天然气价格日报
GAS PRICE DAILY · 图文版
2026年9月25日（周五 · 中秋假期首日）
统计窗口：9月24日收盘 — 9月25日0点版｜数据截至：9月25日 12:00（北京时间）
覆盖市场：国产液厂 · 接收站 · 管道气 · 国际现货｜发布周期：工作日更新
今日主线
中秋假期首日，北方主产区LNG价格7连降：陕西、川渝、山西等地相继跌破6000元/吨，标杆液厂陕西延长系下调100—120元/吨至6010—6060元/吨，榆林华辰降100至5950、志丹新沃达降150至5970、龙门/陕西宝钢降170至5930，山西中阳福裕、柳林正邦降至5850元/吨。内蒙星星5970、汇能6000、宏基6070、寰达6090、蒙新能源6160、通汇6160跟降。全国LNG工厂平均出厂价约6199元/吨（另一口径约6132元/吨），7连降，低价液源出货有所好转，重车仍存在积压。海气受国产气持续降价冲击，价格优势明显减弱，出货范围收窄，今日弱势运行，华北海气下调23—30元/吨。双节危化品限行今日起执行，山东境内高速全天禁行至9月28日6时，跨区槽车周转进一步收紧。国际端昨日冲高后回落，TTF约72.04欧元/MWh、JKM约26.38美元/MMBtu，进口到岸成本与国产液价“一上一下”的背离延续。
图1 今日主线：降价排库 × 双节限行
国产7连降叠加假期限行，低价液源出货好转但重车仍积压。
图2 价格温度计：节前排库加速，进口成本托底
供大于求与进口高成本并存，是国内跌而进口难跌的分叉根源。
01 市场概览
一、调价全景
今日国产气“主产区领跌、局部抗跌”：9月24日甘肃、宁夏、内蒙、陕西、山西、河北、河南、山东、重庆、四川、贵州、云南等至少62家工厂及接收站降20—180元/吨，山西河津、乾晟、禹门降120至5930，山西中阳、正邦降至5850；9月25日延长系集体降100—120，榆林华辰降100至5950、志丹新沃达降150至5970、升达子洲/米脂降130至6050、龙门与陕西宝钢降170至5930、陕西宝钢降170至5930、瑞尔定边降80至6200、内蒙星星降130至5970、汇能降100至6000、宏基降100至6070、寰达降200至6090、蒙新能源降210至6160、通汇降210至6160、森泰降150至6200。零星企稳小涨：辽宁营口、凌源中集鞍钢逆势上调20元/吨，天津接收站上调7元/吨。
二、海气松动
国产持续降价，海气价格优势明显减弱，出货范围随之收窄：今日海气弱势运行。行业报价口径下，国网北海5600元/吨，深圳/粤东中海油、国网迭福6050元/吨，福建莆田6300元/吨，董家口/天津海气6250元/吨，浙江宁波北仑6950元/吨，深圳大鹏/九丰6600元/吨，海南洋浦/中石油7000元/吨。各主体挂牌存在差异（如东6950、广汇启东6950、海油金湾6050）。
三、国际回落但成本端不松
9月24日受挪威气田结束检修恢复供气等因素影响，国际气价大涨后回落：TTF约72.04欧元/MWh（-3.16%），NBP约24.34美元/MMBtu，JKM约26.38美元/MMBtu（+2.55%），HH约3.05美元/MMBtu。Trading Economics数据显示，JKM于9月24日升至26.38美元/MMBtu，月内涨13.12%、同比涨133.87%，处于2023年1月以来高位；Hormuz海峡通航不确定性支撑亚洲溢价。核心判断：国际是“成本端高位”，国内是“排库端下行”，背离继续。
四、关键指标一览
指标
|
9月25日
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较上日
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说明
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全国LNG工厂平均出厂价
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约6199元/吨
|
↓7连降
|
另一口径约6132元/吨
|
陕西延长系挂牌
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6010—6060元/吨
|
↓100—120
|
标杆液厂领跌
|
陕西华辰/新沃达
|
5950/5970元/吨
|
↓100/↓150
|
陕西低价锚
|
陕西龙门/宝钢
|
5930元/吨
|
↓170
|
焦炉尾气质
|
山西中阳福裕/柳林正邦
|
5850元/吨
|
—
|
山西低价锚
|
内蒙星星/汇能
|
5970/6000元/吨
|
↓130/↓100
|
煤制气低价锚
|
宁夏哈纳斯/甘肃庆阳瑞华
|
6780/6700元/吨
|
—
|
高价区补跌滞后
|
山东枣庄薛能/华胜
|
6530/6650元/吨
|
↓40
|
焦炉气高价区
|
出厂挂牌区间
|
5850—6650元/吨
|
重心下移
|
华胜6650—中阳5850
|
海气均价口径
|
约6225元/吨
|
弱势运行
|
国产挤压出货范围
|
TTF（9/24盘中）
|
约72.04欧元/MWh
|
-3.16%
|
挪威恢复供气回吐
|
JKM（9/24收盘）
|
约26.38美元/MMBtu
|
+2.55%
|
Hormuz支撑亚洲溢价
|
HH（美国）
|
约3.05美元/MMBtu
|
稳
|
本土宽松
|
02 国际气价动态
9月24日拉动因素：挪威气田检修减少供气、美国HH走强、亚洲季节性补库需求支撑。9月25日修正：挪威气田结束例行检修恢复供气，欧洲储气库库存处于低位但降温预期有限，TTF冲高回落，说明“风险溢价”成分大于“缺口定价”。JKM月内涨幅13.12%、同比涨幅133.87%，亚洲到岸成本对国内海气挂牌形成明确托底。
图5 国际气价：亚洲高位托底，欧洲回吐溢价
