【建投能化年报】天然气：LNG产能投放大幕拉开，天然气告别峥嵘岁月

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研究员：董丹丹 

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发布日期：2024年12月16日

1.1、LNG产量连续三年持稳后，2025年预计增长9%

2025是全球天然气市场的转折之年。在历经2023-2024两年LNG产能仅增长1250万吨的空窗期后，整理已做出投资决策并正在建设的项目，预计2024年底到2025年共将有8780万吨/年LNG产能投放，短短一年内产能就将有18%的大幅增长。随后的2026-2027两年还将有9370万吨/年产能投放，三年内全球LNG产能总增幅将高达41%。如此大规模的产能投放下，全球LNG市场将由俄乌冲突爆发后的持续偏紧确定性地转向宽松，并传导至欧洲、亚洲等进口市场。LNG投产大周期是未来几年全球天然气市场最重要的基本面，这一周期开始的2025将成为全球天然气市场的转折之年。

过去三年全球LNG产量增长停滞。由于Golden Pass、GTA等项目投产推迟，2023-2024新投产的LNG项目仅有380万吨的印尼Tangguh T3、70万吨的刚果Tango、140万吨的墨西哥Altamira T1和660万吨的俄罗斯Arctic LNG 2 T1，其中Arctic LNG 2受制裁影响难以出货。2023-2024年埃及、澳大利亚等国部分LNG项目因原料短缺减产，美国、澳大利亚等国部分LNG项目陆续达产或稳产，增减平衡下全球实际LNG产量变动非常有限。LNG总出口量由2021年的3.79亿吨增长至2022年的3.95亿吨后，2023年为4.02亿吨，2024年预计4.04亿吨，近三年内增长几乎停滞。

2025年全球LNG产量预计增长9%。美国1330万吨的Plaquemines P1、1000万吨的Corpus Christi S3与毛里塔尼亚250万吨的GTA LNG项目均已进入投产前的最后阶段，预计2024年底-2025年初陆续出货，这部分产量增长将于2025年全年体现。1400万吨的加拿大LNG Canada计划于2025年中投产，虽有消息称其可能于2024年底出口少量货物，不过主要的产能释放仍将发生在2025年下半年。660万吨的俄罗斯Arctic LNG 2 T2正在解决制裁造成的各种困难，投产时间大概率在2025年内，不过投产后将与T1一样受限于缺少船队与买家，实际形成多少供给增量仍需观察。240万吨的刚果Congo FLNG 2是Tango的姊妹项目，船体已经下水，预计2025年投产。美国Golden Pass项目原计划2024年底投产，后因施工方问题不断推迟，最新消息称将于2025年底先投产600万吨的T1。规模巨大的3300万吨卡塔尔North Field East项目投产时间预计将在2025年底-2026年初。以上两个项目产能释放将主要在2026年。按投产节奏预估，2025年的实际产量增长或在3800万吨、9%左右。

1.2、南亚-东南亚将继续作为全球LNG需求增长引擎

新兴国家将重新成为全球LNG市场需求端的主导变量。2022年俄乌冲突爆发前后俄罗斯逐渐停止向欧洲供气，迫使欧洲转向采购LNG弥补供需缺口。2022全年至2023上半年，欧洲占全球LNG进口量比例保持在30%-35%高位，与之对应的是亚太地区进口占比被大幅压缩，叠加供给总量增长的停滞，许多LNG需求潜力较大的新兴国家进口受到抑制，增速转负。2024年以来，弱需求高库存的现实使得欧洲LNG进口持续同比大幅减量，南亚（上半年）、中东（夏季）、东亚（下半年）接力吸收了欧洲重新释放的LNG资源，导致全球LNG供需仍持续处于偏紧状态。展望2025年，需求乏力的欧洲对全球LNG市场影响将进一步减弱，新兴国家将重新成为全球LNG市场需求端的主导变量。在本节中我们将对若干重要的LNG进口国家/区域进行讨论，关于欧洲LNG进口的讨论详见2.2节，关于中国LNG进口的讨论详见4.2节。

低价将刺激南亚进口高增。2024年1-11月，南亚LNG进口同比增长16%，其中印度LNG进口同比增长22%，上半年进口增速更是高达32%，有效对冲了欧洲的需求下滑。南亚三国中巴基斯坦与孟加拉国状况相似，历史上天然气资源丰富，国民经济特别是电力部门对天然气的依赖度较高，不过由于近年来国内天然气产量下滑，被迫依赖LNG进口弥补缺口。虽然供给缺口刚性放大，但两国经济发展与国际收支状况不佳，LNG价格高企成为限制进口增长的主要因素。我们预计随着LNG产能投放导致的价格下行，两国进口量将恢复双位数以上的增长。印度近年经济发展迅猛，对各类大宗商品的需求水涨船高。印度半数天然气依赖进口，化肥生产是消耗天然气的主要部门，随着2021-2024年的投产周期告一段落，未来几年印度化肥生产对天然气的需求将趋于稳定。我们预计随着LNG价格从过去三年的高位回落，印度发电、居民商业等需求快速修复后将转入稳步的高速增长时期。

