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1、 美國天然氣成本及氣價展望 Table_CoverStock 公用事業行業 Table_ReportTime2024 年 5 月 16 日 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 2 證券研究報告 行業研究 Table_ReportType 行業專題研究（普通）公用事業行業 投資評級 看好 上次評級 看好 左前明 能源行業首席分析師 執業編號：S1500518070001 聯系電話：010-83326712 郵 箱： 李春馳 電力公用聯席首席分析師 執業編號：S1500522070001 聯系電話：010-83326723 郵 箱： 信達證券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,L

2、TD 北京市西城區鬧市口大街9號院1號樓 郵編：100031 Table_Title 美國天然氣成本及氣價展望美國天然氣成本及氣價展望 Table_ReportDate 2024 年 5 月 16 日 本期內容提要本期內容提要:Table_Summary 美國為全球主要產氣國及美國為全球主要產氣國及 LNG 出口國，在全球出口國，在全球 LNG 供應端影響力持續提供應端影響力持續提升升，且未來仍有較大的增量供應潛力。且未來仍有較大的增量供應潛力。美國為全球最大的天然氣生產國，2022 年產量占全球總產量的 24.2%。近年來隨著 LNG 出口設施的建設，美國 LNG 出口量大幅增長，2017-

3、2022 年 LNG 出口量 CAGR 為 43.6%，并于2023 年成為全球第一大 LNG 出口國，且未來仍有較大的增量供應潛力。IGU預計 2024-2028 年全球將新增 LNG 液化產能約 1.3 億噸，其中美國新增液化產能 0.56 億噸，占比 42%，美國有望成為未來全球最大的 LNG 供應增量來源。在價格方面，美氣定價模式市場化程度高，2023 年以來在油強氣弱的背景下，掛鉤 HH 指數的美國氣源競爭力愈發顯著。從成本曲線和長期走勢看，從成本曲線和長期走勢看，HH 價格長期合理的中樞價格長期合理的中樞或或至少在至少在 2-3 美元美元/百百萬英熱萬英熱。美國天然氣開采的完全成本

4、不同盆地之間差距較大，存在 0邊際成本、低成本及較高成本三類產區，在美國天然氣總產量中的占比分別為25%、37%、38%。對于二疊紀、鷹灘等一些主要產油的頁巖油氣盆地而言，頁巖氣作為頁巖油的伴生物，邊際生產成本為 0，只要油價在 31 美元/桶的關門成本以上，頁巖氣即可持續產出，產量不受低氣價的影響。阿巴拉契亞等低成本產區產氣的完全成本在 1.77-2.43 美元/百萬英熱，可變成本約為 0.7-1 美元/百萬英熱，當 HH 氣價降至 1-2 美元/百萬英熱，此區域的天然氣生產商利潤表多為虧損狀態，但因經營現金流為正，并且預期氣價或有好轉，多數仍會選擇繼續生產。海恩斯維爾、尤提卡等高成本氣田完

5、全成本約在 2.5-3.5 美元/百萬英熱之間，可變成本在 1-1.4 美元/百萬英熱之間。當氣價降至 1-2 美元/百萬英熱，此區域內部分廠商的經營現金流已為負，減產意愿較大。部分高成本廠商面對低氣價的減產舉措可能對美國 HH氣價形成一定支撐。展望未來，美國天然氣供給價格彈性較大，產量有望匹配其液化產能的快展望未來，美國天然氣供給價格彈性較大，產量有望匹配其液化產能的快速增長。速增長。截至 2023 年，美國 LNG 液化出口設施產能合計約 1215.5 億方/年，2024Q3 Plaquemines 液化工廠一期有望建成，新增液化產能 138.6 億方/年，若如期投產，有望拉動下半年美國國

6、內氣價小幅上漲。2025 年美國有望新增液化產能285.6億方/年，屆時美國本土的天然氣供應或將出現缺口，但復盤美國近 10 年氣價、油價與天然氣產量增速走勢的關系，可以看到美國天然氣供給對價格的彈性較大，這主要是因為美國天然氣開采難度低，增產的邊際成本較低。我們判斷，當 HH 價格在 3 美元/百萬英熱以上時，美國天然氣產量有望迅速釋放，在不出現極端天氣及極端地緣沖突的情況下，美國產量增長大概率可以匹配 2025-2027 年液化出口設施產能的大規模投放，長期來看導致 HH 氣價中樞大幅上行的概率較低。從出口國成本角度看，亞洲到岸價從出口國成本角度看，亞洲到岸價 7-8 美元美元/百萬英熱具

7、較強支撐。百萬英熱具較強支撐。美國典型 LNG 項目單位液化成本約 2-3 美元/百萬英熱，假設 HH 價格在 2-3 美元/百萬英熱區間內，我們測算美國到中國的 LNG 成本約為 7-8 美元/百萬英熱。美國 LNG 出口價格在全球范圍內處于較低水平，且在全球現貨市場占比較大，我們判斷在當前位置下亞洲到岸氣價進一步下行空間有限。綜合考慮全球綜合考慮全球 LNG 出口產能投放及定價情況，美國長協氣源預計將長期兼出口產能投放及定價情況，美國長協氣源預計將長期兼具低成本和穩定供應優勢具低成本和穩定供應優勢。根據 IGU 統計，截至 2022 年底，全球 LNG 液化出口設施產能合計 4.78 億噸

8、，IGU 預計 2024-2028 年全球新增 LNG 液化產能合計約 1.3億噸，其中美國新增產能 0.56億噸，占比 42%，卡塔爾新增產能 0.31 億噸，占比 24%，加拿大、莫桑比克新增產能占比分別為 10%，俄羅斯新增產能占比約 5%。1）對于全球）對于全球 LNG 長協市場而言，在布倫特油長協市場而言，在布倫特油價高于價高于 65 美元美元/桶以上時，美國桶以上時，美國 HH 掛鉤長協具有較強的價格優勢。掛鉤長協具有較強的價格優勢。美國fY8XeUeU9W9WaYfV6M9RbRpNrRmOqMfQmMtOeRoMmM8OnMpPvPmMwOwMrMwP 請閱讀最后一頁免責聲明及

9、信息披露 3 LNG 長協多與 HH 價格掛鉤，經我們測算，美國 LNG 長協中國到岸價格為7.3-8.45 美元/百萬英熱。其他 LNG 出口大國如卡塔爾、俄羅斯、莫桑比克等 LNG 長協出口價格通常與油價掛鉤，我們測算在當前布油價格 80 美元/桶時，長協中國到岸價為 10 美元/百萬英熱左右，顯著高于美國 HH 掛鉤長協價格。假設 HH 價格回到 2-3 美元/百萬英熱的區間，當布油價格在 65 美元/桶以上，油價掛鉤長協的中國到岸價在 8.3 美元/百萬英熱以上，高于美國 LNG 長協出口價格。我們預計在布油價格不出現大幅下行的情況下，卡塔爾、俄羅斯等國 LNG 長協價格仍將高于美國

10、LNG 長協價格。2）從現貨從現貨成本來看成本來看，美國、加拿大、莫桑比克等國釋放的美國、加拿大、莫桑比克等國釋放的 LNG 現貨具有顯著成本支現貨具有顯著成本支撐，卡塔爾及俄羅斯釋放的撐，卡塔爾及俄羅斯釋放的 LNG 現貨具備低價可能，但規模有限?，F貨具備低價可能，但規模有限。美國LNG 出口至中國的到岸成本約為 7-8 美元/百萬英熱，加拿大、莫桑比克的LNG出口成本與美國接近，我們預計以上國家在24-28年釋放產能合計占比52%，我們預計在成本支撐的邏輯下，以上國家釋放的 LNG 產能長期來看難以對價格中樞產生大幅沖擊。俄羅斯、卡塔爾的 LNG 出口成本較低，現貨具備一定的低價可能性，但

