Thời tiết ấm áp mùa đông gây áp lực giảm giá khí tự nhiên giữa lúc nguồn cung tăng mạnh

Giá khí tự nhiên giảm mạnh vào thứ Năm, với hợp đồng tương lai khí tự nhiên tháng 2 của Nymex (NGG26) đóng cửa ở mức -0.118 per MMBtu, giảm 3.35%. Nguyên nhân chính dẫn đến sự giảm giá khí là dự báo kéo dài về nhiệt độ trên mức bình thường trên phần lớn lục địa Hoa Kỳ. Nhà dự báo WSI nhấn mạnh rằng các khu vực rộng lớn của miền Tây và miền Trung Hoa Kỳ dự kiến sẽ trải qua điều kiện ấm hơn bình thường trong suốt tuần tới, điều này có thể làm giảm nhu cầu sưởi ấm và gây áp lực giảm giá khí tự nhiên hơn nữa.

Các yếu tố cung cấp vượt trội so với dữ liệu tồn kho tích cực

Ngược lại, giá giảm vào thứ Năm xảy ra mặc dù có một yếu tố hỗ trợ: báo cáo tồn kho hàng tuần của EIA cho thấy tồn kho khí tự nhiên giảm 119 bcf trong tuần kết thúc ngày 2 tháng 1, vượt xa dự báo của thị trường là giảm 113 bcf. Tuy nhiên, con số tồn kho tích cực này không đủ để hỗ trợ giá khí, nhấn mạnh rằng áp lực từ phía cung đã trở thành trung tâm trong câu chuyện thị trường.

Bối cảnh cung giảm là do sản lượng khí tự nhiên của Mỹ mạnh mẽ. EIA đã nâng dự báo sản lượng năm 2025 lên 107.74 bcf/ngày trong cập nhật ngày 9 tháng 12, cao hơn một chút so với dự báo tháng 11 là 107.70 bcf/ngày. Mức sản lượng hiện tại vẫn gần mức đỉnh lịch sử, với các bang phía Nam (Lower 48) sản xuất 111.0 bcf/ngày vào thứ Năm—tăng 8.7% so với cùng kỳ năm ngoái. Môi trường sản xuất cao này tiếp tục gây áp lực giảm giá khí, hạn chế khả năng tăng giá ngay cả khi tồn kho giảm cho thấy nguồn cung đang thắt chặt.

Thách thức về nhu cầu vẫn tồn tại ở các phân khúc chính

Về phía tiêu thụ, các khó khăn vẫn còn tồn tại trong các phân khúc chính. Nhu cầu khí tại các bang phía Nam (Lower 48) đạt 88.0 bcf/ngày vào thứ Năm, giảm 29.5% so với cùng kỳ năm ngoái theo dữ liệu của BNEF—một chỉ số quan trọng cho thấy nhu cầu sưởi ấm yếu đi phần nào do nhiệt độ ấm hơn đã đề cập trước đó. Lưu lượng ròng LNG đến các nhà xuất khẩu của Mỹ ước tính là 19.2 bcf/ngày, giảm nhẹ 1.5% so với tuần trước.

Nhu cầu điện năng mang lại một điểm sáng nhỏ, khi Viện Điện lực Edison báo cáo rằng sản lượng điện của Mỹ tăng 6.7% so với cùng kỳ năm ngoái trong tuần kết thúc ngày 3 tháng 1, đạt 82,732 gigawatt-giờ. Trong vòng 52 tuần qua, sản lượng điện đã tăng 3.0% so với cùng kỳ, đạt 4,306,606 GWh. Sự cải thiện này về nhu cầu điện có thể hỗ trợ tiêu thụ khí tự nhiên tại các nhà máy phát điện dùng khí tự nhiên, nhưng yếu tố nhu cầu yếu trong các lĩnh vực khác vẫn chi phối toàn cảnh.

Dữ liệu dự trữ và hoạt động khoan cho thấy nguồn cung dồi dào

Tính đến ngày 2 tháng 1, tồn kho khí tự nhiên thấp hơn 3.5% so với cùng kỳ năm ngoái nhưng vẫn cao hơn 1.0% so với trung bình mùa vụ 5 năm, cho thấy nguồn cung đủ để hạn chế đà tăng giá. Ngược lại, điều kiện lưu trữ khí tại châu Âu có vẻ chặt chẽ hơn, chỉ đạt 58% công suất tính đến ngày 6 tháng 1—rất thấp so với trung bình mùa vụ 5 năm là 72% trong giai đoạn này.

Về hoạt động khoan, số lượng giàn khoan khí tự nhiên hoạt động của Mỹ giảm 2 xuống còn 125 trong tuần kết thúc ngày 2 tháng 1, theo dữ liệu của Baker Hughes. Dù giảm nhẹ, số lượng giàn khoan vẫn gần mức cao nhất trong 2.25 năm là 130 giàn khoan được thiết lập vào ngày 28 tháng 11. Xu hướng trong năm qua khá tích cực cho sản lượng, khi số lượng giàn khoan khí đã phục hồi sau mức thấp 94 của tháng 9 năm 2024, cho thấy năng suất của ngành vẫn duy trì ổn định.

Triển vọng giá khí tự nhiên phụ thuộc vào biến đổi thời tiết

Sự kết hợp của sản lượng dồi dào, mức lưu trữ cao và dự báo thời tiết trong ngắn hạn hướng tới điều kiện ôn hòa cho thấy giá khí có thể tiếp tục chịu áp lực giảm trong thời gian tới. Sự sụt giảm nhu cầu so với cùng kỳ năm ngoái phản ánh cả yếu tố mùa vụ và các thách thức cấu trúc đã liên tục gây áp lực lên giá khí trong chu kỳ thị trường hiện tại. Trừ khi các mô hình thời tiết đảo chiều rõ ràng hoặc các yếu tố về nhu cầu thay đổi đột ngột, triển vọng giá khí tự nhiên có vẻ còn nhiều thử thách mặc dù các báo cáo tồn kho tích cực gần đây của EIA đã ghi nhận.