东南亚LNG进口继续较快增长确定性强。东南亚国家经济发展水平相对较高，对LNG价格的接受能力更强，其中马来西亚、印尼同时具备LNG出口能力。在过去几年的高价环境中，东南亚LNG进口保持趋势增长，越南、菲律宾新加入LNG进口国行列。东南亚国家整体遭遇的问题与巴基斯坦、孟加拉国类似，近年来天然气产量的下滑使得建设于天然气充裕时期的能源系统特别是电力部门出现刚性缺口，其中泰国的问题最为显著，LNG进口增速也最快。在泰国、缅甸、菲律宾等国天然气产量衰竭难以逆转、国际市场LNG价格回归低位的前景下，预计东南亚LNG进口将继续确定性较快增长。

核电重启将导致日本LNG进口继续减量。东亚除中国大陆外，中国台湾与韩国近年LNG进口持稳。日本LNG进口量在2023年趋势下行，由原本的600余万吨/月下降至550余万吨/月。日本LNG进口曾在2011-2014年间快速增长，主要由于东日本大地震后日本选择关停核电，转而依赖LNG弥补电力缺口。随着核电重启与新能源发电量的增加，日本LNG进口从2015年持续减量至今。截至2023年，日本共重启反应堆12座，总功率11.GW。2024年底，女川2号、岛根2号反应堆重启，总功率1.6GW。2025年，柏崎刈羽6、7号反应堆预计重启，总功率2.7GW。我们估算这四座反应堆的重启将使日本2025年LNG进口量下降约350万吨（30万吨/月），考虑到新能源发电量的增加，这一幅度还将更大。

埃及天然气供需缺口进一步扩大。埃及从2024年夏季开始停止LNG出口，转而进行大量进口，夏季以来进口量约占全球的1.3%，埃及的集中采买是全球LNG市场未能在欧亚需求低谷期转向阶段宽松的重要推手。2019年后埃及缺乏新气田投产，叠加主力Zohr气田的生产状况不及预期，天然气产量从2022年开始持续下降，无法满足经济发展与夏季高温驱动的电力需求增长（埃及约四分之三电力来自天然气）。这不是埃及第一次转变LNG进出口国身份，2015年埃及就曾由出口国转变为进口国，2019年转变为出口国，2024年又转变为进口国。目前埃及没有大型气田项目正在开发，政府致力于在2025年恢复天然气产量的计划似乎操之过急，未来数年内其供需缺口即LNG进口量大概率将进一步扩大，不过在2025年全球LNG市场转向宽松的大背景下，埃及进一步增加进口对市场的影响或不及2024年。

1.3、2025作为转向宽松的第一年，上半年或相对偏紧

全球LNG价格将回归低位历史常态。天然气作为气体能源，开采成本较低，但储存运输环节对基础设施的依赖与要求极高，供应端难点一直在储运而非开采。过去三年间全球天然气价格持续高位主因两大储运瓶颈：一是俄乌冲突后俄罗斯对欧洲输气大幅减量，俄罗斯的生产与欧洲的消费对接中断，在缺乏其他出口管道与LNG码头的情况下，俄罗斯的供给直接从全球市场中消失。二是全球LNG码头进入投产真空期，2023-24两年LNG产能仅增长1250万吨，美国等地充裕的天然气资源无法释放到全球市场。随着LNG码头投产大周期于2024年底拉开序幕，2025年全球LNG产量预计增长9%，三年内产能预计增长41%，储运瓶颈问题将不复存在，这意味着全球天然气价格将开始摆脱过去三年间的高位，回归低位的历史常态。

