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天然氣價格的上行與下行風險

  • 5 Nov 2015
  • By Adila Mchich and Erik Norland

2007年後,那些在經濟大蕭條陰影下勇敢進入金融市場執業的人們,若相信以下其中一點, 都可以被諒解:

1)      聯儲局不會加息。

2)      天然氣價格無法維持漲勢。

凡事皆有例外,但天然氣價格自2008年以來基本從未停止下跌(圖1)。七年前,2015年10月、2016年10月與2017年10月的亨利港天然氣期貨合約到期價格落於每百萬英國熱量單位(mmBtu)8美元至9美元之間。然而,2015年10月合約的到期價格為每百萬英熱單位2.56美元,而2016年10月與2017年10月的期貨合約目前定價低於每百萬英熱單位3美元。

為何天然氣價格的熊途似乎永無休止?答案很簡單:產量飆升。2005年,亨利港天然氣價格於每百萬英熱單位15美元左右見頂,當時美國每日產量不到650億立方英呎。十年後,天然氣產量增長近40%,每日產量約900億立方英呎(圖2)。

圖1:單行道亦或是通往地獄的高速路?

圖2:價格變化與隨後的產量變化之間長期滯後

天然氣市場在過去25年中經歷了3個階段:
1) 1993–2002: 低價主導(2-4美元/mmBtu),2000年強勁的拉尼娜氣候造成的寒冷冬季推動了天然氣價格走勢。然而,2000年的攀升及2001年的價格崩潰與產出水平變化之間並沒有明顯的相關性。
2) 2003–2008: 高價主導,6美元至16美元區間(以2015年美元計價)。較高的價格水平進而刺激了在該領域的投資和技術創新,以及始於2008年的巨大規模的頁岩氣鑽探。
3) 2009至今: 產量飆升使天然氣價格維持在2至6美元/mmBtu。

供應量展望:產量的上升趨勢將在2016年有所放緩

產量增長令人驚嘆之處在於完全來自於頁岩氣開採。自2008年起,傳統的採氣井及煤層井逐漸減少,而在1993年至2008年間被廣泛使用的傳統油井,其產量也趨於停滯狀態(圖3)。

天然氣價格下滑的事實(尚未)終止天然氣產量的增長。以百分比計,增長率正逐漸下降,從2008年至2011年按年增長20%-70%,之後降至更為緩和的10%-20%(圖4)。但這主要是因為該百分比的分母要大得多,美國頁岩產量從2007年約每日50億立方英呎,飆升至2011年約每日260億立方英呎,至2015年年初,該數據已超過每日400億立方英呎。

圖3:頁岩、傳統氣井與油井、煤層井:誰會出局?

圖4:增長大幅放緩?

以按年變化審視頁岩氣產量變化時,增長放緩趨勢不會如此明顯。2010年之前,產量增長為按年每日增長20至30億立方英呎。於2011和2012年間,按年產量激增至超過每日60-80億立方英呎,近些年來則放緩至每日年化增長30至 60億立方英呎(圖5)。

鑑於天然氣價格自2009年以來就普遍偏低,此增長水平確實令人印象深刻。但外界必定會十分好奇此種增長能持續多久,以及如果產量水平達到峰值之後開始下降,天然氣價格將何去何從?

圖5:亦或穩健增長?

月度數據分析顯示,過去十年間價格與供應量之間的關係為較大的負相關性。於經濟因素方面,更高的價格通常會產生更高的供應量,往往能獲得正斜率曲線。於天然氣方面,在眾多商品市場中,兩個因素的走勢短期內背道而馳。短期內高供應量會壓抑價格,價格波動與投資之間的漫長滯後時間導致負斜率。最終低價會引起產量下跌。接下來幾年,美國天然氣產量是否能夠見頂並開始下滑,我們拭目以待。

目前,美國每月生產約2.9萬億立方英呎天然氣。圖6顯示,當美國每日生產600-700億立方英呎天然氣時,其正常價格範圍為6至14美元每百萬英熱。而自天然氣的每日產量升逾約740億立方英呎以後,價格範圍跌至每百萬英熱2至6美元。但是上圖存在局限,即忽略了供應量增長的同時需求量也同步上升了,我們接下來會作進一步探討。鑑於需求增加,我們推測供應不會大幅減少從而大舉推高價格範圍。

