油气市场研报（2026年9月）

杨永明

（中能传媒能源安全新战略研究院）

焦点月评

油价再次破百，今冬油气市场还有几道坎？

9月以来，国际油价重新站上百美元关口。表面看，这是中东局势再度升级后，市场对供应风险的集中反应；但放在今冬油气市场运行中看，这轮上涨并不只是一次短期价格冲高。原油供应扰动、石油需求分歧、天然气冬季补库、终端成本承受能力交织在一起，使今冬油气市场面临更复杂的定价环境。

与典型需求扩张周期不同，本轮油价上行更多带有风险溢价色彩，更确切地说，是在为供应中断、运输受阻、现货替代和冬季能源成本上升提前计价。油价再次破百之后，今冬油气市场还要迈过几道坎？

第一道坎，是中东供应扰动能否缓和。9月中旬，沙特东西向输油管道遭无人机袭击后关闭，红海方向延布港原油装船一度暂停。该管道连接沙特东部油田和红海出口终端，是在霍尔木兹海峡通行受扰背景下维持外运的重要替代通道。受此影响，沙特阿美通知部分欧洲客户取消9月装船货物，欧洲炼厂转向北海、美国、哈萨克斯坦、阿尔及利亚等来源寻求替代油种。

这一事件对油价的影响，不在于某一天减少了多少供应，而在于市场对后续可用船货和稳定装船能力的担忧上升。当前，中东原油出口既受霍尔木兹海峡通行风险影响，也受红海和延布港方向装运不确定性影响。只要相关扰动反复出现，贸易商和炼厂就会提前锁定替代油种，船东和保险机构也会重新评估航线风险，这些成本最终都会反映到现货采购和原油价格中。

第二道坎，是需求端能否承受高油价。油价破百容易给人一种油市重新转强的直观感受，但需求端并没有形成一致的强复苏预期。9月10日，欧佩克发布月度石油市场报告，预计2026年全球日均石油需求比2025年增加38万桶，2027年增量扩大至236万桶。相比之下，国际能源署9月报告预计，受石化原料、成品油供应损失和燃料价格高企等因素影响，2026年全球石油需求将下降250万桶/日。

两大机构判断分化，说明当前油价高位并没有坚实的需求共识支撑。一方面，供应扰动和风险溢价可以把价格推上去；另一方面，高油价也会反过来抑制终端消费，压缩炼化利润，并增加通胀压力。如果需求恢复不及预期，油价继续上行的基础就会变得脆弱。今冬油市的关键，不只是供应端会不会继续出事，还要看高价格能否被交通、化工、炼厂和终端消费持续消化。

第三道坎，是天然气补库和LNG船货竞争是否继续推高冬季成本。油价上行本身会影响部分与油价挂钩的LNG长协成本，天然气市场又面临自身的冬季补库压力。9月以来，欧洲天然气市场继续围绕冬季补库和供应安全运行。9月初德国天然气储气水平约为53%，处于近年同期偏低位置；截至9月3日，欧洲天然气库存约724太瓦时，折合约700亿立方米，库容率约64.09%，同比减少约149太瓦时。

欧洲补库压力会通过全球LNG贸易向亚洲市场传导。日本近期与马来西亚国家石油公司达成应急LNG采购安排，也说明亚洲主要买家正在强化非常态下的气源保障。短期看，中东局势、霍尔木兹通行不确定性、欧洲冬前补库和亚洲买家补货需求叠加，都会影响现货LNG价格和船货流向。中长期看，美国LNG出口增长有望提供增量，但在今冬窗口内，新增供应对冲地缘和补库压力仍需要时间。

第四道坎，是高成本能否被国内外市场有序消化。外部油气价格变化已经开始向国内市场传导。9月11日，国内原油期货主力合约涨幅超过5%，盘中最高升至838.3元/桶，创该合约上市以来新高；同日燃料油、低硫燃料油等能化品种也明显上涨。天然气方面，9月7日至11日，全国LNG出厂成交周均价6116.53元/吨，环比上涨212.41元/吨，涨幅3.6%。

与此同时，国内成品油价格调整也体现出外部冲击下的调节压力。根据国家发展改革委消息，9月11日国内汽、柴油标准品价格每吨分别应上调435元、420元，调控后实际上调260元、250元。价格调控缓冲了终端涨幅，也说明在国际油价短期剧烈上行时，国内市场需要在成本传导、终端承受和供应稳定之间寻找平衡。

综合来看，油价再次破百，并非油气市场进入典型的需求牛市。今冬真正要看的，是中东供应扰动能否降温，需求端能否承受高价，天然气补库会不会继续推高成本，以及各国市场机制能否消化外部冲击。风险溢价可以把价格推上去，但价格能否稳住，仍取决于这几道坎能否平稳迈过。

