管道运输和铁路运输哪个成本高(铁路运输和汽车运输成本比较)

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一、成本优势显著，管道运输占主导地位
（一）管道运输占七成，铁路运输为重要补充
原油运输的主要方式分为陆地运输和海上运输，陆地运输又分为管道、铁路和卡车运输。据EIA数据显示，2017年，美国约77%的原油和石油产品是通过陆路运输，其中管道运输占比达到70%，是原油运输的最主要运输方式。其次为海上运输，美国海上原油运输占比为23%，海上运输主要用于国与国之间的运输及沿海城市间的运输。

不同的运输方式由于有其各自的优缺点，导致适用的场景有所不同，管道运输由于成本低、时效性高且相对安全而被广泛使用，但是其前期投入大，且灵活性较差，因此相对灵活的铁路运输和卡车运输成为陆地运输的重要补充。卡车运输相对运费较高、且单次运力较小，一般适用于短距离的运输。而海上运输单次运力大、运输成本低，主要的限制是其受制于港口条件，且一般运输时间较长，因此一般用于国家之间的原油进出口。

具体到运输成本方面，管道运输成本最低，其成本主要取决于运输距离和原油等级，铁路运输成本通常为管道运输的2-5倍；海路运输成本因距离而变化很大，但通常低于铁路并高于管道；卡车运输成本最高，一般用于短距离方面。根据美国能源和公共政策研究机构STRATA 2017年的研究测算，平均而言，通过管道输送原油的成本约为5美元/桶，而铁路为10-15美元/桶，卡车为20美元/桶。
原油管道是所有运输模式中最常见最安全成本最低的，与卡车运输和铁路运输相比，管道运输人力需求较小，并且适合远距离运输。油气管道运输的成本主要来自于前期建设成本和维护运营成本。管道建设、维护和运营的具体成本受管道规模（长度和尺寸）影响较大。整体而言，根据美国州际天然气协会（TheInterstate Natural Gas Association of America ，INGAA)测算，美国单位管道建设成本自2010年逐步上升，以2016年美元价格计算，2010年单位管道建设成本为111,656美元/英寸*英里（英寸*英里表示每英里直径为1英寸的管道的建造成本），INGAA预计2020年管道平均建设成本将达到260,742美元/英寸*英里。

海上原油运输为原油运输中成本第二低的运输方式，主要用于国与国之间的的原油进出口，每艘超大型油轮（Very large crude carrier ，VLCC）单次运输能力为200万桶原油。油轮运输的成本本身也受到油价、运力的供需关系等因素影响。高流量地区的堵塞可能会对海运造成一定的限制，此外，地缘政治风险也不容忽视。

