2025年天然气行业研究：LNG迎扩能高峰，美欧亚气价差或收窄

1 天然气定价模式和价格走势

天然气定价模式：北美GOG市场化模式定价在油强气弱环境下更具价格优势

全球LNG贸易中，据GIIGNL，2023年通过签署长期协议模式的交易量占61.1%，短期协议占3.8%，现货交易占35.2%。现货交易价格直接反馈天 然气短期供需结构和库存等情况，而长协定价主要可分为与油价指数挂钩的OPE模式和与气价指数挂钩的气对气竞争定价GOG模式。

中东、亚太地区长协价多与油价挂钩，东北亚天然气定价公式为LNG=K(斜率,10%-15%:2018年前斜率在13%-15%,2018年后斜率在10%-12%)*Brent (英国布 伦特油现货价)/JCC(日本原油综合价格指数)+B(0-0.5美元/百万英热)，以到岸交付DES模式。东北亚天然气资源相对匮乏，多以油价挂钩模式定价，气价一直 相对较高。以中国LNG到岸价为例，据wind，2024年布油均价约80.93美元/桶、HH均价约2.23 $/Mmbtu，油价挂钩的LNG长协价②约9.40$/Mmbtu、HH气 价挂钩的LNG长协价约7.71 $/Mmbtu，中国LNG现货到岸均价约11.9 $/Mmbtu （据ifind，2024年欧洲TTF气价均值约10.9 $/Mmbtu ），低气价环境下GOG 定价的美国长协气源最具低成本优势，但假设2025年油价如我们预期回落至65美元/桶（对应油价挂钩长协价约7.65 $/Mmbtu ），HH气价中枢震荡上调至3 $/Mmbtu（对应油价挂钩长协价约8.59 $/Mmbtu ），油价挂钩长协②将更具价格优势。

北美气价市场化程度高，现货交易占比超50%，同时长协以气-气竞争定价(GOG)，由不同地区间天然气竞价形成，美国LNG价格=(1+15%) *HH(美国亨利交割 中心天然气现货价)+[液化费+运费](3-5$/mmbtu)，多以离岸交付FOB交易；北美GOG市场化模式定价在油强气弱的环境下，价格优势进一步凸显。

欧洲天然气定价模式和北美趋同，已从OPE模式转变为以GOG模式为主，设定天然气虚拟交易中心，例如英国的NBP(英国国家平衡点)、荷兰的TTF(所有权 转让系统)作为基准进行定价。欧洲在经历了天然气危机和俄乌冲突中加速摆脱对俄气依赖的阵痛期之后，部分俄罗斯管道气由LNG替代，气价整体有所抬 升。

天然气价格支撑线：美国中高成本产气区气价盈亏平衡点在2.5-3.5$/mmbtu

从成本端来看，美国海内斯维尔、尤提卡、伍德福德等相对高成本气田盈亏平衡气价在2.5-3.5美元/ 百万英热($/mmbtu)，气价长时间低于2.5 $/mmbtu会导致区域内生产商亏损从而减产，例如24Q1 气价持续跌破2.5 $/mmbtu，海内斯维尔区域的厂商宣布减产并降低资本开支以此支撑气价，未来 海内斯维尔盆地是美国天然气增量的重要来源，因此我们认为2.5-3.5 $/mmbtu可作为HH气价合理 运行区间。据IOP Science-Qian Zou等的报告，美国LNG项目平均液化成本约2.31 $/mmbtu，据能 源情报网，根据航线不同，美国LNG出口到中国运费通常在2-3$/mmbtu(假设取中值2.5)，加上HH3 $/mmbtu*1.15和0.33 $/mmbtu气损管输费（据“天然气行业观察”公众号），综上，美国LNG出 口到中国的成本合计约8.59$/mmbtu，考虑加征15%进口关税后为9.88 $/mmbtu ，美国LNG原料气 成本和液化成本在全球处于较低水平，且美国LNG在全球贸易市场占比高，未来全球主要的LNG增 量项目也将来自美国、卡塔尔、加拿大等国，我们认为该价格可作为中国进口LNG的支撑价。

