【导语】

6月全球天然气市场呈现欧美走势分化格局，美国HH期货月均价环比上涨而欧洲TTF期货月均价环比下跌，整体来看，欧美市场定价逻辑分化——美国受季节性需求主导，欧洲则受地缘局势与供应结构性收紧共同作用。后市走向将取决于高温天气持续时长、库存补库进度及地缘局势演变。

第一章 天然气期货市场走势回顾

1.1 美国期货市场

6月美国亨利港（Henry Hub，以下简称HH）天然气期货市场月均价同比下跌、环比上涨。

6月美国天然气市场整体仍呈震荡上行，季节性制冷需求推动价格走强。

供应方面，根据EIA周度天然气数据显示，6月美国本土48州天然气总产量日均值约在1097亿立方英尺/日左右，产量较五月基本持平，随着部分气田的季节性维护结束，且夏季需求逐渐启动，能源企业生产积极性有所提高，产量整体保持平稳，较5月微幅增加2亿立方英尺/日；根据Baker Hughes数据显示，6月美国活跃天然气钻机数量为123座，较上月减少4座，同比高11座；库存方面，截止6月26日当周，美国天然气库存量29220亿立方英尺，比前一周增加870亿立方英尺；库存量比去年同期低230亿立方英尺，降幅0.8%；比5年平均值高1750亿立方英尺，增幅6.4%，累库仍在推进，但注入量环比有所减少，且受强劲LNG出口带动，库存量较去年同期开始转为下降态势。

需求方面，6月美国各地气温开始逐渐升高，且气温普遍高于正常水平，其中上旬气温升高主要集中在东部和南部，多个城市气温攀升至30℃以上，制冷发电需求骤增，中旬虽然受冷空气和降雨影响，中西部、五大湖和东北部地区气温回落，但6月下旬，一场由“热穹顶”引发的大范围极端热浪席卷东部和中西部，受此持续高温推动，发电用气需求大幅增长，另外，工业用气需求在6月保持稳定，而住宅和商业需求则因天气转暖处于一年中最低水平，整体来看，发电用气这一核心引擎带动了美国6月天然气需求的增长；另外，根据Kpler船期数据统计，6月美国累计出口LNG达1038.5万吨，Golden Pass等新建产能投产为出口提供了增量，出口量较5月增加3.93%，同比增幅则高达33%。综合来看，美国天然气产量重新恢复增加态势，但受到夏季制冷需求增加以及LNG出口高位支撑等需求端旺盛态势影响，价格呈现上行走势。

月内走势来看，月初，LNG出口流量回升叠加高温天气初现，价格获得支撑；中旬，美伊达成霍尔木兹海峡临时开放协议，全球供应担忧缓解，叠加天气转凉，价格一度回调至逾两周低点；下旬，热浪开始席卷美国东部和中西部，制冷需求全面启动，发电用气量大幅攀升，叠加LNG原料气流量升至强劲水平，价格达到2月以来新高水平。

1.2 欧洲期货市场

6月欧洲天然气期货价格从较高位直线回落，下旬企稳并窄幅反弹，月均价同比上涨、环比下跌。

供应方面，欧盟6月LNG总进口量为768.7万吨，环比上月减少15.14%，同比减少18.9%；库存方面，根据GIE的数据显示，截至6月30日，储气库库容率为48.86%，4月注气开始后，库容率增加较为稳定，6月底库容率环比上月底增加8.77个百分点，较去年同期下跌9.73个百分点，受4月期初库容率较低影响，虽然注气稳定，但整体库存持续处于四年来同期最低水平。

需求方面，高温驱动发电用气，成为本月天然气需求唯一支撑。工业用气受高气价持续压制，需求复苏乏力；受低压静稳天气影响，风电出力大幅下滑，风电缺口迫使电网重启燃气电站，同时，大面积热浪席卷整个欧洲地区，多国气温升至历史新高，法国甚至出现44℃以上高温，空调制冷需求激增，成为淡季中支撑需求的关键力量，不过，价格高企叠加亚洲买家的激烈竞争，导致欧洲市场难以吸引足够的现货资源，抑制了燃气发电进一步增长空间。综合来看，极端高温阶段性拉动发电用气，但高气价导致需求受限，6月欧洲天然气需求整体较为疲软。

