2025年天然气行业研究报告：全球LNG供需趋松，气价中枢趋势向下

1. 投资分析

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。

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。

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。

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%。

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 LNG 7131.7 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%。

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。

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。

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。

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。

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%。

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。

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。

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，交易商也为 LNG 市场提供了更多的流动性。组合型交易商（Portfolio players）在 LNG 买家对数量和供应来源灵活性的需求日益增长中发挥重要 作用，从各种来源采购 LNG 供应，并通过合同或现货转售给客户。近年来 其获得的合同量份额正在上升，2024 年交易商采购量占总 LNG 合同量的比 例为 41%，而 2016 年仅为 26%。交易商未平仓合同比率（即交易商在已签 订的买入合同中，未被定期销售合同覆盖的比例）从 2017 年的 29%增加到 2023 年的 45%，预计 2027 年将增加至 55%，这将为 LNG 市场提供更大的 交易灵活性。

在 LNG 供需格局趋于宽松及 LNG 贸易流动性提升背景下，亚洲、欧洲气 价中枢有望下行。当前，欧洲荷兰 TTF、亚洲 JKM 价格在 10-20 美元/ MMBtu 区间，美国 Henry Hub 气价约 2-4 美元/ MMBtu，随着全球 LNG 市场供需 逐步趋于宽松、离岸合同比例上升、交易商未平仓合同量增加，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。

4. 脆弱的天然气现货市场凸显 LNG 长协竞争优势

4.1. 美国天然气供应成本约在 2.5-3 美元/MMBtu 区间

美国主要天然气产地为 Marcellus（马塞勒斯）、Permian（二叠纪）、以及 Haynesville（海恩斯维尔），合计占比约 60%，近年来美国天然气的产量增 长量 80%以上源自此三大盆地。

对于不同类型的油井，生产商无法只生产最有价值的商品，必须同时生产所 有产品，由此天然气生产的盈亏平衡点有较大差异。

在某些盆地，如德克萨斯州的 Permian（二叠纪盆地）和 Eagle Ford（鹰滩 盆地）的部分地区，天然气是页岩油的副产品，导致了天然气的盈亏平衡点 为负数，例如 Permian (Midland)为-3.27 美元/MMBtu、Eagle Ford East 为2.63 美元/MMBtu、Permian (Delaware)为-1.30 美元/MMBtu。这一部分负成 本产气区产量占比约为 20%-25%。 而以 Marcellus Basin（马塞勒斯盆地）为代表的其他盆地，天然气生产盈亏 平衡点因 NGL 的存在而有较大差异，Marcellus Basin 湿气井（含有 NGL 的 油井）的盈亏平衡价格为 1.77 美元/MMBtu，而干气井（NGL 有限或没有） 则为 2.43 美元/MMBtu。 平均而言，当前美国主要天然气井（非伴生气产区）盈亏平衡点主要在 2.5- 3.0 美元/ MMBtu 区间内。

2025-2029 年美国主要产区（非 Permian、Eagle Ford East 等伴生气产区） 天然气的边际供应成本在 2.1-3.7 美元/MMBtu 区间。据彭博新能源财经估 计，Marcellus 盆地西部及南部约为 2.07 美元/MMBtu、Utica 盆地约为 2.4 美元/MMBtu，Marcellus 盆地北部约为 2.77 美元/MMBtu，而 Haynesville 盆 地约为 3.7 美元/MMBtu，在当前 Henry Hub 价格下，此盆地新气井的利润 微薄。

4.2. HH 在 2-4 美元时，对应长协中国到岸价 7.3-9.6 美元/MMBtu

一般而言，Henry Hub 挂钩的离岸 FOB 长协价格公式为 1.15*HH+常数，其 中常数代表天然气液化成本等，约为 2~3 美元/MMBtu。此外，运输到中国 的到岸价还需 2~3 美元/MMBtu 的船运费，以上数据均取中值计算，当 Henry Hub 价格在 2-4 美元/MMBtu 区间时，对应中国到岸价7.3-9.6 美元/MMBtu， 约为 1.84-2.26 元/方（按 1 MMBtu=28.3 立方米换算）。

