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Epsilon Energy (EPSN)：美國液化石油氣(LNG) 擴張 × 232 鋼稅雙效衝擊下，區域價差到鑽井成本的獲利平衡
川普首任期（2017－2020年）大力推動天然氣管線與輸出擴張，簽署行政令加速審查流程，包括縮短《國土環評法》（NEPA）審查期限、放寬環境影響範疇等。例如 2020 年川普政府修訂 NEPA 規定，要求環評報告限期內完成，避免「累積影響」評估，以加速管線與高速公路等基建許可。新任期若回歸類似路線，將繼續推動相關基建和環評改革。
Source：reuters
1.推動液化石油氣 (LNG) 出口成長項目
美國液化石油氣 ( LNG) 出口自 2016 年的 0.5 Bcf/d 一路衝到 2024 年的 11.9 Bcf/d，讓美國在 2023、2024 連續兩年成為全球最大出口國，等普拉克明斯一、二期、科珀斯克里斯蒂三期和金色通道等新終端全部點火，美國名義產能還要再擴合計出口能力約 5.3 Bcf/d，等於在現有基礎上再加將近 50%。
這些新增專案多在川普任內獲得加速審批，第一批最快 2024 年底就開始試出貨，預計 2026 年底前陸續滿產。墨西哥灣沿岸被框出來，表示美國超過八成的現有與新增產能，從德州的科珀斯克里斯蒂一路延伸到路易西安納的普拉克明斯，是未來三年全球 LNG 供應增量的最大引擎。（圖1）
Source: U.S. Energy Information Administration, Liquefaction Capacity File; trade press
註：Bcf/d＝十億立方英尺/天；LNG＝液化石油氣
圖1：Existing：已投產；Commissioning：正進入試車；Under construction 2025 - 2026 & 2027+： 分別是 2025－26 與 2027 年後才會完工的在建案，圓點愈大表示單日液化產能愈高。
對 Ｄry gas 生產商來說，終端一座一座上線意味外銷需求曲線持續右移，墨西哥灣的拉貨量會把亨利港價格往上托，也能透過南向與東向管線吸走阿帕拉契過剩氣源，讓區域價差從長年 −0.7／−1.0 美元逐步收斂到 −0.4 左右。
對 EPSN 這種賓州 Ｄry gas 比重高的小型業者而言，差價每收窄 0.25 美元，年度自由現金流就能多出約 130 萬美元，足以補掉 232 鋼鐵關稅可能帶來的單井成本壓力。
2025 年 DOE 陸續核准波特阿瑟 LNG 二期（約1.91 Bcf/d）、Delfin 浮動終端（1.8 Bcf/d）、Commonwealth LNG（1.2 Bcf/d）等出口計劃，使新增出口總量達 11.45 Bcf/d。美國既有與規劃中的 LNG 液化產能（圖2），可見到 2023 年已有約 12 Bcf/d 產能， 2025－2029 年將新增數量 Bcf/d，總計較 2020 年大幅提升。
圖2：美國 LNG 出口能力（ 2019－2029 年，預計總和）。Source：EIA /天風證券研究所；資料彙整自政府及市場公布數據。
管線建設方面，川普政府時期完成了多項大型項目：例如 Permian 地區向墨西哥延伸、北美東部向港口連接的管線等。2024 年新增管線工程增加天然氣外送能力共約 17.8 Bcf/d，其中向 LNG 終端送氣的管線就貢獻約 8.5 Bcf/d。主要新完工管線包括 Mountain Valley（2.0 Bcf/d）、Matterhorn Express（2.5 Bcf/d）、ADCC 至 Corpus Christi（1.7 Bcf/d）和 Gillis Access（1.5 Bcf/d）等。
下表列舉近期及計劃中的重大天然氣管線工程與預估年份：
|
管線項目 |
產地到目的地 |
額定容量 (Bcf/d) |
預估完工年 |
|
Mountain Valley Pipeline |
WV 到 VA |
2.0 |
2022(分段) |
|
Matterhorn Express |
Permian 到休士頓附近 |
2.5 |
2022 |
|
Verde Pipeline |
Eagle Ford (TX) 到 Agua Dulce |
1.0 |
2024 |
|
ADCC (Whitewater) |
Permian 到 Corpus Christi |
1.7 |
2024 |
