全球LNG格局演变：扩张、风险与新周期

文 | 戴海川

2025年全球液化天然气贸易增长6.3%至4.37亿吨，比2024年增加2574万吨，为2022年以来最快增速。

加拿大、毛里塔尼亚和塞内加尔新加入LNG出口国行列，而美国提供了大部分的世界LNG增量。全年各国共有13个新的再气化终端增加，另有8个潜在的再气化项目计划投资建设，2025年批准的液化产能投资仅略低于创纪录的2019年。

投资者的信心持续增加，从液化天然气海上加注的快速扩张到液化项目中低排放技术的整合，不同领域的创新也在继续，浮式液化天然气技术的成熟度得到进一步证实，2025年批准的产能为950万吨/年。

2026年LNG贸易由于中东冲突破坏了海湾地区液化天然气基础设施的稳定供应，给该地区扩张项目的前景蒙上了阴影，并使亚洲买家面临供应的不确定性和更高的价格，液化天然气在历次能源危机中作为宝贵的“减震器”的重要作用正在接受考验。借助多元化的供应链通过40%的全球现货LNG产量调剂有力地遏制了霍尔木兹海峡危机的直接影响。

展望未来，到2035年液化天然气需求长期增长前景的基本驱动因素仍然不变，人口增长、城市化、数字化、不断增长的电力需求，以及对清洁能源系统的持续追求将需要可靠而灵活的能源解决方案，而液化天然气具有独特的优势。

2026年的LNG行业挑战更强调持续投资、创新和国际合作的重要性，以确保液化天然气能够继续为世界各地的国家提供安全、负担得起和低排放的能源。本文通过国际能源署提供的调研数据重点分析了全球LNG市场供需关系的最新动态，以及贸易海运、基础设施和价格发展变化趋势，从而为大家提供相关的行业参考。

2025年全球LNG贸易路线示意图

LNG市场供需平衡分析

2025年亚太地区仍为最大LNG出口地区，出口量为1.38亿吨。其中，2025年北美地区的出口在美国推动下强劲增长了2530万吨，达到1.14亿吨，中东地区出口量在卡塔尔的支持下增加了380万吨，达到9803万吨，非洲出口量为3977万吨，较去年同期增加了180万吨，而俄罗斯的LNG出口量下降了300万吨，去年减至3052万吨。美国仍然是世界上最大的液化天然气出口国，为1.1亿吨，紧随其后的是卡塔尔8151万吨和澳大利亚8032万吨，前三名位置保持不变。

2021年-2025年亚洲LNG实物与衍生品交易量变化趋势

在进口方面，亚太地区同样是最大的LNG进口地区，2025年进口量为1.68亿吨，比2024年增加360万吨。最大的市场变化是欧洲重新成为主要的LNG需求增长中心，去年进口量增加了2610万吨，全年进口达到1.26亿吨，主要是储气库库存补充以及对俄罗斯管道天然气的替代。

非洲去年进口量由于埃及的需求增长从270万吨增加到980万吨，相比之下亚洲的进口由于中国和印度的需求量下降了920万吨。去年亚洲进口量减至1.08亿吨。

2025年，我国仍是全球最大的液化天然气进口国，进口量为6977万吨，但由于冬季需求温和、国内天然气产量增加以及从俄罗斯的管道进口增加等因素影响，进口量同比下降890万吨。有明显变化特点的是，由于全球现货价格高于国内水平，我国转口贸易从2024年的46万吨增加到了2025年的67万吨，凸显了我国在全球现货市场灵活调剂的能力日益增强。

日本为第二大进口国，进口量为6737万吨，与2024年大致持平。韩国的进口量因核电供应紧张，推动现货购买增加170万吨至4867万吨。由于欧洲不同国家LNG进口需求的强劲拉动，加上亚洲现货需求疲软，使更多大西洋盆地供应转向欧洲，并促成了液化天然气贸易流量区域化的适度增长。

LNG价格变化趋势

2025年的LNG价格反映了亚太和大西洋盆地市场结构之间的日益分化。在亚太区域随着需求、灵活供应和金融参与程度的加深，价格呈现出更大的季节性波动和更强的跨区域敏感性，普氏JKM基准平均价格为12.16美元/MMBtu，较2024年上升2.1%，交易区间扩大至9.39美元/MMBtu～17.12美元/MMBtu。

价格变动主要由季节性需求、天气异常变化的采购需求和对灵活现货的竞争所驱动，大西洋盆地在结构上仍然供应充足，欧洲是过剩液化天然气的主要清算市场。在此背景下，LNG基准相关定价、流动性和风险管理活动继续在两个区域扩大。

