地缘冲突与供应压力下直面复杂新现实

变局中的全球天然气市场

[石油商报 2026-06-01]

□ 王元达 徐菲 Evan Tan

5月21日，ICIS北京2026（首届）能源论坛召开，行业领袖与分析师围绕全球能源市场最紧迫的问题展开讨论。ICIS分析师指出，在基准情景下，霍尔木兹海峡关闭持续5个月，造成全球LNG供应减少约20%，几乎抵消了2026年预期的全部新增供应量。尽管4月宣布停火，但受保险、安全及运营等多重因素影响，霍尔木兹海峡的通航仍严重受限。当前，市场已从最初的“全面封锁”恐慌中走出，却不得不面对一系列更复杂的新现实。预计未来一段时期，现货LNG价格可能在15至20美元/百万英热单位之间波动；若危机持续至年底，价格可能突破30美元/百万英热单位。

条件性通航——

供应恢复有限，结构性短缺持续

自2月28日美以伊冲突爆发以来，霍尔木兹海峡已进入第11周的大范围受限通航状态。

随着部分卡塔尔LNG船货重新穿越海峡，并陆续抵达科威特、巴基斯坦、中国及日本等市场，全球LNG市场也从最初对“全面封锁”的恐慌，逐步进入“条件性有限通航”下的高风险运行状态。但当前恢复仍呈现“定向、限量、高风险”特征，并不意味着海湾供应链已恢复正常。

卡塔尔拉斯拉凡北区部分生产线出现有限复产迹象，但4号与6号生产线核心液化设施受损严重，预计需3至5年修复，全球依然面临1280万吨/年的产能损失。与此同时，由于依然受到水雷威胁、无人机活动、战争风险附加险以及审批与绕行限制等因素影响，海湾LNG出口恢复仍高度受限。

在ICIS基准情景下，霍尔木兹海峡关闭持续5个月（从3月初到7月底），2026年全球LNG供应损失将抵消当年的全部新增供应增量，全球市场也将从原本预期的“供应宽松”重新转入阶段性供应短缺状态。当前，需求破坏、燃料切换以及库存利用，已经开始成为平衡全球LNG市场的重要缓冲机制。

随着夏季亚洲制冷与欧洲补库需求同步上升，6月至7月仍可能成为全球LNG市场最紧张的阶段，而任何新增供应项目的延迟或故障，都可能进一步推高亚洲现货价格。

亚洲LNG市场——

风暴中心的脆弱与韧性

霍尔木兹海峡是全球LNG运输的咽喉要道，目前其出口量的85%流向亚洲。近期地缘政治风暴加剧，但亚洲各市场的脆弱性远非均等——能源结构、替代能力和政策空间，共同决定了各国抵御冲击的能力。

中国作为全球最大LNG买家，正进入前所未有的“优化模式”。回顾近年走势，2019年至2020年低价推动进口增长，2021年出现采购小高峰，2022年疫情叠加俄乌冲突导致进口萎缩，2023年至2024年经济复苏但房地产下行拖累高耗能行业。2022年之后出现关键转折：中国不再单纯依靠增加长协和现货来满足需求，而是开始向外优化合约配置，接收站反装出口量创下百万吨级历史新高。中国正从“需求贡献者”转变为“LNG调节器”。

2026年，中国市场呈现供需两弱格局。需求端，房地产下行拖累陶瓷、玻璃、钢铁等工业用气，广东陶瓷开工率仅约40%，平板玻璃产量负增长。工业用气占全国天然气消费的42%，这一主要领域增长乏力，令整体需求缺乏支撑。叠加中东危机带来的高气价，需求侧预计将进一步承压。预计2026年中国天然气需求为4300亿立方米，夏季或有小幅季节性反弹，但全年下行风险更大。综合判断，2026年中国LNG进口量预计同比下降9.5%，至6100万吨；若卡塔尔LNG不能在年底前恢复供应，进口量可能进一步滑落至5600万～6000万吨。若地缘危机延续至2027年，进口量或进一步降至5800万吨左右，届时天然气消费增速将为-1.5%。

日韩市场方面，LNG主要用于发电，在日本发电燃料结构中约占30%～35%，在韩国占27%。但两国燃料切换能力差异显著：日本煤电恢复良好，核电重启（如柏崎6号机组）提供了缓冲；韩国虽有26座核电机组，但其中10座处于检修或审批状态，核电利用率仅65%，切换空间有限。从进口依赖度看，日韩从海湾地区进口的LNG占比分别仅为6%和15%，加之暖冬使库存处于温和水平，短期压力不大。不过，韩国更为脆弱：其长协合约量不足以覆盖夏季高峰需求，预计今年夏季每月需额外采购2～3船现货，整个夏季需补充8～10船。日本具备燃料替代空间，而韩国只能依赖现货采购——这正是两国市场韧性的真实差距。