市场观察

? 主要产油国今年首次暂停增产

当地时间9月6日，欧佩克发表声明称，7个“欧佩克+”主要产油国决定保持10月原油产量不变，与9月水平相同，并重申维护市场稳定。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。这是主要产油国今年4月启动增产以来，首次暂停增产。声明表示，七国将继续每月评估国际原油市场状况，下一次会议定于10月4日举行。有分析称，中东战事使霍尔木兹海峡石油运输受阻，限制了“欧佩克+”对油价和市场份额的影响力。“欧佩克+”今年晚些时候将评估各产油国的石油产能，以设定2027年的产量基准。

“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+”。

? 中东供应扰动继续影响原油现货市场

9月中旬，沙特东西向输油管道遭无人机袭击后关闭，红海方向延布港原油装船一度暂停。该管道连接沙特东部油田和红海出口终端，是在霍尔木兹海峡通行受扰背景下维持外运的重要替代通道。受此影响，沙特阿美通知部分欧洲客户取消9月装船货物，欧洲炼厂被迫转向北海、美国、哈萨克斯坦、阿尔及利亚等来源寻求替代油种。波兰炼油企业Orlen原油供应中约四成来自沙特，在延布装船受阻后加快寻找北海及其他地区船货。与此同时，沙特转而增加经波斯湾内拉斯坦努拉、朱艾迈等港口装运，并尝试通过阿曼苏哈尔港附近船对船转运向亚洲买家供应原油。

这一轮扰动的影响已从期货市场传导至现货采购环节。公开信息显示，沙特对欧洲部分船货取消后，欧洲市场近月船货价格明显走高，部分基准现货价格升至每桶120美元以上。与单纯的期货价格上涨相比，现货市场变化更能反映炼厂面临的原料组织压力，可采购油种减少，到货节奏不稳，替代来源重新匹配，运输路径也被迫调整。四季度油市紧张程度，不仅取决于“欧佩克+”是否继续暂停增产，更取决于中东原油能否稳定装船并顺利进入主要消费市场。

? 欧佩克与国际能源署对全球石油需求判断继续分化

9月10日，欧佩克发布月度石油市场报告，继续下调2026年全球石油需求增长预测，同时上调2027年需求增长预期。报告预计，2026年全球日均石油需求将比2025年增加38万桶，达1.0584亿桶；2027年全球日均石油需求将比2026年增加236万桶，达1.0819亿桶。相比之下，国际能源署9月报告预计，受石化原料、成品油供应紧张和燃料价格高企等因素影响，2026年全球石油需求将下降250万桶/日。

两大机构判断分化，反映当前油市对需求韧性的认知仍不统一。欧佩克更强调非经合组织消费和后续需求修复，国际能源署则更重视高油价和供应扰动对终端消费的抑制。需求判断不一致，将继续影响产油国增产节奏、炼厂采购策略和贸易商库存安排，也会放大市场对2027年供需再平衡的预期差。

? 欧洲天然气补库压力仍存，冬季供应安全再受关注

9月以来，欧洲天然气市场继续围绕冬季补库和供应安全运行。据报道，德国方面正考虑通过市场化激励鼓励贸易商增加冬季可调用气源，并提高长期期权等工具使用力度。德国9月初天然气储气水平约为53%，为近15年来同期低位；另据行业机构统计，截至9月3日，欧洲天然气库存约724太瓦时，折合约700亿立方米，库容率约64.09%，同比减少约149太瓦时。若冬季气温偏低，欧洲天然气系统的调峰和补库压力仍可能上升。

欧洲补库压力会通过全球LNG贸易向亚洲市场传导。中东局势、霍尔木兹海峡通行不确定性、欧洲冬前补库和亚洲买家补货需求叠加，都会影响现货LNG价格和船货流向。对我国而言，欧洲气价本身不是国内气价的直接决定因素，但会通过进口现货成本、长协转售和到岸资源竞争，影响国内LNG采购环境。

? 亚洲买家强化LNG应急保障，美国出口增长提供增量预期

9月中旬，日本燃气行业对日本政府与马来西亚国家石油公司达成首个应急LNG采购安排表示欢迎。按照相关安排，在公用事业企业难以从其他渠道获得气源时，日本政府指定机构可向马来西亚国家石油公司采购LNG并供应给国内买方。在全球LNG供应不确定性上升的背景下，亚洲主要买家正在从常规长协和现货采购之外，强化应急气源安排。

从供给端看，美国仍是后续全球LNG新增供应的重要来源。美国能源信息署预计，美国天然气产量、消费和LNG出口将在2026年、2027年继续创出新高，其中2026年LNG出口有望升至日均约174亿立方英尺，2027年进一步升至日均约186亿立方英尺。短期看，全球LNG市场仍受地缘风险和冬季采购影响；中长期看，北美新增出口能力将继续改变全球气源流向和买方议价环境。

