“十五五”时期中国天然气市场分析报告

“十五五”时期中国天然气市场分析报告摘要：“十四五”时期，天然气在中国能源消费结构中的占比短期波动，消费增速换挡；进口LNG在中国气源中的占比明显下降，天然气供应结构向管道气倾斜。“十五五”时期，天然气在能源转型中的关键作用将进一步凸显；国际LNG市场进入宽松周期，中国接收站持续建设；多气源供应能力大幅提升，资源保障体系更加健全；市场竞争加剧导致价格中枢下移，需求潜力被激活；LNG现货价格可能低于长期合同价格，沿海省份的进口LNG竞争力明显提升；中国天然气市场规模及进口规模进一步扩大，在国际市场影响力增强。新形势下中国天然气阶段性供过于求风险重现；部分LNG设施利用率可能大幅下滑；贸易环节盈利空间收窄，历史高价长期合同可能拖累公司利润；保供责任集中与调峰需求高频化，企业责权利失衡加剧。“十五五”时期，中国天然气产业需以“效率提升、价值挖掘、韧性增强”为核心目标，从需求侧、资源侧、设施侧、融合创新以及生态体系五方面发力，系统推进产业高质量发展。关键词：天然气；消费量；供应量；能源转型；LNG；供需平衡；发展对策1“十四五”中国天然气发展的阶段性特征1.1天然气在中国能源消费结构中的占比短期波动，但支撑能源转型的战略地位依然稳固作为化石能源中碳排放强度最低的品类，天然气在推动中国能源消费低碳转型、支撑新型电力系统构建中发挥着关键的桥梁作用。回溯“十二五”和“十三五”时期（2011——2020年），中国天然气消费占一次能源消费总量的比重从4.6%稳步提升至8.4%[1]，展现了良好的增长势头。进入“十四五”（2021——2025年），受乌克兰危机等地缘政治事件引发的全球油气价格剧烈波动、中国经济结构深度调整以及非化石能源加速替代等多重因素叠加影响，天然气消费占一次能源消费总量的比重出现阶段性回调：2021年为8.8%，2022年回落至8.4%，随着市场供需再平衡与能源转型节奏趋稳，2024年回升至8.8%（见表1）。同期，煤炭消费占比短暂反弹，非化石能源消费占比呈现强劲上升态势，从2020年的15.9%跃升至2024年的19.8%。上述变化表明，尽管短期面临外部冲击与内部结构调整压力，中国能源体系清洁化、低碳化的长期战略方向未改，天然气作为衔接传统化石能源与可再生能源的关键过渡品种，其战略地位依然稳固。表12011-2024年中国一次能源消费结构变化资料来源：国家统计局1.2中国天然气消费增速换挡，用气结构发生较大变化2021——2024年，中国天然气表观消费量年均增速回落至6.6%，较“十二五”时期（2011——2015年，年均12.4%）和“十三五”时期（2016——2020年，年均11.3%）的高速增长显著放缓（见表2）。这一转变主要受国际油气市场波动、中国经济增速换挡等外部环境制约和影响。表22011-2024年中国天然气表观消费量及增速资料来源：国家发展和改革委员会伴随中国经济增速放缓，天然气消费结构发生明显变化：第一，工业燃料用气占比持续收缩，从2021年的39%降至2024年的36%（见表3）。除受气价影响外，高耗能工业领域节能降碳政策趋严（例如钢铁、化工行业能效提升），天然气与可再生能源在工业供热中的替代竞争加剧，降低了工业部门对天然气的刚性需求。第二，城镇燃气占比稳步攀升，2024年达到40%，较2021年提升4个百分点。城镇化率的提高带来居民生活用气刚性增长，叠加北方地区清洁取暖政策持续推进（“煤改气”存量优化与增量拓展），支撑了城镇燃气需求的稳定性。第三，发电用气维持动态平衡，占比稳定在17%左右。尽管可再生能源发电装机快速提升对气电形成一定挤压，但燃气机组在调峰调频、应急保障中的不可替代性，以及部分省份“煤电替代”政策的阶段性推进，使气电占比保持韧性。表3中国天然气用气结构变化资料来源：笔者根据公开资料整理1.3国际国内供需关系阶段性分化，呈现“外紧内松”格局“十四五”中后期，全球与中国天然气市场呈现显著的供需错配特征：国际LNG市场因地缘冲突与产能周期约束陷入“紧平衡”，中国则在政策统筹、多元保障与需求响应下实现“宽松运行”，形成“外紧内松”的阶段性分化格局。