张博

厦门大学中国能源政策研究院教授、绿色管理研究院院长

AI阅评：

本文以当前地缘冲突形势对全球能源市场的压力测试为切入点，系统剖析地缘冲击传导的路径，提出“大资源观”战略框架，主张海陆统筹、多源互补，发挥能源央企“顶梁柱”作用，为构建新型能源安全保障体系、推进能源强国建设提供了兼具理论高度与实践价值的思路框架。

提要：

本轮中东局势升级是对国家能源安全保障能力的一次重要警示，印证了大资源观战略的必要性与前瞻性。所谓“大资源观”，核心在于突破传统的单一品种、单一来源、单一通道的线性思维，将视野拓展至能源品种之间、能源行业之间、能源系统之间、海陆通道之间、国内国际之间的系统性统筹。

2026年是“十五五”开局之年，全球地缘政治格局正经历深刻而剧烈的震荡。中东局势持续升温，霍尔木兹海峡—这一全球能源“咽喉”受阻。作为全球约20%原油贸易、卡塔尔几乎全部LNG出口及伊朗大量甲醇出口的必经之地，全球关键能源通道的每一次“风吹草动”都在叩问国家能源体系的安全韧性与油气安全底线。

极端地缘冲突下外部风险的传导过程

当前中东局势的演进，正在对全球能源市场进行一场极限压力测试，其冲击路径值得高度关注。短期看，市场由地缘风险溢价驱动。通道安全一旦受到实质性威胁，国际能源市场会迅速将相关风险计入能源价格。原油方面，基于对供应中断的担忧，原油价格短期内面临较大上行压力。天然气方面，卡塔尔LNG（液化天然气）出口受阻将导致亚洲现货价格因“抢货”情绪快速攀升，对东北亚地区的现货采购成本造成直接冲击。甲醇方面，伊朗甲醇供应中断的预期会迅速影响现货流动性，导致港口价格出现脉冲式上涨。中期看，各类能源商品价格将回归供需再平衡逻辑。油价是否将长期维持超高位，主要取决于全球库存消耗速度、战略石油储备释放力度，以及欧佩克和其他产油国的增产能力与意愿。

这种外部冲击如何传导至国内市场？ 首先，我国能源进口具有结构性依赖的脆弱性。尽管近年来能源进口来源多元化取得积极进展，但我国对中东地区在原油、甲醇、LPG（液化石油气）/LNG等特定品种上仍存在结构性依赖。这种依赖，在面对航道风险时，会迅速转化为国内市场的实质性压力。其次，部分化工产品进口存在成本放大效应。甲醇、聚乙烯、高硫燃料油进口受到显著影响后，直接推高这些产品的进口价格。这种由地缘政治引发的成本推动型通胀，可能比原油价格上涨对下游制造业的影响更持久、更隐蔽。聚烯烃受成本端推动，芳烃直接推高纺织行业成本，尿素则可能引发全球化肥供应紧张。最后，运输物流层面极易产生连锁反应。航道中断不仅直接导致货源减少，还意味着船期延误和运费暴涨（叠加战争风险溢价）。对于交通运输业而言，燃油成本占运营成本高达30%～40%，油价上涨将直接侵蚀该行业利润，并最终体现为终端物流费用的普遍抬升。

能源央企的“顶梁柱”与“稳定器”作用凸显

面对高度不确定的外部环境与多重风险叠加的严峻形势，能源央企必须承担起国家能源安全“顶梁柱”“压舱石”的重要使命，确保能源产业链供应链安全。短期内，能源央企应当从四个维度构建资源保障风险防线。

其一，贸易端启动“替代货源”与路径优化。充分利用全球贸易网络，加大对特定区域货源的现货锁定力度。同时，利用数字化系统实时监控在途油轮，对需经高风险水域的船只进行航线调度。建立重点品种的“替代货源清单”和“应急采购通道”，确保在极端情况下能够快速切换供应来源。

其二，库存管理注重科学投放与在途对冲。在确保国家战略储备安全的前提下，适度、科学地投放商业储备，平抑国内现货市场的过度波动，防止恐慌性采购推高价格。同时，充分利用期货、掉期等金融衍生品工具，对高价在途货物进行套期保值，防止原材料价格剧烈波动对炼化利润造成极端侵蚀。

其三，化工生产加强原料结构与产能配比优化。在进口石脑油或甲醇受阻的情况下，通过增加国内煤化工、天然气化工的装置负荷，发挥国内自主产能的战略缓冲作用。特别是煤制烯烃、煤制乙二醇等煤化工路线，应作为战略储备产能予以高度重视。同时，加强炼化一体化企业的原料灵活性改造，提升对多种原料的适应能力。

其四，强化终端保供韧性。在航空燃料等关键战略品种上，通过资源整合形成更强的统一调配能力和终端保供韧性，确保民航、军工等关键领域的供应链绝对安全。

以大资源观破解能源进口的结构性依赖

本轮中东局势升级是对国家能源安全保障能力的一次重要警示，印证了在加快规划建设新型能源体系的进程中大资源观战略的必要性与前瞻性。所谓大资源观，核心在于突破传统的单一品种、单一来源、单一通道的线性思维，将视野拓展至能源品种之间、能源行业之间、能源系统之间、海陆通道之间、国内国际之间的系统性统筹。

