以川渝气区实践看天然气市场发展前景 ​

文/姜子昂 王富平 段言志 周建，中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，文章转载自《天然气工业》

当前，国际油气市场已经进入新一轮的低油价周期，方兴未艾的中国天然气市场也未能独善其身。为此，以在我国天然气市场中占有非常重要地位和具有代表性的川渝气区为研究对象，从天然气产业链市场可持续发展的视角，分析新常态和低油价条件下中国天然气市场的发展态势，并积极寻应对策略。以期坚定信心、共度时艰。

1        川渝地区天然气产业链市场的特征与地位

1.1　拥有丰富的资源和完整的产业链而成为中国天然气工业基地

川渝地区天然气工业历史悠久，拥有全国最完整的天然气产业链，不仅天然气产销量在全国处于领先地位，而且储运设施、利用市场、科技基地、政策保障、地企共建及技能培训等工业基地要素也配套和完备：①四川盆地是全国天然气、页岩气资源最为丰富的地区之一，2006 年建成了中国第一个以生产天然气为主的千万吨级大油气田，成为区域经济发展不可或缺的重要支撑；②川渝地区是全国天然气区域管网最发达的地区，为川渝资源供应多元化和市场发展奠定了坚实的基础；③川渝地区拥有我国最成熟的天然气消费市场，“十二五”期间，川渝地区天然气消费量由 2011 年的 185.3亿m3上涨到2015 年的 233.22亿m3，增长量接近 48亿m3，截至 2015 年底，川渝两省市共有 159 个县（市）使用天然气，县（市）气化率高达 72%。

1.2　建成健全的蛛网式管网系统和地下储气库而成为中国天然气储运枢纽之一

经过 50 多年不断地开发建设与市场发展，中石油和中石化在川渝地区分别建设了各自的输配气管网体系，形成了国内最健全的区域性蛛网式管网系统：以南、北输气干线为主体，以各气源开发区为依托形成环形输送管网，并具有高压输送和低压配送完整、有地下储气库支撑（如相国寺储气库）、调配能力强等特点。

中国石油西南油气田公司已建成涵盖天然气产、运、销为一体的管道生产系统，覆盖主要产气区，连接川渝地区主要城市，并通过中卫—贵阳联络线和忠武线与全国主要管网相连，成为我国油气战略通道的西南储运枢纽网。截至 2015 年底，中国石油西南油气田公司共建输气管道约 9 000 km，年输气能力 250亿m3。中石化西南油气田、普光气田和涪陵页岩气田在川渝地区拥有输气管道约 1 100 km，主要分布在川西、川东北及重庆涪陵地区。中石化川气东送输气管道主要负责将普光气田生产的天然气输往我国东部市场。

1.3　形成发达的利用产业集群而成为中国天然气利用示范区

经过 50 多年培育和开拓，天然气在川渝地区能源结构中占有重要地位，天然气综合利用对区域经济的贡献全国领先。天然气普遍作为各行业的主要原料和燃料，已形成了依靠利用天然气而发展的产业集群，主要包括城市燃气产业集群、化肥产业集群、化工产业集群、冶金产业集群、建材产业集群等。

中国石油西南油气田公司“十二五”期间在川渝地区累计销售天然气约 809亿m3，中国石化西南油气分公司累计销售天然气 273亿m3。天然气供应川渝地区千余家大中型工业用户、超过 1 200 万户居民以及超过 1 万家公用事业用户，2015 年川渝地区天然气消费量占全国总消费量的 12.9%，天然气利用集群规模居全国之首。

1.4　承当产业改革政策试验区而成为中国天然气政策助推者

中国的天然气产业起步于川渝地区，很多政策都是在川渝地区先行试点的基础上经过总结提炼后才推向全国的，尤其是近年来天然气价格改革和页岩气产业改革试点，对国内天然气政策改革起到了重要的示范和引领作用。

