【天然气】“气荒“2017大盘点 天然气的未来之路

【天然气】“气荒“2017大盘点天然气的未来之路

2017-12-15 李蓉华气能源猎头

微信公众号：容三思的理想国李蓉（声明：版权为作者所有，如需转载请与作者联系；本文已获得授权发布）

最近“气荒”的故事铺天盖地，而我却仿佛回到煤价高达千元每吨的2008年。中国人缺乏契约精神，逐利行为使得电煤的重点合同（长协）执行率一直相当差，买卖双方既不能保量也不能保价；2008年的那一年，不要说长协，就算刚签的合同，给你两个小时打款，没有打款，不好意思，涨20块/吨。那一年，国企再冗长的流程也变得有效，也能一小时办完所有流程了，没办法，全市场都在抢煤，你不要，有的是要的人。我国资源禀赋第一的煤炭尚且有如此疯狂的时期，资源禀赋本就不足的天然气如果不是价格大部分受国家控制，遇到今年巨大的供应缺口，LNG价格破万，不过咫尺。

这一个月里，我调研了四个省份，行程上万公里，访问了二三十位终端用户、大小城燃经营者、国家石油公司、非常规气生产者、政府官员与天然气业界专家之后，我安静地写下这篇文章，2017年的“气荒”实际深刻反映了价值规律——供需关系发现商品价格，面对国内资源紧缺、高度依赖进口，储气设施不足、调峰能力匮乏的问题，如何能够更安全、更经济地保障天然气供应安全，迎接天然气大发展的春天，是最值得我们在这个空气冰冷、LNG价格火爆的冬天讨论的问题。愿所有天然气的参与者冷静地坐下来，分析“气荒”背后的原因，寻找具备可操作性的短、中、长期天然气发展路径图。

在此，请让我以简短的篇幅感谢每一位接受我采访、真诚地向我提出建议、无私提供详实数据、在各个天然气群热烈讨论的老师。同时，我也要将这篇文章献给IEA的涂建军老师和思亚能源的总裁李遥，因为他们是我生命中的贵人，没有他们的一路提携，我绝无可能在进入天然气研究领域两年后，能够全面、客观地分析这个产业。

“气荒”故事

所谓“气荒”就是指在一些地区发生因天然气供应短缺，造成部分天然气用户断供停气的现象。

由于短缺，“2+26”座城市中频繁出现煤改气的居民用不上气、供不了暖的投诉，LNG卡车司机哭诉由于气价调高生意没法做的惨剧，“煤改气”后却无液可加无法开工的工业小业主对负责供气的燃气公司老总拳脚相向……

短缺在价格层面的反映就是涨价：受价格管制的各地管道气基量涨幅接近10%-20%；上海交易中心的管道气拍卖从2.08元/立方米拍到3.32元/立方米；华北地区槽车LNG价格每天一变，一天涨五百元/吨甚至更高，最终从九月的3500元/吨涨到十一月的9400元/吨（约合6.7元/立方米）；区域性短缺使得南北方LNG差价扩大，南方4000元/吨的气到了北方变成9000元/吨，而在产气地的四川和陕西的非居门站价分别为1.55元/立方米和1.24元/立方米，LNG价格竟然超过7000/吨（5元/立方米）……

为什么LNG价格比管道气贵出一倍？我们举个简单的例子：

假如全国天然气市场是一家火锅店的燃料供应商，他手头有两种燃料，一种是管道气（价格受到国家管制，占比约90%），另一种是LNG（价格不受国家管制，占比约10%）。

火锅店有10张桌子，1-5号桌是优先用户包括：1居民、2公共服务设施、3集中采暖、4工业可中断用户、5天然气发电；6-7号桌是允许类用户，包括6由其他燃料改气的工 30 50100 30 15264 0 0 3364 0 0:00:14 0:00:04 0:00:10 3363和7液化厂；8-10号桌是限制类客户，包括8交通、9化工和10化肥。

燃料供应商今年气源充足，那么火锅店里一派祥和，大家你好我好，和和美美吃火锅；燃料供应商今年气源特别紧张，不好意思了，1-4号桌的必须先保障供应，5-10号桌的按比例给你们供应点，该停的就停吧。

1-4号桌的都吃上火锅了，5-10号桌里有那富裕点的（实际是断工后经济损失受不了的，比如其他燃料改气的工业用户），那就买点高价燃料LNG吧，可是LNG的量一共没多少，价格又不受控制，于是就看到了LNG价格暴涨。

“气荒”谁之过？

供不应求意味着供应侧和需求侧的极大不平衡，简单讲就是需求侧超预期规模的增长和供应侧始料未及的减少是造成的今年“气荒”的主要原因：

需求侧的超预期增长：根据2017年1-10月，全国天然气消费量1865亿立方米,同比增长18.7%，其中：城市燃气增长10.1%，工业增长22.7%，发电增长27.5%，化工增长18.2%。这些增长既包括增量又包括存量，今年的经济强劲，带动了工业、化肥等存量用气的增加；增量部分则以大大超预期规模的“煤改气”为主。

