对当前我国天然气供应紧张问题的思考

2017年冬季采暖季到来之前，天然气供应紧张开始在我国华北地区出现，之后迅速席卷全国20多个省、市、自治区，民用采暖用气供应不足、出租车加气排长队、工业企业停产并给上下游关联企业带来连锁反应。

供气紧张产生了较大的负面社会影响和经济损失，保障天然气供应成为当前突出的矛盾和问题。笔者从市场体系建设以及政府、企业的行为等方面作了一些思考，以期抛砖引玉、引起各方的关注，并尽快着手开展相关工作。

 “气荒”表面原因是北方地区“煤改气”发力过猛，天然气资源供应和设施能力不足，解决这一问题的关键在于加快油气体制改革。2017年5月，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确了改革的指导思想、基本原则、总体思路和主要任务，强调深化油气体制改革要坚持问题导向和市场化方向，体现能源商品属性，坚持底线思维，保障国家能源安全。

近两年，成立国家天然气管网公司的改革呼声日渐高涨，加上低油价、低气价和天然气消费增速放缓，三大国家石油公司经营收入大幅下降，投资上游勘探开发和管网设施建设的积极性受到较大影响，管网建设速度明显放缓。

中国共产党“十九大”会议上，习近平强调“建设法治政府，推行依法行政”。天然气行业深化改革需要有法律依据，通过立法解决当前天然气相关行政法规、部门规章的位阶不高、权威性不强等问题；通过立法确立天然气作为主体能源的地位，促进天然气市场健康发展和扩大利用；通过立法更好更有效地规范政府和市场主体的行为，保障各方的合法权益，明确各方的责任和义务，进一步加强天然气基础设施建设和运营管理，确保天然气供应安全。

从天然气产业链来看，天然气立法应解决以下几个方面的问题。

1）上游领域，激发企业生产的积极性，鼓励多元供应、增加供应，明确资源供应企业（或批发贸易企业）的保供责任。

2）中游环节，鼓励基础设施建设，尤其是要加快储气调峰设施建设，促进设施间互联互通，强制推行公平开放，建立容量转让和交易机制；建立天然气战略储备，明确政府和企业的责任义务。

3）下游市场，明确天然气作为主体能源地位，促进高效合理利用；明确各类市场主体的资质、权利和义务，尤其是要明确各方平稳供应的责任；建立统一开放的天然气市场，规范各主体、各环节交易行为，强化合同的严谨性和法律约束力。

4）价格方面，按照“管住中间、放开两头”的思路，由市场形成气源价格和销售价格，取消定价中的双轨制，发挥交易中心市场定价作用；严格监管管输和配气价格；实行储气环节单独定价，根据功能定位不同，实行协商定价或监管定价。此外，建议通过立法确立天然气监管机构的职责和权限，将现行多部门分散的监管职能进行整合，重在维护市场的公平和稳定。

天然气市场发展初期，推动利用的驱动因素主要是能源政策和环保政策。2017年是我国环保治理力度最大的一年，年初以来天然气市场的爆发正是凸显了环保政策的决定性作用。我国天然气资源开采受制于禀赋差、开发手续办理难度大、开采成本不断增长等因素制约，上产难、增速慢，过去10年产量平均每年仅增加78.6亿立方米，而同期消费量平均每年增加150亿立方米，致使天然气对外依存度不断上升。要长期稳定获取境外资源，不但要按照国际惯例签订中长期“照付不议”合同，还需要有配套的基础设施，例如跨境管道或沿海大型LNG接收站，这些至少需要3～5年的超前谋划和准备，现货只能解决短期、少量不足，无法做到长期可靠供应。

推动天然气大规模利用必须进行科学合理的规划，统筹兼顾，资源供应、基础设施、市场发展都必须有详尽的实施方案和缜密的计划。缺乏科学论证项目仓促上马，缺少对市场变化的全盘分析和预判，缺乏对资源供应和基础设施的精密部署，短时间内急于求成必然导致供求严重失衡。“气荒”发生后，政府主管部门和上中下游企业都在进行反思，做补救工作。

由此，建议国家相关主管部门加强科学规划、精准施策、未雨绸缪、把握工作的主动权；各级地方政府要因地制宜、统筹部署、以点带面、滚动推进、逐步覆盖；要把今后的民生工程搞得更加科学有效，让人民群众拥有更实在的获得感。

天然气消费具有季节性，夏季疲软，冬季旺盛，市场化定价机制下必然是夏天便宜冬天贵。利用储气库发挥调峰作用，消费淡季时低价买进天然气储存起来，冬天需求高峰时释放出来，以合理的价格出售。这样基本就能保证储气库盈利，从而激发各方投资建库的积极性，天然气储备量自然就上来了。

