2025 加气站行业产业链上下游研究

2025加气站行业产业链上下游研究引言能源转型背景下的加气站行业价值与研究意义在“双碳”目标与能源结构转型的时代背景下，天然气作为清洁低碳的过渡能源，其产业链下游的加气站行业正处于关键发展期从2015年到2024年，中国天然气消费量年均增长约8%，2024年突破3800亿立方米，其中交通运输领域作为天然气消费增长最快的板块，燃气汽车保有量已超1500万辆，加气站作为能源补给基础设施，其产业链的完整性、稳定性与创新能力直接关系到能源安全与行业可持续发展本报告聚焦2025年加气站行业产业链上下游，以“上游支撑—中游运营—下游需求”为逻辑主线，结合行业实践与企业反馈，深入分析各环节的现状、痛点与发展趋势通过递进式的结构设计（从基础支撑到核心运营再到需求拉动）与并列式的细节拆解（如上游原材料的不同来源、中游加气站的多元类型），力求呈现一幅全面、真实的行业图景，为政策制定者、企业经营者与投资者提供决策参考

一、产业链上游天然气生产、运输与设备供应的基础支撑上游是加气站行业的“根”，其稳定与否直接决定中游运营的成本与效率这一环节涵盖天然气（包括LNG、CNG）的生产、长输管网运输、终端储存与加气站设备制造，涉及能源开采、化工、机械制造等多个领域，是典型的“技术密集+资本密集”型产业链

1.1天然气生产与运输从“气源地”到“加气站”的长链条天然气作为加气站的核心原料，其生产与运输环节的稳定性、成本与效率，是中游加气站能否持续运营的前提

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1.1天然气生产常规与非常规并举，区域差异显著第1页共15页中国天然气生产以常规气为主，页岩气、煤层气等非常规气占比逐步提升2024年，全国天然气产量达2200亿立方米，其中常规气占比约75%，页岩气产量突破300亿立方米（占比14%），煤层气产量约180亿立方米（占比8%）从区域分布看，四川、新疆、陕西、重庆等传统产气区贡献了超60%的产量，而页岩气开发集中在四川、重庆、云南等南方地区，以及新疆、青海等低渗透气田特点与趋势技术驱动产量增长页岩气开发技术突破（如水平井+压裂技术）使四川盆地页岩气产量2020-2024年复合增长率达25%，预计2025年非常规气占比将超20%；进口依赖度仍较高2024年天然气进口量达1600亿立方米，对外依存度约42%，主要来自中亚（土库曼斯坦、乌兹别克斯坦）、中东（卡塔尔、伊朗）及澳大利亚，地缘政治波动可能导致气价短期剧烈波动（如2022年俄乌冲突引发国际气价暴涨）

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1.2长输管网与储存保障“最后一公里”供应天然气生产后需通过长输管网运输至终端，再经储气库、LNG/CNG储配站进入加气站长输管网国内已形成“西气东输”“川气东送”“海气上岸”等多通道网络，2024年长输管网总里程超17万公里，年输气能力达3800亿立方米，基本覆盖全国主要用气区域；储气调峰能力截至2024年底，全国已建成地下储气库30余座，总库容超2000亿立方米，仅能满足约60天的应急需求（国际标准为90天），2025年新增储气库项目（如新疆库车、陕西榆林）投产后，应急保障能力将提升至80天以上；第2页共15页LNG/CNG储存加气站终端主要通过LNG储罐（-162℃）或CNG储气瓶组（25-30MPa）储存天然气，其中LNG储罐单罐容量普遍为50-200立方米，CNG储气瓶组单组容量约200-500立方米，储存成本受气价与储存周期影响显著

1.2加气站设备供应技术迭代与国产化突破的关键环节加气站设备是中游运营的“硬件核心”，包括压缩机、加气机、储罐、泵、控制系统等，其性能直接影响加气效率、安全性与运营成本

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2.1核心设备分类与技术特点LNG加气站设备低温储罐用于储存液态天然气，需具备高真空绝热性能，国内主流产品为50-200立方米，工作压力

0.8MPa，温度-196℃，核心技术（如珠光砂填充、真空度保持）已实现国产化，主要厂商有中集安瑞科、深冷股份、查特深冷等；低温潜液泵将液态天然气从储罐输送至加气机，流量30-200立方米/小时，压力

