7月欧洲天然气期货价格宽幅冲高后窄幅回落，月均价同环比上涨。

• 供应与库存：欧盟7月LNG总进口量为626.1万吨（环比下降17.68%，同比下降28.18%），主因亚洲高价抢货吸走了部分现货资源。GIE数据显示，截至7月31日，欧洲储气库库容率为56.67%，虽环比回升7.77个百分点，但较去年同期低11.61个百分点，创四年来同期最低水平。地缘层面，中东局势反复及海峡通行受阻引发了市场对中东资源供给的担忧。
• 需求表现：6月下旬至7月欧洲遭遇多轮极端热浪（法国等地突破44°C），空调制冷用电剧增。同时，河流水温超标及低水位限制了核电与水电产能，燃气发电成为关键调峰支撑；工业用气则持续受高气价抑制。
• 月内走势：中上旬在热浪推升需求、LNG进口减少、储气库注气放缓及中东地缘紧张的多重支撑下，TTF价格自月初一路走高，至7月24日累计最大涨幅达48.6%；下旬因中东局势传出降温信号，风险溢价部分释放，价格有所回落，但受刚性发电需求与低库存支撑，价格仍维持在20美元/百万英热的高位附近。

7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15.26美元/百万英热，环比上月扩大27.17%，同比升高83.41%。

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。7月份，根据前文分析，中东地缘问题重新趋于紧张，全球LNG资源供应仍处于偏紧态势，且亚欧市场竞争资源的潜在预期，叠加欧洲储气库的较低水平，影响欧洲天然气价格在7月呈现明显的宽幅冲高，而美国天然气价格则在国内充足的供应和出口设施检修导致的需求量减少影响下环比下跌，最终导致两地价差在本月明显扩大。另外，由于欧洲燃气发电的刚性需求支撑，欧洲市场与亚洲市场的价差缩小，部分时间段欧洲市场价格甚至高于亚洲市场，从而吸引更多美国资源运送至欧洲市场，美国LNG流入欧洲的占比有所升高，目前美国资源在欧洲LNG进口市场的占有率回升至41%左右。

目前中国LNG现货到岸价格与欧洲天然气市场价格展现出较强的联动性。其核心原因在于，全球LNG贸易具有高度一体化的特征，中国与欧洲的LNG进口来源存在一定重叠，任何地缘政治或供应链的变数都容易引发全球市场的连锁反应。从历史轨迹来看，中国LNG现货到岸价的走势与欧洲市场呈现出高度的趋势相似性。根据上海石油天然气交易中心发布的数据，7月中国LNG现货到岸价均值为18.72美元/百万英热，较去年同期上涨59.78%。

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，会受到国内自身供需情况的影响。因此中国国内LNG现货市场的供需基本面也值得关注。

7月中国LNG市场均价同比上涨、环比下跌，月内先窄幅上涨后持续下跌。

• 供应方面：全国298家LNG工厂监测数据显示，7月工厂开工负荷率为51.25%，日均产量11894万立方米（环比上升1.77%）。全国LNG接收站整体库容率环比微升0.63%，其中华北、华南升，华东降。
• 需求方面：7月全国LNG消费前二十省份合计消费299.99万吨（同比增3.54%，环比增0.62%）。虽然单月消费总量略增，但受沿海台风及南方多省强降雨洪涝影响，交通与工业日均用气有所受阻。

基本面研判与月内走势：上旬，前期集中降价排库使液厂库存降至低位，低价刺激槽车流通，带动价格出现微弱短暂反弹。中下旬，价格重回持续下行通道。主因在于原料气竞拍投放增加使液厂开工率回升，海气到港推动接收站累库排库，使得国产与进口气源供给全面趋松。而终端处于传统消费淡季，南方极端天气阻碍运输，城燃补库乏力，下游观望情绪浓厚。尽管海外到岸成本居高不下，但在国内供需宽松的格局下，成本端难以支撑现货价格，市场最终以弱势下行收尾。

根据卓创资讯统计，6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1510元/吨，同比增加1159元/吨，环比减少302元/吨，套利空间有所回落，仍处于2022年6月以来较高水平。6月进口LNG成本受原油带动的长协成本及现货LNG成本上涨影响进一步走高，同时，国内LNG市场价格受供求关系明显宽松影响价格下跌，从而影响进口资源内贸套利水平环比减少。

根据卓创资讯统计，7月LNG贸易商的毛利为602元/吨，同比增加152元/吨，环比增加154元/吨。7月国内LNG上游出厂价格受需求疲软影响下跌，不过，贸易环节因物流车运输距离较大导致物流资源偏紧，因此运费未出现明显下调，贸易商套利同环比有所增加。

