行业与公司 * 报告聚焦全球液化天然气（LNG）行业，特别是LNG供应、需求和价格展望 [1][2] * 分析涉及关键市场基准价格：欧洲天然气价格（TTF）、亚洲LNG现货价格（JKM）和美国天然气基准价格（Henry Hub） [1][9] * 美国LNG出口项目及其成本结构是分析的核心，特别是其作为边际供应源的角色 [24][26] 核心观点与论据 未来十年价格走势展望 * 未来十年全球天然气价格主要受史上最大规模LNG供应浪潮驱动 [1][2] * 2026/27年：预计全球LNG供应增长将推动欧洲库存升高，导致TTF和JKM价格逐渐走低，预测2026年TTF为29 EUR/MWh，JKM为$10.50/mmBtu；2027年TTF为20 EUR/MWh，JKM为$7.30/mmBtu [1][9][11] * 2028/29年：全球LNG供应过剩达到顶峰，预计将迫使美国LNG出口取消以平衡市场，导致价格大幅下跌，预测TTF为12/12 EUR/MWh，JKM为$4.40/$4.45/mmBtu，Henry Hub为$2.70/$2.75/mmBtu，春季低点可能至$1.80/mmBtu [1][3][36][39] * 2030年后：受中国脱碳努力和亚洲其他地区基础设施投资推动，需求增长将导致市场再平衡甚至再度收紧，预计Henry Hub将回到$4-$4.50/mmBtu区间，TTF和JKM将从2033年起分别回到30 EUR/MWh和$10/mmBtu以上 [1][5][41][44] 供应与需求动态 * 供应增长：新的LNG出口项目已使今年全球LNG供应同比增长5%，预计2026/27年将再增长10%/6% [11][17]；到2029年，预计全球LNG供应将比2025年水平增加168 mtpa [17] * 需求吸收：即使在低气价情景下（$5/mmBtu），预计2028-2029年亚洲LNG进口量同期仅增长105 mtpa，导致供应过剩 [17]；预计西北欧存储过剩将达到其容量的30%-40%（14-16 mtpa或674-800 Bcf） [18][30] * 市场平衡机制：为避免西北欧存储拥堵，TTF和JKM价格需跌至足以关闭美国LNG出口套利空间的程度，因为美国是可变成本最高的LNG来源 [24]；参考2020年经验，TTF和JKM需比美国LNG出口可变成本低约$0.60才能激励出口取消 [24][25]；预计最多三个月的美国LNG出口取消即可解决2028/29年的过剩问题 [30] 美国市场影响 * 2026/27年：预计美国LNG出口将正常进行，2026/27年同比增加3.0/1.4 Bcf/d，这需要美国天然气产量增长来管理冬季库存 [11][15]；预测2026年Henry Hub价格为$4.60/mmBtu以激励增产，2027年为$3.80/mmBtu，与Haynesville盆地的边际生产成本一致 [1][15][16] * 2028/29年：美国LNG出口取消将导致美国市场供应过剩，可能暂时将Henry Hub压至$2/mmBtu以下以激励大幅减产 [31][36]；价格暴跌将为全球结构性天然气需求增长埋下种子，类似于美国页岩技术使气价显著低于石油和煤炭后发生的情况 [4] 中国需求的关键作用 * 2030年后中国脱碳政策是潜在需求增量的主要驱动因素 [5][41]；与中国市场参与者的交流表明，长期来看电力领域天然气份额可能现实地增加2个百分点，相当于到2035年增加57 Bcm/年（41 mtpa）的需求 [42]；工业能源消耗中天然气份额可能增加3个百分点，增加55 Bcm/年（40 mtpa）的需求 [42] 其他重要内容 风险因素 * 主要上行风险：即将投产的LNG出口项目可能出现延迟 [37] * 主要下行风险：中国政策是观点的主要风险来源，如果其2030年后的脱碳努力未能支持天然气需求，将影响市场再平衡 [43][46] 投资建议 * 建议做空2027年第三季度TTF价格 [11] * 建议美国天然气生产商对冲2028/29年价格曲线的风险，投资者可考虑在2028年第二季度或2029年第二季度寻找更好的做空入场点 [36] 数据与假设 * 美国LNG出口的可变成本估算为Henry Hub价格的1.15%加上到目的地的运输成本（欧洲还需加上再气化成本） [39] * 西北欧存储过剩相当于需要连续两年出现低于1%概率的极端寒冷冬季才能化解 [18][21]