美国天然气成本及气价展望

内容提要

美国为全球主要产气国及LNG出口国，在全球LNG供应端影响力持续提升，且未来仍有较大的增量供应潜力。美国为全球最大的天然气生产国，2022年产量占全球总产量的24.2%。近年来随着LNG出口设施的建设，美国LNG出口量大幅增长，2017-2022年LNG出口量CAGR为43.6%，并于2023年成为全球第一大LNG出口国，且未来仍有较大的增量供应潜力。IGU预计 2024-2028年全球将新增LNG液化产能约1.3亿吨，其中美国新增液化产能0.56亿吨，占比42%，美国有望成为未来全球最大的LNG供应增量来源。在价格方面，美气定价模式市场化程度高，2023年以来在油强气弱的背景下，挂钩HH指数的美国气源竞争力愈发显著。

从成本曲线和长期走势看， HH价格长期合理的中枢或至少在2-3美元/百万英热。美国天然气开采的完全成本不同盆地之间差距较大，存在0边际成本、低成本及较高成本三类产区，在美国天然气总产量中的占比分别为25%、37%、38%。对于二叠纪、鹰滩等一些主要产油的页岩油气盆地而言，页岩气作为页岩油的伴生物，边际生产成本为0，只要油价在31美元/桶的关门成本以上，页岩气即可持续产出，产量不受低气价的影响。阿巴拉契亚等低成本产区产气的完全成本在1.77-2.43美元/百万英热，可变成本约为0.7-1美元/百万英热，当HH气价降至1-2美元/百万英热，此区域的天然气生产商利润表多为亏损状态，但因经营现金流为正，并且预期气价或有好转，多数仍会选择继续生产。海恩斯维尔、尤提卡等高成本气田完全成本约在2.5-3.5美元/百万英热之间，可变成本在1 -1.4美元/百万英热之间。当气价降至1-2美元/百万英热，此区域内部分厂商的经营现金流已为负，减产意愿较大。部分高成本厂商面对低气价的减产举措可能对美国HH气价形成一定支撑。

展望未来，美国天然气供给价格弹性较大，产量有望匹配其液化产能的快速增长。截至2023年，美国LNG液化出口设施产能合计约1215.5亿方/年，2024Q3 Plaquemines液化工厂一期有望建成，新增液化产能138.6亿方/年，若如期投产，有望拉动下半年美国国内气价小幅上涨。2025年美国有望新增液化产能285.6亿方/年，届时美国本土的天然气供应或将出现缺口，但复盘美国近10年气价、油价与天然气产量增速走势的关系，可以看到美国天然气供给对价格的弹性较大，这主要是因为美国天然气开采难度低，增产的边际成本较低。我们判断，当HH价格在3美元/百万英热以上时，美国天然气产量有望迅速释放，在不出现极端天气及极端地缘冲突的情况下，美国产量增长大概率可以匹配2025-2027年液化出口设施产能的大规模投放，长期来看导致HH气价中枢大幅上行的概率较低。

从出口国成本角度看，亚洲到岸价7-8美元/百万英热具较强支撑。美国典型LNG项目单位液化成本约2-3美元/百万英热，假设HH价格在2-3美元/百万英热区间内，我们测算美国到中国的LNG成本约为7-8美元/百万英热。美国LNG出口价格在全球范围内处于较低水平，且在全球现货市场占比较大，我们判断在当前位置下亚洲到岸气价进一步下行空间有限。

