报告核心观点 - 印度天然气使用已达转折点，2023 - 2030年预计大幅增长，由基础设施扩张、国内产量复苏和全球市场状况缓解驱动，支持性政策也将助力消费增长 [13] - 到2030年消费量预计增加近60%，达1030亿立方米/年，城市燃气分销、工业需求和发电是增长主力；有针对性策略或使消费量超预测，达约120亿立方米/年 [14][15] - 国内产量2023年满足50%需求，到2030年仅适度增长；压缩生物质气生产潜力待挖掘，2030年产量或达0.8亿立方米；2023 - 2030年液化天然气进口量预计增加一倍以上 [17][18][19] 全球天然气市场趋势 - 近年来全球天然气和液化天然气市场波动显著，2022年供应冲击致价格飙升、需求下降和市场格局重组；2023年市场向再平衡移动，2024年上半年价格下降但下半年因基本面收紧和地缘政治因素再次上涨 [21][22] - 2024年天然气需求预计同比增长2.8%（1150亿立方米），亚洲占新增需求近45%，消费增长主要受工业和能源自用支持；全球液化天然气供应仅适度增长，增幅不到2.5% [22] - 未来卡塔尔和美国大量液化天然气产能将增加，2024 - 2030年线上市场将重塑格局，供应增长预计超需求，实现更舒适供需平衡，但区域价格差异或仍存在 [23] 印度能源使用和天然气市场趋势 - 印度能源需求因经济、城市化和工业化快速增长，2000 - 2022年一次能源消费量增加2.4倍，约70%需求由煤炭和石油满足，带来温室气体排放和空气污染挑战 [25] - 印度承诺到2070年实现净零排放，到2030年将GDP碳强度比2005年降低45%，削减总预计碳排放量10亿吨，但平衡经济增长与环保仍是挑战 [25] - 天然气可满足能源需求、减少污染和温室气体排放，政府目标到2030年将其在能源结构中比例提高到15%，为此出台扩大基础设施、鼓励行业采用和推进市场改革等政策 [27][28][30] - 天然气在与煤炭、石油和可再生能源竞争中价格敏感，实现目标具挑战性，2022年其在初级能源消耗中占比约6.4%，进口成本高、基础设施不足和监管实施挑战是短缺原因 [31][35][36] - 古吉拉特邦是天然气经济典范，天然气占能源组合25%，其成功得益于供应、基础设施和政策支持，该州基础设施发达，政策促进天然气产业发展，需求多样且可靠 [39][40][41] 天然气基础设施 液化天然气基础设施 - 过去十年印度液化天然气再气化能力增长90%，2019年以来四个新终端投入运营，2024年底总名义再气化能力达65亿立方米/年，查拉新终端预计2025年运营 [48] - 终端利用率因运营成熟度和连接基础设施而异，成熟终端如达赫杰满负荷运行，新终端如达姆拉在提升能力，部分终端因设施或需求问题受限 [53] - 为满足需求，计划到2030年新增约40亿立方米再气化能力，确保基础设施不阻碍增长 [54] 传输管道 - 截至2024年中期，印度有23500公里运营天然气管道，石油天然气监管局已批准建设33600公里，预计本世纪末超高压管道总长达35200公里 [57] - 历史上管道开发运营多由国企负责，市场放宽进展缓慢，2014 - 2020年网络扩展，2020 - 2024年加速，增长受新项目批准、容量预订门户、费用结构、新终端运营和向东北扩展等因素驱动 [58] - 预计2030年国内天然气传输网络长度达约35000公里，孟买 - 纳格普尔 - 贾尔苏古达和东北天然气网格开通增量最大 [59] 城市燃气分配 - 根据《2006年石油和天然气监管委员会法》，PNGRB组织招标授权公司开发城市天然气分销网络，授权实体有营销和基础设施专有权 [63] - 截至2024年，12轮招标分配307个地理区域许可证，覆盖大部分人口和领土，当前推广集中在9个分配的210个地理区域 [64][68] - 