行业投资评级 * 报告未明确给出统一的行业投资评级，但基于对全球及美国天然气市场供需格局的分析，报告对美国天然气产业链相关上市公司持积极看法，并列举了具体受益标的 [5][120][126] 核心观点 * 全球天然气市场在2020-2024年经历了完整的价格周期轮回，贸易格局发生结构性重塑，行业加速向“全球一体化、LNG主导”演进 [2] * 2025年市场处于“量缓价高、结构性紧平衡”状态，需求增速放缓至约0.9%，供给增量被部分抵消，整体仍偏紧 [2][26][46] * 2026年将成为LNG“超级扩张周期”的关键拐点，2026-2030年预计累计新增约2.02亿吨 LNG产能，较2025年增长约40%，年均增速约6.8%，供应版图加速向“美卡双核”重塑 [3][47][50] * 全球LNG市场将从2025年的紧平衡逐步转向宽松，预计2026年进入略宽松阶段，2027年转向供应过剩，2029年达到过剩峰值 [4][83] * 供给趋松将推动2026-2030年全球气价体系从“供给约束”切换为“成本约束+需求弹性”，欧洲TTF和亚洲JKM基准价格中枢将逐步下行，并向美国及卡塔尔边际供给成本靠拢 [4][91][92] * 美国天然气市场因LNG出口放量和数据中心带动的发电需求增长，正从紧平衡逐步转向短缺，预计Henry Hub价格中枢将在2027年明显抬升，开启新一轮价格上行周期 [5][107][112] * 中国是全球天然气需求增长的核心引擎，预计2025-2030年表观消费量年均增速将保持在4%-5%，天然气在一次能源消费结构中的占比将从当前的8.5% 提升至10% [41] 按报告目录结构总结 一、2020–2024年回顾：从供应冲击到贸易格局的结构性重塑 * 行业经历了从需求塌陷、供给冲击到价格下行的完整轮回，荷兰TTF现货价格从2020年月均约4-5美元/MMBtu一度冲高至2022年8月的80-90美元/MMBtu，随后在2025年回落至约10美元/MMBtu附近 [13] * 2022年的极端高价是欧洲为挤出亚太边际需求而付出的“溢价”，例如印度2022年LNG进口量同比下滑17%至270亿立方米 [15] * 全球贸易格局重塑：欧盟LNG进口份额从2021年的9% 先升至2023年的约19%，后回落至2024年的约13%，2025年因乌克兰过境管道暂停再次提升 [22] * 美国在2024年以88.4百万吨的出口量跃升为全球最大LNG出口国，中国以78.64百万吨重新成为最大进口国，确立了“美国主导供应端，中国主导需求端”的格局 [22] 二、2025年现状：紧平衡态势下的地区需求分化与价格震荡 2.1 供给端：北美LNG“孤军突进”，全球仍偏紧而未宽松 * 2025年全球LNG供应增速提升至约5%（+29bcm），其中87% 左右的增量来自北美 [32] * 美国Plaquemines项目一期在2025年贡献约21bcm，占全球LNG同比增量的近四分之三 [32] * 新增供应不足以完全抵消俄罗斯管道气中断等因素，2025年全球LNG市场仍处于“紧而不危”的状态 [35] 2.2 需求端：欧洲“高价补库”+亚洲需求稳步增长 * 欧洲库存从2024年10月约95% 库容快速下滑，至2025年3月左右降至34%，库存绝对量比上年同期低26 bcm [36][38] * 欧洲补库刚性推动TTF价格在2025年初一度升至约58美元/MWh的两年同期新高 [39] * 中国2025年前10个月天然气表观消费量为3541亿立方米，同比仅增长0.75%，增速阶段性放缓 [41] 三、2026-2030年展望：供给侧：LNG“超级扩张周期”下的产能重构 3.1 LNG迎供给扩张周期，北美与中东主导新供应版图 * 2026-2030年新增LNG产能中，美国占比46.6%，卡塔尔占比23.8%，加拿大占比7.6% [50] * 至2030年，预计美国LNG出口产能份额将从2024年的21.5% 上升至30.2%，卡塔尔从18.8% 上升至19.5%，澳大利亚则从19.7% 下滑至14.2% [50] * 美国LNG出口份额提升推动亚洲JKM和欧洲TTF价格相关系数从55% 提升至90% [50] * 2025年1-10月通过最终投资决定（FID）的LNG项目超过7000万吨，较2024年全年增长367% [60] 3.2 俄气“西退东进”与欧盟禁运：LNG定价权的制度性改变 * 截至2025年四季度，欧洲对俄天然气进口较2021年一季度峰值已下降约75% [63] * 