【天然气行业|深度】全球天然气需求远未达峰，国内发展空间广阔【东北先进材料&石化 杨占魁】

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宏观经济波动风险，地缘政治风险，政策风险，下游需求不及预期。

储量方面，根据中国石油集团经济技术研究院发布的《2025 年能源统计回顾》，截至2024年底，全球已探明天然气剩余可采储量预计为200.83万亿立方米，较去年同期持平。 

全球天然气探明储量主要集中在中东、俄罗斯等国家地区，据《2025年能源统计回顾》数据，预计2024年北美地区、中南美地区、欧洲和欧亚大陆地区、中东地区、非洲地区、亚太地区的已探明天然气剩余可采储量占比分别为10.7%、4.1%、29.9%、37.9%、8.0%、9.3%，美国、俄罗斯、伊朗、卡塔尔储量占比分别为9.20%、18.60%、16.00%、12.30%。

产量方面，在全球能源结构转型与碳中和目标驱动下，天然气继续在国际能源体系中扮演重要的过渡角色，产量稳健增长。据《Statistical Review of World Energy 2025》，近十年来全球天然气产量稳步上升，2014年至2024年全球天然气产量由3.45万亿立方米增长至2024年的4.12万亿立方米，2014-2024年CAGR为1.8%。目前全球天然气主产为北美洲、中东地区、亚太地区与俄罗斯。 

北美：北美洲一直是全球天然气产量最活跃的区域之一。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 2014-2024 年北美地区天然气产量由0.92万亿立方米增至1.26万亿立方米，CAGR为3.3%，2024年产量占全球比例为30.6%，是全球天然气产量最大的区域。其中美国2024年产量为1.03万亿立方米，占北美地区的比例超80%，占全球产量比例为25%，2014-2024年产量CAGR为3.9%，其增长动力主要来源于美国对页岩气资源的大规模商业化开发。

前苏联国家：天然气产量仍占全球较高份额，但产量近10年间已陷入停滞。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 2014-2024 年前苏联天然气产量由 0.76万亿立方米增至0.81万亿立方米，CAGR仅为0.6%，2024年产量占全球比例为19.7%。 

中东：仍保持较快增速。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 2014-2024 年中东天然气产量由0.58万亿立方米增至0.74万亿立方米，CAGR为2.4%，2024年产量占全球比例为17.9%。其中，伊朗、卡塔尔、沙特2024年产量分别为2629、1795、1215 亿立方米，占全球产量比例为 6.4%、4.4%、2.9%，2014-2024 年产量CAGR为4.1%、0.6%、2.2%。

亚太：中国与澳大利亚成为全球天然气产量增长的重要支撑。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 2014-2024 年亚太地区天然气产量由 0.54 万亿立方米增至0.71 万亿立方米，CAGR为2.7%，2024年产量占全球比例为17.2%。其中，中国与澳大利亚天然气产量持续增长，2014-2024年CAGR分别为6.6%、8.7%，贡献该地区过半的天然气产量。 

欧洲：由于资源开发已趋于饱和（西北欧油气田的衰退），加之环保及地质安全等因素，天然气产量呈下降趋势。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 2014-2024年欧洲地区天然气产量由0.27 万亿立方米降至0.20 万亿立方米，年均复合减产率达2.9%，2024 年产量占全球比例为4.8%。其中，荷兰天然气产量由2014年的604亿立方米降至2024年的81亿立方米，或是欧洲地区天然气减产的主要驱动。

展望后续，据GECF，未来天然气产量将保持稳定增长，预计2030年全球天然气产量将达到4.56万亿立方米，2050年预计达到5.32万亿立方米。当前，各国政府越发重视天然气资源，天然气勘探开发力度不断加大，预计2030年全球天然气产量将达到4.56万亿立方米，2023-2030年CAGR为1.6%，2050年预计达到5.32万亿立方米，2023-2050年CAGR为1.0%。 

从地区分布看，未来全球天然气供给格局将主要由北美、俄罗斯及中东地区主导。预计2023-2030年北美地区天然气产量将保持第一，2023-2030年年均增速约1.4%。中东地区天然气资源丰富，勘探潜力大，预计2023-2030年年均增速将达2.8%。欧亚地区2023-2030年增速平稳，预计将达到1.5%。此外，非洲、拉美地区2023-2030年增速较快，CAGR分别为3.1%、2.4%。

同时，石油公司加大天然气开发及综合利用力度，预计2035年天然气产量占比将超过60%。近年来，国际石油公司实施稳油增气战略，提升天然气在油气结构中的占比，将天然气作为能源结构调整的过渡性桥梁和低碳转型的主力军，以降低公司碳排放强度，道达尔、壳牌、埃尼、挪威国家石油公司等欧洲公司天然气所占比例已高于40%。与国际石油公司相同，近年来国家石油公司也在不断强化天然气业务的战略地位，其天然气产量和占比不断扩大。例如卡塔尔能源计划到2027年通过北部气田扩展项目将LNG产能增加至1.2亿吨/年，阿联酋国家石油公司（ADNOC）计划到2027年将天然气产能提升至102亿立方米/年，沙特阿美计划到2030年天然气产量比2021年增加60%以上，LNG产量达到1000万吨~2000万吨/年。预计到2035 年，阿尔及利亚国家石油、马来西亚国家石油、中国石油、中国石化、卡塔尔能源等国家石油公司天然气产量占比将超过60%。

