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2607,一、核心结论

冲击可控但波动剧烈：霍尔木兹海峡关闭导致全球近 20% 液化天然气（LNG）供应面临中断风险，短期价格创下 2022 年能源危机以来新高，但全球新旧 LNG 项目的增产有效对冲了大部分供应缺口。2026 年上半年全球 LNG 贸易量仍实现 1% 的同比增长，供需整体维持正向平衡。

三大市场显著分化：美国受益于本土产量强劲增长，气价同比下跌；欧洲 LNG 进口二季度大幅下滑，价格维持高位震荡；亚洲受海峡冲击最直接，天然气需求由增转负，是受影响最严重的区域。

全年需求转负：2026 年全球天然气总需求预计同比下降 0.5%，为 2020 年、2022 年之后本十年第三次年度下降；亚洲、中东、欧洲需求均出现下滑，仅中南美、欧亚大陆实现正增长。

二、国际天然气价格：波动剧烈，区域走势分化

受海峡关闭带来的供应不确定性影响，全球短期天然气价格大幅震荡，二季度有所回落但仍显著高于 2025 年同期，美欧亚三地价格走势出现明显分化。

1. 欧洲 TTF 价格

二季度现货均价接近16 美元 / 百万英热单位，同比上涨 32%，为 2022 年以来同期最高水平。

波动率大幅抬升：3 月近月合约波动率飙升至近 170%；二季度平均波动率略高于 70%，较十年平均水平高出 23 个百分点。

季节性价差为负（冬季合约价格低于现货），削弱了地下储气库的补气动力。

2. 亚洲 JKM 价格

二季度均价达17.5 美元 / 百万英热单位，同比上涨近 45%，创 2022 年以来同期新高。

波动率高于欧洲：3 月波动率飙升至近 300%；二季度回落至 60%，仍高于其十年均值 33 个百分点。

区域价差反转：1-2 月欧洲较亚洲溢价 0.9 美元 / 百万英热单位，3 月起转为亚洲溢价 2.1 美元，直接推动灵活 LNG 货流从欧洲转向亚洲。

油价联动型 LNG 价格波动于 11-13 美元 / 百万英热单位，同比上涨约 10%；油价对 LNG 市场的传导存在 5-6 个月时滞，其冲击预计在 2026 年下半年更显著。

3. 美国亨利中心价格

二季度均价2.95 美元 / 百万英热单位，同比下跌 7.5%，主要受强劲的产量增长与健康的库存水平压制。

4. 远期价格预期

截至 6 月底的远期曲线显示，2026 全年欧洲气价同比上涨约 20%，亚洲 JKM 同比上涨近 30%；美国亨利中心价格基本与 2025 年持平，均价略高于 3.5 美元 / 百万英热单位。

三、供应端：海峡冲击被有效对冲，新旧项目共同托底

霍尔木兹海峡关闭 4 个月导致中东 LNG 供应大幅减少，但北美、非洲新项目投产与全球老项目增产形成有效对冲，全球 LNG 供需仍维持正向平衡。

1. 霍尔木兹海峡运输实际情况

3 月起海峡 LNG 通航能力大幅下降，2026 年上半年中东地区 LNG 交付量较 2025 年同期减少约 320 亿立方米。

部分船舶通过 “临近海峡关闭定位信号、通过后重启” 的方式通行，5-6 月约有 20 批 LNG 货物采用该方式驶离波斯湾；3-4 月波斯湾外交付的货物均为封锁前离港。

6 月通航船舶数量回升，约十艘船重返波斯湾；卡塔尔仍向科威特等海湾内部市场供气，叠加阿曼出口稳定，中东 LNG 供应量 4 月达 96 亿立方米峰值，5、6 月环比回落至 87 亿、80 亿立方米。

