全球天然气消费复苏，中国需求高增速。
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。
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%。
3.1. 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。
