供暖季我国天然气能给力吗？

2017年供暖季我国多地区出现临时性、局域性供需紧张，个别地区供需缺口波及居民生活用气，媒体称谓“气荒”现象。经国家部委、资源方、贸易方及终端用户共同协作，攻克了“气荒”难关。此次供需紧张较以往供暖季供需形势具有以下特点：一是爆发时间提前，涨价速度快且非理性定价；二是波及范围更广，京津冀、山东、河南、宁夏、内蒙古、贵州、湖北、湖南出现供应短缺，甚至新疆、四川、陕西等产气大省也出现“气不够用”现象；三是此次“气荒”成因复杂，是供需矛盾的集中爆发，上至能源政策统筹协调，下至消费结构调峰优化，同时储运调配设施硬件滞后，各环节都存在理不顺的症结，此次“气荒”是所有矛盾在供暖季的集中爆发。

2017年市场价格显示，受“煤改气”及经济 工业回暖推动，10–11月中旬市场价格已达到终端承受高限（5000~5500元/吨）；11月下旬至12月中旬中亚管道气出现多频次、突发性减压，市场价格短期飙升至10000元/吨；12月下旬中国石油与中国海油开展资源联合置换、中亚恢复供 气、煤改气管控调整等因素的综合作用，天然气终端市场价格大幅回落。2013–2017年华东LNG市场价格走势见图1。

回顾此次“气荒”过程及引爆事件，主要成 因，一是能源及环境政策推动需求激增；二是产业价格机制没有理顺，增产增供积极性低于需求增长；三是中亚管道气供应临时减供；四是储配基础设施能力不足，资源调配机制不健全。

2.1政策推动需求增长

《天然气发展“十三五”规划》《加快推进天然气利用的意见》等政策提出了一系列天然气发展目标，明确提出把天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，天然气能源消费结构占比2020年增至10%，2030年达到15%。

自2015年以来，由于国际能源价格持续下行，加之国内经济进入发展“新常态”，国内天然气供应相对过剩，各主体企业加大市场开拓力度，培育终端用气市场，全国居民气化率不断升高，居民用气需求的扩大也奠定了规模化的需求基数。

2017年是落实《大气污染防治行动计划》的收官之年，为全力做好秋冬季大气污染综合治理， 8月《京津冀及周边地区2017–2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》出台，要求“2＋26”城市实际完成319万户居民“煤改气”，供暖季天然气需求新增约50亿方，日均增量0.42亿方（按120天测算）；同时受全国经济转好工业复苏带动，工业需求同步日均上涨0.9亿方，全国日均总需求达8亿方（同期增长20%）。由此可见，2017年天然气需求侧的增长是全方位的，工业、居民等行业全面增加，“煤改气”工程更助推了需求侧的激增。

2.2   价格机制有待优化

我国自产气自20世纪末得到快速发展，2006年我国建成投产首个LNG接收站（深圳大鹏）， 2010年我国进口管道气项目建成投产（中亚线），至此我国天然气供应形成三大主流模式，其对应的采购成本和市场定价机制也不尽相同。

2.2.1   采购成本升高

我国天然气采购成本主要有两种模式，自产气成本主要由勘探开发投资决定，进口管道气及进口LNG主要采用油价联动OPE模式。随着我国常规气田的开采利用，现有气田开采成本逐步攀高，且非常规气田受技术限制，短期内难以大规模增产增供。我国进口管道气价格与JCC、WTI价格高度正相关（相关系数分别为0.87、0.80），进口LNG价格与JCC、WTI也呈现正相关（相关系数分别为0.51、0.36）。由于我国尚未建立有效的区域定价机制，长期参照能源进口依赖度高的日本JCC开展定价谈判，导致议价能力有限形成 “亚洲溢价”。综上可知，我国天然气三大供应主流模式的采购成本均呈现逐步攀高、居高不下的现状。

2.2.2   市场价格管控

随着我国天然气价格改革的逐步完善，国家有序放开了多种气源价格。2013年国家实现页岩气、煤层气、煤制气购销价格市场化，2014年国家实现进口LNG购销价格市场化，2015年国家实现大型工业直供企业（除化肥用户）购销价格市场化，2016年国家明确储气设施相关价格和化肥直供用户价格市场化，2017年国家实现交易中心价格市场化。通过“小步快走”的渐进式改革，国内天然气价格市场化程度显著提高。