综合考虑全球LNG出口产能投放及定价情况，美国长协气源预计将长期兼具低成本和稳定供应优势。根据IGU统计，截至2022年底，全球LNG液化出口设施产能合计4.78亿吨，IGU预计2024-2028年全球新增LNG液化产能合计约1.3亿吨，其中美国新增产能0.56亿吨，占比42%，卡塔尔新增产能0.31亿吨，占比24%，加拿大、莫桑比克新增产能占比分别为10%，俄罗斯新增产能占比约5%。1）对于全球LNG长协市场而言，在布伦特油价高于65美元/桶以上时，美国HH挂钩长协具有较强的价格优势。美国LNG长协多与HH价格挂钩，经我们测算，美国LNG长协中国到岸价格为7.3-8.45美元/百万英热。其他LNG出口大国如卡塔尔、俄罗斯、莫桑比克等LNG长协出口价格通常与油价挂钩，我们测算在当前布油价格80美元/桶时，长协中国到岸价为10美元/百万英热左右，显著高于美国HH挂钩长协价格。假设HH价格回到2-3美元/百万英热的区间，当布油价格在65美元/桶以上，油价挂钩长协的中国到岸价在8.3美元/百万英热以上，高于美国LNG长协出口价格。我们预计在布油价格不出现大幅下行的情况下，卡塔尔、俄罗斯等国LNG长协价格仍将高于美国LNG长协价格。2）从现货成本来看，美国、加拿大、莫桑比克等国释放的LNG现货具有显著成本支撑，卡塔尔及俄罗斯释放的LNG现货具备低价可能，但规模有限。美国LNG出口至中国的到岸成本约为7-8美元/百万英热，加拿大、莫桑比克的LNG出口成本与美国接近，我们预计以上国家在24-28年释放产能合计占比52%，我们预计在成本支撑的逻辑下，以上国家释放的LNG产能长期来看难以对价格中枢产生大幅冲击。俄罗斯、卡塔尔的LNG出口成本较低，现货具备一定的低价可能性，但现货量规模有限。经我们测算，俄罗斯LNG的中国到岸成本为5-6美元/百万英热，卡塔尔LNG的中国到岸成本约为3美元/百万英热左右，我们预计以上两个国家在24-28年释放产能合计占比29%，大部分为长协，两国未来释放的少部分LNG现货具备一定的低价概率。截止2023年底，我国城燃上市公司与美国供应商共签订10份HH价格挂钩的LNG长协，资源量合计1220万吨/年（约合170.8亿方/年），大部分合约为2026/2027年开始执行。新奥股份共签订5份HH挂钩长协，资源量合计740万吨/年（占比61%），其中90万吨/年在执行，650万吨/年长协量将在2026年开始执行。中国燃气与美国供应商签订3份HH挂钩长协，资源量合计370万吨/年，佛燃能源与美国供应商签订2份HH挂钩长协，资源量合计110万吨/年。考虑到2025年后美国HH价格大概率仍在2-3.5美元区间内，与HH挂钩的LNG长协有望保持较高的竞争优势。

投资建议：美国为全球主要产气国及LNG出口国，对全球LNG供应端影响力持续提升，且预计未来仍有较大的增量供应潜力。今年以来低气价下部分厂商减产或对HH气价形成一定支撑，我们认为HH气价较为合理的中枢在2-3美元/百万英热。由于美国天然气供给价格弹性较大， 25-27年美国液化产能投放后，其国内产量增长大概率可匹配其液化产能的快速增长。从亚洲进口气价角度来看，目前中国LNG现货到岸价已降至近两年低位，在出口国成本支撑逻辑下，我们预计25-27年全球LNG出口产能大批投放后，气价中枢有望基本维持稳定，而综合考虑全球LNG出口产能投放及定价情况，美国长协气源预计将长期兼具低成本和稳定供应优势，我国城燃公司签订的美国LNG长协有望给城燃公司带来长期的气源端竞争力。结合以上，我们认为，拥有美国长协气源的城燃公司有望持续受益于低价资源优势带来的成本竞争力，同时也可加大现货采购力度，进一步优化上游资源池，实现盈利改善。有望受益标的：1）A股天然气公司：新奥股份、深圳燃气、佛燃能源；2）全国性城燃公司（H股）：新奥能源、昆仑能源、华润燃气、中国燃气。

