2025年我国天然气行业十大事件（一）

2025年，我国天然气行业呈现消费温和增长，供应相对充足的平稳态势，没有发生区域性“气荒”事件；干线管道、LNG接收站、地下储气库等基础设施持续推进，“全国一张网”物理基础更加坚强；管道气现货价格发布，加之《油气管网设施公平开放监管办法》、《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》修订施行，推动行业市场化进程和管理规范；省内管输价格机制改革新规出台，以及多地实施城镇燃气企业兼并重组，预示着国家着手整治行业下游长期存在的“小、散、乱、弱”格局。

几个行业关键数据如下，供业界人士参考指正：

1.2025年，我国天然气绝对消费量为4125亿立方米，增幅2.9%；

2.2025年，我国天然气总供应量为4329亿立方米，其中国产气2642亿立方米，较2024年净增140亿立方米，进口气1687亿立方米。对外依存度下降至39.3%；

3.2025年，我国新建天然气长输管道超过2000千米。截至2025年，我国天然气长输管道总里程13万千米；

4.2025年，我国新增LNG接收能力1680万吨/年，总接收能力达17390万吨/年。截至2025年底，我国共投运LNG接收站33座；

5.2025年，我国储气库工作气量达320亿立方米，较2024年增长65亿立方米。截至2025年，我国共投运地下储气库51座（群）。

1.中国天然气消费温和增长，增速较前几年放缓

【事件回顾】2025年，在“双碳”目标约束与经济增速下行压力的影响，叠加新能源快速发展的情况下，尽管我国天然气消费量延续增长态势，但增速较前几年明显放缓，呈现温和增长特征。

据国家发改委快报数据，2025年1—11月，全国天然气表观消费量3880亿立方米，同比下降0.1%。北京世创能源咨询有限公司（以下简称“世创咨询”）预计，全年全国天然气绝对消费量为4125亿立方米，同比增长117亿立方米，增幅2.9%（2024年同比增幅为6.2%），是“十四五”期间（2022年除外）消费增速的最低年。

从消费结构来看，城镇燃气消费约1655亿立方米，其中居民、公服、采暖三者总计增速为3.4%，LNG重卡用气贡献较大增量，全年同比增加40亿立方米以上，一己之力拉动城镇燃气消费同比增长5.1%。工业用气量约1429亿立方米，较2024年小幅增长，主要原因是制造业部分行业减产，以及房地产调整拖累建材行业用气影响，仅高端制造业用气支撑基本盘。发电用气成为除重卡用气外的又一亮点，全年用气量预计732亿立方米，同比增长4.0%。

【点评与研判】2025年，我国天然气消费态势是宏观经济放缓、能源转型多重因素共同作用的结果。具体来看，首先是消费基数较高（2024年为4007亿立方米），在此基础上实现快速增长的难度加大；其次是宏观经济影响，前期受美国政府宣布对中国输美商品加征“对等关税”影响，后期主要是经济恢复放缓，企业开工负荷低，房地产行业疲软，新材料锂电池等新兴产业去产能，导致制造业PMI多数时间处于荣枯线下，直接抑制了工业用气需求的大幅增长；第三是新能源替代与转型深化。公开数据显示，2024年我国发电总装机33.5亿千瓦，同比增长了14.6%，其中太阳能发电装机容量约8.9亿千瓦，同比增长45.2%；风电装机容量约5.2亿千瓦，同比增长18.0%。非化石能源装机占比从2013年的31.4%增加到了2024年的58.2%；第四是煤电容量电价机制政策压缩天然气发电小时，导致燃气机组利用率持续偏低，减少该部门全国总体用气量。世创咨询统计，2025年天然气发电平均利用小时数约2160小时，较2024年减少200小时。此外，新能源重卡对燃气重卡的冲击不容忽视。第一商用车网显示，2025年国内新能源重卡终端销量预计高达22.4万辆左右。若22.4万辆新能源重卡全部使用天然气，按单辆重卡年耗气量约3.5万立方米测算，替代天然气消费约80亿立方米。

