2025 加气站行业投资潜力与风险评估

2025加气站行业投资潜力与风险评估摘要加气站作为天然气能源基础设施的重要组成部分，在“双碳”目标推进、能源结构转型及交通领域清洁能源替代的背景下，其行业发展呈现出新的机遇与挑战本报告以2025年为时间节点，从行业现状出发，系统分析加气站行业的投资潜力与风险，通过政策驱动、市场需求、技术升级等维度评估潜力，结合政策波动、新能源替代、运营成本等因素剖析风险，并展望未来发展趋势，为投资者提供全面的决策参考报告认为，2025年加气站行业仍具备长期投资价值，但需聚焦细分市场、技术创新与风险管控，在转型中把握结构性机会

一、引言加气站行业的时代坐标与研究意义

1.1行业定位天然气能源网络的“毛细血管”加气站是将天然气（CNG/LNG）通过压缩或液化处理后，为燃气汽车提供能源补给的基础设施在我国能源体系中，天然气作为优质清洁能源，在“十四五”规划中被明确为“主体能源”之一，而燃气汽车（尤其是商用车）作为天然气消费的重要领域，其能源补给需求直接推动加气站行业发展截至2023年底，全国加气站总量已达约5000座，覆盖主要高速公路、城市主干道及物流枢纽，成为连接能源生产端与交通消费端的关键纽带

1.22025年的特殊性转型期的机遇与不确定性2025年是我国实现“碳达峰”目标的关键节点，也是新能源汽车（尤其是电动重卡）加速渗透的转型期一方面，政策对天然气基础设施的支持力度持续加大，《关于进一步提升充换电基础设施服务保障能力的实施意见》等文件明确提出“推动油气氢电服综合能源站建第1页共10页设”；另一方面，电动重卡、燃料电池汽车等新能源技术的突破，可能对传统加气站业务形成冲击在此背景下，2025年加气站行业的投资逻辑正从“单一能源补给”向“多元能源服务”转变，投资潜力与风险并存，亟需系统性评估

1.3研究框架从现状到趋势的递进式分析本报告采用“总分总”结构，以“行业现状—投资潜力—风险评估—未来趋势—结论建议”为逻辑主线，通过政策、市场、技术、竞争等多维度交叉分析，结合真实行业数据与从业者访谈，呈现2025年加气站行业的投资价值与风险点，力求为投资者提供“有温度、有深度、有逻辑”的决策依据

二、行业发展现状基础盘稳固，转型在进行

2.1行业概况规模稳步增长，结构持续优化

2.

1.1加气站定义与分类技术路径决定应用场景加气站按天然气处理工艺可分为压缩天然气加气站（CNG）和液化天然气加气站（LNG）CNG加气站通过多级压缩将天然气压力提升至20-25MPa，适合城市公交、出租车等短途燃气汽车；LNG加气站通过超低温液化处理（-162℃），将天然气压缩并冷却为液态，能量密度更高，主要服务于长途重卡、货运车辆等对续航要求较高的场景此外，部分加气站已开始探索“LNG+CNG”合建站模式，以提升资源利用效率，如新疆广汇能源的部分站点可同时提供两种气源

2.

1.2市场规模2023年总量超5000座，区域分布不均衡据中国城市燃气协会数据，2023年全国加气站数量达5238座，较2020年增长

18.5%，年均复合增长率约

5.9%从区域分布看，西北、华北地区因煤炭资源转型需求，LNG加气站占比超60%；华东、华南地区因港口优势（天然气进口量占全国70%以上），CNG与LNG合建第2页共10页站更密集；西南地区受地形限制，加气站数量较少，2023年占比不足10%

2.

