2025天然气行业产业链上下游协同发展

2025天然气行业产业链上下游协同发展引言能源转型背景下的必然选择2025年，中国“双碳”目标进入攻坚期，能源结构转型加速推进天然气作为连接传统化石能源与新能源的过渡能源，其产业链上下游的协同发展已不再是“选择题”，而是行业应对市场波动、提升抗风险能力、实现高质量发展的“必修课”当前，国内天然气行业正处于从“规模扩张”向“提质增效”转型的关键阶段上游勘探开发面临页岩气、深海气等非常规资源开发的技术瓶颈，中游管网“互联互通”与第三方准入仍需深化，下游消费市场在工业、发电、交通等领域的渗透亟待突破在此背景下，产业链上下游若仍延续“各环节独立运营、利益分割”的模式，不仅会导致资源错配、成本上升，更难以适应能源转型对清洁低碳的要求事实上，从国际经验看，成熟的天然气产业链均以“协同”为核心——上游根据下游需求规划产能，中游通过管网优化实现资源高效配置，下游以多元化服务提升用户粘性，同时辅以技术、政策、金融等支撑体系2025年，随着国家管网公司市场化改革深化、LNG接收站“多主体运营”格局形成、分布式能源与氢能等新兴领域兴起，中国天然气产业链上下游协同发展已具备“技术成熟、政策支持、市场需求”三重基础本报告将从现实必要性、关键路径、模式创新及保障体系四个维度，系统分析2025年天然气产业链上下游协同发展的逻辑与实践，为行业参与者提供参考

一、协同发展的现实必要性破解行业痛点的核心路径

1.1上游勘探开发从“资源驱动”到“需求牵引”的转型需求第1页共11页长期以来，国内天然气上游勘探开发存在“重产量、轻需求”的问题上游企业为完成产量指标，往往盲目扩大勘探开发规模，导致部分区块产能过剩，而下游市场需求因供应不稳定、价格波动难以有效释放例如，2023年部分页岩气区块因储层改造技术不成熟，单井产量低于预期，而下游工业用户因气源不足被迫“错峰用气”，形成“供应过剩”与“需求缺口”并存的矛盾2025年，随着“双碳”目标推进，天然气作为过渡能源的定位更加明确，其“清洁替代”作用需与下游需求端深度绑定上游企业若想在“保供”与“增效”间找到平衡，必须打破“各自为战”思维一方面，通过与下游用户协同预测需求，优化勘探开发计划，避免资源浪费；另一方面，联合技术服务企业攻关页岩气、煤层气等非常规资源开发技术，降低成本的同时提升资源动用率例如，中石油与某燃气集团合作建立“需求-产能联动模型”，根据下游工业用户的季节性用气规律调整页岩气开采节奏，2024年已实现单井产量提升15%，同时减少“弃气”现象30%

1.2中游管网运营从“物理联通”到“价值联通”的升级需求中游长输管网是天然气产业链的“血脉”，但其协同价值尚未充分释放当前，国内管网存在“区域分割”“调度低效”“第三方准入不足”等问题2023年，部分区域管网因缺乏互联互通，导致“西气东输”与“川气东送”资源难以跨区域调配，局部地区出现“气荒”与“过剩”并存的现象；同时，管网运营企业因缺乏市场化定价机制，第三方用户接入成本高、流程繁琐，导致LNG接收站、工业用户等市场主体难以高效利用管网资源2025年，随着国家管网公司“全国一张网”建设推进，中游协同的重点将从“物理联通”转向“价值联通”一方面，需通过管网调第2页共11页度协同提升资源配置效率，例如建立跨区域管网联合调度中心，实现“余缺互补”；另一方面，需通过市场化机制推动第三方准入，降低接入成本，让更多用户（如分布式能源企业、氢能企业）共享管网资源例如，国家管网集团2024年试点“管网容量市场化交易”，允许LNG接收站将闲置管输能力挂牌出售，已有3家地方燃气企业通过交易降低成本20%，同时提升了管网利用率

