2026年下半年全球及中国LNG市场走势分析

一、核心摘要

截至2026年5月下旬，全球LNG市场仍处在“供需双侧极端拉扯”的非常格局中。受霍尔木兹海峡封锁和中东冲突影响，全球约20%的LNG供应离线，叠加欧洲补库刚需和东南亚电力紧张等区域因素，JKM（东北亚LNG现货到岸价）自1月2日约9.85美元/百万英热涨至5月22日的18.68美元/百万英热，四个月涨幅约90%，1—5月均值维持在14.82美元/百万英热附近。但市场的另一面是，高气价已明显抑制需求——中国进口量大幅收缩，日韩迅速转向增加燃煤发电，亚洲LNG进口降至近六年低点。

【重新确立的核心定价逻辑】 当前LNG定价遵循两条主线：推动价格上涨的三个核心因素，分别为卡塔尔产能受损和霍尔木兹海峡运输中断（短期最核心冲击）、欧洲低库存带来的刚需补库支撑、东南亚电荒导致的货源竞争和对中国电力负荷的间接传导；抑制价格上涨的四个核心因素，分别为高价引发的全球需求萎缩（日韩气转煤、中国进口锐减）、管道气替代、中长期产能释放预期、煤电大规模回归的经济性优势。

二、全球LNG市场价格主逻辑：供给侧冲击驱动

2.1 价格走势复盘

阶段一（1—2月）：冲突尚未爆发，全球供需平衡相对宽松

阶段二（3月初—3月中）：断供爆发 —— 霍尔木兹海峡突然封锁，卡塔尔出口全面中断

阶段三（3月中—4月底）：价格冲刺 —— 现货市场进入恐慌性采购模式

阶段四（5月初至今）：高位盘整 —— 多头与空头的力量基本平衡

2.2 推动价格上涨的三大核心因素（多头逻辑）

（一）霍尔木兹海峡封锁 + 卡塔尔产能受损（最大的价格推动因素，★★★★★）

自2026年2月底伊朗实施通航禁令以来，霍尔木兹海峡航运持续中断，卡塔尔LNG出口陷入停滞。卡塔尔是全球第二大LNG出口国，2025年出口量达8097万吨，占全球LNG总出口量的19%，100%通过霍尔木兹海峡。卡塔尔能源公司已确认17%的出口产能受损，年损失约200亿美元收入，修复周期预期长达3~5年。

不过，近期出现了复航迹象。5月中旬以来，已有至少4艘卡塔尔LNG运输船成功穿越霍尔木兹海峡，其中Al Rayyan号在5月25日通过后被发现正向中国航行。尽管复航步伐加快，但由于卡塔尔基础设施受损严重，恢复至战前运输规模依然遥遥无期。

（二）欧洲低库存带来的刚需补库（★★★★☆）

根据欧洲天然气基础设施（GIE）最新数据，截至5月下旬，欧洲地下储气库填充水平约为35%~37%，远低于50%的季节性正常水平。部分国家库存更为严峻：德国库存仅约25%~28%，荷兰低至约5.8%，法国约27%。欧盟面临在冬季前将库存填充至90%目标的巨大压力，欧洲被迫在全球现货市场上积极采购LNG，与亚洲形成直接货源竞争。

（三）东南亚电荒带来的双重传导（★★★☆☆）

越南工贸部已下达指令，要求2026年全年用电量至少节约3%，4月至7月旱季高峰期节约目标直接提高到10%。电力短缺导致不分工厂被迫停工，制造业订单回流中国。这一变化从两方面传导至LNG市场：一是东南亚买家被迫进入现货市场采购LNG以满足国内电力需求；二是订单回流推高中国沿海地区的用电负荷和燃气电厂调峰需求，间接支撑了中国LNG采购量。由于区域内替代方案（煤炭进口、跨境电力贸易、可再生能源）正在同步发展，东南亚对LNG现货的直接影响有限。

2.4 压制价格上涨的四大核心因素（空头逻辑）

（一）高价格引发需求萎缩——价格体系的内在负反馈（★★★★★）

高价对需求的抑制已经表现在多个层面：中国4月LNG进口量同比跌幅超过20%；日韩快速转向煤电——日本5月燃煤发电同比增18.3%，燃气发电持续两位数衰退，韩国燃煤发电同比增14.7%；印度进口跌幅也超过20%。全球LNG市场陷入了典型的经济学难题——价格高企，需求本身反而限制了进一步上涨的空间。

