全球LNG价格高企，中国天然气市场面临几重成本考验？
来源：中能传媒研究院 时间：2026-10-27 15:15
杨永明
焦点月评
全球LNG价格高企，中国天然气市场面临几重成本考验？
10月，国际天然气市场进入冬季采购窗口，价格高企与买家分化同时出现。欧洲天然气库存偏低，亚洲部分买家加快补货，但高价又使另一些买家放缓采购。国内市场也出现新的变化：国际LNG现货采购成本维持高位，国内管道气和LNG价格在月中快速上涨后走势有所分化。随着采暖季临近，我国多元化气源供应体系为冬季保供提供了支撑，但不同气源之间的成本差异正在显现。天然气市场面临的考验，正从资源供应延伸至增量气源采购、企业成本控制和终端价格传导。
国际LNG市场采购分化在10月表现较为明显。根据Kpler船舶追踪数据，亚洲10月LNG进口量预计达到2331万吨，为7月以来最高水平。其中，中国进口量预计达到547万吨，高于9月的520万吨；日本进口量预计降至447万吨。欧洲同期LNG进口量预计为911万吨，低于去年10月的1059万吨。与此同时，截至10月下旬，欧洲天然气库存充盈率仅约74.6%。面对冬季需求和高价环境，不同市场的LNG到货规模和采购节奏出现差异。
这种分化背后，是气源结构、库存水平和需求承受能力的差异。长协覆盖程度较高、库存相对充足的买家，可以减少高价现货采购；冬季需求集中、替代气源有限的买家，则需要承担更高的边际成本。高气价也在抑制部分需求。对价格敏感的工业用户而言，采购成本上升可能直接影响生产安排。欧洲和亚洲虽然同时进入冬季采购窗口，但补库需求能否转化为实际采购，越来越取决于买家的成本承受能力。
我国天然气市场同样受到国际价格变化影响，但多元化供应结构提供了重要缓冲。近年来，我国逐步形成国产天然气、进口管道气、长协LNG和现货LNG相结合的供应体系。国产气提供基础供应，进口管道气和长协LNG增强资源稳定性，现货LNG则承担部分市场调节和增量补充功能。国际现货价格上涨首先推高新增现货采购成本，长协与管道气资源则有助于平抑整体供应成本。不同企业对高价现货气的依赖程度，成为影响其冬季采购压力的重要因素。
从国内供需基础看，天然气供应总体仍有支撑。国家统计局数据显示，前三季度规模以上工业天然气产量1967亿立方米，同比增长0.9%，其中9月产量210亿立方米。需求端相对偏弱。国家发展改革委数据显示，1—8月全国天然气表观消费量2770.6亿立方米，同比下降2.7%，8月同比下降4.3%。国产气稳定供应与需求增长放缓，在一定程度上减轻了进口现货气采购压力。不过，采暖季居民用气和城市燃气需求具有明显季节性，部分地区、部分时段仍需要通过市场化交易补充气源。
不同进口气源的成本走势已经出现分化。根据公开统计数据，2026年7月我国进口LNG均价为4816元/吨，同比增长27.2%；进口管道气均价为2435元/吨，同比下降4.8%。进口LNG与管道气价格同比走势不同，也使不同气源结构的企业面临不同的采购成本变化。对于拥有多种气源的供应企业，长协、进口管道气和国内自产气能够发挥成本缓冲作用；而冬季需要额外采购市场化气源的企业，则可能承担更高的增量采购成本。
10月国内天然气市场价格冲高后出现分化。上海石油天然气交易中心数据显示，10月12日至16日，中国进口现货LNG近月到岸价格达到28.29美元/百万英热，较前一周上涨13.29%。国内管道气现货价格在10月16日当周升至4.89元/立方米，10月23日当周回落至4.64元/立方米，但仍较9月3.77元/立方米的月度均价上涨约23.1%。LNG价格则维持高位，10月21日中国LNG出厂价格达到7166元/吨，较10月16日的6867元/吨上涨约4.4%。与此同时，10月17日至23日中国LNG综合进口到岸价格指数为282.44点，环比下降9.30%，同比仍上涨73.50%。国际现货报价高企，国内管道气现货价格有所回落，LNG出厂价格保持强势，而综合进口成本则受到长协定价周期等因素影响，天然气市场不同环节的价格走势出现分化。
