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（来源：海运经纪）
过去4年，全球天然气市场接连遭遇两次改写格局的地缘政治冲击。2022年俄乌冲突令欧洲管道气“硬脱钩”，2026年美以伊冲突使霍尔木兹海峡一度关闭。一次炸断了管道，一次锁住了航道。
两场冲突究竟改变了什么？天然气在能源转型中到底扮演什么角色？这个行业还有没有未来？10月14日至16日，在第十届全球液化天然气大会暨展览会主旨发言中，与会专家围绕这一组问题展开了讨论:这3个问题其实互为答案——冲突暴露了能源体系的脆弱性，也反过来确认了天然气的不可替代性；而对天然气角色的重新认识，又构成了判断其发展前景的起点。
变局中的分化与重构 从效率优先到安全优先
国际燃气联盟（IGU）2025—2028年副主席李雅兰对两次冲突的对比分析，构成本届大会最具穿透力的分析框架。
2022年的俄乌冲突使欧洲管道气供应被“硬脱钩”。北溪管道被炸后，俄罗斯失去向欧洲输气的通道。欧盟自俄罗斯进口天然气从2019年高峰期的1800亿立方米降至2025年的不足180亿立方米，降幅达90%。欧洲切断俄罗斯管道气后，不得不购买美国高价的液化天然气（LNG），能源成本高企拖累实体经济。
2026年的美以伊冲突导致霍尔木兹海峡“被迫关闭”。2月底美以伊冲突爆发后，伊朗控制了霍尔木兹海峡，摧毁了卡塔尔能源公司拉斯拉凡LNG工厂的两条生产线，卡塔尔北部气田扩建项目被迫推迟，中东天然气产量一度下降了25%。有机构预测，卡塔尔、阿联酋两国今年LNG出口量将减少45%，约合550亿立方米。
会议期间，嘉宾交流。
为什么同样级别的冲击，第二次的市场破坏力明显小于第一次？李雅兰给出的解释是：供给背景的根本差异——“2022年是‘紧张中的恶化’，2026年是‘宽松中的收紧’。”
俄乌冲突前，全球油气投资“多年欠账”，从2014年峰值时的7800亿美元一路收窄至2020年的4590亿美元，为2022年的全球天然气供应紧张埋下隐患。此后，油气投资重回增长轨道，2025年已达5420亿美元。2025年，全球LNG新增最终投资决策（FID）产能超过900亿立方米；美国LNG年出口量突破1亿吨，占全球1/4；加拿大实现首次LNG出口。2025年10月至2026年2月冬季，全球LNG贸易同比增长12%，市场处于供大于求的宽松状态。
但是，两场危机虽然相差4年，发生地点不同，但对能源市场的冲击有3点共性：一是均发生在2月下旬采暖期末端，一定程度上缓冲了瞬时压力；二是都触发了天然气供应极度短缺；三是都引发了剧烈的价格波动。2022年，TTF一度创下96.3美元/百万英热单位的历史高点，JKM现货价格达到72.2美元/百万英热单位；2026年，TTF突破27美元/百万英热单位，亚洲JKM达28美元/百万英热单位。
如果说短期冲击使价格脉冲式上涨，那么更深层的变化发生在结构层面。
其一，贸易流向重构。俄乌冲突后，欧盟大量引入美国LNG，并从挪威、阿塞拜疆、阿尔及利亚增加管道气进口。全球能源贸易流向从俄罗斯到欧洲的逆时针格局，转向美国到欧洲、俄罗斯到亚洲的顺时针格局。美以伊冲突后，印度大幅增加从俄罗斯进口油气，日韩以及越南、泰国、菲律宾等国也在探索从俄罗斯及中亚进口天然气的可能性。
其二，产业逻辑从效率优先转向安全优先。李雅兰指出，跨国产业布局的考量已从劳动力成本、能源成本，转向地缘政治稳定、能源供应充足、价格可预期和能源多元化。全球产业链设定的目标，也从效率优先转为安全优先。这意味着，即使霍尔木兹海峡恢复运行，各方对LNG供应链的信心也难以回到从前。
其三，能源转型出现“双刃剑”效应。长期看，冲突倒逼转型加速——进口国将加快可再生能源发展以减少对进口油气的依赖。但短期看，转型出现倒退：可再生能源建设需要时间，补不上缺口，不少进口国不得不重拾煤炭，有的国家把煤炭退出时间从2030—2040年推迟到了2040—2050年。