由于国内自产气（资源量占比61.5%）及进口管道气（资源量占比17.5%）均采用市场净回值的基准价门站管理模式，更注重引入市场调控手段，实现培育市场。2015年油价出现大幅度下行，实行能源挂钩定价的天然气市场价格也大幅走低。进口LNG（资源量占比21%）作为唯一允许实现成本加成顺价的模式，在该环境下也只能采用随行就市的定价模式，市场价格与采购成本也存在严重倒挂的现象。

2.2.3   供需价格矛盾

综上所述，我们可以清晰的看到对于国内自产气，其成本主要受勘探开发决定，市场价格主要由政府管控，在油气价格下行的大背景下，国内气田大规模的开发投资无法从市场销售环节获得平衡，严重影响了常规气田的开发积极性，阻碍了非常规气田的技术革新。对于进口管道气，其成本主要受国际油价及JCC价格影响，长期存在购销价格倒挂，进口渠道相对单一（中亚、中缅），企业进口渠道扩建积极性不高的现象。对于进口LNG，其采购成本变化较快，且国内接收站布局相对集中，资源供应竞争激烈，华南地区液体销售价格长期偏低，LNG购销也存在价格倒挂，影响企业LNG接收站扩建积极性。因此，三大主流模式均存在不同程度的供需价格矛盾，企业新增供气项目的积极性普遍不高。

此外，自2010年以来国家以坚持“保民生”作为天然气门站价格管理的基本原则，与国际天然气发达市场不同，国内居民用气价格长期维持低价，居民消费用气占全国总气量20%，这也加深了资源价格倒挂的程度。去冬今春，部分城燃企业甚至违背国家要求，以居民用气需求倒卖工业终端套利，导致局部地区居民需求断供，严重影响民生水平。2018年5月国家发改委就此问题，发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》，要求“将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平”。

2.3   中亚管道临时减供

去冬今春，工业生产回暖及“煤改气”工程已将供需推向供需平衡上限，11–12月中亚管道气临时减供直接引爆了供需失衡的集中矛盾。11月土库曼斯坦管道气供应企业康采恩违约，发生多次临时性、突发性减供，并经中方多次沟通均未实现稳定供应。土库曼斯坦一直是我国最大的天然气进口国（年进口量1932.2万吨，占总进口量84.6%），其对华气源主要包括康采恩气田和中国石油阿姆河气田两部分。

2.4   基础设施能力不足

2017年全国天然气消费量2390亿方，其中 国产天然气1487亿方，进口天然气920亿方（气态430亿方，LNG3800万吨），对外依存度已攀升至40%，预计2020年全国天然气消费量将达3600亿方，对外依存度将升至45%。此外，我国天然气消费常年呈“U”字特征，历年12月为全年最大消费月，不均匀系数达到1.25。与我国天然气消费发展速度相比，储气调峰设施、LNG接收站建设、管道连通进度严重滞后。

在储气设备方面，目前我国投产储气库仅25座，调峰工作气量77亿方，调峰能力仅为全年消费量3.4%，远低于12%~15%的世界平均水平，并且储气库建设达容期较长，短期项目需3~5年，长期项目可达10年。

在LNG接收站建设方面，截至目前，国内共建成18座LNG接收站，总接收规模6050万吨/年，且大多数接收站在供暖季已实现满负荷运转，接收扩容能力有限。按照2017年进口LNG消耗量占全国天然气消耗占比22%测算，预计2030年全国进口LNG或达到8600万吨，LNG接收站基础规模仍待扩大。2017年全国接收站周转效率见图2。

在管道互联互通方面，国家长输油气企业中国石油与中国石化仅实现河北安平、陕西榆林、湖北姜家湾管道连通，个别省管网企业仍维持统购统销模式，公平开放连通调配能力有限，进一步凸显了局部地区的供需紧张。

3.1   产业链发展影响

此次“气荒”对下游工业、交通产业的生产成本及能力造成了严重影响，一定程度了影响了我国天然气产业发展的积极性。全国多地工业企业用气量价不稳，生产成本大幅走高，突破承受极限，且由于无法保证稳定供气，严重影响产品质量，面对天然气量价双重压力，多数工业用户选择提前停产放假。