TTF、NBP、JKM处于高位，HH处于低位；溢价大于缺口，回落属溢价回吐。
国际基准对比
基准
|
9月24日收盘/点位
|
日涨跌
|
含义
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TTF
|
约72.04欧元/MWh
|
-3.16%
|
挪威恢复供气压制
|
NBP
|
约24.34美元/MMBtu
|
—
|
英国基准同步
|
JKM
|
约26.38美元/MMBtu
|
+2.55%
|
Trading Economics点位
|
HH
|
约3.05美元/MMBtu
|
稳
|
美国本土宽松
|
对国内传导：10月现货到岸成本仍高，11月进口资源到站压力不减；但中秋至国庆期间国产液厂以“库存安全”为先，短期不会因国际涨价反转国内跌势。
03 国内区域市场
一、出厂价：标杆领跌，低价锚扩散
9月25日分省出厂均价（元/吨）：陕西6057、内蒙6131、山西6025、宁夏6776、甘肃6700、新疆6178、河北6246、山东6513、河南6186、湖北6390、四川6170。山西煤层气、焦炉气、管道气并存，价差最大；山东焦炉气系、宁夏管道气系价格偏高，是本轮补跌最滞后的两个区域。
图3 国产液厂代表挂牌价：标杆领跌，低价锚扩散
二、分省出厂价格对比
省份
|
代表液厂/资源
|
价格(元/吨)
|
日涨跌
|
气质
|
陕西
|
延长临镇/杨家湾/延川/安塞/志丹
|
0/6010/5980/6020/6010
|
0/-100/-120/-100/-120
|
管道气
|
陕西
|
青化砭/靖边
|
6030/6060
|
—
|
管道气
|
陕西
|
中宏/华辰/新沃达
|
5950/5950/5970
|
-100/-100/-150
|
管道气
|
陕西
|
旭强瑞/龙门/陕西宝钢
|
5930/5930/5930
|
-120/-170/-170
|
焦炉/尾气质
|
陕西
|
升达子洲/升达米脂/圆恒
|
6050/6050/6050
|
-130/-130/-120
|
管道气
|
陕西
|
瑞尔定边/陕西杨凌
|
6200/6590
|
-80
|
管道气/省内高位
|
山西
|
中阳福裕/柳林正邦
|
5850/5850
|
—
|
煤层气
|
山西
|
河津华源/乾晟/禹门/阳煤丰喜
|
5930/5930/5930/5930
|
-120
|
焦炉气
|
山西
|
华港/沁水新奥/阳城舜天达/浩坤
|
6050
|
-100
|
煤层气集群
|
山西
|
中煤平朔/道生鑫宇/金塔山
|
6020/6000/6050
|
—/-100
|
合成氨尾气/焦炉
|
内蒙
|
星星能源/汇能/宏基
|
5970/6000/6070
|
-130/-100/-100
|
煤制/管道气
|
内蒙
|
寰达/蒙新能源/通汇/森泰
|
6090/6160/6160/6200
|
-200/-210/-210/-150
|
管道气
|
宁夏
|
哈纳斯/新珂源/天利丰/长明
|
6780/6800/6800/6800
|
—
|
管道气
|
甘肃
|
庆阳瑞华/兰鑫
|
6700/6700
|
-150
|
管道气/焦炉尾气
|
河北
|
迁安九江/怡惠达/安丰/中翔
|
6260/6260/6220/6240
|
—
|
焦炉气
|
山东
|
枣庄薛能/山钢日照/华胜
|
6530/6520/6650
|
-40/-40
|
焦炉气系
|
河南
|
晋煤天庆/京宝/金瑞/利源/宇天
|
6100/6230/6100/6250/6250
|
-180/-50/-100
|
煤制气
|
湖北
|
黄冈昆仑
|
6390
|
—
|
管道气
|
四川
|
中京燃气
|
6170
|
—
|
管道气
|
三、接收站挂牌价
图4 接收站挂牌价：弱势运行，出货范围收窄
报价区间5600—7000元/吨，各主体挂牌存在差异，实际议价空间扩大。
区域
|
接收站
|
挂牌价
|
说明
|
华东
|
浙江宁波北仑
|
6950元/吨
|
华东高位锚
|
华东
|
如东/广汇启东
|
6950元/吨
|
江苏海气
|
华东
|
江苏滨海
|
6450元/吨
|
中海油江苏
|
华南
|
深圳大鹏/九丰
|
6600元/吨
|
珠三角高位
|
华南
|
海油金湾/粤东中海油
|
6050元/吨
|
粤东区域
|
华南
|
深圳/粤东中海油
|
6050元/吨
|
广东区域
|
华南
|
国网北海（广西/滇黔）
|
5600元/吨
|
广西低价锚
|
华中
|
福建莆田（湘赣鄂）
|
6300元/吨
|
区域口径
|
华北
|
董家口/天津海气
|
6250元/吨
|
华北统一
|
华北
|
河北曹妃甸/新天曹妃甸
|
6260/6400元/吨
|
唐山区域
|
华南
|
海南洋浦/海南中石油
|
7000元/吨
|
海南独立高位
|
注：接收站挂牌价、贸易商成交价、到站价三者不同，终端算账要看“到站价=出厂/出站价+运费+装卸+损耗”。以上为行业报价口径，各主体挂牌存在差异，实际结算以价格确认函为准。
四、区域价格地图式速览
图6 区域地图式速览：绿区加油 · 黄区看到站价 · 红区别锁
西北、陕北、山西、川渝为低价锚点；山东与海南为高价区。
04 管道气与进口现货
SHPGX管道气现货价格（2026年9月交付，9月18日公布）：全国3.89元/方，江苏4.20、浙江4.13、广东4.04、上海4.08、湖北4.03、山东3.99、湖南3.96、川渝3.73、河北3.69、内蒙古3.54、陕西3.59、山西3.40元/方。气源地（山西、内蒙、陕西）明显低于沿海消费地（江苏、浙江、广东）。以JKM 26.38美元/MMBtu折算进口到岸成本约6.87元/方（按汇率7.1、1吨≈52MMBtu估算），是海气挂牌“下不来”的成本底线。
图7 管道气与进口成本对比：进口仍贵约77%
维度
|
数值
|
说明
|
全国管道气现货均价
|
约3.89元/方
|
SHPGX 9月交付，9/18公布