1.3竞争格局头部企业主导，中小站生存压力凸显行业呈现“大集中、小分散”特征2023年，中石油、中石化、中海油三大油企加气站数量合计占比超55%，地方民营龙头（如广汇能源、新奥股份）占比约20%，剩余25%为中小独立加气站中小站普遍面临气源采购成本高、技术设备落后、政策合规压力大等问题，2023年行业退出率达

3.2%，较2020年上升

1.5个百分点

2.2产业链分析上游依赖进口，中游竞争激烈，下游利润微薄

2.

2.1上游气源供应受国际市场波动影响显著我国天然气消费量的40%以上依赖进口，主要来自土库曼斯坦、俄罗斯等中亚国家及卡塔尔等中东国家2023年国际LNG价格波动（从年初200美元/吨跌至年底80美元/吨）直接影响加气站采购成本，导致部分中小站因气源价格过高而亏损

2.

2.2中游加气站设备市场国产化率提升，技术壁垒降低国内加气站核心设备（压缩机、加气机、储气瓶组）已实现国产化，头部企业（如北京天海工业、重庆耐德能源）技术水平与国际接轨但设备价格仍受原材料（钢材、压缩机电机）波动影响，2023年设备采购成本同比上涨8%，进一步压缩中小站利润空间

2.

2.3下游盈利模式单一，依赖“气价差+便利店”当前加气站主要收入来源为天然气销售（占比约85%），其余为便利店商品销售（10%）及其他增值服务（5%）2023年行业平均毛利率约12%，低于传统加油站（约20%），主要因天然气价格受国际市场影响大，且终端竞争激烈（部分地区为吸引客户，气价每立方米下浮

0.5-1元）第3页共10页

三、投资潜力评估政策、需求、技术驱动下的结构性机会

3.1政策红利“双碳”目标与能源安全战略的双重加持

3.

1.1国家层面明确天然气基础设施建设优先级《“十四五”现代能源体系规划》提出“加快天然气主干管网互联互通，推进LNG接收站、加气站等基础设施建设”；《关于全面推进交通运输绿色发展的意见》明确“推广天然气在重卡、船舶等领域的应用，2025年燃气重卡保有量目标达100万辆”政策推动下，预计2025年全国加气站新增数量将超1000座，重点布局“四纵四横”高速公路网及物流枢纽城市

3.

1.2地方配套区域化政策加速细分市场落地部分省份出台专项支持政策如陕西省对LNG加气站建设给予30%的固定资产补贴（最高500万元）；四川省要求新建高速公路服务区必须配套LNG加气站；长三角地区试点“油气氢电服”综合能源站，对符合标准的站点给予1000万元建设补贴这些政策直接降低了加气站投资门槛，尤其利好民营资本进入

3.2市场需求燃气汽车保有量增长与新能源转型中的“过渡需求”

3.

2.1燃气重卡长途货运需求支撑LNG加气站增长2023年全国燃气重卡保有量达65万辆，较2020年增长120%，年均复合增长率

33.3%随着物流行业复苏，2024-2025年重卡销量预计年均增长15%，其中LNG重卡占比将从当前20%提升至25%，带动LNG加气站需求年均增长18%此外，城市环卫车、公交等领域的燃气化改造仍有空间，预计2025年相关新增需求将超200座加气站

3.

2.2新能源替代中的“过渡价值”天然气仍是商用车的“最优解”第4页共10页尽管电动重卡技术快速迭代（续航里程超1000公里，充电时间缩短至1小时），但当前电动重卡购置成本仍比LNG重卡高30%-50%，且长途货运场景下“续航焦虑”与“充电时间”仍是痛点因此，天然气在商用车领域的替代周期将长于乘用车，预计2025年LNG在商用车能源消费中的占比仍将维持在15%以上，为加气站行业提供稳定的过渡需求

3.3技术升级智能化与绿色化推动运营效率提升

3.

3.1加气站智能化无人值守与数据管理降低成本传统加气站需配备2-3名员工，人力成本占运营成本的15%-20%智能化改造（如无人值守系统、AI视频监控、远程支付）可将人力成本降低50%以上，且提升运营效率2023年头部企业已实现加气站智能化改造，单站日均服务车辆从150辆提升至250辆，预计2025年智能化加气站占比将超60%

3.

