报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 美国液化天然气（LNG）出口是天然气需求增长最大驱动力，预计2025年总出口量增长19%至142亿立方英尺/日，2026年再增长15%至164亿立方英尺/日 [2] - 普拉克明LNG二期和金帕斯LNG两座新出口设施投产时间关键，将贡献2025 - 2026年美国LNG新增出口能力的19%，影响市场供需格局 [2] - 调整新设施投产时间假设，量化分析其对天然气原料气需求影响，探讨对美国供需平衡、价格走势和库存水平传导效应，为2026年美国天然气基本面提供借鉴 [2] 根据相关目录分别进行总结 推动美国LNG出口增长的核心项目 - 美国LNG出口量自2016年以来持续攀升，2023 - 2024年连续两年成全球最大出口国，2026年出口量或达18Bcf/d，得益于国际需求增长和本土基础设施建设 [5] - 普拉克明LNG项目（一期及二期）、科珀斯克里斯蒂LNG三期项目、金帕斯LNG项目将投产，设计总产能53亿立方英尺/日，峰值产能63亿立方英尺/日，相当于现有出口能力近50%增幅 [5] - 普拉克明LNG一期2024年12月首船出口，预计2025年4月投产；科珀斯克里斯蒂三期2025年2月首船装运，7条生产线2026年底前全运营 [5] EIA的三种情景假设 - 基准情景：普拉克明二期2025Q3投产，金帕斯项目2025Q4投运，2026年出口能力达16.4Bcf/d，亨利港年均价格3.8 - 4.2美元/MMBtu [9] - 加速投产情景：项目提前6个月投产，2025年额外增2.1Bcf/d出口能力，冬季库存减800Bcf，价格短期冲高至5.5美元/MMBtu [10] - 延迟投产情景：关键项目推迟9 - 12个月投运，2026年出口能力调至15.1Bcf/d，原料气需求减少使二叠纪盆地价格承压，库容利用率超93% [11] - 敏感性分析：每提前1季度投产拉动美国天然气产量增长0.8%，墨西哥湾沿岸管网负荷率超设计值12%，亚洲JKM与亨利港价差收窄3 - 4美元/MMBtu [11] 不同投产时间下的LNG出口量差异 - 提前投产情景：普拉克明二期4个月爬坡期，金帕斯项目5个月渐进式增产，科珀斯克里斯蒂三期每45天投产2条train阶梯式扩容；2025年出口增量0.2Bcf/d，2026年0.5Bcf/d [17][18] - 延迟投产情景：影响集中在Q4现货市场，亚洲冬季保供缺口扩大8 - 10船货，相当于减5个中型液化生产线全年产能，欧洲再气化设施利用率降2 - 3个百分点；2025年出口减量0.2Bcf/d，2026年0.8Bcf/d [18][19] 总结 价格传导效应 - 基准情景预测：亨利港现货价格从2024年2.20美元/MMBtu升至2025年均价4.20美元（涨幅91%），2026年均价4.50美元（再涨7%），因2025 - 2026年需求超供给 [18][20] - 情景差异影响：延迟投产使价格较基准低0.3 - 0.7美元，原料气需求减少、库存积压；提前投产使价格高0.4 - 0.9美元，供需缺口扩大、库存消耗加速 [18] 库存动态变化 - 延迟投产情景：地下储气库注入量增加，2025年多存储约400Bcf，2026年库存峰值或突破4000Bcf，库存增加抵消约15%价格下行压力 [18][21] - 提前投产情景：库存消耗加快，2025年冬季提取量增200Bcf，2026年注入季补充需求激增30% [18][24] 电力行业调节阀作用 - 价格下跌（延迟情景）：发电用气需求弹性响应 + 8 - 12%，煤改气比例提升5个百分点 [24] - 价格上涨（提前情景）：气电竞争力下降触发燃料切换，可能减少200 - 300Bcf年度发电用气量 [24] 区域性生产响应 - 价格敏感产区：价格每涨1美元，6个月后产量增1.2Bcf/d，优先满足新增LNG原料气需求，生产调整滞后8 - 10个月，受管道容量限制明显 [24] - 伴生气主导产区：二叠纪盆地等油区天然气产量取决于原油开采节奏，价格弹性0.3 - 0.5（远低于纯气田） [24]