建投专题 · 天然气手册3：浅析美国天然气物流格局

本文来源 | CFC能源化工研究

本文作者 | 董丹丹 中信建投期货能源化工首席分析师

本报告完成时间 | 2024年5月20日

在先前的系列文章中，我们曾对欧洲的天然气物流格局进行了较为详尽的研究，本篇文章将对美国的天然气物流格局以及由此衍生的地区间价格关系进行梳理。商品物流的本质是为了解决需求侧与供给侧的空间错配，对于大宗商品特别是上游资源品而言，往往在空间上呈现出需求广泛分布但供给相对集中的特征，相对严重的错配使其物流的距离更长、数量更大、对价格的影响程度更高。同时，天然气作为气态商品，其特殊之处还体现为运输行为对管网基础设施的高度依赖，使得物流的灵活性受到限制，实际上管网的建设往往滞后于实际的物流需求，即使运力充足也难免受到检修或故障的影响，由此导致的更为严重的供需错配，有时会对价格和价差造成显著影响。本文对美国天然气物流格局的研究基于以上逻辑，旨在通过对基础知识的梳理增进对市场的认识。

从总量上看 ，美国2023年生产井口气45633Bcf，处理后生产干气37883Bcf，本国消费天然气32507Bcf，不包括开采、处理、运输环节29314Bcf。供给侧来看，由于2023年详细数据尚未统计完毕，以2022年口径计算，前8大的得克萨斯（TX）、宾夕法尼亚（PA）、路易斯安那（LA）、西弗吉尼亚（WV）、俄克拉荷马（OK）、新墨西哥（NM）、俄亥俄（OH）和科罗拉多（CO）总干气产量占比达89%，其中TX和PA占比分别高达25%和20%。

在先前的系列文章中，我们介绍过全美7个主要的致密油和页岩气生产区域，其中以Appalachia、Permian、Haynesville的天然气产量较高。从下图可以看出，美国主要天然气生产区域和生产州的地理分布高度重合，大体分布在2片，一片是东北部的阿巴拉契亚山区，另一片是围绕得克萨斯州的中南地区以及邻近的落基山区。

需求侧来看，前8大的得克萨斯（TX）、加利福尼亚（CA）、路易斯安那（LA）、宾夕法尼亚（PA）、佛罗里达（FL）、纽约州（NY）、俄亥俄（OH）和伊利诺伊（IL）总消费量占比50%，其中TX占比高达15%，其余各州占比4%-6%。与供给侧相比呈现明显更加分散的特征。显而易见，各州天然气消费量主要与当地经济和人口体量相关，其次取决于当地的天然气产量。以上8州除LA外分列全美GDP排名前7。

从地理角度分析，美国主要的天然气消费区域可分为5片，分别是阿巴拉契亚山区以东的新英格兰地区（PA、NY等）、阿巴拉契亚山区以西的大湖地区（OH、IL等）、东南地区（FL等）、围绕得克萨斯州的中南地区（TX、LA等）以及太平洋沿岸地区（CA等）。同时由于气候状况、天然气资源禀赋等因素上的差异，各区域的天然气消费结构和季节性特征也有较为明显的区别。

南部的TX、LA、FL三州由于更低的纬度和更高的气温，采暖需求有限，居民与商业消费的绝对值和占比均较低。TX与LA同时也是天然气生产重镇，天然气化学工业和LNG出口产业发达，天然气开采、处理、运输、化学生产和出口液化（液化耗能计入，出口量不计入）等环节消耗天然气较多，因此工业消费的绝对值和占比较高，这一点在经济体量较小的LA尤为明显。TX与FL的发电消费占比较高，导致全年天然气消费呈现出明显夏强冬弱的季节性特征。

北部和西部各州的天然气消费结构较为均衡，一般呈夏季与冬季的双峰分布，北部的NY、IL等州冬季消费明显高于夏季。PA、OH等本地天然气产量较大的州，由于其发电结构中气电占比较大，因此消费结构中发电占比也较大，导致夏季天然气消费量相对更高。

进出口方面，美国仅有两个陆上邻国加拿大和墨西哥。美国与加拿大之间的天然气流动是双向的，呈现出经西北方向从加拿大进口，经东北方向向加拿大出口的特征，整体以进口为主。与墨西哥之间以经西南方向单向出口为主。美国是全球最大的LNG出口国，LNG出口终端主要分布在中南地区的TX与LA两州。从加拿大进口天然气约占美国本土产量的8%，向加拿大、墨西哥以及以LNG形式出口的天然气分别约占美国本土消费量的3%、7%和13%，可以发现进出口对美国的天然气物流格局同样有较大影响，但其季节性相对并不显著。

在前述的空间特征下，美国天然气市场大体形成了如下图所示的物流格局，即主要由阿巴拉契亚山区供给邻近的新英格兰地区、大湖地区和东南地区，由中南地区供给邻近的大湖地区、东南地区和太平洋沿岸地区。中南地区同时作为主要的天然气消费地，接收来自阿巴拉契亚山区的资源补充。此外，大湖地区和太平洋沿岸地区的相当部分供给来自加拿大和落基山区，中南地区也有较大体量向墨西哥和以LNG形式进行的出口。

从基础设施角度看，截至2023年，美国运力最大的天然气管道是Transco，从中南地区出发经美国东南各州向东北延伸最终到达纽约州，运力5.1Bcf/d。第二大的是El Paso Gas Pipeline，从得克萨斯出发向西到达加利福尼亚，运力4.9Bcf/d。第三大的是Columbia Gas Transmission，最初由肯塔基和西弗吉尼亚出发向东北输送，后改由主要由宾夕法尼亚出发向西南输送，运力3.9Bcf/d。可以发现三条管道的运力方向均与前述主要物流方向重合，总体而言，当前美国的管道基础设施能够较好满足美国天然气市场的物流需求。