在我国自产气量下降、开始引进外部气源的情况下，2011 年川渝地区首先探索了外购气顺价政策。2012 年，作为全国主要的天然气消费地区又首先试点了综合门站价改革，直接推动了全国范围内的价格改革工作。2013 年，川渝地区在增量气和存量气价格改革的基础上首先试点了按综合价结算的模式。

2015 年 9 月，四川省政府定价目录中明确提出政府天然气定价范围为“管道燃气配气价格和居民用气销售价格”，即不再定“管道燃气销售价格”。显然，川渝地区价格改革试点始终走在全国前列，深刻影响了国家对天然气价格政策的制定。

川渝地区积极推动页岩气产业改革发展。2009年，在中石油的努力下建立了“长宁—威远页岩气产业化示范区”，并于 2012 年升级为“四川长宁—威远国家级页岩气示范区”。2015 年，中石化主导的“涪陵国家级页岩气示范区”也正式建成。两大产业示范区创建形成了国内合作、国际合作、风险开发、自营开发四大开发模式，直接推动了页岩气补贴、标准、行业规划等相关政策的出台，引领了行业发展。

2　“十三五”川渝地区天然气市场发展的六大态势

2.1　天然气价格改革在国内继续领跑，区域天然气交易中心呼之欲出

2.1.1　川渝政府积极推动建立合理的价格机制

川渝政府相关部门积极推动建立合理的价格机制，深入研究和推动天然气能量计价、区域管网独立运行下的天然气管输价格机制、管道和储气库单独收费、阶梯气价改革、天然气调峰价格、天然气工业气价与民用气价并轨等，推动川渝地区天然气价格机制持续完善。2015 年 4 月，四川省发布了《关于加强资源要素价格管理稳定工业经济增长的通知》（川办发〔2015〕30 号），全面开展天然气管道经营企业和城镇燃气企业成本监审，推动城市燃气公司合理确定转供非居民价差，努力扩大直供气销量。

2.1.2　川渝地区将先行先试能量计量计价，区域交易中心国内率先示范

随着管道联网和各种气源进入管道混合销售，实行天然气能量计量和计价改革迫在眉睫。作为全面创新改革试点地区，四川先行先试能量计价为天然气改革提供示范，这也为川渝地区区域交易中心的建立奠定坚实的基础。目前，川渝地区天然气计量技术全国领先，实行天然气能量计量已不存在技术障碍。

2015 年，上海石油天然气交易中心组建成立，在国内率先开展了管道天然气现货交易。四川省能源主管部门已经完成了在四川地区建立天然气现货交易市场的相关问题研究，并取得了显著进展。重庆市也计划与法国 ENGIE 集团合作打造重庆区域性天然气交易中心。川渝地区区域交易中心与上海全国天然气交易市场遥相呼应，互为补充和参照，可彰显川渝地区天然气市场在全国的地位和重要性。这有利于形成西南地区天然气基准价格和加快建立区域天然气市场体系。

2.2　体制改革与替代能源竞争加剧，市场主体博弈力获战略性份额

2.2.1　油气体制改革与同业竞争加剧，市场主体竞合力争市场份额

油气体制改革推动上游与下游放开，中游骨干管网独立，使得天然气市场竞争加剧。天然气现货交易的运行将对现有销售模式形成冲击，突破现有地域销售限制，挑战输销一体化模式，冲击计划销售模式。

在新常态下，市场竞争态势将加剧。为增大市场份额，近年来中石油与中石化在川渝地区的天然气市场快速拓展，通过价格、合资合作、页岩气市场定价、采取“一对一”谈判、加速管网布局与建设等市场策略进行竞争与合作，大力争取天然气市场战略性份额。

