天然气，
从一团火到全球市场。
做饭、供暖、发电和制造化肥，都可能用到天然气。它从哪里来，怎样送到用户手中，为什么不同地方卖出不同价格？先沿着一股气的旅程建立直觉，再看天气、库存、合同和公司利润。
先认识天然气，再研究天然气价格
从用途、运输和交付开始：谁需要天然气，为什么不能随处买到，以及哪些变化会影响价格。
天然气是地下形成的可燃气体混合物，主要成分是甲烷（CH₄）。燃烧时，它把化学能变成热；在工厂里，它也能作为制造其他产品的原料。商业天然气经过处理后才进入管网，通常还会在配送环节加臭，帮助发现泄漏。
它的经济特点来自物理形态：常温下是气体，比较占空间。大量运送天然气，需要持续输气的管道，或者先把它冷却成液体，再用专门的船运输。于是，“有没有气”和“能否按时送到”成了两个不同的问题。
同一种天然气，三种装运方式
处理后保持气态，在压力推动下沿管道前进。适合已经连接起来的气田和市场。
主要还是甲烷，只是冷却到约−162°C变成液体，方便跨海运输。到岸后通常要重新变成气体。
仍是气体，用高压容器装起来，常见于部分车辆供气。LPG则主要是丙烷、丁烷，属于另一类燃料。
先看懂两个问题：量，还是能量？
“有多少气”可以用立方米、立方英尺或LNG吨数表示；“能释放多少热”则用MMBtu、MWh或TWh表示。交易按热量报价，是因为不同气源每立方米释放的热量可能不同。
先记两个量级就够：1 bcm是10亿立方米；1 TWh是10亿千瓦时的能量。这里的天然气热量，还要经过发电转换，才成为你用到的电。
遇到带虚线的术语可点开解释。完整计算放在后面的“单位与汇率”实验里。
气从哪里来，流向哪里？
先看一个国家生产多少、自己用掉多少。产得多而用得少，才可能拿出较多气供给别处；用得多而本土产量少，就要重视进口。再点开贸易通道，看连接供需两端的管道、船运和海峡。
主要产气国
TWh / 世界占比2025同年产消热量 ÷ 同年全球分母；EI2026 / OWID。TWh是天然气热量，不是气电发电量，产消差额不直接等于净出口。
区域供需的空间错配
产量 消费2025 · TWh热量。使用EI的七大区域边界；欧洲不等于欧盟，独联体单列。
一立方米天然气的旅程
地下采出的气，不能简单装上船就卖。它先要除去杂质，再选择管道或LNG路线。每多一个处理和运输环节，就多一笔成本，也多一个可能限制供货速度的地方。
三个物理事实，决定商业模式
LNG的大致液化温度。低温罐、绝热、蒸发气管理与专用船舶构成跨洋贸易的门槛。
液态相对标准条件气态约缩小600倍。以装载17.4万m³ LNG为例，气化后约为1.04亿m³；这是体积换算示例，气质与参照温压会影响实际数值。
天然气既提供热和电，也为氢、氨、化肥等提供原料。两类需求的替代路线不同。
四个容易混淆的概念
常规气、页岩气、伴生气有什么不同？
常规气常聚集在有盖层的多孔储层。页岩气需要水平井和压裂改善流动；投产后递减与持续钻完井投入影响供给。伴生气随采油产生，其产量还受油价、油井投资和外输能力影响，低气价时也未必同步减产。
储量、产量、产能、库存如何区分？
储量是特定技术和经济条件下可回收的地下资源；产量是一段时间真正采出的流量；产能是设施能力；库存是已生产并储存的气。储采比是静态除法，不能直接当作资源耗尽倒计时。
干气、湿气与 LNG / LPG / CNG
处理厂去除杂质并分离部分液体后，形成可进管网的干气。LNG是液化天然气；LPG主要是丙烷和丁烷；CNG是加压储存的天然气。混用名称会把市场、船舶和价格指标一起弄错。
为什么气田附近也可能出现极低价格？
当井口产气超过外输、当地消费和储存能力，可交付市场被堵住。当地基差可能极度折价；油井若主要为油收入运行，伴生气供给也可能难以立即收缩。研究时先定位拥堵点。
管道像固定线路的运输系统
前期要建成整条线路，建设与过境安排都很重要。建好后，气可以持续流动，但买卖双方受到路线和输送能力的约束。一地有便宜气，若没有通往缺气地区的管道，也不能马上卖过去。
LNG像多了一套冷链的跨海货运
液化、低温海运、再气化都要花钱。它让没有管道直连的市场相互交易；如果合同和接收条件允许，货物还能改变目的地。究竟比管道便宜还是贵，要看距离、地形、规模、利用率和融资条件。
