问题：居民“稳”与工业“贵”并存，区域差异拉大 从终端表现看，居民用气价格整体波动不大；多地居民管道气一档价格集中每立方米2.5元至3.1元之间，呈现“低位窄幅运行”特征。资源禀赋与输配条件较优的华北、西北等地相对偏低，例如北京约2.61元、天津约2.37元、西安约2.20元，部分城市居民用气价格更低。相比之下，华东、华南部分城市居民一档价格处在3元左右乃至更高水平，但由于普遍实施阶梯气价、用量越高边际涨幅越缓，居民端感受相对温和。 与居民端形成对照的是，工商业（非居民）用气价格维持高位。全国多地主流非居民气价集中在每立方米3.8元至4.4元，部分地区价格更为坚挺，华东及南方一些城市常见在4.2元至4.5元区间。尽管个别资源地或枢纽城市仍处相对低位，但难以改变整体“高位运行”的市场格局。 原因：成本刚性叠加供需季节性，进口链条抬升边际成本 业内分析，居民端相对平稳，既有价格机制因素，也与保供政策导向密切有关。长期以来，居民用气关系民生，价格调整较为审慎，并通过阶梯计价、财政与燃气企业综合平衡等方式，增强价格稳定性与可承受性。 工商业用气价格偏高，核心在于供气成本“刚性更强、传导更直接”。一上，国际天然气价格仍相对高位波动，进口资源的采购成本对沿海市场形成支撑；另一上，国内气源结构中，管道气与LNG不同地区承担边际调节角色，旺季或库存偏紧时，边际资源往往由更高成本的LNG来补位，推动工商业用气价格上行。 LNG环节的“双轨”特征深入放大价差。当前，内陆液厂以国产资源为主，出厂价格多在每吨4700元至5000元；沿海接收站受进口气成本影响，价格多在每吨5600元至5900元。折算后，进口LNG较国产LNG普遍存在数百元至近千元的溢价，这个差异最终更多由对价格更敏感、议价能力相对弱的工业用户承担。 影响：企业成本上升与交通燃料承压并行，产业链传导加快 工商业气价高位运行，直接抬升用能企业成本，尤其对陶瓷、玻璃、化工、金属加工、食品加工等用气强度较高行业影响更为明显。部分中小企业在订单波动与利润空间收窄的情况下，可能通过调整排产、优化工艺、切换能源等方式对冲压力，产业链价格传导亦可能加快。 车用气上，受上游气源价格与LNG市场波动传导，CNG零售价格多在每立方米4.8元至5.5元，LNG零售多在每公斤5.5元至7.9元。对长途物流、城市公交、港口集疏运等领域而言，燃料成本上行将增加运营压力，并对运价形成一定支撑。 对策：强化“稳民生”与“降成本”协同，提升储备与调峰能力 业内人士建议，在继续保障居民用气稳定的同时，更需在工商业端着力降低制度性交易成本与系统性供气成本：一是提升国内增储上产与管网互联互通水平，扩大低成本资源覆盖范围；二是推动城燃企业与终端用户通过中长期合同锁定部分用气成本，减少对现货高价资源的被动依赖；三是加快储气设施与调峰体系建设，在季节性波动中提高供需平衡能力；四是鼓励重点行业开展节能改造与工艺优化，提升能效，增强对价格波动的韧性；五是对受气价影响较大的中小企业，可探索更精准的用能服务与纾困支持，稳定预期与就业。 前景：短期高位震荡概率较大，结构性分化仍将持续 从趋势判断看，在国际市场不确定性仍存、进口成本对沿海形成约束的背景下，工商业用气及LNG价格短期或延续高位震荡、小幅波动的运行格局。区域分化仍将存在：资源富集、外输通道占比高或调峰条件较好的地区，价格相对具备优势；进口依赖度较高的沿海地区，则更易受到国际价格与航运、汇率等因素扰动。居民端预计仍以保持总体稳定为主，但长期看仍需在成本约束与可持续经营之间寻求更稳健的平衡机制。
当前我国能源市场的价格分化，既反映了国际能源格局变化的外部影响，也反映了我国在民生保障与经济稳定之间的政策取向；下一步，如何在确保居民用能需求的同时，通过更市场化的方式优化资源配置、降低企业用能成本，仍是能源体制改革的重要议题。随着“双碳”目标推进和能源结构持续调整，天然气市场价格机制有望深入完善，为经济高质量发展提供支撑。