2016年和2017年的天然氣期貨價格與現時的現貨價格相比僅高出10%-20%,表明市場參與者認為天然氣供不應求的可能性不大。然而,天然氣供不應求並導致價格飛漲的可能性或許會顯著超出市場參與者現時的預期。

圖6:負斜率的供應曲線!(但僅在短期內)

供應方面,天然氣及原油的新投資額雙雙大幅下滑。貝克休斯(Bakers Hughes)的天然氣及原油鑽機數分別從最高點下降超過80%和50%。由於我們無法從鑽機數資料得知正在運作及已停運的鑽機生產率,因此該資料充其量僅為期貨供應增長的粗略指標。此外如我們所見,多年來鑽機數量不斷減少而天然氣產量卻持續上升。這可能歸功於鑽孔效率與氣井產能提升。據Bentek Energy的資料顯示,八月份生產商每台鑽機平均開採1.88個井,較 2014年的平均值1.6增長17.5%,創歷史新高。

根據美國能源情報署(EIA)於2015年10月13日發佈的最新鑽探生產效率報告顯示,隨著時間變化,不同開採盆地的每鑽機產氣率會產生顯著差異。Marcellus葉岩的產氣率最高,約為每日900萬立方英呎。這表示該地區的產氣率過去四年大漲193%。Utica Shale與Haynesville Shale的每鑽機產氣率同樣顯著提升,而在巴肯、伊格爾福特、尼奧布拉拉及二疊紀盆地的每鑽機產氣率則保持穩定(圖7)。導致生產效益差異化的因素眾多,例如形成葉岩的地質構成、鑽機的幹濕程度,以及石油與天然氣的儲存含量等。

換言之,在鑽機數量及天然氣與原油價格均處於低位的情況下,很難令人相信天然氣產量可以無限增長(圖8和圖9)。此外,鑑於天然氣需求量增長強勁,即便天然氣停止增長亦能夠令價格暴漲。

圖7:Utica產氣率大漲而Marcellus及 Haynesville可能見頂

圖8:佯作鎮定:在價格及鑽機數均處於低位的情況下,供應是否能持續走高?

圖9:石油鑽機數暴跌能夠放緩或逆轉伴生氣體的增長

需求展望:短期疲弱,長期強勁

今夏,天然氣需求曾數次增長,這主要歸功於電力部門平均每日280億立方英呎的需求創出新高。該數據比上年夏季增長17%,與2012年的歷史記錄僅差15億立方英呎/日。九月份的發電數據同樣強鍵。增長有兩重因素:其一氣溫較平均水平高,其二目前價格環境走低,每百萬立方英熱跌穿3.00美元,導致更多煤改氣燃料轉換及發電設備更換。此外,由於施行諸如美國能源保護署(EPA)實施的水銀暨有毒氣體排放標準(MATS)等環境條例,令部分燃煤電廠關閉,燃煤發電發生一定程度的下降。受厄爾尼諾現象影響,氣溫高於正常水平,造成西部地區乾旱並對水力發電生產造成不利影響,燃氣發電增加導致天然氣需求上升。國家海洋與大氣管理局(NOAA)預測今冬的美國採暖度天數將同期減少7%並低於10年平均水平,意味著天氣狀況較常年偏暖,據此,EIA預計今冬的平均居民天然氣價格將按年下降4%。

鑑於2013年及2014年天然氣佔據發電量主導地位(圖10和圖11),長期需求可能持續增長(今年冬季除外)。考察圖11須謹記,天然氣廠作業的產能利用率較高(通常為80%或以上),而太陽及風力設備作業的產能利用率僅接近25%。據此,新的天然氣設施對於滿足需求增長的實際邊際貢獻或遠高於下圖所示。2014年太陽能僅佔美國發電總量的0.3%。近年來,太陽能成本急劇下降,但其佔發電總量的份額將可能從目前至2020年期間每兩年約翻一番,這種情況僅對天然氣需求造成輕微負面影響。不過21世紀20及30年代的情況則完全不同。

圖10:即使沒有太陽能或風能,仍可透過天然氣廠發電

圖11:電力已成國內天然氣需求增長的主要來源

國內天然氣需求長期走好的同時,亦引發液化天然氣(LNG)出口問題。未來五年將購置並啟用13台LNG設備,首先購置的是位於路易斯安那州Cheniere Energy的Sabine Pass終端,其將於2015年年底或2016年年初投入使用。Cheniere設施每日可輸出22億立方英呎液化天然氣,約佔美國天然氣總產量之2.3%。預計於2017年投入使用的馬里蘭州Dominion Cove Point公司的設施將每日增加10億立方英呎液化天然氣產能。計劃於2018年增設的七台設施,共計每日增加99億立方英呎液化天然氣產能,而將於2019年或以後投入生產的其他四台設施則可每日額外增加35億立方英呎的產能(圖12)。

