天然气是一种来自地表深处的易燃气体，主要由甲烷和少量乙烷、丙烷、丁烷、氮气等组成。天然气可分为三大类：1)液化天然气(LNG)；2)管道天然气(PNG)；及3)压缩天然气(CNG)。液化天然气是一种通过冷却转换成液态的天然气。液化过程包括去除某些成分，如灰尘、酸性气体、氦气、水及重质烃。随后在接近大气压的情况下将天然气冷郄至约-162°C，冷凝成液体。液化天然气须保持低温，以维持液态，不受压强影响。
管道天然气指通过管道以气态进行输送及交易的天然气。管道天然气不储存于某一地点，而是通过管道从源头不断供应。管道天然气适用于中国、欧洲大陆、北美及其他可铺设管道直接从邻国（或地区）进口天然气的国家。
压缩天然气指先压缩至压强大于或等于10兆帕且不大于25兆帕，然后经历高压深度脱水并以气态储存在容器中的气态天然气。这类天然气与管道天然气成分相同，可作为车用燃料，是理想的车用替代能源。其特点包括成本低、效率高、无污染、使用安全便捷等，正日益展现出强劲的市场发展潜力。
根据来源类型和开采技术，天然气还可分为常规天然气和非常规天然气。常规天然气藏存在于多孔、渗透性的岩层中，如砂岩，可通过传统的鑽井、泵送和压缩技术从这些储层中开採天然气。非常规天然气藏位于低渗透性、低孔隙度的岩层中，如页岩或致密砂岩地层，或煤层中。与常规天然气相比，从这些非常规矿藏中开採天然气需要更複杂、技术更先进的开採方法。
天然气在全球一次能源消费中占据重要地位
天然气是当前全球一次能源结构中的关键支柱，在化石能源中以其更高的清洁性、效率性和适应性受到高度重视。作为主要一次能源，天然气不仅在供热、发电、工业用能和交通能源等多个领域广泛应用，而且在可再生能源尚未大规模稳定替代传统能源的过渡阶段，天然气因其可调节、污染低、技术成熟等优势，被认为是构建稳定、安全、绿色能源体系的重要基础。
全球一次能源消费总量由2020年的约194亿吨标准煤增长至2024年的约215亿吨标准煤，複合年增长率为约2.6%。预计到2030年，全球一次能源消费总量将增长至约224亿吨标准煤，从2025年到2030年的複合年增长率为约0.7%。在全球能源结构持续优化的背景下，天然气因其相对环保、安全、灵活的特性，在一次能源消费量中的佔比正逐步提升。随著工业低碳化升级、交通能源多元化以及全球天然气贸易网络持续拓展，预计到2030年，全球天然气在一次能源消费量中的佔比将达到约26.2%，成为支撑全球能源转型和“碳中和”目标的重要力量。
全球天然气行业市场规模分析
全球天然气消费量从2020年的约38,228亿立方米增长至2024年的约42,120亿立方米，複合年增长率约2.5%。天然气在全球能源结构中的战略地位持续提升，尤其在推动能源转型、减少碳排放方面发挥著关键作用。新兴经济体对清洁能源的需求增长是推动全球天然气消费扩张的主要驱动力。中国为全球第三大天然气消费国，2024年，中国天然气消费量达4,261亿立方米，佔全球天然气消费量的10.1%。
在供给端，全球天然气产量从2020年的约38,537亿立方米增长至2024年的约41,900亿立方米，複合年增长率约2.1%。中国天然气产量从2020年的1,925亿立方米增长至2024年的2,464亿立方米，複合年增长率约6.4%。中国的天然气进口量从2020年的约1,404亿立方米增长至2024年的约1,815亿立方米，複合年增长率约6.6%。2024年，中国天然气国内产量和进口量分别佔总供应量的57.6%和42.4%。因此中国在加强非常规天然气开发的同时，也通过加强基础设施建设、扩大进口渠道，进一步提升能源自主保障能力。
