供应过剩担忧下，美国 LNG 仍保持盈利且利用率可控

钱伯章 2026-02-11

尽管存在 LNG 供应过剩担忧，但煤炭与石油替代需求有望吸收过剩量，美国 LNG 仍保持盈利。亨利港气价波动是长期利润主要风险，而价差只要覆盖可变成本，货物取消概率低，远期价差预计可支撑产能充分利用。

即便在供应过剩的情况下，来自煤炭和石油替代的LNG需求也有可能吸收过剩的供应量，除非全球经济陷入衰退。

亨利港天然气价格不断上涨且愈发波动，这给美国LNG的利润带来的长期风险要大于欧洲天然气价格本身带来的风险。

2023年至2025年期间，运往欧洲的美国墨西哥湾沿岸（USGC）LLNG货物的平均利润（包括再气化成本）为每百万英热单位4.56美元，即每艘LNG船1750万美元，而 2019年和2020年疫情期间则为负利润。这些诱人的利润促使国家石油公司、大型企业、主权财富基金、私募股权、亚洲公用事业公司和其他能源买家纷纷带着支票簿涌向美国墨西哥湾沿岸，以分一杯羹。在此期间，无论是新建项目还是扩建项目，LLNG最终投资决策（FID）的数量都大幅增加。尽管价格下跌的风险不断上升，但即将到来的LLNG供应过剩的担忧并未吓退多少投资者。然而，这种乐观的看法在12月5日开始受到质疑，当时TTF与亨利港的价差收窄至每百万英热单位4美元，这是自2021年4月以来的最低价差。行业报告称利润空间受到挤压，TTF接近美国LNG运往欧洲的全部成本。

美国LLNG（LNG）行业短暂的历史中，仅在2020年新冠疫情期间出现过大规模的LNG货物取消情况。以这一事件作为案例研究，在2019年和2020年期间，即便欧洲接收的美国LNG的全部成本始终高于TTF（欧洲天然气基准价格），但设施利用率并未出现任何下降。这是由于固定成本被视为沉没成本，而LNG的接收方只关心运输LNG的可变成本，也就是短期边际成本（SRMC）。这种情况从2020年4月持续到8月，当时TTF长时间低于美国LLNG运抵欧洲的SRMC，在此期间，有150多批货物被取消，美国LLNG的利用率在5个月内大幅下降。这一市场机制的一个重要特点是，液化天然气合同规定，如果接收方不提货，需提前45至60天通知，这意味着美国液化天然气的利用率滞后于价格1至2个月。这意味着，欧洲TTF 与美国亨利港之间的天然气价格短暂压缩（例如，由于两大洲同时出现相反的极端天气模式）不足以导致美国墨西哥湾沿岸的LNG生产停止，除非出于运营原因或产权优化考虑。

SRMC可分为以下几部分：1）原料气成本（亨利港）；2）原料气成本的115%，用于覆盖液化损失以及LNG开发商的利润；3）运输和再气化的可变成本。固定成本包括：1）LNG销售合同的加工费，约为每百万英热单位2.5美元；2）固定的运输和再气化成本。需要注意的是，运输和再气化成本会因商业模式的不同而有所差异——如果买方拥有船队或再气化能力。经济情况如下：TTF 与亨利港的价差必须在1至2个月内持续低于美国LNG运往欧洲的可变成本（原料气损失、可变运输和再气化成本），美国LNG货物取消的情况才会出现。在平衡市场中，运往欧洲的可变成本约为每百万英热单位1美元，运往东亚的约为每百万英热单位1.5美元。

展望未来，即使在2028年和2029年供应过剩情况加剧时，远期曲线仍显示价差将超过每百万英热单位4美元。不过，由于远期曲线在更远的时期流动性较低，因此在该时间段内存在更大的不确定性。Rystad Energy的价格预测显示，价差在2031年将最为接近，届时与欧洲TTF的价差为每百万英热单位2.84美元，与东亚现货液化天然气价格的价差为每百万英热单位3.35美元，足以覆盖美国LNG向这两个地区运输的变动成本。因此，在我们的基本情景中，美国液LLNG的产能将得到充分利用。

第二种情形的概要出现在美国液化天然气（LNG）的使用量下降并在100%与合同量份额之间波动时，合同量份额大约占满负荷的80%。在这种情况下，欧洲TTF与美国亨利港的价差降至每百万英热单位1至1.5美元（亚洲则为1.5至2美元），但仍高于美国向欧洲出口LNG的变动成本。然而，价差会低到足以促使LNG开发商对非合同量的 LNG 生产进行优化和/或利用这段时间。

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