1.6MPa，国产化率超90%，但高端泵（如大流量、高压力）仍依赖进口（如德国Linde、美国APV）；加气机负责将LNG转化为气态并加注，精度需达±1%，支持车载瓶组直加或槽车卸车，国内主流加气机品牌有恒信东方、厚普股份、富瑞特装，技术参数已接近国际水平（如厚普股份的智能加气机支持手机支付、远程监控）CNG加气站设备压缩机核心设备，将天然气压缩至25-30MPa，主流类型包括活塞式（适用于中小站，压力稳定但能耗高）、螺杆式（适用于中大型站，节能性好）、膜式（适用于小型站，无机械磨损），国内压缩机第3页共15页厂商（如开山股份、鲍斯股份）已实现技术突破，节能效率较2019年提升15%；干燥脱水装置去除天然气中的水、杂质，避免冬季结冰堵塞管道，国内设备处理能力可达1000-5000标准立方米/小时，处理后水露点≤-40℃，符合国家标准

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2.2国产化与技术趋势过去十年，加气站设备国产化率从30%提升至85%，核心突破在于材料升级低温储罐不锈钢材料国产化（如宝钢304LN不锈钢），耐低温性能提升至-196℃；智能化集成设备与控制系统联动，实现压力、温度、流量实时监控，如中集安瑞科的“智慧加气站系统”可通过AI算法预测用气量高峰，自动调节压缩机频率，降低能耗10%-15%；成本下降规模化生产使设备单价较2015年下降约30%，推动中小站建设成本从500万元降至300万元左右，加速行业下沉

1.3上游环节痛点与协同需求上游环节的核心痛点在于**“气价波动大”与“设备高端依赖”**气价波动国际油价、地缘冲突等因素导致天然气价格波动（如2024年国际LNG价格波动区间达5-15美元/百万英热单位），中游加气站难以锁定成本，盈利空间受挤压；高端设备依赖低温潜液泵、大型LNG储罐等关键设备仍依赖进口，国产化技术稳定性不足（如部分国产泵在极端低温环境下故障率较高）第4页共15页协同需求上游需通过“长协价锁定”（如中石油与燃气公司签订3-5年长协）稳定气价，中游需与上游签订“保供协议”，同时推动设备企业与高校、研究机构合作（如深冷股份与西安交通大学联合研发新型低温绝热技术），加速国产化替代

二、产业链中游加气站运营与市场竞争的核心环节中游是加气站行业的“心脏”，连接上游气源与下游用户，其运营效率、服务质量与盈利模式直接决定行业整体竞争力这一环节涵盖加气站的建设审批、类型划分、运营管理与竞争格局，是“政策敏感+市场驱动”的典型领域

2.1加气站类型与市场分布多场景需求下的差异化布局根据储气方式与应用场景，加气站可分为LNG加气站、CNG加气站、L-CNG合建站（同时提供LNG与CNG），不同类型的市场定位与分布差异显著

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1.1LNG加气站重卡与长途运输的“能源补给站”特点LNG能量密度高（约为CNG的625倍），适合长途运输车辆（重卡、公交车），单次加气量可达150-200立方米（相当于200-250kg LNG），续航里程超1000公里；分布主要集中在高速公路服务区（占比约40%）、物流园区（30%）、城市边缘货运通道（20%），2024年全国LNG加气站数量约2800座，主要运营商为中石油昆仑能源（市占率约35%）、中石化（25%）、中海油（15%），以及民营站（25%）；用户群体以重卡为主（占比约70%），公交车、出租车占20%，其他（如旅游大巴、工程车）占10%

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1.2CNG加气站城市短途交通的“毛细血管”第5页共15页特点CNG压力较低（20-25MPa），适合城市内短途车辆（出租车、私家车、轻型货车），单站日均加气量约5000-10000标准立方米，建设成本低（约200-300万元），但续航较短（重卡约200-300公里）；分布主要分布在城市建成区（占比约60%），沿主干道、次干道布局，2024年全国CNG加气站数量约1500座，运营商以地方国企（如北京燃气、上海燃气）为主，民营站占比约40%；用户群体出租车（占比约40%）、私家车（30%）、轻型货车（20%），其他（如LPG改装车）占10%

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1.3L-CNG合建站提升站点利用率的“未来方向”特点同时具备LNG与CNG加气功能，通过“一套压缩机+多台脱水装置+分输系统”实现资源共享，单站日均加气量可达15000-20000标准立方米，较单一类型站提升30%-50%；分布集中在城市出入口、物流枢纽等“流量大、需求多元”区域，2024年合建站数量约500座，占LNG/CNG加气站总量的12%，预计2025年占比将达18%；优势对运营商而言，可降低单站建设与运营成本（设备投入减少20%-30%），对用户而言，提供“一站式”补给，提升体验

