2025年天然气行业全景梳理专题报告：气价波动供需重塑，天然气行业迎发展新机遇

1.天然气作为能源转型的桥梁，“十四五”为发展窗口期

作为清洁低碳、灵活高效的优质化石能源，双碳目标下天然气成为2030 年前实现“碳达峰”目标最现实的选择之一。为应对气侯变化，需要减少煤炭消费直至退出，考虑到可再生能源出力具有随机性、间歇性和波动性特点，同时电化学储能、抽水蓄能等各类储能尚存在技术经济瓶颈或应用场景受限制，低碳氢、绿氨的制储运技术成熟度低，天然气作为过渡能源，在较长时间内仍有望为全球能源转型提供支撑。 我国早在《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》中就提出，到2030年，天然气占能源消费总量比重达到 15%左右；《“十四五”现代能源体系规划》中虽未明确提出十四五期间天然气占能源消费总量比重的总体目标，但各省份十四五规划中天然气占比提升的趋势仍较为明确。《广东省生态文明建设“十四五”规划》中提到，到2025 年，天然气占一次能源消费比重达到 14%左右；《上海市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》中规划，到 2025 年，天然气占一次能源消费比重提高到17%左右。

《“十四五”现代能源体系规划》天然气相关表述则主要集中在能源安全、节能降碳、发展布局、体制改革、海外合作等方面。能源安全方面，在非化石能源成为主体能源之前，中国能源安全的核心在油气领域，规划强调要增强天然气供应能力、提升天然气储备和调节能力；节能降碳方面，天然气相关工作主要包括因地制宜建设天然气调峰电站，推动气电与新能源发电融合发展、联合运行，以及鼓励重载卡车、船舶领域使用LNG等清洁燃料替代；发展布局方面，指出要完善 LNG 储运和天然气管网体系，根据《中长期油气管网规划》，预计“十四五”末我国天然气管道将形成“四大（进口）通道”和“五纵五横”的干线管网格局；体制改革方面，包括稳步推进天然气价格市场化改革，2021 年5 月国家发改委《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》明确提出稳步推进天然气价格改革，按照“管住中间、放开两头”的改革方向，完善终端销售价格与采购成本联动机制，探索推进终端用户销售价格市场化；海外合作方面，指出要巩固拓展海外能源资源保障能力，增强进口多元化和安全保障能力。

2.进展：基础设施持续完善价格机制逐步理顺

增储上产成效显著，国产气产量持续提升。按照“海陆并进、常非并举”的发展战略，“十四五”以来我国天然气增储上产成效显著，常规天然气开发保持较高增长态势，页岩气、煤层气、致密气等各种非常规天然气勘探开发也取得了重大进展，2021 年以来新增天然气探明储量均保持在 1 万亿立方米以上。从产量来看，“十四五”期间国产气产量在“增储上产七年行动计划”支撑下快速增长，2024 年我国天然气产量 2464.51 亿立方米，同比增长140.21亿立方米，较 2020 年产量增长 28%，国产气供应能力进一步提升。

进口气量中枢抬升，对外依存度略降。目前我国已建成西北、西南、东北和海上四大进口天然气通道，进口能力不断增强，受疫情影响下需求端疲软和地缘政治影响下全球天然气价格大幅上涨，2022 年我国 LNG 进口规模出现明显下滑，管道气进口规模整体平稳，2023年以来伴随需求恢复和中俄东线按合同增供推动，我国天然气进口量重回增长趋势，同时由于国产气增产对于我国天然气供给的支撑作用，“十四五”以来我国天然气对外依存度整体有所下降，2024 年我国天然气对外依存度为 41.6%。

“全国一张网”和储气设施建设加快推进，天然气基础设施日益完善。接收站方面，2021年以来我国建成投运 LNG 接收站 9 座，截至 2024 年底全国已建成并运营LNG接收站31座，总接收能力超 1.5 亿吨/年。 储气库方面，“十四五”以来多座储气库投产，截至 2023 年底，地下储气库设计工作气量总计达 271 亿立方米，有效工作气量约 231 亿立方米，国内天然气储气调峰能力明显增强。管网方面，“十四五”以来“全国一张网”天然气管道建设深入推进，期间中俄东线天然气管道全面贯通，苏皖输气管道、蒙西管道一期工程、西气东输三线枣阳-仙桃段、西气东输四线吐鲁番-哈密段等管道投产，截至 2023 年底全国长输天然气管道总里程12.6万千米；省内管网方面，各省市提出加快天然气管网建设、完善主干管网布局、推动管网互联互通等目标，各省内天然气管网建设加快推进。

