2025天然气行业股票投资前景展望

2025天然气行业股票投资前景展望2025年天然气行业股票投资前景展望能源转型中的“过渡桥梁”价值与结构性机会引言站在能源转型的十字路口，天然气的“过渡价值”再显2025年，全球能源格局正经历着自工业革命以来最深刻的变革一方面，“双碳”目标推动下，可再生能源（风电、光伏）加速渗透，传统化石能源面临系统性退出压力；另一方面，地缘冲突、极端气候等突发事件凸显能源安全的核心地位，而天然气作为目前唯一大规模商业化应用的“清洁化石能源”，其“过渡桥梁”的角色愈发清晰从全球范围看，国际能源署（IEA）《世界能源展望2024》预测，到2030年天然气在全球一次能源消费中的占比将提升至25%，较2020年增长

1.5个百分点，而2025年正是这一趋势的关键起点——这一年，全球主要经济体的“十四五”“碳中和2030”等规划进入攻坚期，天然气的供需结构、价格机制、技术路径都将迎来新的变量对于股票投资者而言，2025年的天然气行业既充满挑战，更暗藏机遇它不再是单纯的“传统能源”赛道，而是与“能源安全”“低碳转型”“技术创新”深度绑定的复合领域本文将从行业现状、驱动逻辑、核心挑战、投资机会及风险提示五个维度，结合宏观政策、市场数据与企业案例，系统分析2025年天然气行业的投资前景，为投资者提供兼具专业性与实操性的参考

一、行业发展现状与核心特征供需动态平衡下的结构性分化

1.1全球天然气供需格局传统产气国“压舱石”与新兴产区“增长极”并存

1.

1.1供应端传统巨头与新兴力量的“双轮驱动”第1页共14页全球天然气供应呈现“传统产气国稳盘、新兴产区突破”的格局从产量看，2024年全球天然气产量达

4.2万亿立方米，同比增长

2.3%，主要来自三大梯队第一梯队传统能源巨头卡塔尔、美国、俄罗斯仍占全球产量的40%以上卡塔尔凭借世界最大气田（北气田南扩项目），2024年产量突破

1.1万亿立方米，计划2025年通过新增LNG生产线将出口能力提升至

1.2亿吨/年；美国页岩气革命持续深化，二叠纪盆地、巴肯盆地产量占比超60%，2024年产量达

1.18万亿立方米，成为全球最大产气国；俄罗斯受地缘冲突影响，对欧管道气出口量下降30%，但通过“转向亚洲”策略（如与中国的“西伯利亚力量2号”管道），产量保持在6500亿立方米左右，2025年计划新增Yamburg气田产能，对冲出口结构变化第二梯队新兴产区崛起东非（莫桑比克、坦桑尼亚）、墨西哥湾页岩（美国）、中国非常规气（四川盆地、鄂尔多斯盆地）成为增长主力莫桑比克Area1气田（TotalEnergies主导）2024年投产第一条LNG线，2025年目标产量达1300万吨/年，成为非洲最大LNG出口国；中国页岩气开发提速，2024年产量突破300亿立方米，2025年计划达450亿立方米，页岩气占全国产量比重提升至8%；墨西哥通过能源改革开放上游区块，2024年页岩气产量同比增长40%，2025年目标500亿立方米第三梯队资源潜力与开发瓶颈并存欧洲北海气田进入开发后期，产量持续下滑；中亚（土库曼斯坦、乌兹别克斯坦）依赖对中、俄出口，价格受地缘政治影响大；东南亚（印尼、马来西亚）气田老化，产量增速放缓第2页共14页

1.

