一、全球天然气价格中枢取决于供给边际

1.1.全球天然气市场长期呈现区域分割特征

天然气受到贸易模式的限制，全球天然气市场长期呈现区域分割特征。2025年，北美、独联体、中东和非洲天然气供给总体宽松，欧洲和亚太地区则存在较大的供需缺口需依赖进口。

2025年，亚太地区供需缺口为2590亿方天然气，其中我国天然气缺口为1780亿方（占比约69%），因此中国或是亚洲天然气增量需求和价格弹性的核心变量。

1.2.供给端开始放量，需求或将持平

美国、卡塔尔扩大出口能力：据IGU统计，2026~2028年，全球液化天然气出口能力将总计提高1963亿方，平均每年增长654亿方。2025年，亚洲与欧洲天然气需求总计14580亿方，需要每年维持4.5%增长，才能消化未来的出口能力。

短期事件影响：美伊冲突事件影响了卡塔尔建设进度。2026年3月，卡塔尔能源公司宣布将北油气田东扩建项目投产时间推迟至2027年以后，该项目设计年产能3200万吨（折算约448亿方）。我们认为受卡塔尔延期因素影响，原本预计2027年到来的天然气供需宽松局面，或将延后至2028年。

对于亚洲地区而言，高气价将会压制消费需求。2010—2021年间，受“大气污染防治”与“能源结构调整”双重政策驱动，天然气在城镇燃气、“煤改气”清洁取暖、工业燃料替代三大领域实现规模化渗透。在此背景下，我国天然气需求始终保持高增长。2022年开始，由于气价的抬升，我国天然气需求结束了两位数增长的时代。2025年，全国天然气表观消费量为4265.5亿立方米，同比仅增长0.1%。

我们认为，国内气价中枢回落有助于改善工业燃料、燃气发电和交通用气的经济性，若成本下降能够顺畅传导至终端，价格敏感型需求有望成为新增LNG供应的重要承接力量。

欧洲“脱俄”决心大，但需求难以恢复。俄乌战争之前的2021年，欧洲从俄罗斯进口管道天然气1511亿方，几乎一半的供需缺口依靠俄罗斯来补齐。2025年，欧洲仅从俄罗斯进口约186亿方气，用挪威管道气和美国LNG替代俄气。2026年1月，欧盟正式通过分阶段禁令，计划于2027年内全面停止俄罗斯LNG和管道气进口。

综上，我们认为未来全球天然气将进入供大于求的阶段，价格决定因素有可能会变成供给方（美国、卡塔尔）的边际成本，而非亚洲与欧洲的当地天然气供需。其中，卡塔尔的气价与油挂钩，而美国的气价与自身供需挂钩。

二、短期展望：欧洲有可能进一步拉动气价上涨

卡塔尔LNG出口能力为1069亿方，占全球LNG贸易的约20%。其中852亿方出口给亚洲，146亿方给欧洲。美伊冲突之后，卡塔尔LNG出口受阻，亚洲地区的LNG供应最先受到冲击。

2026年1~2月份，呈现TTF定价，JKM跟随TTF的趋势。美伊冲突之后，亚洲区域天然气供需矛盾先于欧洲爆发，JKM价格反超TTF，成为了全球天然气市场的定价者，TTF跟着JKM价格波动。

2.1.欧洲库存已经抵达历史底部，全球气价有可能迎来二次涨价

根据我们计算，截至2026年第26周，欧洲天然气整体需求同比几乎持平；从供给端来看，虽然卡塔尔直接出口给欧洲的天然气量不多，但是边际上仍有影响，欧洲天然气库存来到了2016年以来的相对低位。

根据我们计算，假设需求同比去年需求持平，欧洲天然气库存或仍将维持着低位运行。假设遇到了冷冬（去年为暖冬），欧洲天然气库存将受到冲击，有可能带动全球天然气价格第二次上涨。

三、美国本土存在天然气供需错配的情况

3.1.需求预计28年之后有望提高

本土需求：2020~2025年，美国天然气本土需求从83.6Bcf/d到91.9Bcf/d，增长主要是来自于2022年，后续国内需求增速基本停滞。从需求结构来看，发电为美国天然气本土消费的重要环节，占比约40%。

根据EIA发布的数据，2025~2027年，天然气发电装机量增速较为迟缓，平均每年新增2226MW；2028~2030年，美国天然气发电装机量或将呈现快速上涨，平均每年新增5868MW。根据我们预测，2026~2027年美国天然气本土需求增速或仍将低于1%的增速，2028年之后，增速或将达到2%以上，2030年本土总需求或将达到约97.8Bcf/d。

出口需求：2020~2025年，美国天然气出口能力从9.9Bcf/d到17.7Bcf/d，几乎翻倍；除了产能的增长之外，出口负荷也在不断提高，从66%提高至86%。后续天然气出口产能仍有不小的增量，我们预计2030年美国天然气的出口能力或将达到32.6Bcf/d。

