引言：市场格局的历史性转变

2025 年，中国 LNG 市场经历了一个前所未有的 "平静之年"。2025 年国内的 LNG 市场彻底变了节奏，气价波动的幅度创下了近 10 年新低。这一年，LNG 价格告别了往年的剧烈波动，呈现出异常平稳且持续下行的特征。

数据显示，2025 年 LNG 的均价是 4267 元每吨，同比下降了 6.1%，全年均价稳定在 4265 元 / 吨左右，较 2024 年同比下跌 6%。更值得关注的是，价格波动区间显著收窄，全年振幅仅为 13%，较 2024 年 27% 的振幅大幅收窄，较 2020 年 149% 的高振幅更是形成鲜明对比。

这种价格走势的根本性转变并非偶然，而是多重结构性因素共同作用的必然结果。从供应端的产能扩张到需求端的增长乏力，从政策环境的调整到国际市场的变化，从传统能源体系的转型到新兴替代技术的崛起，一系列深层次的变化正在重塑中国 LNG 市场的运行逻辑。

本报告将深入剖析 2025 年 1 月至 2026 年 1 月期间中国 LNG 市场价格持续下降的根本原因，通过对供需格局、政策环境、竞争态势、能源转型等多个维度的综合分析，为理解当前市场形势和预判未来发展趋势提供系统性的洞察。

一、供需关系失衡：价格下行的驱动力

1.1 供给端产能过剩，供应能力显著增强

2025 年，中国天然气市场的供给端呈现出强劲的增长态势，为价格下行提供了基础条件。2025 年我国油、气产量双创历史新高，原油产量约 2.15 亿吨，天然气产量突破 2600 亿立方米、连续 9 年增产超百亿立方米。

具体来看，2025 年全年生产天然气约 2610 亿立方米，比上年增加 115 亿立方米，增长 5.9%。这一增长率远超需求增长率，为市场供应过剩埋下了伏笔。2025 年 1-10 月我国天然气产量同比增长 6.3%，保持了稳定的增长势头。

在 LNG 产能建设方面，截至 2025 年底，全国已投运液化天然气接收站 39 座，总接收能力提升至 1.6 亿吨 / 年，较 "十三五" 末增加 7340 万吨 / 年，有效保障了海上进口天然气资源的接卸与稳定供应。接收站产能的快速扩张不仅增强了进口能力，也加剧了市场竞争。

国产 LNG 产量同样保持增长势头。12 月气温高于往年同期，对 LNG 工厂释放更多天然气资源，预计 LNG 月度产量增长至 258 万吨，是近 5 年来最高产量，2025 年全年产量预计达 2777 万吨，同比增长 6.68%。这一增长幅度明显高于市场需求的增长，导致供需失衡加剧。

在产量结构方面，其中，常规气产量增加 56.1 亿立方米；页岩气产量达 141.2 亿立方米；煤层气产量 76.3 亿立方米；煤制气产量 39 亿立方米。非常规天然气产量占比超过 43%，成为增储上产的增长极。

1.2 需求端增长乏力，传统需求支撑减弱

与供应端的强劲增长形成鲜明对比，2025 年中国 LNG 需求端呈现出增长乏力的态势。预计 2025 年我国天然气现实供应能力可达 4390 亿立方米，较去年增加 90 亿立方米，增长 2.1%；预计 2025 年全国天然气消费量为 4120 亿～4130 亿立方米，较去年增加 110 亿～120 亿立方米，增长 2.7%～3%，与往年相比增速明显放缓。

更具体的数据显示，2025 年前三个季度，在我国经济韧性持续显现的背景下，天然气消费实现平稳增长，但国际气价高位、天气偏暖、可再生发电迅猛发展等抑制了消费增速。预估全年天然气表观消费量 4346 亿立方米，比上年增长 1.2%；实际消费量 4302 亿立方米，比上年增长 2.4%。

这种需求增速的放缓在月度数据中表现得更为明显。2025 年 10 月，全国天然气表观消费量 347.7 亿立方米，同比下降 1.3%；1-10 月，全国天然气表观消费量 3525.3 亿立方米，同比下降 0.3%。