天然气价格走势回顾：气价重回合理区间，但欧气供应脆弱性对气价仍有影响

回顾天然气价格走势，在经历了2021年欧洲供暖季延长、天然气供需失衡导致的能源 危机和2022年俄乌冲突爆发导致的俄气运输受阻，从而大幅推涨气价后，2023年以来 市场逐渐走向再平衡，天然气价逐步回落至合理区间，但因欧气供应和库存建设仍较脆 弱，冬季寒潮对气价仍有较大影响。2024年全球天然气价呈现先跌后震荡上行的走 势， 1-4月受北半球气温偏暖、取暖气耗量有限、各国库存较高等因素影响，气价持续 下跌；自4月中下旬以来，北美Golden Pass LNG 、LNG Canada、Plaquemines LNG 等多个液化天然气项目投产延期导致原料气需求不及预期，同时澳大利亚、尼日利亚、 马来西亚等国LNG出口终端陆续因故障导致供应短暂中断，美国EQT、Chesapeake等 天然气巨头供应商减产挺价，加上中东地区地缘风险再度升温，带动气价震荡上涨； 2024年11月后，欧洲受拉尼娜气象影响，冬季温度明显偏冷，高取暖需求导致欧洲天 然气库存快速下降，叠加2025年开始俄乌天然气过境协议到期，乌克兰拒绝续约，导 致市场对欧洲天然气供应不足的担忧愈发强烈，从而推动天然气价格持续上涨。

2 全球天然气供应结构和预期增量

全球天然气发展史：产业推进全球商业化，新型开发技术快速发展

回顾全球天然气发展历史：1920-1950年现代天然气产业兴起，该阶段美国天然气产业在全球居于垄断地位，门罗气田和潘汉德-胡果顿气田两座 大型气田的发现使美国天然气产量快速提升，天然气长距离运输管线和跨州输气管道的建成标志着跨州贸易的开启，天然气发电和天然气化工产 业的出现使其应用范围扩大。1951-1970年现代天然气产业逐步走向成熟，二战后各国经济恢复对天然气等能源需求巨大，各国陆续发现大型气 田，石油巨头企业也开始投资天然气产业，天然气在世界一次能源消费中占比逐步提升，该阶段俄罗斯天然气产业迅速崛起，到1970年储量甚至 超越美国，同时，液化天然气LNG技术逐渐成熟，开始投入运输。1971-2005年天然气产业加速推进商业化，各地区大量气田被发现并开采，随 着管道建设的发展及配套储气设施的完善，跨国贸易迅速增长，同时，美国政府放宽天然气价格限制、天然气期货交易的出现使其商业体系更为 完善。2006年至今新型天然气产业快速发展，非常规天然气开发、全过程生气、天然气直接转化为高性能燃料、深海运输管线、浮式LNG等技术 出现并投入使用，该阶段美国产量再次超越俄罗斯。2005-2010年美国发起第一次页岩革命，“水平井+水力压裂”的技术突破使得页岩气产量 加速攀升，2011年后美国天然气产量再次超越俄罗斯成为全球最大产气国，同时美国天然气出口量持续上行，2018年后成为天然气净出口国， 据wind数据，2024年前11月美国天然气进口量约803亿方，出口量达1980亿方。

