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• 本期文章：

  『调研』深度：美以伊冲突下全球天然气贸易流向重构与国内市场变革研究

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• 以下正文：

一、冲突背景与整体市场影响

2026年2月28日美以伊冲突全面爆发，霍尔木兹海峡全面封闭，中东油气外输基本停摆，全球油气供应瞬间减少超20%。

1.短期价格冲击：冲突后首个交易周内，Brent油价涨幅达27.2%，欧洲TTF天然气基准价涨幅近65%，全球能源市场直接进入高紧张度的战时行情周期。

2.中长期不确定性：截至当前中东局势反复拉锯，参战各方停停打打，中东多国油气设施遭到永久性破坏，修复周期漫长。霍尔木兹海峡通航恢复、地区局势重回稳定，已成为判断油气近中远期价格的核心变量，局势的高度不确定性显著放大了全市场风险。

3.中国市场整体表现：我国能源结构展现出极强韧性，未出现实质性供气缺口，但供应端面临巨大结构性压力——对应国内年度合同的低价LNG长约资源（卡塔尔货源为主）突然缺失，直接影响市场基本盘的价格顺导，绝大部分供应波动由国内边际市场承接弥补。

二、美以伊冲突对国际天然气贸易的影响

（一）中东合约集中触发不可抗力，单一气源风险陡增

1.供应缺口规模：霍尔木兹海峡封锁后，全球LNG总供应量的19.3%从国际市场中移除，其中卡塔尔货源占损失总量的94%。

2.不可抗力传导：卡塔尔能源公司于3月初因生产设施遭袭全面暂停LNG生产，并向全球买家正式宣告不可抗力，影响沿贸易链条向下游传导。南亚国家对中东气源依存度最高，面临的结构性供应风险敞口最为突出。

3.对中国的传导路径：卡塔尔长约资源是国内三桶油低价续约、低价资源池的核心组成部分，价格斜率多在10.2%-13%区间；除直接签署的长约外，部分国际贸易商转售的卡塔尔资源也同步出现供应中断，间接冲击国内低价气源盘。

4.合同模式价值分化：单一来源项目长约的风险彻底暴露，覆盖多气源、多产区的资源池合同的抗风险优势显著凸显。

（二）现货价格波动率创历史高位，市场进入高波动周期

2026年以来，受地缘冲突持续升级驱动，全球主要天然气基准价格波动率大幅抬升，市场从2025年的窄幅箱体震荡格局，切换为地缘冲突驱动的剧烈双向波动模式：

亚洲JKM现货价格波动率从2025年的39%升至137%，波动幅度扩大3.5倍；

欧洲TTF基准价波动率从2025年的42%升至98%，波动幅度扩大2.3倍。

高波动率环境下，部分此前基于低波动率布局的套保头寸出现亏损，市场交易难度与风险等级显著提升。

（三）全球贸易流向重构，大西洋资源加速向亚太转移

亚洲是受海湾LNG供应中断冲击最严重的区域，需求端转向美国LNG采购，货源竞争直接推高亚太现货价格。东西方价差持续扩大，驱动大西洋盆地的LNG资源向亚太市场流动：

2026年5月，美国LNG交付欧洲的占比降至约49%，为2024年10月以来最低水平；

同期美国LNG交付亚洲的占比提升至38%（4月欧洲、亚洲占比分别为54%、29%）；

自海峡封锁以来，全球范围内至少有7艘原定驶往欧洲的LNG船在运输途中改道前往亚洲。

（四）欧亚气价联动性显著增强，定价逻辑趋同

海峡封锁后，JKM与TTF两大基准价呈现紧密同步波动特征，相关性测试显示强正相关（相关系数r=+0.80），反映出两大市场面对同一LNG供应冲击的共同风险敞口：

霍尔木兹海峡关闭信号出现时，两大基准价同步飙升；

冲突缓和、和谈预期升温时，两大市场同步回调。

危机推动欧洲与亚洲天然气定价围绕共同的LNG短缺信号形成联动，与战前TTF相对JKM双向波动、价差结构分化的格局形成鲜明对比。

（五）LNG船运价格暴涨，后续维持高位运行

冲突爆发首周，亚太二冲程LNG船日租金暴涨637%，攀升至21万美元/日；伴随和谈进程推进，6月中下旬回落至8万美元/日水平，但仍较冲突爆发前上涨181%。大西洋船运市场同步呈现“暴涨后高位回落”的走势。          补充背景：冲突前的2026年1-2月，LNG船运市场持续低迷，日租金约1万美元仍难以出租；冲突爆发后需求骤增，10万美元/日的租金水平仍供不应求。