月内走势来看，上旬，欧洲的热浪开始拉开序幕，本轮热浪呈现比传统夏季提前、覆盖范围广且强度持续大的显着特征，加之低压静稳天气导致风电出力下滑，天然气发电制冷需求开始明显增加，从而带动价格震荡上行；中旬，欧洲热浪仍在持续，不过美伊双方紧张局势开始缓解，尤其签署谅解备忘录后，地缘溢价风险明显下降，海峡通航逐渐恢复，卡塔尔资源已开始供应亚洲市场，亚洲对现货LNG需求紧迫度有所下降，地缘风险缓解及欧亚资源竞争缓解预期带动欧洲价格开始直线回落，价格跌至2个月以来最低水平；下旬，一方面欧洲热浪达到顶峰，推动发电用气需求增加，另一方面，中东地缘局势不确定性增加，引发市场对霍尔木兹海峡运输效率及天然气供应恢复问题的担忧，不过由于并未出现大规模冲突，因此本轮地缘问题带来的溢价并不明显，价格呈现窄幅反弹。

1.3 欧美市场贸易价差分析

6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12美元/百万英热，环比上月收窄9.16%；同比升高38.5%。

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。6月份，根据前文分析，中东地缘问题出现转机，市场对于供应担忧的情绪明显缓解，霍尔木兹海峡允许通航后，部分资源可以运出供应市场，也缓解了欧亚之间对于LNG资源的竞争，影响欧洲天然气价格在月中出现明显回落，而美国天然气价格则在国内季节性需求增加的影响下环比上涨，从而导致两地价差有所收窄。6月美国资源运送至欧洲市场的比例仍然较高，但由于亚洲市场溢价略高于欧洲市场，本月美国LNG流入欧洲的比例有所下降，目前美国资源在欧洲LNG进口市场的占有率约为40%左右。

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，6月中国LNG现货到岸价均值为16.57美元/百万英热，较去年同期上涨33.41%。

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。

6月中国LNG市场均价同比上涨，环比波动幅度较小，全月以先涨后跌为主。

供应方面，卓创资讯对全国296家LNG工厂的监测数据显示，2026年6月全国LNG工厂总供应量241.80万吨，较5月减少3.32万吨，环比下降1.35%，同比增长11.87%。从日均产量来看，2026年6月全国LNG工厂日均供应量8.06万吨，环比上月增加1.90%。接收站液态出货量为84.36万吨，环比上月涨幅5.87%。库存方面，6月份全国LNG接收站整体库容率环比上涨0.63%，其中华北、华东库容率下降，华南库容率上升。

需求方面，2026年6月全国LNG消费量排名前二十省份合计消费量298.6万吨，较去年同期减少1.24%，较上月减少4.37%；1-6月累计消费量1826.87万吨，较去年同期增加4.82%。当月消费量减少仍然受进口资源整体偏紧导致的液态供应量有限影响，加之中上旬价格仍处于相对高位，对工业、交通等下游消费需求带来抑制作用。

6月份国内LNG市场呈现进一步冲高后宽幅回落为主态势。供应端，上旬收紧、下旬转松为主，上旬至中旬的原料气竞拍价格上涨推高液厂生产成本，叠加常规检修季导致主产地液厂检修增多、货源供应偏紧，上游挺价情绪浓厚，推动国产气价格持续上行；接收站方面，华东地区气温升高带动补库需求，海气价格小幅跟涨，但国际美伊和谈取得进展后海外LNG现货价格开始回落，受运输周期等因素影响低价货源尚未传导至国内，仅部分接收站为去库小幅降价；下旬，地缘局势缓和成为行情逆转的核心因素，美伊达成和平协议后进口气源增量预期升温，叠加国内部分液厂检修结束逐步提产，国产供应趋向宽松。需求端，整体维持疲软态势，淡季消费短板凸显，高价位进一步压制终端用气需求，下游采购谨慎、高价拿货意愿低迷，端午假期危化品限行进一步抑制终端需求，节后用气仅小幅回暖，下游秉持“买涨不买跌”心态持续观望，倒逼价格下跌。

月内走势来看，价格上旬至中旬持续上行，下旬止涨转跌、宽幅回落。上旬，原料气竞拍价格上涨，成本支撑下价格上涨，同时常规检修季来临，主产地液厂货源供应偏紧，挺价情绪浓厚，带动市场价格普涨；中旬，市场均价延续上涨走势，但工业消费淡季以及偏高价格导致需求端持续承压，接货疲态显现；下旬，随着美伊达成和平协议后进口气源增量预期带动看跌情绪，加之国内部分液厂检修结束逐步提产，国产供应趋向宽松，上游主动下调报价推动去库，且下游“买涨不买跌”心态导致采购积极性不高，进一步刺激市场价格持续下行，月内高点至低点累计下跌630元/吨，跌幅9.23%。

