南华期货LPG2026年年度展望——供给韧性延续，需求承压加深

——供给韧性延续，需求承压加深 戴一帆（投资咨询资格证号：Z0015428）研究助理：沈玮玮（期货从业证书：F03140197）联系邮箱：shenweiwei@nawaa.com交易咨询业务资格：证监许可【2011】1290号 第一章、核心观点 观点总结 2025年内盘LPG价格呈现宽幅震荡的格局，整体价格重心下降，价格波动加剧。展望26年，我们认为需要重点关注以下几个方面： 1）供应端：预期明年整体供应依然有韧性。中东明年虽然暂时OPEC+增产放缓，但仍有多个气田相关项目将投入运营，预期LPG供应仍有增长趋势；美国产量在疲软的原油价格影响下，预期增速放缓，但出口终端仍持续扩张，对出口量形成正向驱动。 2）需求端：中印作为亚洲LPG需求的主要增长引擎，增速预期也将放缓。在中国，化工行业持续低迷的利润水平抑制了相关需求；印度方面，民用领域的普及率已逐渐接近饱和，化工需求增长相对缓慢，同时其港口基础设施仍存在一定限制。另外，韩国裂解产能的整合退出情况也需要持续关注。 综合来看，在供应保持韧性而主力需求增长放缓的背景下，2026年全球LPG市场可能继续呈现价格重心承压、波动较高的格局，区域间的供需动态仍是影响市场平衡的关键变量。 价格区间 综合考虑内外的供需情况，我们认为26年LPG价格区间大概在3500-4500元/吨。 策略推荐 单边：我们认为在目前的供需预期下，价格或依然承压，可逢高空配。 内外/品种间：目前内外价差处于阶段性高位，而内盘PDH端仍持续亏损，存在一定的检修预期，可逢高买外空内；另外关注PDH利润阶段性的做扩机会。 风险提示 地缘因素、宏观政策、极端天气等 第二章、行情回顾 2025年内盘LPG价格呈现宽幅震荡的格局，整体价格重心下降，价格波动加剧，期间受到炼厂检修、中美关税、以伊冲突、巨量仓单、CP超预期下跌等因素的影响： 1）一季度主力合约价格在4200-4700震荡区间，一月份受到美国寒潮及地缘影响，价格冲高，但影响持续时间不长，影响消退后价格也快速回落。 2）二季度以宏观扰动为主，四月初美国启动全球对等关税，引发全球衰退担忧，LPG高位下跌；然后6月初，以伊冲突又阶段性推升风险溢价，LPG低位反弹，但冲突持续时间较短，风险溢价快速回落。 3）三季度价格先抑后扬，7月份随着以伊冲突的缓和，盘面价格回落，叠加夏季疲软的基本面及巨量仓单的影响，主力合约价格一路从高点4500元/吨下跌到低点3770元/吨；后随着外盘买盘的兴起，盘面价格有所回升。 4）四季度偏震荡上涨，9月底沙特CP的超预期下跌使得十一后盘面大幅低开，但在供需错配下价格重心逐步上移。国内四季度截至目前的基本面也整体中性偏好，供应端到港量及商品量持续偏低；需求端，化工需求同样好于预期，驱动盘面震荡上行。 本年度液化气市场的月差结构呈现出先正套、后反套、再正套的鲜明格局。上半年，驱动正套的核心逻辑在于供应紧缩：国内炼厂春季集中检修导致现货流通量收缩，推升价格；同期仓单注册量持续偏低，使得近月合约获得更强的支撑。三季度，随着供需格局的转变，反套成为主线。驱动因素转向供应释放：随着国内检修结束及海外供应增加，市场供应趋于宽松。与此同时，仓单成功注册并不断积累至历史高位，形成巨大的交割压力。在供需与仓单的双重利空下，近月合约持续承压，月差结构转向反向市场。四季度，在供需错配下，近端供弱需强，近月合约获得支撑，盘面呈现正套格局。 回顾2025年海外丙烷掉期市场，整体走势呈现震荡下跌趋势，其中FEI、CP与MB价格走弱的驱动各有不同，形成了全球市场偏弱的主线。 FEI价格的显著下跌始于中美贸易关系变化。自关税调整政策落地后，FEI价格的贸易竞争力明显低于CP合约，即使在两国关系缓和后，关税税率依然维持在11%，导致其经济性依然不及CP。这一局面推动中国进口商逐步将采购重心转向CP市场，导致FEI需求结构性收缩，价格中枢持续下移。 