风险因素：极端天气及地缘政治等因素导致全球油气价格大幅波动；LNG液化产能建设进程不及预期；天然气消费量增速不及预期。

目录

一、美国气源对全球LNG供应影响突出，中高油价下美气竞争力加强

二、从成本曲线和长期走势看，HH合理价格中枢或约2-3美元/百万英热

三、从出口国成本角度看，亚洲到岸价7-8美元/百万英热具较强支撑

四、投资建议

五、风险因素

正文

一、美国气源对全球LNG供应影响突出，中高油价下美气竞争力加强

1.1 美国为全球主要产气国及LNG出口国，对全球LNG供应端影响力持续提升

美国为全球最大的天然气生产及消费国，出口量位居全球前列且持续上升。2022年美国天然气产量9786亿方,占全球天然气总产量的24.2%；天然气消费量8812亿方，占全球天然气总消费量的22.4%。俄乌冲突后俄罗斯向欧洲出口管道气量大幅削减，2022年俄罗斯天然气出口量下滑31.2%，与此同时美国天然气出口量持续增长，2022年超过俄罗斯成为全球第一大天然气出口国。欧洲(除挪威)及亚洲（中日韩等）为全球主要天然气净进口地区。2022年欧洲（除挪威）净进口天然气（产量-消费量口径）3972亿方；中日韩净合计进口天然气3137亿方，其中中国净进口1539亿方。

图1：2022年全球天然气产量结构（bcm）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图2：2022年全球天然气需求结构（bcm）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图3：2022年各国/地区天然气产量-消费量（bcm）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图4：2011-2022年俄罗斯及美国天然气出口量（bcm）

资料来源：EI，信达证券研发中心

2017年以来美国LNG出口量快速增长，且预计未来仍有较大的增量供应潜力。卡塔尔、澳大利亚、美国为全球前三大LNG出口国，2022年合计出口3307亿方，占比61%。近几年全球新增LNG产量主要来自美国、俄罗斯，2017-2022年CAGR分别为43.6%、21.2%。2022年俄乌冲突后，俄罗斯向欧洲出口管道气量大幅削减，全球天然气供需格局深度调整，LNG的需求大增。在此背景下，LNG出口量大幅释放的美国在2023年超越卡塔尔和澳大利亚，成为全球最大LNG出口国，美国对全球LNG供应端的影响力正在持续增长。

美国有望成为未来全球最大的LNG供应增量来源。根据IGU统计，截至2022年底，全球LNG液化出口设施产能合计4.78亿吨。IGU预计2024-2028年全球新增LNG液化产能合计约1.3亿吨，其中美国新增液化产能0.56亿吨，占比42%，预计将于2024年底至2028年陆续释放。

图5：2013-2022年全球LNG出口量及结构（bcm）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图6：2024E-2028E各国LNG液化出口设施产能增长情况（百万吨/年）

资料来源：IGU，信达证券研发中心

1.2  美气定价模式市场化程度高，2023年以来美国气源竞争力持续增强

LNG贸易中，约70%为长协交易，30%为现货交易。现货贸易定价主要为气—气竞争，买卖双方互相询价议价来确定交易价格，价格受短期市场供需影响较大。长协定价通常为与油价挂钩和与气价挂钩两种方式。中东地区、俄罗斯、澳大利亚等地的LNG长协多与油价挂钩，定价公式通常为：PLNG=斜率×PJCC/Brent+常数，且模式多为DES（到岸交付），有目的地限制。相较之下，美国天然气市场较为独立，价格市场化程度较高，均为气-气竞争定价，美国LNG长协定价公式通常为PLNG=（1+15%） × HH+常数，且多为FOB模式（离岸交付），气源实际流向可根据欧洲、亚洲两个主要进口市场的价格来灵活调整。

2023年以来在油强气弱的背景下，挂钩HH指数的美国气源竞争力愈发显著。2023年以来全球天然气供需紧张趋势缓解，气价大幅回落，2023年HH均价为2.54美元/百万英热，同比下降60.3%；与此同时油价保持较强走势，2023年布伦特原油平均价格为82.6美元/桶，同比仅下降17.24%。2024年以来油强气弱的价格趋势持续，2024年1-2月HH均价为2.47美元/百万英热，同比下降12.5%，而布伦特原油平均价格为82美元/桶，同比基本持平，与HH价格挂钩的美国LNG长协价格的优势愈发显著。