4.3. HH 挂钩的长协具备竞争优势，但远期优势或将有所收窄

HH 挂钩的 LNG 长协较现货具备价格优势，但优势或将收窄。按照 Henry Hub 挂钩的长协价格公式测算，近期长协较 LNG 现货到岸价具有 4-7 美元 /MMBtu 的价格优势。统计历史数据，2021-2024 年，现货-长协理论平均价 差分别为 9.14、21.48、5.87、4.41 美元/MMBtu，即 2.29、5.39、1.47、1.11 元/方，HH 挂钩的 LNG 长协长期具备一定的价格优势。但考虑到全球 LNG 市场供需逐步趋于宽松、LNG 贸易市场灵活性及流动性上升，或导致亚、 欧洲与北美天然气价差缩小，进而使得 Henry Hub 挂钩的 LNG 长协价格优 势收窄。

4.4. 天然气现货市场仍脆弱，长协优势进一步凸显

天然气价格仍将受天气、地缘政治及库存变化的扰动，现货市场仍脆弱。过 去 12 个月，全球天然气现货价格持续上行，截至 2025 年 2 月 24 日，荷兰 TTF 和亚洲 JKM 天然气价格同比上行 56%和 76%。多个地区天然气库存低 于往年，美国能源信息署（EIA）已将 2025 年天然气价格预期上调至 3.8 美 元/百万英热单位，较此前预测增长 20%。近期价格上行原因包括乌克兰终 止俄罗斯天然气过境协议、2024-2025 年北美和西北欧的寒潮等等。 在低库存水平下，各地区在 2025 年夏季前积极补充库存，若 2025 年夏季持续热浪导致天然气发电需求超预期，则天然气现货市场竞争将更加激烈。 此外，由于天气和地缘风险等加剧了市场对供需失衡的预期，对冲基金等投 机活动显著增加，放大了短期现货价格的波动。脆弱的天然气现货市场进一 步凸显长协的竞争优势。

5. 低库存支撑短期价格持续上行，俄乌和谈或显著缓解 供应压力

5.1. 天气与地缘因素推动近期天然气价格上涨

2024-2025 年冬季气温低于预期，欧美天然气库存降至三年低位。2024 年 11 月以来，北半球遭遇极地寒流，欧洲、亚洲及北美多地气温骤降，气温 达到近三年的低位，供暖需求大幅增加。美国 1 月份的极寒天气导致天然 气库存提取量创纪录，单周减少 3210 亿立方英尺，库存水平迅速从高于五 年均值 6%降至低于均值 4%。欧洲也因严寒天气，天然气消费量激增，库 存快速消耗。截至 2025 年 3 月初，欧洲天然气库存 438Twh，过去两年同 期分别为 636Twh、662Twh，降幅超过 30%；美国天然气库存 1760 十亿立 方英尺，过去两年同期分别为 2030、2334 十亿立方英尺，欧、美天然气库 存均降至三年低位。

2025 年起乌克兰过境管道暂停，加剧国际 LNG 现货市场紧张局势。2019 年签署的俄乌天然气过境协议原定有效期至 2024 年 12 月 31 日，到期后乌 克兰总统泽连斯基明确表示不再续签协议，旨在切断俄罗斯通过能源出口 获得资金。2025 年 1 月 1 日，乌克兰正式停止通过其天然气运输系统向欧 洲转运俄罗斯天然气，2024 年该管道系统输送了约 155 亿立方米天然气， 约占欧洲消费总量的 3.2%。因暂停所导致的缺口预计将通过增加美国 LNG 进口与土耳其溪管道流量来弥补。2024 年 Q1 该管道运输量约 39.74 亿方， 而 2025 年 1 月进口美国 LNG 数量同比增加 8.66 亿方，土耳其溪管道流量 同比增加约 4 亿方，这使得国际 LNG 现货市场短期更加紧张。

