华泰 | 能源转型：特朗普“百日新政”下的天然气产业链展望

复盘过去三任总统任期，联邦政策对天然气产、输、用审批影响显著

美国联邦油气相关活动的监管涉及能源部DOE、能源监管委员会FERC、土地管理局BLM、环境署EPA等行政部门和联邦机构。美国总统可通过进入“国家能源紧急状态”、总统行政命令、机构人事任命、行政预算管理等方式在较短时间内实现对能源监管涉及部门和机构的业务开展方针施加影响。更长期来看，经由国会提案进行立法是更深远影响油气政策的方式。我们复盘过去三届政府，美国天然气开采、管输、出口审批耗时受总统影响较大。奥巴马第二任期/特朗普第一任期/拜登任期内：

1. 美国联邦土地油气钻井许可批复平均耗时224/172/259天，土地租约批复年均999/1244/224宗，2021/1拜登EO14008号总统令暂停联邦土地租约拍卖直至2022/6恢复，显著影响其任期内土地租约批复量。

2. 美国跨州天然气管道批复量年均128/192/45bcm（12.4/18.6/4.3bcf/d)，批复平均耗时436/371/511天，2017年8月特朗普EO13807号总统令要求由单一联邦机构牵头各部门进行天然气管道的环境审查和核准流程，以加速油气管道审批，显著促进了其任期内的跨州管道批复。

3. 美国LNG出口设施建设许可主管部门FERC在特朗普任期与非特朗普任期的批复耗时差异不大，平均约27个月，批复总量分别5/6/1座。2024年1月，DOE发布临时性政策暂停向非自由贸易协定（FTA）国家出口LNG的出口许可审批，直至当年12月恢复。

展望未来，政策推动天然气需求的二次向上或刺激天然气增产

需求端，LNG出口+本土电力需求双重带动下，我们预计美国天然气需求将显著增长3.6~4.1%。其中，我们认为特朗普对AI、虚拟货币、再工业化等高耗电产业的支持或拉动气电预期，美国用电量年化增长2~3%或将拉动天然气需求年化增长12.0~16.7bcm(1.2~1.6bcf/d)。此外，2028年前8.1bcf/d LNG设施的预期投产将拉动天然气需求年化增长20.9bcm（2.0bcf/d）。

政策上，特朗普2.0时代如放开油气领域相关政策监管，我们最先看到的将是LNG出口量和设施审批加速，而考虑到俄乌天然气管网的停运以及德国未来选举转右的可能（详见《海外能源追踪（1）：浅析德国大选和乌克兰管道停运对欧洲天然气影响》2025.1.1），我们认为开采端将会增加总的新钻井数量以及更多DUC转化为运营井，中长期来看美国天然气管网也将在政策和需求双重推动下增加基建投资，并获得长期稳定的回报增长。

风险提示：政策落地不及预期，需求不及预期。本研报中涉及到未上市公司或未覆盖个股内容，均系对其客观公开信息的整理，并不代表本研究团队对该公司、该股票的推荐或覆盖。

新政府的能源主张

共和党本轮竞选提出“让美国成为迄今为止世界上最主要的能源生产国”的核心承诺。美国是全球最大的原油生产和液化天然气出口国，支持油气产业发展将成为共和党履行竞选承诺、服务能源安全独立和能源价格降低的重要路径。具体而言，共和党提出以下目标：（1）取消对美国能源生产的限制并终止绿色新政（Green New Deal）；（2）全面增加能源生产，简化石油、天然气、煤炭审批流程，减少市场价格扭曲；（3）降低能源价格，甚至比特朗普第一个任期内创下的历史低点还要低。基于政治层面考虑，油气公司一直以来是共和党选举的主要支持方，支持油气不仅有助于实现能源目标并缓解通胀危机，也符合选举资方的利益诉求。

总统可以如何影响油气政策走向？

支持油气历来是共和党能源议题的基本主张，新政府就职后可通过总统行政命令影响行政部门和联邦机构（如能源部、环境署、联邦能源监管委员会等）的人事、预算、职权；若获得国会参众议院支持还可通过法律程序进一步扩大影响。

我们梳理美国与油气活动相关的行政部门和联邦机构主要包括：

1. DOE（美国能源部）；负责管理国家的能源政策、能源技术推广等事务。具体在天然气方面，DOE的职责主要集中在政策支持、技术研发和数据收集，以及向非自由贸易协定（FTA）国家出口LNG的申请（评估其是否符合公共利益，而对向FTA国家出口LNG的申请DOE会自动批准）。DOE系美国行政部门。

2. FERC（联邦能源监管委员会）负责监管美国州际电力、天然气（包括跨州天然气管道和LNG设施）和石油的传输，以及水电项目的许可和环境审查。FERC系独立联邦机构，不属于行政部门。

3. BLM（美国土地管理局）负责美国联邦公共土地和地下矿产资源的保护、开发和管理，包括管理和监督联邦土地油气勘探、开发和生产活动。BLM系美国行政部门内政部下属机构。

4. EPA（美国环境署）负责监督由美国国会制定的各项环境法律（如《Clean Water Act》等）的有效执行，并制定具体的法规和标准（如空气质量标准、水污染排放限值等）以落实法律要求。EPA属于行政部门，也属于联邦机构。

具体而言，美国总统可通过宣布进入“国家能源紧急状态”、总统令、人事任命、预算管理等方式在较短时间内实现对上述机构业务开展的影响：

1. 由总统宣布进入“国家能源紧急状态”，从而加速总统令的执行、提升相关事项的优先级。《国家紧急状态法（National Emergencies Act ，“NEA”）》规定，在紧急状态期间，总统可以签署行政命令宣布国家进入紧急状态，为行使其特别权力颁布一些法规。国会可以通过联合决议结束紧急状态，但该决议需要总统签署，且一旦紧急状态终止，这些法规将随之失效。美国时间2025年1月20日，白宫方面发布进入国家能源紧急状态的行政令，该行政令强调了美国能源生产、运输、炼油和发电不足的现状以及美国东北部和西海岸突出的能源问题，并将维护和扩大美国能源基础设施列为当务之急，旨在通过提振能源供应和基础设施建设，形成可靠、多样化和负担得起的能源供给，进而推动美国制造业、交通运输、农业和国防工业发展。我们将与能源相关的内容整理如下：

