全球液化天然氣與天然氣價格飆升：美伊衝突升級、霍爾木茲海峽封閉

隨著霍爾木茲海峽再度封閉、伊朗與美國的敵對行動再度爆發，Kpler Insight 已調整其 LNG 供應基準預測，以反映持久衝突情境。霍爾木茲海峽是全球最重要的能源咽喉之一，通常約有全球 LNG 消費量的 20% 經此運輸，主要由卡達出口——卡達始終穩居全球前三大 LNG 出口國之列，與美國及澳洲並列。該機構現預期海峽交通將在 2026 年剩餘時間內維持嚴重受限，2027 年第一季起逐步恢復。中東武裝衝突持續，已推動 TTF 與亞洲 LNG 價格在近日大幅上揚，因歐洲與亞洲買方競爭可用供應。

市場與交易判斷

歐洲 TTF 近月合約價格展望： 看漲。歐洲買方可能對大西洋盆地 LNG 提出更高報價，因中東緊張局勢升溫，且熱帶風暴 Bertha 可能導致近期美國 LNG 出口小幅下滑。從基本面來看，Kpler Insight 預期 LNG 進口將下降，管道供應維持區間震盪，天然氣消費持穩。

亞洲 LNG 近月合約價格展望： 略偏看漲。儘管上週的上漲已注入顯著的地緣政治溢價，Kpler Insight 修正後的持久衝突霍爾木茲情境，透過預期 9 月至 12 月卡達出口減少，進一步收緊即期供需平衡。預期 9 月交付價格將維持穩健支撐，因買方在霍爾木茲過境持續的地緣政治不確定性下，競爭更小的大西洋盆地貨源池。

亞洲 LNG – TTF 價差展望： 預期略微收窄，因 TTF 相對於亞洲 LNG 可能出現更大幅度上漲。上週亞洲 LNG 升至相對 TTF 的溢價，7 月 22 日價差為 1.09 美元/MMBtu，而一週前為折價 -1.36 美元/MMBtu。

美國 Henry Hub 近月合約價格展望： 穩定。強勁的產量、充沛的庫存水準及相對偏弱的需求使價格維持區間震盪。

來源：ICE、NYMEX。布蘭特指數價格為布蘭特合約 90 日移動均值的 12% 斜率。來源：ICE、Kpler Insight。

歐洲：中東緊張局勢持續推動 TTF 看漲壓力

歐洲 TTF 近月合約上週延續漲勢，7 月 22 日結算價為 20.91 美元/MMBtu，較 7 月 15 日的 18.17 美元/MMBtu 上漲 15.1%——創下該歐洲主要基準指標自 2023 年 1 月以來的最高收盤價。TTF 在荷蘭的虛擬交易樞紐 Title Transfer Facility 交易，為歐洲主要天然氣定價基準，也是全球 LNG 貨櫃定價的重要參考。多數漲幅源於美伊衝突再度升級，該地區爆發新一輪攻擊。這些事件加上卡達 Ras Laffan 裝載量減少，以及往返海峽的 LNG 船隻通航量下降，被市場參與者視為來自中東灣區的長期供應中斷，可能加劇各盆地間對靈活供應的競爭。

看漲情緒進一步受到 LNG 進口按週下降的支撐，在管道供應及天然氣消費穩定的情況下，導致地下天然氣儲存（UGS）淨注入減速。此外，熱帶風暴 Bertha 橫掃美國墨西哥灣沿岸，引發對未來數日美國 LNG 裝載可能延遲的擔憂，進一步增添看漲動能。

展望未來，Kpler Insight 維持對 TTF 近月合約的看漲觀點，預期歐洲買方將提出更高報價，以確保來自大西洋盆地的 LNG 供應，因中東衝突持續惡化，且美國 LNG 出口面臨暫時下滑風險。從基本面來看，該機構預期 LNG 進口按週下降，管道供應維持區間震盪，天然氣消費持穩。

歐盟天然氣管道淨進口維持區間震盪，按週僅上升 0.4% 至預估 3.17 bcm。來自挪威、利比亞及英國的進口增加，抵銷了阿爾及利亞對義大利出口的小幅下滑。展望未來，Kpler Insight 預期天然氣管道淨進口維持穩定，因 Dvalin 意外維修導致的挪威流量小幅下降，可能被北非氣溫預估下降帶來的阿爾及利亞出口小幅增長所抵銷。