LNG通过液态储运模式，解决了PNG的地理限制、供应单一和调峰能力不足等问题，成为全球天然气贸易的重要推动力。全球LNG产能从2020年的约452.9百万吨增长至2024年的约494.4百万吨，複合年增长率约为2.2%。同时，全球LNG贸易量从2020年约356.1百万吨增长至2024年的约411.2百万吨，複合年增长率为约3.7%。中国引领了这一增长趋势，中国LNG进口量的强劲增长得益于工业生产的稳步扩张、发电用气需求的增加以及货运行业LNG消费量的增长。2024年，中国依旧是全球最大的LNG进口国，LNG进口量佔全球LNG进口量的约18.6%。
LNG接收站作为LNG进口的唯一通道，在整个天然气产业链中具有接卸、储存、气化和调峰功能，是天然气产业的重要基础设施。全球LNG接收站设计处理能力从2020年的约850.1百万吨╱年增长至2024年约1,064.7百万吨╱年，複合年增长率约为5.8%。得益于市场需求增长和各国基础设施的投资建设，全球LNG接收站设计处理能力持续扩张。中国LNG接收站设计处理能力从2020年约82.3百万吨╱年增长至2024年约156.3百万吨╱年。2024年，中国LNG接收站设计处理能力佔全球LNG接收站设计处理能力的约14.7%，为全球第二大LNG接收市场。中国LNG接收站数量在过去十年间新增21座，2024年达到32座。
PNG是天然气供应的重要组成部分之一。全球管道天然气贸易量在COVID-19疫情初期显著增长，从2020年的4,596亿立方米增至2021年的5,093亿立方米；然而，2021年至2023年，其贸易量出现小幅下滑，反映出疫情后需求复甦乏力及部分地区供应中断的情况；2023年至2024年，全球管道天然气贸易量显著反弹，从3,877亿立方米增至4,195亿立方米，呈现明显上升趋势，此次复甦主要得益于基础设施利用率提升及工业需求回暖，表明PNG具备强劲且持续的市场需求。
中国天然气行业概览
天然气助力中国清洁能源转型
自2020年中国提出“双碳”目标以来，国家持续推进能源结构转型，著力降低对化石能源的依赖。2024年，中国一次能源结构中煤炭、石油、天然气和一次电力及其他能源的佔比分别为约53.2%、18.0%、9.2%和19.6%。
随著“双碳”目标持续推进，清洁能源比重稳步上升。预计2030年，中国一次能源结构中煤炭、石油、天然气和一次电力及其他能源佔比分别增至约47.1%、15.6%、11.7%及25.6%。天然气作为国家能源安全的“压舱石”，在国家能源战略中发挥关键的作用。2024年，由国家能源局（“国家能源局”）印发的《能源工作指导意见》中明确提出强化包括天然气在内的能源安全兜底保障，推动天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用。
作为一种污染排放更低、碳强度更小的清洁能源，天然气在中国应对气候变化、优化能源结构和保障环境质量方面扮演著不可替代的角色。它不仅是实现“2030年碳达峰”和“2060年碳中和”目标的重要替代能源，也已被中国政府纳入明确规划。2021年，由国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》中提出，要大力推动天然气与多种能源融合发展，加快其在交通、工业和发电等关键领域的替代进程。天然气具备供应灵活、储运便捷、适用场景广泛等特性，已逐步发展为中国能源体系中不可或缺的稳定支撑与绿色引擎。
在中国能源结构转型的关键阶段，天然气正日益成为保障能源安全与推动绿色低碳发展的战略性清洁能源。随著能源需求持续增长，中国一次能源消费总量由2020年的约50亿吨标准煤上升至2024年的约60亿吨标准煤，複合年增长率达约4.6%；预计到2030年将达约67亿吨标准煤，从2025年到2030年的複合年增长率为约1.8%。在此过程中，天然气的重要性不断上升，预计其在一次能源消费中的佔比将于2030年达到约11.7%，中国天然气总消费量达约6,008亿立方米，体现出其在推动能源清洁化、低碳化方面的战略意义。