 展望“十五五”，中国天然气消费仍将保持“温和增长”态势。中国海油集团能源经济研究院《2060年能源展望》（2025年版）预计，2030年我国天然气消费量将达到5100亿立方米；中国石油集团经济技术研究院《2060年世界与中国能源展望》（2025年版）预计为5500亿立方米。世创咨询基于“产量+进口量－出口港澳量－库存变化－损耗”测算（绝对消费量），2030年我国天然气消费量约5200亿立方米。三家机构预测结果总体接近，均指向“十五五”期间天然气消费将延续稳步扩大态势，但增速较“十四五”明显放缓。

2.国产气突破2600亿立方米，超出《“十四五”现代能源体系规划》发展目标近350亿立方米

【事件回顾】2025年，我国天然气产量再攀新高，总产量达2642亿立方米，较2024年净增140亿立方米，同比增速5.9%，连续9年实现百亿立方米级增产，标志着油气增储上产“七年行动计划”胜利收官，与《“十四五现代能源体系规划”》确立的2025年天然气产量目标相比，超额近350亿立方米。从产量结构来看，常规气产量稳步夯实，全年达2133亿立方米，其中长庆油田表现尤为突出。据中国石油披露，2025年长庆油田天然气产量达514.2亿立方米，连续4年站稳500亿立方米台阶，约占全国天然气总产量的五分之一。非常规气持续成为增产核心引擎，全年产量达428.5亿立方米。其中页岩气276.2亿立方米，据中国石化数据显示，仅涪陵页岩气田产气量就达70.1亿立方米，为全国页岩气增产奠定基础；煤层气产量152.3亿立方米，主要来自山西沁水盆地。此外，煤制气产量达80.5亿立方米，成为天然气调峰保供的重要补充气源。

【点评与研判】“十四五”期间，国产气持续增长使我国天然气对外依存度逐步回落。2021年对外依存度为45.9%，2025年对外依存度为39.3%（以天然气绝对消费量4125亿立方米，进口量1687亿立方米测算）。因此，“十四五”期间，我国天然气对外依存度累计下降6.6个百分点。

 “十四五”期间的国产气增长，主要得益于三方面核心支撑：一是体制机制改革释放市场活力。油气勘探开发市场全面放开，探矿权竞争性出让常态化，审批流程大幅压缩；二是技术水平突破降低开发门槛。非常规气开发技术体系日趋成熟，页岩气水平井钻井周期缩短60%，核心产区内部收益率达到12%-15%；12000米特深井自动化钻机等“深地利器”成功投用，助力超深层碳酸盐岩勘探取得重大突破；数智化转型进程持续加速，物联网与大数据平台的规模化应用实现气藏动态监测与智能排采；三元复合驱、二氧化碳混相驱等提高采收率技术的推广落地，更有力促进老气田实现稳产增产；三是天然气探明储量大幅增长夯实资源基础。“十四五”期间累计新增探明地质储量达7万亿立方米，较“十三五”增长约40%，其中非常规气新增探明地质储量超2.8万亿立方米，占总增量的40%以上，成为天然气增储上产的核心基础。

 展望“十五五”，还需要通过深化体制机制改革，强化技术创新，加大勘探开发力度等举措推动国产气持续稳定增长。世创咨询测算，“十四五”期间国产气年均新增约140亿立方米。预计“十五五”期间，国产气仍将保持年均100亿立方米以上增量，2030年产量突破3000亿立方米。

3.“煤岩气”正式提出新理论并实现规模开发，拓展资源类型

【事件回顾】2025年，中国石油勘探开发科学研究院创新性提出“煤岩气”概念，将其定义为：赋存于煤岩中、游离态与吸附态并存且游离气含量高、通过改造可快速工业化开采的烃类气体。具体来看，煤岩气具有鲜明的“五高”特征：高地层压力、高地层温度、高含气量、高吸附气饱和度、高游离气含量。其游离气占比可达20%—50%，这使其在开采初期便能凭借游离气的弹性能量驱动迅速产气，与传统煤层气长期排水降压后才产气、产量较低的情况形成鲜明对比。截至2025年10月底，全国煤岩气累计探明地质储量已超7000亿立方米，预计2025年产量突破40亿立方米。中国石油在鄂尔多斯盆地已经建成首个百万吨级深层煤岩气田--大吉煤岩气田。