|
Gillis Access (TC Energy) |
Haynesville 到 Gulf Coast |
1.5 |
2024 |
|
Gator Express Phases 1 & 2 |
路易港到 Plaquemines (LA) |
2×2.0=4.0 |
2024 |
|
Venice Extension (Texas Eastern) |
休士頓到 Plaquemines (LA) |
1.3 |
2024 |
|
Gulf Coast Express (擴增) |
西德州到南德州 |
0.57 |
2023 |
|
Transco Power Express (提案中) |
維吉尼亞州 |
0.95 |
2027(計劃) |
|
Blackcomb (Permian到Agua Dulce) |
|
2.5 |
2027(預計) |
Source：EIA、中鋼公報
上述項目中多數已獲許可或開工，預計 2025－2028 年將陸續竣工，進一步擴大南部 LNG 出口與內需市場的供應能力。
2. 關稅對油氣用鋼材的影響
川普政府自 2018 年起對進口鋼鐵實施 232 條款高額關稅，2025 年 2 月起更將關稅率調升至25%，導致國內鋼材成本大幅上揚。海工報告指出，232 條款宣佈後不久，關鍵油氣用鋼管（石油套管 OCTG、管線鋼）價格即躍升 15－25%。Apex 公司的熱軋鋼價格指數也呈現相似波動：從 2023 年 8 月以來，上半年 2024 年曾高達近 $ 55/CWT，然後在 2024 下半年降至 $ 30 左右，2025 年初再度攀升至 $50 左右。
註：232 條款（Section 232）其實是一條美國《1962 年貿易擴張法》裡的特殊國安條款。它授權美國商務部調查進口商品是否「危害國家安全」，若結論成立，總統就能在 90 天內自行決定加徵關稅、設配額或採取其他限制措施，而不必透過國會。2017 年，川普政府啟動鋼鐵與鋁品的 232 調查，商務部在 2018 年 1 月認定大量進口侵蝕國內產能，威脅美軍與基礎設施供料安全；川普遂於同年 3 月 23 日對大多數來源國鋼材課徵 25%、鋁品 10% 的全球性關稅（又稱 232 鋼鋁稅），並要求美國海關按原產地課稅。
展示 2023 年 8 月至 2025 年 6 月的美國熱軋卷鋼（Hot-rolled coil）周度均價走勢 (圖3)，可見2024年年末後明顯上漲趨勢（部分是因232關稅及原物料成本推升）。
圖3：2023 年 8 月－2025 年 6 月美國熱軋卷鋼（中西部交貨）每百磅平均價格走勢（美元）
註：2025 年 2 月生效的新關稅推高了鋼價。Source：Apex Warehouse Systems
鋼材成本上升也直接推升鑽井成本。海工報告指出，一口海上鑽井成本約 5,000－10,000 萬美元，其中 OCTG 開銷佔約 8－10%。假設鋼價上漲 25%，每口井就將多花約 1－2 百萬美元；這對邊際場址的經濟效益衝擊尤為明顯。
因此，232 關稅在實施後推高了油氣鑽井單位成本，鋼材占比上升幅度約數個百分點，可能使得部分高成本油井項目盈利空間受壓（如深水和 HP/HT 井）。總體而言，關稅上調後，鋼管價格與鑽井成本均呈上揚趨勢，增加了油氣產業的生產成本
2.1 供應鏈脈絡：從進口鋼胚到井口套管
|
環節 |
說明 |
232 關稅影響 |
|
1. 進口粗鋼/鋼胚 |
主要來源：加拿大、墨西哥、韓國、土耳其；232 徵收 25% 立即墊高 CIF 價格 |
100%（直接課稅） |
|
2. HRC 熱軋基材 |
美國鋼廠以進口胚料或自產熔煉 到 熱軋板捲（HRC），為 OCTG 原料 |
60－80%：鋼廠轉嫁部份稅負與追加利潤 |
|
3. OCTG 與 Line‑pipe |
加工成套管、管線鋼；多數廠商簽「提前 60 天報價」合約 |
80－90%：加工廠把鋼價波動預先反映 |
|
4. Drilling Contractor |
井口完井、鋪管，成本傳遞給營運商 |
90－100%：井隊報價按即期鋼價浮動 |
實務上，只要 HRC 現貨連漲三週以上，OCTG 報價就同步上調（滯後 2－3 週）。根據 PipeLogix 指數，2023/08～2025/06 OCTG 價格與 HRC 的 12 週相關係數高達 0.92。
2.2 鋼價走勢與關稅觸發點
-
