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研究員：董丹丹
期貨交易咨詢從業信息：Z0017387
期貨從業信息：F03095464
聯系方式：18616602602
研究助理：樊榮
期貨從業信息：F03133900
聯系方式：13310079929
發布日期：2024年12月16日
主要邏輯
LNG方面，在歷經2023-24兩年投產空窗期后，2025-27年全球LNG將進入產能投放周期，三年產能預計增長41%，2025年產量預計增長9%。東亞、歐洲等主要進口區域需求稍顯疲態，南亞、東南亞等地區主導LNG需求增長的情況下，全球LNG供需將不可避免地向寬松方向移動，2021年以來LNG供需持續緊張的局面面臨終結。
歐洲方面，新能源替代加速背景下弱需求格局持續，潛在供給沖擊的減少、全球LNG市場的寬松將給到歐洲天然氣市場顯著的下行壓力。雖然中樞下移確定性較高，但冬季結束后歐洲天然氣庫存將是近年來首次處于較低水平，這使得TTF仍保留有多空博弈的空間。
美國方面，LNG碼頭投產、電力需求的高增將使HH擺脫2024年反復掙扎于成本線的泥潭，但龐大的潛在產能仍將限制HH的上行空間，中樞抬升、波動下降是美氣市場最可能的面臨的局面。
中國方面，天然氣供需持續平穩雙增，LNG期貨上市正在穩步推進，預計將成為與TTF并駕齊驅的另一大LNG定價中心，也將深刻影響國內的天然氣市場，讓我們拭目以待。
后市展望：
1、TTF預計全年運行中樞30歐元/MWh，取暖季前按季節性節奏震蕩下行為主，建議逢盤面情緒沖高做空操作，為應對可能的供給沖擊建議買入40-50歐元/MWh上方虛值看漲期權。
2、HH預計全年運行中樞3美元/MMBtu，建議區間2.5-4美元/MMBtu高空低多操作，底部確定性上移判斷下，建議賣出2-2.5美元/MMBtu虛值看跌期權。
風險提示：
地緣緊張局勢加劇、全球經濟下行。
01 LNG產能投放大幕拉開，供需平衡將轉向寬松
1.1、LNG產量連續三年持穩后，2025年預計增長9%
2025是全球天然氣市場的轉折之年。在歷經2023-2024兩年LNG產能僅增長1250萬噸的空窗期后，整理已做出投資決策并正在建設的項目，預計2024年底到2025年共將有8780萬噸/年LNG產能投放，短短一年內產能就將有18%的大幅增長。隨后的2026-2027兩年還將有9370萬噸/年產能投放，三年內全球LNG產能總增幅將高達41%。如此大規模的產能投放下，全球LNG市場將由俄烏沖突爆發后的持續偏緊確定性地轉向寬松，并傳導至歐洲、亞洲等進口市場。LNG投產大周期是未來幾年全球天然氣市場最重要的基本面，這一周期開始的2025將成為全球天然氣市場的轉折之年。
過去三年全球LNG產量增長停滯。由于Golden Pass、GTA等項目投產推遲，2023-2024新投產的LNG項目僅有380萬噸的印尼Tangguh T3、70萬噸的剛果Tango、140萬噸的墨西哥Altamira T1和660萬噸的俄羅斯Arctic LNG 2 T1，其中Arctic LNG 2受制裁影響難以出貨。2023-2024年埃及、澳大利亞等國部分LNG項目因原料短缺減產，美國、澳大利亞等國部分LNG項目陸續達產或穩產，增減平衡下全球實際LNG產量變動非常有限。LNG總出口量由2021年的3.79億噸增長至2022年的3.95億噸后，2023年為4.02億噸，2024年預計4.04億噸，近三年內增長幾乎停滯。
2025年全球LNG產量預計增長9%。美國1330萬噸的Plaquemines P1、1000萬噸的Corpus Christi S3與毛里塔尼亞250萬噸的GTA LNG項目均已進入投產前的最后階段，預計2024年底-2025年初陸續出貨，這部分產量增長將于2025年全年體現。1400萬噸的加拿大LNG Canada計劃于2025年中投產，雖有消息稱其可能于2024年底出口少量貨物，不過主要的產能釋放仍將發生在2025年下半年。660萬噸的俄羅斯Arctic LNG 2 T2正在解決制裁造成的各種困難，投產時間大概率在2025年內，不過投產后將與T1一樣受限于缺少船隊與買家，實際形成多少供給增量仍需觀察。240萬噸的剛果Congo FLNG 2是Tango的姊妹項目，船體已經下水，預計2025年投產。美國Golden Pass項目原計劃2024年底投產，后因施工方問題不斷推遲，最新消息稱將于2025年底先投產600萬噸的T1。規模巨大的3300萬噸卡塔爾North Field East項目投產時間預計將在2025年底-2026年初。以上兩個項目產能釋放將主要在2026年。按投產節奏預估，2025年的實際產量增長或在3800萬噸、9%左右。