2024 年，全球主要地区天然气需求进一步分化。据《 Statistical Review of World Energy 2025》， 2024 年全球天然气消费需求增速为2.5%，其中北美、中南美、欧洲、前苏联、中东、非洲、亚太天然气需求增速分别为1.3%、4.2%、1.4%、3.8%、1.8%、0.9%、4.5%。

欧洲：需求持续下降但降幅收窄。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 20142024 年欧洲地区天然气消费量由0.50万亿立方米降至0.47万亿立方米，CAGR为-0.6%，2024 年消费量占全球比例为11.4%。主要是欧洲经济疲软与库存高企抑制需求，以及核电、风光发电水平提升，发电用气需求大幅下滑。但同时气价下跌刺激部分工业用气回升，2024年欧洲天然气消费量同比降幅有所收窄。 

北美：需求低速增长。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 2014-2024 年北美地区天然气消费量由0.911万亿立方米增长至1.131万亿立方米，CAGR为2.2%，2024 年消费量占全球比例为27.4%。其中，美国、加拿大、墨西哥2024年消费量分别为9020、1285、1003 亿立方米，2014-2024 年消费量CAGR为2.2%、1.6%、2.4%。

亚太：需求快速增长。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 2014-2024 年亚太地区天然气消费量由0.7065万亿立方米增长至0.9727万亿立方米，CAGR为3.2%，2024 年消费量占全球比例为 23.6%。其中，中国、印度及新兴市场增长最为突岀，2024 年消费量分别为4344、703 亿立方米，2014-2024 年消费量 CAGR 为 8.7%、3.8%。韩国、日本2024年消费量分别为636、909亿立方米，2014-2024年消费量CAGR为2.4%、-3.1%。

俄罗斯消费较快增长，中南美消费稳步增长，非洲消费总体持稳。据《Statistical Review of World Energy 2025》， 2024 年，俄罗斯经济持续增长，气化率持续提升，天然气消费量为4770亿立方米，同比增长4.9%。中南美发电用气持续增长，但工业用气疲软，天然气消费量为1689亿立方米，同比增长4.2%。非洲天然气消费量为1780亿立方米，同比增长-0.9%。中东天然气消费量为5925亿立方米，同比增长1.%。

展望后续，全球大部分地区天然气消费远未达峰，工业及天然气发电将主要驱动天然气需求增长。据GECF数据，预计2030年全球天然气需求量将达到4.56万亿立方米，2023-2030 年CAGR为1.7%，预计2050年全球天然气需求量将达到5.32万亿立方米，2030-2050年CAGR为0.8%。 

（1）分地区来看，全球大部分地区天然气消费远未达峰。据GECF数据，北美、欧洲天然气需求将于2030年左右达峰，而非洲、亚太、中东、拉美等地区天然气需求或在2050年之后达峰。从增量角度来看，亚太地区是后续天然气需求的重要支撑，预计2023-2050 年亚太地区、中东地区、非洲地区的天然气需求增量分别为 7100、3110、2150 亿立方米，2023-2050年复合增长率分别为2.1%、1.5%、3.0%。

据中石油经研院，2024年，全球天然气贸易量约为1.25万亿立方米，同比增长1.9%，增速较上年提升4.6个百分点。全球天然气贸易格局深化调整，欧洲LNG进口量大幅减少，亚洲LNG进口量快速增长。

管道气贸易量增速由负转正，在贸易总量中占比持稳。欧洲是全球管道气贸易中最大的参与者，占全球管道气进口量的 40%和出口量的 20%，挪威是主要的供应方。其次是北美的加拿大和美国。据中石油经研院，2024年，全球管道气贸易量为6920亿立方米，同比+2.2%，增速较上年提升8Pcts。其中，中国进口管道气同比增长13.4%，欧洲（含土耳其）进口俄罗斯管道气增长10.1%。管道气贸易在全球天然气贸易中占比55.4%，与上年基本持稳。

LNG贸易量增速放缓，呈现“欧降亚增”。据中石油经研院，2024年，全球LNG贸易量为4.1亿吨，同比増长1.4%，增速较上年放缓0.2个百分点。其中，欧洲LNG进口量为1.01亿吨，同比下降19.3%；亚洲进口量为2.92亿吨，同比増长11.1%；南美进口量为788万吨，同比增长28.5。全球LNG短期及现货贸易量为1.70亿吨，同比增长29.9%，在LNG总贸易量中占比41.2%。

（1）欧洲进口大幅下降，亚洲进口快速增长。2024 年，欧洲经济疲软，制造业不振，可再生能源发电量增加，天然气需求持续下降。据中石油经研院，欧洲2024年LNG进口量为1.01亿吨，同比下降19.3%。法国仍为欧洲第一大LNG进口国，进口量达1878万吨，同比下降14.6%。从进口来源看，2024年，欧洲自美国进口4626万吨，占进口总量的比重为46.3%，较上年上升0.2个百分点；自卡塔尔进口1064万吨，占进口总量的比重为10.5%，较上年下降1.6个百分点。 

