美國天然氣生產(chǎn)規(guī)模擴大成本降低

自2006年以來，受益于水平井鉆井和水力壓裂等技術(shù)在頁巖氣開發(fā)中取得的實質(zhì)性突破，美國天然氣產(chǎn)量重新回歸增長軌跡。2011年后，美國頁巖油產(chǎn)量持續(xù)攀升，二疊紀盆地等頁巖油產(chǎn)區(qū)伴生氣產(chǎn)量快速增長，既擴大了美國天然氣的整體生產(chǎn)規(guī)模，也顯著降低了美國天然氣的單位生產(chǎn)成本。

從產(chǎn)量的角度看，根據(jù)美國能源信息署（EIA）統(tǒng)計，2023年，美國天然氣產(chǎn)量過1萬億立方米，較2006年5010億立方米的產(chǎn)量翻了一番。其中，頁巖氣產(chǎn)量占比約為76.4%。

從成本的角度看，美國天然氣開發(fā)的成本在不同地區(qū)間差距較大。譬如，二疊紀盆地等頁巖油產(chǎn)區(qū)的伴生氣邊際生產(chǎn)成本接近于零，阿巴拉契亞等低成本產(chǎn)區(qū)的天然氣完全成本在2至2.5美元/百萬英熱單位左右，海恩斯維爾、尤提卡等頁巖油產(chǎn)區(qū)的生產(chǎn)完全成本則在2.5美元/百萬英熱單位以上。

從價格的角度看，美國天然氣在2008年以后整體在較格區(qū)間內(nèi)震蕩波動。近10年內(nèi)，除2014年、2021年和2022年外，路易斯安那州*基準亨利中心（Henry Hub）的天然氣現(xiàn)貨價格在大部分時間內(nèi)均低于3美元/百萬英熱單位，2023年更是僅為2.53美元/百萬英熱單位，接近自1997年以來的*低水平。

美國天然氣產(chǎn)量很難實現(xiàn)持續(xù)增長

持續(xù)增長的產(chǎn)量規(guī)模與相對較低的市場價格，使得天然氣在美國能源結(jié)構(gòu)中的地位發(fā)生明顯變化。

一方面，大量低成本的天然氣迫使煤炭逐步退出美國的發(fā)電結(jié)構(gòu)。當(dāng)前，與煤炭發(fā)電廠相比，天然氣電廠的建設(shè)和運營成本更低，能更好地滿足美國的低碳發(fā)展需求。根據(jù)世界能源統(tǒng)計年鑒數(shù)據(jù)，2022年，美國天然氣發(fā)電量為1816.6太瓦時，較2006年的877.9太瓦時增長約107%；同期，煤炭發(fā)電量則由2006年的2155.6太瓦時大幅下降至2022年的904太瓦時。

另一方面，大量低成本天然氣支撐了美國液化天然氣（LNG）出口的蓬勃發(fā)展。根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟的數(shù)據(jù)，2022年，美國的LNG出口量為8050萬噸，美國已過卡塔爾成為全球第二大LNG出口國。殼牌2024年發(fā)布的新一期《液化天然氣（LNG）前景報告》披露，2023年，美國已成為全球*的LNG出口國，出口量過8600萬噸。此外，國際天然氣聯(lián)盟還預(yù)測，2024年至2028年間，美國新建的LNG產(chǎn)能約為5600萬噸，占全球新增LNG產(chǎn)能量的42%。

盡管如此，從中長期來看，美國的天然氣產(chǎn)量很難持續(xù)大幅增長。美國頁巖油氣的開發(fā)呈現(xiàn)規(guī)?；?yīng)的特點，規(guī)模擴大的投資主要受美國政策的激勵。為了繼續(xù)維持較低成本水平，上游開發(fā)商需要不斷投產(chǎn)新井以擴大產(chǎn)量規(guī)模。但考慮到上游油氣投資減少、成本下降曲線已接近低點、美國政策連續(xù)性差等因素，有分析認為，美國天然氣年產(chǎn)量將于2030年至2035年達到峰值。

供需趨緊支撐美國天然氣價格走強

考慮到美國國內(nèi)天然氣需求在新能源發(fā)展弱于預(yù)期、市場用電量持續(xù)增長等因素的作用下還將穩(wěn)步提升，如果美國天然氣產(chǎn)量難以持續(xù)增長，則其天然氣市場的供需平衡將呈現(xiàn)趨緊態(tài)勢。這將推動美國天然氣價格在中長期內(nèi)顯著上漲。

