【导语】

8月全球天然气市场走势分化，美国受高产量与充裕库存压制，天然气月均价环比下跌6%；欧洲则因地缘供应收紧与历史低库存推动月均价环比大涨17%，欧美价差创历史高位。展望9月，美国市场多空博弈，欧洲面临补库与地缘双重压力。

第一章 天然气期货市场走势回顾

1.1 美国期货市场

8月美国亨利港（Henry Hub，以下简称HH）天然气期货市场月均价同环比继续下跌。

8月美国天然气市场整体呈缓慢上行走势，高位供应、充裕库存导致价格在前期偏弱，后期受高温及原料气需求带动逐渐上涨。

• 供应与库存：EIA数据显示，8月美国本土48州天然气日均总产量约为1112亿立方英尺，环比增加约0.5%，其中二叠纪盆地的伴生气产量受高油价支撑表现强劲。贝克休斯数据显示，8月美国活跃天然气钻机数升至128座，环比继续增加2座。截至截止8月21日当周，美国天然气库存量31840亿立方英尺，比前一周增加150亿立方英尺，比5年平均值高1670亿立方英尺，增幅5.5%，库存绝对水平持续充裕。

• 需求结构：8月全美多地延续高温态势，德州电力需求刷新纪录，制冷用电激增带动燃气电厂维持高气耗，发电用气成为需求核心支柱；工业用气环比基本持平，住宅与商业用气仍处夏季低位。区域表现分化，东南部及德州需求增长，西部及东北部回落，相互抵消后整体需求保持韧性。出口方面，8月美国LNG出口量达1019万吨（环比降0.1%，同比增14.6%），Freeport LNG出口终端自7月中旬起的大型计划内维护，仍在压制出口终端进气量，但出口端对需求的支撑正在恢复。

• 月内走势：上旬，高温支撑制冷需求，但创纪录产量压制，价格在2.65-2.80美元区间运行；中旬，产量纪录与库存充裕压力仍在，但Freeport LNG检修接近尾声，原料气流量恢复预期增强，价格先跌后涨；下旬，破纪录夏末热浪预报推升制冷需求预期，Freeport LNG检修结束恢复运营带动出口原料气需求升至6月底以来最高，价格创月内高点。

1.2 欧洲期货市场

8月欧洲天然气期货价格下探后宽幅反弹冲高，月均价同环比上涨。

• 供应与库存：欧盟8月LNG总进口量为813.8万吨（环比增加23.32%，同比下降1%），随着欧洲价格升高欧洲价格逐渐高于亚洲价格，吸引现货资源流入，叠加高温制冷需求推动环比增幅明显。GIE数据显示，截至8月31日，欧洲储气库库容率为65.39%，虽环比回升8.53个百分点，但较去年同期低12.26个百分点，同比降幅逐月扩大。地缘层面，中东局势反复及海峡通行受阻引发市场对中东资源供给的担忧仍在持续。

• 需求表现：8月欧洲延续极端高温态势，多地气温突破40℃，高温同时制约核电、水电出力不足，空调制冷用电需求激增背景下，燃气发电成为电力系统关键的调峰支撑力量，发电用气是本月需求的核心支柱；工业用气持续受高气价抑制，复苏乏力。此外，低库存与供应收紧进一步强化了需求对价格的支撑效应。

• 月内走势：月初，受中东局势降温预期释放部分溢价，此后，和谈进程渺茫，局势仍然紧张，高温推升制冷用电需求，价格快速反弹；中旬，LNG进口因霍尔木兹海峡中断持续受限、挪威管道气检修延长、注气速度缓慢等多重利多共振，价格持续攀升并突破7月创下的阶段性高点；下旬，发电用气刚需与历史低库存构成强劲底部支撑，价格继续冲高，月内累计涨幅达到33.99%。

1.3 欧美市场贸易价差分析

8月份，美国Henry Hub天然气期货价格与欧洲TTF天然气期货价格之间的价差月均值达到18.34美元/百万英热，环比上月扩大20.18%，同比升高122.57%。

在全球LNG贸易市场中，美国和欧洲分别是主要供应和主要需求地区的角色。8月份，根据前文分析，霍尔木兹海峡通行受阻致使波斯湾LNG供应持续受限，欧盟储气库填充率为2011年以来同期最低水平，供应收紧叠加低库存推动TTF价格8月冲至三年新高，而美国本土产量维持历史高位，国内供应充裕持续压制Henry Hub价格，从而导致两地价差在本月继续扩大。价差进一步扩大后，扣除液化及航运成本套利窗口比较清晰，8月欧洲进口量中68%的货源来自于美国，未来随着欧洲补库推进，欧洲价格或持续高于亚洲，将导致美国LNG在欧亚两地的流向继续呈现分化。

