北京
不同区域间的价格结构差异正在重塑国内天然气资源格局。
国内天然气市场迎来“金九”传统旺季切换窗口。随着中国石油、中国石化等上游供气企业2026至2027年度购销合同进入执行周期，各地陆续公布9月天然气门站价格执行细则。管制气与非管制气价格双轨并行持续深化，调峰气定价机制不断完善，不同区域间的价格结构差异正在重塑国内天然气资源格局。
形成多层定价结构
从9月执行细则来看，国内天然气门站价格已形成“基准门站价—管制气—非管制固定量—浮动量—调峰量”的多层级定价结构。
中信建投证券研报显示，中国石油2026至2027年度合同中，管制气在门站价基础上上浮18.5%，非采暖季占六成，采暖季占五成半；非管制气固定量上浮70%到80%，浮动量直接挂钩中国进口现货LNG到岸价。中国石化基础量占比从35%提到50%，上浮比例从30%提到46%，跟国际油气价格联动的定价量反而从35%压缩到20%。联动比例收窄，意味着不论国际油价和LNG现货价格如何变化，城燃采购成本里真正跟着国际市场走的部分在缩小。
金联创天然气分析师韩昊志表示，上游气源企业在供应偏紧、成本高企的背景下持续调整合同定价结构，在保供和顺价之间找平衡。城燃企业拿到的非管制气固定量，在门站价基础上加价七到八成，管制气只加不到两成。这个价差结构并非今年才有。2026年度合同把气量比例和上浮幅度与上一年度保持一致，既有的价差框架没有明显调整，城燃企业在合同框架内调整气源结构的空间有限。
价差重塑流向
压力向终端传导，表现为区域间的价格落差。东部基准门站价本就比西部高出600—800元，非管制气再上浮七到八成，绝对价差被进一步放大。西部虽然上浮比例更高，但基准价基数低，综合门站价与东部的差距反而慢慢收窄。价差没有消失，它在不同区域之间重新分配。
从区域价差来看，今年天然气市场中，上海、江苏、浙江、广东的基准门站价在2020—2040元/千立方米之间，内蒙古和陕西只有1220元/千立方米，四川、重庆在1520—1530元/千立方米。终端差距更直观，上海一般非居民用户120万立方米以下销售价格4.55元/立方米，内蒙古包头非采暖季非居民用气只要3.049元/立方米。
但这个价差正在收窄。韩昊志表示，收窄的原因是国产气和进口现货之间正在逆转的成本账。中国石油塔里木油田累计向西气东输管网供气超4000亿立方米，西气东输第一站供气能力从120亿立方米扩大到400亿立方米。上半年全国天然气产量1330亿立方米，同比增长约1.6%，连续九年保持超百亿立方米增长。国产气每多产一方，东部沿海就少一分被国际现货价格推着走的被动。
同时，沿海LNG接收站的选择正在收窄。9月18日进口现货LNG到岸价报25.78美元/百万英热，较年初上涨179.61%。进口采购成本抬升后，国内贸易商主动削减高价现货采购量，优先落实长协资源。
引导配置优化
年度合同的一系列调整中，调峰气量核算方式的切换最容易被忽略，但影响深远。过去调峰气量按全年合同量核定，合同签订后数字固定，用户非供暖季实际用气量远低于合同量，调峰成本照样按偏高的合同数字分摊。2026年政策把核算依据换成非供暖季实际结算量，执行“谁使用、谁承担”。配套的偏差结算罚则同时放宽，短提短供偏差价格从原合同综合单价的30%降到20%，同等偏差规模下罚金支出减少1/3。非供暖季零用气用户在冬季申请调减原则上不再被支持，倒逼用户做好全年用气统筹。
合同转让机制也在升级。中国石油新增“折让挂单”选项，用户自主设定富余气量售价，通过线上平台完成交易。截至3月底，中石油管道天然气合同转让交易成交量达到75.5亿立方米。
价格信号也在储气库环节找到落点。9月价格结构里，管制气约2.2元/立方米，调峰气约3.5元/立方米，超过1.3元的价差为储气库运营提供了利润空间，淡季注气、旺季采气的套利机制逐步成熟。
业内人士表示，天然气行业正从资源驱动转向市场驱动，统一大市场需要竞争性的市场结构，让多用户、多供应主体根据供需实时议价。跨省管道“一区一价”改革把全国划成西北、东北、中东部、西南四个价区，管输费率整体下降5.7%，以年输气量超4000亿立方米估算，每年可为全社会节约数十亿元用能成本。
文 | 本报记者 渠沛然
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出品 | 中国能源报（cnenergy）
编辑丨赵方婷
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