11、現貨量規模有限。經我們測算，俄羅斯 LNG的中國到岸成本為 5-6 美元/百萬英熱，卡塔爾 LNG 的中國到岸成本約為 3美元/百萬英熱左右，我們預計以上兩個國家在 24-28 年釋放產能合計占比29%，大部分為長協，兩國未來釋放的少部分 LNG 現貨具備一定的低價概率。截止截止 2023年底，年底，我國我國城燃上市公司與美國供應商共簽訂城燃上市公司與美國供應商共簽訂 10份份 HH價格價格掛鉤的掛鉤的 LNG 長協，資源量合計長協，資源量合計 1220 萬噸萬噸/年（約合年（約合 170.8 億方億方/年），大部年），大部分合約為分合約為 2026/2027 年開始執行。年開始執行。新奧股份

12、共簽訂 5 份 HH 掛鉤長協，資源量合計 740萬噸/年（占比 61%），其中 90萬噸/年在執行，650萬噸/年長協量將在 2026 年開始執行。中國燃氣與美國供應商簽訂 3 份 HH 掛鉤長協，資源量合計 370萬噸/年，佛燃能源與美國供應商簽訂 2份 HH掛鉤長協，資源量合計 110萬噸/年?？紤]到 2025年后美國 HH價格大概率仍在 2-3.5美元區間內，與 HH 掛鉤的 LNG 長協有望保持較高的競爭優勢。投資建議投資建議：美國為全球主要產氣國及 LNG出口國，對全球 LNG供應端影響力持續提升，且預計未來仍有較大的增量供應潛力。今年以來低氣價下部分廠商減產或對 HH 氣價形成一

13、定支撐，我們認為 HH 氣價較為合理的中樞在 2-3 美元/百萬英熱。由于美國天然氣供給價格彈性較大，25-27 年美國液化產能投放后，其國內產量增長大概率可匹配其液化產能的快速增長。從亞洲進口氣價角度來看，目前中國 LNG 現貨到岸價已降至近兩年低位，在出口國成本支撐邏輯下，我們預計25-27年全球LNG出口產能大批投放后，氣價中樞有望基本維持穩定，而綜合考慮全球 LNG 出口產能投放及定價情況，美國長協氣源預計將長期兼具低成本和穩定供應優勢，我國城燃公司簽訂的美國 LNG 長協有望給城燃公司帶來長期的氣源端競爭力。結合以上，我們認為，擁有美國長協氣源的城燃公司有望持續受益于低價資源優勢帶來

14、的成本競爭力，同時也可加大現貨采購力度，進一步優化上游資源池，實現盈利改善。有望受益標的：1）A 股天然氣公司：新奧股份新奧股份、深圳深圳燃氣燃氣、佛燃能源佛燃能源；2）全國性城燃公司（H 股）：新奧能源新奧能源、昆侖能源昆侖能源、華華潤燃氣潤燃氣、中國燃氣中國燃氣。風險因素：風險因素：極端天氣及地緣政治等因素導致全球油氣價格大幅波動；LNG液化產能建設進程不及預期；天然氣消費量增速不及預期。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 4 目 錄 一、美國氣源對全球 LNG供應影響突出，中高油價下美氣競爭力加強.5 1.1 美國為全球主要產氣國及 LNG出口國，對全球 LNG供應端影響力持續提升.5 1

15、.2 美氣定價模式市場化程度高，2023 年以來美國氣源競爭力持續增強.6 二、從成本曲線和長期走勢看，HH 合理價格中樞或約 2-3 美元/百萬英熱.7 2.1 美國天然氣產量集中于前三大盆地，二疊紀及海恩斯維爾未來增產潛力大.7 2.2 美國天然氣生產成本差異較大，低氣價下部分廠商減產或對氣價形成支撐.9 2.3 美國天然氣供給價格彈性較大，產量有望匹配其液化產能的快速增長.11 三、從出口國成本角度看，亞洲到岸價 7-8 美元/百萬英熱具較強支撐.12 3.1 美國 LNG亞洲到岸成本約 7-8 美元/百萬英熱，當前氣價繼續下行空間有限.12 3.2 對比全球 LNG出口產能投放及定價情

16、況，城燃簽約美長協或將保持長期氣源優勢.13 四、投資建議.17 風險因素.17 表 目 錄 表 1：2024 年以來美國部分天然氣廠商減產情況.8 表 2：美國典型 LNG項目單位液化成本及單位投資（美元/百萬英熱）.13 表 3：部分 LNG出口國（不含美國）典型項目中國到岸成本測算（美元/百萬英熱）.15 表 4：中國城燃上市公司在手 LNG長協情況.16 表 5：可比公司估值表（截至 2024年 5 月 16 日）.17 圖 目 錄 圖 1：2022 年全球天然氣產量結構（bcm）.5 圖 2：2022 年全球天然氣需求結構（bcm）.5 圖 3：2022 年各國/地區天然氣產量-消費

17、量（bcm）.5 圖 4：2011-2022 年俄羅斯及美國天然氣出口量（bcm）.5 圖 5：2013-2022 年全球 LNG出口量及結構（bcm）.6 圖 6：2024E-2028E 各國 LNG液化出口設施產能增長情況（百萬噸/年）.6 圖 7：世界三大天然氣市場定價模式.6 圖 8：2021-2024 年國際三大天然氣價格及布油價格走勢對比.6 圖 9：全球天然氣探明可采儲量（截至 2020 年，bcm）.7 圖 10：美國天然氣產量及增速（bcm）.7 圖 11：美國主要產氣盆地分布圖.8 圖 12：美國各盆地天然氣產量占比（bcf/d）.8 圖 13：美國天然氣產量及增速預期（b

18、cf/d）.8 圖 14：美國各盆地長期天然氣產量展望（bcf/d）.9 圖 15：美國墨西哥灣沿岸 LNG液化出口設施情況（截止 2024 年）.9 圖 16：美國主要盆地天然氣生產盈虧平衡點（美元/百萬英熱）.10 圖 17：美國主要產油盆地關門成本（shut-in price）（截至 2024 年一季度）.10 圖 18：2015-2024 年美國 HH價格走勢（美元/百萬英熱）.11 圖 19：2022-2025E 美國天然氣消費量（億方）.11 圖 20：2010-2022 美國分部門消費情況（億方）.11 圖 21：2023-2028E 美國 LNG液化產能情況（億方）.12 圖

19、22：2010-2022 年美國天然氣產量增速與 HH氣價、布倫特油價走勢對比.12 圖 23：加拿大 LNG Canda 液化出口項目成本拆分（美元/百萬英熱）.12 圖 24：不同 HH氣價下美國 LNG出口至中國的到岸成本（美元/百萬英熱）.13 圖 25：2022-2023 年各月份美國向中國 LNG出口量及出口價格（FOB 價格）.13 圖 26：2010-2028E 全球新增 LNG液化產能情況（截至 2022年，百萬噸/年）.13 圖 27：HH掛鉤長協價格與油價掛鉤長協價格比較關系.14 圖 28：2018 年主要 LNG出口國單位液化成本（美元/百萬英熱）.15 圖 29：2

20、024E-2028E 全球新增 LNG 液化產能分布（百萬噸/年）.15 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 5 一、美國氣源對全球 LNG 供應影響突出，中高油價下美氣競爭力加強 1.1 美國為全球主要產氣國及 LNG出口國，對全球 LNG供應端影響力持續提升 美國美國為為全球最大的天然氣生產及消費國全球最大的天然氣生產及消費國，出口量位居全球，出口量位居全球前列前列且持續上升且持續上升。2022 年美國天然氣產量 9786 億方,占全球天然氣總產量的 24.2%；天然氣消費量 8812 億方，占全球天然氣總消費量的 22.4%。俄烏沖突后俄羅斯向歐洲出口管道氣量大幅削減，2022 年俄羅斯天

21、然氣出口量下滑 31.2%，與此同時美國天然氣出口量持續增長，2022 年超過俄羅斯成為全球第一大天然氣出口國。歐洲歐洲(除挪威除挪威)及亞洲及亞洲（中日韓（中日韓等等）為全球主要天然氣凈進口地區。為全球主要天然氣凈進口地區。2022 年歐洲（除挪威）凈進口天然氣（產量-消費量口徑）3972 億方；中日韓凈合計進口天然氣 3137 億方，其中中國凈進口 1539 億方。圖圖 1：2022 年全球天然氣產量結構（年全球天然氣產量結構（bcm）資料來源：EI，信達證券研發中心 圖圖 2：2022 年全球天然氣需求結構（年全球天然氣需求結構（bcm）資料來源：EI，信達證券研發中心 圖圖 3：202