再多了解一点：船上的蒸发气和浮式接收站
谁在用气，什么时候最需要？
天然气的买家不只有家庭。电厂用它发电，工厂用它供热或做原料，居民和商户用它供暖、烧水、做饭。一个地区的气价会对什么消息敏感，往往取决于哪类用户占得多，以及他们能不能临时换燃料。
最近完整年的美国用气结构 · 2025
33,524.5 Bcf / 年以EIA总消费为分母；工业为该表独立分项，气田/处理自用单列。图示为美国，不能替代全球部门占比。
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产量增加，消费承压
国家统计局 · 10月19日发布
国家发改委 · 10月12日发布
期间和统计范围不同，二者不能直接相减得进口量。消费变化还需拆分价格、产业活动和替代能源。
美国供给与出口的最新实绩
EIA2026-10-30发布，按8月31天从月累计折算。美国供应可以缓冲全球缺口，但船舶、合同与目的地竞争决定最终到货。
冷一天，影响可能远超一天
低温同时增加供暖需求与冻井风险；极端冷天还会考验管道和储库瞬时交付能力。交易响应的是天气预报相对上一版的变化。
空调也在“烧天然气”
制冷负荷提高燃气发电需求。高温、低风、少雨或核电停机叠加，会挤压夏季注气量；电力系统结构决定敏感度。
低需求季也是补库窗口
取暖和制冷较弱时通常利于补库，但管网和气田检修也常在此时进行。南半球冬夏相反，不能照搬美国月份。
天气怎样变成用气需求？
房子越冷，暖气通常要烧更多气；天气越热，空调用电通常越多，电网中的燃气机组可能需要多发电。研究者因此把温度转换成“采暖度日HDD”和“制冷度日CDD”，便于比较不同天气。
按美国常用的65°F基准（约18.3°C），如果某天平均气温是55°F（约12.8°C），HDD就是10。把一个月逐日相加，再结合人口和用气分布加权，就比“这几天有点冷”更可量化。
HDD越高，通常表示取暖需要越强。它是需求线索，不能单独推算天然气价格。
把夏天的气，留给冬天
你可以把储气库想成一个调节供应的仓库：淡季多存一些，旺季拿出来用。但研究库存要分开问两件事——里面还剩多少气，以及每天最多能拿出多少气。后者不足时，有库存也可能来不及满足高峰需求。
库容像仓库大小，采出能力像每天能发出的货量。如果仓库里有100箱货，但每天只能发5箱，今天来了20箱的订单，短期缺口仍然存在。天然气还有压力和管网约束，气越少时，某些储库的采出速度也会下降。
地下储气多是把气压进岩石孔隙或盐穴；LNG罐则把液态气保持在低温下。日本主要依靠进口LNG与沿海储罐，同时也有INPEX关原地下储气库，储存方式不能简单按国家一刀切。
看库存，要同时看四件事
美国典型注采日历
通常注气 通常采气深入：储气为什么是一组期权，而不只是“低买高卖”？
天然气没有唯一的“世界价格”
先把HH、TTF、JKM理解成三个市场的价格参照：美国管道气、欧洲枢纽气、东北亚到岸LNG。它们卖的是相近的能源，却不是同一地点、同一交付条件的商品，所以价格可以长期不同。
假设一地的气很便宜，另一地很贵，贸易商会考虑把气运过去。但价差要先支付液化、运输和接收费用，还得有空闲设施、船舶和合同权利。只有这些条件满足，跨区交易才会增加供给、压缩价差。
在金融语言里，某地价格相对基准的差叫；扣掉运费等成本，倒推货物在源头能值多少钱，叫。它们不是额外的商品，而是帮助你比较位置与成本的工具。
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期货收益为什么不等于现货涨幅？
期货先定下未来某月、某地的交付价格。冬季合约可能在夏天已经很贵；随后即使冬季现货高于夏季，买入该合约仍可能亏损。
NG标准合约：价格每变动 $0.10/MMBtu，盈亏变动 $1,000
持有滚动产品，还要追踪持仓月份、合约收敛、抵押品收益和费用。Contango下换到更贵月份，并非换月瞬间直接亏掉价差，但后续收敛可能持续拖累多头。
读曲线时，拆开三种价差
跨市场套保还留下汇率、气质、数量、月份和结算窗口风险。保证金是履约担保，并不是最大损失；到期管理取决于实物或金融结算。
用一个例子理解3月与4月的价差