從供給側(cè)看，首先，“甜點”資源逐步減少將限制美國頁巖氣產(chǎn)量大幅增長。根據(jù)美國頁巖油氣的開發(fā)歷史，在相同技術(shù)水平下，石油公司為提高生產(chǎn)效益，普遍優(yōu)先選擇開發(fā)資源稟賦好的“甜點”區(qū)域。隨著“甜點”資源逐漸耗盡，新增接替資源開發(fā)難度將逐步增大，開發(fā)成本也將有所提高。譬如，有機構(gòu)預(yù)測，海恩斯維爾地區(qū)未來的產(chǎn)量將大幅增長，但2023年，其盈虧平衡價格過3美元/百萬英熱單位，屬于較高成本的產(chǎn)區(qū)。其次，美國的伴生氣產(chǎn)量難以出現(xiàn)大幅增長。綜合伍德麥肯茲、睿咨得能源和Hart Energy等機構(gòu)預(yù)測，二疊紀盆地的伴生氣將在2030年至2040年間達到美國天然氣增量的30%。但隨著該地區(qū)頁巖油產(chǎn)量增長難度進一步加大，預(yù)計二疊紀盆地的伴生氣產(chǎn)量或?qū)⒃?040年后出現(xiàn)回落，進而拖累美國天然氣產(chǎn)量的整體增長。*，在現(xiàn)階段美國本土天然氣價格處于歷史低位以及全球能源轉(zhuǎn)型步伐預(yù)期加快等復(fù)雜背景下，投資規(guī)模大、回報周期相對較長、受ESG約束日漸嚴格的管道等天然氣基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)新項目面臨嚴峻挑戰(zhàn)。以阿巴拉契亞地區(qū)為例，受環(huán)保組織抗議導(dǎo)致外輸管道新增運力不足等因素影響，近年來，該地區(qū)的天然氣產(chǎn)量增速顯著放緩。未來高昂的管道建設(shè)費用和復(fù)雜的審批流程仍將對該地區(qū)天然氣產(chǎn)量的增長形成掣肘。

從需求側(cè)看，一方面，美國大選或?qū)⑼苿犹烊粴庑枨笤谥虚L期內(nèi)進一步增長。隨著11月美國統(tǒng)大選臨近，部分機構(gòu)預(yù)測，如果共和重新執(zhí)政，美國政府或?qū)l(fā)布行政命令加大對石油和天然氣等的支持力度，包括重新開啟LNG出口項目的審批、推動相關(guān)部門頒布有利于化石燃料發(fā)展的新法規(guī)，同時取消不利于石油和天然氣等傳統(tǒng)能源發(fā)展的排放禁令。這將有利于天然氣需求的增長。另一方面，人工智能（AI）、大數(shù)據(jù)產(chǎn)業(yè)的蓬勃發(fā)展將加大美國電力行業(yè)的天然氣需求。美國券商公司GTCFX指出，當(dāng)前美國數(shù)據(jù)中心的爆炸性增長，導(dǎo)致美國東部和南部部分公用事業(yè)公司正在研究建設(shè)新的天然氣發(fā)電廠，以支持數(shù)據(jù)中心電力消耗的增長。根據(jù)富國銀行4月發(fā)布的研究報告，隨著AI革命的興起、美國半導(dǎo)體和電池制造業(yè)的擴張以及汽車行業(yè)的電動化，預(yù)計到2030年，僅AI數(shù)據(jù)中心就有望使美國電力需求增加約323太瓦時，比紐約市目前每年48太瓦時的用電量高出7倍。高盛也預(yù)計，到2030年，大數(shù)據(jù)中心的耗電量將占美國用電量的8%。而在太陽能和風(fēng)能等新能源發(fā)展存在較大不確定性的背景下，天然氣發(fā)電無疑將成為滿足上述電力需求增長*經(jīng)濟、*安全和*環(huán)保的方式。

此外，如果在2024年至2026年間，Plaquemines、Corpus Christi三期和Golden Pass等LNG出口項目按期建成投產(chǎn)，屆時也將進一步拉動美國上游天然氣的消費需求。

部分機構(gòu)看好美國天然氣價格在中長期內(nèi)的上漲趨勢。其中，富國銀行預(yù)測，到2030年，美國Henry Hub天然氣平均價格可能過3.5美元/百萬英熱單位，較2023年價格水平顯著增長。伍德麥肯茲認為，2040年，美國天然氣需求將增加3000億立方米，Henry Hub天然氣價格將自2035年起逐步走高，到2040年后或?qū)⑦^5美元/百萬英熱單位。

事實上，如果美國天然氣價格在中長期內(nèi)顯著上漲，與Henry Hub天然氣價格掛鉤的部分美國LNG出口項目合約的競爭力將在價格層面較傳統(tǒng)油價指數(shù)合約出現(xiàn)降低。這也可能對未來美國的LNG出口增長以及相關(guān)產(chǎn)能建設(shè)項目的審批造成一定負面影