22、2 年各國年各國/地區天然氣地區天然氣產量產量-消費量消費量（bcm）資料來源：EI，信達證券研發中心 圖圖 4：2011-2022 年俄羅斯及美國年俄羅斯及美國天然氣天然氣出口量出口量（bcm）資料來源：EI，信達證券研發中心 20172017 年以來年以來美國美國 LNGLNG 出口量出口量快速快速增長，增長，且預計未來仍有較大的增量供應潛力且預計未來仍有較大的增量供應潛力?？ㄋ?、澳大利亞、美國為全球前三大 LNG 出口國，2022 年合計出口 3307 億方，占比 61%。近幾年全近幾年全球新增球新增 LNGLNG 產量主要來自美國、俄羅斯產量主要來自美國、俄羅斯，2017-2022

23、年 CAGR 分別為 43.6%、21.2%。2022 年俄烏沖突后，俄羅斯向歐洲出口管道氣量大幅削減，全球天然氣供需格局深度調整，LNG的需求大增。在此背景下，LNG 出口量大幅釋放的美國在 2023 年超越卡塔爾和澳大利亞，成為全球最大 LNG 出口國，美國對全球美國對全球 LNGLNG 供應端的影響力正在持續增長供應端的影響力正在持續增長。978 6 24 2 618 4 15 3 259 4 6 4 221 8 5 5 185 4 6 178 4 4 4 152 8 3 8 122 8 3 0 120 4 3 0 1206 2 29 8 881 2 22 4 408 10 4 375

24、7 9 5 228 9 5 8 121 6 3 1 100 5 2 5 96 6 2 5 77 3 2 0 72 1 8 69 8 1 8 1389 3 35 2 210.4141.7118.8111.297.463.430.5-9.7-28.4-61.4-98.38-153.9-397.278.08-500-400-300-200-1000100200300 巴基 坦印度韓 歐洲（除 ）050100150200250300201120122013201420152016201720182019202020212022 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 6 美國有望成為未來全球最大的美國有望成

25、為未來全球最大的 LNGLNG 供應增量來源。供應增量來源。根據 IGU 統計，截至 2022 年底，全球LNG 液化出口設施產能合計 4.78 億噸。IGU 預計 2024-2028 年全球新增 LNG 液化產能合計約 1.3 億噸，其中美國新增液化產能 0.56 億噸，占比 42%，預計將于 2024 年底至 2028 年陸續釋放。圖圖 5：2013-2022 年全球年全球 LNG出口量及結構（出口量及結構（bcm）資料來源：EI，信達證券研發中心 圖圖 6：2024E-2028E 各國各國 LNG 液化出口設施產能增長情況液化出口設施產能增長情況（百萬噸百萬噸/年年）資料來源：IGU，信

26、達證券研發中心 1.2 美氣定價模式市場化程度高，2023年以來美國氣源競爭力持續增強 LNG 貿易中，約 70%為長協交易，30%為現貨交易?，F貨貿易定價主要為氣氣競爭，買賣雙方互相詢價議價來確定交易價格，價格受短期市場供需影響較大。長協定價通常為與油價掛鉤和與氣價掛鉤兩種方式。中東地區、俄羅斯、澳大利亞等地的 LNG 長協多與油價掛鉤，定價公式通常為：PLNG=斜率PJCC/Brent+常數，且模式多為 DES（到岸交付），有目的地限制。相較之下，相較之下，美國天然氣市場較為獨立，價格市場化程度較高，均為氣美國天然氣市場較為獨立，價格市場化程度較高，均為氣-氣競爭氣競爭定價定價，美國，美國

27、 LNGLNG 長協定價公式長協定價公式通常通常為為 PLNG=PLNG=（1 1+1515%）HH+HH+常數，常數，且多為且多為 FOBFOB 模式模式（離岸離岸交付交付），氣源實際流向氣源實際流向可根據歐洲、亞洲兩個主要進口市場可根據歐洲、亞洲兩個主要進口市場的的價價格格來靈活來靈活調整調整。20232023 年以來在油強氣弱的年以來在油強氣弱的背景背景下，下，掛鉤掛鉤 HHHH 指數指數的美國的美國氣源競爭力氣源競爭力愈發顯著。愈發顯著。2023 年以來全球天然氣供需緊張趨勢緩解，氣價大幅回落，2023 年 HH 均價為 2.54 美元/百萬英熱，同比下降60.3%；與此同時油價保持較

28、強走勢，2023年布倫特原油平均價格為82.6美元/桶，同比僅下降 17.24%。2024 年以來油強氣弱的價格趨勢持續，20242024 年年 1 1-2 2 月月 HHHH 均價為均價為 2.472.47美元美元/百萬英熱，同比下降百萬英熱，同比下降 12.5%12.5%，而而布倫特原油平均價格為布倫特原油平均價格為 8282 美元美元/桶，同比桶，同比基本持平基本持平，與 HH 價格掛鉤的美國 LNG 長協價格的優勢愈發顯著。圖圖 7：世界三大天然氣市場定價模式世界三大天然氣市場定價模式 資料來源：陳蕊等全球 LNG 貿易定價演變規律與新趨勢及相 圖圖 8：2021-2024 年國際三大

29、天然氣價格及布油價格走勢對年國際三大天然氣價格及布油價格走勢對比比 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 01002003004005006002013201420152016201720182019202020212022 印度 0102030405060 2024 2025 2026 2027 2028 020406080100120140010203040506070802021 082021 102021 122022 022022 042022 062022 082022 102022 122023 022023 042023 062023 082023 102023 122024

30、 022024 04 （）（）（）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 7 關啟示，信達證券研發中心 二、從成本曲線和長期走勢看，HH 合理價格中樞或約 2-3 美元/百萬英熱 2.1 美國天然氣產量集中于前三大盆地，二疊紀及海恩斯維爾未來增產潛力大 美國天然氣儲量豐富，2020年探明可采儲量12600bcm，約占全球天然氣探明可采儲量的8%。頁巖油氣革命后，在政府支持以及開采技術進步的推動下，美國天然氣產量較快增長，2009 年，美國取代俄羅斯，成為全球第一大天然氣生產國，2005-2022 年美國天然氣產量CAGR 為 4.2%。圖圖 9：全球天然氣探明可采儲量（全球天然氣探明可采儲量（截至截

31、至 2020 年，年，bcm）資料來源：EI，信達證券研發中心 圖圖 10：美國天然氣產量及增速（美國天然氣產量及增速（bcm）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 據 EIA 統計，2023 年美國天然氣產量 104bcf/d（約合 10603 億方）。美國天然氣產量主要美國天然氣產量主要來自三個地區來自三個地區阿巴拉契亞阿巴拉契亞/馬塞勒斯馬塞勒斯（A Aappalachiaappalachia/M/Marcellusarcellus）、二疊紀（）、二疊紀（PermainPermain）、）、海恩斯維爾（海恩斯維爾（HaynesvilleHaynesville），三地產量合計占美國天然氣

32、總產量的，三地產量合計占美國天然氣總產量的 6 63 3%。其中，阿巴拉契亞為美國第一大產氣區，產量約占美國天然氣總產量的 31%，但近年來由于外輸管道產能不足，天然氣產量增速放緩。美國第二大產氣區為二疊紀盆地，同時也為美國頁巖油主產區，在高油價下近年產量快速增長，目前產量占比約 19%。第三大產氣區海恩斯維爾地理位置近墨西哥灣，隨著沿岸 LNG 液化出口設施的投產，產量較快增長，目前占比約 13%。37400 25 32100 21 24700 16 坦 13600 9 美國 8400 5 6300 4 6000 4 5900 4 5500 4 6 4 2 0 2 4 6 8 10 12 1