两次冲突不仅仅是局部冲突，而是对整个世界能源体系的冲击。但是，中国稳住了。
国际能源转型学会会长、国际能源论坛前秘书长孙贤胜表示：国际油价波动期间，国内市场保持平稳，实现“三个没有发生”，即加油站无排队、油价无大幅暴涨、群众无恐慌囤油。“这归因于2015年《巴黎协定》以来能源转型的持续推进——可再生能源与电气化带来的结构缓冲，让国内能源体系具备了较好的韧性。”
睿咨得能源中国区总经理朱新磊指出，今年以来LNG进口量同比下降，进口来源结构持续变化；在价格走高的背景下，管道气与国内产量的保供作用进一步凸显，买家也在重新评估长协与现货配置以及气源多元化路径。
“中国作为‘Swing Buyer（灵活买家）’，通过国产气、管道气、LNG长协等多元化布局保障供应安全。长协成本虽从9.4美元升至12.4美元，但上行风险有限，进口成本总体得到有效控制。”睿咨得能源天然气市场研究副总裁熊维说。
但是，价格向用气终端传导，气电首当其冲。中国石油规划总院首席专家周淑慧分析，今年高价情况下气电利用小时数非常低——经济发达区域以往能到2000～3000小时，今年有些省份不到1000小时。这直接印证了“装机大不等于电量多”：装机规模取决于规划，发电量与用气量却取决于气价。
总体而言，全球能源市场正在进入一个更具韧性、也更碎片化的新阶段。对LNG行业而言，这意味着“地缘溢价”将长期存在于定价体系之中。
破除“桥梁能源”认知 扛起能源转型重任
世界经济论坛（WEF）《2026年能源转型指数》报告将当前特征概括为碎片化、安全化，即各国不再单纯追求低碳增速，而是重新平衡可持续、可负担、高安全三重目标，天然气恰好处在这两者的交汇点上。
长期以来，天然气被描述为通往可再生能源的桥梁。本届大会上，多位专家明确否定了这一隐喻。
北大能源研究院特聘研究员朱兴珊提出的定位框架最为精炼：在新型能源体系中，天然气是枢纽能源，承担调控角色。他进一步给出一个形象的比喻——天然气扮演的是长时储能载体的角色。
展商为参观人员介绍设备。
李雅兰的表述更为直接：“天然气作为最低碳的化石能源，不是通往未来的桥梁——它自身就是未来的一部分，是全球能源体系中的长期核心能源。”
为什么要大力发展天然气？因为它的五重不可替代性。
第一，它是新能源规模化发展的调节器。朱兴珊直言，新能源“走得快了，也走不动了”。“原因是调节性电源跟不上，新能源利用率已降至约90%，夏季高峰时段装机与消纳速度也在下降。国外天然气与可再生能源融合的案例比比皆是，加州2022年的例子主要就是靠天然气发电托底。”
第二，它的低碳属性在化石能源中无可比拟。孙贤胜指出，天然气碳排放约为煤炭的50%，兼具低碳、稳定、可调控三大优势，可快速适配新能源发电的调峰需求。在既要保障供应，又要降碳的双重约束下，天然气是唯一能同时满足条件的规模化选项。
第三，它具有独特的灵活性与调节优势。周淑慧分析，气电相比煤电、抽蓄和储能，无论在短时调节上还是长时、季节性调节上都有独特优势。这也是《石油天然气发展“十五五”规划》明确要求“因地制宜布局调峰电站项目、发挥天然气在新型电力系统中的稳定支撑作用”的原因。
第四，它是应对地缘风险的平衡器。孙贤胜指出，相较原油的高波动、高风险，天然气贸易渠道更多元、区域适应性更强、价格波动更平缓。中东冲突导致全球LNG扩容周期拉长，到2030年全球LNG累计供给缺口可能达到1200亿立方米，短期供需的刚性缺口将持续存在——这恰恰凸显了天然气作为刚性供给的战略价值。
第五，它承接了转型过渡期的现实需求。风电、光伏具有间歇性和波动性，储能技术短期内难以全面普及，传统煤炭又受运输节奏与环境约束。孙贤胜的判断是：未来10年，天然气将持续承担平滑转型的核心功能，避免转型过程中出现电力短缺、产业断供、能源价格剧烈波动。
