天然氣期貨上漲1.5% 炎熱天氣或縮減庫存盈餘

美國天然氣期貨週二上漲1.5%至每百萬英制熱量單位2.809美元，因隔夜預報為天氣展望增添了更多炎熱因素，這種天氣型態可能將庫存盈餘從195 Bcf縮減至160-170 Bcf。

「未來十天全國需求將維持高位至極高水平，一股強勁的高壓脊將籠罩美國南部三分之二的大部分地區，重點集中在從德州到東南部的區域，當地氣溫將普遍達到90至100華氏度以上，」NatGasWeather.com在報告中表示。

該氣象機構補充指出，這種天氣型態暗示庫存增幅將接近或低於往年正常水平，可能將庫存盈餘從目前的195 Bcf縮減至160-170 Bcf。截至7月31日，儲氣庫中的工作氣體存量為3,117 Bcf，較五年平均值2,922 Bcf高出6.7%。此前一周注入量為33 Bcf，優於市場共識預期的28-31 Bcf，而去年同期增量僅為13 Bcf。

此番反彈考驗夏季高溫能否最終壓過創紀錄的產量。美國本土48州8月乾天然氣產量平均達到創紀錄的111.2 Bcf/日，而能源情報署（EIA）於週二發布的8月短期能源展望，將顯示該機構全年亨利港（Henry Hub）價格預測3.70美元能否在近月合約較其低34%的情況下維持。

此輪天氣驅動的反彈，是在今夏每一波漲勢都被庫存因素壓制的背景下展開的。盈餘在連續三週的製冷用電高峰期內從183 Bcf擴大，而7月31日的注入數據終結了連續兩次看漲的庫存報告——這些報告原本已開始建立夏季需求超越供應的市場敘事。一股強勁的高壓脊橫跨美國南部三分之二地區，從德州到東南部的氣溫普遍達到90至100華氏度以上，應能維持發電用氣需求至少十天。NatGasWeather.com預測庫存增幅可能將盈餘收窄25-35 Bcf——這是本季首次具有意義的壓縮。

創紀錄產量限制漲勢

結構性制約因素在於供應。美國本土48州8月乾天然氣產量平均達創紀錄的111.2 Bcf/日，高於7月的110.7 Bcf/日，其中二疊紀盆地（Permian）領先增長，因石油導向鑽探產生的伴生氣響應的是WTI原油價格83.33美元，而非天然氣價格。EIA的供需平衡框架顯示，2026年供應增長1.1 Bcf/日，對應需求增長0.6 Bcf/日，產生的0.5 Bcf/日盈餘大致相當於庫存累積的規模。

液化天然氣（LNG）進料氣量達17.9 Bcf/日，為一個月高位，是目前唯一看漲的變數。根據早期週期數據，Golden Pass的提氣量上升0.3 Bcf/日至0.558 Bcf/日，目前僅有一條生產線運行，而每增加一條生產線都將直接轉化為亨利港的需求。但出口產能受工廠規模限制，因此歐洲TTF價格每百萬英制熱量單位20.80美元——為亨利港價格的7.5倍——在新產能投產之前無法傳導至美國價格。

EIA的3.70美元預測迎來首次考驗

週二發布的8月短期能源展望是最具影響力的既定事件。7月版展望將2026年亨利港平均價格定於接近3.70美元，第四季度定於3.57美元，而當前近月合約僅為2.809美元——與第四季度數字存在29%的差距。7月預測早於整個7月庫存注入序列、創紀錄的產量數據以及跌破2.70美元的行情，因此本次修正若非縮小差距，便是確認近月合約的定價是正確的。

10月目標3,966 Bcf是決定性數字。要達到此目標，需要在約13週內注入849 Bcf，即平均每週65 Bcf，而近期每周注入量僅為28-43 Bcf。一旦發電用氣需求下降，9月和10月的每周注入量通常可達60-90 Bcf，因此該目標是可以實現的——而若10月數字高於4,000 Bcf，將支持將第四季度預測下調至3.20美元附近。

冬季的先例顯示庫存預期變化能多快重塑價格曲線。在2026年1月的事件中，2月NYMEX合約在單一報告週內上漲1.76美元，從每百萬英制熱量單位3.120美元升至4.875美元，同時12個月遠期曲線攀升65美分至3.970美元。一個在單週內因庫存預期而重新定價56%的市場，可以再次發生同樣的情況，不過以3,966 Bcf的庫存進入冬季，可能性低於以3,600 Bcf進入。

交易區間在2.70至2.90美元之間。若收盤突破2.90美元且伴隨支持性的庫存報告，將打開3.00美元和3.20美元的空間；若跌破2.62美元，則打開4月低點並目標看向2.50美元。中期結構在注入季節期間偏空，而進入2027年後轉為偏多——屆時需求增長2.5 Bcf/日對應供應增長0.9 Bcf/日，產生1.6 Bcf/日的缺口，將從庫存中消化約584 Bcf。週四發布的截至8月7日當週報告，將是檢驗高溫能否最終壓縮庫存盈餘的下一個測試。

本文僅供資訊參考用途，不構成投資建議。