据中石油经研院，2024年，中国、印度和新兴市场带动亚洲LNG进口快速增长，全年进口总量为2.92亿吨，同比增长11.1%。其中，中国LNG进口量为7820万吨，同比增长9.7%，是全球第一大LNG进口国：日本经济疲软拖累工业用气需求，新能源利用增加抑制气电需求，整体用气增幅有限，LNG进口量为6691万吨，同比增长 1.4%；韩国受制造业恢复、可再生能源和煤电出力有限等因素影响，LNG 进口量为4696万吨，同比增长4.8%；印度受经济较快增长、夏季极端高温、气价下跌等因素影响，发电用气、化肥用气和化工用气显著增长，LNG进口量为2737万吨，同比增长21.2%：新兴市场气温偏高，燃气发电量持续增长，叠加气价回落经济性提升，支撑用气需求，LNG进口量为4193万吨，同比增长12.1%。 

（2）美国引领全球LNG出口增长，资源更多流向亚洲。据中石油经研院，2024年，美国保持全球最大LNG出口国地位，出口量达8773万吨，同比增长2.7%。其中，出口至欧洲4682万吨，同比减少19.0%：出口至亚洲2558万吨，同比增长37.2%：出口至南美551万吨，同比增长65.0%；出口至中东361万吨，同比增长375%。卡塔尔LNG出口量为7920万吨，同比下降0.3%。其中，出口至欧洲1064万吨，同比下降30.0%；出口至亚洲6341万吨，同比增长6.4%；出口至中东515万吨，同比增长13.9%。澳大利亚LNG出口量为7877万吨，同比下降1.0%。俄罗斯LNG出口量为3320万吨，同比增长6.8%。 

全球LNG产能仍在扩张，新增产能保持低位。据中石油经研院，2024年，全球LNG液化产能为4.72亿吨/年，同比增长0.5%。全年新增产能250万吨/年，较上年减少150 万吨/年。具体包括美国 Freepor LNG 扩建（150 万吨/年）、刚果（布）CogOFLNG（60 万吨/年）和澳大利亚 Ichthys LNG 扩建（40 万吨/年）项目。俄罗斯ArcticLNG2 项目 1号生产线（660万吨/年）已经完工，受制裁影响延期投产。从生产负荷看，全球LNG液化项目平均利用率为91%，与上年基本持平。其中，美国、卡塔尔、俄罗斯液化项目平均利用率均超100%，澳大利亚为92%，马来西亚为90%。 

展望后续，北美将推动全球LNG液化产能持续提升，据Rystad Energy数据，预计2030 年全球LNG产能超9亿吨。

2024 年，全球天然气市场持续宽松，国际气价连续两年下跌，地缘冲突风险因素对气价扰动不断但影响减弱。据中石油经研院，2024年，美欧亚三地比价为1：5.0：5.4，LNG资源流动支撑三地气价联动性持续增强，欧亚价差进一步收窄。 

美国天然气价格再次跌至2美元以下区间，整体呈低位震荡走势。2024年，美国本土用气需求增速放缓，液化项目投产较少叠加对欧洲 LNG 出口走弱、原料气需求下降，储气库库存高企，供需趋于宽松，HH现货价格持续下跌，全年均价为2.2美元/百万英热单位，同比下跌13.6%。Q1，美国遭遇极寒天气，气价涨至3.2美元/百万英热单位，但随着天气转暖，居民和工商业用气需求下降，Freeport液化项目检修期延长，气价迅速跌破 2 美元/百万英热单位。Q2，发电用气量增加，气价低位回升。Q3，美国多地气温创历史同期最高纪录，发电用气量大幅增长，但多轮飓风登陆影响液化项目生产，原料气需求下降，HH 价格维持 2 美元/百万英热单位左右。Q4，气温偏暖抑制居民用气量增长，气价一度跌至1.2美元/百万英热单位的年内低点。随着气温下降、局部地缘冲突加剧，以及LNG岀口增加，HH现货价格止跌转涨，12月再度涨超3美元/百万英热单位。

欧洲天然气价格同比大幅下跌，年内呈前低后高走势。2024年，欧洲天然气市场维持宽松态势，气价进一步下跌，年内总体呈前低后高走势。TTF现货全年均价为10.9美元/百万英热单位，同比下跌15.3%。Q1，欧洲气温偏高，替代能源利用增加叠加经济疲弱，TTF现货价格延续上年下降趋势，单日最低价格降至7.4美元/百万英热单位。Q2，基本面保持宽松，但巴以冲突、伊以冲突、俄乌冲突不断，挪威气田大规模检修，叠加亚洲市场联动影响，TTF现货价格上涨。Q3，中东及俄乌局势升级引发市场供应紧张担忧，但受需求疲弱、库存高位影响，气价短期上涨后回落。Q4，短时寒潮天气、俄气断供奥地利等导致储气库库存快速下降，叠加俄乌过境协议临近到期影响，TTF现货价格涨至14美元/百万英热单位以上。 

东北亚LNG现货价格大幅下跌，年内波动更加温和。2024年，东北亚市场需求快速增长，但资源供应充足，供需相对宽松，叠加欧洲气价联动影响，LNG现货到岸均价为11.8美元/百万英热单位，同比下跌26.6%，并持续低于等热值油价。Q1，东北亚遭受多轮寒潮和雨雪天气，但工业用气疲弱，整体需求不旺，LNG现货价格大幅下跌，最低日价跌至8.0美元/百万英热单位。Q2，东北亚气温偏高，印度与新兴市场持续极端高温，发电用气需求攀升，叠加多个液化项目检修影响区域供应，LNG现货价格快速上涨。Q3，发电用气量维持高位，中东及俄乌局势升级加剧市场供应紧张情绪，LNG现货价格快速上涨，一度冲高至14.4美元/百万英热单位。Q4，整体气温偏暖，供需基本面支撑不足，气价低于上年同期水平。据S&P Global数据，2024 年，受现货价格和油价下跌影响，东北亚LNG进口均价为11.5美元/百万英热单位，同比下跌12.4%。 