2.2.2　天然气与替代能源间的竞争不断加强，部分用气行业出现逆替代

近几年，煤炭、石油等天然气替代能源价格不断走低，天然气与替代能源之间的竞争不断加强，能源间的价格竞争带来了逆替代效应。例如，中国石油西南油气田公司下属的燃气公司就面临水煤气逆替代的问题，其市场范围内的某陶瓷公司 2013 年天然气需求量为 2 400万m3，由于陶瓷市场不景气，该企业尝试将两条生产线使用水煤气替代天然气，2015年的天然气需求量仅为 250万 m3。同时，新能源汽车（主要指电动车）的发展也将给天然气汽车业发展带来很大的影响，制约了天然气需求量的增长。

2.3　天然气供大于求与川气外销成为新常态，高效利用市场培育任重而道远

2.3.1　下游需求量仍将保持低增速，市场供应能力强劲与外销是新常态

尽管环境保护和城镇化建设促进了天然气的利用需求，但在新形势下，川渝地区天然气市场需求量总体增速仍较低，天然气消费结构变动呈现出新的态势，天然气发电和天然气分布式能源成为未来天然气消费量的主要增长点。

近年来，川渝地区天然气供应能力大幅提升，中石油安岳气田（龙王庙组气藏）、川东北高含硫气田等主力气田大幅上产，中石化也在川渝地区积极推进“双百亿”气田建设。根据中石油和中石化的天然气生产规划，到2020 年川渝地区天然气产量将达到 600亿 m3/a，预计供应富余量达到 200亿m3，剔除云贵市场的消费需求量，仍然有约 130亿 m3/a 的天然气资源难以在川渝地区消化，供大于求的格局将在“十三五”期间继续保持，在进一步做大本地市场的基础上，川气外销也将成为新常态。

2.3.2　经济增速减缓，新市场新利用产业培育任重而道远

根据《四川省新型城镇化规划（2014—2020）》《重庆“十三五”新型城镇化规划》，川渝地区城镇化进程使城市燃气行业用气量或将以 2.5% 的速度刚性增长，但受经济增速换挡的影响，房地产行业进入长周期调整，投资需求减退，导致城市燃气、冶金、陶瓷、玻璃等行业用气量需求减缓，天然气市场需求量增速总体放缓。

低油价下天然气价格优势不明显，LNG 整车成本居高不下，天然气发电成本远高于燃煤发电且缺少相应的政策扶持，新市场培育依旧任重而道远。

2.4　第三方准入强化支线管网建设，储气库集群建设将成为新业态

2.4.1　国家油气管道放开成为必然，多元投资主体的天然气管网增多

2014 年，《天然气基础设施建设与运营管理办法》和《油气管网设施公平开放监管办法》的颁布，标志着“十三五”期间国家油气管道放开将是必然趋势。近年来，中石化在川渝地区与地方主要燃气公司、地方政府及其他能源行业相关企业组建四川省天然气投资有限责任公司、四川省天然气川东能源有限责任公司、中石化重庆天然气管道公司等。2016 年3 月 1 日，中石油与重庆燃气合资组建重庆天然气管道有限公司，这是中石油在全国首个与地方燃气公司合资成立的天然气管道公司，新成立的合资管道公司将大力推动重庆地区天然气管道建设，加快天然气“县县通”及配套工程建设进度。

2.4.2　天然气储备设施建设加快，储气库集群将成为川渝地区成长性产业

天然气储备设施是保证天然气供应安全的主要手段之一。在天然气供应多元化、管道允许第三方准入后，川渝地区供气企业的调峰保供责任将逐步减轻，这将促使燃气企业加大储气设施建设。更为重要的是我国已形成五大产气区、八大区域性市场和四大天然气进口战略通道格局，一旦中亚、中缅、中俄等跨国天然气管道，因政治、经济矛盾或自然灾害等因素造成一条或多条管道供气中断，仅仅依靠现有的储气库资源是远远不够的。而川渝地区天然气储气库资源最为丰富，如四川盆地的川中大型气田（如安岳气田、高石梯气田）、川东北大型气田（如大天池气田、普光气田、铜锣峡气田、沙坪场气田）、川南气田（如阳高寺气田）等，作为储气库集群选址，可与东部 LNG 储备调峰构成战略储备网络，其合理布局可解决中亚管道气、中缅管道气战略储备与应急调峰的需要。