2. 通过总统令的形式，对行政部门和联邦机构的业务方针进行职能调整和限制。总统行政命令的发布不需经由美国国会立法程序审批，耗时仅需数月即可生效，从而起到设定能源政策方向、调整能源监管框架、直到联邦能源机构行动的作用。特朗普在第一任期内针对能源领域前后发布了四则总统令，分别要求：EO13778《回顾“美国用水”规则来恢复秩序、联邦化和经济增长》，主要针对撤销《洁净用水法案（Clean Water Act）》中对油气行业的限制；EO13783《增进能源独立及经济增长》，主要针对最小化化石能源行业的监管负担并增进联邦土地上的能源建设，撤销了之前关于气候变化及环境监管的总统令并要求各部门回顾现有审批程序；EO13807《建立基础设施项目环境审批程序中的秩序和可靠性》，主要针对简化基础设施项目的审查流程，包括环境审查；EO13834《高效联邦运营》，包括促进国内能源发展和减少基础设施项目环境审查的条款。撤销奥巴马期间关于减少碳排放的目标。与之相对的是拜登政府就职后颁布的关于加强油气监管和气候正义相关行政管控：EO13990《保护公众健康和环境，恢复科学以应对气候危机》，要求各政府部门审查过去4年颁布的联邦法规和采取的其他行动，是否违反了减少温室气体排放、增强抵御气候变化影响能力的目标；EO14008《应对国内外气候危机》，将气候危机作为外交政策和国家安全规划的优先事项。美国时间2025年1月20日，特朗普在就职演说中宣布将逆转拜登“绿色新政”，加大美国传统能源开采，扩张油气出口和作为工业能源的使用。我们梳理特朗普就职演讲相关表述如下：

3. 由总统对行政部门和联邦机构的主管人事进行任命，从而影响其决策和执行。DOE部长、FERC主席及委员、EPA署长、BLM局长等角色均是由总统在上任初期提名并经参议院确认。确认就职后，行政部门的负责人（包括DOE、BLM、EPA等）在政策方向上通常会和总统政策保持一致；而以FERC为代表的联邦机构或可仍保持一定独立性。举例而言，特朗普在2017年上一任期伊始便任命了新的FERC委员长（Neil Chatterjee，共和党人），替代上任委员长Norman Bay（民主党人）。

4. 通过国会年度预算案对行政部门年度预算进行调整，从而扩充或削减其资源分配能力。能源部（DOE）、环境署（EPA）的项目资金均属于酌情支出，需由相关部门在预算财年开始前提前约18个月向总统提交预算申请，经总统行政管理和预算局（OMB）国会调整审批后于财年开始前的几个月确定。总统在预算支出确定方面具有一定权力，如特朗普在上一任期内便曾削减过EPA经费（将其2021财年经费较2020财年下调26%），从而延缓新能源项目落地，影响美国能源行业新能源与油气格局。基于美国年度预算确认时间线，今年新任总统宣誓就职时（2025年1月20日）美国2025财年已过三分之一（2024/10/1- 2025/9/30），各行政机构支出偏离预算幅度受限。针对2026年及以后的联邦财政预算，新政府或有更大的自由度通过新的年度预算方案对拨付领域进行调整和倾斜。

更长期来看，通过国会提案修改法律是更深远影响油气政策的方式。如拜登政府的通胀削减法案（IRA）提高油气租金成本和特许权使用费、增加对新能源补贴的倾斜，从而实现其政策主张。此外，联邦法院也可以通过司法审查、裁决争议、解释法律和发布禁令等方式间接支持或限制联邦政府和机构的油气政策主张。举例而言，环保人士可以引用美国各类环境法中的条款对油气项目的建设进行阻挠，联邦法院在其中具备一定的裁量权。

特朗普和共和党有哪些油气政策主张？

从主张的主要政策手段来看，结合共和党在拜登任期内曾提交多项油气支持相关提案，其政策思路包括：

1. 放开油气产运销监管限制：促进石油、天然气项目的土地租赁（S.3714，H.R.1067 H.R.1121，S.947）；钻探许可证期限从两年延长至四年，并增加新许可证授权（H.R.1067）；恢复输油管道、炼油厂使用（S.3714，H.R.1）；减少天然气进出口的自由贸易条例限制（H.R.7176）。

2. 针对油气开发的经济资源倾斜：降低油气开发特许权使用费（S.947）；取消甲烷排放收费等（S.947）。

3. 除直接针对油气项目的支持外，共和党还提出加强油气开采基础设施建设，如S.23 - 《促进跨境能源基础设施法案》和H.R.1577 - 《通过有限延迟和有效审查建设美国基础设施法案》。

胜选后，特朗普及其内阁成员重申了油气产量释放和出口规划。内阁新财长贝森特提出“333”战略，即到2028年将预算赤字降至GDP的3%，通过放松管制实现3%的GDP增长，和每日增产300万桶石油或等量能源生产。路透社另披露了其转型团队目前正在制定一个广泛的能源方案，包括批准新液化天然气（LNG）项目的出口许可，并增加美国沿海和联邦土地上的石油钻探等措施，该方案计划在新政府就职后不久发布。此外，特朗普还要求欧盟成员国购买更多的美国石油和天然气以替代从俄罗斯进口，缓解美国对欧盟贸易逆差，否则欧盟将面临严厉的贸易关税制裁。根据华泰宏观组《宏观: 关注美国总统就职日及蓄势待发的总统令》（2025.1.20），特朗普或还将宣布国家能源紧急状态，逆转拜登政府对传统能源领域的限制，并削减对绿色能源补贴。根据“333”战略，到2028年增加300万桶/日或等量能源产量，我们计算折合天然气0.50bcm/d（相当于17.65bcf/d），2025-28年均增加0.12bcm/d（相当于4.4bcf/d）（vs 2023年美国天然气增产0.14bcm/d，相当于5bcf/d）。