（六）行业周期演进受阻，供应宽松周期延后约2年

卡塔尔、阿联酋等海湾国家的供应损失，将实质抵消2026年全球所有新增液化项目的供应增长，行业整体扩产节奏被打乱：

1.在产产能受损：卡塔尔拉斯拉凡港区1280万吨/年的液化产能遭袭，预计关停3至5年，修复遥遥无期。

2.在建项目延期：海湾地区所有在建及已达成最终投资决策（FID）的液化项目（总计约7300万吨/年），预计将延迟8个月以上。

3.周期判断：市场普遍预期，全球LNG供应从紧平衡转向宽松的周期，将较此前预期延后约2年。

三、美以伊冲突对国内天然气市场的影响

（一）主营单位控量保供，边际市场承接供应缺口

进口长约资源短缺导致三桶油年度合同供应承压，主营单位主动压减供应量，部分地区年度合同执行率降至约83%：

中石油率先压减全国液厂原料气供应；

中石化、中海油同步缩减意向量，接收站槽车出货量同步减少。

供应缺口由国内边际市场承接填补，管道气月度、半月度市场化竞拍交易热度大幅提升，非三桶油资源交易活跃度显著提高；边际市场价格随供需紧张走高，同时高价也抑制了部分终端需求。

（二）市场化交易扩容，主体与定价模式多元化

2026年4月底至6月初，全国范围内共举行公开管道气竞价销售交易32场，市场呈现三大变化：

1.交易主体多元化：卖方从中石油、中石化、中海油、延长石油等上游企业，拓展至华新、中博、新奥、天壕、沃憬、蓝焰、庆华、中创等贸易商、城燃企业，边际市场参与主体持续扩容。

2.定价基准自发探索：除传统的上载点、下载点计价模式外，出现了以枢纽点为基准价的竞价模式，市场在发展中自发寻求统一的定价锚点，类似国际天然气枢纽定价的早期阶段。

3.交付周期灵活化：交付周期覆盖全月、半月、旬等多类短周期，匹配现货交易的灵活属性。

（三）边际价格大幅上行，“长约+现货”市场结构雏形显现

国内边际市场价格实时反映即期供需变化，围绕年度基础长约价格上下波动，已形成类似国际LNG贸易中“长约+现货”的二元市场结构雏形。          价格走势方面：

2026年3月国内供需形势不明朗，国际冲突传导有限，4月边际价格处于相对低位；

4月底后实质性供应紧张显现，5-6月边际价格快速攀升，标杆管道气资源价格从4月的2.6-3.4元/方区间，最高涨至3.9-4.25元/方区间。

四、天然气贸易新趋势、机遇与挑战

（一）亚太LNG现货窗口交易降温，“近热远冷”结构凸显

1.交易活跃度下滑

6月JKM定价周期内，亚太LNG现货窗口交易活跃度环比、同比双降：实物MOC（市场收市价）机制下的总买盘、卖盘及成交记录降至373条，环比下降12.44%，同比下降14.84%；最终成交仅10笔，为13个定价周期以来的最低水平。

核心原因是价格高波动叠加需求预期不明朗，市场参与者交易意愿趋于谨慎。

2.“近热远冷”市场结构

市场流动性高度集中于近月合约（7-9月），四季度及以后的远期合约交易清淡，形成远期贴水结构；远期曲线与现货交易部分脱钩，无法充分反映真实的供需预期与价格预期。

3.核心风险

远期贴水结构不利于欧洲储气库补库：欧盟要求11月储气率达到90%，当前储气水平仅约45%，机构预测年底仅能达到70%左右，补库进度显著滞后；

系统风险持续累积：若霍尔木兹海峡关闭长期化，远期市场缺乏足够供应缓冲垫，供需失衡易引发价格失控；

合约执行风险突出：一是被动净值结算风险，MOC规则下多手买卖易形成被动自成交，部分市场主体无法接受该类结算方式；二是超长贸易链风险，贸易链条最长可达20-30家主体，任一环节条款错配都会引发履约风险，沟通协调成本极高。

4.实操应对建议

优先选择现货与合约交易量相对平衡的交易对手，降低单边敞口；

提高一手气源占比与终端直供比例，缩短贸易链条，减少中间环节风险；

高度重视MSPA协议中与提名（Nomination）相关的条款，严控条款错配敞口，非必要不主动承担条款风险。

（二）含权贸易模式快速流行

1.模式定义

在传统LNG实货贸易中嵌套期权条款，将期权市场的权利属性与现货买卖结合，通过对卖方或买方的权利作价，丰富交易维度与收益结构。高波动率环境大幅提升了期权价值，为含权贸易创造了更大盈利空间，同时也放大了行权端的风险。

2.主流形式

供货取消权：卖方获得约定期限前的供货取消权利；

增供/减供权：卖方可在约定期限前调整供货量，具体计价方式双方约定；

计价选择权：卖方可在约定期间内选择不同计价方式完成供货。

3.典型案例

某国际贸易商（卖方）与某城燃企业（买方）约定1船LNG，固定价8.5美元/MMBtu；卖方有权在不晚于卸货窗口前60个日历日取消供货，行权则向买方支付0.2美元/MMBtu行权金，或以JKM月均价-0.1美元/MMBtu的价格供应2船现货。

