行业资讯 | 2024年10月 – 哈纳斯宁夏液化天然气

一、2024年中国LNG加气站行业发展现状分析：中国LNG加气站市场蓬勃发展，预计2024年市场规模突破652亿元[图]LNG加气站行业概述

液化天然气（LNG）是指天然气原料经过预处理，脱除其中的杂质后，再经过低温冷冻工艺在 -162℃下所形成的低温液体混合物。其主要成份是甲烷，很少有其他杂质，是一种非常清洁的能源。LNG加气站是指使用液化天然气进行加气的站点，主要加气到车辆的燃料池，或者用作工业用途，随着日益严重的空气污染尾气排放管控，LNG在各领域得到了广泛应用。目前，LNG加气站共分为四种类型，分别是撬装式加气站、标准式加气站、L-CNG加气站、移动式撬装加气站。

LNG加气站的工艺流程主要包括卸车、加气、储罐调压、储罐卸压四个步骤，其中卸车流程是指将LNG槽车内LNG卸至加气站LNG储罐；加气流程是指储罐内LNG由LNG泵抽出，通过LNG加气机向汽车加气；储罐调压是指卸车完毕后，用LNG泵从储罐内抽出部分LNG通过LNG气化器气化且调压后进入储罐，当储罐内压力达到设定值时停止气化；储罐卸压流程是指在卸车、加气以及加气站的日常运行过程中，当储罐压内的压力随着BOG的产生逐渐增大，安全阀打开，释放储罐中的蒸汽，降低压力，以保证储罐安全。

LNG加气站行业产业链

在产业链方面，中国LNG加气站行业已经形成完整的产业链，涵盖了从上游的原料及零部件供应到中游的运营，再到下游的应用领域。从上游来看，主要包括液化天然气(LNG)、储罐、泵站设备、加气枪和软管、流量计和计量设备等。其中液化天然气(LNG)主要来源于国内天然气田的开采、进口LNG等，其供应稳定直接影响到下游加气站的运营。中游主要是指LNG加气站的运营。下游主要是指LNG的应用领域，包括汽车、船舶、工业燃料、工业生产等。随着这些领域的持续发展，对LNG需求也会持续增加，进而带动LNG加气站行业的发展。

一直以来，我国资源禀赋是“富煤缺油少气”。天然气在我国能源中的比重很小，从我国的天然气发展形势来看，天然气资源有限，天然气产量远远小于需求，供需缺口越来越大。LNG作为一种高效的生态型优质能源和燃料、向可再生能源转型的主要过渡燃料，使用比较广泛。一方面，因环保的要求，近几年各地“煤改气”“油改气”规模很大，LNG需求迅速增加；另一方面，因风电、光伏等可再生能源存在间歇性、波动性特点，LNG成为配套能源以备不时之需。可见，LNG行业需求量巨大，为满足这一市场需求，越来越多的企业开始进入该领域，行业供给不断增加。数据显示，2019年中国液化天然气产量达到1165万吨，同比上涨15.60%；2023年逐步增长至2037.1万吨，同比上涨13.20%。2024年1-5月，中国液化天然气产量达到920.6万吨，同比上涨15.20%。

此外，随着市场需求的增加，我国液化天然气进口量也保持稳定增加。海关总署统计数据显示，2023年，中国液化天然气进口量达到7132万吨，同比上涨12.60%；2024年1-5月中国液化天然气进口量达到3242万吨，同比上涨18.10%。从进口来源地来看，澳大利亚、卡塔尔和马来西亚是中国液化天然气的主要进口国，这些国家拥有丰富的天然气资源和成熟的液化技术，为中国提供了稳定的LNG供应。

LNG加气站行业发展现状

随着全球环保意识的提高，我国对于污染物的排放要求越来越严格。传统燃油车辆排放的尾气对环境和人体健康造成了严重的危害。而LNG作为一种清洁能源，其排放的污染物远低于传统燃油，符合环保要求。LNG加气站作为LNG下游主要设备，其在LNG产业链中发挥着重要作用。因此，为了响应环保政策，各企业开始积极布局LNG加气站。特别是经济较为发达的地区，LNG加气站的建设和投资更加活跃。数据显示，2022年中国LNG加气站数量达到6074座，较2021年增减少162座。预计未来随着市场需求的增加和国家政策的支持，将会有越来越多的企业布局LNG加气站，行业数量持续增加，预计2024年LNG加气站数量达到7973座。从地区分布来看，加气站主要分布于新疆、内蒙等靠近气源的地区，或山东、广州、江苏、福建、浙江等靠近LNG海上接气站的地区。

近年来，随着交通运输和工业的不断发展，LNG加气站市场需求不断扩大。其中在交通运输方面，随着我国环保意识的增强，LNG燃料凭借高热值和低排放的特点逐渐被越来越多的车辆选择，特别是长途货运和公交车等大型车辆，其对低成本、长里程和绿色环保的需求更加迫切。在工业方面，工业领域对燃气的需求较大，而LNG由于其便利的储运特性和低污染的特点，逐渐成为工业用气的首选。特别是在一些远离天然气管网的地区，LNG加气站可以满足工业用户的需求。目前，LNG加气站市场正迅速发展，数据显示，2018-2023年中国LNG加气站行业市场规模不断增长，预计2024年行业市场规模将达到652亿元。