第二章 中国天然气现货市场走势回顾及分析

目前中国LNG现货到岸价格与欧洲天然气市场价格展现出较强的联动性。其核心原因在于，全球LNG贸易具有高度一体化的特征，中国与欧洲的LNG进口来源存在一定重叠，任何地缘政治或供应链的变数都容易引发全球市场的连锁反应。从历史轨迹来看，中国LNG现货到岸价的走势与欧洲市场呈现出高度的趋势相似性。根据上海石油天然气交易中心发布的数据，8月中国LNG现货到岸价均值为21.07美元/百万英热，较去年同期上涨91.7%。

随着全球LNG贸易的一体化的深化，中国LNG现货到岸价对中国市场的影响强度持续加深，不过，除进口成本外，中国国内LNG现货市场价格走势的影响因素也是多样的，会受到国内自身供需情况的影响。因此中国国内LNG现货市场的供需基本面也值得关注。

8月中国LNG市场均价同比上涨、环比下跌，月内先窄幅下跌后持续上涨。

• 供应方面：全国299家LNG工厂监测数据显示，8月工厂开工负荷率为49.5%，日均产量11587万立方米（环比减少2.58%）。全国LNG接收站整体库容率环比微降0.07%，其中华北升，华南华东降。

• 需求方面：8月全国LNG消费前二十省份合计消费299.64万吨（同比降8.44%，环比降0.17%）。一方面高价对工业、交通需求形成抑制，另一方面东南沿海地区多次受台风影响，降雨频繁进而冲击LNG用气需求。

• 基本面研判与月内走势：上旬，原料气竞拍量减价升致供应收缩支撑挺价，但出货承压后被动降价去库，降雨天气拖累物流周转，终端刚需采购为主，价格整体下行。中旬，原料气竞拍成本上涨叠加液厂库存可控，上游挺价意愿增强，华北接收站外销资源收缩，海气供应有所缩减，整体来看成本端抬升主导走势，价格反弹。下旬，部分液厂原料气不足减产叠加华北、华中检修，国产开工负荷走低，加之台风频发导致沿海进口船期偏少，供应持续收紧，上游挺价情绪回升，价格持续走高。

第三章 市场从业者利润成本分析及风险规避案例分析

3.1 各环节从业者利润及成本分析

LNG进口商利润

根据卓创资讯统计，7月进口LNG（包含长协和现货LNG进口）通过汽运形式出货的理论套利空间为758元/吨，同比增加405元/吨，环比减少751元/吨，套利空间明显回落，但仍处于四年同期较高水平。7月进口LNG成本受原油上涨带动长协成本升高及现货LNG成本上涨影响明显走高，国内LNG市场价格因淡季需求偏弱价格环比微跌，从而影响进口资源内贸套利水平环比减少。

国内LNG贸易商毛利

根据卓创资讯统计，8月LNG贸易商的毛利为614元/吨，同比增加228元/吨，环比增加11元/吨。8月国内LNG市场需求疲软，上游出厂价格整体波动幅度有限，贸易商毛利环比涨幅较小，但受地缘局势带来的价格高位运行影响，毛利处于四年同期最高位。

下游直供用户（城燃或大工业用户）用气成本

根据卓创资讯统计，8月下游直供用户的用气价格为3.49元/立方米，同比上涨0.83元/立方米，环比上涨0.12元/立方米。8月华东、华南气温一度出现阶段性高温，支撑制冷发电用气需求旺盛，加之台风频发导致航道受阻，进口LNG资源供应收紧，推动价格上行。

3.2 市场从业者风险规避案例分析

某LNG进口商在7月30日采购一批液化天然气（LNG），约定8月31日交付，采购量约为350万百万英热，定价基准为美国亨利港（HH）天然气期货结算价。若不对冲，出口商将面临8月份天然气价格波动的风险：若价格上涨，采购成本增加；若价格下跌，则可能降低采购成本。

假设在未对冲的情况下，8月31日现货价格可能较7月30日上涨，进口商将面临采购成本增加的风险。为规避这一风险，进口商决定在7月30日买入NG或MNG期货合约，以锁定采购成本。

