2025年能源专题报告：韩国LNG市场展望

韩国 LNG 市场综述

韩国是东北亚的发达经济体，国土面积约 10 万平方公里，2025 年人口约 5170 万，人 口密度达 531 人 / 平方公里）。作为全球主要经济体之一，该国 2024 年 GDP 约 1.87 万亿美元，人均 GDP 约 3.6 万美元，经济增长率约 2%，半导体、汽车和电子产品是核 心支柱产业，其 GDP 在 2024 年 全球排名第 12 位、亚洲排名第 4 位，预计 2025 年全 球排名可能下滑至第 13 位。 主要城市中，首都首尔是政治和经济中心，人口约 960 万，占全国人口五分之一；釜 山作为第二大城市和第一大港口，人口约 340 万；仁川是第三大城市，坐拥重要港口 和国际机场，人口约 300 万；大邱则是东南部工业和交通枢纽，人口约 260 万，首尔 都市圈更是聚集了全国半数以上人口，成为东北亚重要的金融和文化中心。

韩国在全球 LNG 进口总量与增长趋势

韩国是全球 LNG 市场的核心参与者，自 1995 年起长期稳居全球第二大进口国，2017 年因中国 LNG 进口量快速增长而降至第三，但进口规模仍保持稳定增长。2024 年，韩 国 LNG 净进口量达 4650 万吨，较 2023 年增长 3.7%，占全球 LNG 贸易总量的 11%， 2013 年这一比例为 17%，份额下降主要因全球 LNG 贸易量扩张及新兴进口国（如印度、 巴基斯坦）崛起。

从历史增长驱动因素看，2017-2020 年，韩国 LNG 进口增长主要依赖煤电替代，政府 为改善空气质量，出台政策限制煤电发电小时数，推动电力部门转向 LNG；2021- 2024 年，增长动力转为核电短缺弥补，老旧核电机组退役与新项目延迟导致核电供应 缺口扩大，LNG 作为替代能源需求上升。根据标普预测，2024-2029 年，韩国 LNG 进 口量将以年均 1.9% 的速度增长，2029 年达到 5200 万吨 / 年的峰值，随后逐步下降，2038 年回落至 4500 万吨 / 年左右。

按月进口规模与季节性变化

韩国 LNG 进口市场历史上呈现出显著的“夏季低估、冬季峰值”的季节性特征，核心的 驱动因素是居民部门冬季供暖需求。但是近年来，随着韩国电力部门需求占比的提升 和全球变暖气候的影响，进口季节性逐步弱化，居民夏季因为解暑降温需求的提升显 著带动了电力用 LNG 的增长，形成现有冬季供暖、夏季解暑需求的双峰格局。 从 2021-2024 年月度进口数据可以看出，传统冬季进口高峰仍然存在，但峰值与低谷 差距不断缩小：2021 年 1 月进口量达到 180 万吨，7 月为 280 万吨，差值为 200 万吨； 2024 年 1 月进口量 480 万吨，7 月 320 万吨，差值降至 160 万吨。2025 年上半年，进 口季节性进一步弱化，H1 进口量 2430 万吨，同比增长 3%，其中 Q2 因为库存补充需 求，4-5 月进口量创历史同期新高，6 月进口量接近新高，燃气发电需求上升带动进口 规模上涨的主要原因为政府应对夏季高温提前储备能源，且空气质量管控限制煤电。 随着近些年用电需求的增加，韩国 LNG 进口从被动式应对天气逐渐转向主动库存管理。 季节性受人为调控影响增强，如 2025 年 2 月，韩国出现罕见 2 月均温低于 1 月的现象， 寒冷天气本应推动 LNG 进口数据上升，但实际进口量却同比大幅下降，主要原因为进 口商消耗 LNG 库存而非向外进口。

