週三盤後交易中，歐洲天然氣期貨價格小幅走低，此前連續五個交易日上漲後，交易員獲利了結。與此同時，持續的美伊僵局以及對冬季潛在供應短缺的擔憂繼續支撐著價格。 荷蘭TTF近月期貨下跌0.112%，至每兆瓦時63.575歐元（74.19美元）；英國NBP期貨小漲0.032%，至每熱量單位157.040便士（2.14美元）。 Investing.com報告稱，歐洲天然氣價格回落，此前交易員獲利了結，價格接近3月以來的最高水準。 基準荷蘭近月期貨價格從數月高點回落，從日內高點回落，最終收跌。根據Investing.com報道，受中東地緣政治風險影響，英國天然氣批發合約價格在經歷了一周的重新定價後，因能源交易員獲利了結而從五個月高點回落。 然而，報告指出，交易員強調，波斯灣嚴重的供應中斷仍然嚴格限制了歐洲能源價格的下行空間。 伊朗外交部長阿巴斯·阿拉格奇週二表示，德黑蘭不會接受與美國的停火協議，只接受徹底結束戰爭的協議。美國總統川普先前表示，目前沒有與伊朗進行任何談判，也沒有安排新的會談。 同時，自2月底敵對行動開始以來，很少有液化天然氣貨物通過霍爾木茲海峽。卡達的大部分出口目的地是亞洲。路透社通報稱，在對伊朗開戰前的三個月裡，亞洲從卡達的平均進口量略高於600萬噸，約佔卡達總進口量的88%。 由於卡達天然氣貨物的大幅減少，亞洲買家不得不與歐洲買家爭奪替代的液化天然氣貨物，因為歐洲正尋求在冬季來臨前補充庫存。 Trading Economics 表示，因此，交易員們越來越擔心歐洲可能在冬季供暖季開始時天然氣儲備不足，從而支撐天然氣價格。 根據歐洲天然氣基礎設施協會 (Gas Infrastructure Europe) 的數據，歐洲天然氣庫存佔產能的 61.37%，去年同期為 73.95%。該協會引用的數據也顯示，庫存水準也遠低於過去五年同期平均值 78.4%。 蒙特爾 (Montel) 週三報告稱，今年夏季歐洲的極端熱浪也抑制了風力發電，導致現貨電力市場無法縮小日照高峰時段和晚間用電高峰時段之間的價差，而高溫引發的干旱也阻礙了核電和火電的發電。
相關文章
Commodities
美國電力市場動態：美國電力市場漲跌互現，SPP價格高峰達247.82美元/兆瓦時
根據GridStatus.io的數據，週三下午美國批發電力市場漲跌互現，多個市場的電價高峰超過每兆瓦時150美元。 德州電力可靠性委員會（ERTC）的即時市價（LMP）在美東時間下午4點為每兆瓦時32.41美元。淨負載達48.74吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，為39.6%。 加州獨立系統營運商（CISO）的即時市價在美東時間下午4點為每兆瓦時36.39美元。淨負載為5.55吉瓦，其中太陽能發電佔比最高，為61.2%。 西南電力聯盟（SPP）的即時市價在美東時間下午4點為每兆瓦時63.98美元。淨負載達43.51吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，為40.3%。美國東部時間下午 4:30，電價達到高峰 247.82 美元/兆瓦時。 PJM 互聯繫統即時地價（LMP）於美國東部時間下午 4 點為 35.54 美元/兆瓦時。淨負載達 121.83 吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，達 47%。美國東部時間上午 10:10，電價一度攀升至日內高點 185.67 美元/兆瓦時。 中西部獨立系統營運商（MIDSO）即時地價（LMP）於美國東部時間下午 4 點為 42.89 美元/兆瓦時。淨負載為 88.89 吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，達 35.2%。美國東部時間下午 2:40，電價一度攀升至日內高點 176.03 美元/兆瓦時。 美國東部時間下午 4 點，紐約獨立系統營運商 (NYISO) 的即時價格為 51.89 美元/兆瓦時。淨負載為 22.82 吉瓦，其中雙燃料發電佔比最高，達 33.3%。 美國東部時間下午 4 點，新英格蘭獨立系統營運商 (ISO New England) 的即時地價達到 67.71 美元/兆瓦時。淨負載為 16.37 吉瓦，其中天然氣發電佔比最高，達 54%。 美國東部時間下午 4 點，獨立電力系統營運商 (IEC) 的即時地價為 30.90 美元/兆瓦時。美國東部時間下午 3:55，淨負載為 18.84 吉瓦，其中核能發電佔比最高，達 41.9%。價格在上午 11:50 達到日內高峰 125.17 美元/兆瓦時。 ERCOT週二在其X網站上發布消息稱，預計本週ERCOT轄區將持續高溫乾燥天氣，大部分地區最高氣溫將超過100華氏度（約38攝氏度）。 預計最熱天氣將持續到週末，降雨機率仍然很低，且主要集中在德州西部部分地區。 ERCOT預計用電需求強勁，高峰將達到8萬兆瓦至9萬兆瓦之間。 美國國家氣象局氣候預報中心預測，8月26日至9月1日期間，美國西部和南部大部分地區的氣溫將高於正常水平，而東北部部分地區的氣溫將接近正常水平或低於正常水平。