|
江苏管道气
|
4.20元/方
|
当周全国最高，沿海高价区
|
浙江管道气
|
4.13元/方
|
长三角用气需求支撑
|
广东管道气
|
4.04元/方
|
华南消费地
|
川渝管道气
|
3.73元/方
|
西南气源区
|
河北管道气
|
3.69元/方
|
华北气源地
|
陕西管道气
|
3.59元/方
|
长庆气田周边
|
内蒙管道气
|
3.54元/方
|
西部产区价格洼地
|
山西管道气
|
3.40元/方
|
气源地低价锚
|
JKM折算进口等价
|
约6.87元/方
|
汇率7.1、1吨≈52MMBtu估算
|
JKM（9/24收盘）
|
约26.38美元/MMBtu
|
亚洲到岸成本托底
|
SHPGX中国LNG综合进口到岸指数
|
日度发布
|
交易中心官网可查
|
数据来源：上海石油天然气交易中心（SHPGX）管道气现货价格，2026年9月交付、9月18日公布；进口等价按JKM 26.38美元/MMBtu、汇率7.1、1吨≈52MMBtu估算，仅作量级参考。
进口成本高位=海气挂牌“不肯深跌”的底线；国产排库=液厂“先保库存”的现实。两者在中秋至国庆期间持续拉扯。
05 终端价格与政策联动
行业监测口径：全国站端市场均价6.70元/kg，最低5.75元/kg（河北），最高7.20元/kg，跨区域价差最高1.45元/kg。七大地理分区均价：华东6.81、华南6.48、华中6.80、华北6.57、西南6.61、西北6.63、东北6.66元/kg。各省中，安徽7.08、云南6.96、江西6.91、辽宁6.88、江苏6.84、河南6.84、甘肃6.79元/kg偏高；河北5.75、广西6.23、重庆6.46、陕西6.54、内蒙6.60、四川6.51、宁夏6.49元/kg偏低。各地城燃联动仍在推进：靖江2026年三季度非居民4.09元/方，四季度拟调至4.31元/方（征求意见中）；泰州主城与泰兴四季度分别拟4.41元/方和4.43元/方（10月1日—12月31日）；武汉居民阶梯气价听证会定于10月9日举行，听证前现行价不变。
一、站端零售参考（元/kg，非出厂价）
图8 站端零售参考：全国均价6.70
全国均价6.70元/kg，跨区域价差最高1.45元/kg，千公里差可达145元。
层级
|
代表区域
|
均价（元/kg）
|
低价锚点
|
河北/广西/重庆
|
5.75 / 6.23 / 6.46
|
中间区间
|
陕西/宁夏/内蒙/四川
|
6.54 / 6.49 / 6.60 / 6.51
|
中间区间
|
华北/华南/华中/西南
|
6.57 / 6.48 / 6.80 / 6.61
|
高价预警
|
甘肃/江苏/辽宁/江西
|
6.79 / 6.84 / 6.88 / 6.91
|
全国最高
|
安徽/云南
|
7.08 / 6.96
|
全国最低/最高
|
河北/—
|
5.75 / 7.20
|
数据来源：赫森能源《09月25日客户专属LNG价格参考》，全国市场均价6.70元/kg、跨区域价差1.45元/kg，七大地理分区及各省价格。
重卡口径：按百公里耗气30kg计算，6.20元/kg时百公里成本186元，6.70元/kg时201元，7.20元/kg时216元，单百公里差15—30元、千公里差150—300元。中秋限行下“低价省加满再出发”仍有意义，但须同时核对限行时段与卸车窗口。
二、各地城燃终端顺价动态
地区/发文单位
|
用户类别
|
终端价（元/方）
|
执行时间/说明
|
靖江（征求意见）
|
非居民
|
4.31（拟）
|
10月1日起，征求意见中
|
靖江
|
非居民
|
4.09
|
2026年三季度，环比+0.07
|
泰州主城区
|
非居民
|
4.41
|
10月1日—12月31日
|
泰兴
|
非居民
|
4.43（最高）
|
10月1日—12月31日，优惠不限
|
泰州主城区
|
非居民
|
4.09
|
2026年三季度
|
泰兴
|
非居民
|
4.19（最高）
|
2026年三季度
|
姜堰
|
非居民
|
4.11
|
2026年三季度
|
平湖
|
非居民
|
4.23
|
6月30日起，临时结算价
|
非居民
|
4.23
|
2026年9月1日起，五档阶梯
|
|
非居民
|
4.39
|
8月31日起，皖南最高
|
|
宣城/广德/绩溪/宁国
|
非居民
|
4.22
|
2026年9月
|
武汉（听证方案）
|
居民阶梯
|
2.91/3.49/4.37 或 3.01/3.61/4.52
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10月9日听证，未生效
|
武汉（现行）
|
居民第一档
|
2.53
|
听证前不变
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数据来源：靖江、泰州、泰兴、姜堰、平湖、六安、池州、宣城等地发改委价格调整文件；武汉市发改委居民阶梯气价听证会公告。具体执行时间以各地发改委官方文件为准。
06 风险提示与今日提示
一、风险雷达
图9 风险雷达：限行最确定，高价区补跌最滞后
限行与重车积压属确定性约束；宁夏、甘肃高价区补跌滞后。
1.风险1：双节危化品限行：山东境内高速9月25日0时至9月28日6时全天禁止危化品运输车辆通行；广西9月24日0时至25日24时、27日0时至28日24时限时通行；安徽蚌埠9月25日0时至27日24时、10月1日0时至7日24时禁行。槽车周转收紧，区域错配加剧。
2.风险2：局部逆势小涨：辽宁营口、凌源中集鞍钢上调20元/吨，天津接收站上调7元/吨，依托本地用气需求支撑报价，与主流降价方向背离。
3.风险3：液厂库存分化：宁夏（6776）、甘肃（6700）、山东（6513）高价区补跌滞后，陕北、山西低价液源已至5850—5970元/吨。
4.风险4：国际消息面：JKM月内涨13.12%、同比涨133.87%，Hormuz通航不确定性支撑亚洲溢价；10—11月进口成本压力向国内传导需持续跟踪。
