50%。钻机数据是预测未来供给的粗略指标,因为其并不显示当前参与生产的钻机产能,以及离线钻机数据。然而,我们也看到,在钻机数量下降的同时,天然气产出多年以来一直持续上升。这可能是钻井效率和生产力提高的结果,Bentek Energy有数据显示,今年8月,每台钻机大约开采1.88个油井—这是2014年(平均1.6)以来最高纪录(增长17.5%)。

根据美国能源信息署(EIA)在2015年10月13日公布的最新钻井生产率报告,天然气钻机产出在不同时间以及不同供给地带变化十分显著,其中产量最高的是马塞勒斯页岩:每天约9mmcf,比过去4年增长193%。尤蒂卡页岩和海恩斯维尔页岩的产量增长也十分明显,而在Bakken, Eagle Ford, Niobrara以及Permian basins的产出也保持稳定(图7)。造成产量差异的原因很多,例如页岩地层的地质组成,钻井平台的湿度比率,以及石油与天然气的价格关系等。

因此,基于钻井平台数量降低以及天然气-原油价格的关系走势,很难相信天然气产量会无限期地增长(图8和图9)。此外,在需求强劲增长的前提下,即使天然气增长暂停也可能会造成其价格飞涨。

图7: Marcellus和Haynesville的产能在Utica产能攀升期间有望急剧提高

图8: 在价格及钻机量同时下降的情况下供给是否会持续增长?

图9:石油钻机数量急剧下降,可能会导致相关燃气产量增长放缓或逆转。

需求展望:短期疲软,长期坚挺。

天然气需求今夏有所增长,主要来自电力行业,并且创下新高,平均为280亿立方英尺/每天,高出去年夏季水平的17%,仅比2012年纪录低1.5 bcf/每天。9月份功率燃烧水平也十分显著,造成该增长的双重原因:高于平均的气温以及煤/天然气燃料转换触发了最近的价格熊市(低于3美元/mmBtu)以及燃煤发电的变化。另外,由于美国环境保护局(EPA)关于汞和有毒空气标准等的现行规定,燃煤发电也在一定程度上持续下降,并导致一些煤炭厂关闭。另外,干旱的气候也给水力发电造成了不利影响,同时,厄尔尼诺造成的高于正常的气温也促进了电力部门对天然气的需求增加。EIA预计:平均住宅天然气价格将比去年冬季低4%,原因是美国国家海洋和大气管理局(NOAA)预测美国今冬采暖天数将比去年低7%,并低于10年平均水平,这表明今冬气温可能将高于正常水平。

鉴于天然气在2013和2014年主导发电能力的现实(图10和图11),其长期需求增长(今冬之外)可能会持续。关于图11,有必要指出天然气工厂往往以较高的利用率运行(80%或更高),而太阳能和风力发电装置的利用率只有25%。因此,全新的天然气设施对需求增长的实际边际贡献可能远高于下图所显示的数据。2014年,太阳能仅占美国发电总量的0.3%,由于近年来太阳能的成本急剧下降,其占总发电量的份额可能会在现在和2020年之间每两年加倍一次,虽然目前这对天然气需求的负面影响甚微,但进入2020年和2030年,情况可能明显不同。

图10:天然气发电无需太阳能或风能

图11:天然气国内需求增长源主要来自电力行业

除了天然气长期积极的国内需求以外,还有液化天然气(LNG)的出口问题:13个液化天然气出口设施可能在今后5年内相继上线,位于路易斯安那州的Cheniere Energy的Sabine Pass终端可能在2015年底2016年初上线,该设施拥有每天2.2 bcf的出口容量,约占美国天然气总产出的2.3%,马里兰州的Dominion Cove Point设施也计划在2017年额外增加1.0bcf/每天的容量。另外还有7个出口设施计划在2018年上线,并增加9.9bcf的容量;4个出口设施将可能在2019年上线并增加3.5 bcf的出口容量(图12)。