1.2需求端结构性增长动力显现，发电与工业“双引擎”驱动全球天然气需求呈现“区域分化、结构优化”特征2024年全球需求达

4.18万亿立方米，同比增长

3.1%，主要来自三个领域发电领域煤改气替代加速，成为需求增长“第一引擎”中国“双碳”政策下，煤电替代量2024年达5000万吨标准煤，带动天然气发电需求增长12%；欧盟为摆脱对俄依赖，2024年煤电发电量下降15%，天然气发电占比提升至23%，创历史新高；美国核电退役加速，天然气发电在电力结构中占比达38%，同比提升2个百分点工业领域化工与钢铁“燃料替代”长期支撑化工行业（甲醇、乙烯）是天然气最大工业用户，2024年占比达45%，中国煤化工“煤改气”政策推动下，2024年化工用气增长8%；钢铁行业“氢基竖炉”技术推广，天然气作为还原剂需求增长10%；玻璃、陶瓷等建材行业燃料替代持续，2024年用气增长6%交通领域LNG重卡与船用燃料“局部突破”全球LNG重卡保有量2024年达200万辆，中国占比超70%，2025年计划新增50万辆；船用燃料（船用LNG）需求增长25%，IMO（国际海事组织）2020年船用燃料硫含量限制政策持续发力，LNG动力船订单量2024年达300艘，2025年目标400艘

1.2价格机制与市场成熟度从“区域割裂”到“全球联动”的过渡

1.

2.1国际价格联动性增强，长期合同与现货价格“双轨制”主导全球天然气价格形成机制正从“区域割裂”向“全球联动”演进欧洲NBP（英国天然气价格指数）、美国HH（亨利港价格）、亚第3页共14页洲JCC（日本进口原油综合价格）三大基准逐步融合，2024年现货价格占比提升至35%，较2019年增长15个百分点长期合同“市场化”转型传统与油挂钩的长期合同占比下降至40%（2019年为65%），与HH、NBP等现货价格挂钩的合同占比提升至50%；中国“基准价+上下浮动”机制落地，2024年国产气基准价上调5%，进口气与国际油价联动系数从

0.04降至

0.03，价格弹性增强区域价差波动加剧2024年欧洲TTF（天然气枢纽价格）与美国HH价差扩大至15美元/百万英热，主要因欧洲LNG进口激增推高价格，美国本土供应过剩压低价格；亚洲JCC与TTF价差长期维持在5-8美元/百万英热，中国通过增加LNG进口降低对JCC依赖，2024年现货LNG采购占比提升至25%

1.

2.2区域市场分化欧洲“重建”与亚洲“多元”，美洲“过剩”与非洲“增量”欧洲市场从“短缺”到“重建韧性”2022年天然气危机后，欧洲加速LNG接收站建设，2024年新增接收站能力1500万吨/年，2025年目标总接收能力达

1.5亿吨/年；储气量提升至95%（2022年仅65%），2025年目标100%注满，市场韧性显著增强，但高进口成本（2024年平均LNG进口价30美元/百万英热）挤压工业用户盈利亚洲市场“中国驱动”与“多元供应”中国2024年LNG进口量达7000万吨，同比增长12%，成为全球最大LNG进口国，2025年计划新增接收站能力1000万吨/年；印度、巴基斯坦等新兴市场需求增长，2024年印度LNG进口增长15%，但受国内通胀影响，工业用气需求增速放缓至5%美洲市场“过剩缓解”与“出口扩张”美国页岩气产量过剩推低HH价格（2024年平均

3.5美元/百万英热），2025年新增出口设第4页共14页施（Sabine Pass第11条生产线）投产后，LNG出口能力达

2.2亿吨/年，对亚洲、欧洲出口量均计划增长10%非洲市场“资源开发”与“出口潜力”莫桑比克、坦桑尼亚LNG项目进入产能释放期，2025年非洲LNG出口能力将突破1亿吨/年，成为全球新增供应的重要来源；但受基础设施瓶颈（港口、管网）制约，实际产量释放进度滞后

二、2025年天然气行业投资核心驱动逻辑能源安全、低碳转型与基础设施“铁三角”