關鍵時點：2018/03 首度徵稅 到 HRC 從 35 到 46 美元/CWT；2025/02 再次調升 到 HRC 自 30 到 50 美元/CWT，用時僅 12 週。
-
成本擴散：HRC 每漲 10 美元/CWT，平均 OCTG 每短噸(ST)成本約增 80－120 美元（含鎳鉬合金附加費）。
2.3 單井經濟影響程度：一條算式看門道
以賓州 7,000 呎 Marcellus 水平井為例：
-
井深與套管用量：水泥化後共需 280 噸 OCTG（表層、技術、產層三套）。
-
基準成本（未加稅、HRC 30 美元）：OCTG 價 1,650 美元/噸 到 鋼材成本 約 46 萬美元。
-
加稅後成本：
-
HRC 升至 50 美元/CWT，OCTG 價上揚至 2,050 美元/噸；
-
套管總價 約 57 萬美元，比基準多 11 萬美元。
-
-
對單井 IRR 的侵蝕：
-
井全成本由 580 萬到 591 萬美元（+1.9%）；
-
當 Henry Hub = 3.5 美元，基準 IRR 27%，加稅後 IRR 下降至 25.6%（−1.4pp）。
-
重點：小井場（成本 400－600 萬美元）對 OCTG 價格最敏感；深水井雖造價數億美元，但鋼材占比反而低，關稅影響被稀釋。
2.4 EPSN 的對策與壓力測試
|
假設情境 |
HRC (美元/CWT) |
EPSN 年完井數 |
OCTG 單價 (美元/噸) |
年增材料成本 (US$M) |
EBITDA 變化 |
|
樂觀 |
40 |
2 |
1,850 |
+0.14 |
-1% |
|
基準 |
50 |
3 |
2,050 |
+0.44 |
-3% |
|
嚴苛 |
55 |
4 |
2,250 |
+0.84 |
-6% |
-
財務緩衝：EPSN 手握現金 2,800 萬美元，足以吸收「嚴苛情境」的三年額外成本。
-
避險策略：
-
2025 Q1 與美產鋼廠簽 provisional pricing，鎖定 40－45 美元/CWT 區間；
-
透過 CME HRC 期貨對沖上游鋼價（流動性充裕，適合 0.5－1 年短套保）；
-
若 HRC 破 55 美元/CWT，則減少完井至 1－2 口，保股息為先。
-
2.5 大局觀：關稅不是單向利空
- 本土鋼廠擴產：關稅提高國內價格，誘使 US Steel、Nucor 擴建電弧爐，2026－2027 年每年將新增 7－8 百萬噸扁平材產能，理論上可壓回 5－7 美元/CWT。
- 油價與氣價同漲：若 Brent 升至 90 美元、HH > 4 美元，營運商仍接受較高套管成本，反而推升 OCTG 需求，使鋼廠與鑽井隊「共贏」。
註：HH（Henry Hub）美國天然氣市場的核心基準點
投資 takeaway：232 關稅拉長了成本曲線，但若天然氣長期供不應求、價差收斂，EPSN 仍有能力把「鋼鎧」成本轉嫁給市場。
3. Epsilon Energy (EPSN) 五年財務概況與 Henry Hub 價格比較
Epsilon Energy Ltd.(EPSN)為美國頁岩氣/原油生產商，近五年營運表現與天然氣價格密切相關。下表彙整 2019－2023 年 EPSN 年度主要財務指標與年均 Henry Hub 天然氣價（LLUBd$/MMBtu）：
|
年度 |
營收 |
淨利 |
營運現金流 |
資本支出 |
配息 |
Henry Hub |
|
2019 |
26.69 |
8.70 |
12.99 |
11.92 |
0.0 |
2.57 |
|
2020 |
24.43 |
0.88 |
14.82 |
6.53 |
0.0 |
2.03 |
|
2021 |
42.40 |
11.63 |
20.01 |
4.89 |
0.0 |
3.91 |
|
2022 |
69.96 |
35.35 |
38.01 |
8.07 |
5.86 |
6.42 |
|
2023 |
30.73 |
6.95 |
18.19 |
18.65 |
5.60 |
2.54 |
從表中可見，EPSN 2022 年業績大增：該年營收與淨利均較前一年倍增（營收 69.96 百萬美元、淨利 35.35 百萬美元）。Henry Hub 氣價在 2021－2022 年間大幅上升，2022 年平均達約 6.4 美元，遠高於 2020 年約 2.0 美元。可見兩者趨勢高度一致。2022 年天然氣價格高漲帶動公司利潤攀升，反之 2023 年氣價回落至約 2.5 美元（年末達 3 美元上下），EPSN 業績亦顯著下降（ 2023 年淨利僅 6.95 百萬美元）。綜合分析，EPSN 的收入與自由現金流隨天然氣市場行情劇烈波動，兩者呈強正相關。