全年预计宽松，上半年相对偏紧。拆分需求端来看，一是合计占全球LNG需求近80%的东北亚与欧洲，其中仅占比近20%的中国还有增长潜力，不过在国内产量迅速提升、管道气进口继续上量的双重挤压下，中国2025年LNG进口增幅能否继续保持两位数要打上问号，欧洲2025年LNG进口或在补库需求驱动下小幅恢复，日本LNG进口预计进一步走弱，韩国、中国台湾则继续持稳看待，综合来看需求预计增长3%。二是占比约5%的中东与美洲，主要增量将由埃及贡献，需求预计增长20%。三是占比近20%的南亚与东南亚，在LNG回归相对低价的假设下，价格敏感的南亚买家或将继续保持20%或更高的进口增长，东南亚的进口增速也将继续维持在20%左右。由此推算，全球总需求增速或在7%左右，低于总供给增速的9%，支持供需逐渐转向宽松的判断。不过从季节性来看，增速最高的南亚-东南亚需求在上半年表现较强，但LNG Canada等产能预计在下半年开始释放，因此上半年供需仍将维持相对紧张的状态。我们在常规的供需分析之外提出四个X变量：俄乌冲突能否缓和以至于俄罗斯重新向欧洲供气（包括放松对Arctic LNG 2项目制裁）、中东局势会否进一步升级导致LNG供应危机、全球经济是否会转入大规模衰退、北半球气温是否会在连续三年暖冬后转冷？这些问题值得市场参与者保持高度关注。

2.1、供给冲击不断与全球LNG供需偏紧支撑TTF在2024年震荡上行

复盘2024年TTF行情：2023年10月-2024年2月：TTF处于漫长的下跌之中，在史无前例的暖冬与高库存下，由地缘局势紧张所推升的TTF最终向基本面低头，从超过50欧元的高点一路下跌至23欧元，20-25欧元/MWh是美国LNG到达欧洲的成本区间，2023年三次到达该区间TTF均迎来反弹，2024年2月中旬TTF亦于本区间见底。3月-4月：随着美联储释放宽松预期、中美制造业PMI共振回升，全球市场宏观情绪显著转强，各类大宗商品价格迎来普遍上涨，TTF跟随商品大盘迎来本年度第一波较大幅度的上涨，虽然马上跟随回落，但底部已有所抬升至28欧元。全球LNG供需紧张的状况初现端倪，价格的抬升并没有减弱欧洲以外的采买热情，坚挺的南亚-东南亚买盘为价格的底部抬升提供了支撑。5月-6月：Gazprom与OMV法律纠纷发酵，消息面供给冲击驱动TTF迎来第二波上涨。随后由于夏季电力需求过于疲弱，TTF经历了一轮漫长回调。不过本轮回调的底部又有所抬升至 32欧元，南亚-东南亚需求保持旺盛、埃及开始大幅增加进口支撑了此时的全球LNG市场。7月-8月：供给冲击接连不断，先是以色列与伊朗对抗骤然升级，后是乌克兰攻入俄罗斯本土占领天然气计量站，TTF迎来年内第三波上涨至40欧元。随着地缘冲击与挪威检修逐渐结束，TTF再次深度回调至32欧元。9月-10月：东亚LNG进口显著增加，欧洲的降温过程相较2022-23年也有所提前，市场开始对更冷的冬季和更早的去库进行定价，叠加中东地缘局势的再度升温，TTF重新上涨至40欧元。在冬季天气环境不明朗的环境下，TTF价格开始跟随近端天气现实大幅波动。11月-12月：欧洲遭遇无风期导致气电需求突然大增、降温过程仍在继续、LNG进口持续低迷，这些都使得欧洲天然气库存快速去化，叠加Gazprom与OMV仲裁结束，Gazprom可能提前断供的消息助力市场，TTF迎来本年度最后一波上涨，到达接近50欧元的高位。需求端的阶段性利好消退后，愈发确定的暖冬环境、全球LNG市场转向宽松开始推动TTF快速回调。

总结2024年TTF行情：每一轮上涨的直接因素各有不同，但根本因素均是全球LNG供需偏紧。欧洲天然气市场仍处于2022年供给冲击的余波之中，供需不紧张但情绪紧张，地缘局势升温、供给端的不确定性、需求端的阶段性增长都足以在某一时刻打破盘面的多空平衡，推动一轮5-10欧元的上涨。全球LNG价格紧跟TTF，一次又一次地对上涨予以追认，如果市场发现在每一个价格水平下的LNG需求都足以承接供给，那么进一步的下跌就并无必要，最终形成了TTF与全球LNG价格在2024年内持续底部抬升的局面。

2.2、经乌俄气断供减量将被其他供给增量所抵消

2025年欧洲天然气供给冲击强度将进一步下降。我们对欧洲天然气供给端的讨论从两个方面出发，一是供给量的变化，二是供给冲击的强度。供给量方面，今年最显著的变化是LNG进口大幅下滑，最主要的关切则是输气量约400GWh/d、占欧洲总供给约4%的俄罗斯北线（从俄罗斯经乌克兰到中欧）将于年底断供。在2025年全球LNG市场供需转宽松的假设下，我们对欧洲天然气各供给来源进行了推演，预计其中占主导的LNG（2024年占比28%）、挪威线（2024年占比34%）均有增量，俄罗斯北线的断供不足以形成严重的供需缺口。供给冲击方面，2024年的强度较2023年大幅减弱，没有发生挪威持续超量检修、澳大利亚LNG码头罢工等重大供给冲击事件，类似事件规模均较小。新增的供给冲击仍主要围绕俄罗斯北线：5月Gazprom与OMV（奥地利石油天然气集团）的法律纠纷发酵、8月乌克兰军队攻入俄罗斯本土占领天然气计量站、11月Gazprom与OMV的纠纷裁决均导致欧洲天然气价格大幅上涨，正是这些围绕俄罗斯北线的供给冲击贡献了全年大部分的价格涨幅。不过随着2025年俄罗斯北线的完全断供，剩余管道都具有相当的稳定性，供给冲击的强度大概率将进一步下降。

