1、美国天然气定价机制
美国天然气市场成熟稳定，硬件基础设施发达。得益于其灵活的供应结构、 完善的基础设施、政策支持以及金融市场的深度参与，北美及美国天然气行业 市场化程度高。 供需自由调节且充分竞争。2014 年页岩油气革命爆发，一方面使美国天然 气市场格局转向供过于求，另一方面页岩气生产的灵活性使得供应能够相对更 快速地响应市场需求变化。 完善的管道网络。美国拥有全球最发达的天然气管道系统，能够高效地将 天然气从产地运输到消费地，甚至充分连通加拿大及墨西哥周边国家。基础设 施的完善降低了运输成本，提高了市场流动性。 市场化导向的监管环境及成熟的金融市场。20 世纪 80 年代以来，美国通过 一系列政策放松了对天然气市场的管制，例如取消价格管制、开放管道运输市 场等。目前美国共有 24 个天然气交易中心，其中大多数交易中心位于德克萨斯 州和路易斯安那州，主要建设在能源产地、能源消费地和管网枢纽。通过这些 公共平台，现货市场消费用户可以直接面向上游市场生产商，公开化和透明化 将垄断定价的可能性降到最低，为市场化定价奠定了基础。此外纽约商品交易 所（NYMEX）的天然气期货合约是全球交易量最大的天然气衍生品，为市场参与 者提供了价格发现和风险对冲的工具，进一步增强了市场的流动性和透明度。
全球天然气呈现区域定价特质，其中北美独立定价。由于地理位置分割，长距离运输成本高、运输时间长，全球天然气市场长期以来呈现出明显的区域 性特征，逐渐形成北美、欧洲、亚太以及独联体等多个区域性市场。 亨利枢纽 Henry Hub 为交易中心定价系统的核心。亨利（Henry Hub）天然 气市场交易中心位于墨西哥湾路易斯安那州，该交易中心连接了 8 条跨州管道和 3 条州内管道，将本地天然气输送至东部及北部的消费市场。亨利枢纽凭借着管 网枢纽的位置，已成为美国天然气重要的现货交易市场和期货交割地。
2、天然气价格影响因素
基本面是驱动天然气价格变动的最主要因素。对比原油，天然气作为气体 能源，特殊的物理性质导致其运输、储存难度更大，难以成为可长期持有的资 产；其需求与取暖、发电高度挂钩，受气温波动、能源转换等因素影响较大， 需求的稳定性更弱，且产业链相对独立；正因上述原因，相较原油及其他有色 品种，早期期货市场规模相对较小，金融属性更低；对外贸易占比较低，对北 美区域外出口量占总需求占比仅为 10-12%，外部地缘扰动对价格的传导性较差。 投资与需求发展趋势影响中长期天然气价格趋势。页岩气项目特殊性在于 单井衰减速度快，一定产量的维持需要持续的资本开支投入以保证稳定的开采 活动及对应的新井释出。宏观经济以及能源转型的发展趋势决定中长期需求量 的走势。供应端投资反应滞后于价格，而需求多与价格互相反应，供需周期的 错配导致中长期的价格同样呈现周期性。 更高的储运难度导致天然气供需短时平衡能力更弱，供需突发性事件以及 库存水平共同决定短时价格波动。美国页岩气项目埋深相对较浅，且需要多环 节持续配合，极端天气、装置检修、停电均易导致产量大幅波动。美国天然气 消费 24%用于商住、40%用于发电，区别于需求更为稳定的工业及交通部门，天 然气本土消费更具季节性、同时易受气温影响；出口量的波动也会影响短时需 求。库存量是缓冲供需冲击的关键指标，相对更低的库存易促进价格的上涨， 反之亦然。