其一，海陆并举重构进口格局。长期来看，单一依赖海运特别是若干“咽喉要道”的风险巨大。必须进一步强化陆路油气管线的输送能力，扩大陆路进口规模和品种范围，构建“海陆并举、风险对冲”的能源进口格局。同时，持续加强陆路通道与国内管网体系的互联互通，强化通道基础设施韧性。陆权通道的战略价值不在于替代海权，而在于为海权风险提供战略备份。

其二，多源互补分散来源风险。在巩固现有主要来源的同时，持续加大对新兴供应区的开发力度。通过长期贸易协议、上游股权投资、产能合作等多种方式，构建来源多元、风险分散的进口体系。对特定品种的单一来源依赖度设置合理上限，从源头上降低结构性风险。大型油气贸易商需提升全球资源配置能力，灵活调整长协与现货比例，利用期货工具对冲价格风险。

其三，自主产能构筑坚实防线。应继续聚焦主要盆地，保持投资强度，利用数字化、智能化技术攻坚深地深海、非常规油气，确保原油长期稳产和天然气持续增产。同时，坚定不移推进煤炭清洁高效利用，发挥煤制油、煤制气、煤制烯烃作为战略储备产能的兜底作用，在极端情况下可快速转化为有效供给。

其四，企业转型培育系统韧性。应对未来不确定性的根本之策，在于推动油气企业从传统的“能源生产者”向“综合能源服务商”转型。例如，利用油气产区土地和电网优势发展风电、光伏，用于油田生产，既降碳又降本。利用油气田封闭地质构造发展碳捕集、利用与封存（CCUS）产业。发挥石油石化企业在制氢、储运和加注终端的天然优势，与氢能产业链深度耦合。

以新型能源安全保障体系支撑能源强国建设

对于油气行业而言，建设新型能源安全保障体系离不开以油气为核心支点，以国内增储上产守底线，以基础设施互联通网络，以储备调节强缓冲，以市场化改革提效率，以融合发展增韧性，有力发挥“压舱石”和“调节器”的双重作用，构建起应对极端地缘冲击的坚强防线，为能源强国建设提供可靠的战略支撑。

其一，以油气增储上产夯实安全保障的“压舱石”。在未来相当长时期内，油气资源都是国家能源安全最基础、最核心的保障。必须持续聚焦鄂尔多斯、渤海湾、四川、塔里木等盆地，保持高强度勘探开发投入，巩固“十四五”期间形成的油气产能基础。同时，加大页岩油气、深水深层等非常规资源的攻关力度，将技术进步转化为经济可采储量的持续接替。要清醒认识到，在我国新能源系统韧性尚未完全形成的过渡期，国内油气产量是国家能源安全的坚实防线，其战略价值不是简单的经济账，而是政治账、安全账。

其二，以油气基础设施互联互通构建资源配置的“硬网络”。我国油气管道总里程超过20万公里，储气能力超过540亿立方米，但“互联互通、统筹调度”的潜力尚未充分释放。应加快推进管网互联、LNG接收站共享、储气库协同，打破区域壁垒和企业壁垒，实现“全国一张网、资源一盘棋”。在极端情况下，这一网络要能够快速实现“北气南下、海气登陆、西气东输”的多向互济，确保局部供应紧张时能通过全网资源及时平抑。特别是要打通沿海LNG接收站与内陆管网的“最后一公里”，将沿海进口能力真正转化为内陆保障能力。

其三，以油气储备体系建设筑牢应急保障的“缓冲带”。战略储备是关键时刻的“定海神针”。在现有战略石油储备基础上，应加快建立涵盖天然气、LPG、甲醇等关键进口品种的多层次储备体系。储备主体要从单一的国家储备向“国家储备+商业储备+社会责任储备”协同转变，储备方式要从单纯的资源储备加速向“资源储备+产能储备+产地储备”并举转变。同时，要建立科学透明的储备动用机制，明确启动条件、动用程序和释放节奏。

其四，以油气市场化改革打通资源价值的“定价关”。只有让各类资源的价值可计量、可交易、可回报，才能形成可持续的保障能力。油气资源的战略价值、调节价值、备用价值，需要通过市场化机制予以显性化和合理回报。加快推动天然气市场化改革，完善管道运输价格机制，推进天然气现货交易和期货市场建设，形成反映真实供需关系的价格信号。探索建立油气储备的容量市场机制，让储备能力获得相应的经济回报。打通油气与电力市场的衔接，使天然气的灵活调节能力能够在电力辅助服务市场中得到价值实现，真正发挥气电在新型电力系统中的支撑作用。

其五，以油气与新能源融合发展培育系统柔韧性的“新支点”。油气等传统化石能源企业向综合性能源企业转型的具体路径，在于依托自身优势与新能源深度融合。一是在油田矿区发展风电、光伏，实现“绿电采油、绿电采气”，既降低油气生产的碳足迹，又通过“以新补油、以新促油”形成良性循环。二是利用油气田封闭地质构造发展CCUS产业，将废弃油气藏转化为碳封存场。三是建设“风光气氢储”一体化基地，推进油气产区、炼油化工、天然气化工、油气管网等场景的“油气+电+氢（以及泛氢能源）”不同组合形式的融合发展，探索化石能源与新能源在物理空间和价值链条上的深度融合。四是将油气企业的资源禀赋与技术积累，延伸至更广泛的能源领域，从而在能源结构变革中保持战略主动。