5.2. 俄乌冲突爆发后欧洲显著减少俄罗斯管道天然气进口量

俄乌冲突爆发后，欧盟主要减少了俄罗斯的管道天然气进口，2024年较2021 年减少约 1106 亿方，降幅 76.9%。2022 年 2 月俄乌冲突爆发后，欧洲天然 气进口格局因能源安全战略调整、制裁政策等而显著变化。欧盟自俄罗斯进 口的天然气数量由 2021 年的 1571 亿方下降至 2024 年的 545 亿方，进口占 比从 43%下降至 18%，但仍是重要来源国。减少部分主要为经由北溪管道、 亚马尔管道运输的俄罗斯管道天然气，但增加了来自俄罗斯的 LNG 进口数 量。2021 年欧盟从俄罗斯进口 LNG 133 亿方，2024 年增长至 213 亿方； 2021 年欧盟从俄罗斯进口管道气 1438 亿方，而 2024 年锐减 1106 亿方至 332 亿方，降幅达 76.9%。而 2025 年欧洲天然气总需求量达 4930 亿立方米， 约占全球总需求的 11.5%。

欧洲通过增加 LNG 进口与压低自身需求来弥补天然气缺口。2022 年 4 季 度欧盟从俄罗斯进口天然气 114 亿立方米，而 2021 年 4 季度为 366 亿立方 米，同比减少 68.8%，因减少俄罗斯进口产生的缺口一方面通过增大 LNG 进口量来弥补（进口美国 LNG 同比增加 67 亿立方米，进口其他 LNG 同比 增加 53 亿立方米），另一方面压低自身进口需求，总进口量同比下降 80 亿 立方米。

5.3. 俄乌和谈或显著缓解供应压力，致使欧洲气价下行

欧洲主要通过四条管道从俄罗斯进口天然气：北溪管道、土耳其溪管道、乌 克兰过境管道和亚马尔-欧洲管道，当前仅土耳其溪管道在运行。

北溪管道（Nord Stream）：“北溪-1”是俄罗斯经波罗的海向欧洲输送 天然气的最长管道之一。由于欧洲对俄制裁，2022 年 8 月底，俄罗斯 天然气工业股份公司宣布，这一管道向欧洲的天然气供应完全停止。 2022 年 9 月 26 日，因管道发生爆炸，这一管道的天然气一段时间内无 法恢复供气。“北溪-2”是与“北溪-1”平行的天然气管道，2021 年建 成。由于制裁及俄乌冲突，德国无限期叫停了这条管线。管道的其中一 条线路也在 2022 年 9 月 26 日发生爆炸，而另一条线路仍可输气，但 德国未批准投入运营。当前运输量为 0，2021 年最大运输量约 12 亿方 /周，2021 年实际运输量为 602 亿方。

亚马尔-欧洲管道（Yamal（via Poland））：2022 年 5 月因波兰拒绝“卢 布结算令”被俄罗斯停止供气。当前运输量为 0，2021 年最大运输量 约 8 亿方/周，2021 年实际运输量为 312 亿方。

土耳其溪管道（TurkStream）：俄罗斯通过土耳其对欧洲供气的天然气 管道，目前是俄罗斯向欧洲输送天然气的主要通道，覆盖匈牙利、塞尔 维亚、罗马尼亚、希腊等国家，该管道绕过了乌克兰。因乌克兰过境管 道被暂停，当前运输量创历史新高，达到 4 亿方/周，较 2024 年同期增 长 1 亿方/周。2021 年实际运输量为 125 亿方。

乌克兰过境管道（Ukraine transit）：俄乌过境协议于 2024 年 12 月 31 日到期后，乌克兰拒绝续约，俄罗斯已于 2025 年 1 月 1 日停止通过该 管道供气。当前运输量为 0，2021 年最大运输量约 8 亿方/周（约 400 亿方/年）。2021 年实际运输量为 397 亿方。