从需求结构来看，各细分领域表现差异明显：

传统的 LNG 需求支撑正在减弱。在城市燃气领域，城市燃气消费增速不及预期，供暖季偏暖是主要影响因素。北方地区 "煤改气" 已基本见顶，城乡居民生活用气增量整体有限。"煤改气" 工程的基本完成意味着这一曾经的需求增长主引擎正在熄火。

在工业用气领域，2025 年 7 月起局部制造业开展 "反内卷" 行动，光伏、钢铁等行业减产影响天然气需求。工业领域面临内外压力，新旧动能转换支撑用气基本盘。年初受中美贸易摩擦影响，"抢出口" 效应推动生产，随后关税政策延期执行，市场情绪逐步修复。

1.3 库存高企，供需矛盾进一步激化

供需失衡的直接结果是库存水平的持续高企。截至 2025/12/26，国内进口接收站库存 412.08 万吨，同比 + 9.85%，周环比 - 6.76%；国内 LNG 厂内库存 62.45 万吨，同比 - 2.12%，周环比 + 5.97%。接收站库存同比增长近 10%，显示出明显的库存积压。

库存建设方面也取得了显著进展。在储气能力方面，全国液化天然气储罐的液态储存规模实现跨越式增长，从 2020 年的 1070 万立方米提升至 2025 年的 2868 万立方米，增幅达 168%，显著增强了天然气产业链的调峰与应急保障能力。

截至 2025 年 12 月 26 日，我国已投产 LNG 接收站罐容约为 2754.5 万立，与 2024 年底相比增加了 19.11%，已投产 LNG 工厂罐容约为 407.31 万立，与 2024 年底相比增加了 18.55%。

高企的库存对市场价格形成了持续压力。当前市场基本面呈现库存压力主导特征，为本次竞拍价格走势奠定偏弱基调。从行业现状来看，国内液厂主产区库存液位承压，出货诉求强烈。

二、政策环境变化：贸易政策与市场机制调整的影响

2.1 中美贸易摩擦对 LNG 进口格局的重塑

2025 年，中美贸易摩擦对中国 LNG 市场产生了深远影响，成为重塑进口格局的关键因素。2025 年 2 月 1 日，美国政府宣布以芬太尼等问题为由对所有中国输美商品加征 10% 关税。根据《中华人民共和国关税法》、《中华人民共和国海关法》、《中华人民共和国对外贸易法》等法律法规和国际法基本原则，经国务院批准，自 2025 年 2 月 10 日起，对原产于美国的部分进口商品加征关税。对煤炭、液化天然气加征 15% 关税。

这一关税政策经历了多次调整，呈现出复杂的变化过程：

美国天然气进口关税税率从 140% 降至 25%，但这一税率仍然显著影响了中美 LNG 贸易。

关税政策的实施直接导致中美 LNG 贸易大幅萎缩。2024 年中国还从美国进口了 415 万吨 LNG，占总进口量的 5.4%，可到了 2025 年 3 月，这个数字直接归零。2025 年上半年，中国 LNG 进口量可能出现负增长，也就是下滑。关税影响，虽然中美关税政策有所调整，但进口美国 LNG 仍需缴纳 25% 的关税。

数据显示，2025M1-10，我国 LNG 进口同比减少 1043 万吨，其中澳大利亚进口同比 - 474 吨 (-21.8%)、美国进口 - 356 万吨 (-93.2%) 是主要下降来源，下降原因为：1) 对美 LNG 施加关税，美国资源进口量大幅下降。

2.2 天然气市场化改革的深化推进

2025 年，中国天然气市场化改革继续深化，一系列重要政策文件的出台对市场运行机制产生了深远影响。近日，国家发展改革委颁布《油气管网设施公平开放监管办法》(国家发展和改革委员会 2025 年第 33 号令，以下简称《监管办法》)，自 2025 年 11 月 1 日起施行。

2025 年 8 月 1 日，国家发改委、能源局联合发布《关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》（发改价格〔2025〕1014 号），标志着我国天然气市场化改革进入深化阶段，该政策旨在解决长期以来制约行业发展的定价机制碎片化问题。