美国天然气行业现状

短中期LNG拉动出口增速，长期 AI电力打开发电需求

美国天然气需求侧主要由发电消耗、工业消耗、出口、居民消耗四部分构成，合计消耗约77%的天然气供给量。从2023年美国天然气需求结构上来看，最大需求来自于发电消耗，消纳29%供给量；其次是工业消耗/出口/居民消耗，分别贡献20%/17%/10%的需求。向后展望，我们认为中短期LNG出口将成为美国天然气需求第一驱动因素，预测2025-2026年美国天然气净出口年复合增速高于10%；中期工业用气需求将随特朗普逆转绿色新政，提振传统能源汽车等制造业重新进入快车道；天然气发电短期作为需求侧压舱石持平微增，中长期随AI电力需求充分释放后增长空间广阔。

出口：2018-2023年美国天然气出口年复合增速达到16%，最大增长动能为LNG出口，对应年复合增速32%。向后展望，我们认为LNG出口在2024年低增速有望随特朗普上台得到修复，并伴随欧洲脱离俄罗斯天然气供应进程加速得到释放。综合政策端和欧洲LNG供需两侧变化趋势，我们看好美国填补俄罗斯对欧洲供气空白，在2025和2026年逐年增加向欧洲的5 Bcm净天然气出口量，对应9%的年复合增速。

政策方面，特朗普上台或将逆转暂停批准新液化天然气项目的政策，扩大LNG出口力度拉动天然气生产。大选后特朗普承诺签署“第一天”命令，推动支持化石燃料的议程，并宣布“国家能源紧急状态”，以刺激更多生产。根据特朗普就职演讲，他提出将通过加大油气钻井力度提升能源供给，降低能源成本和价格，充实战略储备，将美国能源出口到世界各地。此外，根据路透社，特朗普计划为一些LNG生产商寻求出口许可续期提供便利，逆转此前拜登2024年1月实施的暂停批准新液化天然气项目的政策。复盘历史出口量，特朗普在任期间在经历疫情的情况下LNG出口量年复合增速达到50.0%，而拜登任期的2021-2023年期间LNG出口量年复合增速为10.4%，我们看好特朗普上台后LNG出口恢复高增速。

欧洲出口方面，俄罗斯向欧洲出口受阻叠加欧洲LNG进口能力提升双重因素作用下，有望带动美国天然气出口需求。

1） 美国有望继续填补俄罗斯出口欧洲的空白。在俄罗斯向欧洲输送的大部分天然气管道停止的情况下，俄罗斯天然气通过三条路线进入欧洲：经乌克兰运输（30%）、经土耳其管道运输（31%）以及液化天然气运输（39%）。而俄罗斯与乌克兰签订的天然气过境合同于2024年底到期，且乌克兰方面拒绝考虑新的协定，俄罗斯对欧洲进口量或将进一步下降。同时，欧盟新任能源专员丹·乔根森于2024年11月宣布随着新一轮液化天然气生产预计将从2027年开始，欧盟有可能在当年底前停止进口所有俄罗斯天然气。俄罗斯2024年对欧洲LNG出口量为21.5Bcm，贡献欧洲19% LNG进口量，美国有望在欧盟逐渐脱离俄罗斯天然气供应后拿下俄罗斯的LNG市场份额。

2） 欧洲LNG进口能力提升。根据GIICNL和EIA数据和预测，欧洲的LNG再气化能力有望在2024年扩大至29.3 Bcf/天，对应年再气化量约303 Bcm，同比2021年增长三分之一以上；根据IEEFA的《Global LNG Outlook 2024-2028》，2030年欧洲再气化能力将达到405 Bcm，对应年复合增速5%。

欧洲和日韩贡献主要美国LNG出口需求，向加拿大和墨西哥的管道出口亦贡献支撑总量。根据EIA数据，2023年LNG/管道分别贡献42.9%/57.1%出口总量。LNG方面，三大出口国为荷兰、法国和英国，分别贡献13.6%/11.4%/10.4%的LNG出口量；以区域划分，欧洲累计贡献62.3%的LNG出口量，日韩分别贡献7.1%/6.4%出口量。管道方面，加拿大和墨西哥分别贡献31.4%/68.6%的管道出口量。

美国出口核心优势在于页岩气低成本开采带来稳定低天然气价格，支撑与欧洲和日韩地区之间的天然气价差，2021-2023年抓住价差高峰连任欧洲第一大LNG供给国。我们通过复盘美国天然气价格（以Henry hub天然气现货价格为代表，HH）、欧洲天然气价格（荷兰TTF天然气期货，TTF）以及亚洲天然气价格（LNG日本/韩国市场期货价格，JKM），美国天然气价格同欧、亚两地长期存在价差，并于2021年初开始陡升，并于2022年三季度达到顶峰，后于2022年底/2023年初回落并支撑至稳定价差区间。催化因素主要为乌俄冲突促使欧洲国家停止通过管道从俄罗斯进口大部分天然气，并重新启动之前搁置的再气化项目的开发以及开发新项目；回调因素主要为2022-23 年北半球冬季温和天气减少了供暖需求，导致欧洲在冬季供暖季结束时天然气库存量创下历史新高。反应到欧洲进口量上，根据 CEDIGAZ 的数据，美国2021-2023年分别占欧洲LNG总进口量的 27%/44%/48%，抓住天然气价差机遇快速将欧洲市占率拓宽至接近50%。

出口机遇展现时，美国天然气生产亦快速反应，体现为生产气井数的拉动。我们引入生产气井数量（即开采活动中的天然气井，与天然气产量和生产商规划相关）和DUC井（钻井但未完井的库存油气井，可通过1-5周完井快速兑现为产能），通过逐年井增加数（生产气井和DUC井之和的年净增长数）和美国与亚洲和欧洲价差进行复盘。2014-2021年，美国天然气井通过页岩气占比提升和生产技术迭代快速提质增效，体现为生产气井数量的长期下降趋势；2022-2023年，基于气井数量长期下降趋势背景，仍随价差拉大出现年净增长气井数的回调，且幅度与天然气价差存在一致性。我们认为天然气价差放大带动出口需求，释放美国天然气产能，展望未来，若美国天然气价格同欧洲、日韩等主要出口地区保持可观价差，出口仍具备增长空间，亦进一步带动天然气生产。

