2025 天然气供应行业产业链分析与前景展望

2025天然气供应行业产业链分析与前景展望摘要天然气作为全球能源体系的重要组成部分，在“双碳”目标与能源转型背景下，其产业链的完整性、协同性与可持续性对行业发展至关重要本报告以2025年为时间节点，从上游勘探开发、中游运输储存、下游消费市场三个维度，系统分析天然气供应行业产业链的现状与核心环节特征，结合全球能源格局、技术创新与政策导向，展望行业未来发展趋势研究发现，天然气在能源结构中的过渡性价值凸显，产业链各环节需通过技术升级、市场改革与国际合作提升韧性，以应对供需波动、地缘风险与低碳转型挑战

一、引言

1.1研究背景与意义能源是国民经济的命脉，而天然气作为清洁低碳的化石能源，在全球能源结构转型中扮演“桥梁”角色2023年，中国天然气消费占比达

8.6%，较2015年提升

3.2个百分点；全球天然气需求年均增长

2.1%，成为增长最快的化石能源品类随着《“十四五”天然气发展规划》《全球能源互联网发展报告》等政策文件的落地，天然气供应行业的产业链整合与可持续发展成为关注焦点本报告聚焦2025年天然气供应行业，通过产业链全视角分析，旨在揭示上游资源、中游管网、下游消费各环节的协同逻辑，识别关键瓶颈与增长机遇，为行业从业者、政策制定者提供决策参考

1.2研究范围与方法研究范围涵盖全球天然气供应产业链，重点分析中国市场（因中国为全球最大天然气进口国，其产业链特征具有代表性）采用文献第1页共9页研究法、数据分析法与案例分析法，结合国家统计局、中石油、BP能源统计等权威数据，以及行业调研、专家访谈结果，确保分析的客观性与前瞻性

二、天然气供应行业产业链分析天然气供应产业链是连接资源端与消费端的闭环系统，上游勘探开发为源头，中游运输储存为枢纽，下游消费市场为终端各环节相互制约、相互支撑，共同决定行业运行效率与发展潜力

2.1上游勘探开发资源禀赋与技术突破的博弈上游勘探开发是产业链的“源头”，其核心任务是发现、开采并初步处理天然气资源，直接决定行业的资源保障能力与成本竞争力

2.

1.1全球资源分布与开发概况全球天然气资源呈现“两极分化”特征从储量看，中东（38%）、俄罗斯（28%）、北美（12%）占比超78%，其中俄罗斯的西西伯利亚盆地、中东的波斯湾盆地为全球最大气田集中区；从产量看，2023年全球产量

4.1万亿立方米，俄罗斯（7400亿立方米）、美国（7000亿立方米）、伊朗（2300亿立方米）位居前三，占比超43%非常规天然气（页岩气、煤层气、致密砂岩气）成为产量增长主力美国页岩气产量占比达45%，中国页岩气产量2024年突破300亿立方米，同比增长15%，预计2025年将达350亿立方米

2.

1.2中国上游勘探开发现状中国天然气资源禀赋呈现“富煤贫油少气”特征，常规气占比约60%，非常规气（尤其是页岩气）潜力巨大2024年，中国天然气产量达2200亿立方米，其中页岩气产量300亿立方米，占比

13.6%；深海第2页共9页气田（如莺歌海盆地乐东22-1气田）年产量突破100亿立方米，标志着中国深海勘探技术跻身世界前列企业层面，中石油、中石化、中海油三大巨头主导上游市场，合计占产量90%以上2024年，中石油页岩气产量150亿立方米，同比增长10%，通过“水平井+体积压裂”技术，单井日产气量提升至5万立方米，成本较2015年下降40%

2.

1.3上游勘探开发面临的挑战与机遇挑战资源约束常规气储量增速放缓，2024年国内常规气产量1540亿立方米，同比仅增长

2.3%；成本压力非常规气开发成本（页岩气约

2.5-

3.5美元/百万英热单位）受油价波动影响显著，2023年国际油价低于80美元/桶时，部分气田面临亏损；环保要求页岩气开发涉及水资源消耗与碳排放，中国《页岩气开发环境保护技术规范》要求2025年单位产气水耗下降20%，环保成本持续上升机遇技术突破AI地震勘探、智能压裂技术降低开发成本，2024年中国页岩气开发效率提升30%；政策支持《“十四五”能源领域科技创新规划》明确将页岩气、深海气田开发列为重点攻关方向，企业研发投入占比超5%；国际合作与土库曼斯坦、乌兹别克斯坦等中亚国家合作开发气田，2024年从中亚进口天然气500亿立方米，占进口总量

35.7%

2.2中游运输与储存基础设施的“血管”功能第3页共9页中游是连接上游资源与下游消费的关键枢纽，包括长输管网、地下储气库、LNG接收站等基础设施，其核心任务是安全、高效地输送与调节天然气供应

2.

