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欧洲试图摆脱对俄罗斯石油的依赖,这五只能源股将受益

Shawn Tully
2022-03-22

欧洲并非计划逐步摆脱自身对俄罗斯能源的严重依赖,而是想要在今年就完成大幅削减。

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3月8日,欧盟(European Union)作出惊人决定,宣布其成员国将对俄罗斯的能源行业进行打击,力度之大远超世界预期。欧盟大量进口的俄罗斯天然气是该公报的主要打击对象。在此之前,外界普遍认为,考虑到欧洲经济对俄罗斯能源的依赖程度,俄罗斯对欧洲的能源出口将基本不受影响。

在欧盟的能源消费总量中,天然气约占四分之一,其中,俄罗斯提供的天然气占比又不低于35%。最令能源专家和投资者感到惊讶的是,欧洲并非计划逐步摆脱自身对俄罗斯能源的严重依赖,而是想要在今年就完成规模如此惊人的大幅削减,并且其最终目标是将其最大的能源供应商彻底踢出局。在这份声明中,欧盟承诺,在2022年年底之前,将以最快的速度将俄罗斯天然气在其消费总量中的占比减少三分之二,即从每年1500亿立方米减少到每年500亿立方米,并计划在2030年年底前停止从俄罗斯进口天然气。

为摆脱对俄罗斯天然气的依赖,欧盟在其路线图中列入了多种措施,包括使用可再生能源对天然气进行全面替代,但在过渡阶段,其首要任务是大幅增加进口其他国家生产的液化天然气(LNG)。能源咨询公司Rystad Energy的高级分析师艾米丽·麦克莱恩说:“受欧洲抵制俄罗斯能源的影响,美国的LNG行业迎来发展良机,也算是这场悲剧带来的为数不多的好事之一了。”

欧洲抵制俄罗斯天然气,留下巨大供应缺口

“北溪2号”(Nord Stream 2)是建于波罗的海海底的一条输气管道,与其姊妹管线北溪1号(Nord Stream 1)并驾齐驱,其建设初衷是通过增加输气管道,在欧洲实现天然气的“供消平衡”。按照原定计划,到2025年,该管线将能够满足欧盟各国约10%的(天然气)需求。今年2月,在接近完工的情况下,德国叫停了“北溪2号”,一度成为欧洲长期能源供应面临的最大威胁,直到3月8日欧盟释出“震撼弹”,其位置才被后者取代。但在德国否决“北溪2号”之前,欧洲已经面临能源危机。

2021年年底,俄罗斯开始严格限制卡普萨尼(Kapusany)和马诺(Mallnow)两条管线(前者穿越乌克兰,后者流向德国和波兰)的供气量,其意图非常明显,就是要向欧洲“秀肌肉”,从而在按照计划对乌克兰采取军事行动后,阻止欧盟各国对其实施严厉制裁。尽管去年冬季相对温暖,但欧洲的天然气库存仍然已经降至极低水平,较五年平均水平低40%。从2021年年至今年1月底,天然气基准TTF价格已经从17美元每百万英热单位飙升至90美元。

液化天然气是欧洲进口天然气的第二大来源。在输气管道中,天然气以其他形式运输。而LNG的装运则与之不同,出口包装尤其如此。LNG的兴起使天然气成了一种可以以液态形式长距离跨洋、甚至全球运输的燃料产品。天然气在运抵波罗的海、澳大利亚或路易斯安那州海岸的巨型码头后,在零下152摄氏度下进行液化处理。长期以来,LNG出口领域的领头羊一直是卡塔尔和俄罗斯,一般情况下,这两个国家会占据全球50%以上的市场份额。但在2021年,俄罗斯减少了对欧洲的LNG出口,此举或许也是其蓄谋已久的“能源紧缩”战略的一个环节。

美国是俄罗斯收缩供应的最大受益者。2018年,美国在欧洲LNG市场还只是一股微不足道的力量,到2021年就拿下了26%的市场份额,一举超过卡塔尔夺得榜首位置,俄罗斯的份额则减少到19%的水平。俄罗斯输气量的减少加剧了欧洲的能源短缺问题,却也从侧面推动了美国能源产业的发展。现在,为弥补俄罗斯管道输气量和LNG供应的大幅萎缩,欧盟计划大幅增加进口其他国家的液化天然气。事实上,自今年1月至今,美国向欧洲供应的液化天然气已经占欧洲液化天然气消费总量的近60%,较2021年增长一倍有余。麦克莱恩称:“与卡塔尔和其他主要天然气出口国相比,美国天然气企业的合同风险更大但也更为灵活,因此更容易将供应从亚洲转移到欧洲。”

不过美国近期对欧出口的暴增并不会迅速转化为行业营收增长。液化天然气是一个地地道道的长周期行业。股东更看重的其实是工厂的满负荷运转。此外,由于新工厂从获批和建成需要四年左右的时间,新的竞争者无法快速进入市场,因而具有极高的行业壁垒。综上,LNG业务能够为投资者带来稳定的高利润现金流,并使投资者从极高的行业壁垒中受益。LNG行业的规模并不算大,2021年,该行业的营收仅为320亿美元左右,却也涌现出了一些增长前景、收益预期均傲视能源领域的优秀股票。

下文列出了规模、风险概况各不相同的五家公司,助您以不同方式把握住此次天然气行业的机遇。

Cheniere能源,美国的液化天然气之王

Cheniere能源(Cheniere Energy)曾经有过一段惊险的传奇历程,放在整个天然气行业发展史上都可以算是绝无仅有。该公司在萨宾帕斯(位于路易斯安那州的泥滩之上)建造的庞大加工厂是美国首座选址在阿拉斯加之外的LNG加工厂,但需要注意的是,按照设计,该处工厂原为进口之用。承包商柏克德公司(Bechtel)于2009年完成了项目建设,但此时受“页岩气革命”影响,进口业务陷入绝境。“时任Cheniere首席执行官的谢里夫·苏基在几年之后告诉我,“他们当时已经濒临破产”。于是,他让柏克德公司对整个项目进行了重新设计,将进口码头改建为出口码头。如今,Cheniere的业务蒸蒸日上,这在很大程度上要归功于欧洲的天量需求。今年3月初,该公司宣布,其90%的产能已经以长期合约的形式完成预售,订单已经签到了2030年。

