新财观|新型能源体系中的LNG价值跃迁——中国LNG行业20年发展回顾与展望
新财观 | 新型能源体系中的LNG价值跃迁——中国LNG行业20年发展回顾与展望
2026年07月28日 11:25
作者：李雅兰国际燃气联盟（IGU）副主席
2006年5月26日，澳大利亚籍液化 天然气 （LNG）运输船“西北海鹰”号满载6万吨液化 天然气 ，停靠广东大鹏LNG接收站。这是新中国进口的第一船液化 天然气 ，拉开了我国规模化引进天然气的序幕。广东大鹏LNG项目，作为中国LNG商业化的起点，至今走过了二十年的产业化、规模化和市场化的发展历程。行业从无到有、从小到大、从引进依赖到自主可控，LNG已成为中国能源转型、“双碳”目标落地、保供稳价的关键支撑。
一、二十年进口增长近百倍：中国LNG行业发展“三阶段论”
（一）启蒙奠基期：中国LNG从零起步（2006—2010）
这一阶段，中国LNG进口量从70万吨增长到936万吨，这期间中国的天然气进口几乎全是LNG（2006年占比100%，2010年占比78%），LNG进口价格从3-4美元／百万英热单位到9美元／百万英热单位，平均价格是6美元／百万英热单位左右，进口国从1个增长到6个。
1.时代背景：国内能源结构单一， 煤炭 占比过高，大气污染问题日益凸显，清洁能源替代的需求迫切
2006年，中国能源消费总量达29亿吨标准煤，其中 煤炭 占比高达72%，天然气占比仅2.7%。当年天然气消费量为573亿立方米，人均消费量仅44立方米／人，远低于发达国家水平。经过五年发展，到2010年，国内能源消费总量增至32.5亿吨标准煤，天然气消费量首次突破千亿立方米，达到1080亿立方米，年均增长约17%。但 煤炭 在总能源消费中的占比仍维持在约70%的水平，清洁能源替代压力持续加大。
2.行业里程碑：广东大鹏LNG项目建成投产，打破了中国无LNG接收站的格局，开启了海上进口天然气的新时代
2006年6月28日，广东LNG项目一期工程正式投产，当时中国没有进口LNG的相关法规、标准和监管体系。大鹏LNG接收站在技术、运营、管理等方面积累了宝贵经验，为后续全国LNG接收站的规划、建设提供了宝贵经验，带动了产业链的快速成长。
后续，福建莆田LNG接收站、上海洋山LNG接收站、江苏如东LNG接收站相继投产，到2010年，中国已投产LNG接收站4座，初步构建起东南沿海的接卸网络，总接收能力达3160万吨／年。在此期间，中国不仅与澳大利亚签署了首份25年长期合同，还与卡塔尔能源、道达尔能源、英国天然气集团等签订了长期供气协议。同时，2008年首艘国产LNG船“大鹏昊”号交付使用，打破了国外造船垄断，使中国具备了自主运输能力。
3.LNG产业状况：技术、设备、运维、船舶全面依赖进口，长协锁价、外资深度参与，基础设施规模极小
这一时期，所有LNG项目的核心设备，如压缩机、泵、低温阀门等均需进口。广东大鹏LNG的项目技术顾问、设备供应商、运营管理团队均有外资深度参与。第一个大鹏LNG接收站是中外合资企业，主要股东有11家中外企业。其中，中海石油气电集团是最大股东方（33%）， 英国石油 公司（BP）为合作外方（30%）。该项目通过与 国际资源 商签署长达25年的“照付不议”长期合同，并与下游电厂、城市燃气公司签署同样长期的销售合同，形成了上、中、下游深度捆绑、风险共担的稳定商业模式，为产业长期稳定发展奠定了制度基础。
4.发展价值：初步填补清洁能源缺口，促进珠三角城市燃气发展，为全国天然气普及奠定基础
大鹏LNG接收站一期工程每年370万吨的稳定供应（其中约七成用于发电），为珠三角地区提供了新的清洁电源，有效缓解了能源短缺问题，提升了区域能源供应的安全性。在此之前，广东省部分城市虽然在20世纪80年代末期开始发展燃气，但气源多为液化石油气（LPG）或人工煤气，大鹏LNG项目的运行推动了珠三角地区天然气的发展。
（二）快速成长期：全产业链扩容升级（2011—2018）