进口来源国结构

为保护本国能源安全、降低能源供给和地缘政治风险，韩国从全球 12 个国家进口 LNG， 前七大供应国合计占比 91%。 澳大利亚为第一大供应国，2024 年进口量 1130 万吨，总量约占 24%，主要通过长期合约供应（如伍德赛德、必和必拓的协议），供应稳定性高。澳大利亚 LNG 出口终端 （如 Gladstone、Gorgon）距离韩国航程较短（10-15 天），运输成本低，是韩国 LNG 的供应核心。 从卡塔尔进口量 880 万吨，以长达 20-25 年的长期合约为主，价格与日本原油综合价 格（日本原油综合到岸价）挂钩。卡塔尔 LNG 具有热值高、运输灵活等特点，通过 Q-Max 型船可以直接抵达韩国主要终端。 马来西亚，供应总量约占 14%，进口量为 630 万吨，以长期合约为主，部分为现货补 充。马来西亚因为地理区域临近韩国，且双方在能源领域合作密切，成为韩国 LNG 的 主要供应国家之一。 美国，LNG 进口量 580 万吨，是增长最快的供应来源之一，2017 年首次进口，2024 年同比增长 14%。美国 LNG 以 “现货 + 短约” 为主，价格与亨利枢纽天然气价格挂钩， 灵活性高，主要用于补充韩国季节性需求缺口。近期美韩谈判中，韩国答应美国总统 特朗普增加能源进口，在 2025 年 8 月的美韩商界圆桌会议上，韩国天然气公司 （KOGAS）与美国能源供应商签署协议，从 2028 年起的十年间，韩国每年将从美国额 外购买 330 万吨液化天然气。该协议是韩国承诺未来四年购买价值 1000 亿美元美国能 源产品的举措之一，同时美国将对韩商品关税从 25% 降至 15%，韩国企业还计划在美 国投资约 1500 亿美元，涵盖半导体、新能源等领域。这一合作不仅扩大了韩国 LNG 进口来源的多元化，也成为美韩在能源及产业领域深化合作的重要体现。 剩余三大供应国依次为阿曼、印度尼西亚和俄罗斯，进口量分别为 480、310、230 万 吨，均为长期合约为主，但 KOGAS 与阿曼 LNG 长期合约到期后未续约，进口量可能 会进一步下降。尽管地缘政治紧张，但韩国为保障供应安全，仍维持与三国的 LNG 贸 易，供应占比基本持平。

区域分布与需求分布

从进口来源区域看，韩国 LNG 进口呈现 “太平洋盆地为主、中东为辅、大西洋盆地补 充” 的格局，2024 年太平洋盆地占比 53%，中东占比 29%，大西洋盆地占比 17%，这一 结构与韩国国内需求分布高度匹配： 太平洋盆地供应：主要流向韩国西部与南部终端，如仁川、平泽、光阳，服务于首尔 与南部工业带的需求，如釜山、光阳。该区域终端靠近需求中心，且太平洋航线运输 时间短，适合保障电力与工业部门的稳定需求。 中东供应：主要流向东部终端，如三陟、统营，服务于东部沿海的电力需求，如浦项 制铁的工业用电。中东 LNG 多采用大型船运输，东部终端具备接纳 Q-Max 型船的能 力，且东部地区煤电受限，LNG 需求增长快，中东供应可有效弥补缺口。

大西洋盆地供应：以现货为主，灵活分配至各终端，主要用于补充季节性需求缺口， 冬季供暖、夏季解暑。例如，2024 年冬季，美国 LNG 现货主要流向仁川终端，补充 首尔地区供暖需求；2025 年夏季，俄罗斯 LNG 现货流向平泽终端，支持南部地区解 暑降温用电。 从需求区域分布看，韩国 LNG 消费高度集中于三大区域：首尔城市区域：包括首尔、 仁川、京畿道，占全国 LNG 需求的 40%，主要用于居民供暖与电力供应，依赖仁川、 平泽终端的供应，2024 年这两个终端合计进口量占全国的 52%。南部工业带：包括光 州、釜山、济州岛，占全国需求的 35%，以工业（钢铁、化工）与电力需求为主，依赖 光阳、统营终端的供应，2024 年光阳终端工业用 LNG 占比达 80%。东部沿海地区：包 括浦项、江陵，占全国需求的 25%，以电力与工业需求为主，依赖三陟、保宁终端的供 应，2024 年三陟终端电力用 LNG 占比达 70%。

LNG 存储总量与库存管理

受地质条件限制，韩国无地下天然气存储设施，完全依赖 LNG 储罐进行存储，全国存 储总量达 1510 万立方米，约合 54 天平均消费量，具体分布主要为 KOGAS 全资终端和 私人终端，其中 KOGAS 终端为主要存储枢纽，占总存储容量的 85%，主要服务于居民和电力需求的应急保障。私人终端占总存储仅为 15%，主要服务于自身工业与电力需求， 库存周转率高于 KOGAS 终端，2024 年私人终端库存周转率为 6 次/年，KOGAS 终端为 4 次/年。虽然私人终端占比较少，但 2024-2025 年韩国新增存储容量均为私人终端， 进一步提升供应安全性。 韩国 LNG 库存管理遵循 “夏季备货、冬季消耗” 的传统模式，通常 6-9 月为库存填充期， 为冬季供暖做准备，12-2 月为库存消耗期，3-5 月、10-11 月为库存平衡期。但近年 来，受极端天气、核电短缺等因素影响，库存波动加剧，管理策略逐步从 “季节性备货” 转向 “动态调整”。