2017年是《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》(国发〔2013〕37号)的收官之年，2014年和2015年是天然气中低速增长期，加之经济增长乏力，“煤改气”并没有实质性进展，2016年后，多地政府补贴力度加强，加上2017年我国及全球经济回暖以及环保截止期的到来，使得2017年的“煤改气”进展如火如荼。此外，2017年4月5日京津冀大气污染传输通道“2+26”城市更加严格的措施，扩大了“煤改气”的范围，甚至一些不属于“2+26”城市范围内的城市由于地方政府力求环保业绩，也抢战“煤改气”。此外，由于“煤改气”中，居民用气门站价低于非居用气门站价，实际给予了居民一些补贴，一些地方政府测算认为“煤改气”比“煤改电”经济性更好，部分原计划“煤改电”的量最终也改了“气”，导致2017年“煤改气”强度大大超预期。

可以从公开信息查到的减煤目标是北京市1300万吨，河北省7000万吨，天津市1000万吨，山东2000万吨，江苏1300万吨，上述省份基本或超额完成了减煤目标，而我最近的调研表明，山西省和浙江省的“煤改气”分别压减煤炭消费量1000万吨和200万吨。也就是说2013-2017年间，大约有1.4亿吨煤炭（含焦煤）被压减，并且近50%发生在2017年。

供应侧意料之外的资源减少：在供应侧，计划中的海外资源纷纷掉链子。原定于2017年投运的中石化天津LNG接收站无法导致接收站无法按计划投产，减少日供应能力2000-3000万方/日；中亚气相比合同计划供应量减少了4000-5000万方/日，使得新投运的陕京四线无法发挥作用；此外，另有100-200万/日的焦炉煤气由于环保叫停无法供应，加上中石化页岩气无法实现原计划产量等等，国内的供应量减少约在7000-8000万方/日。按照全国冬季日供应量8.5亿方/日计算，供应缺口至少在8%-10%之间，并且由于供应短缺实际主要集中在北方地区，实际的地区性供应短缺应在15%-20%之间。

能源供需平衡是需要资源计划与调配的，尤其对于需要实时匹配且进口依存度高的天然气，至少需要1-2年的时间提前规划，2017年始料未及的“煤改气”强度使得供应部门无法准确、及时地按照需求量组织供应，而收缩了的供应量加剧了短缺程度，最终导致“气荒”愈演愈烈。

“气荒”谁受伤？

断供用户泪沾巾：所有改了气却没能用上气的用户都受伤，其中有居民、工商业主、电厂、甚至卡车司机。气荒的缺口总得有人填补，要么供应侧加量、要么需求侧减量。地下储气库设施容量不足，环渤海LNG接收站的窗口期早在夏天就已排满，意味着北方可能的进口增量极少。如果供应补不上，就只能压减需求，减量以非居民为主，即包括增量用户又包括存量用户。根据我的调研与访谈结果估算，为调峰全国非居用户共被减量约7000万方/日，包括西北化工大约压减了3000万/日、全国的工业压减了2000万方/日，华东地区的发电压减了2000万/日。这些压减都意味着工业与发电用户蒙受了巨大的经济损失。

新晋小型城燃赔大发：小城燃尤其是今年新参与“煤改气”的公司，由于资源获取与配置能力弱，加上过往无存量，能够获取的管道气供应量有限。然而，为完成“煤改气”任务保供，的确有一些民营小公司为完成“煤改气”任务，高价购买LNG限价供应用户，赔大本赚吆喝。

中石油也背锅：“气荒”之下，中石油是被指责最多的参与者，指责主要在于“照付不议”合同该不该履行？对许多合同既减量又提价。在我看来，这不过是当年煤炭故事的重现，好在把握全国75%供应资源的中石油是受国家管制的，不敢像当年煤炭届（不乏央企国企）那样漫天要价。而中石油也确有难言之隐：一是要全力保北京，全国最大的一级用户北京燃气并未签订照付不议合同，但他们提出的需求量中石油必须得保；二是低价保民用，所有“煤改气”的量都必须以民用价格（一般居民用气比非居民用气低20%左右）供应。供应量减少的中亚气在中石油的供应气源中属低价气，低价气源供应的减少使得中石油不得不切断售价高的工业用户销售给低利润甚至赔钱的民用气。因此，保供带来的压力不仅有量上的，更有利润上的，何况在9月1号，发改委已经下调门站价0.1元/立方米。供应紧张、利润下降的情况下，每个经营者会考虑改善价格策略，实现经营预期。中石油如需改善形象，就应该理一理“煤改气”这本帐，说明今冬增加的保供量和上游资源量的增减状况，信息透明是增加信任和积极的利器。

