内蒙古及北方地区 LNG 产能过剩风险分析报告（2025-2027 年）

©作者：安全陈工版权所有，付费使用，未经授权禁止复制、截取、下载，未经授权禁止用于任何商业行为。内蒙古及北方地区LNG产能过剩风险分析报告（2025-2027年）引言中国LNG产业正处于快速发展的关键时期，内蒙古作为国内最大的LNG生产基地，其产能扩张态势引发市场广泛关注。2025年10月，内蒙古LNG工厂集体上线重庆石油天然气交易中心，标志着该地区LNG产业进入新的发展阶段。然而，在产能快速增长的同时，市场需求增长放缓、价格持续下跌等现象引发了对产能过剩的担忧。本报告聚焦内蒙古及北方地区LNG产能供需状况，通过系统分析当前产能规模、在建及规划项目、市场需求变化等关键指标，评估2025-2027年期间该区域LNG产能是否存在加速过剩风险。研究范围涵盖内蒙古、山西、陕西、宁夏、甘肃、新疆等西北地区，以及河北、北京、天津等华北地区，这些区域既是LNG产能的主要聚集地，也是消费需求的核心市场。一、北方地区LNG产能供给现状分析1.1当前产能规模与分布截至2025年10月，北方地区已形成以内蒙古、山西、陕西为核心的LNG产能集群，三省产能占全国总产能的55%以上。具体产能分布呈现以下特征：内蒙古自治区作为全国最大的LNG生产基地，2025年1-6月累计产量达到308.1万吨，占全国总产量的22.5%。其中，9家上线交易中心的工厂（内蒙古华油、中能、万瑞、森泰、星星、盈通、汇和瑞达、兴洁和宏基亿泰）设计产能共1430万方/日，占内蒙古地区总产能的30%。此外，内蒙古黑猫10万吨/年LNG项目已于2025年5月试生产，庆华集团15万吨焦炉煤气制LNG项目建设进度达70%。山西省共有LNG液化工厂33家，产能达1485万方/日。2025年1-6月产量为203.7万吨，位居全国第三。主要企业包括华港山西LNG工厂（设计产能200万方/天）、山西祥源新型煤化工8万吨焦炉煤气制LNG项目（2025年5月投产）等。陕西省2025年1-6月LNG产量为242.9万吨，位居全国第二。榆林市拥有14家液化天然气企业，设计产能1880万方/日，2024年产量221.56万吨。延长石油延安天然气储气调峰及配套LNG项目投产后将新增液化能力40万吨/年。宁夏自治区拥有哈纳斯液化天然气公司（年产能100万吨）、宁夏深燃众源等主要企业，中能北气集团在宁夏的日处理天然气能力超过500万立方，年产量达100万吨。1.2在建及规划项目产能增量未来两年，北方地区将迎来LNG产能投放高峰期，多个重大项目集中投产将显著增加市场供给。内蒙古地区重大在建项目包括：杰瑞恒日与阿拉善盈通合作的120万吨/年LNG项目，分两期建设，一期60万吨/年项目将于2026年9月正式投产，将成为国内单体最大的LNG工厂。该项目配套输气管线和CNG母站等设施，建成后将成为集LNG/CNG生产运输、管道天然气输送于一体的综合性能源基地。巨融（通辽）能源120万吨/年液化天然气项目，一期60万吨/年项目已于2025年3月15日开工，预计2026年10月建成投产，可实现年产值约30亿元。该项目总占地315亩，全部建成后总产能将达120万吨/年。通辽市盈通能源日处理2×240万方天然气液化项目，总投资约20亿元，于2025年3月开工建设，目前土建部分已完成90%，安装部分完成总进度的40%，计划2026年5月全部建成，6月投产。中国化学天辰与山东能源合作的内蒙古恒坤化工项目，建设年产260万吨捣固焦及综合利用项目（一期年产130万吨捣固焦配套LNG装置），进一步增加区域LNG供给能力。其他北方省份在建项目同样规模可观：山西省多个项目加速推进，包括河津市华源燃气8万吨焦炉煤气制LNG扩建项目、临汾市煤层气液化及应急调峰项目（年产LNG40万吨，总投资7亿元）、灵石中煤化工5万吨LNG和500万立方米氢能源项目（2025年7月完成）等。