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摘 要：鉴于供需失衡对全产业链造成的严重影响，目前极有必要对我国供暖季天然气供需进行深入分析，并对上游供应扩能及下游消费进行优化
关键词：“气荒”成因;供需趋势预测;产业优化建议
化石能源资源丰富，可再生能源发展面临诸多瓶颈，在未来一段时期内，化石能源依然是支撑世界经济发展的主要动力，天然气作为化石能源中的低碳能源，发挥着越来越重要的作用
一、“气荒”成因
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.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，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。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關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。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”
二、加快产供储销体系建设
“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
参考文献
[1]杨小丽.我国天然气发展形势与政策分析及。2018.
[2]马文栋.浅谈我国供暖季天然气供需能力分析及预判.2018
关键词：“气荒”成因;供需趋势预测;产业优化建议
化石能源资源丰富，可再生能源发展面临诸多瓶颈，在未来一段时期内，化石能源依然是支撑世界经济发展的主要动力，天然气作为化石能源中的低碳能源，发挥着越来越重要的作用
一、“气荒”成因
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.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，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。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關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。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”
二、加快产供储销体系建设
“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
参考文献
[1]杨小丽.我国天然气发展形势与政策分析及。2018.
[2]马文栋.浅谈我国供暖季天然气供需能力分析及预判.2018