2. 全球进口区域的受影响程度

3-6 月全球 LNG 月度供应同比转负，多数进口地区进口量下滑，区域分化显著：

亚洲：是供应冲击下的最大平衡项，3-5 月进口量同比平均下降 7%（每月约 22 亿立方米）；6 月进口恢复同比增长，反映出亚洲需求刚性强于欧洲。上半年中国进口降幅超过全地区净减量，为泰国、越南、孟加拉国、印度等国的进口增长留出空间；巴基斯坦、新加坡、日本进口同比下降。

欧洲：3-6 月 LNG 到港量同比下降近 10%（55 亿立方米），降幅逐月扩大；欧盟中东地区进口同比大降 45%，整体需求疲软。

其他地区：受冲击极小，进口保持增长。埃及 LNG 进口同比大增 165%（55 亿立方米），南美洲进口同比增长约 8%。

3. 全球 LNG 供应增量来源

若无海峡冲击，2026 年上半年全球 LNG 供应预计同比增长近 400 亿立方米（约 14%）。实际增量由新项目与老项目共同贡献：

新项目（贡献近 250 亿立方米增量）：

北美是核心增量来源：美国普拉克明斯、科珀斯克里斯蒂三期、高庚帕斯项目陆续投产，叠加加拿大 LNG 项目爬坡，北美 LNG 供应同比增长 210 亿立方米（增幅 29%）。

非洲托尔图、恩古亚浮式 LNG 项目合计贡献 20 亿立方米增量。

老项目增产（合计贡献约 130 亿立方米增量）：

马来西亚宾图卢综合项目完成维护后复产，出口同比增长 40 亿立方米（增幅 22%）。

挪威哈默菲斯特 LNG 项目恢复正常运营，供应增加 15 亿立方米。

俄罗斯北极 LNG2 号、波托瓦亚项目通过船对船转运持续供货，合计增量 15 亿立方米。

尼日利亚 LNG 出口同比增长 35 亿立方米（增幅 35%），创 2022 年宣布不可抗力以来最高水平。

整体来看，2026 年上半年全球 LNG 贸易量同比增长 1%（25 亿立方米），供需维持正向区间。

四、美欧亚三大天然气市场深度分化

（一）美国：产量创新高，出口拉动强劲，价格承压下行

产量表现：上半年天然气干气产量同比增长 4.0%，再创历史新高；LNG 出口终端的原料气需求是产量增长的核心拉动力，管道运力瓶颈成为主要制约。

二叠纪盆地：产量同比增长 6.5%，贡献全国大部分增量；伴生气随原油产量同步增长，气油比持续上升；管输能力不足导致瓦哈枢纽均价为 - 2.1 美元 / 百万英热单位。下半年布莱克科姆、里奥布拉沃等多条管道投运，年新增运力约 550 亿立方米，但预计很快会被产量增长饱和。

阿巴拉契亚盆地：产量同比微降 0.1%，基本持平；管道运力再次饱和，钻井活动环比放缓；本地气电、数据中心需求或带来小幅增长。

海恩斯维尔页岩：产量同比增长 9.6%，延续复苏趋势；钻机数量持续攀升，附近 LNG 终端建设形成长期需求拉动。

LNG 出口：上半年 LNG 项目原料气装载量同比增长 23%，出口终端平均利用率达 104%；下半年高庚帕斯、科珀斯克里斯蒂三期等产能将继续释放。

国内消费：上半年同比下降约 1.5%，暖冬导致居民商业采暖需求大幅下滑；气电需求同比增长 1.5%，低气价提升了气电相对煤电的竞争力，发电占比维持在 37%；工业需求小幅增长。

全年预期：干气产量同比增长约 3%，LNG 出口持续拉动，国内消费略有下降。

（二）欧洲：LNG 进口前增后降，全年预计下滑

LNG 进口：上半年整体同比持平，一季度进口同比增长 10%、创历史新高，二季度同比下滑超 10%，完全抵消前期增幅；亚洲现货溢价推动灵活 LNG 货流向亚洲转移。LNG 占欧洲一次能源气供应的 39%，为第一大供应来源；美国占欧洲 LNG 总进口的 60% 以上，俄罗斯占 14%。2026 年 4 月 25 日起欧盟禁止进口短期合同俄罗斯 LNG，下半年俄 LNG 进口量将下降。

