2024年外盘天然气价格波动大幅减缓。美国供应偏过剩导致库存水平较高，价格低位运行，季节性行情明显。欧洲在高库存、供需双减的基本面格局中震荡，价格对供应端扰动敏感。亚洲与欧洲争夺LNG现货，定价总体跟随欧洲。我们大家都认为2025年全球基本面边际收紧，价格中枢维持、弹性增大。但中长期来看，随着美国LNG出口装置的陆续投产，全球天然气价格整体中枢将下行，美国与欧洲价格的相关性将增大。风险点在于供应端政治制裁风险与地缘因素扰动、气温偏离正常区间
供应端，2024年美国天然气产量仍在高位，同比增速则有所放缓。1-10月干气供应均值为102.4bcf/d，同比增加1.7%。生产现金流亏损、资本开支下降等原因使得钻井数不断下降，从年初的120口逐步回落至100口左右，大多数表现在气田产区海恩斯维尔。供应端对价格变革反应灵敏，尤其在二季度价格跌破边际成本时，Chesapeake、EQT等上游厂商均宣布减产。而价格回升之后，生产商复产，产量又环比上升。
需求方面，美国年初冬季气温偏暖，进入四季度依然为暖冬天气，全年供暖需求预测同比减少4%。夏季气温偏高，1-11月发电量同比增加2.4%，其中天然气发电量同比增加4.4%。其他能源发电方面，核电、水电、风电基本正常，退煤进程持续，2024年美国总计淘汰煤炭发电装置共计2361MW，火力发电同比下降4.4%，天然气和光伏发电为其他能源的缺失进行了补充。工业需求有所提振，但工业需求对天然气定价不造成关键影响。
LNG出口方面，2024年拜登加强了对LNG出口许可的审查，暂停批准向与美国没有自由贸易协定的国家出口天然气的新许可，遭到众议院的反对和重新投票，美国能源部宣布计划在2025年一季度完成LNG出口审查。拜登政府政策导致部分LNG装置上线年上线的Golden Pass与Plaquemines分别推迟至2026年和2025年初。2024年出口没有新增装置，全年LNG液化出口装置维持高负荷运行，保持11bcf/d以上的高出口量，但出口装置如Freeport、Cove Point等由于长期高负荷运作而故障频发，导致2024年出口同比增量仅有1.7%。
展望2025年，供应端，特朗普上台后，预计会通过撤销环保法规、扭转排放和燃烧限制，积极地推进管道与基础设施审批等行政手段，以支持本土传统油气供应。但考虑到产出的滞后性，预计2025年美国天然气将延续2024年的高位产量，但产量增速有所放缓，预计同比增速约2%。从钻井情况去看，自2023年以来，活跃钻机数量持续下降，从2023年1月的160台降至2024年11月的100台，下降幅度达60%，短期内新井数量难以出现大幅度增长。此外，库存井DUC数量已消耗至近十年来的历史低位，预计短期内难以通过继续消耗DUC实现大规模增产。从上游厂商行为来看，几家最大的美国天然气生产商（如EQT、Coterra、EOG等）在第三季度财报中表示，为满足LNG出口需求的持续增长，预计在四季度和2025年增加产量，结束自2024年3月份以来为应对低迷气价的减产趋势，但增产情况仍取决于价格。
特朗普政府将转变拜登的减碳政策，放松对LNG出口许可的审查，大约3.2bcf/d的出口产能将加快通过FID，预计美国天然气出口量增加以化解本土仓库存储上的压力较大的风险。根据EIA数据，到2025年底美国LNG液化装置产能预计增加5.44bcf/d，包括Plaquemines LNG Phase1、Phase2和Corpus Christi Liquefaction Stage3装置。2025年LNG装置投产时间表仍需关注，且现有LNG装置仍有检修和事故的可能性，若无法通过出口消化高供应，将造成HH价格持续疲软。
美国本土消费上，电力方面，2025年计划淘汰煤电装机量11158.5MW，淘汰量增长约5倍；2025年计划新增光电装置共计26475.4MW，相比2024年大幅度减少；2025年美国天然气发电装机量继续增加，计划新增3968.8MW，计划报废2978.8MW，净增量达990MW，天然气发电比重持续加大。特朗普政策之下风能、太阳能和储能等新能源项目或将延迟或停滞，传统能源发电量预计上升，实际发电量仍取决于气温和其他能源发电状况。此外，天然气工业需求预测基本维持历年同比，取暖需求则取决于天气变化。
2024年欧洲LNG期货Title Transfer Facility（以下简称TTF）行情波动相比前几年较小，全年在20-50EUR/MWH之间震荡。前三季度补库状态良好、库存高位，进入四季度在供需双弱的格局下出现供应端扰动，11月俄罗斯对奥地利断气，叠加气温下降去库加速，价格持续上涨至全年高点。