LNG 进口和销售价格

韩国 LNG 进口价格由长期合约价格+现货价格两部分构成，长期合约占 65%，现货占 比 35%，整体进口均价为 11.95 美元/百万英热单位（百万英热单位），较 2023 年下降 18%。其中长期合约价格与日本原油综合到岸价挂钩，2024 年日本原油综合到岸价均 价为 85 美元/桶，较 2023 年下降 12%，带动长期合约下降至 10.8 美元/百万英热单位。 而现货价格主要参考普式日韩到岸价。2024 年 JKM 均价为 13.2 美元 / 百万英热单位， 较 2023 年下降 22%，但波动加剧：2024 年 1 月因冬季需求激增，JKM 一度突破 20 美 元 / 百万英热单位，7 月因全球供应宽松降至 9 美元 / 百万英热单位，12 月因红海局 势紧张，影响 LNG 运输，价格回升至 15 美元 / 百万英热单位。 韩国 LNG 销售价格分为批发价格和零售价格，前者由 KOGAS 制定，后者由城市燃气 公司制定，政府通过成本传导机制进行监督，确保价格透明与公平。

批发价格由 KOGAS 根据进口成本（长期合约+短期合约）、运输成本、存储成本核算， 其中电力部门和居民月商业部门批发价相比于工业部门享受补贴。而零售价格是由城 市燃气公司在批发价格的基础上，加配送成本、税费、利润后制定，不同地区之间价格存在差异。 由于价格跟随成本变动且不存在价格动态更新策略，韩国现在面临成本传导滞后的问 题，KOGAS 进口成本变动通常需要 1-2 个月才能反映到零售价格，可能导致短期亏损， 所以现在各公司批发价格调整频率不断缩短，从每月一次的调整逐渐转向每两周调整 一次的频率，提高价格灵活性。

LNG 长协情况分析

长协来源多元，价格与日本原有综合价格挂钩

韩国 LNG 长期合约的核心特征是来源地理多元化与价格指数化挂钩，通过分散供应国 风险与明确定价机制，保障长期进口稳定性。 从供应来源看，2024 年韩国 LNG 长协覆盖 7 个核心国家，前五大来源国合计贡献长 协总量的 85%，与进口结构高度契合：澳大利亚以 24% 的占比居首，卡塔尔 19%，马来 西亚 14%，美国 12%，阿曼 10%依次紧随，印尼 7%与俄罗斯 5%为重要补充。这种 “太平 洋盆地（53%）+ 中东（29%）+ 大西洋盆地（17%）” 的地理分布，有效规避了单一区 域的地缘政治风险与供应中断风险。 价格机制上，韩国长协价格以日本原油综合到岸价为主，占长协总量的 80%，剩余 20% 的价格与美国长协或少量混合挂钩。

长协主导格局不变，但 “到期退出” 与 “新约灵活化” 趋势显现

尽管长期合约仍是韩国 LNG 进口的核心，但 2024 年起，高成本旧约到期不续约、私 人企业主导新约签订的趋势逐步清晰，推动长协结构从长期稳定向低成本和灵活化转 型。 在韩国 LNG 长约调整中，2024 年起有多份高成本旧约到期或终止。例如，韩国 SK Shipping 旗下四艘蒸汽轮机 LNG 运输船与韩国天然气公司 KOGAS 的长期租船合同于 2024 年底到期后不再续约；此外，韩国在 1990 年代中期签署的两项大规模 LNG 供应 协议也于 2024 年到期，涉及年供应量约占其年消费量的 20%。同时，受全球能源市场 变化及成本考量，韩国还终止了与俄罗斯北极 LNG 2 项目相关的 LNG 运输船建造及供 应合同，进一步推动其长协结构向低成本、灵活化转型。 旧约到期退出，以及上述两大核心长协相继到期或终止，均与高 日本原油综合到岸价 斜率导致的成本压力相关。此外，KOGAS 长协签约量持续低于到期量，2024 年KOGAS 新增长协仅 0.5 百万吨/每年，而到期量达 9.02 百万吨/每年，缺口主要由私人 企业新增进口与现货采购弥补，反映出国有主体对高成本长协的谨慎态度。 私人企业已成为新增长协的主力。2024 年非 KOGAS 主体进口量总进口的 26%，其中 60% 通过短约和现货采购，40% 为新增长协。这种趋势源于市场自由化，2025 年 2 月 生效的《国家资源安全特别法》允许私人企业有条件的分销 LNG，叠加私人再气化终 端的运营，使企业可直接对接国际市场，摆脱 KOGAS 的价格垄断。