2026年第一季度，中东的地缘政治动荡减少了LNG可用供应，导致区域之间的价差急剧扩大，由于市场参与者对冲供应风险的操作引发了对现货LNG的竞争加剧，价格波动随之加剧，导致普氏JKM于3月3日上涨近70%至25.39美元/MMBtu，为2022年12月以来的最高供应价格。为对冲价格波动风险2026年一季度亚洲衍生品交易量同比增长251%至1744份合约。

从总体趋势分析来看，液化天然气定价将继续朝着更具流动性和全球互联的方向发展。与2022年的能源危机相比2026年的价格反应迄今更为可控，与基准价格挂钩的流动性更强，通过实物和衍生品市场进行的风险对冲更积极。在供应中断期间，套利机会、区域供需平衡和区域间价差仍然是贸易流动的主要驱动力。

LNG液化产能和基础设施的发展

2025年，全球LNG液化产能年增长3010万吨，到年底达到约5.24亿吨/年。其中，美国的产能增量占比70%。由于维护活动、机械故障、恶劣天气事件以及新开工设施的调试等相关挑战，全球LNG液化产能利用率略有下降，降至83.9%。LNG液化产能投资在2025年强劲反弹，各国批准投资的产能为6840万吨/年，仅次于最高年度水平的2019年，大多数项目（85%）都集中在美国。

2025年，脱碳和减排继续影响LNG液化项目的发展。运营开发商在不断探索将可再生能源集成、碳捕获和储存（CCS）解决方案、生物液化天然气和合成甲烷在液化天然气价值链中的整合纳入新的液化天然气项目。

到2025年底，全球运营的浮式液化天然气（FLNG）产能为1660万吨/年，潜在的FLNG液化能力投资计划约1.72亿吨/年，反映出人们对模块化海上解决方案的兴趣日益浓厚。

这些解决方案可以减少陆上基础设施需求，并提供更短的开发时间表，模块化和中型液化概念获得了进一步的发展认可，特别是在北美的开发商越来越多地采用可扩展的储罐配置和预制施工方法，以提高项目的灵活性和执行力。

1990年-2030年全球LNG液化能力发展趋势

2025年，全球液化天然气再气化基础设施继续扩张，50个市场的总容量达到11.135亿吨/年。从国家产能排名来看，日本（2.19亿吨/年）、中国（1.75亿吨/年）和韩国（1.43亿吨/年）位于前三名，新增项目包括13个新码头和7个扩建项目为全球贡献了6290万吨/年的新产能。在产能总增加量中4260万吨来自新投产的码头，2030万吨来自现有设施的扩建。

亚洲占新增产能的最大份额为2220万吨/年，紧随其后的是非洲1720万吨/年、欧洲1100万吨/年、亚太660万吨/年、中东570万吨/年。中国仍然是全球再气化能力增长的最大贡献者，投产了5个项目（舟山新奥3期、上海、阳江、芜湖、温州），合计新增1510万吨/年。2025年，新建项目的构成中浮式进口码头仍然是产能增长的重要来源，特别是在优先考虑部署速度、较低前期成本和供应灵活性的市场。

尽管产能持续增加，全球再气化终端利用率仅由2024年的38.6%微升至2025年的39.2%。产能增长主要由于俄罗斯通过乌克兰的管道天然气运输于2025年初停止，促使流向欧洲的液化天然气流量增加以满足区域天然气需求。截至2025年底全球在建LNG再气化新产能为2.2亿吨/年，其中陆上项目50个总产能为1.9亿吨/年，浮式项目10个总产能为0.36亿吨/年。亚洲占全球在建LNG再气化能力的55.6%，接下来是欧洲（17.1%）和亚太地区（15%）。

我国在建的LNG再气化产能为1.16亿吨/年，全部在陆上包括16个新码头和14个现有码头的扩建项目。预计到2026年底我国将有8个新项目和6个扩建项目投产，总产能为6320万吨/年。

到2030年，我国的液化天然气再气化能力预计再增加1.37亿吨/年。这得益于34个正在建设或达到FID的液化天然气终端项目。近年来，我国LNG接收站的利用率逐年下降，至2025年约为40%。这一下降趋势主要是由于大量新的终端再气化能力的快速扩张，超过了LNG进口的增长。

2025年，全球LNG存储容量上升至9220万立方米。中国、日本和韩国继续主导全球运营LNG储存容量格局，合计占总量的64%。其中，我国总容量达到2650万立方米，占28.8%，日本占20.6%，韩国占14.8%。从地区来看，亚洲仍然是扩张的主要驱动力，中国做出的增量贡献占全球增长的53.6%。

全球LNG再气化终端接收大型运输船的能力继续扩大，截至2025年底全球有69个码头有能力停泊Q-Max船舶，亚洲以36%的份额领先位居全球第一。

随着各地区液化天然气需求的增长和全球LNG市场的不断变化，升级码头基础设施，扩大停泊能力将继续在提高供应适应性和有效应对市场动态的能力方面发挥关键作用。

LNG船运及其他

2025年，全球LNG船队现役船舶增加至804艘，包括49艘运营中的FSRU和11艘FSU。全年交付79艘船舶，船队规模比2024年增加8.4%。

然而，LNG航次只有6870个，比2024年减少2.8%。相对于增长活跃的LNG贸易，运输船的快速扩张使市场持续处于供过于求状态，2025年仍然是近年来LNG运输最疲软的年份之一。