歐洲 LNG 進口按週下降 21.7% 至 1.26 mt，西北歐（NWE）市場國內天然氣樞紐價格過低，難以吸引供應。伊比利亞半島進口下降，係因數座西班牙接收站持續進行計畫性維修。西班牙 LNG 進入量減少，疊加發電用天然氣需求高企，推升 PVB 價格至 TTF 溢價，吸引來自阿爾及利亞及法國的管道進口。展望未來，LNG 進口預期小幅下降，主要因與亞洲買方競爭大西洋盆地供應加劇，加上不利季節價差限制了增加 UGS 注入的市場誘因。

16 個歐盟國家的本地配氣總消費量按週小幅增加 1.7% 至預估 0.91 bcm，但仍符合季節均值。預期本地配氣需求維持區間震盪，因歐洲大陸氣溫預測將維持在五年均值附近。

在電力領域，EU-25 天然氣發電量持穩，按週僅下降 1% 至預估 7.5 TWh。儘管電力需求小幅上升（按週 +0.4%），風電出力增加加上燃煤與核能發電量上升，壓制了 NWE 的天然氣發電。然而，此降幅幾乎被南歐及東南歐因高溫驅動的天然氣發電增長所抵銷，使整體天然氣發電量按週大致持平。展望未來，天然氣發電預期維持穩定。本週前半段預期燃氣用量較低，因 NWE 及南歐低溫且風速偏強；本週後半段燃氣消耗將增加，因 7 月 26 日起歐洲大陸大部分地區氣溫升至季節正常值以上、風速下降。

截至 7 月 21 日，EU-27 地下天然氣庫存升至 54.4%，按週上升 1.6%。根據 2022 年通過的歐盟法規，成員國每年須於 11 月 1 日前將地下天然氣庫存填充至至少 90% 容量，因此夏季注氣季節的注入速度成為供應安全備受關注的指標。過去一週淨注入均值為 0.23 bcm/d，低於五年均值 0.05 bcm/d。注入速度減緩主要因西班牙淨注入偏弱——該國依靠地下天然氣庫存、LNG 庫存及管道進口，抵銷計畫性維修造成的 LNG 進口產能損失。發電需求高企推動的強勁天然氣消費也拖累了注入速度，使相對五年均值的累計注入缺口按週擴大 0.07 bcm。Kpler Insight 預期庫存注入速度將維持穩定，因天然氣發電減少被 LNG 及管道供應偏軟所抵銷。與此同時，TTF 夏季合約相對冬季 26/27 合約的溢價擴大至 2.68 歐元/MWh（截至 7 月 22 日），反映近期夏季合約價格飆升，降低了注入天然氣庫存的誘因。

亞洲：卡達供應預測下修支撐更高的即期 LNG 價格

亞洲現貨 LNG 價格從 7 月 15 日的 16.81 美元/MMBtu 大幅上漲至 7 月 22 日的 22 美元/MMBtu（按週 +5.19 美元/MMBtu），符合 Kpler Insight 對 9 月合約強勁轉倉的預期。此波漲勢由霍爾木茲海峽周邊地緣政治風險升溫、歐洲天然氣樞紐價格持續堅挺，以及亞洲新現貨 LNG 交易所推動——買方將中東供應趨緊及大西洋盆地貨源競爭加劇計入價格，強化了更高的價格水準。

亞洲 LNG 價格預期在未來一週維持適度看漲。雖然上週的上漲已注入顯著的地緣政治溢價，Kpler Insight 修正後的持久衝突霍爾木茲情境，透過減少預期卡達 LNG 出口，擴大了即期供應缺口。預期此因素將支撐 9 月交付價格穩健，並在買方競爭更小可用貨源池的情況下，維持即期風險溢價。

日本氣溫預期下週趨向季節均值，中國南方則預測將出現低於正常的氣溫。亞洲其他地區氣溫預期大致維持在季節正常值附近。日本及中國南方製冷需求偏軟可能壓制近期現貨價格；然而，中東 LNG 供應趨緊及持續的地緣政治風險，應能在很大程度上抵銷天氣驅動的下行壓力。

