标普全球大宗商品（S&P Global Commodity Insights）最新发布的《2023年能源展望》指出，2023年全球液化天然气（LNG）市场将极度波动，并继续推动美国LNG出口，但随着产能增速的趋缓，预计美国Henry Hub价格将下跌。

报告指出，当前天然气价格持续高企，而新的液化设施不足将制约天然气供应的增长，全球天然气市场将被迫在需求和现有库存间找到平衡。这一趋势在欧洲尤为明显，2023年该地区将面临没有俄罗斯管道天然气供应的情况，天然气和电力市场可能会更加紧张。

标普全球天然气战略负责人兼特别顾问Michael Stoppard在12月8日表示，供需关系依然紧张，预期天然气和电力价格将呈极端波动趋势，供应端中断和经济形势恶化都将导致价格波动。

俄乌冲突升级后，欧洲国家为寻找俄罗斯管道气的替代方案争相建设LNG进口设施。2022年，欧洲现有再气化产能的限制导致西北欧交付的LNG价格与TTF大陆天然气价格之间出现价差，10月初普氏DES Northwest Europe较TTF低29美元/MMBtu以上，而目前的价差约为10美元/MMBtu。

标普全球预计，2023年欧洲LNG进口设施将大幅增加，预计年底将有10个新LNG进口终端建成投产。标普全球美洲LNG首席分析师Ross Wyeno表示，再气化产能上升将收紧欧洲终端交付的LNG与大陆天然气价格之间的价差，这将导致今年冬季全球LNG价格上涨，亚洲买家与欧洲买家竞争货源，直到2023年夏天价格才有可能下跌。

标普全球预计，2023年中国能源需求将增加330万桶/日，占全球能源需求的47%。

持续的高价格使美国现有LNG出口设施在2022年保持或接近满负荷运行。Freeport LNG正努力在年底前恢复生产。除了该项目，北美LNG产能没有明显的增长，直到2024年底，得克萨斯州正在建设的产能1810万吨/年的Golden Pass设施才能投产。

标普全球预测，2023年Henry Hub的平均价格为5.47美元/MMBtu，第一季度将达到峰值，接近7美元/MMMBtu，第二和第三季度将降至5美元/MMBtu以下。