图7：世界三大天然气市场定价模式

资料来源：陈蕊等《全球 LNG 贸易定价演变规律与新趋势及相关启示》，信达证券研发中心

图8：2021-2024年国际三大天然气价格及布油价格走势对比

资料来源：iFinD，信达证券研发中心

二、从成本曲线和长期走势看，HH合理价格中枢或约2-3美元/百万英热

2.1美国天然气产量集中于前三大盆地，二叠纪及海恩斯维尔未来增产潜力大

美国天然气储量丰富，2020年探明可采储量12600bcm，约占全球天然气探明可采储量的8%。页岩油气革命后，在政府支持以及开采技术进步的推动下，美国天然气产量较快增长，2009年，美国取代俄罗斯，成为全球第一大天然气生产国，2005-2022年美国天然气产量CAGR为4.2%。

图9：全球天然气探明可采储量（截至2020年，bcm）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图10：美国天然气产量及增速（bcm）

资料来源：iFinD，信达证券研发中心

据EIA统计，2023年美国天然气产量104bcf/d（约合10603亿方）。美国天然气产量主要来自三个地区——阿巴拉契亚/马塞勒斯（Aappalachia/Marcellus）、二叠纪（Permain）、海恩斯维尔（Haynesville），三地产量合计占美国天然气总产量的63%。其中，阿巴拉契亚为美国第一大产气区，产量约占美国天然气总产量的31%，但近年来由于外输管道产能不足，天然气产量增速放缓。美国第二大产气区为二叠纪盆地，同时也为美国页岩油主产区，在高油价下近年产量快速增长，目前产量占比约19%。第三大产气区海恩斯维尔地理位置近墨西哥湾，随着沿岸LNG液化出口设施的投产，产量较快增长，目前占比约13%。

图11：美国主要产气盆地分布图

资料来源：EIA，信达证券研发中心

图12：美国各盆地天然气产量占比（bcf/d）

资料来源：EIA，信达证券研发中心

低气价下部分美国天然气厂商已经宣布减少全年产量及资本开支。2024年低气价持续，部分高成本厂商已经宣布减少年内运行的钻机数量及钻完井资本开支，如海恩斯维尔盆地以及马塞勒斯/阿巴拉契亚盆地的7家厂商都宣布了不同程度的减产。根据我们的不完全统计，2024年来已宣布减产的厂商计划减产量合计达1.2bcf/d，约占2023年美国天然气总产量的1.16%。EIA在5月7日公布的短期能源展望里也调低了对美国2024年天然气产量的预期，预计2024年天然气产量103bcf/d，同比下降约1%；预计2025年产量105bcf/d，同比增长约1.9%。

表1：2024年以来美国部分天然气厂商减产情况

资料来源：Comstock Resources官网，Coterra官网，Antero Resources官网，CNX Resources官网， Pipeline&Gas Journal，PRNewswire，Marcellus Drilling News，信达证券研发中心

图13：美国天然气产量及增速预期 （bcf/d）

资料来源：EIA，信达证券研发中心

美国天然气未来增产潜力集中在海恩斯维尔及二叠纪。其中，较高油价支撑下，Rystad预计到2030年二叠纪盆地的天然气产量有望增长约6.3bcf/d；由于靠近墨西哥湾在建LNG液化设施，受液化出口产能增长的推动，到2030年海恩斯维尔盆地天然气产量有望增长13bcf/d；阿巴拉契亚地区受送出管道运力的限制，近年来产量增速放缓，在建管道受阻延期，未来几年产量难有大幅上升，我们预计到2030年阿巴拉契亚地区天然气产量增长2bcf/d。结合以上，我们预计到2030年，美国新增天然气产量约60%来自海恩斯维尔，30%左右来自二叠纪页岩油伴生气，剩余增量来自其他气田。

图14：美国各盆地长期天然气产量展望（bcf/d）

资料来源：Hart Energy，Rystad Energy UCubes，信达证券研发中心

图15：美国墨西哥湾沿岸LNG液化出口设施情况（截止2024年）

资料来源：EIA，信达证券研发中心

2.2美国天然气生产成本差异较大，低气价下部分厂商减产或对气价形成支撑

美国天然气开采的完全成本不同盆地之间差距较大，存在0边际成本、低成本及较高成本三类产区，在美国天然气总产量中的占比分别为25%、37%、38%。

1）对于二叠纪、鹰滩等一些主要产油的页岩油气盆地来讲，页岩气作为页岩油的伴生物，厂商生产页岩气的边际成本为0，只要页岩油可以生产，页岩气就可以持续产出。根据达拉斯联邦储备银行的调查数据，二叠纪的关门成本（shut-in price）在31-43美元/桶之间，因此，我们预计当油价在43美元/桶之上，该区域页岩气有望持续产出，其产量受本土低气价影响小。该区域天然气产量约占美国天然气总产量的25%。

