本期内容提要
卡塔尔天然气资源禀赋优越，“十五五”LNG产能步入扩张期。卡塔尔天然气资源储量庞大，截至2020年末，卡塔尔天然气已探明储量为24.7万亿方，占全球已探明储量的13.1%，位于全球第三位。依托资源禀赋，卡塔尔大力发展LNG出口，截至2024年已建成液化出口产能合计77.1百万吨/年，占2024年全球LNG产能的15%。2026-2030年卡塔尔将迎来新一轮产能大扩张，超6000万吨液化产能有望陆续投产，卡塔尔LNG出口能力有望翻番。如以上项目按期投产，我们预计2025-2030年期间卡塔尔LNG出口量的年化增速有望达到13%。
气田资源优势和全产业链优势贡献极低的开采成本和有竞争力的液化成本。卡塔尔气田生产成本大致在0.3~0.5美元/百万英热之间，大幅低于其他天然气主产国；新增液化成本在1.8美元/百万英热左右，同样位于全球低位。卡塔尔LNG出口至亚洲的到岸成本在4美元/百万英热以内，显著低于北美项目，我们判断其有望构成未来几年全球LNG市场中最具成本优势的增量供给。
长协为主锚定亚欧市场，现货敞口或将压低气价。卡塔尔LNG出口目的地以亚洲、欧洲为主，2024年占比分别为80%、14%。存量液化产能中90%以上已通过长期合同锁定买方，新增产能中仍有约30%的现货敞口。随着后续签约量的增长，我们预计未来现货敞口还有进一步下降的空间。但若全球天然气需求转弱，消费量增速放缓，卡塔尔的新增低成本产能或将压低全球LNG现货价格。长协售价方面，我们判断当油价在70美元/桶以下时，近年新签约低斜率的油价长协相较美国HH长协更具竞争力。
中国企业长协签约量高，“长协+股权投资”锁定增量气源。2024年中国进口卡塔尔的LNG占比24%。中国企业已与卡塔尔签订长协合计1590万吨/年，其中中国石油与中国海油签约量较大。近年来，中国石油及中国石化通过“长协+股权投资”的方式锁定卡塔尔增量气源合计1100万吨/年，我们预计其将于2026-2027年释放。
投资建议：卡塔尔作为传统LNG出口大国，正在实施大规模扩建计划，IGU预计2026–2028年将新增LNG液化产能4680万吨/年，占同期全球新增产能的23%，另有1600万吨/年产能在规划，我们预计2030年卡塔尔LNG液化出口产能有望翻一番。卡塔尔天然气开采和液化成本处于全球低位，我们判断其有望成为未来几年全球LNG市场中最具成本优势的增量供给，基于当前新增产能中仍有30%左右未锁定长协，若未来全球天然气需求趋弱，新增产能释放或将对现货市场价格形成压制。此外，结合我们信达能源团队于2024年5月16日发布的研究报告《美国天然气成本及气价展望》中关于全球未来LNG供给增量的分析，我们判断2026-2030年LNG供需格局趋于宽松，全球气价中枢大概率进入下行周期。产能周期驱动下国际气价下行叠加中国天然气多元化供应充足，国内城市燃气企业经营情况有望持续向好，其中锁定优势气源、拥有多元自主气源池的企业受益更加显著。建议关注标的：A股：新奥股份、佛燃能源、深圳燃气。H股：新奥能源、中国燃气、华润燃气、昆仑能源。
风险因素：中东地缘政治风险导致区域LNG运输受阻；卡塔尔LNG液化出口设施建设进度不及预期;全球油气价格超预期大幅上涨;天然气消费需求长期疲弱。
目录
一、卡塔尔天然气资源禀赋优越，“十五五”LNG产能步入扩张期
二、低成本竞争优势突出：气田资源优势和全产业链优势贡献极低的开采成本和有竞争力的液化成本
三、卡塔尔LNG定价模式：长协为主锚定亚欧市场，现货敞口或将压低气价
四、中国企业长协签约量高，“长协+股权投资”锁定增量气源
五、投资策略：气价下行周期关注城燃投资机遇
风险因素
正文内容
一、卡塔尔天然气资源禀赋优越，“十五五”LNG产能步入扩张期
1.1 卡塔尔在LNG供给端地位突出：储量居世界第三，LNG出口量占全球1/5