铁路运输是美国原油管道运输能力不足时的替代方案。据EIA资料显示，2013年美国国内石油市场繁荣时，原油铁路运输比2012年增加了31%，而随着Brent-WTI价差收窄（WTI相对价格下降）和管道运输能力扩张，运输成本较高的铁路方式优势不再，铁路运输自2015年开始下降。随着美国页岩油产量的持续增长，2018年中，出现了管道运力不足的问题，铁路运输再次得到关注。同时，在远距离运输时，铁路比管道速度更快，比如，通过铁路将原油从North Dakota州的Bakken油田运到Gulf coast沿岸需要5到7天，而通过管道运输大约需要40天。
公路卡车运输是最昂贵和最低效的原油运输方式，普通卡车单次运输能力仅为200-250桶。然而，卡车运输对于解决最后一公里问题不可或缺，特别是对于缺乏管道或铁路基础设施的油井或港口地区而言。
（二）管道运费：指数化费率模式为主，协商费率使用不断增加
对于管道运输的费用，美国石油天然气管道运输行业受到美国政府严格监管。具体而言，管道运营商提供管道运营与仓储服务，原油的生产商和托运人根据合同以相应费率向管道运营商支付运输费用和仓储费用。由于管道的建设和规划受到严格的监管，因此许多管道运营商拥有本地或区域的垄断地位，因此管道运输的费率也受到联邦政府严格监管。美国能源政策委员会根据EPAct 1992以及随后的三个修正案（Order Nos. 561, 571, 和572）加强了对石油管道运输行业的监管。
费率方面，指数化费率是目前使用最广泛的一种费率确定方式。该费率指数由FERC根据运营商前期投资的历史成本减去折旧、同时综合考虑运营成本来确定，该费率为石油管道运营费率的上限，允许石油管道运营商与托运人签订低于该费率的合同，而不必进行额外的成本等数据申报。但由于该费率是根据历史管道成本而非当前成本计算的，这意味着管道运营商无法保证收回所有成本。因此监管机构也允许运营商基于其他费率方式（主要包括协商费率、基于市场的费率、服务成本费率）进行定价（可以高于指数化费率确定的费率），但其他方式都需要满足一定额外的要求或提交相应的申请材料。
指数化费率：石油管道费率指数是设定费率的主要参考，该指数是在成品生产者价格指数（PPI-FG）基础上加上或减去一个百分比来确定的，FERC每五年对该百分比进行一次修正，该百分比的确定与通胀等因素相关。FERC确定的2016年7月1日到2021年6月30日的费率为PPI-FG 1.23％，具体而言，2019年7月1日到2020年6月30日的指数为1.043108，而上年度（2018年7月1日至2019年6月30日）为1.044087。石油管道费率指数允许利率预测，鼓励有效的管道投资，并通过限制提高百分比来限制运营商，同时允许在经济衰退期间降低百分比。该模式下的费率随年度而调整，截至2017年约76.5%的公司采用该模式。
协商费率：在所有托运人一致同意的情况下，运营商可以和托运人协商确定费率，而不必向FERC提交成本等数据来支持该费率的确定，2017年为止，13%的运营商使用该模式费率。
基于市场的费率：如果运营商可以向FERC证明原油产地和目的地市场有足够的竞争力，那么该运营商可以收取基于市场的费率。截至2017年，约9.5%的石油管道运营商已获得FERC的授权以使用基于市场的费率模式。
服务成本费率：当指数化费率的收入不足以弥补成本时，运营商可以向FERC提交申请，以收取服务成本费率。服务成本方法要求管道运营商提交支持所请求费率的成本和收入数据，证明其服务成本高于指数化费率允许的情况，管道运营商必须证明其指数利率下的收入“大幅偏离”其成本。如果根据服务成本标准确定费率，则用于确定总收入水平的方法是趋势原始成本（TOC）。虽然服务成本费率在缺乏有效竞争的行业中广泛使用，但该方法在石油管道行业使用有限，仅有约1%的企业使用该费率。

除了费率以外，管道运营商可以与客户签订不同的合同来确定不同的收费方式。主要包括以下三种：体积费率—各客户类别的服务费用在该类别的预期服务水平上按体积划分，然后依照各自占比确定费用，固定月费模式—各客户类别的服务成本除以该类别中的客户数量，最大需求收费模式—基于客户在指定时间段内对服务的最大需求确定费用。同时，签订的合同期限长短也会因客户需求有所差别。
除了收费模式的差别以外，运输的油品也会影响运费。由于相比于轻油，重油的运输难度相对更大，因此两者通过管道运输的成本也存在差异。对于原油运费影响最大的主要还是距离，根据CAAP的统计，2019年（以2019年5月加元对美元平均汇率计算），轻油从加拿大埃德蒙顿（Edmonton）运往美国芝加哥（Chicago，约1400英里）运费为4.2美元/桶，运往加拿大蒙特利尔（Montreal，约1850英里）运费为6.2美元/桶。