1.2、南亞-東南亞將繼續作為全球LNG需求增長引擎
新興國家將重新成為全球LNG市場需求端的主導變量。2022年俄烏沖突爆發前后俄羅斯逐漸停止向歐洲供氣，迫使歐洲轉向采購LNG彌補供需缺口。2022全年至2023上半年，歐洲占全球LNG進口量比例保持在30%-35%高位，與之對應的是亞太地區進口占比被大幅壓縮，疊加供給總量增長的停滯，許多LNG需求潛力較大的新興國家進口受到抑制，增速轉負。2024年以來，弱需求高庫存的現實使得歐洲LNG進口持續同比大幅減量，南亞（上半年）、中東（夏季）、東亞（下半年）接力吸收了歐洲重新釋放的LNG資源，導致全球LNG供需仍持續處于偏緊狀態。展望2025年，需求乏力的歐洲對全球LNG市場影響將進一步減弱，新興國家將重新成為全球LNG市場需求端的主導變量。在本節中我們將對若干重要的LNG進口國家/區域進行討論，關于歐洲LNG進口的討論詳見2.2節，關于中國LNG進口的討論詳見4.2節。
低價將刺激南亞進口高增。2024年1-11月，南亞LNG進口同比增長16%，其中印度LNG進口同比增長22%，上半年進口增速更是高達32%，有效對沖了歐洲的需求下滑。南亞三國中巴基斯坦與孟加拉國狀況相似，歷史上天然氣資源豐富，國民經濟特別是電力部門對天然氣的依賴度較高，不過由于近年來國內天然氣產量下滑，被迫依賴LNG進口彌補缺口。雖然供給缺口剛性放大，但兩國經濟發展與國際收支狀況不佳，LNG價格高企成為限制進口增長的主要因素。我們預計隨著LNG產能投放導致的價格下行，兩國進口量將恢復雙位數以上的增長。印度近年經濟發展迅猛，對各類大宗商品的需求水漲船高。印度半數天然氣依賴進口，化肥生產是消耗天然氣的主要部門，隨著2021-2024年的投產周期告一段落，未來幾年印度化肥生產對天然氣的需求將趨于穩定。我們預計隨著LNG價格從過去三年的高位回落，印度發電、居民商業等需求快速修復后將轉入穩步的高速增長時期。
東南亞LNG進口繼續較快增長確定性強。東南亞國家經濟發展水平相對較高，對LNG價格的接受能力更強，其中馬來西亞、印尼同時具備LNG出口能力。在過去幾年的高價環境中，東南亞LNG進口保持趨勢增長，越南、菲律賓新加入LNG進口國行列。東南亞國家整體遭遇的問題與巴基斯坦、孟加拉國類似，近年來天然氣產量的下滑使得建設于天然氣充裕時期的能源系統特別是電力部門出現剛性缺口，其中泰國的問題最為顯著，LNG進口增速也最快。在泰國、緬甸、菲律賓等國天然氣產量衰竭難以逆轉、國際市場LNG價格回歸低位的前景下，預計東南亞LNG進口將繼續確定性較快增長。
核電重啟將導致日本LNG進口繼續減量。東亞除中國大陸外，中國臺灣與韓國近年LNG進口持穩。日本LNG進口量在2023年趨勢下行，由原本的600余萬噸/月下降至550余萬噸/月。日本LNG進口曾在2011-2014年間快速增長，主要由于東日本大地震后日本選擇關停核電，轉而依賴LNG彌補電力缺口。隨著核電重啟與新能源發電量的增加，日本LNG進口從2015年持續減量至今。截至2023年，日本共重啟反應堆12座，總功率11.GW。2024年底，女川2號、島根2號反應堆重啟，總功率1.6GW。2025年，柏崎刈羽6、7號反應堆預計重啟，總功率2.7GW。我們估算這四座反應堆的重啟將使日本2025年LNG進口量下降約350萬噸（30萬噸/月），考慮到新能源發電量的增加，這一幅度還將更大。
埃及天然氣供需缺口進一步擴大。埃及從2024年夏季開始停止LNG出口，轉而進行大量進口，夏季以來進口量約占全球的1.3%，埃及的集中采買是全球LNG市場未能在歐亞需求低谷期轉向階段寬松的重要推手。2019年后埃及缺乏新氣田投產，疊加主力Zohr氣田的生產狀況不及預期，天然氣產量從2022年開始持續下降，無法滿足經濟發展與夏季高溫驅動的電力需求增長（埃及約四分之三電力來自天然氣）。這不是埃及第一次轉變LNG進出口國身份，2015年埃及就曾由出口國轉變為進口國，2019年轉變為出口國，2024年又轉變為進口國。目前埃及沒有大型氣田項目正在開發，政府致力于在2025年恢復天然氣產量的計劃似乎操之過急，未來數年內其供需缺口即LNG進口量大概率將進一步擴大，不過在2025年全球LNG市場轉向寬松的大背景下，埃及進一步增加進口對市場的影響或不及2024年。
1.3、2025作為轉向寬松的第一年，上半年或相對偏緊