圖12:液化天然氣出口設施及其理論出口能力

設施 /公司

計劃運輸服務時間

產量

億立方英呎/天

佔2015年產量百分比

佔總量的累計百分比

Cheniere Sabine Pass T1-T4

2015第4季度或 2016年

 22

2.3%

2.3%

Dominion Cove Point

2017年

 10

1.1%

3.4%

Freeport

2018年

 18

2.0%

5.4%

Cameron LNG

2018年

 17

1.9%

7.3%

Cheniere Corpus Christi

2018年

 21

2.3%

9.6%

Cheniere Sabine Pass T5-T6

2018年

 13

1.4%

11.0%

Southern LNG

2018年

 5

0.5%

11.5%

Magnolia LNG

2018年

5

0.5%

12.0%

Golden Pass LNG

2018年

20

2.2%

14.2%

Jordan Cove

2019年

 8-12

1.1%

15.3%

Lake Charles

2019年

 20

2.2%

17.5%

Oregon LNG

2019年

12.5

1.4%

18.9%

Gulf LNG

待定

13

1.5%

20.4%

資料來源:石油及天然氣全球安全與供應辦公室;美國能源部、化石能源辦公室、聯邦能源監管委員會(FERC)、Cheniere

儲量:將達到歷史新高?

儲量水平繼續反彈,並在淨注入1,000億立方英呎後於截至2015年10月9日的周內達致約37,330億立方英呎。這表明相對於去年的存儲水平及五年經季節性調整平均值,分別淨增加14%及4%(圖13)。美國能源情報署預計儲存量將在進入冬季供暖季時達到歷史最高 — 39,560億立方英呎。然而,高存儲量及美國北部、加拿大可能出現較往年偏暖的冬季等因素,或已在天然氣價格中得到反映。

圖13:存儲水平正在增長並可能於今冬達到歷史新高

實際與隱含波動率:市場是否正確反映了潛在價格變動?

90日固定期限天然氣期權的隱含波動率過去數月大部分時間均位於或接近其最近波動範圍的中值,10月底,由於天然氣價格大跌,波動率向上限靠近(圖14)。值得注意的是,約6個月以外的隱含波動率急劇下降:1年隱含波動率低於30%(圖15),遠低於天然氣的歷史實際波動率(往往落於50%),波幅為30%-70%(圖16)。因此,在可能較往常溫暖的冬季過後,存儲水平不再持續增長,此時需求可能開始超過供應,期貨及期權曲線則未必恰當預計此可能性。以往厄爾尼諾現象有時會帶來強勁的夏季需求,因而刺激來年價格上漲。此外,厄爾尼諾現象可能迅速變成拉尼娜(例如1973-1974年和1998-1999年的情況),導致隨後的冬季產生更高的需求。因此謹防根據曲線過分壓低價格的短線思維。而且,天然氣期權就隱含波動率而言接近或低於原油期權,似乎有些反常,因為根據歷史水平,在這兩種產品中,天然氣期權通常波動較高。

圖14:90日隱含波動率中並無異常

圖15:長期隱含波動率一直走低

圖16:天然氣波動率往往高於原油

結論:

  •        天然氣價格的熊市格局不會一直持續,並可能即將結束。
  •        短期內,天然氣價格可能繼續面臨下行壓力,尤其是如果厄爾尼諾現象導致美國北部及加拿大的冬季較以往更加溫暖。
  •        天然氣期貨及期權價格對2016年和2017年發生價格攀升的可能性或估計不足。
  •        鑑於天然氣及原油價格走低對資本支出的影響,天然氣供應的增長以目前速度可能難以為繼。
  •        即使短暫受到厄爾尼諾現象抑制,對天然氣的長期國內需求必然會增長。
  •        僅當價格繼續低企時液化天然氣才會出口,但或抑制美國的價格進一步下跌。
  •        若天然氣價格攀升,或會對美國工業極為不利,因為美國工業得益於相對競爭對手較低的能源成本,且正受美元走強困擾。
  •        天然氣價格攀升至每百萬英熱10美元以上並非主要預測,但不排除發生的可能性。

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