新签 LNG 中长协规模增加，国内买家趋于多元化。2020 年我国已签订并生效的LNG合同买方主要为“三桶油”，伴随我国 LNG 进口量逐年提升，2021 年以来我国签约LNG协议数量及规模逐年提升，并且国内买家趋于多元化，预计 2030 年前每年都有新签协议落地，并且伴随 LNG 现货贸易的快速发展，我国天然气供应或将更具保障及灵活调节弹性。

“十四五”期间天然气消费量增速较“十三五”中枢有所下移，2023 年以来已重回较快增长。2017 年后受“煤改气”政策拉动，我国天然气消费量快速增长，《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021 年）》《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等相关政策陆续出台，强力推动北方清洁取暖“煤改气”、工业锅炉和窑炉“煤改气”、燃气热电联供项目建设等，到2021 年北方清洁取暖规划收官之年，全国天然气表观消费量达到3740 亿立方米，政策是这一阶段天然气发展最重要的驱动力。2022 年俄乌冲突引发国际油气价格暴涨，叠加公共安全事件等多种因素影响，我国天然气消费出现了回调，2022 年全国天然气表观消费量同比下降1.7%，为近二十年来首次出现负增长。2023 年以来伴随宏观经济复苏背景，天然气消费量重回较快增长，2024 年全国天然气表观消费量 4260.5 亿立方米，同比增长8%。分下游来看，我国天然气下游消费结构分为城市燃气、工业燃料、发电用气和化工用气，2021 年以来工业燃料占比小幅提升，化工用气占比有所下降，城市燃气和发电用气占比保持平稳，2023 年城市燃气、工业燃料、发电用气和化工用气占天然气总消费量的比重分别为33%、42%、17%、8%。

城镇化率平稳增长，采暖用气、车船用气快速增长。城市燃气用气量稳定增长，城市燃气包括居民生活用气、工商服务业用气、燃气采暖用气和车船交通用气四类。“煤改气”是推动“十三五”期间天然气消费增长的主要因素，进入“十四五”以来煤改气仍有空间，但增速有所放缓，伴随燃气管网基础设施加速延伸，居民生活用气持续增长；同时伴随管网覆盖程度提升和南方居民采暖经济承受力增强，南方地区居民采暖需求对“十四五”天然气消费增长起支撑作用；《“十四五”现代能源体系规划》中明确提出鼓励重载卡车、船舶领域使用 LNG 等清洁燃料替代，LNG 重卡拉动交通用气快速增长，尤其是2023 年以来伴随国际LNG 现货价格大幅下跌，车用 LNG 经济性优势进一步凸显，根据罗佐县等人《天然气在西部地区能源转型中的定位及产业发展路径》，当气柴价格比为70%时，LNG重卡经济性临界点出现，LNG 重卡销量快速增长，交通用气呈现较强增长动能。

工业用气稳健增长，新兴产业拉动效果显著。工业燃料用气规模与宏观经济走势密切相关，2021 年以来我国制造业和基建投资较快增长、规模以上工业增加值稳定增长，产业升级与能源替代效应共同发力，提振工业品需求，带动工业燃料用气稳健增长，其中建材产业链用气需求承压明显，钢铁、建筑陶瓷等行业受房地产深度调整影响持续低迷。由于工业用户对气价更为敏感，2022 年国际进口现货 LNG 价格高企提高资源增供的边际成本，高气价挤出部分高耗能及低端产业用气需求，2023 年以来工业燃料用气需求较快恢复，其中新兴产业拉动效应显著，“新三样”（电动车、锂电池、光伏产品）快速发展带动钢铁、玻璃、有色金属等用气产品需求。

发电用气较快增长，与新能源、水电协同作用日益增强。发电用气主要供应燃气电厂和天然气分布式能源项目。伴随可再生能源装机规模快速增加，电力系统面临季节性调节需求增大、长周期调节难度加大等难题，气电灵活性调节和应急支撑作用进一步凸显，新增装机投产为“十四五”发电领域用气增长的主要拉动力量，2021 年以来我国气电年度新增装机规模位于高位，2024 年气电新增装机超 1800 万千瓦，创历史新高，“十四五”期间气电在补位电力供应中发挥关键作用，顶峰保供能力显著增强，在迎峰度夏、冬季保供中发挥重要作用。

