美国天然气生产、运输及需求分析

美国天然气管道网络是一个高度集成的传输和分配系统，输配管网体系发 达。

1、生产端：高度集中的地理特征，增大对天气风险的敏感度

美国天然气资源主要存在于油田、天然气田或油气田中，也有少量来自煤 层。美国的天然气资源分为常规天然气和非常规天然气两大类。常规天然气通 过传统的钻井技术从天然气储层中提取，适合大规模开发。非常规天然气则存 在于致密砂岩、煤层、页岩和可燃冰等较为密实的岩石层中，需要特殊技术， 如水平钻井和水力压裂。 近年来美国天然气产量持续增长，而来自页岩气井的生产大幅增加，使得 页岩气已成为推动天然气生产增长的关键因素。常规天然气的开采成本较低， 技术成熟，但随着传统气田的枯竭，常规天然气的增长趋于平缓。来自页岩气 井的天然气产量大幅上升，成为美国天然气生产的重要来源，页岩气的开发使 美国成为全球领先的天然气生产国。此外，煤层气和致密砂岩气也是美国非常 规天然气的组成部分，其开发难度和成本相对较高，仍为能源供应提供补充。

开采产区集中度较高，天气风险扩大供应脆弱性，天气对美国天然气供给 侧的影响区域性与连锁效应较强。美国天然气主要开采产区集中度较高，美国 天然气开采高度集中在页岩气区块，生产呈现高度集中的地理特征，主要分布 在两大区域：东北部的阿巴拉契亚山区和以得州为主的中南地区及邻近的落基 山区。阿巴拉契亚、二叠纪和海恩斯维尔三个地区，是美国天然气生产的主要 开采产区，合计生产了美国天然气总开采量的 60%。

阿巴拉契亚地区：阿巴拉契亚地区位于美国东北部，是美国天然气最大的 生产区，以马塞尔斯页岩（Marcellus Shale）、乌尔曼斯页岩（Utica Shale） 为主。阿巴拉契亚山脉为美国第一产气区，出产的天然气通常为湿气，天然气 产量占美国当年天然气总开采量的 30%。以马塞勒斯页岩（Marcellus Shale） 为主，通过水平钻井和水力压裂技术实现大规模开采，但因管道外输能力不足， 产量增速逐渐放缓。 与美国其他天然气开采区域相比，阿巴拉契亚地区受灾害天气的影响较小。 阿巴拉契亚地处内陆山脉地区，该地区的天然气开采主要集中在较为内陆的高 地，相较于沿海地区或低洼平原，受极端天气（如飓风或暴雨）的影响通常较 小。风暴的路径通常不会直接经过这里，热带风暴（如飓风）和强烈的风暴带 通常发生在美国东南部和沿海地区。

Permian 盆地（二叠纪盆地）：美国天然气开采高度集中在页岩气区块，尤 其是二叠纪盆地，其天然气产量的增长主要源自石油导向钻井，二叠纪盆地同 时也是美国页岩油主产区。二叠纪盆地位于德克萨斯州西部和新墨西哥州，生 产的大部分天然气是伴生气，产自油井。该地区能源产量占 2023 年美国原油产 量的 45%（在美国各地区中最高），占市场天然气产量的 20%（在美国各地区中 第二高），是美国第二大天然气产区。二叠纪盆地天然气产量的增长，主要是 石油导向钻井的结果。 寒潮是影响二叠纪盆地的最主要极端天气之一。极端低温可能导致钻井设 备、压裂设施以及天然气管道出现冻井现象，使得生产受阻或效率降低。由于 二叠纪盆地的天然气和石油生产高度依赖于水力压裂技术，极端寒冷的天气可 能影响液体和设备的流动性，导致生产中断。2021 年 2 月，美国南部遭遇罕见 极寒天气，得州天气骤降至-10℃，二叠纪盆地最低温度降至 3 华氏度（-19℃）， 导致集油管线和天然气处理设施冻结。低温使液化天然气（LNG）和水蒸气在管 道内凝结，进一步加剧了设备堵塞。低温导致部分油井和天然气处理厂被迫关 闭，天然气产量短期内大幅下降。

海恩斯维尔地区：海恩斯维尔第三大主产区，海恩斯维尔页岩横跨德克萨 斯州东北部和路易斯安那州西北部的部分地区，位置优越。靠近墨西哥湾 LNG 出 口终端，是液化天然气原料气的重要来源。与二叠纪盆地的伴生天然气不同， 海恩斯维尔主要是天然气生产区，海恩斯维尔的钻探成本最高（高于阿巴拉契 亚盆地和尤提卡），生产端对气价敏感度更高。海恩斯维尔地区页岩层通常较 深，高成本结构使其在低气价下更易减产，生产端对天气冲击的敏感度较高， 极端降雨、低温直接威胁生产稳定性。

海恩斯维尔地区在冬季寒潮和热带风暴时期，受极端天气的影响较大，海 恩斯维尔天然气外输依赖有限的管道网络，寒潮伴随的大风、降雪可能导致道 路封闭和电力中断，限制运输能力。