2）美国第一大产气区阿巴拉契亚（马塞勒斯）产气的完全成本在1.77-2.43美元/百万英热，可变成本约为完全成本的40%，即0.7-1美元/百万英热。当美国HH气价降至2美元/百万英热以下，此区域的天然气生产商利润表多为亏损状态，但因经营现金流为正，并且预期气价或有好转，仍会选择继续生产，减产意愿不大。该区域天然气产量约占美国天然气总产量的37%。

3）海恩斯维尔、尤提卡、密西西比等其他气田的完全成本大约在2.5-3.5美元/百万英热之间，可变成本在1-1.4美元/百万英热之间。当气价降至2美元/百万英热以下时，此区域内厂商的利润表为亏损状态，且部分厂商的经营现金流已为负，减产意愿比较大，如海恩斯维尔地区的厂商已经在今年宣布减产以及减少之后的资本开支。部分高成本厂商面对低气价的减产举措可能对美国HH气价形成一定支撑。该区域天然气产量约占美国天然气总产量的38%。

图16：美国主要盆地天然气生产盈亏平衡点（美元/百万英热）

资料来源：The Business Council for Sustainable Energy，Bloomberg Finance L.P.，信达证券研发中心

图17：美国主要产油盆地关门成本（ shut-in price）（截至2024年一季度）

资料来源：Federal Reserve Bank of Dallas，信达证券研发中心

综上，我们认为，在成本支撑的逻辑下，美国HH价格长期合理的中枢或至少在2-3美元/百万英热。根据以上美国天然气生产成本数据，低于2美元/百万英热的HH价格无法覆盖部分高成本厂商的边际生产成本，在此价格下部分厂商会选择减产，或将对HH价格形成支撑。我们认为2美元/百万英热以下的HH价格为偏低状态，目前1.5美元/百万英热左右的价格难以长期持续，且将对供应增量造成制约。同时，我们复盘近10年美国HH价格走势，除2021年下半年至2022年受欧洲冬季极端天气叠加俄乌冲突等因素的扰动导致气价大涨，大多数时间HH价格在2-3美元/百万英热的区间内。中长期来看，我们预计到2030年美国约60%的天然气增量来自较高成本的海恩斯维尔盆地（靠近LNG液化出口设施），约30%的天然气增量来自低成本的二叠纪盆地，我们预计高成本产区天然气产量的释放前提也需气价维持在2-3美元/百万英热的区间。

图18：2015-2024年美国HH价格走势（美元/百万英热）

资料来源：EIA，信达证券研发中心

2.3美国天然气供给价格弹性较大，产量有望匹配其液化产能的快速增长

近年来美国国内天然气需求温和增长，近5年CAGR为3.5%。从下游用气情况来看，天然气需求增长主要受发电部门需求增长的驱动，发电部门用气量近5年CAGR为5.5%，其他部门如工业、居民、商业用气量比较稳定，近5年用气量CAGR分别为1.8%、2.5%、2.2%。

2023年美国天然气消费量89.1bcf/d（约合9084亿方），同比增长0.7%。EIA预计2024年美国天然气消费量同比增长0.2%，2025年美国天然气消费量同比增长0.4%。长期看，EIA预计到2030年美国天然气消费量将保持较低增速。

图19：2022-2025E美国天然气消费量（亿方）

资料来源：EIA，信达证券研发中心

图20：2010-2022美国分部门消费情况（亿方）

资料来源：EIA，信达证券研发中心

美国LNG液化产能有望集中于2025-2027年释放，合计建成产能800亿方/年以上。据EIA统计，截至2023年，美国LNG液化出口设施产能合计约1215.5亿方/年，2024Q3 Venture Global的Plaquemines液化工厂一期有望投产，预计将新增液化产能138.6亿方/年。2025年Corpus Christi三期及Golden Pass一、二期有望投产，预计将新增液化产能285.6亿方/年左右。更长期来看，EIA预计2026年美国将新增液化产能211.4亿方/年，2027年新增液化产能319.2亿方/年，2028年新增液化出口产能75.6亿方/年，另有1590亿方/年的出口设施产能已获核准，尚未进行最终投资决定（FID）。