展望后续，预计 2025 全球天然气维持供需平衡状态，天然气价格或小幅上涨。据IEA 数据，预计2025年全球天然气供给量与消费量均为4.28万亿立方米。天然气价格方面，据EIA数据，截至2025年4月初的远期曲线显示，2025年TTF价格可能上涨18%，平均价格略高于12.5美元/MBtu。夏季的增储需求，加上进口管道天然气减少，以及与亚洲在LNG方面的激烈竞争，或将支撑更高的价格。远期曲线显示，2025 年 JKM价格可能上涨5%以上，平均超过12.5美元/MBtu。TTF-JKM价差较小，预计将有更多的的LNG流向欧洲。根据远期曲线，在市场基本面趋紧的情况下，美国Henry Hub的价格预计将小幅上涨，平均价格略低于4美元/MBtu。

据国家统计局数据，2024年我国天然气表观消费量为4234.65亿立方米，同比+8.6%。其中，据中石油经研院数据，预计2024年我国城市燃气用气量为1535亿立方米，同比+11.2%；工业燃料用气量为1633亿立方米，同比+6.0%；发电用气量为661亿立方米，同比+6.6%；化肥化工用气量为393亿立方米，同比+4.2%。 

（1）城市燃气：气化人口及气化率稳步增长。居民用气量与城镇化进程紧密相关，预计到2030 年我国城镇化率有望达到 70%。随着我国不断推进新型城镇化向纵深发展，城镇人口规模将持续扩大，从而作为清洁高效能源的天然气需求有望提升。同时随着第三产业占比的逐步提升，餐饮、旅游、住宿等产业用气需求也有望增长。 

2024 年，天然气基础设施建设稳步推进，城市燃气管道覆盖范围进一步扩大，据中石油经研院数据，全国用气人口稳定增长，估计城镇燃气用气人口达6亿人，较2023年增加0.29亿人，居民用气稳步增长。采暖用气小幅增长，北方大部分地区已完成清洁取暖改造，甘肃、陕西、辽宁、内蒙古等部分地区持续推进采暖“煤改气”工程，南方采暖用户持续增加，全年全国壁挂炉销量约160万套。估计2024年城市燃气用气量为1535亿立方米，同比增长11.2%，高于上年同期的7.8%。 

（2）交通：LNG相对于柴油具备一定经济性。CNG方面，受新能源汽车快速发展等因影响，CNG汽车保有量与用气量持续下降。LNG方面，车用LNG与柴油等热值价格比降至历史相对低位，经济性优势显著，据中石油经研院数据，2024年LNG汽车销量近 26 万辆，同比增速 13%，推动用气需求高速增长。估计 2024 年全国LNG 汽车保有量为123 万辆。LNG水上加注业务稳步推进，国家发展改革委等部门印发《交通运输大规模设备更新行动方案》，提出“推动 LNG、生物柴油动力船舶在具备条件的沿海内河航线应用”。海南澄迈LNG船舶加注站正式投运，上海南港首次开展水上LNG加注业务，洋山港新增1艘LNG燃料加注船，加注能力进一步提升。 

（3）工业：“煤改气”继续推动需求增长。2024年，宏观经济总体平稳，新质生产力加快培育，制造业和基建投资力度加大，工业生产积极性提升。据中石油经研院数据，1-11 月，规模以上工业增加值同比增长5.8%，较上年回升12个百分点，其中新能源汽车锂电池与光伏玻璃等产品推升工业用气较快增长。但房地产投资持续下降，1-11 月同比降幅为10.4%，钢材、浮法玻璃等产量同比分别增长0.9%与3.2%，抑制工业用气进一步增长。估计全年工业用气量为1633亿立方米，同比增长6.0%，较上年增长0.2个百分点。 

（4）发电：天然气发电比例低，提升空间广阔。当前，中国的电力供应结构高度依赖燃煤发电，其在2023年全国总发电量中的占比仍超过60%，占据绝对主导地位。这种结构使得能源转型面临巨大挑战。相比之下，天然气发电作为一种更为清洁低碳的能源，在中国的发展水平却显著滞后：其发电占比仅约为3%，远低于全球发达国家普遍达到的20%-40%的平均水平。从清洁能源利用和减排的角度，未来中国天然气发电存在巨大的发展空间。

2024 年，全国用电量较快增长、新增气电装机支撑发电用气需求，但煤炭供应充足、新能源发电量快速提升等因素抑制气电增长空间，据中石油经研院数据，估计2024年发电用气量为661亿立方米，增速为6.6%。2024 年，估计全国全社会用电量同比增长7%，较上年提升0.3个百分点:新增规模以上燃气发电装机1500万千瓦，总装机容量达1.4亿千瓦，同比增长11.9%较上年提升2.6个百分点。煤炭供应平稳，煤电同比增长4%:新能源发电快速增长，风电太阳能发电量同比增速分别为12%和28%；水力发电量同比增长12%。天然气发电与新能源水电协同作用日益增强，调峰调节作用更为突出。Q1，水电处于低发期（同比增长 2%）气电在补位西南及东部地区电力供应中发挥了关键作用（同比增长16%）；Q3，全国经历近60年来最热夏季，气电发电量同比增长13%，有效助力迎峰度夏期间电力保供。 