综合出口能力及国内需求来看，26~30年，美国天然气总需求或将从119.0Bcf/d提升至132.4Bcf/d，年复合增速达到2.7%。

3.2.供给或将承压，需要高价刺激

2020~2026年，美国本土天然气供给从92.4Bcf/d至110.5Bcf/d，年复合增速3%。其中主要受益于页岩气的增长；该时间段内，页岩气的产量从71.0Bcf/d至90.9Bcf/d，年复合增速5.1%，为美国天然气的主要供给者。

页岩气主要分两个来源：页岩油伴生气（Permian/Eagle Ford/Bakken/Other）与纯页岩气（Appalachia/Haynesville），2025年，两者分别占页岩气总产量的47%与53%。

页岩油伴生气：从主要页岩油区块的油气增速来看，我们发现页岩油区块中的天然气产量增速显然高于页岩油的增速。其中主要是由于页岩油的衰退率要比页岩气更快。所以我们认为如果页岩油产量不变，势必将有越来越多的页岩气可以伴生出来。

纯页岩气：纯页岩气主要跟生产成本挂钩，比如2024~2025年受到低气价的影响，成本较高的Haynesville的天然气产量显著低于2023年水平。

美国页岩气的供给能否每年提高3.4Bcf/d？

重要假设：1）假设美国页岩油总产量不变；2）假设气价维持在2.5~3美元/MMBTU的中枢，低成本区块Appalachia（Marcellus、Utica）处于正常运营的状态，而成本较高Haynesville产量维持平稳。

根据我们计算，2026~2030年，美国页岩气产量将从90.9Bcf/d至98.5Bcf/d，平均每年提高1.9Bcf/d，远不能覆盖3.4Bcf/d的需求增速。综上，我们认为后续美国天然气价格中枢至少得在3.5美元/MMBTU以上才能刺激页岩气产区增产，以应对需求的增长。

四、边际价格：油 VS 气

上文，我们提及由于需求无法消纳供给的增量，所以后续亚洲与欧洲的气价或将与自身供需的关系不大，关键因素为LNG边际价格。（极端情况下，我们认为欧洲或亚洲气价 = LNG成本 运费）

LNG边际价格是油价与气价的竞争：

1）卡塔尔的气价与油价挂钩，为Brent*10%~15% 1（美元/MMBTU）

2）美国气价与本土气价挂钩，为HH（Henry Hub价格）*115% 常数（美元/MMBTU）

截至2026年7月，JKM与TTF平均价格分别为19.7美元/MMBTU与16.9美元/MMBTU，价格高于当前挂靠原油与HH的LNG长协。主要是由于霍尔木兹海峡封闭之后，全球天然气供给减少了约20%，而美国出口终端增量有限。

我们认为短期由于地缘冲突的影响，全球气价或将仍处于高位。但是从长期来看，在供需逐步宽松的前提下，市场价格或将逐步靠拢边际成本。

五、对我国天然气价格影响

5.1.城燃与工业为大头

从我国天然气消费结构来看，2025年城市燃气/工业燃料/发电/化肥化工各自占比36%/39%/18%/7%。不同领域的价格弹性存在差异：居民生活和采暖用气相对刚性；工业燃料用气更受生产活动及气、煤、电等能源比价影响；气电需求则取决于电力负荷、新能源出力、机组利用小时及气电价格联动机制。

我们预计后续城燃（地产数据相关）与工业用气（气价过高）或将进入疲软的阶段，发电或为后续刺激需求的主力，但是由于整体比重仍较小，对总需求的增速贡献或有限。

5.2.国内气价或逐渐实现市场化

以上海为例，2022年之前，天然气价格市场化程度不高，价格几乎没有变动。经历了2022年国际油气价格大幅上涨，为了形成良好的上下游传导机制，天然气市场化的价格机制已逐渐形成，造成工业用气成本提高。电厂用气价格和化工用气价格从2021年的2.45/2.5元/方上涨至2024年的3.08/3.4元/方，2025年虽然有所降低，但是较2021年仍涨了0.49/0.76元/方。

地缘政治局势升级与供给中断风险：霍尔木兹海峡封锁或中东天然气设施受损时间若超预期，可能导致全球LNG供给持续受阻；同时欧美及卡塔尔新增液化终端项目若遭遇建设延期，全球天然气供给走向宽松的节奏可能大幅滞后。

美国页岩气增产不及预期与价格波动风险：若美国Henry Hub天然气价格长期处于低位（低于3.5美元/MMBTU），可能削弱页岩气区块的开采意愿导致供给增长乏力；若2028年及以后美国燃气发电装机增长规划放缓或并网不及预期，亦将对本土需求产生负面拖累。

宏观经济下行与原油价格剧烈波动风险：全球宏观经济恢复偏弱可能持续压制欧洲及亚洲的工业用气需求；此外，布伦特原油（Brent）价格若发生剧烈波动，将直接扰动挂靠原油的LNG长协成本，进而影响全球气价中枢的测算基础。

国内顺价机制传导受阻与替代能源竞争风险：若国内终端顺价机制推行缓慢，上游成本降幅无法顺畅传导至下游工业及城燃用户，将直接抑制价格敏感型需求的释放；同时，若煤炭及风光等可再生能源对天然气的替代速度超预期，我国工业及发电用气需求增速或面临承压。