地缘政治影响下全球天然气价格大幅上涨，高气价环境下价格传导受阻问题突出，进一步推动天然气价格机制理顺。“十三五”期间，我国沿着提高天然气价格市场化程度的方向不断放宽直接管制，逐步放开气源和销售等竞争性环节的定价机制，规范运输、配气等自然垄断环节的定价机制并加强监管，但仍未形成明确的定调价规则，且调整周期较长，不能及时反映市场的变化。2022 年受俄乌地缘政治冲突影响，俄对欧管道气供给断崖式下跌，供需缺口导致欧洲天然气价格快速攀升，并带动国际气价整体上涨，价格传导受阻导致上游气源价格上涨不能及时在下游终端销售价格中得到体现，且存在交叉补贴现象，导致城燃企业盈利普遍受损，建立完善天然气上下游价格联动机制的重要性进一步凸显。

为解决价格传导受阻问题，政策推动天然气价格机制理顺。价格改革为天然气市场化改革核心，十四五期间国家发改委、能源局多次出台政策推动建立天然气上下游价格联动机制。2023 年 6 月国家发改委发布《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，就联动机制主要内容、信息公开制度和激励约束机制提出要求，指导各地加快建立上下游价格联动机制。建立完善天然气价格联动机制，能够促使天然气价格更加及时准确地反映市场供需关系，当上游气源价格发生变化时，下游的零售价格能够及时调整，从而减少市场因价格变动产生的不确定性，降低因价格波动带来的风险和成本。

各地积极响应，居民端顺价持续推进。国家层面政策发布后多地积极响应，自2023年6月起各地加速顺价工作，南京、西安等多个省会和经济发达城市上调居民管道天然气销售价格，在省会城市带动作用下，江苏、河北等多个省份已基本完成全域调价，各城燃公司毛差及盈利水平均有所修复，风险抵御能力得到进一步增强。

3.问题：价格为发展主要制约因素地产阴影持续影响行业

“十四五”受地缘政治影响的高气价环境下，价格为天然气行业发展主要制约因素。受地缘政治等因素影响，“十四五”前期欧洲气价大幅攀升，联动影响全球天然气价格经历多轮脉冲式上涨，2021-2023 年处于高位震荡区间。2022 年美国HenryHub、欧洲TTF、东北亚 LNG 现货价格不断刷新历史记录，最高现货价格分别达到了9.85 美元/MMBtu、91.65美元/MMBtu 和 84.76 美元/MMBtu，年度均价同比分别上涨 132.8%、67.8%和82.3%，国际天然气市场价格变化同步传导到我国，尤其是对于现货占了相当部分比重的LNG进口价格，2022 年我国进口天然气年均到岸价约为 3.11 元/立方米，涨幅44.7%，其中LNG年度进口均价 3.98 元/立方米，涨幅 51.9%；管道气进口均价约 1.89 元/立方米，涨幅47.7%，价格高企对于顺价及时且对价格敏感的工商业用气需求增长存在一定抑制作用，同时经济性因素也是制约气电发展的主要原因，价格竞争力仍是我国天然气行业发展的关键影响因素。

部分地区还未实现居民端顺价，仍存在交叉补贴现象。尽管“十四五”期间建立完善天然气上下游价格联动机制取得重要进展，但仍有部分区域未执行顺价，2024 年以来受到重庆燃气舆情影响，多地顺价节奏有所放缓，且部分地区仍存在交叉补贴现象，居民用气价格偏低且僵化，使得工商业气价难以实现明显的降幅。 房地产市场持续低迷，燃气接驳需求显著下滑。天然气行业与房地产市场息息相关，一方面，新增燃气接驳户数受房地产开工情况影响，另一方面，工业用气量也在一定程度上受到地产链景气度影响。“十四五”以来我国房地产市场持续调整，导致居民接驳需求显著下滑，成为阻碍天然气行业持续扩张的重要影响因素。

4.展望：持续补位替位高碳能源融合新能源促进转型升级

基于长期供需宽松格局，2025 年起全球天然气价格有望走低。从需求端来看，俄乌战争影响下欧洲加速摆脱对天然气的依赖，2022 年起欧洲天然气消费削减计划持续进行，欧洲天然气消费量大幅压减，2023 年欧洲天然气消费量较 2021 年下降19.1%，同时发电转向可再生能源，全球天然气需求增速大幅放缓，亚太地区贡献气量增量。从供给端来看，2022 年初俄乌冲突爆发后全球天然气供给格局加速演变，俄管道气供给断崖下滑而全球对 LNG 需求激增，LNG 出口终端建设周期较长且疫情期间各出口国对LNG终端投资较少，导致全球天然气出口终端产能释放高峰期集中于2025 年后，根据在建项目建设节奏，2026-2030 年天然气供给或将进入快速增长期。在供需持续宽松的背景下，国际气价中长期或呈现下行趋势，有望进一步刺激下游需求增长。