随着LNG价格过山车式涨跌（2017年8月零售价3.2元/kg，11月暴涨至8.2元/kg，12月涨至11元/kg，最高峰值一度突破12元/kg），LNG价格与柴油价格比超过1.2∶1，车用市场严重萎缩（按等热值能量换算，当LNG公斤零售价小于70%的柴油升体积零售价时，LNG相对柴油才具有经济优势）。同时由于燃料价格疯涨，但普通货物物流运费并未上涨，导致LNG重卡亏损严重，几乎全国范围的LNG重卡在12月全部停运。

3.2   政策引导调整

为缓解供需失衡对产业链造成冲击，国家发改委、环保部等部门多次出台政策措施，以期尽快缓解供需矛盾。2017年12月4日，国家发改委出面，要求各省区市价格主管部门召开LNG价格提醒告诫会。市场短期内价格出现小幅下调，但效果维持时间短、降价幅度有限。12月4日，国家环保部向“2＋26”城市下发《关于请做好散煤综合治理确保群众温暖过冬工作的函》，提出供暖季没有完工的项目，继续沿用燃煤取暖方式或其他替代方式，该政策的出台有效减缓了天然气需求的增速。

3.3   促进管道连通调配

2017年12月国家发改委、国家能源局及广东省发改委积极协调，促成中国石油、中国海油实现全国联合保供，开展大规模、持续性的“南气北供”调峰措施。本次资源置换的路线是，通过西二线广州—深圳支干线，将中国海油的气量输送至珠三角、深圳、香港市场，同时补充中国石油华北保供气量，为中国石油加大天然气调运创造条件。

该置换模式，可简单理解为中国石油购买中国海油的气供给中国石油的下游用户，双方置换成交价格执行2.81元/方，定价主要参照2017年中国海油进口LNG成本确定。2017年12月5日，中国海油200万方资源进入广东省网，首次实现中国石油资源市场置换，广东用气需求逐步由中国海油保供，中国石油改为保供华北；12月6–7日，双方日均置换350万方；12月8–9日，双方日均置换425万方；12月16–17日，双方日均置换800万方（含广东省管网反输中国石油华北保供300万方/日，反输广东市场500万方/日）。受中国石油、中国海油全国联手保供机制激励，自2017年12月中下旬起至2018年1月底，天然气市场回归5500元/吨价格区间，基本持稳。

3.4   加快产供储销体系建设

此次“气荒”的发生让全产业意识到了产供储销体系建设的重要意义，2018年8月国务院出台《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》要求“加快天然气产供储销体系建设，促进天然气协调稳定发展”。从国内勘探开发角度，要全面增加勘探开发投资力度，加快已探明资源动用进度，力争2020年底前实现国内天然气产量达到2000亿方；在国外进口供应角度，加快推进多气源地、多渠道、多模式的供应体系建设，坚持长约、现货两手抓，加快推进国际多边双边合作；在储备设施建设方面，加快构建以地下储气库和沿海LNG接收站为主、重点地区内陆集约LNG储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统，落实储气责任主体，完善评估惩戒机制；在基础设施建设及连通方面，明确中贵线增输、陕京四线增输、广西管道与中缅连通、迭福接收站与西二线连通等11项重点工程，加快推动环渤海地区LNG储运体系实施方案落地；在需求侧管理方面，建立健全分级调峰用户制度，鼓励用户自主选择资源方、供气路径，大力发展区域及用户多气源供应，通过季节性差价等市场化手段，积极引导用户主动参与调峰，充分发挥终端用户调峰能力。

4.1  需求预测

2018年上半年我国经济稳中向好，受大气污染防治、环保督查等因素影响，上半年能源消费略有波动，但整体延续了2017年快速增长的态势，电力消费同比增长9.4%，天然气消费同比增长17.7%，其中城市燃气、工业燃料、燃气发电用气均同比上涨17%~21%。我们对比分析了2016–2018年天然气月度消费数据（见表2），并选用两种方法对2018年12月天然气消费情况进行了预测，预判月度消费量将达到330亿方/月。