行业核心观点 - 2023至2025年美国墨西哥湾沿岸LNG运往欧洲的平均利润高达4.56美元/MMBtu（约每船1750万美元），远高于2019-2020年的负利润率，这吸引了大量资本涌入并推动了一系列最终投资决策[1] - 尽管存在供应过剩担忧，但投资者情绪在2023年12月5日后开始受到质疑，因TTF-Henry Hub价差暴跌至4美元/MMBtu，为2021年4月以来最低，挤压了行业利润率[1] - 美国LNG货物的大规模取消仅在价差持续1-2个月低于可变成本时发生，短暂的价格压缩不足以导致停产[2][4] - 长期看，与欧洲天然气价格相比，Henry Hub价格上涨及波动性增加对美国LNG利润率构成更大风险[4] 历史案例与市场机制 - 2020年新冠疫情期间是行业唯一一次大规模取消货物案例，当时TTF长期低于美国LNG交付欧洲的短期边际成本，导致超过150批货物被取消，设施利用率在5个月内大幅下降[2] - 市场机制的关键在于LNG合同有45至60天通知期，因此利用率变化滞后于价格1-2个月[2] - 在2019-2020年，即使TTF始终低于交付欧洲的总成本，设施利用率也未下降，因为固定成本被视为沉没成本，承购商仅关心支付可变成本[2] 成本结构与盈利门槛 - 美国LNG运至欧洲的短期边际成本主要包括：原料气成本、液化损失与利润（约为原料气成本的115%）、以及可变的运输和再气化成本[6] - 固定成本包括LNG承购合同的通行费（约2.5美元/MMBtu）以及固定的运输和再气化成本[6] - 在平衡市场中，运至欧洲的可变成本约为1美元/MMBtu，运至东亚约为1.5美元/MMBtu[6] - TTF-Henry Hub价差需在1-2个月内维持在低于上述可变成本，才会触发货物取消[6] 未来市场情景分析 - 基本情景：远期曲线显示即便在2028-2029年供应过剩更严重时，价差仍指向4美元/MMBtu以上，Rystad Energy预测2031年价差最小（TTF 2.84美元/MMBtu，东亚现货3.35美元/MMBtu），但仍高于可变成本，因此美国LNG预计仍将保持高利用率[8] - 第二种情景：若价差降至1-1.5美元/MMBtu（亚洲1.5-2美元/MMBtu），利用率可能在100%与合同量份额（约满负荷的80%）间波动，开发商可能进行生产优化或维护，但不会大规模停产[8][9] - 第三种情景：价差长期压缩至可变成本以下，将导致利用率降至合同量的80%以下并出现货物取消，但这需要特定的市场条件[9] 需求侧支撑因素 - 即将到来的价格下行压力主要由供应驱动，而非2020年那样的需求骤降[11] - 历史上，价格下跌会激发价格敏感型需求，主要替代海运煤炭，当LNG价格在煤炭价格1-2美元/MMBtu范围内时，替代发生在日本、韩国和欧洲[11] - 2025年纽卡斯尔煤炭价格在4-5美元/MMBtu波动，意味着LNG价格在6-7美元/MMBtu时可能触发需求，欧洲因碳价因素触发点可能接近7-8美元/MMBtu[11] - 日本、韩国和欧洲2025年海运煤炭消费量合计超过每年3亿吨，为LNG替代提供了巨大空间[11] - 中国和亚洲新兴市场的需求由经济性驱动，到岸价7美元/MMBtu的LNG可与燃料油、石化原料等其他燃料竞争[12] - 只有在全球经济衰退导致能源需求全面疲软、石油转换能力耗尽的情况下，才可能发生美国LNG停产[12] Henry Hub价格的上行风险 - 未来五年美国本土天然气需求将极端增长，LNG产能预计从当前1.09亿吨增至本十年末1.9亿吨，几乎翻倍[16] - 到2030年，数据中心预计每年增加13-15亿立方英尺/日的发电需求，同时燃煤电厂退役将降低天然气发电需求的价格弹性[16] - 供应侧面临挑战，页岩气开采成熟、一级库存减少，海恩斯维尔地区产能下降明显，而二叠纪和阿巴拉契亚地区的管道基础设施受限[16] - 中期内Henry Hub价格预计将持续处于4-5美元/MMBtu范围，极端天气可能导致价格飙升至5美元/MMBtu以上[16][17] - 若TTF价格在约6.5美元/MMBtu（仅比海运煤炭高1-2美元），而Henry Hub飙升至5美元/MMBtu以上，可能使美国LNG货物无利可图[17] - 到2030年美国可能占全球LNG产量的35%，成为边际生产国，Henry Hub指数合约的普及将使其价格更紧密地影响TTF和JKM价格，意味着Henry Hub上涨会推高全球LNG价格[17]