　　 围绕煤岩气高效开发，中国石油勘探开发科学研究院已经形成了支撑产业发展的核心技术体系与管理模式。首先，以地质理论引领，创立“煤系全油气系统”理论，并以“三场控制”揭示煤岩气独特成藏机理及过渡属性，阐明煤系内多资源共生规律，并首次系统评价全国14个主要含煤盆地，煤岩气资源量55.11万亿立方米；其次，以实验与评价为支撑，成立煤岩气重点实验室，创新发展含气性测试与综合评价技术，建立关键参数测井解释模型，明确游离气“双高”靶区，为探明储量提交与高效建产指明方向；第三，实施开发技术攻关，形成以“水平井+大规模分段压裂”为核心的开发技术系列。在鄂尔多斯大吉示范区，钻井压裂效率与规模（液量3-5万立方米，砂量5000-6000立方米）远超传统煤层气。聚能压裂、CO₂泡沫压裂等试验有效提升单井产量。同时，形成动静结合产能评价技术与精细排采管控技术，全过程贯彻地质工程一体化；第四，实施管理机制创新，提出“一全六化”工程管理方法论，即全生命周期协同管理，以及专业化、标准化、数字化、一体化、绿色化、市场化六大支撑维度，推动煤岩气管理向精益运营升级。

【点评与研判】煤岩气作为一种重要的非常规天然气资源，对保障国家能源安全、助力实现“双碳”目标具有重大战略意义。按照当前发展节奏，2035年我国有望建成300亿立方米的煤岩气生产能力，是提升国内气供应能力的重要战略资源。

　　需要说明的是，煤岩气规模化开发仍面临诸多挑战，具体包括六个方面：资源分布认知不足、压裂体系未定型、井工厂模式尚不成熟、稳产技术薄弱、行业定义不一、成本与经济性压力突出。面对挑战，煤岩气未来发展需多措并举：一是优先加强甜点区评价与稳产技术攻关，形成多井平台化开发模式；二是系统研究“煤岩+页岩+砂岩”复合含气层产气机制，为下一轮产业化做好准备；三是强化煤岩气基础研究对工程技术的支撑，加强实验设备的协同利用和实验评价新方法的开发，加快构建煤岩气工程技术体系和微观伤害评价体系；四是加强储层精细描述技术研发，建立适应“五高”特征的开发标准体系；五是在管理创新方面，需要完善“一全六化”管理模式。同时，目前煤岩气与煤层气在税收、财政政策一致，但煤岩气因埋深更大、地质条件更复杂，工程技术与成本门槛更高，整体开发难度显著高于常规中浅层煤层气，为释放煤岩气资源潜力、助力能源增储上产，亟需国家出台更具针对性的专项政策支持。

4.管道气现货价格正式发布，天然气现货市场初步成型

　　中国管道天然气现货均价的推出，是我国天然气市场化改革的一个里程碑事件，标志着天然气定价机制由“政策推动”向“市场调节”转变迈出了关键一步，也标志着我国天然气现货市场的初步成型。

【点评与研判】天然气现货市场的初步成型有五个标志，包括交易品种全覆盖、多元主体参与、基础设施逐步开放、规则与监管框架建立和价格指数体系形成，其中“价格指数体系形成”是市场成熟的核心标志。

　　我国天然气现货价格指数体系建设经历了20多年探索。2004年，上海石油交易所推出天然气现货交易，交易初期主要为了应对因资源、市场和季节变化引发的供需矛盾。2010年12月，上海石油交易所推出了LNG现货竞买交易。2015年，上海石油天然气交易中心成立，开展常规与非常规天然气、液化石油气、石油等能源产品的现货和中远期交易。2018年，重庆石油天然气交易中心成立，也上线了多品类能源现货产品交易服务，中国天然气现货交易体系进入了有组织、平台化的新阶段。2021年9月29日，上海石油天然气交易中心发布“中国进口现货LNG到岸价格（CLD）”，CLD基于中国大陆进口现货LNG的实际成交、买卖双方询报价，并综合考虑国际主要市场天然气价格，以及出口至中国的成本等因素评估形成，能更准确地反映中国市场的实际供需关系，成为我国LNG权威现货价格指标，为我国的LNG现货进口贸易提供了新的、重要的定价参考。此次“中国管道天然气现货价格”的推出，基本完善了我国天然气现货交易价格指数品类，推动天然气现货市场初步成型。