这些政策的目标是提高市场效率，促进公平竞争。《指导意见》致力于构建集约高效、公平开放的管输网络，要求完善管网布局，按照全省天然气发展规划，加快推进天然气干线管道和互联互通工程建设，进一步提高管网覆盖率和输气能力。《意见》重点提出，要完善管输价格形成机制，省内主干管道实行 "同网同价"，市域内管道实行 "同市同价"。

省内天然气管道运输价格应当实行统一定价模式，由 "一线一价"" 一企一价 "向分区定价或全省统一价格过渡，实现与跨省天然气管道运输价格机制有效衔接，助力形成" 全国一张网 "。

近日，国家发展改革委修订并颁布《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》(国家发展改革委 2025 年第 35 号令，以下简称《管理办法》)，自 2026 年 1 月 1 日起施行。

这些政策变化为天然气市场创造了更加公平透明的竞争环境，但也要求企业更加注重成本控制和效率提升，在一定程度上加剧了价格竞争。

2.3 储气能力建设要求的调整

储气能力建设是保障天然气供应安全的重要环节，2025 年相关政策要求的调整也对市场产生了影响。值得注意的是，对于天然气供气企业，此次征求意见稿降低了企业的储气能力要求，从原来的 10% 降至不低于其年供气量 5%，对于地方政府的要求也从原先的 3 天提高到 5 天。

《管理办法》明确了供气企业、国家管网集团、城镇燃气企业三个 5%，以及地方政府 5 天应急储气能力要求。这种 "企业降、政府升" 的调整反映了储气责任的重新分配，有利于减轻企业负担，提高储气设施的利用效率。

储气要求的降低在一定程度上减少了企业的库存压力，使得企业可以更加灵活地管理库存水平，这在市场供过于求的情况下有助于缓解价格下行压力。

三、行业竞争格局演变：管道气替代与接收站竞争加剧

3.1 管道气供应充足，对 LNG 形成强力替代

2025 年，管道气供应的快速增长成为压制 LNG 价格的重要因素。进口方面，全年进口管道气总量约 837 亿立方米，比上年增加 77 亿立方米，实现 10.1% 的显著增长；全年进口 LNG 约 893 亿立方米，比上年下降 165 亿立方米，降幅 15.6%。管道气进口的大幅增长与 LNG 进口的显著下降形成鲜明对比。

这种结构性变化的背后是中俄东线等重要管道项目的持续放量。俄罗斯在 2025 年已向中国输送了约 388 亿立方米的管道天然气，超过了 380 亿立方米的年度设计容量。中俄天然气合作的深化为中国提供了稳定、经济的管道气供应，有效替代了部分 LNG 需求。

2025 年 9 月，中国、俄罗斯、蒙古国三国元首在北京签署了关于西伯利亚力量 2 号天然气管道建设与运营的合作协议。西伯利亚力量 2 号管道设计年输气量达 500 亿立方米，合同期限为 30 年。这一重大项目的签署预示着未来管道气供应将进一步增长，对 LNG 市场的替代压力将持续存在。

管道气对 LNG 的替代效应在多个领域都有所体现。在当前管道气较 LNG 更具经济优势的大环境下，工业端对 LNG 的需求增量预计较为有限。所以说，在管道气供应整体充裕，合同外资源价格低的一个情况下，抑制了城燃采购 LNG 进行调峰的意愿，在城市燃气领域，管道气对 LNG 产生了反替代现象。

价格机制是这种替代效应的关键驱动力。2025 年国内进口管道气价格逐月降幅扩大，10 月均价进入 1.8 元 / 方以下区间，1-11 月进口量同比增长 7.6%，受益于中俄东线输气能力爬坡。

2025 年 1-11 月国内进口管道气量已达 752 亿方、同比 + 7.6%，依托中俄东线输气能力爬坡；随着 2026-2027 年中俄东线产能从 380 亿方提升至 440 亿方、中俄中线（500 亿方 / 年）推进及远东线（120 亿方 / 年）2027 年投产，2026/2030 年俄气在进口管道气量占比将达 47%/55%，年输气量有望突破 1430 亿方。

相比之下，俄罗斯通过西伯利亚力量管道直接对华供气，省去液化和海运环节，成本优势明显。2025 年俄罗斯对华管道气价格仅为 247.33 美元 / 千立方米，约 6.5 美元 / MMBtu，比欧洲市场低 39%。