展望2024年，若Plaquemines液化工厂LNG液化产能于2024Q3如期投产，有望拉动下半年美国国内气价小幅上涨。展望2025年，美国有望新增液化产能285.6亿方/年，根据前文EIA的预测，2025年美国有望新增天然气产量100亿方左右，在消费量基本持平的假设下，由于液化出口产能大批投产，LNG出口量有望大幅增长，美国本土的天然气供应可能出现180亿方左右的缺口。但复盘美国近10年气价、油价与天然气产量增速走势的关系，可以看到美国天然气供给对价格的弹性较大，这主要是因为美国天然气开采难度低，增产的边际成本较低。我们判断，当HH价格可以覆盖大部分厂商生产的完全成本，即HH价格在3美元/百万英热以上时，美国天然气产量有望迅速释放，在不出现极端天气及极端地缘冲突的情况下，美国产量增长大概率可以匹配2025-2027年液化出口设施产能的大规模投放，长期来看导致HH气价中枢大幅上行的概率较低。

图21：2023-2028E美国LNG液化产能情况（亿方）

资料来源：EIA，信达证券研发中心    注：其中2024Q4建成产能将于2025年释放产量，已计入2025年产能增量中；已获核准产能尚未进行最终投资决策

图22：2010-2022年美国天然气产量增速与HH气价、布伦特油价走势对比

资料来源：iFinD，信达证券研发中心

三、从出口国成本角度看，亚洲到岸价7-8美元/百万英热具较强支撑

3.1美国LNG亚洲到岸成本约7-8美元/百万英热，当前气价继续下行空间有限

LNG出口成本主要由上游原料气成本、LNG液化费用以及LNG船运费构成。不同国家由于上述三项成本不同， LNG出口成本差异较大。以北美LNG出口至亚洲为例，根据加拿大LNG Canda液化出口项目最终投资决定（FID）文件披露的数据，该项目的原料气单位成本为2美元/百万英热（占总成本的23.5%），上游管输费为0.5美元/百万英热（占比5.9%），液化成本为3.5美元/百万英热（占比41.2%），运至亚洲的LNG船运费为1美元/百万英热（占比11.8%），毛利为1.5美元/百万英热（占比17.6%），到亚洲的到岸价格为8.5美元/百万英热。

图23：加拿大LNG Canda液化出口项目成本拆分（美元/百万英热）

资料来源：Steuer, C. (2019). Outlook for competitive LNG supply. Oxford Institute for Energy Studies，信达证券研发中心

当HH价格在2-3美元/百万英热时，美国LNG运至中国的到岸成本约7-8美元/百万英热。根据Qian Zou等人的统计，美国典型LNG项目单位液化成本约2-3美元/百万英热，取中值2.5美元/百万英热，假设HH价格在2-3美元/百万英热区间内，二者相加即为美国LNG的FOB成本，约4.5-5.5美元/百万英热。美国LNG到亚洲的运费约为2.5美元/百万英热，我们测算美国到中国的LNG成本约为7-8美元/百万英热（不同项目上游气源情况存在差异，此处测算的成本仅代表上游气源挂钩HH的LNG液化出口成本）。2024年1-3月中国LNG到岸均价为9.3美元/百万英热，已接近多数美国LNG出口至中国的到岸成本。美国LNG出口价格在全球范围内处于较低水平，且在全球现货市场占比较大，我们判断在当前位置下亚洲到岸气价进一步下行空间有限。