这一数据很能说明问题,Cheniere能源正在快速杀入欧洲市场,并且规模还在不断增大。今年年初,该公司位于萨宾帕斯的全新“液化天然气火车”(所谓“液化天然气火车”是指一系列用于降低天然气温度的热交换装置)成功发出首批LNG产品。该公司位于科珀斯克里斯蒂的第二座工厂也在快速增产之中。在此之间,该公司的产能在过去一年已经增加近30%。自2021年12月以来,该公司的管理层已经将2022年息税折旧摊销前利润(Ebitda)的指导值从最高预估的63亿美元上调至75亿美元,而在2021年,该公司的息税折旧摊销前利润为49亿美元。雷蒙德·詹姆斯在最近的一份报告中写道:“纵观整个市场,(Cheniere能源)是俄乌冲突中受益最大的股票之一。”目前,Cheniere能源的市值尚未达到其息税折旧摊销前利润的5倍,看起来仍然不算贵。

供职于Stifel的本·诺兰指出,Cheniere能源目前95%的收入来自于常规的天然气液化业务,但仍然有5%的收入来自于“非正式”的LNG销售业务,主要是利用美国、欧洲之间的巨额价差赚取利润。诺兰说:“如果国际天然气价格持续高于美国本土,Cheniere能源或将从中赚得大量额外收益。”

稳妥的投资选择,森普拉能源

大型公用事业公司森普拉能源(Sempra,股票代码:SRE)旗下拥有两家LNG工厂,并且持有路易斯安那州卡梅隆工厂的多数股权(该工厂为美国最大的LNG工厂之一,产能约占美国总产能的10%)。除此之外,森普拉在建或考虑建设的项目还有四个。如果上述项目均能落地,则森普拉就将成为业内最具雄心的企业之一。

该公司正在墨西哥圣地亚哥以南60英里处建造一座名为ECA LNG的LNG工厂,预计将于2024年投产。另一座位于墨西哥太平洋海岸、将从二叠纪岩层开采天然气的工厂目前尚处于早期开发阶段,计划完工日期尚未对外公布。该公司正在考虑对得克萨斯州墨西哥湾亚瑟港的卡梅隆工厂进行大规模扩建,并且也在考虑在ECA建设一座规模更大的LNG工厂。如果森普兰目前评估中的所有项目都可以建成,那么到本世纪30年代初,该公司的年产能就将达到令人难以置信的3500万吨,相当于目前美国总产能的三分之一。

森普拉是唯一一家同时在大西洋和太平洋沿岸均设有加工厂的能源企业。该公司的首席执行官贾斯汀·伯德表示,在“双海岸”经营战略的加持之下,该公司具备“同时向欧洲和亚洲发货的能力”,拥有独特的“竞争优势”。虽然在森普拉接近130亿美元的销售额中,LNG业务目前只占很小的一部分,但这一业务拥有极为光明的增长前景。

森普拉在美国两大公用事业市场——加利福尼亚州和得克萨斯州均拥有举足轻重的地位。其子公司Oncor位于电力消费增速位居全美前列的得州,在达拉斯、沃思堡、米德兰和韦科等地拥有1300万客户。森普拉称,在2026年之前,Oncor及附近一家小型公用事业公司的费率基数将以每年8%的速度持续增长,达到280亿美元。当前,森普拉的市值为480亿美元,市盈率为38倍,可能略显偏高,存在倍数压缩风险。但如果该公司能够保持当前的市盈率,投资者应该可以获得不俗的投资回报。据估计,该公司未来每股收益的年化增长速度将达到8%,此外,该公司每年还会支付3%的股息。

Tellurian,押宝苏基的“第二春”

与森普拉的“安全”相比,Tellurian能够说是对LNG在未来全球能源市场的角色做出了最为大胆的押注,该公司也是业内最为“高调”的企业之一。其首席执行官正是极具远见的谢里夫·苏基,执掌Cheniere能源时,他曾经果断将萨宾帕斯从进口工厂改建为出口枢纽,缔造了一段堪称奇迹的壮举。当前,苏基已经获得相关投资,将在路易斯安那州沿海地区投入170亿美元兴建Driftwood LNG工厂。据其计划,相关工程将于今年4月开工。数年之后,Driftwood工厂将建设完毕并投入生产,届时,美国的LNG年产量将达到16亿立方米,而Driftwood的投产或将使该数字再增加10%以上。投资者相信苏基可以复制自己在Cheniere能源的成功,因此,尽管Tellurian还只是一个尚未成型的概念,其市值已经超过了20亿美元。

事实上,对于靠“收费提供液化服务”赚钱的LNG行业来说,Tellurian提出的概念颇为新颖,因而也极具吸引力。由于欧、美天然气价格存在巨大价差,市场迎来了巨大的上行空间,而苏基正是想把握住这一“风口”。B. Riley Financial的分析师利亚姆·伯克指出:“苏基打算根据销售地的现货价格进行LNG生产。”Tellurian表示,目前,该公司能够将采购、液化天然气的总成本控制在6美元每百万英热单位左右。

向欧洲、亚洲运送LNG的运费成本分别约为1美元和1.5美元每百万英热单位。因此,与欧、亚两地当前的价格相比,其总成本微乎其微。伯克说:“谢里夫认为,天然气将成为未来全球能源供应的关键组成部分。他认为,天然气并非一种‘过渡性’燃料,并且欧、亚两地的天然气价格将在很长一段时间内保持高位。谢里夫指出,天然气储量丰富,是一种符合环境、社会和治理(ESG)目标的清洁能源。”

但谁知道这种巨大的价差会维持多久呢?如果你相信谢里夫,并且和他一样相信以下两点:一、欧洲、亚洲未来仍然需要大量进口LNG;二、受兴建LNG加工厂所需付出的时间和资金成本限制,不会出现大量新增产能,因而也不会对天然气价格和苏基的梦想构成冲击,那么押注Tellurian就是一个合理的选择。

Golar:油轮上的LNG生产者

与初创公司Tellurian不同,Golar已经深耕LNG业务多年。从2014年年中到2021年7月,其股价从66美元跌至7.50美元,不过此后开始强势反弹,现在已经回到19美元,市值也回到20亿美元。出现此种情况是因为Golar的成本较高,LNG价格走高对其业务大有好处。现在,该公司正在追随Tellurian的脚步,试图通过部署新的业务模式从欧洲LNG价格的上涨中分一杯羹。