1.3下游消费市场从“单一供应”到“多元服务”的转型需求下游市场是天然气产业链的“最后一公里”，直接关系到用户体验与行业价值实现当前，下游市场存在“服务同质化”“需求响应滞后”等问题多数燃气企业仍以“输气”为核心业务，缺乏对用户的能效管理、分布式能源配套等增值服务；同时，因对工业、发电等领域的用气需求预测精度不足，导致“错峰保供”能力薄弱，2023年冬季部分地区因发电用气需求激增，工业用户被迫“限气”，引发企业不满2025年，随着能源消费结构多元化，下游协同需聚焦“需求侧响应”与“服务升级”一方面，燃气企业需与工业用户协同开发“煤改气+能效提升”方案，例如为钢铁企业提供“天然气+余热回收”系统，降低单位能耗；另一方面，需与新能源企业协同构建“风光水储+天然气调峰”多能互补系统，提升能源系统稳定性例如，某燃气集团与光伏企业合作，在工业园区建设“光伏+LNG调峰电站”，2024年实现光伏供电占比40%，LNG调峰成本降低15%，同时保障了园区连续稳定用气

二、产业链各环节协同的关键路径从“孤立运营”到“系统联动”第3页共11页

2.1上游勘探开发与中游管网的协同构建“资源-通道”联动机制上游勘探开发与中游管网的协同，核心是实现“资源供应”与“通道保障”的动态匹配具体可从三方面推进

（1）产能规划与管网能力协同上游企业需提前与中游管网企业沟通，根据管网输送能力规划勘探开发节奏例如，页岩气区块开发前，上游需明确管网“瓶颈段”的输送能力，联合管网企业优化压缩机组、站场布局，避免“有气送不出”的问题2024年，中石化与国家管网合作开发涪陵页岩气田，通过建立“产能-管网”联合规划模型，提前1年完成管网支线改造，确保页岩气外输量从2023年的150亿立方米提升至2024年的200亿立方米，外输效率提升25%

（2）资源共享与区域协同打破区域勘探开发壁垒，推动跨区域资源共享例如，川渝地区页岩气资源丰富，但局部管网能力有限，可通过与中缅管道、西气东输管网协同，将川渝页岩气“就近接入”区域管网，再通过跨区域管网调配至华东、华南市场2024年，川渝天然气公司与国家管网西南分公司合作，建立“川渝-华南”资源共享通道，实现川渝页岩气与云南LNG的互补调配，区域间“气荒”事件减少50%

（3）技术协同提升开发与输送效率上游企业与中游管网企业联合攻关“高效开发-绿色输送”技术例如，针对页岩气开采中的“伴生水”处理问题，中石油与某环保企业合作研发“膜分离+蒸发结晶”技术，将伴生水回收率提升至90%，同时减少对管网设备的腐蚀；针对长输管道“泄漏检测”难题，双方第4页共11页联合试点“光纤传感+AI算法”监测系统，将泄漏检测精度从95%提升至99%，每年减少管网泄漏损失约

1.2亿立方米

2.2中游管网与下游消费市场的协同打造“通道-需求”精准匹配体系中游管网与下游消费市场的协同，核心是实现“管网通道”与“用户需求”的精准对接具体可从三方面推进

（1）需求预测与管网调度协同建立“下游需求-管网调度”联动模型，提升管网保供效率例如，燃气企业需提前3个月向管网企业提供工业、发电等领域的用气需求预测（包括月度、周度、日度数据），管网企业根据预测制定“阶梯式”调度方案，预留调峰空间2024年，国家管网与某省级燃气集团试点“需求预测-管网调度”系统，通过大数据分析用户历史用气数据，结合气象、经济等外部因素，将日调度准确率提升至92%，冬季“错峰保供”成功率提升至98%

（2）第三方准入与服务协同深化管网第三方准入改革，推动“管网服务”向“综合能源服务”延伸一方面，降低第三方用户接入门槛，例如允许LNG接收站、工业用户等以“用户侧接口”方式接入管网，减少重复投资；另一方面，提供“管输+计量+运维”一体化服务，例如为分布式能源企业提供“管网容量代持”服务，降低用户初期投资成本2024年，国家管网推出“第三方用户管家”服务，已有12家LNG接收站、8家氢能企业通过该服务接入管网，管网利用率提升至85%

（3）调峰设施与管网协同加强管网与LNG接收站、地下储气库等调峰设施的协同，提升系统韧性例如，LNG接收站可将闲置储罐转化为“管网调峰节点”，在第5页共11页用气高峰时通过管网向周边用户供气；地下储气库可与管网建立“动态联动机制”，在非用气高峰时注入天然气，用气高峰时释放，实现“削峰填谷”2024年，国家管网与某LNG接收站合作，将其3座储罐改造为“管网调峰站”，调峰能力提升至500万立方米/日，保障了华东地区冬季用气稳定