发改委很委屈：另一个被指责的部门是发改委价格司，针对在当前上游供应主体不足的情况下，本轮价改给予上游供应商价格上浮的权利时机是否适宜？改革的步伐是否过于猛？要不要先培育上游市场主体，再行价格放开？LNG价格的放开是必要必须的，如果LNG价格一样受到管制，试问谁会进5元/立方米的气卖给你3元/立方米。如果LNG没有价格的顺延，无法挣利润，那么供应只会更加紧张。

从产业生命周期看，天然气产业所处的快速发展期并不是改革的最佳时期，然而短暂的低油价窗口期与成本不断降低的新能源的追赶使得天然气行业不得不迎难而上。今年“气荒”的原因是多层次的，改革中遇到问题，更重要的是梳理问题背后的原因，“气荒”不能也不应该阻挡改革的步伐。

环保部被冤枉：环保部因为发出了未进行“煤改气”的允许继续烧煤的通知，这样一共为解决今冬供应不足问题的保障措施。使得大家纷纷怀疑减煤失败，改过来的气是不是又要被改回去？企业哪里经得起这个折腾。

京津冀今冬的蓝天可以证明“煤改气”的成效，国家、企业和个人花费了大量金钱和精力创造的“蓝天”成果，哪有那么容易就倒退回去。当务之急是寻求经济、安全的可靠气源，保障已改气的用户用上气。

“气荒”谁得益？

供不应求的情况下，产业链中总有受益者，包括但不限于：

LNG产业链从业者：价格上涨周期，LNG液化厂只要能拿到气，就能挣到钱；每日500元/吨上涨的价格使得许多小LNG贸易商只要有渠道从液化厂或接收站拿到液，倒一槽车液就挣5万块，甚至许多槽车司机在路上都能把业主的一车液倒卖掉，再跟业主分一点钱。发改委近日下文稳定LNG价格，严重的供大于求情况下，此举不能让LNG价格迅速下降，但易于价格平稳，平稳的价格预期下，LNG产业链的人就只能挣稳定差价，因此，稳定LNG价格文件会从一定程度上限制LNG产业链的利润。

国家石油公司：“气荒”之中，不论中石油、中石化和中海油在供应价格上都有不同程度的涨幅，在缺乏精准数字的情况下，通过涨价幅度与非居供气量测算，初步估计涨价对各公司供暖季的天然气营收增长贡献在10%-15%之间。

部分跨区域性经营城燃：部分跨区域性的城燃有较强的资源配置能力，由于居民用气和非居民用气价格双规制，而居民用气在保供序列中排第一，大多数城燃一般会报高民用气比例争取更多低价管道气，同时将低价购得的民用气销售给售价更高的非居民用气。当然，在我写这篇文章的时候，也有跨区域经营城燃告诉我说，我们每个区域的城燃都在抢LNG，都在赔本保供。

或许，现在不是评判谁得利的时候。2017年的财报会说话。

“气荒”如何解？

国内天然气资源禀赋匮乏，好不容易扩大的消费需求应该力求保住，明年，即便在同等消费规模下，国内产量增量依然有限，扩大进口LNG的供应规模是安全保供头等大事。

短期来说，可以进行以下措施：

一是尽快确保天津中石化LNG接收站尽快投产。天津中石化LNG接收站日供应能力达2000-3000万方/日，可以解决今年缺口的约30%，是见效最快的增供方案。其背后的问题是中海油老的渤海油田输气/油管线在中石化天津LNG航道上，需要拆除，目前渤海油田新的输油输气管线已建成，却因被划归渤海生态保护区无法投产，改变新管线需增加成本7亿元，这个钱谁也不愿出。新管线不投产，老管线就不能拆，由于需要协调两个省市、两家公司、多个部门，已具备接卸能力的天津中石化LNG接收站却由于上述问题被无限期搁置，保供面前理当顾大局，尽早解决问题。
二是2018年夏季尽可能多的拿现货。当前国际LNG市场仍处于供应较为宽松的状态，LNG贸易现货已接近全球LNG贸易总量的20%，利用夏季销售淡季多进现货，入华北与东北储气库，保障冬季供应是必要且可行的措施。
三是尽快推动LNG接收站第三方准入。中海油今冬利用自己南方LNG接收站进了一些LNG平价卖给中石油北方保供，两桶油的保供合作为我们树立了好的榜样。2018年，可否在国家石油公司层面率先开展第三方准入，提前开放冬季窗口期，在夏季低价时期签订冬季供货的合约，为冬季低价保供做贡献？探索接收站开放规则，为进一步全面放开打基础。

