投资要点
东亚天然气由于需求旺盛，远离产地因此气价长期维持在3.5元/方左右的高位，但去年随着油价的暴跌，东亚气价大幅下挫超过50%，目前仅为1.6元/方左右，但我们判断未来LNG价格还会进一步维持低位，具体逻辑如下：
目前全球消费量3.3万亿方，贸易量1万亿方、其中管网气7千亿方、海上LNG气为3200亿方。但由于过去几年的高气价激发上游的大幅扩产，预计到2020年新增产能高达5300亿方。而且由于LNG气站高度重资产，标准的300万吨装置的建设资金都高达60亿元，所以即使以后气价下跌也很难停产，供给仍将呈现绝对的刚性。
日本一直是全球最大的LNG进口国，占全球总需求的35%。其11年关闭核电以后，进口量大幅增长了250亿方，仅新增需求就占到全球总需求的接近10%，这也导致了11年-12年全球气价大幅上涨。但明年开始日本将陆续重启核电，同时叠加人口老龄化带来的需求萎缩，我们预计至2020年，日本的总需求相比14年将下滑500亿方。
我国目前现有LNG接收站520亿立方米，几乎被三桶油垄断，占比高达90%。但其前期签订的合约基本都在3元以上，为了减少亏损，我们预计三大油公司还是会利用其半垄断地位，将国内LNG销售价格维持在较高水平，我们预测应该还在2.5元以上，而长期进口气价应该在1.5元以下，因此按照300万吨LNG进口气站的测算，则其盈利都将超过60亿方。
投资策略与建议：
综上所述，我们看好未来有潜力拿到海外廉价进口LNG气的企业，有望受益的包括：新奥股份(600803，未评级)、长百集团(600856，未评级)广州发展(600098，买入)、胜利股份(000407，未评级)
风险提示
由于国内气价依然偏高，所以短期需求会比较疲弱
1.东亚气价有望长期下跌
天然气由于运输困难，所以没有全球统一价格，基本都是区域定价，而且各地定价机制差异很大。北美由于页岩气革命导致供应端竞争充足，气价仅为1元/方左右。而我国所处的东亚则由于自身供给不足，和上游议价能力弱，所以被迫接受和原油挂钩的定价模式，因此进口气价也长期维持在3元左右。但随着14年下半年全球油价的暴跌，远东LNG现货价格也大幅暴跌50%，仅为1.5元/立方米左右。而且展望未来，我们判断随着LNG供给端的爆发性增长，远东气价有望大幅下跌。
1.1.全球和我国天然气贸易格局
全球天然气消费量3.3万亿方，贸易量1万亿方，其中管网运输为7000亿方，海上LNG为3200亿方。而我国所处的东亚地区，由于本身产量只有1170亿方，但总需求量却高达3500亿方，所以基本所有海上LNG都是出口到东亚。而我国目前总消费量为1900亿方，自产气1300亿方，陆上管输气为313亿方，海上进口LNG气270亿方(长约气220亿方，现货气50亿方)。虽然LNG现货占比不高，但其对我国整体气价影响却很大。
1.2.LNG现货决定我国长期天然气价格
目前我国陆上管网气价根据定价公式做调整，虽然公式没有披露，但是依照我们测算其价格趋势与远东地区进口LNG价格一直比较接近。目前已经签约的海上LNG长约气价格已经锁定，在合同到期前价格都不会变化。但未来新签约的长约LNG气价主要就是参考目前的现货价格，并且一般会下浮10-15%。所以未来占我国供给66%的进口气价格长周期看基本都和LNG现货价格走势高度相关。而我们分析，未来LNG将出现严重的供过于求，价格将有望大幅下跌，并且未来东亚天然气定价机制也有望实现和油价脱钩，真正依照自身的供需独立定价，具体分析请见下文：
2.LNG未来供给将呈爆发性增长
全球LNG产量为3000亿立方左右，其运至东亚的完全成本依照我们统计基本都在3元/方以下，而过去几年东亚天然气价格持续维持在3.5元/方左右，因此单方净利率都在15%以上。这也极大的刺激了LNG的潜在供给，预计至2020年新增产能高达5300亿立方米，是目前产能的1.65倍。我们依照各位成本位置对应的LNG产量做了下图。其中6500亿方新增供应成本在3.5元以下，还有接近3000亿方以上的供给成本高于3.5元，基本都是基于当时对于气价上涨预期做的投产规划。但考虑到LNG出口装置极度重资产(百万吨投资20个亿)，因此即使投产后出现亏损，产能也难以调整，因此未来价格下降可能会远远击穿成本线。
依照我们统计，未来除了传统的中东出口国以外，澳大利亚和美国等资源国都在大量扩产，寄希望于对亚洲的出口，其中16年以前的扩产主要集中在澳大利亚，而其后美国将进入产能密集投放期，仅这两个区域的产能投放就将达到2000亿立方米，接近目前总产能的60%。
2.1.15-16年新增产能主要来自于澳大利亚