總結
川普「解放美國能源」路線為天然氣產業端出兩道菜：一是 加速管線與 LNG 終端核准，推升 Ｄry gas 外運量，縮窄阿帕拉契區域價差；二是 回復 232 鋼鐵關稅，提高鑽井與集輸設備成本。對 EPSN 這種零長債、產量規模小卻高度依賴賓州 Ｄry gas 價格的公司來說，第一補利潤，第二削毛利，淨效仍呈正值，但必須用數字驗證而非憑感覺下注。
1. 管線與出口擴張：利潤如何放大？
過去五年，Henry Hub 每高於賓州實際售價 0.7－1.2 美元／MMBtu；若 2027 年前新增的近 20 Bcf/d 管線與 LNG 需求如期落地，EIA 預估區域價差可壓回到 0.4－0.5 美元。以 EPSN 目前日產 14 MMcf 計算，每縮窄 0.25 美元即可年增約 130 萬美元自由現金流，相當於 2023 年 FCF 的 15%。
為了評估槓桿效應，下表列出三種情境：
|
2027 年區域價差 |
Henry Hub 假設 |
EPSN 年新增 FCF (US$M) |
|
−0.75 到 −0.50 |
3.50 |
約 1.3 |
|
−0.75 到 −0.40 |
4.00 |
約 2.1 |
|
−0.75 到 −0.25 |
4.50 |
約 3.0 |
只要價差收斂幅度達 0.35 美元，EPSN 的現金股利覆蓋率即可由 0.8 升至 1.2，意即配息不再需要動用現金部位。
2. 鋼鐵關稅：成本逆風如何測試？
美國熱軋卷鋼自 2024 年底至今已由 30 美元／CWT 反彈至 50 美元；OCTG 與 Line‐pipe 價格同步上漲。若 232 關稅維持 25%，並推升鋼價再漲 10%，單口 7,000 呎水平井將額外增加 20－25 萬美元材料費。EPSN 每年完井 2－3 口，年均成本增壓約 40－60 萬美元
低於前述價差收斂帶來的現金增益。公司已在 2025 Q1 法說會透露，正在與美產鋼廠簽兩年期定價，並考慮以期貨避險鎖價，以減少 30－40% 波動。
3. EPSN 財務韌性：從數據看撐壓空間
2019－2023 年 EPSN 平均資本支出僅佔營運現金流 48%，且維持零長期負債；現金部位 2,800 萬美元足以支付三年配息。把 Henry Hub 價格和 EPSN 淨利並排，可見兩者相關係數達 0.86，證實公司盈餘高度跟價。
若將 2022 年高氣價（HH 6.4 美元）作為上限、2023 年低氣價（HH 2.5 美元）作為下限，並加入區域價差假設，可得到下表盈餘敏感度：
|
Henry Hub |
區域價差 |
EPSN 預估年度淨利 |
|
6.4 |
−0.50 |
30－35 |
|
4.0 |
−0.40 |
15－18 |
|
2.5 |
−0.75 |
4－7 |
資料顯示，只要 HH 回到 4 美元、區域價差壓到 0.4 美元，公司即可回復 2021 年水準，把自由現金流率拉回 20% 以上。
註：MMBtu = Million British Thermal Units（百萬英熱單位），天然氣定價、管線運費、LNG 交易合約皆用 MMBtu 當計價單位。
美國加蓋 LNG 終端 ， Ｄry gas 需求跳增、區域價差收斂 ， EPSN 現金流變厚；232 鋼稅雖推高鑽井成本，但抵不過賣氣多賺，整體仍是淨受益。換言之，川普「解放美國能源」的兩道菜，加速管線與終端核准（補利潤）+ 回復 25% 232 鋼稅（削毛利），對 EPSN 的淨效果仍為正，但必須用數字驗證。
2016－2024 年間，美國液化石油氣(LNG)出口量從 0.5 Bcf/d 躍升至 11.9 Bcf/d，連續兩年成為全球最大出口國。未來三大新增終端，普拉克明斯（兩期）、科珀斯克里斯蒂三期與金色通道（Golden Pass），將再帶來 53 Bcf/d 的名義產能（峰值 63 Bcf/d），使全美出口能力有望在 2027 年前擴增近 50%。
若新增近 20 Bcf/d 的管線與 LNG 需求如期落地，Henry Hub 與賓州 Ｄry gas 的區域價差可望自 －0.75 收斂至 －0.4 $/MMBtu，為 EPSN 每年帶來的自由現金流增益，可完全抵消 232 鋼稅推高的全年鑽井成本 。
警語：本報告僅供學習與參考，不構成任何投資建議；投資須依個人風險承受度審慎評估，過去績效不代表未來結果。