CP价格的走弱则与中东供应增量预期密切相关。随着OPEC+逐步推进复产计划，市场对中东地区液化气供应增长的担忧升温。在多个月份中，沙特CP官价连续下调，反映出区域供应压力向价格端的传导。 MB市场则受到本土供需结构的影响。美国丙烷仍处产能扩张周期，而中国买家因贸易流向变化减少了对美货的采购，导致美国本土持续累库。在供应增长与出口压力的双重影响下，MB价格长期处于相对低位，整体表现疲弱。 第三章、核心关注要点 3.1供应韧性仍存 中东:关注OPEC+增产及气田投产进度 近2年中东地区液化石油气（LPG）出口稳步增长，增速在2.8%左右。今年以来，尽管自4月份起OPEC+逐步解除减产协议，沙特、阿联酋、科威特等主要成员国原油产量有所上升，但对中东LPG实际出口规模的影响有限。KPLER数据显示，今年1至11月，中东地区LPG出口总量44710KT，同比增长2.55%。而且增长主要源自伊朗与科威特，而非沙特或阿联酋。伊朗的出口提升主要得益于南帕斯气田的持续开发与产能释放，以及其“影子船队”规模的扩充，增强了出口运力。科威特方面，一方面受益于原油产量增长带来的伴生气供应增加，另一方面其JPF-4/5项目正处于产能爬坡阶段，进一步支撑了LPG出口量的上升。 展望2026年，我们认为需要关注以下几个方面： 1）OPEC+政策依然关键 12月的月度会议上，OPEC+同意明年全集团保持产量稳定，八个主要产油国重申明年Q1暂停增产，说明OPEC+对原油价格依然在意，产量政策及实际的增产情况预期也会按市场情况有所调整。按过去的数据，我们可以看到2020年-2022年中东主要OPEC+国家原油的产量跟LPG的出口是存在正向关系的，随着原油产量的进一步增加，出口量上预期依然会有增量，在淡季体现会更明显一些。 2）关注气田项目投产情况 按目前的规划，中东26年将有多个气田项目投入运行： 阿联酋MERAM项目及Gasha Concession项目，MERAM项目旨在通过建设新的天然气加工设施，将ADNOCGas位于哈布山综合体的现有陆上设施的乙烷提取率提高35%至40%，与此同时，全面投产后LPG的产量也将增加100万吨/年；Gasha气田包含多个未开发的气田项目，其中Dalma项目将于26年投产，满负荷时可以产生50万吨/年液化气。 卡塔尔北方气田扩建项目，该项目分为NFE、NFS、NFW三部分，其中NFE将于26年年中投产，满产可增加360万吨/年的LPG产量。 伊朗NGL3200-P2，该天然气处理设置共包含两个阶段，第一阶段已于23年投入运行，第二阶段将于26年投入运行，该项目旨在收集Azadegan、Yadavaran、Darkhoein等气田的伴生气。 沙特Tanajib Gas Plant及Jafurah Gas Plant，Tanajib Gas Plant是沙特阿美公司位于波斯湾沿岸的一座主要设施，是Marjan增产计划的核心，负责处理来自Marjan、Safaniyah和Zuluf等海上油田的天然气和凝析油；Jafurah Gas Plant已于近期投入运营，将助力沙特实现一半电力来自天然气、一半来自可再生能源的目标。 另外，自中美贸易摩擦之后，中东的物流结构发生了一些变化，印度仍为其最主要的出口目的地，与此同时发往中国量阶段性出现了一定的抬升，但从沙特10月CP价格的超预期下跌可以看出中东依然想保有印度市 场，出口比例上看10月及11月也出现了比较明显的回升。展望26年，随着中美关系的缓和，中东LPG出口中国的比例更多的还是受到进口利润及PDH企业利润的考虑，10月份以来，以FEI测算的利润部分时间已经好于CP测算的利润，与中东至中国比例的下滑相匹配。 美国：出口能力持续抬升 得益于二叠纪盆地的持续开发，美国C3产量呈现逐年增加趋势，20-24年年均增速在5%-6%，今年受到中美贸易摩擦及疲软的原油价格的影响，整体增速放缓，EIA数据显示，今年全年美国C3的产量均值在283万桶/日，较24年增长4.43%。