本文来自微信公众号： 全说能源 ，作者：全说能源
中东是世界主要石油天然气生产和出口地，霍尔木兹海峡是国际油气贸易运输咽喉要道，占全球海运贸易总量四分之一以上的石油和约五分之一液化天然气都需通过霍尔木兹海峡。除石油之外，美以伊战争对国际天然气市场也造成了严重的冲击。依据国际能源署2026年7月7日发布的2026年第3季度《天然气市场报告》，本文将介绍2026年上半年的国际天然气市场形势，以便对美以伊战争对全球能源市场的冲击，有一个更全面的了解和认识。
大幅波动的2026年上半年国际天然气价格
全球近20%的液化天然气供应突然中断所引发的市场不确定性，导致短期天然气价格的剧烈波动。2026年3月，霍尔木兹海峡的关闭导致亚洲现货液化天然气和欧洲枢纽价格均升至2022-2023年能源危机以来的最高水平。尽管第二季度价格有所回落，但仍明显高于2025年的水平。不过，美国强劲的天然气产量增长对天然气价格形成了下行的压力。
欧洲，2026年第二季度荷兰TTF现货价格同比上涨32%，平均接近每百万英热单位16美元，达到自2022年以来的第二季度最高水平。液化天然气进口量急剧下降（降幅超过10%），对天然气价格形成了强劲的上行压力。2026年3月，TTF近月合约价格的波动率飙升至接近170%。与冲突爆发初期相比，第二季度的短期价格波动有所缓解，但仍处于较高的水平。2026年第二季度，TTF近月合约价格波动率平均略高于70%，比十年平均水平高出23%。2026年第二季度，TTF季节性价差平均为每兆瓦时-1.3欧元（冬季合约以低于现货价格的价格交易），这降低了地下储气设施补气的动力。
亚洲，普氏日韩指数（JKM）也呈现出类似的趋势。亚洲现货液化天然气价格同比上涨近45%，平均达到每百万英热单位17.5美元，创下自2022年以来第二季度的最高水平。霍尔木兹海峡的液化天然气运输中断以及澳大利亚液化天然气供应的减少，进一步推高了亚洲现货液化天然气的价格。2026年3月份，日韩指数价格波动率飙升至接近300%。与TTF价格类似，2026年第二季度日韩指数短期波动性回落至60%，高于其十年均值的33%。日韩指数与TTF价格之间的价差，从2026年1月-2月间的欧洲溢价0.9美元/百万英热单位，转为3月以来平均达2.1美元/百万英热单位的亚洲溢价。这一变化，促使灵活的液化天然气运量从欧洲转向亚洲市场，而亚洲市场正直接受霍尔木兹海峡关闭的影响。以原油计价的液化天然气价格在约11-13美元/百万英热单位之间波动，平均比2025年第二季度水平高出约10%。预计到2026年下半年，随着油价影响的逐步显现，石油价格上涨对液化天然气市场的冲击将更加明显，因为油价通常需要五到六个月的时间才能通过天然气合约的定价公式进行传导。
美国，2026年第二季度亨利中心的天然气价格同比下跌了7.5%，平均为每百万英热单位2.95美元。强劲的产量增长以及健康的库存水平，对美国天然气的价格形成了下行的压力。
截至2026年6月底的远期价格曲线显示，2026年欧洲天然气价格可能比前一年上涨20%，平均略低于每百万英热单位15美元；亚洲日韩指数可能上涨近30%，平均接近每百万英热单位16美元。相比之下，远期曲线表明，2026年美国亨利中心的天然气价格可能保持在2025年的水平附近，平均略高于每百万英热单位3.5美元。
美以伊战争对2026年上半年国际天然气市场的供应冲击有限
霍尔木兹海峡四个月的关闭，导致进入市场的净增液化天然气数量远低于预期。不过，尽管如此，北美和非洲的新项目以及全球一些重要的老项目，仍足以使该期间的液化天然气供需平衡保持在正向的区间。2026年上半年，全球液化天然气贸易量同比增长约1%（25亿立方米）。
