阅读提示：我国天然气市场在改革中重塑、在挑战中前行。本版基于日前在北京召开的第八届中国国际管道会议（CIPC）上的报告内容，从国内改革突破、全球市场波动及未来战略方向三个维度，剖析我国天然气市场面临的机遇与挑战，敬请关注。

本版文字由本报记者 季佳歆 整理，主要观点来自北京大学能源研究院副院长 杨 雷、中国石油规划总院副院长 熊新强、阿布扎比国家石油公司天然气公司高级战略分析师 拉胡尔·特里帕蒂

在全球能源转型与地缘政治格局深刻调整的背景下，天然气作为清洁能源，正经历前所未有的变革。我国作为全球最大的天然气进口国和第三大消费国，市场发展不仅关乎国内能源安全，也对全球天然气贸易格局产生深远影响。

破局与重构：我国天然气市场化改革进入攻坚区

我国天然气市场通过“放开两头、管住中间”的改革，已形成“X+1+X”多元竞争格局。上游探矿权开放使市场主体增为70余家，中游管网扩容推动托运商数量激增，下游消费结构转向工业与发电。然而，价格多轨制、信息不透明等问题仍制约市场化进程，需进一步深化制度设计。

2019年国家管网公司的成立标志着我国天然气行业迎来“革命性变化”，“放开两头、管住中间”的改革思路彻底重塑了市场格局。经过“十四五”期间的快速发展，我国天然气市场已从垄断走向多元竞争，形成“X+1+X”新型产业生态，即上游油气资源多主体多渠道供应，中间统一管网集输，下游销售市场充分竞争。这一转变背后，是产业链各环节的全面突破。

上游油气资源市场主体数量呈现井喷式增长。勘探开发企业从传统的“三桶油”（中国石油、中国石化、中国海油）扩展为70余家，民营企业从无到有已达28家。山西煤层气、新疆煤制气等非常规资源开始直接对接终端市场，打破了原有的资源垄断格局。这一变化得益于探矿权制度的改革，2024年国内天然气产量达2493亿立方米，占我国当年天然气资源总量的58%。

中游基础设施的开放则为市场化提供了物理基础。截至2024年底，全国天然气干线管网达到12.7万公里，一次管输能力从2230亿立方米/年攀升至3940亿立方米/年。更关键的是，国家管网公司推出的“管内交易”“库内交易”等创新服务，使托运商数量从5家激增为近300家。江苏等先行地区已形成成熟区域市场，如苏南地区实现管网“县县通、镇镇通”，金坛储气库15亿立方米的调峰能力支撑着多主体交易。这些变化显示，“全国一张网”的雏形正在形成。

价格机制改革是市场化核心所在。目前由市场定价的天然气已达10种，管输费率明显下降。以2024年为例，调整后的管输运价率普遍降低，服务费用呈下降趋势，但线上交易规模不足、价格多轨制并存等问题仍制约着基准价格的形成。特别是在冬季保供期间，长期协议与现货价格的双轨运行，暴露出市场机制尚不成熟的短板。

下游消费结构的转变同样值得关注。2024年表观消费量达4260亿立方米，使我国成为全球市场主引擎。更显著的变化是消费动力从城市燃气转向工业与发电，两者分别贡献增量的48%和23%。LNG（液化天然气）重卡和远洋船舶加注成为交通领域新亮点，反映出天然气应用场景的多元化拓展。

然而，改革仍面临深层挑战。北京大学能源研究院杨雷教授团队的研究显示，新增供气主体普遍“小而散”缺乏价格话语权，管容分配、储气库运营等信息透明度不足，省网与国网融合进度不一等问题，制约着“全国一张网”效能的发挥。这些问题意味着，我国天然气市场化已进入攻坚期，需要更系统的制度设计来突破瓶颈。

全球变局：LNG市场重构与我国能源安全新命题

全球LNG供需格局正经历深刻变化，2030年前新增产能将推动市场转向宽松，但地缘政治和价格波动带来不确定性。我国作为最大进口国，通过多元化进口和基础设施扩建提升韧性，但需平衡资源竞争与成本压力，构建“双循环”体系以应对复杂环境。