卡塔尔天然气资源储量庞大，近年产量保持平稳。截至2020年末，卡塔尔天然气已探明储量为24.7万亿方，占全球已探明储量的13.1%，位于全球第三位，仅次于俄罗斯与伊朗，开发前景广阔。卡塔尔的天然气主要储量位于北方气田，该气田为世界上最大的非伴生气田，主要位于波斯湾卡塔尔海域，与伊朗共享（卡塔尔称“北方气田”，伊朗称“南帕尔斯气田”），剩余储量来自油田的伴生气。近十年卡塔尔天然气产量基本稳定，2013-2024年CAGR为0.58%。2024年，卡塔尔天然气产量为1794.5亿方，占当年全球天然气产量的4.35%，位居全球第六位。
依托资源禀赋大力发展LNG出口，多年来稳占全球约20%的LNG供给来源。20世纪80年代前，卡塔尔以石油生产和出口为主，随后卡政府开始寻求摆脱经济发展单一依赖石油出口的模式，依托优越的天然气资源禀赋，开始开发北部气田并建设LNG液化设施大力发展LNG出口业务。1996年至2011年的十余年间，卡塔尔集中投产了大批LNG液化出口设施，在运产能合计77.1百万吨/年，占2024年全球LNG产能的15%。伴随产能扩张，卡塔尔LNG出口量快速增长，2000-2011年CAGR达19.3%，2011年后出口量稳定在1000亿方左右。2024年卡塔尔LNG出口量为1069亿方，占全球LNG出口量的20%。
1.2 2026-2030年将迎来新一轮产能大扩张：超6000万吨液化产能有望陆续投产，卡塔尔LNG出口能力有望翻番
卡塔尔在建及规划LNG液化出口产能合计超6000万吨，我们预计2030年卡塔尔LNG出口产能有望翻一番。截至2024年底，卡塔尔LNG出口产能为7710万吨/年，自2011年起处于满负荷或超负荷运行状态。2005年，为研究产量激增对气藏的影响，卡塔尔政府宣布暂停北方气田的进一步开发。2017年4月，为应对美国等新兴LNG生产国的竞争、巩固全球市场份额，卡塔尔宣布解除该禁令，并开启北方气田扩产计划。期间受疫情供应链中断、LNG价格大幅下跌等影响，卡塔尔推迟投资决策，2023年正式奠基开始推动NFE项目。
首次扩建计划主要包括东部、南部两个阶段，产能合计4680万吨/年，全部投产后我们预计卡塔尔LNG出口产能增长61%。其中：
1）东部扩建项目（NFE）：包括4条液化产线（T8-11），产能合计3120万吨/年，IGU预计将于2026-2027年投产；
2）南部扩建项目（NFS）：包括2条液化产线（T12-13），产能合计1560万吨/年，IGU预计2028年投产。
2024年2月25日，卡塔尔能源部长兼卡塔尔能源公司（QE）首席执行官萨阿德·卡比宣布，计划启动西部扩建项目（NFW），在2029-30年将卡塔尔液化天然气（LNG）产能再提升1600万吨/年，使总产能达到1.42亿吨/年。如项目按期投产，我们预计2025-2030年期间卡塔尔LNG出口量有望新增超6000万吨，年化增速有望达到13%。
2026-2028年卡塔尔新增LNG液化产能占全球总新增产能的22.5%，成为仅次于美国的增量供给来源。截至2024年底，全球LNG液化出口产能4.94亿吨/年，IGU预计2025-2029年全球有望新增液化产能2.08亿吨，增幅42.08%。其中，2026-2028年为密集投产期，分别有望投产0.54亿吨、0.49亿吨、0.45亿吨液化产能。分国别来看，美国、卡塔尔、加拿大分别是全球新增液化产能的前三名。2025-2029年美国有望新增产能7577.6万吨，占全球新增产能的36.42%，主要集中在2025-2028年投产。加拿大有望新增产能1910万吨，占全球新增产能的9.18%，大部分集中于2025年投产。卡塔尔有望新增产能4680万吨/年，计划于2026-2028年陆续投产，占全球新增LNG液化出口产能的22.5%。