从市场方面看，自2026年3月起，有限增量货物的竞争十分激烈，导致2026年上半年国际市场高度波动。2026年第二季度，欧洲液化天然气进口量同比大幅下滑。尽管亚洲进口量从供应冲击开始即出现最明显的下降，但到6月已恢复至月度的同比增长。持续的供应冲击逐步收紧了全球液化天然气的供需平衡，加剧货物运输的竞争，使得大西洋和太平洋盆地进口需求出现疲软的局面。
（一）霍尔木兹海峡航运虽受阻但部分货物仍能运往市场
自2026年3月开始，霍尔木兹海峡对液化天然气运输的开放程度大幅降低，导致该地区交付的液化天然气量较2025年上半年减少了约320亿立方米。由于船只在接近海峡时会关闭定位信号，待通过后重新启用，因此来自卡塔尔和阿拉伯联合酋长国的部分货物得以少量驶离波斯湾。据估计，从5月到6月，约有20批液化天然气货物采用了这一做法，所有3月和4月在波斯湾外交付的货物均在海峡封锁前已装货并离开了波斯湾。6月，随着通过海峡船舶数量的增加，大约有十艘船重返波斯湾。
与此同时，卡塔尔继续向波斯湾地区内的科威特运送液化天然气，尽管数量较2025年有所下降。由于来自波斯湾内部的有限运量仍能进入市场，加上阿曼强劲的液化天然气出口，中东液化天然气的供应量，在2026年5月和6月分别环比下降至87亿立方米和80亿立方米，此前4月份曾达到96亿立方米的峰值。
（二）持续的供应冲击对大西洋和太平洋地区的进口造成影响
随着2026年3月至6月液化天然气供应的月度同比增长转为负值，几乎所有液化天然气进口地区在此期间的进口量都同比下降。2026年3月、4月和5月，亚洲进口同比大幅下滑（平均每月下降7%或22亿立方米），这是应对这几个月供应冲击的最大平衡因素。然而，到6月份，亚洲月度液化天然气进口已恢复增长，反映出对液化天然气货物的需求比欧洲更强烈。
尽管如此，2026年上半年，亚洲仍然是受影响最严重的地区。在亚洲，中国是最大的单一平衡市场，其进口减少幅度超过了整个地区的净转移量，实际上为其他亚洲市场的进口同比增长留下了空间。尽管如此，到2026年6月，中国的液化天然气进口再次同比增长。泰国、越南、孟加拉国和印度等，是2026年上半年液化天然气进口增长的市场，增长背后有天气和结构性的因素。例如，泰国强劲的电力需求和对燃煤发电的限制，推动了电力行业的液化天然气采购。在印度，尽管天然气需求大幅疲软，但国内天然气产量下降导致液化天然气进口同比增长。不过，其他市场的液化天然气进口量在2026年上半年有所下降，包括巴基斯坦（同比47%，即24亿立方米）、新加坡（同比12%，即5亿立方米）和日本（同比近2%，即7亿立方米）。
欧洲液化天然气进口量同比持平，对全球市场供应紧张的反应日益明显。2026年3月至6月期间，欧洲液化天然气货物到港量同比下降近10%（即55亿立方米），每月的下降数量都在持续扩大。由于进口市场需求的疲软，2026年上半年欧盟中东地区液化天然气进口量同比下降45%（即27亿立方米）。
不过，其他进口地区受霍尔木兹海峡关闭的影响非常小，在2026年上半年继续保持液化天然气进口量的同比增长。非洲唯一的液化天然气进口国埃及，由于国内供应紧张、需求强劲且产量长期处于低位，其液化天然气供应量同比增加了165%（即55亿立方米）。南美洲的液化天然气进口量同比增长约8%（即5亿立方米），符合该时期典型的增长趋势。
（三）新旧项目共同助力维持了国际液化天然气市场的稳定运行
若不考虑霍尔木兹海峡供应冲击的影响，2026年上半年全球液化天然气供应量预计同比增长近400立方米（约14%）。在此期间，集中于北美和非洲的新项目为市场带来了近250亿立方米的增量供应。美国普拉克明斯液化天然气项目是最大的贡献者，其次是科珀斯克里斯蒂第三阶段扩建项目以及高庚帕斯液化天然气项目（该项目于2026年4月底首次出口货物）。加上加拿大液化天然气项目的逐步投产，这些项目共同推动了北美液化天然气供应量同比增长约210亿立方米（即29%）。
塞内加尔和毛里塔尼亚沿海的托尔图（Tortue）浮式液化天然气项目和刚果的恩古亚（Nguya）浮式液化天然气项目，共同贡献了20亿立方米的增量供应，前者开始了第一个全年的运营，后者于2026年初开始出口。