发电：工业用电和数据中心需求驱动2018-2023年天然气电力需求保持年复合增速4.1%的快速增长，看好未来AI算力和数据中心加速建设继续支撑电力需求增速。

AI算力需求拉动电力需求预测持续上修，预计数据中心将贡献未来五年全美电力最高负荷增长的50-70%：特朗普对数据中心和虚拟货币持积极的政策态度，重视美国维护在上述领域的领先地位。美国电力预测分析机构Grid Strategies于2024年12月再度上调全美电力负荷预测，基于美国各电力经营区向FERC（联邦电力监管委员会）递交的规划报告结合其他电力企业规划，预计未来五年全美电力最高负荷将年均增长25.6GW或3%；其中，数据中心/制造业/电气化将分别贡献13~18GW/4GW/4GW。

天然气发电或为2030年前主要的电力供应增量。页岩气革命以来，美国发电量结构中气电占比从2005年的19%，到2023年增长至42%。特朗普在2024年8月的密歇根州集会上承诺“从就任第一天起将批准新的发电厂”，我们认为，为了满足AI算力对电力需求的快速增长，美国各主流电源中气电凭借并网速度快、建设速度快、成本相对稳定的优势，有望成为2030年前的主要增量电源之一。（详见我们于2024年12月17日发布的《能源转型专题：看好多重因素驱动下的燃气轮机全产业链成长机遇》）从政策角度来看，特朗普若继续推动放松联邦环境署（EPA）对传统电源排放的监管，以及削弱联邦补贴（如IRA法案）对新能源建设的支持，以及推动天然气本土产量的释放，均将进一步强化天然气发电的经济性逻辑。

工业：特朗普上台宣布美国再次成为制造业国家，将扩大天然气在制造业中的使用，我们看好美国工业发展重新进入正向增长，带进而拉动工业用气需求增速。通过复盘2005-2023年美国工业生产指数（INDPRO）和历年天然气工业消耗量，我们发现两者间存在较强相关性。在通胀压力、供应链中断，以及美联储在2022-2023年期间采取的激进货币紧缩政策下，美国制造业在历史多年经历萎缩，减缓了天然气工业需求的增速，2018-2023年复合增速为0.3%。向后展望，我们看好美联储降息下对美国制造工厂和资本设备投资的支持，以及特朗普上台后或将发布一揽子提振制造业的相关政策，对美国制造业带动天然气工业需求持乐观态度，年复合增速有望进一步提升。

居民用气：主要用途在于室内供暖，与美国冬季温度相关性高，我们认为在气候变暖趋势下美国居民用气需求长期微降，短期随冬季气温波动有所震荡。居民用气需求在2018-2023年复合增速为-2%，主要系美国冬天变暖所致。根据EIA 2023年数据，美国居民用能源中约41%为天然气，约60%家庭使用天然气进行供暖和热水。通过复盘2021-2024年历年1月美国天然气居民用消耗量和温度，我们发现温度较高时当月消耗量较低，且12月至2月消耗量显著高于其他月份，因此美国居民用天然气需求与供暖需求直接挂钩，主要驱动因素为冬季温度。我们亦对美国冬季（12月-2月）平均温度进行梳理，2001-2024年冬季平均温度相比较1901-2000年平均温度高1.9华氏度，在全球变暖大趋势下我们认为美国居民天然气需求将保持长期缓降趋势。

页岩革命推动美国天然气行业蓬勃发展

技术创新推动美国“页岩革命”，重塑全球能源格局。美国共经历两次页岩革命，主要分为三个阶段：

1) 第一次页岩革命（2007-2010）：“水平井+水力压裂”技术的开发和扩散带动美国页岩气产量大幅提升，根据EIA数据，2007-2010年间美国页岩气开采量CAGR为43.0%，同期美国天然气总开采量CAGR为2.8%；

2) 放量期（2011-2014）：页岩气革命促使美国本土天然气产量快速增长，天然气价格持续走低，导致页岩气开发利润下滑，2011-2014年间美国页岩气开采量CAGR为18.0%，同期美国天然气总开采量为3.3%；

3) 第二次页岩革命（2015年至今）：2014年国际油价暴跌引起新一轮旨在提高钻完井效率、降低建井成本、提高单井产量的页岩革命，由于页岩油的开采往往伴随着伴生气的生产，因此页岩油的大规模开发亦带动页岩气产量进一步提高，2015-2023年间美国页岩气开采量CAGR为10.3%，同期美国天然气总开采量为4.1%。

页岩革命显著提升美国能源供给水平，美国已经在2009年首次取代俄罗斯成为最大的天然气生产国，2017年超越沙特阿拉伯成为最大的石油生产国，并首次成为天然气净出口国，在国际能源市场上实现从依赖进口到能源独立，再到具备出口前景的三级跳。

页岩气资源的兑现基础在于技术进步。美国天然气行业和美国能源部合作共同攻关开发适用于页岩气的钻井和开采方法，率先掌握了水平钻井、水力压裂等技术，从而集成了从气藏描述、地层评价、水平钻井、水力压裂到完井和工业生产的一整套页岩气开发系统。页岩气开采技术主要基于“水力压裂”和“水平钻井”。

1) 水力压裂方面，米切尔能源公司利用滑溜水压裂技术首次在巴奈特页岩中实现了高度经济的压裂完井，系水力压裂技术之父。在实际生产中，根据斯坦福大学，水力压裂技术可以额外增加15-20pcts的油气回收率，而基础的泵出或自然流动只有12-15%的油气回收率。

2) 水平钻井方面，1975 年，美国能源研究与发展管理局 (ERDA) 与工业界合作在阿巴拉契亚盆地钻探第一口水平页岩井和定向井，能源部与私营天然气公司合作于1986年成功完成了第一口页岩气钻探多分支水平井。油气井的产率和暴露于油气藏的管道长度相关，而水平井以垂直方向成90°的井倾角钻穿地层，依靠井的长水平段增加了储层与井的接触，从而提高了储层产能。水平井的技术扩散有效提升了美国天然气单井产率，从2010年至2023年，美国垂直钻井从20,443下降到3196个，而定向和水平钻井从12,893上升至16,636座，各主要产区的单井产率显著上升。以页岩气主要产地Appalachia盆地数据为例，截至2024年6月，其平均单井天然气产量为28.64MMcf/d，而2010年同期仅为1.38MMcf/d。