二、管道成制约页岩油增产的关键，2019年下半年瓶颈将解除
（一）页岩油产量持续增长，占比超过70%
自2017年以来美国原油产量大幅增加，根据EIA发布的数据，2017年至今（截止2019年7月），美国本土48州原油产量增加308万桶/日，增幅达到36.5%。美国原油产量的增长主要来源于页岩油产量增长，2017年至今（2019年7月），美国七大页岩油区产量增加325万桶/日，占本土48州产量增加的105%！截至2019年7月，美国页岩油产量已经占美国本土48州原油产量的73.9%。

（二）生产成本在45-50美金/桶，2016年油价压制页岩油增长！
与常规油田不同的是，页岩油田从钻井、完井（包括射孔压裂等环节）环节的周期相对而言更短，从美国能源署公布的完井数据和美国本土48州产量数据可以发现，美国本土48州产量与完井数高度相关，且存在3个月左右的滞后。也就是说，钻井-完井-原油生产周期大概在3个月左右。而对于传统油田而言，从勘探开发到产量增加需要的周期通常为2-3年。因此相较于其它传统油田，页岩油的生产对油价更为敏感、反应更迅速。
根据彭博BNEF统计，美国七大页岩油区的平均生产成本在45-50美金/桶，当油价中枢低于页岩油生产成本时，油气生产商的投产热情下降，导致完井率下降，最终导致原油产量增长放缓甚至下降。

从历史数据来看，2014-2016年上半年，七大页岩油区完井率与油价高度正相关。而2016年下半年至2017年上半年，尽管油价保持平稳，但由于WTI油价长期低于45美元/桶的页岩油生产成本，七大页岩油区完井率从120%左右的高点迅速下降至80%左右。由于完井率的下降，也造成了七大页岩油区库存井（Drilled but Uncompleted，DUC）的积累。但需要注意的是，当油价回升时，库存井可以通过完井迅速转化为新增产能。随着2017年四季度开始油价的上升，完井率回升至90%-100%。从产量来看，在2016年45美金/桶以下的低油价时期，由于完井率的下降，7大页岩油区的产量也呈现负增长，2016年全年，7大页岩油区累计减产40万桶/日。随着2017年原油价格回升，7大页岩油的产量迅速增长推动美国原油产量增长。

（三）管道成关键因素，2019年下半年迎来投产高峰
除了油价以外，管道运力也是影响美国页岩油增产的重要因素。尤其是2017年四季度油价回升以来，WTI油价整体处于页岩油的生产成本之上，管道运输能力成为制约美国页岩油产量增长的关键因素。美国的七大页岩油生产区域主要集中在内陆地区，而美国炼厂产能分布最为集中的是在PADD3 (Gulf Coast)区，墨西哥湾地区占美国总炼厂产能的53%。同时，随着美国原油产量的增加和出口的放开，美国原油出口量迅速增加，而原油的出口很大一部分也依赖墨西哥湾的港口，这就导致大部分页岩油需要输送至包括墨西哥湾在内的沿海地区，因此除了油价以外，原油管道运力也成为影响页岩油生产的重要因素。

与页岩油的生产周期不同，原油运输管道的建设周期更长，通常为2-3年，当管道公司准备新建或扩建管道时，除了要进行融资等跟随内部的安排，还需要与相关的人员进行沟通交流（Stakeholder Outreach），随后接受政府的环境调查（Civil andEnvironmental Surveys），最后向联邦能源监管委员会（FERC）提出申请，通过之后才能开始建造管道。以Phillips 66 的新管道Gray Oak Pipeline来看，Phillips 66在2017年12月就举办了Open Season，而这条管道要在2019年末才能投入使用。
从页岩油产量最大的Permian地区来看，Permian地区所在的德克萨斯州内陆地区总炼油能力为64万桶/日，而截至2019年6月，Permian地区的原油产量就超过400万桶/日，Permian地区需要将其生产的绝大部分原油运输至其他地区。从原油产量增长和管道建设进度来看，2017年1季度至2018年2季度，Permian地区页岩油产量增加131万桶/日，而同期新增的原油管道运力仅为90万桶/日，因此到2018年2季度，Permian地区管道出现了明显的瓶颈。当管道运输能力出现瓶颈时，需要通过更为昂贵的铁路和卡车运输，产地油价（WTI Midland）和交易端油价（WTI Cushing）价差就会扩大。