除了新项目外，现有液化天然气项目也发挥了重要的作用，为市场带来了额外的供应量。2025年，宾图卢综合项目（Bintulu）经历了大量维护后，来自马来西亚的液化天然气装运量同比增长约40亿立方米（即增长22%）。此外，挪威的装运量也从2025年因哈默菲斯特液化天然气项目（Hammerfest）计划内和计划外停运导致的近六个月表现不佳中恢复，2026年上半年向全球市场的液化天然气供应增加了约15亿立方米。
俄罗斯和尼日利亚在此期间也带来了显著的利好。2026年上半年，位于俄罗斯的两家受西方制裁的液化天然气项目，即北极液化天然气2号和波托瓦亚（Portovaya）液化天然气项目持续供货，经常通过船对船中转运送货物。在此期间，这两个项目共同交付了约15亿立方米的增量液化天然气。
同期，来自尼日利亚的交付量同比增长约35亿立方米（即35%），达到自2022年尼日利亚液化天然气项目宣布不可抗力以来的最高水平。尽管不可抗力状况仍不确定，但对出口原料气的更高优先级，很可能成为推动尼日利亚液化天然气出口增长的关键因素。
以上总计，这些现有项目和其他项目的增量液化天然气出口达到约130亿立方米，而全球其他现有工厂减产的幅度相对较小。
有喜有忧的美国欧洲亚洲三大天然气市场
由于自身能源生产和消费的差异较大，2026年上半年，受美以伊战争的冲击，美国、欧洲和亚洲三个全球主要的天然气市场形势出现了较大的分化。
（一）强劲的液化天然气出口支撑了美国天然气产量的增长
2026年上半年，美国天然气干气产量同比增长4.0%，延续了2025年的增长势头，总产量再次创下新高。新建液化天然气出口终端的投运持续增加对原料气的需求，推动了需求的增加，并在今年以来对天然气产量形成了持续的拉动作用，这一趋势预计将在下半年继续延续。随着冬季停产问题已不再显现，基础设施限制已成为制约天然气供应增长的主要因素，尤其是在在二叠纪和阿巴拉契亚盆地。
1，二叠纪盆地
二叠纪盆地继续提供美国天然气产量的大部分增量增长，2026年上半年产量同比增长6.5%，比2025年下半年略有下降，2025年下半年同比增长达到9.3%。作为伴生气盆地，二叠纪天然气供应受益于二叠纪原油产量的小幅上升，相对强劲的原油价格支撑了石油产量的增长。在天然气方面，天然气产量继续强劲增长，反映出二叠纪油井的气油比不断上升。不过，有限的管道输送能力继续限制了输出伴生气的能力，对上游活动构成了抑制。瓦哈枢纽（Waha）天然气中心持续的负定价，2026年上半年平均约为-2.10美元/百万英热单位，而去年同期约为1.60美元/百万英热单位，突显了管输能力受限的严重性。
新的天然气外输能力预计将于2026年下半年投入运营，其中二叠纪盆地的管道项目将承担2026年美国天然气管道新增容量的大部分。主要项目包括，布莱克科姆（Blackcomb）和里奥布拉沃（Rio Bravo）管道，这些管道将扩大从瓦哈枢纽经阿瓜杜尔塞（Agua Dulce）到墨西哥湾沿岸的天然气流量；以及休·布林森（Hugh Brinson）管道，该管道将从瓦哈枢纽向东输送天然气。由于进行了重大的压缩升级，2026年6月起，墨西哥湾沿岸快线通道管道（Gulf Coast Express）已开始增加天然气的输送量。这些项目全部完工后，每年总新增运输能力将达到约550亿立方米，有助于缓解当前的瓶颈问题。不过，由于页岩气在长期供应紧张的地区持续增长，新的运输能力可能很快就会被天然气产量所饱和。
2，阿巴拉契亚盆地
2026年上半年，阿巴拉契亚盆地的天然气干气产量总体保持平稳，同比下降0.1%。随着2024年山谷管道（Mountain Valley）扩建项目新增输送能力得到了充分的利用，该盆地的输气管道运力限制再次显现，成为制约产量增加的主要因素。盆地钻井活动有所放缓，进一步表明了产量增长前景的受限，第二季度的钻机数量较第一季度下降约7%，但仍高于2024年期间的最低水平。