长协与现货结合的协同效应，长协为主，现货补充

韩国 LNG 采购形成长协保障基荷需求、现货应对突发波动的协同模式，既避免了单一 采购方式的风险，也实现了成本与供应的平衡。长协相对稳定的进口量主要用于电力 部门和工业部门的常规需求，使下游用户可以提前规划生产和运营，规避价格剧烈波 动的风险。而现货的核心作用是应急与增量需求，如极端天气以及能源供应缺口。两 种协同魔种更好的保障了韩国现有能源供应。

现有 LNG 再气化终端布局与运营情况及 LNG 扩建规划

再气化终端是韩国 LNG 供应链的核心枢，承担接收、储存、气化、输送的关键职能。 截至 2025 年 7 月，韩国共有 7 座在运营再气化终端，总产能 143.9 百万吨/每年，其中 KOGAS 运营 5 座（占总产能 93%），私人企业运营 2 座（占 7%）；另有 3 座终端 处于在建或规划阶段。

KOGAS 全资终端的主要作用为主导供应，保障核心需求

KOGAS 作为国有能源企业，运营的终端多位于核心需求区，具备大产能、高储备、强 应急特征，2024 年承担全国 74% 的 LNG 进口与再气化任务，是保障首尔、京畿道等 核心区域供应的压舱石。KOGAS 旗下 5 座在运营终端覆盖韩国西部、东部及南部核心 区域。 随着需求不断上升，KOGAS 主导扩建规划。KOGAS 当前核心扩建项目为唐津终端， 原计划 2025 年底投运，因与当地渔民社区就补偿方案协商延迟，现预计 2027 年 5 月 商业化运营，总规划产能 11.6 百万吨/每年，分三期建设。该终端投运后，KOGAS 终 端总产能将获得小幅度提升，首尔及周边区域的存储能力将提升 40%，可应对 60 天以 上的极端供应中断，供应安全性进一步增强。

私人运营终端快速崛起，打破垄断

2017 年起，私人终端逐步成为韩国 LNG 市场的 “新力量”，凭借 “贴近用户、成本更低、运营灵活” 的优势，2024 年进口量达 14 百万同比增长 33%，占全国总进口的 31%，主 要服务于工业与电力领域的市场化需求。 当前私人运营的 3 座终端（含 2024 年投运的韩国能源终端）定位清晰，分别服务于钢 铁、电力及区域工业需求，分别为光阳终端（Gwangyang）、保宁终端（Boryeong）、 韩国能源终端（Korea Energy Terminal） 私人终端的市场份额从 2017 年的不足 10% 升至 2024 年的 31%，核心竞争优势体现在 三方面： 成本更低，私人企业可直接对接国际市场，采购低价现货或短约 LNG，2024 年私人终端平均进口价 10.5 美元 / 百万英热单位，KOGAS 因旧约高斜率，平均价 12.8 美元 / 百万英热单位； 响应更快，私人终端贴近用户，如光阳终端紧邻钢铁厂，输送 成本较 KOGAS 管道低 ；保宁终端可快速响应西部电厂的调峰需求，2024 年夏季极端 高温时，终端单日气化量突破 20 万吨；灵活度高，私人终端无居民供暖义务，可根据 市场需求调整进口结构，夏季因降温需求，私人终端进口占比升至 35%，冬季则聚焦工 业稳定供应，避免 KOGAS 终端 冬储夏耗的季节性波动。 同样，私人终端也在不断扩建规划。2025-2028 年，私人企业将新增 2 座终端，进一 步提升市场份额，分别为唐津 POSCO 国际终端、东北亚 LNG 枢纽。