页岩气开发抵消了美国传统气藏含量的下降，推动美国完成从天然气进口国向天然气第一出口大国的转身。进口方面，美国在2007-2010年（第一次页岩革命期间）、2011-2014年和2015-2023年（第二次页岩革命期间）天然气进口量的CAGR分别为-6.7%/-8.1%/0.9%，2023年在供给侧进口占比达到6.64%，而2007年占比高达17.0%；出口方面，美国在2007-2010年、2011-2014年和2015-2023年天然气出口量CAGR为11.4%/0.2%/19.9%，2023年在需求侧出口占比达到17.25%，而2007年出口占比仅为3.1%。2023 年，美国成为全球最大的天然气出口国，通过管道/LNG分别出口92/123Bcm。

美国天然气三大主要产区均以页岩气为主，且地理位置便于LNG出口。根据EIA 2024年12月数据，美国进入市场的天然气/页岩气产量分别为3.16/2.40 Bcm/天，主要集中于Appalachia、Permian和Haynesville盆地三大产区。

Appalachia：产量方面，进入市场的天然气/页岩气产量分别为0.99/0.94 Bcm/天，贡献美国总天然气/页岩气产量分别为32%/39%；LNG及运输方面，LNG方面，我们梳理EIA发布的LNG终端和跨州管道运能数据，距离Appalachia最近的LNG终端为位于马里兰州的Cove Point，其LNG产能为0.02 Bcm/天；Appalachia产出的天然气亦可通过跨州管道直接送往东南部（佐治亚州）相关LNG终端，对应LNG产能分别为0.01 Bcm/天，跨州管道运能为0.09 Bcm/天。

Permian和Haynesville：产量方面，Permian进入市场的天然气/页岩气产量分别为0.73/0.55 Bcm/天，贡献美国总天然气/页岩气产量分别为23%/23%；Haynesville进入市场的天然气/页岩气产量分别为0.42/0.36 Bcm/天，贡献美国总天然气/页岩气产量分别为13%/15%。LNG方面，Permian和Haynesville在地理位置上临近路易斯安那州和德克萨斯州墨西哥湾沿岸的LNG终端，基准产能分别为0.19/0.23 Bcm/天，峰值产能分别为0.11/0.14 Bcm/天。

天然气价格仍是供给的主要驱动因素，成本曲线是核心变量

我们通过月度钻井数量和DUC（钻井未完井）井库存数据跟踪美国天然气产量变化。

#1 释放节奏上：钻井经1-5周完井即可兑现至产量，而从钻探到完井的全流程需要11-17周，因此DUC井库存形成产量变化的缓冲区间，更能反应油气生产商快速调产的能力。

#2 产率变化上：页岩气衰减曲线较为陡峭，根据Permian地区新开气井生命周期各月产率来看，约在3个月时快速达到产率顶峰，并以边际递减的速度减产。刚完井3个月左右的气井产率最高，因此月度钻井和DUC数量变化综合反映了近期高产率气井数量，避免现存低产率气井数量对总产量的稀释。

追本溯源，运营商对天然气产量的规划更多体现在新增钻井数量上面，因此我们对月度频率的钻井和油气价格数据进行跟踪，对美国天然气量价进行复盘。通过复盘2013.12-2024.3钻井数量与油气价格，我们发现月度钻井数对油气价格变动具备敏感性，反应的滞后性约为0-6个月，主要系完井周期1-5周叠加爬产周期3个月左右。我们也注意到当价格走低时油气开发商倾向于增加DUC井库存，价格走高时库存降低。

基于目前天然气价格、美国管道项目进度以及LNG终端规划，我们判断各主要产气盆地的放量节奏和幅度为：Permian（较低成本维持活跃钻井，叠加中短期管道运力释放驱动放量）>Haynesville（2024受低气价承压减产，预计2025迎来修复，中期由LNG终端扩充驱动放量）>Appalachian（产率修复）。

基于各油气盆地的天然气生产成本及驱动因素，我们将美国天然气主要产区分为伴生气区和产气区，对主要产气区进行量价分析。伴生气区主要为Permian的Delaware和Midland油气盆地以及Eagle Ford East，特点为天然气盈亏平衡生产成本为负，主要系伴生气区以页岩油井为主，天然气是石油的副产品，而生产商无法只生产最有价值的产品，必须同时开采所有资源，因此伴生气区天然气生产意愿更多在于石油价格。基于EIA 2024年12月市场产量数据，我们测算伴生气区和产气区产量占比约为29%/71%，对应产率约为0.9/2.3 Bcm/天。

伴生气区天然气产量更多随石油价格变动，产气区随天然气价格相应波动，幅度与产区的天然气盈亏平衡价格线相关。

#1 伴生气区：通过复盘2014年至2024年4月石油和天然气价格与Permian盆地和Eagle Ford地区月度新开钻井数量关系，我们发现钻井数量和石油价格变化趋势基本一致。天然气价格和石油价格存在一定趋同性，我们通过两个石油和天然气价格分化的阶段来验证天然气价格对该地区钻井数量影响较小：1）在天然气价格震荡期间（2020年四季度到2021年四季度，请见下图红圈范围）伴生气区的月度钻井数并未随之波动，而是紧贴石油价格趋势增加；2）在石油价格得到支撑、天然气价格继续探底期间（2022年下半年到2023年上半年），伴生气区的月度钻井数随石油价格稳定后同步维稳，未随天然气价格继续下探。

#2 产气区（成本较低）：天然气价格下探对生产造成的波动性相对较小。我们通过对Appalachia盆地地区月度钻井数与天然气价格进行复盘，发现天然气价格于2020年初开始向下跌破Marcellus地区盈亏平衡价格线时，Appalachia地区月度钻井数量出现下调；阶梯性体现在2022年三季度开始天然气价格迅速下跌，但未触及盈亏平衡线时月度钻井数仍然维稳。

#3 天然气价格对以Haynesville为代表的相对高成本产气区影响较为明显。我们通过对Haynesville地区月度钻井数与天然气价格进行复盘，发现其月度钻井数对于天然气价格的波动较低成本区更明显，主要系其较高的盈亏平衡价格降低了生产商在天然气价格走低时的生产意愿。2022年三季度开始天然气价格迅速下跌，Appalachia盆地地区月度钻井数仍然维稳，但是Haynesville地区钻井数出现了大幅下滑。