LNG加气站行业企业格局和重点企业分析

1.企业格局

目前，LNG加气站的主要建设者和运营商为中国石油、中国石化、中国海油等国有大型能源企业。这些企业凭借强大的资金实力和资源储备，通过规模经济效应降低成本，在行业中占据主导地位。此外，民营企业及外资企业也在积极参与LNG加气站的建设和运营。民营企业通常具有较强的灵活性和创新能力，而外资企业则通过引进先进的技术和管理经验，对市场的发展起到积极的推动作用。预计未来随着市场规模的扩大，LNG加气站行业的竞争也日趋激烈。国有大型能源企业、民营企业及外资企业纷纷加大投入，通过技术创新、服务提升等方式争夺市场份额。同时，一些传统加油站也开始涉足LNG加气站行业，加剧了市场竞争。

2.中国石化

中国石化是中国最大的一体化能源化工公司之一，主要从事石油与天然气勘探开发、管道运输、销售；石油炼制、石油化工、煤化工、化纤及其它化工生产与产品销售、储运；石油、天然气、石油产品、石油化工及其它化工产品和其它商品、技术的进出口、代理进出口业务；技术、信息的研究、开发、应用。在液化天然气方面，公司积极推进LNG重点产能建设，持续拓展LNG中长约，同时充分发挥现有终端网络优势，全面推动LNG业务发展。此外，公司也持续推动LNG加气站的建设，如2024年6月，中国石化山西临汾石油安泽首座LNG加气站正式投营。作为中国石化在临汾辖区的第三座全资加气站，该站位于安泽县良马镇边寨村，占据着309国道与G22高速交汇的战略要地，该站的建成填补了临汾石油在东山县区天然气网点“零空白”。未来，中国石化将继续加大在LNG加气站领域的投入力度，推动相关技术创新和产业升级，为构建清洁、低碳、高效的能源体系贡献力量。

来源：智研咨询

二、【天然气贸易】2024年LNG市场值得关注的十大问题！

1.北美 LNG 出口产能 FID 是否会在2024年继续快速增长?

美国不仅在 2023 年成为了世界最大 LNG 出口国，而且自俄乌冲突爆发后俄罗斯对欧洲的管道气出口大幅减少以来，该市场就一直是新增LNG 投资的最大单一目标。未来预测对美国液化项目的短期投资将在 2024年和 2025年持续强劲;到 2030年，美国都将是世界最大的 LNG 供应国，产能比卡塔尔高 40%。因此，2024年美国新增液化项目的确切投资水平将对未来全球市场平衡产生重大影响。

总体而言，随着价格和需求走软，承购合同签约放缓，许多计划在2023年完成最终投资决定(FID)的美国项目都未能实现目标。然而，鉴于对本世纪未市场状况可能更加宽松的担忧，以及潜在监管障碍和环境阻力的不确定性，开发商仍然热衷于尽快推动项目投产。总而言之，预计将在 2024年达成FID 的以美产天然气作为气源的新增液化产能将超过 2300 万吨/年，包括Delfin FLNG 项目的1号船和墨西哥太平洋沿岸的 Saguaro Energia LNG项目的首条生产线。基于大量Pre-fID 阶段的拟议项目寻求率先取得进展，我们在 2024年的FID展望中认为，将有 1500 万吨/年的尚未命名的美国项目在年内完成FID。在这些拟议设施中，基干对各种因素和风险的分析，我们认为目前没有任何一个项目具有普遍优于其他项目的优势。

在 2024年的新投资中，考虑到开发商 Venture Global 的 Calcasieu Pass 项目调试时间过长，且诉讼仍在进行当中，尽管该公司的 CP2 LNG项目一期已将几乎全部产能签订 SPA，但仍然可能面临一些投资者风险。同时，虽然Lake charles LNG 项目的1500 万吨/年产能中有一半以上已签署具有约束力的承购合同，但该项目在美国能源部(D0E)拒绝了其第二次延长 2023 年出口起始期限的请求后，已面临监管困难。该项目已电请 D0E 加速批准其新的非 FTA 出口许可证并于 2024年2月做出裁定，但目前尚不清楚 DOE 是否会予以批准。根据 D0E 对该请求做出裁决的速度，Lake charles LNG 项目的延迟可能会为其他美国项目打开获得更多承购商的机会。值得注意的是，Lake charles LNG 项目于 2023年8月提交的新出口申请可能会将项目开始出口的最后期限推迟6年，至 2031年。因此，如果 CP2 LNG 项目和其他美国项目在 2024年停滞不前，我们预计 2030 年左右的市场供需将会更加平衡。

另一方面，如果其他一些尚未被我们纳入预测的项目能够敲定初步承购合同，那么这些项目可能会在 2024-25 年取得更多 FID方面的进展。例如，700万吨/年的 Cameron LNG项目二期和840 万吨/年的 commonwealth LNG项目已签署的协议供应量均已超过项目的铭牌产能。此外，其他计划在 2025年完成FID 且销售工作进展顺利的项目也可能会加速推进，比如切尼尔(cheniere在 Sabine Pass LNG 和 corpus christi LNG的扩建项目。鉴于巴拿马运河出现的通航限制，加拿大地理位置上的优势越来越明显，因此我们也可能看到更多位于加拿大的项目在批准方面取得进展。在这些项目中，实际完成FID的项目产能有可能会超过我们目前的预测，而这将加剧全球供过于求，以及 2030 年前后美国项目利用率下降的风险。