全球LNG價格將回歸低位歷史常態。天然氣作為氣體能源，開采成本較低，但儲存運輸環節對基礎設施的依賴與要求極高，供應端難點一直在儲運而非開采。過去三年間全球天然氣價格持續高位主因兩大儲運瓶頸：一是俄烏沖突后俄羅斯對歐洲輸氣大幅減量，俄羅斯的生產與歐洲的消費對接中斷，在缺乏其他出口管道與LNG碼頭的情況下，俄羅斯的供給直接從全球市場中消失。二是全球LNG碼頭進入投產真空期，2023-24兩年LNG產能僅增長1250萬噸，美國等地充裕的天然氣資源無法釋放到全球市場。隨著LNG碼頭投產大周期于2024年底拉開序幕，2025年全球LNG產量預計增長9%，三年內產能預計增長41%，儲運瓶頸問題將不復存在，這意味著全球天然氣價格將開始擺脫過去三年間的高位，回歸低位的歷史常態。
全年預計寬松，上半年相對偏緊。拆分需求端來看，一是合計占全球LNG需求近80%的東北亞與歐洲，其中僅占比近20%的中國還有增長潛力，不過在國內產量迅速提升、管道氣進口繼續上量的雙重擠壓下，中國2025年LNG進口增幅能否繼續保持兩位數要打上問號，歐洲2025年LNG進口或在補庫需求驅動下小幅恢復，日本LNG進口預計進一步走弱，韓國、中國臺灣則繼續持穩看待，綜合來看需求預計增長3%。二是占比約5%的中東與美洲，主要增量將由埃及貢獻，需求預計增長20%。三是占比近20%的南亞與東南亞，在LNG回歸相對低價的假設下，價格敏感的南亞買家或將繼續保持20%或更高的進口增長，東南亞的進口增速也將繼續維持在20%左右。由此推算，全球總需求增速或在7%左右，低于總供給增速的9%，支持供需逐漸轉向寬松的判斷。不過從季節性來看，增速最高的南亞-東南亞需求在上半年表現較強，但LNG Canada等產能預計在下半年開始釋放，因此上半年供需仍將維持相對緊張的狀態。我們在常規的供需分析之外提出四個X變量：俄烏沖突能否緩和以至于俄羅斯重新向歐洲供氣（包括放松對Arctic LNG 2項目制裁）、中東局勢會否進一步升級導致LNG供應危機、全球經濟是否會轉入大規模衰退、北半球氣溫是否會在連續三年暖冬后轉冷？這些問題值得市場參與者保持高度關注。
02 歐洲天然氣市場將結束俄烏沖突后的緊張狀態
2.1、供給沖擊不斷與全球LNG供需偏緊支撐TTF在2024年震蕩上行
復盤2024年TTF行情：2023年10月-2024年2月：TTF處于漫長的下跌之中，在史無前例的暖冬與高庫存下，由地緣局勢緊張所推升的TTF最終向基本面低頭，從超過50歐元的高點一路下跌至23歐元，20-25歐元/MWh是美國LNG到達歐洲的成本區間，2023年三次到達該區間TTF均迎來反彈，2024年2月中旬TTF亦于本區間見底。3月-4月：隨著美聯儲釋放寬松預期、中美制造業PMI共振回升，全球市場宏觀情緒顯著轉強，各類大宗商品價格迎來普遍上漲，TTF跟隨商品大盤迎來本年度第一波較大幅度的上漲，雖然馬上跟隨回落，但底部已有所抬升至28歐元。全球LNG供需緊張的狀況初現端倪，價格的抬升并沒有減弱歐洲以外的采買熱情，堅挺的南亞-東南亞買盤為價格的底部抬升提供了支撐。5月-6月：Gazprom與OMV法律糾紛發酵，消息面供給沖擊驅動TTF迎來第二波上漲。隨后由于夏季電力需求過于疲弱，TTF經歷了一輪漫長回調。不過本輪回調的底部又有所抬升至 32歐元，南亞-東南亞需求保持旺盛、埃及開始大幅增加進口支撐了此時的全球LNG市場。7月-8月：供給沖擊接連不斷，先是以色列與伊朗對抗驟然升級，后是烏克蘭攻入俄羅斯本土占領天然氣計量站，TTF迎來年內第三波上漲至40歐元。隨著地緣沖擊與挪威檢修逐漸結束，TTF再次深度回調至32歐元。9月-10月：東亞LNG進口顯著增加，歐洲的降溫過程相較2022-23年也有所提前，市場開始對更冷的冬季和更早的去庫進行定價，疊加中東地緣局勢的再度升溫，TTF重新上漲至40歐元。在冬季天氣環境不明朗的環境下，TTF價格開始跟隨近端天氣現實大幅波動。11月-12月：歐洲遭遇無風期導致氣電需求突然大增、降溫過程仍在繼續、LNG進口持續低迷，這些都使得歐洲天然氣庫存快速去化，疊加Gazprom與OMV仲裁結束，Gazprom可能提前斷供的消息助力市場，TTF迎來本年度最后一波上漲，到達接近50歐元的高位。需求端的階段性利好消退后，愈發確定的暖冬環境、全球LNG市場轉向寬松開始推動TTF快速回調。
