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【建投能化|调研一线】海南天然橡胶调研总结：生产如期，竞争如棋
【建投能化|调研一线】华北天然气市场调研总结：保供量无忧，高价抑需求
研究员：高明宇
期货交易咨询从业信息：Z0023613
期货从业信息：F03151750
助理研究员：赵瑞
期货从业信息：F03155292
发布日期：2026年11月13日
期货交易咨询业务资格：证监许可〔2011〕1461 号
主要逻辑：
美伊冲突以来，霍尔木兹海峡通行风险上升导致中东LNG外运受阻，全球LNG供需平衡持续收紧，我国天然气进口资源结构亦随之调整。冬季采暖保供与储气调峰直接关系民生，是华北每年四季度资源调配的核心任务；中东来源减量在抬升采购成本的同时，也对资源组织与补库节奏提出更高要求。华北既是采暖需求刚性强、保供压力集中的区域，也是环渤海接收站密集投产、供给能力集中释放的区域，供需两侧的矛盾在此交汇，故将其作为本次调研的核心区域。
本次走访的接收站和贸易商传递了一致信号，今冬保供资源已基本落实。尽管中东LNG供应量在地缘冲击之下大幅收缩，但得益于现货采购加码、进口管道气和国产LNG增量，多渠道协同之下，今年冬天天然气保供资源能够满足需求。气源短缺风险可控，但冲击并未消退，而是由实物端转移至成本端。现货LNG进口成本显著高于管道气合同价，并且成本无法有效传导到居民端，形成购销价格倒挂。最终，夹在市场化采购与管制售价之间的贸易商及城燃企业吸收了主要价差损失，利润承压。
LNG价格高企已对工商用气形成压制。根据走访的贸易商反馈，集中体现于价格弹性最高的两类边际用户。其一是燃气发电，成本倒挂时电厂优先压减开机与负荷，主动规避高价进口LNG及合同外增量资源。其二是高耗气工业，在气价高企时转向替代燃料，或降负减产以减少现货LNG资源采购用量。
本次调研中，各接收站对行业格局的判断趋于一致：环渤海LNG接收站已呈现结构性产能过剩，利用率中枢面临持续下移压力：密集投产与管道气替代构成长期压制，中东资源减量形成阶段性扰动。行业整体承压之下站际分化加剧，气源多元、上下游渠道完备的站点凭资源调配能力维持较高负荷。
后市展望：
短期内国内资源呈现“总量平衡、边际偏紧”格局：居民及采暖等刚性需求预计维持，工业与气电等价格敏感需求受高价抑制，尤以合同外增量与边际用量承压。短期内美伊局势僵持，国际LNG价格高企对进口成本支撑仍存；但高价引发的需求负反馈、主要供应商出货节奏及暖冬情景，将约束价格上行空间。综合判断，进口LNG价格预期高位震荡。
风险提示：
寒潮；美伊军事冲突重燃；美伊达成协议
一、调研背景：供应收缩与价格高位并存
2026 年 3 月美伊冲突升级以来，霍尔木兹海峡通行风险显著上升，中东LNG外运受阻，供应收缩。3—9月，中东地区LNG出口量累计约 1229 万吨，同比下降 76%；9月经该海峡的LNG通行量约190万吨，上年同期为630万吨，同比下降约 70%。尽管较冲突初期已有所恢复，霍尔木兹海峡LNG通行量仍明显低于常态水平，供应端修复整体偏慢。
供应冲击同步向价格传导，并在下半年进一步放大。按单位热值折算，亚欧LNG价格自7月起持续高于布伦特原油等价热值价格。冬季来临之前，在全球供应紧张与冬季补库需求共振影响下，9-10月亚欧地区LNG价格加速上涨，10 月 TTF 期货主力合约月均价 86.6 欧元/兆瓦时，同比增长 171%，盘中一度突破 100 欧元/兆瓦时；JKM 主力合约月均价 28.6 美元/百万英热单位，同比增长 157%。随着美伊局势阶段性降温，中国LNG进口价格自高点有所回落，但仍处于历史同期高位。截至11月10日，中国LNG到岸价27.93 美元/百万英热单位，同比上涨 251%。
