贵州省天然气综合利用前景与推进策略

李孜孜黄 昀舒 婷高 芸文 姗

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.中国石油天然气销售公司贵州分公司，贵州 贵阳 550081；3.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；）

0 引言

贵州省自2013年实现中贵线、中缅线供气后，管道天然气消费量呈现连续快速攀升态势，年均增长13.9%。2017年，贵州管道天然气消费量达到7.3×108m3，占全省能源消费总量的1.7%。2017年5月，贵州省发改委印发《贵州省能源发展“十三五”规划》，明确要求积极开拓天然气市场，实施“气化贵州”工程，到2020年将天然气在能源消费中的占比提高到7%。从宏观政策导向、发展潜力来看，“煤改气”工程、城镇燃气、分布式能源、交通燃料是贵州省加快天然气综合利用的4个主要方向，若能在完善天然气市场体系、理顺天然气价格机制、完善天然气利用产业扶持政策、加快天然气基础设施建设等方面出台更为明确的政策、办法，贵州省天然气综合利用有望实现新一轮的换挡提速[1]。

1 贵州省能源消费与天然气市场发展现状

1.1 贵州省能源消费特征

贵州省煤炭和水力资源丰富，煤炭在该省的能源生产和消费结构中均占据首位。该省页岩气、煤层气探明资源量在全国排名靠前，尚处于勘探开发阶段，目前只有极少量的煤层气产出，就地消纳。贵州省近年来GDP增速较快，但经济体量较小，能源生产和消费比为1.5∶1，是能源输出省份，省内能源供应充足，煤炭和电力的价格较低。

1.2 贵州省天然气市场发展现状

贵州省自2013年中贵线、中缅线实现供气后正式进入管道天然气时代，管道天然气消费量从2011年的3.5×108m3增至2017年的7.3×108m3。贵州省天然气消费集中在贵阳、遵义两地；消费结构方面，以城市燃气居多，其次是工业燃料。已建成中缅、中贵干线管道，境内长度868km；沿干线管道建成12条支线，总长度487km，管道覆盖的地市州5个，占比56%，覆盖的县21个，占比24%。在建9条支线，长度约为827km。

从天然气利用的4个主要领域的发展态势来看，“煤改气”是重中之重。截至2016年底，贵阳、遵义两地的“煤改气”工作已实现城市建成区内10蒸吨以下燃煤锅炉的淘汰、置换，实际通气353蒸吨，累计实现新增天然气消费量2.6×108m3。天然气分布式能源方面，截至2017年年底，贵州已经取得的规划批复或核准的天然气分布式能源项目有6个，潜力较大的分布式能源站项目1个。交通用气方面，贵州省的交通用气全部来自天然气车辆，无船舶用气。从车辆普及率来看，天然气公交车的推广情况最好，公交系统中的普及率达到57%，出租车普及率达67.8%。城镇燃气方面，贵州省9个地市州的城市燃气专营权基本都已出让。经营公司贵燃集团一家独大，其燃气业务覆盖全省8个地区23个市区县，且多为省内优质市场，发展居民用户143多万户，工商业用户7127户。

2 贵州省天然气综合利用市场前景

2.1“煤改气”市场前景

以调研取得的贵州省各地市州锅炉数据为基础，按照1蒸吨锅炉每小时用气量80m3为标准，每天运行12小时，全年运行330天为计算参数，测算得出全省除贵阳、遵义两地以外的“煤改气”的市场潜力可达到25.72×108m3。到2020年，7个地市州淘汰10t／h及以下燃煤锅炉的可能性较大，（10～20）t／h按照替换率65%考虑，20t／h以上按照替换率30%考虑，合计“煤改气”潜力可达11.1×108m3。

由于调研一直未能取得遵义、贵阳两地的锅炉数据，因此，采用了以煤炭消费量增长趋势为基础，假设每年可以按照总量的30%进行天然气替代，计算到2020年，贵阳市和遵义市的“煤改气”潜力分别达到13.1×108m3、7.1×108m3。考虑到煤耗量中一部分可能是发电用煤，天然气替代可能性不大，应予以剔除。因此，到2020年，贵阳、遵义两地的“煤改气”潜力约8.7×108m3、4.7×108m3。