欧盟计划自2026年底起逐步禁止俄LNG，自2027年第三季度起禁止俄管道气 [63] * 俄罗斯通过中俄东线对华输气量从2020年的41亿立方米增至2024年的约300亿立方米，预计2025年增长至380亿立方米 [65] 四、2026-2030年展望：需求侧：温和增长、区域分化 * 2025-2030年，全球天然气需求总量从42880亿立方米增长至46340亿立方米，复合年增长率约1.56% [78] * 亚太地区需求复合年增长率约3.48%，是增速最快的区域，其中中国需求复合年增长率达3.90%，是核心增长引擎 [78] * 欧洲需求复合年增长率约**-2.29%，是唯一需求收缩的区域 [78] 五、LNG供需趋松：欧洲TTF/亚洲JKM转向“成本约束+需求弹性” 5.1 2026年转向略宽松，2027-2030年过剩幅度进一步加剧 * 预计到2030年，全球LNG需求达到5.78亿吨**，实际供应量达5.94亿吨，过剩约1600万吨 [83] * 国际能源署（IEA）预计，至2030年全球LNG将产生约650亿立方米（约4640万吨）闲置产能 [85] 5.2 美国供给以气挂长约为主，中东、亚太以油挂长约为主 * 全球LNG贸易量中，长协合同供应量约占60%-70% [87] * 美国供给合同多以气价挂钩（如亨利港HH），中东和亚太供给合同多以油价挂钩（如布伦特原油） [87] * 2024年现存合同中，气价挂钩合同占比39%，油价挂钩合同占比61% [89] 5.3 供给趋势驱动亚洲、欧洲气价下行，气价体系转向“成本约束+需求弹性” * 价格传导核心锚点变为美国与卡塔尔的边际供给成本 [91] * 若Henry Hub中枢为4美元/MMBtu，加上液化、运费等，对应的到岸价约为7.5–9美元/MMBtu [91] * 卡塔尔在60美元/桶油价下，油挂长协对应的到岸价在7–8美元/MMBtu区间 [91] * 截至2026年1月20日，亚洲JKM价格10.94美元/mmBtu，欧洲TTF价格12.34美元/mmBtu，美国Henry Hub价格3.91美元/mmBtu [92] 六、美国气价：LNG出口和电力需求驱动的价格上行周期 6.1 供给侧：产量弹性的区域来源是Permian与Haynesville * 美国能源信息署（EIA）预测，2026-2027年美国天然气主要产量增量来自Permian（二叠纪）和Haynesville（海恩斯维尔）盆地 [93][95] 6.2 预计美国天然气供需趋紧，2027年Henry Hub价格中枢或明显抬升 * 2026-2030年合计新增LNG出口产能12.37bcf/d，约占2025年美国天然气总需求116 bcf/d的10.7% [102] * 数据中心天然气需求预计从2024年的13亿立方英尺/天增长至2030年的46亿立方英尺/天，相当于2025年美国总需求的4.0% [105] * EIA预测2027年美国天然气供需缺口为13亿立方英尺/天 [108] * EIA预计2027年Henry Hub价格均值将同比增长33%至4.6美元/MMBtu [112] 6.3 美国未来新天然气井完全周期成本集中在3-3.5美元/MMBtu区间 * 美国五大天然气盆地剩余资源量中，83% 的完全周期成本为3.86美元/MMBtu及以下 [115] * 考虑到未来非伴生气边际增量在于Haynesville及Marcellus盆地，新天然气井完全周期成本集中在3-3.5美元/MMBtu区间 [116] 6.4 美国天然气产业链相关上市公司：关注龙头EQT、LNG、ET、KMI * 上游龙头EQT：美国最大天然气生产商之一，专注阿巴拉契亚盆地，在3.5-4.5美元HH气价区间下具成本优势，正推进1.4Bcf/d的大数据中心直供协议 [120] * LNG出口龙头Cheniere Energy (LNG.N)：美国最大LNG生产商和出口商，超过90% 产能通过长期“照付不议”合同锁定，计划2030年代初期将总产能提升至7500万吨/年 [122][123] * 中游优质公司Energy Transfer (ET)：拥有超13万英里管道网络，增长资本支出主要投向Permian盆地天然气处理能力扩张 [126] * 中游龙头Kinder Morgan (KMI)：全美骨干网络，输送美国40% 的天然气消费量，被视为“天然气需求增长主题下的大盘龙头首选”之一 [126][127]