肯定天然气的作用，不等于忽视它的困境。恰恰相反，本届大会对天然气短板的分析尤为深刻。朱兴珊用“五条短板”为行业敲响警钟：一是不争则退。倘若天然气无法守住电力系统灵活支撑的生态位，煤炭将形成替代；历次能源保供压力下，煤电都在承接天然气的系统支撑职能。二是新能源是新的竞争对手，挤压日益加剧。三是天然气能否在新型能源体系中发挥作用，关键取决于国内资源与产量。四是成本问题，若仍按“紧平衡、买高价、低价替代”的思路走，路会越走越窄。五是上游领域政策配套仍显不足。天然气增储上产投资大、勘探风险高，若缺少相应财政补贴支持，难以持续推进。随着新矿产资源法的实施，矿权退出机制调整，民营企业与地方国企加快进入上游勘探开发市场，行业竞争会进一步加剧。
“能源‘不可能三角’中，安全稳定是底线，绿色低碳是基本要求，经济性则必须靠技术进步来实现。三者都要，只能靠技术进步把成本压下来。”朱兴珊说。
全球市场“先紧后松” 国内机遇在上游增产
当前，地缘冲突、产能扩张、区域需求分化等多重因素交织，全球天然气市场迎来周期拐点重塑，行业格局进入深度调整期。多位能源专家围绕全球与中国天然气市场的短期走势、中长期产能、需求峰值及核心不确定性展开系统研判，明确了全球市场“先紧后松、长期向好”、中国市场“需求有空间、关键在上游”的行业发展新态势。
全球天然气市场形成“先紧后松、长期向好”的核心判断，短期紧平衡态势远超此前预期。李雅兰指出，2026年全球天然气市场呈紧平衡格局，国际气价高位震荡。受美以伊冲突影响，LNG供应宽松窗口期从此前预测的2026年推迟至2028年左右，2028年后随着全球新建产能集中释放，市场将逐步转向宽松。
全球LNG液化产能将由2025年的5.25亿吨增至2030年的7亿吨左右。IEA数据显示，2030年全球将新增约3000亿立方米的LNG出口产能，美国、卡塔尔等核心供应主体的市场地位进一步强化。
熊维给出审慎的判断，认为由于卡塔尔部分产能受损以及一些新项目上线推迟，全球LNG供应过剩将推迟至2029—2030年出现，且过剩周期将延续约10年。需求端方面，亚洲仍是全球增长核心，2035年前需求增量约7000万吨，即便中国、印度、巴基斯坦的长期需求预期已下调。
同时，她指出三大关键市场不确定性，其中欧洲政策变量最易被忽视。若德国推动重启北溪管道，或将替代接近2000万吨LNG进口需求，占欧洲未通过长协锁定的LNG进口量的40%～50%。目前，欧洲库存水平约75%，远低于前几年的同期水平，若霍尔木兹海峡通行仍处于受阻状态，明年3月欧洲库存水平不容乐观，这个冬季后半段欧洲或面临更大的供应压力。此外，在新兴市场，价格敏感度抑制需求、基建建设滞后，或影响全球长期需求的景气程度。“亚洲需求增长是确定性机遇，欧洲政策是核心变量，多元化布局是行业应对变局的关键。”
相较于全球市场的波动调整，中国天然气市场长期基本面向好，需求端仍有稳定增长空间，行业发展核心瓶颈不在需求端，而在上游保供增产。
周淑慧分析，国内用气增长主要依赖发电、工业两大领域，交通领域形成补充，城燃与化工领域增速逐步放缓。发电领域增长潜力充足，截至2025年国内现有气电装机1.64亿千瓦，2030年有望超过2.2亿千瓦，“十五五”将是气电装机快速增长阶段。工业领域替代空间广阔。国内工业终端仍有约16亿吨标煤的煤炭用能，相较现有8000多亿立方米的天然气消费规模，煤改气替代潜力巨大。
交通领域市场化应用快速普及，南疆公路90%以上重卡为LNG车型，国内干线LNG重卡占比持续提升，叠加国际海事组织碳排放管控升级，远洋船舶用气需求有望稳步增长。
目前，国内天然气产业基建底座扎实，年产量稳定在3000亿立方米，为后续发展提供了有力支撑。预计到2030年，长输管道输气能力将提升至5000亿立方米，储气能力达到700亿立方米左右，LNG接收能力超2亿吨；消费规模将站稳5000亿立方米量级，有望实现供需基本平衡。周淑慧预判，2028年前后国际气价将迎来宽松，“十五五”后两年有望降至10美元/百万英热单位以下。这将充分激活国内用气需求，为行业增长提供坚实信心。
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