天然气有望持续在下游各领域发挥重要作用。2024 年 6 月，国家发改委制定《天然气利用管理办法》，其中提出，天然气利用坚持产供储销体系协同，供需均衡、有序发展；坚持因地制宜、分类施策，保民生、保重点、保发展；坚持绿色低碳，促进天然气在新型能源体系建设中发挥积极作用，为优化利用方向、提高利用效率，最大化发挥好天然气在新型能源体系建设中的作用提供了政策指引。

城市燃气需求仍存在增长空间，预计 2030 年前仍将保持稳定增长。城镇化是拉动城市燃气消费的主要动力，“十四五”以来我国城镇化率提升速度有所放缓，2024年我国城镇化率 67%，但与发达国家 80%左右的城镇化水平相比仍存在 10%左右的增长空间。未来10年天然气在居民生活、公服、商业、采暖领域的需求或将稳步增加，但增速或将大大放缓，其中南方长江流域各省采暖需求有望持续释放，燃气壁挂炉采暖有望带动采暖用气需求持续增加。

天然气重卡经济和环保性突出，交通领域用气或将迎来重要窗口期。交通运输领域碳减排任务艰巨，其碳排放量仅次于电力和工业部门，根据《世界能源展望报告（2022年）》，2021 年占全国碳排放总量的 10%左右。LNG 重卡产业成熟，较燃油重卡具有环保与经济优势，2030 年前新能源货车（动力电池、氢燃料电池等）仍面临成本偏高、配套设施和服务体系不完善等问题，LNG 重卡有望快速发展。 根据《证券市场周刊》相关数据，2024-2030 年全国陆续有747 万辆重卡淘汰更新，若其中 10%-15%采用 LNG 汽车路线，考虑既有车辆 10 年淘汰周期，则到2030年LNG重卡保有辆在 100-138 万辆，按平均每辆车年用气 4 万立方米计，车用LNG需求有望达到400-550 亿立方米。 天然气或将持续发挥“补煤替煤”作用，助力工业领域减污降碳。工业部门消费结构以高碳化石能源为主，为双碳目标下减污降碳的重点领域，其中钢铁、水泥、化工等高载能行业是工业碳减排的重点，需要大力提升能效和电气化水平。根据《碳中和目标下我国再电气化研究》，碳中和战略下中国终端用能电气化水平或将不断提升，2030 年工业电气化率将达到 40%。 未来深度电气化趋势下，中国工业用煤大部分或将逐步转为电能，天然气的重点利用方向将是难以被电能替代的玻璃、陶瓷、保温、耐火材料、石化等高温生产场景。目前适用于高温场景的长寿命大功率电窑炉、电加热炉及新型高效电热材料尚未有实践应用，大规模商业化使用还需要较长时间探索。天然气作为工业窑炉燃料，具有热值高、燃烧效率高、控温灵活、燃烧排放废气污染物少等优点，或将成为替代人工煤气、燃料油的最佳选择，远期配套 CCUS 将具有较长生命力。绿氢、绿氨、绿甲醇等无碳能源尽管也可以用于高温加热和金属冶炼，但制储运成本高，预计 2040 年前难以替代天然气在工业燃料领域的地位。

根据中石油规划总院，工业领域天然气需求预计 2035 年达峰，其中陶瓷及玻璃等非金属矿物制品业、金属制品业、食品加工业、食品制造业、医药制造业、造纸业等耗能高或煤炭利用占比高且价格承受力较高的行业或为天然气利用的重点增量领域。在新型电力系统领域，天然气或将持续发挥调节和支撑作用。气电机组具有启停快、升降负荷能力强、选址灵活的特点，减污降碳、负荷调节灵活性方面比煤电强，在新型电力系统中季节调峰和日内调节方面都将发挥重要作用，可与风、光等新能源融合互补，确保电力安全平稳供应。 根据中石油规划总院，2030 年前，气电将在东部负荷中心充当调峰电源和热电联供基础电源，天然气与电力冬夏峰谷互济、南北峰谷互济；在西部地区与风、光、水多能互补，促进大规模新能源开发；预计 2030 年气电装机规模将达到 2.2 亿千瓦左右，发电用气将达约1250 亿立方米。

天然气在中国市场显示出强劲的增长韧性，是支撑中国经济社会发展全面绿色转型的重要能源，在构建新型能源体系进程中或将发挥重要的作用。“双碳”目标下中国天然气行业发展进入了新阶段，工业领域“补煤替煤”和发电领域“融合新能源”是两大重要发展方向。我们预计我国天然气消费量将在 2035-2040 年左右达峰，2030 年前仍将保持较快增长，未来我国天然气市场发展前景广阔。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）