中国报告大厅网讯，天然气作为清洁低碳化石能源，是我国能源结构转型过程中的核心过渡能源，产业发展趋势与投资机会受到市场广泛关注。

一、全球天然气市场格局

1.1 消费价格态势

1.1.1 区域消费增速分化

全球能源转型进程中，天然气作为低碳化石能源的过渡属性持续显现，不同区域因能源结构调整节奏、经济增长水平差异，消费增长呈现显著分化。欧洲受地缘冲突后能源替代政策推动，煤炭发电量反弹叠加可再生能源装机快速增长，天然气消费增量被持续压缩，仅维持低个位数增长。亚洲新兴经济体处于工业化城镇化推进阶段，能源需求持续增长，叠加煤炭替代政策推动，天然气消费需求释放快于发达经济体。北美得益于页岩气革命带来的低成本优势，化工发电领域用气需求稳定增长，整体消费维持平稳扩张。不同区域的消费增速差异直接影响全球天然气贸易流向，资源出口国的出口重心逐步向亚洲倾斜。

亚洲的高增速成为拉动全球天然气消费增长的核心动力，欧洲的低增速反映出其能源转型路径的阶段性特征，不排除后续随着可再生能源装机占比进一步提升，天然气消费出现负增长的可能。北美消费增长平稳，得益于其本土资源充足带来的价格优势，化工领域用气需求支撑了整体消费规模。这一区域分化格局延续了过去三年的趋势，未来仍将持续较长时间。

全球天然气总产量2024年达到4.39万亿立方米，同比增长2.8%，供给增速与消费增速基本匹配，整体供需格局从2022年的紧平衡转向宽松，为价格回落奠定了基础。供给端来看，美国、卡塔尔、澳大利亚等主要出口国新增LNG产能持续释放，全球LNG出口能力逐步提升，供给约束逐步缓解。

1.1.2 全球价格中枢下移

2022年地缘冲突推动全球天然气价格创下历史新高后，随着新增LNG产能逐步释放，欧洲库存维持高位，全球天然气供需紧张格局逐步缓解，价格中枢持续回落。2024年初欧洲天然气库存水平达到86%，远高于过去五年同期平均水平，库容压力下欧洲现货市场价格持续走弱，带动全球价格重心下移。不同区域因为供需结构差异，价格降幅呈现分化，东北亚作为全球LNG进口核心区域，价格受欧洲市场传导影响更为明显，降幅高于欧美成熟市场。美国本土天然气供应充足，价格本身处于低位，降幅相对较小。价格走势的分化反映出不同区域供需弹性的差异，也影响了国际贸易流向与定价机制调整。

价格中枢下移降低了进口国的采购成本，也压缩了资源出口国的利润空间，对于中国这类天然气进口依赖度较高的市场而言，成本下降为终端气价调整提供了空间，也一定程度上刺激了下游消费需求释放。全球地缘政治格局仍存在不确定性，极端天气等突发因素仍可能推动价格出现短期大幅波动，价格下行趋势的稳定性仍有待观察。

定价机制层面，2024年全球新签LNG长协与油价挂钩占比为58.2%，较五年前下降超过20个百分点，越来越多的长协采用现货指数定价，原有的油价挂钩机制占比持续下降。现有油价挂钩长协的平均斜率为11~12%，较之前的13~15%有所下行，反映出买方在定价谈判中的话语权提升，也适应了全球现货价格持续走低的市场环境。定价机制的变化改变了LNG贸易的盈利结构，对于贸易商的风险管理能力提出更高要求，也为更多市场主体参与贸易创造了条件。

1.2 贸易格局演变

1.2.1 贸易规模稳增结构分化

2024年全球天然气贸易总量达到1.25万亿立方米，同比增长1.9%，维持平稳扩张态势。其中管道气贸易量为6920亿立方米，同比增长2.2%，LNG贸易量换算为4.2亿吨，对应5569亿立方米，同比增长1.4%，管道气贸易增速略高于LNG，主要得益于跨境管道新项目投产带动运力提升。区域流向层面，亚洲LNG进口量同比增长11.1%，欧洲LNG进口量同比下降21.3%，贸易流向从欧洲转向亚洲的趋势非常明确，2024年亚洲已经成为全球最大的LNG进口区域，占全球LNG贸易总量的比重超过一半。

全球LNG贸易的扩张重心逐步向亚太转移，中国、印度等新兴经济体进口需求增长是核心拉动力量，中东东南亚等区域进口需求也在逐步增长，为LNG产能投资提供了市场支撑。管道气贸易方面，俄罗斯对欧洲的管道气出口大幅下降后，新的跨境管道主要连接中亚、俄罗斯与东亚市场，管道气贸易的区域格局也在重构，东亚市场管道气进口占比持续提升。

贸易结构的变化推动全球天然气基础设施投资方向调整，LNG出口码头、液化产能、接收站的投资重心向亚太区域转移，跨境管道的投资也更多面向东亚市场，这一趋势带动了全球工程建设领域的相关需求，也为国内具备工程承包能力的企业创造了出海机会。