但产量增速的放缓，并没有对库存产生正向的影响，截至目前，美国C3库存99998千桶，处于近5年的历史高位。一方面，国内需求端相对低迷，国内全年需求均值预估在106万桶/日，跟24年基本持平，下半年持续性处于季节性低位；另一方面，中美经贸摩擦，导致美国失去了大部分的中国市场，今年1-11月份，美国共计出口LPG62710KT，其中出口中国9568KT，占比下降至15%，中国市场的缺失导致美国需要寻求新的代替市场，比如印度、日韩等，但整体消化能力有限。 展望26年，我们认为美国供应端整体增速将放缓，但依然具有韧性，另外需要关注原油价格可能带来的影响，与此同时国内需求的相对低迷及中国市场占比的下滑依然对C3库存及MB价格形成拖累： 1）尽管EIA预估美国26年C3平均供应量在286万桶/日，同比增速下滑至1.06%，但出口能力的抬升依然对出口市场产生正向影响，按计划明年Enterprise将在上半年对Neches River扩容，届时可增加18万桶/日的乙烷出口能力或者36万桶/日的丙烷出口能力，下半年对Houston扩容30万桶/日LPG出口能力。 2）10月底中美元首在韩国釜山的会晤，为中美经贸战按下了暂停键，但对从美国进口的LPG依然保持10%的加征关税，所以从11月美国LPG的出口结构来看，发往中国的量并没有增长，明年预估还是延续目前的物流结构，在利润没有明显驱动的情况下，美国发往中国的量将维持在低位。 3）中国市场的部分缺失，要靠其他市场去补充，而其他市场需求绝对量及增量相对有限，难度加大。回顾25年5-11月，美国共计出口40287KT，同比增长872KT，其中发往中国4602KT，同比下滑6367KT，增量主要体现在日本2031KT、印度1262KT、越南1089KT、印尼812KT，主要通过低价或者关税手段的方式。 3.2需求增量面临压力 印度：需求增速放缓 今年印度市场表现依然亮眼，1-11月共进口LPG21061KT，同比增长7.55%，究其原因，我们归纳为以为几点： 1）居民消费增长 得益于PUMY计划的持续发力，今年8月份邦内阁延续了300卢比的补贴政策，对下半年LPG的需求提供了部分的支撑。按PPAC统计，印度今年1-11月LPG需求共计30101KT，同比增长6.26%。 2）海外价格优势 今年整体液化气价格偏低，CP端，一方面受到OPEC+成员国原油产量增加带来供应端担忧，另一方面美国在失去部分中国市场后开始挤占印度市场，供需端共同影响下，沙特CP价格连月下跌；MB端，疲软的国内需求叠加中国市场的缺失，导致C3库存连攀新高，MB价格持续承压。偏低的进口成本带动印度国内价格同样下降，叠加补贴的延续，居民的使用成本更低，驱动需求增加。 3）基础设施扩建 HPCL位于Mangalore的8万吨级地下LPG储存洞穴也于25年中投入使用，是印度继Visakhapatnam 6万吨地下LPG洞穴之后的第二个地下洞穴，也是最大的一个。该洞穴的投入使用，提高了印度LPG的储存能力。 4）扩大多元化进口来源 中东一直是印度最主要的进口来源，基本95%以上进口均来自于中东。今年在美国发动对等关税之后，增加了从美国进口的比例，最高月进口量达到42万吨，占到总进口量的20%。另外印度国有石油公司IOC、BPCL和HPCL也已与美国签署了2026年的液化石油气供应协议，该协议涉及每年220万吨来自美国海湾的液化石油气进口，其中可能包含关税谈判的因素，但同时也可以看到印度在多元化他的进口来源。 展望2026年，印度LPG的需求增速可能会有放缓，主要出于以下几方面的考虑： 1）印度的需求增量主要来自于居民消费，很大一部分受到补贴政策的影响，但考虑到财政压力及需求结构，补贴力度会逐步降低，今年已经将补贴的充装次数从12次降到了9次，而且随着LPG的普及率接近饱和，以及充装次数的趋于稳定，整体增量空间有限。另外，印