这一阶段，中国LNG进口量从1600万吨增加到5370万吨，虽然增量很大，但是管道气同步增加了进口，LNG占中国天然气进口的比例从70%降到60%，LNG进口价格在9美元／百万英热单位左右，进口国从6个增长到10个。
1.政策驱动：国家“煤改气”战略落地，天然气被纳入主体能源体系，行业扶持政策密集出台
2013年，国务院印发《大气污染防治行动计划》，提出优化天然气使用方式，天然气优先保障居民生活或替代燃煤，“煤改气”被正式提上议程。2016年，国家能源局发布《天然气发展“十三五”规划》，统筹气源、管网、储气全产业链建设。2017年，国家发展改革委等部门制定《加快推进天然气利用的意见》，提出逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一。2018年，国务院发布《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》；根据该意见，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，明确要求到2020年底前，供气企业形成不低于其年合同销售量10%的储气能力，城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储气能力，县级以上地方人民政府形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力。
2.接收站等基础设施实现了跨越式发展：沿海多点布局LNG接收站，从单点试点走向集群建设，接收能力持续扩容；城市管网逐步完善
在接收站建设方面：2011年全国投产的LNG接收站为6座，总接收能力4360万吨／年；到2018年，LNG接收站数量增至20座，八年间增长逾两倍，总接收能力达1.24亿吨／年，是2011年的近3倍，LNG储存能力达到910万立方米，约合55亿立方米气态天然气。
在城市管网与储配体系建设方面：从2011年到2016年，全国城市燃气管道长度增长超过65%；天然气供气量从679亿立方米增至1172亿立方米，增长了近73%；燃气普及率从92.4%稳步提升至95.7%；人工燃气使用量持续下降，天然气逐步成为城市燃气主导能源，形成了较为完善的“接收站—干线管网—城市管网—储配站”一体化输配体系。
3.贸易和市场格局变革：进口规模逐年攀升，“长协为主、现货补充”的采购模式成形；民营资本入局，打破了国企独家运营的格局
在进口规模方面，2011年中国LNG进口量为220亿立方米左右；到2018年，LNG进口量达741亿立方米，占天然气进口总量的60%。在采购模式方面，“长协为主、现货补充”的格局逐步成形。从2011到2017年，长协（长期协议）占比维持在75%—84%左右；同时，短协（短期协议）和现货进口量从224万吨增至826万吨，兼顾了气源供应的稳定性与灵活性。
在运营格局方面，2013年东莞九丰LNG接收站正式投产，成为国内首座由民营企业投资建设运营的LNG接收站，打破了此前国企垄断的局面。
价格政策方面，2011年开始LNG价格实行市场化定价，与进口管道天然气不同，LNG从一开始就没有纳入门站价格管制体系，属于“市场化气源”。
4.应用场景拓展：从城市燃气和发电延伸至工业燃料、交通LNG、分布式能源等多领域，民用气化覆盖率大幅提升
2011年中国天然气消费量为1341亿立方米。到2018年天然气表观消费量达2817亿立方米，日最高用气量达10.37亿立方米，在一次能源消费中占比达7.8%。从消费结构看，工业燃料占比38.6%，城镇燃气占比33.9%，发电用气占比17.3%，化工用气占比10.2%。在交通应用方面，受益于LNG重卡和CNG出租车的快速发展，2018年底全国天然气加气站保有量达9000座，其中LNG站3400座，主要服务于重卡和 公交 车等 商用车 ，交通领域使用天然气占比从2011年的2%提升至2018年的3%。