冬季气源交易也反映出采购成本的变化。10月12日，上海石油天然气交易中心安平管道气竞价交易成交3630万立方米，均价3.91元/立方米，交收期为2026年11月30日至2027年3月31日。10月15日，同一交收点不同交收期的管道气分别以4.65元/立方米和3.95元/立方米成交，其中较高价格对应10月下旬交收，较低价格对应跨越冬季的较长交收期。不同交收期的成交价格存在差异，也反映出冬季气源采购需要综合考虑交收期限、资源安排和价格条件。
成本上涨正在向国产LNG生产环节传导。据行业市场监测，10月14日中石油直供LNG工厂原料气竞拍成交价格区间为4.27~4.51元/立方米，加权平均约4.306元/立方米，较前一轮上涨约0.338元/立方米。原料气价格上升直接增加了部分液化工厂的生产成本。进口LNG接收站销售报价也存在明显地区差异。10月21日，中海油宁波LNG接收站面向浙江、上海的出站挂牌基准价为8330元/吨，面向江苏为7500元/吨；华北部分接收站报价为7600~7700元/吨。不同接收站、不同销售区域的挂牌基准价存在差异，进一步体现了国内市场化气源采购条件的复杂性。
上游气源成本上涨能否向下游顺畅传导，进一步影响不同企业的经营压力。拥有稳定合同气源的城市燃气企业，可以通过气源组合平抑部分采购成本上涨；对市场化补充气源依赖较大的企业，则面临更突出的成本压力。居民用气价格受到政府价格管理约束，上游气源成本上涨难以及时、足额向终端传导。工商业用户虽然具有更大的价格调整空间，但部分行业对天然气成本较为敏感，高气价可能抑制用气需求。上游采购成本上涨与下游价格传导能力之间的落差，正成为影响天然气企业经营的重要变量。
今冬我国天然气市场的压力，或将更多体现为高价增量气源的采购与消化。国产气、进口管道气和长协LNG为供应提供了基础，现货及其他市场化气源则承担着冬季需求波动下的补充任务。国际LNG价格高企之际，气源结构不同、采购时点不同、终端客户构成不同的企业，将面临不同程度的成本压力。能否在保障冬季供应的同时控制增量采购成本，并使价格变化得到合理传导，将成为观察今冬国内天然气市场运行的重要线索。
市场观察
“欧佩克+”主要产油国决定保持11月产量不变
当地时间10月4日，欧佩克发表声明称，7个“欧佩克+”主要产油国决定保持11月原油产量不变，与10月水平相同。此次决定意味着相关产量水平将连续第二个月保持不变。沙特阿拉伯、俄罗斯、伊拉克、科威特、哈萨克斯坦、阿尔及利亚和阿曼的代表当天举行线上会议，研判全球石油市场现状与前景。与会各国重申，将继续遵守“欧佩克+”合作框架下的相关产量安排，并根据国际石油市场情况按月评估后续产量政策。七国下一次会议将于11月1日举行。
“欧佩克+”由欧佩克成员国与俄罗斯等非欧佩克产油国组成。2025年3月，上述7国加上目前已退出欧佩克的阿联酋共同决定，自同年4月1日起逐步增加原油产量。此后，8国每月保持增产直到12月。2026年1月至3月，由于季节性因素8国暂停增产。此后，8国宣布4月起重新开始增产。5月1日，阿联酋正式退出欧佩克及“欧佩克+”。
全球柴油紧张延续，国际能源署加快释放应急储备
10月，全球柴油市场继续处于偏紧状态。国际能源署10月石油市场报告显示，9月全球柴油和柴油类产品出口约470万桶/日，同比减少近70万桶/日；中东和俄罗斯净出口合计同比减少约130万桶/日，仅被美国、中国等地增量部分抵消。受前期中东炼厂运行受限、俄罗斯炼化设施受损和亚洲部分供应下降影响，全球柴油供应二、三季度分别同比减少约150万桶/日和170万桶/日。9月欧美和新加坡柴油批发价格一度升至每桶200美元以上，虽在10月有所回落，仍明显高于原油和危机前水平。
库存不足进一步放大冬季压力。国际能源署数据显示，7月经合组织柴油库存降至约5.65亿桶，为2023年11月以来最低；三季度全球柴油市场出现逆季节去库，炼厂进入秋季检修、北半球取暖需求即将回升时，库存缓冲反而偏弱。国际能源署预计，即使全球炼厂加工量年底前恢复，四季度柴油供应仍难完全覆盖需求，2026年累积的库存缺口可能要到2027年下半年才会明显修复。
