高盛 天然气分析师：美国27年疲软，直至2029年需求增长足够大

摘要

高盛指出，过去18年美国天然气市场大部分时间供给过剩，气价被迫压低以与煤电竞争份额，仅2013-14极地涡旋、1H2022冻伤减产等少数例外；如今LNG出口与电力需求推动美国需求增速加快并逼近供给增速，未来平衡松紧将主要取决于供需增长的时间错配，价格或在$2.50-$5.00/mmBtu区间反复拉锯。 2026年供需增速均略超4 Bcf/d，今夏实际比3月预期紧0.5 Bcf/d，10月底库存预计3768 Bcf、远低于4017 Bcf历史峰值，平衡宽松但不拥堵；但受Freeport LNG（2 Bcf/d）自7月10日起长检叠加二叠纪新外输能力投运影响，4月以来Henry Hub均价仅$2.91，高盛将4Q26/1Q27预测下调至$2.90/$2.95/mmBtu。 核心变化在2027年：二叠纪产量预期上调2 Bcf/d（月度爬坡假设由200升至250 mmcf/d），令2027年供给增速较3.8 Bcf/d的需求增速高出逾2 Bcf/d，年底库存料超4300 Bcf形成拥堵，2027年NYMEX预测由$3.50下调至$2.80/mmBtu（低于$3.30远期），并建议美国产气商对冲2027年敞口，但暂不建议投资者直接做空2027。 更远看，2030-31冬季起新一波LNG项目投产叠加Haynesville增长库存临近耗尽，Henry Hub需在2031年升破$4/mmBtu以激励新干气投资，$4.50的2031/2032看涨预测风险偏上行，但投资完成后供给效率提升将使价格在2030年代中期回落至$4以下。

主要观点

• 长期格局：过去18年美国天然气市场多数时间供给过剩，气价被迫下压与煤电竞争电力份额，例外仅极寒与减产冲击（2013-14极地涡旋、1H2022冻伤）。

• 需求增速（LNG出口+电力需求驱动）正逼近供给增速，未来平衡松紧主要取决于供需增长的时间错配，价格大概率在$2.50-$5.00/mmBtu区间"拉锯"。

• 2026年平衡宽松但不拥堵：今年供需增速均略超4 Bcf/d；今夏实际比3月预期紧0.5 Bcf/d（主因煤改气电力需求超预期），预计10月底库存3768 Bcf（此前预期3866 Bcf），远低于4017 Bcf历史峰值和EIA估计的4280 Bcf产能。

• 价格明显低于预期：4月以来Henry Hub均价$2.91，远低于$3.50的Sum26预测；7月10日起Freeport LNG（2 Bcf/d）长期检修叠加二叠纪新增外输能力投运，令美湾库存创今夏最高过剩并引发现货急跌，近期热浪与检修结束才使库存正常化。

• 今冬上行受限：预计2026-27冬季库存采出近1800 Bcf（均值2000 Bcf），3月底库存略低于2000 Bcf；投资者仓位处于第10百分位低位，Henry Hub冬季升破$3受限，4Q26/1Q27预测下调至$2.90/$2.95/mmBtu（前值$3.50/$3.50，低于远期$3.25/$3.45）。

• 2027年供给主导：二叠纪产量路径上调2 Bcf/d（2026年高基数+爬坡假设由200升至250 mmcf/d/月），2027年供给增速较3.8 Bcf/d的需求增速高出逾2 Bcf/d；10月底库存料超4300 Bcf、逼近略超4000 Bcf的历史最高观测值，2027年NYMEX预测由$3.50下调至$2.80/mmBtu（低于$3.30远期），风险偏下行。

• 交易建议：建议美国天然气生产商对冲2027年敞口，包括2027-28冬季（该冬季显著比今冬更软，但仍贵近$0.60/mmBtu）；暂不建议投资者直接做空2027，因冬季天气不确定，或等待更好入场点。

• 2030年代初异常紧张：2030-31冬季起新一波LNG出口项目投产叠加Haynesville干气增长库存临近耗尽，Henry Hub需在2031年升破$4/mmBtu以激励新干气投资（西Haynesville、Arkoma盆地或Eagle Ford等替代区块边际成本高于$3-$3.50/mmBtu）；高价将持续至2032年，$4.50的2031/2032看涨预测风险偏上行。

• 供给假设细节：已FID的二叠纪外输管道合计15.4 Bcf/d（Blackcomb 2.5、Hugh Brinson 1.5于2026年10月投运，Eiger Express 3.7于2028年9月等），其中Blackcomb与Hugh Brinson今夏已分别部分投运0.4和0.6 Bcf/d；远期价格下美国干气总产量由2026年110.6 Bcf/d升至2035年136.8 Bcf/d。

关键展望

• 2026-27冬季验证点：采出近1800 Bcf（均值2000 Bcf），3月底库存略低于2000 Bcf，投资者仓位处第10百分位低位，Henry Hub上破$3受限。

• 2027年：10月底库存料超4300 Bcf形成拥堵，NYMEX均价预测$2.80/mmBtu（前值$3.50、远期$3.30），风险偏下行；产气商应对冲含2027-28冬季在内的敞口。

• 2028-2029：需求两年合计+10 Bcf/d（LNG贡献近8 Bcf/d），2029年价格升至high $3s/mmBtu，且预计2029年夏季高价开始抑制电力部门的天然气需求增长。

• 2031-2032：维持Henry Hub在2031年升破$4/mmBtu的观点以激励新干气产能，高价持续时间比此前预期更久、延至2032年，$4.50的2031/2032预测风险偏上行。

• 2030年代中期：投资完成后供给效率提升，气价回落至$4/mmBtu以下（2033 $4.00、2034 $3.75、2035 $3.75）。

• 主要风险与观察点：大型管道与液化设施投产时点可能造成区域价格错位；Permian/Appalachia管道、液化及数据中心项目的额外FID会加大远期不确定性；虽假设预测期内无美国LNG出口取消，但2030年代初新融资LNG产能投运时存在取消风险，将进一步软化全球LNG市场。

推荐标的

• 建议美国天然气生产商对冲2027年敞口，包括2027-28冬季（该冬季显著比今冬更软，但仍贵近$0.60/mmBtu）。

• 暂不建议投资者建立2027年直接空头头寸，因冬季天气不确定性，或等待更好入场点再给出交易建议。

• 报告未覆盖个股、未给出公司评级或目标价（Freeport LNG、Blackcomb、Hugh Brinson、CP2、Golden Pass、Rio Grande、Louisiana LNG等仅作为基础设施项目提及，非推荐标的）。

关键图表

图1. 过去18年中的大部分时间，美国天然气须通过与煤炭争夺电力市场份额来平衡市场

图2. 近期市场平衡趋软，促使我们下调需求，以更可持续地将Henry Hub价格推升至3美元/mmBtu高位及以上

图3. 美国盐穴储气库存水平趋于正常化，Bcf

图4. 我们预计美国LNG出口将推动美国天然气需求未来大幅上升

图5. 美国天然气产量持续超出预期，仅有的例外是供应过剩导致价格暴跌的年份

图6. 高盛天然气价格预测下的高盛产量假设