由于美國國內天然氣期貨價(jià)格下跌，預計未來(lái)幾個(gè)月美國發(fā)電商將以煤炭為代價(jià)使用更多的天然氣。
最近幾周，美國基準天然氣價(jià)格跌至近年來(lái)的最低水平，原因是1月開(kāi)始溫和，供應量持續高企，以及Freeport LNG出口設施的停運，自去年6月工廠(chǎng)發(fā)生火災以來(lái)，該設施增加了可供國內使用的天然氣量。今年，Freeport LNG出口將在本季度的某個(gè)時(shí)間點(diǎn)恢復，盡管按產(chǎn)能計算，這家美國第二大LNG輸出設施可能需要數周或數月才能完全投入運營(yíng)。
亨利中心(Henry Hub)天然氣價(jià)格從去年12月中旬的6美元/MMBtu和2022年8月的9美元/MMBtu跌至約2.50美元/MMBtu。目前的價(jià)格是兩年來(lái)名義價(jià)格最低的。但據路透社高級市場(chǎng)分析師John Kemp估計，考慮到通脹因素，美國天然氣價(jià)格處于30年來(lái)的最低水平。
最新的鉆井數量顯示，天然氣價(jià)格低可能會(huì )削弱未來(lái)幾周最大頁(yè)巖氣盆地的新鉆井活動(dòng)。盡管如此，根據美國能源信息管理局(EIA)的數據，預計今年的總產(chǎn)量不會(huì )逐年下降。低天然氣價(jià)格現在激勵美國發(fā)電商以煤炭為代價(jià)運行更多的燃氣機組，以滿(mǎn)足即將到來(lái)的夏季需求。EIA在2月份的《短期能源展望》(STEO)中表示，發(fā)電組合將繼續從煤炭轉向。
展望方面，EIA上周將其Henry Hub現貨價(jià)格預測下調了30%，至3.40美元/MMBtu，低于1月份預測的4.90美元/MMMBtu。去年亨利樞紐天然氣價(jià)格平均為6.42美元/MMBtu。EIA表示，亨利樞紐價(jià)格前景的修正是由于1月份天氣明顯高于正常天氣，導致用于空間供暖的天然氣消費低于正常水平，庫存高于五年平均水平。政府指出，天然氣庫存將在3月底結束開(kāi)采季，比五年平均水平高16%。
EIA表示：“在降低了我們2月份對近期天然氣價(jià)格的預測后，2023年天然氣發(fā)電量的預測份額現在為39%，高于上一個(gè)STEO中預測的2023年38%的份額。”
然而，燃料成本的更大波動(dòng)導致了天然氣和燃煤發(fā)電將如何應對可再生能源發(fā)電能力的增加的不確定性，這將在2024年之前取代更多的煤炭份額，并在較小程度上取代發(fā)電組合中的天然氣。
Envirus Intelligence Research(EIR)2月初表示，受創(chuàng )紀錄的暖冬天氣和強勁的美國天然氣供應的支持，2023年美國天然氣價(jià)格將保持在3美元/MMMBtu以下。EIR主管Bill Farren Price表示：“不合理的溫暖天氣、創(chuàng )紀錄的高供應量以及弗里波特液化天然氣重啟的延遲，使我們對冬季末天然氣儲存量的估計過(guò)高。這一更高的儲存量預測惡化了本已預計的年中供應過(guò)剩，使我們的夏季價(jià)格預測比之前的預測下降了1美元/MMBtu。”
EIA在其月度展望中表示，就美國天然氣供應而言，1月份的干天然氣產(chǎn)量平均為100.2 Bcf/d，預計今年大部分時(shí)間的產(chǎn)量將徘徊在100 Bcf/d左右，2023年的平均產(chǎn)量將在100 Bcf/d和101 Bcf/d之間。由于歐洲天然氣庫存水平較高，未來(lái)幾個(gè)月，美國LNG出口設施的利用率將略低于之前的預測。但EIA表示，一旦Freeport LNG設施恢復運營(yíng)，美國LNG出口量將增加，2023年與2022年相比，LNG年出口量將增長(cháng)11%，即1.2 Bcf/d。