截至去年底，全球LNG新船订单中有301艘正在建造中，相当于当前现役船队的37.4%。这表明，船东预计液化天然气贸易继续增长，与液化能力的计划增长保持一致。

目前，大型LNG运输船一般配备双燃料内燃机和机械驱动双螺旋桨推进。二冲程双燃料发动机仍然是首选的解决方案。标准的17.4万立方米的LNG运输船由于终端兼容性和商业灵活性，仍然是行业主力。

针对未来的LNG运输船设计，已在提出船上碳捕集和燃料电池创新探索。两者仍处于早期阶段，碳捕集面临着船上二氧化碳储存和终端处置基础设施的挑战，使用LNG或氢气的固体氧化物燃料电池可以提供高效率和低排放，但商业应用仍在发展中。

2020年以来，全球LNG加注船队大幅扩张。截至2025年底，全球运营的LNG加注和加注能力小型船队达到60艘，比2024年增加4艘，新增总加注能力3.56万立方米。新加坡港作为全球最大的LNG加注港口，2025年的LNG加注量为57.14万吨，较2024年增长约23%。全球第二大加注港鹿特丹，2025年的LNG加注量仅微增至99.29万立方米。

值得注意的是，生物液化天然气的加注量2025年较2024年激增了6倍。由于其碳排放符合欧盟标准，所以在北美、欧洲和亚洲的各种LNG加注活动中得到更广泛的采用。

截至2025年底，欧洲拥有最高的LNG加注能力。目前，在该地区运营的30艘船舶的加注能力为23.3万立方米。亚洲位居第二，拥有16艘LNG加注船只，加注能力为17.2万立方米。我国目前有5艘LNG加注船在运营，分别为中海油2艘、新奥集团1艘、淮河能源1艘和上海洋山港1艘。

LNG市场发展趋势

当前，中东冲突正在减少液化天然气供应。在霍尔木兹海峡关闭期间，卡塔尔和阿联酋尽管有有限的货物穿越海峡，但这些国家占全球15.8%份额的LNG液化能力已与全球市场脱节，即使在海峡可能重新开放之后，由于其液化能力降低可能持续影响三至五年。供应中断导致整个亚洲和欧洲的价格上涨，并引发了相应规模的短期需求破坏。

由于目前俄乌及中东冲突等区域政治因素影响，在欧洲LNG价格继续受到俄罗斯管道天然气流量、储气库再填充要求和天气驱动的消费之间相互作用的影响，凸显了市场的复杂性。在亚洲，液化天然气需求受到贸易政策、气候条件和工业活动的综合影响。这些因素使得在LNG项目投资决策之前评估需求时难以可靠地预测。

尽管地缘政治风险影响持续，但全球LNG需求预计继续其长期增长轨迹，特别是在人口增长、电力消费、人工智能应用和数据中心容量扩大的推动下，暂时的供应中断和价格波动不会降低其低碳排放和燃气发电在电力系统中具有可调度性和平衡可变发电的价值。

这些结构特征无论是在成熟市场还是新兴市场都支持LNG继续作为全球能源结构的关键组成部分，整个价值链的持续创新以及该行业的适应性和持续的投资势头表明了其具有弹性和建设性的长期前景。

到2030年，LNG液化能力和在建能力预计超过7亿吨，比2025年的水平增加40%。相关的产能增长预计导致市场暂时供过于求，现货价格面临美国墨西哥湾沿岸液化能力短期边际成本的下行压力。世界各国在建或批准开发的2.34亿吨液化产能中约有47.8%位于美国，卡塔尔占其中的20%。

虽然美国占全球液化产能的最大份额，但在地缘政治不确定性加剧的情况下，更加关注供应多元化的买家可能会为加拿大、莫桑比克或阿根廷等国的拟建项目提供额外的投资动力，达成最终投资决定的拟议项目的数量和构成将取决于危机驱动的需求动态对长期市场增长预期的影响程度。

如果液化天然气定价条件变得更加有利，那么无论是通过燃料转换还是工业缩减所带来的需求下降都可能会逆转。相比之下，可再生能源的加速部署或燃煤发电的延迟退役可能会导致未来液化天然气需求增长的持续下降。新兴经济体特别是南亚和东南亚部分地区的液化天然气需求增长，可能最容易受到价格上涨状况持续较长时间的影响。

总体而言，液化天然气仍然是全球能源系统的核心支柱，在快速变化的能源格局中支持可负担性，安全性和灵活性。