管道气供应：挪威对欧管道气同比增长近 2%；英国、荷兰本土产量下降，丹麦、土耳其增产形成部分对冲；俄罗斯对欧管道气同比增长 5%，占欧洲总需求的 8%，2026 年 6 月 17 日起禁止短期合同俄管道气，下半年进口将小幅回落；北非、阿塞拜疆管道气供应小幅增长。

全年预期：欧洲 LNG 进口量同比下降 4%，俄罗斯管道气进口略有减少。

（三）亚洲：需求由增转负，受海峡冲击最直接

整体表现：上半年天然气需求同比下降 1%（近 50 亿立方米）；海峡断供推高气价，各国纷纷采取需求侧管控与燃料转换政策，压制了天然气消费。

中国：需求动力明显放缓，1 月创单月消费历史峰值，2-3 月需求同比下滑，4 月恢复增长；上半年 LNG 进口同比下降 5%，5-6 月随转售业务增加有所回升；国内产量同比增长 3%，增速较近年近 6% 的水平明显放缓；中亚管道进口持续下降。全年需求预计基本稳定，煤制气替代潜力将压制需求增长。

日本：上半年需求下降 1.5%，全年预计下降 5%；核电重启、煤电利用率提升挤压气电需求；对中东 LNG 依赖度仅 6%，受海峡直接冲击有限。

韩国：上半年需求同比增长约 2%，因核电机组集中维护停运，气电填补供电缺口；全年预计下降 1%，高气价将推动电力部门从气转煤；对中东 LNG 依赖度约 20%，受冲击较显著。

印度：1-4 月需求同比下降 4%，化肥、石化行业用气大幅收缩，城燃用气同比增长 12%；国内天然气产量连续 22 个月同比下降；LNG 进口同比增长 1%，通过增加非洲、北美进口抵消了中东供应的减量。全年需求预计下降约 8%。

新兴亚洲：上半年需求同比下降 3%，各国实施需求管控与燃料切换；全年需求预计下降 1%，孟加拉国、巴基斯坦等高度依赖进口的国家受影响最严重。

五、2026 年全球天然气需求全年展望

国际能源署预测，2026 年全球天然气总需求将同比下降约 0.5%（减少 200 亿立方米），是 2020 年、2022 年之后本十年内第三次年度需求下降。各区域表现分化：

中东：需求同比下降约 4%，为 1993 年以来首次年度下降，受当地生产加工设施受损、伴生气产量减少拖累。

欧洲：需求下降超 2%，由可再生能源快速增长与天然气价格高企共同导致。

亚洲：需求下降 0.5%，霍尔木兹海峡运输中断是核心影响因素，也是年内预期从 “增长 4%” 大幅下修的主要原因。

非洲：需求基本持平。

中美洲和南美洲：增长近 3%，水电发电量减少推动电力部门天然气消费上升。

北美：小幅下降，暖冬导致建筑用气量减少。

欧亚大陆：增长近 3%，主要受一季度寒冷天气拉动。

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26年4月看,2026年3月份，天然气当月进口均价继续下行，至392美元/吨（或0.28美元/立方米），这一进口价格，也写下了2021年6月份以来的新低。2026年天然气进口均价累计值为0.30美元/立方米，依旧是低于2025年0.32美元/立方米的进口成本。2026年1-3月份天然气进口2820万吨，同比增幅-4.31%。天然气进口依赖约为40%，最大的天然气供应地并不是俄罗斯，而是四川省。天然气供应的主力是国内。