韩国天然气管道设施建设

韩国天然气管道系统由 KOGAS 独家控制，总长度超 5000 公里，形成西部主干网+东 部支线网+南部工业网的格局，连接所有再气化终端与下游需求节点，是 LNG 从终端 到用户的关键纽带。 从布局来看，管道系统核心功能是匹配终端与需求。西部主干网：连接仁川、平泽、 唐津终端与首尔部分地区，年输气能力 300 亿立方米，承担全国 50% 的 LNG 输送量， 冬季高峰期输气负荷达 90%，保障居民供暖与核心电力需求；东部支线网：连接三陟终 端与东部沿海电厂，年输气能力 80 亿立方米，因东部电网拥堵，2024 年该管网输气 量同比增加，弥补煤电使用受限的缺口； 南部工业网：连接统营、光阳、保宁终端与 南部工业带，年输气能力 120 亿立方米，其中光阳终端专用管道直接输送 LNG 至 POSCO 钢铁厂，年输气量 30 亿立方米，占该终端用量的 60%。 从发展趋势看，管道设施正逐步向 “公私共享” 转型：2025 年《国家资源安全特别法》 明确要求 KOGAS 向私人终端开放部分管道容量，如保宁终端已接入西部主干网，2024 年已经开始通过 KOGAS 管道向首尔南部电厂输送 LNG；韩国能源终端计划 2026 年接 入南部工业网，扩大对蔚山石化园区的供应范围。此外，为配合唐津终端投运， KOGAS 正建设 “唐津 - 首尔” 新管道（2027 年投运），年输气能力 50 亿立方米，进一 步完善西部供应网络。

韩国 LNG 电力市场分析

LNG 电力市场需求分析

气电需求 ：LNG 需求的重要组成部分

气电是韩国 LNG 需求的最大组成部分，2024 年占 LNG 总消费的 51%，2023 年占 52%， 需求达 30.04 亿立方米，同比基本持平。LNG 气电需求量大的主要原因是核电短缺与 煤电受限形成的需求支撑，同时被可再生能源增长部分抵消。从驱动因素上看，气电 需求主要来自核电供应缺口扩大与煤电管控加强，同时受极端天气与电力需求增长推 动，2030 年前仍将是 LNG 需求的核心支柱。

核电短缺：LNG 气电的长期支撑

韩国核电占电力供应的比重维持在 30%-40%，是电力系统的基本支撑，但近年来因为 老旧机组退役与新项目的延迟，核电供应短期缺口逐渐扩大，气电成为主要替代能源。 其中韩国核电机组平均服役年限已达 25 年，平均为 30-40 年，在 2024-2025 年中退 役三台，预计 2026-2030 年再退役 6 台，退役规模达到 955 万千瓦，占当前核电总装 机的 25%。尽管政府计划延长部分机组寿命，但寿命延长审批流程复杂，且新增装机仅 285 万千瓦，无法抵消退役缺口。在建的核电新项目原计划于 2025 年前投运，但因设 备故障、施工延误等原因，已经两次延迟，导致新增核电装机增长停滞，进一步扩大 供应缺口。 具体来说，韩国核电机组退役仅涉及古里核电站 1 号机组这一韩国首个退役商用核电 机组，该机组为压水堆（PWR）类型，装机容量 约 57.6 万千瓦，1978 年投入商业运 行，2007 年完成 30 年初始设计寿命后于 2008 年获 10 年延寿许可，2025 年 6 月 26 日核安全委员会批准退役方案，2025 年 启动首阶段退役拆除工作，退役周期预计 12年，需先建乏燃料存放设施。 重启项目中核心为古里核电站 2 号机组，该机组同样为压水堆类型，初始 40 年运营许 可证于 2023 年 4 月到期后停止运行，2025 年 11 月 13 日韩国核安全委员会批准其延 长运行至 2033 年 4 月 8 日，根据官方计划，获批后需进行约三个月的设施升级和安全 检查，预计 2026 年 2 月正式重启。此外，韩国还有多个核电机组处于延寿或重启评估 推进中，其中韩光核电站 3 号、4 号机组已完成延寿审查，2024 年起逐步恢复满负荷 运行；蔚珍核电站 1 号、2 号机组于 2025 年提交延寿申请，计划延长运行至 2040 年 后，目前处于安全评估阶段，预计 2026 年下半年获批后启动重启准备工作。这些重启 项目均围绕现有成熟机组展开，旨在通过延长运行周期保障能源供应稳定性，同时配 合韩国能源转型中的基荷电源需求。

煤电管控：气电替代的政策推力

韩国是全球主要煤电消费国之一，2024 年煤电占总发电量的 36%，但为改善空气质量， 减少 PM2.5 的排放和实现碳中和目标，韩国政府从 2017 年开始实施严格的煤电管控措 施，推动煤电向气电替代，成为气电需求增长的重要政策推力。煤电管控措施包括发 电小时数限制，如设置季节性发电小时数上限；对东部沿海的核心工业区和空气质量 敏感区实施额外管控，根据空气质量情况决定开机停机；实施煤电退役计划，韩国政 府在《能源转型路线路》中明确提出 2040 年前完全淘汰煤电。以上措施极大的限制了 煤电发电量，也间接推动了气电发展。