33、4 16 0 00200 00400 00600 00800 001 000 001 200 0020002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 8 圖圖 11：美國主要產氣盆地分布圖美國主要產氣盆地分布圖 資料來源：EIA，信達證券研發中心 圖圖 12：美國美國各盆地天然氣產量占比各盆地天然氣產量占比（bcf/d）資料來源：EIA，信達證券研發中心 低氣價下部分低氣價下部分美國天然氣美國天然氣廠商已經宣布廠商已經宣布減少全

34、年產量及資本開支減少全年產量及資本開支。2024 年低氣價持續，部分高成本廠商已經宣布減少年內運行的鉆機數量及鉆完井資本開支，如海恩斯維爾盆地以及馬塞勒斯/阿巴拉契亞盆地的 7 家廠商都宣布了不同程度的減產。根據我們的不完全統計，根據我們的不完全統計，20242024 年來已宣布減產的廠商計劃減產量合計達年來已宣布減產的廠商計劃減產量合計達 1.1.2 2bcf/dbcf/d，約占，約占 20232023 年美國天然氣總產量年美國天然氣總產量的的 1.1.1616%。EIA 在 5 月 7 日公布的短期能源展望里也調低了對美國 2024 年天然氣產量的預期，預計 2024 年天然氣產量 103

35、bcf/d，同比下降約 1%；預計 2025 年產量 105bcf/d，同比增長約 1.9%。表表 1：2024 年以來美國部分天然氣廠商減產情況年以來美國部分天然氣廠商減產情況 宣布時間宣布時間 公司公司 所在盆地所在盆地 減產時間減產時間 減產幅度減產幅度(Bcf/d)減少全年減少全年產量產量（Bcf）備注備注 2024/2/14 Comstock Resources Haynesville（海恩斯維爾）全年-計劃將其運營的鉆機數量從 7 個減少到 5 個 2024/2/14 Antero Resources Marcellus（馬塞勒斯）全年 0.1 30-40 計劃將在運鉆機數量從 3

36、 臺減少至 2臺，減少全年鉆完井資本開支 26%2024/2/21 Chesapeake Energy Marcellus（馬塞勒斯）/Haynesville（海恩斯維爾）全年 0.8 290-300 削減 20%的支出，并將天然氣產量降低 15%，將活躍的天然氣鉆機數量減少了 2 個 2024/2/22 Coterra Energy Marcellus（馬塞勒斯）全年 0.17 70-80 資本支出預計同比下降 12%，天然氣產量中值將下降約 6%2024/3/4 EQT Appalachian（阿巴拉契亞）24 年 2 月底-3 月底 1 30-40 3 月底減產到期后將重新評估市場 20

37、24/3/12 CNX Resources Marcellus（馬塞勒斯）/Utica（尤蒂卡）全年 0.08 30 公司將推遲三個即將投產的由 11 口井組成的馬塞勒斯頁巖氣田的完井活動 資料來源：Comstock Resources官網，Coterra官網，Antero Resources官網，CNX Resources官網，Pipeline&Gas Journal，PRNewswire，Marcellus Drilling News，信達證券研發中心 圖圖 13：美國天然氣產量及增速預期美國天然氣產量及增速預期（bcf/d）資料來源：EIA，信達證券研發中心 4.0%-1.0%1.9%-

38、2%-1%0%1%2%3%4%5%979899100101102103104105106202220232024E2025E 干 （bcf/d）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 9 美國天然氣未來增產潛力集中在海恩斯維爾美國天然氣未來增產潛力集中在海恩斯維爾及二疊紀及二疊紀。其中，較高油價支撐下，Rystad 預計到到 20302030年二疊紀盆地的天然氣產量年二疊紀盆地的天然氣產量有望增長有望增長約約6.3bcf/d6.3bcf/d；由于靠近墨西哥灣在建LNG液化設施，受液化出口產能增長的推動，到到 20302030 年海恩斯維爾盆地天然氣產量有望增長年海恩斯維爾盆地天然氣產量有望增長13b

39、cf/d13bcf/d；阿巴拉契亞地區受送出管道運力的限制，近年來產量增速放緩，在建管道受阻延期，未來幾年產量難有大幅上升，我們預計到 2030 年阿巴拉契亞地區天然氣產量增長2bcf/d。結合以上，我們預計到結合以上，我們預計到20302030年，年，美國美國新增新增天然氣天然氣產量約產量約60%60%來自海恩斯維爾，來自海恩斯維爾，30%30%左右來自二疊紀頁巖油伴生氣左右來自二疊紀頁巖油伴生氣，剩余增量來自其他氣田。圖圖 14：美國各盆地長期天然氣產量展望美國各盆地長期天然氣產量展望（bcf/d）資料來源：Hart Energy，Rystad Energy UCubes，信達證券研發中心

40、 圖圖 15：美國墨西哥灣沿岸：美國墨西哥灣沿岸 LNG 液化出口設施情況（截止液化出口設施情況（截止2024 年）年）資料來源：EIA，信達證券研發中心 2.2 美國天然氣生產成本差異較大，低氣價下部分廠商減產或對氣價形成支撐 美國天然氣開采的完全成本不同盆地之間差距較大美國天然氣開采的完全成本不同盆地之間差距較大，存在，存在 0 0 邊際成本、低成本及較高成本邊際成本、低成本及較高成本三類產區三類產區，在美國天然氣總產量中的在美國天然氣總產量中的占比分別為占比分別為 25%25%、37%37%、38%38%。1）對于二疊紀、鷹灘等一些主要產油的頁巖油氣盆地來講，頁巖氣作為頁巖油的伴生物，廠

41、商生產頁巖氣的邊際成本為 0，只要頁巖油可以生產，頁巖氣就可以持續產出。根據達拉斯聯邦儲備銀行的調查數據，二疊紀的關門成本（shut-in price）在 31-43 美元/桶之間，因此，因此，我們預計我們預計當油價在當油價在 4343 美元美元/桶之上，該區域頁巖氣桶之上，該區域頁巖氣有望持續產出有望持續產出，其產量，其產量受本受本土低氣價影響小土低氣價影響小。該區域。該區域天然氣天然氣產量產量約占美國天然氣總產量的約占美國天然氣總產量的 25%25%。2）美國第一大產氣區阿巴拉契亞（馬塞勒斯）產氣的完全成本在 1.77-2.43 美元/百萬英熱，可變成本約為完全成本的 40%，即 0.7-

42、1 美元/百萬英熱。當美國 HH 氣價降至 2 美元/百萬英熱以下，此區域的天然氣生產商此區域的天然氣生產商利潤表利潤表多為多為虧損虧損狀態狀態，但因經營現金流為正，但因經營現金流為正，并且并且預期氣價或有好轉，預期氣價或有好轉，仍會選擇繼續生產，減產意愿不大仍會選擇繼續生產，減產意愿不大。該區域。該區域天然氣天然氣產量產量約占美國天然約占美國天然氣總產量的氣總產量的 37%37%。3）海恩斯維爾、尤提卡、密西西比等其他氣田的完全成本大約在 2.5-3.5 美元/百萬英熱之間，可變成本在 1-1.4 美元/百萬英熱之間。當氣價降至 2 美元/百萬英熱以下時，此區域內廠商的利潤表為虧損狀態，且部

43、分廠商的經營現金流已為負，減產意愿比較大，如海恩斯維爾地區的廠商已經在今年宣布減產以及減少之后的資本開支。部分部分高成本廠商面對高成本廠商面對低氣價的減產舉措低氣價的減產舉措可能對可能對美國美國 HHHH 氣價形成一定支撐氣價形成一定支撐。該區域該區域天然氣天然氣產量約占美國天然氣總產量約占美國天然氣總產量的產量的 3 38 8%。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 10 圖圖 16：美國主要盆地天然氣生產盈虧平衡點（美元美國主要盆地天然氣生產盈虧平衡點（美元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源：The Business Council for Sustainable Energy，Bloomberg