總結2024年TTF行情：每一輪上漲的直接因素各有不同，但根本因素均是全球LNG供需偏緊。歐洲天然氣市場仍處于2022年供給沖擊的余波之中，供需不緊張但情緒緊張，地緣局勢升溫、供給端的不確定性、需求端的階段性增長都足以在某一時刻打破盤面的多空平衡，推動一輪5-10歐元的上漲。全球LNG價格緊跟TTF，一次又一次地對上漲予以追認，如果市場發現在每一個價格水平下的LNG需求都足以承接供給，那么進一步的下跌就并無必要，最終形成了TTF與全球LNG價格在2024年內持續底部抬升的局面。
2.2、經烏俄氣斷供減量將被其他供給增量所抵消
2025年歐洲天然氣供給沖擊強度將進一步下降。我們對歐洲天然氣供給端的討論從兩個方面出發，一是供給量的變化，二是供給沖擊的強度。供給量方面，今年最顯著的變化是LNG進口大幅下滑，最主要的關切則是輸氣量約400GWh/d、占歐洲總供給約4%的俄羅斯北線（從俄羅斯經烏克蘭到中歐）將于年底斷供。在2025年全球LNG市場供需轉寬松的假設下，我們對歐洲天然氣各供給來源進行了推演，預計其中占主導的LNG（2024年占比28%）、挪威線（2024年占比34%）均有增量，俄羅斯北線的斷供不足以形成嚴重的供需缺口。供給沖擊方面，2024年的強度較2023年大幅減弱，沒有發生挪威持續超量檢修、澳大利亞LNG碼頭罷工等重大供給沖擊事件，類似事件規模均較小。新增的供給沖擊仍主要圍繞俄羅斯北線：5月Gazprom與OMV（奧地利石油天然氣集團）的法律糾紛發酵、8月烏克蘭軍隊攻入俄羅斯本土占領天然氣計量站、11月Gazprom與OMV的糾紛裁決均導致歐洲天然氣價格大幅上漲，正是這些圍繞俄羅斯北線的供給沖擊貢獻了全年大部分的價格漲幅。不過隨著2025年俄羅斯北線的完全斷供，剩余管道都具有相當的穩定性，供給沖擊的強度大概率將進一步下降。
供需寬松疊加庫存低位，歐洲LNG進口增速或轉正。2024年歐洲天然氣供給端最大的減量來自LNG，1-11月歐洲LNG平均進口量由1034萬噸/月下降至801萬噸/月，接收站平均輸氣量由3851GWh/日下降至2981GWh/日，下降幅度達23%，其中4-5月需求淡季減量幅度超30%。歐洲LNG進口減量的原因是多方面的：歐洲天然氣市場在2024年前三季度始終保持需求同期最低、庫存同期最高的基本面格局，在政府與市場參與者無意進一步推升庫存水位的情況下，LNG作為成本最高的邊際供給被首先擠出。第四季度歐洲天然氣需求向近年正常水平回歸、庫存拐點提前，但LNG進口仍未修復，主要原因有兩點：一是9-10月份東亞為應對可能的冷冬提前備貨擠壓了歐洲采買。二是市場參與者對暖冬疊加LNG產能釋放下的價格前景并不樂觀，高價買貨意愿較低，接收站庫存不斷消耗與浮倉庫存持續累積所形成的對比可作為這一判斷的證據。在2025年全球LNG供需轉寬松、取暖季結束后歐洲庫存中低位的基本面假設下，我們預計歐洲LNG進口增速或小幅轉正，以保證冬季來臨前將歐洲天然氣庫存恢復至近年高位水平。
2025年挪威檢修安排減少，出口將繼續增長。2024年1-11月挪威天然氣出口量由2023年的3171GWh/日增長至3458GWh/日，增幅約9%。復盤近年挪威出口表現，2022年挪威天然氣產業開足馬力保供歐洲，產量創歷史新高。出于對2022年超產的補償，GASSCO（挪威天然氣基礎設施運營商）在2023年為各產業鏈環節特別是處理廠在淡季安排了大量檢修。2024年檢修仍多但較2023年大幅壓縮，構成產量增長的主要原因。2024年10月挪威政府討論預算，對2025年天然氣產量做出下降1.6%的預測。但相較挪威政府的判斷，我們認為GASSCO的檢修安排更有參考意義，GASSCO目前沒有明確2025年全部的檢修計劃，不過其在11月29日對媒體表示：“2025年的檢修安排將很少”，我們認為這是2025年挪威出口將繼續增長的信號。
其他供給來源將繼續以穩為主。對于歐洲其他的天然氣供給來源，我們基本沿用半年報中的觀點。英國方面，北海氣田缺乏投資的狀況沒有改觀，現有氣田的衰減預計使得天然氣產量進一步下行。荷蘭方面，2024年4月格羅寧根氣田完全關閉后，其余氣田的生產狀況穩定，產量預計持穩。俄羅斯南線、阿塞拜疆線方面，供應協議穩定且均已達到設計容量，進口量預計持穩。北非線方面，除少部分從利比亞到意大利外，主要是從阿爾及利亞分別經Transmed和MEDGAZ到意大利和西班牙，2024年9月兩條管道均進行檢修導致減量較多?？紤]到阿爾及利亞近年天然氣產量持續增長，且9月LNG出口量環比大增，我們認為減量的主要原因確實是管道檢修而非夏季用氣高峰導致的氣量不足，2025年北非線進口量有望恢復至近年正常水平。
2.3、新能源替代加速，歐洲天然氣需求將進一步下滑