由于Golar采用的是FLNG(浮动液化天然气生产平台,即一边进行远洋航行,一边进行液化天然气的生产和加工)经营模式,所以其生产成本远高于美国的在岸工厂。其定制的船只可以从海底开采天然气,并在船上进行液化。该公司旗下的巨型船只——Hilli Episeyo号(长度相当于三个足球场)目前正停靠在毛里塔尼亚和尼日利亚附近海域。

该船正在为一家名为Perenco的英法合资企业生产天然气。截至目前,Golar的主营业务为按照固定收费协议开采、加工天然气,因而回报颇为丰厚。过去几年,该公司的营收几乎没有发生变化。但现在,Golar想要调整业务模式,从赚取稳定收益转为主动出击,搏取更高利润。

除固定收费业务外,该公司也在根据欧洲基准价格向客户销售LNG产品。目前,受益于欧洲高企的天然气价格,在没有增加额外资本成本的情况下,此类自负盈亏的产品的利润大幅提高。“Golar的业务具有非常明显的周期性特点。”伯克说。“不过现在的周期对其颇为有利。”Golar预期将会获得高额汇报。在新近发布的一份投资者报告中,该公司表示,在业务模式调整的带动之下,该公司FLNG业务的息税折旧摊销前利润将从去年的1亿美元提高到2022年的2.6亿美元。这个数字看起来非常疯狂。但如果你认为欧洲和亚洲的LNG价格仍然将会保持高位运行,那么该公司很可能就将成为一大赢家。

伍德赛德石油公司,着眼国际,聚焦亚洲,潜力巨大

下面是我们今天将要推荐的第五家公司——伍德赛德石油公司(Woodside Petroleum)。作为澳大利亚最大的独立LNG生产商,伍德赛德石油公司2021年的产量占全球供应量的5%,营收71亿美元。该公司在西澳大利亚运营有两家大型工厂——布鲁托LNG工厂和西北大陆架LNG工厂,均为海上天然气加工厂。此外,伍德赛德还持有另一家大型工厂的股份,不过不负责日常运营工作。

最近,该公司获准在印度洋上的斯卡伯勒巨型海上油田(距离布鲁托工厂225英里)开采天然气,同时,由于通过海底管道输入的天然气日渐增加,为方便处理,该公司还获得了对布鲁托工厂进行扩建的许可。斯卡伯勒-布鲁托扩建项目将于2026年投产,届时,其LNG年产能将再增加500万吨,相当于目前产能的50%。此外,该项目还将延长布鲁托项目的生产年限。

里昂证券(CLSA)的丹尼尔·布彻在最近的一份报告中预测,LNG业务贡献的收入将占到伍德赛德今年收入的75%至80%。这家澳洲能源巨头之所以如此值得关注,是因为如果LNG价格能够长期保持高位运行,其将获得极大的增长空间。伍德赛德生产的LNG中有25%以现货价格出售,在普京于2021年收紧对欧天然气供应后,LNG现货价格开始飙升,随着俄乌冲突爆发,这一价格进一步走高。

在现货销售中,由于欧洲、亚洲价格高企,与生产成本形成了巨额差价,该公司赚得盆满钵满。布彻计算的数据显示,石油与LNG的价格及伍德赛德的收入之间存在很强的相关性。据他估计,LNG的价格每上涨10美元,伍德赛德的年销售额就会增加约10亿美元,相当于每年增加约6.5亿美元的可用现金流,伍德赛德的市值也将因此提高3%。

亚洲是伍德赛德的传统市场,在该地区LNG需求日益增长的背景之下,伍德赛德将处于非常有利的位置。欧洲新增的需求主要将由美国、卡塔尔等地理位置更近的国家的生产商填补。不过供应从欧洲转向亚洲将进一步推高价格,进而提升伍德赛德的盈利能力。考虑到俄罗斯的战争意愿,该国或将出口限制扩大到其另一重要客户、也是巨大的LNG市场——日本,后者很可能会转而请伍德赛德帮助填补由此产生的供应缺口。

伍德赛德还通过收购澳大利亚的自然资源巨头必和必拓(BHP)的石油业务开始大举进军石油领域。该笔交易规模达280亿美元,预计将于7月完成,届时伍德赛德的销售额将增加一倍之多,成为澳大利亚证交所(Australia Stock Exchange)市值最高的能源上市公司,同时也将成为全球十大油气上市公司之一。该公司将以11倍的市盈率成为榜单上最便宜的股票,同时还可以提供高达6%的丰厚股息回报。由于伍德赛德对不断飙升的石油和天然气价格十分敏感,将其加入LNG投资组合会增加投资风险。但如果你认为LNG的繁荣才刚刚开始,那么它就是一个很好的选择,你能够通过投资该公司获得接触未来增速最快的市场——亚洲市场的机会。

上述五只能源类股票中,既有偏保守的森普拉,也有偏激进的Golar和Tellurian,放入同一投资组合或许恰恰可以实现理想的“攻守平衡”。本轮LNG价格的暴涨由俄乌冲突引发,但明智的投资者认为,价格高企的情况将会持续一段时间。最重要的是,LNG价格上涨刺激产能增加或许能够防止欧洲出现能源断供危局,让担心相关经济伤害的人士大为宽心。(财富中文网)

译者:梁宇

审校:夏林

3月8日,欧盟(European Union)作出惊人决定,宣布其成员国将对俄罗斯的能源行业进行打击,力度之大远超世界预期。欧盟大量进口的俄罗斯天然气是该公报的主要打击对象。在此之前,外界普遍认为,考虑到欧洲经济对俄罗斯能源的依赖程度,俄罗斯对欧洲的能源出口将基本不受影响。

在欧盟的能源消费总量中,天然气约占四分之一,其中,俄罗斯提供的天然气占比又不低于35%。最令能源专家和投资者感到惊讶的是,欧洲并非计划逐步摆脱自身对俄罗斯能源的严重依赖,而是想要在今年就完成规模如此惊人的大幅削减,并且其最终目标是将其最大的能源供应商彻底踢出局。在这份声明中,欧盟承诺,在2022年年底之前,将以最快的速度将俄罗斯天然气在其消费总量中的占比减少三分之二,即从每年1500亿立方米减少到每年500亿立方米,并计划在2030年年底前停止从俄罗斯进口天然气。