44、 Finance L.P.，信達證券研發中心 圖圖 17：美國主要產油盆地美國主要產油盆地關門成本（關門成本（shut-in price）（截至截至 2024 年一季度）年一季度）資料來源：Federal Reserve Bank of Dallas，信達證券研發中心 綜上，綜上，我們認為我們認為，在在成本成本支撐的邏輯下，美國支撐的邏輯下，美國 HHHH 價格價格長期長期合理的中樞合理的中樞或或至少至少在在 2 2-3 3 美元美元/百萬英熱百萬英熱。根據以上美國天然氣生產成本數據，低于 2 美元/百萬英熱的 HH 價格無法覆蓋部分高成本廠商的邊際生產成本，在此價格下部分廠商會選擇減產，或將

45、對 HH 價格形成支撐。我們認為我們認為 2 2 美元美元/百萬英熱以下的百萬英熱以下的 HHHH 價格為偏低狀態，價格為偏低狀態，目前目前 1.51.5 美元美元/百萬英熱左右的百萬英熱左右的價格難以價格難以長期長期持續持續，且將對供應增量造成制約，且將對供應增量造成制約。同時，我們復盤近10年美國HH價格走勢，除2021年下半年至2022年受歐洲冬季極端天氣疊加俄烏沖突等因素的擾動導致氣價大漲，大多數時間 HH 價格在 2-3 美元/百萬英熱的區間內。中長期來看，我們預計到 2030 年美國約 60%的天然氣增量來自較高成本的海恩斯維爾盆地（靠近 LNG 液化出口設施），約 30%的天然氣

46、增量來自低成本的二疊紀盆地，我們預計我們預計高成本高成本產區產區天然氣產量天然氣產量的釋放的釋放前提也前提也需需氣氣價價維持在維持在 2 2-3 3 美元美元/百萬英熱的百萬英熱的區間區間。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 11 圖圖 18：2015-2024 年美國年美國 HH 價格走勢（美元價格走勢（美元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源：EIA，信達證券研發中心 2.3 美國天然氣供給價格彈性較大，產量有望匹配其液化產能的快速增長 近年來美國近年來美國國內國內天然氣需求天然氣需求溫和溫和增長增長，近 5年 CAGR為 3.5%。從下游用氣情況來看，天然氣天然氣需求增長主要受發電部門需求增長需

47、求增長主要受發電部門需求增長的的驅動，驅動，發電部門用氣量近發電部門用氣量近 5 5 年年 CAGRCAGR 為為 5.5%5.5%，其他部門如工業、居民、商業用氣量比較穩定，近 5 年用氣量 CAGR 分別為 1.8%、2.5%、2.2%。2023 年美國天然氣消費量 89.1bcf/d（約合 9084 億方），同比增長 0.7%。EIA 預計 2024 年美國天然氣消費量同比增長 0.2%，2025 年美國天然氣消費量同比增長 0.4%。長期看，長期看，EIAEIA預計預計到到 20302030 年美國天然氣消費量將保持較低增速年美國天然氣消費量將保持較低增速。圖圖 19：2022-202

48、5E 美國天然氣消費量（億方）美國天然氣消費量（億方）資料來源：EIA，信達證券研發中心 圖圖 20：2010-2022 美國分部門消費情況（億方）美國分部門消費情況（億方）資料來源：EIA，信達證券研發中心 美國美國 LNGLNG 液化產能液化產能有望有望集中于集中于 20252025-20272027 年釋放年釋放，合計建成產能，合計建成產能 800800 億方億方/年以上年以上。據 EIA統計，截至 2023 年，美國 LNG 液化出口設施產能合計約 1215.5 億方/年，2024Q3 Venture Global 的 Plaquemines 液化工廠一期有望投產，預計將新增液化產能

49、138.6 億方/年。2025年 Corpus Christi 三期及 Golden Pass 一、二期有望投產，預計將新增液化產能 285.6 億方/年左右。更長期來看，EIA 預計 2026 年美國將新增液化產能 211.4 億方/年，2027 年新增液化產能 319.2 億方/年，2028 年新增液化出口產能 75.6 億方/年，另有 1590 億方/年的出口設施產能已獲核準，尚未進行最終投資決定（FID）。展望 2024 年，若 Plaquemines 液化工廠 LNG 液化產能于 2024Q3 如期投產，有望拉動下半年美國國內氣價小幅上漲。展望 2025 年，美國有望新增液化產能 2

50、85.6 億方/年，根據前文 EIA 的預測，2025 年美國有望新增天然氣產量 100 億方左右，在消費量基本持平的假設下，由于液化出口產能大批投產，LNG 出口量有望大幅增長，美國本土的天然氣供應可能出現 180 億方左右的缺口。但復盤美國近 10 年氣價、油價與天然氣產量增速走勢的關系，012345678910112015 1 22015 3 22015 5 22015 7 22015 9 22015 11 22016 1 22016 3 22016 5 22016 7 22016 9 22016 11 22017 1 22017 3 22017 5 22017 7 22017 9 22

51、017 11 22018 1 22018 3 22018 5 22018 7 22018 9 22018 11 22019 1 22019 3 22019 5 22019 7 22019 9 22019 11 22020 1 22020 3 22020 5 22020 7 22020 9 22020 11 22021 1 22021 3 22021 5 22021 7 22021 9 22021 11 22022 1 22022 3 22022 5 22022 7 22022 9 22022 11 22023 1 22023 3 22023 5 22023 7 22023 9 22023 11

52、 22024 1 22024 3 20 7 0 2 0 4 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 8000820084008600880090009200202220232024 2025 0 01000 02000 03000 04000 05000 06000 07000 08000 09000 010000 02010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 12 可以看到美國天然氣供給對價格的彈性較大美國天然氣供給對價格的彈性較大，這主要是

53、因為美國天然氣開采難度低，增產的邊際成本較低。我們判斷，當我們判斷，當 HHHH 價格可以覆蓋大部分廠商生產的完全成本，即價格可以覆蓋大部分廠商生產的完全成本，即 HHHH 價格價格在在 3 3 美元美元/百萬英熱百萬英熱以上以上時，美國天然氣時，美國天然氣產量產量有望迅速有望迅速釋放釋放，在在不出現極端天氣及不出現極端天氣及極端極端地緣地緣沖突沖突的情況下，的情況下，美國產量增長美國產量增長大概率大概率可以匹配可以匹配 20202525-20202 27 7 年年液化液化出口設施出口設施產能產能的的大規模投大規模投放，放，長期來看長期來看導致導致 HHHH 氣價氣價中樞中樞大幅上行的大幅上行

54、的概率概率較低較低。圖圖 21：2023-2028E 美國美國 LNG液化產能情況（億方）液化產能情況（億方）資料來源：EIA，信達證券研發中心 注：其中2024Q4建成產能將于2025年釋放產量，已計入2025年產能增量中；已獲核準產能尚未進行最終投資決策。圖圖 22：2010-2022 年美國天然氣產量增速與年美國天然氣產量增速與 HH 氣價氣價、布倫特油價布倫特油價走勢走勢對比對比 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 三、從出口國成本角度看，亞洲到岸價 7-8 美元/百萬英熱具較強支撐 3.1 美國 LNG 亞洲到岸成本約 7-8 美元/百萬英熱，當前氣價繼續下行空間有限 LNG 出

55、口成本主要由出口成本主要由上游上游原料氣成本、原料氣成本、LNG 液化費用液化費用以及以及 LNG 船運費構成船運費構成。不同國家由于上述三項成本不同，LNG 出口成本差異較大。以北美 LNG 出口至亞洲為例，根據加拿大 LNG Canda 液化出口項目最終投資決定（FID）文件披露的數據，該項目的原料氣單位原料氣單位成本為成本為 2 美元美元/百萬英熱（占總成本的百萬英熱（占總成本的 23.5%），上游管輸費為 0.5 美元/百萬英熱（占比5.9%），液化成本為液化成本為 3.5美元美元/百萬英熱（占比百萬英熱（占比 41.2%），運至亞洲的 LNG船運費為1美元/百萬英熱（占比 11.8%

56、），毛利為 1.5 美元/百萬英熱（占比 17.6%），到亞洲的到岸價格為 8.5美元/百萬英熱。圖圖 23：加拿大加拿大LNG Canda液化出口項目成本拆分（美元液化出口項目成本拆分（美元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源：Steuer,C.(2019).Outlook for competitive LNG supply.Oxford Institute for Energy Studies，信達證券研發中心 1215.5 138.6 285.6 211.4 319.2 75.6 1590.4 0.0500.01000.01500.02000.02500.03000.03500.04000.