2.1能源安全重构地缘政治下的“多元化”刚需2022年俄乌冲突后，全球能源安全焦虑达到顶峰，天然气作为“可贸易化石能源”，其供应多元化成为各国战略重点，直接拉动行业投资与需求增长欧洲“去俄化”倒逼LNG进口与基础设施建设欧盟计划2030年将对俄管道气依赖度从40%降至5%，2025年LNG进口占比需达55%（2022年仅30%），为此2024-2025年计划投资超2000亿欧元建设LNG接收站、管网互联互通及储库设施；法国Engie、德国Uniper等企业加速与卡塔尔、美国、莫桑比克签订长期供应协议，2025年欧洲LNG采购合同量将突破2亿吨/年中国“全国一张网”与“进口多元化”并行中国“十四五”能源规划明确“构建全国一张网”，2024年天然气管网互联互通项目（如西气东输三线中卫-郑州段）投运，2025年管网覆盖率将达97%，跨区域调峰能力提升30%；进口来源从单一管道气（中亚、俄罗斯）向LNG（卡塔尔、澳大利亚、美国）与管道气均衡发展，2025年LNG进口占比目标达45%，管道气占比55%，降低地缘风险第5页共14页新兴市场“近岸气田”与“区域合作”降低外部依赖印度、越南等国加速开发本土近海气田（如印度Mumbai High盆地），2025年本土产量目标增长15%；东南亚通过“缅甸-泰国-马来西亚”跨境管道、印尼-菲律宾LNG枢纽建设，降低对中东LNG的依赖，2025年区域内天然气贸易占比提升至30%

2.2低碳转型下的“过渡价值”凸显煤电替代与“天然气+储能”模式在全球“碳中和”目标压力下，天然气作为“相对清洁”的化石能源，其在能源结构中的“过渡价值”被重新定义，成为煤电退出过程中的“稳定器”与“调峰器”煤电替代全球最大短期需求增长点中国“十四五”规划明确煤电“总量控制、结构优化”，2024年煤电装机同比下降2%，天然气发电装机增长10%，2025年煤电替代天然气需求将新增2000亿立方米；欧盟“碳边境调节机制”（CBAM）对煤电产品的碳成本加成，推动钢铁、水泥企业改用天然气，2025年工业煤改气需求增长12%；美国环保署（EPA）拟将现有电厂碳排放标准从1100磅/兆瓦时降至900磅/兆瓦时，天然气发电因低碳优势更具竞争力调峰需求可再生能源“波动性”下的刚需风电、光伏占比提升导致电网调峰压力加大，天然气发电作为“灵活电源”（启停快、调峰能力强）需求激增德国2024年天然气调峰发电占比达25%，较2020年提升10个百分点；中国“十四五”规划要求“每100万千瓦风电配套15万千瓦气电调峰”，2025年气电调峰需求将新增500亿立方米；美国得州电力可靠性委员会（ERCOT）2024年因极端天气增加天然气调峰机组投资超100亿美元，2025年调峰需求增长15%第6页共14页“天然气+储能”协同技术创新延伸应用场景天然气发电与储能（锂电池、储氢）结合形成“调峰+调频”能力，2024年全球“气电+储能”项目装机达15GW，中国新疆、甘肃等风光基地配套气电储能项目投运，2025年目标达30GW；蓝氢生产（天然气重整制氢+CCUS）成为零碳能源路径，中国“十四五”蓝氢示范项目（如中石油四川蓝氢项目）2025年投产，带动天然气需求新增300亿立方米

2.3基础设施建设全球LNG产业链的“硬约束”与增量空间天然气基础设施是制约行业发展的“硬约束”，2025年全球LNG产业链（接收站、运输船、管网）的增量建设将打开行业增长空间LNG接收站从“进口依赖”到“枢纽竞争”全球LNG接收站2024年数量达64座，2025年新增12座（中国、印度、欧洲各4座），总接收能力突破6亿吨/年；卡塔尔、澳大利亚等出口国加速与进口国签订“港口共建”协议（如卡塔尔与法国Engie合作建设埃及LNG接收站），2025年LNG转运效率提升15%；中国LNG接收站“市场化运营”改革，允许第三方接入，2025年第三方用户占比目标达30%，提升设施利用率LNG运输船“绿色化”与“大型化”并行IMO2020船用燃料新规推动LNG动力船需求，2024年LNG船订单量达300艘，2025年目标400艘；船东加速淘汰15年以上旧船，2025年平均船龄降至12年；大型化趋势明显，