表2：美国典型LNG项目单位液化成本及单位投资（美元/百万英热）

资料来源：Qian Zou et al 2022 IOP Conf. Ser.: Earth Environ. Sci. 983 012051，信达证券研发中心

图24：不同HH气价下美国LNG出口至中国的到岸成本（美元/百万英热）

资料来源：Qian Zou et al 2022 IOP Conf. Ser.: Earth Environ. Sci. 983 012051，Steuer, C. (2019). Outlook for competitive LNG supply. Oxford Institute for Energy Studies，信达证券研发中心   注：测算为根据公式：中国到岸成本 = HH价格+上游管输费+LNG液化成本+LNG船运费

图25：2022-2023年各月份美国向中国LNG出口量及出口价格（FOB价格）

资料来源：EIA，信达证券研发中心

3.2 对比全球LNG出口产能投放及定价情况，城燃签约美长协或将保持长期气源优势

2024-2028年全球预计新增大量LNG液化产能，其中美国占比42%，卡塔尔占比24%。根据IGU统计，截至2022年底，全球LNG液化出口设施产能合计4.78亿吨。IGU预计2024-2028年全球新增LNG液化产能合计约1.3亿吨，其中美国新增产能0.56亿吨，占比42%，预计将于2024年底至2028年陆续释放；卡塔尔新增产能0.31亿吨，占比24%，预计将于2026-2027年释放；加拿大、莫桑比克新增产能占比分别为10%，预计分别于2025年、2028年释放；俄罗斯新增产能占比约5%，预计将于2024年释放。

图26：2010-2028E全球新增LNG液化产能情况（截至2022年，百万吨/年）

资料来源：IGU，信达证券研发中心   注：数据截至2022年；其中美国新增LNG液化产能按照计划开工时间统计，与图21存在差异

2022年全球LNG贸易中，长协贸易量占比约65%，现货贸易量占比约35%。对于全球LNG长协市场而言，在布伦特油价高于65美元/桶以上时，美国HH挂钩长协具有较强的价格优势：

1）美国HH挂钩长协：美国LNG长协价格通常以位于路易斯安那州的亨利中心（HenryHub）气价为标杆，FOB定价公式为P = 115%*HH+常数，其中，15%*HH为液化损耗及管输费，常数为包含投资收益在内的液化费，通常为2-3美元/百万英热。假设常数取2.5美元/百万英热，当HH价格稳定在2-3美元/百万英热时，美国LNG长协FOB价格为4.8-5.95美元/百万英热，运至中国的运费约2.5美元/百万英热，可得美国LNG长协中国到岸价格为7.3-8.45美元/百万英热。

2）油价挂钩长协：其他LNG出口大国如卡塔尔、俄罗斯、马来西亚、莫桑比克等地，以及一些LNG全球贸易商的LNG长协出口价格通常与油价挂钩，DES定价公式为P = 斜率*Brent/JCC+常数，其中，斜率通常为11%-15%，常数通常为0-1美元/百万英热。假设斜率取12%，常数取0.5美元/百万英热，我们测算在当前布油价格80美元/桶时，长协中国到岸价为10美元/百万英热左右，显著高于美国HH挂钩长协价格。假设HH价格回到2-3美元/百万英热的区间，当布油价格在65美元/桶以上，油价挂钩长协的中国到岸价在8.3美元/百万英热以上，高于美国LNG长协出口价格。我们预计在布油价格不出现大幅下行的情况下，卡塔尔、俄罗斯等国LNG长协价格仍将高于美国LNG长协价格。

图27：HH挂钩长协价格与油价挂钩长协价格比较关系

资料来源：信达证券研发中心

对于现货市场而言，前文计算得出美国LNG出口至中国的到岸成本约为7-8美元/百万英热，加拿大、莫桑比克的LNG出口成本与美国接近，我们预计以上三个国家在24-28年释放产能合计占比52%。我们预计在成本支撑的逻辑下，以上国家释放的LNG产能长期来看难以对价格中枢产生大幅冲击。

俄罗斯、卡塔尔的LNG出口成本较低，现货具备一定的低价可能性，但现货量规模有限。俄罗斯、卡塔尔上游天然气开采成本较低，此外，卡塔尔部分LNG液化项目可同时生产乙烷、液化石油气、凝析油等副产品，分摊了LNG生产成本，使得卡塔尔的单位液化成本处于全球最低水平。我们预计以上两个国家在24-28年释放产能合计占比29%。经我们测算，俄罗斯LNG的中国到岸成本为5-6美元/百万英热，卡塔尔LNG的中国到岸成本约为3美元/百万英热左右，两国未来释放的少部分LNG现货具备一定的低价概率。