57、04500.0截至2023年2024E2025E2026E2027E2028E核準*上年 能 能-5%0%5%10%15%0.002.004.006.008.0010.0012.002010201120122013201420152016201720182019202020212022 :心交割（/）:(十 /）.m .請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 13 當當 HHHH 價格在價格在 2 2-3 3 美元美元/百萬英熱時，美國百萬英熱時，美國 LNGLNG 運至中國的到岸成本約運至中國的到岸成本約 7 7-8 8 美元美元/百萬英熱百萬英熱。根據 Qian Zou 等人的統計，美國典型 L

58、NG 項目單位液化成本約 2-3 美元/百萬英熱，取中值 2.5 美元/百萬英熱，假設 HH 價格在 2-3 美元/百萬英熱區間內，二者相加即為美國 LNG的FOB成本，約4.5-5.5美元/百萬英熱。美國LNG到亞洲的運費約為2.5美元/百萬英熱，我們測算美國到中國的 LNG 成本約為 7-8 美元/百萬英熱（不同項目上游氣源情況存在差異，此處測算的成本僅代表上游氣源掛鉤 HH 的 LNG 液化出口成本）。2024 年 1-3 月中國 LNG 到岸均價為 9.3 美元/百萬英熱，已接近多數美國 LNG 出口至中國的到岸成本。美國美國 LNGLNG 出口出口價格在全球范圍內處于較低水平，價格在

59、全球范圍內處于較低水平，且在全球現貨市場占比較大，且在全球現貨市場占比較大，我們我們判斷判斷在當前在當前位置下位置下亞亞洲到岸洲到岸氣價氣價進一步下行進一步下行空間空間有限有限。表表 2：美國典型美國典型 LNG 項目項目單位單位液化成本液化成本及單位投資及單位投資（美元美元/百萬英熱百萬英熱）項目名稱項目名稱 國家國家 液化產能（液化產能（Mmtpa）起運時間起運時間 單位單位液化成本液化成本（美元（美元/百萬英熱）百萬英熱）單位投資（美元單位投資（美元/噸）噸）Sabin Pass LNG T1-2 美國 9 May-16 2.08 607 Corpus Christi 1 2 美國 13

60、.5 Aug-19 2.21 592 Corpus Christi 3 美國 10.5 Feb-19 3.07 937 Golden Pass LNG T1-3 美國 15.6 Mar-24 2.31 610 資料來源：Qian Zou et al 2022 IOP Conf.Ser.:Earth Environ.Sci.983 012051，信達證券研發中心 圖圖 24：不同不同 HH氣價下氣價下美國美國 LNG出口至中國的到岸成本出口至中國的到岸成本（美元（美元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源：Qian Zou et al 2022 IOP Conf.Ser.:Earth Environ.S

61、ci.983 012051，Steuer,C.(2019).Outlook for competitive LNG supply.Oxford Institute for Energy Studies，信達證券研發中心 注：測算為根據公式：中國到岸成本=HH價格+上游管輸費+LNG液化成本+LNG船運費 圖圖 25：2022-2023 年各月份美國向中國年各月份美國向中國 LNG 出口量及出口出口量及出口價格（價格（FOB價格價格）資料來源：EIA，信達證券研發中心 3.2 對比全球 LNG 出口產能投放及定價情況，城燃簽約美長協或將保持長期氣源優勢 20242024-20282028 年年全

62、球全球預計預計新增大量新增大量 LNGLNG 液化產能，其中液化產能，其中美國占比美國占比 42%42%，卡塔爾占比，卡塔爾占比 24%24%。根據IGU 統計，截至 2022 年底，全球 LNG 液化出口設施產能合計 4.78 億噸。IGU 預計 2024-2028 年全球新增 LNG 液化產能合計約 1.3 億噸，其中美國新增產能 0.56 億噸，占比 42%，預計將于 2024 年底至 2028 年陸續釋放；卡塔爾新增產能 0.31 億噸，占比 24%，預計將于2026-2027年釋放；加拿大、莫桑比克新增產能占比分別為10%，預計分別于2025年、2028年釋放；俄羅斯新增產能占比約

63、5%，預計將于 2024 年釋放。圖圖 26：2010-2028E 全球新增全球新增 LNG 液化產能情況（液化產能情況（截至截至 2022 年，年，百萬噸百萬噸/年）年）456789101100 511 522 533 544 555 56 0 02 04 06 08 010 012 014 016 018 00 002 004 006 008 0010 0012 002022 22022 32022 42022 52022 62022 72022 82022 92022 102022 112022 122023 12023 22023 32023 42023 52023 62023 720

64、23 82023 92023 102023 112023 12 （）（）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 14 資料來源：IGU，信達證券研發中心 注：數據截至2022年；其中美國新增LNG液化產能按照計劃開工時間統計，與圖21存在差異；2022 年全球 LNG 貿易中，長協貿易量占比約 65%，現貨貿易量占比約 35%。對于全球對于全球 LNGLNG 長長協市場協市場而言，在布倫特油價高于而言，在布倫特油價高于 6 65 5 美元美元/桶以上時，美國桶以上時，美國 HHHH 掛鉤掛鉤長協具有較強的價格優長協具有較強的價格優勢勢：1 1）美國）美國HHHH掛鉤掛鉤長協長協：美國LNG長協價格通

65、常以位于路易斯安那州的亨利中心（HenryHub）氣價為標桿，FOB 定價公式為 P=115%*HH+常數，其中，15%*HH 為液化損耗及管輸費，常數為包含投資收益在內的液化費，通常為 2-3 美元/百萬英熱。假設常數取 2.5 美元/百萬英熱，當 HH 價格穩定在 2-3 美元/百萬英熱時，美國 LNG 長協 FOB 價格為 4.8-5.95 美元/百萬英熱，運至中國的運費約 2.5美元/百萬英熱，可得美國美國 LNGLNG 長協中國到岸價格為長協中國到岸價格為 7.37.3-8.458.45 美元美元/百萬英熱百萬英熱。2 2）油價掛鉤長協油價掛鉤長協：其他 LNG 出口大國如卡塔爾、俄

66、羅斯、馬來西亞、莫桑比克等地，以及一些 LNG 全球貿易商的 LNG 長協出口價格通常與油價掛鉤，DES 定價公式為 P=斜率*Brent/JCC+常數，其中，斜率通常為11%-15%，常數通常為0-1美元/百萬英熱。假設斜率取 12%，常數取 0.5 美元/百萬英熱，我們我們測算測算在當前布油價格在當前布油價格 8080 美元美元/桶時，長協中國到桶時，長協中國到岸價為岸價為 1010 美元美元/百萬英熱左右，百萬英熱左右，顯著高于美國顯著高于美國 HHHH 掛鉤長協價格。假設掛鉤長協價格。假設 HHHH 價格回到價格回到 2 2-3 3 美美元元/百萬英熱的百萬英熱的區間區間，當布油價格在

67、當布油價格在 6565 美元美元/桶以上，桶以上，油價掛鉤油價掛鉤長協長協的的中國到岸價在中國到岸價在 8.38.3 美美元元/百萬英熱以上百萬英熱以上，高于美國高于美國 LNGLNG 長協出口價格長協出口價格。我們預計在布油價格不出現大幅下行的情況下，卡塔爾、俄羅斯等國 LNG 長協價格仍將高于美國 LNG 長協價格。圖圖 27：HH 掛鉤長協價格與油價掛鉤長協價格比較關系掛鉤長協價格與油價掛鉤長協價格比較關系 051015202530354020102011201220132014201520162017201820192020202120222023 2024 2025 2026 202