政府目标到2030年有1.2亿户管道天然气连接和1.75万个站点，截至2024年底有近1400万条管道天然气连接和约7400个压缩天然气加气站，要实现目标需大幅提高推广和扩张速度 [68][69] 地下天然气储存 - 印度目前缺乏地下天然气储存设施，仅有约1.9亿立方米液化天然气储存能力，2023年提议开发战略天然气储备，相关部门进行可行性研究，初步储存能力达4亿立方米，成本10 - 20亿美元，建设需3 - 4年，潜在场地在西部和东北部 [75] - 探索地下储存源于2022年价格波动和供应削减，欧洲国家有相关经验，印度可探索更多解决方案减轻价格冲击，投资地下储存还有价格套利和保障电厂供气等理由 [76][78] 监管问题 - PNGRB负责监管天然气运输、分销、储存和贸易，原则上传输网络对第三方开放，但运输和营销业务拆分未实现，长远看拆分或增强竞争、提高灵活性和利用率 [79] - 2023年引入统一管道运输费率系统消除推广障碍，2024年PNGRB取消部分地区CGD运营商独家权，待议法案修正案或赋予监管机构更多权力，开放配电网络利弊并存，取决于网络费率 [80][81][82] 印度天然气定价 定价机制 - 印度采用行政定价机制（APM）和市场力量定价，APM适用于老陆上油田，价格由PPAC设定，新油田和进口液化天然气价格受市场影响 [84] - 2023年4月修订APM定价机制，与印度原油篮子每月平均价10%挂钩，设4 - 6.5美元/百万英热单位价格底线和上限，提名气田新钻井或井干预开采天然气可溢价20% [85] - 政府授予深水超深水油藏天然气市场营销和定价自由，价格受替代燃料到岸价格最高限价约束；DSF、HELP、CBM区块及部分符合条件区块运营商有营销和定价自主权 [86][88] - 2024年约64%国内天然气供应按APM定价，29%处HP/HT深海价格上限下，7%有完全定价和营销自由，近年来定价向高价倾斜带来挑战 [91] 国内天然气分配机制 - 国内天然气分配遵循优先部门政策，由石油和天然气部管理，考虑行业优先级、供需评估和政府指导 [94] - 截至2024年底，管道天然气民用和压缩天然气运输分配优先级最高，天然气还分配给发电、化肥和液化石油气生产 [95] - 2023 - 2024年城市燃气网络APM天然气份额下降，导致CNG价格调整，政府采取重新分配天然气和指定油田等措施稳定价格和保障供应 [96] - 国内供应不足时消费者依赖液化天然气，2024年平均进口LNG价格约12美元/MBtu，较上一年下降11%，印度天然气交易所提供市场价格发现机制 [97] 印度天然气交易所（IGX）的作用 - IGX于2020年成立，是印度首个国家级天然气交易所，旨在成为透明、成本反映和统一定价机制，目前在15个交割点运营，支持7种合约类型交易 [99] - 要成为可靠定价参考点需满足拆分价值链、市场流动性和深度等条件，印度天然气市场处于发展初期，面临供应、基础设施、储存和合同限制等挑战，成熟市场交易中心发展提供了经验教训 [99][100] - IGX需持续努力克服挑战，发展成为强大成熟交易平台 [101] 燃料之间的竞争 - 天然气在发电、道路运输和CGD领域与煤炭、柴油、汽油、电动车和LPG竞争，终端用户价格受来源、关税和州级税收影响，国产天然气价格6.5 - 9.9美元/MBtu [105] - 税收方面，天然气不在商品和服务税范围内，受多种遗产税影响，而煤炭、电力和液化石油气受GST影响可享受进项税额抵扣，使受GST影响燃料更具吸引力 [105] 各行业情况 - 电力行业：燃气发电厂利用率低，2022 - 2024年为12% - 16%，因缺乏低价国内天然气依赖高价进口LNG，与煤炭发电相比竞争力弱，估计输入气价低于6美元/MBtu才能竞争，但考虑外部成本天然气更具优势 [107][108] - 运输行业：CNG价格与汽油和柴油相比有竞争力，州级税收影响价格，过去两年新德里CNG价格比汽油和柴油低约40%，且使用CNG可减少污染物排放和健康负面影响 [109][111] - 