二、三条操作提示
采购端：月协+日结，不追高锁货；陕西中宏5950、华辰5950、志丹新沃达5970、内蒙星星5970、汇能6000等低价源优先，但必须算到站价。同一省份液源价差可达数百元/吨，按配送路线竞价采购。
物流/重卡端：陕西、山西、内蒙、川渝加满再出省；把限行时段（山东9/25—9/28、国庆10/1—10/8）、接收站库存、卸车时段一起排。千公里气价差可达145—300元，低价省补能价值明确。
城燃端：利润弹性看“顺价覆盖率+未调金额滚存”，不是销量；四季度联动落地进度比气价本身更重要。泰州、泰兴、靖江四季度方案均在公示或征求意见窗口。
三、后市判断
图10 后市节奏：限行窗口 × 成本托底
假期限行收紧周转，节后看成本与需求回归节奏。
时间窗
|
方向
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价位/判断
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短期（中秋9/25-9/27）
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下行
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低价液出货好转、重车仍积压，高价区继续补跌，出厂均价向6100—6200元/吨下探
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国庆窗口（10/1-10/8）
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震荡
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山东等地高速继续限行、槽车周转收紧，低价锚扩散但区域错配加剧
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节后
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分化
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10月原料成本起点在6200元/吨以上（延长石油10月省外管道气竞拍均价3.76元/方，折合成品成本6200元/吨以上），节后深跌空间受限
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中期
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成本上行
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新厂投产供应增量与暖冬预期压制冬季高度；国际高位若持续，11月进口成本压力再放大海陆价差
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10月成本信号：延长石油10月省外管道气竞拍，起拍价3.30元/方（环比+0.15），成交区间3.75—3.77元/方，均价3.76元/方（较9月+0.345），最终交易量13020万方（约420万方/天），折合成品成本6200元/吨以上。短期液价虽跌，10月成本起点并不低。
07 燃气发电价格：气价与电价的传导通道
天然气价格通过气电联动机制向电价传导，是现货气价冲击下最直接的需求端变量。截至2026年底全国气电装机约1.65亿千瓦、占发电装机4.3%，稳居全球第二；全国气电基准上网电价均价约0.42—0.68元/千瓦时（加权平均约0.52元/千瓦时，对应基准气价2.5元/方），容量补偿均价165—396元/千瓦·年，各地自主制定、类型细分、标准差异显著。
一、全国气电价格水平
指标
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价格区间
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口径说明
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全国气电基准上网电价均价
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0.42—0.68 元/千瓦时
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加权平均约0.52元/千瓦时
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联动机制地区（苏浙沪）
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0.55—0.68 元/千瓦时
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气价波动可疏导，联动系数4.85
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市场化定价地区（粤鲁桂）
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0.50—0.60 元/千瓦时
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负荷中心，调峰需求高
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固定电价地区
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0.42—0.53 元/千瓦时