5.国内LNG储运技术、关键设备制造等方面取得本土化突破，小型LNG装置、槽车运输体系日趋成熟
2011年到2018年间，国内LNG技术取得显著突破。在小型LNG液化装置领域，以新疆广汇阿勒泰、宁夏哈纳斯为代表的陆上LNG工厂实现规模化建设。在关键设备上，通过技术攻关，LNG接收站卸料臂、超低温蝶阀、超低温安全阀等核心设备实现国产化，比进口设备成本降低40%—60%，供货周期缩短4—6个月。
在槽车运输体系方面，LNG槽车国产化已非常成熟，截至2019年底国内LNG槽车保有量约1.35万辆，在运约1万辆。中石油寰球公司已实现天然气预处理、液化、接收及再气化、储运等全产业链核心技术自主化设计，从2003年承担国内首个LNG接收站设计，到后续安塞、江苏如东等项目的良好运行，标志着国内LNG技术完成了从引进消化到自主创新的跨越。
（三）成熟变革期：筑牢能源安全底座（2019—至今）
这一阶段，中国LNG进口量从2019年的6019万吨增加到2025年的6843万吨。由于管道气进口也同步增长，LNG占中国天然气进口的比例从63%进一步降到54%，天然气进口更加多元化、分散化。LNG进口平均价格为8-10美元／百万英热单位，最高点是2022年初的19.5美元／百万英热单位，进口国从15个扩大到20个。
1.体制机制革新：国家管网集团成立，践行“管住中间、放开两头”，接收站、管网基础设施公平开放，市场化程度大幅提升
2019年，国家管网集团正式挂牌成立，将油气干线管道及关键LNG接收站等基础设施从三大石油公司中剥离，构建起对所有企业公平开放的“全国一张网”，标志着“管住中间、放开两头”改革迈出实质性步伐。
在LNG接收站公平开放方面，2019年中石油大连LNG接收站启动第三方接收服务，成为首个向外部企业开放的大型国企接收站，打破了“三桶油”自建自用的传统运营模式。此后，珠海LNG接收站向 九丰能源 等民营企业开放接卸服务，深圳大鹏LNG接收站也向中海油以外企业开放，LNG接收站从“企业专属资产”向“公共基础设施”的转型不断加快。公平开放政策激发了“三桶油”以外的二梯队LNG贸易参与者的积极性，国内LNG市场的整体活力得到增强。
在管网接入方面，2019年《油气管网设施公平开放监管办法》正式实施，确立了第三方准入制度框架。国内民营企业据此申请并陆续获得国家管网系统接入资质，成为托运商，得以平等使用长输管道进行天然气运输，摆脱了过去依赖“三桶油”代输的被动局面，进一步激发了民营企业采购海外LNG资源的积极性。
2.保供体系初具规模：全国LNG接收站建设基本成形，储气调峰能力显著增强，有效应对了冬季保供、极端天气、国际市场波动等多重风险
在全国LNG接收站建设方面，截至2025年，我国共有LNG接收站33座，接收能力超1.6亿吨／年。在储气调峰能力方面，总储气调峰能力在540亿立方米左右。储气库方面，截至2024年底，我国在役储气库（群）38座，形成储气调峰能力270亿立方米；LNG储罐方面，全国LNG储罐的液态储存规模实现跨越式增长。在地下储气库资源有限的情况下，LNG储罐是很好的储气方式，它成为很多地方的不二选择。北京燃气集团建设的应急储备能力超10亿立方米的天津南港项目，作为国家级LNG应急储备项目，对保障 京津冀 及华北地区的天然气供应发挥了重要作用。盐城“绿能港”建成全球最大单罐LNG储罐群（液态体积27万立方米），储气能力显著跃升。这些成果标志着我国已经形成了由“接收站集群+地下储气库+互联互通的管网”组成的，多元化的天然气保供体系。
3.全球影响力逐年提升：中国跃居全球最大LNG进口国，采购模式日趋多元，长协、现货、跨境贸易协同发力