我国的储气库为什么数量这么少，储气能力这么小？关键是体制机制的问题。

一方面，对市场主体保供和储气调峰责任界定不清晰，现有相关规定既不统一又缺乏强有力的法律约束力，企业建设储气库没有足够的压力。在市场混乱的情况下，难免出现个别企业投机取巧的行为，夏季从国际市场购买便宜现货气，以低于受管制的管道气价格卖给用户，而在冬季用气高峰时不承担保供责任。

另一方面，由于政府对销售价格进行较为严格的管控，没有储气调峰价格和峰谷价格，这样的价格机制不能起到平衡供需的作用，投资经营储气库不能盈利，各方就没有建库的动力。

综观其他天然气消费大国，储气调峰气量要么是完全市场化定价，通过价格杠杆调节市场供需，大用户、可中断用户可享受到较低气价，小用户、不可中断用户需要付出较高价格，终端居民用气价格远高于工业和发电用气价格。当用气高峰或其他因素导致供应紧缺时，较高气价自然引导用户错峰生产或切换其他替代燃料，这类典型国家如美国。再有就是通过法律法规确定供气商对核心用户（重点是居民用户）的调峰保供责任，要求在冬季供气高峰时保有一定规模的调峰应急气量，欧盟国家基本是这类典型。

储气库的商业价值主要取决于季节性价差，储气价格由供应商和储气运营商协商确定。天然气供应商有义务在冬季开始前储存一定数量的天然气，每年11月1日前的储气量不得低于其管网相连下游用户所需调峰气量的80%。储气库容量的10%左右用于管网和储气系统的平衡，其余约90%直接面向各类用户，储气库容量分配的优先顺序是管网和储气库运营商、向居民家庭供气的供应商、履行公共服务义务的供应商、其他持有固定供气合同的终端用户。天然气供应商必须获得法国政府能源主管部门颁发的供应许可证，为此需要提交一系列资料，其中就包括不同供气工况下如何保障向各类用户供气的说明文件和证明。

借鉴他国经验，为了保障我国天然气市场健康稳定发展，应尽快通过立法明确相关各方的调峰保供责任，包括国家战略储备责任、各类企业商业调峰应急储气义务，制定具有操作性的储气调峰定价办法。

随着天然气消费规模的扩大，安全稳定供应和储气调峰的责任将越来越大。根据《北方地区冬季清洁取暖规划（2017－2021年）》，“2+26”城市2017－2021年累计新增天然气供暖面积18亿平方米，新增用气230亿立方米。如果加上现有22亿平方米天然气采暖面积，到2021年采暖用气需求量至少在500亿立方米。鉴于采暖用气基本集中在冬季4个月消费，如果管网设施按全年平均日用气量建设，则储气调峰设施规模需要达到330亿立方米。基于目前各方面状况，未来5年储气调峰设施建设任务可谓异常艰巨。

因此，迫切需要在进一步强化各方责任义务、明确储气调峰定价的基础上，切实调动各方面的力量，吸引各路资本投入储气调峰设施建设，尽快形成管网设施运营商、上下游供气商、城市管网设施运营商、独立第三方等多主体建设运营，储气库、气田、LNG共同发挥作用的综合调峰体系。承担调峰义务的供气商通过自建或租用的方式获取储气库的库容，保障向合同用户稳定供气。在市场化价格体系下，通过租用或自建储气库还可以赚取季节差价，进行套利。

除了供气企业承担的商业储备义务外，国家还需着手制定战略储备计划。建立天然气国家战略储备可借鉴原油储备的经验，着眼全局和长远，做好顶层设计，科学统一规划，分步实施，协调处理好中央政府、地方政府与企业的关系；充分调动地方政府、国有资本和社会资本积极性，发挥各方优势。当前需两条腿加快走路：一是从技术经济角度，研究解决在什么地方建、怎么建，以及建设成本和运行费用等问题；二是建立健全体制机制和法律法规，合理的做法是政策法规先行，规范各方行为，激发发展动力，解决建设与运行资金来源、收储与动用、管理模式等问题。

国家《加快推进天然气利用的意见》提出，逐步将天然气培育成为主体能源之一，到2020年天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%，2030年提高到15%左右。国家《中长期油气管网规划》提出，天然气主干管道里程在“十二五”末6.4万千米基础上，2020年达到10.4万千米，2026年达到16.3万千米，10年内年均新增1万千米，而在“十二五”期间平均每年仅新增5000千米，加快建设时不我待。在加快管网设施建设的同时，必须推动不同主体、不同气源之间设施的互联互通，提高应急保障能力和系统的运行效率，实现油气资源合理流动和配置。