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未联动或联动比例低
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全国容量补偿均价
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165—396 元/千瓦·年
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按机组类型与利用小时分档
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全国气电平均利用小时
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2187 小时
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2025年，低于煤电4000—5500小时
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数据来源：《中国电力企业管理》全国气电参与市场现状与“十五五”发展形势展望；价格为2025年度口径，仅作横向对比。
二、2026年最新地方政策
上海（沪发改价管〔2026〕35号，9月1日起执行）：调峰机组电量电价0.6336元/千瓦时，9E系列按全年发电利用小时300以内加价0.15元/千瓦时、300—500小时加价0.10元/千瓦时、500小时以上不再加价；热电联产2500小时内0.6578、2500—5000小时0.5774、5000小时以上执行燃煤基准价；分布式单一制0.9980元/千瓦时；容量电价调峰37.01元/月·千瓦、热电联产36.50元/月·千瓦。
浙江（浙发改能源〔2026〕67号，4月1日起执行）：统调气电上网电量全量进入现货市场，实际上网电量85%执行政府授权合约、15%通过现货市场出清；授权合约价格＝各电厂月度天然气到厂价（含管输费）÷气电联动系数4.85×税率调整系数1.0367（即1.13/1.09），月度到厂价由省天然气公司据实统计；9F机组容量电价（固定成本）暂按360元/千瓦·年，年利用小时不超过1800小时时回收固定成本比例92%，对应结算容量电价331.2元/千瓦·年，超1800小时后调减至70%—20%。
广东（粤发改价格函〔2025〕1254号）：煤电机组容量电价165元/千瓦·年（2026年1月1日起）；使用澳大利亚进口合约气的配套气电机组165元/千瓦·年，9E及以上其他常规机组264元/千瓦·年，6F及以下330元/千瓦·年，纳入国家能源领域首台（套）重大技术装备的396元/千瓦·年（2025年8月1日起）。调整不涉及居民和农业用户，工商业终端用电成本总体稳中略降。
安徽（2026年9月1日起执行）：对天然气调峰发电机组执行两部制电价，容量电费纳入系统运行费、每月由工商业用户按用电量比例分摊；已参与电力市场的气电企业电量电价按市场规则执行。
河北：调峰、热电联产机组实施两部制电价，基准电量电价0.3124元/千瓦时、基准天然气价1.84元/方，到厂价与基准气价每变化0.5元，上网电价相应调整0.1元；到厂价高于全省燃气企业非管制气平均采购价时按平均采购价联动。
三、今日传导测算
以浙江联动公式测算（税率调整系数1.0367、联动系数4.85）：气价每上涨1元/方，授权合约电价增加约0.21元/千瓦时。按JKM 26.38美元/MMBtu折算进口等价约6.87元/方，较基准门站气价（以河北2.5元/方量级参考）的溢价，理论上对应电量电价需上调约0.9元/千瓦时量级的成本压力。但现货高价、度冬度夏等特殊时段联动电价对可变成本覆盖率不足60%，发电企业面临“发得越多、亏得越狠”的倒挂。
对今日LNG市场的含义：今日国产液价7连降至6199元/吨，而进口等价仍在6.87元/方量级，气电用气成本以门站/长协气为主，现货高价气主要通过联动机制疏导。联动传导存在1—3个月时滞，且普遍只覆盖80%—90%的燃料成本，因此今日液价下行不会立即反映到上网电价，但对以现货LNG为边际燃料的气电项目，气价每涨1美元/MMBtu，1GW机组日燃料成本增加约15万元。
政策方向：湖南《促进天然气消费利用的若干措施》（2026年9月1日印发）提出研究制定天然气发电两部制电价、合理核定容量与电量电价、鼓励“气电代加工”、支持气电与新能源联营；安徽、河北、上海、浙江、广东、湖南六地近期政策密集出台，气电从“保供成本”向“系统调节价值”定价的转型在加速。
附：10月成本信号与9月下旬船期
项目
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内容
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竞拍起拍价
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3.30元/方，环比+0.15元
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成交价格区间
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3.75—3.77元/方
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成交均价
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3.76元/方，较9月+0.345元
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最终交易量
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13020万方（约420万方/天）
