2025年中国LNG市场年度分析总结报告：供强需弱、机遇与挑战

第一章： 2025 年市场全景回顾 —— 供强需弱格局深化与价格重心下移

      2025年，中国液化天然气（LNG）市场在宏观经济温和复苏、国际地缘政治持续扰动及国内能源结构深度转型的多重背景下，迎来了一个标志性的调整年份。市场的核心特征可以概括为“内部宽松”与“外部承压” 并存，即国内LNG工厂产量在非常规气源驱动下实现激增，而进口LNG则因成本高企而显著收缩，共同导致市场运行重心持续下移，行业整体处于 “高供应、低景气、微利润” 的发展周期。全年LNG表观消费量预计达到4000万吨，同比增幅仅为1%， 增速较前几年显著放缓，充分反映了下游消费的结构性疲软。与此同时，全国 LNG 出站均价约为4300元/吨，较2024年下跌5% ， 价格重心创下近年新低。

（一）供应格局发生根本性转变：国产液成为“压舱石”，海液战略性收缩

      2025年中国LNG供应市场的最大变化在于主导力量的切换。长期以来，接收站槽批量与国内工厂产量共同支撑市场供应，但2025年二者呈现出截然不同的发展轨迹。

• 国内LNG工厂生产呈现“ 量增、效提、区域集中” 的鲜明特征。2025年，国内LNG工厂产量达到2700万吨，同比增加8% 。这一增长的驱动力来自三个方面：
  

• 首先是产能的持续扩张， 截至2025年底，全国LNG工厂总产能预计将达到6100万吨/年，同比增长约 20% ， 新增产能主要集中分布于华北与西北等天然气资源富集区，两区域合计产能占比接近全国的 70-80% 。
  

• 其次是气源结构的多元化突破，非常规气源（页岩气、煤层气）以及焦炉煤气、煤制气等贡献了超过 30% 的新增产能，标志着行业从 “ 依赖常规管道气 ” 向 “ 多气并举 ” 的战略转型。
  

• 最后是运营效率的提升，尽管面临利润压力，全国LNG工厂开工率仍达到60% ，同比增2个百分点 ，体现了企业在激烈竞争下的生存韧性。

• 进口LNG槽批量则因“价格倒挂” 而被迫收缩，市场份额降至历史低位。 2025年，我国LNG接收站槽批量仅为1300万吨，同比大幅减少。其根本原因在于国际市场与国内市场的价格背离。2025年，东北亚地区现货LNG到岸价均价维持在高位，而国内LNG出厂均价却持续下行。这导致接收站进口成本与国内售价严重倒挂，全年日均亏损达150元/吨，套利窗口仅在少量月份短暂开启。受此影响，接收站槽批出货意愿低迷，其在国内LNG总供应中的市场份额进一步萎缩，工厂生产的市场份额则相应提升，彻底扭转了以进口资源为主导的历史供应格局。

（二）需求侧呈现“单极支撑，多点疲软”的结构性分化

      2025年，中国LNG消费结构经历了深刻重塑，交通用气的支柱地位空前巩固，而工业、城燃等传统主力需求板块则表现黯淡。

      交通用气“一骑绝尘”，成为支撑整体市场的唯一核心增长极。2025年，交通领域LNG消费量高达2000万吨，同比增长7% ，在总消费量中的占比飙升至50%，历史上首次达到一半水平。其驱动因素主要来自政策与经济的双重推动。政策上，高标准排放标准试点、《绿色交通 “十四五” 规划》的深入推进，以及《关于实施老旧营运货车报废更新的通知》将 LNG 车辆纳入补贴范围，共同构建了有利的政策环境。经济性上，尽管LNG价格阶段性坚挺，但其与柴油的经济性优势依然明显，使得LNG重卡在干线物流领域保持了强劲的竞争力。全年LNG重卡销量预计达16万辆，保有量突破90万辆；同时，船用LNG加注量同比增长40% ，长江、珠江流域LNG动力船舶数量增长40% ，沿海LNG加注也表现亮眼。