随着美国出口占比的快速攀升，非产业以及外部市场玩家更多地进入到美 国市场，近年来，天然气价格的地缘属性以及金融属性在逐年增长。 截至 2025 年 2 月初，美国 LNG 出口占总需求占比增加至 12%，较 2019 年增 加 5%，基本全是出口至非北美市场；当前在建项目预期将在 2028 年再增加超 40% 产能，远期 LNG 出口占比或提升至 20%水平，出口占比的提升使得外部天然气市 场对美国本土市场的影响逐步加深。近年来地缘冲突易导致全球天然气市场供 需扰动，作为全球最灵活资源的美国 LNG，在海外市场偏宽松时，出口量较低， 资源回流本土增多，打压国内气价；在海外市场紧张时，出口需求激增且出口 利润通常更好，在相对更宽松的市场监框架下，资源会更多地流出本土，导致 国内紧缺，提振国内气价。 出口的增加也引进了更多外国企业对于美国市场的参与，或是在股权投资 端、或是在长协采购商，增加了期货品种的产业客户，同时流动性以及波动性 的增长、与其他品种的套利也吸引了更多金融机构客户的参与，天然气价格的 金融属性也在千丝万缕的关联中逐步增长。 而其价格本质上是“天气风险定价”的一个缩影，从生产端的飓风影响到 需求端的寒潮爆发，天气因子通过影响供需弹性，进而传导至价格。
天然气的价格由众多市场因素决定，而天气在需求和供应方面都会影响天 然气行业。如温度变化是天然气的供暖和制冷需求的主要驱动，而极端的天气 条件（例如席卷墨西哥湾沿岸的飓风）可能导致天然气井生产关闭影响供应。 以下我们结合美国天然气市场的特征来探究天气对其影响。
1、生产端：高度集中的地理特征，增大对天气风险的敏感度
美国天然气资源主要存在于油田、天然气田或油气田中，也有少量来自煤 层。美国的天然气资源分为常规天然气和非常规天然气两大类。常规天然气通 过传统的钻井技术从天然气储层中提取，适合大规模开发。非常规天然气则存 在于致密砂岩、煤层、页岩和可燃冰等较为密实的岩石层中，需要特殊技术， 如水平钻井和水力压裂。 近年来美国天然气产量持续增长，而来自页岩气井的生产大幅增加，使得 页岩气已成为推动天然气生产增长的关键因素。常规天然气的开采成本较低， 技术成熟，但随着传统气田的枯竭，常规天然气的增长趋于平缓。来自页岩气 井的天然气产量大幅上升，成为美国天然气生产的重要来源，页岩气的开发使 美国成为全球领先的天然气生产国。此外，煤层气和致密砂岩气也是美国非常 规天然气的组成部分，其开发难度和成本相对较高，仍为能源供应提供补充。
开采产区集中度较高，天气风险扩大供应脆弱性，天气对美国天然气供给 侧的影响区域性与连锁效应较强。美国天然气主要开采产区集中度较高，美国 天然气开采高度集中在页岩气区块，生产呈现高度集中的地理特征，主要分布 在两大区域：东北部的阿巴拉契亚山区和以得州为主的中南地区及邻近的落基 山区。阿巴拉契亚、二叠纪和海恩斯维尔三个地区，是美国天然气生产的主要 开采产区，合计生产了美国天然气总开采量的 60%。
阿巴拉契亚地区：阿巴拉契亚地区位于美国东北部，是美国天然气最大的 生产区，以马塞尔斯页岩（Marcellus Shale）、乌尔曼斯页岩（Utica Shale） 为主。阿巴拉契亚山脉为美国第一产气区，出产的天然气通常为湿气，天然气 产量占美国当年天然气总开采量的 30%。以马塞勒斯页岩（Marcellus Shale） 为主，通过水平钻井和水力压裂技术实现大规模开采，但因管道外输能力不足， 产量增速逐渐放缓。 与美国其他天然气开采区域相比，阿巴拉契亚地区受灾害天气的影响较小。 阿巴拉契亚地处内陆山脉地区，该地区的天然气开采主要集中在较为内陆的高 地，相较于沿海地区或低洼平原，受极端天气（如飓风或暴雨）的影响通常较 小。风暴的路径通常不会直接经过这里，热带风暴（如飓风）和强烈的风暴带 通常发生在美国东南部和沿海地区。