二、低成本竞争优势突出：气田资源优势和全产业链优势贡献极低的开采成本和有竞争力的液化成本
卡塔尔气田生产成本大致在0.3~0.5美元/百万英热，大幅低于其他主要生产国。由于油气田开发中成本分摊机制的存在，卡塔尔气田生产成本与油价相关。根据标普全球数据，我们测算卡塔尔天然气开采成本与油价之间大致存在线性关系如下：GasCost = -0.01075 OilPrice + 1.1375。假设油价在60~80美元/桶之间，对应卡塔尔天然气开采成本在0.3~0.5美元/百万英热，大幅低于全球其他主要生产及出口国，如俄罗斯（0.5~1美元/百万英热）、美国（1.6~3.1美元/百万英热），相较中国天然气生产成本（3~7美元/百万英热）更是具有绝对优势。
卡塔尔LNG单位液化成本位于全球低位，新增产能单位液化成本约1.8美元/百万英热。根据Oxford Institute for Energy Studies，2018年卡塔尔LNG液化成本约为1.69美元/百万英热，位于全球低位。主要因为液化过程同步产出乙烷、液化石油气（LPG）、凝析油等，显著降低液化环节分摊的成本。卡塔尔新增LNG出口产能的预期液化成本略有提升，约为65美元/千立方米（约合1.8美元/百万英热）。
基于以上极低的开采成本和全球有竞争力的液化成本，卡塔尔LNG运至亚洲的实际到岸成本低于4美元/百万英热，为全球LNG最低成本的增量供给。我们对卡塔尔LNG运至亚洲的到岸成本进行估算如下：0.3~0.5（上游成本）+1.5~2（液化成本）+1~1.5（船运费） = 2.8~4美元/百万英热。由此推断，卡塔尔LNG运至亚洲国家的到岸价大致不超过4美元/百万英热。Wood Mackenzie也对卡塔尔北部气田东部（NFE）项目的成本进行了详细评估，指出其交付至亚洲的长期盈亏平衡成本仅为约4美元/百万英热。
相较之下，占据未来几年全球新增液化产能36%的北美地区，我们测算其LNG运至亚洲的到岸成本大致如下：2.5~3.5（上游成本）+2~3（液化成本）+1.5~2.5（船运费） = 6~9美元/百万英热。北美部分项目的到岸成本也具备一定的竞争优势，但整体上显著高于卡塔尔。
三、卡塔尔LNG定价模式：长协为主锚定亚欧市场，现货敞口或将压低气价
3.1 存量产能绝大部分锁定亚欧长协，新增产能仍存在一定现货敞口
卡塔尔LNG出口集中于亚太及欧洲市场，2024年占比分别为80%、14%。亚太地区为卡塔尔LNG出口主要目的地，2024年占其LNG出口量的80%；欧洲市场作为次要支撑，占比14%。在亚太市场内，中国（28%）、印度（18%）、韩国（15%）三国为前三大买家，合计消化亚太区域逾六成卡塔尔LNG供应量。此外，从2026-2029年卡塔尔LNG增量产能目前已签长协的目的地来看，未来卡塔尔新增产能也主要流向亚洲（占比72%）及欧洲（28%）地区。
卡塔尔存量产能90%以上已锁定长协，增量产能仍有30%以上现货敞口，若全球天然气需求转弱，或压低LNG现货价格。卡塔尔的LNG出口销售采用长协+现货模式，其中绝大多数为长协销售。存量气源中，90%以上已锁定长协，不足10%通过现货销售；然而，存量长协中，签约较早的几单将于2025-2028年陆续到期，届时如不续约或锁定新合同，将会以现货形式释放。新增气源中，约有67%已锁定长协，32%左右的产能未签约。根据目前长协签约及到期情况，我们预计至2028年卡塔尔LNG总体现货敞口约28%，随着后续签约量的增长，我们预计未来现货敞口还有进一步下降的空间。但若全球天然气需求转弱，消费量增速放缓，卡塔尔的新增低成本产能或将压低全球LNG现货价格。
3.2 油价低于70美元/桶时，油价长协相对更具竞争力
