美国能源信息署（EIA）周三表示，由于阿巴拉契亚山脉和加拿大的天然气供应成本低廉，加上该地区天然气消费量低于往常，近几个月来，新英格兰地区一个主要天然气价格枢纽的天然气价格已跌破亨利枢纽（Henry Hub）的价格。 EIA称，根据天然气情报（Natural Gas Intelligence）自1999年以来的数据，2026年4月至7月期间，阿尔冈昆城门（Algonquin Citygate）的天然气价格平均比亨利枢纽低43美分/百万英热单位（MBTU），这是同期第二大的折扣。 近年来，由于冬季家庭供暖对天然气的需求增加，阿尔冈昆城门的天然气价格通常高于亨利枢纽。 春夏季节，由于家庭供暖需求下降和太阳能发电量增加，天然气需求减少，阿尔冈昆城门的天然气价格通常低于亨利枢纽。 阿尔冈昆城门的天然气价格在春季保持相对较低的水平，部分原因是其能够获得来自阿巴拉契亚山脉的低成本天然气。 2025年，阿巴拉契亚地区的天然气产量占美国市场天然气总产量的31%，超过其他任何地区。 2026年4月至7月，阿巴拉契亚地区的平均枢纽价格比亨利枢纽价格低0.77美元/百万英热单位（MMBtu），这是有史以来第二大的折扣。 从阿巴拉契亚地区通往东北部的管道连接使新英格兰地区能够获得价格相对低廉的天然气。 今年，新英格兰地区从加拿大进口的天然气量也创下历史新高。标普全球能源数据显示，4月至7月，加拿大向新英格兰地区输送的天然气月均净流量达到创纪录的4亿立方英尺/天，是2025年同期流量的2.5倍多。 区域供应量的增加与天然气需求的下降同时发生。美国能源信息署（EIA）援引标普全球能源的数据称，2026年4月至7月的天然气总消费量比2025年同期下降了5%。美国能源信息署（EIA）表示，天然气发电量下降了11亿千瓦时，降幅为6%；风力发电量增长了7亿千瓦时，增幅为59%；公用事业规模的太阳能发电量增长了29%，即2亿千瓦时。
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美国电力期货节点交易所份额8月份达到55%。
Nodal交易所报告称，8月份电力、天然气和环境市场交易活跃度上升，其中电力期货成交量较7月份增长8%，达到214.2兆瓦时。 Nodal表示，截至8月底，美国电力期货未平仓合约量达到14.51亿兆瓦时，使其占据美国电力期货市场55%的份额。 8月31日，该交易所在7个地点推出了168份每小时电力期货合约，每个地点提供24份合约，合约到期日涵盖未来5天。 8月份天然气期货成交量达到5120万百万英热单位（MMBtu），较去年同期的3180万百万英热单位增长61%，未平仓合约量增长147%。 Nodal表示，8月份环境期货和期权成交量为35150手，未平仓合约量为454313手，较去年同期增长12%。 碳期货和期权成交量分别为12,792手和70,505手，可再生能源证书成交量分别为20,739手和365,799手。 8月17日，Nodal和IncubEx推出了与石油价格信息服务公司（OPIS）每日价格评估挂钩的金融结算期货和期权。 这些产品包括华盛顿州碳排放配额与加州碳排放配额价差期货，以及加州低碳燃料标准信用期货和期权。 “管理我们所有市场的风险变得越来越重要，我们将继续努力，以更好地满足我们所服务参与者不断变化的需求，”Nodal交易所董事长兼首席执行官Paul Cusenza表示。
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美国天然气最新动态：供应充足和夏末气温下降导致期货价格下跌
