在全球天然气市场经历深刻结构性调整的背景下，液化天然气(LNG)行业正步入关键转折阶段。随着以美国和卡塔尔为首的产能集中释放，全球LNG市场将从持续数年的紧平衡逐步转向宽松甚至阶段性过剩，驱动气价中枢下移与区域价差收窄，为下游市场带来显著的成本优化窗口。作为全球最大的LNG进口国，中国在“十五五”规划开局之年，正迎来外部环境剧变与内部能源战略升级的双重契机。在“能源安全”与“双碳”目标的统筹指引下，中国LNG市场的发展逻辑已从单一保供向高效利用、多元创新与系统韧性演进。

睿信咨询(睿信致成管理顾问有限公司)在本报告中系统梳理全球供应浪潮下的中国进口策略优化、国内需求复苏与结构升级、产业链竞争格局演变等关键议题，旨在为行业参与者提供前瞻洞察，助力企业在战略调整窗口期中把握机遇、应对挑战。

一、行业全景全球供应宽松周期开启，中国迎来战略调整窗口

液化天然气(LNG)是天然气经净化、冷却至约-162℃后形成的液体，体积仅为同量气态天然气的1/625.是实现天然气远洋贸易、优化全球资源配置的关键形态。作为最清洁的化石能源，天然气燃烧产生的二氧化碳和污染物远低于煤炭和石油，在全球能源结构向低碳转型的过程中，被广泛视为不可或缺的“桥梁能源”。

2026年，全球LNG市场将迎来史上最大规模的产能投放潮，彻底扭转供需基本面。

供应端集中放量：行业预测显示，2026-2029年全球将累计新增约2.52亿吨液化产能，其中仅2026年当年新增占比就超过40%。新增产能高度集中于两个核心产区：美国凭借其丰富的页岩气资源，持续扩大出口能力;卡塔尔的“北气田东部”扩建项目于2026年全面投产后，将新增3200万吨/年的产能。国际能源署(IEA)预计，2026年全球LNG产量将迎来自2019年以来的最大增幅。

需求端区域分化：与供应激增相对应，全球需求增长呈现不均衡态势。欧洲市场在填补俄气缺口后需求基本触顶，2026年消费量预计将出现下滑。亚洲市场成为全球需求的唯一核心增长引擎，其中中国、印度等新兴经济体的复苏是关键。伍德麦肯兹预测，2026年亚洲LNG需求将反弹增长约5%。

价格中枢趋势性下移：供应宽松的直接结果是价格回落。多家机构预测，2026年亚洲及欧洲的基准天然气现货均价将同比显著下跌。高盛分析师指出，更低的LNG价格有望刺激南亚、非洲等新兴市场的需求，并可能促使亚洲部分燃油电厂转向燃气发电。

中国是全球最大的天然气进口国，LNG是进口增量的主要来源。2026年作为“十五五”开局之年，国内市场在外部环境变化中迎来多重机遇。

进口成本压力缓解：全球气价下行将直接降低中国LNG进口成本。据预测，2026年中国LNG市场均价可能同比下降约7.6%。这为下游城燃、发电及工业用户提供了盈利修复的空间，并增强了天然气相对于其他能源的经济竞争力。

基础设施持续完善：接收站作为LNG进口的咽喉，能力仍在快速提升。预计到2026年，中国LNG接收站累计设计接收能力将达到约1.93亿吨/年。同时，投资主体更加多元，民营接收站占比已提升至约20%。国家管网集团加速基础设施互联互通，提升了接收站利用效率和整体供气安全。

政策聚焦保供与调度：国家层面持续推进天然气产供储销体系建设。国家发改委的《天然气保障供应行动方案》明确提出建立全国统一气源调度平台，目标在2026年将天然气自给率提升至45%以上，从系统性层面增强能源安全保障能力。

二、核心驱动力一：全球资源宽松下的中国进口策略优化

全球LNG供应过剩的预期，正在深刻改变中国的资源采购策略和市场形态。

过去几年，高昂的现货价格凸显了长期供应合同(长协)的价值。然而，随着未来几年现货价格预期走低，买方的议价能力增强。中国企业将更倾向于构建一个由长期合同、中期协议和现货采购相结合的多元化、灵活性资源池。这既能保障基础供应的稳定，又能抓住现货市场的价格机会，优化整体进口成本。