3.2 LNG 接收站竞争白热化，利用率分化明显

随着接收站产能的快速扩张，2025 年 LNG 接收站之间的竞争达到了前所未有的激烈程度。在日前举行的第十三届中国天然气产业发展大会上，多位与会专家表示，当前全球 LNG 市场已进入增量时代，在建与投产的 LNG 接收站项目数量大幅攀升，行业竞争日趋激烈。

接收站市场格局呈现出明显的分化特征。从市场份额分布来看，中海油、中石油、中石化三大国有能源集团仍占据主导地位，合计控制全国 LNG 接收站总接收能力的约 68.3%。剩余 15.1% 的市场份额由广汇能源、新奥集团、九丰能源、深圳燃气、福建国海等民营及地方性能源企业占据。

随着 LNG 接收站第二梯队入局，市场竞争加剧，助推基础设施公平开放进程加快。民营和地方企业的进入打破了传统的垄断格局，为市场带来了更多活力，但也加剧了竞争压力。

在这种竞争环境下，接收站的利用率出现明显分化。国际价格高高在上，国内价格持续走低，进口接收站成了 "亏损重灾区"，套利窗口几乎焊死，以进口资源为主导的时代，在 2025 年正式终结。这一判断准确地描述了当前接收站面临的困境。

预计今年 LNG 接收站之间的竞争会更加激烈，这种竞争压力最终传导至价格层面，成为 LNG 价格下行的重要推动力量。

3.3 国产气与进口气的竞争格局重塑

2025 年，国产气的快速发展正在重塑中国天然气市场的竞争格局。2025M1-10，产量同比 + 6.5% 至 2171 亿方，进口量同比 - 6.3% 至 1444 亿方，其中进口管道气同比 + 7.5%，进口 LNG 同比 - 16.3%；自给率 60%，同比提升 3pct。自给率的持续提升表明国产气在保障能源安全方面发挥着越来越重要的作用。

所以 2025 年的供应格局依旧是国产气托底。LNG 的全年总产量是 2743 万吨，同比增长了 3.43%。由于进口气源结构的优化，进口气从量上来看较之前是大幅度的缩水。全年的 LNG 的进口预计是在 6611 万吨，同比下降 10 多个点。

国产气的快速发展得益于非常规天然气开发技术的突破。2025 年国内天然气产量预计达 2493 亿立方米，年均复合增长率 5.3%，其中非常规天然气产量占比超过 43%，成为增储上产的增长极。页岩气、煤层气等非常规资源的大规模开发为市场提供了更多的供应选择。

国产气和管道气的供应充足，再加上国际现货的价格偏高，采购意愿不强，只有年末供暖季的补库，进口量小幅度回升。这种供应格局的变化使得进口 LNG 在市场中的议价能力下降，不得不通过降价来维持市场份额。

四、能源转型影响：可再生能源替代与技术变革冲击

4.1 可再生能源快速发展对天然气发电需求的挤压

2025 年，可再生能源的快速发展对天然气发电需求产生了显著的挤压效应，成为 LNG 价格下行的重要长期因素。2025 年前三个季度，在我国经济韧性持续显现的背景下，天然气消费实现平稳增长，但国际气价高位、天气偏暖、可再生发电迅猛发展等抑制了消费增速。

可再生能源装机容量的大幅增长直接影响了天然气发电的市场空间。2025 年，预计全年新增风电光伏装机将超过 2 亿千瓦，新增煤电 4000 万千瓦、水电 700 万千瓦、核电 500 万千瓦以上，总发电装机规模突破 36 亿千瓦。

在平衡电网的同时，天然气发电还能通过合理调度减少天然气消费峰谷差，实现天然气与电力供应双调峰，2025 年发电用气量预计占我国终端天然气消费的 12.6%，成为天然气消费的重要增长极。

然而，在国际市场上，可再生能源对天然气发电的替代效应已经显现。全球可再生能源发电量首超煤炭，中国新增可再生能源发电量超世界其他地区总和。与之相对应的是，同期全球煤炭发电量下降 0.6%，天然气发电量下降 0.2%，整体化石燃料发电总量下降 0.3%，使得全球电力行业排放量下降 0.2%。

