2025年第一季度，全球天然气市场在暖冬效应与能源转型双重作用下呈现“量增价跌”特征。海关总署数据显示，1-3月我国天然气进口量达2837万吨，同比增长18%，但同期LNG到岸均价跌至$9.8/MMBtu，创2020年以来新低。这种看似矛盾的走势，折射出能源结构调整期的市场深层变革。
冬季保供周期结束后，国内储气库库存量同比激增25%，达历史峰值。这一方面得益于中俄东线天然气管道增输至580亿立方米/年，另一方面反映工业用气需求疲软——建材、化工行业用气量分别下降12%和9%。新能源替代效应尤为显著，一季度光伏新增装机48GW，风电装机21GW，直接削减发电用气需求约37亿立方米。
国际市场上，美国自由港LNG出口量达893万吨，创单季新高，但其亚洲到岸价与欧洲TTF价差收窄至$0.5/MMBtu，套利空间消失导致贸易商转售量激增42%。
气价下行压力主要来自三方面：
一是欧盟碳价回落至€68/吨，削弱煤改气经济性；二是澳大利亚PreludeFLNG项目复产，增加亚太地区供应弹性；三是中国储气库注气周期较往年提前45天启动，压减夏季采购需求。
但价格底部已现，三大信号值得关注：
北美亨利港期货持仓量增长29%，投机资本开始布局；卡塔尔将2026年长协价格锚定原油比例上调至12.5%；我国城燃企业毛差修复至0.48元/立方米，较2024年Q4提升0.12元。
北美成最大变量，美国对欧LNG出口占比从72%降至58%，转而加大对东南亚的现货倾销。俄气则通过“人民币结算+管道气捆绑”策略，在华北市场市占率提升至34%。合同模式出现分化，新签长协中“气气联动”条款占比达61%，较去年同期增加23个百分点，而JKM指数挂钩合约缩短至5年以内。
值得警惕的是，地缘政治风险正在转移。红海航运干扰率降至9%，但马六甲海峡通行成本同比上涨17%，贸易商开始探索中缅管道增输方案。2025年的市场格局愈发清晰：谁能在波动中把握结构性机会，谁就能在能源替代浪潮中抢占先机。