日本主要電力公司的 LNG 庫存截至 7 月 19 日按週增加 0.09 mt 至 2.51 mt，反映 7 月高溫下更強的補庫存需求。日本氣象廳（JMA）最新預測顯示，日本大部分地區 8 月氣溫高於正常的機率為 40–50%，略低於前次預測。儘管此次下修，8 月燃氣發電可用產能預期將達到 75 GW，年增 1 GW，高於五年均值，以滿足夏季尖峰需求。在 Kpler Insight 的持久衝突霍爾木茲情境下，日本因更依賴合約 LNG 數量、對卡達供應中斷的曝險較低，相對其他亞洲市場較具韌性，限制了需求破壞程度。

韓國的 LNG 需求展望在持久衝突霍爾木茲情境下已下修，因亞洲現貨 LNG 價格持續高於 18–20 美元/MMBtu，預期將延遲自主性補庫存，並促進更多燃煤發電。韓國氣象廳（KMA）維持 8 月及 9 月高於正常氣溫機率為 50–60%，製冷相關 LNG 需求預期相對穩定。然而，高價格可能抑制近期庫存重建，壓制 2026 年下半年的即期 LNG 需求。韓國預期將與中國共同推動東北亞的需求調整，幫助全球 LNG 市場重新平衡，直至中東 LNG 供應於 2027 年第一季開始恢復。

中國的 LNG 需求展望在 Kpler Insight 的持久衝突霍爾木茲情境下已下修，2026 年進口量較前次預測削減 4.5 mt。此調整預期將透過延遲庫存重建及工業天然氣需求走弱體現，因亞洲現貨 LNG 價格持續高於 18 美元/MMBtu，削弱了進口 LNG 的經濟性。然而，中亞管道進口低於預期，加上海南及山西國內天然氣產量恢復較慢，可能使第三季及第四季初國內天然氣供應趨緊。疊加夏季尖峰發電用天然氣需求，此因素可能維持適度的近期 LNG 採購，儘管 8 月更強的太陽能發電量可能限制上行空間。儘管中國在 2027 年第一季中東供應恢復前，仍是東北亞 LNG 需求削減的最大來源，但國內天然氣供需趨緊仍可能為即期價格提供額外的溫和支撐。

印度的 LNG 需求展望在 Kpler Insight 的持久衝突霍爾木茲情境下已下修，2026 年 LNG 進口減少 1.3 mt 至 24.6 mt。在亞洲現貨 LNG 價格預期將於 2026 年剩餘時間維持在 18–20 美元/MMBtu 以上的情況下，LNG 將相對替代燃料日益缺乏競爭力。價格敏感的工業用戶及天然氣發電預計將吸收大部分需求破壞，而城市燃氣配送及化肥需求則相對具有韌性。Kpler Insight 現預測印度 2026 年天然氣總需求為 64.5 bcm，年減 4.6 bcm。

從更廣的層面來看，南亞仍是對中東 LNG 供應長期中斷曝險最高的地區。巴基斯坦和孟加拉預期將透過更嚴格的天然氣配給、降低電力部門需求，以及未能完全替代中斷的卡達貨源來減少 LNG 消費。

美國：強勁產量與庫存使 Henry Hub 維持在 3.00 美元/MMBtu 以下

美國 Henry Hub 近月合約 7 月 22 日結算價為 2.93 美元/MMBtu，與 7 月 15 日結算價持平。儘管截至 7 月 10 日當週的庫存注入量相對偏低，價格上週四仍跌至 2.86 美元/MMBtu。Henry Hub 週五收復部分失地，結算價為 2.91 美元/MMBtu，因較低價格刺激了有限買盤。然而，氣溫預測好壞參半，加上熱帶風暴 Bertha 潛在影響的風險，使週一及週二價格幾近持平於 2.87 美元/MMBtu。週三出現溫和反彈，有利的天氣模型修正顯示美國西南部 7 月剩餘時間將出現酷熱高溫。

Henry Hub 價格預期在未來七天維持在 2.85–3.00 美元/MMBtu 區間震盪，強勁的國內天然氣產量、熱帶風暴影響有限，以及交易員獲利了結活動限制了上行潛力。儘管全球供應面臨衝擊，美國價格的韌性凸顯了美國市場的相對隔離性——其天然氣基本自給自足，對霍爾木茲相關中斷的直接曝險較低。

全國消費量均值為 81 Bcf/d，按週增加 2 Bcf/d，因高溫疊加風電出力偏弱，增加了對天然氣發電的依賴。電力部門的天然氣需求在 7 月 21 日再次突破 50 Bcf/d，因美國南部及西部遭遇酷熱。預期未來一週美國本土 48 州大部分地區將持續高於均值的氣溫，但東北部及中西部部分地區較涼爽的天氣條件預計將限制燃氣消耗。未來七天電力部門天然氣需求預測均值為 45–50 Bcf/d。