Permian 盆地（二叠纪盆地）：美国天然气开采高度集中在页岩气区块，尤 其是二叠纪盆地，其天然气产量的增长主要源自石油导向钻井，二叠纪盆地同 时也是美国页岩油主产区。二叠纪盆地位于德克萨斯州西部和新墨西哥州，生 产的大部分天然气是伴生气，产自油井。该地区能源产量占 2023 年美国原油产 量的 45%（在美国各地区中最高），占市场天然气产量的 20%（在美国各地区中 第二高），是美国第二大天然气产区。二叠纪盆地天然气产量的增长，主要是 石油导向钻井的结果。 寒潮是影响二叠纪盆地的最主要极端天气之一。极端低温可能导致钻井设 备、压裂设施以及天然气管道出现冻井现象，使得生产受阻或效率降低。由于 二叠纪盆地的天然气和石油生产高度依赖于水力压裂技术，极端寒冷的天气可 能影响液体和设备的流动性，导致生产中断。2021 年 2 月，美国南部遭遇罕见 极寒天气，得州天气骤降至-10℃，二叠纪盆地最低温度降至 3 华氏度（-19℃）， 导致集油管线和天然气处理设施冻结。低温使液化天然气（LNG）和水蒸气在管 道内凝结，进一步加剧了设备堵塞。低温导致部分油井和天然气处理厂被迫关 闭，天然气产量短期内大幅下降。
海恩斯维尔地区：海恩斯维尔第三大主产区，海恩斯维尔页岩横跨德克萨 斯州东北部和路易斯安那州西北部的部分地区，位置优越。靠近墨西哥湾 LNG 出 口终端，是液化天然气原料气的重要来源。与二叠纪盆地的伴生天然气不同， 海恩斯维尔主要是天然气生产区，海恩斯维尔的钻探成本最高（高于阿巴拉契 亚盆地和尤提卡），生产端对气价敏感度更高。海恩斯维尔地区页岩层通常较 深，高成本结构使其在低气价下更易减产，生产端对天气冲击的敏感度较高， 极端降雨、低温直接威胁生产稳定性。
海恩斯维尔地区在冬季寒潮和热带风暴时期，受极端天气的影响较大，海 恩斯维尔天然气外输依赖有限的管道网络，寒潮伴随的大风、降雪可能导致道 路封闭和电力中断，限制运输能力。
2、运输端：关注管道、液化设施密集区的天气风险因素
美国天然气管道网络是一个高度集成的传输和分配系统，输配管网体系发 达。其地区分布情况主要基于天然气生产、消费以及运输的需求，是一个高度 集成的网络，拥有约 300 万英里的主线和其他管道，将生产区和储存设施与终端 消费连接起来。是全球规模最大、遍布全国各州且高度集成的天然气输气、配 气管网体系。 美国天然气输配管网体系包括：超过 210 个天然气管道系统，30.5 万余英 里的州际和州内传输管道、1400 多个天然气管道压缩机站场、400 余个地下天然 气储气库、49 个管道天然气进出口站点、8 个液化天然气进口设施和 100 个液化 天然气峰值设施。主要由以下几条大型管道系统构成：美国中部（如德克萨斯 州和墨西哥湾沿岸）的管道系统非常密集，东北部、中西部和西海岸的主要消 费区也有大量的管道连接。 管道密集度最高的地区：主要集中在德克萨斯州及墨西哥湾地区、东北部 和中西部、以及西南部和西部。这些地区是天然气的主要生产区和消费市场， 管道系统密集。 管道运输受天气影响最大的地区：主要受到极端寒冷天气（东北部和中西 部）、飓风季节的热带风暴（墨西哥湾沿岸地区）以及山区寒冷天气（高海拔 地区）的影响。极端天气可能会对管道造成物理损害，使运行中断。