? 8月国内原油生产稳定增长，天然气生产由降转增

9月15日，国家统计局发布2026年8月份能源生产情况。8月份，规模以上工业（以下简称规上工业）原油生产稳定增长，天然气生产由降转增。

原油生产稳定增长。8月份，规上工业原油产量1843万吨，同比增长0.8%，增速与7月份持平；日均产量59.5万吨。1—8月份，规上工业原油产量14639万吨，同比增长0.9%。

原油加工降幅收窄。8月份，规上工业原油加工量5907万吨，同比下降6.9%，降幅比7月份收窄8.9个百分点；日均加工量190.6万吨。1—8月份，规上工业原油加工量45612万吨，同比下降6.6%。

天然气生产由降转增。8月份，规上工业天然气产量214亿立方米，同比增长0.8%，7月份为下降0.9%；日均产量6.9亿立方米。1—8月份，规上工业天然气产量1757亿立方米，同比增长1.1%。

? 前8个月我国进口原油约3.21亿吨，天然气约7823万吨

9月8日，海关总署发布数据显示，今年前8个月，我国进口原油32089.5万吨，同比下降14.6%；进口天然气7822.6万吨，同比下降4.4%。从月度数据看，8月我国进口原油3792.8万吨，较7月3572.6万吨环比回升；进口天然气1032.7万吨，较7月1054万吨环比小幅下降。成品油方面，今年前8个月进口2215.3万吨，出口3423.6万吨；其中8月成品油出口601万吨，高于7月的465.3万吨。

8月原油进口环比回升，反映炼厂补货和成品油出口恢复对原料需求形成一定支撑，但前8个月累计进口仍明显低于去年同期，说明高油价、国内需求偏弱和前期出口约束仍在影响进口节奏。天然气进口同比下降，则与国际LNG价格偏高、国内需求季节性变化和长协资源调度有关。后续进口变化仍需结合冬季补库、国际气价和国内终端需求共同观察。

? 国内油气价格波动加大，LNG价格阶段性走高

9月以来，外部供应扰动向国内市场传导。9月11日，国内原油期货主力合约涨幅超过5%，盘中最高升至838.3元/桶，创该合约上市以来新高；同日燃料油期货主力涨超4%，低硫燃料油涨超3%。国内能化品种同步走强，反映市场对原油进口成本、炼厂原料组织和成品油价格调节的预期发生变化。

天然气方面，国内LNG价格阶段性上行。9月7日，国产LNG价格连续第5日集中上涨，辽宁、陕西、湖北、重庆、四川等多地液化天然气厂上调出厂价格，全国LNG工厂平均出厂价约6161元/吨；9月7日至11日，全国LNG出厂成交周均价6116.53元/吨，环比上涨212.41元/吨，涨幅3.6%。此轮上涨主要受原料气投放缩减、部分液化天然气厂检修、库存偏低以及国际现货价格偏强等因素共同影响。

? 国家对国内成品油价格采取临时调控措施

9月11日24时起，国内成品油价格上调。据国家发展改革委消息，8月28日国内成品油价格调整以来，美伊冲突再度升级，国际市场原油价格持续大幅上涨，特别是中东地区原油价格再次出现异常上涨。为减缓国际油价上涨对国内的冲击，保障经济平稳运行和社会民生，在保持现行价格机制框架的基础上，我国对国内成品油价格采取临时调控措施。根据现行价格机制计算，9月11日国内汽、柴油（标准品）价格每吨分别应上调435元、420元，调控后实际上调260元、250元。

据了解，本次汽、柴油（标准品）最高零售价格每吨应分别上调435元、420元，实际分别上调260元、250元，少涨175元、170元，折合92号汽油、0号柴油每升分别少涨0.14元、0.15元，少涨40%左右。初步测算，私家车加满一箱油可少支出7元；大货车加满一箱油可少支出75元。

国家发展改革委价格监测中心监测显示，本轮成品油调价周期内（8月28日24时至9月11日24时），受美伊军事冲突升级、中东战事扩大风险加剧、霍尔木兹海峡通行持续受阻等因素影响，国际油价大幅上涨，平均水平高于上一轮调价周期。国家发展改革委价格监测中心研判表示，目前地缘政治局势存在较大不确定性。美伊军事冲突急剧升级且持续外溢，双方围绕霍尔木兹海峡控制权展开大规模交火，胡塞武装控制也门摩卡港并扩大对沙特能源设施袭击，红海航运风险上升。后续需持续重点关注美伊局势动向对国际油价的冲击影响。