这一格局既折射出全球能源系统的区域联动性，也体现了中国能源安全保障体系的韧性。国际市场“紧”的核心矛盾集中于地缘冲突引发的资源再分配与产能瓶颈。2022年乌克兰危机爆发后，欧洲为摆脱对俄罗斯管道天然气的依赖，通过大幅增加液化天然气（LNG）进口填补缺口，2022年欧洲LNG进口量与上年相比激增60%，达到1.28亿吨，导致全球LNG资源流向从亚太向欧洲“大迁移”，中国LNG进口量与上年相比下降20%左右。供需缺口推动国际气价飙升，2022年亚洲JKM指数LNG现货均价达到34美元/百万英热单位，2023年虽然回落至15美元/百万英热单位，但仍高于2019年前的10美元/百万英热单位的常态水平。中国市场“松”的支撑体系则源于政策统筹及供、需两侧的因素。第一，“多能互保”机制降低了对天然气的刚性依赖。煤炭在能源保供中发挥“压舱石”作用，2022年全国煤炭产量达到45.6亿吨，与上年相比增加10.5%；非化石能源加速替代，2024年中国风电、光伏发电装机容量达到12.9亿千瓦，较2020年增长90%，年发电量占比突破15%，进一步挤压天然气发电空间。第二，国产气与进口管道气持续增产。中国常规气与非常规气协同增产，2024年天然气产量达到2465亿立方米[2]，较2020年增长28%；中俄东线天然气管道2024年底全线贯通，2024年输气量突破300亿立方米，成为进口管道气增量的主要推动力。第三，储气调峰体系平抑短期波动。截至2024年底，中国共建成储气库（群）38座，形成调峰能力超过260亿立方米，约占年消费量的6%，有效缓解了季节性供需紧张对市场的冲击[3]。1.4受国际市场影响，进口LNG在中国气源中的占比明显下降“十二五”和“十三五”时期（2011——2020年），进口LNG占中国气源总量的比重从13%稳步提升至27%，成为调峰保供的核心增量气源。这一阶段的增长主要得益于国内国际两方面市场支撑。在国内，天然气需求高速增长，增速整体在10%以上，同时沿海LNG接收站数量和能力均快速增长，从2011年的6座增至2020年的22座，总接卸能力突破7000万吨/年；在国际上，全球LNG产能处于投产高峰期，亚太LNG现货价格相对较低，经济性优势显著。“十四五”时期，外部环境与国内条件均发生深刻变化，2024年进口LNG在中国气源总量中的占比回落至24%，较2021年的29%下降5个百分点（见图1）。进口LNG占比的阶段性回落，既是全球能源格局重构下的市场选择，也是中国天然气供应体系从“规模扩张”向“结构弹性”转型的结果。图12011-2024中国天然气气源结构资料来源：笔者根据国家发展和改革委员会等机构相关资料整理1.5天然气供应结构向管道气倾斜，液态气消费占比回落在国家“保供稳价”政策主导下，“十四五”时期中国天然气供应呈现“管道气强化、液态气走弱”特征（见表4），其本质是保供优先级差异下的主动选择。从用户属性看，管道气主要覆盖城镇燃气（居民、采暖）、发电等民生与关键基础设施领域，这类用户用气刚性强、保供优先级高；液态气消费则集中于交通（LNG重卡、船舶）、工业点供等市场化程度较高、需求弹性较大的领域，保供紧迫性相对较低。在国际进口资源成本高企、国内供需相对偏紧的背景下，供气企业坚决扛起政治责任，将“保民生、保重点”置于首位。一方面，充分利用“全国一张网”资源调配，优先保障管道气用户需求；另一方面，对液态气用户实施“有保有压”，对民生关联度低的工业点供、交通领域用户适度减少供应，引导其转向其他能源或错峰用气。表42016-2024年中国管道气和液态气消费占比及液态气价格资料来源：笔者根据相关资料整理这一调整不仅是市场供需的被动反应，更是社会主义制度下“以人民为中心”发展思想的生动实践：通过发挥国有企业的政治担当与统筹能力，既保障了居民采暖、医院、学校等基本民生用能，又避免了因过度依赖高价LNG加剧社会用能负担，彰显了中国能源治理中“民生优先、全局统筹”的制度优势。