在较强的LNG需求增长预期下页岩气运营商追求降本增效（降低运营油气井数量，提升单井产率）来拉低盈亏平衡价格，我们认为高成本区的产量韧性有望提升。通过复盘Haynesville地区在运油气井数与天然气产率复盘图，我们发现在2016年后虽然Haynesville地区在运油气井数持续向下，但是地区总产率具备明显上升趋势，根据EIA数据，2024年4月平均单井天然气产率相对2016年1月增长幅度达到96%。我们认为若单井产率仍具备向上动能，Haynesville地区盈亏平衡价格有望下调，使得当地天然气运营具备经济性，亦可进一步支撑美国对外出口LNG的供给能力。

除去油气价格对美国天然气产量的直接拉动，我们认为管道运能和LNG产能的释放亦将影响美国各油气盆地的产能释放节奏。

#1 Appalachia盆地产量增速于2022年开始放缓，主要系输送能力受限，看好随Mountain Valley 管道投产有所缓解。根据EIA，宾夕法尼亚州（截至2024.10贡献15.78%全国天然气产量）天然气井效率（气井前6个月平均生产天然气量）自2013年以来每年都在增加，但在2022年首次下降；俄亥俄州（截至2024.10贡献4.70%全国天然气产量）的井效率亦于2022年和2023年出现明显下滑。我们看好随着管道运能提升，Appalachia地区产率将有所恢复。管道运能侧，Mountain Valley于2024年 6月14日投入使用，将从Appalachia盆地向中大西洋和东南部的需求中心提供2Bcf/天的天然气运输能力。运能释放后快速在天然气产率端反应，我们发现从2024年6月开始Marcellus和Utica地区产率有显著提升。

#2 过去Permian地区原油和天然气产量释放暂时受限于运输能力，我们认为随着管道运力扩充， Permian领先的活跃钻井数叠加单井产率上升趋势将支撑Permian成为中短期内最具产能扩充潜力的油气盆地。

管道运能方面，目前多个连接Permian盆地的管道项目正在陆续投产以缓解运力限制。目前新投产/在建/已获批的项目主要有1）Gray Oak扩充项目：Enbridge宣布将在2025年底之前将其Gray Oak管道扩建12万桶/天；2）Matterhorn Express Pipeline新建管道项目：Matterhorn Express Pipeline已于2024年9月投产，每天可从西德克萨斯州的Waha Hub向德克萨斯州Katy输送高达2.5Bcf的天然气。该管道将从上游Permian盆地连接处接收天然气，并从Midland盆地的加工设施直接接收天然气，然后连接到Agua Blanca管道；3）Apex管道：输送能力为2.0Bcf/天，旨在将天然气从Permian盆地输送到德克萨斯州的Port Arthur，预计该管道将于2026年投入使用；4）Blackcomb管道：输送能力为2.5Bcf/天，旨在将天然气从Permian盆地输送到德克萨斯州的Agua Dulce，预计该管道将于2026年投入使用；5）Saguaro管道：输送能力为2.8Bcf/天，旨在将天然气从Permian盆地输送到美墨边境，预计该管道将于2027-2028年投入使用。

Permian盆地地区钻井最为活跃，佐证我们前文中对Permian盆地最先放量的判断。根据EIA截至2024年4月的钻井数据，当前Permian盆地月钻井数约占全美钻井数的一半，DUC（钻井未完井）井数显著低于其他盆地。以2024年4月月度数据为例，Permian地区月度新钻井数448个，而DUC井数仅893个，对应约2个月的钻井库存量；其他地区月度新钻井416个，而DUC井数达到3617个，对应约9个月的钻井库存量。此外，通过比较不同时期DUC井变化幅度，我们发现Permian盆地DUC井上升速度较快，说明Permian地区新井钻探速度要快于其他地区，在生产力和开采效率上具备优势。此外，根据EIA的Drilling Productivity Report，可以发现Permian盆地页岩油气井产率呈逐渐走高态势并可维持在较高水准，而其余产地产率近年存在下滑的情况。因此，基于产量=井数（全美最高活跃钻井数）*单井产率（产率连续多年提升）的逻辑，我们认为Permian盆地具备放量弹性，有望成为中短期美国天然气产量释放的支撑点。

#3 Haynesville为新建LNG出口设施的主要供应源，预计随LNG项目落地后产量进一步上升。管道运能方面，每个液化天然气终端（Golden Pass、Plaquemines、Corpus Christi Stage III、Rio Grande 和 Port Arthur）都有一条或多条正在建设中的管道，以方便将天然气输送到终端进行液化和出口。1）Pelican Pipeline：WhiteWater Midstream已于2024年10月31日达成最终投资决定 (FID)，将建设管道从路易斯安那州威廉姆斯向吉利斯枢纽输送高达1.75 Bcf/天的天然气；2) LEAP第4阶段：2024年10月30日，DT Midstream 批准LEAP系统增加约 0.2Bcf/天，到1H26将产能提高到2.1Bcf/天，随着 Haynesville外送需求的增长，未来可能增加到4.0Bcf/天。考虑到Haynesville对LNG出口设施的地理位置优势，叠加管道运能不断释放，我们看好在美国LNG出口前景向好趋势下，有效拉动Haynesville地区产量。

综上所述，我们对美国天然气供需两侧推演如下表所示：

特朗普2.0时代，天然气将有何变化？

拜登在上任伊始发布的总统令EO13990中撤销了特朗普时期的多项涉及能源的总统令，我们认为这部分总统令主张在特朗普上任后重新延续的可能性较高。回顾被拜登撤销的特朗普第一任期总统令，对于能源开采方面的影响主要体现在鼓励联邦土地上的能源开发、鼓励资本对传统能源及相关基础设施的投资、放松监管审批流程。

同样的，特朗普上台后也大概率会扭转拜登任期推出的油气相关总统令。根据华泰宏观《宏观: 关注美国总统就职日及蓄势待发的总统令》（2025.1.20），特朗普或将在上任首日宣布加大液化天然气(LNG)出口力度，并鼓励包括石油、天然气、甚至煤炭等在内的传统能源的开采和使用。此外，特朗普可能取消拜登政府对联邦土地和水域用于油气钻探的限制、开放更多的联邦土地和水域进行钻探，并恢复重要化石能源基础设施建设、以及被拜登政府暂停的液化天然气(LNG)出口。