为摆脱对俄罗斯天然气的依赖,欧盟在其路线图中列入了多种措施,包括使用可再生能源对天然气进行全面替代,但在过渡阶段,其首要任务是大幅增加进口其他国家生产的液化天然气(LNG)。能源咨询公司Rystad Energy的高级分析师艾米丽·麦克莱恩说:“受欧洲抵制俄罗斯能源的影响,美国的LNG行业迎来发展良机,也算是这场悲剧带来的为数不多的好事之一了。”

欧洲抵制俄罗斯天然气,留下巨大供应缺口

“北溪2号”(Nord Stream 2)是建于波罗的海海底的一条输气管道,与其姊妹管线北溪1号(Nord Stream 1)并驾齐驱,其建设初衷是通过增加输气管道,在欧洲实现天然气的“供消平衡”。按照原定计划,到2025年,该管线将能够满足欧盟各国约10%的(天然气)需求。今年2月,在接近完工的情况下,德国叫停了“北溪2号”,一度成为欧洲长期能源供应面临的最大威胁,直到3月8日欧盟释出“震撼弹”,其位置才被后者取代。但在德国否决“北溪2号”之前,欧洲已经面临能源危机。

2021年年底,俄罗斯开始严格限制卡普萨尼(Kapusany)和马诺(Mallnow)两条管线(前者穿越乌克兰,后者流向德国和波兰)的供气量,其意图非常明显,就是要向欧洲“秀肌肉”,从而在按照计划对乌克兰采取军事行动后,阻止欧盟各国对其实施严厉制裁。尽管去年冬季相对温暖,但欧洲的天然气库存仍然已经降至极低水平,较五年平均水平低40%。从2021年年至今年1月底,天然气基准TTF价格已经从17美元每百万英热单位飙升至90美元。

液化天然气是欧洲进口天然气的第二大来源。在输气管道中,天然气以其他形式运输。而LNG的装运则与之不同,出口包装尤其如此。LNG的兴起使天然气成了一种可以以液态形式长距离跨洋、甚至全球运输的燃料产品。天然气在运抵波罗的海、澳大利亚或路易斯安那州海岸的巨型码头后,在零下152摄氏度下进行液化处理。长期以来,LNG出口领域的领头羊一直是卡塔尔和俄罗斯,一般情况下,这两个国家会占据全球50%以上的市场份额。但在2021年,俄罗斯减少了对欧洲的LNG出口,此举或许也是其蓄谋已久的“能源紧缩”战略的一个环节。

美国是俄罗斯收缩供应的最大受益者。2018年,美国在欧洲LNG市场还只是一股微不足道的力量,到2021年就拿下了26%的市场份额,一举超过卡塔尔夺得榜首位置,俄罗斯的份额则减少到19%的水平。俄罗斯输气量的减少加剧了欧洲的能源短缺问题,却也从侧面推动了美国能源产业的发展。现在,为弥补俄罗斯管道输气量和LNG供应的大幅萎缩,欧盟计划大幅增加进口其他国家的液化天然气。事实上,自今年1月至今,美国向欧洲供应的液化天然气已经占欧洲液化天然气消费总量的近60%,较2021年增长一倍有余。麦克莱恩称:“与卡塔尔和其他主要天然气出口国相比,美国天然气企业的合同风险更大但也更为灵活,因此更容易将供应从亚洲转移到欧洲。”

不过美国近期对欧出口的暴增并不会迅速转化为行业营收增长。液化天然气是一个地地道道的长周期行业。股东更看重的其实是工厂的满负荷运转。此外,由于新工厂从获批和建成需要四年左右的时间,新的竞争者无法快速进入市场,因而具有极高的行业壁垒。综上,LNG业务能够为投资者带来稳定的高利润现金流,并使投资者从极高的行业壁垒中受益。LNG行业的规模并不算大,2021年,该行业的营收仅为320亿美元左右,却也涌现出了一些增长前景、收益预期均傲视能源领域的优秀股票。

下文列出了规模、风险概况各不相同的五家公司,助您以不同方式把握住此次天然气行业的机遇。

Cheniere能源,美国的液化天然气之王

Cheniere能源(Cheniere Energy)曾经有过一段惊险的传奇历程,放在整个天然气行业发展史上都可以算是绝无仅有。该公司在萨宾帕斯(位于路易斯安那州的泥滩之上)建造的庞大加工厂是美国首座选址在阿拉斯加之外的LNG加工厂,但需要注意的是,按照设计,该处工厂原为进口之用。承包商柏克德公司(Bechtel)于2009年完成了项目建设,但此时受“页岩气革命”影响,进口业务陷入绝境。“时任Cheniere首席执行官的谢里夫·苏基在几年之后告诉我,“他们当时已经濒临破产”。于是,他让柏克德公司对整个项目进行了重新设计,将进口码头改建为出口码头。如今,Cheniere的业务蒸蒸日上,这在很大程度上要归功于欧洲的天量需求。今年3月初,该公司宣布,其90%的产能已经以长期合约的形式完成预售,订单已经签到了2030年。

这一数据很能说明问题,Cheniere能源正在快速杀入欧洲市场,并且规模还在不断增大。今年年初,该公司位于萨宾帕斯的全新“液化天然气火车”(所谓“液化天然气火车”是指一系列用于降低天然气温度的热交换装置)成功发出首批LNG产品。该公司位于科珀斯克里斯蒂的第二座工厂也在快速增产之中。在此之间,该公司的产能在过去一年已经增加近30%。自2021年12月以来,该公司的管理层已经将2022年息税折旧摊销前利润(Ebitda)的指导值从最高预估的63亿美元上调至75亿美元,而在2021年,该公司的息税折旧摊销前利润为49亿美元。雷蒙德·詹姆斯在最近的一份报告中写道:“纵观整个市场,(Cheniere能源)是俄乌冲突中受益最大的股票之一。”目前,Cheniere能源的市值尚未达到其息税折旧摊销前利润的5倍,看起来仍然不算贵。

