天然气行业深度研究：LNG迎扩能高峰，美欧亚气价差或收窄

　　天然气定价模式：全球LNG贸易中，据GIIGNL，2023年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，欧美气价市场化程度相对高，同时长协以气-气竞争定价(GOG)。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$/Mmbtu（对应气价挂钩长协价约8.59$/Mmbtu），油价挂钩长协②将更具价格优势。

　　天然气价格支撑线：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，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$/mmbtu是HH气价合理运行区间；据IOP Science-Qian Zou等的报告，美国LNG项目平均液化成本约2.31$/mmbtu，根据航线不同，美国LNG出口到中国运费通常在2-3$/mmbtu(假设取中值2.5)，加上HH-3$/mmbtu*1.15和0.33$/mmbtu气损管输费，美国LNG出口到中国的成本合计约8.59$/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，因此我们认为该价格可作为中国进口LNG的支撑价。

　　天然气贸易流向已发生明显改变：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，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。

　　展望天然气基本面和价格展望：供应端，2025-2028年全球LNG进入新增产能释放高峰期，增量主要来自美国、卡塔尔、加拿大、莫桑比克等国，LNG供应或将由紧转松，其中美国Plaquemines和Corpus Christi S3、加拿大LNG Canada等项目有望在2025年全面运行。美国天然气供应价格弹性较大，主要系库存气井数量较多、页岩气田储量丰富且开发成本较低，预期美国页岩气有快速匹配LNG产能释放时所需原料气的能力，未来增量将主要来自海内斯维尔和二叠纪盆地。需求端，LNG需求增量主要来自中国和东南亚、南亚国家，主要系经济增速相对高、接收设施投产、LNG逐步替代柴油在运输领域的作用，但中国本土非常规天然气产量增速较快，中俄管道气进口增量持续释放，可能对LNG进口量有所限制，此外，日本核电重启和新能源发电提升或将导致LNG进口继续减少，未来全球LNG供需或趋于宽松，亚欧进口LNG价格中枢或逐步下移；欧洲气电需求受新能源发电替代呈趋减态势，工业耗气在经济下行和巨头裁员影响下有进一步走弱风险，2025年淡季欧气TTF价格在需求弱势和供应走宽预期下有震荡回落、中枢下移的风险，但2024年底至今因冷冬的涨价行情也反馈出欧气供应的脆弱性，因此季节性行情机会仍较大；美国数据中心有望带动电力耗气需求保持增长，且LNG产能释放、出口增加将对原料气需求有提振作用，2025年美国本土天然气供需结构有望好转，美气HH价格中枢或有抬升趋势，亚欧与美气价差有望收窄，但因美气生产成本较低、供给弹性较大，价格上方空间相对有限。

　　投资建议：随着全球LNG供应规模持续扩大，我国LNG进口现货价中枢有望进一步下移，但降幅相对有限，主要是由于亚洲LNG贸易结构中长协占比较高，长协价主要挂钩布伦特油价(中东/亚太/俄罗斯等)或HH气价(北美/欧洲等)：油价方面，2025年初布伦特油价受伊朗油出口减少等供应端的扰动及OPEC+减产支撑短期尚显坚挺，但全年中枢受地缘冲突缓和和基本面趋弱预期或将持续下移；气价方面，美国中高成本产气区HH气价盈亏平衡点在2.5-3.5$/mmbtu，未来海内斯维尔盆地是美国天然气增量的重要来源，因此我们认为2.5-3.5$/mmbtu是HH气价合理运行区间（2024年HH均价约2.2$/mmbtu）。在全球LNG量增价降趋势下，美国和亚欧市场气价差有望收窄，随着我国气价市场化的推进，上下游价格联动性加强，城燃公司购气成本有望下行，上游气源供应商（主要是中石油/中石化/中海油）和市场化购气占比高的燃气公司有望受益于进口气价下调带来的盈利修复，同时随着油价中枢的下移，拥有油气挂钩长协气源的企业成本有望下降。综上，建议关注兼有油气挂钩长协气源和市场化气源等多元化原料构成、业绩相对稳健、分红比例较高的燃气企业：中国燃气、华润燃气、昆仑能源、新奥能源、佛燃能源。

　　风险提示：1）宏观经济走弱导致需求不振的风险；2）LNG产能增长不及预期的风险；3）地缘局势的不确定性；4）新能源加速取代传统能源的风险；5）极端天气导致气价大幅波动的风险。

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平安证券 陈潇榕,马书蕾