天然气行业深度报告：全球LNG供需趋松，气价中枢趋势向下

维持行业增持评级。随着全球LNG市场供需逐步趋于宽松、贸易流动性提升，亚洲、欧洲气价中枢有望下行。推荐昆仑能源（0135.HK）：背靠中石油拥有上游资源优势，高工业用户占比与积极布局中西部，气量增速高。脆弱的天然气现货市场凸显LNG长协竞争优势，推荐新奥股份（600803.SH）：天然气全产业链一体化布局，打造多元化资源池，拥有LNG长协资源与LNG接收站。 LNG供需格局趋于宽松且市场流动性提升，亚洲气价中枢或下行。 全球天然气消费复苏，亚太地区带动增长，预计2025年全球天然气需求增速约2.2%。中国天然气需求保持高增速，预计2024-2030年复合增速达到6%。2024-2030年全球LNG液化产能将快速增长，从2023年的4.6亿吨增长至2030年的8.5亿吨，其中北美增量占全球的40%以上，全球LNG市场供需逐步趋于宽松。同时，LNG合同呈现更长期限、更高合同量以及离岸交付比例增加的特点，交易商也为LNG市场提供了更多的流动性。在此背景下，亚洲、欧洲与北美天然气价差或收窄，亚洲、欧洲气价中枢有望下行，但因部分LNG项目投产延迟，预计2025年天然气市场仍维持紧平衡。 脆弱平衡凸显长协优势，俄乌和谈或显著缓解供应压力。当前美国主要天然气井（非伴生气）盈亏平衡点主要在2.5-3.0美元/ MMBtu区间内，或为Henry Hub中长期的中枢价格支撑线。按长协价格公式测算，2021-2024年现货-长协理论平均价差分别为2.29、5.39、1.47、1.11元/方，考虑到远期亚洲与北美天然气价差缩小，HH挂钩的LNG长协优势或有所收窄。当前天然气价格仍将受天气、地缘政治及库存变化的明显扰动，同时投机活动放大了短期的波动，脆弱的天然气现货市场凸显长协竞争优势。近期因欧美寒潮及乌克兰过境管道暂停，其天然气库存降至三年低位，推动价格持续上涨。2022年俄乌冲突爆发后欧洲显著减少俄罗斯管道天然气进口量，亚马尔、北溪、乌克兰过境管道相继被暂停，合计影响供给能力1300亿立方米/年，约占欧洲需求的26%，若俄乌和谈或显著缓解供应压力，使得欧洲、亚洲气价下行。 顺价改革继续推进与气源成本下行，利好终端天然气销售。截至2024年11月，超过160个地级市已出台居民气价格调整机制相关文件，约占全国地级市的60%，仍有进一步推进的空间，平均居民气价上调约0.257元/立方米，调整幅度约为5%~10%。气价中枢降低背景下，城燃公司气源成本有望下行，助力天然气销售业务价差修复。此外，气价中枢下行也将降低工业用户天然气用能成本，有助于推动天然气在工业用能中的渗透率提升。 风险提示：宏观及能源需求下滑超预期；地缘政治事件致使天然气价格大幅波动风险；行业政策推行不及预期风险。 1.投资建议 中国引领全球天然气需求增长，北美将推动全球LNG液化产能快速提升。 随着全球LNG市场供需逐步趋于宽松、LNG贸易流动性提升，亚洲、欧洲与北美天然气价差或收窄，亚洲、欧洲气价中枢有望下行，进而使得城燃企业气源成本下降，推动天然气销售业务价差修复。此外，气价下行将降低工业用户天然气用能成本，有助于推动天然气在工业用能中的渗透率提升。推荐昆仑能源（0135.HK）：背靠中石油拥有上游资源优势，高工业用户占比与积极布局中西部，气量增速高。脆弱的天然气现货市场凸显LNG长协竞争优势，推荐新奥股份（600803.SH）：天然气全产业链一体化布局，打造多元化资源池，拥有大量LNG长协资源与自有LNG接收站。 表1：重点公司盈利预测估值表 2.全球天然气消费复苏，中国需求高增速 2.1.国际气价回归常态区间，亚太地区引领全球天然气需求增长 国际天然气价格逐步回归常态区间，但波动率较过去偏高。2021年以来，国际天然气价格因疫情、俄乌冲突供需错配等因素波动率明显上升，2022年冬季欧洲TTF天然气价格冲高至90美元/百万英热单位。