周二盘后交易中，美国天然气价格继续下跌，充足的供应和本月晚些时候气温下降的预期抵消了近期美国大部分地区高温的利好预测。 近月亨利枢纽天然气合约和连续合约均下跌2.35%，至每百万英热单位2.905美元。 尽管近期气温预测偏高，但高于平均水平的库存和强劲的美国产量仍对价格构成压力。商品气象集团表示，预测显示气温将高于平均水平，预计美国南部地区气温将持续高于平均水平直至9月17日。然而，该集团对未来11至15天的展望预测，9月下半月气温将明显下降。受本月晚些时候气温预测的影响，天然气价格当天早些时候一度跌至每百万英热单位2.863美元。 9月初，天然气需求依然居高不下。 Barchart援引彭博新能源财经（BNEF）的数据称，周二美国本土48州天然气需求量为761亿立方英尺/日（Bcf/d），较去年同期增长12.3%。Celsius Energy表示，截至9月7日当周，平均每日发电用气量为454亿立方英尺/日（Bcf/d），较去年同期增长38亿立方英尺/日（Bcf/d）。但Celsius指出，9月7日发电用气量降至412亿立方英尺/日（Bcf/d）。 液化天然气（LNG）出口设施的强劲需求提供了一定的支撑。彭博新能源财经的数据显示，周二LNG原料气流量接近产能，为198亿立方英尺/日（Bcf/d），较前一周增长19亿立方英尺/日（Bcf/d）。 但预计9月和10月的计划维护将抑制LNG原料气需求。据天然气情报公司（Natural Gas Intelligence）报道，位于马里兰州科夫角液化天然气项目（Cove Point LNG）的年度维护可能会导致阿巴拉契亚地区的原料气需求减少约8.5亿立方英尺/日，持续时间长达三周，从9月19日开始。 强劲的产量也对市场造成了压力。据Gelber & Associates的数据，周二美国天然气产量估计为1125亿立方英尺/日，而加拿大进口量降至46亿立方英尺/日，导致整体供应形势较前一周略有收紧。 但充足的库存足以抵消供应的轻微收紧。根据美国能源信息署（EIA）的最新周报，美国天然气库存为32140亿立方英尺，比五年平均水平高出1600亿立方英尺，增幅为5.2%。
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美国电力市场动态：周二电价涨跌互现，MISO峰值电价达378.30美元/兆瓦时。
根据GridStatus.io的数据，周二下午美国主要市场的电价差异显著，天然气发电占据主导地位，日内峰值电价达到每兆瓦时378.30美元。 德克萨斯州电力可靠性委员会（ERTC）的实时边际电价（LMP）在美东时间下午4点为每兆瓦时22.62美元。净负荷达到47.14吉瓦，其中天然气发电占比最高，为40.6%。 加州独立系统运营商（CISO）的实时LMP在美东时间下午4点为每兆瓦时42.36美元。净负荷为12.72吉瓦，其中太阳能发电占比最高，为51.3%。 西南电力联盟（SPP）的实时LMP在美东时间下午4点为每兆瓦时28.92美元。净负荷总计 40.72 吉瓦，其中天然气发电占比最高，达 35.7%。 PJM 的实时地价（LMP）于美国东部时间下午 4 点为 34.70 美元/兆瓦时。净负荷达到 113.81 吉瓦，天然气发电占比最高，达 41.3%。价格在下午 2:30 达到日内高点 276.35 美元/兆瓦时。 中西部独立系统运营商 (MIDSO) 的实时地价（LMP）于美国东部时间下午 4 点为 35.44 美元/兆瓦时。净负荷为 84.37 吉瓦，其中天然气发电占比最高，达 32.8%。价格在上午 7:00 攀升至日内峰值 378.30 美元/兆瓦时。 美国东部时间下午 4 点，纽约独立系统运营商 (NYISO) 的实时地价为 45.56 美元/兆瓦时 (LMP)。净负荷总计 19.61 吉瓦 (GW)，其中双燃料发电占比最高，达 30.0%。价格在上午 10:40 达到日内最高点 202.70 美元/兆瓦时 (MWh)。 美国东部时间下午 4 点，新英格兰独立系统运营商 (ISO New England) 的实时地价为 62.38 美元/兆瓦时 (MWh)。净负荷达到 12.43 吉瓦 (GW)，其中天然气发电占比最高，达 46.1%。 美国东部时间下午 4 点，独立电力系统运营商 (IEC) 的实时地价为 49.98 美元/兆瓦时 (MWh)。美国东部时间下午 3:55，净负荷为 19.68 吉瓦 (GW)，其中核电占比最高，达 44.1%。 美国国家气象局气候预测中心预测，9 月 16 日至 22 日期间，美国西部和南部大部分地区的气温将高于正常水平，而中西部和东北部部分地区的气温将低于正常水平或接近正常水平。