从夏季开始价格连涨，到入冬后“气喘吁吁”，天然气市场全年爆发式增长，全国天然气消费量增幅达到17%。这个增量相当于前5年年均增量的两倍以上，并刷新了我国天然气消费增量的纪录。

      在这一片火热的背后，尤其需要我们冷静思考：为什么这一年会出现气紧？如何理性审视攀升的对外依存度？如何在当前形势下谋划天然气市场的景气发展？

从“峰高谷深”到“有峰无谷”，如何理性看待“气紧”新变化

      2017年4月以来，我国天然气市场走出了一个“有峰无谷”的奇特曲线。8月，是我国天然气需求的传统低谷期，消费量却逆势飙涨，超过30%。在11月前，天然气消费量就增长了18.7%。淡季不淡，旺季更旺。第四季度，消费增速更是高达18.2%，较2016年同期增加104亿立方米。

      夏季的谷没有了，而冬季的峰却更高，甚至一度“气紧”。对此，我们应如何理性看待？

      历史地看，我国天然气发展一直是以峰谷差的独特形态存在的。在2000年至2013年间，我国天然气产业高速发展，迎来黄金时代。供求也由于冬季高需求和夏季低需求而首度出现峰谷现象。2014年以来，我国天然气市场步入高速增长后的爬坡期。受宏观经济增速放缓、替代能源竞争加剧等因素影响，天然气需求增速跌至个位数，但季节性供需矛盾却日益突出，“峰高谷深”，峰谷差逐年加大。

      2017年4月以来，一改近几年的“峰高谷深”而呈现“有峰无谷”，有着更为深层的原因。

      总体来看，需求端的天然气消费高速增长，是拉动供求曲线飙升的主要动力。过去一年，因为经济回暖，特别是门站价格下调的传导到位，使得用气经济性及积极性明显提升，再加上国家环保政策、控霾方案的大力推动，导致用气需求突然增长。

      具体来看，夏季谷底消失，直接原因是工业用气、发电用气和化工用气大幅增长。夏季是传统淡季，由于冬季会受到“压非保民”政策影响，所以工业、发电和化工等进入用气高峰。数据也显示，工业用气增长比上年上升18.4个百分点，发电用气增长比上年上升12.2%，化工用气比上年增长9.2%。这三块非民需求成为淡季不淡的增气主力。

冬季用气高峰居高不下，“煤改气”是一个关键因素

      2017年是国家《大气污染防治行动计划》的目标年份，各地纷纷加大“煤改气”力度。按《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》，到当年10月底，京津冀大气传输通道“2+26”城市完成以电代煤、以气代煤300万户以上，有些省市超计划进度完成任务。根据热能专家姚强的估计，由于“煤改气”的超速进展，整个冬天将新增天然气需求量50亿立方米左右，日均需求增量4200万立方米，这造成了供需缺口的进一步加大。

      长期来看，近些年能源清洁化渐成潮流。巴黎气候大会后，我国加快政策层面对天然气使用的鼓励和引导，从《大气污染防治行动计划》打响蓝天保卫战到《能源发展“十三五”规划》提出到2020年天然气消费在能源中的比重增加到10%等政策的推出，天然气迎来发展的中长期“风口”。专家预言，作为从煤炭到新能源的过渡能源，在未来的15到20年，天然气将在比例和消费份额上逐渐增加，成为“明星能源”。

对外依存度从“缓升”到“猛增”，如何打造高质量供气新格局

      这个冬天，牵动天然气神经的不只需求，还有人们对于对外依存度的担忧。

      根据中国石油经济技术研究院数据，2017年我国对外依存度达到近40%，为近10年来的历史峰值。翻看近几年数据，不难看出，2013年至2015年对外依存度以不到1%的低速增长，而2016年则从上一年的32.7%猛增到36.6%，并进一步飙升至2017年的39.9%。

      从缓升到猛增，短短几年，我国的对外依存度就从“小步走”变成了“快步跑”。这给天然气供应链上的各方带来巨大压力，保障能源安全，应如何打造出具有我国特色的高质量供气体系？

      向内，提升自产能力是根本。这是我国天然气生产企业的责任和担当。我国天然气上产潜力巨大。天然气勘探处于早中期阶段，数据显示，全国常规天然气可采资源量48.4万亿立方米，非常规天然气可采资源量36.3万亿立方米。

