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本期文章： 『调研』天然气行业深度解析：产能修复周期拉长，低库存格局下气价韧性与弹性分析
『调研』霍尔木兹海峡航运停滞，卡塔尔拉斯拉凡液化天然气出口放缓
『研报』霍尔木兹二次封锁的杀伤力或许更大
『研报』俄乌冲突最新进展如何？
『调研』地缘风险削弱中东议价能力 买方纷纷谈判更低价格的LNG供应
『调研』欧洲天然气期货触及四个月高位，有望实现连续第四周上涨
以下正文：
核心结论
本轮全球天然气价格走势显著强于原油，核心支撑来自供给端的半永久性收缩与全球低库存带来的补库压力。地缘冲突导致占全球 LNG 贸易量约 20% 的卡塔尔出口全面暂停，且约 20% 产能受损后修复周期长达 5 年，构成长期供给缺口。美国作为核心出口国，受资本开支翻倍、国内 AI 产业带动燃气需求激增影响，大量规划 LNG 项目推迟或取消，中长期增量受限。
当前全球天然气库存处于历史低位，2026 年 7 月欧洲库存率仅 50%，为过去 16 年同期最低，往年同期普遍在 70% 左右，补库速率显著偏慢。亚洲 JKM 气价较欧洲 TTF 气价保持溢价，驱动美国 LNG 转口亚洲，航程翻倍降低航运效率，进一步推升全球气价中枢。随着冬季旺季临近，气价单边上涨确定性强，拥有自有气源与类资源属性的企业将充分受益。
一、全球天然气供给格局：半永久性受损，中长期增量扩张受限
（一）短期冲击：卡塔尔出口停摆，产能修复周期长达 5 年
卡塔尔是全球第二大 LNG 出口国，其出口量占全球 LNG 贸易总量的约 20%，且外运航线高度依赖霍尔木兹海峡。受地缘冲突影响，卡塔尔当前 LNG 出口已全部暂停，直接造成全球 LNG 供给的即时缺口。
即便后续海峡封锁解除，卡塔尔约 20% 的 LNG 产能已因导弹袭击受损，行业预计产能完全修复至少需要 5 年时间，这部分损失属于半永久性供给收缩，而非短期扰动。2026 年 7 月巴基斯坦作为斡旋方，仍以高昂的现货价格在全球采购 LNG，也从侧面印证了短期供给恢复的概率极低，市场对供给端的担忧持续存在。
（二）中长期约束：新增产能投放受阻，出口能力天花板显现
全球 LNG 新增产能的扩张节奏正在大幅放缓，两大核心出口国均面临明确的增长约束：
1. 美国：成本高企 + 本土需求挤压，扩产计划大面积延后
美国 LNG 行业的特点是出口商与上游生产商相互独立，出口商的盈利空间直接受项目建设成本影响。受建筑材料价格上涨、高利率环境与人工成本攀升影响，LNG 项目的单位资本开支已从历史的 500-600 美元 / 吨翻倍增长，大量规划中的项目因收益率不达标被推迟，部分项目甚至直接取消了后续建设批次。
同时，美国国内 AI 产业快速发展，带动燃气轮机发电需求激增，本土天然气消耗量持续上升，进一步挤压了可用于出口的气量规模，未来出口增量的天花板持续下移。
2. 卡塔尔：优先保修复，远期项目风险陡增
卡塔尔能源部门已明确，当前工作首要任务是修复受损产能、推进在建项目落地。由于 LNG 项目投资规模动辄上百亿美元，且高度依赖霍尔木兹海峡的航运安全，地缘政治不确定性大幅提升了远期新项目的投资风险，后续规划的扩产项目存在普遍延后甚至取消的可能。
整体来看，无论是短期即时供给，还是中长期产能增量，全球天然气供给格局都较冲突前显著收紧，紧平衡将成为中长期常态。
二、全球库存处于历史低位，欧亚价差推动气价联动上行
（一）补库旺季临近，全球库存创多年新低
天然气库存是调节供需季节性错配的核心缓冲，库存水平直接决定了旺季的价格弹性，低库存背景下任何供给扰动都会被显著放大。
欧洲市场：截至 2026 年 7 月，欧洲天然气库存率仅约 50%，是过去 16 年以来的同期最低水平，往年同期库存率普遍维持在 70% 左右。同时当前补库斜率（每日库存提升速率）远慢于往年，反映出供给缺口已经直接传导至库存端。
亚洲市场：本轮中东 LNG 主要销往亚洲，因此亚洲市场面临的供给压力比 2022 年欧洲能源危机时更为突出，日本、韩国等主要消费国的天然气库存同样处于偏低水平，补库需求迫切。
（二）欧亚市场套利机制，推升全球气价中枢
当前全球 LNG 贸易形成了清晰的跨市场套利传导链条：
目前东北亚 LNG 现货基准价（JKM）较欧洲天然气基准价（TTF）溢价约 2 美元 / 百万英热单位，这一价差足以覆盖从美国墨西哥湾运输 LNG 至亚洲，相比运输至欧洲产生的额外运费。因此美国 LNG 货源具备明确的转口亚洲的盈利动力，大量原本流向欧洲的 LNG 转向亚洲市场。