卖方收益：锁定约定价格下的供货盘口，行权可赚取期权价值与行权金的价差；

买方收益：卖方未行权则锁定可承受的采购成本；卖方行权则获得行权补偿，或拿到低于市场价的现货资源用于转售获利；

买方风险：市场下行时需按8.5美元/MMBtu的高价接货；市场上行时卖方取消供货，需在60天内紧急落实替代资源。

4.操作提示

开展含权贸易需先评估自身亏损承受能力，测算卖方行权收益的合理区间，合理设计权利条款与行权规则，选择匹配的计价基准与周期。

（三）LNG长协买卖双方分歧显著扩大，签约节奏放缓

1.签约现状

签约量大幅下滑：2025年中国市场公开新签LNG长约共8份，总合同量约454万吨/年；2026年至今仅公开新签1份，年合同量50万吨。

合同结构彻底转变：2025-2026年新签合同全部来自资源池项目，且均为HH价格挂钩模式，单一气源项目长约无人问津。

签约主体多元化：从“三桶油”主导，转向城市燃气集团、地方能源企业、贸易商组成的第二梯队成为签约主力。

2.分歧核心原因

“近热远冷”结构下，流动性集中于近月合约，远期曲线交易稀薄，无法真实反映市场预期，买卖双方对远期价格判断差异巨大，难以达成共识；

终端用户对短期供应短缺的担忧，并未转化为长约采购行动；反而资源池供应商、国际贸易商为平衡盘口，成为战后新签长约的主力，推高了资源池贴水；

市场普遍担忧2029-2030年后美国LNG项目集中投产将引发供应过剩，长约与现货价格倒挂风险加剧，买方签署长约的意愿持续低迷。

3.价格关系与应对策略矩阵

针对中短约到岸价、国际现货价、国内气价的不同组合，对应差异化操作策略：

（四）国内边际市场繁荣，市场化进程加速

1.核心表现：上海石油天然气交易中心、重庆石油天然气交易中心的竞价交易频次显著增加，交付周期向月度、月内短周期收缩，参与主体持续扩容，交易普遍呈现“起拍价低、成交价高”的特征。

2.市场机遇：长约气与边际气的价差显著走阔，周期套利空间大幅扩大；拥有上游项目、一手气源、长协气源的市场主体盈利性显著提升。

3.市场风险：当前边际价格已处于历史高位，绝对价格水平高；国内缺少配套的天然气套保工具，锁定资源后无法对冲价格下跌风险，一旦价格下行将面临大额绝对亏损，高位建仓风险持续累积。

五、小结与核心思考

1.贸易格局已发生根本性重塑

冲突彻底改变了全球与国内天然气贸易的底层逻辑，此前“资源为王”的市场逻辑正在转变；中长期随着供应宽松周期到来，市场将逐步向“终端为王”演进。

2.价格难回战前低位，需警惕系统性风险

即使地缘冲突缓和、市场情绪降温，LNG价格也很难回到冲突前的低位水平。市场参与者需警惕后市系统性风险，坚持交易长期化原则，做好头寸平衡，避免单边押注。

3.窗口交易多逼空风险上升

欧洲储气库补库进度不及预期，市场供需脆弱性提升；一旦出现供需再失衡的诱因，极易触发现货价格上行失控，MOC等窗口交易的多逼空风险显著加大。

4.国内市场化进程加速是核心趋势

国内边际市场价格信号逐步清晰，多气源替代、跨区域资源优化的实操空间持续扩大，是市场化推进的积极信号。市场自发探索定价基准，也为国内LNG期货上市奠定了现货基础。

5.当前困局的破局路径

当前买方长约签约意愿低、现货采购成本高，进口价格向国内传导不畅，核心破局方向有二：

一是通过含权贸易等创新模式，让渡部分权利以降低采购成本，对冲短期进口压力；

二是加快国内LNG期货上市，为市场提供公开的定价基准与风险对冲工具，推动海内外价格联动与市场化定价机制完善。

六、互动问答环节

问答1：天然气储备合理周期判断

提问：中国能源储备对全球能源稳定作用显著，从行业实操角度，国企层面天然气合理储备天数大概在什么水平？

解答：

原油战略储备属于敏感范畴，振华石油承担了部分原油战略储备任务；天然气储备水平与下游用气结构、管网调度能力关联度更高，难以给出统一绝对值。

从现货采购与物流周期维度看，国内可落实的海外气源、物流配套、在途与库存资源，可覆盖45天以上的供应周期，现货保供缓冲相对充足。

问答2：美国LNG现货化趋势判断

提问：未来5年全球多个大型LNG项目投产，市场普遍认为中东气源以长协为主、美国气源以现货为主，美国LNG将通过贸易商以现货形式流向全球，如何看待这一趋势？

解答：

该趋势已是正在发生的市场现实：当前美国LNG项目普遍采用资源池模式运作，大量气源通过贸易商流转进入现货市场，市场化程度持续提升。

从交易者视角，LNG市场越向现货化、市场化发展，交易效率越高、基差风险越低，买家无需承担长约绑定的时间与价格风险，更有利于市场活力释放。现货市场的壮大是行业成熟的标志，乐见更多项目转向灵活的现货/资源池模式。

以下无正文。

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