US natural gas market レポート解説

概要

Goldman Sachsは、米国の天然ガス需給について、供給、パイプライン、LNG、電力需要の大型案件の稼働時期が軟化と逼迫を交互にもたらすという複数年見通しを示す。結論は2027年に弱気、2029年以降はより前向き、2031-32年には高価格を強く支持する一方、10年後半には生産性上昇が市場を緩和するというものだ。

主要見解

Goldman Sachsは、米国天然ガス市場では通常、発電シェアをめぐり石炭と競争し、貯蔵の逼迫を避けるため、価格が十分に低くなる必要があると位置付ける。LNG輸出と電力需要によって需要増は加速しているが、大型パイプラインと液化設備の稼働は不連続であるため、供給と需要の増加時期は一致しない。これがHenry Hub価格の「push and pull」を生み、供給案件が優勢な年には貯蔵を調整するため価格が圧迫され、需要増が優勢な年にはより高い価格が可能になる。想定レンジは$2.50-$5.00/mmBtuである。 2026年の需給は、逼迫ではなく快適な状態とされる。供給増と需要増はともに4 Bcf/d強と見込まれ、夏場のバランスは、主に石炭からガスへの転換による発電用ガス消費の上振れで、Goldman Sachsが3月に見込んだ水準より0.5 Bcf/d引き締まった。同社は2026年10月末の貯蔵量を3,768 Bcfと見積もり、従来の3,866 Bcf、4,017 Bcfの過去最高、EIA推定の4,280 Bcfの容量を下回る。一方、価格は4月以降平均$2.91/mmBtuで、Goldman Sachsの従来の夏季予想$3.50を下回った。急速な生産増とLNG輸出障害への懸念、7月10日開始のFreeport LNGのメンテナンス、同時期のPermian新規輸送能力の稼働が弱さの背景とされる。平年より暑い天候とFreeportのメンテナンス終了により、メキシコ湾岸の貯蔵は正常化し、現物・フォワード価格は$3/mmBtu近辺へ回復した。 2026-27年冬のバランスはやや緩い。現行フォワードと平年並みの天候を前提に、貯蔵取り崩しは平均2,000 Bcfに対して約1,800 Bcfで、3月末の貯蔵は2,000 Bcfをわずかに下回るとみる。大きな寒波がなければ、比較的小さい取り崩しペースが今冬のHenry Hubの$3/mmBtu超への上昇を抑えると判断し、4Q26/1Q27予想をそれぞれ$3.50/$3.50から$2.90/$2.95/mmBtuへ引き下げた。フォワードは$3.25/$3.45である。投資家ポジショニングは第10パーセンタイル近辺と低く、寒波があれば価格への影響が増幅される可能性がある。 主な引き下げは2027年である。Goldman Sachsは、2026年の高いベースと、今後のパイプライン能力の想定ランプを従来の月200 mmcf/dから月250 mmcf/dへ引き上げたことを理由に、Permianのガス生産見通しを2 Bcf/d上方修正した。これにより、2027年の米国供給増は、3.8 Bcf/dの需要増を2 Bcf/d超上回る。現行フォワード価格下のこの供給過剰により、2027年10月末の貯蔵量は4,300 Bcf超となり、逼迫リスクを生むと予想する。したがって、2027年NYMEXガス予想を$3.50から$2.80/mmBtuへ引き下げ、$3.30/mmBtuのフォワードを下回る。低い予想価格でも下振れリスクは残るとし、米国ガス生産者には2027-28年冬を含む2027年エクスポージャーのヘッジを勧めるが、冬の天候不確実性を理由に投資家に対する直接的なショート推奨はまだ行わない。 2028年以降は、需要増が優勢になるにつれて供給過剰は徐々に反転すると予想する。2028-29年の累積需要増は約10 Bcf/dで、2025-26年の9.2 Bcf/dに対し、このうちほぼ8 Bcf/dは今後の米国LNG輸出プロジェクトが牽引する。生産増は9 Bcf/d未満にとどまり、需給は順次引き締まる見通しである。より深い2027年の軟化から回復する必要があるため、2028年・2029年予想を$3.55/$3.85から$3.05/$3.80/mmBtuへ引き下げたが、価格は2029年に$3/mmBtu台後半へ達するとみる。高価格は、特に夏季の発電需要において需要増を抑制すると予想する。 2030-31年冬以降は、さらに顕著な逼迫を見込む。新たなLNG輸出案件の稼働とHaynesvilleのドライガス成長余地の制約が背景である。現在予定されているものを超えるPermian輸送能力を前提にしても、Western Haynesville、Arkoma Basin、Eagle Fordなどからの増分ドライガス供給を促すには$4/mmBtu超が必要とGoldman Sachsはみる。これらの地域の限界費用は、Haynesvilleのリグ増加が確認された$3-$3.50/mmBtuのフォワードレンジを上回る可能性がある。2031年・2032年のHenry Hub予想はともに$4.50/mmBtuで維持し、高価格が2032年まで続くとの見方を強め、強気予想への上振れリスクを指摘する。ただし投資完了後は供給生産性が上昇し、価格は10年半ばまでに$4/mmBtu未満へ緩和すると予想する。米国のガス生産は、深刻な供給過剰と価格急落の時期を除いて概ね予想を上回ってきたとの観察に沿う。 レポートは、パイプラインと液化設備の稼働時期の不確実性が地域間の価格乖離を生み得ると強調する。Permian・Appalachiaのパイプライン、液化設備、データセンター需要案件の追加的な最終投資決定は、先行きの需給と価格の不確実性を高める。予測期間中に米国LNG輸出のキャンセルはないと仮定するが、最近資金調達された輸出能力が稼働する2030年代初頭には、キャンセルが世界のLNG市場を軟化させるリスクを指摘する。