2、运输端：关注管道、液化设施密集区的天气风险因素

美国天然气管道网络是一个高度集成的传输和分配系统，输配管网体系发 达。其地区分布情况主要基于天然气生产、消费以及运输的需求，是一个高度 集成的网络，拥有约 300 万英里的主线和其他管道，将生产区和储存设施与终端 消费连接起来。是全球规模最大、遍布全国各州且高度集成的天然气输气、配 气管网体系。 美国天然气输配管网体系包括：超过 210 个天然气管道系统，30.5 万余英 里的州际和州内传输管道、1400 多个天然气管道压缩机站场、400 余个地下天然 气储气库、49 个管道天然气进出口站点、8 个液化天然气进口设施和 100 个液化 天然气峰值设施。主要由以下几条大型管道系统构成：美国中部（如德克萨斯 州和墨西哥湾沿岸）的管道系统非常密集，东北部、中西部和西海岸的主要消 费区也有大量的管道连接。 管道密集度最高的地区：主要集中在德克萨斯州及墨西哥湾地区、东北部 和中西部、以及西南部和西部。这些地区是天然气的主要生产区和消费市场， 管道系统密集。 管道运输受天气影响最大的地区：主要受到极端寒冷天气（东北部和中西 部）、飓风季节的热带风暴（墨西哥湾沿岸地区）以及山区寒冷天气（高海拔 地区）的影响。极端天气可能会对管道造成物理损害，使运行中断。

美国的液化天然气（LNG）设施主要集中在沿海地区，美国南部和东南部 （特别是德克萨斯州和路易斯安那州）在LNG出口中占据了核心位置，该区域靠 近生产地并便于将 LNG 通过船舶输送出口。美国液化天然气（LNG）出口终端的 分布来看，现有的 LNG 出口终端设施主要分布在美国的南部和东南部，特别是德 克萨斯州（TX）、路易斯安那州（LA）和密西西比州（MS），这些地区是美国 LNG 出口的主要区域；已批准但尚未建设的 LNG 出口终端设施仍主要分布在德克 萨斯州和路易斯安那州。

3、需求侧：温度变化是天然气的供暖和制冷需求的主要驱动

天然气主要用于发电、城市燃气和工业燃料，美国天然气消费量主要有五 大终端需求：发电、工业、住宅、商业、交通。其中发电和工业是最大消费板 块，近三十年美国天然气燃烧发电比例不断上升，发电需求约占总需求的四成。 住宅、商业板块占天然气总消费量约二成，其需求受气候变动影响较大；而交 通板块占比最低，在交通燃料中用途相对有限。 天然气消费结构：住宅消耗包括私人住宅用于空间供暖、空调、烹饪、水 加热和其他家庭用途的燃气；商业消费包括酒店、餐馆、批发和零售店等非制 造机构使用的天然气以及天然气汽车；工业消费包括制造业、采矿业、建筑业 和农业行业用于热能、电力或化学原料的天然气；电力消耗包括电力部门用作 燃料的天然气。

天然气消费具有季节性特征，季节性需求差异较大，受消费驱动的取暖和 制冷需求是推动周期性规律的主要因素。根据不同终端用途，天然气消费的季 节性可以分为以下几类：冬季（11 月-3 月）为消费高峰，主要由住宅和商业取 暖需求驱动；夏季（6 月-9 月）为次高峰，通常是由于电力部门发电需求（空调 用电增长）增加，天然气用于发电的需求上升；春季和秋季（4月-5月、10月） 为过渡季节，取暖和制冷需求都较低，天然气消费降至年度最低水平。 天气的季节性变化是影响天然气价格的一种重要因素。由于只有由异常短 期天气条件引起的天然气需求的意外变化才可能与天然气价格形成有关，因此， 我们将重点放在偏离正常季节性气象模式作为天然气价格的决定因素。 衡量温度冲击的一种指标是度日，包括加热度日(HDD)和冷却度日 (CDD), 这项指标既考虑了天气的影响，又考虑了季节性的影响。CDD 和 HDD 是衡量天气 对能源需求影响的两种常用指标，通过计算温度偏离一定基准温度（通常是 65° F 或 18°C）来估计制冷和取暖需求。CDD（Cooling Degree Days，制冷度日）： 衡量温度高于 65°F（18°C）时的程度，超出的部分会按度数累积，每增加一 度就增加 1 个 CDD。HDD（Heating Degree Days，取暖度日）：衡量温度低于 65° F（18°C）时的程度，计算原理同上。商业住宅取暖需求是温度敏感型消费需 求，气温对商业住宅取暖需求的解释力很强。

温度对天然气现货价格的影响体现出即期、间接的特征，温度通过影响天 然气需求量来影响天然气价格。寒潮会快速拉升商住部门天然气消费。在过去 五年中，美国经历了多次显著的寒潮事件，每次寒潮的发生都会导致取暖需求 的增加，进而影响天然气等能源价格。 寒潮的成因主要是极地涡旋的扩展或崩溃，使得冷空气大范围南下，影响 美国中部和东部地区，极端情况下，冷空气甚至深入美国南部，如得克萨斯州 等地区。影响最严重的寒潮通常发生在 1 月-2 月，由于极端寒冷，家庭和商业 部门的取暖需求大幅上升，导致天然气消费显著增加。其消费的增长集中在住 宅、商业、电力部门，工业部门的影响相对较小。 气温对取暖需求的影响在统计上非常显著。从回归拟合模型观测，HDD（取 暖度日）对商用和家庭取暖需求回归模型较为显著，且拟合度较高（R²接近 0.98 ） ， 气 温 变 化 对 取 暖 需 求 有 强 影 响 。 回归方程 ： 商住取暖需求 =221.665+2.506452HDD（单位：Bcf、℃）取暖需求随着气温的下降而上升，这 意味着气温每降低 1℃，全美商业住宅取暖需求将增加约 2.51Bcf。