卡塔尔LNG长协与油价挂钩，长协价格公式为P = 斜率*Brent+常数，其中，斜率在10%-14%之间，常数在0-1之间。从长协斜率来看，2020-2021年卡塔尔签约长协挂钩油价的斜率降至10%左右，为近年低点，主要原因为疫情导致经济疲软，LNG需求低迷，现货价格暴跌，买方议价权增强，卡塔尔降低斜率以维持市场份额。2022-2024年签约长协斜率回升至13%左右，主要原因为俄乌冲突后气价暴涨，全球供需紧平衡，买方为维持资源池价格稳定，新签长协热情高，促使斜率上升。2024年下半年至今，全球LNG市场逐渐转向买方市场，叠加市场预期未来几年全球LNG产能释放推动现货价格下降，买方新签长协的意愿下降，受此影响油价长协的斜率也略有下降，当前斜率平均在12%左右。
取油价长协挂钩斜率12%，美国HH长协油价长协常数2.5元/百万英热，油价长协公式为P = 12%*Brent，美国HH长协公式为P = 1.15*HH+2.5。当HH稳定在3-3.5美元/百万英热时，美国HH长协的中国到岸价约8-10美元/百万英热，我们判断当油价在70美元/桶以下时，近年新签约低斜率的油价长协相较美国HH长协更具竞争力。
四、中国企业长协签约量高，“长协+股权投资”锁定增量气源
2022年俄乌冲突后，卡塔尔成为中国最大的LNG供应国之一，2024年中国进口卡塔尔的LNG占比24%。中国企业已与卡塔尔签订长协合计1590万吨/年，其中中国石油与中国海油签约量较大，分别为640万吨/年、550万吨/年。此外，广东能源集团、新天绿能等也与卡塔尔签订了长协，资源量分别为100万吨/年、100万吨/年。
近年来，中国石油及中国石化通过“长协+股权投资”的方式锁定卡塔尔增量气源合计1100万吨/年。卡塔尔新增的LNG产能中，QatarGas LNG T8-11（NFE）项目，中国石油、中国石化分别入股1.25%；QatarGas LNG T12-13（NFS）项目，中石化入股1.88%。通过参股液化设施，中国石油、中国石化分别锁定400万吨/年、700万吨/年的LNG的增量长协资源，我们预计其将于2026-2027年释放。
五、投资策略：气价下行周期关注城燃投资机遇
卡塔尔作为传统LNG出口大国，正在实施大规模扩建计划，IGU预计2026–2028年将新增LNG液化产能4680万吨/年，占同期全球新增产能的23%，另有1600万吨/年产能在规划，我们预计2030年卡塔尔LNG液化出口产能有望翻一番。卡塔尔天然气开采和液化成本处于全球低位，我们判断其有望成为未来几年全球LNG市场中最具成本优势的增量供给，基于当前新增产能中仍有30%左右未锁定长协，若未来全球天然气需求趋弱，新增产能释放或将对现货市场价格形成压制。此外，结合我们信达能源团队于2024年5月16日发布的研究报告《美国天然气成本及气价展望》中关于全球未来LNG供给增量的分析，我们判断2026-2030年LNG供需格局趋于宽松，全球气价中枢大概率进入下行周期。产能周期驱动下国际气价下行叠加中国天然气多元化供应充足，国内城市燃气企业经营情况有望持续向好，其中锁定优势气源、拥有多元自主气源池的企业受益更加显著。建议关注标的：A股：新奥股份、佛燃能源、深圳燃气。H股：新奥能源、中国燃气、华润燃气、昆仑能源。
风险因素
1、 中东地缘政治风险导致区域LNG运输受阻；
2、 卡塔尔LNG液化出口设施建设进度不及预期;
3、 全球油气价格超预期大幅上涨;
4、 天然气消费需求长期疲弱。
本文源自报告：《卡塔尔LNG专题研究：成本优势下的产能扩张》
报告发布时间：2025年7月16日
发布报告机构：信达证券研究开发中心
报告作者：左前明 S1500518070001
李春驰 S1500522070001
唐婵玉 S1500525050001
