美国HH、欧洲TTF、东北亚LNG现货三大天然气价格之间的价差，是全球天然气市场最重要的价格信号之一。平安证券报告指出，美国HH气价合理运行区间为2.5-3.5$/MMbtu（中高成本产气区盈亏平衡点），而2024年欧洲TTF均价约10.9$/MMbtu、中国LNG现货到岸均价约11.9$/MMbtu，亚欧与美气价差显著。2025-2028年LNG大规模扩能将推动欧亚气价中枢下移，美欧亚气价差有望收窄。本文从定价模式、成本支撑、量增价降三个维度分析美欧亚气价差的演变趋势。

全球LNG贸易中，长协约占61.1%，现货占35.2%。定价模式决定气价差异的核心因素。中东、亚太地区长协多与油价挂钩（OPE模式），东北亚定价公式为LNG=KBrent/JCC+B，2024年布油挂钩长协价约9.40$/MMbtu。北美和欧洲以气对气竞争定价（GOG模式），美国LNG价格=(1+15%)HH+[液化费+运费]（3-5$/MMbtu）。2024年低气价环境下，HH挂钩的美国长协价约7.71$/MMbtu，低于油价挂钩的9.40$/MMbtu，GOG模式更具价格优势。但若2025年布油回落至65美元/桶（油价挂钩长协约7.65）而HH上调至3$/MMbtu（气价挂钩长协约8.59），油价挂钩长协将重获优势。

从成本端看，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价在2.5-3.5$/MMbtu，这是HH气价合理运行区间。据测算，美国LNG出口到中国成本=HH（取3）+1.15气损+2.31液化费+2.5运费+0.33管输费=8.59$/MMbtu，加征15%关税后为9.88$/MMbtu。美国LNG原料气成本和液化成本全球较低，且美国在全球LNG贸易中占比高，该价格可作为中国进口LNG的支撑价。2024年HH均价仅2.23$/MMbtu（低于2.5盈亏平衡线），导致生产商减产挺价，预计2025年HH中枢将向2.5-3.5区间回归。

2025-2028年全球LNG产能大规模释放，将推动欧亚气价中枢下移。需求端，LNG增量主要来自中国和东南亚、南亚国家（经济增速高+接收设施投产），但中国本土非常规气产量增速较快、中俄管道气进口增量持续释放，可能对LNG进口有所制约。欧洲气电需求受新能源替代呈趋减态势，工业耗气在经济下行和巨头裁员影响下存走弱风险。供应端，LNG由紧转松。预计2025年淡季欧洲TTF价格在需求弱势和供应走宽预期下有震荡回落、中枢下移风险，但因欧气供应脆弱性（2024年底冷冬行情可见一斑），下调幅度有限，季节性行情仍大。美国HH价格中枢有望抬升（数据中心电力需求+LNG出口原料气需求），但供给弹性限制上方空间。美欧亚气价差有望逐步收窄。

全球LNG量增价降趋势下，中国LNG进口现货价中枢有望进一步下移。随着我国气价市场化推进，上下游价格联动性加强，城燃公司购气成本有望下行。上游气源供应商（中石油/中石化/中海油）和市场化购气占比高的燃气公司有望受益于进口气价下调带来的盈利修复。同时，油价中枢下移将使拥有油气挂钩长协气源的企业成本下降。建议关注兼有油气挂钩长协和市场化气源等多元化原料构成、业绩稳健、分红比例较高的燃气企业：中国燃气、华润燃气、昆仑能源、新奥能源、佛燃能源。

全球代表性LNG项目出口到中国的成本测算（$/MMbtu）

项目	国家	上游成本	液化成本	FOB离岸	到中国运费	中国到岸成本
Sabine Pass T1-2	美国	3.37	2.08	5.45	2.5	7.95
Corpus Christi T3	美国	3.47	3.07	6.54	2.5	9.04
LNG Canada	加拿大	2.00	3.97	5.97	1.3	7.27
Qatargas II	卡塔尔	0.21	1.75	1.96	1.0	2.96