尽管盆地内的额外需求，特别是天然气到电力和数据中心的开发，可能会使该地区的天然气产量略有增长，但较小的管道扩建和效率提高带来的增量输送能力，可能只能提供有限的缓解。
3，海恩斯维尔页岩
2026年上半年，海恩斯维尔页岩天然气产量同比增长9.6%，延续了自2025年4月开始的产量复苏趋势。2025年全年亨利中心天然气价格强劲，支撑了该盆地在运营成本相对较高的情况下仍能保持较高的产量水平。不过，与2025年第四季度相比，2026年上半年的天然气产量增长略有放缓，当时亨利中心天然气平均价格超过每百万英热单位3.70美元，而2026年上半年的平均价格约为每百万英热单位3.20美元。
钻井活动的趋势，进一步强化了对天然气产量的积极预期。自2025年初以来，海恩斯维尔页岩的钻机数量每季度都在持续上升，2026年6月的水平比2025年年底高出20%以上，接近2025年3月最低水平的两倍。尽管钻井活动本身并不能完全决定产量，考虑到在价格不利的情况下，可能存在部分井位已钻完但尚未完工的情况，但它仍是上游动态的重要指标。在需求方面，附近液化天然气终端建设的持续，对海恩斯维尔页岩的天然气供应形成拉动的作用。
4，液化天然气的出口
运往液化天然气出口终端原料气量的增长，仍然是美国国内天然气生产最重要的需求拉动因素。得益于新项目的增加和现有项目设施的强劲利用，2026年上半年，美国液化天然气项目的原料装载量同比增长了23%。包括停运项目在内，北美液化天然气出口终端的利用率在此期间平均为104%，是除北极地区设施外所有地区中最高的。
展望未来，预计到2026年下半年，美国新增的液化天然气项目产能将进入市场或开始增产，其中包括高庚帕斯液化天然气项目、科珀斯克里斯蒂项目第三阶段（第6和第7条生产线），以及使用美国管道天然气的墨西哥蓝色海岸（Energía Costa Azul）液化天然气项目。
因为天然气和石油市场基本面的积极势头有助于维持上游行业的强劲活动，预计2026年美国天然气干气产量将同比增长约3%。尽管美国国内天然气消费预计略有下降，但液化天然气出口的增长对市场形成了强劲的拉动，不过，任何液化天然气项目停工或液化项目的启动延迟都可能导致美国液化天然气出口数量的走弱。
5，美国天然气国内消费
初步估计显示，2026年上半年，美国天然气消费同比下降约1.5%（或70亿立方米），主要原因是第一季度冬季气温较温和。2026年第一季度，美国供暖天数同比下降了7%以上，这导致了降低空间供暖的天然气需求。初步估计表明，住宅和商业部门的天然气需求同比下降约6.5%（或略高于90亿立方米），其中80%以上的下降集中在2026年第一季度。2026年上半年，美国的天然气发电需求预计同比增长1.5%（或25亿立方米）。可再生能源发电量的增加对火力发电造成了压力，但天然气价格的下降提高了燃气发电厂相对于燃煤发电的竞争力。数据显示，可再生能源发电量同比增长约7%，主要对燃煤发电量造成压力（同比下降10%），而天然气价格的下降保护了燃气发电。因此，天然气在发电中的份额保持在37%左右，接近2025年上半年的水平。工业和能源部门的天然气需求同比增长约0.5%（或不到10亿立方米），这一增长部分得益于美国快速增长的液化天然气项目中天然气使用量的增加。
（二）2026年上半年欧洲液化天然气进口保持稳定但全年将出现下降
