液化天然气期货上市前瞻系列专题（四）：国际天然气市场

投资观点： 液化天然气（LNG） 报告日期2026–9-1 专题报告 国贸期货研究院：叶海文从业资格证号：F3071622投资咨询证号：Z0014205 全球天然气储量地域集中度高，资源地与消费市场错配，管道气与LNG共同构成全球贸易体系。2020-2024年全球LNG产能扩张偏弱；2025年北美项目集中投产，供给与投资迎来反转，美国成为新增投资主力。2025-2030年行业将迎来大规模产能扩张，美、卡为双核心，美国释放短期增量，卡塔尔储备中期产能，但中东地缘、制裁、项目建设等因素会扰动实际产能兑现。 国贸期货研究院-助理：施宇龙从业资格证号：F03137502 需求区域分化明显：亚洲是全球最大LNG进口区，中长期具备增长潜力，2026年受霍尔木兹海峡中断、气价暴涨影响，需求阶段性回落，各国抗风险能力取决于本土气源和气煤转换空间。欧洲因俄管道气退出被动增加LNG进口，整体消费受高价与新能源挤压持续下行，同时还要面对储气补库、替代俄气源的刚性进口压力。 数据来源：wind 贸易层面，长协稳住基础流向，现货跟随区域价差重新调配货流。2026年海湾出口受损，北美、非洲、俄罗斯弥补缺口，现货受亚洲溢价驱动由欧洲流向亚洲，中国调减进口发挥平衡作用，海湾设施及航道修复进度决定贸易格局回归常态的节奏。 往期相关报告 【ITF-LNG】液化天然气上市前瞻系列专题（一）：基础知识介绍20260715【ITG-LNG】液化天然气期货上市前瞻系列专题（二）：LNG的分类20260716【ITF-LNG】液化天然气上市前瞻系列专题（三）：LNG产业链20260803 1全球天然气供应 1.1天然气储量 全球天然气探明储量地域分布高度不均衡，资源禀赋与消费市场显著错配。从大洲维度看，独联体与中东是核心资源板块，合计占据全球超七成储量。独联体以俄罗斯、土库曼斯坦为代表，西西伯利亚、阿姆河盆地聚集大量常规气田；中东依托波斯湾巨型气田，伊朗、卡塔尔储量突出，储采比普遍偏高，是全球天然气供给的压舱石。北美洲储量占比不高，但美国依靠页岩气，实现产量全球领先，储采比仅17年，需要持续钻探维持产能。非洲、南美洲具备资源潜力，莫桑比克、阿根廷储量可观，但受基建、政策约束，开发释放有限。亚太整体消费旺盛而资源有限，中国、澳大利亚为区域主要资源国；欧洲本土储量持续衰减，自给能力不足。 从国家层面，俄罗斯、伊朗、卡塔尔三国储量合计占全球近50%，前十大国家合计占比接近78%，资源集中度很高。俄罗斯储量居全球首位，兼顾管道与LNG出口；伊朗坐拥巨型南帕尔斯气田，但受地缘因素制约出口；卡塔尔几乎全部资源用于LNG外销。美国虽储量排名第四，但非常规气驱动产量断层领先。土库曼斯坦、沙特、阿联酋等构成第二梯队。多数高储量国家集中在资源输出区，而主要消费地区高度依赖进口，塑造管道气与LNG并行的全球贸易格局。 资料来源：EIA、国贸期货研究院 1.2供应进程：从低速扩容周期向产能扩张浪潮转变 1.2.12020-2024年：供给冲击下的弱扩张周期 2025年之前，全球LNG市场历经一轮地缘供给冲击主导、修复进程缓慢的再平衡周期。2022-2023年跨区域供给收缩推高全球天然气基准价格并长期维持历史高位区间，价格高弹性的亚洲进口市场消费扩容显著承压，终端需求增速持续走弱。从产业供给端底层逻辑看，LNG项目具备重资产、长建设周期特征，项目最终投资决策（FIDs）至商业化投产平均存在4-5年时滞，行业产能投放天然呈现脉冲式、波浪式扩张规律。 依据国际能源署（IEA）统计口径，2020-2024五年的观测周期内，全球LNG贸易量年均复合增速不足3%，年度贸易净增量仅140亿立方米，产能投放节奏显著低于历史长期中枢。