产业观察

“三桶油”中期业绩延续增长，高油价支撑上游盈利

8月底，中国石油、中国石化、中国海油相继披露2026年中期业绩。公开信息显示，三家企业上半年归母净利润合计约2154亿元，整体盈利延续增长。其中，中国石油实现归母净利润1039.36亿元，同比增长22.0%；中国石化实现归母净利润256.27亿元，同比增长19.3%；中国海油实现归母净利润858亿元，同比增长23.4%。从业绩结构看，高油价和产量增长仍是上游企业盈利改善的主要支撑。相比之下，炼化、销售和化工业务更容易受到原料成本、成品油价格调节和终端需求变化影响。对综合性油气企业而言，资源获取能力、成本控制能力和上下游协同能力，仍是穿越油价波动周期的关键。高油价阶段看利润弹性，价格回落阶段则更考验成本曲线和资产质量。

黑河—大庆天然气管道正式开工建设

8月26日，国家石油天然气发展“十五五”规划项目黑河—大庆天然气管道工程在黑龙江省孙吴县正式开工。黑河—大庆天然气管道全长578.3公里，途经黑龙江省黑河市、齐齐哈尔市、绥化市、大庆市4市10县（区），设计压力12兆帕。项目与规划建设的大庆—长岭天然气管道联通，投产后将与“北气南下”能源大通道联合运行，形成“北气南下”双通道格局，推动“北气南下”系统年输气能力从380亿立方米提升至480亿立方米。项目将显著增强东北地区能源通道资源调配与输送效能，补齐完善东北天然气管网布局，带动沿线地区清洁能源推广利用与相关产业转型升级。国家发展改革委、国家能源局最新印发的《石油天然气发展“十五五”规划》明确，“十五五”时期，我国将建成黑河—大庆—长岭、虎林—长春—石家庄、川气东送二线等，构建中部“十字形”骨干通道；适时启动建设西气东输四线（乌恰—吐鲁番段）、西气东输五线；谋划启动川气南下新通道。2030年，我国将新增油气长输管道2万公里，全国油气长输管网规模达22万公里。

《油气管网设施公平开放信息公开与报送办法》发布

近日，国家能源局发布《油气管网设施公平开放信息公开与报送办法》（国能发监管规〔2026〕60号），自2027年1月1日起施行。随着我国油气体制改革不断深入，油气市场环境和管网运营机制都发生了较大变化，特别是《中华人民共和国能源法》《油气管网设施公平开放监管办法》和《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》的实施，对油气管网设施公平开放信息公开与报送工作提出了新的要求。制定《办法》是贯彻党中央决策部署的重要举措，落实《能源法》相关规定的具体抓手，也是强化油气管网设施公平开放监管的现实需要。《办法》按照信息敏感程度，将企业需要公开的信息分为主动公开和依申请公开两类；立足公平开放工作实际需求，精简原有文件信息报送事项，推广应用线上报送，实行“一次性填报+动态更新+定期报送”模式，切实减轻企业负担。《办法》明确油气管网设施运营企业是公平开放的责任主体，按照分级监管原则划分监管处置权限，配套信用监管、社会监督等监管措施。主动公开信息面向社会公众，依申请公开信息面向已注册的油气用户企业。《办法》进一步规范油气管网设施信息公开与报送工作，完善自然垄断环节信息报送制度，建立信息分类公开机制，为监管机构执法提供有力支撑，提升监管精准性与有效性，推动能源领域自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革落地。

《陆上石油天然气工业甲烷排放监测技术指南》国家标准发布

近日，市场监管总局（国家标准委）批准发布《陆上石油天然气工业甲烷排放监测技术指南》国家标准（GB/T 48149—2026）。甲烷是仅次于二氧化碳的第二大温室气体，对其进行排放管控是全球气候治理的关键议题。我国油气行业站场点多面广、甲烷排放源项繁杂，长期存在监测方法不统一、溯源体系不完善等突出问题，制约甲烷精准控排工作有序推进。该标准首次构建覆盖油气生产全链条、可溯源的一体化甲烷排放监测技术体系，系统规范了监测层级划分、监测方法选取、设备选型校准、数据质量控制等关键环节，填补了我国陆上油气领域甲烷排放监测标准系列的空白。该标准不仅为国内油气行业甲烷控排提供统一技术依据，也为全球油气行业甲烷控排工作提供了重要的技术参考，对统筹保障国家能源安全、推动油气行业绿色低碳转型发展具有重要战略意义。目前，该标准已在中国石油、中国石化、国家管网集团等多家央企完成验证应用，将为油气行业实现国家自主贡献目标、扎实推进“十五五”温室气体减排任务筑牢坚实技术支撑。