2023年以来，欧洲TTF、亚洲JKM天然气价格逐步回到10-20美元/MMBtu的常态区间，美国NYMEX天然气价格回落至2-4美元/MMBtu区间，但波动率较过去偏高，近期冬季气价缓慢上行。 图1：国际天然气价格回归常态区间 全球天然气消费复苏，亚太地区带动全球天然气需求增长，预计2025年全球天然气需求增速约2.2%。2022年因经济承压及高气价影响，全球天然气需求下滑，2023年仅略微增长，2024年全球天然气消费复苏，天然气需求预计增长1070亿立方米,同比增长约2.6%。其中，亚太地区（主要中国、印度贡献）天然气需求增长460亿立方米，同比增长约5.1%，中国天然气需求增长约310亿立方米，占全球增量的29%、亚太地区增量的67%。预计2025年全球天然气需求增速为2.2%，亚太地区的增量贡献占比超50%。 工业仍然是天然气使用量增加的主要驱动因素，预计将占需求增长的三分之一以上。 图2：亚太地区带动全球天然气需求增长 表2：亚太地区拉动全球天然气需求增长 2.2.中国天然气需求高增速，LNG进口量持续增长 预计2024-2030年中国天然气复合增速达到6%。长期以来，中国天然气消费量高速增长，2008-2023年年均复合增长率超过11%，2023年天然气消费量为3945亿方，供给结构上，国产天然气占58%，进口管道气占17%，进口LNG占25%。国家发改委2017年7月发布的《加快推进天然气利用的意见》指出，到2030年，力争天然气消费在一次能源消费中占比提高到15%。 截至2023年底，我国天然气在一次能源消费中占比仅为8.5%，仍有较大提升空间。根据Bloomberg预测，中国天然气需求仍将保持高增长，预计到2030年，中国天然气表观消费量将达到5760亿立方米，2024-2030年年均复合增长率约6%。 图3：预计2024-2030年中国天然气需求保持高增长 图4：中国天然气占一次能源消费比重仍待提升 我国天然气进口依存度约42%，LNG是主要的进口方式，预计至2030年LNG进口量将增长54%至1510亿方。2023年我国天然气消费量3945亿立方米，占全球天然气消费量的37%，而我国国产天然气约2290亿立方米，天然气进口依存度达42.0%。我国天然气进口主要通过进口LNG和进口管道气两种方式，2023年分别进口LNG7131.7万吨（约984亿立方米）和管道气671亿立方米，占国内天然气消费量的25%和17%，进口LNG已成为主要的天然气进口来源，进口LNG数量从2008年的333.6万吨增长至2023年的7131.7万吨，年均复合增长率达22.65%。根据Bloomberg预测，中国天然气需求将继续保持增长，LNG进口量预计将从2023年980亿立方米增长至2030年的1510亿立方米，增幅达54%。 图5：进口LNG占天然气消费量的25%（亿立方米） 图6：预计进口LNG量将维持高增长 3.北美引领全球LNG产能增长，供需格局趋于宽松 3.1.美国是最大产气国，LNG已成为全球最主要的天然气贸易方式 美国是全球最大的天然气生产国和需求国，美国、俄罗斯、中东是主要的天然气出口地区。美国天然气产量全球第一，2023年产气量10610亿立方米，占全球总产量的25.7%，其次是俄罗斯，产气量6380亿立方米，占比15.5%。 同时，美国也是全球最大的天然气消费国，2023年全年消费量9280亿立方米，占全球消费量的22.7%。全球天然气贸易中，美国、俄罗斯、中东是主要的天然气出口地区。 表3：全球天然气供需平衡表 LNG是全球天然气贸易中的主要方式，占比超60%。自2013年以来，LNG贸易量的年均增长率为5.3%，贸易占比已超过管道气，2023年LNG和管道气贸易占比约为6：4，主要得益于美国对LNG出口基础设施的投资、液化和运输效率的提高以及成本的降低，同时地缘政治紧张局势、双碳目标要求等也助推了LNG贸易量的增长。 图7：LNG超过区域间管道气成为全球天然气贸易中的主要方式 3.2.