细分投资周期可佐证该低迷态势：2019年全球LNGFIDs规模开启上行通道，但2020年新冠疫情短暂打断投资热潮；2022-2023年高气价阶段北美成为投资核心，美国贡献全球70%新增FID产能；而2024年受工程成本通胀、中期供给过剩预期、美国LNG出口许可临时暂停三重因素约束，全年美国无任何LNG项目达成FID，全球投资重心短暂转移至中东，行业新增产能储备增量大幅收缩，进一步拉长市场供需修复周期。 资料来源：IEA、国贸期货研究院 1.2.22025年供给增量与投资复苏：美国政策松绑主导产业反转 2025年是全球LNG供需格局的标志性转折年份，北美新建液化装置集中投产，全年供给 投放呈现显著年内非均衡特征。总量维度上，全球LNG总产量同比增长近7%，年度增量380亿立方米；全球LNG贸易规模同比上行6.7%，增量370亿立方米，两项流通指标增速相较2020-2024年低速周期实现跨越式修复。从月度投放节奏拆解，2025上半年天然气供给结构性偏紧，但下半年产能开始集中释放。上半年存量产能支撑市场供给，新建装置尚未完成爬坡，全球LNG供应同比仅提升4%，增量100亿立方米，高价格环境延续；下半年美国墨西哥湾多套液化产线商业化投产，新增产能集中入市，单下半年供应同比增速跳升至10%，增量280亿立方米，自7月起全球供需缺口持续收窄，紧张态势实质性缓解。 在2025年供给增量结构中，美国为单一绝对核心供给主体，路易斯安那州PlaqueminesLNG二期装置（91亿立方米/年产能）于2025年投产，单项目贡献全年全球LNG供给增量60%以上；同期CorpusChristi三期、加拿大LNGCanada等项目同步投产，共同构成2025年新增产能核心载体。 资料来源：EIA、IEA、国贸期货研究院 投资端同步完成周期反转，2025年全球达成FID的新增液化产能超900亿立方米/年，为2019年以来第二高年度纪录，国别分化特征极度突出。2025年1月美国政府解除LNG出口许可暂停令，监管约束消除直接激活开发商投资意愿，全年美国获批新增液化产能突破830亿立方米/年，占全球当年FID总规模90%以上，创下美国LNG行业年度FID历史峰值。拉长周期观测，2019-2026年6月全球累计FID液化产能超4500亿立方米/年，年均新增审批规模550亿立方米/年，为2014-2018年周期均值两倍；其中美国包揽近60%长期累计FID产能， 卡塔尔以15%位列第二，剩余25%分散于中东、非洲、亚太、俄罗斯十余个供应国，全球LNG投资版图完成北美中心化重构。 1.2.32025-2030年全球LNG新增产能释放路径：美、卡双核心主导全球增量 根据IEA《2026 Q3天然气市场报告》以及《2026年全球能源展望》来看，2025至2030年全球LNG市场将迎来行业史上规模最大的一轮产能扩张周期。2025年以350亿立方米/年的新增产能为起点，年度投放规模逐年攀升，预计2028年达到950亿立方米/年的峰值，后续两年产能增量逐步回落，同时澳大利亚、尼日利亚、印尼等传统LNG出口产区存量产能自然衰减，将小幅对冲新增产能的宽松效应，平缓全球供给扩容节奏。 资料来源：IEA、国贸期货研究院 资料来源：IEA、国贸期货研究院 本轮全球LNG产能扩张呈现显著的双核心区域格局，美国与卡塔尔合计贡献2030年前全球七成新增产能，且两国产能投放节奏形成明显错配。其中美国是短期产能释放的核心主力，2026至2029年将迎来CP2 LNG系列、Louisiana LNG、Rio Grande LNG等多个重点项目集中投产，累计落地约400亿立方米增量产能，叠加2026年上半年多个新建项目落地FID、持续火热的行业投资态势，将持续巩固其供给主导地位，IEA预测2026年全球LNG供应增速将突破7%、年度增量超400亿立方米，其中超85%的增量将来自北美地区，创下2019年以来最快供给增速。卡塔尔则依托北方气田东扩、南扩两大核心项目形成中期供给储备，原本计划2026年底启动首批出口的产能投放节奏，受2026年中东地缘冲突冲击显著延后，区域核心设施受损、产能修复周期漫长，大幅削弱了中东市场的增量供给能力。