在欧洲，可再生能源的迅猛增长已经导致化石燃料发电量的下降，预计到 2025 年，欧洲的可再生能源发电量将导致煤炭和天然气发电量显著减少。

美国 2025 年 AI 数据中心耗电激增，全靠太阳能 "续命"。与此同时，天然气发电量下降了近 4%。作为美国最大的单一发电来源，天然气使用量的微小降幅也意味着巨大的能源替代效应。光伏发电目前正通过挤压天然气份额来重塑能源格局。

4.2 氢能等新兴清洁能源技术的商业化进展

氢能作为终极清洁能源，其商业化进展正在对天然气市场产生深远影响。进入 2025 年，我国天然气掺氢产业发展步伐加快，政策引导、技术攻关、项目落地与场景拓展多维度齐头并进，推动产业从技术验证向示范应用稳步迈进。

据中国产业发展促进会氢能分会预测，结合技术成熟度与成本下降趋势，2030—2050 年我国在燃气轮机掺氢中的年用氢需求量将从 3 万吨攀升至 250 万吨左右。

截至 2025 年 6 月，天然气掺氢技术已成为我国能源转型的突破口，政策支持力度持续加大，产业风口特征显著。能源法首次纳入氢能，新修订的《中华人民共和国能源法》2025 年实施，首次将氢能纳入国家能源体系，明确要求积极有序推进氢能开发利用，为天然气掺氢提供顶层法律支撑。

以我国年天然气消费量 4200 亿立方米为基准，按每立方米天然气燃烧排放 2kg 二氧化碳计算，理论上掺氢 20% 可实现年碳减排 4200 万吨，实际应用中碳减排量≥3000 万吨。预计到 2035 年，天然气掺氢在工业领域的应用比例可达 25%-30%，年替代天然气量约 500 亿立方米。

虽然目前氢能成本仍然较高，但随着技术进步和规模化发展，其经济性正在快速改善。根据国家发改委规划，到 2025 年氢能产业规模突破 1 万亿元，生物天然气年产能力达到 100 亿立方米，形成 10 个百亿元级产业集群。

4.3 新能源重卡崛起对 LNG 车用市场的冲击

LNG 重卡市场曾经是 LNG 需求增长的重要引擎，但 2025 年新能源重卡的快速崛起正在改变这一格局。2025 年 11 月，国内新能源重卡销量约 2.8 万辆 (不含出口)，同比大幅增长 178%，占当月重卡总销量 36.45%，渗透率首次突破 30%。

这一变化的速度令人瞩目。1~11 月，新能源重卡累计销量 18.58 万辆，同比增长 178%，市场渗透率接近 25%，规模化应用成效显著。自 2025 年 3 月份开始，重卡市场新能源渗透率再也没有低于过 20%，自 6 月份起均超过 25%，刚刚过去的 11 月份渗透率首次突破 30%，并一举超过 35%。

2025 年新能源重卡单月市场渗透率已连续数月突破 20%，并正向 30% 迈进。前三季度我国新能源重卡累计销量达 13.78 万辆，同比增长 184%，超过 2024 年全年水平，渗透率进一步提升至 24.21%。随之，新能源重卡渗透率也不断攀升，9 月单月渗透率高达 28.9%，是目前年内的峰值。

技术进步和成本下降是新能源重卡快速发展的关键驱动力。短期来看，电动重卡将与 LNG 重卡共同加速替代柴油。电动重卡主要用于 400 公里以下，依托快速补能技术和低运营成本，挤压柴油份额；LNG 重卡则在中长距离干线物流中占居主导地位。

展望未来，新能源重卡的威胁将持续存在。预计未来电动重卡持续渗透并逐步对 LNG 重卡构成竞争。短期来看，电动重卡将与 LNG 重卡共同加速替代柴油。中长期来看，电动重卡将逐渐与 LNG 重卡构成竞争关系，尤其是随着固态电池、钠离子电池等技术的进一步突破，电动重卡将沿 "短途封闭场景 — 城市间物流 — 干线运输" 场景逐步延伸，挤压车用 LNG 的市场空间。