2.3上游与下游消费市场的协同构建“资源-需求”动态平衡机制上游与下游消费市场的协同，核心是实现“资源供应”与“市场需求”的动态平衡具体可从三方面推进

（1）需求导向的勘探开发上游企业需建立“市场需求牵引勘探”机制，根据下游需求调整资源结构例如，针对工业用户“煤改气”需求，上游可加大对高参数燃气轮机用天然气的勘探开发；针对发电领域“调峰用气”需求，可增加“快速响应型”气田产能2024年，中石油调整页岩气开发计划，将40%的产能优先供应工业用户，同时为发电领域预留20%的“调峰产能”，工业用户“煤改气”进度提升30%，发电领域“调峰用气”保障率提升至90%

（2）用户参与的资源共享下游用户可通过“长期协议+灵活采购”模式参与上游资源配置，降低供应风险例如，燃气企业与LNG贸易商签订“现货采购协议”，在长协气价格波动时通过现货市场补充供应；工业用户可参与上游气田“产能预售”，提前锁定气源2024年，某化工企业通过“产能预售+长协”模式，气源成本降低12%，同时避免了因价格波动导致的生产中断

（3）跨领域协同拓展市场空间第6页共11页上游企业与下游用户联合拓展新兴市场，培育新增长点例如，上游企业与氢能企业合作开发“蓝氢”项目，利用天然气制氢并结合碳捕集技术，降低氢能成本；上游企业与交通企业合作推广LNG重卡，2024年某燃气集团联合车企在京津冀地区推广LNG重卡5000辆，年减少碳排放约80万吨

三、协同发展的模式创新与实践案例从“单点突破”到“系统重构”

3.1一体化企业的“全产业链协同”模式以中石油、中石化等“三桶油”为代表的一体化企业，凭借上游勘探开发、中游管网、下游销售的全产业链布局，率先探索“一体化协同”模式核心逻辑通过“上游控制资源、中游优化通道、下游锁定用户”的全链条整合，实现资源、成本、市场的协同优化例如，中石油将页岩气开采、长输管网、城市燃气纳入统一调度，根据下游用户需求调整气田产量与管网输送量，2024年单位管输成本降低18%，下游用户满意度提升至95%典型案例川气东送管道协同项目中石油川气东送管道连接普光气田与长三角市场，2024年通过“气田-管道-用户”一体化协同，实现三项创新

①气田根据长三角工业用户“订单式”需求调整产量，将普光气田单井采收率从35%提升至42%；

②管道采用“分时段调度”，在工业用户开工高峰（如3-5月、9-11月）提升输量，低谷时段降低输量，管网利用率从70%提升至88%；

③下游与长三角化工园区签订“保供+增值服务”协议，为园区提供“天然气+蒸汽+电力”综合能源服务，园区用气成本降低15%，年减少碳排放20万吨第7页共11页

3.2跨行业的“多能互补协同”模式随着新能源渗透率提升，天然气与风光、储能等能源的协同成为新趋势，跨行业“多能互补”模式逐步兴起核心逻辑以天然气为“稳定器”和“调峰源”，与新能源构建“风光为主、天然气为辅”的多能互补系统，提升能源系统稳定性与经济性例如，某新能源企业在西北建设“风光+LNG调峰电站”，2024年实现风光发电占比55%，LNG调峰成本占比45%，度电成本较传统火电降低25%，同时保障了当地电网的调峰需求典型案例长三角“风光水储+天然气”示范工程由国家电网、某燃气集团、某储能企业联合建设，核心协同点包括

①上游与LNG接收站签订“季节性采购协议”，在丰水期（风光大发）低价采购LNG储存，枯水期（风光出力低）释放；

②中游与天然气管网企业合作，在负荷低谷时段将LNG气化后注入管网，平抑用气波动；

③下游与工业园区合作，提供“风光+天然气”综合能源服务，园区年用气量减少12%，同时实现“绿电+绿气”供应

3.3区域化的“管网互联互通协同”模式在区域能源转型背景下，地方政府推动“区域管网互联互通”，打破行政壁垒，实现资源跨区域优化配置核心逻辑通过区域管网企业整合区域内LNG接收站、地下储气库、长输管道等设施，构建“区域管网一张网”，提升资源共享效率例如，珠三角地区2024年整合5家LNG接收站、3座地下储气库、8000公里区域管网，建立“珠三角天然气交易中心”，实现区域内“余缺互补”典型案例珠三角LNG接收站协同运营项目第8页共11页5家LNG接收站联合成立“协同运营中心”，通过三项措施实现协同