在进口规模方面，中国于2017年超过韩国，成为全球第二大LNG进口国，当年进口量达3789万吨；2021年又以7879万吨的LNG进口量超越日本，成为全球最大LNG进口国。在采购模式方面，中国LNG进口来源日益多元化，贸易涉及20个国家，包括澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚、印度尼西亚等主要气源地，长协与现货协同的机制已趋成熟，有效对冲了单一气源风险。中国也在逐步探索建立LNG定价话语权，2019年10月，由海关总署全球贸易监测分析中心和上海石油天然气交易中心联合发布中国LNG 综合 进口到岸价格，这是我国首次发布天然气进口价格指数；2021年又正式发布中国进口现货LNG到岸价格，形成了涵盖长协与现货的完整价格体系。这些指数已成为连续观察油气市场形势的权威窗口，为我国LNG进口贸易提供了系统而权威的价格参考。
4.全产业链自主可控：LNG运输船、核心设备、智能化运维、工程建造实现国产替代，技术自主化水平全面提升
在LNG运输船领域，2026年4月26日，我国自主设计建造的首艘18万立方米LNG运输船“乔治敦”号正式交付，标志着我国拥有了完全自主设计建造LNG船的能力。在配套体系方面，国内配套供应商从最初的20多家发展到如今的130多家，形成了数百亿产值的配套市场；大型LNG船国产化配套能力提升至80%以上，建造工艺装备96%实现国产化；沿海内河小型LNG储运装备低温核心配套国产化能力达100%；天津南港LNG接收站，首次在国内陆上应用大型储罐薄膜技术，并取得成功。
5.“双碳”赋能升级：LNG作为低碳清洁能源，已成为 新能源 调峰兜底、传统能源替代的关键载体
在调峰兜底方面，由于风电、光电波动性和不稳定性突出——极端情况下瞬时出力可下降30%—60%，风光装机占比虽高但出力占比仍较低，利用小时数也在持续下降，目前的新型储能还无法解决大规模、长时调峰问题。相比之下，燃气轮机可以迅速启停，是解决 电力 系统短期与季节性调峰最现实的选择，其在新型 电力 系统中的角色已从补充电源升级为系统支撑电源和必选项。
在传统能源替代方面，天然气发电可减少40%的碳排放，城市使用可减少50%—55%，替代重卡可减排20%；在中国的能源结构中，煤炭占比53%，替代空间巨大。北京通过大量使用天然气，将煤炭消费量从3000多万吨降至25万吨，PM2.5降至27微克／立方米，北京是“用天然气替代煤炭，改善空气质量”的成功范例。
6.“十五五”赋予天然气重要使命、明确主要任务
在国家能源局发布的《新型能源体系建设“十五五”规划》中明确：筑牢能源战略安全底线，加大油气增储上产力度，实现天然气产量稳步增长；健全完善油气储备体系，有序推动既有沿海LNG接收站扩建；持续完善油气“全国一张网”，到2030年，天然气管网一次管输能力达到5000亿立方米／年。
这些对燃气行业发展的清晰要求和目标说明，国家在“十五五”时期将发展天然气作为保障能源安全的重要抓手。
二、中国LNG行业二十年发展的成就与启示
经过20年发展，中国天然气消费量从573亿立方米增长到4265亿立方米，在能源结构占的比例从2.7%到9%，中国已经成为全球第四大天然气生产国、第三大消费国、全球最大的天然气进口国和LNG进口国。回顾20年发展历程，六方面的重要成就与启示尤为突出。
一是提高了人民群众的生活质量。早期“煤改气”政策的推行，根本出发点在于通过管道天然气的使用，改善人民群众生活质量。告别煤炉后，家庭取暖与炊事环境发生了重大变化，采暖也实现了清洁化、便利化和安全化。这个转变就是清洁能源发展带来的人民群众生活质量提升的直接体现。
二是优化了能源结构。天然气的快速发展有力地推动了我国能源结构的清洁化转型。煤炭在中国能源结构中的占比从2006年的72.4%下降到2025年的51.4%，天然气占比从2006年的2.7%提高到2025年的8.7%，这一结构性转变从源头上大幅度削减了污染物的排放。据生态环境部数据，全国地级及以上城市PM2.5平均浓度已从2013年有监测记录时的72微克／立方米降至2025年的28微克／立方米，降幅达61.1%。北京市2013年PM2.5年均浓度为89.5微克／立方米，2025年PM2.5年均浓度为27微克／立方米，下降了70%。
