【南方能源观察】天然气市场弱于预期，“结构性宽松”来了？

南方能源观察全文2818字，阅读大约需要5分钟未经许可严禁以任何形式转载 微信号：energyobserver 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com杨驿昉 2025年以来，国内天然气市场走势弱于预期。据国家发展改革委数据，2025年1—9月，全国天然气表观消费量为3177.5亿立方米，同比下降0.2%。上海石油天然气交易中心监测的数据显示，9—10月开展的月度增量气竞价交易，成交均价与2024年同期相比，下降0.56元/立方米，处于较低的价格水平。 2025年以来，国内天然气市场总体平衡，呈现“量稳价弱”的特征。天然气价格回落幅度较大、现货成交偏淡、补库节奏延迟，反映出市场对需求恢复的信心不足。国际层面，欧洲储气充足、北美供应宽松、亚洲采购理性，全球LNG价格维持低位震荡。总体上，2025年天然气市场呈现出结构性宽松的特点。 012025年国内天然气市场分析 2025年天然气市场弱于预期并非单一供需失衡原因所致 ，而是经济、气候、国际市场与能源结构调整多因素叠加的结果 。笔者认为，从2025年天然气市场走势来看，我国天然气市场正从“资源紧约束”转向“需求主导型平衡”的新阶段。 （一）需求端恢复乏力 2025年，国内天然气需求增速放缓明显。受国际经济复苏、贸易保护主义抬头等因素影响，叠加国内房地产市场下行等因素，我国天然气市场需求略显疲软。需求端，分行业来看，与天然气消费关联度更高的第二产业消费量恢复滞后，第三产业贡献度提升。1-10月，房地产开发投资同比下降14.7%，新开工面积持续负增长，带动陶瓷、玻璃、水泥制品、砖瓦等高耗能行业开工率偏低。这一链条对于天然气需求的影响直接、持续且显著。出口下行导致沿海制造业动力不足，气温偏高导致民用取暖增长受影响，叠加下游企业“随采随用”的采购策略，天然气市场需求恢复迟缓。尽管如此，高端装备制造、人工智能、新能源汽车等新兴产业仍保持增长势头，设备更新政策也带动部分制造型企业用气需求提升。 燃气发电方面 ，受可再生能源发电快速增长及各类调节电源快速发展的影响，燃气机组在电力系统中的调峰空间被挤压，利用小时数处于较低水平，抑制了气电用气需求。 城燃方面 ，2025年以来，北方采暖季整体偏暖，采暖日数减少，城市燃气用气需求增长低于预期，北方地区农村“煤改气”空间基本见顶，居民生活用气增量有限。 需求端受天气影响大。10月下旬以来，受强冷空气影响，华北、东北多地迎来入冬首场降雪，居民采暖负荷快速上升，工业用气需求同步增加。受此带动，上海石油天然气交易中心交易活跃度明显提升，10月下半月，管道气北方地区市场化交易量较上半月增长162.4%，均价较上半月涨价4.26%，呈现出“天气驱动型波动”的特征。 （二）供给端持续宽松 从供给端看，国产气与进口管道气保持增长，LNG接收站利用率处于高位，境外资源供应通道顺畅，储气水平充裕，天然气 交易中心的成交价格整体处于低位区间，区域间价差收窄，竞争加剧。 1—9月，全国天然气供应量为3236亿立方米，同比增长1.0%。其中，规上工业天然气产量为1949亿立方米，同比增长6.4%；进口管道气4542万吨，同比增长8.2%，均价为1.88元/方，同比下降5.0%；进口LNG4744万吨，同比下降16.7%，均价为2.77元/方，同比下降5.5%。 根据上海石油天然气交易中心交易情况， 近期，主力企业 成交价格整体处于相对低位区间，较2024年同期明显回落。监测数据显示，市场化交易量占比已超过七成，三大油气企业通过月度竞价、合同转让、整船交易等多种模式持续释放资源，成交价格区间整体稳定在低位，反映出供给端竞争加剧、市场总体宽松。 （三）其他影响因素国际层面， 国际气价“输入性”下行传导，削弱国内采购高价气动力。国际气价低位震荡，使得进口LNG平均到岸成本较2024年同期下降5%—10%，上海石油天然气交易中心发布的中国进口现货LNG到岸价格(CLD)持续处于较低水平，企业“买涨不买跌”的情绪明显，延迟采购、压缩中间库存成为普遍策略，也导致现货市场整体成交偏弱。 政策层面， 国家政策提倡“宜煤则煤，宜电则电”，部分地区煤改气节奏放缓。多省2025年明确提出“优先保障煤电出力”“提升可再生能源消纳水平”等要求。部分北方城市的“煤改气”新增用户进入平台期，新增量趋于有限。此外，能源结构调整加快，新能源消费挤占部分天然气需求。政策导向的变化使得城燃用气需求在边际上受到一定抑制，对全年增速形成压力。 气候层面， 2025年，我国气候整体呈现偏暖特征，冷暖过程分散、持续性不足，显著削弱了天然气消费中的季节性拉动效应。根据国家气候中心监测，2025年前三季度，全国平均气温较常年同期偏高 0.9℃。尽管夏季局部地区出现阶段性高温，但高温过程持续时间短、覆盖范围有限，难以形成持续高强度的电力调峰需求。与此同时，水电与光伏出力显著提升，使得原本用于支撑夏季尖峰负荷的燃气机组调峰需求进一步被压缩，气电用气增量被削减。进入四季度，虽然10月下旬北方出现强冷空气过程，短期内带动居民采暖与工业负荷快速回升，但短时波动难改全年偏暖格局。多重因素共同作用，形成了天然气消费“不够旺”的局面。 02启示与展望：结构性宽松的新常态 2025年天然气市场的“弱于预期”，并非短期波动，而预示着市场进入“ 总体平衡、局部偏紧 ”的结构性宽松新阶段。随着国内增储上产持续推进、进口管道气稳定增长、全球LNG产能集中释放，我国天然气市场正从过去的“紧平衡”格局逐步过渡到“宽平衡”状态。 这种结构性宽松主要体现在三个方面： 一是区域结构宽松。 东部沿海和北方主气区供应充裕、接收站利用率高、资源竞争激烈；但北方、西北部分地区管道调配仍受限，局部季节性紧张。整体供需宽松，但局部阶段性时刻供需仍可能偏紧。 二是时段结构宽松。 在采暖季前期、工业淡季或气温偏高时期，需求偏弱而供应未减；而在极寒天气或集中取暖高峰期，短时仍可能紧张。 三是需求结构宽松。 工业用气恢复不及预期（建材、化工等减产），而民用和发电需求弹性有限；高端装备制造、人工智能、新能源汽车等新兴产业成为增长的主力军。 从行业结构看，“ 需求侧结构性转换”，使得市场总体松动。 在这一新常态下，天然气价格走势将更多 由边际供需决定，而非情绪性预期主导 。预计2025年冬季供需保持总体平衡，价格或有季节性波动，但难现趋势性上涨。“结构性宽松”将成为未来几年我国天然气市场运行的基本特征，也是价格理性化和资源配置效率提升的重要体现。 根据上述分析，笔者建议在政策层面通过更加成熟的市场化机制来提升资源配置效率，增强国内市场的稳定性与韧性： 一方面，应进一步推动资源灵活交易与余缺调剂机制常态化 。充分发挥交易中心在价格信号和资源配置方面的作用，扩大合同内资源市场化转让规模、丰富增量气竞价品种，有助于在需求波动和区域供需不均衡的情况下，提高资源在不同主体、不同区域之间的流动性与匹配效率，形成更具弹性的市场结构。 另一方面，应加快形成上下游均认可的市场公允价格。 在产业链结构调整和市场竞争加剧的背景下，建立透明、连续、可交易且能真实反映国内供需关系的价格体系尤为关键。应继续提升CLD等现有指数的覆盖度和使用比例，推动其在上游销售合同与下游采购决策中的双向应用；同时通过连续性、规模化的场内交易形成价格曲线，增强价格形成的公开性与可验证性，使价格逐步成为上下游企业普遍接受、可用于合同定价与风险管理的“公允价格”，从根本上降低定价争议。 （作者供职于上海石油天然气交易中心，本文仅代表作者个人观点） 编辑 黄燕华审核 姜黎