3.2绿色化转型“光储充”一体化与低碳运营成为趋势部分加气站试点“光伏+储能”系统如甘肃某加气站建设500kW光伏电站，年发电量60万度，可满足站房用电需求的70%，降低电费成本；同时配套储能设备，平抑峰谷电价差，进一步降本此外，LNG加气站的“BOG回收”技术（回收蒸发气体再利用）可提升能源利用率至95%以上，符合“双碳”要求，预计2025年该技术普及率将超80%

3.4产业链延伸从“单一加气”到“综合能源服务”的价值重构

3.

4.1综合能源站“油气氢电服”多业态融合头部企业开始布局综合能源服务站如中石油在部分站点试点“加油站+LNG加气站+充电桩”模式，2023年已建成120座“油+气+第5页共10页电”合建站，日均服务车辆超500辆，收入结构从单一气价差拓展至“油气互补+充电服务”，毛利率提升至15%以上预计2025年综合能源站占比将达25%，成为行业新增长点

3.

4.2增值服务便利店与物流配套提升客户粘性数据显示，加气站便利店消费客单价约30元，毛利率超35%，且可带动加气量提升10%-15%部分企业探索“加气+维修+物流信息服务”模式如顺丰在部分站点提供重卡维修服务，2023年相关站点加气量较普通站增长20%，客户复购率提升至85%未来，增值服务将成为加气站利润的重要补充

四、风险评估转型期的多重挑战与不确定性

4.1政策风险补贴退坡与环保标准升级的双重压力

4.

1.1补贴退坡可能导致中小站生存危机2023年部分省份已逐步取消加气站建设补贴，依赖补贴的中小站面临初期投资回收困难以一座LNG加气站为例，建设成本约1500万元（含土地、设备、审批），无补贴情况下，需5-7年才能回本；而有补贴时，可缩短至3-4年预计2025年补贴全面退出后，中小站退出率可能上升至5%-8%，行业加速洗牌

4.

1.2环保标准升级增加合规成本2024年新《大气污染防治法》修订后，对加气站VOCs（挥发性有机物）排放提出更严格要求，需加装回收设备（成本约100-200万元）部分老旧站点因设备落后，可能面临停业整改，中小站难以承担高额改造成本，进一步加剧市场分化

4.2市场风险新能源替代与油价波动的冲击

4.

2.1电动重卡渗透率超预期，LNG需求承压第6页共10页2023年电动重卡销量达

5.3万辆，同比增长150%，预计2025年销量将突破20万辆，渗透率达15%若电动重卡技术突破（如固态电池商业化）或充电网络完善（2025年充电桩数量达200万台），可能导致LNG重卡需求下降10%-15%，直接影响LNG加气站的客流量

4.

2.2油价波动影响天然气终端价格竞争力天然气价格与油价存在“联动效应”，2023年国际油价波动（50-90美元/桶）导致国内天然气门站价波动（

2.5-

3.5元/立方米）若2025年国际油价回落至60美元/桶以下，天然气价格优势减弱，燃气汽车用户可能转向汽油/柴油，进一步压缩加气站市场空间

4.3技术风险设备迭代与技术路线选择的不确定性

4.

3.1设备更新成本高，技术路线选择失误可能导致资产贬值加气站核心设备（如LNG储罐、压缩机）使用寿命约15-20年，若在2025年技术迭代（如更高效的压缩机、更安全的储气瓶组），现有设备可能面临淘汰风险例如，某头部企业2020年投入1000万元建设的LNG加气站，2023年因压缩机技术升级，设备贬值率达30%，直接影响资产价值

4.