美国的液化天然气（LNG）设施主要集中在沿海地区，美国南部和东南部 （特别是德克萨斯州和路易斯安那州）在LNG出口中占据了核心位置，该区域靠 近生产地并便于将 LNG 通过船舶输送出口。美国液化天然气（LNG）出口终端的 分布来看，现有的 LNG 出口终端设施主要分布在美国的南部和东南部，特别是德 克萨斯州（TX）、路易斯安那州（LA）和密西西比州（MS），这些地区是美国 LNG 出口的主要区域；已批准但尚未建设的 LNG 出口终端设施仍主要分布在德克 萨斯州和路易斯安那州。
美国LNG设施在飓风和寒潮的影响下都曾遭遇显著的中断或生产能力下降， 出口流量的下降对天然气价格的影响分为对内和对外，对外多表现为主要贸易 伙伴气价上行，对内则需结合产量端分析。
1.飓风和热带风暴
飓风和热带风暴是美国南部沿海地区常见的极端天气事件，特别是在德克 萨斯州、路易斯安那州等地区。飓风可能导致港口关闭、设备损坏、电力中断 等，对 LNG 终端的运营造成严重干扰。但飓风的影响多体现在产量不变的情况下 降低出口，资源的回流造成短时本土市场宽松，打压气价。 2024 年 7 月，飓风贝瑞尔（Hurricane Beryl）导致 Freeport LNG 设施停 运，风暴损坏了工厂的翅片风扇空气冷却器，该工厂停机 8 天，并分阶段恢复运 营，影响了美国的 LNG 出口量。 2020 年 8 月四级飓风“劳拉”登陆路易斯安那州，Cameron LNG 终端位于路 易斯安那州，在飓风“劳拉”袭击期间，该终端被迫停运约两周，产能的短期下降，Cameron LNG 的出口量显著下降约 30%。
2.极端寒冷天气
冬季寒潮可能导致距离 LNG 设施更近的南方气田生产中断，影响 LNG 出口资 源；也可能因过低的外部温度导致管道和设备冻结；寒潮的影响更多时间会同 时影响生产及出口，国内外均表现为短期供应收紧，提振气价。。 墨西哥湾沿岸地区集中了美国主要的 LNG 液化产能，2021 年 2 月的寒潮对 美国 LNG 液化产出造成了严重冲击。根据 EIA 数据，寒潮导致美国 LNG 周度液化 产量从日均 110 亿立方英尺（Bcf/d）降至 62Bcf/d，尤其是墨西哥湾沿岸的主 要液化设施（Sabine Pass、Cameron、Freeport）受影响最大。
3、需求侧：温度变化是天然气的供暖和制冷需求的主要驱动
天然气主要用于发电、城市燃气和工业燃料，美国天然气消费量主要有五 大终端需求：发电、工业、住宅、商业、交通。其中发电和工业是最大消费板 块，近三十年美国天然气燃烧发电比例不断上升，发电需求约占总需求的四成。 住宅、商业板块占天然气总消费量约二成，其需求受气候变动影响较大；而交 通板块占比最低，在交通燃料中用途相对有限。 天然气消费结构：住宅消耗包括私人住宅用于空间供暖、空调、烹饪、水 加热和其他家庭用途的燃气；商业消费包括酒店、餐馆、批发和零售店等非制 造机构使用的天然气以及天然气汽车；工业消费包括制造业、采矿业、建筑业 和农业行业用于热能、电力或化学原料的天然气；电力消耗包括电力部门用作 燃料的天然气。
天然气消费具有季节性特征，季节性需求差异较大，受消费驱动的取暖和 制冷需求是推动周期性规律的主要因素。根据不同终端用途，天然气消费的季 节性可以分为以下几类：冬季（11 月-3 月）为消费高峰，主要由住宅和商业取 暖需求驱动；夏季（6 月-9 月）为次高峰，通常是由于电力部门发电需求（空调 用电增长）增加，天然气用于发电的需求上升；春季和秋季（4月-5月、10月） 为过渡季节，取暖和制冷需求都较低，天然气消费降至年度最低水平。 天气的季节性变化是影响天然气价格的一种重要因素。由于只有由异常短 期天气条件引起的天然气需求的意外变化才可能与天然气价格形成有关，因此， 我们将重点放在偏离正常季节性气象模式作为天然气价格的决定因素。 