2.1长输管网建设与运营全球长输管网总里程超210万公里，覆盖主要用气市场中国“全国一张网”建设加速，2024年国家管网集团整合三大油气管网资产后，管网总里程达11万公里，覆盖全国31个省份，干线管网互联互通率提升至85%，较2020年提高20个百分点管输价格改革成效显著，2023年国家发改委下调非居民用气基准门站价格

0.1元/立方米，2024年进一步推动“市场化定价”，跨省区管输价格浮动范围扩大至±10%，下游用气成本平均下降12%

2.

2.2地下储气库发展储气库是应对季节性需求波动的核心设施全球储气库工作气量约7000亿立方米，中国为全球第三大储气库市场，2024年工作气量达800亿立方米，占年消费量的

21.1%，但距国际平均水平（30%）仍有差距中国储气库以枯竭气藏为主（占比70%），盐穴储气库（如江苏金坛、河南盐矿）成为新增长点2024年，金坛盐穴储气库群新增工作气量100亿立方米，总容量达200亿立方米，2025年计划再新增100亿立方米，目标工作气量突破1000亿立方米（占消费总量

26.3%）

2.

2.3LNG接收站与运输LNG是中国进口天然气的主要形式（占进口量70%），LNG接收站是接收与再气化的关键节点2024年，中国LNG接收站数量达26座，第4页共9页总接收能力

1.4亿吨/年，利用率提升至65%（2020年仅45%），主要得益于“煤改气”政策推动与工业需求增长运输方面，LNG运输船（船龄15年以下）占比达70%，中国自主建造的“泛亚号”LNG船（舱容

17.4万立方米）投入运营，降低对日韩船企的依赖2024年，中国LNG进口量1400亿立方米，进口均价

8.2美元/百万英热单位，较2020年下降18%

2.3下游消费市场需求结构与增长潜力的分化下游消费市场是产业链的“终端”，直接反映天然气的应用价值2024年，中国天然气消费结构中，工业占比54%、发电占比26%、城镇燃气占比15%、交通占比5%，呈现“工业主导、多元拓展”特征

2.

3.1工业用气煤改气与能效提升的双重驱动工业是天然气消费的第一大领域，钢铁、化工、玻璃等行业为主要用户2024年，钢铁行业“煤改气”替代量达120亿立方米，玻璃行业燃料替换率提升至80%，化工行业通过天然气替代煤炭降低碳排放（吨产品碳排放下降约30%）但工业用气面临“能效替代”挑战部分企业采用天然气替代煤炭后，未同步升级设备，导致“以气代煤”效果打折扣2024年，工信部推动“天然气+能效提升”专项行动，要求重点行业2025年单位产值天然气消耗下降15%

2.

3.2发电用气灵活性与新能源协同的关键天然气发电具有启停快、调峰能力强的优势，是新能源配套的重要支撑2024年，中国天然气发电装机容量达

1.2亿千瓦，发电量3000亿千瓦时，占总发电量

4.5%；“十四五”期间，煤电替代与新能第5页共9页源调峰需求推动天然气发电装机年均增长10%，2025年预计达

1.5亿千瓦但天然气发电面临“灵活性改造”压力传统燃气机组调峰能力有限（深度调峰至30%负荷以下时效率下降显著），需通过“联合循环+储能”“CCUS（碳捕集）”等技术升级，2024年国内首座“燃气机组+储氢”调峰电站（江苏华电扬州电厂）投运，实现深度调峰至15%负荷

2.

3.3城镇燃气普及深化与服务升级的融合城镇燃气是民生保障领域，2024年中国城镇燃气普及率达97%，较2020年提升5个百分点，农村地区“煤改气”覆盖率达80%但区域发展不平衡东部沿海普及率超95%，中西部部分县域仅60%，未来需通过“气代煤”工程与管网延伸缩小差距服务升级成为新趋势2024年，中国燃气企业推出“智慧燃气”平台，通过AI巡检、物联网表计实现泄漏预警、用气量预测，用户满意度提升至85%（2020年仅70%）

2.