中长期看，建议通过政策保障推动调峰基础设施的建设：

一是加快推动环渤海地区LNG接收站的建设。2017年5月19日出台的《国家海洋局关于进一步加强渤海生态环境保护工作的意见》影响了处于保护区内的黄骅港和蓬莱两座接收站的建设进程，加大区内天然气供应保障能力。
二是加快推动价格并轨与精准补贴。居民与非居民天然气价格双规制既无法准确反映用户实际应支付的成本，更造成了部分城燃利用双规制制度不合规范的挣钱，因此，应尽快推动价格并轨，可先经济发达地区后经济欠发达地区地改，同时，为保障民生，可对天然气销售征收一定名义的“基金”，精准帮困，定向给困难户、供热单位等终端用户发放补贴。
三是建立调峰价格机制，加快储气库建设。深挖气荒背后的原因，不得不提及储气库建设，由于有供暖等因素的存在，冬季供暖季节（11月至次年3月）5个月的用气量一般会接近或达到全年的一半。国外一般利用储气库解决季节调峰，2015年全球正在运营的地下储气库总工作气量约3588亿立方米，占天然气消费总量的10.3%；欧洲2015 年储气库总工作气量1460亿立方米，约占欧洲天然气消费量的23%；EIA统计，美国的储气库工作气量约占天然气消费量的16%（不清楚年份）。而根据我国《天然气十三五规划》，截止2015年，我国储气库工作气量为55亿立方米，约占全国消费量的3%。

“气荒”再一次暴露了我国储气设施建设滞后、调峰能力不足的“短板”。根据我过往对储气库的研究，一般储气库实现投资8%的投资收益需要冬夏气价峰谷差价达0.7-1元/立方米。2016年发改委发布《关于明确储气设施相关价格政策的通知》明确储气设施的天然气购销价格、储气服务价格由市场形成。然而，门站价的限制使得这一政策无法发挥作用，2014年油价下跌、油气改革开始后，储气库建设基本处于停滞状态。不利于地下储气库持续建设和运营。

“气荒”之下，巨大的价格差使得各燃气公司建调峰罐的积极性将被提高，然而，对于季节性保供，依然需要大力建设地下储气库：要么国家继续出钱建储气库；要么建立调峰气价，提高储气库经济效益，拉动社会投资储气库的积极性。决策再难，也不能无为而不治。

以一段环保部发布的京津冀大气污染传输通道城市今年10月-11月空气质量情况作为结尾，今年11月，“2+26”城市PM2.5月均浓度范围为46-91微克/立方米(μg/m3)，平均为68μg/m3，同比下降37.0%。

在这一片蓝天下的每一个人都应该珍惜这个来之不易的自由呼吸的冬天，而天然气行业产业链的每一参与者为了这个行业和自身的发展应该努力出一份已力，毕竟前有煤炭老大哥，后有新能源小兄弟，你不努力，迟早被赶超。

相关：天然气的未来之路

天然气要发展，必须深化天然气体制改革，全面放开竞争性环节，加强输配等环节监管，降低终端用气成本，带动天然气大规模高效利用，产业上中下游协调发展。

【要发展，先要号准脉】

中国天然气产业快速发展，但与中国推动能源生产和消费革命的战略要求相比，仍存在着一些制约因素。

○ 文／王一鸣李凡荣凌月明

2004年西气东输投运以来，中国天然气产业快速发展，目前已基本形成气源多元化、管道网络化的供应格局，天然气消费市场遍及31个省（自治区、直辖市）。但与中国推动能源生产和消费革命的战略要求相比，天然气发展仍存在着一些制约因素：战略定位有待进一步凝聚共识，对天然气利用清洁性的质疑急需澄清；矿业权制度有待完善，勘查开采投入不足；基础设施建设滞后，保供压力较大；市场机制不健全，监管体系不完善；科技创新能力不足，装备自主化水平有待提高。

战略地位需要认清

天然气在中国能源中的战略定位决定了整个天然气行业的发展方向，事关各地大气污染防治和清洁取暖等行动能否有效落实。目前，将天然气发展成为中国主体能源之一的战略定位已基本达成共识，但仍存在部分不同声音，主要表现在两个方面。一是认为中国天然气资源禀赋较差，不具备作为主体能源的资源基础，“富煤贫油少气”的观念仍然根深蒂固，没有跟上“页岩革命引发基础理论和工程技术创新，大幅增加世界天然气可采资源”的革命性变革。二是认为世界能源正在由“油气时代”向可再生能源转变，天然气与可再生能源相比，虽然清洁但仍是含碳的化石能源，只是过渡能源或补充能源，发展潜力有限，没有认识到未来天然气具备成长为世界第一大能源的基础和潜力，且天然气具有调节灵活、响应迅速的优点，可与可再生能源发展形成良性互补。

在认识到天然气是绿色低碳高效能源的同时，社会公众对天然气的清洁性仍存在部分质疑，主要体现在两个方面。

一是认为天然气仍是含碳能源，虽然燃烧几乎不产生二氧化硫（SO2）和颗粒物，但仍然会排放二氧化碳（CO2）等；
二是认为天然气燃烧排放的氮氧化物和水汽量与煤炭相比更多，反而会加速雾霾的形成。