①统一制定采购计划，利用规模效应降低采购成本，2024年LNG采购价格较单独采购降低8%；

②共享储罐资源，允许接收站将闲置储罐容量通过交易平台出售，区域内储罐利用率提升至85%；

③联合建立“应急保供联盟”，在极端天气下统一调配气源，2024年冬季区域内未发生“气荒”事件

四、保障协同发展的支撑体系政策、技术、市场与人才的多维发力

4.1政策保障完善制度框架，优化协同环境

（1）健全法律法规与标准体系加快《天然气发展“十四五”规划》后续政策落地，出台《天然气产业链协同发展指导意见》，明确上下游协同的责任主体、利益分配机制；制定“管网互联互通技术标准”“第三方准入服务规范”等行业标准，统一协同操作流程

（2）深化市场化改革推动管网“放开准入、公平竞争”，建立“管网容量市场化交易平台”，允许第三方用户自由买卖管输能力；完善天然气价格形成机制，推行“基准价+浮动价”市场化定价，减少价格波动对协同的影响

（3）强化政策激励对产业链协同项目给予税收优惠（如研发费用加计扣除）、财政补贴（如调峰设施建设补贴）；设立“天然气协同发展基金”，支持跨环节技术研发与示范项目

4.2技术保障突破关键瓶颈，提升协同效率

（1）推广数字化技术第9页共11页建设“天然气产业链大数据平台”，整合上游勘探数据、中游管网数据、下游消费数据，实现供需精准匹配；推广“数字孪生管网”“智能气田”“智慧燃气”等技术，提升协同运营效率

（2）攻关绿色低碳技术加大页岩气、深海气等非常规资源开发技术研发，降低开发成本；推广“CCUS（碳捕集利用与封存）”技术，实现天然气低碳利用；研发LNG/CNG冷能利用技术，提升能源综合利用率

（3）应用储能技术支持LNG接收站、地下储气库与储氢、储电设施协同，提升调峰能力；推广“电池储能+天然气调峰”“飞轮储能+管网调频”等技术，实现多能互补

4.3市场保障培育多元主体，完善协同机制

（1）培育多元化市场主体鼓励地方国企、民企、外资企业参与天然气上游勘探开发、中游管网运营、下游销售，打破“三桶油”垄断；支持LNG贸易商、液化空气等企业发展，丰富市场供给

（2）完善交易市场体系升级全国天然气交易中心，推动“管输权交易”“LNG现货交易”“需求响应交易”等业务发展；建立区域天然气交易平台，实现区域内资源优化配置

（3）创新金融支持工具推出“产业链协同贷款”“绿色债券”等融资产品，支持协同项目建设；鼓励保险机构开发“协同发展责任险”，降低协同风险

4.4人才保障构建专业团队，强化协同能力

（1）培养复合型人才第10页共11页推动高校、企业合作开设“天然气产业链协同”相关专业，培养兼具技术、市场、管理的复合型人才；开展在职培训，提升从业人员对协同业务的认知与操作能力

（2）建立人才流动机制鼓励上游、中游、下游企业人员轮岗交流，打破“部门壁垒”；设立“协同创新团队”，给予专项经费与激励，吸引技术与管理人才投身协同项目结论以协同促转型，以转型谋发展2025年，中国天然气行业正站在“能源转型”与“高质量发展”的十字路口产业链上下游协同发展不仅是破解当前行业痛点（如资源错配、成本高企、效率低下）的有效路径，更是实现“双碳”目标、构建清洁低碳能源体系的必然要求从上游勘探开发与中游管网的“资源-通道”联动，到中游管网与下游消费市场的“通道-需求”匹配，再到上游与下游的“资源-需求”平衡，全链条协同需以技术创新为驱动、以政策保障为支撑、以市场机制为纽带、以人才培养为基础，通过“一体化、多能互补、区域协同”等模式创新，实现“资源共享、成本共担、利益共赢”展望未来，随着天然气产业链协同的深化，行业将从“单一能源供应商”向“综合能源服务商”转型，从“规模扩张”向“质量效益”转型这不仅需要企业打破思维定式，更需要行业参与者凝聚共识，在协同中求生存、在转型中谋发展，共同推动中国天然气行业迈向更清洁、更高效、更可持续的未来（全文约4800字）第11页共11页。