供职于Stifel的本·诺兰指出,Cheniere能源目前95%的收入来自于常规的天然气液化业务,但仍然有5%的收入来自于“非正式”的LNG销售业务,主要是利用美国、欧洲之间的巨额价差赚取利润。诺兰说:“如果国际天然气价格持续高于美国本土,Cheniere能源或将从中赚得大量额外收益。”

稳妥的投资选择,森普拉能源

大型公用事业公司森普拉能源(Sempra,股票代码:SRE)旗下拥有两家LNG工厂,并且持有路易斯安那州卡梅隆工厂的多数股权(该工厂为美国最大的LNG工厂之一,产能约占美国总产能的10%)。除此之外,森普拉在建或考虑建设的项目还有四个。如果上述项目均能落地,则森普拉就将成为业内最具雄心的企业之一。

该公司正在墨西哥圣地亚哥以南60英里处建造一座名为ECA LNG的LNG工厂,预计将于2024年投产。另一座位于墨西哥太平洋海岸、将从二叠纪岩层开采天然气的工厂目前尚处于早期开发阶段,计划完工日期尚未对外公布。该公司正在考虑对得克萨斯州墨西哥湾亚瑟港的卡梅隆工厂进行大规模扩建,并且也在考虑在ECA建设一座规模更大的LNG工厂。如果森普兰目前评估中的所有项目都可以建成,那么到本世纪30年代初,该公司的年产能就将达到令人难以置信的3500万吨,相当于目前美国总产能的三分之一。

森普拉是唯一一家同时在大西洋和太平洋沿岸均设有加工厂的能源企业。该公司的首席执行官贾斯汀·伯德表示,在“双海岸”经营战略的加持之下,该公司具备“同时向欧洲和亚洲发货的能力”,拥有独特的“竞争优势”。虽然在森普拉接近130亿美元的销售额中,LNG业务目前只占很小的一部分,但这一业务拥有极为光明的增长前景。

森普拉在美国两大公用事业市场——加利福尼亚州和得克萨斯州均拥有举足轻重的地位。其子公司Oncor位于电力消费增速位居全美前列的得州,在达拉斯、沃思堡、米德兰和韦科等地拥有1300万客户。森普拉称,在2026年之前,Oncor及附近一家小型公用事业公司的费率基数将以每年8%的速度持续增长,达到280亿美元。当前,森普拉的市值为480亿美元,市盈率为38倍,可能略显偏高,存在倍数压缩风险。但如果该公司能够保持当前的市盈率,投资者应该可以获得不俗的投资回报。据估计,该公司未来每股收益的年化增长速度将达到8%,此外,该公司每年还会支付3%的股息。

Tellurian,押宝苏基的“第二春”

与森普拉的“安全”相比,Tellurian能够说是对LNG在未来全球能源市场的角色做出了最为大胆的押注,该公司也是业内最为“高调”的企业之一。其首席执行官正是极具远见的谢里夫·苏基,执掌Cheniere能源时,他曾经果断将萨宾帕斯从进口工厂改建为出口枢纽,缔造了一段堪称奇迹的壮举。当前,苏基已经获得相关投资,将在路易斯安那州沿海地区投入170亿美元兴建Driftwood LNG工厂。据其计划,相关工程将于今年4月开工。数年之后,Driftwood工厂将建设完毕并投入生产,届时,美国的LNG年产量将达到16亿立方米,而Driftwood的投产或将使该数字再增加10%以上。投资者相信苏基可以复制自己在Cheniere能源的成功,因此,尽管Tellurian还只是一个尚未成型的概念,其市值已经超过了20亿美元。

事实上,对于靠“收费提供液化服务”赚钱的LNG行业来说,Tellurian提出的概念颇为新颖,因而也极具吸引力。由于欧、美天然气价格存在巨大价差,市场迎来了巨大的上行空间,而苏基正是想把握住这一“风口”。B. Riley Financial的分析师利亚姆·伯克指出:“苏基打算根据销售地的现货价格进行LNG生产。”Tellurian表示,目前,该公司能够将采购、液化天然气的总成本控制在6美元每百万英热单位左右。

向欧洲、亚洲运送LNG的运费成本分别约为1美元和1.5美元每百万英热单位。因此,与欧、亚两地当前的价格相比,其总成本微乎其微。伯克说:“谢里夫认为,天然气将成为未来全球能源供应的关键组成部分。他认为,天然气并非一种‘过渡性’燃料,并且欧、亚两地的天然气价格将在很长一段时间内保持高位。谢里夫指出,天然气储量丰富,是一种符合环境、社会和治理(ESG)目标的清洁能源。”

但谁知道这种巨大的价差会维持多久呢?如果你相信谢里夫,并且和他一样相信以下两点:一、欧洲、亚洲未来仍然需要大量进口LNG;二、受兴建LNG加工厂所需付出的时间和资金成本限制,不会出现大量新增产能,因而也不会对天然气价格和苏基的梦想构成冲击,那么押注Tellurian就是一个合理的选择。

Golar:油轮上的LNG生产者

与初创公司Tellurian不同,Golar已经深耕LNG业务多年。从2014年年中到2021年7月,其股价从66美元跌至7.50美元,不过此后开始强势反弹,现在已经回到19美元,市值也回到20亿美元。出现此种情况是因为Golar的成本较高,LNG价格走高对其业务大有好处。现在,该公司正在追随Tellurian的脚步,试图通过部署新的业务模式从欧洲LNG价格的上涨中分一杯羹。

由于Golar采用的是FLNG(浮动液化天然气生产平台,即一边进行远洋航行,一边进行液化天然气的生产和加工)经营模式,所以其生产成本远高于美国的在岸工厂。其定制的船只可以从海底开采天然气,并在船上进行液化。该公司旗下的巨型船只——Hilli Episeyo号(长度相当于三个足球场)目前正停靠在毛里塔尼亚和尼日利亚附近海域。

该船正在为一家名为Perenco的英法合资企业生产天然气。截至目前,Golar的主营业务为按照固定收费协议开采、加工天然气,因而回报颇为丰厚。过去几年,该公司的营收几乎没有发生变化。但现在,Golar想要调整业务模式,从赚取稳定收益转为主动出击,搏取更高利润。