图12:液化天然气出口设施及其理论出口能力

设施/公司

预定服务日期

Bcf数量/每天

2015年产量百分比

累计总量百分比

Cheniere Sabine Pass T1-T4

2015第4季度或 2016

2.2

2.3%

2.3%

Dominion Cove Point

2017

1

1.1%

3.4%

Freeport

2018

1.8

2.0%

5.4%

Cameron LNG

2018

1.7

1.9%

7.3%

Cheniere Corpus Christi

2018

2.1

2.3%

9.6%

Cheniere Sabine Pass T5-T6

2018

1.3

1.4%

11.0%

Southern LNG

2018

0.5

0.5%

11.5%

Magnolia LNG

2018

0.5

0.5%

12.0%

Golden Pass LNG

2018

2

2.2%

14.2%

Jordan Cove

2019

0.8-1.2

1.1%

15.3%

Lake Charles

2019

2

2.2%

17.5%

Oregon LNG

2019

1.25

1.4%

18.9%

Gulf LNG

TBD

1.3

1.5%

20.4%

资料来源: 美国能源部石油和天然气全球安全和供给办公室,联邦能源管理委员会化石能源办公室, Cheniere

库存:是否走向一个纪录新高?

库存水平继续回升并在2015年10月9日达到将近3,733bcf(净增100bcf),和去年以及5年季节性调整平均纪录相比,分别净增14%以及4%(图13)。EIA预计今冬取暖季节库存将达到3,956bcf—可能成为纪录新高。较高的库存以及美国北部和加拿大暖冬的可能性很可能已经计入天然气定价。

图13:库存水平持续增长并可能在今冬达到历史新高

波动性—真实和隐含:市场是否已对潜在价格走势充分定价?

90天固定期限天然气期权的隐含波动率在过去几个月中达到、或者接近其最近价格变动范围中心(图14)—该现象发生在该波动率由于天然气价格大跌;而在10月底向上述变动范围的顶部移动之前。此外,令人好奇的是,隐含波动率大幅下降,并低于其6个月纪录:1年期隐含波动率在30%以下(图15),远远低于历史天然气已实现波动率(通常为50%左右,并介于70%-30%)(图16)。因此,期货和期权曲线很有可能忽略了需求开始超过供给的可能性(库存上升以及暖冬过后)。过去的厄尔尼诺有时会伴随强劲的夏季需求,并在次年推高天然气价格。另外,厄尔尼诺还可能加速拉尼娜气候的进度(例如在1973-74以及1998-99年),并导致次年冬季需求上升,因此我们要警惕短线思维,并关注长期曲线。另外,从隐含波动性的角度来看,和原油期权价格相比,天然气期权价格略显异常:接近或低于历史平均值—天然气历史波动性通常大于原油。

图14:90天隐含波动率无异常表现

图15:长期隐含波动率水平持低

图16:天然气波动性通常高于原油

总结:

  •        天然气价格的熊市不会永远持续并可能很快结束。
  •        短期内,天然气价格可能持续低迷,特别是如果厄尔尼诺在美国北部和加拿大蔓延并造成暖冬。
  •        面对2016和2017年价格飙升的可能性,天然气期货和期权价格可能过于平稳.
  •        天然气供给可能不会持续当前的上升节奏—在较低天然气和原油价格对资本支出的影响的条件下。
  •        虽然在短期内受厄尔尼诺影响略显压抑,但几乎可以肯定的是:天然气国内长期需求将持续上升。
  •        液化天然气出口将仅在价格持低的情况下继续,但可能会给美国价格设定下限。
  •        天然气价格上升对美国相关行业会有不利影响—和其国外竞争对手相比,其大多受益于低能源成本,另外美元坚挺也进一步增加了不利影响。
  •        天然气价格上涨10美元/mmBtu,虽然目前不是中心议题,但不能排除其可能性。

 

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