这些片面甚至错误的声音干扰了对天然气发展的战略定位，也对大气污染防治和北方地区冬季清洁取暖工作产生了一定的困扰。为消除公众疑虑，便于各地抓紧开展各项工作，全面澄清天然气利用的清洁性非常必要和紧迫。

多因素制约勘探开发

资源品质下降、技术创新不足及勘查开采体制不完善，制约了天然气勘探开发。

资源品质整体变差。全国油气资源动态评价（2015）结果表明，全国待探明天然气地质资源量80万亿立方米，88%的资源分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、柴达木、东海、琼东南、莺歌海、珠江口9大盆地，超过35%的资源分布在低渗储层，25%为致密气，20%以上位于海域深水。勘探对象日趋复杂，勘探开发成本较高。
理论技术创新力度不够。虽然近年来中国天然气勘探开发理论及技术装备创新取得很大进展，但复杂地质条件下的天然气成藏理论还有待进一步完善，陆上深层、火山岩等气藏勘探开发核心技术尚需加大攻关力度，海洋深水气藏开发理论与技术装备仍比较落后，规模效益开发页岩气、煤层气的关键技术体系尚未形成。
勘查开采体制机制有待完善。尽管中国已初步构建了一套较为完整的油气勘查开采体制，但油气矿业权高度集中在少数大型国有油气企业，油气矿业权流转和退出机制不健全，社会资本进入难，还未形成多元化的、充分有序竞争的现代油气勘查开采体制机制，一定程度上制约了油气资源的充分开发利用，不利于激活资源潜力。

勘查开采投入不足。近年来，受资源禀赋较差、国际油价低位徘徊、理论技术创新力度不够和勘查开采体制不完善等因素影响，全国油气勘查投资大幅减少，从2013年最高值786亿元降到2016年的528亿元，降幅达33%，有38%的勘查区块投入未达到法定标准；油气开发投入下降更明显，从2013年的峰值2876亿元降到2016年的1333亿元，降幅高达54%。

基础设施与保供压力

基础设施能力不足。

一是与欧美发达国家相比，中国天然气管道和地下储气库建设仍存在较大差距。截至2016年底，中国每万平方千米陆地面积对应的管道里程约70千米，仅相当于美国的12%。地下储气库形成工作气量64亿立方米，仅占消费量的3.1%，远低于世界10%的平均水平。
二是天然气利用“最后一公里”建设存在短板。全国尚有超过20%的地级行政单位、约30%的县级行政单位没有接通管道气。三是随着中国城镇化发展加速、环保意识提高，人口密集区、规划区、自然保护区越来越多，管道建设与城乡规划的矛盾时有发生，基础设施选线选址难度越来越大。地方政府出于地方利益和管道保护压力对国家重大战略性基础设施建设项目支持力度不足，或将项目推进与地方利益过度捆绑，影响了部分重点项目的按期投运。

保供压力较大。

一是天然气季节性峰谷差逐年增大。随着大气污染防治、清洁取暖工作的深入推进，华北等地“煤改气”需求进一步增加，冬季用气峰值持续走高，保供压力较大。
二是天然气冬季进口通道存在一定风险。2016年冬季西北通道沿线中亚国家超额下载气量造成国内供气量不足，海上LNG进口通道冬季易受气象影响，LNG船舶无法按时靠岸。
三是不同企业间基础设施互联互通程度不够，制约了天然气资源优化配置和灵活调运。
四是储气调峰责任落实程度不够，辅助服务机制尚未建立。地下储气库工作气量和各城市应急储气能力均严重不足，供气企业与城镇燃气经营企业在日调峰责任上存在推诿扯皮现象。

市场机制与监管体系存在缺陷

市场机制不健全。

一是竞争性环节尚未实现市场化定价。目前天然气销售门站价格为政府基准定价，包括出厂价（进口采购气价）和管输费，这种将两者绑定到一起的定价模式不利于管网设施的第三方公平准入；季节性气价和调峰价格还未全面推广，不能及时反映天然气价格与供需关系变化；居民、非居民用气“交叉补贴”问题突出，严重降低了天然气在工业领域的竞争力，抑制了天然气在发电、交通、工业燃料等领域的大规模利用。作为国内外既有的成熟机制，全国范围内的大用户直供直销体系建立才刚刚起步，全面推广的呼声日益强烈。
二是交易平台建设仍处于较低水平。虽然目前已有上海石油天然气交易中心，重庆石油天然气交易中心正在加快筹建，但现有交易中心的交易规则、会员覆盖和交易量等与国际一流水平相比仍存在较大差距，短期难以取代政府基准定价成为新的价格基准。
三是LNG、CNG储配站已成为北方地区冬季清洁取暖和气化农村的重要方式之一，取得了很好的实践。但各地政府对以上发展方式与燃气企业特许经营权之间的关系理解不统一，未来如何规范发展亟须给予明确。