极端天气：推动电力需求增长

极端天气（高温、低温）与电力需求增长（工业、居民）导致电力负荷峰值逐渐上升， 气电因为启动速度快、调节灵活等特征，成为应对峰值负荷的核心电源，短期内推动 LNG 需求增长。2024 年 8 月，韩国平均气温达 32℃，历史同期均值为 28℃，居民降温需求激增，电力负荷峰值突破 1100 万千瓦，达到历史新高；同样，2025 年 2 月的 低温也推动电力负荷峰值达到新高附近。2024 年因为半导体、汽车行业复苏，韩国工 业生产指数同比增加 3%，工业电力需求 2600 亿千瓦时，同比增加 2.5%，占总电力需 求 50%；2024 年，因为电动汽车普及和智能家居设备使用的增加，居民电力需求达到 1300 亿千瓦时，同比增长 1.5%。

燃气发电装机与企业格局

装机规模：短期不断上升

2024 年，韩国燃气发电装机达 3500 万千瓦，占总发电装机的 28%，同比增长 5%，主 要以联合循环燃气轮机为主，占气电装机的重要部分，其余为简单循环燃气轮机。联 合循环燃气轮机因效率高：发电效率达 60%，简单循环燃气轮机仅 35%、排放低：CO2 排放约 400 克/千瓦时，煤电约 800 克/千瓦时，成为燃气发电的主流机型，2024 年联 合循环燃气轮机装机同比增长，而简单循环燃气轮机装机同比下降。基于上文对燃气 发电需求的分析,2024 年-2030 年 LNG 装机数量可能会进一步增长。 在气电装机增长领域，韩国是极具代表性的市场。从长期规划看，韩国计划大力推进 气电装机规模扩张，预计到 2034 年，其 LNG 发电装机将从 2020 年的 41.3GW 提升至 59.1GW，这一增长很大程度上源于能源结构转型需求，该国将有 24 座合计 12.7GW 的煤电厂被改造为燃气电厂。具体到投产项目，多个重点工程已落地或在积极推进中： 2024 年 12 月，全球首个 LNG/LPG 联合循环电厂 —— 蔚山 GPS 电厂正式商业运营， 装机容量达 1.2GW，每年消耗 LNG90 万 - 100 万吨；同年 11 月，统营联合循环发电 厂投运，装机超 1GW，采用 GE Vernova 的 HA 燃气轮机，每年可减少超 3.3 万公吨二 氧化碳排放；处于许可阶段的唐津 LNG 发电项目，预计 2029 年开工、2030 年 9 月投 产，装机 1GW，为联合循环燃气轮机电厂。这些项目的推进，既是韩国替代煤电、优 化能源结构的关键举措，也顺应了全球气电装机回升的趋势，未来随着它们的逐步投 产，韩国气电装机数量将进一步实现增长。

企业格局：垄断向竞争转型

韩国燃气发电企业主要分为两类：KEPCO 及其子公司、私人发电企业，其中 KEPCO 主 导市场，但私人企业占比逐步提升，市场格局从垄断向竞争转型。 KEPCO 是韩国最大的电力企业，其中韩国中部电力（KOMIPO）与韩国南部电力 （KOSPO）是主要 LNG 发电企业，占 KEPCO 总 LNG 发电量的较大部分。KEPCO 及其 子公司的燃气发电以基荷为主，主要通过长期合约从 KOGAS 采购 LNG，价格稳定但 较高，2024 年采购价为 11.3 美元/百万英热单位。 私人企业的燃气发电以调峰与基荷结合为主，主要通过直接进口 LNG（现货+短约） 采购燃料，价格低于 KEPCO，2024 年采购价为 10.5 美元/百万英热单位，成本优势显 著，市场份额逐步扩大。 政府自 2017 年开放电力市场，允许私人企业参与电力竞价，私人企业凭借低成本优势， 获得更多的发电量配额，同时，政府对私人企业的燃气发电项目提供税收等优惠政策 并提供并网支持均推动韩国私人企业迅速崛起。