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，5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1812元/吨，同比增加1282元/吨，环比增加496元/吨，套利空间进一步攀升，仍处于2022年6月以来最高水平。5月进口LNG成本受原油带动的长协成本及现货LNG成本上涨影响继续走高，其中长协占比较大而现货进口占比偏小，因此进口成本虽然上涨，但涨势较为平缓，同时，国内LNG市场价格受供需关系偏紧影响价格持续上涨，从而影响进口资源内贸套利水平冲至近年高位。

国内LNG贸易商毛利

根据卓创资讯统计，6月LNG贸易商的毛利为448元/吨，同比减少46元/吨，环比减少74元/吨。6月国内LNG市场价格在国际局势缓解影响下出现下行转折点，资源供应增加预期下，运费及贸易商利润有所下调，因此贸易商套利同环比呈小幅减少态势。

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，6月下游直供用户的用气价格为3.6元/立方米，同比上涨0.84元/立方米，环比下跌0.45元/立方米。在美伊达成谅解备忘录背景下，全球LNG供应风险明显缓解，国内情绪面亦随之转为乐观，加之6月下旬气温升高，制造业、基建等进入生产淡季，用气需求欠缺刚性支撑，从而导致管道气价格转为下跌。

3.2 市场从业者风险规避案例分析

某LNG进口商在5月27日采购一批液化天然气（LNG），约定6月29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6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，6月29日现货价格可能较5月27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5月27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3.04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5月29日的3.04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

7月，美国天然气市场供需两端将呈现供应稳定及季节性需求支撑的整体格局。供应端方面，二叠纪盆地伴生气产量增加的带动下，美国干气产量将继续持稳，库存总量处于相对高位且较为稳定，但季节性需求对产量的消耗有所加快，注气速度或将受到一定影响。需求端方面，7月上旬美国中部和东部等主要需求地区将迎来持续高温天气，电力部门用于空调制冷的天然气消耗量有望进一步提升，成为夏季天然气消费的季节性主要增长来源；随着Golden Pass等新产能逐步投产，出口负荷的动态演变值得持续关注。综合来看，未来市场走势将取决于高温天气的持续时间和范围，以及库存增幅收窄的节奏，市场参与者通常会密切关注这些供需核心指标的变化。

欧洲市场展望

7月，欧洲天然气市场面临地缘不确定性、库存补库及需求端季节性波动等多重因素的共同作用。供应端来看，截至7月初，欧洲日均LNG进口量重心有所下移，美伊双方虽然局势有所缓解，且谈判仍在进行，但霍尔木兹海峡通行效率整体不高，尤其LNG运输船通行量仍然偏低，短期内供应结构性收紧的格局短期内难以改变，此外，挪威管道气季节性检修仍在继续，供应扰动因素持续存在。库存端来看，截至7月初，欧盟储气库库容率与去年同期和五年均值仍存在一定差距，结合LNG进口和挪威管道气供应情况，注气进度及冬季是否能达成注气目标需要市场保持高度关注。需求端来看，7月初南欧、西欧多地气温接近40℃，燃气发电在用电高峰时段承担调峰作用，高温叠加风电出力偏低，进一步加剧电力系统对天然气的依赖。综合来看，注气进度能否在下半年加速、高温天气的持续范围、以及LNG进口恢复的节奏，是市场参与者需要重点跟踪的核心变量。

中国市场展望

7月，国内LNG市场预计将呈现出供应增量释放与需求淡季深化双重驱动的格局。供应面来看，多地工厂计划开机或新增投产，同时7月上半月中石油直供气源投放规模较6月同期提升，为主产区增产提供气源支撑；7月仍属传统检修季，复产与检修的抵消效应值得关注；接收站方面，前期卡塔尔等中东地区LNG货源陆续到港，叠加7月华东、华南进入盛夏高温时段，船期到港量预计较6月增加，但需留意的是，美伊谅解备忘录签署后局势有所反复，霍尔木兹海峡通航仍存不确定性，对后续中东货源到港节奏可能构成扰动。需求面来看，淡季特征仍将主导市场，交通领域是当前需求的主要支撑，但LNG重卡销量已出现回落，车用需求回暖动力不足；城燃领域采购需求偏弱，补库季尚未开启；工业领域受夏季高温及集中检修影响，用气难以形成增量；发电领域虽处夏季用电高峰，但仍需关注升温情况。综合来看，7月市场供应增量预期较为明确、需求整体走弱，供需宽松格局下市场参与者的关注重点或将集中在进口船期到港节奏及气温带来的用气需求的实际变化幅度上。

风险提示：需密切关注地缘局势变化、北半球夏季气温等情况。