全球天然气供应：整体产量稳中有增，2011年美国超越俄罗斯成为最大产气国

全球天然气产量整体呈增加态势，产量同比增速和全球GDP增速具有较高相关性。天然气按常规技术能否经济开发可分为常规气和非常规气， 油气多伴生出现，因此天然气供应结构和原油有相似性，据KPMG数据，2023年美国、俄罗斯和伊朗/卡塔尔/沙特等中东地区天然气产量分别占 全球的25.5%、14.4%、17.6% 。据中国石油集团经济技术研究院测算，2024年全球天然气产量预计4.39万亿立方米，增速2.8%，其中俄罗斯 产量约6820亿方(据俄联邦预测，出口量约1662亿方)，同比回增5.2%，美国产量约1.06万亿方，同比基本持平（2023年yoy+3.3%），主要是 低气价抑制了企业生产积极性；中石油研究院预计2025年全球天然气产量约4.49万亿立方米，同比增速约2.3%，较其预测的2025年全球4.15万 亿立方米左右的天然气需求相对过剩，其中北美、中东是天然气增产主要地区，北美大型液化天然气投产将带来LNG较大规模的增量，中石油 研究院测算2025年全球计划投产液化产能3260万吨/年，主要来自美国和加拿大，但近一半产能在下半年投产，实际有效新增产量约1675万吨/ 年，而欧洲受荷兰格罗宁根气田关闭、老旧气田衰减等因素影响，本土气田产量同比下降约50亿立方米。国际能源署IEA则预测2025年全球天然 气消费量同比增长1.9%，达到4.292万亿立方米；产量达到4.281万亿立方米，同比增长2.17%，整体仍处于脆弱平衡之中，主要是考虑到2024 年末-2025年初欧洲天然气库存水平下降导致2025夏季潜在的高补库需求，或导致欧洲LNG进口增加。

3 俄欧天然气贸易流向完成变迁

天然气贸易流向改变：欧洲对俄气依赖大幅减小，转向增加美国LNG进口

俄乌冲突后，全球天然气贸易流向发生改变，俄乌冲突前欧洲管道气主要来自内部的挪威、荷兰等国以及俄罗斯，冲突后因北溪管道遭破环、 德国美国暂停对北溪2号天然气管道项目认证等因素导致欧洲向俄罗斯进口管道气明显减少，欧洲从美国进口的液化天然气(LNG)显著增多(据隆 众资讯，自俄乌冲突以来，欧洲共有十座新增LNG接收码头投入运营，接收能力共计增长5188万吨/年，2024年底欧洲总计LNG进口接收能力达 2.42亿吨/年-约3400亿立方米，年度接收站利用率为41.83%)，同时增加欧洲内部国家比如挪威等国产气量和内部贸易量，除东欧部分国家斯洛 伐克、捷克、匈牙利、奥地利等仍依赖俄气外，欧盟基本实现了天然气去俄化（据KPMG《世界能源统计年鉴》， 2021-2023年从俄罗斯进口 天然气占总进口量的比例从61%降至26%（据欧盟委员会报告，2024H1占比已降至18%），其中从俄进口管道气PNG占总进口PNG量的比例从 45%降至15%），2025年因俄乌过境协议到期不再续约，所有俄罗斯向欧洲输气的通道（简称俄罗斯北线）完全断供，缺口部分将由增加进口 LNG和挪威管道气等方式补充，欧洲剩余输气管道挪威线、北非线、阿塞拜疆线都具有较高稳定性，同时，欧盟正推动土库曼斯坦天然气经阿 塞拜疆输欧管线建设，预期2025年欧洲天然气供给受俄气断供冲击仍可控。而俄罗斯部分管道气转向出口到中国、印度等亚太地区，2022- 2023年期间以一定价格优势获得中印部分地方炼厂的青睐。