2.卡塔尔对其不断增长的LNG资源组合的营销方式将如何影响其他拟议液化项目及全球市场平衡？

到 2020年代末，无论是从新建产能还是从总体产能来看，卡塔尔预计都将成为仅次于美国的全球第二大液化产能来源。3200万吨/年的北部气田东扩项目(NFE)已在 2021年达成FID，并正在建设中，而 1600万吨/年的北部气田南扩项目(NFS)仍被认为即将达成 FID。我们关于 NFS 将很快推进的假设，是我们预计 2030 年前后将出现 LNG 供过于求的一个关键决定因素。未来一年，我们预计卡塔尔将就与其气田扩能相关的关键问题发出信号，最值得关注的是，该国是否会及时对NFS 做出FID，从而在 2028 年左右开始产出 LNG 供应。然而，卡塔尔能源(QatarEnergy)面临的营销挑战是另一个主要的不确定性来源，而这可能是导致 NFS 的 FID 时间表延迟的原因之一。2023 年，该公司为其扩能项目签署了 1680 万吨/年的具有约束力的供应合同，但仍有很多工作有待完成。NFE 的已签约产能略低于项目总产能的 50%(1580万吨/年)，而NFS 的已签约产能为项目总产能的44%(700万吨/年)。但卡塔尔的营销策略不仅仅取决于为其扩能项目的产出寻找目标市场。目前，在卡塔尔能源 LNG 现有的 7700 万吨/年铭牌产能中，据称已有超过 7500 万吨/年产能签有具有约束力的供应合同，而到 2030年，净合同到期的情况会使这一数字降至 5300 万吨/年以下。卡塔尔不仅可能会寻求重新签订大部分这些到期合同，而且其资源池中还将增加来自美国 Golden Pass LNG 的最多 1000 万吨/年的额外供应。总而言之，卡塔尔能源将因此需要在 2020 年代末为高达 4800 万吨/年的供应寻求销路。

当然，卡塔尔能源今年的目标将是进一步签署大量长期 SPA。2023 年12月，卡塔尔能源首席执行官兼卡塔尔能源部长 saadal-Kaabi 报告称，该公司正在与亚洲和欧洲买家就进一步的合同进行深入谈判，其中一些即将完成。过去两年，在俄罗斯向欧洲的管道气输送中断后，卡塔尔能源由于签署了过高比例的具有约束力的供应合同，将货物转移至欧洲的能力有限;与这样的情况相比，该公司未来可能会预留更多未签约的产能。然而，该公司仍计划仅将其新增产能的一小部分留作未签约 LNG，并通过其子公司 QatarEnergy Trading 将这些货物作为现货销售。

虽然卡塔尔能源已表现出对目的地固定、与布伦特原油挂钩的长期 SPA 的强烈偏好，但自 2020 年以来，在需要的时候，卡塔尔也越来越多地在长协签订中展现了其灵活性。例如，该公司允许康菲石油公司和 Petrobangla与其扩能项目签署了期限仅 15年的基础合同。该公司可能会为其扩能项目剩余的大部分产能找到承购商，但如果谈判持续拖延，并且这被证明会成为 NFS 项目达成 FID 的绊脚石，这种延迟就可能会将二期项目的投产时间推迟到 2027年原定目标之后。这可能会在一定程度上将全球市场进入宽松状态的时间推迟到 2020年代末。然而，卡塔尔也可能将剩余未签约产能的较大部分留给现货市场，而这对市场的潜在影响将会更大。自 2010 年代未以来，卡塔尔能源在欧洲进行了大量再气化产能投资，这似乎就是为这种可能性在做准备。如果美国和其他地区的 Pre-FID 阶段项目在 2024 年延续过去两年的合同签约热潮，推动 2020 年代后期的新增产能进一步增加，并且卡塔尔的 NFS,项目在没有多少新增签约量的情况下实现 FID、那么现货市场增加的额外供应可能会在 2020 年代未给全球现货价格造成更大的下行压力。尽管卡塔尔的低成本生产使其即使在现货价格非常低的情况下也不太可能降低液化设施的利用率,但这可能会给美国和其他地区对价格敏感的液化项目的利用率水平带来进一步压力。

3.面对制裁，俄罗斯能否在2024年及以后扩大LNG产量？

中长期内世界经济发展的一个显著特点是人口导向。人口密集度高的亚太将成为未来世界经济新的增长点。随着北极-2 LNG 项目首条 660 万吨/年的生产线即将投产，俄罗斯计划在 2024年扩大LNG 产量。然而，在美国于 2023年9月和 11月实施一系列制裁后，围绕该项目的融资、销售和运输方面存在诸多不确定性，这引发了对该项目在 2024年及以后表现的质疑(见《美国制裁意在阻断俄罗斯新建LNG 项目的货物销路》)。

北极-2 项目在 2023年 12月底已产出第一批天然气，并计划在 2024年一季度开始出口LNG。然而，在贝克休斯因制裁而停止交付后，第一条生产线将仅配备4台LM9000 燃气轮机，而不是计划中的7台。用于取代无法交付的LM9000 设备的中国燃气轮机尚未完成安装。在生产第一批天然气后不久，诺瓦泰克就北极-2项目未来的 LNG 供应向其一些承购商发出了不可抗力通知，这一迹象表明该项目最初可能无法按预期水平运行。几天后，包括法国道达尔能源、日本三井和 J0GMEC 组成的财团、中国石油天然气集团有限公司(中石油)和中国海洋石油集团有限公司(中海油)在内的项目外国股东向项目运营商发出不可抗力通知,宣布暂停履行对该项目的股东义务。虽然北极-2项目首条生产线的启动工作不太可能被完全搁置，但我们预计 2024年期间将出现延误和利用率不足的情况。第二条和第三条生产线的开发步伐则将取决于中国技术今年在第一条生产线上的运行情况。