理论上，若俄乌冲突缓解，各管道恢复至冲突前水平，以 2021 年为基准： 北溪管道供给能力约增加 602 亿立方米，亚马尔管道供给能力增加约 312 亿立方米，乌克兰管道供给能力增加约 397 亿立方米，合计极限情况下约 1300 亿立方米/年，约占欧洲 2025 年 4930 亿立方米需求量的 26%，毫无疑 问将导致欧洲天然气价格暴跌。若俄罗斯通往欧洲的管道天然气完全恢复 供应，我们预计欧洲天然气价格下跌幅度达 40%-50%。 实际操作层面：考虑到北溪管道的修复问题以及德国，波兰等国目前并无意 愿与俄罗斯恢复能源合作，我们认为北溪管道及亚马尔管道恢复通气较为 困难。乌克兰管道可能根据乌克兰选举后新政府及美国的意愿或有恢复的 可能性，实际上短期可操作性比较强的是增加土耳其管道流量或通过阿塞 拜疆等绕境供气，预计共可增加供应 200 亿立方米/年，占欧洲当前需求的 约 4%，对欧洲当前天然气价格有向下的压力，但效果有限。

6. 顺价改革继续推进与气源成本下行，城燃行业整体向 好

6.1. 国内天然气市场改革推进顺利，毛差持续修复

天然气顺价政策推行加速，相关政策密集出台。2020 年以来国际天然气价 格大幅上涨至历史高位，为适应国际气源市场价格高波动的环境，同时解决 交叉补贴的问题（交叉补贴指：占比不足 20%的居民用气价格低于占比 70% 以上的工业用气价格，工业用户补贴居民用户），响应天然气市场化改革政 策，我国多地区积极对城市燃气价格联动机制进行补充与完善。2023 年 2 月，国家发展改革委向各省市下发了《关于提供天然气上下游价格联动机制 有关情况的函》，要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体 意见建议；4 月国家发展改革委向各省市发布了《天然气上下游价格联动相 关指导意见（征求意见稿）》。2023 年 6 月，燃气行业“里程碑政策”出台， 国家发改委向各省印发《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导 意见》，要求加快推进并实施好价格联动机制，深化天然气市场体系改革。 至此，各省市天然气顺价改革进入加速期。

2023 年 6 月以来各地终端涨价政策落地加速，居民气价上调约 5~10%。顺 应国家天然气价格改革政策，截至 2024 年 11 月，深圳、天津、苏州、南 京、重庆、长沙等超过 160 个市、县级行政单位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。已出台调整文 件的地级市一档居民气价平均上调约 0.257 元/立方米，调整幅度约为 5%~10%。

天然气价格市场化改革将直接提升城市燃气企业盈利稳定性，当前价差有 修复空间。2020 年以来，城燃企业气源成本不断提升，国内五大城燃企业 （昆仑能源、华润燃气、中国燃气、新奥能源、港华智慧能源）购气平均成 本从 2020 年的 2.00 元/方提升至 2022 年的 2.88 元/方，增幅达 43.9%，因 价格传导不畅，平均毛差从 2020 年的 0.57 元/方最低下滑至 2022 年的 0.47 元/方，降幅达 18.1%。2023 年至今，国际气价逐步回落叠加国内顺价改革 加速推行，2023 年五大城燃企业平均毛差（不含税）回升至 0.50 元/方，但 较 2020 年以前仍有修复空间。2024 年上半年，行业价差继续保持修复节 奏。

国家规定 7%的准许收益率，城燃公司 ROA 较 2021 年以前有修复空间。 2017 年 6 月国家发展改革委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》，核 定城镇燃气配气价格时，按照税后全投资收益率不超过 7%确定，有效资产 为城镇燃气企业投入、与配气业务相关的可计提收益的资产，由固定资产净 值、无形资产净值和营运资本组成。2023年五大城燃公司平均ROA为 3.97%， 较 2022 年的 3.69%有所修复，2024 年上半年整体仍然维持修复趋势，而 2017-2021 年城燃公司平均 ROA 在 5%以上，当前仍有修复空间。

6.2. 我国 LNG 接收站规模持续扩大以满足日益增长的进口需求

国内 LNG 接收站规模持续扩大，预计 2026 年接收能力将达到 2 亿吨/年。 LNG 接收站作为进口 LNG 的通道，是天然气产业链上重要的基础设施，主 要完成对船运 LNG 的接卸、储存、气化和外输等任务，将 LNG 以液态或 气态的方式，通过槽车或管道输送至下游用户，通过向使用者提供天然气接 卸、运输、储存等服务收取费用。近年来，受益于国内旺盛的天然气需求增 长，LNG 接收站建设加速，截至 2024 年 9 月，国内已建成 LNG 接收站 31 座，合计设计接收能力超 14000 万吨/年，另有 15 座在建 LNG 接收站，将 在 2026 年前陆续建成投产，合计接收能力约 5890 万吨/年。