俄罗斯向欧洲输气管道基本停运，仅剩东欧部分国家进口俄管道气

目前俄罗斯向欧洲输气管道仅剩途径黑海到东欧的蓝溪和土耳其溪仍在运行。俄罗斯主要通过波罗的海海底“北溪”管道、“亚马尔-欧洲”管 道、途径乌克兰的“兄弟”管道和“联盟”管道、穿过黑海海底的“蓝溪”和“土耳其溪”管道向欧洲国家输送天然气，但受俄乌冲突影响， 目前俄罗斯仍在运营的输欧天然气管道仅剩穿越黑海的“蓝溪”和“土耳其溪”管道，主要向匈牙利、土耳其和塞尔维亚等中东欧国家输送天 然气。2022年2月，俄乌局势升级，德国宣布暂停“北溪-2”天然气管道认证；2022年5月，波兰拒绝了俄罗斯反制西方制裁的“卢布结算 令”，宣布将停止接收俄罗斯天然气，波兰计划2025年彻底停用“亚马尔-欧洲”管道，改建氢能输送设施；2022年9月26日，“北溪-1号”和 “北溪-2号”在丹麦、瑞典附近海域发生剧烈水下爆炸，北溪管线进入停运状态；2024年12月31日，俄乌天然气过境协议到期，且乌克兰拒绝 续约，自2025年1月1日起所有经由乌克兰的俄罗斯天然气过境业务停止，仅执行存续合同，但2024年乌克兰过境系统仅存与斯洛伐克Eustream 的400亿立方米/年协议、且实际履约率不足20% （据天然气咨询），因此该事件对欧洲天然气供应影响有限，仅对斯洛伐克、奥地利、匈牙利 等东欧国家短期供气和购气成本有一定影响，据金联创数据，2024年俄罗斯经兄弟管道输送了大约150亿立方米天然气至欧洲，约占欧盟国家 2024年天然气进口总量2928亿立方米的5.12%，运输量占比有限，后续欧洲国家将主要通过增加1000万吨左右LNG进口覆盖乌克兰过境管道气 的缺口。

4 中美欧天然气消费现状和展望

全球天然气消费结构：在能源消费中占比稳定，需求增量主要来自中美印等国

天然气相较于石油和煤炭更低碳节能，其在全球能源消费量中的占比较为稳定，据 ifind数据，2023年天然气在全球能源消费量中占比约22%。分区域来看，美国、欧 洲、俄罗斯、中国是天然气主要消费国，美国、中国、东南亚、南亚和中东等地贡献 了近年来天然气需求主要增量，2013-2023年中国天然气消费量年复合增速达8.9%， 2023年占全球天然气消费总量的10%，是继美国和俄罗斯之后的全球第三大天然气消 费国。据中国石油集团经济技术研究院测算，2024年全球天然气消费量4.09万亿立方 米，同比增长2%，亚太市场贡献一半增量，中国、印度及新兴市场拉动需求快速增 长，天然气消费量为9754亿立方米，同比增长4.3%；欧洲天然气消费连续三年下 降，2024年消费量4609亿立方米，同比下降0.5%，降幅较上年收窄6.4个百分点；北 美低速增长，天然气消费量为1.2万亿立方米，同比增长1.2%。中石油研究院预计 2025年全球天然气需求为4.15万亿立方米，增速为1.5%，增量仍集中在中国、印度 等新兴市场。

欧洲天然气消费结构：发电和工业耗气需求下滑，居民用气不确定性较高

欧洲天然气主要用于居民住宅、工业和发电，气电需求自2022年以来受到光伏、风能 等新能源发电持续高增的挤占，呈现明显的下降趋势，且新能源取代传统能源在电力 市场作用的趋势仍在增强；居民住宅对天然气的消耗主要是在冬季取暖季，随着全球 地表温度升高，欧洲已连续多年暖冬，取暖气需求有所减少，但德国、英国受北极冷 空气造成的寒潮影响，居民耗气需求存阶段性走高可能；工业部分需求受2024年欧洲 经济下行压力加剧和工业巨头裁员影响，存继续走弱的风险。欧洲天然气需求整体呈 走弱态势，但因供应结构的脆弱性，仍有季节性行情机会，例如2024年11月至今， 冬季气温异常偏低、风光供电不足等因素导致欧盟天然气超预期去库，据wind数据， 目前欧盟储气率约43%(~460亿方/满储1077亿方)，冬季耗库约566亿方、同增近130 亿方，后续预计将通过增加LNG进口和挪威增产将储气率在夏季重新补充回95%。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）