2026年上半年欧洲液化天然气进口总体保持了稳定。第一季度，欧洲液化天然气进口量同比增长约10%（近55亿立方米），总量达到历史最高水平的550亿立方米。但第二季度的下降完全抵消了这一增长，当季欧洲液化天然气进口量同比暴跌超过10%（即50亿立方米）。受霍尔木兹海峡关闭导致全球液化天然气供应减少，而亚洲在灵活液化天然气运输方面具有更强的竞争力。2026年第二季度，亚洲现货液化天然气价格较欧洲枢纽价格每百万英热单位高出2.1美元，这促使部分液化天然气运力转向亚洲。尽管出现下滑，液化天然气仍保持其作为欧洲最大一次能源气供应来源的地位，在2026年上半年占比接近39%。在此期间，美国就占欧洲液化天然气总供应量的60%以上。俄罗斯是欧洲第二大液化天然气供应国，占液化天然气总进口量的14%，其供应主要集中在比利时、法国和西班牙。根据“重新赋能欧盟”（REPowerEU）的规定，自2026年4月25日起，禁止进口短期合同的俄罗斯液化天然气，预计这将减少2026年下半年来自俄罗斯的液化天然气进口量。
2026年上半年，挪威向欧洲其他地区输送的管道天然气量同比增长近2%（即增加10亿立方米）。2026年前五个月，非挪威本土的天然气产量同比下降4.5%（即减少超过10亿立方米）；英国的天然气产量同比下降约8%（即减少超过10亿立方米），荷兰则同比下降近10%（即减少7.5亿立方米），这些下降部分被丹麦和土耳其强劲的产量增长所抵消。
2026年上半年，俄罗斯向欧盟的管道天然气供应量同比增长5%（或增加4亿立方米）。2026年前五个月，俄罗斯对土耳其的天然气出口量同比下降4%（或减少4亿立方米）。2026年上半年，俄罗斯管道天然气在欧洲天然气需求中的占比约为8%；北非地区管道天然气供应量同比增长5%（或增加8亿立方米），阿塞拜疆对欧盟的天然气出口量在2026年上半年同比增长3%（或增加2亿立方米）。
由于液化天然气供应量的下降，并假设卡塔尔和阿联酋的液化天然气产量在2026年第四季度初接近满负荷的运行，预计2026年欧洲液化天然气的进口量将下降4%。考虑到根据“重新赋能欧盟”的规定，从2026年6月17日起禁止进口短期合同的俄罗斯管道天然气，预计2026年下半年欧盟来自俄罗斯的管道天然气进口量将略有下降。
（三）2026年上半年和全年亚洲的天然气需求下降
初步数据显示，2026年上半年，亚洲的天然气需求增长转为负值，与去年同期相比预计下降1%（或近50亿立方米）。自2026年3月初以来，霍尔木兹海峡液化天然气流动的中断，促使亚洲市场采取了需求侧措施和燃料转换政策，再加上价格上涨，对该地区的天然气消费造成了压力。
2025年下半年需求相对强劲之后，受天气因素影响的短期波动减弱，工业复苏逐渐让位于经济基本面，导致2026年上半年中国天然气需求动力明显减缓。1月份的寒潮推高了取暖需求，而出口需求的支撑使年初工业活动和天然气需求保持在较高水平，推动1月天然气消费量达到历史最高单月水平（比2023年12月的前一个月度峰值高出约3%）。在全球液化天然气市场紧缩、价格飙升的背景下，2月和3月中国天然气需求同比出现下滑，城市用气和工业用气需求均有所回落，是自2025年3月以来首次出现需求下降。4月需求恢复增长，主要得益于工业和城市用气领域，但今年前四个月的整体同比增长仍远低于2025年下半年需求复苏期的水平。
在供应端，液化天然气进口量对中国天然气市场重新平衡的反应最为明显。从2026年1月到6月，液化天然气进口量同比下降5%（即减少40亿立方米），其中大部分降幅出现在2月至4月期间。随着中国市场的交易商加快转售业务，5月和6月液化天然气进口量有所回升，但仍低于2025年的水平。2026年上半年，国内产量仅同比增长约3%，明显低于近年来同期近6%的平均增速，因为常规和非常规气产量均出现放缓。通过管道进口的天然气略有下降，因为中亚地区的天然气交付持续放缓，使进口数量的减少在2025年水平上进一步扩大。展望未来，国内外市场动态预计将使中国天然气需求保持基本稳定，国内产量增长放缓以及管道进口空间有限，意味着液化天然气进口将在调节中国市场方面发挥关键的作用。不过，巨大的煤制气替代潜力，尤其是在电力领域，预计最终将对2026年全年中国天然气的需求产生影响。