教学假设 · 不是行情预测美国3月通常还在取暖、采气，4月逐步转入补库。如果冬末库存很低，剩余寒冷天气对3月供应的压力可能更大。因此，交易者不只看气价涨跌，也会看“3月价格减4月价格”如何变化。
价差扩大了0.70美元/MMBtu。若一开始买入一手3月NG、同时卖出一手4月NG，并以所列价格平仓，价差损益为0.70 × 10,000 = 7,000美元，未计费用。反过来，若3月没有比4月涨得更多，这个组合也可能亏损。
NG、QG、MNG：同一市场，不同合约大小
深入：长约定价、油价挂钩与期权市场
合同价格也有自己的时钟
LNG长期合同可能采用油价挂钩（斜率 × 原油均价 + 常数）、气价指数或混合公式；还可能有滞后期、价格重谈、目的地和提货弹性。相同到岸价格并不意味着相同利润。
例如115% HH加固定费是部分美国合同机制，并非全球统一定价。合同与运输权的选择空间，本身就有价值。
波动率研究需要观察尾部
极端天气和停机可能让短端隐含波动率、看涨偏斜与月差同时跳升。研究期权须分开方向敞口、Gamma、Vega与时间价值，并使用与结算标的一致的历史序列。
用样本内季节图形成假设，再做跨年份验证；交易成本、换月规则、异常价格、保证金追加和可执行流动性都应进入回测。
谁通过天然气赚钱？
先看这家公司究竟卖什么：卖自己采出的气，收管道费，收液化加工费，做全球购销，还是把气零售给用户。它赚的是哪一笔钱，决定了气价上涨时利润会怎样变化。理解下面的模式后，再点开2026财报和股票代码。
| 公司 / 股票 | 业务位置 / 期间 | 币种 | 集团收入 | 集团归母净利润 | 详情 |
|---|
集团收入和利润包含非天然气业务；EQT收入含衍生品损益。分部净利润、经营利润、EBDA、调整后利润和毛利口径不同，不能放入同一个“天然气利润排名”。股票代码用于识别研究对象。
上游：资源与再投资
从实现气价扣除开采、集输、税费、利息与维持性资本开支，观察穿越价格周期的现金流。只看低开采现金成本，可能低估页岩递减的补偿投入。
中游：合同与资本成本
看收费期限、客户信用、扩建回报与负债。EBITDA稳定并不保证股权价值不受利率、建设成本或续约风险影响。
贸易 / 城燃：价差与传导
贸易商管理来源、航程与合同选择权；城燃关注采购和终端售气价差。价格大涨时，营收可以上升而利润率下降。
一船气卖得更贵，新增的钱到底给了谁？
把判断放进实验室
每次只改一个输入，看看结果为什么变化。比如让每天的需求多10单位，库存会多消耗多少；或者让电价提高，原本省钱的热泵还是否划算。默认数字是教学假设，重点是理解关系。
冲击的方向取决于发生在哪里
从数量冲击走到价格，再走到股票
依次问：缺口有多大、持续多久、谁能补上、需要付多少边际成本、哪些合同允许转嫁、哪些公司真正保留价差？
同一场事故，可能利空美国原料气、利多进口地区现货、利空事故设施业主，并增加其他贸易组合的机会。每一步都需要独立证据。
天然气可以被替代到什么程度？
先问用户需要的是“热”“电”，还是天然气里的化学成分。供暖可以考虑热泵，发电可以比较煤、核电和风光储能；但化肥厂用天然气制氢时，单纯换成电加热并不能替掉原料。设备改造也需要时间，所以短期与长期答案不同。
例如热泵不是把电直接变成同等数量的热。它主要用电把室外或地下的热搬进屋内。季节COP为3，意味着消耗1份电、提供约3份热；但是否省钱，还要比较电价和气价，以及安装成本。
发电替代也有“设备在不在”的问题。今天气贵了，如果附近有可运行的煤电机组，可能调整发电；如果只有燃气机组，就不能一夜之间换成核电。长期新增风光、电网、储能与其他电源，才会逐渐改变用气结构。
| 用途 | 主要替代选项 | 短期能否切换 | 长期决定因素 |
|---|
燃烧碳排放较低，不代表全链条零碳
这两个数比较的是同等燃料热量：天然气燃烧产生的CO₂约为平均煤的55%。比较“发一度电”时还要考虑机组效率。供应链里泄漏的甲烷本身也会影响气候，液化和运输也耗能，因此低燃烧排放不能直接代表全部环境影响。
风光增长，对气的两种影响
发电量层面：风光、核电和储能可挤出燃气发电，降低全年燃料需求。