（5）化肥化工：天然气制氢有望拉动化工领域天然气消费量。据中石油经研院数据，国家持续推进化肥保供稳价，尿素出口政策收紧，供需趋于宽松，估计2024年年均价格为2160 元/吨，同比下降 12.2%；气头尿素企业维持盈利，全年产量同比增长3.6%。下游产品需求回暖推升甲醇价格小幅上涨，年均价格为2365元/吨，同比上涨1.3%；气头甲醇企业盈利性较煤头甲醇企业优势显著，全年产量同比增长10.1%。估计全年化肥化工用气量为393亿立方米，增速为4.2%，高于上年的-3.8%。 

氢能方面，目前我国制氢主要以煤制氢为主，天然气制氢占比较低，而天然气制得的氢气被称为“蓝氢”，其较由煤炭制得的“灰氢”碳排放低，在综合考虑固碳和纯化后的成本后“蓝氢”成本可以与“灰氢”竞争，在风电等可再生能源电解制氢成本居高不下的情况，天然气制得的“蓝氢”或将成为氢能产业发展首选方案。

展望2025 年，预计我国天然气需求同比+6.2%，依然保持较快增长。2025年，稳增长政策持续发力，消费活力进一步释放，但房地产等传统动能对经济增长的拖累将持续存在；外贸壁垒叠加出口退税率下调，光伏、电池等用气增长受到抑制。车用LNG经济性优势减弱，交通用气增长受限。电力需求刚性增长、新投产气电项目对气电需求形成支撑，据中石油经研院数据，预计天然气消费量为4485亿立方米，同比+6.2%。 

预计2025 年天然气发电用气引领増长，其他行业增速放缓。2025年，预计城市燃气用气同比增长6.5%至1635亿立方米；工业燃料用气同比增长5.9%至1730亿立方米；发电用气同比增长8.9%至720亿立方米；化肥化工用气同比增长1.8%至400亿立方米。天然气消费结构中，城市燃气用气占36.5%，工业燃料用气占38.6%，发电用气占16.1%，化肥化工用气占8.9%。

储量方面，天然气勘探再获新突破，新增探明地质储量继续高峰增长。据《2024年中国天然气发展述评及2025年展望》，2024年中国天然气勘探在陆上和海域，常规气和非常规气领域均有新发现或新突破自2019年国家能源局提出油气增储上产“七年行动计划”（2019—2025 年）以来，三桶油加大了油气勘探开发力度，天然气增储效果显著。自2019 年起，年新增天然气探明地质储量一直保持在1万亿立方米以上，连续6年超过万亿立方米。据《2024年中国天然气发展述评及2025年展望》，截至2023 年底，中国天然气剩余探明技术可采储量为6.74万亿立方米，页岩气为5516.1 亿立方米，煤层气为5348.4亿立方米。 

产量方面，据国家统计局数据，2024年，我国天然气产量为2463.70亿立方米，同比+7.3%。2024 年，油气行业增储上产“七年行动计划”持续推进，全年天然气产量为2463.70 亿立方米（含页岩气、煤层气与煤制气），同比+7.3%，增量为166.6亿立方米，连续8年增产超100亿立方米。其中非常规天然气方面，煤层气产量近165亿立方米，页岩气产量约240亿立方米。 

进口气快速增长，天然气对外依存度持续提升。据国家统计局数据，2024年，我国天然气进口量为1.32亿吨，同比+9.8%。其中，管道气进口量快速增长，2024年我国管道气进口量为5504.31万吨，同比+13.1%，增速较上年提升约7pcts，主要受中俄东线管道2024年12月提前达产影响。LNG进口延续快速增长态势，2024年我国LNG进口量为7664.89万吨，同比+7.5%，较上年下降约5pcts。从来源看，中国进口的 LNG 主要来自澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯等国家，自澳大利亚的进口量为2674 万吨，同比+10.7%，占比为34.2%，自美国的进口量为480万吨，同比+52.5%，占比为6.1%。

“四大战略通道+五纵五横”的天然气管网骨干架构初步形成。据中石油经研院数据，截至2024年底，全国天然气长输管道总里程达12.8万千米（含地方及区域管道），全年新增3500千米。中俄东线天然气管道全线贯通，与西气东输一线正式连通；西气东输四线首段工程吐鲁番到哈密段建成投产；华丰LNG储配站、华瀛LNG接收站、漳州LNG接收站以及惠州LNG接收站外输管道项目投产，珠三角地区多气源互通互补格局进一步完善；海西天然气管网长乐至福鼎段进气投产，闽东地区实现管道天然气“零”的突破。在建管道方面，川气东送二线、虎林到长春天然气管道等工程加速推进；中石油气化南疆天然气管道工程全面开工建设，建成后将为南疆民生和企业用气提供更加有力的保障；广西百色到云南文山液化天然气外输管道工程启动建设，已初步形成“四大战略通道+五纵五横”的干线管网格局。 