供需宽松叠加库存低位，欧洲LNG进口增速或转正。2024年欧洲天然气供给端最大的减量来自LNG，1-11月欧洲LNG平均进口量由1034万吨/月下降至801万吨/月，接收站平均输气量由3851GWh/日下降至2981GWh/日，下降幅度达23%，其中4-5月需求淡季减量幅度超30%。欧洲LNG进口减量的原因是多方面的：欧洲天然气市场在2024年前三季度始终保持需求同期最低、库存同期最高的基本面格局，在政府与市场参与者无意进一步推升库存水位的情况下，LNG作为成本最高的边际供给被首先挤出。第四季度欧洲天然气需求向近年正常水平回归、库存拐点提前，但LNG进口仍未修复，主要原因有两点：一是9-10月份东亚为应对可能的冷冬提前备货挤压了欧洲采买。二是市场参与者对暖冬叠加LNG产能释放下的价格前景并不乐观，高价买货意愿较低，接收站库存不断消耗与浮仓库存持续累积所形成的对比可作为这一判断的证据。在2025年全球LNG供需转宽松、取暖季结束后欧洲库存中低位的基本面假设下，我们预计欧洲LNG进口增速或小幅转正，以保证冬季来临前将欧洲天然气库存恢复至近年高位水平。

2025年挪威检修安排减少，出口将继续增长。2024年1-11月挪威天然气出口量由2023年的3171GWh/日增长至3458GWh/日，增幅约9%。复盘近年挪威出口表现，2022年挪威天然气产业开足马力保供欧洲，产量创历史新高。出于对2022年超产的补偿，GASSCO（挪威天然气基础设施运营商）在2023年为各产业链环节特别是处理厂在淡季安排了大量检修。2024年检修仍多但较2023年大幅压缩，构成产量增长的主要原因。2024年10月挪威政府讨论预算，对2025年天然气产量做出下降1.6%的预测。但相较挪威政府的判断，我们认为GASSCO的检修安排更有参考意义，GASSCO目前没有明确2025年全部的检修计划，不过其在11月29日对媒体表示：“2025年的检修安排将很少”，我们认为这是2025年挪威出口将继续增长的信号。

其他供给来源将继续以稳为主。对于欧洲其他的天然气供给来源，我们基本沿用半年报中的观点。英国方面，北海气田缺乏投资的状况没有改观，现有气田的衰减预计使得天然气产量进一步下行。荷兰方面，2024年4月格罗宁根气田完全关闭后，其余气田的生产状况稳定，产量预计持稳。俄罗斯南线、阿塞拜疆线方面，供应协议稳定且均已达到设计容量，进口量预计持稳。北非线方面，除少部分从利比亚到意大利外，主要是从阿尔及利亚分别经Transmed和MEDGAZ到意大利和西班牙，2024年9月两条管道均进行检修导致减量较多。考虑到阿尔及利亚近年天然气产量持续增长，且9月LNG出口量环比大增，我们认为减量的主要原因确实是管道检修而非夏季用气高峰导致的气量不足，2025年北非线进口量有望恢复至近年正常水平。

2.3、新能源替代加速，欧洲天然气需求将进一步下滑

欧洲天然气需求不做乐观看待。按地区划分，欧洲天然气需求集中于德国、英国、意大利、法国等经济大国，按部门划分则分布于工业、发电和居民部门，分别占比约29%、18%、53%。欧洲纬度较高、经济发展较早，居民生活高度依赖天然气采暖，因此居民部门是需求侧的主导，且几乎仅与气温相关。欧洲已连续三年暖冬，不过鉴于远期天气的巨大不确定性，我们在此仅做出经验性的讨论，具体的天气情况有赖于更近周期的跟踪。需求端最显著的趋势是天然气发电量的大幅下滑，2024年降幅高达13%，我们认为这一趋势还将持续。工业部门需求2024年以来未有起色，同样面临进一步的下滑风险。一句话概括，欧洲天然气需求侧的确定性均为利空、可能性存在利好，整体仍不做乐观看待。

