伊朗拥有全球第二大天然气储量，但受制裁、内需挤压和技術瓶頸限制，出口能力受限。2024–2025年，伊朗国内能源危机加剧，夏季电力缺口达20吉瓦，冬季气源短缺约3亿立方米/日，工业产能利用率降至65%–85%，供需矛盾持续恶化。
伊拉克天然气储量丰富，但供需失衡，依赖进口。其对外部气源依赖度上升，伊朗长期为其主要供气方，但受伊朗国内需求上升与制裁限制影响，2023年伊朗对伊拉克供气量大幅下滑，伊拉克电力短缺频发。为缓解压力，伊拉克正加速部署FSRU并洽谈土库曼斯坦互换协议，以多元化气源供应。
伊伊能源合作前景取决于制裁与地缘政治走向。中长期来看，伊朗天然气出口能否回升取决于制裁松动及外资进入，若环境改善，2030年出口规模有望提升至200–350亿立方英尺。伊拉克能源安全则依赖LNG基础设施建设及资金保障。两国合作前景仍受地缘政治制约，美国制裁政策、伊拉克拖欠约110–120亿美元气款及跨境结算机制，将成为决定双边能源关系稳定性的关键变量。
伊朗天然气产量增长已显著放缓，主要源于南帕尔斯气田进入产量平台期，新增产能不足以弥补老区块衰减；北帕尔斯、Kish等新气田开发严重滞后；伴生气回收利用率低。伊朗国内天然气消费增长迅猛，2024年消费量已达约2454亿立方米，使其成为全球第四大天然气消费国。国内需求的快速增长对出口形成了显著的挤压效应。
伊朗目前无LNG出口，仅通过管道向周边国家出口，其主要出口对象是伊拉克和土耳其。对于其2024年管道天然气出口量，尚无权威数据，粗估2024年约160～200亿立方米/年（区间源于不同口径，差异在计量时点与是否含互换气），占其天然气产量的8%左右。2024年，伊朗对土耳其天然气出口显著增长，仅2024年10月的月度出口量就达8.66亿立方米。
美国及部分西方国家的制裁持续对伊朗天然气行业构成根本性制约。制裁导致伊朗难以获得国际融资和技术。从投资角度看，天然气上游和LNG项目普遍具有投资大、周期长的特点。伊朗国内预算紧张，且70%用于电力基础设施修复，仅有30%投向天然气上游。外资则因制裁风险望而却步。
伊拉克天然气产量长期处于低位，主要来源于油气伴生气回收与独立气田开发，但仍远不足以满足国内需求。伊拉克电力系统高度依赖天然气，燃气发电占比高达85%。2024年，全国电力需求达到398太瓦时，其中燃气发电占比高达85%，对应的天然气需求约为340亿立方英尺。国内产量仅能满足约70%的需求，存在约100亿立方英尺的供应缺口，必须依靠进口弥补。
伊拉克在寻求天然气供应多元化的过程中，正面临显著的财政压力与对外依赖风险。在进口成本方面，液化天然气进口的综合成本远高于伊朗管道气。若计划中的FSRU项目于2026年投运，年均进口成本预计将达6.7亿美元，较进口伊朗气增加4.2亿美元。
影响两国天然气市场未来发展的关键不确定性主要体现在五个维度：美国制裁政策走向构成核心影响；FSRU项目落地进度直接关系伊拉克能源安全；伊朗国内供需平衡状况同样关键；国际LNG市场波动将影响伊拉克进口策略；债务谈判进展亦不容忽视。
未来十年，两国天然气市场将呈现“互补与博弈并存”的格局。跨境管道与LNG进口将共同支撑伊拉克能源需求，而伊朗则通过天然气出口获取急需的外汇收入。然而，美国制裁政策、伊朗国内供需平衡、债务纠纷及基础设施缺口等不确定因素将持续影响合作稳定性。