下文我们通过进一步梳理美国天然气产、运、销各环节的监管框架，分析总统行政命令和联邦机构部门决策对天然气产、运、销各环节放量节奏的潜在影响。

美国天然气产、运、销各环节的监管框架

如前文所述，美国联邦油气相关活动（包括联邦土地上的能源开采、跨州天然气管道、LNG设施）的监管主要涉及到能源部DOE、能源监管委员会FERC、土地管理局BLM、环境署EPA等行政部门和联邦机构。其中：

1. 联邦土地上的天然气开采项目的开发流程主要包括：1）租约竞标：由美国土地管理局（Bureau of Land Management，BLM）评估联邦土地上的油气资源潜力，或由油气开发公司向BLM提名潜在地块，此后由BLM对确定的地块组织竞争性拍卖，确定租约的归属，这一过程在BLM一般耗时6个月~2年。2）勘探开发：开发商竞标成功后，与BLM签订租约，获得地块的勘探和开发权，需要对具体项目进行勘探，勘探开发过程陆上地块一般耗时3-4年，海上地块一般耗时7-8年。3）钻井申请：开发商完成勘探开发决定钻井后，需向BLM再次提出钻井许可申请，单次许可有效期两年，同一租约区域内可以多次申请；4）钻井完井投产：获得钻井许可后，开发商则可正式开始钻井（耗时50~60天）、完井（耗时1-5周，其中包括管道铺设、阀门安装，然后实施水力压裂需要10天），此后气井投入正式生产，一般在投产后的数月产出即实现达峰。

2. 跨州天然气管道的开发流程主要包括：由联邦能源监管委员会（FERC）作为主管审批机构，一般小路条（预申请）申请时间6~12个月，大路条（正式核准）一般需要1年以上，这个过程中由FERC牵头管道过境各州各相关机构对管道的环境、安全等方面进行评价审批，只有获得大路条（即核准）后才可启动正式建设。一旦项目获得FERC核准，此后项目开发商可推动项目融资条款、Offtake条款达成，此后便可宣布FID（final investment decision）进而启动建设。以美国天然气官网龙头公司Energy transfer最新12月公告达成FID的Hugh Brinson项目（Permian气外送）为例，跨州天然气输送管道的建设周期预计在2年左右。

3. LNG出口设施的开发流程主要包括： LNG项目建设审批流程包括预申请、正式申请、环境评估等环节，由FERC颁发建设许可，同时LNG项目需要向能源部（DOE）申请出口许可，如果LNG港口计划向非贸易合作伙伴的地区出口，DOE需要单独评估出口是否符合美国的公众利益，当所有审批环节完成及大部分未来产能都锁定上下游之后，项目达到最终投资决策（Final Investment Decision, FID）环节，FID之后项目开始正式建设。LNG设施的建设周期预计在2~5年。

历任美国政府对天然气产、运、销各环节影响复盘

美国总统可通过总统行政命令、机构人事任命、行政预算管理等方式在较短时间内实现对能源监管涉及部门和机构的业务开展方针施加影响，审批时长和审批数量即是定量体现之一。复盘来看，对比从奥巴马第二任期/特朗普第一任期/拜登任期时期相关联邦审批环节，特朗普时期的油气开采及管道审批都有所加速，而LNG项目在审批环节差异不大。审批加速落地到“产、运、销”各环节扩张节奏，我们通过复盘历年平均钻机变化量，历年核准天然气管道容量，及LNG出口量年度变化三个天然气“产、运、销”关键指标，发现特朗普任期各环节指标增量相比其他任期均有明显增长（2020年由于新冠疫情一定程度造成当年各指标回退）。

分环节来看：

天然气开采环节

在奥巴马第二任期/特朗普第一任期/拜登任期，美国联邦土地上的油气钻井许可批复平均耗时224/172/259天，拜登执政期间许可批复速度显著放缓，主要系2021年1月20日拜登上任即发布总统令EO13990，重新树立应对气候危机的大方向并责令相关部门重新评估过去四年的法规及指导文件等，同时撤销了特朗普时期的部分行政令，主要涉及放松环境审批的监管要求。从土地租约出让数量上看，奥巴马第二任期/特朗普第一任期/拜登任期，联邦土地租约批复量年均999/1244/224个。奥巴马执政期间租约出让数在第二任期逐渐下降，特朗普政府期间租约出让数相对奥巴马第二任期提高24.5%，而拜登任期内的租约出让数则显著低于历史，主要系2021年1月27日拜登政府通过发布关于应对气候危机的总统令EO14008，要求暂停联邦土地租约的审核，直至2022年6月拜登政府再次恢复联邦土地上的租约拍卖，但原先认定为可以拍卖的区域中80%的部分被取消，可出让地区则主要集中在已经有油气开采的区域，并且对环境评估环节对碳排放和气候变化影响分析的要求也更为严格。

需要注意的是，联邦政策仅可以影响联邦土地上的天然气开采量、成本，约占美国全部天然气产量的10%。联邦政策或可对联邦土地上天然气资源的开采节奏、开采成本施加影响，最终达到影响企业生产决策和产量的目的。我们根据BLM和EIA数据分析计算，2023年美国约10%的天然气产量来自联邦土地、其余来自州土地或私人土地（下图左）。尽管现存天然气产量来自联邦土地比例不高，但从增量角度看如随着Permian Basin二叠纪盆地的开发向New Mexico地区延伸，其中位于联邦土地上的面积或有所增加，联邦政策的影响力或有所提升（下图右）。

展望未来，释放天然气产量，弹性从小到大的四种情形分别为： 1）若开发商还未获得联邦土地租约，则产量响应起码需要数年时间；2）若开发商已获得土地租约但还未获得钻井许可，则等待钻井许可需要约半年，此后钻井完井作业需要约一个季度，方可释放产量；3）若开发商手头有闲置未使用的有效期内钻井许可，则仅需一个季度的钻井完井作业即可释放产量；4）最后，若开发商已钻井未完井（Drilled but not completed，DUC），则此类气井可认为是灵活的储备项目，仅需10天的时间实施水力压裂此后便能释放出天然气产量。