欧洲电力部门天然气需求前景暗淡。我们在此前的专题报告与半年报中均强调：由于可再生能源特别是光伏发电持续高增、核电机组退役进程中止、气候因素导致水电出力改善三大因素的共同挤压，欧洲天然气、煤炭发电量自2022年中开始持续下行。其中最为关键的是第一点：欧洲已经于2024年上半年迈过可再生能源取代化石能源成为主要电力来源的历史性拐点，而这一进程并未有减速迹象。综合BNA、RTE、IRENA等机构预测，欧洲光伏装机与发电量将在2025年继续高速增长，增速或保持15%以上。以气电下降最多的法国和下降最少的意大利为例，均可观察到2024年光伏发电大增直接对应气电大降，在当前光伏发电基数已超过气电一半的情况下，预计2025年气电受到的挤出效应将更为显著。

连续暖冬可能是历史趋势使然。2024年以暖冬收场已无悬念，但当前就对2025年冬季的天气状况做出判断并不现实。我们在此仅做两点经验性的讨论：一是暖冬或已由偶然转为常态。近年以来尤其2023年全球地表升温幅度较大，导致夏季炎热、冬季偏暖。但这并不意味着未来几年气温就一定会向更冷方向回归。全球地表在近200余年内持续升温且速度逐渐加快，持续三年的暖冬已经很大程度上难以用周期来解释，或是历史趋势使然。二是全球持续升温使得西风带减弱并愈发不稳定，对北极冷空气的限制效果下降。北极冷空气更易突破西风带南下形成寒潮，形成短促而剧烈的阶段性降温，导致居民需求的波动性放大，以受寒潮影响最大的德国、英国为例可显著观察到这一现象。

工业部门需求有进一步下滑风险。欧洲经济曾在2021年景气运行，但2022年俄乌冲突以及能源危机后形势急转直下，在需求走弱与供给冲击共同挤压下，欧洲工业部门天然气需求滑坡。2023年年中开始，伴随欧洲经济景气阶段性回升，工业部门用气量曾出现小幅同比增长，但恢复的势头未能持续。2024年欧洲乃至全球经济下行压力加剧，大众、BASF、博世、马牌等德国工业巨头近期纷纷宣布大规模裁员计划，接下来工业生产的压力或难免进一步向天然气需求传导。

2.4、TTF运行中枢大概率下移，把握行情节奏

如果说2024年欧洲需求在新能源冲击下的疲弱略超预期，那么2025年欧洲需求将继续弱势已成为市场共识，主要的不确定性在于2025-26年冬季的天气情况。弱需求格局下、表面的供给冲击背后，导致2024年TTF价格持续上行的根本动力，是欧洲以外需求快速恢复导致的全球LNG供需超预期紧张。但正如我们在第一章中判断，随着LNG大投产周期的开始，2025年将成为全球LNG供需开始宽松化的转折之年。综合来看，2025年欧洲天然气市场供需两端驱动向下，不过好在开局并不算糟，LNG进口偏弱与经乌俄气断供将使得2024-25年冬季于近年来首次迎来较大幅度的去库，冬季结束后库存水平或来到450-500TWh的近年绝对偏低位置，从而支撑TTF价格不至于如2023、2024年初一样在取暖季中段就开始大幅下跌。

我们的基准假设是，2025年欧洲将在淡季进行更快的补库以使得库存水平在冬季来临前得以恢复，宽松的全球LNG市场将提供补库的外部条件，持续的补库、潜在供给冲击的缺乏将使得欧洲天然气价格中枢在冬季来临前缓慢下移，全年中枢或回落至30欧元/MWh上下。就具体节奏而言，全球LNG市场对TTF价格的影响将进一步深化，参考我们在1.3节中的判断进行综合分析，预计取暖季TTF价格下跌至30-40欧元/MWh区间后可获得来自低库存的支撑，寒潮可能导致TTF阶段性冲高。取暖季结束后欧洲天然气进入补库周期，TTF或转为30欧元/MWh附近震荡偏弱运行，全球LNG市场的相对紧张将使得TTF不至于快速下跌。进入发电旺季后欧洲弱需求愈发明显，TTF存在快速下跌的可能，但20-25欧元/MWh的LNG边际进口成本将再度构成底部。下半年取暖季前欧洲与全球天然气市场愈发宽松，价格或在25欧元/MWh附近偏弱震荡。取暖季的价格表现将更多的取决于冬季天气情况，但确定性的是即使迎来冷冬，TTF的价格也难以再度触及2023-24年40欧元/MWh以上的高位水平。