监管体系不完善。

一是监管工作机制尚未理顺、职责不清。中国能源行业监督管理职责相对分散，相关部门之间、中央政府部门与地方政府部门之间存在政策目标差异和步调不同步等问题，工作协调难度较大。
二是监管工作界面不明，监管效率偏低、效力偏弱。法律法规缺失，问题处理依据不足，监管工作缺乏应有的强力支撑，一定程度上影响了监管的效力。
三是监管主体、监管手段单一，难以满足“放管服”改革的需要，政府监管部门主要依靠行政性的强制手段，政府以外其他社会群体的同业监审作用没有得到有效释放。具体到监管事项上，部分省份省内天然气管道、城镇燃气配气管网等中间环节过多，拦截收费、强制服务、层层加价，终端用户没有得到改革红利；城镇燃气企业接口费、开户费等服务性收费较高，甚至成为部分燃气企业的主要利润来源；天然气基础设施第三方公平准入落实程度不高。

【开好方，才能促发展】

深化天然气体制改革，全面放开竞争性环节，加强输配等环节监管，降低终端用气成本，带动天然气大规模高效利用，上中下游协调发展。

○ 文／王一鸣李凡荣凌月明

立足当前、面向未来，要充分认识国内外能源领域的新形势新变化，借鉴发达国家的成熟经验和做法，针对天然气领域存在的深层次矛盾和问题，按照党中央、国务院深化石油天然气体制改革的文件要求，加快推进天然气资源勘查开采与管网体制改革，健全市场机制，完善监管体系，完善政策配套，逐步将天然气发展成为中国的主体能源之一。

明确天然气的战略定位

天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。美国、英国、日本和韩国等发达国家在解决大气污染问题过程中都将大规模利用天然气作为主要抓手。天然气节能减排效果显著，是有效治理大气污染、积极应对气候变化等生态环境问题的现实选择。天然气燃烧效率高，联合循环发电效率可超过60%，工业锅炉超过90%；释放等热值能量所排放的二氧化碳，天然气比石油少30%，比煤炭少50%，几乎不产生二氧化硫和烟尘等颗粒物。通过低氮燃烧等技术，天然气联合循环发电的氮氧化物排放量可稳定控制在50毫克／立方米以下，工业锅炉可控制在150毫克／立方米以下。燃烧天然气产生的水蒸气量不会影响气候和空气中的含湿量。以北京为例，2016年天然气消费量160亿立方米，按燃烧1亿立方米天然气产生水蒸气16万吨测算，每年北京天然气消费产生的水蒸气仅相当于北京年水汽总蒸发量220亿～290亿吨的千分之一左右。

逐步把天然气培育成主体能源之一。一是从近百年世界能源转型历程看，天然气在世界能源转型中发挥了重要作用，未来仍将扮演重要角色。“煤降气升”是各主要经济体能源结构调整的显著特征，在一次能源消费结构中，世界煤炭占比由1965年37.6%降至2016年的28.1%，天然气占比由1965年15.7%升至2016年的24.1%，预计2035年前天然气超越煤炭，成为世界第一大主体能源。二是从中国能源革命的目标和实现路径看，加大天然气利用规模，与可再生能源形成良性互补，提高清洁能源比重，是中国稳步推进主体能源更替、加快建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的必由之路。天然气将在这一进程中承担重要的历史使命，必须进一步明确其主体能源之一的战略定位，按照既定的发展规划、目标与实现路径，逐步把天然气培育成为中国的主体能源之一。

完善勘查开采体制

深入推进油气上游体制改革，建立现代油气资源勘查开采市场体系。坚持油气矿业权国家一级管理。总结页岩气、新疆等油气探矿权招标改革和山西煤层气矿业权改革等试点经验，持续深入推进油气勘查开采市场化改革，有序放开准入限制，强化安全和环保要求，进一步规范准入要求；建立完善油气探矿权竞争出让制度，鼓励有条件的企业参与油气勘查开采，不断引入竞争机制，引导企业加大资金、技术投入，不断降低开发成本；完善并严格执行区块退出机制，规范油气矿业权流转机制，建立完善油气地质资料公开和共享机制，逐步建立完善现代油气资源勘查开采市场体系，提高国内资源生产水平，增强国家油气资源供应安全保障程度。

完善油气资源开发利用政策，加大油气勘查开采财税政策支持力度。实行差别化税费政策，加强对油气资源勘探开发的财税支持。对低品位、非常规、难动用等资源开发给予适当的财税政策和金融扶持政策，加大对深层、深水油气资源等财政补贴力度，延续并不断完善页岩气和煤层气开发补贴政策。对高含水老油气田开发，予以财税补贴，促进其可持续发展。