2.2加气站运营模式与盈利逻辑成本控制与服务增值的双重挑战加气站运营模式主要包括“直营”“加盟”“合作”三种，不同模式的盈利逻辑与风险点差异显著，核心在于“气价差”与“增值服务”的平衡

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2.1盈利构成以“气价差”为核心，增值服务为补充第6页共15页气价差加气站从上游采购天然气（LNG约3-4元/立方米，CNG约

2.5-

3.5元/立方米），以市场价格（LNG约5-6元/立方米，CNG约4-5元/立方米）销售，单立方米气价差约

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2.5元，是主要利润来源；增值服务包括便利店销售（香烟、零食、饮料，毛利率约30%-40%）、车辆维修（换胎、保养，毛利率约20%-30%）、充电桩配套（2024年新增超30%站点配套充电桩，收入占比约5%-10%）、广告位出租（加油站、加气站普遍，年收入约5-10万元/站）

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2.2运营模式对比控制力与扩张速度的权衡直营模式上游企业（如中石油、中石化）自建自营，控制力强（气价、服务、安全可控），但成本高（土地、建设、人工），单站投资回收期约8-10年，适合核心区域布局；加盟模式企业提供品牌、技术支持，加盟商负责投资运营，企业收取管理费（约1%-2%/年），扩张速度快（单站投资回收期缩短至5-7年），但管理难度大（服务质量参差不齐），2024年民营站中加盟占比达60%；合作模式与地方政府、物流园区、公交集团合资建站（如中石油与顺丰共建物流园加气站），共享资源（如气源、流量），降低风险，适合大型项目落地

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2.3成本结构与盈利压力“三高一低”成普遍困境成本构成2024年单站年均运营成本约80-150万元，其中人工成本占比30%（3人/站，月薪约6000-8000元），能耗成本占比25%（天然气、电费、水费），维护成本占比20%（设备检修、管道维护），土地租金占比15%（一线城市核心区单站年租金超50万元）；第7页共15页盈利压力2024年行业平均毛利率约15%-20%，较2019年下降5-8个百分点，主要因气价波动与竞争加剧（如新能源重卡对燃气重卡的替代），部分民营小站毛利率不足10%，面临亏损风险

2.3政策与安全中游运营的“紧箍咒”与“安全底线”加气站作为易燃易爆场所，受政策监管严格，安全合规是生存前提，同时政策导向也直接影响行业发展方向

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3.1审批流程土地、规划、安全“三重把关”土地规划需符合城市总体规划，优先布局在“远离居民区、学校、医院”的区域，2024年全国加气站建设用地审批周期平均为6-9个月，较2019年缩短3个月（得益于“放管服”改革）；安全标准需通过《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156）认证，包括防火间距（与居民区≥25米）、设备防爆等级（Ex dIIB T4）、消防设施（灭火器、消防栓、自动报警系统），2024年新审批站点安全标准全面升级，要求配备智能监控系统（如泄漏检测、视频监控）；环保要求需处理加气过程中的VOCs（挥发性有机物）排放，2025年起，新建站点需安装回收装置，回收率≥95%，现有站点需在2026年底前完成改造

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3.2政策影响“双碳”与新能源融合的机遇与挑战支持政策《天然气发展“十四五”规划》明确“到2025年新增LNG加气站1000座”，部分地方政府对合建站给予30%-50%的建设补贴；替代压力新能源重卡（电动重卡）续航里程2024年突破500公里，充电时间缩短至1小时内，对LNG重卡形成替代，2024年燃气重第8页共15页卡销量同比下降12%，倒逼加气站向“LNG+充电”综合能源服务站转型

2.4中游环节痛点与优化方向中游环节的核心痛点在于**“盈利空间压缩”与“同质化竞争”**盈利空间压缩气价波动、人工与土地成本上升，导致单站利润下滑，2024年约30%的民营站处于亏损状态；同质化竞争多数站点服务单一（仅提供加气），用户体验差，难以形成差异化优势优化方向降本增效推广智能运营系统（如无人值守、AI调度），降低人工成本；利用光伏储能（如LNG站配套50-100kW光伏板），降低电费支出；服务升级从“单一加气”转向“综合服务”，如L-CNG合建站配套充电桩、便利店、司机休息室，提升用户粘性；布局优化在新能源重卡渗透率高的区域，逐步关闭CNG站点，转型为LNG+充电合建站，2025年预计超20%的CNG站点将完成改造