2020年，贵州全省的“煤改气”市场潜力约24.5×108m3。

2.2 交通用气市场前景

根据贵州省车辆保有数据、天然气车辆数据为基础，以存量替换、新增量取适当比例作为测算方案的基本思路，根据各地市州天然气汽车普及程度的不同，以及经济发展规模的差异，选择不同的替换率和增量占比，计算得出2022年天然气车辆保有量。以出租车平均日行程300km，按每100km耗天然气10m3计算，日均耗气量30m3，教练车的耗气定额按公交车耗气定额测算；重卡平均日行程300 km，按每100km消耗天然气33.3m3计算，日均耗气量100m3；城际客车平均日行程300km，按每100 km耗天然气25m3计算，日均耗气量75m3为计算参数，得出2018-2022年全省分地区、分车辆类型的用气规模。2022年，贵州全省天然气车辆用气规模为5.16×108m3。

2.3 天然气分布式能源市场前景

根据对贵州省天然气分布式能源项目的调研所掌握的项目落地情况，预计2018年，贵州省有望先期建成投产1～2个天然气分布式能源示范项目，分别是兴义市义龙实验区大数据产业园分布式能源项目、国家电投集团贵州金元股份有限公司天然气分布式能源站项目。两个项目的装机规模为4×103kW，年耗气量为6229×104m3。到2020年累计建成约7个天然气分布式能源项目，装机规模达到1×106kW，分布式能源消耗天然气约4.4×108m3。

2.4 居民及公建用户用气市场前景

居民用气按照城镇常住人口数量乘以人均年耗气量的思路进行测算，并根据各地的管道气通达情况及经济发展水平，取不同的气化率进行修正，预测到2022年，贵州省的居民用气规模将达到14.4×108m3。在居民用气规模测算结果的基础上，公建用户以各地区大中型城市的用量为主，按占居民用气量比例的20%测算，集中采暖用气及集中采暖用户用气规模，暂定按公建用户用气需求量的30%测算。根据计算到2022年公建及集中采暖用气需求量约为3.74× 108m3。

通过测算贵州省天然气4个主要利用方向的潜在市场规模，得出到2020年的潜在需求量分别为：煤改气24.5×108m3，交通用气3.97×108m3，天然气分布式能源4.44×108m3，居民及公建建用户13×108m3，合计45.91× 108m3。

3 贵州省加快推进天然气综合利用的机遇与挑战

3.1 存在的机遇

近年来贵州省的GDP增速位居全国前列，经济增速强劲，经济增长拉动能源消费，贵州省的天然气消费也会随之水涨船高。此外，伴随国家大力推进生态文明建设，贵州省原有粗放型发展模式面临越来越大的资源环境压力。政府对环境问题的日益重视，天然气销售业务具备增长空间。贵州省各地市推出的一系列“煤改气”的环保政策，进一步推动天然气利用。

多气源的形成也将为贵州省的天然气利用发展带来资源保障。中贵线、中缅线的建成为贵州省大规模发展天然气提供了先决条件，输气支线的次第建成也会加快贵州全区域的天然气发展。贵州煤层气、页岩气的开发，将会在提高贵州省天然气自供比例方面做出突出贡献。

3.2 面临的挑战

1）天然气价格在贵州省并不具备竞争优势，来自替代能源的竞争压力大。贵州省内支线由贵州管网和地方企业建设，到用户的终端价格是由“门站价格、省管网管输费、地方企业管输费、城燃配气费”组成，导致终端价格过高。例如，贵州燃气都匀市公司供终端工商业用户价格为2.93元／m3，其中门站价格为1.61元／m3，管网为0.36元／m3，配气费为0.96元／m3，终端销售价格过高，不利于天然气需求的增长。