总体而言，当前天然气供应结构的变化，既是应对短期资源紧张的务实举措，也为长期构建精准保供、灵活弹性的天然气供应体系奠定了基础。2“十五五”中国天然气发展的新趋势2.1天然气在能源转型中的关键作用将进一步凸显当前，中国能源消费仍以煤炭为主，2024年煤炭在一次能源消费中的占比达到53.2%。中国二氧化碳排放量占全球总量的31%[4]（见图2），连续多年位居全球首位。距2030年前碳达峰仅余5年左右的窗口期，中国推动能源体系深度转型，碳减排任务紧迫性前所未有。在此背景下，天然气作为化石能源中碳排放强度最低的品类（单位热值碳排放量比煤炭低约50%），其战略价值进一步凸显，既是替代散煤、治理大气污染的“现实抓手”，更是构建新型电力系统的“关键支撑”。图21965-2024年中国能源二氧化碳排放情况资料来源：英国能源研究院（EI）《世界能源统计年鉴2025》“十五五”（2026——2030年）时期，随着工业低碳转型深化，高耗能行业天然气替代提速，叠加储气调峰体系持续完善，天然气消费占比将加速提升，有望突破10%。若政策支持持续加码，例如气电上网电价疏导、非常规气补贴延续，2030年天然气在一次能源消费中的占比达到15%的政策目标具备可行性，这将为中国能源转型提供过渡期缓冲与结构优化支点。2.2国际LNG市场进入宽松周期，中国接收站持续建设，为扩大LNG进口创造有利条件全球LNG市场正从“紧平衡”向“宽松化”转变，叠加中国接收站基础设施的规模化建设，将为中国扩大LNG进口、优化资源成本创造关键机遇。国际市场进入宽松周期的核心驱动因素在于供应端的集中释放。2026年起，全球LNG新增产能将进入集中投产期，推动全球LNG供应能力从2025年的不到5亿吨/年跃升至2030年的超过6亿吨/年，“十五五”时期全球LNG供需平衡预测如图3所示。预计2028——2029年或迎来阶段性过剩高峰，供需格局转变直接反映在价格方面，2026——2030年亚洲JKM天然气现货均价将阶段性回落至6～8美元/百万英热单位区间，为中国进口LNG争取更优成本窗口。图3“十五五”时期全球LNG供需平衡预测中国接收能力和LNG长期合同量同步实现跨越式升级。第一，沿海LNG接收站规模快速扩张。截至2024年底，中国已投运LNG接收站31座，总接卸能力达到1.5亿吨/年，“十四五”后期至“十五五”期间，广东、浙江、江苏、山东等沿海省份持续新建扩建接收站，预计2030年总数量达到50座左右，总接卸能力达到2.5亿吨/年左右。第二，中国企业签署的进口LNG长期合同大幅增加。为了对冲现货价格波动，中国企业加速签订长期合同，2024年中国LNG长期合同量约为7500万吨/年，预计2030年将增至1.1亿吨/年。2.3多气源供应能力大幅提升，资源保障体系更加健全“十五五”时期，中国天然气供应能力将实现从“规模扩张”向“结构优化+韧性提升”的质变。预计2030年全国天然气可供资源量将突破5700亿立方米，较2024年增长45%，年均增速稳定在6%左右，形成“国产气托底、进口气调节、储备库应急”的多层级保障体系，为能源转型与民生用能安全筑牢根基。国产气预计进一步增储上产，2030年国产气量将达到3200亿立方米左右，较2024年增长28%，占可供资源量的56%。在常规气方面，鄂尔多斯、四川盆地等主力产区通过精细勘探与老井挖潜，2030年产量稳定在2000亿立方米以上；非常规气成为增长的主力，页岩气依托长宁-威远、涪陵等国家级示范区，2030年产量冲刺600亿立方米；煤层气通过沁水盆地、鄂东区块规模化开发，产量突破300亿立方米；煤制气受政策规范引导，2030年贡献约300亿立方米，形成“常规稳产、非常规增产”的多元供给格局。