摘要：2025年全球液化天然气（LNG）市场迎来扩能高峰，新增产能集中释放推动供需格局转变。美国、卡塔尔及加拿大等国的LNG项目加速投产，叠加欧洲天然气去俄化进程深化，全球贸易流向与价格体系正经历结构性调整。与此同时，美国本土气价受成本支撑中枢上移，而亚欧市场受供应

2025年全球液化天然气（LNG）市场迎来扩能高峰，新增产能集中释放推动供需格局转变。美国、卡塔尔及加拿大等国的LNG项目加速投产，叠加欧洲天然气去俄化进程深化，全球贸易流向与价格体系正经历结构性调整。与此同时，美国本土气价受成本支撑中枢上移，而亚欧市场受供应宽松预期影响价格承压，区域间价差收窄趋势渐显。

一、全球LNG供需格局重构

供应端进入扩张周期

2025-2028年全球LNG产能扩张进入高峰期，美国Plaquemines和CorpusChristiS3项目、加拿大LNGCanada项目等陆续投产。美国凭借页岩气资源开发成本低、库存气井充足的优势，成为全球最大的LNG增量来源，海内斯维尔和二叠纪盆地产量增速显著。此外，卡塔尔、莫桑比克等国的产能释放进一步强化供应端弹性，全球LNG市场或从紧平衡转向宽松。

需求分化加剧区域不平衡

亚洲仍是LNG需求增长的核心区域，中国及东南亚国家因经济增速与能源转型需求支撑进口，但中国本土非常规气与中俄管道气增量或对LNG形成替代。欧洲需求则因新能源替代加速及工业用气疲弱呈现收缩，日本核电重启亦削弱LNG进口动力。需求分化背景下，美国LNG出口增量将更多流向亚洲，而欧洲通过多元化气源（如挪威管道气、阿塞拜疆管线）逐步填补俄气退出缺口。

贸易流向与地缘风险交织

俄乌冲突后，欧洲天然气进口结构发生根本性转变，俄罗斯管道气占比从2021年的61%降至2024年的18%，美国LNG占比显著提升。俄罗斯转向亚太市场，以价格优势拓展中印客户，但2025年北线输欧管道全面断供后，欧洲依赖短期现货采购的脆弱性仍存，季节性价格波动风险突出。

二、定价机制与区域价差演变

长协与现货定价逻辑分化

全球LNG贸易中，长协占比达61.1%，定价模式直接影响成本竞争力。中东、亚太长协多挂钩油价（OPE模式），而欧美采用气对气竞争定价（GOG模式）。以中国为例，2024年油价挂钩长协价为9.40$/Mmbtu，气价挂钩长协价为7.71$/Mmbtu；若2025年布油回落至65美元/桶、HH气价涨至3$/Mmbtu，油价挂钩长协价（7.65$/Mmbtu）将重获成本优势。现货价格则受库存与短期供需驱动，2024年中国LNG现货到岸价达11.9$/Mmbtu，显著高于长协。

美欧亚价差收窄趋势确立

美国HH气价受成本支撑，海内斯维尔等高成本气田盈亏平衡点为2.5-3.5$/Mmbtu，叠加液化与运输成本后，出口至中国的综合成本约8.59$/Mmbtu（含关税为9.88$/Mmbtu），构成进口价格下限。欧洲TTF气价则受供应宽松与需求疲弱压制，2024年均值为10.9$/Mmbtu，2025年淡季或进一步回落。美国HH价格中枢抬升与亚欧价格中枢下移的双向作用，推动区域价差逐步收敛。

市场化改革提升价格联动性

中国推进天然气价格市场化，上下游联动机制增强，城燃企业购气成本有望随进口价格下调而降低。美国LNG凭借低原料成本与规模化出口，持续挤压传统高价区域市场份额。若油价中枢下行，中东等油价挂钩长协气源竞争力将减弱，进一步重塑全球LNG贸易定价权分配。

来源：金融界