加强油气地质调查夯实资源基础，规划引导推进多种能源资源综合高效勘查开采。健全完善国家油气资源地质调查制度，加强清洁、优质能源资源地质调查，进一步夯实资源基础。着重加强风险大和地质条件复杂的新区、新领域、新层系油气调查，积极开展深层、深水油气资源潜力调查评价，促进油气新发现。加强页岩气、煤层气及水合物气资源调查评价。加强鄂尔多斯盆地能源矿产资源规划修编，研究制定四川、塔里木、海域等大盆地或油气区能源及矿产资源勘查开采规划，大力推进油气与非油气矿产资源和常规油气与非常规油气等资源的综合、高效勘查开采。

建立健全储气调峰体系

落实储气调峰责任。严格执行天然气储备制度。明确政府、供气企业、管道企业、燃气公司和大用户的储备调峰义务与责任，建立天然气调峰政策和分级储备调峰机制。全面推行天然气购销合同管理，强化对储气调峰责任和价格的合同约束。建立完善超出合同规定的调峰和保供需求的成本分担和违约惩罚机制。

加强规划统筹，建立完善的储气调峰体系。加大地下储气库扩容改造和新建力度，推进沿海LNG接收站增建储罐和新建接收站、调峰站，加快建立和完善城市应急储气调峰设施，全面推进基础设施互联互通，建立以地下储气库和沿海LNG接收站（调峰站、储配站）调峰为主，气田调峰、城市中小型CNG和LNG储备站为辅的综合调峰系统。

构建和完善储气调峰辅助服务市场机制。坚持自建、合建储气设施与购买储气服务相结合。天然气销售企业、城镇燃气企业储气调峰义务的履行，可以通过自建或合建储气服务设施、购买管道企业储气服务、向独立第三方储气设施经营企业购买储气服务等方式实现。坚持储气、调峰服务和调峰气量市场化定价。

加强监管和督导检查。重点监管储气调峰义务的履约情况、天然气购销合同签订及对储气调峰责任和成本分担的约定情况。各地在授予或变更特许经营权时，应将天然气保供承诺和履约能力作为重要的考核条件。对存在不按规定配套储气调峰能力、连年气荒（供气紧张）且拒不签订购销合同等行为的城镇燃气企业，加强整改直至取消经营资格，收回特许经营权，淘汰一批规模小、实力差、信誉低、保供能力不足的燃气企业。对用气高峰期供气企业串联涨价、强买强卖等不正当竞争和垄断行为加大查处力度。

天然气管网体制改革

实现天然气管网独立，落实天然气管网公平准入标准和规则。

一是尽快实现天然气管道运输和销售业务分离。各类管道运输企业必须独立运营、独立核算，管输企业只允许从管输服务中获取合理收益，禁止参与天然气销售等关联交易，从源头上鼓励第三方公平开放，提高管网利用效率。

二是减少供气中间环节。天然气主干管网可以实现供气的区域和用户，不得以统购统销等名义，增设供气环节，提高供气成本。在项目核准时，对省（区、市）内天然气管道项目建设要认真论证，对增设不必要中间环节的管道项目要严格把关，坚决杜绝新建管道“拦截收费”现象。

三是加强输配价格监管。按照“管住中间、放开两头”的总体思路，建立“准许成本+合理收益”的定价方式，加强天然气管输和城镇燃气配送环节定价管理、成本监审和价格监管，从严核定独立的输气、配气价格。对没有实质性管网投入或不需要提供输配服务的加价，应立即取消。资产评估增值部分不计入有效资产。推进城镇燃气企业配气、销售、工程服务等业务之间的财务分离乃至法律分离，独立核算配气价格，控制销售价差，降低过高的工程安装等服务性收费。

四是落实第三方公平准入。完善天然气基础设施公平开放实施和监管办法，简化、标准化管输容量申请和使用规则，缩短申请回复时限，加强模板化的实时信息公开，减少基础设施运营企业自由裁量权；探索管道容量使用容量费和使用费“两部制”定价，完善容量二次交易和可中断服务机制；加强监管，对拒不执行第三方公平开放、第三方准入歧视等行为加大查处和通报力度。

培育和建设现代天然气市场体系

加强行业规划，提升科学监管水平。加强规划统筹，遵循经济规划和产业发展规律，坚持科学合理规划，充分发挥规划的引导和约束作用。健全科学合理的规划编制机制，提升规划的覆盖面、权威性和科学性。完善规划动态调整机制，严格按照规划组织实施项目建设，依法加强环境影响评价工作，建立规划实施、监督检查、评估考核机制，保障规划有效落实。