衡量温度冲击的一种指标是度日，包括加热度日(HDD)和冷却度日 (CDD), 这项指标既考虑了天气的影响，又考虑了季节性的影响。CDD 和 HDD 是衡量天气 对能源需求影响的两种常用指标，通过计算温度偏离一定基准温度（通常是 65° F 或 18°C）来估计制冷和取暖需求。CDD（Cooling Degree Days，制冷度日）： 衡量温度高于 65°F（18°C）时的程度，超出的部分会按度数累积，每增加一 度就增加 1 个 CDD。HDD（Heating Degree Days，取暖度日）：衡量温度低于 65° F（18°C）时的程度，计算原理同上。商业住宅取暖需求是温度敏感型消费需 求，气温对商业住宅取暖需求的解释力很强。
温度对天然气现货价格的影响体现出即期、间接的特征，温度通过影响天 然气需求量来影响天然气价格。寒潮会快速拉升商住部门天然气消费。在过去 五年中，美国经历了多次显著的寒潮事件，每次寒潮的发生都会导致取暖需求 的增加，进而影响天然气等能源价格。 寒潮的成因主要是极地涡旋的扩展或崩溃，使得冷空气大范围南下，影响 美国中部和东部地区，极端情况下，冷空气甚至深入美国南部，如得克萨斯州 等地区。影响最严重的寒潮通常发生在 1 月-2 月，由于极端寒冷，家庭和商业 部门的取暖需求大幅上升，导致天然气消费显著增加。其消费的增长集中在住 宅、商业、电力部门，工业部门的影响相对较小。 气温对取暖需求的影响在统计上非常显著。从回归拟合模型观测，HDD（取 暖度日）对商用和家庭取暖需求回归模型较为显著，且拟合度较高（R²接近 0.98 ） ， 气 温 变 化 对 取 暖 需 求 有 强 影 响 。 回归方程 ： 商住取暖需求 =221.665+2.506452HDD（单位：Bcf、℃）取暖需求随着气温的下降而上升，这 意味着气温每降低 1℃，全美商业住宅取暖需求将增加约 2.51Bcf。
极端天气事件对能源供需及价格具有显著影响，其中飓风与寒潮是美国天 然气市场的核心风险因素。
1、飓风：飓风及风暴海湾登陆主要影响炼厂及天然气出口装置
每年 6-11 月是美国飓风季，相关能源品期货合约隐含波动率通常上升，飓 风季溢价增大价格波动。美国国家海洋和大气管理局（NOAA）国家飓风中心定 义大西洋飓风季节为每年 6 月 1 日至 11 月 30 日。通常情况下，6 月是大西洋盆 地内最早出现命名风暴的月份，而最强的飓风通常会在 8 月和 9 月初形成。在美 国，飓风最常影响的是东南部地区和美国墨西哥湾沿岸。 热带气旋的定义、类型及移动规律：热带气旋是一个旋转的、有组织的云 和雷暴系统，起源于热带或亚热带水域，具有封闭的低层环流，在北半球逆时 针旋转。根据最大持续风速可以分为热带低气压、热带风暴、飓风、大飓风四 类。在北纬 5 度到 30 度之间形成的热带气旋通常会向西移动。有时，大气中 层和高层的风会发生变化，并将气旋转向北方和西北方向。当热带气旋到达北 纬 30 度附近时，它们通常会向东北方向移动。
飓风登陆地、强度、路径不同，所带来的实际影响不同，因此需对每次飓 风做具体分析。在每年 6 月 1 日至 11 月 30 日的飓风季节，平均有 14 个热带风 暴，其中 7 个成为飓风，在大西洋、加勒比海或墨西哥湾形成。对美国影响最为 显著的飓风路径是：飓风在形成后先向西北方向移动，穿越加勒比海，随后转 向西北偏北，进入墨西哥湾，最终在美国的墨西哥湾沿岸地区登陆。登陆后， 飓风继续向北推进，进一步深入美国内陆。