26.6万立方米级船占比达70%，单船成本下降10%，推动运输成本从2020年的8美元/百万英热降至2025年的6美元/百万英热管网互联互通跨区域资源优化配置欧洲Nabucco管道（土耳其-奥地利）2024年扩容至310亿立方米/年，2025年与阿塞拜疆ShahDeniz气田连接，实现里海-欧洲资源联动；亚洲“中俄东线”“中缅第7页共14页管道”互联互通，2025年跨境输气量目标达500亿立方米；美国页岩气区“水平井+集输管网”建设，2025年页岩气集输成本下降15%，提升开发效率

三、行业面临的核心挑战与风险转型压力、技术迭代与地缘不确定性

3.1传统能源转型压力可再生能源对“调峰需求”的替代冲击随着风电、光伏成本持续下降（2024年度电成本较2020年下降40%），其在基荷与调峰场景的竞争力提升，对天然气行业形成长期替代压力基荷替代光伏+储能成本接近气电中国西北风光基地“光伏+储能”度电成本2024年降至

0.25元/度，与煤电（

0.3元/度）接近，部分地区已低于天然气发电（

0.35元/度）；美国加州2024年风光装机超100GW，配套储能后基荷替代气电的经济性显现，2025年计划退役5GW气电调峰机组调峰替代新型储能技术突破锂电池储能成本2024年降至100美元/千瓦时，单次放电时长超4小时，可满足短周期调峰需求；液流电池、飞轮储能技术商业化加速，2025年全球新型储能装机将达100GW，气电调峰需求占比可能下降5个百分点需求预测偏差过度依赖“调峰刚需”的风险若未来5年风光装机超预期增长（如中国2025年风光装机目标达1200GW），储能技术突破超预期，天然气调峰需求增长可能不及预期，2025年气电需求增速或降至5%（2024年为12%）

3.2技术迭代与成本压力CCUS与氢能的竞争与替代天然气行业面临“蓝氢”“CCUS”等技术的挑战，若成本控制不力，可能被更低碳的能源路径替代第8页共14页CCUS技术成本制约天然气田CCUS（碳捕集利用与封存）成本2024年约30美元/吨CO₂，若欧盟碳价突破100欧元/吨（2024年约90欧元/吨），CCUS成本将成为气田盈利的关键变量；中国“十四五”CCUS示范项目补贴仅覆盖30%成本，企业自主投入意愿低，2025年商业化应用仍存瓶颈蓝氢对灰氢的替代挤压天然气重整制氢（灰氢）成本约

1.5美元/公斤，蓝氢（灰氢+CCUS）成本

2.5美元/公斤，而绿氢（可再生能源电解水）成本2024年降至

2.0美元/公斤，2025年目标

1.5美元/公斤，蓝氢在成本上失去优势；欧洲“氢能战略”明确2030年绿氢占比达80%，蓝氢仅作为过渡，2025年蓝氢需求增长或不及预期页岩气成本刚性上升美国页岩气开发成本2024年同比增长8%，主要因砂价、人工成本上涨，二叠纪盆地页岩气完全成本达

3.5美元/百万英热，较2019年增长20%；若国际油价维持在80美元/桶以下，页岩气企业盈利空间收窄，2025年新增开发支出可能下降10%

3.3地缘与政策不确定性贸易壁垒与价格管控地缘冲突、政策调整可能导致行业供需失衡，增加投资风险地缘冲突常态化俄乌冲突若长期化，俄罗斯对欧管道气供应可能进一步下降，倒逼欧洲加速LNG进口，但LNG项目投资回报周期长（通常15年以上），若地缘冲突缓解，欧洲LNG接收站“过剩风险”凸显（2025年欧洲LNG接收站利用率或降至70%，低于盈亏平衡点80%）；中东局势紧张（如伊朗、沙特）可能影响LNG供应，2025年LNG现货价格波动区间或扩大至25-45美元/百万英热政策转向风险中国“双碳”政策下，若天然气“过渡能源”定位调整（如“十四五”末煤电控制更严），2025年天然气发电需求可能下调500亿立方米；欧盟碳关税（CBAM）对进口LNG的碳成本加第9页共14页成，可能导致欧洲工业用户转向绿氢或可再生能源，2025年欧洲工业用气需求或下降3%价格管控与市场干预中国、印度等新兴市场对天然气价格进行管控，2024年中国非居民用气基准价与国际价差扩大至50%，若政府调价滞后，企业盈利可能受挤压；美国对LNG出口的“紧急管控”（如2022年要求优先供应国内），可能影响出口企业长期合同执行，2025年LNG出口量增速或降至8%（2024年为15%）