当我国持续推进内部改革时，全球LNG市场正经历供需格局的历史性转变。俄乌冲突后，天然气的地缘政治属性空前凸显，而未来十年的产能扩张又将重塑贸易流向。在这一背景下，我国作为天然气最大进口国的战略选择，不仅关系自身能源安全，也将影响全球市场平衡。

供应端正在酝酿巨变。2030年前全球有31个LNG项目集中投产，新增1.73亿吨液化能力，总产能达6.42亿吨/年。美国和中东是扩产主力，到2040年，美国LNG项目占尚未做出最终投资决定（FID）项目达38%。这种扩张将使天然气市场从2025~2026年的紧张逐步转向21世纪30年代的过剩，为我国等进口国创造议价空间。但风险同样存在，如俄罗斯产能因制裁面临下行压力，而欧洲对长期合同的抢购可能加剧资源竞争。

需求格局同样深刻调整。到2035年，全球LNG需求预计达6.5亿吨，其中75%来自亚洲。我国将保持最大进口国地位，2035年进口量预计1.7亿~1.8亿吨。这种增长与我国“煤改气”战略密不可分。发电领域将成为需求增长的主要驱动力，占总需求增量的47%，其中天然气将作为重要的调峰能源。但钢铁等难减排行业对煤炭的依赖又为能源转型增添了复杂性。

地缘政治正在给市场注入不确定性。“特朗普2.0时代”推行“美国优先”政策，可能使天然气成为贸易战武器。同时，亚洲各国对资源的竞争日趋激烈：印度2035年进口量将在4000万~5000万吨，越南、泰国等新兴经济体也在加速布局。这种背景下，我国的多元化战略显得尤为关键——目前进口来源已超20个国家，包括土库曼斯坦管道气和澳大利亚、卡塔尔LNG等。

基础设施能力是保障能源安全的关键支柱。我国已建成31座LNG接收站，总能力1.5亿吨/年，另有7400万吨/年产能在建。这种布局与“四大进口通道”（含中俄东线）形成海陆互补，使供应链韧性显著提升。但管容分配不透明、接收站利用率不均等问题仍然存在，制约着资源的灵活调配。

价格波动也是挑战。预测显示，2025年东北亚现货价格将在12~13美元/百万英热单位，2026~2030年在8~15美元/百万英热单位间宽幅震荡。这种波动性使我国面临“量的条件向好，价的条件复杂”的局面。特别是当国内电价受管控而气价市场化时，发电企业的成本压力可能传导至整个产业链。

面对这种复杂环境，我国正在构建“双循环”资源体系：一方面通过页岩气、煤层气开发提升自给率，另一方面通过“北极航线”“太平洋能源走廊”等布局全球供应链。这种“两条腿走路”的策略，正是应对地缘变局的关键所在。

破局路径：构建高韧性天然气生态系统

我国需补齐储气调峰短板，完善市场透明度机制，推动气电与新能源融合。通过上游技术创新、中游区域整合和全球资源布局，构建“上游多元、中游高效、下游灵活”的现代天然气体系，在能源转型中实现安全与可持续的双重目标。

“十五五”期间，我国天然气发展面临质的飞跃——从规模扩张转向质量提升，从单一能源转向系统集成，从国内市场转向全球布局。要实现2030年5500亿立方米消费量的目标，需在储运体系、市场机制和融合创新三个维度突破。

储气调峰能力是产业链韧性的“短板”。目前我国储气能力仅占消费量的9.6%，远低于国际平均水平。建议构建“3个5%+5天”应急体系（地下储气库、LNG接收站和管网各承担5%的调峰需求，5天消费量的应急储备），力争到2030年将总能力提升至790亿立方米，增强产业链应对极端情景韧性和应急保障能力。具体路径包括：在进口枢纽周边建设六大储气库群，优化LNG储罐布局，以及建立“分级储备”制度。江苏金坛储气库的多主体运营模式，为这一改革提供了实践样本。

市场机制创新的核心是“透明度革命”。我国需尽快制定“管容分配规则”“剩余能力计算方法”等标准，建立类似欧洲天然气输送系统运营商网络（ENTSOG）的全国性协调机构。该机构应聚焦四大功能：统一运营规则、共享基础设施信息、应急调度协同和政策决策支持。江苏的“五统一”经验（管输运营、调度、标准、定价、服务统一）表明，区域市场整合能显著提升交易效率。更前瞻性的举措是探索“邮票制”定价，简化目前复杂的管输费用结构，为现货市场发展创造条件。