天然气运输环节

在奥巴马第二任期/特朗普第一任期/拜登任期，美国跨州天然气管道批复量年均128/192/45bcm（12.4/18.6/4.3bcf/d)，批复平均耗时436/371/511天。特朗普任期内新管道审核周期比拜登任期短140天或27%、略好于奥巴马任期，其中2017年FERC单年批复的跨州天然气管道长度比奥巴马上一任期加起来还多，主要系2017年8月15日特朗普政府通过总统令（executive order）要求由单一联邦机构牵头各相关部门进行天然气管道项目的环境审查和核准流程，以加速油气管道审批。在这一政策的带动下，美国在2017年下半年（尤其是10~11月）一次性核准了17.8bcf/d的新增跨州天然气管道容量，是2017年上半年核准容量（9.8 bcf/d）的接近两倍。

展望未来，截止2025年1月FERC网站上公示的已提交申请未获得核准跨州天然气管道项目13个，合计容量10.1bcf/d，平均已等待403天、最长已等待1139天。若特朗普上台后将等待时间长于371天（对应其第一任期内，新申请项目的平均审批时长）的项目一次性审批（对应2021-23年期间提交申请的排队项目），则可释放7.9bcf/d的管道容量。联邦政策可以影响跨州大型天然气管道的批复节奏，进而影响主要天然气盆地的外送能力，间接影响天然气的产量释放。

LNG出口环节

虽然从LNG项目在FERC的建设许可平均批准时间来看，特朗普任期（约29个月）与非特朗普任期（约30个月）差异不大，系由于FERC是下属于美国能源部的独立监管机构，其决策由5人委员会主导，委员由总统提名、参议院确认，不能有超过3人来自同一党派，从而使得FERC的决策具备一定的独立性;但是拜登任内美国能源部在2024年1月发布暂停面向非贸易合作伙伴地区出口LNG的出口许可禁令，一定程度上影响了中远期项目的建设启动节奏。2024年内，DOE仅颁发了New Fortress Energy的Altamira LNG这一处项目，目前仍在等待DOE颁发出口许可的项目产能共计约13.3Bcf/d，其中已经获得FERC审批通过的项目产能约6.7Bcf/d，而LNG设施需取得FERC建设许可以及DOE出口许可后方能启动建设。DOE在12月底发布关于LNG出口影响的评估，目前处于60天公示期，预计将于1Q25前重新恢复审批。DOE本次暂停审批并不会影响前述2028年前将投产的项目，假设特朗普上任加快相关审批，或将加快已获得FERC许可的这部分产能建设进程提速，从而增加2028年前的产能释放潜力。

此外，拜登任内对油气项目环境影响审查要求的收紧，在一定程度上影响了项目建设进程，若特朗普上任再次放松监管，或将加速在建或待建项目进程。位于Texas的Rio Grande LNG和Rio Bravo Pipeline项目以及Texas LNG项目在2019年已经拿到FERC许可，2021年环保组织Sierra Club起诉了FERC对该项目的环境评估不到位，华盛顿特区的上诉法院判定FERC需要重新审阅增加气候影响和环境公平性内容，但并没有撤销许可。2023年8月 FERC重新以3比1通过许可，民主党委员Allison Clements认为应该新增加评估而不是修改之前的文件而反对了该决议通过，也体现出两党之间对于环境影响评估所需详细程度有分歧。项目重新通过后，Sierra Club及德州当地城市Port Isabel再次对该项目提起诉讼，2024年8月华盛顿特区巡回上诉法庭取消了两个项目的施工许可，认为FERC在分析大幅改动的情况下没有增加文件以及完全依赖公司空气污染数据得出的结论欠妥。法院的决议或将推迟Rio Grande和Texas LNG两处项目的投产进度。

据FERC数据，截至2025年1月，美国正式运营的LNG产能有14.2Bcf/d，已经批准且开始建设的产能有16.9Bcf/d，已经批准但还没开始建设的产能有19.1Bcf/d，其余在申请或预申请项目合计产能有6.6Bcf/d。据EIA统计，在建项目中除去Plaquemines一期和Corpus Christi三期分别在12月底和1月初投产，2028年前还将有约8.1Bcf/d的产能投产。

投资建议

需求端，在LNG出口+本土电力需求双重带动下，我们预计美国天然气需求量将显著增长3.6~4.1%。其中，我们认为特朗普对AI、虚拟货币、再工业化等高耗电产业的支持会拉动气电预期，美国用电量年化增长2~3%将拉动天然气需求年化增长12.0~16.7bcm (相当于1.2~1.6bcf/d)。此外，2028年前8.1bcf/d LNG设施的预期投产将拉动天然气需求年化增长20.9bcm（2.0bcf/d）。

从政策推演和量的弹性上来看，特朗普2.0时代如放开监管：

1. 我们最先可能看到的将是扭转拜登时期的政策，如加速LNG出口量和审批。美国已批准在建LNG设施容量与在运设施容量相当、已批准未建LNG设施容量也和已批准在建LNG设施容量相当，若LNG相关监管框架放松，量的弹性达到翻倍的可能、最为可观。

2. 随后，考虑到俄乌天然气管网的停运以及德国未来选举转右的可能（详见《海外能源追踪（1）：浅析德国大选和乌克兰管道停运对欧洲天然气影响》2025.1.1），我们认为开采端将会增加总的新钻井数量以及更多DUC转化为运营井；而其中，新政府对油气开采的监管放松或可推动联邦土地上的油气开采量释放，该部分约占美国全部天然气开采量的10%左右。

3. 中长期来看,美国跨州天然气管网也将在政策和需求双重推动下增加基建投资，并获得长期稳定的回报增长。若参考特朗普第一任期，若在上任的首年一次性审批挤压的天然气管道项目申请，则单年核准量也有望较拜登任期翻倍。

风险提示

政策落地不及预期：我们预计美国总统和新任政府可通过关键机构人事任命、预算调整、总统行政命令等方式对天然气产业链的监管、建设、产量带来一定影响，若上述举措在司法层面遇到阻力，或带来政策推进不及预期风险。此外，若新任总统和政府拟通过国会立法流程对天然气产业政策施加影响，则国会两党议员主张和投票可能带来政策通过不及预期风险。

需求不及预期：我们预计美国天然气需求未来主要将由本土电力需求（AI算力、再工业化、电气化）和LNG出口需求拉动，若AI发展不及预期或LNG设施建设进度不及预期，或带来天然气需求不及预期风险，影响产业链对量的预期。

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