2.5　川渝地区经济发展速度居国内前列，地方政府对供气企业加大了“三留”诉求

2.5.1　川渝地区经济增速仍快于全国平均水平，地方政府“三留”诉求日趋强烈

2015—2020 年，预计四川地区 GDP 增长速度将由 7.5% 逐步降至 6.5%，重庆地区 GDP 增长由 9.5%降至 8.5%。然而，“十三五”期间川渝地区受增长基数低、承接产业转移、城镇化加快、工业化需求空间大等多种因素的综合作用，特别是国家为了推动新常态下经济持续健康发展，在政策上给予了中西部地区更多的倾斜支持，经济增长速度仍将超过全国平均水平。

随着近几年普光、安岳等大气田的相继被发现，地方政府对供气企业加大了留 GDP、留税、留利的“三留”诉求。例如部分地区政府要求供气企业即便在低油价下也不能降低产量，即使深知当地天然气市场尚不发育，也希望通过廉价的天然气资源来招商引资，要求供气企业留下低价的天然气气量指标，通过混合所有制建立终端燃气公司联合开发天然气。

2.5.2　安全环保风险和政策监管环境趋严趋紧，天然气开发中地企和谐任务艰巨

国家财税政策和立法监管趋严趋紧，页岩气补贴等优惠政策减少或难以持续，“新两法”正式实施，安全环保约束压力加大。地企围绕征地拆迁、生态补偿、税费征收等方面的矛盾和沟通难度加大，地企关系协调任务加重。

2.6　低油价与天然气市场微利波动，企业低成本战略推动提质增效

2.6.1　低油价下市场疲软气价低迷，销售企业盈利空间收窄

低油价下的天然气价格优势已不明显，受宏观经济不景气的影响，工业、商业、集体用气量增速总体将出现下降趋势。国际市场和国家政策影响用气规模较大的化肥行业用气需求量有所减少；新能源汽车制约 CNG/LNG 用气量和用气规模；传统化工、玻璃、陶瓷、钢铁、有色金属等行业用气需求量或将减少或几乎无增长。市场疲软、气价低迷将影响供气企业利润。

2.6.2　低成本和低油价已成新常态，低成本战略成为油气企业提质增效的必选项

2015 年以来，国际油价持续低位震荡，市场疲软、气价低迷加速天然气市场微利化，勘探开发运行成本刚性上升的态势日益严峻，市场更加开放，竞争更加激烈，价格波动更加频繁，天然气产业链市场制约因素日益增多。但这也倒逼相关企业转方式、调结构、降成本、提效益，进而加快转型升级，实现低成本发展。

川渝地区天然气外输东部市场，将给供应商带来效益损失。如中国石油西南油气田公司外输上海，销售价格与供气成本趋近，微利或几乎无利。按照“照付不议”协议进口天然气资源，其比重高、价格高，资源配置缺乏弹性和灵活性，进口长贸合同的消化制约企业效益提升，也给川渝地区致密气、页岩气开发利用造成不利影响。因此，供气企业、储运企业和销售利用企业强化降本增效、走低成本发展之路，既是市场竞争客观形势的需要，也是持续发展的必然选择。

3　川渝地区天然气市场应对策略建议

3.1　加强现代天然气市场顶层设计，推进天然气市场化改革

3.1.1　加快现代天然气市场体系建设，强化供给侧结构性改革

党的十八届三中全会明确提出要发挥市场在资源配置中的决定性作用，这必须有一个完善的现代市场体系。川渝政府在“十三五”发展规划纲要中都要求构建统一开放、竞争有序的现代能源市场体系。所以，川渝地区应加快建设现代天然气市场体系，即天然气产业链（生产商、供应商、销售利用商）市场、储备市场、科技与装备市场、交易市场、金融市场、信息市场等，以及天然气市场相关的保障基础构成。