3.1、美气价格2024年反复考验成本支撑

复盘2024年HH行情：2024年1月：寒潮季节性袭击美国，不仅导致需求猛增，而且部分地区的天然气生产也受到影响，阶段性供需错配下全国各地现货价格飙升，带动期货盘面上行。不过短期冲击无法改变供需宽松、库存高位的基本面格局，HH冲高后快速下行。2月-4月：取暖季最后一个月份3月合约成为首行，需求端难有潜在利好支撑，高库存压力继续推动价格下行，盘面连续三次考验1.5美元/MMBtu整数关口支撑。2-3月间EQT与Chesapeake等头部生产商纷纷宣布减产计划，3月美国天然气产量显著下降，供需边际转紧，但高库存压力持续。5月-6月：夏季发电旺季第一个月份6月合约成为首行，市场迎来潜在利多。在美联储释放宽松预期、中美制造业PMI共振回升环境下，全球市场宏观情绪显著转强，各类大宗商品价格迎来普遍上涨，在铜价大涨的过程中，市场开始流行数据中心导致电力需求高增叙事，天然气成为与铜相提并论的核心标的，推动天然气持续上行。上涨过程中，市场将夏季高温导致发电需求高增、库存压力改善的利多一并计价，推动HH上破3美元大关。6月-8月：随着大宗商品价格的普遍回落，基本面改善幅度有限的HH被市场买预期卖现实，再度走出尖顶下跌，由于本轮下跌时供需过剩与库存压力均有所缓解，HH底部区间在2.2美元美国主流生产商成本附近形成。9月-10月：持续低价环境中减产预期再度发酵，飓风扰动导致产量下降后市场抢跑减产交易，减产预期证伪后价格迅速回落。11月-12月：首行来到取暖季，市场氛围转多。随着天气预报显示美国将在11月遭遇超季节性寒潮的信息愈发确定，HH走出一轮上行趋势，寒潮结束后HH在LNG码头投产预期等利多支撑下保持高位震荡。

3.2、2025年生产商减产概率较低，产量将恢复温和增长

2024年美国天然气产量陷入负增长。1-11月美国天然气日均产量103.1Bcf，预计年度产量将发生自页岩革命以来的首次负增长（2020年除外）。从产业趋势来看，美国LNG码头投产空窗期已近三年，再叠加三年暖冬，需求增长乏力，供给端不得不收缩与之匹配。从企业行为来看，弱需求与高库存格局持续，终于在2024年初将天然气价格打压至1.5美元/MMBtu的低位，迫使主流生产商纷纷宣布战略性减产。分地区来看，除了以产油为主Permian地区产量还在增加外，主产天然气的Appalachia地区产量在上半年价格低位时下降，下半年价格反弹后回升，而成本较高的Haynesville地区产量下降后至今未有反弹。

未完井表征的产量弹性仍然较高。观察Applachia与Haynesville两大天然气主产区的钻机与气井数量，自2023年初天然气价格从高位大幅回落以来，新钻井数随活跃钻机数持续下降，2023年中开始低于新完井数量，表明生产商进行长期资本开支的意愿减弱，转而通过消耗未完井的方式一边降低资本开支一边维持生产。不过正如前文所述，生产商的增产意愿同样不高，新完井数量仅略高于新钻井，2022年大量钻井形成的未完井库存没有明显去化，这意味着美国天然气的产量弹性仍然较高，偏低的活跃钻机数难以对产量形成限制。观察主产区新完井生产率，2024年初集中减产阶段有所下降，目前已基本恢复至近年正常水平。

2025年美国天然气生产商主动减产概率较低。2024年的主动减产行为较多，如Chesapeake在2月21日宣布全年缩减20%的资本开支和15%的产量。EQT在3月4日宣布3月每天减产1Bcf，随后又多次宣布延长减产。企业一般不会在财报等中长期规划中表达减产意愿，而是通常在价格偏低时被迫宣布减产。Chesapeake、EQT等主流生产商的完全成本在2.2美元/MMBtu左右，折合Henry Hub盘面价格会略高。从2024年的现实情况观察，当盘面接近这一价格水平后均有减产行为发生。展望2025年，我们认为LNG出口与发电需求的增长将改善美国天然气供需平衡，天然气价格难以再度跌至迫使生产商减产的水平，美国天然气产量将重新回到增长轨道。

