美国天然气：
AI增量 + 出口逻辑

全球定价结构以美欧亚区域分割：天然气常温下体积是液态的600倍，必须经管道或液化（LNG）才能跨区运输，基础设施成本高、周期长，天然形成区域分割。结果是三个独立基准：北美HH、欧洲TTF、亚洲JKM，彼此价差可长期维持。

美国天然气价格：充足供给下预计价格温和上涨

2022年因连续两年极寒冬天叠加部分管道冻结，HH价格异常升至$6.45/mmBtu峰值，但随后迅速回落。EIA 2026年STEO预测均值$3.80，Bloomberg共识约$3.05，与2015—2024十年均值持平——基准情形是低增长，上行需要超预期的需求冲击。

供需关系：出口需求增速最快，新增产能与需求增量持平

2025年美国天然气总产量约112 bcf/d，国内消费约91 bcf/d，LNG净出口约15 bcf/d，墨西哥管道出口约6 bcf/d。供给侧充裕：2030年将新增约27 bcf/d产能，与需求增量大致持平，难以形成价格上行压力。需求端最大的增量来自LNG出口（+12.6%），国内电力消费基本持平。

AI需求量级：AI占天然气整体需求5%，2030年需求将翻倍。2026年AI天然气需求约3—4 bcf/d：其中数据中心BTM（背靠表）自发电贡献约1 bcf/d，电网侧贡献约2—3 bcf/d。Morgan Stanley估算到2030年这一数字将翻倍至7—8 bcf/d。AI Agent耗电约为chatbot的6倍（2 Wh vs 0.3 Wh/query），Goldman Sachs估算每提升5%的agentic算力占比，对应1 bcf/d天然气增量。AI用电仅有40%来自天然气，其余来自核电、可再生能源等。长期upside真实，但近中期需求主要来自出口。

供应缺口与买家重组：卡塔尔LNG设施因不可抗力受损，预计3—5年恢复，影响全球产能约3.5%，叠加霍尔木兹海峡风险，欧亚买家被迫战略性转向美国LNG。俄乌战争后欧洲的气源重构提供了先例——美国LNG在EU进口中的份额从近零跃升至约46%。预计本次中东事件后，亚洲对美国LNG的战略性需求同样加速提升。

套利空间与市场份额：价差逻辑：只要JKM spot高于$10/mmBtu，保持JKM vs HH $5—6的利差，出口即可盈亏平衡。目前JKM从最高$30跌至约$20，HH约$3.8，利差约$15——远高于break-even。卡塔尔产能down的影响有6个月滞后性，价格不一定继续下跌。Morgan Stanley预计到2030年美国LNG在亚洲市场（除中国）的份额将从约10%升至25%，今年LNG出口增量约2 bcf/d（Golden Pass Train 1 + Corpus Christi S3）。

出口商套利模式：VG（Venture Global）和Cheniere是美国最大的LNG液化出口商，核心商业模式是将美国廉价天然气（Henry Hub定价）液化后运往亚洲（JKM基准）或欧洲（TTF基准），赚取套利利差（Net Commodity Margin）= 欧/亚高价格（JKM/TTF）− 北美低价格（HH）− 液化与运输成本，本质是把美产LNG运往亚洲市场的跨大洋套利空间。VG有30%+的free capacity可mark to market，是整个产业链中出口价差弹性最高的标的，PT $23（基于JKM $20）。Cheniere/CQP合同保护更好但仅5% free capacity，弹性有限。