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折合成品成本
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6200元/吨以上
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数据来源：延长石油10月省外管道气竞拍成交公告，各字段均为官方公布口径；折合成本按成交均价折算，为行业估算值。
一、9月25—30日LNG船期（部分）
船名
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收货港
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到港时间
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货量(吨)
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发货国
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SEVILLA KNUTSEN
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天津
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9月25日
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73103
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BURAN
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滨海
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9月25日
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74217
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VALERA
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如东
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9月25日
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71745
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俄罗斯
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LAGENDA SURIA
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董家口
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9月26日
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34368
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马来西亚
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CESI QINGDAO
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如东
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9月26日
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75319
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澳大利亚
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MARIA ENERGY
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9月27日
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75417
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澳大利亚
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HOEGH ESPERANZA
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宁波
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9月25日
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150000(m³)
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澳大利亚
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MUREX
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唐山
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9月26日
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173400(m³)
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澳大利亚
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MIN RONG
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福建
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9月28日
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147000(m³)
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印度尼西亚
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AL UTOURIYA
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深圳
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9月29日
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215000(m³)
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卡塔尔
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CESI LIANYUNGANG
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天津
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9月28日
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75319
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澳大利亚
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MARAN GAS HYDRA
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天津
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9月29日
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74888
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澳大利亚
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DAPENG SUN
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深圳
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9月30日
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63632
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澳大利亚
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数据来源：LNG行业信息《9月24日我国各接收站LNG船舶到港情况》及《未来7日船期预测》；预测船期与实际靠泊可能存在偏差。
注：9月23日已到港记录为实际停靠信息（如东VLADIMIR RUSANOV、盐城BARCELONA KNUTSEN、台中SERIALAM、洋山PUTERI TERENGGANU）；9月25—30日为预测口径（含深圳、舟山、天津、潮州、如东、滨海、董家口），与实际靠泊可能存在偏差。澳大利亚为预测船货主要来源国，其次为俄罗斯、秘鲁、马来西亚、卡塔尔、印尼。
数据来源
LNG行业信息日报、LNG天然气平台、LNG贸易及配送、LNG行情聚焦、赫森能源客户专属价格、来佰特数据、生意社、Trading Economics、OilPriceAPI、EnergyRiskIQ、上海石油天然气交易中心（SHPGX）、各地公安交管部门通告、LNG Journal。出厂价含9月25日0点版与当日调价两种口径，国际气价为9月24日收盘点位与盘中点位。
口径说明
出厂价、挂牌价、指数价、到站价、站端零售价口径不同，不可直接横比。生意社基准价6132元/吨与行业平均出厂价6199元/吨为不同口径，同时列出供交叉验证。SHPGX管道气现货为9月交付价格（9月18日公布），液厂/接收站挂牌为9月25日当日数据。各主体接收站挂牌存在差异；JKM不同平台评估点位存在微小差异。进口等价按汇率7.1、1吨≈52MMBtu估算，仅作量级参考。
燃气发电特别说明
气电联动机制普遍存在1—3个月传导时滞，部分省份仅将门站价/到厂价纳入联动核算，应急保供阶段的高价额外购气、现货溢价、储气调峰等成本无法全额疏导；联动电价对实际燃料成本覆盖率约80%—90%，特殊时段不足60%。本文测算为机制说明，不构成电价或投资决策依据。
免责声明
实际成交以液厂或贸易商价格确认函为准；电价与容量电价以各省发改委官方文件为准。本文仅供行业参考，不构成投资、采购或交易建议。