LNG 电力市场运行机制

电力市场竞价：中长期和现货的双层结构

韩国电力市场采用“中长期合约 + 现货市场”的双层结构，燃气发电的基荷发电量主要 通过中长期合约确定，调峰发电量通过现货市场确定，其中中长期合约占 LNG 总发电 量的 70%，现货市场占 30%。 中长期合约主要由韩国电力交易所（KPX）组织，每年于 3 月、9 月举行两次竞价，竞 价内容包括发电量配额和电价，KPX 根据低价优先的原则选择中标企业，合约期限为 1-3 年。企业间合约由发电企业和大用户直接签订，内容包括发电量、电价、供电时间， 电价通常与 LNG 进口价格挂钩，合约期限 3-5 年，用于满足大用户的电力稳定需求。 现货市场分为日前市场和实时市场。日前市场中，KPX 每天组织一次竞价，发电企业 申报次日每小时的发电量和电价，KPX 根据电力需求预测，确定次日的发电计划和日前电价；实时市场中，KPX 每 5 分钟更新一次电力需求和供应，发电企业根据实时需 求调整发电量，实时电价根据供需平衡决定，主要用于应对突发电力需求。

LNG 需求情况

韩国总体天然气需求趋势与需求结构分析

韩国作为资源匮乏的经济体，天然气需求高度依赖进口，其总体需求趋势与能源转型、 产业结构调整紧密关联。从趋势看，受去煤化政策推动，天然气在电力领域的替代需 求持续增长，气电装机扩张直接拉动发电用气量攀升，同时工业领域为实现低碳转型， 部分高耗能产业也逐步增加天然气使用，叠加城市燃气的稳定需求，未来数年天然气 总需求仍具增长动力，但受全球 LNG 价格波动、供应稳定性及可再生能源替代节奏影 响，增长幅度或呈阶段性调整。 在需求结构上，发电领域是最大需求端，气电作为清洁电源替代煤电，在韩国电力结 构中占比持续提升，成为拉动天然气需求的核心力量；其次是城市燃气板块，涵盖居 民生活与商业用气，随城市化进程和居民生活品质提升保持稳定增长；工业用气集中 于化工、制造业等能源密集型产业，用于生产环节的燃料与工艺需求，其规模与工业 经济景气度密切相关；此外，交通领域虽当前占比有限，但 LNG 作为船舶、重型车辆 燃料的应用探索，也为需求结构多元化提供了潜在空间。整体而言，发电端的需求增 长主导着韩国天然气需求结构的演变，城市燃气与工业用气则构成基础支撑，各板块 占比将随能源政策、市场环境及技术革新动态调整。

气电需求

因上文已经对该内容进行了详细的描述，在此不再赘述。

工业需求

工业经济复苏：钢铁、化工行业需求回暖

2023 年下半年起，韩国工业经济逐步复苏，半导体、汽车、钢铁、化工等核心行业生 产回升，带动工业 LNG 需求增长，2024 年工业 LNG 需求同比增长 2%，主要来自钢铁 与化工行业的贡献。 在钢铁行业中，2024 年，韩国钢铁产量达 7000 万吨，同比增长 3%，主要因中国需求 回升与出口增长，钢铁行业 LNG 需求达 4.24 亿立方米，同比增长 4%，占工业总需求 的 40%。其需求增长主要来自燃料替代和新增产能。 2024 年，韩国化工行业产值同比增长，主要因为石化产品出口增长，如聚乙烯、聚丙 烯，总需求达 3.18 亿立方米，占工业总需求的 30%。其需求增长来自于原料需求、能 源需求。 2024 年，韩国陶瓷行业（主要生产建筑陶瓷、电子陶瓷）产值同比增长，LNG 需求达 1.59 亿立方米，占工业总需求的 15%，增长相对缓慢，主要因陶瓷行业规模较小，且 能源需求以电力为主，LNG 需求占比低。

民用、商业需求

居民与商业需求是韩国 LNG 需求的传统组成部分，但近年来受电能替代加速与气价上 升影响，需求持续萎缩，2024 年民用、商业 LNG 需求合计达 10.6 亿立方米，占 LNG 总消费的 18%，其中民用需求和商业需求同步下降，成为 LNG 需求中唯一持续萎缩的 领域。

民用需求：缓慢萎缩

韩国民用 LNG 需求主要用于供暖，占民用总需求的 80%，近年来随着电力供应充足与 电供暖技术普及，民用供暖逐步从燃气供暖转向电力供暖，电能替代成为民用 LNG 需 求萎缩的核心原因。2024 年，韩国民用电力供暖普及率达 45%（2010 年为 10%），同 比增长 5 个百分点，主要驱动因素包括电力供暖技术进步、政策支持和天然气价格上 涨。