除固定收费业务外,该公司也在根据欧洲基准价格向客户销售LNG产品。目前,受益于欧洲高企的天然气价格,在没有增加额外资本成本的情况下,此类自负盈亏的产品的利润大幅提高。“Golar的业务具有非常明显的周期性特点。”伯克说。“不过现在的周期对其颇为有利。”Golar预期将会获得高额汇报。在新近发布的一份投资者报告中,该公司表示,在业务模式调整的带动之下,该公司FLNG业务的息税折旧摊销前利润将从去年的1亿美元提高到2022年的2.6亿美元。这个数字看起来非常疯狂。但如果你认为欧洲和亚洲的LNG价格仍然将会保持高位运行,那么该公司很可能就将成为一大赢家。

伍德赛德石油公司,着眼国际,聚焦亚洲,潜力巨大

下面是我们今天将要推荐的第五家公司——伍德赛德石油公司(Woodside Petroleum)。作为澳大利亚最大的独立LNG生产商,伍德赛德石油公司2021年的产量占全球供应量的5%,营收71亿美元。该公司在西澳大利亚运营有两家大型工厂——布鲁托LNG工厂和西北大陆架LNG工厂,均为海上天然气加工厂。此外,伍德赛德还持有另一家大型工厂的股份,不过不负责日常运营工作。

最近,该公司获准在印度洋上的斯卡伯勒巨型海上油田(距离布鲁托工厂225英里)开采天然气,同时,由于通过海底管道输入的天然气日渐增加,为方便处理,该公司还获得了对布鲁托工厂进行扩建的许可。斯卡伯勒-布鲁托扩建项目将于2026年投产,届时,其LNG年产能将再增加500万吨,相当于目前产能的50%。此外,该项目还将延长布鲁托项目的生产年限。

里昂证券(CLSA)的丹尼尔·布彻在最近的一份报告中预测,LNG业务贡献的收入将占到伍德赛德今年收入的75%至80%。这家澳洲能源巨头之所以如此值得关注,是因为如果LNG价格能够长期保持高位运行,其将获得极大的增长空间。伍德赛德生产的LNG中有25%以现货价格出售,在普京于2021年收紧对欧天然气供应后,LNG现货价格开始飙升,随着俄乌冲突爆发,这一价格进一步走高。

在现货销售中,由于欧洲、亚洲价格高企,与生产成本形成了巨额差价,该公司赚得盆满钵满。布彻计算的数据显示,石油与LNG的价格及伍德赛德的收入之间存在很强的相关性。据他估计,LNG的价格每上涨10美元,伍德赛德的年销售额就会增加约10亿美元,相当于每年增加约6.5亿美元的可用现金流,伍德赛德的市值也将因此提高3%。

亚洲是伍德赛德的传统市场,在该地区LNG需求日益增长的背景之下,伍德赛德将处于非常有利的位置。欧洲新增的需求主要将由美国、卡塔尔等地理位置更近的国家的生产商填补。不过供应从欧洲转向亚洲将进一步推高价格,进而提升伍德赛德的盈利能力。考虑到俄罗斯的战争意愿,该国或将出口限制扩大到其另一重要客户、也是巨大的LNG市场——日本,后者很可能会转而请伍德赛德帮助填补由此产生的供应缺口。

伍德赛德还通过收购澳大利亚的自然资源巨头必和必拓(BHP)的石油业务开始大举进军石油领域。该笔交易规模达280亿美元,预计将于7月完成,届时伍德赛德的销售额将增加一倍之多,成为澳大利亚证交所(Australia Stock Exchange)市值最高的能源上市公司,同时也将成为全球十大油气上市公司之一。该公司将以11倍的市盈率成为榜单上最便宜的股票,同时还可以提供高达6%的丰厚股息回报。由于伍德赛德对不断飙升的石油和天然气价格十分敏感,将其加入LNG投资组合会增加投资风险。但如果你认为LNG的繁荣才刚刚开始,那么它就是一个很好的选择,你能够通过投资该公司获得接触未来增速最快的市场——亚洲市场的机会。

上述五只能源类股票中,既有偏保守的森普拉,也有偏激进的Golar和Tellurian,放入同一投资组合或许恰恰可以实现理想的“攻守平衡”。本轮LNG价格的暴涨由俄乌冲突引发,但明智的投资者认为,价格高企的情况将会持续一段时间。最重要的是,LNG价格上涨刺激产能增加或许能够防止欧洲出现能源断供危局,让担心相关经济伤害的人士大为宽心。(财富中文网)

译者:梁宇

审校:夏林

On March 8, the European Union made the stunning announcement that its members will hit Russian energy far harder than the world expected. The communique was aimed specifically at the bloc's gigantic imports of Russian natural gas. Until then, it was widely believed Europe would keep the cargoes flowing pretty much as usual for now, given that those feedstocks form a bulwark of Europe's economies.

Natural gas accounts for about one-quarter of the region's total energy consumption, and Russia provides no less than 35% of those volumes. What most amazed energy experts and investors wasn't so much that Europe wants to wean itself from such a heavy reliance on Russian energy over time, but the astounding reductions planned for this year, and the remarkable target of ultimately axing its biggest supplier. In the statement, the EU pledged to reduce its consumption of Russian natural gas by two-thirds, from 150 billion cubic meters per year to 50 bcm/year, on the fastest of fast tracks by the end of 2022. By the close of the decade, the goal is lowering Russian imports to zero.

The EU's road map includes such measures as substituting renewables for natural gas overall, but the biggest span in bridging the transition is a blueprint to vastly increase imports of liquefied natural gas (LNG) from other nations. And the country poised to benefit most by far is the U.S. Says Emily McClain, a senior analyst at Rystad Energy: "The opportunity for American LNG is one of the few positives from this tragic situation."

Europe's pullback from Russian gas leaves a huge hole

Until the March 8 bombshell, the biggest threat to Europe's long-term supplies was Germany's suspension in February of Nord Stream 2, the nearly completed pipeline that runs alongside its twin under the Baltic. Nord Stream 2 was slated to balance Europe's consumption by furnishing additional volumes that would satisfy around 10% of its nations' total usage by 2025. But Europe was already facing a crunch before Germany nixed Nord Stream 2.