除了北极-2项目本身，美国制裁还针对俄罗斯工程公司，以及来自阿联酋、土耳其和其他国家的几家国际中间公司。这些公司据称帮助俄罗斯采购了该项目所需的设备。2023年9月实施的制裁还针对诺瓦泰克在摩尔要斯克和堪察加的转运终端，这两个终端均在 2023 年第三季度接收了各自的FSU。转运终端对北极-2 项目至关重要，这是因为该项目所需的 Arc7 冰级 LNG 运输船在俄罗斯 Zvezda 造船厂的建设遭遇严重推迟，因此，该项目在运营的头几年将面临冰级运输船不足的情况。项目订购的 15 艘船中只有3艘准备就绪，到 2024年底预计仅能再增加2艘。项目与大字造船海洋株式会社签订的另外6艘船的建造合同已被取消。转运终端遭到制裁意味着诺瓦泰克将不得不设法利用现有 Arc7船与传统运输船进行船对船转运，但这将增加损失、运输时间和成本。莫斯科方面寻求延长北方航道的航行期(通常为7月至11月)。尽管诺瓦泰克和俄罗斯原子能公司声称将在 2024年开始全年航行，但这在今天看来似乎有些牵强。为此，俄罗斯正在建造四艘新的核动力破冰船，但据说这些工作也出现了延迟。

2024年另一个值得关注的关键项目是诺瓦泰克旗下三条生产线、产能 2040 万吨/年的摩尔曼斯克LNG 项目。该项目的优势在干摩尔曼斯克是一座不冻港，并且诺瓦泰克的在运 Belokamenka 建造中心就位于同一地区。俄罗斯于 2023年 10月对天然气出口法律进行了修改，现在允许没有专用气源的项目出口 LNG。然而，即使诺瓦泰克决定在今年完成FID，但要为该项目输送天然气该公司还将需要建设一条从 UGSS(统一供气系统)到项目计划地点的 1300 公里长的管道，并且以国产技术为主的大规模液化技术的准备情况及项目的融资结构在 2024 年也可能依然存在不确定性。

4.在以美国和墨西哥项目为首的 SPA 活动连续两年创造历史新高后，我们将在 2024 年看到哪些合同签约趋势?

俄乌冲突爆发后，全球 LNG 市场出现紧张状况，这引发了一波前所未有的有约束力的新 SPA签约浪潮:2022年与 2023年，全球分别有 7000 万吨/年和 6700 万吨/年的此类合同完成签署。美国项目以及由美国气网供气的墨西哥项目进展最快:在过去两年中，两国 pre-FID 阶段项目共签署了 8700 万吨/年的具有约束力的供应合同。这些合同的吸引力反过来又助推了近期北美项的 FID 浪潮，并使美国在全球液化领域大幅领先。除北美和卡塔尔外，哪些地区将在 2020 年代后期出现液化产能增长?合同签署情况的短期未来趋势将在此方面发挥重要作用。

美国和墨西哥项目的签约势头已经有所放缓，2023 年具有约束力的签约供应量下降了近一半至 3100 万吨/年，其中下半年更是仅签约了 1000万吨/年。北京方面对中国过度依赖美国的担忧是导致增长放缓的原因之一，并可能推动新合同地域多样性的提高。此外，在美产天然气需求随液化项目建设热潮迅速上升的时期，中国可能并不是唯-一个对过度依赖享利港表示警惕的主要进口市场。来自卡塔尔和其他新供应来源的激烈竞争，也可能进一步改变新合同的地域平衡。例如，阿布扎比国家石油公司(ADNOC)正在积极寻求为其 Ruwais LNG 拟议项目达成FID，并刚刚与中国买家新奧集团(ENN)签署了第一份初步合同。

关联营销合同是一种项目的多个所有者负责各自份额，以推进项目达成FID 的合同类型;此类合同的复兴也可能引发地域上更加多样化的液化产能增长。近年来，由于这种合同可能有助于新拟议项目达成FID，包括LNG Canada 和 Golden Pass LNG 在内的多个项目都同意采用这种模式。莫桑比克 Area 4区块的各合作伙伴不仅有可能重中其在 Rovuma 项目关联营销合同中的承诺，还可能采用该模式在 coral 气田快速推进第二艘 FLNG 船的部署(该项目面临的安全问题比陆上 Rovuma 项目更少)。拟议中的Papua LNG 项目也被认为是一个可能通过关联营销模式获得批准的候选项目，尽管这尚未得到项目发起人的确认。

新合同对排放问题的重视程度是否有所增加，也将值得关注。虽然俄乌冲突后的供应和价格危机暂停了LNG 销售中碳报告或碳抵消的新兴趋势，但这可能会重新成为交易的优先事项，特别是对于制定有重要气候导向政策目标的进口国而言。包括 RuwaisLNG和卡塔尔北部气田南扩项目在内的一些寻求新合同的pre-FID 阶段项目，都在宣传建设大规模综合碳捕获设施和由低碳电力供电的液化生产线的计划，以消除各界对项目排放的担忧。因为这些项目寻求签署的长期合同期限可能会超过进口商的净零目标年份，所以排放控制是这些项目特别关注的领域。随着我们开始看到气候驱动的全球需求增长放缓，2024年的买家活动可能会释放一些信号，明确这些因素在长期合同供应竞赛中的实际重要性。

5.备受瞩目的 LNG 合同纠纷是否会削弱人们对长期 SPA 安全性的信任?