从现实看，三大国家石油公司的管网具备联接条件的有多处，但在国家推动下实现联通工程不多。其中原因，一是国内天然气管网建设远未完备，还无法形成真正的流通网络，即便局部区域气源充裕，也无法运输到出现“气荒”的地区。二是各公司基于保护自身市场考虑，不愿将管网资产向第三方企业全部开放，只想建设对本企业有利的联通管道。社会期待油气体制改革方案尽快落地，天然气管网在不久的将来可以像高速公路一样运转，形成连成一体的能源运输网络，向所有符合通行要求的用户和气源开放。

西气东输管道建成投产大规模利用天然气以来，国内曾多次出现天然气供求失衡现象。多数情况是市场需求快速增长、资源供应和调峰能力不足，此时采取的措施是压非保民、停供减供。也有市场需求疲软、销售困难情况，2015－2016年是最为突出的一次，电厂、甲醇、化肥、玻璃、陶瓷等大批用户停用或减用气，上游气田被迫压产，减少进口管道气，进口LNG资源转口。这两种情况的出现都有一个关键因素，就是上游资源供应方与下游燃气公司或大用户没有签订或没有严格执行供用气合同，更谈不上“照付不议、照供不误”。

未来3年，市场规模将超过3000亿立方米，国外进口比例接近50%，而进口资源一般都通过长约合同锁定，并且为了平抑产、运、销等各方投资风险，按照国际惯例都签订了15～25年的“照付不议”合同，年购买量有10%左右的浮动，可在3年内补提。国内市场供应如果仍维持目前模糊的供气模式，合同中没有中长期基本气量、没有严格的“照付不议”基本义务系数、没有合理的市场化定价公式，对承担资源保供任务的资源进口商而言，风险恐怕越发难以承受。另一方面，随着设施管网和LNG设施的完善和公平开放，夏季消费淡季时，城市燃气企业、大用户可以批量采购低价现货，对高价长贸资源冲击将越来越大。对下游城市燃气企业或其他直接面对用户的供气商而言，如果合同没有锁定年度基本气量、没有严格的供气高峰系数、基本保供气量、清晰的调峰责任，那么下游用户的供气安全则难以保障。

国内天然气市场经过十多年快速发展，供用输配企业乃至百姓对天然气都有了比较全面的认识，对供用气特点也有了系统掌握，当前有必要进一步完善或重新拟定天然气供、销、输、储等相关合同，签约各方加强履约能力，注重合同诚信，任何一方违约都应承担相应的责任或接受处罚。国家正在推行天然气基础设施公平开放，油气管网运营体制改革及配套政策有望2018年落地，未来天然气供应将全面实现供、输、储、配分离，设施运营企业与资源供应企业分立。对于城市燃气企业而言，在保障下游基本供应的前提下，可以考虑长短期相结合的天然气采购模式，以固定和可中断方式委托管输企业运输，也可以自行建设储气调峰设施；对电厂和工业用户而言，可以考虑双燃料模式，夏季低谷气价时利用天然气，冬季高峰气价时改用其他燃料或减少用气。由此带来了不同期限、不同可靠性的管输和储气服务需求，为此基础设施运营企业应按照公开准入模式，考虑长中短期服务期限、固定和可中断服务模式，研究制定容量分配机制和服务定价办法，国家相关管理部门也应将此事提上议事日程，指导企业开展工作。

2017年入冬以来，为了缓解北方地区的供应紧张局面，在国家能源局等相关主管部门的协调下，三大国家石油公司发挥各自优势，同舟共济，互保互供。

中国海油珠海LNG接收站通过广东省管网进入西气东输二线，其天津LNG接收站通过天津滨达燃气管道进入陕京线系统；中国石油采取了最大限度增大国内气田产量、各LNG接收站最大负荷接收与汽化、紧急协调中亚资源恢复供应、采购中国海油资源等一切可能的措施；中国石化也通过上游气田增产、增加LNG进口、向中国石油西气东输二线串供气等措施向华北区域增供。

在这轮保供战中，各方都使出了浑身解数，中国海油功绩可谓名扬全国；中国石油高价采购第三方资源低价保供市场，似乎赔了钱也没赚来多少吆喝，这种保市场、保份额的做法是否长久可持续，值得认真思考。

相信所有资源供应商，从这一轮的“气荒”中都已经充分认识到，天然气市场的竞争不仅仅是价格的竞争，保供能力也是影响企业竞争力的重要因素，储气调峰设施不应再是“不情愿”的义务，而是增强销售企业竞争力的重量级砝码。

企业要长足发展，仅仅增加销量是不行的，还必须有能力承担市场保供责任，而且销售业务要做到增量不增亏。单一供应商不可能包打天下，要有保有放，有所为有所不为。要更加注重一线的市场调研，进行精准的市场预测，提前谋划增量资源，安排好资源进口和配套设施的建设节奏，制定详尽的供气方案和周密的运行计划。尤其要强化风险意识，应急预案要充分考虑重要进口通道资源供应中断风险，某些容易出问题的资源减供需作为常态考虑。

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