山东省烟台港三大LNG码头项目建设进入收官阶段，包括中国石化龙口LNG项目（年通过能力650万吨）、龙口南山LNG接收站（年通过能力644.6万吨）、烟台港西港区LNG接收站（年通过能力650万吨），全部达产后港口LNG接卸能力近2000万吨，将成为北方最大的LNG接卸基地。1.3产能扩张趋势与集中度变化从产能扩张趋势看，北方地区仍是LNG上游建设主阵地，新增产能高度集中。据统计，全国新增的24座LNG工厂中，西北、华北、东北地区合计占15座，贡献新增产能的70%。全国仍有15座液厂具备投产预期，总设计产能达1540万方/天，其中华北地区为集中区域。产能集中度进一步提升，内蒙古鄂尔多斯、新疆克拉玛依、陕西榆林三大液化基地合计产能占比预计从2025年的65%提升至2030年的72%，单厂平均规模突破200万吨/年。这种集中化趋势将加剧区域内的竞争强度。值得注意的是，2025年到2027年全球LNG将进入产能投放周期，三年产能预计增长41%。国际市场供应放量将对国内市场形成外部压力，进一步加剧供需失衡风险。二、市场需求结构与变化趋势2.1下游用户结构分析北方地区LNG下游消费结构呈现明显的地域差异性和多元化特征。从全国层面看，2025年中国LNG消费结构中，工业用气占比最高约40%，其次是城市燃气约30%，发电领域约20%。内蒙古地区消费结构具有鲜明特色。2024年数据显示，内蒙古工业用气占比达58%，总量为179.8亿立方米，同比增长6.9%；交通用气占比为22%，主要得益于CNG和LNG车辆的推广；居民用气占比为20%。化工行业是工业用气的主要领域，占工业用气总量的42%，约为75.5亿立方米。**华北地区（内蒙古、河北、山西等）**的消费结构与全国平均水平存在显著差异，交通用气占比高达59%，远高于城燃用气和工业用气的20%左右。这种结构特点反映了华北地区在交通运输领域对LNG的高度依赖。鄂尔多斯市作为内蒙古重要的能源基地，其消费结构呈现独特性：化工项目用气8.39-10.09亿立方米，陶瓷等工业燃料用气1.19-1.95亿立方米，LNG用气高达32.95-38.45亿立方米，居民生活、供热、酒店和餐饮用气2.59-3.84亿立方米，汽车和公交车等交通用气2.42-2.48亿立方米。从全国范围看，工业燃料和城市燃气合计占比约37.8%，天然气发电占比约17.1%，化工原料占比约7.3%，车船消费是LNG下游消费占比最大的板块。2.2需求增长趋势与预测北方地区LNG需求增长呈现增速放缓、结构调整的特征。从全国层面预测，2025年中国天然气消费量增速预计在4%-6%，保守估计内地2025年天然气消费量同比增长7%。华北地区需求增长预期相对乐观。华北地区LNG进口量预计将从2023年的2850万吨增长至2030年的4800万吨，年均复合增长率达7.8%，主要服务于京津冀城市群的煤改气转型需求及工业用气增量。内蒙古地区需求预测显示稳步增长态势。根据内蒙古自治区政府发布的《天然气发展十四五规划（2024年修订版）》，到2025年全区天然气消费量将达到380亿立方米，占一次能源消费总量的比重提升至12.5%。预计2025年内蒙古天然气消费量将达到330亿立方米，同比增长6.4%。细分领域需求变化呈现结构性特征：交通领域增长强劲，2025年预计全国车用LNG消费量将达到2080万吨，同比增长11.8%，全国LNG重卡销量预计达14.8万辆，同比增长19.4%。交通用LNG消费量预计增长至2800万吨，同比增长14%。工业领域保持稳定，2025年工业燃料领域消费量预计为620亿立方米，同比增长6.9%。交通运输领域LNG消费量预计达到470亿立方米，同比增长11.9%。发电领域增长潜力较大，2025年电力行业对LNG的需求量将占全国总消费量的55%，到2030年这一比例将小幅下降至52%。2.3需求的季节性与周期性特征北方地区LNG需求具有极强的季节性特征，冬季供暖需求与夏季低谷需求差异巨大。