具体来看，2018年1-2季度，美国原油产量迅速增加，而自2018年4月开始，管道运输开始出现了明显的瓶颈。WTIMEH-Midland的价差价差一度飙至25美金/桶（big discount），这也使得美国原油产量增加出现了停滞。2018年9月开始，市场预期Sunrise管道将于2018年11月投产，Midland到Cushing的管道运力再次增加约50万桶/日，WTI Cushing-Midland的价差也逐渐从25美金/桶降至5-10美金/桶，2018年11月Sunrise管道正式如期投产也使得美国原油产量迅速增加。而在2019年上半年，Permian地区新增管道仅有2019年1月Bridgetex 4万桶/日管道扩建投产和2019年2月Seminole 20万桶/日管道改造投产，使得上半年美国原油产量增速较2018年同期显著放缓。

根据美国各管道公司披露的情况，2019年下半年，Permian地区新增管道将迎来投产的高峰，总计约220万桶/日通往美湾地区港口的管道运力将在下半年集中释放。由于预期到2019年下半年管道将大规模投产，7大页岩油区的完井率也从2018年底的80%左右回升至100%以上，页岩油生产商已经在通过将库存井进行完井操作来增加原油产量。

根据EIA和各管道公司披露的计划，在2019年下半年至2021年，Permian地区总计会释放约420万桶/日的管道运力，尤其是2019年下半年，超过200万桶/日的原油管道运力将会投产，迎来原油管道的投产高峰，随着原油管道运力的大幅增加，Permian地区的原油产量也会迎来再次快速增加。但需要提醒的是，如果油价低于或者接近页岩油的生产成本，则产量增加可能不及管道运输能力增加，管道运输能力还可能会出现过剩！

三、天然气管道，被忽略的影响因素！
（一）原油产量增长，伴生天然气爆发！
随着原油的开采，存在于原油沉积物中的天然气会伴随着原油的开采而溢出，这些天然气被称为油田伴生天然气（Associated Natural Gas），因此随着原油产量的增长，天然气产量也会随之增加。

在没有足够的天然气管道输送油田伴生天然气的地方，原油生产商可以将天然气回注（reinject）至含油层，也可以直接排放或燃烧掉（vent or flare）。回注天然气有助于保持油井压力，提高原油产量，但同时回注将会抬高厂商的成本，而另一方面，在美国，一些州（比如Permian所在的德州地区）对于直接排放或者燃烧天然气有较为严格的规定。根据EIA 2018年的统计，伴生天然气（Natural Gas From Oil Wells）占美国天然气总产量的20%。在总的天然气中，有0.65%被排放或者被燃烧，有9.81%的天然气被回注。
根据EIA发布的数据，自2017年年中以来，美国天然气产量迎来较大增幅，截止2019年3月，美国本土天然气产量为108,503百万立方英尺/日，较2017年6月增加89,776百万立方英尺/日，增幅达到100%。其中，截至2019年3月，Permian地区天然气产量自2017年6月以来增加6082百万立方英尺/日至14459百万立方英尺/日，增幅达到72.60%，Permian地区贡献了约7%的美国天然气产量总增幅。