除此之外，加拿大、非洲、中南美洲多地中小型LNG项目陆续投产落地，形成全球供给补充，但项目单体规模有限，无法撼动美、卡两国主导的市场格局。 整体来看，2025-2030年全球LNG产能扩张的基本面确定性较强，中长期供给宽松趋势明确，但多重不确定性因素持续扰动产能兑现节奏与规模。中东地缘冲突不仅造成卡塔尔固定产能永久性损耗、核心扩建项目延期，还抬升了区域LNG出口的航运与履约风险；俄罗斯北极LNG2项目受国际制裁持续约束，规划产能难以转化为有效全球供给；莫桑比克LNG项目因地缘动荡长期停工、复工后投产周期延后，拉长了非洲增量产能的兑现周期。同时，全球工程成本通胀、供应链延迟、新增项目投资决策不及预期等产业层面问题，进一步加剧了产能投放的不确定性，最终使得本轮史上最大规模的LNG产能扩张进程，呈现出“整体扩容确定、实际释放波动”的特征。 2全球天然气需求 2.1亚洲市场：结构性增长底色，地缘供给冲击带来阶段性收缩 亚洲是全球最大的LNG进口板块，2022-2025年整体呈现分化式增长的趋势，不同经济体受资源禀赋、能源政策、价格弹性影响，LNG需求走势差异显著。2022年欧洲大举抢运现货LNG，挤压亚洲现货货源，中国作为全球LNG资源的边际调控平衡者的角色，主动压低LNG进口，依靠国产气、管道气兜底，区域LNG进口阶段性走弱；2023-2024年全球LNG供应释放，价格回落，印度、泰国等新兴市场带动需求修复，亚太天然气消费重回增长轨道，2024年亚太贡献全球近40%的天然气需求增量。2025年欧洲再度加大LNG采购，亚洲整体LNG进口同比下滑4%，中国LNG进口回落，而东南亚、印度仍保持韧性增长。 进入2026年，霍尔木兹海峡受阻造成全球约20%的LNG供应中断，市场逻辑发生反转，IEA预计2026年亚洲天然气总需求同比下降0.5%，为本世纪以来第三次年度回落。高昂的价格成为核心约束，二季度亚洲JKM现货LNG价格同比大涨45%，发电端普遍推行气转煤政策：日本放宽老旧煤电机组利用上限、韩国取消煤电季节利用率约束，印度实施用气优先级分配，把天然气向居民、交通倾斜，压缩发电与化工用气。国别层面分化进一步放大：中国发挥全球市场平衡器作用，依靠国内增产，2026年3-6月LNG进口同比下降12%，减少现货采购；日本对中东LNG依赖仅6%，直接冲击有限，核电重启持续压低用气；巴基斯坦、孟 加拉国高度依赖卡塔尔LNG，供应缺口直接造成LNG进口大幅跳水，工业与发电用气显著萎缩；泰国等东南亚国家受电力刚需支撑，LNG进口依然维持正增长。整体看，亚洲中长期天然气增长的底层逻辑没有消失，但现货高价、地缘扰动会放大短期波动，气-煤转换能力、国内气源的丰富度决定各国抵御LNG供应冲击的能力。 资料来源：IEA、国贸期货研究院 2.2欧洲市场：俄管道气退出倒逼LNG进口抬升，高价与新能源双重压制 2022年俄乌冲突之后，欧洲开启能源结构重构，俄罗斯管道气大规模退出，LNG成为填补缺口的核心资源，需求端整体呈现“进口高增、总消费收缩”的矛盾特征。2022-2023年，欧洲在高价环境下主动压低整体天然气消费，工业减产、气电被煤电替代，但为替代俄管道气、保障冬季储备，LNG进口规模大幅冲高。2024年全球LNG供给宽松、价格下行，欧洲LNG进口同比回落18%；2025年俄乌管道过境协议到期，管道气进一步缩减，欧洲LNG进口同比反弹29%，创下历史新高，LNG占欧洲天然气总进口比重提升至45%。 2026年中东冲突扰动全球LNG贸易，欧洲需求端迎来新变化，IEA预测全年欧洲天然气需求降幅超过2%。二季度TTF基准气价同比上涨32%，同时风光发电持续扩张，双重因素挤压燃气发电空间，电力板块成为用气下滑主力；居民商业用气受天气扰动小幅波动，工业用气在高价压制下小幅走弱。尽管总用气下降，但欧洲对LNG的刚性进口诉求依旧存在：一方面要完成储气库补库，2026年6月末欧盟储气库存较