Late last year, Russia started severely curtailing shipments through its Kapusany and Mallnow pipelines (the former traverses the Ukraine, and the latter flows to German and Poland). Its apparent motive was to show Europe how much pain it could inflict, and hence discourage its nations from imposing tough sanctions following its already planned invasion of Ukraine. Despite tailwinds from a relatively warm winter, European inventories sank to extremely low levels, and now sit 40% below their five-year average. From the start of 2021 to late January of this year, the benchmark TTF price for natural gas soared from $17 per million Btu to $90.

The second source of Europe's natural gas imports is LNG. Pipeline supplies flow and arrive in gaseous form. But LNG comes in different, eminently exportable packaging. The rise of LNG made natural gas a long-range, transocean, globe-spanning product by shipping the fuel in liquid form. LNG arrives at giant terminals on the Baltic or Australian or Louisiana coasts, where it's chilled to minus 152 degrees and transformed into liquid. The leaders in LNG exports have long been Qatar and Russia, together typically capturing over 50% of the market. But in 2021, Russia lowered its LNG volumes to Europe, perhaps as part of its orchestrated energy squeeze.

The biggest beneficiary of Russia's pullback was the U.S. From tiny levels as recently as 2018, the U.S. captured 26% of Europe's LNG market in 2021, edging Qatar to finish in the top position, and waxing Russia's 19%. The reduction in Russia's pipeline shipments also aided the U.S. by deepening Europe's shortage. Now, the EU's new plan mandates greatly increasing foreign LNG shipments to compensate for what will be a huge cutback in both Russia's pipeline and LNG volumes. In fact, for January, February, and thus far in March, the U.S. is supplying almost 60% of all LNG to Europe, more than double its share last year. "U.S. processors have riskier but more flexible contracts that enable them to shift supplies more readily from Asia to Europe than Qatar and big foreign exporters," says McClain.

The new jump in U.S. exports to Europe, however, doesn't mean the U.S. industry will enjoy a quick spike in revenues. Indeed, the LNG model operates on a long time line. For shareholders, the industry's appeal is that plants are operating at full capacity, and since it takes around four years for a new facility to win approvals and get built, new competition arrives slowly. As a result, LNG generates consistent, high-margin cash flow and benefits from formidable barriers to entry. The industry isn't huge, at revenues of around $32 billion in 2021, but it offers some of the best growth prospects and promising stock picks in the energy universe.

Below are five companies that offer exposure to an array of size, risk profiles, and approaches to capitalizing on the LNG phenomenon.

Cheniere, the king of U.S. LNG

Cheniere Energy has experienced the most careening, daredevil ride in the annals of all LNG. Its colossal facility in Sabine Pass in the Louisiana mud flats was the first U.S. LNG plant ever built outside Alaska. But Sabine was designed and constructed as an import terminal. When contractor Bechtel completed the project in 2009, the fracking revolution was underway, and the import business was nowhere. "We were practically bankrupt," Cheniere then-CEO Charif Souki told me a few years later. Souki got Bechtel to redo the entire project an an export facility, and today Cheniere is thriving, courtesy in large part to heavy demand from Europe. In early March it announced that its output is more than 90% presold on long-term contracts through the 2030s.

That says a lot, because Cheniere's adding fast, with more to come. Early this year, it made its first shipments from the new “train” in Sabine. (A train is a series of heat exchanges that lower the temperature of the gas.) It's also growing big time at its second facility in Corpus Christie. Between the two, it's already increased capacity by almost 30% in the past year. Since December, management has raised its guidance for 2022 Ebitda from a top estimate of $6.3 billion to $7.5 billion, versus $4.9 billion in 2021. "[Cheniere] is one of the best positioned stocks in the entire market for ramifications of the Russia/Ukraine conflict," Raymond James wrote in a recent report. At a multiple of less than five times Ebitda, Cheniere still doesn't look pricey.

Ben Nolan of Stifel notes that Cheniere is now deriving 95% of its revenues in the regular liquefy-for-fee business, but reserving the 5% balance for capacity "not spoken for" to sell its LNG, primarily to profit from the huge price differential between the U.S. and Europe. "If international prices stay high compared to the U.S., Cheniere could make a lot of additional money on that portion," notes Nolan.

To get stability plus an LNG kicker, look to Sempra

Giant utility Sempra (SRE) operates two LNG plants. It holds a majority stake in the Cameron facility in Louisiana; that's one of America's largest plants, featuring around 10% of all U.S. capacity. But Sempra also has four other projects that are either in construction or under consideration. If all of them go forward, Sempra's plans rank among the industry's most ambitious.

It's building a facility called ECA LNG 60 miles south of San Diego in Mexico slated to become operational in 2024. A second plant on Mexico's Pacific coast that would draw feedstocks from the Permian is in the early stages of development; Sempra hasn't disclosed a target date for completion. It's also weighing a large expansion at Cameron, a facility in Port Arthur on the Texas Gulf Coast. Another even larger facility at ECA is also under consideration. If all the projects Sempra is considering get built, it would add an incredible 35 million tons a year in capacity by the early 2030s, equivalent to around one-third of the current U.S. total.

Sempra's unique in operating plants on both the Atlantic and Pacific. Its CEO, Justin Bird, claims the bicoastal strategy gives Sempra a "competitive advantage" due to its "ability to dispatch to both Europe and Asia." Although LNG is still a small portion of Sempra's almost $13 billion in sales, it's viewed as a big ticket to future growth.

Sempra is also a powerhouse in the two largest utility markets in America, California and Texas. In the Lone Star State, it runs Oncor in one of the nation's fastest-growing electricity markets, encompassing 13 million customers across Dallas, Fort Worth, Midland, and Waco. The Oncor rate base, together with that of a smaller nearby utility, says Sempra, should grow 8% a year to $28 billion by 2026. At a $48 billion market cap and 38 P/E, Sempra might appear pricey. There's a danger its multiple could shrink. But if it manages to hold that P/E, its returns should be excellent. It's predicting annual EPS expansion of as much as 8% a year going forward, and it's paying a 3% dividend.

