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本文作者 |
董丹丹
中信建投期货能源化工首席分析师
主要逻辑：
2023年开始，欧洲天然气库存持续历史高位运行，供需紧张状况大为缓解，LNG进口需求减弱，资源开始向亚洲回流。2024年，这一趋势持续，但资源在亚洲内部的分配较此前发生较为明显的变化，1-5月亚洲其他地区进口量同比大增23%，东北亚进口量仅增长8%，似乎原本的剩余市场正在主导亚洲需求的增长。
中长期来看，除菲律宾和越南从2023年才开始进口LNG外，泰国、新加坡和印度尼西亚表现出增长趋势。马来西亚和印度进口量波动中枢未显著上移，巴基斯坦和孟加拉则表现出下降趋势。中短期来看，今年1-5月LNG进口量的同比增长，南亚的表现则同样较好。
综合而言，东南亚国家LNG需求的中长期趋势增长和南亚国家（东南亚国家同样）的中短期爆发增长是驱动亚洲其他国家LNG进口高增的两大主要原因。
通过对东南亚—南亚各国国内天然气供需格局的梳理，我们认为菲律宾、泰国LNG进口增长潜力较高，新加坡、印度尼西亚和马来西亚的LNG进口将保持相对稳定或维持一定幅度的增长，越南和南亚国家的LNG进口潜力可观，但主要将主要受到价格因素的制约。
投资建议：
以年度级别底部抬升的趋势看待全球LNG价格。
风险提示：
全球大宗商品价格大幅波动、能源转型进程导致LNG需求不及预期
。
一、
东北亚之外的亚洲似乎正在主导全球LNG需求增长
全球天然气市场结构复杂，欧洲、美国、中国以及其他主要国家和地区的陆上市场并不互相连通，并面临具有相当差异性的供给和需求特征。与互相分割的陆上市场不同，建立在远洋运输之上的全球LNG市场可视作一个统一的整体，以美国、卡塔尔、澳大利亚等出口国为供给侧，以亚洲、欧洲等地的进口国为需求侧。全球LNG市场的供需状况反映在价格之中，进而一方面影响出口国的液化利润和液厂开工，另一方面影响进口国的进口成本和进口意愿，市场机制在使得全球LNG供需得以动态平衡的同时，也实现了各国家和地区陆上市场的软性连接。
近年来，全球LNG供需整体持续偏紧，LNG出口终端产能利用率维持高位，进口总量主要由出口产能决定。2021-2023年全球LNG出口终端投产进入空窗期，仅有Calcasieu Pass、Coral South两个新建项目投产，新建和扩建项目新增产能共计约3000万吨/年，出口产能增幅6.8%，全球全年进口总量由2021年的520BcM增长至2023年的555BcM，增幅6.7%，1-5月进口总量由2021年的220BcM增长至2024年的237BcM，增幅7.7%。
分地区来看，亚洲和欧洲进口了全球绝大部分LNG，占比约90%-95%，东北亚、亚洲其他（东南亚—南亚）和欧洲三大板块占比分别如上图右轴所示。可以发现2021年至今，相对稳定的供给总量在三大板块之间的分配情况随时间和价格持续发生变化。在欧洲从2021-22年取暖季开始大幅增加LNG进口以填补俄气断供造成的供需缺口之前，东北亚是全球LNG市场最重要的需求方，东北亚LNG价格常年高于亚洲其他地区和欧洲，“
亚洲溢价
”暗示了“亚洲定价”，此时全球LNG价格主要取决于东北亚需求情况，欧洲和亚洲其他地区对LNG价格被动接受，欧洲主要表现为“按需采买”，亚洲其他地区则主要表现为“按价采买”。
2021-22年取暖季到2022-23年取暖季，欧洲不计代价的补库彻底改变了市场格局，全球现货资源几乎全部涌向欧洲，TTF主导了全球LNG定价，“亚洲溢价”转变为“欧洲溢价”，欧洲LNG进口占比上升至30%-40%，东北亚下降至50%左右，亚洲其他地区原本现货采买不多，占比仅有小幅下降。
2023年开始，欧洲天然气库存持续历史高位运行，供需紧张状况大为缓解，LNG进口需求减弱，资源开始向亚洲回流。2024年，这一趋势持续，但资源在亚洲内部的分配较此前发生较为明显的变化，1-5月亚洲其他地区进口量同比大增23%，东北亚进口量仅增长8%，似乎原本的剩余市场正在主导亚洲需求的增长，本篇文章试图通过对亚洲其他（东南亚—南亚）地区需求的拆解来对这一趋势进行观察和分析。