新形势下，推进川渝地区天然气产业供给侧结构性改革，主要通过改革实现产业和市场结构调整，积极利用信息技术手段，用服务来丰富天然气产品供应的内涵，增强天然气供应的适应性，严格控制川渝地区过剩低效的产能，突出川渝地区天然气生产供应的质量和效益。

3.1.2　加快推进天然气定价机制和价格市场化改革

积极推进天然气门站价格市场化改革，进一步完善天然气价格与替代能源价格的联动机制。推进区域管网基础设施和储气库公平开放实施细则，促进区域内管道公司进行管道互联互通建设。建立储气设施独立运营机制，试行调峰气价。建立输配气价格体系和短距离管输费体系，深化实施天然气阶梯价格政策。

3.2　建立天然气终端市场战略联盟，打造合理高效的利用产业集群

3.2.1　借力川渝地区大气污染治理行动计划，挖掘工业园区市场潜力

四川省《大气污染防治行动计划实施细则》、重庆市《关于贯彻落实大气污染防治行动计划的实施意见》都提出了到 2017 年的禁煤目标，实施加大天然气供应、煤改气工程、工业园区与工业集中区应实施热电联产或集中供热改造等措施。这将为“十三五”川渝地区产业优化布局，特别是工业园区用气提供更大空间。预计现有及新增工业园区（经济开发区）2020 年用气需求量有望达到 60亿 m3，新增用气需求 25亿 m3/a。因此，供气企业应主动与园区管委会联系，配合地方政府做好能源（燃气）发展规划，积极协助地方政府的招商引资工作；同时积极推进新区市场开发，衔接川渝地区区内城市燃气用气需求，抓好川渝地区、云贵边远地区管道天然气的发展、区域市场论证和管道规划等工作。

3.2.2　积极发展 LNG 汽车和 LNG 船运市场，战略联盟共同推进天然气分布式能源发展

四川省发展和改革委员会、交通运输厅印发了《四川省高速公路服务区液化天然气汽车加气站布局方案（2015 年—2018 年）》，到 2018 年，全省将规划建设 153 座 LNG 加气站，初步形成覆盖全省高速公路网络的服务区加气站体系。预计到 2020 年，川渝地区新增车用 LNG 加注站 250 座，新增用气量20亿 m3/a。2013 年重庆市出台《重庆市 LNG 高效利用规划》，其提出到 2020 年，LNG 车辆达到 5万辆，LNG 船舶达到 300 艘，实现重庆市 LNG 的储备—调峰—发电—供冷—供热“多位一体”的综合利用。因此，应促进供气企业与下游交通运输企业形成战略联盟，积极推动 LNG 站的布点及建设，共同推动交通领域天然气市场发展。天然气终端公司应有序开展 LNG 加注站的建设和经营，加快推进 LNG终端与柴油价格联动机制的形成，延伸 LNG 产业链，提高 LNG 产业链价值。

能源互联网行动计划将极大促进燃气发电与分布式能源市场发展。据不完全统计，“十三五”期间，川渝地区初步规划了 61 个天然气分布式能源项目，燃机总装机规模近 5 000 MW，天然气潜在需求量高达68亿m3/a。因此，供气企业应与分布式能源企业、地方政府、地方投资商建立战略合作，与主要电网公司、电力企业、重要地产商、酒店集团建立战略联盟，或入股分布式能源项目建设，共同推进天然气分布式能源发展。