三是保障了能源安全。经过二十年的建设，中国天然气行业已经形成了“内外并举、海陆同行、多元进气、灵活调峰”的供应格局，降低了对单一气源的依赖，全方位夯实了国家能源安全屏障。
四是实现了全产业链发展和对经济增长的贡献。中国已建成全球规模领先的LNG接收、储运、输配、应用的全产业链。中国实现了天然气勘探开发、长距离输送、大规模储存、终端配送和 综合 应用的全链条完整贯通，搭建起了覆盖上、中、下游的、多层次协同的稳定保供体系。以LNG船制造业为例，龙头企业沪东中华的LNG船国产化率已从20年前的不足30%提升至80%以上，国内配套供应商从最初20余家发展到130多家。中国在全球LNG船市场的占有率已突破30%。LNG产业链已成为中国高端装备制造业的重要增长极，带动了从材料研发到装备制造的庞大供应链体系发展。
五是燃气行业市场化改革不断深入。2019年国家管网集团的成立是油气体制改革的里程碑事件，它推动形成了“X+1+X”的油气市场新格局，实现了上游 油气资源 多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的体系架构。与此同时，城燃企业市场化改革持续推进，LNG接收站公平有序开放，LNG采购主体日益多元化。这些改革举措显著提升了资源配置效率，激发了市场活力，为天然气行业高质量发展提供了制度保障。
六是对全球LNG产业链的贡献愈发明显。作为全球最大的LNG进口国，中国庞大的市场规模和技术实力为全球LNG行业发展提供了强大动力。2025年中国进口量为6843万吨，占全球贸易总量的15.7%。中国企业与卡塔尔、澳大利亚等主要供应国签署LNG长协，同时也越来越多地参与到现货贸易中，为全球LNG市场起到了“压舱石”和“平衡器”的作用。在基础设施建设领域，目前中国拥有LNG接收站33座，总接收能力达1.6亿吨／年，占全球总接收能力的15%左右，仅次于日本，排名全球第二。中国LNG储罐总容积全球第一。中国企业不仅在国内建成全球规模领先的LNG接收站网络，还积极参与海外LNG接收站建设和上游资源开发，为推动全球LNG产业繁荣发展作出了重要贡献。
三、当前行业面临的挑战和形势分析
（一）面临的主要挑战
国际层面，LNG行业面临多重风险交织的复杂局面。从供应端看，全球LNG供应链的不确定性在上升。地缘政治冲突直接影响了关键基础设施的稳定运行——霍尔木兹海峡 航运 的中断以及卡塔尔拉斯拉凡LNG厂两条生产线被毁，对全球LNG贸易格局造成了巨大冲击。2025年全球LNG贸易量同比增长6.3%至4.37亿吨，创2022年以来最快增速，但2026年2月末爆发的美以伊冲突，为LNG供应再次蒙上了阴影，亚洲买家面临供应的不确定性和价格上涨的双重压力。从价格端看，虽然LNG供应能力不断提升，但是运输通道受阻，短期内LNG价格仍然面临上行的压力，这种“供应过剩预期”与“运输不畅”的矛盾格局，使得国际LNG价格走势充满不确定性。
国内层面，LNG行业高质量发展还受到一系列结构性制约。
一是国际价格波动与国内顺价机制尚不完善的矛盾依然突出。价格信号难以准确反映供需关系变化。虽然近年来天然气顺价机制在逐步完善，城燃企业批零价格倒挂导致的亏损有望得到缓解，但政策落地与实际执行之间仍存在一定的时间差和不确定性。
二是储气能力仍显不足，调峰基础设施短板犹存，峰谷供需矛盾突出。天然气战略储备体系有待建立。全国储气总量仅占年消费量约13%，尚未达到15%的国际安全基准。需要更加重视地下储气库的投资和建设，多方式、多层级的天然气战略储备体系亟待建成。
三是 新能源 的快速发展正在重塑中国的能源格局。截至2025年底，可再生能源装机总量达23.4亿千瓦，装机规模稳居全球首位。按照“十五五”时期的相关规划，到2030年，可再生能源发电总装机达到35亿千瓦左右，比当前水平提高50%；新型储能装机要达到3亿千瓦，在现在的水平上翻番。在相关规划中还提到推进可再生能源非电利用。未来，可再生能源的快速提升，对天然气在消费侧燃料、原料、用热以及发电领域煤改气等形成日益明显的替代压力。
