國際能源署（IEA）預估，若荷姆茲海峽運輸持續受到嚴重干擾，2026 年全球液化天然氣（LNG）供應將較前一年減少 3%，降幅接近 200 億立方公尺。這並非長期供給能力不足，而是可交付供給受到航運安全、港口運作與出口設施損害的即時衝擊。
今年 3 月至 10 月，卡塔爾與阿拉伯聯合大公國的 LNG 裝載量較去年同期銳減超過 600 億立方公尺；非海灣生產者增供逾 400 億立方公尺，抵銷約三分之二缺口，但全球產量仍下滑約 200 億立方公尺、降幅達 6%。亞洲買家同期從大西洋盆地取得的 LNG 增至前一年同期兩倍，主要來自美國。
IEA 同時指出，2025 至 2030 年已取得最終投資決策並進入施工階段的新出口專案，合計規劃年產能超過 3,300 億立方公尺；預估新增產能將於 2028 年達到約 900 億立方公尺的高峰。但這些數字代表設計能力，並不等於如期開車或保證交付。
本次供應危機的本質，是海灣能源出口體系的安全脆弱性，與全球 LNG 市場高度依賴跨境船運及少數低成本出口樞紐之間的結構性矛盾。卡塔爾與阿聯的 LNG 裝載量減少逾 600 億立方公尺，顯示霍爾木茲海峽並非單純航運瓶頸，而是出口港、液化設施、船舶與保險共同構成的物流鏈條同步受損。任何一個節點失效，都可能讓已開工的產能無法轉化為可交付現貨。
各方利益角力主要集中於三個層次。第一，美國與其他非海灣供應商獲得價格與長約訂單優勢，但增產能力有限，無法完整填補海灣缺口。第二，亞洲與歐洲買家爭奪同一批具目的地彈性的船貨，導致現貨價格攀高，並使靈活合約的議價權向賣方傾斜。第三，卡塔爾若為加速 North Field East 擴產而增加資本支出與設備需求，可能再推高船舶、液化設備及工程服務成本。
市場也浮現能源轉嫁與產業受損之間的拉扯。歐洲 TTF 與亞洲現貨 LNG 同期均價分別接近每 MBtu 20 美元與 21.5 美元，年增近 70% 與 80%。高價促使部分亞洲用戶改用煤炭，天然氣密集型產業則削減用氣，顯示能源安全政策正被價格機制部分抵銷。
更深層的風險在於，氣源指數與混合計價合約占 LNG 合約比重已由 2016 年約 30% 升至 2025 年 45%。這有助降低單一油價指數的扭曲，卻不代表供應風險消失；當貨源本身受限時，目的地彈性合約可能讓既有買家取得優先權，卻也可能使弱勢買家面臨更高價格與更嚴格的履約條件。此外，「貨在市場上存在」不等於「買方有能力支付並完成融資」，供應、運輸、儲存與資金鏈缺一不可。
戰略貿易流向與供應鏈依賴度
HS 2711資料來源：UN Comtrade 聯合國商品貿易統計庫 · 全球市場規模 年貿易量 >4.0 億噸
上的 1973 年石油禁運與 2022 年俄羅斯斷天然氣，都顯示能源市場會在供應集中、替代來源不足時迅速失衡。這次 LNG 衝擊的特殊性，在於全球雖有龐大新建產能，卻因海灣通道受阻而無法即時變成現貨。評估後續不能只看設計產能，而要同時觀察裝載量、船舶時槽、保險成本與實際交付。
更長期的關鍵變數，是全球 LNG 供給由海灣集中轉向美國、加拿大與其他新興來源所帶來的成本曲線上升。若新增產能普遍具備目的地彈性且融資成本可控，市場韌性將提高；若專案延誤與需求疲軟同時發生，則龐大的設計產能可能轉化為資產負債表壓力。
01 起因觸發：荷姆茲海峽流量受干擾，卡塔爾與阿聯出口設施及施工同步受影響
02 一階傳導：LNG 裝載量銳減，亞洲與歐洲轉向搶購現貨及彈性合約船貨
03 二階擴散：現貨價年增七至八成，部分亞洲用戶改用煤炭，天然氣密集型產業減產
04 宏觀終局：能源通膨升高、央行寬鬆延後，投資焦點由資源蘊藏轉向可交付與物流韌性
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