冬季供暖期需求激增。每年11月1日至次年3月10日为主要供暖期，内蒙古中西部地区在此期间共消费天然气17.65亿立方米，同比增长10.3%，日均1357.6万立方米。进入四季度后，随着气温下降，北方地区供暖需求陆续增长，LNG进入一年中的旺季。夏季需求明显回落。3月15日供暖结束后，供暖需求大幅回落，LNG需求骤减。2025年二季度京津冀地区LNG需求总量约为116.22万吨，较一季度减少2.38万吨，环比降幅2.01%；较2024年二季度减少19.93万吨，同比降幅14.62%。LNG工厂生产的季节性安排。由于天然气使用冬夏峰谷差大，内蒙古LNG工厂在冬季采暖季基本全部停止供气，生产主要安排在天然气高峰期以外的春夏秋季。这种生产安排加剧了冬季供应紧张和夏季产能闲置的矛盾。节假日及特殊时期需求波动。春节前后终端因假期停工减产，下游需求减少带动价格回落；2月第一周市场供应充足、下游开工不足，LNG价格短期快速下行。三、供需平衡状况评估3.12025年下半年供需形势2025年下半年，北方地区LNG市场呈现**"供应充足、需求疲软"**的格局。供应端产能释放加速。东北地区2025年下半年日均供应量约0.29万吨，较上半年日均供应量增长18.42%，较2024年日均供应量增长19.02%。产量增长得益于新装置投产，2025年东北地区新增LNG投产装置5座，产能合计410万立方米/日，满负荷生产情况下预计LNG日均产量增加0.28万吨。需求端增长乏力。2025年下半年天然气消费需求环比小幅回升，但整体增长有限。受经济疲弱、工业品价格震荡、"煤改气"政策偏宽、冬季气温预期波动偏大等因素影响，天然气消费需求呈现低位震荡态势。供需矛盾逐步显现。国产与进口资源呈现分化走势，西北区域内液厂检修较多导致供应收紧，但整体市场供应仍然较为充足。上游LNG工厂的检修和复产活动交替进行，陕西和重庆地区的部分LNG工厂检修或暂停出货，导致这些区域的供应出现收紧，但这种交错状态使得供应量在短期内保持相对稳定。3.22026-2027年供需预测未来两年，随着大规模产能集中投产，供需失衡风险将进一步加剧。2026年供需形势预判：杰瑞恒日120万吨项目一期60万吨将于2026年9月投产，巨融能源60万吨项目将于2026年10月投产，盈通能源项目将于2026年6月投产。仅这三个项目就将新增产能180万吨/年，相当于内蒙古现有产能的约30%。国际市场方面，卡塔尔北方气田东区扩建项目将于2026年年中开始逐步投产，扩建完成后卡塔尔LNG年产能预计将在2027年增至1.26亿吨，较当前7700万吨的水平提升逾六成。2027年供需形势展望：杰瑞恒日项目二期60万吨预计2027年投产，巨融能源二期60万吨也将投产，届时内蒙古将新增LNG产能240万吨/年。从全国层面看，2025-2027年全球LNG将进入产能投放周期，三年产能预计增长41%。中国国内LNG产能规模预计突破1.5亿吨/年，较2020年增长超80%，其中沿海接收站贡献65%以上产能，内陆液化工厂占比提升至35%。供需缺口预测：京津冀地区作为北方LNG消费核心市场，预计2025年天然气需求将增至565亿立方米，2030年达到677亿立方米。2025年资源南下外输需求将增至362亿立方米，2030年达到449亿立方米。然而，现有管网输送能力存在瓶颈。京津冀地区南下外输通道总能力为299亿立方米/年，预计2030年外输能力缺口将达到150亿立方米。东北来气通道能力不足，预计2030年通道能力缺口为120亿立方米。3.3库存水平与调峰能力库存水平和调峰能力是判断供需紧张程度的重要指标。全国储气能力建设加速。预计到2025年底，将新增LNG储备容量567万立方米，相当于可存放超35亿立方米的气态天然气。全国天然气储备能力目标为地下储气库工作气量450亿立方米，LNG储罐容量1800万立方米。重点项目提升储备能力。