2）支线管道等基础设施建设缓慢影响下游市场开拓。由于管道天然气入黔时间较短，下游燃气市场需求量小，造成管网设施建设滞后。其中铜仁市、黔东南、黔南州支线管道仍未开始建设，在省内规划支线基本下发核准、绝大多数区县特许经营权出让的情况下，普遍存在地方企业“占而不建”的情况，严重影响天然气需求的增长。另外，城镇土地资源紧张，客观上拖累了输气站、加气站等基础设施的建设进度，造成布点不足并进一步影响市场开发；信息化管理落后，监管部门及建设单位不能很好地掌握管网及场站的运行情况，又容易形成安全隐患，导致贵州省内很多地方政府对天然气的推广利用外热内冷，缺乏动力。

3）政府相关政策出台缓慢拖累市场需求增长。贵州省作为国家油气体制改革试点省份，理应具备市场改革发展的“后发优势”，而“政策引领”是体制改革的前置条件。贵州省计划年内出台“1+N”的一系列天然气产业发展扶持政策，重点解决“占而不建”“终端气价偏高”“直供”政策落地等问题，但目前尚未有实质性进展。另外，贵州省在天然气车辆船舶推广、天然气分布式能源推广等领域也没有出台实质性的政策，制约交通用气增长的因素长期存在，分布式能源项目在缺乏政策引领的情况下也难以落地。

4）“贵州燃气+贵州管网”输销模式结合紧密，终端市场一家独大。贵州燃气集团作为省内最大的燃气企业，不仅从事终端业务，同时经营、建设省内支线管道，并持有贵州管网公司40%股份。在拥有先发优势的情况下，贵州燃气集团占有省内大部分优质市场，同时，其投资建设的支线管道已开展向其它用户代输天然气的业务。目前，“贵州燃气+贵州管网”的“一张网”模式，增加了其他燃气企业市场开发的难度、抑制了其投资积极性。

4 贵州省天然气综合利用策略建议

4.1 健全天然气市场体系

1）加强燃气经营权的管理。各地按照当地燃气发展规划，合理发展燃气企业数量和规模，严格执行区域特许经营制度。建立燃气特许经营权强行退出机制，对于取得区域供气权两年内不开工建设管道及输配设施的燃气公司，燃气主管部门应取消其经营许可或重新调整其经营区域。

2）鼓励发展工业企业直供用气，有序推进天然气利用项目建设。大力发展工业企业直供气，减少供气层级，降低用气成本，在符合当地城乡发展规划、天然气和燃气发展等专项规划的前提下，鼓励有条件的用户自主选择上游供气方和供气路径。在推进工业领域燃料替代的同时，要守住气源落实的红线。对于没有落实气源的“煤改气”项目，暂停或不予审批；对于属于政策强改范围的“煤改气”项目，落实气源确实有困难，可适当放宽“煤改气”政策的执行力度。

3）杜绝新建不必要的管道、供气设施项目。各级部门审批时，对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、供气设施“拦截收费”现象。

4.2 完善天然气价格机制

1）加强天然气管道运输和配气价格监管。参照《天然气管道运输价格管理办法（试行）》，结合贵州省实际情况，制定省内短途管道运输价格管理办法。加紧制定贵州省的城镇燃气配气价格管理办法，独立、从严核定配气价格，降低终端用气成本。结合天然气价格市场化的进程，按照“谁投资谁受益”“谁使用谁付费”的原则，探索建立独立储气调峰定价机制，落实储气调峰市场定价政策[2]。

2）推行季节性气价、峰谷气价和可中断气价试点。根据天然气季节性峰谷差持续拉大，城市燃气峰谷差大的特点，为调峰及鼓励调峰设施建设的需要，按照国家相关政策，在省内试点开展天然气季节气价、峰谷气价，由省能源主管部门确定天然气季节气价、峰谷气价的定价方式与实施方案；鼓励发展可中断用户，根据天然气发电与分布式能源具有可中断与调峰的特点推行可中断气价，在现有的天然气价格基础上，根据发电与分布式能源项目的配合调峰的次数、时长，制定优惠性的可中断气价；根据可中断工业用户配合停产检修的时长，制定优惠性的可中断气价[3]。

