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天然气行业研究：LNG迎扩能高峰，美欧亚气价差或收窄。天然气定价模式：全球LNG贸易中，据GIIGNL，2023年签署长期协议模式的交易量占61.1%，短期协议占3.8%，现货交易占35.2%。现货交易 价格直接反馈天然气短期供需结构和库存等情况，而长协定价主要可分为与油价指数挂钩的OPE模式和与气价指数挂钩的气对气竞争定价GOG 模式。中东、亚太地区长协价多与油价挂钩，欧美气价市场化程度相对高，同时长协以气-气竞争定价(GOG)。以中国LNG到岸价为例，据wind， 2024年布油均价约80.93美元/桶、HH均价约2.23 $/Mmbtu，油价挂钩的LNG长协价②约9.40$/Mmbtu、 HH气价挂钩的LNG长协价约7.71 $/Mmbtu，中国LNG现货到岸均价约11.9 $/Mmbtu （据ifind，2024年欧洲TTF气价均值约10.9 $/Mmbtu ），低气价环境下GOG定价的美国长 协气源最具低成本优势，但假设2025年油价如我们预期回落至65美元/桶（对应油价挂钩长协价约7.65 $/Mmbtu ），HH气价中枢震荡上调至3 $/Mmbtu（对应气价挂钩长协价约8.59 $/Mmbtu ），油价挂钩长协②将更具价格优势。

天然气价格支撑线：美国海内斯维尔、尤提卡、伍德福德等相对高成本气田盈亏平衡气价在2.5-3.5美元/百万英热($/mmbtu)，气价长时间低于 2.5 $/mmbtu会导致区域内生产商亏损从而减产，未来海内斯维尔盆地是美国天然气增量的重要来源，因此我们认为2.5-3.5 $/mmbtu是HH气价 合理运行区间；据IOP Science-Qian Zou等的报告，美国LNG项目平均液化成本约2.31 $/mmbtu，根据航线不同，美国LNG出口到中国运费通 常在2-3$/mmbtu(假设取中值2.5)，加上HH-3 $/mmbtu*1.15和0.33$/mmbtu气损管输费，美国LNG出口到中国的成本合计约8.59$/mmbtu，考 虑加征15%进口关税后为9.88 $/mmbtu ，美国LNG原料气成本和液化成本在全球处于较低水平，且美国LNG在全球贸易市场占比高，未来全球 主要的LNG增量项目也将来自美国、卡塔尔、加拿大等国，因此我们认为该价格可作为中国进口LNG的支撑价。

天然气贸易流向已发生明显改变：欧洲对俄气依赖大幅减小，转向增加美国LNG进口。俄乌冲突前欧洲管道气主要来自内部的挪威、荷兰等国 以及俄罗斯，冲突后因北溪管道遭破环、德国美国暂停对北溪2号天然气管道项目认证等因素导致欧洲向俄罗斯进口管道气明显减少，欧洲从美 国进口的液化天然气(LNG)显著增多，同时增加欧洲内部国家比如挪威等国产气量和内部贸易量，除东欧部分国家仍依赖俄气外，欧盟基本实现 了天然气去俄化（据KPMG《世界能源统计年鉴》， 2021-2023年从俄罗斯进口天然气占总进口量的比例从61%降至26%（据欧盟委员会报告， 2024H1占比已降至18%），其中从俄进口管道气PNG占总进口PNG量的比例从45%降至15%），2025年因俄乌过境协议到期不再续约，所有 俄罗斯向欧洲输气的通道（简称俄罗斯北线）完全断供，缺口部分将由增加进口LNG和挪威管道气等方式补充，欧洲剩余输气管道挪威线、北 非线、阿塞拜疆线都具有较高稳定性，同时，欧盟正推动土库曼斯坦天然气经阿塞拜疆输欧管线建设，预期2025年欧洲天然气供给受俄气断供 冲击仍可控。而俄罗斯部分管道气转向出口到中国、印度等亚太地区，2022-2023年期间以一定价格优势获得中印部分地方炼厂的青睐。