全球LNG产业总体上趋于宽松，有利于国内LNG产业的发展。

　　5月19—23日，第29届世界燃气大会在中国北京召开。23日，世界燃气联盟(IGU)正式发布《2025年全球LNG报告》(以下简称《报告》)。《报告》对全球LNG贸易发展趋势、价格走势、天然气液化能力、LNG终端等信息进行了分析。“十五五”期间，是我国实现“双碳”目标的关键时期，对天然气清洁能源的需求会持续增加，LNG作为我国天然气市场中的重要组成部分，全球LNG行业的发展势必对我国天然气的供需产生重要影响。

　　贸易缓慢增长，价格持续回落

　　《报告》显示，2024年，全球LNG贸易量为4.1亿吨，同比增加982万吨，增幅2.4%，略高于2023年增幅(2.1%)，但距离2022年6.8%的增幅有较大差距。

　　从出口地区来看，亚太、中东和北美依然占据前三名，出口量分别为1.39亿吨、9425万吨和8864万吨;从出口国来看，美国从2023年成为全球最大LNG出口国后，在2024年依然保持了这个位置，出口LNG约8840万吨，比2023年增加389万吨，也是出口增量最大的国家;其次为澳大利亚，出口量约8100万吨;第三为卡塔尔，出口约7720万吨。从LNG进口地区来看，亚太和亚洲地区仍然是主要的LNG流向地区，2024年进口LNG达到2.83亿吨，增量约2225万吨，同比增加7.8%。同时，欧洲进口量约为1.0亿吨，同比下降2122万吨。从进口国来看，中国依然是全球最大的LNG进口国，2024年进口7864万吨，约占全球LNG进口总量的19.12%，与全球第二进口国日本(6772万吨)的差距在逐步拉大，第三为韩国(4701万吨)。中国(增量745万吨)、印度(增量419万吨)和埃及(增量265万吨)为排名前三的LNG增量国家。

　　从LNG价格来看，全球年均价格都有较大幅度下降。其中，亚太地区JKM基准的LNG价格全年均价为11.91美元/mmBtu，同比下降13.5%，全年价格波动范围为7.98~15.59美元/mmBtu;太平洋地区NWE基准的LNG价格全年均价为10.6美元/mmBtu，同比下降11.6%。

　　产能增幅较大，增量主要在中国

　　《报告》显示，截至2024年底，有22个国家/地区在运营LNG出口设施，全球天然气液化产能约为4.9亿吨/年，同比增加约1.3%。美国的天然气液化规模仍然是全球最大，液化能力约为9750万吨/年，与2023年相比增加了450万吨/年。澳大利亚和卡塔尔排名第二、第三，分别为8760万吨/年和7710万吨/年，保持与上一年相同的产能。这三个国家的液化能力目前占全球液化能力的一半以上。

　　但是，全球LNG需求增长难以消纳新增供应，LNG价格或有显著回落。相对宽松的供求关系，为需求方在资源谈判中提供了更大话语权，从而在寻求长协或者现货资源时，获得更多的谈判空间。全球LNG消费新增市场主要来自亚洲，中国将是主要的增量市场。“十五五”期间，中国在国际市场上预计可以获得量价更具优势的LNG资源。但是，对于以前签署的一些高价LNG长协合同则并不友好，需要拥有这些合同的供应商通过市场手段，合理谋划原有合同与新增资源的配比，降低综合成本。

　　接收站利用率小幅下降，值得警惕

　　《报告》显示，截至2024年底，全球共有47个国家/地区建有LNG接收站，再气化能力总计为10.6亿吨/年，同比增加了6660万吨/年。新增产能中，亚洲贡献了25.1%，全部为中国新增能力，其次为欧洲新增22.3%。

　　2024年，全球LNG接收站再气化能力平均利用率为38.6%，低于2023年的40.1%。下降幅度最大的为欧洲，2022年俄乌冲突后，欧洲LNG接收站的利用率曾一度上涨到65%，随后逐年下落，2023年下降到54%，2024年更是由于终端需求下降等原因，利用率下降到41%，基本达到了2022年俄乌冲突前的水平。

　　亚洲和亚太地区的LNG接收站平均利用率在2022—2024年之间基本维持在43%左右。其中，中国LNG接收能力约为1.56亿吨/年，利用率约为50%;日本接收能力约为2.17亿吨/年，利用率约为31%，韩国接收能力1.43亿吨/年，利用率约为33%，印度接受能力44.5百万吨/年，利用率约为59%。

　　据不完全统计，“十五五”我国LNG接收能力为2.5亿~3亿吨/年。根据目前的研究，2030年，我国LNG进口量约1.2亿吨。“十五五”末，我国LNG接收站利用率为40%~48%，相比目前有一定幅度的下降。但是，在LNG接收站利用率下降的同时，也要看到LNG储罐的增加，对于提高天然气储备能力的有利影响。同时，也要考虑LNG接收站运营企业必须保证正常运营，因此，在做出投资决策前，需要综合平衡好LNG储备和生产运营之间的合理关系，在提高LNG储备能力时，更要维持企业的正常投资效益。

　　FLNG新技术应用，保供手段更加灵活

　　浮式液化天然气(FLNG)生产储卸装置作为一种在海上进行LNG生产的前沿技术，因其灵活性、对环境影响较小、降低运输成本等优势，近年来取得一定的发展。

　　《报告》显示，2024年，墨西哥Altamira FLNG项目(液化能力140万吨/年)和刚果Marine XII FLNG项目(液化能力60万吨/年)投产，使得这两个国家成为LNG出口国，也使得全球运营的FLNG项目达到8个，总产能约为1440万吨/年。

　　2024年，全球最终投资决策的液化项目大幅下降，仅批准了4个项目共1480万吨/年的新液化能力，是自2020年以来最低的数据。2023年批准的液化能力约为5880万吨/年。

　　FLNG已成为陆上LNG接收站的可替代选择，尤其是在环境敏感地区或者基础设施有限的地方更具吸引力。目前，在全球15个国家/地区已经提出了新的FLNG项目，这些项目使用标准化的第二代FLNG装置，凭借更短的交付周期和更低的资本获得市场更多的关注。

　　我国海上天然气是增储上产的主力军，非常适合FLNG的应用。可以在海气产量丰富、海上天然气管道建设成本过高、距离用气区域较远的地方，研究建设FLNG液化装置，将海气就地液化，然后运输到用气较为集中的市场。

　　我国天然气消费南北季节性峰谷差较大，南方在夏天用气高峰，北方在冬季采暖季用气需求大，南北具有一定的互补性。如果全部用陆上LNG接收站来达到调峰作用，会降低利用率，既增加了投资成本也增加了运营维护成本。在这些地区，可以充分发挥FLNG的灵活性，在天然气保供期间，在南方北方之间灵活调用FLNG为市场供气，为我国天然气保供提供一个更加灵活的手段。

　　综上所述，全球LNG产业进入新的发展阶段，总体上趋于宽松。但是，影响国际LNG发展的因素较多，地缘政治、贸易壁垒、投资风险等都会对未来全球LNG产业的发展产生重大影响。为了国内天然气产业的健康发展，我国在做好跟踪国际LNG发展趋势、寻找有利时机的同时，更多的是要做好国内天然气的增储上产，夯实国产气在能源供应中的基础。

　　责任编辑：周志霞