歐洲天然氣需求不做樂觀看待。按地區劃分，歐洲天然氣需求集中于德國、英國、意大利、法國等經濟大國，按部門劃分則分布于工業、發電和居民部門，分別占比約29%、18%、53%。歐洲緯度較高、經濟發展較早，居民生活高度依賴天然氣采暖，因此居民部門是需求側的主導，且幾乎僅與氣溫相關。歐洲已連續三年暖冬，不過鑒于遠期天氣的巨大不確定性，我們在此僅做出經驗性的討論，具體的天氣情況有賴于更近周期的跟蹤。需求端最顯著的趨勢是天然氣發電量的大幅下滑，2024年降幅高達13%，我們認為這一趨勢還將持續。工業部門需求2024年以來未有起色，同樣面臨進一步的下滑風險。一句話概括，歐洲天然氣需求側的確定性均為利空、可能性存在利好，整體仍不做樂觀看待。
歐洲電力部門天然氣需求前景暗淡。我們在此前的專題報告與半年報中均強調：由于可再生能源特別是光伏發電持續高增、核電機組退役進程中止、氣候因素導致水電出力改善三大因素的共同擠壓，歐洲天然氣、煤炭發電量自2022年中開始持續下行。其中最為關鍵的是第一點：歐洲已經于2024年上半年邁過可再生能源取代化石能源成為主要電力來源的歷史性拐點，而這一進程并未有減速跡象。綜合BNA、RTE、IRENA等機構預測，歐洲光伏裝機與發電量將在2025年繼續高速增長，增速或保持15%以上。以氣電下降最多的法國和下降最少的意大利為例，均可觀察到2024年光伏發電大增直接對應氣電大降，在當前光伏發電基數已超過氣電一半的情況下，預計2025年氣電受到的擠出效應將更為顯著。
連續暖冬可能是歷史趨勢使然。2024年以暖冬收場已無懸念，但當前就對2025年冬季的天氣狀況做出判斷并不現實。我們在此僅做兩點經驗性的討論：一是暖冬或已由偶然轉為常態。近年以來尤其2023年全球地表升溫幅度較大，導致夏季炎熱、冬季偏暖。但這并不意味著未來幾年氣溫就一定會向更冷方向回歸。全球地表在近200余年內持續升溫且速度逐漸加快，持續三年的暖冬已經很大程度上難以用周期來解釋，或是歷史趨勢使然。二是全球持續升溫使得西風帶減弱并愈發不穩定，對北極冷空氣的限制效果下降。北極冷空氣更易突破西風帶南下形成寒潮，形成短促而劇烈的階段性降溫，導致居民需求的波動性放大，以受寒潮影響最大的德國、英國為例可顯著觀察到這一現象。
工業部門需求有進一步下滑風險。歐洲經濟曾在2021年景氣運行，但2022年俄烏沖突以及能源危機后形勢急轉直下，在需求走弱與供給沖擊共同擠壓下，歐洲工業部門天然氣需求滑坡。2023年年中開始，伴隨歐洲經濟景氣階段性回升，工業部門用氣量曾出現小幅同比增長，但恢復的勢頭未能持續。2024年歐洲乃至全球經濟下行壓力加劇，大眾、BASF、博世、馬牌等德國工業巨頭近期紛紛宣布大規模裁員計劃，接下來工業生產的壓力或難免進一步向天然氣需求傳導。
2.4、TTF運行中樞大概率下移，把握行情節奏
如果說2024年歐洲需求在新能源沖擊下的疲弱略超預期，那么2025年歐洲需求將繼續弱勢已成為市場共識，主要的不確定性在于2025-26年冬季的天氣情況。弱需求格局下、表面的供給沖擊背后，導致2024年TTF價格持續上行的根本動力，是歐洲以外需求快速恢復導致的全球LNG供需超預期緊張。但正如我們在第一章中判斷，隨著LNG大投產周期的開始，2025年將成為全球LNG供需開始寬松化的轉折之年。綜合來看，2025年歐洲天然氣市場供需兩端驅動向下，不過好在開局并不算糟，LNG進口偏弱與經烏俄氣斷供將使得2024-25年冬季于近年來首次迎來較大幅度的去庫，冬季結束后庫存水平或來到450-500TWh的近年絕對偏低位置，從而支撐TTF價格不至于如2023、2024年初一樣在取暖季中段就開始大幅下跌。
我們的基準假設是，2025年歐洲將在淡季進行更快的補庫以使得庫存水平在冬季來臨前得以恢復，寬松的全球LNG市場將提供補庫的外部條件，持續的補庫、潛在供給沖擊的缺乏將使得歐洲天然氣價格中樞在冬季來臨前緩慢下移，全年中樞或回落至30歐元/MWh上下。就具體節奏而言，全球LNG市場對TTF價格的影響將進一步深化，參考我們在1.3節中的判斷進行綜合分析，預計取暖季TTF價格下跌至30-40歐元/MWh區間后可獲得來自低庫存的支撐，寒潮可能導致TTF階段性沖高。取暖季結束后歐洲天然氣進入補庫周期，TTF或轉為30歐元/MWh附近震蕩偏弱運行，全球LNG市場的相對緊張將使得TTF不至于快速下跌。進入發電旺季后歐洲弱需求愈發明顯，TTF存在快速下跌的可能，但20-25歐元/MWh的LNG邊際進口成本將再度構成底部。下半年取暖季前歐洲與全球天然氣市場愈發寬松，價格或在25歐元/MWh附近偏弱震蕩。取暖季的價格表現將更多的取決于冬季天氣情況，但確定性的是即使迎來冷冬，TTF的價格也難以再度觸及2023-24年40歐元/MWh以上的高位水平。