二、中国天然气产业投资分析

2.1 供需结构特征

2.1.1 国内供给结构优化

国内天然气勘探开发坚持“常非并举”的方针，近年来随着勘探开发技术进步，非常规天然气开采成本持续下降，产量增速显著快于常规天然气，成为拉动国内天然气产量增长的核心动力。2024年国内天然气总产量维持稳定增长，增速高于过去五年平均水平，新增探明储量维持高位，展现出上游勘探开发的强劲动力。不同品类的产量增长差异反映出国内资源禀赋特征，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘的煤层气，四川盆地的页岩气已经进入规模化开发阶段，产量持续释放。市场体制改革持续推进，上游矿权逐步放开，多元化市场主体格局逐步形成，竞争带动开发效率提升。

非常规天然气占比提升，一定程度上缓解了国内天然气供给缺口，降低了对进口资源的依赖程度，页岩气、煤层气等非常规天然气领域的技术创新仍在持续，未来仍有较大的增长空间。非常规天然气开采的环保约束逐步收紧，部分项目开发进度受环保要求影响有所放缓，整体产量增长的持续性仍需要观察。

上游市场主体多元化趋势明确，截至2024年，天然气矿权登记企业数量达到70家以上，较十年前增长超过两倍，LNG进口主体数量较2017年增幅达到100%，民营与外资企业逐步进入上游勘探开发与进口贸易领域，市场活力持续释放，倒逼国有控股企业提升开发效率，降低生产成本。2024年中国天然气产量同比增长6.7%，累计增产量达到155亿立方米，连续五年增产超过100亿立方米，国内供给保障能力持续提升。2024年新增探明地质储量超1.6万亿立方米，为后续持续增产奠定了资源基础。

2.1.2 消费进口特征

中国天然气消费增长受城镇化推进、能源结构调整双轮驱动，不同应用场景因为需求弹性、政策导向差异，增长速度呈现显著分化。交通领域得益于“油改气”政策推动，重型货车LNG应用比例持续提升，叠加内河船舶天然气替代加快，需求释放速度快于其他领域。城镇燃气受益于城镇人口增长、燃气管网覆盖率提升，用气需求维持两位数增长，对整体消费增长的贡献超过一半。工业、发电、化工领域用气需求受下游行业景气度影响，增速维持个位数。2024年中国城镇化率达到67.00%，城镇常住人口达到94350万人，城镇人口规模增长直接带动城镇燃气需求增长，未来城镇化率仍将提升，城镇燃气需求仍有增长空间。

城镇燃气对消费增长的贡献率达到50.9%，依然是拉动国内天然气消费增长的第一动力，交通领域的高增速反映出替代燃料的需求增长，未来随着新能源货车渗透率提升，天然气在交通领域的需求增长可能逐步放缓。工业领域作为第二大消费板块，增速虽低但基数大，对整体消费增长的支撑依然稳定。

2024年中国天然气表观消费量达到4260.5亿立方米，同比增长近8%，增速较上年提升0.7个百分点，天然气占一次能源消费结构比重达到8.8%，较上年提升0.3个百分点，能源结构清洁化转型推动天然气占比持续提升。进口层面，2024年中国天然气进口总量折合13169万吨，同比增长9.9%，对外依存度维持在42%以上。其中管道气进口量为5504万吨，同比增长13.9%，占进口总量的比重提升1.7个百分点，LNG进口量为7665万吨，同比增长6.4%，进口结构中管道气占比持续提升，主要得益于中俄东线、中缅管道等跨境管道产能逐步释放，管道气进口的稳定性更高，价格波动更小，对保障国内供给安全发挥了更大作用。

分来源国来看，2024年中国从澳大利亚进口LNG2619.3万吨，占LNG进口总量的34.1%，澳大利亚依然是中国最大的LNG进口来源国，LNG进口金额达到3135.71亿元，同比下降0.8%，管道气进口金额同比增长10.1%，主要受进口量增长和价格下降的共同影响。海关总署数据显示，2025年1至4月，中国LNG进口量为2037.9万吨，同比降幅24.24%，这主要受2024年同期基数较高、国内库存充裕影响，不代表进口需求出现趋势性下降。

2.2 未来趋势与投资机会

国际能源署预测，2025年到2030年全球LNG供给能力累计增幅将达到50%，累计增量达到2500亿立方米，全球LNG出口能力增速维持在5~6%，2025年全球LNG出口能力增量为260亿立方米，供给宽松格局将持续，价格难以回到2022年的高位。国家发展和改革委员会能源研究所预测，2025年中国新增LNG接收能力达到5000万吨/年，新签履约LNG长协规模达到620万吨/年，国内接收能力不足的问题逐步缓解。国家能源局预测，2025年中国天然气消费量同比增速维持在2~3%，国内产量年度增产量超100亿立方米，2030年中国天然气消费量将达到5500~6000亿立方米，长期增长空间清晰。

对关注天然气产业的投资者而言，可重点跟踪以下三个方向的投资机会：

1. 非常规天然气勘探开发领域，技术迭代带动开采成本持续下降，产量占比持续提升，头部企业具备资源储备优势与技术积累优势，成长空间清晰；
2. LNG接收站等基础设施领域，国内新增接收能力持续释放，第三方准入政策全面落地后，独立运营主体的盈利能力逐步提升，现金流回报稳定；
3. 区域天然气终端分销领域，城镇化推进带动城镇燃气需求持续增长，区域龙头企业具备天然管网壁垒，客户粘性高，现金流稳定，分红回报率具备优势。