中国海油盐城"绿能港"作为国内规模最大的LNG储备基地，建有4座22万立方米LNG储罐和6座全球单罐容量最大的27万立方米LNG储罐，总罐容达250万立方米，年LNG接收能力将达到600万吨。区域调峰能力不足。京津冀地区10座储气库（群）设计工作气量101.08亿立方米，最大采气能力可达8701万立方米/天。但面对巨大的调峰需求仍显不足，预计2030年京津冀地区高月均日天然气总需求将达到4.8亿立方米/天，管道气、进口LNG和本地资源日均供应量为3.0亿立方米/天，调峰供应缺口约1.8亿立方米/天。四、价格走势与市场信号4.12025年价格走势分析2025年以来，内蒙古及北方地区LNG价格呈现持续下跌态势，反映出供需失衡的加剧。价格下跌幅度显著。2025年2月内蒙古地区LNG价格在4100-4300元/吨区间，到10月17日已跌至3630-3750元/吨区间，其中星星能源3630元/吨，寰达新能源3650元/吨，时泰天然气3680元/吨，森泰天然气3750元/吨。累计跌幅达450-670元/吨，跌幅超过15%。价格下跌趋势加速。9月中旬LNG跌破3500元/吨，刷新2025年最低价。10月10日，内蒙古森泰LNG价格较上个调价日下调410元/吨，时泰LNG下调120元/吨，星星能源下调80元/吨。线上交易价格反映市场供需。2025年9月25日，内蒙古9家LNG工厂启动常态化线上交易，这是西部地区首批开展线上交易的LNG工厂。线上交易的启动提高了价格透明度，使工厂能直面全国市场，通过公开竞争获得更公允的价格。4.2价格下跌的深层原因LNG价格持续下跌反映了多重因素的综合影响：需求端疲软是根本原因。工业领域受低价管道气替代影响，管道气价格仅2.4-2.5元/立方米，合同外的部分用户转用增量管道气，LNG需求被明显分流。车用领域临近国庆，下游加气站仅维持按需采购，未出现节前备货动作。发电领域因夏天降水充足，燃气发电较同期明显下滑。供应端压力加大。上游液厂液位排库压力较大，贸易商有卖货压力，市场重车积压较为普遍。近期复工的液厂较多，如中阳福裕、沁县通州、润金茂等计划复工，上游竞争持续加剧。季节性因素叠加。供暖结束后需求骤减，3月15日供暖结束后，供暖需求大幅回落，LNG需求骤减。同时，夏季水电充足，燃气发电需求下降。国际市场影响。国际LNG市场不确定性仍在，预计2025年LNG现货价格范围在10-16美元/MMBTU。国际价格下跌对国内市场形成压力。4.3价格信号与市场预期价格走势传递出明确的市场信号，预示着产能过剩风险的加剧。价格倒挂现象。2025年3月7日，中国LNG出站价格录得4810元/吨，而CLD价格（成本）降幅大于销售价格，倒挂现象明显减弱。这种价格倒挂反映了市场竞争的激烈程度。区域价格差异缩小。中国LNG接收站出厂均价约为5323.94元/吨，LNG工厂出厂均价约为4719.12元/吨，二者之间的价差约为604.82元/吨，同比缩小了30.85%。价差缩小表明工厂气的竞争优势在减弱。价格预期持续悲观。多数液厂及接收站出货阻力较大，液位偏高，降价促排意愿依然较强。市场预期短期延续震荡下行，建议按需采购。套利空间变化。北方华北海气涨价后，国产气相较海气价格仍具优势，套利空间开启，贸易范围扩大，但华北海气涨价后槽批出货量约减70%。这表明即使存在价格优势，市场需求仍然有限。五、区域市场结构与流通格局5.1内蒙古LNG流向分析内蒙古作为LNG产能大省，其产品主要流向京津冀、山东、河南等经济发达地区，但面临外输通道能力不足的瓶颈。主要外输通道建设。内蒙古规划建设两条主要外输管道：呼伦贝尔—天津—河北管道，线路全长1830公里，设计外输能力200亿立方米/年，预计投资额为330亿元；鄂尔多斯—天津—山东管道，线路全程1100公里，设计输送能力为300亿立方米/年，预计投资额为200亿元。两条管道合计外输能力500亿立方米/年。现有管网输送能力。