数十年来，长期合同一直是LNG业务发展的基石，有助于保证新液化项目的投融资，并使买家免受现货市场波动的影响。然而，过去两年，供应方在面对可获得丰厚利润的现货市场机会之际，出现了诸多有关这些合同可靠性的争议问题，让买方感到沮丧并导致诉讼不断。这些可能会在接下来的一年得到解决的案件，可能会威胁到买家对 SPA 可靠性的主流观点。

管道输气数据与航运数据显示，Venture Global 旗下位于美国的 calcasiey Pass LNG 工厂自 2022年年底以来的大多数月份直以达到或超过铭牌产能的速度运行，但该公司却宣称该厂正经历漫长的调试期，这也许是业内首次发生此类状况。自 2022 年3月以来，calcasieu Pass 项目保留了对大部分、甚至全部已装载“调试货物”的处置权利，却一直未宣布会触发其基础长期供应合同生效的“商业运营启动”。这使其能够利用俄乌冲突及随后的欧洲能源危机之后创纪录的全球现货 LNG 价格获利。现在，许多 Calcasieu Pass LNG 项目的基础承购商已经对 Venture Global 提起诉讼，碧辟最近向美国联邦能源监管委员会(FERC)提交了一份申诉，称 Venture Global“为了自身经济利益，在调试过程中的操作损害了客户的利益”。鉴于上述情况一些大型国际石油公司可能会质疑，它们是希望更多地与作为聚合商的第三方进行交易，还是要转向一体化程度更高的供应来源。

此外，在预计将在很大程度上推动全球未来 LNG 需求增长的南亚地区，则发生了另一个引发人们对该地区买家合同可靠性担忧的情况。近年来，南亚买家的长协被大量取消–2022年是巴基斯坦国家石油公司与埃尼和贡渥的协议，2023年则是印度国有天然气公司 GAIL 与德国天然气进口商欧洲安全能源公司(SEFE)的协议。随着现货价格的飙升，贡渥和埃尼取消了原定于2021 年 11月至 2022 年6月之间在巴基斯坦交付的多船货物。贵握没有提供取消的明确原因，而埃尼则将其归因于供应中断。

印度方面，在 Gazprom Trading and Marketing将公司所有权转让给德国并更名 SEFE后，该公司宣布来自亚马尔 LNG 项目的供应出现不可抗力，并从2022年7月起停止向 GAIL提供长协供应。交付一直到 2023年3月才恢复。在这两宗事件中，因为现货价格高到足以弥补罚款，并能产生可观的利润，供应商似乎发现取消运往南亚的长协供应是经济可行的。这种情况引发了人们对供应商对其长协客户的承诺的质疑。新兴市场的买家可能更注重以较低的价格达成交易，而很少考虑罚款条款。巴基斯坦和 GAIL 均对其供应商提起了法律诉讼，而者的经历可能对价格敏感型新兴市场进口商在 2024年及以后的行动造成影响。虽然这可能会使各方在新 SPA 的谈判中更加强调合同安全，但更严格的合同可能会增加成本，并可能对价格敏感型买家构成障碍。

6.如果现货价格保持低迷，欧洲 LNG 需求是否会反弹至历史新高?

2023年，由于俄罗斯对欧洲的管道天然气供应仍只有 2022年前水平的一小部分，LNG 在欧洲天然气供应中还保持着其新建立的主导地位，包括土耳其在内的整个欧洲获得的 LNG 供应达到 1.26 亿吨(1720 亿立方米)，同比下降1.7%。欧洲 LNG 进口量的小幅下降有助于放松全球市场，并使LNG 现货价格在 2023 年大部分时间走软，凸显了当前欧洲天然气需求对全球 LNG 平衡的重要性。据预计，2024年的欧洲管道气供应将基本持平，欧洲对天然气的总体需求将再次通过LNG 市场满足，而购买现货 LNG 是欧洲供应商满足边际需求的唯一途径。

2024年欧洲的关键问题是，预期的价格下跌环境是否会推动需求复苏(2023 年大部分时间都未能实现)，或者天然气消费是否已经出现结构性下滑，尤其是在欧盟内部。工业天然气需求在 2022 年下半年大幅下滑后复苏缓慢，一是因为用气效率有所提高一是因为工业活动在经济形势接近衰退的背景下普遍低迷。同时，随着可再生能源发电容量持续扩张，以及法国核电机组正在从 2022 年出现的维护问题中逐步恢复，电力行业的天然气用量面临下行压力。

总体而言，假设 2024年天气情况正常，即 2024/25年冬季天气比去年冬季和今年冬季迄今为止的天气都更冷，我们预计 2024年欧洲天然气需求将小幅回升。然而，我们预计欧洲 LNG 进口将再次下降，其主要原因在于年未储气库库存水平发生变化，以及来自亚洲需求增长的竞争。2023年11月上半月，欧洲储气库库存水平仍保持在 99%以上，年底则为 84%:进入 2024年，我们预计库存不会重演 2023 年不同寻常的经历。当然，2024年欧洲 LNG 需求与工业需求、气温和非火力发电的表现相关，同时存在上行和下行风险。

欧洲对全球 LNG 市场的最后一个不确定影响因素涉及来自亚马尔项目的俄罗斯LNG 出口。2023年，该项目约三分之二的 LNG 出口运往欧盟市场，主要是比利时、法国和西班牙。俄罗斯 LNG 的持续进口已在欧盟内部招致批评，而最近欧盟对天然气输送规则的修订明确表明，成员国可以在不讳反欧盟法规的情况下，阴止再气化接收站接收俄罗斯货物。总体而言，我们预计这三个国家在 2024年不会采取任何行动;然而，也不能完全排除这种情况。诺瓦泰克新的北极-2 LNG项目受到美国制裁的阻碍，但并未停止推进，将于 2024年第一季度开始商业运营。欧盟对俄罗斯LNG 货物的部分或全部禁运将会影响该项目的 LNG 出口，也将重新洗牌 LNG 贸易流，并推动大量俄罗斯LNG出口运往欧洲以外的市场，进而可能会给航运市场增加压力。

7.中国是否会就“西伯利亚力量2号”(POS-2)项目达成协议?这将对中国LNG 需求产生什么影响?