03 LNG碼頭投產將抬升美國天然氣價格中樞
3.1、美氣價格2024年反復考驗成本支撐
復盤2024年HH行情：2024年1月：寒潮季節性襲擊美國，不僅導致需求猛增，而且部分地區的天然氣生產也受到影響，階段性供需錯配下全國各地現貨價格飆升，帶動期貨盤面上行。不過短期沖擊無法改變供需寬松、庫存高位的基本面格局，HH沖高后快速下行。2月-4月：取暖季最后一個月份3月合約成為首行，需求端難有潛在利好支撐，高庫存壓力繼續推動價格下行，盤面連續三次考驗1.5美元/MMBtu整數關口支撐。2-3月間EQT與Chesapeake等頭部生產商紛紛宣布減產計劃，3月美國天然氣產量顯著下降，供需邊際轉緊，但高庫存壓力持續。5月-6月：夏季發電旺季第一個月份6月合約成為首行，市場迎來潛在利多。在美聯儲釋放寬松預期、中美制造業PMI共振回升環境下，全球市場宏觀情緒顯著轉強，各類大宗商品價格迎來普遍上漲，在銅價大漲的過程中，市場開始流行數據中心導致電力需求高增敘事，天然氣成為與銅相提并論的核心標的，推動天然氣持續上行。上漲過程中，市場將夏季高溫導致發電需求高增、庫存壓力改善的利多一并計價，推動HH上破3美元大關。6月-8月：隨著大宗商品價格的普遍回落，基本面改善幅度有限的HH被市場買預期賣現實，再度走出尖頂下跌，由于本輪下跌時供需過剩與庫存壓力均有所緩解，HH底部區間在2.2美元美國主流生產商成本附近形成。9月-10月：持續低價環境中減產預期再度發酵，颶風擾動導致產量下降后市場搶跑減產交易，減產預期證偽后價格迅速回落。11月-12月：首行來到取暖季，市場氛圍轉多。隨著天氣預報顯示美國將在11月遭遇超季節性寒潮的信息愈發確定，HH走出一輪上行趨勢，寒潮結束后HH在LNG碼頭投產預期等利多支撐下保持高位震蕩。
3.2、2025年生產商減產概率較低，產量將恢復溫和增長
2024年美國天然氣產量陷入負增長。1-11月美國天然氣日均產量103.1Bcf，預計年度產量將發生自頁巖革命以來的首次負增長（2020年除外）。從產業趨勢來看，美國LNG碼頭投產空窗期已近三年，再疊加三年暖冬，需求增長乏力，供給端不得不收縮與之匹配。從企業行為來看，弱需求與高庫存格局持續，終于在2024年初將天然氣價格打壓至1.5美元/MMBtu的低位，迫使主流生產商紛紛宣布戰略性減產。分地區來看，除了以產油為主Permian地區產量還在增加外，主產天然氣的Appalachia地區產量在上半年價格低位時下降，下半年價格反彈后回升，而成本較高的Haynesville地區產量下降后至今未有反彈。
未完井表征的產量彈性仍然較高。觀察Applachia與Haynesville兩大天然氣主產區的鉆機與氣井數量，自2023年初天然氣價格從高位大幅回落以來，新鉆井數隨活躍鉆機數持續下降，2023年中開始低于新完井數量，表明生產商進行長期資本開支的意愿減弱，轉而通過消耗未完井的方式一邊降低資本開支一邊維持生產。不過正如前文所述，生產商的增產意愿同樣不高，新完井數量僅略高于新鉆井，2022年大量鉆井形成的未完井庫存沒有明顯去化，這意味著美國天然氣的產量彈性仍然較高，偏低的活躍鉆機數難以對產量形成限制。觀察主產區新完井生產率，2024年初集中減產階段有所下降，目前已基本恢復至近年正常水平。
2025年美國天然氣生產商主動減產概率較低。2024年的主動減產行為較多，如Chesapeake在2月21日宣布全年縮減20%的資本開支和15%的產量。EQT在3月4日宣布3月每天減產1Bcf，隨后又多次宣布延長減產。企業一般不會在財報等中長期規劃中表達減產意愿，而是通常在價格偏低時被迫宣布減產。Chesapeake、EQT等主流生產商的完全成本在2.2美元/MMBtu左右，折合Henry Hub盤面價格會略高。從2024年的現實情況觀察，當盤面接近這一價格水平后均有減產行為發生。展望2025年，我們認為LNG出口與發電需求的增長將改善美國天然氣供需平衡，天然氣價格難以再度跌至迫使生產商減產的水平，美國天然氣產量將重新回到增長軌道。
3.3、發電與LNG出口需求確定性共振高增