具体来看，2017年，德克萨斯州有23%的天然气是伴生天然气，高于全美国20%的水平。且德克萨斯州天然气的增长很大程度上来自于伴生天然气，2017年德州地区伴生天然气产量增量占其总天然气产量增量的70.22%。而随着Permian地区原油产量的增长，Permian地区天然气管道也出现了运力不足的情况，生产商必须找到伴生天然气的处理方法，否则因为这些无法处理掉的天然气将会制约原油的生产。
但德克萨斯州铁路委员会（RRC），德克萨斯州环境质量委员会（TCEQ）和德克萨斯州州规对天然气的排放和燃烧做了相关规定与限制。根据规定，无论是天然气的排放还是燃烧都必须取得许可证。在获得取可证的情况下，生产商可以在天然气生产出来的24小时内排放掉这些伴生天然气，24小时之后，如果这些天然气达到标准，就可以被燃烧掉。但不是所有天然气都能被排放掉，有时出于安全原因或者其它法规的规定，有些天然气必须被回注或者燃烧掉。

（二）天然气管道瓶颈，产地价格跌破0！
从产地天然气和交易端天然气价格来看，2017年以后，美国天然气产量迅速增加，天然气管道运输开始出现了明显的瓶颈。Waha Hub（产地天然气价）与Henry Hub（交易端天然气价）在2017年之后就开始出现折价，2017年Waha对Henry平均折价0.31 美元/百万英热单位，2018年产量进一步增加，2018年平均折价扩大至1.07 美元/百万英热单位，Waha自从2019年3月开始就已经跌破零，在2019年4月跌至-4.63美元/百万英热单位，与此同时，Henry Hub- Waha Hub天然气价差也一度飙至7.37美元/百万英热单位。价格跌破零表明管道运力不足已经使得原油生产商需要付出额外的成本来覆盖因为生产原油而生产出来的天然气。

在Waha Hub天然气价格持续下跌的情况下，该地区的一些生产商可能会不得不放缓原油增产步伐甚至减产，以避免生产过多无法处理的伴生天然气！但是根据EIA的统计，在2019年将会有7011百万立方英尺/日（198百万立方米/日）的天然气管道运力释放，在2020年有9650百万立方英尺/日（273百万立方米/日）的运力释放。在迎来天然气管道投产高峰之际，预计2019年之后天然气管道也将不会再成为制约Permian地区原油生产的因素！

整体来看，我们认为，随着制约美国页岩油增产的原油和天然气管道瓶颈的解除，2019-2020年美国原油产量每年将有100-200万桶/日的增量，成为影响国际原油市场边际供应最主要的来源！由于全球原油每年新增需求在百万桶/日量级，2020年美国页岩油的增长就能满足新增原油需求，这也就意味着OPEC 一旦不能在2020年全年维持当前的减产规模，在不发生其他突发性地缘政治事件造成原油供应中断的情况下，2020年全年全球原油可能累库存！但是我们也需要强调，由于页岩油生产成本在45-50美金/桶，它也将成为WTI原油价格的重要支撑！
风险因素：1、管道建设、投产不及预期。2、地缘政治以及厄尔尼诺现象对油价出现干扰。3、贸易摩擦导致原油需求增速下降。
本文主要观点摘自2019年8月13日《北美管道专题:管道运输成本详解，别忽略了天然气管道！》（左前明S1500518070001、陈淑娴 研究助理、洪英东研究助理）。
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研究团队简介
左前明，中国矿业大学（北京）博士，注册咨询（投资）工程师，中国地质矿产经济学会委员，中国国际工程咨询公司专家库成员，中国信达业务审核咨询专家库成员，曾任中国煤炭工业协会行业咨询处副处长（主持工作），从事煤炭以及能源相关领域研究咨询，曾主持“十三五”全国煤炭勘查开发规划研究、煤炭工业技术政策修订及企业相关咨询课题上百项， 2016年6月加盟信达证券研发中心，负责煤炭行业研究。2019年至今，负责大能源板块研究工作。
陈淑娴，北京大学数学科学学院（SMS）金融数学系学士，北京大学国家发展研究院（CCER）经济学双学士和西方经济学硕士。2017年7月加入信达证券研究开发中心，从事石油化工行业研究。
洪英东，清华大学工学博士，2018年4月加入信达证券研究开发中心，从事石油化工行业研究。

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