新能源融合将重新定义天然气角色。风光发电具有随机性、波动性、季节不均衡性，需配套长时储能和火力电源维持电力、电量平衡。2030年全国风电、太阳能发电装机将达到26亿千瓦。煤电+CCUS、长时储能技术创新和商业模式短时间内难以突破。而气电是融合新能源、构建电力调峰体系的重要组成部分，采取大型综合能源基地、终端一体化微电网融合发展等模式，气电将迎来巨大发展机遇，发展规模迈上新台阶，2030年有望达到2.2亿千瓦。

上游供给侧改革仍需深化。尽管市场主体增加，但中国石油、中国石化、中国海油仍承担保供兜底责任。未来需加快页岩气、煤层气开发，推动煤炭地下气化等技术创新，同时通过《能源法》等法规巩固改革成果。

全球布局则关乎长远安全。“十五五”期间，我国需要构建海陆互济、相对均衡、多元宽裕进口战略通道。扩大东北、完善西北通道，力争2030年陆上通道能力达到2000亿立方米/年；建立LNG联合采购合作机制，拓展太平洋航线、开辟北极航线，打造“海上能源新丝路”。这种布局不仅为应对地缘风险提供缓冲，也能在全球市场过剩期获取更优惠资源。

站在能源转型的历史节点，天然气对我国具有双重意义：既是替代煤炭的“过渡能源”，又是支撑可再生能源的“伙伴能源”。通过十年左右的深化改革，我国将建成“上游多元、中游高效、下游灵活”的现代天然气体系，在全球能源治理中扮演更关键角色。实现这一目标，既需要政策设计的智慧，也需要产业各方的协作，更需要在国际变局中保持战略定力。在“双碳”目标引领下，天然气产业的创新发展将持续为构建清洁低碳、安全高效的能源体系注入新动能。

链接

《天然气利用管理办法》

2024年5月29日国家发展改革委审议通过的《天然气利用管理办法》以“规范天然气利用，优化消费结构，提高利用效率，促进节约使用，保障能源安全”为目标，明确天然气利用总体原则、适用范围、管理部门及支持方向。对天然气利用进行分类管理，将利用方向分为优先类、限制类、禁止类和允许类。优先类主要涵盖有利于保障国家能源安全和实现“双碳”目标的利用方向；限制类主要针对不利于资源和能源节约、产业结构优化升级或存在低水平重复建设的利用方向；禁止类针对严重浪费天然气资源、不符合能源革命要求的利用方向。天然气利用坚持产供储销体系协同，供需均衡，有序发展；坚持因地制宜、分类施策，保民生、保重点、保发展；坚持绿色低碳，促进天然气在新型能源体系建设中发挥积极作用。在管理机制上要求落实气源合同，建立审批制度，强化市场监督。

政策解读

天然气作为能源转型的重要过渡能源，在政策规划中被寄予厚望。《天然气利用管理办法》为我国天然气产业规范、高效发展提供了全面指引，提出“促进天然气在新型能源体系建设中发挥积极作用”。对于这一内容的强调体现了对于天然气利用的态度由隐忍向积极转变，展现了整体内容的务实性。亮点在于对天然气利用顺序的管理调整，在根据当前天然气利用发展现状对优先类、限制类和禁止类进行相应调整的基础上，重点改变了对允许类天然气利用方向的管理方式。

文件的出台有助于上游企业明确市场发展方向，优先投资和发展符合政策导向的领域。例如，对于优先类天然气利用方向，如城镇燃气、天然气发电等，上游企业可以加大资源供应和投资力度，以满足市场需求。要求新建天然气利用项目落实气源，与供气企业落实购气协议或合同，并确保项目布局与管网规划等相衔接。这将促使企业在项目布局和投资决策时，更加注重气源保障和市场供需平衡，避免盲目投资和重复建设。强调已用气项目供、用气双方要落实合同保障，对违反规定的行为将采取相应措施。这将促使企业加强合同管理和风险防范，确保供用气合同的履行，维护自身合法权益。

（资料来源：《中国天然气行业年度运行报告蓝皮书（2024-2025）》）