2026年上半年，日本天然气需求预计下降1.5%，导致这一下降的主要因素是政府推动燃煤电厂利用率提高以及柏崎刈羽核电站重启后，燃气发电量减少。日本对中东液化天然气的依赖程度相对较低，约为6%，远低于许多其他亚洲国家。霍尔木兹海峡危机对日本天然气市场的影响有限，2026年日本天然气总需求预计同比下降约5%。
2026年上半年，韩国天然气需求增长出现下降，主要受霍尔木兹海峡危机的影响。由于约20%的天然气依赖中东地区的液化天然气，韩国相对脆弱，导致其天然气市场受到明显的冲击。2025年3月，韩国政府推进了古里核电站的重启，不过2026年4月多个核电机组因维护停运，导致核能发电量大幅减少。为弥补缺口，韩国政府增加了燃煤和燃气发电。因此，2026年上半年韩国天然气需求预计同比增长约2%，但2026年全年韩国天然气需求预计将同比下降约1%，因为较高的液化天然气进口价格将推动电力行业从天然气转向煤炭。
2026年1月至4月，印度天然气需求同比下降4%，反映出主要消费领域对价格的强烈敏感性。天然气需求在最终用途上呈现分化：尽管根据印度政府在霍尔木兹海峡事实上关闭后不久于2026年3月初发布的《天然气供应监管令2026》，将化肥生产列为农业生产力和粮食安全的关键环节，但其产量仍出现最大幅度的绝对下降，天然气消耗量降幅超过4亿立方米（同比下降7%）；石化产品产量也大幅收缩，天然气消耗量同比下降21%。相比之下，居民和商业领域的天然气使用量，主要是城市燃气用于交通运输中的压缩天然气（CNG）以及家庭和小型工业企业用的管道天然气，同比增长约12%。2026年7月4日，印度政府正式撤销了3月推出的紧急天然气配额和转供措施。印度国内天然气产量仍呈下降趋势，自2024年7月以来已连续22个月同比下降，2026年同比下降4%。在此背景下，2026年1至4月印度液化天然气进口总量约为110亿立方米，尽管中东供应中断，同比仍增长1%。2026年印度的液化天然气供应来源更加多元化：非洲的进口量相比2025年同期几乎增长了三倍，而北美地区的供应量同比增长70%，大幅抵消了中东地区进口量40%的下降。月度进口量波动较大，2026年1月进口强劲，随后在中东供应中断初期，3月和4月出现下滑（分别同比下降16%和7%），但到5月份回升（同比增长7%）。总体来看，2026年印度天然气需求预计同比下降约8%。
初步估计，受液化天然气供应紧张以及天然气价格相对较高的影响，2026年上半年新兴亚洲国家的天然气需求同比下降3%。该地区主要的液化天然气进口市场已逐步实施需求端措施和燃料切换政策，以缓解霍尔木兹海峡关闭后可能出现的供应缺口。总体来看，2026年上半年该地区液化天然气净进口量同比增长6%，但不足以抵消部分生产国产量下降的影响。预测显示，2026年新兴亚洲地区的天然气需求将下降1%，其中损失主要集中在孟加拉国和巴基斯坦等依赖进口液化天然气的国家。
国际能源署此前发布的季度天然气报告预测，2026年亚洲天然气需求将增长超过4%（即350亿立方米），主要得益于液化天然气供应能力的改善。然而，霍尔木兹海峡液化气运输中断正在深刻改变着亚洲短期天然气需求的前景。目前的预测显示，2026年亚洲天然气需求将下降0.5%，这是该地区自本十年初以来的第三次年度下降。
除亚洲之外，国际能源署预计，2026年全球天然气总需求将下降约0.5%（即减少200亿立方米），这是自2020年和2022年之后，本十年中第三次天然气需求的年度下降。其中，中东地区的天然气消费量预计将下降约4%，创下自1993年以来该地区首次的年度下降，当地天然气生产与加工设施受损，以及伴生气产量的减少，拖累了该地区的天然气需求；可再生能源发电量强劲增长加上天然气价格的上涨，预计欧洲全年天然气需求将下降超过2%；非洲天然气需求预计基本持平；中美洲和南美洲则可能增长近3%，因为水电发电量减少将推动电力部门对天然气使用的增加；北美天然气需求预计在第一季度相对温和之后略有下降，建筑用气量减少影响了整体的需求；受第一季度寒冷天气的影响，欧亚大陆的天然气需求预计在2026年将增长近3%。