陆上气源断供、运输风险成本攀升，再加上僵化的按月定价安排，使得巴基斯坦液化气市场的供需矛盾迅速显现。业内人士纷纷主张革新定价规则，让价格机制跟上多变的外部形势。
阿拉比亚电视台引述熟悉斡旋事务的知情人士透露，卡塔尔与巴基斯坦共同提出一套“折中方案”，同时兼顾美国与伊朗两方的关切，或许能为液化石油气价格带来一定的缓冲空间。
边境口岸停运引发供应紧张，国内液化气价格短期大幅上调
伊朗边境口岸关闭，贸易豁免政策随之取消，巴基斯坦液化石油气（LPG）经陆路进口的渠道出现中断，国内气价随即迅速上行。
当地LPG行业协会建议放弃现行的月度定价方式，改为按日或按周调整，同时摆脱沙特阿美长期合同价（CP）的参照束缚，让价格更贴近实际进口成本。
巴基斯坦每年液化石油气消费量接近200万吨，国内产能只能满足约三成，其余七成依赖进口。
在各类进口货源中，约25万吨通过卡西姆港海运抵达，另有近100万吨长期借助伊朗陆路口岸运入。
塔夫坦口岸因管控已关闭半年之久，曼德口岸运行状况时好时坏，拉希姆达德口岸则成为这条陆路供应链的关键支撑。
口岸停运与申报豁免取消同时出现，超过4500吨液化气被困在伊朗一侧。仅仅一个周末，国内液化石油气每公斤价格便上涨了100卢比。
能源领域评论指出，巴基斯坦所依赖的伊朗陆路液化气属于短途、低成本的支线贸易，与全球海运液化气主流流通体系相对独立。
一旦陆路通道中断，海运现货难以迅速填补缺口，冲击主要集中在国内终端零售环节，对西北亚丙烷期货市场的传导作用相对有限。
液化石油气营销协会副主席Mohammad Ali Haider提醒，若缺乏政策兜底，价格仍可能继续上行。
成本结构发生深刻变化，沙特CP基准的参考价值明显下降
地缘冲突推高了保险费用和海运附加成本，沿用多年的定价依据已难以反映实际情况。
在局势平稳时期，伊朗边境液化气到岸价比沙特阿美CP低100至150美元每吨，是巴基斯坦较为划算的气源；冲突爆发后，风险成本大幅攀升，进口成本反而比CP高出约300美元每吨。除伊朗外，巴基斯坦还从阿曼、阿联酋和伊拉克采购气源，来源较为多元。
Argus亚洲液化石油气分析师表示，沙特阿美CP原本是为沙特海运长期合约而设计，与以伊朗边境现货为主的采购结构并不匹配。
市场行情平稳时，这一基准尚能勉强适用；一旦地缘扰动抬高运费和保费，单一基准的定价逻辑就会偏离实际，这也是南亚陆路液化气贸易长期面临的难题。
月度锁价打击进口积极性，替代通道运费大幅攀升
巴基斯坦油气监管局（OGRA）每月提前确定气价，而在国际货源和运费剧烈波动的环境下，进口企业随时可能面临亏损。
南方天然气公司、北方天然气管线公司以及巴阿炼油厂等国有企业，出于亏损压力和审计问责的顾虑，纷纷主动减少进口。
本土能源研究机构分析认为，月度固定限价叠加国企问责机制，容易促使进口商暂停采购以规避风险，市场自发补库的功能随之失灵。
国际能源署（IEA）南亚简报也指出，南亚多国实行行政化能源定价，在地缘冲击之下，很容易陷入“价格滞后、进口亏损、供给收缩”的恶性循环。
市场曾寄望瓜达尔港充当替代通道，但该航线运费已从每吨60至80美元涨至峰值380美元，进一步推高了供气成本。
行业提出整体改革方案，重构定价与监管体系
代表200余家市场主体的液化石油气营销协会提出一揽子优化思路：借鉴成品油调价机制，改为按周或按日调价，及时反映国际价格、运费及供需的变化。
同时，重新评估2016年确定、沿用至今的每吨35000卢比经销毛利标准；搭建数字化进销管理体系，由OGRA官网每日公布报价，提高透明度，压缩市场操纵空间。
《Profit》采访的政策分析人士认为，按周调价是较为务实的折中选择，若完全按日调价，将给监管核验带来很大压力。
但若只调整调价频率，而不同步修改毛利与税费计算方式，成本错配的根源仍难消除；数字化溯源只能抑制黑市乱象，无法抵消外部地缘因素带来的成本上涨。
冬季用气高峰临近，囤货与黑市风险有所抬头
若边境供应持续中断，加上冬季取暖旺季即将到来，供需缺口将进一步扩大，偏远山区可能出现囤货惜售、黑市交易的情况，终端价格压力随之加重。
IEA与Payne Institute发布的南亚风险报告提示，每年10月至12月本就是南亚液化石油气的季节性走强阶段，在霍尔木兹海峡局势波动的背景下，巴基斯坦属于较为敏感的次级风险区域。
此次事件主要影响巴国国内民生与通胀，对全球丙烷价格走势的带动作用有限；但如果巴方持续高价抢购货源，就会分流周边现货市场，推升阿曼、阿联酋离岸液化气的区域溢价。Argus补充指出，这种溢价能否延续，关键取决于伊巴口岸何时恢复通行。