（1）中俄东线天然气管道全面贯通。2024年12月2日，中俄东线管道南段即河北永清—上海段投产，标志着中国一条重要的天然气进口战略通道全线贯通。据中石油经研院数据，俄罗斯进口管道气的年输气能力从 2019 年的 50 亿立方米升至380 亿立方米。中俄东线天然气管道是中国第三条陆上天然气进口通道，与中亚管道、中缅管道、海上LNG一起，分别从东北、西北、西南、东部全面保障进口天然气资源供应，并且由北向南分别贯通东北管网、陕京管道系统、西气东输管道系统，可实现国内管道气、沿海LNG、地下储气库等资源的互联互通。中国已初步形成“四大战略通道+五纵五横”的天然气管网格局。 

（2）西气东输四线吐鲁番—哈密段工程投产西气东输四线天然气管道工程始于2022 年 9 月，于2024年9月投产。据中石油经研院数据，西气东输四线工程全长583 千米，设计压力为12兆帕，年设计输气量为150亿立方米。西气东输四线全线投产后，西气东输管道系统年输送能力将从770亿立方米增至920亿立方米。 

（3）川气东送二线天然气管道工程加速推进川气东送二线天然气管道工程是中国“十四五”规划中的重大能源基础设施工程，建设工作正有序推进。据中石油经研院数据，目前，川渝鄂段一期工程（威远—泸县—铜梁）已完成焊接里程200千米，达到整体线路长度70%以上，工程建设进入攻坚冲刺阶段。川气东送二线包括1条干线、多条支干线，项目预计在2025年底建成投用。届时，每年将为沿线地区输送超过200亿立方米的天然气。

同时，天然气管道运行机制日趋健全。天然气管网“一区一价”正式实施，打破此前运价率过多对管网运行的条线分割，有利于实现管网设施互联互通和公平开放。《2024 年能源工作指导意见》提出，推进基础设施高质量公平开放，加强对管道上下载开口工作的指导和约束，加快管网互联互通，支持引导省级管网以市场化方式融入国家管网。2024年全国油气管道规划建设和保护工作会议提出，加快完善“全国一张网”以及统筹做好管道保护工作。 

LNG接收能力创历史新高。据中石油经研院数据，2024年，漳州、华瀛、惠州等4座LNG接收站新建投产，国家管网天津、北燃天津、新天唐山等5座LNG接收站完成扩建，合计新增LNG接收能力2350万吨/年。截至2024年底，全国已投运LNG接收站32座，总接卸能力达1.44亿吨/年；储罐罐容达2644万立方米，可储存约159 亿立方米天然气。目前，全国在建、扩建及己核准LNG接收站近30座，预计2025 年接收能力将超过2.0亿吨/年，2030年将达2.5亿吨/年。

LNG接收站运营主体多元化，服务价格管理进一步完善。据中石油经研院数据，截至2024年底，国家管网运营接收站8座，接收能力达3660万吨/年，同比增长32.6%，占比25.5%，较上年提升1.7个百分点；中石油、中石化、中海油、第二梯队接收能力分别为1330万吨/年、2780 万吨/年、2910万吨/年和 3680万吨/年，占比分别为9.3%、19.3%、20.3%和 25.6%，同比分别提升-2.2个百分点、4.0个百分点、-4.4个百分点和0.8个百分点 。

服务价格管理方面，广东省发布《关于惠州 LNG 接收站外输管道项目管道运输试行价格的通知》，提出经过惠州LNG接收站到国家管网集团省管网公司跨网输气的管道运输价格为0.0729元/m³（含税），其余管道运输价格为0.1199元/m³（含税）。广西壮族自治区发展改革委发布《关于核定北海进口液化天然气接收站气化服务价格的复函》，明确国家管网集团北海液化天然气有限责任公司进口LNG接收站最高气化服务价格为0.192元/m³（不含增值税）。 

储气库建设稳步推进，储气调峰能力持续提升。据中石油经研院数据，2024年，中国新投产地下储气库共3座，分别是中国石油西南油气田的铜锣峡和黄草峡储气库，以及中国石油冀东油田的南堡1号储气库（中国首座海上储气库），合计新增库容超50 亿立方米。此外，江苏张兴盐穴储库一期开始注采试运行，位于青藏高原的中国石油青海油田马北储气库开始注气。截至2024年底，全国在役储气库（群）38座，形成储气调峰能力270亿立方米，同比增长17.4%，占国内天然气消费量的6.4%。目前，部分在役地下储气库正在扩容或规划扩容，新建储气库项目也在加紧推进，预计2025年中国地下储气库容量会有较大幅度提升。

我国天然气价格改革并非一蹴而就，而是采取了“试点先行、分步推进、逐步放开”的审慎策略。整个历程可以大致划分为三个主要阶段。

阶段一：2010-2012年，破除“双轨制”与区域试点阶段

中国天然气价格市场化改革是一个长期且分阶段推进的过程。过去，由于终端销售价格（尤其是居民用气价格）受到严格管制，上游采购成本的剧烈波动往往无法及时、有效地传导至下游，导致中游城市燃气企业普遍面临“高买低卖”的价格倒挂困境，经营压力巨大，制约了行业的健康发展。 

2010 年：《关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》（发改电〔2010〕211号）。 该政策于2010 年6月1日起实施，由国家发改委发布，标志着一个重要时代的结束。其核心内容是将国产陆上天然气出厂基准价格每千立方米提高230元，并明确提出取消价格“双轨制”，统一了计划内、外气的出厂价格。这一举措理顺了长期以来扭曲的出厂价格体系，为后续更深层次的改革奠定了基础，并有效激发了上游勘探开发的积极性。 