五、市场价格走势的量化分析与阶段性特征

5.1 月度价格走势与波动特征

2025 年中国 LNG 市场价格呈现出明显的阶段性特征和持续下行趋势。从月度走势来看，据 LNG 物联网数据统计截止目前 133 家国内 LNG 工厂液价均价为 3572 元 / 吨。从国内 LNG 液价均价走势图上可以看出今年 4 月清明节过后，高速危化品车辆限行解除，资源流通加速，叠加 "五一" 节前补库需求，行情表现平稳，达到目前本年度月均价较高点 4403 元 / 吨。12 月气温回暖明显，城燃补库需求减弱，市场呈现供大于求的局面，因而处于本年度月均价较低点 3858 元 / 吨。

价格的季节性波动规律被显著弱化。1 月，国内主产地 LNG 平均价格为 4126 元 / 吨，较上月下滑 6.21%，同比下跌 19.02%；全国 LNG 接货均价为 4546 元 / 吨，环比下滑 3.24%，同比下跌 15.80%。传统的冬季旺季价格上涨现象在 2025 年并未出现，反而出现了同比大幅下跌。

据 LNG 物联网数据统计，截至 2025 年 12 月 30 日，国内 133 家 LNG 工厂 LNG 均价同比月初下降 571 元 / 吨，陕西均价下降 564 元 / 吨，山西均价下降 565 元 / 吨，内蒙古均价下降 727 元 / 吨，四川均价下降 73 元 / 吨。

5.2 价格下降幅度与历史对比

2025 年 LNG 价格的下降幅度在历史上具有重要意义。2025 年国内的 LNG 市场彻底变了节奏，气价波动的幅度创下了近 10 年新低。2025 年旺季效应失灵，LNG 的价格稳中有降。2025 年 LNG 的均价是 4267 元每吨，同比下降了 6.1%，没有了往年大起大落的行情。

2025 年 LNG 市场年均价为 4265 元 / 吨，较 2024 年同比下跌 6%；价格波动区间显著收窄，全年振幅仅为 13%，较 2024 年 27% 的振幅大幅收窄，较 2020 年 149% 的高振幅更是形成鲜明对比。这种波动性的大幅下降反映了市场供需关系的根本性变化。

2025 年 12 月，国内 LNG 价格创下五年冬季新低，华北、华东市场价格跌至 3800 元 / 吨左右，西北部分区域甚至跌破 3700 元 / 吨。在传统的冬季供暖旺季出现价格创新低的情况，充分说明了当前市场供过于求的严重程度。

12 月 31 日，生意社液化天然气基准价为 3302.00 元 / 吨，与本月初 (4074.00 元 / 吨) 相比，下降了 18.95%。单月接近 19% 的跌幅在历史同期是极为罕见的。

进口价格同样大幅下跌。China customs data show that the average lng import price in january–november 2025 was  575.4/tonne in 2024. This decline reflects the broader downward trend in asian lng spot prices during 2025。进口均价从 575.4 美元 / 吨下降至 465.1 美元 / 吨，降幅达 19.2%。

5.3 2026 年价格走势预期

基于当前的市场基本面和各种影响因素，市场对 2026 年 LNG 价格走势普遍持谨慎态度。基于现在的市场情况来看，上涨预计二零二六年的一月份的市场行情大概率还是低迷的趋势，沉浮震荡很难有大规模的集中上行。所以基于以上综合来看，一月份 lg 的价格大概率还会延续二零二五年的十二月份的走势，大概价格预计在三千四到四千一价格区间波动。

专业机构的预测也相对悲观。根据多家权威机构预测，2026 年中国 LNG 进口价格预计将比 2025 年下降 5%-15%，具体降幅取决于国际市场供需、长协定价机制和国内需求变化。这种预测反映了市场对供需失衡格局将持续的预期。

卓创资讯预计 2026 年国内 LNG 均价预计 4187 元 / 吨，较 2025 年 4535 元 / 吨下降。即使按照相对乐观的预测，2026 年价格仍将继续下行。

国际市场的供应增长将进一步加剧价格压力。2026-2029 年为全球 LNG 液化产能密集投放期，气价中枢有望进一步下移。IEA 预计 2026-2029 年全球有望新增 LNG 供应 2.52 亿吨，较 2025 年增长约 50%，其中 2027-2028 年为新增供给高峰，新增产能 1.44 亿吨。