6.3. 2025 年进口管道气量预计增长 80 亿方

预计 2025 年进口管道气由中俄东线贡献 80 亿方增量。我国现有天然气进 口管道分为中亚管道、中俄管道、中缅管道三类，合计输气能力 1050 亿方 /年。其中中亚管道包括 A/B/C 三条线路，输气能力 550 亿方/年，气源主要 是土库曼斯坦（占 2022 年进口量的 56%）、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦等。 中俄管道即中俄东线（西伯利亚力量 1 号），输气能力 380 亿方/年，输气量 逐年攀升，2020-2024 年分别为 41 亿、104 亿、154 亿、220、300 亿立方 米。中缅管道设计输气能力 120 亿方/年。2025 年我国进口管道气增量将继 续由中俄东线贡献，预计增量约 80 亿立方米。

远期有 900 亿方/年天然气进口管道线路建设规划。其中中亚 D 线设计输气 能力 300 亿立方米/年，气源为土库曼斯坦，于 2014 年开始建设，但当前因 定价分歧而推迟。中蒙俄管道（西伯利亚力量 2 号）输气能力 500 亿立方 米/年，气源为俄罗斯亚马尔半岛（储量 10.4 万亿立方米），仍处于建设前阶 段。中俄远东线输气能力 100 亿立方米/年，气源来自俄罗斯萨哈林地区， 2023 年俄联邦委员会已批准中俄远东线供气合作协议，待启动建设。

6.4. 城燃气源成本有望下行，推动价差修复及工业气渗透率提升

中石油 2024-2025 年气源供应价格较 2023-2024 年基本持平，但实现了居民 和非居民并轨，增加非管制气比例。中国石油天然气产量占到国内天然气产 量的 58%左右，其供应合同可以代表国内上游气源的大致情况。2023-2024 年（指 2023 年 4 月-2024 年 3 月，下同）中国石油气源供给价格较 2022 - 2023 年整体抬升约 10%，而 2024-2025 年中国石油气源供给价格较 2023- 2024 年基本持平，但结构上有明显变化：①管制气实现了居民用气和非居 民用气的并轨，不再单独对居民用气定价，统一较门站价上浮 18.5%，而 2023-2024 年居民与非居民分别上浮 15%/20%。②淡季管制气比例进一步下 调至 65%，2023-2024 年与 2022-2023 年分别为 70%和 75%。③非管制气中 的浮动部分挂钩价格从 JKM 转变为上海交易中心现货 LNG 到岸价。

随着全球 LNG 供应逐步释放，亚洲与北美价差逐步收窄，进口管道气量增 加，城燃企业气源成本有望下行，进而修复天然气销售价差，同时有助于提 升天然气在工业领域的渗透率。合同中非管制气由中石油根据其资源池成 本定价，包括国产气、进口管道气及 LNG 等，而 3%的浮动部分直接与国 际气价挂钩，在亚洲气价中枢降低及中俄管道气供应增加背景下，城燃公司 气源成本有望下行，修复天然气销售业务价差。此外，气价中枢下行将降低 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。

7.重点公司分析

7.1. 昆仑能源——背靠中石油，布局中西部&高工业用户占比

昆仑能源背靠中石油，资源优势强。昆仑能源（0135.HK）是 由中国石油控股的国际性能源公司，于香港上市，主要业务包括天然气销售、 LPG 销售、LNG 加工与储运、勘探与生产等四大板块。公司是中石油唯一 的天然气终端利用管理平台，致力于发展成为中国最大的从事天然气终端 销售业务的企业。