中国天然气行业的产业链分析
中国天然气产业链主要包括：1）上游气源、2）中游储运（管道、LNG接收站和储气库）与调峰、及3）下游分销与终端应用（居民、工业、商业、发电等）。
上游环节为天然气的气源，包括国内自产气源和海外进口气源。领先的天然气企业通过多元化的气源佈局，包括优质的国内供应商合作与稳定的海外长协，保障了天然气供应的长期稳定性，有助于分散单一供应渠道的市场和政策风险，优化採购成本。
中游环节涵盖天然气的管道输送与LNG接收站等运输及接收基础设施。这一环节既需要构建高效、安全的输送网络，将天然气从生产地快速、稳定地输送到消费区域。
下游环节则涉及天然气在居民、工业、商业、发电以及交通等各个领域的应用。随著清洁能源需求不断增长和环保政策的推动，天然气作为一种相对清洁、低碳的能源正获得越来越广泛的应用。在这个环节，拥有完善的销售、配送和服务体系的领先企业不仅能够保障天然气的稳定供应，还能进一步提升用户黏性并提供其他增值服务。
在快速发展的同时，中国天然气行业近年来也呈现出多层次的新变化。随著中国油气市场化改革深入推进，2019年12月国家石油天然气管网集团有限公司成立，具有重要的里程碑意义，推动形成“X+1+X”油气市场体系，即上游多主体资源供应、中游统一管网高效集输、下游充分竞争的销售市场，行业发展步入新阶段。
在複杂多变的环境下，客户对天然气提出更高要求，既追求低成本、稳定供气与用能灵活性，也希望拥有更大的自主选择权。与此同时，天然气行业资源结构持续优化，国内天然气产量和海外LNG进口量持续提升，天然气企业加快气源多元化佈局。下游消费结构亦在调整，工业需求与燃气电厂成为新增主力，企业对气源调配能力和成本控制提出更高标准。中国天然气行业正从以居民用气为主导的阶段，转向以工商业和电厂需求为核心、强调成本与资源统筹的新阶段。行业领先企业正在通过佈局上游多元化气源、中游管网基础设施运营、下游终端服务等全产业链建立竞争优势，构建灵活高效的一体化运营体系，增强在新阶段的竞争力。
中国天然气行业的市场规模分析
• 上游气源供应规模分析
中国天然气市场呈现出多元化的供应格局。2024年，中国天然气总供应量达约4,279亿立方米，从2020年到2024年的複合年增长率为约6.5%。其中，中国天然气的产量为约2,464亿立方米，佔总供应量的57.6%，而中国的天然气进口量达到约1,815亿立方米，佔总供应量的42.4%。这一供应结构保障了市场的稳定供应。随著未来能源转型的不断推进以及天然气的需求不断增长，预计2030年中国天然气的总供应量将达到约6,048亿立方米，其中国内天然气产量将增长至约3,427亿立方米，而天然气进口量将增长至约2,622亿立方米。
从进口结构看，中国天然气进口主要包括LNG和PNG两类。2024年，中国LNG进口量分别达约1,056亿立方米及约759亿立方米。在天然气进口来源分佈上，俄罗斯以23.2%的佔比位居中国天然气最大进口来源国，澳大利亚、土库曼斯坦、卡塔尔、马来西亚、美国分别佔比约19.9%、19.3%、13.9%、5.8%以及3.2%。展望未来，基于能源消费结构优化及市场需求的持续提升，中国天然气进口总量将从2025年的约1,977亿立方米增长至2030年的约2,622亿立方米，为能源供应体系的安全稳定提供有力支撑。
• 中游基础设施规模分析
