全球液化天然气（LNG）市场正经历自页岩气革命以来最大规模的产能扩张周期。平安证券2025年3月发布的《LNG迎扩能高峰，美欧亚气价差或收窄》报告指出，2025-2028年全球LNG将进入新增产能释放高峰期，新增产能达512百万吨/年，较2023年产能增加超一倍。美国Plaquemines和Corpus Christi S3、加拿大LNG Canada、卡塔尔North Field East等超级项目相继投产，全球LNG市场将由偏紧转向宽松。本文从产能节奏、区域分布、价格展望三个维度分析LNG产能释放周期的市场影响。

2023年是全球LNG扩产的空窗期，但2025-2028年将迎来产能集中释放。根据IGU统计，2024-2028年全球LNG新增产能达512百万吨/年，较2023年产能增加超一倍。主要新增项目分布在多个国家：美国Plaquemines P1（1333万吨/年，2024年底投产）和Corpus Christi S3（1000万吨/年，2024年底投产）已生产出第一批液化天然气，带来美国26.5%的产能增幅。加拿大LNG Canada（1400万吨/年）计划2025年夏季开始从1号线出口液化天然气。卡塔尔North Field East（3300万吨/年）和QatarGas LNG T8/T9（1560万吨/年）预期2025年底至2026年投产。此外，莫桑比克、刚果、尼日利亚、俄罗斯、澳大利亚等地也有新增项目。据EIA统计，目前北美共有10个在建LNG项目，北美LNG出口能力将从2023年的114亿立方英尺/天增至2028年的244亿立方英尺/天，增幅达114%。

美国天然气供应具有较大的价格弹性，能够快速匹配LNG产能释放的原料气需求。一方面，主要产气区库存井数量仍较多，一旦价格上涨、需求增加，供应能在较短时间内得到补充。另一方面，页岩气贡献了美国主要天然气产量，美国页岩油气田资源丰富、开发潜力大，经过页岩气革命后开发技术完备、增产边际成本较低。据EIA预测，2025年全球天然气产量增量主要来自美国二叠纪页岩油气田，2026年增量来自海内斯维尔和二叠纪地区。美国天然气供应弹性大的特征意味着LNG产能释放不会因原料气不足而受阻，但也意味着HH气价上方空间有限——一旦气价上涨触发增产，供给将迅速补充。

中国LNG进口能力持续扩大。据中石化研究院，截至2024年底全国LNG接收能力达到15040万吨/年，平均利用率降至56%，仍有较大提升空间。2025年随着全球大规模LNG项目投产、价格中枢小幅回落，中国进口LNG将继续保持增长。除约918亿立方米的合同执行量外，预期仍需进口221亿-249亿立方米LNG现货作为补充。中国LNG进口来源呈现多元化趋势，澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、美国、俄罗斯等国均占一定份额。管道气方面，中俄东线（西伯利亚力量1号线）2025年将达产，输气量有望提至380亿立方米，带动进口管道气量同比增加超80亿立方米。管道气进口提增可能对LNG进口量有所制约，但LNG在全球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。

LNG产能大规模释放将推动全球气价中枢下移，美欧亚气价差有望收窄。2024年全球气价整体回落至合理区间，但欧洲气价因供应脆弱性和冬季寒潮仍维持相对高位（TTF均价约10.9$/MMbtu，中国LNG现货到岸均价约11.9$/MMbtu，美国HH均价约2.2$/MMbtu），亚欧与美气价差显著。2025年随着美国、加拿大、卡塔尔LNG产能释放，LNG供应由紧转松，亚洲进口LNG价格中枢或下移，欧洲TTF气价淡季有震荡回落风险，美国HH气价中枢有抬升趋势。全球LNG市场正从“供应紧张”走向“供需宽松”，气价区域间价差有望逐步收窄，利好亚太地区LNG进口成本下降。

2024-2028年全球主要LNG新增产能项目

国家	项目名	产能（万吨/年）	预计投产时间
美国	Plaquemines P1	1333	2024年底
美国	Corpus Christi S3	1000	2024年底
加拿大	LNG Canada	1400	2025年中
卡塔尔	North Field East	3300	2025年底
卡塔尔	QatarGas LNG T8/T9	1560	2026年
美国	Plaquemines LNG	1008	2026年