      船用LNG加注已成为LNG供应商、设备商、技术商新的开发方向！具体可参考之前的文章，链接如下：LNG行业新蓝海：LNG动力船舶！供应商们还在等什么？开发吧！

      工业与城燃需求“旺季不旺”，管道气替代效应显著增强。工业燃料领域LNG消费量为1000万吨，同比减少，占比降至25% 。高端制造业（如电子特气、精密化工）用气虽保持10%以上的增长，但体量庞大的钢铁、陶瓷、建材等高耗能行业受制于环保限产、成本压力及出口市场疲软，用气需求持续低迷。更为关键的是，国内管道气供应空前充足（中俄东线年输气量达 850 亿方），管网覆盖范围持续扩大，使得大量具备 “ 双气源 ” 条件的工业用户转向价格更稳定、成本更低的管道气。城市燃气领域同样如此，在 “煤改气” 政策进入尾声、冬季气温偏高等因素影响下，城燃企业的LNG外采调峰需求减弱，消费量同比下降，占比为20% 。

      发电用气“空间受压”，角色边缘化。发电领域LNG消费占比仅为5%。 2025年丰沛的降雨导致水力发电量同比增长10%以上，加之风电、光伏等可再生能源装机容量持续攀升，极大地挤压了燃气发电的调峰空间。LNG仅在夏季极端用电高峰时段作为应急调峰资源被少量调用，全年增量有限。

（三）价格运行机制：成本传导失灵，全产业链利润承压

      2025年，中国LNG价格体系呈现出“内外联动减弱，供需主导定价” 的新特征。全年价格走势可划分为三个阶段：

• 一季度，受春节假期和 “ 旺季不旺 ” 影响，价格 “ 低开 ” 至年内低位；

• 一季度后期到7月，受进口资源减量及成本支撑，供应端尝试挺价，价格进入窄幅震荡僵持期；

• 三季度，上游库存压力高企，需求跟进不足，价格再次下探，直至 10 月后期北方供暖启动才迎来小幅回升。

      一个显著的特点是，尽管国际气价（如欧洲TTF、美国HH）在2025年同比上涨19.85%和61.33% ，东北亚日韩现货价也同比上涨10%左右 ，但其向国内市场的传导效应却大大减弱。这背后是国内强大的自主供应能力（国产天然气 + 进口管道气）形成了有效的“缓冲垫”，使得接收站无法将高昂的进口成本顺畅地转嫁给下游用户。

      在此背景下，全产业链盈利水平普遍承压。接收站方面，尽管全年槽批出货毛利润约为500元/吨，但若计入高昂的进口现货成本，多数时间处于实际亏损状态。国内液厂的盈利状况更为严峻，以西北地区为例，2025年工厂平均毛利润约为-10元/吨，由于气源成本与LNG销售价格高度联动，利润空间被持续挤压，仅在气价阶段性上涨时获得微利。

第二章：市场深层结构与区域动态分析

（一）基础设施发展与运营效率分化

      2025年，中国LNG基础设施继续扩张，但扩张速度与利用效率出现明显背离。接收站总接收能力达到2亿吨/年，同比增长20% ，新增7 座新建站与8座扩建站集中投产，投资主体日益多元化，社会资本占比显著提升。然而， 全年接收站平均利用率不足50%，凸显出基础设施“超前建设”与市场需求“跟进不足” 之间的矛盾。

      相比之下，国内LNG工厂的布局则与资源禀赋高度契合。华北与西北地区凭借丰富的煤层气、焦炉煤气和常规管道气资源，占据了全国75%的液厂产能，形成了稳定的内陆供应基地。这些区域的液厂凭借更低的生产成本和更短的运输半径，在价格竞争中占据优势。

（二）区域市场格局：“北稳南弱”与物流流向固化

      2025年，中国LNG市场区域格局呈现出“北稳南弱、西强东缓”的特征。华北和西北地区，依托庞大的本地产能和相对稳定的交通用气需求，市场供需关系较为平稳，价格处于全国洼地。华东和华南地区，作为进口LNG的主要消费地，深受国际市场波动的冲击，同时本地工业需求不振，导致市场表现疲软，价格虽高于北方但波动性更大。

      在物流流向上，受限于疲软的需求和收窄的价差，跨区域套利活动显著减少。资源流向呈现“就近消化”的固化特征。西北、华北的工厂液源主要在本区域或邻近的华中地区流通；西南地区因本地需求有限，大量资源需要外运至两湖地区；而华东、华南的接收站资源则绝大多数在本地市场消化，远距离辐射能力大大减弱。