分析フレームワーク

Goldman Sachsは、現行フォワード価格を前提に年次の米国ガス需給バランスを作成し、生産、パイプライン輸送能力、LNG輸出能力、電力需要、貯蔵結果、Henry Hub価格を結び付けている。需給バランスを貯蔵上限や過去の経験と比較し、供給・需要の変化が逼迫回避または新規生産の誘因に必要な価格を変える場合に価格予想を修正している。

手法メモ

• 業界・産業分析フレームワーク需給フレームワーク

  米国天然ガスの需給バランス分析

  レポートは年次の供給・需要増を予測し、その時期を比較して、結果として生じる貯蔵バランスから価格圧力または逼迫の局面を説明している。

• 業界・産業分析フレームワーク代替効果分析

  発電における石炭からガスへの転換

  レポートは、低いガス価格が石炭に対するガス発電の競争力を高め、電力部門のガス消費を支え、貯蔵調整に寄与すると捉えている。

• 業界・産業分析フレームワークコストカーブ分析

  新規ドライガス生産に必要な限界価格の誘因

  Goldman Sachsは、Haynesvilleの成長余地が制約される後、2031-32年により高コストの追加ドライガス供給を促すには$4/mmBtu超が必要と論じる。

資産マッピングと比較

投資テーゼから固有資産への構造化マッピング（強み、弱み、同業、リスク）。

• US natural gas / Henry Hub

  レポートは、2027年には供給主導の価格下落、2029年以降には需要主導の需給引き締まり、2031-32年には高価格を予想する。

  強み

  加速するLNG輸出と電力需要が需要を支えると見込まれる。

  弱み

  短期的なPermian供給増と潜在的な貯蔵逼迫が2027年の価格を圧迫する。

  比較

  ガス価格は歴史的に、発電シェアをめぐり石炭と競争するため下落してきた。2029年以降は、石炭に比べて高いガス価格がより頻繁に現れると予想される。

  リスク

  天候、インフラの稼働時期、追加的な供給・需要案件の最終投資決定、LNG輸出キャンセルが需給と価格を変え得る。

主要データ

• 2026年の供給・需要増Just over 4 Bcf/d eachGoldman Sachsは2026年のバランスを貯蔵逼迫ではなく快適な状態と予想する。
• 2026年10月末の貯蔵量3,768 Bcf従来は3,866 Bcf、過去最高は4,017 Bcf、EIA推定容量は4,280 Bcf。
• 4Q26 / 1Q27 Henry Hub予想$2.90 / $2.95 per mmBtu$3.50 / $3.50 per mmBtuから引き下げ。フォワードは$3.25 / $3.45。
• 2027年Permian生産見通しの修正+2 Bcf/d2026年の高いベースと、従来の月200 mmcf/dに対する月250 mmcf/dのパイプライン・ランプ想定による。
• 2027年の米国ガス需要増3.8 Bcf/d供給増はこれを2 Bcf/d超上回ると見積もられる。
• 2027年10月末の貯蔵量More than 4,300 Bcf現行フォワード価格下でのGoldman Sachsの推計であり、逼迫リスクを示す。
• 2027年NYMEXガス予想$2.80/mmBtu$3.50/mmBtuから引き下げられ、$3.30/mmBtuのフォワードを下回る。
• 2028-29年の累積需要増About 10 Bcf/dこのうちほぼ8 Bcf/dは今後のLNG輸出プロジェクトによるものと見込まれる。
• 2031年 / 2032年Henry Hub予想$4.50 / $4.50 per mmBtu予想される逼迫と新規ドライガス生産を促す必要性が支えとなる。

影響と示唆

レポートが示す道筋は、2027年にはPermian供給が需要を上回って市場が軟化し、2029年以降はLNGと電力需要により需給が引き締まるというものだ。2031-32年の最も強い逼迫には新規供給を促すより高い価格が必要となる一方、その後の投資と生産性向上が最終的に価格を緩和するとみている。

リスク

• 大きな天候変動は冬季の貯蔵取り崩しとHenry Hub価格を変え得る。投資家ポジショニングが低いため、寒波による価格影響は増幅される可能性がある。
• 大型パイプラインまたは液化設備の稼働時期の予想外の変化は、地域価格の乖離を生み得る。
• 供給パイプライン、LNG液化、データセンター需要案件の追加最終投資決定は、長期の需給バランスに関する不確実性を高める。
• 特に2030年代初頭の米国LNG輸出キャンセルは、世界のLNG市場を軟化させ、ガス需要を弱める可能性がある。

注目点

• Permianの生産増と新規輸送能力のランプ速度。
• 季節末の米国貯蔵水準、特に予想される2027年10月末の需給バランス。
• 2026-27年冬の天候と貯蔵取り崩しのペース。
• Freeportおよび将来の液化案件を含むLNG輸出設備の稼働時期と利用率。
• 2028-29年のLNG輸出および電力需要増のペース。
• Haynesvilleの在庫制約、追加ドライガス投資、2030年以降の新規供給対応の時期。