北美推动全球LNG液化产能快速提升 美国是全球最大LNG出口国，中国是全球最大LNG进口国。2023年，全球LNG贸易量4.014亿吨，较2022年增长2.1%，其中美国是LNG最大出口国，出口量达到0.845亿吨，占比21.05%，其次分别为澳大利亚0.796亿吨、卡塔尔0.782亿吨、俄罗斯0.314亿吨。而中国为LNG最大进口国，进口量达到0.712亿吨，占比17.7%。欧盟2023年的LNG进口量为1.21亿吨，欧洲在对俄能源制裁的情况下，天然气贸易格局显著改变，其市场供需平衡较过去更加脆弱。 图8：2023年美国是世界最大LNG出口国 图9：全球LNG贸易流向 图10：2023年全球LNG贸易流向地图 北美推动全球LNG液化产能快速提升。根据Rystad Energy的预测，全球2024-2030年LNG液化产能将快速增长，将从2023年的4.6亿吨增长至2030年的8.5亿吨以上，其中北美增量占全球的40%以上。 图11：北美推动2024-2030年全球LNG液化产能增长 3.3.因LNG供需趋于宽松及流动性提升，亚、欧气价中枢或下行 3.3.1.预计2025年全球LNG供需仍维持紧平衡，但远期趋于宽松 2023年全球LNG液化装置高负荷运行，其中美国产能利用率约99.1%。 2023年全球运营LNG液化产能总计4.831亿吨/年，平均产能利用率约88.7%，其中美国的LNG液化工厂接近满负荷运行，产能利用率达到99.1%。 俄罗斯、阿曼、卡塔尔、阿联酋、澳大利亚等国LNG液化装置同样超负荷或高负荷运行，利用率分别为115%、110%、102%、96%和95%。 图12：2023年全球LNG液化装置平均产能利用率约88.7% IEA下调2025年LNG供应增速，预计2025年仍维持紧平衡状态。2022-2023年因俄乌冲突等地缘政治原因，俄罗斯运往欧洲的管道气受阻，使得全球天然气贸易量显著减少，而2025年全球LNG供应陆续释放，拉动天然气贸易量重回增长。2024年全球LNG供应增长约130亿立方米，增速为2.5%，远低于2016-2020年8%的平均增长率，主要是由于部分项目延迟，以及安哥拉、埃及和特立尼达和多巴哥LNG项目的原料气供应问题致。 2025年1月，因部分项目继续延期，IEA将LNG供应增长预期从300亿立方米下调至260亿立方米，增速约为5%，增量主要来自于美国Plaquemines LNG项目一期、美国Corpus Christi三期扩建项目以及加拿大LNG等项目,其中北美占全球LNG供应增量的80%以上。 图13：2024-2025年全球天然气贸易量因更多的LNG供应而增长 图14：2025年北美贡献主要的LNG供应增量 远期全球LNG市场供需逐步趋于宽松。IEA在《2024年世界能源展望》中预测，到2030年，在STEPS情景(2.4°C升温幅度)下，将导致130亿立方米的LNG过剩产能，约占全球液化产能的15%。而在APS情景(1.7°C升温幅度)和NZE净零排放情景(1.5°C升温幅度)下，LNG过剩产能幅度更大。 图15：全球LNG市场供需逐步趋于宽松 3.3.2.全球LNG合同呈现新特点，为LNG贸易注入更多流动性 LNG合同呈现更长期限、更高合同量以及离岸交付比例增加的特点。2023年，长期协议在LNG新签合同量中占比约81%，主要为亚洲买家，占长协合同量的46%。2018年以来签订的总合同量中，长协占80%以上，其中中国占长协的比例超20%，显著领先于其他国家。合同规模上，2023年新签大型合同占比提升至57%，比例达到了2017年以来的最高值。2023年新签目的地固定（到岸交付，DES）合同约占70%，但在全部的LNG合同中，目的地固定的合同占比约53%，预计到2027年，这一比例将下降至49%，更多的灵活目的地（离岸交付，FOB）合同将为全球LNG贸易提供更多的流动性。 此外，