为缓解供应紧张，国际能源署成员国10月7日同意加快完成3月集体行动中尚未释放的约1亿桶石油储备，并优先投放柴油；10月15日理事会进一步明确，已有计划尽快释放超过2000万桶柴油。国际能源署成员国目前仍持有约11亿桶公共应急石油储备，其中柴油超过2亿桶。政策层面再次动用应急库存，反映当前油市矛盾已不只集中在原油供应，柴油等中间馏分油的炼化能力、库存和贸易流向正在成为影响冬季能源成本的新约束。
欧洲低库存入冬，LNG供应成为冬季关键变量
10月，欧洲天然气市场从“补库”转入“低库存入冬”。欧洲天然气基础设施协会数据显示，10月1日欧盟地下储气设施库容率约72%，库存约740亿立方米，较上年同期低约11个百分点；到10月22日，欧盟储气率回升至约74.6%，德国仅约61.1%。欧洲天然气基础设施协会认为，现有管网、储气和LNG接收设施仍能够支撑欧洲应对多种冬季供需情景，但与往年相比，可调节余量明显收窄，寒潮或供应中断情况下对储气快速采出和LNG到货的依赖更高。
LNG仍是欧洲今冬补充气源的关键变量。路透预计，欧洲10月LNG进口约911万吨，仍低于去年同期，而当前储气水平又明显偏低。进入冬季后，欧洲需要同时面对中东LNG供应不确定性、亚洲冬储采购以及国际现货价格偏高等因素。如果冬季偏冷或船货供应再受扰动，欧洲可能需要通过更高价格吸引LNG；若气温温和、管道气和LNG到货稳定，低库存带来的压力则有望被逐步消化。欧洲今年冬季的风险已从单纯“能否补到目标库存”，转向低起点下如何保持持续调峰能力。
亚洲LNG进口回升，高价与冬储需求继续拉锯
10月，亚洲LNG进口在高价环境下仍出现回升。路透援引船货数据预计，亚洲10月LNG进口量约2331万吨，为7月以来最高。中国进口预计升至约547万吨，冬季备货需求对采购形成支撑；日本进口预计约447万吨，受库存相对充足及油价挂钩长协成本上升影响，采购相对克制。与此同时，亚洲现货LNG价格升至近四年高位，中东供应扰动使冬季船货竞争进一步加剧。
这一轮进口回升并不代表亚洲需求全面转强，而更像是冬储需求和高价格之间的拉锯。高价已经压低部分价格敏感型买家的采购意愿，东南亚部分拟建燃气发电项目也因燃料成本、设备供应和可再生能源竞争而推迟；但中国、日韩等主要市场进入冬季后仍需维持一定补货节奏。今冬亚洲LNG需求强弱，将更多取决于气温、可获得船货和现货价格三项变量，区域买家在长协、现货和库存之间的调节空间也将成为影响市场波动的重要因素。
9月国内原油生产增速加快，天然气生产基本稳定
10月19日，国家统计局发布2026年9月份能源生产情况。9月份，规模以上工业（以下简称规上工业）原油生产增速加快，天然气生产基本稳定。
原油生产增速加快。9月份，规上工业原油产量1821万吨，同比增长2.2%，增速比8月份加快1.4个百分点；日均产量60.7万吨。1—9月份，规上工业原油产量16460万吨，同比增长1.0%。
原油加工降幅扩大。9月份，规上工业原油加工量5748万吨，同比下降8.4%，降幅比8月份扩大1.5个百分点；日均加工量191.6万吨。1—9月份，规上工业原油加工量51360万吨，同比下降6.8%。
天然气生产基本稳定。9月份，规上工业天然气产量210亿立方米，同比下降1.0%；日均产量7.0亿立方米。1—9月份，规上工业天然气产量1967亿立方米，同比增长0.9%。
前9个月我国进口原油约3.58亿吨，天然气约8923万吨
据海关总署统计，我国9月进口原油3709.6万吨（8月为3792.8万吨，环比小幅回落），1—9月累计进口原油35796.9万吨。9月原油进口数量同比下降21.5%，但进口金额同比增长3.3%，进口均价同比上涨31.6%。1—9月累计原油进口量同比下降约15.3%。
我国9月进口天然气1086.3万吨（8月为1032.7万吨，环比小幅回升），1—9月累计进口天然气8923.4万吨。9月天然气进口数量同比下降约1.7%，但进口金额同比增长34.0%、进口均价同比上涨36.2%，金额增长主要由国际气价上涨拉动，与原油进口“量降价升”格局一致。