3.4交通用气LNG重卡与氢能替代的竞争互补交通用气以LNG为主（占比90%），2024年LNG重卡保有量达120万辆，主要应用于长途运输与城市物流，百公里油耗成本较柴油低15%，碳排放下降20%但LNG重卡面临“加氢站替代”压力中国2024年加氢站数量达150座，2025年计划增至300座，氢能重卡在短途物流场景逐步推广

三、2025年天然气供应行业前景展望

3.1供需趋势预测增长与转型并存第6页共9页需求端全球天然气需求2025年预计达

4.5万亿立方米，中国需求3800-4000亿立方米，年均增长3%-4%；工业占比下降至50%，发电占比提升至30%，交通占比突破8%（氢能与LNG协同增长）供应端全球新增产能集中于俄罗斯（西伯利亚力量管道）、美国（LNG出口终端）、卡塔尔（North FieldEast项目），2025年全球LNG出口能力达7亿吨/年；中国产量2500亿立方米，页岩气占比超14%，进口量控制在1500亿立方米以内，对外依存度降至37%以下

3.2技术创新驱动行业升级上游页岩气开发进入“效益开发”阶段，“水平井+体积压裂+智能完井”技术成熟，单井成本降至

2.5美元/百万英热单位以下；深海气田勘探向超深水（水深超1500米）延伸，中海油2025年计划完成南海深水气田开发，年产量突破150亿立方米中游“智能管网”建设加速，5G+物联网技术实现管网压力、流量实时监测，泄漏响应时间缩短至15分钟；盐穴储气库群规模化建设，2025年工作气量达1000亿立方米，可应对冬季15天极端寒潮需求下游燃气轮机国产化突破，2025年自主研发的“F级50兆瓦”燃气轮机投入商业运营，单机效率提升至62%，较进口设备成本降低25%；氢能与天然气协同供应，“气-氢混输”管道技术试点应用，实现多能互补

3.3政策环境与市场机制改革政策导向中国“双碳”目标下，天然气作为过渡能源的定位明确，2025年非化石能源消费占比达20%，天然气在一次能源消费中占第7页共9页比提升至10%；《天然气发展“十四五”重点任务》要求2025年管网公平开放率100%，下游用户选择权扩大至80%市场机制天然气市场化定价改革深化，基准门站价逐步退出，2025年跨省区管输价格完全市场化，LNG进口价格与国际油价联动机制完善；碳排放权交易纳入天然气行业，企业碳成本内部化，推动低碳转型

3.4面临的挑战与发展机遇挑战地缘风险俄乌冲突后，欧洲转向美国LNG，全球天然气贸易流向调整，中国需应对“气价波动”与“供应安全”双重压力；技术瓶颈CCUS技术成本高（捕集成本约60-80元/吨），2025年规模化应用仍需政策补贴；储能短板天然气季节性储存能力不足，冬季保供依赖LNG现货进口，2024年冬季LNG现货价格较长期合同价高30%机遇能源转型空间“双碳”目标下，天然气发电替代煤电市场规模超万亿，2025年新增天然气发电投资达2000亿元；国际合作深化RCEP框架下，中国与东盟天然气贸易增长15%，2025年进口量预计达300亿立方米；新兴市场拓展东南亚、非洲天然气需求年均增长5%，中国企业参与LNG接收站、管网投资，输出技术与标准

四、结论与建议天然气供应行业在2025年将处于“转型深化、韧性提升”的关键阶段上游需聚焦资源保障与成本控制，中游强化基础设施协同与市场化运营，下游推动消费结构优化与多元应用第8页共9页对行业从业者的建议上游企业加大页岩气、深海气田勘探开发投入，通过技术创新降低成本，提升资源自给率；中游企业加快“全国一张网”建设，推动储气库市场化运营，探索“管储分离”模式；下游企业拓展氢能、LNG船用燃料等新兴市场，加强与新能源企业协同，布局“气-电-氢”综合能源服务对政策制定者的建议完善天然气市场化定价机制，扩大用户选择权，降低下游用气成本；加大对CCUS、智能管网等技术的补贴与研发支持，推动低碳转型；深化国际能源合作，建立多元化供应体系，保障能源安全未来，天然气作为“过渡能源”与“战略能源”的双重属性将更加凸显，产业链各环节需以技术创新为驱动，以市场改革为抓手，在能源转型中实现高质量发展字数统计约4800字注本报告数据来源于公开资料与行业调研，部分预测基于行业趋势分析，仅供参考第9页共9页。