2011 年：《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》。 在全国性价格调整的基础上，国家发改委于2011年选择市场化程度较高、对外依存度大的广东省和广西自治区进行价格形成机制改革试点。此次试点首次引入了“市场净回值”的定价方法，即以计价基准点（上海）的可替代能源（燃料油、液化石油气）价格为基础，来确定天然气与可替代能源的竞争价格，再扣除从广东/广西到上海的管道运输费用，形成当地的门站价格。这一创新实践，是中国天然气价格与可替代能源市场建立关联的首次尝试，是价格市场化改革迈出的关键一步，为全国范围内的推广积累了宝贵经验。

阶段二：2013-2015年，确立“门站价”与价格并轨的关键阶段

在“两广试点”成功的基础上，天然气价格改革进入了全面推广和深化实施的关键时期，其核心标志是价格管理环节的调整和“存量气”与“增量气”价格的逐步并轨。 

2013 年：《关于调整天然气价格的通知》。2013年6月底，国家发改委发布此通知，将天然气价格管理的重心从“出厂环节”调整至“门站环节”。这一转变意义重大，它简化了价格管理链条，将上游的出厂价和长输管道的运输价格“打包”管理，赋予了地方更大的价格管理灵活性。同时，为避免对市场造成过大冲击，该政策创新性地提出了区分“存量气”和“增量气”的方案。“存量气”指2012年的实际用气量，其价格小幅调整；而“增量气”则一步到位，直接采用与可替代能源挂钩的新机制定价。 

2014 年：《关于调整非居民用存量天然气价格的通知》。为加快实现价格并轨，国家发改委于2014 年 8 月再次发文，提高了非居民用存量天然气的门站价格。此举旨在缩小存量气与增量气的价差，为最终实现价格统一创造条件。

2015 年：《关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》。2015 年，受益于国际油价下跌，天然气价格改革迎来了重要窗口期。国家发改委顺势而为，发布通知，核心内容包括：一是将非居民用气的存量气和增量气价格正式并轨，全面理顺了非居民用气价格。二是降低了非居民用气的最高门站价格，切实减轻了下游企业负担。三是明确提出全面放开非居民用气供需双方协商定价的范围，并推动建立天然气交易市场，标志着价格市场化进入了新阶段。 

阶段三：2016年至今，深化市场化改革，建立健全天然气上下游价格联动机制 

在完成非居民用气价格并轨后，改革的重心转向了构建“管住中间、放开两头”的体制架构，并根据宏观经济形势进行适应性调整。 

2018 年 5 月25 日，发改委发布《国家发展改革委关于理顺居民用气门站价格的通知》称，自2018年6月10日起，居民用气将由最高门站价格管理改为基准门站价格管理。供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。此次最大调整幅度原则上不超过0.35元/立方米，一年后价格可上浮并适时理顺价差。 

2019 年：《关于调整天然气基准门站价格的通知》（发改价格〔2019〕562号）。此次调整的直接原因是国家增值税税率的下调。国家发改委据此对各省（区、市）的天然气基准门站价格进行了相应调整。这表明天然气价格机制正变得更加规范和透明，能够及时反映宏观税收政策的变化，价格调整趋于机制化、常态化。 

2020 年：《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知》（发改价格〔2020〕257 号）。为应对新冠疫情对实体经济的冲击，国家发改委在2020年2月出台了阶段性降价政策，体现了在特殊时期，政府依然会运用价格杠杆对宏观经济进行调控，保障社会经济稳定。 

2020 年：《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（发改价格〔2020〕567号）。由国家发改委、财政部等多部委联合发布的该意见，虽然不直接涉及价格制定，但与价格机制的稳定运行息息相关。加强储气能力建设，是平抑天然气季节性价差、应对供应中断风险、保障市场稳定供应的关键物理基础，是价格市场化改革能够平稳推进的重要保障。按照“管住中间、放开两头”的改革方向，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制。积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端用户销售价格市场化。结合国内外能源市场变化和国内体制机制改革进程，研究完善成品油定价机制。完善天然气管道运输价格形成机制。适应“全国一张网”发展方向，完善天然气管道运输价格形成机制，制定出台新的天然气管道运输定价办法，进一步健全价格监管体系，合理制定管道运输价格。 

2023 年：国家发改委出台《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》。在其指导下，各省市纷纷开启或加快价格联动改革。据成都燃气集团股份有限公司公告，自 2023年国家发改委出台《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》以来，超过130个市县发布了联动机制文件或者通知。

国内天然气的价格按照环节分为：井口价（出厂价）、门站价（出厂价+管输费）、终端零售价（门站价+配气费）。国内天然气价格实行两级管理的定价机制。出厂基准价和管道运输价由国家发改委制定；终端销售价格由县级以上地方人民政府价格主管部门制定（当地物价部门），门站价目前是整个天然气定价体系的核心。

（1）天然气门站价格：是指国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方（包括省内天然气管道经营企业、城镇管道天然气经营企业、直供用户等）在天然气所有权交接点的价格，包括中心市场门站价格和各省（区、市）门站价格。 中心市场门站价格由国家发改委公布，计算方法是根据可替代能源价格（燃料油和液化石油气计价期内海关进口价格）得到市场中心（上海）的基准门站价。据国家发改委文件，中心市场门站价格计算公式为：