　　当然，我国天然气现货市场的完全成熟还需很多工作。首先，需持续推动供需主体多元化。继续鼓励和支持更多来源的天然气进入现货市场，吸引城镇燃气企业、民营企业在内的更多元主体作为卖方入场，扩大现货交易规模，充实价格形成基础，增强价格公信力；其次，加快基础设施建设。提升管网、接收站、储气库的公平开放程度和实际运营效率，促进现货流通，并减少旺季现货价格异常波动；第三，理顺价格机制。居民用气等保障性气价仍受政府管制，与完全市场化的现货气价存在“双轨制”。如何平稳推进并轨，是改革的深水区；第四，提升天然气交易金融化程度。目前主要是实物交易，缺乏成熟的期货、期权等金融衍生品工具来帮助企业管理价格风险。

5.川气东送二线天然气管道工程四川段正式投运，“全国一张网”关键一环联通

【事件回顾】2025年12月29日，川气东送二线天然气管道四川段进气投产，标志着这项国家重大能源工程取得关键进展。川气东送二线全长4269千米，设计压力10MPa，采用X80高钢级管道，途经四川、重庆、湖北、河南、江西、安徽、浙江、福建8省市，采用“西段（川渝鄂段）、东段（鄂豫赣皖浙闽段）”分期建设模式。2025年底投产的四川段全长约190千米，设计年输气能力200亿立方米，投产当日即实现四川威远、泸县等气田气平稳注入国家主干管网。

   从工程技术角度来看，川气东送二线四川段在复杂的四川盆地地形下，工程建设应用了多项先进技术：一是智能焊接，采用山地全自动焊接技术和设备（如柔性内焊机），实现了山区长距离管道的高质量连续铺设；二是无人值守，三座关键场站均采用无人值守设计，体现了我国长输管道智能化建设的新水平。

　　从环保角度来看，在设计阶段就编制特殊地段环保专题报告，针对复杂地段（如山岭隧道）进行多专业联合选址优化，将施工可实施性前置，减少变更与风险。在环保高敏感区域（如自然保护区、密集水系），优先采用隧道、盾构等非开挖方式进行穿越，避免对地表生态的切割与干扰。

【点评与研判】川气东送二线是“全国一张网”东南向能源大动脉的关键组成部分，也是国家“十四五”重大能源工程。工程全线建成后，将主要实现三大战略目标：一是与现有的川气东送一线管道联合运行，使整个川气东送管道系统的年输送能力提升至260亿立方米以上，显著增强长江经济带及中东部地区的天然气供应保障：二是优化全国管网。作为国家天然气“四大战略通道+五纵五横”骨干管网的一部分，它将联通西南气区、沿海LNG接收站与中东部消费市场，提升全国范围内的资源调配和应急调峰能力；三是服务区域发展。直接服务于四川盆地千亿立方米级天然气产能基地，是川渝地区天然气资源外输的核心通道，为区域能源和经济发展提供支撑。

   当前，川气东送二线西段剩余部分和东段正在加快施工，未来建设仍需关注技术、环境、协调与进度等问题。在技术方面，需进一步优化焊接工艺稳定性与设备适应性；同时，需加强新技术集成与国产装备可靠性验证。在环境与生态保护方面，工程穿越长江流域及环保高敏感区域，需平衡施工与生态保护。在多区域协调与资源调配方面，工程连接西南气区、沿海LNG资源与中东部市场，涉及8省份利益，需协调跨区域管网互联互通与调峰机制。全线贯通后系统年输气能力提升至260亿立方米，但需解决资源调配灵活性与区域供需动态平衡问题。