美國天然氣需求將確定性強勁增長。由于緯度、電力結構以及資源稟賦等方面的差異，美國天然氣需求并不集中于冬季采暖而是更加均衡。若不考慮管道氣進出口、生產加工運輸損耗等次要項，目前工業部門、居民商業部門、發電部門、LNG出口需求分別占比25%、26%、39%、13%。其中工業部門需求相對恒定。居民商業部門需求主要用于采暖，近三年來整體處于偏低水平。我們已在2.3節中對全球氣溫趨勢進行了探討，不過需要注意的是相較歐洲而言，美國寒潮強度更高，除影響需求外還會可能對天然氣生產造成影響，易使價格在短時間內大幅波動。發電部門需求占比最大且集中于夏季，在多重利好驅動下，2024年同比增長5%，我們認為2025年這部分將繼續較快增長，扮演增量壓艙石的角色。2025年最大的邊際變化來自LNG出口，歷經近三年空窗期后，Plaquemines P1和Corpus Christi S3的投產預計使得LNG出口量增長25%。與歐洲的慘淡形成鮮明對比，美國天然氣需求將在2025年確定性地迎來更強勁的增長。
數據中心將驅動美國氣電增長。我們認為美國發電部門天然氣需求受到三大利好支撐：一是美國電力行業可再生能源占比還較低，主要的電力結構轉變是氣電對煤電的替代，氣電占比仍處于上升通道。二是伴隨人工智能行業的快速發展，數據中心的建設將重新驅動美國電力需求增長。三是美國大部特別是氣電占比較高的中南部愈發炎熱，夏季電力需求屢創新高，2024年得州電網負荷幾度刷新歷史極值。McKinsey認為美國數據中心電力需求將由2024年的25GW增長至2030年的80GW，相當于使美國的總電力需求在目前350TWh/月的基礎上提升40TWh/月，折合年化增速1.7%，這對于電力需求在很長時間內近乎零增長的美國而言已經是不小的數字。美國天然氣行業普遍認為，由于兼具廉價、穩定、靈活等優勢，數據中心將首選天然氣作為電力來源，如EQT估計到2030年美國發電部門天然氣需求將提升10-18Bcf/d，相當于在目前水平基礎上增長27%-50%，其中大部分將來自數據中心的貢獻。
美國2025年LNG碼頭進氣量有25%增長空間。雖然LNG出口占美國天然氣需求的絕對比例仍不高，但其增長潛力最為可觀、單套裝置規模巨大，對美國天然氣市場的影響顯著。自2022年初的Calcasieu Pass之后美國一直沒有新碼頭投產，2023年進氣量的增長主因Freeport爆炸后復產。我們在第一章中盤點，2024年底-2025年初美國將有2座LNG碼頭投產，分別是1330萬噸的Plaquemines P1和1000萬噸的Corpus Christi S3，美國現有LNG產能9125萬噸，相當于2025年美國LNG碼頭進氣量將有25%的增長空間，超過3Bcf/d，大概占主要需求總量的3%。不過隨著全球LNG供需一定程度轉向寬松，美國LNG碼頭開工率可能將有所下降。Golden Pass T1的投產進度尚有待觀察。
3.4、供需格局明確改善，美氣預計中樞抬升、波動下降
從全球天然氣物流格局來看，美國LNG碼頭歷經近三年的投產空窗期，國內充裕的天然氣資源無法對接全球需求，一體兩面導致了美國天然氣價格的低迷與全球LNG價格的高企。而隨著2024年底1330萬噸的Plaquemines P1和1000萬噸的Corpus Christi S3的投產，內弱外強的格局將逐漸迎來反轉。需求端在LNG出口與氣電高增的共同驅動下無疑做樂觀看待，供需平衡將有事實改善，但供給端的潛在產能仍大，不支持出現硬供需缺口。綜合各方面分析，我們預計2025年美氣價格底部與中樞將迎來抬升，再難出現2024年初1.5美元/MMBtu的低價，全年價格水平最低或在2.5美元左右，中樞或上移至3美元左右，但產能彈性將限制價格高度，全年價格水平最高可能難以突破4美元，全年波動性相較2024年或有所下降。
04中國穩步推進LNG期貨上市，天然氣供需持續雙增
4.1、中國LNG期貨將成為與TTF并駕齊驅的另一大LNG定價中心
中國LNG期貨上市相關工作正在穩步推進中，我們在本篇年報的最后部分做出展望。中國LNG期貨將采用“國際平臺、凈價交易、能量計量、人民幣計價”的整體方案，這意味著LNG期貨將類似于原油期貨，以到岸保稅現貨為交割標的。全球天然氣市場高度分割，中國天然氣市場不但同樣分割嚴重且市場化程度有待提升，不同品種如國產管道氣、進口管道氣、國產LNG、進口長協LNG、進口現貨LNG之間存在較大的價格差距。我們將國際國內相關期現貨品種的價格走勢放在一張圖中對比，其中紅線“中國到岸”為上海石油天然氣交易中心公布的中國進口現貨LNG到岸價格（CLD），我們認為其最接近潛在的期貨標的。
LNG現貨到岸價與國內市場價之間的相關性并不顯著。國內LNG市場主要有兩大供給來源，一是沿海接收站槽批，二是內陸液廠生產。其中接收站貨源部分來自現貨進口，這部分成本與到岸價強相關，但更大的比例來自長協進口，這部分成本則與原油、美國天然氣價格等掛鉤。內陸液廠成本主要取決于其獲取管道氣的價格。從供給端來看，國內市場僅部分LNG貨源成本取決于現貨到岸價。從需求端來看，國內LNG下游以車用為主，占比超過60%，原油、成品油可通過需求端的競爭性影響LNG價格。