剥离管道资产，聚焦终端天然气销售业务。公司自 1993 年以油气勘探开发 与生产业务为起始，通过收购重组，业务范围逐步扩张。2020 年 12 月，公 司与国家管网签署股权转让协议，出售北京管道 60%股权和大连 LNG 公司 75%股权，2021 年 3 月 31 日，公司顺利完成资产北京管道和大连 LNG 公 司资产交割，正式剥离天然气管道业务，重点聚焦更具潜力的天然气分销主 业。

昆仑能源更侧重中西部布局，把握中西部发展机遇。截至 2023 年年底，昆 仑能源控股 280 个城镇燃气项目，主要覆盖以新疆、甘肃为代表的西北地 区、以湖北、湖南为代表的华中地区、以云南为代表西南地区、以山东、江 苏为代表的华东地区。昆仑能源在西北、西南地区城燃项目占比分别为 24%、 16%，合计超 40%，高于其他四大城燃公司。近期，《关于推动沿海产业向 中西部地区转移的指导意见》、《进一步推动西部大开发形成新格局的若干 政策措施》等政策出台，中西部产业转移与战略地位提升的背景下，中西部 地区天然气需求增长潜力十足。

昆仑能源侧重工业用户拓展，天然气渗透率提升助力气量增长。公司侧重 工业用户拓展，工业用气量占比从 2018 年的 46.0%提升至 2024 年上半年 的 70.8%。气价中枢下行背景下，天然气在工业用能中的渗透率有望提升， 而公司工业用户占比高，助力销售气量增长。

昆仑能源注重股东回报，计划提升派息率。普通股息从 2015 年的 0.05 元/ 股提升至 2023 年的 0.28 元/股。公司股息政策为每年派息总额不少于本公 司股东应占本集团合并年度利润的 25%。公司公告 2023-2025 年三年股息 分派计划，预计 2025 年派息率将从 2023 年的 40%提升至 45%。预计公司 2024、2025 年派息 0.31、0.35 元/股，以 2025 年 3 月 14 日收盘价 7.77 港元 /股计算，公司 2023-2025 年股息率分别为 3.92%、4.35%、4.85%。

7.2. 新奥股份——打造多元化资源池，一体化构筑竞争优势

新奥天然气股份有限公司是布局天然气全产业链 的大型民营能源企业。农兽药业务起家：公司成立于 1992 年，原名为河北 威远实业股份有限公司，主营农兽药业务。1994 年公司于上交所主板上市， 简称“威远生化”。2004 年新奥集团收购河北威远集团有限公司，其中包括 公司 44.09%股权，新奥集团成为公司的实际控制人。进入能源化工领域： 2010 年公司收购新能（张家港）75%股权和新能（蚌埠）100%股权，增加 二甲醚业务；2013 年收购新能矿业 100%股权及新能凤凰（滕州）40%股权， 增加煤炭及甲醇的生产和销售业务。加快天然气产业布局脚步：2014 年， 公司顺利收购中海油新奥（北海）燃气和山西沁水新奥燃气及新地工程，正 式进军 LNG 领域；2016 年收购联信创投持有的 Santos 10.07%的股权，扩 展海外天然气上游资源；2018 年公司确立了“定位于天然气上游资源获取， 成为具有创新力和竞争力的天然气上游供应商”的发展战略；同年，新奥舟 山项目一期 300 万吨 LNG 接收站交付运营。逐步退出早期业务：2019 年出 售子公司威远生化 100%股权，完成农兽药业务剥离；2023 年公司完成新能 矿业 100%股权的出售，退出煤炭业务。构建天然气上中下游一体化产业链： 2019 年公司将战略进一步延伸为“成为创新性的清洁能源上下游一体化领 先企业”；2020 年收购新奥能源 32.80%股权，打造天然气上下游一体化产 业链，同时充分把握天然气市场化改革契机，构建以国内外资源、现货长约 组成的天然气资源池；2022 年公司收购新奥舟山 LNG 接收站 90%股权，快 速推动构建全国托运网络，成为三大油以外唯一具备陆上规模性灌输网络 的托运商，实现天然气产业全场景数智化建设。目前，公司已实现天然气全 产业链一体化布局，成为国内领先的“天然气智能生态运营商”。