俄罗斯目前对欧洲的管道气出口仅为俄乌冲突前水平的一小部分，因此，该国面临为其搁浅的西西伯利亚天然气资源寻找新市场的紧迫任务。该国已加速其“重返亚洲”战略，将中国作为能源出口增长的主要目标。按计划，“西伯利亚力量1号”(POS-1)管道将在 2025年达到每年 380 亿立方米的全部合同供应量;除了该管道的现有供应外，俄罗斯还有多条管道路线可以增加对中国的天然气供应(见《中俄天然气合作潜力分析:多种合作方式可供选择》)。

供应量最大的拟议路线是 P0S-2管道，从西伯利亚输送天然气通过蒙古到达中国，输气量最高可达 500 亿立方米/年(见“New&as from Russia to china via Power of Siberia-2 pipeline: New route and new stratekic opportunities). 整个2023 年，俄罗斯政府在两国举行重要正式会议后发布了多项公告，表明中俄P0S-2 协议的几乎所有必要方面都已得到确认。协议何时达成，以及何时开始交付，将对中国天然气需求的构成以及LNG 的作用产生重大影响。

该项目对所有相关方都具有非凡意义:首先，俄罗斯可以利用其现有的天然气资源:中国需要更多的天然气供应，并且该项目在中国境内的管道需求相对较短，到北京和上海的距离分别仅为 560 公里和 1800 公里;蒙古则将获得天然气过境收入，并有机会在其首都推广天然气应用。在我们的基准情景展望中，POS-2的首批天然气将在 2030 年代初运抵中国。悬而未决的问题可能是到岸价格，既要低到足以让中国在当前全球紧张局势下承担这项新供应协议带来的地缘政治风险，又要高到足以让俄罗斯天然气工业股份公司(俄气)接受。

在我们的基准情景中，我们假设 P0S-2项目的第一批天然气将在 2030 年交付。然而，如果俄罗斯与中国在 2024年就签署 POS-2协议，第一批天然气最早可能在 2027-28 年即可交付，届时正值全球新增LNG 产能大量上线。与当前的展望相比，POS-2管道气提前运抵中国将刺激更多需求，不过新增管道气供应量将远远超过需求增长，从而在 2027-29 年期间挤压 LNG 进口的空间。

服设 POS-2 供应与 PS-1 供应的到岸价格公式相同，目油价为 70 美元/桶，那么LNG 抵达北京和上海的价格需要分别为5,0美元/百万英热和 6.6美元/百万英热，才能与 P0S-2天然气价格持平。这些价格水平仍然高于煤炭，尤其是在靠近 POS-2管道进入中国地点的东北省份，但中国支持在关键需求中心使用天然气来控制空气污染和减少碳排放的政策一直在实施，并已被纳入我们的天然气需求基准情景展望。尽管如此，如果中国在 2020 年代未的 LNG 进口量与我们此前的预测相比出现净下降–即便P0S-2 供应量低于原本预期的约 50 亿立方米/年–也将从全球市场减去大量预期需求，进而在此期间给现货价格带来更多下行压力。

8.在一段时期的天然气价格高企导致增长停滞后，2024年亚洲新兴市场的LNG 进口增长将有多快?

南亚与东南亚是长期LNG 市场的关键增长地区，预计到 2030 年将占全球增量需求的 40%左右。然而，在该地区 LNG 需求在 2022年价格极高的时期出现同比下降后，市场预期有所绣和。2023 年，尤其是从第二季度开始，随着现货价格下跌，该地区 LNG 需求确实恢复了增长。2023年下半年，作为该地区最大的 LNG 消费国，印度的 LNG 进口同比增长 22%，其原因包括:电力需求高企、水电供应减少，以及价格的下跌使天然气在工业和交通运输领域具备了与石油产品相比更强的竞争力。泰国是该地区第二大 LNG 消费国和增长较快的市场，即使在国产气有所恢复的情况下，由于高温和电力需求高企，以及从老挝进口的电力可能会有所减少，该国仍继续保持强劲进口。

这些趋势在 2024年将如何延续?2024年第一季度，预计现货 LNG价格将同比大幅下跌，而夏季价格将保持在相似水平。2024年印度现有的合同供应量将小幅下降，这可能会导致现货采购的增加，而巴基斯坦由于外汇储备有所改善，预计将重返现货市场。菲律宾于 2023年开始进口LNG，为 Iijan 燃气发电厂供气;而随着该设施的扩建，该国 2024年的进口量将继续增加。厄尔尼诺气候事件可能会增加夏季出现高温的可能，为我们的基准情景观点提供潜在上行空间。鉴干南亚与东南亚地区天然气需求长期基本面良好–尤其是如果 LNG 被视为一种更可负担的燃料增长选择时–市场将密切关注该地区能否在近年来的增长停滞后恢复增长。

9.主要海上贸易路线的限制将如何影响 LNG 贸易流向与航运?

