导语：12月全球天然气市场在"寒潮预期"与"供应充裕"的博弈中震荡上行。美国市场受产量增速放缓及出口强劲支撑，价格重心显著上移；欧洲市场库存虽降幅增大，但工业用气需求提振仍不足；中国市场进入迎峰度冬关键期，保供形势平稳。 展望1月，随着深冬极寒天气的潜在威胁增加，市场波动率或将进一步放大。
第一章 天然气期货市场走势回顾
美国期货市场
12月美国亨利港（Henry Hub，以下简称HH）天然气期货市场月均价同比上涨、环比下降。
12月美国天然气市场经历了“V型反转”，在天气预期由暖转寒的驱动下，市场逻辑从“供应过剩”切换为“冬季保供”，因此导致月内中下旬价格重心逐渐上移。
供应方面，根据EIA周度天然气数据显示，12月美国本土48州天然气总产量每周均值约在1097亿立方英尺/日左右，产量增长主要得益于新井投产和页岩气盆地的持续开发；根据Baker Hughes数据显示，12月美国活跃天然气钻机数量为125座，较上月减少3座；库存方面，截止12月26日当周，美国天然气库存量33750亿立方英尺，比前一周下降380亿立方英尺；库存量比去年同期低550亿立方英尺，降幅1.6%，比5年平均值高580亿立方英尺，增幅1.7%。12月份美国天然气供应端呈现出"产量维持高位但增速放缓，出口强劲支撑"的特点。
需求方面，12月份美国天然气需求端受天气因素主导，呈现典型的"气温驱动型"波动特征。月初，受暖冬预期影响，居民及商业取暖需求启动缓慢，导致市场一度出现悲观情绪。然而，随着月中旬冷空气南下，全美多地气温下降，取暖需求迅速攀升，此外，由于煤电退坡以及可再生能源在冬季发电效率的波动，天然气发电在电网中的调峰作用日益凸显，电力部门的燃气需求在12月表现尤为亮眼，特别是在德克萨斯州等部分地区，燃气发电量在寒潮期间维持高位。工业需求方面，虽然受到年末假期和宏观经济放缓的拖累，但整体保持平稳，未出现显著下滑。库存方面，由于需求激增，12月下旬的库存提取速度明显加快，甚至出现了超出市场预期的库存降幅，有效缓解了前期的高库存压力。
12月份美国天然气期货市场经历了一轮V型反转行情，市场情绪与价格重心完成从低迷到强势的关键切换。月初，市场笼罩在暖冬预期与高库存压力的悲观氛围中，主力合约价格承压徘徊于低位，交易逻辑以供应过剩担忧为主导。然而，进入中旬后，天气预报转向预示气温下降，叠加库存报告显示超预期去库，市场情绪发生逆转。基本面收紧的预期迅速取代了此前的过剩忧虑，价格开启反弹模式。此次行情不仅体现在期货价格的上涨，部分地区现货市场的波动更为剧烈，受气温下降及局部基础设施瓶颈影响，部分地区现货价格出现大幅上涨。
1.2 欧洲期货市场
12月欧洲天然气期货价格先跌后涨，月均价同环比皆呈下跌走势。
供应方面，欧盟12月LNG总进口量为1255.4万吨，环比上月增加6.14%，同比增加15.69%；库存方面，根据GIE的数据显示，截至12月31日，欧盟储气库库容率为62.24%，当前库容率环比上月底下降13.51个百分点，较去年同期下跌9.92个百分点，12月随着气温下降，采气速度所加快。
需求方面，12月份欧洲天然气需求端表现出"刚需支撑，弹性不足"的特征。随着冬季深入，月内气温逐渐下降，逐渐提振了居民和商业取暖需求。然而，工业需求复苏依然乏力，受制于相对高企的能源成本和宏观经济增长的停滞，欧洲高耗能工业的开工率并未出现实质性好转。电力部门对天然气的需求在12月受到风电出力的显著挤压。特别是在北海风电输出较高的时段，抑制了市场气电需求。但在风力不足的阶段，气电依然发挥了关键的兜底作用。总体来看，12月欧洲总需求量符合季节性规律，并未出现超预期的爆发式增长，整体供需在取暖季依然保持相对宽松。
月内走势来看，12月欧洲市场的月内走势体现了"强预期与弱现实"的博弈。上半月，市场交易逻辑主要围绕"寒潮预期"和"地缘风险"，不过欧洲天然气库存相对充足，TTF期货价格跌后盘整运行。下半月，尽管LNG供应量增长，但受天气转冷及地下储气库库存跌破70%关键点位影响，为近月价格提供了阶段性支撑，TTF期货价格相应上涨。这印证了冬季内供需的微观波动。
1.3 欧美市场贸易价差分析
12月份，美国Henry Hub天然气期货价格与欧洲TTF天然气期货价格之间的价差月均值达到5.07美元/百万英热，环比上月下降10.90%，较上月价差持续收窄；同比下降51.44%，较去年价差显著下降。