内蒙古油气管网里程到2025年将达到9649公里，区内天然气管道纳入"全国一张网"，储气能力达到2.8亿立方米，管道天然气覆盖66%以上旗（县、区）。国家管网集团北京管道公司乌兰察布压气站新增下载点设计日供气量超571万立方米，相当于每小时为2.3万户家庭输送天然气。目标市场需求状况。京津冀地区是内蒙古LNG的主要目标市场，2023年天然气消费量524亿立方米，约占全国消费总量的13%。其中河北省消费量最大为210亿立方米，北京市204亿立方米，天津市110亿立方米。外输能力瓶颈。京津冀地区南下外输通道总能力为299亿立方米/年，预计2030年外输需求将达到449亿立方米，外输能力缺口将达到150亿立方米。东北来气通道能力不足，预计2030年通道能力缺口为120亿立方米。5.2跨区域流通格局北方地区LNG跨区域流通呈现**"西气东输、北气南下"**的格局，但面临多重挑战。主要流通通道："北气南下"能源大通道全长5111公里，北起黑龙江黑河，南至上海，途经9个省（区、市）。自2019年北段投产、2024年全线贯通以来，日均输气量超1.1亿立方米，年输气能力达380亿立方米，可满足1.3亿户城市家庭全年用气需求。陕京管道系统将来自陕甘宁、新疆、中亚和俄罗斯的天然气，以及海上进口的LNG，输送到北京、天津、河北、陕西、山西和内蒙古70多座城市、1000多家大中型企业，最大日输气能力3亿立方米，保障了首都北京95%以上的天然气供应。蒙西管道全长1279公里，途经内蒙古、山西、河北、天津四省区市，既是内蒙古西部地区和山西大同煤制天然气项目配套的外输通道，也是天津LNG上岸的外输通道。流通格局特点：北方LNG主要流向京津冀、山东、河南等经济发达地区。中国石化华北石油局在鄂尔多斯盆地的气源通过输气管道输向宁夏、内蒙古、陕西、山西、河南、山东黄河流域6省区。流通障碍与挑战：管道输送能力不足成为主要瓶颈。随着内蒙古LNG产能快速增长，现有管道输送能力难以满足外输需求。特别是在冬季供暖高峰期，管道优先保障民生用气，工业和LNG外输受到限制。运输成本上升影响竞争力。内蒙古距离主要消费市场较远，公路运输成本高，铁路运输设施不完善，制约了LNG的跨区域流通。市场分割现象明显。不同区域间存在价格差异和套利空间，但由于运输成本、地方保护等因素，资源难以自由流动。5.3市场分割与套利空间北方地区LNG市场呈现明显的区域分割特征，不同区域间存在价格差异和套利机会。区域价格差异显著。2025年4月16日数据显示，西北价格4250-4450元/吨，西南价格4450-4650元/吨，北海接收站4850元/吨。车用LNG价格区域差异显著，约4.5-5.3元/公斤。套利空间分析。中国LNG接收站出厂均价约为5323.94元/吨，LNG工厂出厂均价约为4719.12元/吨，二者之间的价差约为604.82元/吨。这种价差为工厂气提供了一定的竞争优势。北方华北海气涨价后，国产气相较海气价格仍具优势，套利空间开启，贸易范围扩大。但华北海气涨价后槽批出货量约减70%，表明即使存在价格优势，市场需求仍然有限。套利障碍因素：运输成本高企。跨区域运输需要承担高额的物流成本，特别是公路运输成本占比很大，压缩了套利空间。管道输送限制。管道运输需要提前申报计划，灵活性差，且在高峰期可能面临限制。地方保护主义。部分地区为保护本地企业利益，设置各种障碍限制外地LNG进入。信息不对称。虽然线上交易平台提高了价格透明度，但在实际交易中仍存在信息不对称问题。六、产能过剩风险综合评估6.1过剩程度判断基于对产能供给、市场需求、价格走势等多维度分析，内蒙古及北方地区LNG产能已呈现明显的过剩态势，且在2026-2027年将进一步加剧。产能过剩的量化评估：从供给增量看，仅内蒙古地区2026-2027年就将新增LNG产能240万吨/年（杰瑞恒日120万吨+巨融能源120万吨），相当于现有产能的约40%。全国范围看，2025-2027年将新增LNG产能超过3000万吨/年。