可靠性层面：当低风低光、需求尖峰或其他机组不可用时，快速调节电源仍可能具有系统价值。燃气机组运行小时下降，也可能获得容量或灵活性收入。
| 指标 | 单位 | 2026全年预测 | 2027全年预测 |
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预测不能替代10月后续实绩，也不包含发布后所有新事件。海峡恢复取决于运输安全、船舶与设施状态；2026时间线给出已核实观察。
霍尔木兹受阻，如何传遍天然气市场？
卡塔尔装好的一船LNG，要先驶出波斯湾，才能前往亚洲或欧洲。霍尔木兹海峡就像这条出口路线的大门：门受阻，买方能及时收到的货就变少；而门重新打开后，损坏的工厂、缺少的船和合同履约也需要恢复。
危机前，经过这条海峡的货物约占全球海运LNG供应的20%，它不是全球全部天然气的20%。大量天然气在本国使用，或通过管道跨境运输；所以不同市场受到的冲击并不一样。
进口市场可能为争取有限船货提高出价，美国本土气价却还受自己的产量、库存和出口设施能力约束。下面的价格和库存，就是这条传导链上的不同观察点。
波斯湾LNG的关键通道
地理示意 · 非AIS实况卡塔尔货物要先离开波斯湾；好望角绕航无法替代这道出口。中东其他来源要分别看：阿曼Qalhat终端位于海峡外侧，不必经过霍尔木兹。
欧洲：库存位置决定缓冲有多厚
2026-10-30气日EU：845.9255 TWh / 74.68%；E=估算、C=已确认。技术容量是计算填充率的分母，库容之外还需看采出能力和连通性。
美国：全国库存与地区约束分开看
2026-10-23全国库存比五年同期均值高38 Bcf（+1.0%），比上年同期低147 Bcf（−3.8%）；中南部却低于五年均值，聚合充足不代表每个区域都宽松。
每项数据，到底更新到哪里？
观察期 ≠ 发布日| 指标 | 最新可核实观察期 | 数值 / 状态 | 性质与来源 |
|---|
从理解商品，到建立研究闭环
把研究拆成三个连续问题：这一段时间供给够不够；不够时谁能增加供应、谁能少用一点；变化最后落到哪份合同、哪家公司。这样，天气、库存、船期和财报就能放进同一条因果链。
持续跟踪的六组信号
HDD/CDD、预报修订、风光水核可用率。比较人口与用气权重，不只看单城温度。
干气日产、冻停、钻完井、盆地外输、伴生气。区分当期流量与滞后资本开支。
Feedgas、液化厂检修、装船、船期、接收罐存、运价与净回值。容量公告不等于可售货物。
气煤相对成本、工业开工、取暖、城燃顺价、核电与水电、需求破坏是否永久。
季节月差、基差、隐含波动率、持仓集中、成交与保证金。价格先变，物理数据后确认的情况并不少见。
反直觉测验
一页研究备忘录：从问题开始
明确市场和期限；写出产量 + 进口 − 国内消费 − 出口 = 库存变化。统一单位、日期和统计边界。
列出能填补缺口的来源：储气、LNG、增产、替代燃料、减产停工。估计其速度、数量与成本。
从冲击映射到合约或公司，说明基准、到期、套保、合同传导和资本成本；列出证伪条件。
六个练习，建立可迁移的能力
术语、数据与原始来源
数据带着口径一起使用。点击术语展开，点击来源返回原始数据、交易所规则或财务披露。
为什么不同报告的2025年LNG量不完全相同？
本页数据说明
全球横向比较：采用EI2026 / OWID新版数据的2025观察年，保留TWh热量原单位；消费采用天然气总能源供应/消费口径，缺值不以零填充。2026年内数据另标实际月份；截至2026-11-01。
单位与边界：全球地图用TWh热量，美国月度用Bcf/d，中国年内用bcm，LNG贸易用百万吨。体积转热量需给定气质、热值、温压；不同来源不直接拼接。供需差额不直接等于净贸易，图中主要通道为方向示意，线宽不代表流量。
市场与模型：价格图使用EIA月均现货；计算器输入是可更改假设，结果未包含所有合同、成本或物理约束。上市公司默认2026最新累计披露、可切换FY2025；新奥H1与其他公司的9M分开，不将集团利润全部归属于天然气。
来源更新：原始链接可能更新或修订。本HTML内数据为固定快照；实时库存、船期、价格与项目状态请回到对应来源查看。方法解释与情景传导为基于所列资料的分析。