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26年3月看,2026年1月份，天然气进口均价折算约为439美元/吨（约0.32美元/立方米）；2026年2月份，天然气进口均价折算约为398美元/吨（约0.29美元/立方米）。天然气2月份的这一进口均价，也创下了2021年7月份以来的最低纪录值。天然气的进口均价走势，同样低于2025年收官的进口均价（2025年天然气年度进口均价，约为0.32美元/立方米）。俄罗斯以28.84%的出口供给，占据中国天然气进口榜首；欧洲及中亚地区天然气出口国，占据中国总进口量的49.98%；中东区域，占比中国天然气进口比例约为16.21%。2025年全年，中国天然气产量累计值2618.9亿立方米（2025年中国天然气进口量为1764.6亿立方米‌，进口量占比约为40%），其中西部地区占比77.33%，东部地区占比12.26%，中部区域占比7.36%，东北区域占比3.04%。天然气产量排名前五的省市分别为：四川省占比27.83%，新疆占比16.21%，陕西省14.47%，内蒙占比11.68%，山西省占比6.96%。

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26年1月看,2025年1-12月份，国内天然气进口量累计值为12787万吨，同比增幅-2.97%,,,,,,,,,,,,，2025年，天然气平均进口单价约为0.32美元/立方米（或444美元/吨），较2024年下跌0.03美元/立方米（或51美元/吨）。,,,,,,,,,,25年12月份（），天然气当月进口量为1344.8万吨，同比增幅16.33%，创下天然气单月进口量的最高纪录值（前纪录值系2023年12月进口量1265万吨）。,,,,,,,,,,,,025年12月份，天然气当月进口均价略反弹至0.31美元/立方米，环比上涨0.01美元/立方米（或17美元/吨），同比下跌0.06美元/立方米（或73美元/吨）,,,,,,,,,,,,,

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25年11月看,替代品天然气：进口均价创51个月新低,,,,,,,,,,,2025年10月份，进口均价下探至0.30美元/立方米，这是该价格自2021年8月份（51个月）以来的最低纪录值。,,,,,,,,,,,,,2025年1-10月份，天然气进口量累计值10310万吨，同比增长幅度-6.33%。,,,,,,,,,,2025年1-10月份，有8个月份的天然气进口量，表现为同比下滑。10月份当月，天然气进口量977.6万吨，同比增长幅度-7.25%。,,,,,,,,,,,,,,,10月份，规上工业天然气产量221亿立方米，同比增长5.9%，增速比9月份放缓3.5个百分点；日均产量7.1亿立方米。1—10月份，规上工业天然气产量2170亿立方米，同比增长6.3%。,,,,,,,,,,,

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25年10月看,2025年9月16日，以色列的新地中海能源公司（NewMed Energy）宣布，美国石油巨头雪佛龙已与国有的以色列天然气管道公司签署协议，开始建设尼茨纳（Nitzana）天然气管道，这是一个将天然气从以色列利维坦气田输送到埃及市场的新管道系统。,,,,,,,,,2025年9月份，天然气进口均价略下跌，至0.31美元/立方米一线。,,,,,,,,,,2025年2-9月份的波动区间，也维持在0.31-0.33美元/立方米区间，窄幅度波动,,,,,,,,,

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25年9月看,大宗商品供应正日益集中于地缘政治或贸易争端热点区域。预计到2030年，美国将供应全球超三分之一的液化天然气（LNG），并越来越多地将能源出口与关税谈判挂钩——加剧盟友对其供应的依赖。中国主导关键矿产加工，控制全球超90%的稀土精炼产能（对人工智能竞赛至关重要），并于今年初收紧出口管制。大宗商品作为地缘杠杆的频繁使用，或强化其在大类资产配置中的多元化价值。,,,,,,,,,,,,2025年8月份，天然气进口均价维持在0.32美元/立方米的水平。,,,,,,,,,,,,,,2025年1-8月份，国内天然气累计进口量8227万吨，同比减少6.02%。,,,,,,,,,,,,,今年前8个月，天然气进口量有6个月份表现为缩量，仅6月份微增1.1%、8月份微增0.77%。,,,,,,,,,,,,,,2025年7月份，国内进口天然气均价约0.32美元/立方米，处在2022年1月0.55美元/立方米高价位后的低值区。