3.3、发电与LNG出口需求确定性共振高增 

美国天然气需求将确定性强劲增长。由于纬度、电力结构以及资源禀赋等方面的差异，美国天然气需求并不集中于冬季采暖而是更加均衡。若不考虑管道气进出口、生产加工运输损耗等次要项，目前工业部门、居民商业部门、发电部门、LNG出口需求分别占比25%、26%、39%、13%。其中工业部门需求相对恒定。居民商业部门需求主要用于采暖，近三年来整体处于偏低水平。我们已在2.3节中对全球气温趋势进行了探讨，不过需要注意的是相较欧洲而言，美国寒潮强度更高，除影响需求外还会可能对天然气生产造成影响，易使价格在短时间内大幅波动。发电部门需求占比最大且集中于夏季，在多重利好驱动下，2024年同比增长5%，我们认为2025年这部分将继续较快增长，扮演增量压舱石的角色。2025年最大的边际变化来自LNG出口，历经近三年空窗期后，Plaquemines P1和Corpus Christi S3的投产预计使得LNG出口量增长25%。与欧洲的惨淡形成鲜明对比，美国天然气需求将在2025年确定性地迎来更强劲的增长。

数据中心将驱动美国气电增长。我们认为美国发电部门天然气需求受到三大利好支撑：一是美国电力行业可再生能源占比还较低，主要的电力结构转变是气电对煤电的替代，气电占比仍处于上升通道。二是伴随人工智能行业的快速发展，数据中心的建设将重新驱动美国电力需求增长。三是美国大部特别是气电占比较高的中南部愈发炎热，夏季电力需求屡创新高，2024年得州电网负荷几度刷新历史极值。McKinsey认为美国数据中心电力需求将由2024年的25GW增长至2030年的80GW，相当于使美国的总电力需求在目前350TWh/月的基础上提升40TWh/月，折合年化增速1.7%，这对于电力需求在很长时间内近乎零增长的美国而言已经是不小的数字。美国天然气行业普遍认为，由于兼具廉价、稳定、灵活等优势，数据中心将首选天然气作为电力来源，如EQT估计到2030年美国发电部门天然气需求将提升10-18Bcf/d，相当于在目前水平基础上增长27%-50%，其中大部分将来自数据中心的贡献。

美国2025年LNG码头进气量有25%增长空间。虽然LNG出口占美国天然气需求的绝对比例仍不高，但其增长潜力最为可观、单套装置规模巨大，对美国天然气市场的影响显著。自2022年初的Calcasieu Pass之后美国一直没有新码头投产，2023年进气量的增长主因Freeport爆炸后复产。我们在第一章中盘点，2024年底-2025年初美国将有2座LNG码头投产，分别是1330万吨的Plaquemines P1和1000万吨的Corpus Christi S3，美国现有LNG产能9125万吨，相当于2025年美国LNG码头进气量将有25%的增长空间，超过3Bcf/d，大概占主要需求总量的3%。不过随着全球LNG供需一定程度转向宽松，美国LNG码头开工率可能将有所下降。Golden Pass T1的投产进度尚有待观察。

3.4、供需格局明确改善，美气预计中枢抬升、波动下降

从全球天然气物流格局来看，美国LNG码头历经近三年的投产空窗期，国内充裕的天然气资源无法对接全球需求，一体两面导致了美国天然气价格的低迷与全球LNG价格的高企。而随着2024年底1330万吨的Plaquemines  P1和1000万吨的Corpus Christi S3的投产，内弱外强的格局将逐渐迎来反转。需求端在LNG出口与气电高增的共同驱动下无疑做乐观看待，供需平衡将有事实改善，但供给端的潜在产能仍大，不支持出现硬供需缺口。综合各方面分析，我们预计2025年美气价格底部与中枢将迎来抬升，再难出现2024年初1.5美元/MMBtu的低价，全年价格水平最低或在2.5美元左右，中枢或上移至3美元左右，但产能弹性将限制价格高度，全年价格水平最高可能难以突破4美元，全年波动性相较2024年或有所下降。

4.1、中国LNG期货将成为与TTF并驾齐驱的另一大LNG定价中心

中国LNG期货上市相关工作正在稳步推进中，我们在本篇年报的最后部分做出展望。中国LNG期货将采用“国际平台、净价交易、能量计量、人民币计价”的整体方案，这意味着LNG期货将类似于原油期货，以到岸保税现货为交割标的。全球天然气市场高度分割，中国天然气市场不但同样分割严重且市场化程度有待提升，不同品种如国产管道气、进口管道气、国产LNG、进口长协LNG、进口现货LNG之间存在较大的价格差距。我们将国际国内相关期现货品种的价格走势放在一张图中对比，其中红线“中国到岸”为上海石油天然气交易中心公布的中国进口现货LNG到岸价格（CLD），我们认为其最接近潜在的期货标的。

LNG现货到岸价与国内市场价之间的相关性并不显著。国内LNG市场主要有两大供给来源，一是沿海接收站槽批，二是内陆液厂生产。其中接收站货源部分来自现货进口，这部分成本与到岸价强相关，但更大的比例来自长协进口，这部分成本则与原油、美国天然气价格等挂钩。内陆液厂成本主要取决于其获取管道气的价格。从供给端来看，国内市场仅部分LNG货源成本取决于现货到岸价。从需求端来看，国内LNG下游以车用为主，占比超过60%，原油、成品油可通过需求端的竞争性影响LNG价格。