68、7 2028 巴 印度 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 15 資料來源：信達證券研發中心 對于對于現貨市場現貨市場而言，而言，前文計算得出美國 LNG 出口至中國的到岸成本約為 7-8 美元/百萬英熱，加拿大、莫桑比克的 LNG 出口成本與美國接近，我們預計以上三個國家在 24-28 年釋放產能合計占比52%。我們預計在成本支撐的邏輯下，以上國家釋放的LNG產能長期來看難以對價格中樞產生大幅沖擊。俄羅斯、卡塔爾的俄羅斯、卡塔爾的 LNGLNG 出口成本較低，現貨具備一定的低價可能性出口成本較低，現貨具備一定的低價可能性，但現貨量規模有限，但現貨量規模有限。俄羅斯、卡塔爾上游天然氣開采成本較低

69、，此外，卡塔爾部分 LNG 液化項目可同時生產乙烷、液化石油氣、凝析油等副產品，分攤了 LNG 生產成本，使得卡塔爾的單位液化成本處于全球最低水平。我們預計以上兩個國家在24-28年釋放產能合計占比29%。經我們測算，俄羅斯俄羅斯 LNGLNG 的的中國到岸成本為中國到岸成本為 5 5-6 6 美元美元/百萬英熱，卡塔爾百萬英熱，卡塔爾 LNGLNG 的的中國到岸成本約為中國到岸成本約為 3 3 美元美元/百萬英熱左右，兩國百萬英熱左右，兩國未來釋放的未來釋放的少少部分部分 LNGLNG 現貨具備一定的低價概率?，F貨具備一定的低價概率。圖圖 28：2018 年主要年主要 LNG 出口國單位液化

70、成本（美元出口國單位液化成本（美元/百百萬英熱）萬英熱）資料來源：World Bank,Wood Mackenzie,Federal Reserve Bank of Minneapolis and SyEnergy，Steuer,C.(2019).Outlook for competitive LNG supply.Oxford Institute for Energy Studies，信達證券研發中心 圖圖 29：2024E-2028E全球新增全球新增 LNG液化產能分布（百萬噸液化產能分布（百萬噸/年）年）資料來源：IGU，信達證券研發中心 表表 3：部分部分 LNG 出口國（不含美國）出

71、口國（不含美國）典型項目典型項目中國到岸成本測算中國到岸成本測算（美元美元/百萬英熱百萬英熱）項目名稱項目名稱 國家國家 液化產能液化產能起運時間起運時間 上游成本上游成本 液化成本液化成本 FOB 成本成本 運費（至中國）運費（至中國）中國到岸成本中國到岸成本 /1 692 313 794 526 2601234567 美國 31 20 24 14 00 10 12 88 10 6 60 5 12 05 9 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 16（Mmtpa）Rasgas 卡塔爾 6.6 1999/4 0.22 1.98 2.2 1 3.2 Qutargas T2 卡塔爾 7.8 2024/

72、9 0.21 1.75 1.96 1 2.96 Yamal LNG T1-3 俄羅斯 16.5 2024/3 0.32 4.01 4.33 0.6 4.93 Sakhalin-2 T1-2 俄羅斯 10.8 2024/4 1.58 4.12 5.69 0.6 6.29 RovumaLNG T1-2 莫桑比克 15.2 2029/2 3.15 2.75 5.9 1.5 7.4 LNG CanadaT1-2 加拿大 14 2024/9 2.93 3.97 6.97 1.3 8.27 Gorgon LNG T1-3 澳大利亞 15.6 2024/10 2.65 9.66 12.32 0.7 13.0

73、2 Ichthys LNG T1-2 澳大利亞 8.9 2024/12 5.15 8.39 13.55 0.7 14.25 資料來源：Qian Zou et al 2022 IOP Conf.Ser.:Earth Environ.Sci.983 012051，信達證券研發中心 綜合考慮全球綜合考慮全球LNG出口產能投放及定價情況，美國長協氣源預計將長期兼具低成本和穩定出口產能投放及定價情況，美國長協氣源預計將長期兼具低成本和穩定供應優勢。供應優勢。截止 2023 年底，我國城燃上市公司與美國供應商共簽訂 10 份 HH 價格掛鉤的LNG 長協，資源量合計 1220 萬噸/年（約合 170.8

74、億方/年），大部分合約為 2026/2027 年開始執行。新奧股份共簽訂新奧股份共簽訂 5 份份 HH 掛鉤長協，資源量合計掛鉤長協，資源量合計 740 萬噸萬噸/年（占比年（占比 61%），其中），其中90萬噸萬噸/年在執行，年在執行，650萬噸萬噸/年長協量將在年長協量將在 2026年開始執行。年開始執行。中國燃氣與美國供應商簽訂 3份 HH 掛鉤長協，資源量合計 370 萬噸/年，其中 70 萬噸/年將于 2026 年起執行，300 萬噸/年將于 2027 年起執行。佛燃能源與美國供應商簽訂 2 份 HH 掛鉤長協，其中 30 萬噸/年在執行，80 萬噸/年將于 2028 年起執行?？紤]

75、到 2025 年后美國年后美國 HH 價格價格大概率仍在大概率仍在 2-3.5 美美元區間內，與元區間內，與 HH掛鉤的掛鉤的 LNG 長協有望保持較高的競爭優勢。長協有望保持較高的競爭優勢。表表 4：中國城燃上市公司在手中國城燃上市公司在手 LNG 長協情況長協情況 上市公司上市公司 供應商供應商 簽約年份簽約年份 起供年份起供年份 供應年限供應年限 年供氣量（萬噸年供氣量（萬噸/年）年）掛鉤指數掛鉤指數 交付方式交付方式 新奧股份 Chevron 2016 2018 10 年 66 JCC DES Total 2016 2018 10 年 50 JCC/HH DES Origin 2016

76、 2018 10 年 28 Brent DES Cheniere 2021 2022 13 年年 90 HH FOB Novatek 2022 預計 2025 11 年 60 Brent DES Energy Transfer 2022 預計預計 2026 20 年年 90 HH FOB Energy Transfer 2022 預計預計 2026 20 年年 180 HH FOB Next Decade 2022 預計預計 2026 20 年年 200 HH FOB Cheniere 2023 預計預計 2026 20 年年 180 HH FOB 中國燃氣 Energy Transfer 2

77、022 預計預計 2026 25 年年 70 HH FOB Next Decade 2022 預計預計 2027 20 年年 100 HH FOB Venture Global 2023 預計預計 2027 20 年年 200 HH-佛燃能源 BP 中國 2021 2023 10 年 2023-2024 年 7.5；2025-2032 年 10-Cheniere 2021 2023 20 年年 30 HH-Cheniere 2023 預計預計 2028 20 年年 80 HH FOB 深圳燃氣 廣東大鵬 2006 2006 25 年 27-廣東大鵬 TUA 2021 2021 14 年 27-

78、BP 中國 2021 2023 10 年 2023-2024 年 22.5；2025-2032 年 30-DES 資料來源：新奧股份業績說明會材料，佛燃能源公司公告，深圳燃氣公司公告，上海石油天然氣交易中心，China LNG Association，路透社，中國證券網，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 17 四、投資建議 美國為全球主要產氣國及 LNG 出口國，對全球 LNG 供應端影響力持續提升，且預計未來仍有較大的增量供應潛力。今年以來低氣價下部分廠商減產或對 HH 氣價形成一定支撐，我們認為 HH 氣價較為合理的中樞在 2-3 美元/百萬英熱。由于美國天然氣供給價格彈

79、性較大，2025-2026 年美國液化產能投放后，其國內產量增長大概率可匹配其液化產能的快速增長。從亞洲進口氣價角度來看，目前中國 LNG 現貨到岸價已降至近兩年低位，在出口國成本支撐邏輯下，我們預計 25-28 年全球 LNG 出口產能大批投放后，氣價中樞有望基本維持穩定，而綜合考慮全球 LNG 出口產能投放及定價情況，美國長協氣源預計將長期兼具低成本和穩定供應優勢，我國城燃公司簽訂的美國 LNG 長協有望給城燃公司帶來長期的氣源端競爭力。結合以上，我們認為，擁有美國長協氣源的城燃公司有望持續受益結合以上，我們認為，擁有美國長協氣源的城燃公司有望持續受益于低價資源優于低價資源優勢帶來的成本競