LNG現貨到岸價與國際LNG市場、歐洲市場理論一價。中國LNG到岸價自然與東北亞海上LNG價格強相關，而全球海上LNG市場互相連通，東北亞、西北歐等地LNG現貨價之間僅有運費差別。歐洲天然氣市場化程度較高，TTF作為在岸天然氣價格基準，在接收站基礎設施充足的環境下，與海上LNG價格之間難以拉開價差。綜上所述，中國LNG現貨到岸價在市場化聯通機制之下，與國際LNG市場、歐洲市場理論一價。由于歐洲自2022年以來一直主導全球LNG需求（2024年這一現象才逐漸弱化），且存在公開、活躍的期貨盤面，全球LNG價格事實上由TTF指導決定。預計中國LNG期貨上市后，將成為與TTF并駕齊驅的另一大LNG定價中心。普氏發布的JKM指數是一種東北亞現貨報價，而JKM掉期是基于東北亞現貨的衍生品，其價格反映較為滯后。
4.2、中國天然氣行業仍處快速發展階段，供需持續平穩雙增
中國天然氣供給結構中，國產、管道氣進口、LNG進口分別約占57%、17%、25%。國產方面，近年來我國積極推進油氣增儲上產，天然氣產量持續較快增長，塔里木、四川、鄂爾多斯等盆地陸續有大型氣田發現，致密氣、頁巖氣、煤層氣等非常規天然氣成為重要增產方向。管道氣進口方面，設計年輸氣量380億立方米的中俄東線自2020年來持續上量，已于2024年12月全線貫通，預計2025年達到滿負荷運行。由于中亞D線前景不明、西伯利亞力量2號管道協議尚未簽署，中俄東線之后僅有100億立方米/年的中俄遠東線項目有較強落地預期，管道氣進口的中期增長前景受限。LNG進口方面，2022年俄烏沖突后歐洲不計代價爭奪LNG現貨資源彌補天然氣缺口，我國幾乎僅保留長協進口，隨著國際LNG市場緊張緩解，2024年中國LNG進口量恢復至2021年水平。
受益于城鎮化帶來的家庭用氣普及、綠色浪潮下天然氣對其他能源的替代等歷史趨勢，我國天然氣消費量持續高速增長，近年來天然氣消費增速基本高于總能源消費增速與GDP增速。從大的能源結構來看，立足以煤為主的基本國情，我國一次能源消費總量中天然氣占比僅8.5%，10年內提升了4個百分點，較歐洲與美國20%-30%的占比仍有較大提升空間。從下游需求來看，以占比33%的城市燃氣（包括車用）、占比42%的工業需求為主導，近年來比例相對穩定。我們預計隨著國際天然氣市場供需轉向寬松、價格下跌將進一步刺激各部門潛在的天然氣需求，天然氣消費量將繼續保持高于GDP增速的增長。綜合供需兩端來看，中國天然氣市場將在中期內維持供需雙強格局，但供給結構中產量的持續增長以及管道氣進口量的短期高增將繼續對LNG進口造成限制。
05LNG產能投放大幕拉開，天然氣告別崢嶸歲月
LNG方面，在歷經2023-24兩年投產空窗期后，2025-27年全球LNG將進入產能投放周期，三年產能預計增長41%，2025年產量預計增長9%。東亞、歐洲等主要進口區域需求稍顯疲態，南亞、東南亞等地區主導LNG需求增長的情況下，全球LNG供需將不可避免地向寬松方向移動，2021年以來LNG供需持續緊張的局面面臨終結。
歐洲方面，新能源替代加速背景下弱需求格局持續，潛在供給沖擊的減少、全球LNG市場的寬松將給到歐洲天然氣市場顯著的下行壓力。雖然中樞下移確定性較高，但冬季結束后歐洲天然氣庫存將是近年來首次處于較低水平，這使得TTF仍保留有多空博弈的空間。
美國方面，LNG碼頭投產、電力需求的高增將使HH擺脫2024年反復掙扎于成本線的泥潭，但龐大的潛在產能仍將限制HH的上行空間，中樞抬升、波動下降是美氣市場最可能的面臨的局面。
中國方面，天然氣供需持續平穩雙增，LNG期貨上市正在穩步推進，預計將成為與TTF并駕齊驅的另一大LNG定價中心，也將深刻影響國內的天然氣市場，讓我們拭目以待。
策略方面，1、TTF預計全年運行中樞30歐元/MWh，取暖季前按季節性節奏震蕩下行為主，建議逢盤面情緒沖高做空操作，為應對可能的供給沖擊建議買入40-50歐元/MWh上方虛值看漲期權。2、HH預計全年運行中樞3美元/MMBtu，建議區間2.5-4美元/MMBtu高空低多操作，底部確定性上移判斷下，建議賣出2-2.5美元/MMBtu虛值看跌期權。
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責任編輯：李鐵民
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