LNG现货到岸价与国际LNG市场、欧洲市场理论一价。中国LNG到岸价自然与东北亚海上LNG价格强相关，而全球海上LNG市场互相连通，东北亚、西北欧等地LNG现货价之间仅有运费差别。欧洲天然气市场化程度较高，TTF作为在岸天然气价格基准，在接收站基础设施充足的环境下，与海上LNG价格之间难以拉开价差。综上所述，中国LNG现货到岸价在市场化联通机制之下，与国际LNG市场、欧洲市场理论一价。由于欧洲自2022年以来一直主导全球LNG需求（2024年这一现象才逐渐弱化），且存在公开、活跃的期货盘面，全球LNG价格事实上由TTF指导决定。预计中国LNG期货上市后，将成为与TTF并驾齐驱的另一大LNG定价中心。普氏发布的JKM指数是一种东北亚现货报价，而JKM掉期是基于东北亚现货的衍生品，其价格反映较为滞后。

4.2、中国天然气行业仍处快速发展阶段，供需持续平稳双增

中国天然气供给结构中，国产、管道气进口、LNG进口分别约占57%、17%、25%。国产方面，近年来我国积极推进油气增储上产，天然气产量持续较快增长，塔里木、四川、鄂尔多斯等盆地陆续有大型气田发现，致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气成为重要增产方向。管道气进口方面，设计年输气量380亿立方米的中俄东线自2020年来持续上量，已于2024年12月全线贯通，预计2025年达到满负荷运行。由于中亚D线前景不明、西伯利亚力量2号管道协议尚未签署，中俄东线之后仅有100亿立方米/年的中俄远东线项目有较强落地预期，管道气进口的中期增长前景受限。LNG进口方面，2022年俄乌冲突后欧洲不计代价争夺LNG现货资源弥补天然气缺口，我国几乎仅保留长协进口，随着国际LNG市场紧张缓解，2024年中国LNG进口量恢复至2021年水平。

受益于城镇化带来的家庭用气普及、绿色浪潮下天然气对其他能源的替代等历史趋势，我国天然气消费量持续高速增长，近年来天然气消费增速基本高于总能源消费增速与GDP增速。从大的能源结构来看，立足以煤为主的基本国情，我国一次能源消费总量中天然气占比仅8.5%，10年内提升了4个百分点，较欧洲与美国20%-30%的占比仍有较大提升空间。从下游需求来看，以占比33%的城市燃气（包括车用）、占比42%的工业需求为主导，近年来比例相对稳定。我们预计随着国际天然气市场供需转向宽松、价格下跌将进一步刺激各部门潜在的天然气需求，天然气消费量将继续保持高于GDP增速的增长。综合供需两端来看，中国天然气市场将在中期内维持供需双强格局，但供给结构中产量的持续增长以及管道气进口量的短期高增将继续对LNG进口造成限制。

LNG方面，在历经2023-24两年投产空窗期后，2025-27年全球LNG将进入产能投放周期，三年产能预计增长41%，2025年产量预计增长9%。东亚、欧洲等主要进口区域需求稍显疲态，南亚、东南亚等地区主导LNG需求增长的情况下，全球LNG供需将不可避免地向宽松方向移动，2021年以来LNG供需持续紧张的局面面临终结。

欧洲方面，新能源替代加速背景下弱需求格局持续，潜在供给冲击的减少、全球LNG市场的宽松将给到欧洲天然气市场显著的下行压力。虽然中枢下移确定性较高，但冬季结束后欧洲天然气库存将是近年来首次处于较低水平，这使得TTF仍保留有多空博弈的空间。

美国方面，LNG码头投产、电力需求的高增将使HH摆脱2024年反复挣扎于成本线的泥潭，但庞大的潜在产能仍将限制HH的上行空间，中枢抬升、波动下降是美气市场最可能的面临的局面。

中国方面，天然气供需持续平稳双增，LNG期货上市正在稳步推进，预计将成为与TTF并驾齐驱的另一大LNG定价中心，也将深刻影响国内的天然气市场，让我们拭目以待。

策略方面，1、TTF预计全年运行中枢30欧元/MWh，取暖季前按季节性节奏震荡下行为主，建议逢盘面情绪冲高做空操作，为应对可能的供给冲击建议买入40-50欧元/MWh上方虚值看涨期权。2、HH预计全年运行中枢3美元/MMBtu，建议区间2.5-4美元/MMBtu高空低多操作，底部确定性上移判断下，建议卖出2-2.5美元/MMBtu虚值看跌期权。

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