Tellurian: Betting on the second coming of Souki

Compared to the safety of Sempra, Tellurian (TELL) is the most daring of bets on LNG's future role in global energy and on one of the industry's most swashbuckling pioneers. Its CEO is none other than Charif Souki, the visionary Cheniere founder who performed the near miracle of transforming Sabine Pass from an import facility to an export hub. Souki has secured financing to erect the $17 billion Driftwood plant on the Louisiana coast. He's slated to start construction in April. When Driftwood starts producing in a couple of years, it will probably add more than 10% to then-existing U.S. production at a capacity of 16 bcm/year. Investors are betting on Souki to repeat: Although it's still a concept and not yet a project, Tellurian has garnered a market cap of over $2 billion.

In fact, the concept is highly original for a fee-based industry, and hence alluring. Souki wants to capture the upside of the market, and for good reason. That upside now is huge because of the gulf between U.S. and European prices. "He wants to produce LNG based on the price prevailing where he sells it," says Liam Burke, an analyst with B. Riley Financial. "He's open to sending gas to wherever the highest prices are and getting a share of the differential." Tellurian says that it can acquire natural gas and liquefy it into LNG at total current cost of roughly $6 per million Btu.

The expense of shipping to Europe and Asia is approximately $1.00 and $1.50 respectively. So his all-in cost would be a fraction of Europe's or Asia's current rates. “Charif’s view is that natural gas will be a key component of the global energy supply going forward. He doesn’t see it as just a ‘bridge’ fuel,” says Burke. “He thinks European and Asian prices will stay high for a very long time. Charif notes that natural gas is plentiful, clean, and meets ESG goals.”

But who knows how long that huge gap will last? A wager on Tellurian makes sense if you believe in both the man and share his confidence that Europe and Asia will keep wanting loads of LNG, and that the time and money it takes to bring on new supply will prevent a flood of the fuel from hammering prices and destroying Souki's dream.

Golar: Making LNG on shipboard

Unlike startup Tellurian, Golar's been in the LNG business for many years. From mid-2014 to July of last year, its shares dropped from $66 to $7.50. But since then, they've staged a strong comeback to $19, notching a $2 billion market cap. The reason: Golar's costs are high, so it does great when the world's prices are elevated. And now it's following Tellurian's course by deploying a model to grab the upside from the price jump in Europe.

Golar's production expenses are well above those at an onshore U.S. plant because it's an oceangoing LNG production and processing plant. It deploys a unique process called floating LNG, or FLNG. Its custom-designed vessel produces natural gas drawn lifted from the seabed and liquefied on the ship. That gigantic vessel, the Hilli Episeyo, stretching the length of three football fields, is parked off the coasts of Mauritania and Nigeria.

It's producing for a Anglo-Franco utility called Perenco. So far, Golar's main business has been processing at fixed-fee agreements that generate built-in high returns. Over the past few years, its revenues have barely budged. But now, Golar wants to transform that steady, profitable franchise into a go-go profit-spinner.

Over and above the fixed-fee part of the business, it's selling LNG to the customer based on European benchmarks. Right now, high European prices make those for-risk cargoes extremely profitable, without adding any capital costs. "Golar is highly cyclical," says Burke. "But now, the cycle is working in its favor." Golar expects a big payoff. In a new investor presentation, it posits that the strategy will help lift its FLNG Ebitda from $100 million last year to $260 million in 2022. This a wild one, to be sure. But if you believe high LNG prices are here to stay in Europe and Asia, it could be a big winner.

Woodside would give international diversification, a focus on Asia, and a potential big upside

For the fifth choice, let's go down under. Woodside Petroleum (WPL.AX) (2021 revenues: $7.1 billion) is Australia's largest independent producer of LNG, accounting for 5% of the world's supply in 2021. It operates two major plants in Western Australia, Pluto LNG and North West Shelf, both of which process offshore natural gas. It also holds an interest in a third major facility it doesn't run.

It recently won approval to produce gas in the giant offshore Scarborough field 225 mile from the Pluto project in the Indian Ocean, as well as permits to expand Pluto to handle the new feedstocks flowing to Pluto by undersea pipeline. The Scarborough-Pluto expansion project would should start producing in 2026, and add five million tons per year of LNG capacity, equivalent to 50% of today's levels. The project will also extend the life of the original Pluto project.

In a recent report, Daniel Butcher of CLSA predicts LNG will generate 75% to 80% of Woodside's revenues this year. What makes the Aussie giant such an intriguing bet is the potential upside if LNG prices remain elevated for a long time. Up to 25% of Woodside LNG production is sold at spot prices, and those prices started skyrocketing because Putin squeezed Europe's gas supplies last year, and rose even further after the invasion.

On those spot sales, it's now collecting a large part of the huge gap between its cost of production and the extremely high prices in Europe and Asia. Butcher has run numbers showing the strong correlation between oil and LNG prices, and Woodside's revenues. He estimates that every $10 increase in LNG prices raises annual sales by about $1 billion, adds roughly $650 million a year in free cash flow, and lifts Woodside's market cap by 3%.

Woodside occupies an unusually strong position because it will continue to feed the rising hunger for LNG in Asia, its traditional market. The increased demand in Europe will mostly be filled by producers that are geographically closer, such as the U.S. and Qatar. But the diversion of cargoes from Europe to Asia will help keep prices elevated, aiding Woodside's profitability. The war will is also likely to depress shipments from Russia to one of its biggest customers and a huge LNG market, Japan. It's probable that Japan will turn to Woodside to help fill the void.

Woodside's also diversifying heavily into oil by merging with the petroleum business of Australian natural resource colossus BHP. The $28 billion deal, expected to close in July, will double Woodside's sales and make it the largest publicly listed energy company on the Australia Stock Exchange—and a top 10 publicly traded oil and gas company worldwide. It also offers the edge of being the cheapest stock on the list at a P/E of just 11, and it offers a fat, 6% dividend yield. Adding Woodside to an LNG portfolio would increase risk because of its sensitivity to today's careening oil and gas prices. But if you think the LNG boom is just beginning a long run, it's an excellent choice. As a kicker, you'd get extra exposure to Asia, the biggest growth market for the future.

This gang of five runs the gamut between conservative (Sempra) to two of the most extreme bets in the energy universe, Golar and Tellurian. Actually, combining them into a single portfolio might strike the right balance. It's the cataclysm in Ukraine that caused the spectacular rise in LNG, but the smart money says that it has legs. And best of all, it's providing crucial relief that could prevent the ultimate in economic collateral damage, that dreaded energy siege in Europe.

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