图28：2018年主要LNG出口国单位液化成本（美元/百万英热）

资料来源：World Bank, Wood Mackenzie, Federal Reserve Bank of Minneapolis and SyEnergy，Steuer, C. (2019). Outlook for competitive LNG supply. Oxford Institute for Energy Studies，信达证券研发中心

图29：2024E-2028E全球新增LNG液化产能分布（百万吨/年）

资料来源：IGU，信达证券研发中心

表3：部分LNG出口国（不含美国）典型项目中国到岸成本测算（美元/百万英热）

资料来源：Qian Zou et al 2022 IOP Conf. Ser.: Earth Environ. Sci. 983 012051，信达证券研发中心

综合考虑全球LNG出口产能投放及定价情况，美国长协气源预计将长期兼具低成本和稳定供应优势。截止2023年底，我国城燃上市公司与美国供应商共签订10份HH价格挂钩的LNG长协，资源量合计1220万吨/年（约合170.8亿方/年），大部分合约为2026/2027年开始执行。新奥股份共签订5份HH挂钩长协，资源量合计740万吨/年（占比61%），其中90万吨/年在执行，650万吨/年长协量将在2026年开始执行。中国燃气与美国供应商签订3份HH挂钩长协，资源量合计370万吨/年，其中70万吨/年将于2026年起执行，300万吨/年将于2027年起执行。佛燃能源与美国供应商签订2份HH挂钩长协，其中30万吨/年在执行，80万吨/年将于2028年起执行。考虑到2025年后美国HH价格大概率仍在2-3.5美元区间内，与HH挂钩的LNG长协有望保持较高的竞争优势。

表4：中国城燃上市公司在手LNG长协情况

资料来源：新奥股份业绩说明会材料，佛燃能源公司公告，深圳燃气公司公告，上海石油天然气交易中心，China LNG Association，中国证券网，信达证券研发中心

四、投资建议

美国为全球主要产气国及LNG出口国，对全球LNG供应端影响力持续提升，且预计未来仍有较大的增量供应潜力。今年以来低气价下部分厂商减产或对HH气价形成一定支撑，我们认为HH气价较为合理的中枢在2-3美元/百万英热。由于美国天然气供给价格弹性较大，2025-2026年美国液化产能投放后，其国内产量增长大概率可匹配其液化产能的快速增长。从亚洲进口气价角度来看，目前中国LNG现货到岸价已降至近两年低位，在出口国成本支撑逻辑下，我们预计25-28年全球LNG出口产能大批投放后，气价中枢有望基本维持稳定，而综合考虑全球LNG出口产能投放及定价情况，美国长协气源预计将长期兼具低成本和稳定供应优势，我国城燃公司签订的美国LNG长协有望给城燃公司带来长期的气源端竞争力。结合以上，我们认为，拥有美国长协气源的城燃公司有望持续受益于低价资源优势带来的成本竞争力，同时也可加大现货采购力度，进一步优化上游资源池，实现盈利改善。有望受益公司主要包括：

1）A股天然气公司：新奥股份、深圳燃气、佛燃能源。

2）全国性城燃公司（H股）：新奥能源、昆仑能源、华润燃气、中国燃气；

表5：可比公司估值表（截至2024年5月16日）

资料来源：iFinD，信达证券研发中心整理  注：标*公司为信达能源的盈利预测，其他公司采用iFinD一致预测；注：新奥股份盈利预测为核心利润；注：港股公司收盘价单位为港元，A股公司收盘价单位为元。

风险因素

1、极端天气及地缘政治等因素导致全球油气价格大幅波动；

2、LNG液化产能建设进程不及预期；

3、天然气消费量增速不及预期。

本文源自报告：《美国天然气成本及气价展望》

报告发布时间：2024年5月16日

发布报告机构：信达证券研究开发中心

报告作者：左前明 S70001      

                  李春驰 S70001

来源：信达能源团队