3.3　健全完善川渝地区蛛网式管网结构，加快建设天然气战略储备体系

3.3.1　打造蛛网式储运网体系，促进市场开放与优化

加快完善川渝地区域内和外输管网建设，按照产、运、销协调发展原则，综合考虑资源、市场分布，在现有“三横、三纵、三环”管网骨架的基础上，进一步强化第三方准入推进作用，促进管网设施建设资源优化配置，实现川渝地区主要县级以上城市、重点工业园区支线管网全覆盖，形成以骨干通道、储气库集群为调节中枢、区域支线管网为市场抓手的四通八达、调配灵活的蛛网式管网格局，满足市场开发、气量调配、应急保障和管网公平开放需求。同时，还需要重视和加强天然气应急储备设施集中或分散建设的经济性和效率性，吸取前几年北京、陕西、江苏以及川渝地区等地区“气荒”或“气紧”的教训。

3.3.2　尽快建立天然气战略储备体系，推动市场稳健发展

储备市场是现代天然气市场的重要组成。川渝地区具有丰富的可利用储气库和大型气田两种资源，应加强大型气田战略储备选址与布局，提前进行资源储备，率先建立区域天然气战略储备体系。

推进川渝地区进口渠道多元化，增强与中贵线、忠武线、中缅线等国家骨干管网的互联互通，推进全国管网市场与川渝地区管网市场的深度融合，建立市场化运营体制机制。建立川渝地区国家级非常规天然气开发产业示范区，争取享受“国家级产业示范区”的相关优惠政策，积极开展国际合作，依靠技术创新提高非常规天然气开发效益和市场竞争力，激励非常规天然气清洁规模效益开发，使川渝地区天然气储备体系与全国储备体系互为依托和支撑。

3.4　持续深化企业内部改革，积极实施低成本战略提质增效

3.4.1　深化内部改革与精细化管理，实施天然气战略营销以拓宽盈利空间

坚持低成本发展，降低非生产性支出，深化人事劳动分配制度改革，控制人工成本增长，深化工资与效益联动挂钩考核机制。采取多种承包形式，建立内部调节和转移退出机制。

实施天然气战略营销，建立企业、政府、用户三方联动机制，拓宽盈利空间。积极与地方政府、客户沟通协调，多种方式加强销售管理。转变营销观念，强化营销策略分析，实施营销组合策略，即价格策略、市场开发策略、合同管理策略、市场竞争策略、终端营销策略、客户服务策略。强化资本运营力度，积极引入社会资金，探索股比多样设置，培养优质客户，探索多样化营销模式。建立用户管理体系，积极培育高端用户群。坚持以效定销、以销定产、按效排产，充分发挥产、运、销、储一体化的管理优势。

3.4.2　建设天然气科技创新体系，创新驱动产业发展升级

新形势下川渝地区需要以天然气生产企业为中心，进一步深化科技体制与激励机制改革，打造适合川渝地区天然气发展的科技创新体系。依托川渝地区骨干油气企业建设天然气产业技术研究院，完善人才激励、科技成果应用推广和利益分享机制，增强天然气相关企业的创新能力，努力推动天然气勘探、开发、储运、利用及经济管理相关技术的发展，着力培育生态化的天然气产业链技术，引领天然气产业走向绿色低碳，推动科技成果有形化和商业化。

建立天然气市场网络和智库建设，提高政府和企业对市场发展的决策能力。积极适应“互联网＋”天然气，探索发展电子商务、网络直销、移动营销、远程服务等新的经营模式。进一步加强数字化气田建设，实现智能化气田目标，努力提升油气企业现代化管理水平和价值创造能力。

总之，川渝地区是中国天然气市场最典型的代表，也是整个中国天然气工业的缩影，其天然气市场发展态势和新常态应对策略对全国都应该有借鉴和参考意义。而我们深信，新形势并非只带来了严酷的寒冬，同时也带来了新的机遇，随着我国“十三五”市场改革深入，只要我们立足全球能源市场，加强天然气市场战略管控与风险预警，加快天然气产业发展方式转变，必将在市场持续变革中不断创造新的绿色低碳的社会经济价值。由于作者能力与认识水平，对市场的研判和应对策略可能具有局限性，不当之处，恭请指正。

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