我们预计伴随全球 LNG 液化产能的投放，市场将从紧平衡加速转向宽松，我们预计 2026 年起欧亚气价中枢有望进一步下移，逐步向长期边际成本靠拢，美国气价中枢抬升，区域价差收窄。

六、结论与展望：中国 LNG 市场的结构性转变

6.1 价格下降的深层原因总结

通过对 2025 年中国 LNG 市场的全面分析，我们可以得出结论：LNG 价格的持续下降是多重结构性因素共同作用的必然结果。

供需失衡是价格下降的根本原因。供应端，2025 年全年生产天然气约 2610 亿立方米，比上年增加 115 亿立方米，增长 5.9%，而需求端全年天然气表观消费量 4346 亿立方米，比上年增长 1.2%，供应增速远超需求增速。同时，截至 2025/12/26，国内进口接收站库存 412.08 万吨，同比 + 9.85%，高企的库存进一步加剧了价格压力。

管道气的强力替代是价格下降的直接推动力。全年进口管道气总量约 837 亿立方米，比上年增加 77 亿立方米，实现 10.1% 的显著增长，而全年进口 LNG 约 893 亿立方米，比上年下降 165 亿立方米，降幅 15.6%。中俄东线等管道项目的成功运营为市场提供了更加经济稳定的替代选择。

能源转型的加速推进是价格下降的长期结构性因素。可再生能源的快速发展挤压了天然气发电的市场空间，氢能等新兴技术的商业化应用开辟了新的替代路径，新能源重卡的崛起威胁着 LNG 在交通领域的主导地位。

政策环境的变化进一步加剧了价格下行压力。中美贸易摩擦导致美国 LNG 进口大幅下降，但这并未缓解供应过剩，反而促使市场竞争更加激烈。天然气市场化改革的深化提高了市场效率，但也加剧了价格竞争。

6.2 市场格局的结构性变化

2025 年标志着中国 LNG 市场进入了一个新的发展阶段，市场格局正在发生深刻的结构性变化。

从高速增长期进入平稳发展期。预计今年天然气消费量将实现 2%—3% 的同比增长，增速虽较往年有所放缓，但消费结构将进一步优化。这种增速放缓反映了市场的逐步成熟和需求基数的扩大。

从进口依赖转向自主保障。自给率 60%，同比提升 3pct，国产气在保障能源安全方面发挥着越来越重要的作用。2025 年国内天然气产量预计达 2493 亿立方米，年均复合增长率 5.3%，其中非常规天然气产量占比超过 43%。

从单一供应转向多元竞争。接收站市场的开放、管道气供应的增加、国产气的快速发展，使得市场竞争更加充分，价格形成机制更加市场化。

6.3 对行业参与者的战略建议

面对市场格局的深刻变化，不同类型的市场参与者需要制定相应的战略应对措施。

对于 LNG 生产企业，建议：一是加强成本控制，通过技术创新和管理优化降低生产成本；二是优化产品结构，开发高附加值产品和服务；三是拓展应用市场，积极开发新兴应用领域；四是加强风险管理，通过期货等金融工具对冲价格风险。

对于 LNG 进口企业，建议：一是优化资源配置，根据市场需求和价格变化灵活调整进口策略；二是加强与上游供应商的战略合作，确保资源供应的稳定性和经济性；三是提升接收站运营效率，通过技术改造和管理创新降低运营成本；四是拓展下游市场，通过一体化发展提高抗风险能力。

对于 LNG 下游用户，建议：一是优化能源结构，根据价格变化合理配置不同能源品种；二是加强需求侧管理，通过技术改造提高能源利用效率；三是关注新兴技术，适时采用更加经济清洁的替代方案；四是建立长期合作关系，通过合同管理稳定供应和价格。

展望未来，中国 LNG 市场将继续在供需平衡、价格机制、技术创新、应用拓展等方面深化改革和发展。虽然短期内价格下行压力仍将持续，但随着市场机制的不断完善和产业结构的优化升级，中国 LNG 市场有望在新的起点上实现更高质量的发展。这既是挑战，也是机遇，需要全行业共同努力，积极应对，在变革中寻求发展，在竞争中实现共赢。