随着2026年临近，市场围绕委内瑞拉近期政治局势变化及其可能带来的石油供应增量展开讨论，其中一个焦点是：这是否会对美国天然气价格构成影响。多家机构的观点显示，委内瑞拉石油复苏对天然气价格的影响预计有限，且主要体现在间接层面。
从供给规模看，委内瑞拉目前重质原油产量约为每日100万桶，占全球供应不到1%。部分乐观预期认为，未来几年该国产量或有机会逐步升至每日130万至140万桶。但在其他产油地区增产推动下，全球原油及液化天然气整体供应偏宽松的背景下，这一增量被普遍视为难以对天然气市场构成实质性冲击。
业内分析指出，石油与天然气同属能源品种，但定价逻辑存在明显差异。原油价格更多受全球原油供应、炼厂开工及汽油等成品油需求驱动；天然气价格则主要取决于天气主导的采暖需求、液化天然气出口、管道输送能力以及美国马塞勒斯和二叠纪盆地等主要产区的国内产量。委内瑞拉重质原油若出现一定增产，可能在区域原油贸易格局中形成有限替代，但对天然气的传导路径被认为较为间接且幅度有限。
此外，市场参与者普遍关注委内瑞拉长期存在的基础设施问题。受制于多年投资不足和设施老化，即便政治环境出现边际改善，产量恢复的节奏和上限仍存在不确定性。分析认为，在该国全球市场份额较小且基础设施制约未明显缓解的情况下，短期内出现足以撼动全球能源供需格局的供应冲击可能性较低。
在天然气自身基本面方面，近期价格走势更多反映季节性和技术性因素。回顾过去一年交易表现，近月天然气期货在2025年1月至8月间围绕50日简单移动均线（SMA）宽幅震荡，未能形成明确趋势。自2025年8月起，价格开始沿50日均线下方运行，呈现较为清晰的下行结构。相关机构认为，关于委内瑞拉的最新消息预计不会对北美天然气供需构成重大基本面冲击，现有下行趋势在技术上仍有延续空间。
季节性研究也显示出类似信号。根据Barchart基于过去15年的统计，1月通常为天然气价格的季节性弱势月份，平均跌幅约0.091个点。美国天然气库存运行大致分为两个阶段：4月至10月为注入期，在需求相对较低时向地下设施补库；11月至次年3月为提取期，在冬季采暖需求高企时从地下库存中提气。通常到1月时，地下库存仍处于或接近季节性高位，多在前一年的晚秋达到峰值。
在当前库存水平较为充裕的情况下，生产商和管道运营商可在冬季中期快速动用数百亿立方英尺的库存，以应对阶段性需求高峰，而无需完全依赖当期产量。这一相对低成本且可迅速调用的供应来源，有助于缓和冬季中段的价格上行压力。相对而言，若前期因炎热夏季或供应中断导致库存偏低，即便冬季气温处于正常水平，也可能引发更为剧烈的价格反弹，市场对3月前供应吃紧的担忧会明显升温。
另一家研究机构Moore Research Center, Inc.（MRCI）的季节性模型同样显示，天然气价格在年初往往呈现特定规律。自2025年1月以来，4月交割的天然气期货价格整体较好地跟随其15年季节性模式（蓝线）。在近期价格回落后，模型显示市场往往会出现一段短期反弹，以吸引更多供应入场，随后再延续季节性下行走势。
MRCI通过历史数据优化出一个“理想季节窗口”（图中黄色框），显示当4月天然气期货进入该时间区间时，价格通常会出现短暂上扬，为市场在季节性回落前提供相对有利的卖出时点。其统计结果显示，在过去15年中，有13年在2月9日的收盘价低于1月12日，出现概率约为87%。在这一假设测试期内，平均每份合约的理论利润约为0.206个点，折合约2056.67美元。
不过，MRCI同时指出，在这15年中有4年未出现日收盘价下跌，而这4年均集中在最近7年内。该机构强调，季节性模式虽可为市场提供一定参考，但不应成为交易决策的唯一依据，参与者仍需结合技术指标、基本面信息、风险管理策略及当时市场环境进行综合判断。
从可交易工具看，天然气市场为不同类型投资者提供了多种选择。期货方面，标准合约代码为NG，此外还有迷你合约QG和微型合约CN可供使用。股票投资者可通过交易所交易基金（ETF）UNG参与天然气相关资产，但研究指出，UNG的表现并不总能紧密跟踪期货回报，其跟踪效果在市场处于逆价差结构时相对更为理想。期权市场方面，所有天然气期货合约均配套看涨和看跌期权，为对冲和策略组合提供工具。
综合各方信息，当前市场普遍预期，委内瑞拉政治局势变化带来的重质原油潜在增产，即便在未来几年逐步提升至每日130万至140万桶，对2026年天然气价格的直接影响仍然有限。天然气价格的主导因素仍集中在天气变化、美国页岩气产量、库存水平以及全球液化天然气供应状况等领域。
在此背景下，天然气价格近期波动相对可控，市场对极端供需冲击的担忧有所缓解。技术图形显示下行趋势仍在延续，季节性研究则指向1月常见的价格疲软，而前期较高的库存水平为冬季需求提供了重要缓冲。多家机构认为，短期内天然气市场的关注重点仍将集中在天气演变和国内基本面变化上，而非委内瑞拉石油供应的边际调整。