熱帶風暴 Bertha 可能導致美國墨西哥灣液化設施裝載延遲，但原料氣供應預計基本不受影響。

過去一週乾氣產量均值接近 110 Bcf/d，在 109 至 110 Bcf/d 之間波動。Kpler Insight 預期在高溫環境下，產量將維持在當前水準附近。

截至 7 月 10 日當週，美國注入地下庫存的天然氣量為 41 Bcf，符合市場共識。庫存增至 3,024 Bcf，但相對五年均值的盈餘從 6.6% 降至 6.4%。截至 7 月 17 日當週預期將出現另一個相對偏低的庫存增長，因風電發電減少支撐了電力部門天然氣需求增加。Kpler Insight 預測淨注入量為 37 Bcf。

全球 LNG 供應：Kpler Insight 將霍爾木茲基準情境調整為「持久危機」

全球 LNG 出口上週降至六週低點，按週減少 0.50 mt 至 7.21 mt，主因美國出口減少（按週 -0.17 mt 至 2.18 mt）及卡達出口減少（-0.09 mt 至 0.34 mt）。Kpler Insight 預期本週全球 LNG 供應將進一步下降，因熱帶風暴 Bertha 減緩美國墨西哥灣沿岸裝載，而卡達 Ras Laffan 的 LNG 出口持續減速，阿聯酋來自 Das Island 的船運因霍爾木茲海峽封閉已完全停滯。這些損失部分被俄羅斯 LNG 供應增加所抵銷——Sakhalin 2 在計畫性維修後恢復滿載生產。

在美伊地緣政治緊張局勢升溫之際，Kpler Insight 已將霍爾木茲海峽的基準情境從「緩和情境」修正為「持久危機情境」，在該情境下，LNG 過境將嚴重受限至 2026 年底，2027 年第一季起逐步恢復。因此，2026 年 7 月至 2027 年 3 月期間，全球 LNG 出口較先前緩和基準情境下修 21 mt，使全球 LNG 市場在更長時期內顯著趨緊。

卡達年產能 77 mtpa 的 Ras Laffan 廠區裝載量正在放緩，而阿聯酋出口已完全停滯。上週 Ras Laffan 裝載量降至四批貨，低於前一週的六批。本週迄今，一批貨——Al Gharrafa——已完成裝載，另一批——Al Shamal——目前在該設施。最新熱影像顯示三條生產線仍維持運轉：QatarGas 第 6 及第 7 條生產線，以及 RasGas 第 7 條生產線。

與此同時，Das Island 已耗盡波斯灣內所有壓載船舶運力，熱影像活動顯示該廠正在縮減生產，目前三條生產線中僅一條維持運轉。

在美國，熱帶風暴 Bertha 已在路易斯安那州登陸，增加了美國墨西哥灣沿岸液化廠裝載延遲的風險。Bertha 是大西洋颶風季第二個命名的風暴，根據美國國家颶風中心（NHC），於週三在紐奧良以東約 40 英里的聖伯納教區登陸。持續風速預測為 40 節，最高可能達 50 節。截至發稿時，多艘壓載船隻在近海等待風暴通過後再停靠美國墨西哥灣沿岸 LNG 出口終端，顯示在風暴清除前裝載延遲的可能性很高。

過去一週，美國液化廠的原料氣供應量在 16.23–16.53 bcf/d 之間波動，Freeport LNG 因一條生產線進行計畫性維修而持續離線。Golden Pass 的原料氣量在過去一週維持穩定於 0.31–0.33 Bcf/d，遠低於支撐單條年產 6 mtpa 液化生產線滿載運轉所需的水準，顯示投產升產仍面臨挑戰。

在加拿大，年產 14 mtpa 的 LNG Canada 廠區上週出口從三批貨降至兩批，因進行非計畫性維修。接近該項目的消息人士表示，可能因此延遲一至兩天。

另一方面，俄羅斯年產 10.8 mtpa 的 Sakhalin 2 廠區在計畫性維修後於 7 月 18 日恢復出口，為持續的霍爾木茲危機中的太平洋盆地增添了供應。根據 Kpler 數據，Grand Aniva 於 7 月 17 日抵達 Prigorodnoye，隨後在一天內完成裝載並離港。

來源：Kpler