航程差异进一步放大了供给紧张：从美国到欧洲的 LNG 运输航程约 15-20 天，而到亚洲则需要约 40 天，航程直接翻倍。船舶周转效率下降会减少全球有效运力，推升 LNG 航运运费，这部分额外的运输成本最终会传导至全球气价，为气价提供额外支撑。
整体传导逻辑为：亚洲抢货带动 LNG 流向转移→欧洲供给边际减少推动 TTF 上涨→航运效率下降抬升贸易成本，最终形成全球气价共同抬升的正向循环。
三、季节性补库节奏失衡，气价上行具备强确定性
（一）天然气的季节性特征与补库逻辑
天然气需求具有极强的季节性波动特征：冬季取暖需求高峰（每年 11 月至次年 3 月）的用气量，可达夏季淡季（4-10 月）的 2 倍左右。由于天然气生产不具备季节性调节能力，行业的核心运行逻辑是在需求淡季完成储气库补库，用库存应对旺季的需求峰值。
补库速率本质上是供给与需求差值的直接体现，补库越慢，说明供需缺口越大，旺季的价格风险就越高。
（二）与 2022 年欧洲能源危机的对比
本轮行情与 2022 年俄乌冲突引发的欧洲天然气危机有诸多相似之处，但当前基本面更为严峻：
相同点：
1. 供给缺口规模相当：本次卡塔尔受影响的年化供应量约 1000 多亿立方米 / 年，与 2022 年俄罗斯削减对欧出口的体量基本持平。
2. 冲突前全球供需已处于紧平衡状态，供给收缩会直接、快速地传导至价格端。
核心差异：
当前的库存基础远弱于 2022 年。2022 年冲突爆发时，欧洲天然气库存尚有一定基数，而 2026 年 7 月欧洲库存已处于 16 年历史低位。即使海峡封锁立即解除，卡塔尔的 LNG 交付恢复也大概率要到 9-10 月，全年补库的黄金窗口期已被大幅压缩，补库压力远大于 2022 年。
（三）后续价格推演的两种路径
结合补库节奏与供需现状，后续气价有两种演绎路径，最终均指向价格上涨：
1. 高价补库路径：各国为保障冬季供应，不顾高价持续采购补库，直接拉动气价在补库季持续单边上涨，复刻 2022 年 6 月后的独立上涨行情。
2. 延迟补库路径：部分国家因气价过高暂缓补库，短期价格上涨节奏放缓，但进入冬季旺季后，低库存叠加需求高峰会引发严重的缺气风险，价格将出现爆发式上涨。
国内市场同样受国际行情传导，市场化定价的天然气价格虽有短暂回落，但整体仍处高位，后续将随国际气价回升同步上行。
四、产业链投资机会梳理
在气价上行确定性较强的背景下，报告重点看好两类投资标的：一是拥有自有天然气资源的上游生产企业，直接受益气价上涨；二是具备类资源属性的综合能源企业，业绩稳健且有长期成长增量。
（一）自有资源型企业：直接受益气价上涨，产能增长提供弹性
这类企业自身拥有天然气开采产能，气源成本相对固定，气价上涨会直接转化为利润增量，同时产能扩张进一步放大业绩弹性。
1. 首华燃气
核心逻辑为产能持续增长、单位成本下降叠加市场化定价，业绩弹性突出。
产量端：预计每年保持 20% 左右的产能增速，规模效应与技术进步带动单位成本年均下降约 5%。
价格端：产出中约一半按照市场化价格销售，能充分享受此轮气价上涨的红利。
业绩与估值：预计 2026 年净利润 6-7 亿元；假设 2027 年气价从高位回落，业绩仍有望达到 10-11 亿元。按 2027 年业绩给予 15-20 倍估值，对应市值空间 150-200 亿元。
2. 新天然气
核心逻辑为在手资源储备充足，远期业绩释放潜力大。
公司当前项目较新，近两年业绩增速平缓，但资源储备丰富。
2028-2029 年新项目投产后，业绩将进入高速成长期，预计 2029 年后年均业绩增速可达 30%-40%；2030-2031 年利润较当前有望增长 2-3 倍，远期估值具备显著吸引力。
（二）类资源属性企业：业务多元稳健，新增项目提供增长期权
这类企业以能源贸易、综合加工为基础盘，同时布局自有资源类项目，业绩稳定性强，且新项目投产后有明确的利润增量。
1. 广汇能源
公司业务覆盖天然气、煤炭、煤化工三大板块，属于能源价格上行周期的三重受益标的。其中天然气是边际改善最显著的板块，预计从 2026 年三、四季度开始，天然气业务每季度可贡献 3-4 亿元的利润增量，年化增量超过 10 亿元；同时煤炭价格前景并不悲观，整体业绩韧性较强。
2. 九丰能源
公司以 LNG 和 LPG 贸易为基本盘，业务稳健，年利润稳定在 15-20 亿元。核心增长看点在于 2028 年新疆煤制气项目投产，该项目属于自有资源品类，预计年化可贡献 15-20 亿元的利润增量，届时公司年化总利润将达到 30-40 亿元，对应市值空间 300-400 亿元。此外公司还布局了商业航天特种气体（含氢气）供应业务，为业绩提供了额外的增长期权。
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