涉及的行业与公司 * 行业为全球液化天然气（LNG）市场，核心关注中国天然气市场[2] * 公司为中国市场参与者，包括国有管道公司（如PipeChina）和私营企业[60]，以及美国LNG出口商[4] 核心观点与论据 * 全球LNG市场预计在本十年后期将出现显著供过于求，但这一预期尚未完全反映在市场价格中[1][2] * 尽管中国作为全球最大LNG买家（2024年市场份额19%）[2]，其需求在低价格刺激下可能增长，但不足以完全吸收全球过剩供应[1][3] * 在低气价情景（2028-2030年JKM价格为5美元/百万英热单位，较当前远期价格下降44%）下，预计中国未来五年平均天然气需求将比当前远期价格下的需求高出6%（即290亿立方米/年），但市场仍将存在可观过剩[1][3] * 中国2025年天然气需求同比增长预计仅为2.9%，GDP增长对天然气需求的乘数仅为0.6，远低于十年平均乘数1.5，部分原因是温和冬季、中美贸易争端以及可再生能源（太阳能和风能）发电容量创纪录地增加333吉瓦/年[18][19][24] * 中国能源战略侧重于供应安全，优先使用国内可用能源（煤炭和可再生能源），而非进口天然气，这限制了天然气需求的增长潜力[3][44] * 低气价可能刺激燃料转换，包括油转气（O2G）和煤转气（C2G）[27][48] * 预计到2030年，低气价情景下，车辆和船舶的天然气需求将比当前远期价格下的需求高出180亿立方米/年，电力部门需求高出130亿立方米/年[34][36] * 工业能源消费中天然气份额可能因低气价而结构性增加，到2030年贡献160亿立方米/年的需求增长[37] * 人工智能（AI）数据中心对中国天然气需求的贡献有限，预计到2030年仅增加70亿立方米/年，到2035年增加130亿立方米/年，因中国发电容量全面增长且优先使用国内能源[41][44][45] * 中国沿海燃气电厂存在显著闲置容量（总计99吉瓦），理论上可支持超过1800亿立方米/年的煤转气需求，但2020年的经验表明实际响应微弱，且受能源安全战略和合同摩擦限制，预计到2030年仅实现200亿立方米/年的煤转气需求增长[53][54][58][62] * 中国第十五个五年计划预示2030年后 decarbonization 努力可能支持天然气在电力和工业领域的份额增长，预计到2035年将分别带来570亿立方米/年和550亿立方米/年的额外需求[63] 其他重要内容 * 预计美国LNG出口取消将是平衡全球LNG供过于求的可能解决方案，因当国际价格低于5美元/百万英热单位区间时，美国LNG出口套利窗口将关闭[4][73] * 基于分析，维持看跌2027年第三季度TTF价格的建议，并预计美国亨利枢纽价格波动性将增加[4][73] * 2030年后，LNG供应增长放缓以及亚洲需求持续上升（受益于工业能源消费中天然气份额的结构性增长）将帮助市场再平衡，推动LNG价格从本十年后期的低点回升[1] * 中国天然气市场比2020年更为自由化，PipeChina使管道和LNG进口容量更易被私营企业获取，这可能增强未来对低气价的响应[60] * 对2030年后中国LNG需求的预估已考虑了“西伯利亚力量2号”管道（提议从俄罗斯向中国输送500亿立方米/年）可能带来的150亿立方米/年的风险，该管道若建成可能挤占部分LNG进口[64] * 政策调整是主要风险，因中国电力市场和工业能源使用规模巨大，政策的微小变化可能 drastically 改变全球天然气需求前景[65]

涉及的行业与公司 * 行业为全球液化天然气（LNG）市场 [1] * 涉及的主要公司包括美国LNG生产商（如Venture Global、Cheniere、Sempra）、卡塔尔（QatarEnergy）、俄罗斯（Yamal LNG、Arctic LNG2）以及中国的天然气需求 [3][5][42][45] 核心观点与论据 供应过剩的时机与规模 * 市场普遍认同存在供应过剩风险，但对拐点出现时间有分歧，部分投资者认为在2026年末/2027年，而公司预测为2028年 [1][2] * 尽管2026-27年计划有近100Mtpa的新产能上线，但公司采用更谨慎的加权投产和爬坡模型，预测至2027年有效产能增长平均为38Mt/年（约为铭牌产能的75%），2028年后加速至65Mt/年 [2][9] * 天气和电力动态可能导致2028年前市场疲软，但结构性宽松仍将在2028年出现，例如若2025/26年冬季温和，库存可能高达44%，减少夏季注气所需LNG [10] 美国LNG面临更高风险的原因 * 美国LNG面临更显著过剩风险归因于两个因素：未签约量上升和结构性成本较高 [3][15] * 预计全球LNG现货份额将从2025年的37%升至2030年的47% [3][16] * 到2030年，美国LNG产能的未签约比例将达24%，卡塔尔为28%，但美国的绝对未签约量约为卡塔尔的两倍，若排除灵活的权益货物，美国未签约比例升至38% [3][16] * 美国至亚洲的航程更长，使卡塔尔交付亚洲的成本便宜0.8-0.9美元/mmBtu，削弱美国竞争力 [3][16] 价格下跌的深度与驱动因素 * 投资者普遍认同气价下行趋势，公司预测2030年JKM价格为8美元/mmBtu，TTF为7美元/mmBtu，价格动态将保持季节性，夏季价格低于年均价 [4][26] * 美国亨利港（Henry Hub）价格需维持在3.50-4.00美元范围以支持LNG出口需求增长，即使液化利用率下降 [27] * 美国发电用气需求将在2027-28年显著增长，为亨利港价格提供结构性支撑 [28] * 航运成本预计将逐步上升，至2030年美国至亚洲的运费预计超过2美元/mmBtu，潜在区间为1.5-2.5美元，受市场状况、拥堵、运河/航线中断等因素影响 [8][30][31] 最终投资决策（FID）与地缘政治影响因素 * 自上次报告以来，新增29Mtpa产能达成FID，若Commonwealth LNG也达成FID，今年总FID可能达到80Mtpa，接近2019年记录，增强了2020年代末的供应可见性 [5][40] * 俄罗斯天然气（管道/LNG）和中国LNG需求是关键的变动因素 [5][42] * 欧盟第19轮制裁将从2027年1月起禁止俄罗斯LNG进口，预计欧盟对俄LNG依赖度将大幅下降，公司模型预测Yamal LNG利用率在2028-30年平均为70%，低于当前满负荷 [42] * 中国的天然气前景受即将出台的第十五个五年计划（2026-30）及俄罗斯天然气项目（西伯利亚力量2号、Arctic LNG2）进展影响，西伯利亚力量2号管道最早于2030年投运，50bcm的输气量相当于2030年全球供应的6%，但尚未纳入预测 [45] 其他重要内容 * 全球LNG贸易量预计到2030年将比2023年水平增长50% [37] * 由于贸易流变化，LNG运输船队增长将高于贸易量增长，美国至东亚经非洲好望角的航程超过30天，比经巴拿马运河（22天）或至欧洲（12天）长得多 [37] * 风险包括油气价格波动、全球炼化、营销和化工业务的利润率以及正常的勘探风险 [49]