第三章： 2026-2030年中长期展望 —— 迈向再平衡与高质量发展

      展望“十五五”时期，中国LNG市场将在当前的深度调整后，逐步走向一个供需再平衡、结构更优化、运行更稳健的新阶段。

（一）供需平衡展望：从深度宽松到动态紧平衡

• 供应侧，增长将从高速转向高质量。国产LNG产量将继续稳步增长，但增速放缓，预计到2030年达到3500万吨，年均复合增长率约5% 。增长动力将从单纯的产能扩张转向非常规气源的深度利用和技术增效。进口LNG将恢复增长，预计2030年进口量达到10500万吨，年均复合增长率约10% 。 增长的核心在于进口结构的优化，长协占比将稳定在70%以上，且来源国更加多元化，俄罗斯、加拿大等国的份额将提升，以增强能源安全。

• 需求侧， 交通用气的核心引擎地位将进一步加强，预计到2030年，其消费占比将进一步提升至60%以上 。工业用气占比将缓慢收缩至20-23% ，其角色将更多是管道气的补充和特定区域的燃料选择。城燃和发电用气的占比将分别维持在15-17%和4-5%左右，其调峰和应急保供的属性将更加纯粹。

      总体来看，随着供应增速的放缓和需求结构的固化，当前严重的供应过剩局面将逐步缓解，市场有望在2028年前后进入一个 “动态紧平衡” 状态，价格的季节性波动可能因此重新变得明显。

（二）价格与市场化进程：价格中枢下移与机制完善

      2026-2028年，中国LNG价格将持续以3%左右的同比跌幅缓慢下跌。其中，2026年LNG出厂均价预计为4200元/吨，较2025年下跌2.33%。 这一预测基于供应持续宽松、进口成本中枢下移以及可再生能源替代效应的综合判断。

      更重要的是，市场价格的形成机制将加速市场化。上海、重庆等天然气交易中心的作用将不断增强，现货交易规模扩大。管网设施的公平开放和管容交易机制的优化，将为多元主体参与市场交易创造条件。未来，随着LNG期货等金融衍生品的探索推出，中国LNG市场的价格发现和风险管理功能将进一步完善。

第四章：结论与策略建议

      2025年是中国LNG市场的一个关键 “分水岭” 。它宣告了依靠资源驱动和规模扩张的旧时代结束，开启了一个由国产资源主导、需求结构分化、全产业链降本增效的新阶段。市场的主要矛盾从 “保供应” 转向了 “拓需求” 和 “谋盈利”。

对市场参与者的策略建议：

• 对于上游生产企业（液厂）：核心竞争力在于成本控制。应积极利用和拓展低成本非常规气源，通过技术升级降低单位能耗。销售策略上，应从被动报价转向主动与大型物流集团、港口运营方建立长期稳定的直供合作，深耕区域市场。

• 对于进口商与接收站：必须从“贸易商”向“综合能源服务商”转型。在优化长协与现货采购组合的同时，大力发展槽批直销、窗口期交易、保税仓储、船舶加注等多元化业务，提升资产利用率和抗周期能力。尤其需要提升对国际价格走势的预判能力和套期保值技巧。

• 对于下游用户（物流公司、工业用户）：应充分利用买方市场优势，建立多元化的供应商名录，通过比价采购、中长期协议、参与交易中心竞价等多种方式优化采购成本。有条件的用户可考虑投资或参股加注站等基础设施，以锁定供应。

• 对于政策制定者：应继续深化市场化改革，重点是完善管网和接收站公平开放的具体细则、建立成熟透明的储气调峰市场定价与补偿机制。同时，应适时研究并推出LNG期货产品，为市场提供一个权威的价格标杆和风险管理工具。

      总而言之，尽管短期面临阵痛，但中国LNG市场中长期发展的基本面依然稳固。它在交通清洁化、工业燃料升级以及能源系统灵活调峰中扮演的角色无可替代。未来属于那些能够适应新常态、通过技术创新和商业模式变革在 “成本控制” 和 “价值创造” 的竞争中胜出的市场参与者。