三、产业链下游用户需求与市场空间的需求拉动下游是加气站行业的“终点”，连接中游与终端用户，其需求规模、结构与偏好直接决定行业发展的“天花板”这一环节涵盖燃气汽车、非车用市场及用户行为特征，是“市场驱动+政策引导”的关键领域

3.1用户群体与市场规模燃气汽车的“主力军”与结构变化加气站下游用户以燃气汽车为主，非车用市场为辅，其规模与结构受汽车保有量、政策补贴与能源价格影响显著第9页共15页

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1.1燃气汽车从“政策驱动”到“市场驱动”保有量与渗透率2024年全国燃气汽车保有量达1520万辆，占汽车总量的

1.2%，其中重卡占比约45%（684万辆），出租车占20%（304万辆），公交车占15%（228万辆），私家车占12%（182万辆），其他占8%；增长趋势2020-2024年燃气汽车保有量年均增长10%，主要驱动因素为政策补贴部分城市对燃气重卡给予购车补贴（如北京对LNG重卡补贴3-5万元/辆），对加气站建设给予土地优惠；成本优势与柴油重卡相比，燃气重卡百公里燃料成本低15%-20%，在油价高企时（如2022年油价超8元/升）优势显著；环保要求城市对柴油车限行（如北京、上海对柴油货车实施国六标准），燃气车成为替代选择

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1.2非车用市场小众但潜力可观工业燃料部分工业园区、玻璃厂、陶瓷厂使用CNG/LNG作为燃料，2024年用量约100亿立方米，占天然气总消费的

2.6%；居民用气少数加气站通过“瓶组气化”向周边居民供应天然气（如农村地区），但规模较小（2024年约50亿立方米，占比

1.3%）；应急储备在天然气长输管网中断时，部分加气站可作为应急储备点向消防、医疗等部门供应天然气，2024年应急供应量约20亿立方米，占比

0.5%

3.2用户行为特征从“便利性”到“服务体验”的需求升级随着燃气汽车保有量增长与用户选择增多，加气站用户的需求从“单纯加气”转向“综合服务”，行为特征呈现新趋势第10页共15页

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2.1重卡用户“效率优先”与“成本敏感”加气频率长途重卡日均加气2-3次，单次加气量150-200立方米，对加气站的“流量”“效率”要求高（单台加气机每小时加气量需≥300立方米）；决策因素成本（气价）、距离（是否顺路）、服务（是否支持大额赊账）是核心考量，2024年重卡用户对气价敏感度达75%，对加气站“是否提供免费停车、司机休息区”的需求提升至40%

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2.2出租车/公交车用户“高频次”与“便利性”加气频率出租车日均加气2-4次，公交车每日加气1-2次，对“站点位置”“等待时间”要求高，2024年城市出租车用户对“3公里内有站点”的需求达80%，对“等待时间≤5分钟”的满意度仅60%（部分高峰时段排队超20分钟）；痛点加气站分布不均（如老城区站点少、新城区站点多），加气站高峰时段（早7-9点、晚17-19点）排队严重，影响运营效率

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2.3私家车用户“小众但增长”与“附加需求”渗透率私家车燃气改装率约5%（2024年），主要集中在三四线城市与农村地区（改装成本约5000-8000元），2024年新增改装量同比增长15%；需求变化从“单纯加气”转向“加气+休闲”，如部分L-CNG合建站增设便利店、儿童游乐区，吸引家庭用户，2024年私家车用户对“站点周边配套”的需求达35%

3.3下游需求驱动因素与未来趋势下游需求的核心驱动因素是**“政策引导”与“市场选择”**，未来趋势将呈现“结构优化”与“场景拓展”的特征

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3.1政策驱动新能源与燃气的融合第11页共15页双碳目标下的过渡作用天然气作为“相对清洁”能源，在2030年前仍是交通领域的重要选择，政策鼓励“燃气车与新能源车并行”，如《关于进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障能力的实施意见》明确“支持加气站、充电站合建”；城市物流与公交电动化2025年北京、上海等一线城市将实现公交100%电动化，燃气公交逐步退出，倒逼加气站向“LNG+充电”转型，预计2025年公交加气站将减少30%

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3.2市场选择用户对“效率与体验”的更高要求重卡市场LNG与电动的“竞争与互补”2024年电动重卡销量达5万辆，LNG重卡销量12万辆，预计2025年LNG重卡销量降至10万辆，电动重卡占比提升至25%，加气站需在“LNG效率”与“充电便利”间平衡；城市市场服务增值成为“差异化关键”2025年预计超50%的城市加气站将配套充电桩、便利店、司机休息室，通过“综合服务”提升用户粘性，单站年收入可增加10-20万元