根据卓创资讯统计，7月下游直供用户的用气价格为3.38元/立方米，同比上涨0.66元/立方米，环比下跌0.19元/立方米。在中东局势未出现缓和转机的情况下，全球LNG资源的偏紧仍导致国内天然气价格高于去年同期，但是，随着气温升高，工业生产活动减弱，工业需求亦随之减少，价格缺乏支撑呈下跌态势。

某LNG出口商（例如国际贸易企业或国内转售商等）在6月29日销售一批液化天然气（LNG），约定7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7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，7月29日现货价格可能较6月29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6月29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3.181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，进口商将出口价格锁定在6月29日的3.181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。

8月，美国天然气市场供需两端将呈现产量高位持稳、季节性需求边际转弱、出口受检修制约的复杂格局。供应端方面， 二叠纪盆地伴生气仍是增产的主要来源，但短期产量存在波动因素；库存方面，天然气库存增加或仍将低于市场预期，但较五年季节性均值仍高出不少，库存绝对水平仍处于相对充裕状态。需求端方面，气象预报显示，8月18日前美国大部分地区气温仍将高于正常水平，制冷需求有望维持，发电用气仍是夏季需求的核心支撑，但预报也显示东部地区天气转向温和，可能削弱空调电力需求，因此预计该需求或存在季节性边际转弱的趋势；受Freeport LNG设施大型检修影响，8月出口终端进气量或有所下降。综合来看，8月市场走势将取决于高温天气的实际持续时间和范围、Freeport LNG设施检修结束后的出口恢复节奏，以及库存增幅的边际变化。

8月，欧洲天然气市场或面临库存位于历史同期新低、LNG进口及极端天气扰动等多重因素的共同作用，供需两端均存在不确定性。供应端来看，截至8月初，欧盟储气库库容率为自2009年有记录以来的同期最低值，远低于去年同期的69.24%；进口来源方面，中东地缘问题导致传统供应路线受阻，欧洲被迫调整采购策略，同时地缘风险溢价也为LNG采购带来一定压力；此外，持续高温干旱已导致多瑙河和莱茵河水位降至极低水平，匈牙利和罗马尼亚的核电站因冷却水短缺面临停机风险，或进一步加剧区域电力紧张。需求端来看，8月欧洲整体延续极端高温态势，西欧及西北欧等地将出现大范围40℃以上的极端高温，南欧多数主要城市已发布最高级别红色高温预警，中旬热穹顶的中心将逐渐向东移动，至下旬才可能出现一股较凉爽的气团，预计高温天气仍将推升空调制冷用电需求，同时，高气价导致注气缺乏经济性，将抑制企业存储意愿。除此之外，中东地缘局势的变化，对于欧洲天然气价格的走势亦存在一定影响。综合来看，高温干旱对电力系统的持续影响、LNG进口的变化、中东地缘走向，是市场参与者需要重点跟踪的主要变量。

8月，国内LNG市场预计将呈现供应收缩预期与需求淡季特征并存的格局。供应面来看，国内工厂与接收站两端均存在减量预期。工厂方面，多地虽有工厂计划开机或新增投产，合计产能较为可观，但8月上半月中石油直供原料气投放量较7月下半月缩减约1000万方/天，主产区部分未能竞得气源的工厂存在减产或停产风险，叠加内蒙古气田处理厂检修拖累周边液厂开工，综合判断8月国内液厂整体开工负荷大概率回落；接收站方面，中东地缘局势仍存不确定性，卡塔尔长协供应不可抗力已延期至10月，全球LNG供应持续承压，尽管国内资源商积极拓宽采购渠道，预估8月LNG进口总量环比大体持稳或有小幅增量，但受低价国产气竞争及终端需求偏弱影响，接收站槽批出货面临多重压制。需求面来看，淡季特征仍将主导市场，交通领域是当前需求的主要支撑，8月柴油价格存在上行预期或将抬升车用LNG比价优势，但新能源重卡替代效应不断增强，对冲油价利好，交通用气增量有限；发电领域方面，8月国内多雨天气集中，整体电力供应稳定，气电调峰需求无明显峰值，基本无需液态LNG补充供气；城燃领域补库尚未开启，采购需求偏弱；工业领域管道气供应充足、合同气价优势凸显，工业企业优先选用管道气生产，仅少量点供按需采购。综合来看，8月市场供应存收缩预期，但需求端的淡季特征或对市场产生主导作用。

风险提示：需密切关注地缘局势变化、夏季高温持续时间等情况。