      除了资源底气，我国天然气上游企业还具备增产能力。数据显示，上游企业产量近年持续增长，2017年比上年增长9.8%，较2016年高出8.2个百分点。占近七成产量的中国石油实现历史性跨越，产量首破1000亿立方米。值得一提的是，在非常规领域也实现了突破，中国石油长宁—威远国家级页岩气示范区2017年页岩气产量超30亿立方米;中国石化涪陵页岩气超过60亿立方米。

      向外，增强安全稳定进口能力是关键。进口气在我国天然气未来的高速增长消费格局里，仍需做加法。目前的境外气构成中，包括管道气和LNG。其中管道气，中亚气占比九成以上。如何确保外采管道气安稳保供，需要长期筹划。一方面通过商务合同、政府间外交等手段强化、巩固合作关系;另一方面加快外采多元化步伐，我国从俄罗斯、缅甸进口的天然气供应在量上和价上需进一步商谈。

      LNG是现实可行的力量。近年LNG异军突起，成为保供期黑马，2017年占据54%的份额，比上年增速39%。但要高质量提升LNG保供能力，必须处理好接收站建设和突破“亚洲溢价”困局。

      针对当下气紧形势，有专家指出，供应端应发挥产业整体优势，求同存异，打破联供瓶颈，实现高质量保供。

      早前在冬供紧要时期，中国石油已利用其管网系统将供应华南的部分天然气调配至北方，中国海油则利用华南地区的海上气和LNG，通过广东管网为中国石油广东用户供应该部分天然气，进而实现全国保供。这种“南北串气”引来掌声一片。市场认为，这种合作保供的方式为促进更大范围的管道互联互通、资源平衡开了好头。未来政府和行业应加强引导，并在政策上给予支持，推动联合保供在采暖季形成常态化。

从“气紧”到“景气”，如何让“有形之手”和“无形之手”握紧

      2017年，有一类现象，耐人寻味。8月，国家发改委发布通知，从2017年9月1日起，非居民用天然气基准门站价格每千立方米降低100元。十几天后，中国石油在上海石油天然气交易中心首次进行管道气网上竞价，最终全部以20%最高价格顶格完成。

      为什么同一立方米天然气，在同一个市场供需周期，会出现价格升降不一的命运？只是因为一个在线上一个在线下？

      回答这个问题，离不开我国天然气发展历史和价格机制。从定价机制上看，天然气产业可分为上游生产、中游运输及下游销售三个环节。上中下游分开定价。从产业链上来看，天然气价格分为出厂价格、管输价格和终端市场价格。出厂价格加上管输价格形成城市门站价，之后再加上城市输配费，才最终形成终端市场价格。

      近些年随着天然气市场发展，尤其是天然气产业经历黄金十余年，原有定价体制越来越无法适应市场需要。响应各界呼声，我国政府在油气体制改革的背景下积极进行气价改革的尝试。

      一方面，理顺非居民用气价格，区分存量气和增量气，并将存量气价格分三步走调整，实现二者并轨。一方面，有序放开LNG等气源价格以及明确所有进入交易平台公开交易的气量价格由市场交易形成。市场发现价值机制的介入，让双价并存现象逐渐显现。

      某种程度上，双轨制是积极改革、价格破冰的表现，但仍需加快进程。所以有学者说，加快推进天然气价格体制改革，让市场和政府回到各自位置、发挥各自作用，就是天然气的景气。

    “让属于市场的回到市场，把属于政府的交给政府。”实现“两手抓”“两手硬”。

      具体讲，一是松开“无形之手”。国家发展改革委价格监测中心高级经济师刘满平说，鉴于很多地方终端民用气价格多年未调整，应适时进行适当调整，一来可以降低交叉补贴，缓解相关供气企业经营压力，二来还可抑制浪费，促进节约。同时应考虑建立阶梯价格、季节差价、峰谷差价、可中断价格和气量差价等差别价格体系。

      二是用好“有形之手”。政府要明确角色，合理进行政策规划，当好供需的桥梁，发挥好监管作用。刘满平说，政府要维护市场正常秩序，在进行气价改革的同时，推进财税等相关配套政策改革，兜住民生底线。

      一个共识是，天然气发展经历了本世纪初黄金十余年的发展，进入新供气时代，要实现中长期景气，政府和产业链上的各环节应站住“风口”，协作共建，共同推动天然气良性健康发展，构筑有我国特色的坚实安全高质量的供应格局。

（文章来源：中国能源报）

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