商业需求：增长乏力

韩国商业 LNG 需求主要用于餐饮、酒店、商场等场所的供暖、热水与烹饪，2024 年 需求达 5.3 亿立方米，同比有所下降，增长乏力主要因气价上升与消费习惯变化。 2020-2024 年，商业 LNG 价格从 13.5 美元/百万英热单位 升至 15.5 美元/百万英热单 位，商业用户成本增加，部分用户减少 LNG 使用，转向更便宜的能源电力、LPG 等。 2024 年，韩国餐饮行业 LNG 消费量同比下降，酒店行业也同比下降，主要因为气价 上涨导致成本压力增大。 同时，韩国商业场所平均营业时间缩短且节能意识增强，LNG 消费强度下降。2024 年， 商业场所 LNG 消费强度（单位面积消费量）同比下降 ，进一步抑制需求增长。 与民用领域不同，政府对商业领域的电能替代支持较少，无设备补贴与电价优惠，商 业用户转向电力的动力不足，但因 LNG 价格上涨，部分大型商业用户，如大型商场等仍选择安装电力供暖设备。

总结与展望

韩国作为全球第三大 LNG 进口国及少数 100% 依赖 LNG 进口的主要经济体，其市场发 展始终围绕 能源安全与能源转型两大核心展开，当前已形成独特的供需格局与产业生 态。 从市场现状来看，韩国 LNG 进口结构呈现高度地理多元化，其中太平洋盆地（澳大利 亚 24%、马来西亚 14%、印尼 7%）、中东（卡塔尔 19%、阿曼 10%）、大西洋盆地（美 国 12%、俄罗斯 5%）三分天下，有效对冲了地缘政治与供应中断风险，但完全依赖海 运的属性，使其终端与库存设施成为能源安全的关键屏障。当前 的 LNG 存储容量与再 气化产能，是应对极端天气与供应波动的核心保障。需求端则完成结构性转型，从传 统居民供暖驱动转向电力加工业双核心。2024 年电力部门需求占比 51%，工业部门占 18%，居民与商业需求占比降至 18%，需求季节性显著弱化，冬季供暖峰值与夏季降温 需求形成双高峰，2024 年 8 月电力用 LNG 需求甚至首次超过冬季水平，标志着 LNG 从季节性燃料向全年稳定能源的角色转变。

供应模式上，长期合约仍主导市场，但结构持续优化：高斜率的卡塔尔、阿曼旧约到 期不续约，新增长协多采用 “日本原油综合到岸价+Henry Hub 混合挂钩” 与短期限， 成本较旧约降低。同时，私人企业打破 KOGAS 垄断，2024 年非 KOGAS 进口凭借直 接采购低价 LNG + 贴近用户的优势，成为市场新增长极，2025 年《国家资源安全特 别法》进一步为私人企业开放批发市场铺路。基础设施则呈现公私协同格局，KOGAS 运营 5 座终端保障核心区域供应，私人终端虽仅占 7% 产能，但利用率长期超 100%， 且未来 3 年将新增 2 座终端，私人终端占比将升至 26%，管道系统也逐步向私人开放， 推动市场从垄断向多元竞争转型。

展望未来，韩国 LNG 市场将随能源转型节奏呈现短期需求高峰、中期缓慢回落、长期 角色重塑的趋势。短期（2025-2030 年），核电延迟、煤电加速退役与可再生能源间 歇性，将推动 LNG 需求在 2029 年达峰，私人企业进口占比有望突破 40%，新增长协 以低斜率、灵活定价为主。中期（2030-2038 年），能源转型加速，核电占比上升， 可再生能源装机，LNG 需求缓慢下降，电力部门占比从 31%的 2030 年峰值，降至 25%， 但 LNG 仍是过渡关键，需为可再生能源调峰、填补煤电退役缺口，市场将完全自由化， 私人企业主导进口与分销，大西洋盆地进口占比升至 22%。长期（2038 年后），在 2050 年碳中和目标下，可再生能源与核电主导电力结构，LNG 需求进一步下降，主要 用于调峰与工业低碳转型，市场完全由私人主导，KOGAS 转型为公共能源服务商，终端与管道网络整合为区域交易枢纽，延长其市场生命周期。 当前市场也面临挑战与机遇：短期需应对项目延迟；中长期则可依托气电调峰需求、 工业低碳替代与区域交易枢纽建设，挖掘新增长空间，同时推动 LNG 与氢能技术融合， 将其从过渡能源升级为低碳转型配套能源。总体而言，未来 10-15 年，LNG 虽不再是 增长核心，但作为能源转型的稳定器与过渡桥梁，战略价值仍将长期凸显，市场自由 化与基础设施升级则是驱动行业变革的关键力量。

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