在全球LNG贸易市场中，美国和欧洲分别是主要供应和主要需求地区的角色。12月份，尽管美国国内气价在月末有所反弹，但欧美价差依然维持在足以覆盖液化、运输及再气化成本的水平之上。这也是支撑美国LNG出口终端维持较高负荷的核心动力。然而，与去年同期相比，这一价差幅度已大幅收窄，也标志着全球天然气市场正在从"极度短缺"向"相对平衡"回归。
第二章 中国天然气现货市场走势回顾及分析
目前中国LNG现货到岸价格受欧洲天然气市场价格影响程度较大，原因主要是，LNG贸易具有高度全球化的特点，中国和欧洲的LNG进口来源重叠度较高，地缘因素影响供应链并对全球造成连锁反应。因此，从下图中可以看出，中国LNG现货到岸价的走势与欧洲市场价格走势高度相似。根据上海石油天然气交易中心发布的数据，12月中国LNG现货到岸价均值为9.63美元/百万英热，较去年同期下跌29.71%。
随着全球LNG贸易的一体化的深化，中国LNG现货到岸价对中国市场的影响强度持续加深，不过，除进口成本外，中国国内LNG现货市场价格走势的影响因素也是多样的，也会受到国内自身供需情况的影响。如2024年11月-2025年3月期间，中国国内LNG现货市场就出现了不同于欧美天然气期货及现货到岸价的走势。因此中国国内LNG现货市场的供需基本面也值得关注。
12月中国LNG价格较上月整体下跌。
供应方面，卓创资讯对全国283家LNG工厂的监测数据显示，12月全国LNG工厂总供应量282.28万吨，较11月增加16.49万吨，环比增长6.20%，同比增长26.70%；12月共有109船进口的LNG资源，共737.9万吨，相比上月进口的93船619.2万吨（修正后）LNG资源，环比增长19.17%。在进口LNG中，以LNG槽车运输方式供应到国内的LNG槽批量为128.88万吨，环比上月下跌1.01%。库存方面，12月接收站库容率整体上涨约2.85%，其中华北、华东大区有所上升，华南区域有所下降。
需求方面，12月全国LNG消费量约为411.17万吨，较上月增长3.83%，较去年同期增长13.43%，但从日均消费量来看，环比增幅仅为0.45%。增量的原因是月内进口资源到港密集，库存压力较大，持续降价促销带动部分区域的工业点供需求增加，但气温下降幅度有限，加之管道气充足，LNG调峰补充需求量仍旧弱势运行，LNG交通用气仍以刚性需求为主，综合来看，本月LNG消费量窄幅增加。
2025年12月，国内LNG市场打破传统旺季规律，呈现单边深度下跌行情。供应端压力显著。国产气工厂因管道气资源充裕而维持高负荷生产，库存持续累积；接收站到港密集，同样面临高库存压力。为冲刺年度目标，接收站从中旬起加入降价行列，与国产气展开激烈价格竞争，市场陷入“降价-排库”的循环。需求端遭遇多重打击。关键利空来自暖冬，北方采暖需求远不及预期；同时工业与物流需求疲软，车用消费低迷。下游普遍“买涨不买跌”，仅维持刚需采购，进一步抑制成交。综上，在供应过剩而需求严重不及预期的背景下，海陆气源竞相降价争夺市场，导致传统消费旺季价格超预期下跌。
月内走势来看，上旬上游库存高企，整体供应极为充裕，需求端受暖冬、工业疲软及物流低迷多重利空拖累，采暖与车用需求均不及预期。中旬国产气因管道气资源充裕，工厂高负荷运行，库存压力攀升，主产地持续降价促销。与此同时，海气市场受到低价国产气冲击，且部分主流接收站为冲刺年度销售目标，在中旬启动大幅降价，反向拖累整体市场价格。需求端各板块依然疲软，降价仅刺激了存量需求的转移，未能激发实质性增量。下旬国内工厂保持高开工率，同时接收站到港船期密集，库存承压。头部资源商大幅降价，引发了海陆气源的激烈价格竞争。需求端，尽管北方气温阶段性回落带来部分城燃补库和工业燃料切换的需求，但在巨大的供应冗余面前，这部分增量显得杯水车薪。上游强烈的排库意愿主导市场，竞争性降价导致全国价格跌幅进一步扩大，仅临近月末，个别排库顺畅的上游，小幅推涨销售价格。
第三章 市场从业者利润成本分析及风险规避案例分析
3.1 各环节从业者利润及成本分析
LNG进口商利润
根据卓创资讯统计，11月进口LNG（包含长协和现货LNG进口）通过汽运形式出货的理论套利空间为626元/吨，同比增加524元/吨，环比增加240元/吨，套利空间持续扩大。不过，随着国内管道气以及LNG价格下跌，进口商进口意愿仍不足，国内现货LNG进口量仍然偏少。
国内LNG贸易商毛利
根据卓创资讯统计，12月LNG贸易商的毛利为593元/吨，同比增加64元/吨，环比增加88元/吨。贸易商毛利自去年12月份开始，截至4月皆处于2022年以来最低水平，此后5月-9月有所回升，但由于11月国内LNG市场价格仍同比下跌，贸易商毛利继续处于2022年以来同期最低水平。