Commodities
美國天然氣最新動態：受高溫天氣預報和強勁需求推動，期貨價格上漲
在週二盤後交易中，美國天然氣價格上漲，原因是市場預期美國南部氣溫將高於平均水平，從而提振了對燃氣發電的需求，以滿足空調使用量的增長。 近月亨利樞紐天然氣合約和連續合約均上漲3.83%，至每百萬英熱單位2.793美元。 商品氣象集團週二表示，氣溫預測上調，預計美國西部和南部地區的氣溫將持續高於平均水平，直至9月1日。 《能源買家指南》指出，2026-2027年冬季合約價格也有所反彈，但儘管今日有所上漲，過去一周和一個月的冬季價格仍然疲軟。更遠期的合約價格則相對穩定，2027年合約價格略有上漲，但仍低於上週的水平。 Gelber表示，最新的天氣預報將未來兩週的天然氣需求預測值上調了67億立方英尺，此前週一的預測值已因中西部和中南部地區氣溫回升而上調。不過，Gelber指出，氣溫回升的預期將使製冷需求在未來一周保持高位，但預計本月稍後氣溫和製冷度日數將回落至季節性水平。 Gelber也表示，隨著Freeport LNG計畫的復甦和Golden Pass計畫的投產量持續成長，液化天然氣需求也可能走強，為淡季提供又一支撐。 但該公司表示，強勁的產量抑制了價格上漲，因為產量仍處於歷史高位，預計庫存降幅仍超過4兆立方英尺，這將限制市場漲幅遠超近期區間上限的能力。 據Barchart引述彭博新能源財經（BNEF）的數據稱，週二美國本土48州乾氣產量為1124億立方英尺/日，年增2.5%。本土48州天然氣需求量為836億立方英尺/日，較去年同期成長3.2%。 週二美國液化天然氣（LNG）出口終端的淨流量估計為178億立方英尺/日，較前一周增加2.7%。 市場正密切關注休·布林森管道的建設進展，該管道預計將於9月1日達到15億立方英尺/日的滿載輸送能力，屆時將有更多天然氣從二疊紀盆地輸送至美國。
Commodities
TPH表示，二疊紀盆地天然氣產能可支撐到2031年產量增加70%。
TPH能源研究公司週二發布的一份報告指出，隨著新管道的投產緩解了2031年前的產能瓶頸，二疊紀盆地天然氣基礎設施可望支撐產量增加約70%。 WhiteWater公司宣布的Solitude管道項目與TPH的最新預測相符，該系統預計將在2031年前緩解二疊紀盆地天然氣供應瓶頸問題。 Hugh Brinson和Blackcomb油田的鑽探活動增加以及投產時間提前，預計在2026年使二疊紀盆地天然氣日產量增加約20億立方英尺，預計2027年也將實現類似增長。 Hugh Brinson油田的壓縮限制可能會使Waha油田的價格在2027年底前與Katy油田的價格保持相對接近，之後價差將在2028年上半年暫時擴大。 Eiger油田計劃於2028年第三季投產，日產能約為37億立方英尺，隨著新基礎設施的投入使用，將進一步改善二疊紀盆地天然氣的輸送。 到 2029 年底，沙漠西南管線和 Solitude 第一階段工程預計可新增約 45.5 億立方英尺/日的天然氣輸送量。 Solitude 二期工程預計在 2030 年再新增 22.5 億立方英尺/日。 TPH 認為，只需少量額外投資，48 吋管道的總輸送能力即可超過 100 億立方英尺/日，高於名義上的 68 億立方英尺/日。 到 2031 年，規劃中的項目預計可新增超過 170 億立方英尺/日的天然氣輸送能力，而預期產量增長約為 105 億立方英尺/日。其中，金德摩根 (KMI) 的 Permian Link 計畫可能再新增 26 億立方英尺/日的輸送能力。 要充分利用規劃產能，二疊紀盆地的天然氣產量需要成長約70%，而該盆地的石油產量在2025年至2030年間可能會下降約7.5%。 TPH表示，由於先前外輸能力受限，該產業可能正在實際生產需求之前擴建基礎設施。這可能會支撐瓦哈頁岩氣的價格，並從2030年起提升天然氣儲量豐富的油田的價值，但同時也會對那些期望二疊紀盆地天然氣價格持續低廉的資料中心構成挑戰。
$KMI