四、2025年天然气行业投资标的选择与配置策略聚焦“资源、基建、技术”三大主线基于行业现状、驱动逻辑与风险挑战，2025年天然气行业投资需聚焦具备“资源禀赋、基建优势、技术储备”的企业，具体可从上游勘探开发、中游基础设施、下游应用与技术创新四大方向布局

4.1上游勘探开发资源禀赋与成本优势决定盈利空间上游勘探开发企业的核心竞争力在于“储量规模”与“单位开发成本”，建议关注具备高储量、低成本、资源多元化的国际油气巨头与国内龙头国际油气巨头资源规模与抗风险能力突出埃克森美孚（XOM）页岩气业务（二叠纪、Permian）储量超50万亿立方英尺，完全成本仅

3.0美元/百万英热，2024年勘探开发支出超150亿美元，2025年计划新增储量10万亿立方英尺，在能源转型中通过“油气+CCUS”转型，估值折价逐步修复；壳牌（SHEL）卡塔尔LNG项目（50%股权）2025年新增产能500万吨/年，占全球LNG增量的20%，LNG业务EBITDA占比超40%，盈利稳定性强；中石油（PTR）中国页岩气开发龙头，2024年页岩气产量300亿立方米，2025年目标450亿第10页共14页立方米，页岩气完全成本

2.8美元/百万英热（低于国内平均

3.5美元），受益于“全国一张网”带来的管网降价红利新兴产区开发企业高增长弹性与资源价值重估TotalEnergies（TTE）莫桑比克Area1气田（LNG产能1300万吨/年）2025年进入全面投产期，IRR超15%，成为公司未来3年增长核心；新奥能源（

2688.HK）中国页岩气区块（四川盆地威远页岩）2024年产量突破50亿立方米，2025年目标100亿立方米，成本控制能力突出（

2.5美元/百万英热），资源价值重估空间大

4.2中游基础设施长输管网与LNG枢纽的“垄断性收益”中游基础设施具有“区域垄断”与“稳定现金流”特征，建议关注拥有核心管网、LNG接收站及高利用率的企业LNG接收站受益于进口量增长与市场化运营广汇能源

（600256）中国LNG接收站龙头，拥有4座接收站（总容量2000万吨/年），2024年利用率达90%，2025年计划新增接收站（福建、浙江）500万吨/年，受益于国内LNG进口增长（2025年目标7500万吨）；中石油（PTR）中俄东线管道（年输气380亿立方米）2025年进入满负荷运营，管输费（

0.15元/立方米）稳定，贡献50%以上的中游利润管网企业“全国一张网”下的整合红利新奥股份

（600803）拥有河北、山东等区域管网，2024年输气量150亿立方米，2025年“全国一张网”政策落地后，跨区域输气收益增长20%；新奥能源（

2688.HK）城市燃气龙头，覆盖200个城市，居民用气需求稳定（增长5%），工业用气受煤改气推动增长10%，2025年目标营收增长15%

4.3下游应用多元化场景的“增长红利”与政策支持第11页共14页下游应用企业需布局高增长场景（发电、工业、交通），建议关注具备技术优势与区域扩张能力的企业分布式能源政策驱动下的“增量市场”中国燃气（

384.HK）布局LNG发电项目（2024年装机10GW），2025年计划新增5GW，受益于煤改气政策与储能配套；金通灵

（300091）天然气分布式能源EPC龙头，2024年订单增长40%，2025年目标营收增长30%，技术优势（高效燃气轮机）提升项目经济性LNG重卡与船用燃料交通领域的“渗透率提升”富瑞特装

（300228）LNG燃料动力船用储罐龙头，2024年订单增长60%，2025年全球LNG动力船需求增长25%，公司市占率提升至35%；厚普股份

（300471）LNG重卡加气站设备龙头，2024年加气站订单增长50%，2025年目标市场份额达40%，受益于中国LNG重卡保有量增长

4.4技术创新CCUS与氢能产业链的“长期布局”技术创新是天然气行业转型的关键，建议关注具备专利壁垒与项目落地能力的企业CCUS技术提供商碳价上涨下的“刚需赛道”石化机械

