第八届重庆油气论坛夏季峰会专家观点分享系列（七）

前言：2026年6月11日—12日，第八届重庆油气论坛夏季峰会在贵阳举行，现对有关专家观点进行整理并陆续发布。本文整理自整理自山东清能咨询总经理、首席分析师韩小庆女士所作的主题演讲《天然气销售定价策略及资源池构建策略》，作者授权发布。

当前，国内天然气市场进入存量竞争新阶段，市场化改革持续深化，主要供气企业销售定价策略加速变革。准确研判市场趋势、把握定价机制演变规律，对上下游企业优化气源采购、控制经营成本、提升市场竞争力具有重要现实意义。本文围绕国内天然气销售定价宏观环境、2026年主要企业定价策略及上下游企业资源池构建建议分析如下。

一、国内天然气销售定价宏观环境与趋势分析

过去五年，在政策导向与市场需求双因素推动下，国内主要供气企业天然气销售策略及定价体系发生深刻变革。展望未来，"十五五"期间天然气市场化改革将进一步深化，全国管网互联互通加速推进，气源供应呈现多主体、多渠道、多形态特征，定价机制与竞争格局将持续重塑。

（一）政策导向：天然气市场化改革持续深化

"十五五"期间，我国将构建新型能源体系、建设能源强国，天然气在能源格局中的战略定位为"承上启下的关键纽带"和"稳定器"。政策层面明确提出，天然气市场化改革的目标是完善主要由市场供求关系决定价格的机制，形成灵活的价格信号引导资源配置。在具体举措上，国家将持续推进取消省级基准门站价政府定价，鼓励竞争性地区形成市场化定价，建立上下游联动机制，加强输配环节成本监审，推动天然气价格更加灵活地反映市场供需变化。同时，国家大力推进全国管网互联互通，国家管网集团托运商数量从2021年的不足百家快速增长至2025年的一千余家，市场参与主体大幅增加，竞争格局加速优化。

（二）市场演变：从高速增长迈向存量竞争

从消费增速演变来看，国内天然气市场经历了三个明显阶段。2010至2016年，伴随经济快速发展和城镇化率提升，天然气消费维持自然平稳增长。2017至2021年，"煤改气"政策强力推动，行业蓬勃发展。2022至2025年，受高气价成本和国内经济转型影响，消费增速有所降低。展望未来，"十五五"期间中国天然气消费量增速将进一步放缓，逐步进入存量市场竞争阶段。业内普遍预测，在基准情景下，2030年国内天然气消费量约为5500亿立方米，高气价情景下可能仅为5000亿立方米左右。存量竞争意味着行业价格和利润更加透明，上下游企业经营风险面临更大调整，企业间的竞争将从增量抢夺转向存量优化。

（三）定价机制：从政府指导价向市场化定价转型

中国天然气定价机制经历了从"政府指导定价"向"市场化定价"的渐进式转变。2011年，两广地区率先试点市场净回值法；2013年推广至全国实行"一省一价"，分居民和非居民定价；2015年推进存量增量气并轨；2016年实施居民阶梯气价；2018年放开化肥原料气和储备调峰气价；2019年取消省级基准门站价政府定价，鼓励竞争性地区形成市场化定价。原则上，目前国内市场化定价气量比例已达47%，非管制气源总量约2121亿立方米。在资源构成上，陆上常规国产气占比约43%，进口LNG占21%，陆上非常规国产气占12%，俄罗斯进口管道气占9%，其他进口管道气占5%，海上气田气占10%。资源来源的多元化，为价格市场化提供了坚实的物质基础。

（四）供气格局：多元化主体加速形成

当前，中国天然气供气已初步实现多元化。从市场份额看，中石油仍占据约62%的管道气供应份额，中石化约16%，中海油约7%，延长石油、上海燃气、浙江能源、内蒙大唐、新奥、新天绿能、新疆庆华、北京燃气等企业合计占据约15%的份额。值得特别关注的是，过去五年，三大油以外的供气企业数量及供气量呈明显上升趋势，国家管网托运商数量从2021年的不足百家增长至2025年的一千余家。与此同时，国内LNG接收站建设加速推进，截至2025年，全国LNG接收站进口能力达16247万吨/年，其中三桶油及国家管网集团合计接转能力约10927万吨/年，占比67.26%，其他企业LNG进口能力约5320万吨/年，占比32.74%。预计到2035年，其他企业的LNG进口能力增幅将高达175.9%，供气主体多元化趋势不可逆转。

二、2026年主要企业天然气销售定价策略解读

在国内天然气市场存量竞争、国际油气价格高位震荡的背景下，2026年各类供气企业的销售定价策略呈现明显分化特征。总体而言，国内主要供气企业天然气销售定价策略已经由普适性的年度合同为主的单一化销售体系，转变为中长期为主、年度为辅和线上补充的多元化销售体系。

（一）三大石油公司：差异化定价策略凸显

2026-2027合同年度，中石油、中石化、中海油三大石油公司因气源条件不同，销售定价策略存在一定差异，但市场化价格供应部分比例继续提升。中石油定价策略中，管制气占比维持不变，非管制气中固定气比例上调，浮动气比例不变。中石化定价策略中，政府指导价基础量占比不变，定价量中市场化定价比例上调，与Brent油价联动和CLD联动的气量比例相应调整。中海油全部采用非管控资源，2026-2027合同年度继续推行五年长协合同为主的保供模式，在福建、广东等核心市场区年度资源量供应分淡旺季执行固定价，在江苏、安徽、山东等省对标中石油综合价格进行升贴水定价。