住宅和商业行业：PNG与LPG在烹饪、热水加热和供暖冷却方面竞争，价格差异窄，建设PNG基础设施成本高，家庭消费潜力低，政府补贴LPG推广清洁烹饪，小型和中等企业可根据价格切换燃料 [112][113][114] 天然气需求展望 总体趋势 - 自2000年以来印度天然气消耗量增加一倍多，2023年超650亿立方米，增长路径不均衡，2000 - 2011年扩张，2011年后下降，2015年开始复苏，2023 - 2024年两位数增长 [116][118] - 2016 - 2023年消费量按行业增长30%（每年15亿立方米），城市燃气、化肥和其他行业增长，电力、炼油和石化领域下降 [119][121] - 2023 - 2030年预计消费量增长近60%（每年37亿立方米），达103亿立方米，CGD行业引领增长，重工业和制造业、炼油、电力行业也有增长，石化和化肥行业增长有限 [124] 城市燃气分销 - 城市燃气领域含住宅、商业、小型工业、CNG和LNG细分市场，2023年CNG主导，占消费量近60%，住宅和商业用户占约10%，中小型工业贡献超30% [128] - 2023 - 2030年城市燃气需求预计增加近70%（每年9亿立方米），复合年增长率近8%，增长主要来自CNG和小型工业，居民和商业用户增加约0.5亿立方米 [129] - 增长由CNG加气站和配电网推广以及政府支持政策驱动，PNGRB招标胜出者承诺增加连接和站点数量，政府采取重新分配天然气等措施推广CNG和PNG使用 [133] 压缩天然气 - 印度是全球最大CNG运输市场之一，2024年约770万辆CNG动力车辆上路，主要是三轮车、乘用车和公交车 [134] - 天然气基础设施扩张是增长关键，2019年以来加气站数量增加四倍，截至2024年中超7000座，分布不均，零售CNG价格有优势但2024年因供应减少优势缩小，政府采取措施稳定价格 [136] - 2023年CNG领域天然气消耗量7.6亿立方米/年，2023 - 2030年预计增长超75%，到本世纪末超130亿立方米/年，增长受加气站扩张、成本优势和空气污染关注驱动 [137]

报告核心观点 - 2024年全球天然气需求达历史新高，预计2025年在亚洲市场推动下进一步扩张，但市场平衡脆弱，供应紧张、地缘政治及极端天气影响价格，俄停止经乌输气或使欧盟增加LNG进口、收紧市场 [5][11] - 低排放气体受益政策支持，生物甲烷产量增长，国际合作加强保障天然气供应安全 [24][25] 执行摘要 - 2024年全球天然气需求创新高，2025年将在亚洲市场带动下继续增长，但市场平衡脆弱，LNG产量增长低、供应紧张，极端天气和地缘政治增加价格波动，俄停输或使欧盟增加LNG进口 [11] - 亚太和工业用途是需求增长主因，天然气取代石油趋势持续，极端天气凸显其供应灵活性对热力和电力安全的重要性 [12][13] - 2024年美、印、南美、欧洲因极端天气增加天然气需求，凸显需评估资产投资、开发供应灵活机制 [15][16][17] - 2024年全球LNG供应增长2.5%，2025年预计加速至5%，但俄管道输气量下降或影响供应，欧盟库存下降或增加LNG进口，使全球需求增长放缓至2%以下 [19][20][23] - 低排放气体受益政策支持，生物甲烷产量增长15%，低排放氢气补贴增强 [24] - 国际能源署呼吁加强天然气供应安全合作，2024年推出新举措，年底成立工作组，2025年峰会将探讨能源安全问题 [25] 2024年主要天然气政策和市场趋势 - 2024年各主要市场天然气价格下降但仍高于历史均值，亚洲和欧洲价格相关性达历史最高，价格波动受供应、地缘政治和巴拿马运河拥堵影响 [34] - 欧洲天然气月前价格降超15%，平均11美元/MBtu，波动性约50%；Platts JKM恢复对TTF溢价，亚洲LNG交付量增9%，欧洲降18%；亚洲LNG现货价格降14%，平均12美元/MBtu，波动性40%；美国亨利hub月前价格降9%，平均2.4美元/MBtu [35][36][37] - 2024年全球天然气交易量创新高，各主要市场交易量和换手率上升，得益于保证金温和、供应不确定、市场互联互通及算法交易与人工智能结合 [47][48][49] - 美国亨利hub交易量升28%，换手率平均55，美国以外交易份额达25%；欧盟和英国交易量超25%，荷兰TTF份额升至80%，合并市场流通率同比涨超20%；亚洲ICE JKM衍生品交易涨近50%，换手率超4 [50][51] - 2024年LNG合同活动强劲，目的地灵活合同和组合玩家买家比例增加，合同量达68bcm/年，含预前财务决策项目达83bcm/年，亚洲买家主导进口，中东主导供应，长期协议份额超80% [57][58][59] - 政策和市场动态支持油气转换，中东电力部门和中国道路交通领域天然气应用扩大，LNG燃料船舶数量预计2028年翻倍 [65] - 中国道路运输柴油需求增长放缓，LNG动力卡车份额上升，但燃料经济性波动，需政策支持，LNG加气基础设施建设依赖地方政府和经济因素 [71][72] - 更严格环保法规推动LNG动力船舶订单激增，2024年订单量增106%，预计2028年数量翻倍超1200艘，未来航运市场燃料将更多样化 [78][80] - 国际能源署呼吁加强天然气供应安全合作，2023 - 2024年多项举措提高市场透明度和合作，欧盟和日本启动全球预警机制，新加坡探索联合采购，欧盟联合采购机制成永久性工具 [92][93][98] 天然气市场更新 - 2024年全球天然气需求恢复增长达历史新高，预计2025年增长放缓但消费量再创新高，亚洲是需求增长主因，工业和能源自身使用是主要驱动力 [102][103][104] - 2024年北美天然气需求增1.8%，美国增1.9%、电力部门驱动，加拿大增3%、工业和电力部门推动，墨西哥增0.5%、电力部门推动，2025年需求预计接近2024年水平 [111][112][115] - 2024年中美洲和南美洲天然气消费增1.6%，LNG进口量升17%，阿根廷产量增、进口降，巴西备用燃气发电输出增、LNG进口量升，特立尼达和多巴哥生产回升、LNG出口降，预计2025年需求降0.9% [120][121][123] - 2024年亚洲天然气需求增5.5%，中国增约8%、运输和电力部门推动，日本前十月总体平稳、预计2025年降4%，韩国前十月增7%、预计2025年降3%，印度增11%、LNG进口量升21%，预计2025年新兴亚洲需求增近2.5% [127][128][135] - 2024年欧洲天然气消费量增0.5%，第四季度强劲增长抵消上半年下降，预计2025年需求保持在2024年水平附近，可再生能源扩张将减少电力用气需求 [150][151][152] - 2024年LNG市场略有改善，贸易增长约2.5%，预计2025年新液化项目推动增长率接近5%，但市场平衡仍脆弱 [158]

行业投资评级 - 报告未明确给出具体的行业投资评级 [1][2][3] 核心观点 - 电动汽车电池需求预计到2030年将增长四倍半，到2035年增长超过七倍 [3] - 除中国外的新兴市场和发展中经济体（EMDEs）在全球电池需求中的份额预计将从2023年的3%增长到2030年的10% [3] - 电池生产将多样化，主要得益于欧洲和北美的投资，以及EMDEs的需求增长 [3] - 中型电池电动汽车的排放量相当于全球平均值下内燃机汽车排放量的一半 [4] - 电池回收将在未来十年内发挥关键作用，预计到2050年可减少锂和镍需求各25%，钴需求减少40% [4] 电池需求与生产 - 2023年全球电池需求达到850 GWh，同比增长超过40%，其中电动汽车占近90% [14] - 中国是全球最大的电池市场，2023年占全球需求的55%，欧洲联盟和美国各占15% [14] - 除中国外的EMDEs在2023年占全球电池需求的3%，印度在其中占近三分之一 [14] - 电池储能市场在中国增长最快，2023年需求达到45 GWh，几乎是2022年的三倍 [15] - 到2030年，电池需求预计增长四点五倍，到2035年增长超过七倍 [24] 电池生产多样化 - 2023年中国占全球电池细胞生产的三分之二，正极和负极活性材料生产分别占80%和90% [30] - 在STEPS情景下，到2035年非中国的电池生产将占总产量的近40% [30] - 在APS情景下，电池制造将进一步多样化，特别是在中国以外的EMDEs中 [30] 电池回收与可持续性 - 电池回收预计到2050年可减少锂和镍需求各25%，钴需求减少40% [4] - 中国占当前全球电池回收能力的绝大部分，预处理和材料回收分别占80%和85% [61] - 到2030年，北美和欧洲的回收能力预计分别占全球总量的10%和5% [61] - 到2050年，报废电动汽车电池将成为主要的回收原料，占库存的90%以上 [65] 电动汽车与排放 - 中型电池电动汽车的排放量相当于全球平均值下内燃机汽车排放量的一半 [4] - 在APS情景下，电池电动车辆的生命周期排放量将不到内燃汽车的一半 [41] - 电池化学对生命周期排放有显著影响，NMC电池的排放高于LFP电池 [52] 政策支持 - 欧盟电池法规设定了最低回收效率要求，到2025年底锂离子电池的最低回收效率应为65% [84] - 全球电池护照计划旨在增强电池供应链的透明度和可追溯性 [87] - 政策建议包括加强国际合作，促进二手电动汽车贸易，并提高电池回收能力 [93]

清洁能源示范项目的核心观点 - 清洁能源创新在实现长期能源和气候目标中发挥关键作用 到2050年 尚未商业化的技术将贡献35%的减排量 在重工业和长途运输领域 这一比例分别达到50%和70% [7] - 示范阶段面临巨大挑战 包括时间跨度长 风险高 资本需求大 单个项目资本需求可能超过10亿美元 [7][27] - 政府支持至关重要 每投入1美元政府资金 行业匹配同等金额 北美 欧洲和中国占总资金的95% [8] - 目前资金更多集中在供应侧技术 如氢气和氢基燃料生产 发电项目 而对需求侧技术如重工业 航空和航运的关注较少 [8][40] 清洁能源示范项目的资金分布 - 2022-2035年间活跃项目总资金支持约为600亿美元 其中约310亿美元为公共资金 [7][29] - 60%的资金用于尚未开始建设的项目 40%用于已达到最终投资决策的项目 [33] - 氢气和氢基燃料生产项目吸引了近一半的资金 约270亿美元 发电项目吸引了约160亿美元 工业领域吸引了约110亿美元 [47][50][53] - 交通领域资金较少 仅占总额的2% 约15亿美元 其中70%用于航空 30%用于道路运输 [54][55] 清洁能源示范项目的技术重点 - 氢气生产项目吸引了近190亿美元 氨生产超过60亿美元 甲醇生产接近20亿美元 [47][49] - 核能项目吸引了90亿美元 可再生能源项目吸引了40亿美元 储能和化石燃料CCUS项目各吸引了约10亿美元 [50] - 工业领域 水泥生产项目占45% 钢铁生产占25% 化学品生产占15% 铝生产仅占5% [53] - 交通领域 航空项目集中在合成燃料 道路运输项目集中在氢燃料加注和电动车辆充电基础设施 [55][57] 清洁能源示范项目的区域分布 - 北美占总资金的近60% 欧洲占25% 中国占10% [64] - 北美在建或运营项目资金约90亿美元 即将启动项目资金接近350亿美元 [66] - 欧洲在建或运营项目资金约80亿美元 即将启动项目资金约80亿美元 [66] - 中国项目资金可能被低估 由于数据可用性限制 [69][71] 清洁能源示范项目的融资工具 - 每个项目的平均资金需求在4-5亿美元之间 [92] - 融资工具包括优惠贷款 贷款担保 赠款 标准商业贷款等 [100] - 政府 发展金融机构 银行等多方参与 共同分担风险 [98][99]