截至2025年1月13日，TTF期货价格同比上涨52.81%至48.25欧元/兆瓦时（折合14.05美元/百万英热）——欧洲天然气价格正在经历俄乌冲突以来新一轮的剧烈波动。民生证券天然气研究报告指出，2025年上半年在LNG新项目替代不足的背景下，天然气供需整体依然紧张；下半年LNG新项目逐步投产释放产量，但欧盟面临库存低位、需大幅补库的压力，气价中枢难以下滑。预计2026年国际气价存在下滑压力，但TTF长期中枢将比历史水平高出约2美元/百万英热，国内气价降幅有限。
短期气价（2025年）：寒潮+断供+低库存三重共振
2025年初的国际气价上涨是三因素共振的结果。第一，乌克兰过境管道于1月1日正式关闭，164亿立方米/年的供给缺口从“预期”变为“现实”，直接冲击东欧天然气市场。斯洛伐克等国已面临实际供应短缺，只能通过捷克、波兰、匈牙利、奥地利输送天然气，但进口量远无法满足国内需求。
第二，欧美寒潮季推升采暖需求。欧盟1月1-8日天然气提取速度达5.9亿立方米/日，是前三年同期速度的1.3-3.6倍。快速消耗使欧盟库容率降至68.24%，较2024年同期下滑15个百分点，预计供暖季结束（2025年3月）时储量盈余仅约48.5%，远低于2023年的56%和2024年的59%。
第三，新产能释放远水难解近渴。2025年前2个月北美新LNG项目仅能贡献约12亿立方米增量，而同期乌克兰过境管道输气量约25亿立方米，缺口明显。预计2025上半年国际气价持续高位运行，TTF价格短期仍有上涨空间。
中期气价（2025H2-2026年）：产能释放与补库需求的博弈
2025年下半年开始，北美LNG新项目将逐步投产释放产量。假设2025年新增602亿立方米/年产能于二季度后陆续投产，下半年新增产量可达150亿立方米以上，可覆盖乌克兰过境管道下半年的供给缺口（约82亿立方米）。但欧盟面临低库存下的补库压力——供暖季结束时库容率仅约48.5%，需要在2025年夏秋季节大幅补库至90%以上才能应对下一个冬季，补库需求将对气价形成额外支撑。
因此，2025年下半年气价虽可能较上半年回落，但降幅有限。2026年随着新项目进一步投产及产能利用率提升（2026-2028年北美新增产能717亿立方米/年），国际气价中枢有望趋势性下滑。但考虑到美气替代俄气的中间成本溢价约2美元/百万英热，TTF长期中枢预计在6.5-10美元/百万英热区间，明显高于疫情前（2015-2019年）约5-7美元/百万英热的中枢水平。
长期气价中枢与国内外价差
表：国际气价展望（美元/百万英热）| 时间区间 | TTF价格区间 | 中国LNG价格区间 | 核心驱动 |
|---|
| 2025H1 | 10-15 | 12-16 | 断供+寒潮+低库存 |
| 2025H2 | 8-12 | 10-14 | 新产能释放但补库需求支撑 |
| 2026年及以后 | 6.5-10 | 8.9-12.4 | 北美产能释放+美气成本溢价 |
国内气价方面，尽管国内外气价有所联动，但中国LNG价格比国际气价波动更小。以疫情前的2015-2019年计算，中国LNG价格高于TTF的差价均值为2.4美元/百万英热。这反映了中国天然气市场的特殊性——长协合同占比高、国内产量稳定、价格传导机制相对平缓。
随着国际气价中枢下移，国内外气价倒挂现象有望缓解。预计中国LNG长期中枢价格在8.9-12.4美元/百万英热，相比2024年中国LNG出厂均价13.23美元/百万英热有所下降，但降幅明显小于国际气价跌幅。对于国内天然气企业而言，气价下行压力温和，资源优势企业的盈利韧性较强；对于下游用户，成本压力的边际改善将有助于需求复苏。