完全对冲效果：现货额外亏损被期货盈利抵消，实际成本仍为2.758美元/百万英热。

美国亨利港（Henry Hub，简称HH）天然气期货是芝加哥商品交易所集团（CME Group）旗下纽约商业交易所（NYMEX）推出的重要能源衍生品合约。该产品包含两种规格：标准合约（交易代码NG）和微型合约（交易代码MNG）。这两种合约的主要区别在于交易规模，但均以亨利港的天然气价格为基准进行定价。

综上所述，通过期货交易，进口商将采购成本锁定在7月30日的2.758美元/百万英热，消除价格波动风险。

市场从业者在面临多变的市场环境时，核心目标是管理价格波动风险，减少经营利润的不确定性，通过期货对冲，可以稳定经营利润、降低财务风险、优化资源配置，最终提高自身市场竞争力。

第四章 下月全球主要天然气市场展望

美国市场展望

9月，美国天然气市场供需两端将呈现夏季需求边际转弱、出口需求恢复与库存高企并存的复杂格局。供应端方面，产量维持高位且有增长预期，数据显示8月下旬干气产量已升至1140亿立方英尺/日，二叠纪盆地伴生气是主要增产来源，贝克休斯数据显示活跃天然气钻机创5个月新高，预示着产量仍有上行空间；库存方面，预计10月底库存仍将继续升高，达到10年来最高水平，较五年均值高出5%，供应宽松格局持续。需求端方面，NOAA气象预报显示，在9月上旬，美国西部、南部平原、东南部及东北部大部分地区气温仍将高于正常水平，电力部门发电用气仍是短期需求的核心支撑，但东北部本周末气温将低于正常水平，制冷需求继续存在边际转弱趋势；LNG出口方面，Freeport LNG检修基本结束，原料气流量恢复，而欧洲库存远低于五年均值，全球供应紧张局势将继续支撑美国LNG出口需求。综合来看，9月市场面临高温支撑渐弱、出口需求恢复、库存高位压制的多空博弈。

欧洲市场展望

9月，欧洲天然气市场将面临历史低库存、补库窗口收窄与地缘风险升温的多重压力。供应端方面，卡塔尔LNG因霍尔木兹海峡局势升级暂停供应措施已延长至11月初，全球约五分之一的LNG贸易仍受制约，欧洲被迫与亚洲买家争夺有限现货资源；库存端，截至8月底欧盟储气库填充率较五年同期均值低近17个百分点，为2011年有记录以来同期最低水平，而高气价导致注气在季节性存储方面仍然缺乏经济性预期，持续抑制企业存储意愿，按当前速度入冬前储气率可能仅达70%-75%，远低于欧盟90%的填充目标。需求端方面，气象预报显示9月欧洲大部气温仍高于正常水平，厄尔尼诺现象或使秋季延续偏暖态势。此外，TTF价格于9月初已创3月以来新高，若中东出口持续受阻，气价可能需继续攀升才能平衡市场。综合来看，供应收紧、补库压力与地缘风险将主导9月市场走势，而偏暖天气或在一定程度上缓和需求端的紧张程度。

中国市场展望

9月，国内LNG市场预计将呈现供应收缩与需求淡旺季切换并存的局面，供应端减量预期明确，而需求端整体消费量或维持平稳。供应面来看，国内工厂方面，新疆、内蒙合计3个煤制气项目开启检修，叠加中亚、中俄管道气亦有常规检修计划，9月上半月中石油直供原料气投放量较8月下半月缩减约100万方/天，综合判断9月国内液厂整体开工负荷大概率回落，接收站方面，南方地区台风影响消退后到港船期稳步恢复，9月接收站槽批出货量仅有小幅增加可能，难以对冲国产气减量缺口。需求面来看，交通领域由于柴油涨势迅勐，LNG比价优势仍存，且中秋、国庆双节临近，节前补库需求释放将对车用气销量形成阶段性支撑；发电领域，9月夏季气电调峰需求基本消退，电力端对补充用气需求支撑下滑；工业领域，“金九银十”传统生产旺季开启，下游开工率稳步回升，叠加管道气供应收紧，部分工业用户气源切换将小幅提升对液态LNG的采购需求。综合来看，供应收紧或致国内LNG市场均价上涨，月内价格走势或先涨后跌。

风险提示：需密切关注地缘局势变化、美国气温、欧洲补库等情况。