（二）管道气替代增强——9月门站价下调的长远影响（★★★★☆）

管道气价格稳定性及国产增量将抑制LNG需求，进而限制LNG价格上涨空间。

（三）煤电大规模回归——全球经济性导致的需求替代（★★★★☆）

气电与煤电的经济性对比正在逆转。动力煤价格比LNG（热当量折算后）便宜30%以上，发电企业大量转向燃煤调峰替代天然气调峰。

（四）中长期全球新增LNG产能释放——价格中枢下移的远期驱动力（★★★★☆）

随着新增产能陆续投产，全球天然气市场将逐步转向宽松，价格中枢将经历一个从高位回落的过程。

三、国内LNG市场分析

3.1 价格与进口成本现状

【国内出厂价】 5月15日为6223元/吨（环比上月上涨1051元/吨，涨幅20.32%；同比上涨1721元/吨，涨幅38.2%），5月25日进一步回调至6176元/吨。需要指出的是，国内出厂价与进口到岸价之间的关联存在一定滞后性。

【进口成本】 以CLD到岸价18.68美元/百万英热为例，含税到岸成本约7300~7500元/吨（实际因增值税返还政策略有降低），与国内出厂价6176元/吨之间的倒挂幅度约1100~1300元/吨。高价现货对进口采购意愿形成了实质性抑制。

3.2 供需格局的核心制约

需求端：高价抑制全面展开

3.3 原料气成本高企对国内供应的收紧

进入5月上半月，LNG原料气竞拍成交价维持在3.6—4.25元/立方米（折合LNG生产成本约5,945—6,887元/吨）。

四、综合逻辑判断与情景展望

4.1 各因素影响方向与当前状态汇总

4.4 季度展望

Q3（7—9月）： 欧洲补库高峰（6—10月是关键窗口期）+ 亚洲夏季电力需求（厄尔尼诺预期）+ 供给冲击持续 vs 高价抑制需求——国际JKM 16~22美元，Q3均价约18美元；国内出厂价 5800~6500元/吨。

Q4（10—12月）： 补库窗口关闭后需求季节性回落；美国Golden Pass等项目新产能陆续释放；如果海峡复航取得实质性进展且美国LNG关税松动，价格中枢可能显著下移至11~15美元区间。反之，若地缘持续紧张，价格仍将维持在22美元以上的高位。

2027年及中长期： 全球新增LNG产能持续上线，供应过剩格局逐步确立，年均价格中枢预计逐步回落至10~13美元区间，国内出厂价也将向4500~5200元/吨的趋势方向回归。

五、核心结论与风险提示

5.1四条核心结论

1. 短期（Q3）：16~22美元的国际价格区间和5800~6500元/吨的国内出厂价区间有望维持。成本支撑强劲（卡塔尔产能受损+欧洲补库）与需求受抑制（高价负反馈+气转煤+管道气替代）形成极限拉扯，但大幅下跌风险较低（供给缺口存在刚性下线），大幅上涨同样受阻（需求萎缩形成自然天花板）。

2. 
   

3. 中期（Q4）：高度依赖两大核心变量——霍尔木兹海峡封锁持续时长与美国LNG关税松动时点。若海峡复航取得实质进展且美国LNG恢复对华出口，价格中枢可能出现一次较大幅度的下移。

4. 最重要的结构性变化是气转煤：日本和韩国已经在提前调整电源结构，这种替代趋势有可能导致部分LNG需求在中长期内永久失去。

5. 全球LNG中长期过剩格局正在形成：2027年后，随着卡塔尔产能逐步恢复、美国新增产能大量涌入，叠加煤电替代效应，全球LNG市场将进入买方市场时代，价格中枢预计逐步回归至8~12美元/百万英热，国内LNG出厂价将随之回落至4000~5000元/吨的常态化区间。

5.2 风险提示

本报告基于公开市场数据、机构研究报告及行业信息，仅供分析参考，不构成任何投资或交易建议。LNG市场受多重不可预测因素影响，价格波动剧烈，决策请结合实时信息与自身风险承受能力审慎判断。