国内原油期货高位回落，天然气价格冲高后出现分化
10月，国内原油与天然气价格呈现不同走势。原油方面，上海原油期货在9月冲高后震荡回落，10月23日主力合约收报724.90元/桶，较9月11日盘中838.3元/桶的高点下降约13.5%，但10月下旬仍出现阶段性反弹。天然气方面，冬储需求推动价格在月中快速上涨，随后部分指标有所回落。上海石油天然气交易中心数据显示，10月23日当周交付的中国管道天然气现货价格为4.64元/立方米，低于10月16日当周的4.89元/立方米，但仍较9月24日的3.83元/立方米上涨约21.1%。
LNG价格总体维持高位。10月21日，中国LNG出厂价格达到7166元/吨、出站价格达到7107元/吨，分别较10月16日上涨4.4%和4.6%。进口端，10月26日发布的数据显示，10月17日至23日中国LNG综合进口到岸价格指数为282.44点，环比下降9.30%，但同比仍上涨73.50%。此前10月12日至16日，中国进口现货LNG近月到岸价格达到28.29美元/百万英热，周环比上涨13.51%。国内管道气现货价格回调、LNG出厂价格维持高位以及进口到岸价格指数环比回落，显示采暖季前天然气市场仍承受较高采购成本，但不同气源、不同交易环节的价格变化已出现分化。
国内油价调整遇年内第二次搁浅
10月15日24时，国内成品油调价窗口再次开启。据国家发展改革委消息，9月24日国内成品油价格调整以来，中东地缘局势复杂多变，国际市场原油价格短暂回落后又出现较大幅度上涨。根据国际市场油价变化情况，本次汽、柴油价格不作调整。据了解，本轮是2026年第二十次调价，也是2026年的第二次搁浅。本次调价过后，2026年成品油调价呈现“十三涨五跌两搁浅”的格局。
据国家发展改革委价格监测中心监测，本轮成品油调价周期内（9月24日24时—10月15日24时），国际油价高位震荡。调价周期内，受供应预期和地缘政治局势变化等因素交织影响，国际油价呈高位震荡走势，布伦特原油期货价格在100~107美元/桶区间先抑后扬。周期初期，市场供应担忧有所缓解，国际油价震荡回落。中东主要产油国原油出口逐步恢复，沙特东西管道恢复运营且延布红海港口油轮装船作业重启，叠加七国集团及国际能源署同意加快释放石油储备，缓解短期供应紧张预期，带动油价高位回落。其间，伊朗提出“七日重开海峡方案”后遭美方拒绝，美伊关系仍处僵局，也门沙特局势紧张，对油价形成阶段性扰动。周期后期，中东地缘政治紧张局势加剧，推动国际油价震荡上涨。也门胡塞武装与沙特主导的多国联军军事对抗持续升级，霍尔木兹海峡附近油轮袭击事件增多，航运风险和运输成本上升，推动国际油价震荡反弹至106美元/桶附近。此外，飓风“伊赛亚斯”冲击美国墨西哥湾原油生产、美放松对俄柴油贸易制裁及俄罗斯部分解除柴油出口禁令也对国际油价走势产生扰动。
据国家发展改革委价格监测中心研判，目前地缘政治局势存在较大不确定性。美伊僵局未解，伊朗扩大对“违规船只”打击范围，霍尔木兹海峡周边海上船对船接驳模式承压，影响海湾原油外运；也门沙特冲突升级，胡塞武装袭击沙特阿美石油设施和利雅得哈立德国王机场，中东地缘风险溢价抬升。后续需持续重点关注中东局势动向对国际油价的冲击影响。
产业观察
前8月全国石油新增可采储量近7000万吨
9月22日，自然资源部介绍新一轮找矿突破战略行动阶段性成果。今年1—8月，全国石油新增可采储量近7000万吨，天然气新增可采储量6100亿立方米。自然资源部表示，“十五五”期间将持续聚焦石油、天然气等紧缺能源矿产，重点攻关深层、深水、非常规油气勘探，规划布局约300个能源资源基地，持续提升国内油气自给率。在保障能源安全前提下扩大天然气供给规模，将天然气作为化石能源低碳转型的过渡能源，同步配套甲烷管控、油气生产环节节能降碳相关工作。
中国石化、中国海油联合体中标海外区块