常见飓风路径对 LNG 出口影响超过生产端。墨西哥湾的天然气出口产能集中 度明显高于生产端，飓风对 LNG 出口影响明显高于对生产端影响。2000s+夏季飓 风易引发美国天然气暴涨，2010s+情况有所好转。近年来，随着应对措施及设 备技术的成熟，飓风对 LNG 出口影响程度有所减弱。
过去 30 年最高的天然气价格发生在 2005 年飓风丽塔和卡特里娜之后， 2000s+夏季飓风易引发美国天然气暴涨，2010s+情况有所好转。目前，飓风对 能源价格的影响不再像过去那样显著。水平钻探和水力压裂技术的应用，使得 之前无法开发的陆上页岩储备得以开采。来自阿巴拉契亚地区马塞卢斯 （Marcellus）和尤蒂卡（Utica）页岩层，以及得克萨斯州多个地区的天然气， 远远超过了来自墨西哥湾海上平台的天然气供应。
关注飓风对电力行业天然气需求构成的风险。长期以来，由于飓风主要影 响墨西哥湾的海上生产，一直被认为是天然气市场的供应侧风险，而受海上产 量的下降和 LNG 出口的增加，以至于飓风现在对天然气需求构成了更大的风险。 我们提示，当下的飓风或更可能导致能源价格下跌，这一反直觉的现象背后是 飓风登陆导致电力使用量下降，而大部分电力供应来自天然气发电厂，进而导 致重大风暴发生后的短期内能源需求下降。
2、寒潮：寒潮对天然气影响主要集中在需求、生产及出口三个方面
寒潮是一种典型的灾害性天气，是北半球冬季最值得关注的天气现象之一。 极地涡旋是北半球冬季极端天气事件的主因之一。在高空极地涡旋干扰下，极 寒空气团可能持续至 1 月中旬。极地涡旋存在于高层大气中，位于北极地区，当 极地涡旋强盛时，它会将寒冷的空气锁在北极地区。当极地涡旋变弱或破裂时， 它会将寒冷的空气释放到南方。近年来，北极涡旋因全球变暖而变得不稳定， 冷空气穿过美国中部平原更易南下，极端寒冷或风暴可能导致主要产区的开采 作业中断，管道运输受限，加剧供给短缺风险。 从历史案例来看，寒潮天气事件对能源系统有多种潜在影响。寒潮会影响 能源需求（寒冷天气预期增加能源品取暖需求），也会影响能源供应系统 （2021 年寒潮导致美国原油产量在两周内下降超过 100 万桶/日）。此外，极端 天气还会对能源基础设施、能源运输等方面产生影响，进一步影响下游的能源 供应（2021 年 2 月美国极寒天气导致得州实施大规模拉闸限电）。受寒潮天气 影响，EIA 最新报告显示，截至 2025 年 2 月 7 日当周，美国天然气库存减少了 1000 亿立方英尺，降至 22970 亿立方英尺。
寒潮对天然气影响主要集中在需求、生产及出口三个方面： 需求方面，降温及风雪天气将大幅拉升天然气及其他取暖燃料消费；天然 气是美国冬季最重要的取暖燃料，寒潮天气会快速拉升天然气消费量。
供给方面，低温及暴风雪天气可能导致生产设施损坏、限电停电以及设备 失灵等不利于生产活动持续的情况发生，生产商或主动或被动减产/停产；得州 尤其易受到寒潮影响导致减产。 出口方面，低温及暴风雪天气导致出口施损坏、停电限电、设备失灵、船 舶无法靠岸等不利于出口活动持续的情况发生；出口商主动或被动减产/停产。 风雪天气影响码头 LNG 出口，导致全球资源紧张。
极端天气事件在短期内影响了能源品的供需关系，进而导致其对能源价格 影响显著。历史经验来看，美国天然气市场受寒潮或飓风等影响较大，而其天 气风险因素对市场的扰动相对短期。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
