报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 伊朗资源充裕但受制裁与内需挤压，出口潜力受限；伊拉克供需失衡依赖进口，正加速推进气源多元化；伊伊能源合作前景取决于制裁与地缘政治走向 [3][4][5] 根据相关目录总结 伊朗与伊拉克天然气市场概览 地缘与国家定位 - 伊朗与伊拉克同处西亚心脏地带，是关键能源国家；伊朗能源产业基础雄厚但出口受制于制裁，伊拉克资源丰富却受政治与基础设施限制；两国具备能源互联与区域合作潜力 [10][11] 资源与储量分布 - 伊朗已探明天然气储量 1200 万亿立方英尺，占全球 16%，核心资源在南帕尔斯/北域气田；2022 年产量 9.4 万亿立方英尺，净出口量仅占当年总产量的 1%左右；2024 - 25 年能源危机挤压出口空间 [12][13][14] - 伊拉克天然气储量跻身全球前 12 位，但产量增长缓慢；2024 年伴生气捕集率不足 50%，产量约 240 亿立方英尺，仅能满足国内需求的 70% [16] 基础设施与跨境贸易网络 跨境管道：供气主干道与制约因素 - 伊朗通过三条跨境管道向伊拉克输气，设计总运力 1.2 亿立方米/日，但长期低于设计值；2024 年因伊朗国内供应紧张降至 4500 万立方米/日 [22] - 跨境管道受制于地缘政治、制裁与基础设施老化；美国制裁导致伊拉克付款与结算受限，2024 年伊拉克拖欠伊朗气款达 115 亿美元；管道安全问题频发，传输损耗率达 8% - 10% [22] LNG 设施：灵活路径与瓶颈 - 伊朗天然气管网老化严重，2024 年输气损耗率约 8%；LNG 项目长期停滞，Iran LNG（Tonbak）项目因制裁导致设备无法交付，本土仿制设备性能仅达国际标准的七成 [23] - 伊拉克将 LNG 进口列为核心应急方案，计划 2026 年前在 Khor Al - Zubair 港部署一座日处理能力 5 亿立方英尺的 FSRU；项目受融资、管网与安全制约 [27][28] 伊朗：天然气供给格局与出口潜力评估 资源禀赋与产量格局 - 伊朗天然气探明储量 1200 万亿立方英尺，资源集中于南帕尔斯等气田；2024 年总产量约 9.6 万亿立方英尺，产量增长显著放缓，2021 - 2024 年年均增速 1.7% [31][34] - 产量增长乏力源于南帕尔斯气田进入平台期、新气田开发滞后、伴生气回收利用率低；2024 年伴生气约 50%被直接焚烧，损失约 160 亿立方英尺潜在供应能力 [34] 国内需求结构与挤压压力 - 2013 - 2023 年伊朗天然气消费增幅 60%，2024 年消费量约 2454 亿立方米，成为全球第四大消费国；国内需求增长挤压出口空间 [37] - 2024 年伊朗天然气消费主要为城市燃气（46%）、发电（28%）、工业（18%）以及天然气回注与损耗（8%）；冬季城燃需求峰值可达日均夏季的 2.3 倍 [39] - 电力部门是核心用气领域，过去十年年均电力消费增速超 5%；2024 年天然气发电量占总发电量的 90%；为保供，伊朗季节性削减对伊拉克和土耳其的天然气出口量 [40] 出口路径与商业化前景 - 伊朗目前无 LNG 出口，仅通过管道向周边国家出口，2023 年对伊拉克和土耳其出口占总出口量的 87%；2024 年约出口 160 - 200 亿立方米/年，占产量的 8%左右 [44] - 对伊拉克出口因拖欠气款和制裁受影响，2024 年平均日输气量降至 4500 万立方米；预计 2026 年有中型 LNG 装置投用，可能实现小规模对南亚出口 [45][48] - 未来 5 - 10 年，伊朗天然气出口预计维持“管道为主、LNG 为辅”模式，出口规模依赖国内需求增速与国际制裁环境变化 [49] 制裁、投资与技术制约 - 美国及部分西方国家的制裁对伊朗天然气行业构成根本性制约，新增对出口结算、运输及设备进口的限制 [54] - 制裁导致伊朗难以获得国际融资和技术，诸多项目延期或取消；国内能源政策的内在矛盾也挤压出口空间 [56][57] 伊拉克：需求压力、缺气现状与应急进口规划 资源禀赋、生产瓶颈与消费缺口 - 伊拉克已探明天然气储量 131 万亿立方英尺，占全球 2%；2024 年产量约 240 亿立方英尺，仅能满足国内需求的 70% [58] - 产能提升面临伴生气捕集效率低下、气田设施老化、上游投资不足等制约；2024 年天然气领域实际投资仅 12 亿美元 [60][62] - 伊拉克电力系统高度依赖天然气，2024 年燃气发电占比 85%，存在约 100 亿立方英尺的供应缺口；预计 2025 年产量增长率仅 5%，进口依赖度维持在 30%以上 [65][69] 伊朗气源依赖与供应收缩挑战 - 2018 - 2023 年伊拉克对伊朗天然气进口年均 90 亿方，占进口总量的 80%；2024 年实际流量呈“夏高冬低”摆动，历史兑现率 65 - 70% [70] - 供气量收缩源于伊朗国内需求挤压、国际制裁与支付问题、美国制裁豁免政策不确定性；伊拉克采取多种措施应对 [73][74] 对外依赖、财政与地缘风险 - 伊拉克寻求供应多元化面临财政压力与对外依赖风险，LNG 进口成本高于伊朗管道气；若 FSRU 项目 2026 年投运，年均进口成本预计增加 4.2 亿美元 [77] - 伊拉克存在支付能力与合同风险，较低的信用评级增加初始资金压力；债务违约风险可能导致关键气源中断 [78] 伊朗与伊拉克跨境天然气合作与双边关系分析 协议执行差异分析 - 2024 年协议约定伊朗向伊拉克最大日供气量 5000 万立方米，但实际日均供气量 4500 万立方米，仅达协议量的 90%，且季节性波动明显 [79][80] - 支付结算滞后，截至 2024 年底，伊拉克拖欠伊朗天然气债务累计达 115 亿美元；2024 年发生三次供气中断，累计 120 小时 [80][81] 地缘政治与供气风险 - 美国制裁构成核心风险，2025 年特朗普政府重启对伊朗能源行业的全面制裁，加剧支付体系风险 [82] - 区域安全形势影响运营稳定，2024 年跨境输气管道遭受三次武装袭击，导致 72 小时供气中断 [82] - 支付机制存在结构性缺陷，“原油折抵+土耳其银行中转”方案面临计价分歧、银行中转意愿下降、欧元贬值等挑战 [82] 双边互补性与潜在矛盾点 - 两国能源供需具有互补性，伊朗需出口缓解产能过剩，伊拉克有供应缺口；但存在深层次矛盾，如伊朗国内需求增长、伊拉克欠款、战略发展方向分歧、基础设施投资责任分配争议 [83] 市场转型与全球竞争展望 不确定性因素分析 - 美国制裁政策走向、FSRU 项目落地进度、伊朗国内供需平衡状况、国际 LNG 市场波动、债务谈判进展等因素影响两国天然气市场未来发展 [84][85] 中长期展望 - 未来十年，两国天然气市场“互补与博弈并存”；伊朗需优化国内用气结构、吸引外资与技术；伊拉克需保障 FSRU 项目投用、提升本土产能、改善财政状况 [86]