在第一波美国 LNG液化项目建设活动兴起期间，巴拿马运河曾被誉为美国LNG 通往亚洲的门户，将美国墨西哥渣沿岸至东北亚的航行时间缩短了 35%。由于美国供应合同的灵活性，该运河在 LNG 领域的使用量多年来一直在变化，其增加或减少要取决于东北亚的套利机会。基于巴拿马运河管理局允许每个方向每天各1艘 LNG 运输船通行的配额，外加可能通过拍卖出现的额外名额，在大西洋盆地与太平洋盆地之间价差扩大期间，美国通过该运河的 LNG 运输量被限制在每月 225 万吨左右。

巴拿马运河需要依靠加通湖的淡水来提升船只通过船闻系统，这些淡水大部分会被冲入海洋而不能重复使用。在 2023 年的大部分时间里，厄尔尼诺天气事件导致降雨量大幅减少，迫使巴拿马运河管理局减少了可用的通航名额。随着巴拿马进入从 1-5月的旱季，2024年第一季度期间，LNG 运输船的预订名额预计将减少 50%(见《巴拿马运河对 LNG 市场的当前限制与长期影响》)。加通湖的低水位可能无法在下一个雨季内完全恢复蓄水，这进一步增加了对运河通航问题的担忧。

迄今为止，运河通航能力下降对美国 LNG 供应的影响有限。在俄乌冲突爆发以及后来俄罗斯大幅削减输往欧洲的管道天然气后美国 LNG 出口已转向欧洲市场，在过去 20 个月内大幅减少了对巴拿马运河的使用。然而，欧洲天然气储气量的增加和天然气消费量的下降对现货LNG 价格构成了下行压力。这可能导致美国LNG 船货再次前往东北亚市场寻求更高的回报。在巴拿马运河受限的情况下，运往东北亚货物的净回值将不得不考虑通过苏伊士运河与好望角的运费，进而平均增加0.75 美元/百万英热。JKM和 TTF 价差在过去一年中保持在相当小的水平，限制了跨盆地交易的机会。然而，如果目前亚洲需求复苏的迹象能够持续，尤其是来自中国的需求复苏，JKM和 TTF 之间的价差可能会吸引美国 LNG 进入太平洋盆地市场。由于盆地内贸易的增加，LNG 运输船市场一直保持着很好的平衡;然而美国 LNG 通过巴拿马运河的替代路线运往东北亚，可能会导致运输船市场趋紧。如果美国LNG 船货开始将目光投向远东，那么巴拿马运河受限的影响规模就将会显现。对 LNG 运输的更多影响可能来自地缘政治因素，尤其是在以色列-哈马斯冲突的背景下。自 2023年 12月以来，也门胡塞武装对通过苏伊士运河/红海航线的船只发动袭击，这引发了人们对通航安全的担忧。然而，多国海军的反应平息了其中一些担忧，船只继续在该地区活动，航线改道的情况十分有限。仍在通过苏伊士运河的大部分LNG 货物来自卡塔尔，并以欧洲为目的地;卡塔尔 LNG 占欧洲 LNG 进口总量的 12%。卡塔尔船只仍在继续使用苏伊士运河运输货物，而胡塞武装没有直接袭击卡塔尔船只，这可能与卡塔尔作为哈马斯中间人的作用有关。然面，该地区局势进一步升级依然是 2024年的一个重大风险，可能会促使一些出口商选择绕道好望角的运输路线，从而导致即期运输船费率上升。

10.东南亚 LNG 需求的日益增长是否会催生货运贸易中心的发展?

鉴于东南亚进口预计将会增长，月 JKM 远期曲线价格远低于 2022 年 33,97 美元/百万英热和 2023年 13.77 美元/百万英热的年度价格，现在对于该地区的买家而言可能是签订 LNG 供应合同的大好时机。各自供应组合中的合约期限组合，是 2024年东南亚各国将要做出的一项关键决定。据报道，泰国国家石油公司 PTT在 2023 年采购了 40 船现货 LNG;在此基础之上，泰国预计将利用价格较低的机会，继续从现货和短期市场采购稳定的 LNG供应(见 Southeast Asia’s procurement plans march onoven as India considers alternative fuels)由于越南和菲律宾这两个新进口国尚未签订长期供应合同，拥有FOB 货物和富余供应资源的国际贸易商可能会供应这些新兴需求。2023 年，维多、壳牌、道达尔能源和托克等资源池供应商巨头及贸易公司向这些新建和调试中的接收站出售了近 10 船现货。在一些市场的内部竞争中，新的LNG 进口商预计将从传统上垄断进口的国家石油公司手中夺取市场份额。例如，在泰国，Hin Kong Power 与贡渥签署的 50万吨/年长期协议，以及电力公司 EGAT在 2024-2027年期间的 120万吨/年采购计划，均反映了这一预计将在 2024 年进一步加速的趋势。据报道，这些协议均与 JKM 价格挂钩。

进口商 LNG 采购有多种选项，可以继续签订与市场定价挂钩的规模较小、期限较短的合同，也可以选择现货采购或长期 SPA但所有这些选项都面临一个障碍，即缺乏供公用事业公司管理 LNG 发电电价的市场机制。这就造成了购电协议(PPA)的缺失。PPA的缺失，使电力供应商无法与天然气进口商签署长期协议，而天然气进口商也无法与国际供应商签署长期LNG协议。因此。预计 2024年下游电力市场监管方面的变化将支未来的天然气需求。菲律宾在这方面的工作已经取得了一些进展，最近在下游天然气协议的成本公式中采用了包括 JKM 在内的市场化定价手段，而这些协议传统上均与油价和美国消费者价格指教挂钩。

东南亚LNG 市场的增长和新晋市场参与者的数量增加，提振了该地区作为LNG,贸易中心的前量。在中国需求不断增长、合同目的地具有灵活性，以及公用事业公司成为 LNG 资源池贸易商后商业模式不断变化的作用下，北亚作为 LNG 贸易中心的地位已得到巩固。这些因素也越来越多地适用于东南亚的 LNG 市场，在那里可以有机地形成一个交易中心，允许买卖双方加强货物在名接收站之间的灵活流转，为终端用户市场提供服务。不断扩大的运输船队、更灵活的商业安排，以及东南亚合约交易标准化程度的提高，也将加速形成 LNG 交易中心的相关活动东南亚市场流动性不断增强的前景，增加了进一步提高交付价格透明度的必要性。新近推出的普氏东南亚 LNG评估指数(SEAM)或可反映这个潜在贸易中心在 2024年及以后的发展动态。SEAM 指数采用整体评估方式，并与JKM 存在价差，为卖家和东南亚买家提供了与交付到东南亚的现货LNG 船货价值相关性更强的观点。