在进口气方面，预计2030年进口管道气供应量将超过1000亿立方米，较2024年的766亿立方米大幅增长，占可供资源量的17%左右，增量主要依托中俄东线天然气管道、中亚管道、中缅管道及潜在远东线管道。受益于长期合同集中落地及国际LNG宽松周期，预计LNG进口量将超过1700亿立方米（1亿吨），较2024年的1049亿立方米增长600亿立方米以上，占比回归至26%左右。2.4市场竞争加剧导致价格中枢下移，需求潜力被激活在国际LNG市场宽松周期与中国供应多元化的双重作用下，中国天然气市场竞争将趋于白热化，推动价格中枢显著下移，进而激活终端需求潜力。在国际低价资源的冲击与中国供应过剩预期的叠加下，供气企业竞争策略可能转向“以价换量”。为消化过剩资源、抢占终端市场，尤其是为争取工业、发电等价格敏感型用户，供应企业可能轮番推出促销政策，预计“十五五”时期管道气价格将由“十四五”时期的3元/立方米左右下降至2～2.5元/立方米，LNG价格将由4500元/吨左右下降至3000元/吨左右。价格是激活需求的核心杠杆，在此背景下，工业领域天然气替代煤炭、发电领域气电调峰的经济性得到改善。综合供需两侧驱动，预计2030年中国天然气实际需求量将达到5300亿～5500亿立方米，为中国构建“清洁低碳、安全高效”的能源体系提供动力。2.5LNG长期合同价格与现货价格再度转换，现货价格可能低于长期合同价格“十四五”时期，国际LNG市场经历了一场由地缘冲突与供应瓶颈主导的“价格风暴”。乌克兰危机爆发后，欧洲为替代俄罗斯管道气，通过“抢气”推高全球LNG现货需求。在供需失衡下，2022年亚洲JKM液化天然气现货均价达到34美元/百万英热单位，较同期长期合同价格溢价超过300%，形成“现货价格长期高于长期合同价格”的历史阶段。进入“十五五”，多重因素驱动价差关系重新逆转：供应端LNG产能集中释放打破紧平衡，需求端增长放缓加剧库存压力；现货价格可能将因供应过剩而下跌至低于长期合同价格，“现货贴水”现象将趋于常态。价差逆转对中国企业LNG进口策略的影响具有“双向”特征。一方面，当现货价格低于长期合同价格时，企业可通过动态调整采购组合，增加现货占比，降低综合进口成本，这是市场宽松周期下“买方优势”的直接体现；另一方面，企业的资源结构（长期合同资源与现货比例）将显著制约其策略灵活性，若长期合同资源量占比过高，例如超过70%，可能因“照付不议”条款约束被迫接收过剩资源，甚至陷入“低价亏损销售”的被动局面。2.6沿海省份的低价进口LNG竞争力明显提升，推动市场竞争格局重构相较国产气与进口管道气，沿海省份进口LNG的边际成本优势正加速扩大，推动市场竞争格局转变。主流机构预测，“十五五”时期国际LNG现货价格将可能跌至6～8美元/百万英热单位，考虑沿海接收站汽化成本，进口LNG出站价可降至1.8～2.4元/立方米，这将大幅增强其在沿海市场的竞争力。这一变化将倒逼国产气与进口管道气调整市场策略：国产气主要向中部（河南、湖北）及西南（四川、重庆）市场渗透，依托“全国一张网”降低管输成本；进口管道气则通过中亚D线、远东线等新通道扩大覆盖范围；同时，沿海LNG接收站产能冗余，催生“LNG西输”趋势，部分接收站通过西气东输三线、四线向湖南、江西等中部省份反向输送，形成“沿海接收-内陆分销”的跨区域流通网络。未来，三者的核心竞争战场将从沿海向河南、湖北、江西等管网交汇的中部省份转移，区域市场竞争将更趋复杂。2.7中国天然气市场规模及进口规模进一步扩大，在国际市场的影响力增强中国天然气市场规模与进口规模的持续扩张，推动其在全球市场中的角色从“被动接受者”向“主动平衡者”转变，国际影响力显著增强。2024年中国天然气表观消费量达到4260亿立方米，占全球的10%，是全球第三大天然气消费国；LNG进口量达到7665万吨（约1049亿立方米），占全球LNG贸易量的23%，居全球首位。预计2030年中国天然气消费量将增至5600亿～6000亿立方米，LNG进口量将维持20%左右的全球份额，市场规模优势进一步巩固。