二、
中长期趋势与中短期爆发共同驱动LNG进口同比高增
中长期来看，观察2021年以来亚洲其他国家LNG进口量，除菲律宾和越南从2023年才开始进口LNG外，泰国、新加坡和印度尼西亚表现出增长趋势。马来西亚和印度进口量波动中枢未显著上移，巴基斯坦和孟加拉则表现出下降趋势。中短期来看，观察今年1-5月LNG进口量的同比增长，南亚的表现则同样较好，强于中长期趋势。综合而言，东南亚国家LNG需求的中长期趋势增长和南亚国家（东南亚国家同样）的中短期爆发增长是驱动亚洲其他国家LNG进口高增的两大主要原因。
三、
中长期趋势：东南亚—南亚各国LNG进口潜力盘点
菲律宾对天然气的利用开始于2001年Malampaya气田的开发。Malampaya气田贡献了菲律宾绝大部分天然气产量，并几乎全部用于发电。2020年菲律宾天然气发电量占总发电量的19%，天然气占一次能源消费量的6%。菲律宾能源部2020年发布的天然气发展规划预计，该国总发电量将从2020年的102TWh增长至2040年的364TWh，天然气发电占比将从2020年的19%提升至27%（清洁能源情景）-40%（一般情景），不考虑其他部门天然气消费量的变化，这意味着菲律宾的天然气需求将以每年8.3%-10.6%的速度增长。
预期是高速增长的需求（菲律宾能源部对天然气发电的热情较高，不过客观来讲难以达到预期增速），现实则是从2020年开始，Malampaya气田以超预期的速度枯竭，并预计将于2027年关闭，在缺乏本地资源接续的情况下，菲律宾不得不通过进口LNG的方式满足其电力系统对天然气的依赖。由于电价和本地气价高企，菲律宾发电企业对LNG进口积极性较高，简单假设2027年菲律宾完全依赖LNG进口满足当前水平的天然气需求，则每月LNG进口量将达到约0.3BcM，虽然数量有限，但其确定性相对较高，增长潜力可观。
3.2、
越南：国家规划明确支持LNG进口，但价格或成为主要限制因素
越南的天然气供需格局与菲律宾较为类似，需求端以发电为主，供给端面临本地产能衰竭的问题，与菲律宾一同于2023年开始进口LNG。2022年越南天然气发电量占总发电量的10.7%，天然气占一次能源消费量的6.1%。不过越南的资源禀赋优于菲律宾，产能接续情况较好，2024年3月，
三井物产
就B区块海上天然气田项目做出FID，该气田预计于2026年投产，产量0.49Bcf/d，相当于越南当前天然气产量的80%，除此之外，Ca Voi Xanh、Bao Vang、Ken Bau等气田也在勘探开发过程中。
至关重要的越南2021-2030年电力发展规划（PDP8）于2023年发布，规划要求最大限度利用国内天然气发电，并以进口LNG作为补充。规划要求2030年国内天然气发电厂装机容量达到14930MW，LNG发电厂装机容量达到22400MW。如果按年平均利用小时数2500小时计算，越南用于发电的LNG进口量将达到约10BcM/年，0.85BcM/月。但现实情况是，原定将于2024年投产的越南第一个LNG发电厂Nhon Trach 3，有消息称投产时间或将推迟至2027年后，项目开发商与国有电力公司至今尚未达成购电协议。埃克森美孚等LNG供应商也称越南国有天然气公司寻求以“不切实际的低价”进口LNG。在本地资源接续状况尚可、电力行业上下游对LNG价格接受度偏低的情况下，即使有PDP8的加持，越南未来LNG进口的前景也并不乐观。
3.3、
泰国：发电需求刚性、本地资源枯竭， LNG进口将持续稳定增长
泰国的天然气市场成熟度较高，体量较大，进口LNG的历史较长（2022年泰国天然气消费量44.3BcM，与三个南亚国家、马来西亚以及印度尼西亚量级大体相当，远高于新加坡的13.1BcM、越南的7.8BcM和菲律宾的3.1BcM）。但与上述两个国家相似的是，泰国的天然气仍主要应用于发电行业，并受到资源枯竭问题的困扰，特别是作为其生产主力的Erawan气田近年来产量迅速下降，叠加邻国缅甸气田产量的持续衰减，导致泰国的天然气供需状况持续恶化。