4.3 加快完善产业政策

1）强化天然气设施用地保障。天然气储气调峰设施、加气（注）站项目布局纳入各地市州能源及相关行业规划，并做好与土地利用、城乡建设等规划的衔接。新建或扩容的工业园区、工业集中区、物流园区应将集中供热设施用地纳入土地规划。支持企业依法利用存量用地建设以上项目，鼓励加油、加气站点合建，集约土地资源。对符合划拨用地目录的天然气设施用地优先划拨，鼓励以出让、租赁方式供应天然气设施用地。优先保证储气调峰设施建设用地需求。

2）推进重点工业领域天然气替代工作。积极引导酒业、制药、铝及铝产品加工等重点工业领域天然气替代和利用，鼓励靠近干线管道、分输站的工业用户直接从上游接气，支持上游供气企业和用户就“煤改气”开展多种形式的合作。鼓励供气企业对“煤改气”用户进行气价优惠。安排财政专项资金对进行“煤改气”的企业进行改造补贴，并可适当减免企业税费，并按照“早改多补、晚改少补”的差异化原则执行，鼓励企业尽快改造。

3）多措并举加快天然气在交通领域的应用。积极引导社会资本参与天然气车辆推广试点项目。进一步放开加气加注站行业、车辆运输行业的市场准入，鼓励更多的社会资本进入，利用政府和社会资本合作模式运营天然气车辆推广试点项目，保障合理的投资回报，保障优惠的税收政策，开辟审批绿色通道，充分调动社会资本参与天然气车辆推广的积极性。将天然气车辆纳入政府采购目录，在省内启动LNG船舶试点工作。

4）打破价格瓶颈推动天然气分布式能源项目落地。减少购气层级、降低购气成本。鼓励将分布式能源项目列为天然气销售企业直供用户，提高天然气分布式能源项目的经济性[4]。给予在发售电优惠政策。对于提供黑启动和调峰服务的机组，免收备用费并实行峰谷上网电价；鼓励自发自用，全面放开就近直供，或者余电上网售电侧的减免输配电价标准，实现“以热（冷）定电”的最合理资源匹配和建设原则。提高天然气上网电价或参考调峰电价。

4.4 加强天然气基础设施建设

加快推进天然气管道建设和天然气储运、调峰保供设施建设。根据贵州省省级干线和支线管网建设规划，以及“县县通”实施方案，加快天然气管道建设进度。同时，加快推进省内管道互联互通工作。根据国家关于建立应急储备能力的要求，统筹规划，确定工作目标和实施方案，落实具体项目和业主，明确储气调峰的责任和义务，明确储气设施投运时间[5-6]。政府相关部门在规划、用地、项目核准、备案、验收等方面给予支持政策，全力保障储气和调峰设施建设进度。

5 结束语

贵州省天然气市场前景广阔，应当抓住当前贵州省经济结构调整、产业转型升级和争当生态文明建设排头兵的有利时机，依托中缅、中贵管道天然气，以科学发展观统揽全局，按照“创新、协调、绿色、开放、共享”发展理念，以提高发展质量和能源利用效率为中心，坚持政府引导、企业主体、市场有效驱动、全社会共同参与的发展模式，按照试点先行、以点带面、先易后难的工作思路，以加快推进贵州省支线管道建设、加大“煤改气”工作力度、推动天然气分布式能源项目落地、推广天然气汽车为主要工作任务，大力推进天然气利用，不断提高贵州省天然气消费比重。

[1]高芸，高钰杰，胡奥林.2017中国天然气发展述评及2018年展望[J]. 天然气技术与经济，2018，12（1）：1-3.

[2]胡奥林，董清.中国天然气价格改革刍议[J].天然气工业，2015，35（4）：99-106.

[3]胡奥林，王小明.天然气供应安全及其应对策略[J].天然气工业，2008，28（10）：125-129.

[4]王富平，冯琦，崔陈东，等.中国天然气差别价格体系研究[J]. 天然气工业，2017，37（12）：112-118.

[5]于智博，张羿.云南天然气市场开发策略探析[J].内江科技，2017（12）：35+72.

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