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25年8月看,2025年7月份，国内进口天然气均价约0.32美元/立方米，处在2022年1月0.55美元/立方米高价位后的低值区,,,,,,,,,,,,,2025年1-7月份，天然气进口7042万吨，同比减少7.07%。,,,,,,,,,,,,,,,前8个月，美国天然气产量和LNG出口创下纪录，价格却出现下跌。未来欧盟等需进口更多LNG,,,,,,,,,,,,，2025年8月12日，美国天然气期货价格跌破2.90美元/百万英热单位，这是自2024年11月以来的最低水平。,,,,,,,,,,,,,2025年8月中旬，美国本土48州8月份的天然气平均产量为1083亿立方英尺/天，而7月份的产量为1079亿立方英尺/天。（库存）比季节性标准高出约7%，预计还会继续增长,,,,,,,,,,,,,,,2025年前8个月美国的液化天然气出口达到创纪录的水平；而作为美国最大的液化天然气出口商，2025年第2季度切尼尔能源公司的收益飙升了85%。,,,,,,,,,,,,自2016年以来，美国液化天然气出口量每年都在增加，从2016年的5亿立方英尺/天增加到2024年的119亿立方英尺/天，2023年和2024年美国成为世界上最大的液化天然气出口国。,,,,,,,,,,,,,

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25年7月看,随着包括天然气在内的更多替代能源的替代，对原油的需求下降。2024年，天然气需求增长2.7%，而石油需求仅增长0.8%，低于2023年1.9%的增幅。,,,,,,,,,,,,,,天然气生产稳定增长。6月份，规上工业天然气产量212亿立方米，同比增长4.6%，增速比5月份放缓4.5个百分点；日均产量7.1亿立方米。1—6月份，规上工业天然气产量1308亿立方米，同比增长5.8%。,,,,,,,,,,,,,,,2024年，天然气约占美国能源总产量的38%，自2011年超过煤炭以来，每年都是美国国内能源产量的最大来源。2024年，美国天然气干气产量约38万亿立方英尺，与2023年大致相同。,,,,,,,,,,,,,,,2024年，天然气液（即天然气处理厂液，Natural gas plant liquids，NGPL）约占美国能源总产量的9%，其中包括与天然气处理相关的乙烷和丙烷等燃料。2024年，天然气液的产量达到创纪录的4万亿立方英尺，比2023年增长了7%。自2005年以来，随着美国天然气产量和处理能力的不断提高，国内天然气液的产量每年都在增加。,,,,,,,,,,,,,,,,,,

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25年6月看,天然气进口均价，跌至折合约0.31美元/立方米，较之2022年2月份的0.55美元/立方米，跌去43.64%。,,,,,,,,,,,,天然气生产增速加快。5月份，规上工业天然气产量221亿立方米，同比增长9.1%，增速比4月份加快1.0个百分点；日均产量7.1亿立方米。1—5月份，规上工业天然气产量1096亿立方米，同比增长6.0%。,,,,,,,,,,

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25年5月看,，2030年全球天然气需求量44300亿立方米，较2023年+2440亿立方米，7年年化增长0.8%。,,,,,,,,,,

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24年12月看,1-11月份，规上工业天然气产量2246亿立方米，同比增长6.4%。进口天然气12024万吨，同比增长12.0%。,,,,,,,,,,,,,,,,1吨约等于1380立方米

24年10月看,23年，全国天然气表观消费量3945.3亿立方米，同比增长7.6%。2022年天然气消费增速-1.7%,,,,,,,,,,,,,,,23年，我国天然气产量达到2324.3亿立方米，同比增长5.6%，这是我国天然气产量连续7年增产超过100亿立方米,,,,,,,,,,,,,,,,,近10年，国内的天然气需求平均增速为9%/年；而产量平均增速为6.8%/年

23年5月26看,NYMEX 天然气期货,价格在相对底部