不同之处在于，泰国的电力产出高度依赖天然气，气电占比常年在70%以上，近年来下降至65%左右，在全球范围内仍属十分高的水平，这使得泰国的天然气需求较为缺乏弹性。自2016年以来，泰国的LNG进口连年增长，即使是全球LNG现货价格高企的2021和2022年，在其发电企业陷入巨额亏损的状态下，泰国LNG进口仍未有缩量。泰国政府积极推进的能源结构转型还需要相当漫长的过程，在5-10年的时间范围内，预计泰国LNG进口仍将随国内产量的下降持续稳定增长。
新加坡的电力系统更加高度依赖天然气，气电占比高达95%以上。历史上新加坡的天然气资源获取完全依赖通过管道从邻国马来西亚和印度尼西亚进口，2012年新加坡
LNG接收站
投产后，LNG进口量逐渐提升。近年来，由于印度尼西亚相关气田产量的衰减和其国内消费量的增加，印尼到新加坡的管道气流量有所减少。印尼与新加坡原本签订的管道气长协有效期截至2023年，经过长时间的谈判，两国于2022年再度达成协议，将原有长协续签5年，但供应量将“略低”于原协议。综合来看，由于电力需求和管道气供给的相对稳定，新加坡对LNG进口的需求前景并不如上文菲律宾、越南、泰国三国可观。
3.5、
印度尼西亚：本地资源接续状况稍好，或有更多LNG资源被释放
印度尼西亚是亚太地区重要的LNG出口国，其国内三个LNG出口终端产能总计约2500万吨/年，2023年LNG出口量16.8BcM（约1330万吨），产能利用率仅53%，在这16.8BcM中，又有5.7BcM出口目的地是印度尼西亚本国，占比34%。这也意味着印度尼西亚2023年7.2BcM的LNG进口量大部分都来自本国。这种自产自销的模式主要是为了在管道基础设施不足的情况下，将天然气资源从过剩的东北部向短缺的西南部转移，当然也挤占了原本可用于出口的本就不多的LNG产量。
印度尼西亚约18%的电力由天然气提供，不过更大比例的天然气消耗来自化肥生产等工业部门和LNG出口。印度尼西亚坐拥丰富的煤炭资源，并正在持续大力发展可再生能源，能源主管部门对提升气电在电力结构中的占比兴趣不大，天然气发电量呈波动下降趋势。叠加LNG和管道气出口的持续缩量，在工业消费保持相对稳定的情况下，印度尼西亚整体的天然气需求持续走低，并无十分明确的增长前景。
印度尼西亚的诸多气田面临广泛的产出衰减问题，直接反映在不断走低的LNG出口终端产能利用率上。先前市场普遍预计印度尼西亚将从2025年开始成为LNG净进口国，但近年来随着Masela、Sakakemang、Merakes等天然气资源的勘探和开发，市场已将这一时点推迟到2035年后。综合来看，印度尼西亚的天然气需求前景缺乏亮点，LNG进口量的增加主要由产量衰减驱动，随着新一批本地天然气资源的投产（面临一定不确定性），印度尼西亚LNG进口的增长将受到限制，叠加考虑其LNG出口的潜在增量，或将有更多来自印度尼西亚的LNG资源被释放到全球市场。
3.6、
马来西亚：供需两端均缺乏LNG进口增长驱动
马来西亚是该地区天然气资源最丰富的国家，2022年天然气产量82.4BcM，高于印度尼西亚的57.7BcM。马来西亚拥有一个大型岸上LNG出口终端以及两艘FLNG，LNG产能共计3200万吨/年，2023年LNG出口量36BcM（约2900万吨），产能利用率达90%以上，从LNG出口终端开工情况和天然气产量情况来看，马来西亚本地天然气生产持续性优于上述几个国家。依托充裕的天然气资源，马来西亚天然气发电占比约40%，近年来有所下滑，天然气占一次能源消费量的约30%，能源体系对天然气的依赖程度较高。
分地区来看，沙巴、砂拉越的天然气资源足以支撑LNG出口，但马来半岛产量的下降使得该地区需要进口LNG（绝大部分来自其他国家）来满足天然气需求。分部门来看，近年来受市场化改革影响，工业部门天然气消费有较快增长，但被发电需求的下滑和本地产量的提升所抵消。整体而言，马来西亚天然气市场供需两端均未有能够显著驱动LNG进口增长的因素，因此近年来该国LNG进口量中枢未见显著上移，在本地产能大幅衰减之前，马来西亚的LNG进口或仍难有大幅增长。