下游直供用户（城燃或大工业用户）用气成本
根据卓创资讯统计，12月下游直供用户的用气价格为2.54元/立方米，同比下跌0.61元/立方米，环比下跌0.26元/立方米。受天然气市场供需宽松影响，国际原油及天然气价格偏弱运行，导致直供用户的用气成本逐渐下降。
3.2 市场从业者风险规避案例分析
某LNG出口商（例如国际贸易企业或国内转售商等）在11月28日销售一批液化天然气（LNG），约定12月29日交付，销售量约为350万百万英热，定价基准为美国亨利港（HH）天然气期货结算价。若不对冲，出口商将面临12月份天然气价格波动的风险：若价格上涨，销售收入增加；若价格下跌，则可能导致销售收入减少。
假设在未对冲的情况下，12月29日现货价格可能较11月28日下跌，出口商的销售收入存在下降风险。为规避这一风险，出口商决定在11月28日卖出NG或MNG期货合约，以锁定销售收入。
完全对冲效果：现货额外亏损被期货盈利抵消，实际收入仍为4.85美元/百万英热。
美国亨利港（Henry Hub，简称HH）天然气期货是芝加哥商品交易所集团（CME Group）旗下纽约商业交易所（NYMEX）推出的重要能源衍生品合约。该产品包含两种规格：标准合约（交易代码NG）和微型合约（交易代码MNG）。这两种合约的主要区别在于交易规模，但均以亨利港的天然气价格为基准进行定价。
综上所述，通过期货交易，进口商将采购成本锁定在11月28日的4.85美元/百万英热，消除价格波动风险。
市场从业者在面临多变的市场环境时，核心目标是管理价格波动风险，减少经营利润的不确定性，通过期货对冲，可以稳定经营利润、降低财务风险、优化资源配置，最终提高自身市场竞争力。
第四章 下月全球主要天然气市场展望
美国市场展望
2026年1月美国天然气价格预计将呈现高位震荡、中枢窄幅上移的格局。支撑价格上行的核心动力明确。其一，季节性需求是首要驱动：气象预测显示美国东部可能遭遇寒潮，这将直接、强劲地推升采暖用气需求。其二，外需提供持续支撑：美国LNG出口设施保持高负荷运行，稳定的海外需求持续分流国内资源，夯实了价格底部。然而，价格的上涨空间或受到国内充裕供应的严格限制。当前，美国本土48州的天然气产量维持在历史绝对高位，地下储气库的库存总量也高于近五年同期均值。这份雄厚的“家底”为市场提供了强大的缓冲垫，足以应对常规的寒潮冲击，从而有效抑制价格的持续暴涨。因此，在未出现极端天气的情况下，价格波动趋势或表现为“上有顶、下有底”的格局态势。
欧洲市场展望
对于1月份的欧洲市场，预计天然气价格或有上行空间。当前最大的风险点在于，欧洲正以约60%的库存水平进入全年最冷的月份，这一储备远低于前几年的同期水平，意味着市场的“安全垫”已显著变薄。根据气象模型预测，1月中下旬北欧可能迎来新一轮强冷空气，届时取暖需求可能迅速触及峰值。如果库存消耗速度维持在12月的较高水平，那么到2月初，库存或将降至一个更令人担忧的低位。这也将提振市场采购和囤货行为，从预期层面推高价格。其次，市场机制决定了价格可能通过“溢价”来寻求平衡。一旦寒冷天气导致库存加速见底，欧洲买家为确保能源供应，将不得不在全球现货市场上与亚洲等其他主要消费地展开竞争。为了将原本驶向其他区域的美国或卡塔尔LNG船货吸引至欧洲港口，支付一笔可观的溢价将成为必然选择。这种为争夺边际增量资源而引发的价格战，将成为推高欧洲基准TTF价格的最直接动力。
中国市场展望
预计1月国内LNG市场呈现“供应微减、需求持稳、价格小幅探涨”的特征，南北市场继续分化。供应端，主产区工厂受气源缩减及利润不佳影响，检修减产预期较强，产量或有所下降；接收站方面，虽船期可能减少，但液态供应充足，槽批出货预计稳定，整体供应将小幅收紧。需求端，北方采暖补库需求受中等强度冷空气影响将有所释放，但增量有限且呈现阶段性；同时，临近春节假期，工业及物流需求可能转弱，整体消费缺乏强劲增长动力。价格方面，前期深跌后上游挺价意愿增强，北方地区随库存消耗和局部检修支撑，价格存在反弹动力；南方则因供暖作用弱、接收站库存偏高及新产能投放预期，延续偏弱行情，这将制约全国均价的涨幅。预计1月LNG价格或微幅上探，在3580-4180元/吨区间内波动运行。
风险提示：需密切关注欧美及东北亚气温变化、北欧及英国风力输出变化、地缘形势变化等方面情况变化。
转载自 卓创资讯