近年来，中国天然气相关的基础设施建设的加速为天然气供应安全提供了坚实保障。中国长输天然气管道总里程从2020年约110.0千公里增长至2024年约128.0千公里，複合年增长率为3.9%，其增长主要由于天然气“一张网”战略的深化，例如西气东输工程、中俄东线等重点工程的推进。中国LNG接收站设计处理能力从2020年约82.3百万吨╱年增长至2024年约156.3百万吨╱年，複合年增长率为约17.5%。随著中国天然气需求量不断增长，沿海LNG接收站持续投产，2024年，全国LNG接收站总数达32座。此外，储气调峰能力方面，2024年，中国总储气调峰能力达约267亿立方米，这有效缓解了季节性供需矛盾。基础设施的完善不仅提升了资源调配效率，也为未来消费增长预留了充足能力。
中国的PNG进口量近年来总体呈上升趋势，反映了中国天然气供应来源的战略多元化。儘管2022-2023年期间，受国内需求疲软和全球能源价格高企影响，增长略有放缓，但2024年进口量回升，这得益于工业活动恢复。来自中亚和俄罗斯的主要供应通道继续发挥关键作用，中国－中亚天然气管道、西伯利亚力量管道等基础设施保障了稳定、长期的供应。管道天然气仍是中国能源结构中的重要组成部分，在全球市场波动的背景下，保证了价格稳定性和供应安全性。中国的管道天然气进口量从2020年的477亿立方米增长至2024年的759亿立方米，复合年增长率为12.3%。
• 下游销气规模分析
随著中国天然气供给端的不断完善，中国天然气消费量从2020年的约3,240亿立方米增长至2024年的约4,261亿立方米，复合年增长率为约7.1%。中国天然气下游消费结构呈现出由依靠居民增长驱动，转向以工商业和电厂为主的增长驱动趋势。工业生产以及天然气发电等逐步成为新增需求的主要来源，特别是在“煤改气”、产业结构优化和清洁能源转型等政策推动下，工业用气佔比持续提升。
根据国家能源局，工业板块天然气消费量佔比从2020年的约37.0%增长至2024年的超40.0%，发电板块天然气消费量佔比从2020年的约16.0%增长至2024年的超17.0%。预计中国天然气消费量将于2030年增长至约6,008亿立方米。天然气企业在保障气源供应稳定性与成本竞争力的基础上，需要强化气源统筹能力与资源高效调配机制，以更好满足下游工商业客户对供气灵活性、性价比及综合服务能力的需求，适应市场需求结构变化带来的挑战与机遇。
中国天然气行业的发展趋势分析
市场化改革与行业整合
近年来，中国天然气价格机制持续深化改革，体现出更强的市场化趋势。2023年，由国家发改委发佈的《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》中明确要求尚未建立天然气上下游价格联动机制的省市，要倒排时间，加快建立。上下游价格联动是指实行政府价格管理的终端销售价格和燃气企业採购价格联动，当燃气企业採购价格变化时，终端销售价格同向变化。对于价格联动的週期，政策规定非居民用气终端销售价格的地区原则上按月度或季度联动，居民用气终端销售价格可按半年或一年联动，由各地结合实际具体确定。
此外，政策要求各地政府需对终端销售价格调整设置幅度限制，避免过度增加居民用气负担。已建立天然气上下游价格联动机制的省市，要结合联动机制实施情况，围绕联动范围、联动週期、联动方式、联动程序、市场公允价格、价格偏差校核等进一步细化、完善联动机制，建立健全价格信息公开制度。
与此同时，在下游需求结构方面，天然气消费逐步向工业和发电等领域转变。2024年1月1日，由国家发改委发佈的《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》文件正式实施，旨在构建统一运价结构、打破条线分割，促进管网互联互通和天然气资源自由流动。此外，由国家发改委等六部门共同印发的《基础设施和公用事业特许经营管理办法》将特许经营期限延长至40年，吸引民营企业参与，推动城镇燃气企业规模化整合。行业领先的民营企业通过多元化佈局上游气源、中游管网基础设施运营、下游差异化市场服务能力在整个产业链中佔据优势。