进口LNG面临资源与成本两端同时承压的问题：中东长协资源到岸量下降，削弱了冬季保供的合同资源底盘；进口现货LNG价格高企，则抬高了边际补库成本。华北地区采暖需求刚性强、季节峰谷差大，既是资源调配压力最集中的区域，也是价格矛盾传导最敏感的区域，因此确定为本轮调研的核心区域。
本次调研于 2026 年 11 月 2 日至 6 日开展，路线为曹妃甸—天津—山东，共走访 4 家 LNG 接收站与 3 家 LNG 贸易商，重点围绕接收站运营实况、气源结构与成本传导，以及各方对今冬及 2027 年市场观点展开交流。
二、 调研总结：保供无虞，成本有支撑
关于今冬天然气保供备货情况，走访的接收站和贸易商的回答是一致的：今冬明春国内保供资源已基本落实，总量有保障。据国家发展改革委新闻发布会，目前已落实供暖季天然气资源超2000亿立方米，地下储气库实现应储尽储，总体能够覆盖需求。在充分发挥储气库、LNG储罐等调峰资源作用基础上，今冬供暖季天然气日顶峰保供能力超过17.5亿立方米，较上个供暖季用气峰值高出近7000万立方米。今冬供暖季天然气日顶峰保供能力超过17.5亿立方米，较上个供暖季用气峰值高出近7000万立方米。
自俄乌冲突将国际LNG现货价格推至历史高位以来，我国天然气行业进入持续的结构性重构：气源与进口渠道趋于多元、储气调峰能力扩张，下游在管道气、LNG与替代能源之间的切换更为灵活，使LNG需求的价格弹性大幅提高，逐步由刚性消费需求转向边际调峰气源。长期推进的自给战略为此次中东供应冲击提供了有效的资源缓冲。
2026年1-9月，我国天然气总供应量3202亿立方米，同比下降1%。其中，进口LNG共4484万吨，同比下降6.3%，降幅显著小于中东气源收缩幅度。中东长协资源到岸量的缺口，主要由其他气源地长协的稳定交付与高价环境下的边际现货采购共同填补，体现了进口来源多元化与资源调配的成效。截至10月30日，中国LNG接收站库存共428万吨，同比增长8.2%。与之形成鲜明对比的是，国产LNG产量累计2344万吨，同比增加10%，提供了有效缓冲。这一缓冲能力并非临时形成，2025年，国内LNG生产企业累计产能4926万吨/年，2021-2025年年均新增产能超过400万吨。今年预计新投产产能共616.7万吨/年，恰与中东供应冲击同步释放。截至11月6日，我国LNG生产企业平均开工水平约55.39%。随着国内天然气产量的上升，我国天然气进口依存度已经下降至40%附近。
进口管道气是本轮冲击中另一重缓冲，且缓冲同时体现在“量”与“价”两个层面。管道气以照付不议长协按合同量稳定交付，不经过霍尔木兹海峡，定价与油价挂钩、调整滞后，因而在LNG现货价格剧烈波动时形成量稳、价低的资源底盘。中俄东线于2024年12月全线贯通并实现380亿立方米/年设计满负荷运行；2026年1—9月，进口管道气占天然气总供应量的 19.2%。国产 LNG 增产、进口管道气稳定交付与非中东来源长协共同填补了缺口。展望中长期，中亚D线与西伯利亚力量2号若落地将显著增强陆上气源对需求增量的覆盖能力。
本次冬季保供的压力更多体现在成本与顺价环节。长协和现货资源的成本传导机制存在差异：与油价挂钩的进口长协按滑动平均公式定价、调整滞后，价格中枢随原油温和抬升，仍是成本稳定器；现货LNG价格则直接跟随JKM、TTF等亚欧基准跳涨，成为抬升边际成本的主要变量。9月，中国LNG进口月度均价为740美元/吨，同比增长47.34%；而管道气月度进口均价为417.26美元/吨，同比增长18.68%。现货采购恰逢国际油气价格处于历史同期高位，在购销倒挂的情景下，夹在市场化采购和管制售价之间的贸易商和城燃企业吸收了主要价差损失，利润承压。
三、 价格高企下边际需求被抑制