2024年欧洲基本面总体为库存高位下的供需双减格局。供应端弹性偏低，产量继续下降，2024年1-11月荷兰产量同比减少14%，英国产量也同比减少8.7%。2024年挪威气田检修量少于去年，1-11月挪威天然气产量同比增加10%。欧洲长期依赖俄罗斯进口，俄乌冲突以来俄罗斯逐步减少了对欧洲的管道气出口，2024年只有过境乌克兰的管道维持低位供应量，以及过境土耳其的土耳其溪管道高负荷运行，11月俄罗斯对奥地利断气、12月底俄罗斯过境乌克兰管道合同到期，再度引发供应担忧。然而尽管俄罗斯管道天然气在总供应中的份额下降至8.9%，欧洲自俄罗斯进口的LNG量却同比上升9.7%。2024年欧洲LNG全年净进口量预计为6835万吨，同比下降27.2%，结构上来看，从美国进口占44.8%，从中东占10.78%。美国LNG装置上线的推迟以及澳大利亚Ichthys装置故障带来阶段性扰动。
需求端，取暖方面，在经历2022/2023两年暖冬之后，2024年欧洲迎来了“拉尼娜”，西欧和中欧出现冷冬的概率上升，进入冬季后取暖需求增大、去库时间提前。电力方面，欧洲经济疲软，尽管夏季气温偏热增大发电需求，但全年来看总发电量同比持平。欧洲核电、风电全年在正常区间运行；煤炭继续淘汰，发电量在历年低位；水电、光伏发电创下新高。能源危机之后节能习惯的改变以及新能源发电的强劲减少了对气电的需求，气电发电量同比下降了14.7%，占比下降至16%。工业方面，自2023年中以来，在石油和化肥行业的推动下，工业部门的反弹迹象明显，而其他天然气密集型行业的天然气需求仍然疲软。2024年1-10月，工业部门的天然气使用量同比增长超过5%。然而欧洲经济疲软，制造业产出低迷，制造业PMI连续第28个月低于50，尽管天然气价格下降至俄乌冲突前水位，天然气的工业需求仍远低于历史水平。
展望2025年，供应端，乌克兰国家石油天然气公司在2024年底停止俄罗斯通过乌克兰输送天然气，预计通过从美国进口LNG以弥补缺失量。特朗普上台后将带来更多政策变数，俄乌冲突存在结束的可能，然而目前无限期断流状态的北溪一号能否重启还取决于欧洲的态度。也存在美国加大对俄罗斯天然气项目制裁力度的可能性。挪威、英国产量未见增量，未来欧洲天然气供应需要LNG补充管道气损失部分。2024年预计上线mcm/d的进口产能，包括了2个陆上再气化装置和6个FSRU。目前LNG的供应瓶颈并不在进口装置上，而在于美国出口量，因此美国出口装置的上线投产时间决定了欧洲供应的宽松程度。
需求端，2024年冬季气温回到正常状态，取暖需求预测上升。在不发生极端天气的假设下，2025年需求预测同比变化不大，取暖需求的小幅上升将抵消发电需求的减量。新能源发电的占比继续提升以减少对天然气发电的需求。基于对欧洲制造业疲软现状以及可能的关税会压制欧元区经济发展的评估，2025年天然气的工业需求增量有限。
综上所述，假设2024年冬季气温回到正常状态，2025年初库存水位预计低于2024年同期。2025年基本面格局预计与2024年相仿，产量和管道气进口量弹性偏低，TTF价格需要支付更高的溢价以吸引LNG货物进入欧洲市场，弥补俄气缺失部分，预计一季度价格中枢在35-50EUR/MWH。欧洲天然气库消比低，间歇性炒作消息和天气，如果供应端出现风险或需求端出现极端天气或新能源发电（如风电）出现一些明显的异常问题，存在阶段性大幅暴涨的可能性。全球LNG供应上线的放慢导致全球天然气价格下行速度会慢于预期。中长期来看，随着美国LNG出口装置投产，TTF价格中枢偏下行。
日本2024年LNG库存除3月、8月偏低外总体宽裕，年底采买疲软，矛盾不突出。2024年10月日本工业部官员表示为保障能源安全，正在考虑将用于紧急需求的LNG采购量从现在的每年3船增加到至少12船，日本的这一增加储备计划需要将购买量从现在的每年21万吨增加到至少84万吨。韩国全年库存高位，由于经济效益疲软和建设成本上升，韩国至少有四个LNG接收站项目被推迟或取消，它们约占该国拟进口总容量的29%。短期来看LNG发电占日本韩国发电总量的三分之一左右，在未来几年仍将是重要的过渡能源。中长期工业需求的疲弱以及新能源、核能发电的强劲都将压缩气电装置对LNG的需求。
2024年能源整体偏宽松，价格弱势运行，尤其是美国地区，在价格跌破部分生产商边际成本后，出现减产挺价的动作。2025年美国基本面将由过剩趋紧；欧洲在经历冬季气温正常、年初去库至中性水位、俄气合同到期后需要在供需边际收紧的格局下补库，价格弹性增大；亚洲预计供需双增，成为全世界市场的摆动变量。中长久来看，美国LNG出口装置的上线和需求端政策变化可能会带来产量边际提升，并对非美地区LNG价格形成向下压力，HH与全球LNG价格相关性将增强。此外，还需关注：1.美国LNG出口装置投产时间；2.供应端政治制裁风险与地缘因素扰动；3.出没出现极端气温；4.替代能源的热值价格和发电情况。
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