台湾地区进口规模不大，但影响关键。其每年进口约2000万吨LNG，35%来自卡塔尔，地缘风险敞口较大。2025年台湾地区关停了全部核电站，短期内难以恢复，电力供应高度依赖LNG。今年势必将加大现货采购力度，4月已出现更多美国货源及招标行为。台湾地区的现货采购，将为东北亚现货价格提供坚实支撑。

东南亚同样承压。泰国高度依赖天然气发电，去年进口小幅下降，但今年电力需求已回升至高位，水电出力不足、煤电发展受限，只能增加LNG进口。中国接收站一季度反装的LNG中，相当一部分流向泰国。越南月度进口量虽不大（每月2～3船），但今年夏季需求将持续旺盛，其价格承受力较弱，却受限于能源结构和发展规划而不得不买。

南亚市场也深受冲击。孟加拉国、印度与巴基斯坦三国虽同受影响，应对策略却各有不同。孟加拉国在长期合同受阻的情况下，仍持续以每百万英热单位20至28美元的高价在现货市场采购，远超其惯常的10美元的长协价格，同时实施化肥厂停产及轮流限电等需求管控措施。然而，由于国内天然气产量持续下滑、政府补贴保护消费者免受价格波动影响，孟加拉国的现货采购能力难以为继，ICIS预计其月采购量将从10船下降至6至7船，除非能获得世界银行等机构的额外债务融资。

印度是南亚最大LNG进口国，近半数LNG依赖卡塔尔供应。印度政府已出台优先分配框架，将化肥及城市燃气列为保障重点，同时削减炼油、石化等替代性较强行业的用气配额，燃气发电则被压缩至仅满足高峰需求时段。随着买家逐渐接受每百万英热单位17至18美元的现货价格水平，印度需求正从3月初的低迷中逐步回暖。巴基斯坦则主要依靠提升国内产量及大力发展太阳能发电来弥补供应缺口，现货市场参与有限，但凭借其在伊美冲突中的调停角色，已与伊朗达成LNG供应协议，短期供应压力有所缓解。

从中长期看，地缘政治将持续塑造亚洲LNG格局。美国LNG能否按时足量供应、俄罗斯“西伯利亚力量2号”管道（年输气500亿立方米）能否落地，均是关键变量。对亚洲买家而言，2026年的新逻辑已不再是“买不买”，而是“怎么买，何时买”。底层能源结构决定脆弱程度，政策与地缘决定市场行为。这场风暴远未结束，亚洲各国正用各自的韧性与脆弱，书写不同的结局。

欧洲——

结构性困境下的需求下降

欧洲方面，本轮危机与2022年俄乌冲突的冲击路径存在本质差异。俄乌冲突直接切断了欧洲的管道气供应，而此次危机则通过间接渠道施压——亚洲对替代货源的旺盛需求正将美国LNG船货从大西洋盆地吸引至亚太市场。更为关键的是，2022年能源危机已对欧洲电力及工业用气造成永久性需求破坏，昔日的需求缓冲空间已荡然无存，这也是当前价格反应如此敏感的根本原因。从需求结构来看，2026年欧洲总体天然气需求预计同比下降6.2%，居民用气与电力用气降幅分别达5.6%和11.7%。由于气价将持续高于煤气切换阈值直至2027年中期，欧洲煤电有望保持满负荷运行，进一步压缩燃气发电空间。与此同时，亚洲工业产出走弱或为欧洲工业带来一定的边际提振，但整体需求修复预计要到2027年才会逐步显现，届时将受益于政府政策支持与气价回落。

从库存与价格前景来看，欧洲当前储气水平处于近11年来的低位，而冬夏价差深度倒挂又使市场缺乏注气动力，欧洲买家持续观望，寄望于冲突缓和后价格下行。ICIS预计欧洲将于6月起启动现货采购，但受制于美国LNG的亚洲分流效应，今年储气库填充率基准预测仅为75.6%，仅略高于75%的监管底线。鉴于欧洲2026年供应缺口高达6060万吨且须完全依赖现货填补，即便冲突于6月结束，欧洲也将在此后每个月持续入市采购，从而在全年形成坚实的现货价格底部，并带动东北亚现货随之上行。展望更长期走势，ICIS将TTF前景划分为三个阶段：2026年夏季因地缘溢价与储气需求叠加而维持强势；2027年至2028年夏季随着美国与卡塔尔新增供应释放，市场逐步再平衡，TTF将回落至战前水平以下；2028年至2029年则因亚洲发展中国家需求持续增长，价格将温和回升。

作者系ICIS天然气团队分析师