根据国家发改委《2026年9月份全国天然气运行快报》，2026年1—9月，全国天然气表观消费量3097.8亿立方米，同比下降2.5%。国内天然气需求整体呈现“刚需托底，边际需求收缩”的情况。居民端用气价格受政府门站价格管制，国际气价上涨向终端传导滞后且幅度受限，采暖、炊事等需求本身刚性，整体需求表现平稳。高气价对需求端的抑制作用，集中体现于价格弹性最高的两类边际用户。
其一是燃气发电：在上网电价刚性、容量电价与调峰补偿覆盖不足的地区，气电边际成本难以顺价，机组在竞价排序中最先被挤出，通过压减开机小时与负荷、退出现货及窗口期竞拍、下调高价气源掺配比例来缓解倒挂，让出的电量由煤电、外来电与新能源填补。因各地电价机制、气源结构与补偿水平不同，减量幅度呈现明显区域分化。其二是高耗气工业，需区分两种情形：玻璃、陶瓷、建材等以气为燃料的行业可切换煤、电、LPG，表现为燃料替代；合成氨、甲醇等以气为原料的装置缺少替代路径，其决策是在“继续履约的边际亏损”与“减产停供的违约成本（违约金、订单与客户流失、装置重启成本）”之间权衡，当前者超过后者时，赔付违约金、暂停生产或延期交货则成为更加理性的选择。需要强调的是，被压制的主体是合同外增量与边际需求，这种抑制是价格弹性下的需求阶段性减量而非永久退出，气价回落时这部分需求具备修复空间。
四、 LNG接收站产能集中投放利用率中枢下移
本次调研中，各接收站反馈了相同的担忧：环渤海LNG接卸能力已由阶段性宽松转入结构性过剩，利用率中枢趋于下移。这一问题产生的原因可以拆解为内生的结构性因素和外生的阶段性扰动。
其一是结构性挤压。 近年营口、烟台西港、龙口、天津、曹妃甸等项目密集投产，2026年区域预期投产产能2360万吨/年；设计能力已明显超前于可消纳需求。同时中俄东线满产、国产气增量优先满足基础需求，将LNG挤向边际调峰与季节补库位置，构成对接收站负荷的长期压制。2022年以来，LNG接收站利用率呈现出逐年下降的趋势，据隆众资讯，2026 年上半年全国接收站综合利用率约 34.5%。产能集中投放而需求被挤占，结构性错配导致了产能闲置问题突出且短时间内难以有效解决，决定了LNG接收站产能利用率下行的趋势方向。
其二是阶段性与事件性扰动。美伊冲突引发中东气源收缩与现货价格高企，抬高了到岸成本。国内到港船次下降的传导渠道有三：一是部分码头长协气源单一，绑定中东长协资源，冲突爆发后接收站产能利用率随之下降。二是高价抑制气电与工业边际需求，贸易商压缩现货采购与船期安排。三是国际价差走阔打开离岸转售套利窗口，持有长协资源的主体将船货在海外转售、不入国内接卸，直接压低到港量与罐容周转。这类扰动放大波动、加剧淡旺季分化，但不改变趋势方向。
不同类型的接收站利用率之间出现了显著分化，负荷水平高低取决于其调配上游资源和下游销售渠道的能力。接收站的实际运行效率受罐容周转、窗口期安排、气化与槽车外输能力、管网互联互通约束。通道型站按服务费率收费，不掌握货权、不承担采购成本，负荷主要由所服务托运商的船期组织与下游消纳决定；货权型或上下游一体化站点（自有长协与现货组合、多来源国，并配套槽车、城燃或管道渠道）才具备在单一气源受冲击时切换补货、减少空罐待船与船期错配的能力，也相应承担成本与价差风险。
短期内国内资源呈现“总量平衡、边际偏紧”格局，居民采暖刚需季节性增加，暖冬预期增量受限；工业与气电等价格敏感需求受高价抑制，尤以合同外增量与边际用量承压。短期内进口LNG价格的主要驱动因素仍然是美伊地缘局势，当前中东运输风险尚未实质缓解，国际LNG价格价格高企对进口成本支撑仍存；但高价引发的需求负反馈、主要供应商出货节奏及暖冬情景，将约束价格上行空间。综合判断，进口LNG价格将继续保持高位震荡。2027年随着美国新增出口产能的投产，LNG供应紧张的局面将有所缓解。若中东出口量逐步恢复，平衡或将转向宽松。
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