随着市场规模的显著扩张，中国将在未来持续扮演全球天然气市场的关键引擎作用。国际能源合作随之深化，中国也正从单纯的LNG进口大国向全球LNG市场的平衡者角色转型，其定价话语权亦将随之提升。3新形势下中国天然气发展面临的挑战“十五五”及更长时期，中国天然气产业在供需格局转换、市场波动加剧以及能源转型深化的背景下，将面临多重结构性挑战，具体表现为以下几个方面。3.1市场波动的周期性、复杂性、多变性依然存在，市场仍具有较大不确定性近年来，国际天然气市场波动呈现“短周期、高振幅”特征。2021——2024年，年均JKM液化天然气现货价格从10美元/百万英热单位飙升至34美元/百万英热单位，又逐步降至12美元/百万英热单位，周期从传统的3～5年缩短至1～2年，振幅扩大至200%以上。这一现象是经济周期、政策调控、地缘冲突、极端天气及新能源波动等多重因素叠加的结果。展望未来，波动常态化将进一步强化，地缘风险与突发事件仍可能引发短期供应中断，新能源大规模接入可能导致电力系统调峰需求激增，市场不确定性将持续存在。3.2多气源竞相增量，叠加需求波动，阶段性供过于求风险重现“十五五”时期，国产气、进口管道气、进口LNG三大气源同步扩张，考虑到终端需求（工业、发电等领域）可能受经济增速放缓、可再生能源替代超过预期等因素影响，市场大概率将转入供大于求状态。历史经验显示，在供大于求周期，部分企业可能被迫进行亏损销售，或通过“国际转售或回购”来避免“照付不议”带来的财务风险。3.3在LNG接收站产能扩张背景下，部分设施利用率可能大幅下滑中国LNG接收站建设存在超前规划特征。受市场需求不及预期影响，2024年全国已投运LNG接收站设施利用率为50%左右。预计“十五五”末，沿海LNG接收站总能力将达到2.5亿吨/年，平均设施利用率或将进一步降至40%左右，部分设施利用率可能降至20%，产能过剩将导致企业面临高额闲置成本。3.4贸易环节盈利空间收窄，历史高价长期合同将拖累企业利润在国际国内市场同步“供大于求”的背景下，LNG贸易环节盈利难度显著增加。JKM液化天然气现货价格可能长期低于长期合同价格，持有高价长期合同的企业需承担“照付不议”义务，仅能通过现货市场低价补量或转售部分资源弥补亏损。3.5保供责任集中与调峰需求高频化，责权利失衡加剧新能源出力的间歇性使电力系统调峰需求激增，天然气作为灵活电源的调用频率可能从保供季为主逐步转向全年高频调节。然而，保供责任仍高度集中于数家核心企业，企业需在“保障民生用气”的政治任务与“控制购气成本”的经营目标之间艰难平衡。4中国天然气发展建议与创新路径“十五五”时期，中国天然气产业需以“效率提升、价值挖掘、韧性增强”为核心目标，从需求侧、资源侧、设施侧、融合创新以及生态体系五方面发力，系统推进产业高质量发展。4.1需求侧：精准扩大高效利用，释放低价市场红利在工业领域，绿色低碳转型及产业结构调整将带动天然气消费增加，2030年天然气将成为补位煤炭退出的关键能源[5]，应抓住气价下行窗口期，持续推进工业“煤改气”，防治大气污染，助力节能降碳。在城镇燃气领域，结合新型城镇化与“煤改气”政策，重点拓展中部区域以及长三角等人口密集区的分户式采暖与商业综合体用气。在发电领域，明确燃气发电“灵活性骨干电源”定位，兑现保供及灵活性价值。在交通领域，预计未来LNG价格与柴油价格相比经济性能更加凸显，利好LNG重卡发展，同时建议健全珠江、长江、京杭运河加注网络，完善国际船舶LNG加注链条[6]。4.2资源侧：强化资源弹性，构建“双循环”体系建议打造灵活、富有弹性的“国内大资源池”（国产气+进口气），强化国产气与进口气的统筹调配，依托“全国一张网”实现区域间资源余缺互济。研究建立基于“低价增储、高价调节”原则的动态管理和跨周期运作机制。在国际气价低位时，超额采购LNG资源，充实储备，降低平均成本。在国际气价高位、国内资源富余时，在保障国内供应的前提下，择机开展贸易型LNG出口，实现跨周期资源运作与价