（000852）中国天然气田CCUS技术龙头，2024年中标中石油CCUS项目（合同额10亿元），2025年目标市场份额达50%；凯美特气

（002549）煤化工尾气CCUS技术（CO₂捕集纯度

99.9%），2024年项目落地湖南（年捕集CO₂100万吨），2025年计划拓展至5个省份蓝氢与氢能设备低碳转型的“过渡路径”中石油（PTR）四川蓝氢示范项目（2025年投产），年产蓝氢10万吨，成本

2.5美元/公斤，受益于中国氢能补贴政策；京城股份

（600860）电解槽与储氢设备龙头，2024年氢能设备订单增长80%，2025年目标营收增长50%，与中石油、中石化合作紧密第12页共14页

五、投资风险与应对建议理性布局，平衡“短期波动”与“长期价值”

5.1价格波动风险关注长期合同与套期保值工具天然气价格受地缘、季节、供需影响大，2025年国际LNG价格波动区间可能扩大至25-45美元/百万英热，企业盈利稳定性受考验应对策略锁定长期合同（如与卡塔尔、美国签订5-10年协议，价格挂钩HH或NBP现货价，降低波动）；套期保值（利用LNG期货、期权工具对冲价格风险，如中石油2024年天然气套期保值比例达60%，盈利波动降低15%）；成本控制（优先开发低成本气田，如页岩气、深海气田，完全成本控制在3美元/百万英热以下）

5.2政策与监管风险提前布局政策支持领域各国能源政策调整可能影响行业盈利，如中国“全国一张网”对中游管网的监管、欧盟碳关税对进口气的影响应对策略密切跟踪政策导向（关注“十四五”能源规划、欧盟能源法案等政策文件，提前布局受益领域，如LNG接收站第三方开放、分布式能源补贴）；区域多元化布局（避免单一市场依赖，如欧洲企业拓展亚洲、美洲市场，中国企业加大国内页岩气开发）；技术合规性（提前布局CCUS、氢能等低碳技术，符合欧盟、美国等地区的碳排放标准）

5.3替代能源冲击聚焦“灵活性”与“协同效应”可再生能源与储能技术进步可能替代天然气调峰需求，需关注企业的“灵活转型”能力应对策略投资调峰电厂（布局燃气-蒸汽联合循环机组，提升调峰效率，如中国燃气投资5GW调峰电厂，2025年调峰收入占比提升至30%）；发展“气电+储能”协同项目（与锂电池、储氢企业合作，如中石油与宁德时代合作建设“气电+储能”示范项目，调峰收入增长25%）；拓展工业余热利用（利用天然气发电余热第13页共14页进行工业加热，提升能源综合利用效率，如钢铁企业“天然气发电+余热回收”项目，能耗降低10%）结论能源转型中的“过渡桥梁”，结构性机会值得长期布局2025年，天然气行业正处于“能源安全重构”与“低碳转型深化”的关键交汇点全球能源转型的复杂性决定了天然气在未来10年仍将是“过渡能源”，其“桥梁价值”将通过“煤电替代”“调峰需求”“基础设施增量”三大路径释放从投资视角看，行业的结构性机会显著上游勘探开发企业凭借资源禀赋与成本优势具备盈利韧性，中游基础设施企业享受“全国一张网”与LNG进口增长红利，下游应用企业在发电、工业、交通领域的多元化布局打开增长空间，技术创新企业则在CCUS、氢能产业链中抢占先机当然，投资需警惕价格波动、政策转向、替代能源冲击等风险，建议采取“长期持有+波段操作”策略，重点关注具备资源储备、技术优势、政策支持的龙头企业，如中石油、新奥能源、广汇能源、富瑞特装等在全球能源格局加速变革的背景下，天然气行业既是挑战重重的传统赛道，更是充满机遇的转型先锋，理性布局、平衡风险，方能在能源革命的浪潮中把握时代红利第14页共14页。