（二）非主力企业：灵活定价与跟随策略并行

在高度不确定的国际市场环境和国内供需面宽松的预期下，非主力管道气销售企业纷纷调整定价策略。由于多数企业缺乏对市场趋势及价格预判的能力，其管道气年度销售定价开始选择与中石油合同价格挂钩。具体来看，陕西某石油公司采用"中石油价格+线上竞拍"混合定价模式，基准价为当地中石油合同价格的70%加上竞拍成交均价的30%，并提供量价挂钩优惠。山西某煤层气企业供应价格月度随市场波动调整。新疆某煤制气企业推行固定销售与零散销售分类定价，部分区域价格参照中石油当地综合价下浮。川渝零散井企业普遍采用月度随市调整策略。总体而言，非主力企业定价策略趋于灵活，与中石油价格挂钩成为主流选择，线上竞拍、月度调价等市场化手段应用日益广泛。

（三）市场化交易体系：从单一合同向多元互补转型

国内主要供气企业天然气销售定价策略已经由普适性的年度合同为主的单一化销售体系，转变为中长期为主、年度为辅和线上补充的多元化销售体系。在新的体系中，中长期合同锁定核心保供量，发挥"保基础"作用，平滑跨周期价格波动；年度合同锁定年度均价，发挥"控总量"作用；线上交易形成公允价格，反映边际价格，发挥"调余量"作用，支持合同转让、月度调剂、竞价补量，偏差成本大幅降低。多元化销售体系的核心优势在于：多周期组合对冲价格风险，合同转让盘活存量资源，跨区域自由流转实现资源配置最优，区域价差逐步收窄，二级交易市场被激活，推动市场化改革持续深化。当然，新模式也带来了监管难度提升、交易规则需要完善、风控体系建设有待加强等挑战，需要行业各方协同应对。

（四）国际价格传导：高气价下的成本压力

2026年，受国际地缘冲突持续、全球能源供需紧平衡等因素影响，国际油气价格预计仍将高位震荡。国际油价Brent预计在70-90美元/桶区间波动，东北亚LNG现货价格JKM预计维持在10-17美元/百万英热单位。高气价环境下，国内天然气现货资源价格全年预计处于高位震荡状态，进口现货综合成本、PNG贸易上载均价、沿海槽车LNG出厂均价均承压上行。高气价将通过进口管道气和进口LNG两个渠道向国内市场传导，推高三大油的综合采购成本，进而推动2026年合同年管道气合同量价格普遍上涨。在此背景下，上下游企业需加强国际价格走势研判，灵活调整采购策略，合理运用中长期合同锁定价格、线上现货补充边际需求等手段，有效管理价格风险。

三、上下游企业天然气资源池构建策略建议

在"十五五"规划全面开局、天然气市场化改革持续深化的背景下，上下游企业仍面临多重痛点：气源单一抗风险弱、季节性价差波动大、采购成本居高不下、储运调峰能力不足、供需错配成本高。与此同时，国际地缘冲突、能源价格波动、国内"双碳"目标推进，倒逼企业打破单打独斗模式，通过协同共建实现气源稳定与成本可控。构建多元化、灵活高效的气源资源池，已成为企业提升核心竞争力的关键路径。

（一）多元化布局气源，增强供应稳定性

天然气上游气源方和下游大型用户（城燃、工业、电厂）在气源池构建方面，需兼顾供应稳定性、成本可控性、风险分散性、运营灵活性。具体路径包括：一是国产管道气，对接中石油、中石化、中海油等上游央企，签订中长期供应协议，锁定稳定低价基础气源，覆盖日常基础用气需求。二是海外LNG气源，布局长期照付不议合同、中短期合约与现货采购组合，对接澳大利亚、卡塔尔、美国等主流供应商，利用LNG灵活性弥补季节性缺口。三是储气库调峰气，联动地下储气库、调峰储罐，淡季注气、旺季采气，平抑价格波动，解决冬夏季供需错配问题。四是非常规天然气，关注煤层气、页岩气、零散气等增量资源，拓展气源渠道。五是市场交易气，依托上海、重庆石油天然气交易中心，抢抓低价现货、竞拍气源，动态优化采购成本。六是其他气源，包括LNG槽车气、BOG气、CNG资源等，作为补充调剂手段。

（二）创新资源整合模式，实现协同降本增效

在创新资源整合模式方面，上下游企业可积极探索多种协同路径。"统谈分签"模式，即上下游联合组团与上游供应商统一谈判、签订框架协议，各企业分签具体合同，以规模化优势提升议价能力。"资源互换"模式，即不同区域的企业进行气源互换，节省管输物流成本，同时更好协同保障区域供应。"基础设施共享"模式，即共建共享LNG储罐、储气库、区域管网等基础设施，分摊储运成本，提升设施利用效率。此外，还可以探索代加工、液化加仓储、气液互交、拼单采购等创新业务模式，通过多样化手段降低全链条运营成本，实现互利共赢。

展望未来，随着"十五五"规划深入实施和天然气市场化改革不断深化，国内天然气行业将朝着更加市场化、多元化、数字化的方向演进。全国一张网的管网格局基本形成，气源供应更加充裕，市场竞争更加充分，价格信号更加灵敏。在此背景下，企业应主动适应变革，加快构建多元化、韧性强的气源资源池，深化上下游协同合作，积极拥抱数字化转型，提升市场分析和价格预判能力，在存量竞争时代实现高质量发展。总体来看，中国天然气市场发展前景广阔，上下游企业通过协同共建、创新模式、数字赋能，必将实现气源稳定与成本可控的双重目标，共同推动行业可持续健康发展。