地缘政治仍是影响LNG贸易的核心变量之一

来源多元化深化：中国LNG进口来源已覆盖澳大利亚、卡塔尔、美国、俄罗斯等多个国家。未来，随着美国更多产能释放和卡塔尔扩建项目投产，来源地结构可能进一步调整。同时，中国与俄罗斯的管道气合作一旦落实，将在长期内与LNG进口形成互补与权衡。

欧盟政策的外溢影响：欧盟计划在2027年前逐步停止进口俄罗斯LNG，并实施了严格的甲烷排放监管条例。这些举措可能促使俄罗斯资源更多流向亚洲，同时也可能通过供应链要求间接影响全球LNG的生产和贸易标准，中国相关企业需关注此类绿色贸易壁垒的长期影响。

三、核心驱动力二：国内市场需求复苏与结构升级

在更具经济性的资源支撑下，中国天然气消费增速有望在2026年回升，预计达到4.1%-6%。各领域需求呈现差异化增长。

发电用气，预计达820亿立方米，增速约9.3%，大量新增燃气机组投产，作为风电、光伏的灵活调峰电源，需求刚性最强。

工业燃料，预计达1828亿立方米，增速约3.5%，经济稳增长政策推动，企业用能成本因气价下降而改善。煤改气、LNG掺氢等技改推动深度脱碳。

城市燃气，预计达1500亿立方米，增速约3.4%，城镇化与管网延伸带来稳定增量，但农村“煤改气”边际效应减弱。

交通用气 LNG重卡、船舶应用持续增长，“国六”标准推动LNG重卡销量攀升;内河LNG动力船舶增多，沿江绿色航运走廊形成。

行业竞争正从单纯的资源贸易，向下游价值链的挖掘延伸。在LNG气化过程中释放的大量冷能可用于空气分离、冷链物流、发电等领域，是实现节能降耗、提升项目综合收益的重要途径。交通领域规模化：随着加注站网络日益完善，LNG在重型卡车、内河及沿海船舶领域的应用已成为稳定的需求增长点。

四、产业链与竞争格局分析

中国LNG产业链主要包括上游资源供应、中游储运接收、下游分销应用三大环节。上游包括资源国际采购与国内生产。参与者包括国有石油公司(如中石油、中石化、中海油)、民营能源贸易商等。核心竞争力在于全球资源获取、组合与风险管理能力。中游包括接收、储存与再气化。核心资产是LNG接收站。目前形成“国有主导、多元参与”格局，国家管网集团、三大石油公司及部分地方能源企业、民营企业共同运营。预计2026年接收站累计储罐能力将同比增长11.4%。下游包括市场分销与终端应用。包括城市燃气公司、直供工业用户、发电集团、交通燃料供应商等。竞争力体现在终端客户网络、综合能源服务方案及成本传导能力。

上游竞争体现国际化态势，采购团队的全球视野、金融工具运用及对国际合同规则的把握成为关键。中游设施将会市场化开放，随着国家管网基础设施公平开放政策的深化，第三方主体使用接收站、管道等设施更加便利，推动了市场的公平竞争与效率提升。下游服务体现综合化特点，城燃企业加速向综合能源服务商转型，整合气、电、热、冷及节能服务，为用户提供一揽子解决方案。

五、未来趋势：未来趋势、风险与投资逻辑总结

短期(1-2年)：消化全球供应增量，享受成本红利。市场焦点在于亚洲(尤其是中国)需求能否有效吸收过剩供应。中国将利用低价窗口补充库存，优化资源结构。

中期(3-5年)：产业链竞争深化，低碳价值凸显。竞争从资源获取延伸至接收站效率、下游市场开拓及碳中和LNG、甲烷减排等绿色增值服务。欧盟的甲烷监管规则可能逐步成为全球隐性标准。

长期：与可再生能源深度融合。天然气发电的灵活性是支撑可再生能源大规模消纳的稳定器，“风光气储”一体化项目将成为重要发展模式。

地缘政治风险：主要资源产地(如中东、俄乌)的冲突、主要航道运输安全、以及大国贸易政策变化，都可能剧烈冲击短期供应与价格。

市场需求不及预期风险：若全球经济增长乏力，或中国工业复苏弱于预期，可能导致天然气消费增速不达目标，加剧供应过剩。

极端气候风险：暖冬或凉夏会显著压制采暖或制冷需求，对市场平衡造成意外扰动。

能源转型加速风险：如果可再生能源技术成本超预期下降或储能技术取得突破，可能削弱天然气作为“过渡能源”的长期需求前景。