10月7日，中国海油与中国石化组成的联合体，在巴西国家石油管理局举行的第四轮永久产量分成招标中，拿下桑托斯盆地的Jade区块。按照约定，中国海油持有70%的权益并担任作业者，中国石化持有30%。相关合同计划于2027年2月26日前签署。
中国海油作为联合体作业方，手握国内成熟的超深水盐下勘探开发技术，能够承担钻井、海上工程等核心作业任务；中国石化则依托雄厚的资金实力、海外商务运营经验以及庞大的炼化体系，一方面分担勘探阶段大额资本开支，另一方面为未来潜在的权益原油找到稳定消纳渠道。两家携手，既补齐单家企业的能力短板，也避免独自承担勘探失利带来的巨额沉没成本。这次合作也是中方持续布局巴西盐下资产集群的重要一步。“三桶油”此前已经在桑托斯盐下多个区块参股。拿下Jade是继续扩大中方在巴西盐下资产布局，形成资产集群。依托这一区块，中方可以进一步完善在桑托斯盆地的勘探布局，未来有机会共享区域内的海上生产设施、海底管网与属地运营团队，摊薄整体开发成本。从能源战略层面看，项目勘探一旦取得突破，将为国内增添稳定的海外权益油来源，助力我国原油供应多元化。
鄂尔多斯盆地三交北区块探明千亿方深层煤层气田
9月27日，中国石油发布重大勘探成果，位于山西吕梁的三交北区块新增深层煤层气探明地质储量超千亿立方米。按照行业定义，埋深超过1500米的煤层天然气即为深层煤层气，属于非常规天然气范畴，相较于常规天然气，其埋藏深度大、地质构造复杂，勘探开发难度高、技术门槛严苛，长期以来是国内天然气勘探开发的重点攻坚领域。据了解，三交北区块坐落于鄂尔多斯盆地东部，区块连片含气面积达411.5平方千米，煤层埋深处于1900米至2150米区间，是典型的深层煤层气资源区块。此次探明的千亿方整装储量，资源禀赋优良，具备年产18亿立方米的规模化产能建设基础，为后续商业化、规模化开发奠定了坚实基础。目前中国石油在鄂尔多斯盆地备案的深层煤层气探明储量已累计突破4000亿立方米，盆地深层煤层气资源开发潜力持续释放。
近年来，我国深层煤层气勘探开发进程持续提速，资源储量稳步攀升。数据显示，截至2025年底，全国深层煤层气累计探明地质储量已突破1万亿立方米。业内专家预测，2035年我国深层煤层气年产量将达到400亿至500亿立方米，有望接续致密气、页岩气，成为国内天然气增产的核心接替资源，进一步优化国内油气资源结构，提升国内能源自主保障能力，助力能源产业绿色低碳高质量发展。
我国推进7项天然气国际标准成功立项
近日，国家市场监督管理总局披露，国际标准化组织（ISO）已批准由我国牵头的7项天然气国际标准全部立项。据了解，本批标准涵盖页岩气勘探开发、天然气碳足迹核算、天然气储层岩心取样、天然气水合物测试等产业链上游关键领域，将有利于构建全球统一的天然气技术规则，推动清洁低碳、安全高效的全球能源体系建设。其中，3项页岩气检测标准将为非常规油气开发提供统一技术依据，补齐页岩气储量评估与工程安全规范短板。截至目前，我国已牵头制定发布14项天然气国际标准。今年5月发布的5项，已被包括奥地利、白俄罗斯、韩国、肯尼亚等在内的20多个国家采用。这批标准的立项，不只是“国家成果”的展示。对产业链上的企业而言，标准出海还意味着市场机会的重新分配、合规门槛的重新定义，以及参与国际规则制定的路径打通。
中国石油CCUS累计注入二氧化碳超1300万吨
截至目前，全国石油行业累计注入二氧化碳接近2000万吨，中国石油累计注入量已经超过1300万吨，占全国石油行业注碳量的六成以上。更值得注意的是，今年上半年，中国石油又注入二氧化碳137.3万吨，同比增长14.2%。中国石油CCUS业务的多个重点项目正密集推进。吉林油田建成了国内首个全产业链CCUS国家级示范工程，成为亚洲最大的CCUS基地，累计注入二氧化碳超过400万吨。吉林石化—吉林油田二氧化碳长输管道建设项目已进入全面投产攻坚阶段，建成投运后，将成为吉林省碳排放与利用企业的主干碳网。新疆油田作为我国首个实现年注碳百万吨的油田，依托北疆地区煤电、煤化工和石化等企业聚集的碳源优势，发挥环准噶尔盆地区域优势，打造盆地西北缘百万吨“源、输、汇”全产业示范工程，已累计注入二氧化碳超200万吨。
责任编辑：沈馨蕊