（2）管道运输价格：是指天然气管道运输企业通过管道向用户提供管道输气服务的价格，包括跨省管道运输价格和省内（分为省内干线和支线）管道运输价格。跨省管道运输价格由国家发改委定价，省内（包括市内）管道运输价格由省发改委定价，采取“准许成本加合理收益”的定价机制。 

（3）配气价格：是指燃气企业在经营范围内通过城镇公共燃气管网系统向最终用户提供燃气配送服务的价格，不包括燃气企业之间的管道运输价格。配气价格由市县政府定价，分级管理。由有管理权限的市或县制定和调整本辖区内配气价格。 

配气价格=①年度准许总收入÷②年度配送气量 ①年度准许总收入=准许成本+准许收益及税费-其他业务收支净额。其中，准许成本的核定原则上根据政府制定价格成本监审办法等有关规定执行。准许收益=有效资产×准许收益率。有效资产由固定资产净值、无无形资产净值和营运资本（营运资金、运用资金=流动资产-流动负债，国外称营运资本。按运行维护费的 20%确定。运行维护费是与配气业务相关的直接费用和期间费用之和，不包括固定资产折旧和无形资产摊销）组成，不包括建筑区划内业主共有和专有资产，政府无偿投入、政府补助和社会无偿投入的资产，无偿接收的资产，未投入实际使用的资产，不能提供资产价值有效证明的资产，资产评估增值部分，以及向用户收取费用形成的资产。准许收益率为税后全投资收益率，全投资收益率=（产品收入-产品成本-销售税金及附加）/投资总额×100%，按不超过7%确定。其他业务收支净额指城镇燃气企业使用与配气业务相关的资产和人力从事工程安装施工、天然气销售等业务活动的收支净额）。

②年度配送气量根据配气管网负荷率确定，负荷率＞40%的，按实际配送气量确定；负荷率＜40%的，原则上按设计能力的40%确定。

配气价格原则上每3年校核调整一次。如管道投资、配送气量、成本等发生重大变化，可提前校核。对新成立企业制定管道燃气配气试行价格，设计达产期后，价格主管部门应主动进行价格校核，并及时调整城镇燃气管道配气价格。价格制定或调整过程中，如果测算的价格水平过高或调整幅度过大时，价格主管部门可综合考虑当地经济发展水平、城镇燃气经营企业实际运行情况和用户承受能力等因素，设置一定过渡期，逐步调整到位，避免价格过高和大幅波动。对应调未调产生的收入差额，可分摊到未来年度进行补偿或扣减。 

（4）燃气销售价格：居民用气销售价格即终端用户价格由门站价格、管道运输价格和配气价格三部分构成，计算方式为： 

居民用气销售价格=省界门站价格+省内管道运输价格（部分市县需要加支线管道运输价格）+城镇配气价格=省内城市门站价格（可能包含支线管道运输价格）+城镇配气价格。

我国气价改革的目标是“管住中间，放开两头”，其中“管住中间”指的是管输和配气等具有自然垄断性的环节由国家层面进行管控，“放开两头”是指出厂价、门站价以及终端售价未来要逐步向市场化过渡。目前，我国页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气以及液化天然气、非居民直供用户用气价格、海上气和福建省天然气门站价格都实现了市场化定价。对于非市场化定价的气源（进口管道气和国产天然气），采取围绕基准门站价加浮动的定价机制。 

目前，我国天然气价格双轨制基本消除，市场化框架确立，多省市居民用天然气价格陆续上调。据成都燃气集团股份有限公司公告，自2023年国家发改委出台《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》以来，超过130个市县发布了联动机制文件或者通知。预计随着上游天然气成本缓解，推进价格联动阻力将有所减弱，将有更多城市加快推进天然气上下游价格联动机制的实施。

建议关注天然气全产业链龙头公司【中国石油】【中国石化】；相关标的【中国海油】（中国海油尚未有研报覆盖，且仅为有限列示相关的公司，不作为投资推荐）： 

中国石油：中国石油是中国油气行业占主导地位的最大的油气生产和销售商，也是世界最大的石油公司之一。中国石油天然气主要来自长庆油田、西南油气田、塔里木油田等区块，整体产销量多年位于三桶油首位，2024年中国石油可销售天然气产量为51338 亿立方英尺，同比+4.1%，销售天然气 2877.53 亿立方米，同比+5.2%。 

中国石化：中国石化是中国最大的一体化能源化工公司之一，天然气开发方面，积极推进顺北二区、川西海相等天然气重点产能建设。同时，加强天然气产供储销一体协同创效，天然气全产业链盈利创历史新高。2024年，中国石化天然气产量14，004 亿立方英尺，同比增长4.7%。对外销售天然气408.05亿立方米，同比+10.4%。 

中国海油：中国海油是中国最大之海上原油及天然气生产商，持续加大在中国近海及深水的勘探开发投入，以保障天然气产量的稳定增长。2024年，公司天然气产量为153百万立方英尺/天，同比+0.2%，天然气销售量为8703亿立方英尺，同比+7.8%。

1、宏观经济波动风险：全球经济增长放缓或衰退将直接抑制能源需求； 

2、地缘政治风险：地缘政治冲突可能会造成天然气出现供应紧缩，对天然气价格产生较大影响； 

3、新项目投产不及预期：天然气基础设施如储气库、管网，以及LNG产能等可能会对全球天然气贸易、供需格局产生影响。