澳大利亚的地理位置靠近亚洲主要LNG进口国家，天然气资源丰富，政治稳定，政府重视LNG项目发展，吸引了众多大石油公司的强强联合。在接下来两年内，澳大利亚昆士兰有三个LNG项目准备进入生产状态。同时雪佛龙的两个关键澳洲LNG项目，Gorgon与Wheatstone也预计分别于2015年与2016年启动。在管道天然气方面，埃克森美孚的澳洲PNG项目已于2014年第二季度启动，并且进展迅速。考虑到该PNG气源的规模，该项目极有可能产生可观的产能。
2.2.16-20年新增产能主要来自于美国
美国曾经是重要的天然气进口国，顶峰时期的进口量高达1300亿立方米/年。但随着09年页岩气革命的爆发，美国目前不但不再进口，而且本土的天然气已经严重供过于求，价格也跌至1元/立方米以下。但由于其开采成本低，同时已有的港口，码头，储气罐，管道连接等当时为进口配套的设施非常完善，经过改装都可以用于出口。随着2015年巴拿马运河的拓宽，未来其运至亚洲的单方成本将从1.9元降至1.1-1.3元，成本竞争力极强。未来将大量通过出口亚洲缓解本土的产能过剩。目前规划的到2025年美国LNG出口量可达1035亿立方/年。
3.日本LNG需求将大幅萎缩
日本是全球最大的LNG进口国，占到总贸易量的35%。2011年，随着地震导致的核电机组停产，日本大量进口LNG作为替代能源，其11、12年的新增进口量分别达到250亿方和50亿方，占到全球LNG贸易量的7%和1.5%。在其爆发性需求的刺激下，同期全球LNG现货价格也出现了大幅的上涨。但随着日本复核和人口老龄化对能源需求的下降，日本LNG将有望大幅萎缩。
3.1.日本重启核电站减少LNG需求
福岛事故之后，NRA新的安全标准于2013年7月7日生效。从7月8号开始日本核电站供应商也允许提交重启核反应堆的申请。由于昂贵的能源成本严重拖累经济，未来核电重启将是大概率事件，如果未来14座核电全部重启，天然气占能源的比重将有望从目前40%的历史峰值降至24%的历史平均水平。
3.2.日本能源需求将长期下滑
目前日本经济几乎已经停止增长，从2011年开始甚至出现多次衰退，同时，其人口数量已连续4年呈减少趋势，人口总数创下15年来新低。年满65岁者占人口总数超过四分之一，老龄化形势严峻。日本天然气需求主要分为工业用和民用两块，比例为1：2。其中工用电量与GDP呈显著正相关性，我们预计未来增速不会超过1%。而民用电则和人口数量密切相关，而过去4年日本人口数量已经呈现逐年下滑，大趋势未来很难逆转，这也会导致民用电量需求将逐年减少。因此我们判断14年将是日本能源的峰值，至2020年其能源消费量将下滑至9000亿千瓦时。由此可以推算占比24%的天然气消费量约为700亿方，同比14年下滑将近500亿方，基本可添补预期中国新增需求量的20%。
4.俄罗斯对我国出口将大幅增长
由于乌克兰危机造成俄罗斯和欧洲的关系紧张，并且主要输往欧洲的天然气管网都要经过敌对的乌克兰，这就造成俄罗斯将其天然气销售方向逐步转为亚洲。并且由于遭受国际制裁和原油价格暴跌导致出口收入大幅下降，俄罗斯也最终放开了远东地区的资源开发，长期看这也将大幅增长我国北部能源的潜在供给。目前中国管道气进口主要来自中亚和缅甸，中亚管道A/B线与C线2014年输气能力分别为300与250亿立方米，D线预计2020年投产后新增300亿方能力。2014年中俄天然气东线管路打通，协议从2018年开始供气，输气量逐年增长至380亿方，同时中俄签署了中俄西线管道供应协议，规模未定。从目前中俄和中亚签订的天然气进口协议看，未来新增需求也将达到980亿立方米/年。
5.我国未来LNG供需格局展望
我国截止14年LNG接收站产能520亿立方米/年，几乎全部被三大油公司垄断，占比高达90%，具有绝对的市场垄断地位。根据现有规划，预计2020年中国LNG进口接收站能力可达1800亿立方米/年，其中三桶油独立建设的接收站产能约1400亿立方米/年，占预计总能力的80%，民营约占17%，其余则为三桶油与民营资本合建。
但由于三桶油大量的新签订LNG进口合约都是发生在油价暴跌以前，以前普遍在3元/立方米以上，远高于目前1.5元/立方米的进口气现货价格，实质上已经是巨额亏损。为了减少其亏损幅度，三大油公司还是倾向于利用其在进口装置上的半垄断地位，对新增低价气源尽可能不开放LNG接收站的使用权，以维持国内气价的相对高位。因此我们判断即使远东的进口气未来价格大幅下跌，但国内气价恐怕至少还是要维持在2.5元左右，那么未来有条件进口海外气的企业将获得巨大的套利空间。如果我们以比较常规的40亿方(对应200万吨)LNG接受站测算，目前进口长约价格很难超过1.5元/方，则对应的盈利就是40亿元，非常惊人!