从需求增量看，北方地区天然气需求增速预计维持在4%-7%，即使按照7%的较高增速计算，2026-2027年新增需求也仅为200-300亿立方米（约1400-2100万吨）。供需缺口扩大趋势：2025年下半年，北方地区LNG供应已呈现过剩状态，价格持续下跌超过15%。2026年随着大规模产能集中投产，供需缺口将进一步扩大。国际市场供应放量加剧国内过剩。卡塔尔等主要出口国产能大幅扩张，2025-2027年全球LNG产能预计增长41%，国际低价LNG将对国内市场形成冲击。过剩程度分级：轻度过剩（2025年）：供应略大于需求，价格下跌15%左右，部分工厂开始限产或检修。中度过剩（2026年）：供应明显大于需求，价格可能下跌20%-30%，更多工厂被迫减产，行业亏损面扩大。重度过剩（2027年）：供应严重大于需求，价格可能跌破3000元/吨，行业出现大规模停产、并购重组。6.2风险因素分析产能过剩风险的形成和加剧受到多重因素影响：供给端风险因素：产能集中投放风险。2026-2027年多个大型项目集中投产，短期内供给激增，市场消化能力有限。国际供应冲击风险。全球LNG产能快速扩张，国际价格下跌将传导至国内市场。技术进步带来的成本下降。LNG生产技术不断进步，生产成本下降，企业为维持市场份额可能采取低价竞争策略。需求端风险因素：经济增长放缓。宏观经济增速下行，工业需求增长乏力，影响LNG消费增长。替代能源竞争。管道气价格优势明显，2.4-2.5元/立方米的价格对LNG形成强力替代。可再生能源快速发展也在挤压天然气的市场空间。政策变化风险。"煤改气"政策推进速度放缓，环保要求变化可能影响天然气需求。市场结构风险因素：区域发展不平衡。内蒙古等西北地区产能集中，但本地消费能力有限，外输通道不足。市场集中度提高。大型企业凭借规模优势和成本优势，可能进一步挤压中小企业生存空间。价格传导机制不畅。上游产能过剩难以快速传导至投资决策，可能导致过剩进一步加剧。6.3对产业链的影响产能过剩将对LNG产业链各环节产生深远影响：上游生产企业：盈利能力大幅下降。价格下跌导致企业利润空间被严重压缩，部分企业可能出现亏损。产能利用率下降。在需求不足的情况下，企业被迫降低开工率，固定成本无法有效分摊。投资意愿下降。面对产能过剩，企业将减少或推迟新项目投资，行业发展进入调整期。行业整合加速。弱势企业可能被兼并重组，行业集中度进一步提高。中游贸易企业：传统盈利模式难以为继。简单的信息差经营模式在价格透明化的市场环境下已无法生存。被迫向综合服务商转型。贸易商需要提供物流、金融、技术等增值服务，提升竞争力。资金压力增大。价格下跌和需求疲软导致资金周转困难，部分企业可能面临资金链断裂风险。下游用户：成本下降带来利好。LNG价格下跌将降低下游用户的能源成本，提高其竞争力。供应保障能力增强。产能过剩意味着供应充足，用户不必担心断供风险。议价能力提升。在买方市场环境下，用户的议价能力明显增强。基础设施投资：管道建设面临调整。在产能过剩背景下，新的外输管道建设可能放缓或取消。储气设施利用率下降。储气设施投资回报率降低，影响社会资本投资积极性。接收站建设谨慎。面对供应过剩，新建LNG接收站项目将更加谨慎。七、结论与建议7.1主要结论通过对内蒙古及北方地区LNG产业的全面分析，本报告得出以下核心结论：产能过剩已成既定事实。截至2025年10月，北方地区LNG产能已呈现明显过剩，内蒙古、山西、陕西三省产能占全国55%以上，而需求增速仅为4%-7%，供需失衡导致价格持续下跌超过15%。过剩程度将加速恶化。2026-2027年，随着杰瑞恒日120万吨、巨融能源120万吨等重大项目集中投产，仅内蒙古地区就将新增产能240万吨/年，而同期需求增量预计仅为1400-2100万吨，供需缺口将进一步扩大。价格将持续承压。在供给大幅增加、需求增长乏力的背景下，预计LNG价格将继续下跌，2026年可能跌破3000元/吨，行业将进入全面亏损期。区域失衡加剧。内蒙古等西北