（二）形势分析
全球层面，LNG产业正进入新一轮产能扩张周期，未来供应充足。截至2025年末，全球液化产能达到约5.245亿吨／年，全年新增3010万吨／年，增幅6.1%。2025年全年获得最终投资决策（FID）的液化产能达6840万吨／年（其中包括960万吨／年的FLNG产能获批FID），为自2019年以来最高水平，FID高度集中于美国。2021至2025年五年周期内，全球累计获批液化产能高达2.06亿吨／年，规模达到前五年（2016—2020）的两倍，五年投资体量刷新行业历史记录。全球处在最终投资决定前（Pre-FID）阶段的产能达到11亿吨／年，其中半数以上集中在北美，俄罗斯、非洲。其他地区也储备了大量规划产能。
对中国而言，能源结构调整的任务仍然紧迫。2025年煤炭消费量占能源消费总量比重51.4%，从绝对的消费量上来看，煤炭消费增长势头不减，2025年达到了61.7亿吨的新高，表明以煤炭为主体的能源结构尚未根本改变。与此同时，中国碳排放总量依然可观，碳达峰、碳中和目标下的减排压力持续存在。在这一背景下，天然气作为清洁低碳的化石能源，在能源结构转型中承担着不可替代的作用。
国产气资源基础好、管网设施完善：中国天然气已连续9年增产超100亿立方米，对外依存度已经降至40%。同时中国还在大力开发非常规天然气资源，仅深层煤岩气预计到2035年产量就有望达300亿立方米；“全国一张网”建设提速，长输天然气管道里程超13万公里。
中国LNG产业具备坚实的发展基础与增长潜力，上、中、下游产业链完全打通。中国拥有LNG接收站数量和接收能力全球领先；除了LNG储罐总容积全球第一，国内的LNG液化工厂也有近300家。在LNG应用方面，目前国内LNG重卡保有量全球第一，总量已经突破100万辆。经过20年的发展，中国LNG行业已经培养起一批优秀的人才队伍，为LNG产业后续发展奠定了坚实基础。
天然气发展为可再生能源的大规模并网提供了兜底保障。相比风电、光伏等 新能源 发电具有随机性、间歇性和波动性特点，天然气发电具备快速启停和灵活调峰能力，是弥补新能源出力波动、保障 电力 系统安全稳定运行的重要调节资源。天然气在电力调峰领域仍有广阔的增量空间。
四、未来中国LNG行业发展展望
天然气在新型能源体系中的战略定位正在发生深刻变化。新型能源体系以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障。在这一架构下，天然气的角色已从过往认知中的“替代能源”和单纯的“过渡能源”，升级为“兜底保供+新能源协同”的重要载体。天然气不仅是通往未来的桥梁——它自身就是未来能源体系的重要组成部分；它不仅是“过渡能源”——更是全球能源体系中的“长期关键能源”，是可再生能源的“最佳伙伴”。
中国的天然气消费需求将持续增长。预计到2030年，国内天然气需求将攀升到5500亿至5700亿立方米。有预测认为中国天然气消费峰值为7000亿立方米左右，部分分析认为若以天然气替代10%的煤炭，年用气量甚至可能超过8000亿立方米，届时天然气在能源结构中的占比也将从目前的8.7%提升至15%。未来一段时间内，全球LNG产能将进一步扩张，充足的全球资源基础为中国扩大LNG进口、优化进口来源结构、增强供应韧性提供了有利的外部条件。
中国LNG产业兼具强劲的内需动力和充裕的国内、 国际资源 保障。天然气在保障国家能源安全、支撑新能源大规模发展、推动碳达峰目标实现等方面将发挥不可替代的作用。随着“十五五”期间新型能源体系建设的深入推进，天然气的战略价值将持续凸显，中国LNG行业也将迎来高质量发展的新阶段。
二十年初心不改，天然气将持续赋能能源长远未来。天然气行业从业者要立足实现“双碳”目标与能源安全两大国家顶层战略，补齐储气调峰短板，深化市场化改革，推动天然气与可再生能源融合发展，提升国际话语权与风险抵御能力，为构建面向未来的新型能源体系贡献更大力量。
（文章来源：新华财经）