规范政府管理，健全监管机制。政府管理要更多转向制定战略、规划、政策和市场规则，创造公平公正市场环境，减少对市场和企业的直接干预。建立油气大数据平台、油气地质资料信息共享平台等，为政府决策提供支撑，为企业和社会提供专业化服务。建立覆盖全社会的天然气监管体制，加强政府对市场准入、交易行为、垄断环节、税收缴纳、价格成本、安全、环保等各环节的监管。完善监管标准、监管规则和监管程序，形成规范有序、公开透明的监管体系。

尽快完善天然气价格形成机制。因地制宜，探索推进天然气终端销售价格放开试点。有序理顺居民用气价格，尽快消除居民用气与非居民用气价格的“交叉补贴”现象，同时针对受保障人群提供适当用气价格补贴，使低收入群体同样能享受到天然气的基本公共服务。加快培育上海、重庆等区域性乃至全国性的天然气现货市场，鼓励天然气即期和年内中远期现货挂牌与竞价交易，推动“气气”竞争和价格发现，使价格更真实、充分的反映基础设施通达能力、供需变化、可替代能源价格变化、季节和峰谷价差等市场因素。丰富现货交易环节，鼓励民营资本探索建立液化天然气电商平台，对液化天然气贸易环节进行补充。以LNG交易作为切入点，择机推出“国际平台、竞价交易、保税交割”的天然气期货市场，在推进管道气价格市场化改革的基础上，力争后续将液化天然气期货扩展至管道天然气，形成中国乃至亚太地区的天然气基准价市场。推进中美经济合作百日行动计划，强化天然气贸易。

做好《加快推进天然气利用的意见》的落实。以清洁燃料替代和新兴市场开拓为主要抓手，加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用。强化环保政策的硬约束，加快推进北方地区冬季清洁取暖和“煤改气”，将煤改清洁能源纳入环保考核，切实落实党委、政府环保“党政同责”。健全天然气市场体系，完善价格机制，减少供气中间环节，建立完善用户自主选择资源和供气路径的机制。强化天然气设施用地保障。在防范风险基础上，创新和灵活运用贷款、基金、债券、租赁、证券等多种金融工具，加大对天然气利用及基础设施建设运营领域的融资支持。积极探索、试点先行，着力加强重点领域、关键环节改革创新试点，探索一批可持续、可推广的试点经验。

完善法律法规和标准体系

一是修订完善相关法规政策。根据2017年1月国务院印发的《关于扩大对外开放积极利用外资若干措施的通知》（国发〔2017〕5号），“石油、天然气领域对外合作项目由审批制改为备案制”，按此加快修订《对外合作开采陆上石油资源条例》《对外合作开采海洋石油资源条例》。立足新形势、新问题，做好《加快推进天然气利用的意见》与《天然气利用政策》的统筹衔接工作。研究出台关于加快储气调峰设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的政策意见，严格落实储气调峰各方责任，坚持自建、合建储气设施与购买储气服务相结合，坚持储气、调峰服务和调峰气量市场化定价，坚持“谁调峰、谁受益”。

二是健全天然气行业标准体系。加快天然气计量、天然气车船制造、LNG陆路内河储配、加气（注）站安全防护和安全距离等标准规范的制修订工作。研究修订《城镇燃气设计规范》，加强其与油气体制改革总体方案、《天然气基础设施建设运营管理办法》等政策的衔接，厘清日间、小时调峰供气责任和成本分担机制，形成市场化、合同化的调峰机制。尽快统一天然气计量计价标准，采用国际通用的热值计价方式，尽早实现国产气与进口气、管道天然气和液化天然气在计量方式上的并轨。适应清洁取暖“煤改气”等“宜管则管、宜罐则罐”的新形势，尽快制定LNG、CNG储配站等供气形式的国家强制性标准和行业设计规范，研究论证LNG液态分销涉及的运、储、供、用等设备的通用接口标准等。

加快推进中国天然气平稳较快发展，需要坚持从问题导向和目标导向出发，深入贯彻落实油气体制改革文件精神。在继续推进前述工作以外，还要抓好两方面的系统性工作。一是全面深化天然气体制改革。加快研究制定深化石油天然气体制改革的配套文件及相关政策，完善天然气勘查开采体制，推进天然气管网体制改革，完善天然气价格形成机制，有序推进期货与现货相结合的现代市场体系建设，选择适当省（区、市）推进天然气体制综合改革和专项改革试点。二是做好政策配套。加快落实《加快推进天然气利用的意见》，抓好城镇燃气、天然气发电、交通用气、工业燃料升级四大利用工程。各部委要按照各自职责完善政策配套；各级政府要切实承担起加快天然气发展责任；各企业作为加快天然气发展的市场主体，要扎实推进重大项目建设，保证各项指标和任务按期完成。

来源：容三思的理想国李蓉（声明：版权为作者所有，如需转载请与作者联系）& 中国石油石化第19期

编辑：华气能源猎头（微号：energylietou）

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