除最为大家所熟知的Henry Hub外，美国还有许多其他具备相当影响力的天然气市场枢纽（Hub）。作为各区域的天然气现货交易中心，各枢纽的现货价格能够有效反映区域内的天然气供需状况。我们选取分别能够代表前述2大生产区域、5大消费区域和加拿大西部的共8个市场枢纽现货价格进行研究。下图右侧图例所示枢纽从上至下分别位于加拿大西部、中南生产区、阿巴拉契亚、太平洋沿岸、大湖区、中南消费区、新英格兰和东南地区。

通过上图可以观察到以下主要特征：1、加拿大西部AECO-C、中南生产区Waha、阿巴拉契亚Dominion South三大生产区域的价格一直以来低于其他区域，同样也低于作为全市场定价基准的Henry。其中Dominion South与Henry的价差相对稳定，但AECO-C和Waha与Henry价差的波动较大。2、太平洋沿岸SoCal Citygate、大湖区Chicago Citygate、中南消费区Henry、新英格兰Transco Z6 NY、东南Transco Z4五大消费区域的价格较高，近年来Chicago Citygate价格一般略低于Henry，Transco Z4的价格一般略高于Henry，SoCal Citygate价格自2016年后持续高于其他所有区域，Transco Z6 NY近年相对其他区域的溢价则有所下降，但仍具有较大波动性。

首先研究较为稳定的价差关系，可以发现Dominion South、Chicago Citygate、Henry、Transco Z4四个枢纽之间的价差稳定性最高。主要原因是从阿巴拉契亚向大湖区和中南消费区，以及从中南消费区向东南地区输送天然气的管道基础设施条件较好、运力充足，套利物流的存在限制了区域间的价差。

实际上，越稳定的价差证明其受到基础设施条件的影响越小，反而可以反映更多的基本面信息。如上图所示，在2023年下半年，消费地价格主要受夏季发电需求支撑和外盘走强传导至盘面带动，整体在2.5-3美元/MMBtu区间震荡，但产地价格却在高产量的压制下陷入低迷，两者间价差持续位于较高水平，这本质上是供需双强格局的体现，同时暗含了消费地价格下跌的可能。随后在2024年上半年的淡季，消费地价格完成了向产地价格的回归。当前的产地价格实际上要高于2023年水平，证明生产商的减产行动有效改善了产地的供需平衡，并以成本抬升的方式最终实现了向消费地及盘面价格的传导。

相对不稳定的价格，即AECO-C、Waha、SoCal Citygate和Transco Z6 NY均主要受到基础设施条件的影响。加拿大西部的阿尔伯塔省是北美天然气最为过剩的地区，距离主要消费地的距离十分遥远，价格常年偏低。2019年9月，加拿大能源监管机构批准了阿尔伯塔省主要管网系统NOVA的临时服务协议，允许检修期间提供灵活性服务，使得AECO-C与美国天然气的价差缩小。2022年夏季，NOVA系统的集中检修再一次使得该价差扩大。NOVA的可用性长期以来一直是影响AECO-C价格的关键。

这一状况有望迎来改善，加拿大西海岸产能1400万吨/年的LNG出口终端LNG Canada预计将于2025年中投产，配套连接该项目与阿尔伯塔省产区的Coastal GasLink管道也已经于2023年11月机械完工。这两项工程将使得加拿大西部的过剩天然气可以就近液化为LNG出口，摆脱目前只能长途输运至大湖区等美国消费区的局面。显而易见， AECO-C价格在项目建成后会受到LNG进气需求的支撑，大湖区、西海岸等目前依赖加拿大资源的地区，天然气价格也将迎来上涨。

在先前的系列文章中，我们已经探讨过Waha Hub相对于Henry Hub的常年折价。近年来，折价较为严重的时间段主要是2018-2020年以及2023年以后，主要原因是管网建设滞后于实际的物流需求。2018年后，随着二叠纪盆地天然气产量的持续攀升，原有的管道已无法满足天然气外输的需要，直到2021年，运力2.1Bcf/d的Permian Highway、运力2Bcf/d的Whistler等东向天然气管道投入运营，Waha与Henry的价差才回归到合理水平。但随着二叠纪盆地油气产量的进一步上升，2023年以来这一问题重新显现，特别是2024年上半年管道系统的大范围检修使得Waha现货价格反复跌破0值。与当年的情形极为相似，目前市场一方面正在等待检修回归，另一方面正在等待运力2.5Bcf/d的Matterhorn Express管道Q3投产，来使得Waha与Henry的现货价差重新回到正常水平。

加州SoCal Citygate近年来的高价和高波动，核心原因在于管网基础设施投资的不足，深层原因则是环保理念盛行以及所导致天然气消费量的持续下降。在长期未新建管网的情况下， 2017年10月对于从中南部获取天然气资源而言至关重要的Line 235-2管道发生爆炸，导致运力出现缺口，直到2019年10月修复。2021年8月Line 2000管道再度爆炸，直到2023年2月修复。缺失的新管道以及故障的旧管道限制了其他地区向加州输气的能力，使得加州经常在冬夏旺季面临短时间内巨大的供需缺口，并最终造成了高价和高波动的局面。不过2023年11月SoCal Gas Northern Zone接入点容量提升后，加州的天然气接收能力已经恢复至2018年以来的最好水平，近期的价格波动亦有所下降。新英格兰地区的状况与加州较为相似，区别在于距离阿巴拉契亚产区更近，价格更加受其带动，2023年下半年的价格低于其他区域。