数智化转型与技术创新
数智化技术正在重塑天然气产业链。2024年11月，由全国人民代表大会常务委员会表决通过的《中华人民共和国能源法》明确将数字化、智能化作为能源转型的核心方向，各省市通过政策推动勘探开发、管网运营等领域的信息化改造。例如，贵州省利用大数据技术提升燃气设施安全水平，四川、广东等地在“十四五”规划中强调管网和储气库的数字化升级。企业层面，行业领先企业依託人工智能优化资源配置、建设天然气智能产业平台实现产品的套期保值和市场波动的预判、通过天然气掺氢示范项目探索氢能储运与终端应用新模式。随著数智化应用的深入和技术的创新探索，将进一步推动整体天然气行业升级发展。
绿色低碳转型与多能互补深化
绿色低碳转型与多能互补加快推进，天然气与其他能源的协同发展不断深化。2024年，国家发改委修订和发佈《天然气利用管理办法》，明确将“天然气热电联产项目”、“带辅助化石燃料燃烧系统的项目”、“油气电氢综合能源供应项目、终端天然气掺氢示范项目等高精尖天然气安全高效利用新业态”等列为天然气优先利用领域。国家能源局发佈的《2024年能源工作指导意见》进一步推动工业园区实施低碳改造，推广综合能源站、源网荷储一体化等绿色高效供用能模式。天然气企业向综合能源服务商转型的趋势愈发明显，行业内领先企业积极参与工业园区绿色微电网建设，推动“源网荷储”一体化发展，提升能源利用效率，降低碳排放。
中国天然气行业价格因素分析
全球天然气价格受供需动态、宏观经济和地缘政治等多重因素驱动。在资源端，全球天然气价格受上游供应量波动、非常规气（如页岩气）开发成本、LNG液化及长距离运输费用以及地缘政治局势的综合影响。在销售端，美国Henry Hub、欧洲TTF及亚洲JKM等枢纽市场价格成为全球定价参考，且高度依赖冬季取暖需求和库存水平的季节性波动。此外，全球宏观经济走向及各国能源政策调整，也对天然气价格走势产生重要作用。
中国天然气价格的主要影响因素包括天然气出厂价和管道运输成本等因素，同时也受宏观经济状况影响。
在资源端，国内气田开发成本与进口成本主导供应价格。通过强化国内常规气与非常规气（页岩气、緻密气等）并举开发，中国市场持续优化自主供应结构。从进口渠道来看，国际LNG现货价格波动直接传导至国内市场。
在销售端，城市天然气销售价格由国家城市门站价、管输价和城市配气价三部分组成，国家门站价由国家发改委管理，採取“基准价+浮动幅度”的价格管理方式，管输价由省发展改革委制定，城市配气价格由市县价格主管部门核定。天然气通过门站后，由城市天然气公司採购，再通过配送管网配送至终端用户。
居民用户及非居民用户的零售价格，通常由城市门站价加管道输送成本组成，并进一步受当地政府确定的价格上限或固定价格等价格控制措施限制。城市门站价、管道输送成本、下游用气需求是当地政府在制定天然气指导售价时考虑的主要因素。通常地方政府要求居民用户价格实行阶梯价格制度，而非居民用户价格适用针对非居民的政府指导最高销售价格。自2023年起，全国逐步推行上下游价格联动机制，城市天然气公司在与非居民用户协商销售价格时，需考虑採购价格、最高销售价格、用户用气量及用户类型等因素。城市天然气公司的天然气採购价格与销售价格挂鈎，呈现出相似的变化趋势。
在上下游价格联动机制下，各地终端用户的零售价格与燃气企业採购价格（含运输费用）实行联动。採购价格不区分气源价格形式，原则上按照同一区域内燃气企业採购的全部气源加权平均价格确定，包括管道天然气、液化天然气、压缩天然气等。当燃气企业採购价格明显高于市场公允价格时，可不予联动或降低联动标准。市场公允价格可参考周边地区或气源结构相似区域的採购价格、上海和重庆石油天然气交易中心发佈的燃气企业採购价格等。