80、爭力勢帶來的成本競爭力，同時也可加大現貨采購力度，同時也可加大現貨采購力度，進一步進一步優化上游資源池優化上游資源池，實現盈利改，實現盈利改善善。有望有望受益公司受益公司主要主要包括：包括：1）A 股天然氣公司：新奧股份新奧股份、深圳燃氣深圳燃氣、佛燃能源佛燃能源。2）全國性城燃公司（H 股）：新奧能源新奧能源、昆侖能源昆侖能源、華潤燃氣華潤燃氣、中國燃氣中國燃氣；表表 5：可比公司估值表（可比公司估值表（截至截至 2024 年年 5 月月 16 日日）證券代碼證券代碼 證券簡稱證券簡稱 收 盤 價收 盤 價（港 元港 元/元）元）歸母凈利潤（百萬元）歸母凈利潤（百萬元）PE 2023A 20

81、24E 2025E 2026E 2023A 2024E 2025E 2026E PB 02688.HK 新奧能源 78.2 6816 7131.67 7780.17 8500.33 8.71 11.51 10.55 9.65 1.89 00384.HK 中國燃氣 7.98 3756.49 4153.72 4830.16 5373.94 14.01 9.69 8.33 7.49 0.79 00135.HK 昆侖能源 8.29 5682 6404.6 6820.2 7310.6 9.79 10.4 9.76 9.11 1.03 01193.HK 華潤燃氣 27.5 4765.28 5532.84

82、6016.53 6468.91 11.34 10.67 9.81 9.13 1.56 600803.SH*新奧股份 18.37 7091 5656 6532 11069 8.02 10.04 8.71 5.15 2.32 601139.SH 深圳燃氣 7.36 1439.94 1707.43 1901.69 2166.17 13.76 12.4 11.13 9.77 1.45 002911.SZ 佛燃能源 9.68 844.45 959.93 1106.15 1262.15 13.39 12.95 11.24 9.85 2.83 資料來源：iFinD，信達證券研發中心整理 注：標*公司為信達能

83、源的盈利預測，其他公司采用iFinD一致預測；注：新奧股份盈利預測為核心利潤；注：港股公司收盤價單位為港元，A股公司收盤價單位為元 風險因素 1、極端天氣及地緣政治等因素導致全球極端天氣及地緣政治等因素導致全球油氣價格大幅波動油氣價格大幅波動；2、LNG 液化產能建設進程不及預期；液化產能建設進程不及預期；3、天然氣消費量增速不及預期。、天然氣消費量增速不及預期。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 18 研究團隊簡介研究團隊簡介 左前明，中國礦業大學博士，注冊咨詢（投資）工程師，信達證券研發中心副總經理，中國地質礦產經濟學會委員，中國國際工程咨詢公司專家庫成員，中國價格協會煤炭價格專委會委員，曾

84、任中國煤炭工業協會行業咨詢處副處長（主持工作），從事煤炭以及能源相關領域研究咨詢十余年，曾主持“十三五”全國煤炭勘查開發規劃研究、煤炭工業技術政策修訂及企業相關咨詢課題上百項，2016年 6月加盟信達證券研發中心，負責煤炭行業研究。2019年至今，負責大能源板塊研究工作。李春馳，CFA，CPA，上海財經大學金融碩士，南京大學金融學學士，曾任興業證券經濟與金融研究院煤炭行業及公用環保行業分析師，2022年 7月加入信達證券研發中心，從事煤炭、電力、天然氣等大能源板塊的研究。高升，中國礦業大學（北京）采礦專業博士，高級工程師，曾任中國煤炭科工集團二級子企業投資經營部部長，曾在煤礦生產一線工作多年，

85、從事煤礦生產技術管理、煤礦項目投資和經營管理等工作，2022年 6月加入信達證券研發中心，從事煤炭行業研究。邢秦浩，美國德克薩斯大學奧斯汀分校電力系統專業碩士，天津大學電氣工程及其自動化專業學士，具有三年實業研究經驗，從事電力市場化改革，虛擬電廠應用研究工作，2022 年 6 月加入信達證券研究開發中心，從事電力行業研究。程新航，澳洲國立大學金融學碩士，西南財經大學金融學學士。2022年 7月加入信達證券研發中心，從事煤炭、電力行業研究。吳柏瑩，吉林大學產業經濟學碩士，2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事煤炭、煤化工行業的研究。胡曉藝，中國社會科學院大學經濟學碩士，西南財經大學金

86、融學學士。2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事石化行業研究。劉奕麟，香港大學工學碩士，北京科技大學管理學學士，2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事石化行業研究。李睿，CPA，德國埃森經濟與管理大學會計學碩士，2022年 9月加入信達證券研發中心，從事煤炭行業研究。唐嬋玉，香港科技大學社會科學碩士，對外經濟貿易大學金融學學士。2023年 4月加入信達證券研發中心，從事天然氣、電力行業研究。劉波，北京科技大學管理學碩士，2023 年 7月加入信達證券研究開發中心，從事煤炭行業研究。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 19 分析師聲明分析師聲明 負責本報告全部或部分內容的每

87、一位分析師在此申明，本人具有證券投資咨詢執業資格，并在中國證券業協會注冊登記為證券分析師,以勤勉的職業態度,獨立、客觀地出具本報告；本報告所表述的所有觀點準確反映了分析師本人的研究觀點；本人薪酬的任何組成部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體分析意見或觀點直接或間接相關。免責聲明免責聲明 信達證券股份有限公司(以下簡稱“信達證券”)具有中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格。本報告由信達證券制作并發布。本報告是針對與信達證券簽署服務協議的簽約客戶的專屬研究產品，為該類客戶進行投資決策時提供輔助和參考，雙方對權利與義務均有嚴格約定。本報告僅提供給上述特定客戶，并不面向公眾發布。信達證券不會因接

88、收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶?？蛻魬斦J識到有關本報告的電話、短信、郵件提示僅為研究觀點的簡要溝通，對本報告的參考使用須以本報告的完整版本為準。本報告是基于信達證券認為可靠的已公開信息編制，但信達證券不保證所載信息的準確性和完整性。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告最初出具日的觀點和判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會出現不同程度的波動，涉及證券或投資標的的歷史表現不應作為日后表現的保證。在不同時期，或因使用不同假設和標準，采用不同觀點和分析方法，致使信達證券發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告，對此信達證券可不發出特別通知。在任何情況下，本報

89、告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議，也沒有考慮到客戶特殊的投資目標、財務狀況或需求?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或建議是否符合其特定狀況，若有必要應尋求專家意見。本報告所載的資料、工具、意見及推測僅供參考，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向人做出邀請。在法律允許的情況下，信達證券或其關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能會為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行業務服務。本報告版權僅為信達證券所有。未經信達證券書面同意，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發布、轉發或引用本報告的任何部分。若信達證券以外的機構向其客戶發放本報告，則由

90、該機構獨自為此發送行為負責，信達證券對此等行為不承擔任何責任。本報告同時不構成信達證券向發送本報告的機構之客戶提供的投資建議。如未經信達證券授權，私自轉載或者轉發本報告，所引起的一切后果及法律責任由私自轉載或轉發者承擔。信達證券將保留隨時追究其法律責任的權利。評級說明評級說明 風險提示風險提示 證券市場是一個風險無時不在的市場。投資者在進行證券交易時存在贏利的可能，也存在虧損的風險。建議投資者應當充分深入地了解證券市場蘊含的各項風險并謹慎行事。本報告中所述證券不一定能在所有的國家和地區向所有類型的投資者銷售，投資者應當對本報告中的信息和意見進行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特

91、定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專業顧問的意見。在任何情況下，信達證券不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任，投資者需自行承擔風險。投資建議的比較標準投資建議的比較標準 股票投資評級股票投資評級 行業投資評級行業投資評級 本報告采用的基準指數：滬深 300指數（以下簡稱基準）；時間段：報告發布之日起 6 個月內。買入：買入：股價相對強于基準 15以上；看好：看好：行業指數超越基準；增持：增持：股價相對強于基準 515；中性：中性：行業指數與基準基本持平；持有：持有：股價相對基準波動在5%之間；看淡：看淡：行業指數弱于基準。賣出：賣出：股價相對弱于基準 5以下。