来源：站友咨询

三、【能源深度】LNG市场10月刊:风险逐步落地，等待旺季基调落实

进入四季度后旺季预期逐步开始落地，北美因飓风干扰和四季度合约此前月差偏强，高价合约因支撑有限而有所回落，关注市场预期转向的风险，整体宽幅震荡。欧洲方面面临供应修复与政策面的博弈，其价格已对亚太市场开始形成优势，且当前欧洲进口LNG量偏低，后续有较大反弹空间，当前提前进入去库的可能使得价格进一步走高，但四季度内温和气温和进口量的回升或带来较强下行驱动。

市场焦点

近期欧美市场均有面临拐点的迹象，此前欧美市场在步入旺季后走势仍维持分化，此前走势的转向仍未落地，地区间价差有所走阔。目前来看今年取暖季相对偏冷，而北美飓风影响偏强，使得季节性因素受到干扰，基本面并未较三季度出现明显转向，因而市场拐点仍未出现。目前来看欧洲方面挪威检修接近尾声，同时中东冲突在阶段性恶化后有风险释放的迹象，我们认为供应端稳定性有望开始增强，当前处在预期落地和气温预期对需求修正的拐点上。而北美市场则在偏高月差水平上进入旺季合约，价格仍在年内宽幅震荡区间内，上行破位因出口需求的不确定性而面临阻力。

1.供应修复偏慢，欧洲市场仍在消化旺季预期

对于欧洲市场来说，夏季低需求总体平稳，进入四季度后短暂出现降温，但需求拉动幅度有限，且当前价格偏高运行下，点火价差并不有利于需求的进一步提升，因此市场迟迟未能重心下移的关键仍然在于供给端修复进度的偏慢。我们看到今年以来，欧洲天然气月供给量总体维持负增长，其中LNG进口量同比下滑较多，三季度总供应量同比增速为-6.2%，而LNG进口量同比则达到了-24.1%，其他环节相对平稳，因此欧洲市场价格迟迟居高难下，其直接原因主要是今年LNG进口偏弱的缘故。究其原因，首先尽管今年上半年新产能有限，但飓风影响对全球出口的冲击较不明显，因此欧洲资源的降低更多体现在其他进口市场的增长。我们看到东亚市场和南亚市场三季度的LNG进口分别同比增速为10.2%和8.3%，欧洲进口占比在全球的份额在9月继续下滑，为19.0%，再创战争以来新低。10月以后，挪威部分检修延长和此前中东冲突风险升温使得对供给的担忧仍未降温，导致市场近期上行突破40欧元/兆瓦时。

边际变化来看，10月欧盟累库几乎停止，西北欧的降温刺激城燃需求年内首度恢复至同期偏高水平，而目前给出的长期气温预测显示今年冬季气温以中性为主，较去年暖冬幅度放缓，因此近期欧洲市场或迎来去库，取暖季内市场压力将开始兑现。当前LNG船运价低位运行，我们认为欧洲偏低的采购量有一定原因是欧洲在低需求基数下，主动保存谨慎采购的情绪，因此其推高全球LNG市场的可能性目前相对不高。进入10月后我们看到JKM-TTF价差开始收缩，此前亚洲市场因夏季高温和日本核电站重启推迟印发的进口热情有望消退，后续欧洲LNG进口量的实质性回升仍然是市场出现转折的重要信号。目前对于俄罗斯10亿方/月左右到管道气供应量能否在明年继续维持仍不抱有乐观希望，但年末美国新项目的投产能极大缓解这一矛盾，这两个事件落地的节奏也将极大影响亚欧市场后市的波动。总体来看我们认为欧气价格在当前水平下处于偏高位置，但后续新项目的延后、冬季低温的可能和欧洲加码制裁的潜在意愿都仍有推高价格的余力，短期维持高位震荡，关注这些风险因素的落地和LNG进口量的实质性回升。

2.北美飓风扰动渐褪，乐观预期压力仍存

美国市场在10月出现了较剧烈的波动，在月初因生产受影响而上行接近3美元/百万英热之后，秋季需求的回落带来累库速度回升，价格再度回落至上行前水平。值得注意的是随着主力合约转至旺季合约，近月价差有趋平态势，高位价格向下靠拢为主，此前对于北美旺季反弹的预期有所收缩。EIA上周库存数据显示周度累库80bcf，连续第三周较9月平均50bcf/周的累库速度显著上升，对市场造成压力。后续来看，短期气温预报显示美国降温有限，燃气需求或难以弥补电力需求的下滑，随着生产端的恢复，其宽松局面仍将延续。市场对四季度合约的乐观预期建立于年末136亿方/年的Corpus Christi项目投产推动美国LNG出口产能增加10.6%，上升至1414亿方/年，从而打开需求增长空间，美国库存也在12月有望再度再度回落至五年均值以下。

美国大选对能源政策的冲击仍无定调，远月合约当前对于利多的计价似乎面临考验，我们看到即期宽松下高位价格面临较大回落压力。目前LNG运价持续走低，显示旺季内LNG采购情绪仍未启动，即使新项目在年末顺利投产，其对于高于3美元的价格能否起到进一步推力或有待商榷，四季度美气或存预期回落问题，关注月差收平的趋势。总体来看美国市场利空有限，但远月价格较充分计价旺季支撑和出口产能投产之后，预期落地后对高价支撑力度有待观察，我们对当前价位持谨慎态度，四季度宽幅震荡为主。