打造国内国际灵活资源池，构建资源竞争力。国内资源方面，在保证管道气 合同年气量稳定的同时，与中石油签署 10 年长协及舟山设施利用合作协议， 超额获取三桶油资源，支撑下游市场开发；优化新疆庆华、大唐能源、山西 煤层气及重庆页岩气基础量成本，同时根据市场需求选择性补充优势资源， 目前已覆盖全国非常规上载点共计 16 个，增强供应与调剂的灵活性。截至 2023 年底，公司拥有国内长协资源 392 亿立方米（十年），国内自有 LNG 液厂资源 145 万立方米/天，国内非常规气资源 300 万立方米/天。国际资源 方面，公司国际 LNG 长协量快速增长，2023 年与美国切尼尔公司签署 180 万吨/年长协、与 ADNOC 签署 100 万吨/年长约资源框架协议，截至目前， 公司国际 LNG 长协资源 1016 万吨/年。此外在策略上，公司通过长约与现 货、实货与纸货结合的方式，灵活构建资源池，平抑盈利波动，增加利润空 间。

公司目前在手 9 个国际 LNG 长协合同，合计资源量 1016 万吨/年，预计到 2028 年国际长协气源达 142.24 亿方（1 吨 LNG=1400 立方米天然气换算）， 占当前公司天然气总销售量的 30%以上，其中全资孙公司新奥新加坡113.40 亿方，占比 80%，控股子公司新奥能源 28.84 亿方，占比 20%。国际 LNG 长协合同价格约 73%与 Henry Hub 挂钩，16%与布伦特原油价格挂钩。交付 方式上，主要采用离岸价（Free On Board，FOB），在卖方码头交货，由买 方负责运输。FOB 的方式使得公司可以更加灵活的调配国际 LNG 资源，目 前已确定 FOB 交付方式的长协资源约 840 万吨/年，另有与 ADNOC 签署的 100 万吨/年供应协议尚未确定交付方式。

公司自有舟山 LNG 接收站至 2025 年实际处理能力将超过 1000 万吨/年。 2022 年公司收购新奥舟山 LNG 接收站 90%股权，为公司注入优质的天然 气产业链中游资产。舟山 LNG 接收站是国家能源局核准的首个由民营企业 投资的大型 LNG 接收站项目，项目分三期建设，一期项目设计处理量 300 万吨/年，于 2018 年 10 月正式投运，二期项目设计处理量 200 万吨/年，于 2021 年 6 月投产使用，三期项目设计处理量 350 万吨/年，计划于 2025 年 9 月投产。截至目前，一、二期合计设计处理量 500 万吨/年，实际处理能力 达 750 万吨/年。三期项目投产使用后，预计舟山 LNG 接收站实际处理能力 将超过 1000 万吨/年。同时，公司具备丰富的管道资源与较强的储气能力。 公司现有中输及主干管道 81,604 公里，供气能力达 18,204 万方/日，自有长 输管线 4 条，输气能力 120 亿方/年，同时公司积极获取国家管网资源，巩 固管道气配输优势。此外，公司储气设施能力达 5.6 亿方，较强的储气能力 能够为天然气的生产、运输、销售及应用等各环节之间提供平衡。

公司注重股东回报，持续提高派息率，预计 2024、2025 年股息不低于 1.03 元/股、1.14 元/股。公司每股派息额与派息力度连续多年提升，普通股息从 2018年的0.21元/股提升至2023年的0.66元/股，派息率从16%提升至32%， 并计划 2030 年将进一步提升至 40%。此外，公司将新能矿业出售交易取得 的部分净收益进行特别派息，2023 年—2025 年每股特别派息 0.25 元、0.22 元、0.18 元。根据《新奥股份未来三年（2023—2025 年）股东分红回报规划》，2023 年-2025 年分配现金红利每年每股增加额不低于 0.15 元，且现金 分红比例不低于归属于上市公司股东核心利润的 30%，预计公司 2024 年、 2025 年总股息 1.03 元/股、1.14 元/股。以 2025 年 3 月 14 日收盘价 19.35 元 /股计算，公司 2023-2025 年股息率分别为 4.70%、5.32%、5.89%。

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