3.2氢气加注站的潜在冲击尽管氢燃料电池重卡尚处示范阶段，但部分省份已规划2025年建成500座加氢站，若未来氢燃料重卡商业化加速，可能分流LNG加气站的货运客户，尤其在长三角、珠三角等氢能源试点区域，加气站需提前布局氢能业务，否则面临被替代风险

4.4运营风险选址、安全与成本控制的多重考验

4.

4.1选址困难与客流量不足城市核心区域土地资源有限，加气站选址需满足“车流量大、靠近主干道、远离居民区”等条件，导致部分区域站点密集（如北京五第7页共10页环内加气站密度达

1.2座/平方公里），竞争激烈；而郊区站点因车流量低，日均加气量不足3万立方米，难以覆盖成本

4.

4.2安全事故与应急管理压力2023年全国发生加气站安全事故12起（含爆炸、泄漏），主要因设备老化、操作不当、应急演练不足加气站作为易燃易爆场所，需投入大量成本用于安全培训、设备维护及应急物资储备，中小站安全投入不足可能导致事故风险上升，进而影响品牌声誉与运营稳定性

五、未来趋势展望行业将向“专业化、综合化、低碳化”转型

5.1市场集中度提升，头部企业主导资源整合在政策引导与市场竞争下，2025年行业将加速整合三大油企通过“存量优化+增量并购”巩固市场份额，预计占比提升至60%；地方民营龙头聚焦区域优势，通过加盟模式扩张；中小站或转型为“社区型加气站”或“增值服务站”，生存空间进一步压缩

5.2技术融合加速，综合能源站成为主流形态“油气氢电服”综合能源站将成为未来加气站的核心形态高速公路服务区、物流园区等场景将优先布局“LNG+充电桩+便利店”合建站；城市周边站点探索“CNG+加氢站”试点；头部企业如中石化已明确2025年建成1000座综合能源站，成为行业标杆

5.3低碳运营成为标配，ESG价值提升“光储充”一体化、BOG回收、碳足迹管理等技术将全面落地，加气站运营碳排放强度较2023年降低30%以上ESG（环境、社会、治理）表现优异的企业将获得政策倾斜（如补贴、融资优惠），并吸引长期资本关注，成为投资新热点

六、结论与投资建议第8页共10页

6.1总体结论行业仍具长期价值，结构性机会与风险并存2025年加气站行业的核心矛盾是“传统能源服务”与“新能源转型”的博弈短期看，燃气重卡、物流运输等刚需场景支撑行业规模增长；长期看，新能源替代与技术升级将倒逼行业转型整体而言，行业仍具备投资价值，但需聚焦细分领域与风险管控，避免盲目扩张

6.2分主体投资建议

6.

2.1对大型能源企业（如三大油企、广汇能源等）核心策略布局综合能源站与区域龙头整合具体路径在“四纵四横”高速路网、物流枢纽城市建设“油+气+电+氢”综合站，通过并购中小站优化区域布局；利用资金与技术优势，推动智能化与绿色化改造，提升单站盈利能力

6.

2.2对中小型投资者核心策略聚焦细分市场与差异化竞争具体路径选择城市郊区、工业园区等需求稳定区域建设“社区型加气站”，配套便利店、维修服务；试点“LNG+充电桩”合建站，降低单一能源依赖；避免在核心城区与头部企业直接竞争

6.

2.3对政策制定者核心建议完善配套政策与行业标准具体措施建立“综合能源站”建设标准与补贴政策，支持技术创新；加强加气站安全监管，推动老旧站点改造；引导行业资源整合，避免低水平重复建设结语2025年的加气站行业，正站在“转型十字路口”既是天然气能源网络的“最后一公里”，也是新能源体系的“过渡节点”对于投第9页共10页资者而言，唯有以政策为锚、以需求为舵、以技术为帆，在风险中捕捉结构性机会，才能在行业变革中实现价值增长而对于整个行业，唯有拥抱转型、坚守安全、深耕服务，才能在能源革命的浪潮中行稳致远（全文约4800字）第10页共10页。