3.4下游环节痛点与需求升级下游环节的核心痛点在于**“需求结构单一”与“服务能力不足”**需求结构单一90%以上的加气量来自重卡，出租车、私家车占比低，且非车用市场开发不足；服务能力不足多数站点服务设施简陋，难以满足用户对“休息、餐饮、维修”的附加需求，用户体验差升级方向第12页共15页用户细分针对重卡、出租车、私家车等不同用户群体，提供差异化服务（如重卡站提供“24小时加气+司机食堂”，私家车站提供“加气+洗车”套餐）；场景拓展在物流园区、工业园区布局“加气+仓储+维修”综合服务站，开发工业用气市场，2025年预计非车用市场占比将提升至5%；数字化服务通过APP、小程序提供“预约加气、气价查询、会员积分”等服务，提升用户便利性，如中石油“好客E站”APP已覆盖80%的直营站

四、产业链协同与未来展望构建“稳定-高效-智能”的行业生态加气站行业产业链上下游是相互依存、相互影响的有机整体，上游提供稳定的资源与技术支撑，中游优化运营效率与成本控制，下游拉动需求增长与服务升级未来，行业需通过协同创新，实现从“单一能源补给”向“综合能源服务”的转型

4.1产业链协同模式与痛点解决

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1.1协同模式“气源-运营-用户”三方联动气源端上游企业（如中石油）与中游运营商签订“保供协议”，锁定气价（如长协价），降低中游成本波动风险；运营端中游运营商与下游用户（如物流公司）签订“长期用气协议”，保证稳定流量，同时上游提供“加气优惠”，形成“用户-运营商-气源”利益共同体；技术端设备供应商与中游运营商合作，共同研发“智能加气站系统”，实现“设备-运营-用户”数据互通（如实时气价、排队情况、用户偏好）第13页共15页

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1.2痛点解决通过协同降低成本、提升效率气价波动通过长协价锁定与套期保值（如天然气期货），中游运营商可将气价波动风险降低50%；设备故障上游设备供应商提供“定期维护+快速响应”服务，将单站设备故障率从2020年的15%降至2025年的5%以下；用户流失中游与下游用户签订“会员协议”，提供“充值优惠、积分兑换”等服务，用户留存率可提升至80%以上

4.22025年行业趋势与展望

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2.1技术趋势智能化与绿色化智能加气站无人值守（AI监控、手机支付、远程运维）、大数据调度（预测用气量高峰，动态调整设备运行）、数字孪生（模拟加气流程，优化布局），预计2025年智能站占比将达30%；绿色加气站光伏储能配套（每站年发电量5-10万度，降低电费30%）、低温储罐真空绝热技术升级（导热系数降低20%）、VOCs回收装置普及（回收率≥95%），助力“双碳”目标实现

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2.2市场趋势整合与下沉行业整合2025年预计前10大运营商市占率将达60%，中小民营站通过“加盟连锁”或“合并重组”生存，避免同质化竞争；下沉市场三四线城市与农村地区加气站数量将新增1000座，主要服务于物流重卡与农村燃气车，2025年下沉市场加气量占比将提升至40%

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2.3风险与挑战新能源替代压力电动重卡、氢燃料电池车技术突破可能加速燃气车替代，2025年燃气车渗透率可能停滞在

1.2%-

1.5%；第14页共15页政策不确定性天然气价格市场化改革、新能源补贴退坡可能影响行业盈利，需提前布局应对结论以协同创新推动加气站行业可持续发展2025年的加气站行业，正处于“能源转型”与“技术变革”的交汇点，上游的稳定供应与设备创新、中游的高效运营与服务升级、下游的需求拓展与用户体验，是行业实现可持续发展的三大支柱唯有通过“上游保供应、中游提效率、下游扩需求”的产业链协同，以智能化、绿色化、综合化的发展路径，加气站行业才能在能源结构转型中找准定位，从“单一加气站”蜕变为“综合能源服务商”，为交通领域的低碳转型贡献更大价值未来已来，行业的每一个参与者——从能源开采者到设备制造商，从运营商到用户，都需以开放的心态拥抱变革，以务实的行动破解痛点，共同构建一个“稳定、高效、智能”的加气站行业生态，让天然气的清洁力量照亮更多出行之路第15页共15页。