2017年季节性供气紧张的原因与对策

张书铨 孙 竹 刘 扬

中国石油大学（北京）工商管理学院

2017 年是天然气发展史上不寻常的一年。2017年5 月天然气水合物试采成功，同年7 月开始，LNG与管道气先后在上海公开竞价交易，而2017年冬季又发生了严重的季节性供气紧张。

中国的天然气行业历经了十几年的快速发展，尽管有了巨大进步，但无论是硬件设施还是管理机制，都还存在很多问题，市场化改革远未完成。自2009年季节性供气紧张之后，对其系统研究较少，分析2017年冬季的季节性供气紧张过程，对于认识天然气行业的发展现状与思考未来发展的方向都具有重要意义。

1 2017年季节性供气紧张演变过程与严重程度

全面认识2017年季节性供气紧张，可以从其动态演变过程及各地区严重程度等方面进行分析。

1.1 由局部到全国的演变过程

2017年季节性供气紧张可分为几个阶段。2017年9月，天然气的火爆竞价说明季节性供气紧张已经接近。到同年10月份，诸多小县城开始限气，宣告季节性供气紧张真正到来。

季节性供气紧张集中爆发是在2017年11月供暖开始之后。伴随着天然气非居民用气门站价上浮与竞价，季节性供气紧张很快席卷华北华中许多大城市。11月21日，覆盖陕西、山东、湖北等地的中国石油天然气销售北方分公司宣布日均压减1 450×104m3。作为“煤改气”主力地区，河北省于11月28日首次拉响全省天然气供应橙色预警，开始限气、停气。继河北省之后，湖南省于12月11日发布湖南省天然气迎峰度冬黄色预警（Ⅲ级）。12月上旬，季节性供气紧张已经蔓延到华东地区与西南地区。川渝、云南等地化肥化工企业已经从12月8日开始限气，这意味着2017年的季节性供气紧张已演变为全国性质。

对于不断蔓延的季节性供气紧张，各方纷纷采取相应措施。国家层面，一是规范LNG价格；二是在“煤改气”未完工地区，允许煤炭弥补供暖能源缺口。地方层面，北京市启动华能应急备用燃煤机组发电，以缓解用气紧张；广东开展“南气北输”与“南气北运”来支援北方用气。企业层面，在中亚气减供之后，中国石油天然气集团公司（下文简称“中石油”）派出特使与中亚有关国家协调。在上述多种措施与天气逐渐转暖的作用下，季节性供气紧张在2018年1月总体上稳定下来，但依然面临一些不稳定因素（例如中亚进口气）。

1.2 “高大”的严重程度

2017年季节性供气紧张可以用两个字来形容：高与大。

1.2.1 季节性供气紧张之“高”——LNG价格达历史新高

2017年，尽管在上海石油天然气交易中心交易的LNG占全国全年天然气消费总量的比例不到10%，但是已经放开的LNG价格能够反映国内LNG市场供求形势，也在一定程度反映了季节性供气紧张的严重程度。LNG价格全国指数从2017年9月底开始上涨。如图1所示，LNG价格上涨过程可以分为两个阶段——9月底至10月20日期间增长相对缓慢；10月21日—12月22日期间增长极快。到12月22日，LNG价格已达历史新高的7 472 元/t。此前LNG价格一直低于5 600 元/t。从价格也可以看出，2017年的天然气紧张程度已远超过去。

图1 中国LNG出厂价格全国指数图

随着LNG价格全国指数上涨，各地区之间的价格差距也逐渐拉大。华北地区与东北地区是2017年LNG价格上涨幅度最大的区域。西南、华中、华东与京津冀地区次之，华南地区与新疆则上涨较慢。

综上所述，从全国来讲，LNG价格在冬季有很大幅度的上涨，反映全国资源供应紧张的局面。从各地区来讲，价格水平显示的各省的季节性供气紧张程度差异与前文分析吻合，即以东北、华北为季节性供气紧张中心，向南向西蔓延。

1.2.2 季节性供气紧张之“大”——众多省份缺口大

缺口数据是衡量季节性供气紧张严重程度最直接的指标。笔者通过有关政府部门与权威新闻媒体发布的信息，采集到季节性供气紧张覆盖区内一些省份的缺口数据（表1）。表1涉及的估算公式：①高峰期需求＝年需求×峰谷差/（峰谷差＋1），高峰期指第1、4季度，共6个月；②采暖期需求＝高峰期需求×采暖指数，采暖期指11月至下一年2月，共4个月；③采暖指数＝2017—2018年度全国采暖期消费量/2017年全国高峰期消费量；④缺口比例＝采暖期缺口绝对值/采暖期需求；⑤2017年缺口比值＝（2017年需求增长率－2017年供给增长率）/（1＋2017年需求增长率）。其中，峰谷差取2017年高峰期（第1、4季度）消费与低谷期（第2、3季度）消费的比值（1.26），全国各月需求数据参考国家发展和改革委员会《2017年天然气运行简况》[1]系列公告。

这些省份中，既有内陆资源产地（陕西与四川），也有“煤改气”大省（河北），还有管道末端的沿海地区（山东）与距离季节性供气紧张中心较远的南方地区（湖北与湖南）。选取的这些地区具有广泛的代表性，能够表现全国季节性供气紧张严重程度的总体情况。

根据表1，华北、华中、西南地区等诸多省份都面临着较大供气缺口（均超过10%）。为保障居民用气，石家庄、武汉、西安等全国三十余个地市陆续发布了《天然气迎峰度冬应急预案》。由于天然气资源总量不足，需要通过全国调配资源来落实“保民用、保公用、保重点”。这样一来，即使是天然气资源丰富与非供暖的地区，供气缺口也会存在。

表1 具有季节性供气紧张代表性地区的供气缺口表

2 季节性供气紧张的形成原因

季节性供气紧张属于天然气行业快速发展期中的正常现象[2]。在快速发展期，相比于保供，对于体量增长速度的要求更高。而且不可预期因素不断涌现，保持供求平衡难度较大。这是季节性供气紧张形成的根本原因。

在过去十年，季节性供气紧张比较频繁的一个重要原因是供求增长相对独立[2]。一方面，由于下游市场开发周期短、成本低、政府推动作用大（环保政策与价格管制）等因素，需求增长速度快；另一方面，由于天然气上中游生产运输周期长、成本高与不易储存等特性，所以必须严格按照需求制订与调整生产计划。又由于运输储存系统庞大，生产与输送的调整具有时滞。因此，供给增长速度难以跟上需求增长速度，从而形成季节性供气紧张。

不少文献认为，政策驱动的需求增长过快，以及管道缺乏联通与储气库等调峰基础设施不足是产生季节性供气紧张的直接原因[2-6]。通过研究发现，上述观点在2017年季节性供气紧张中依然成立。在前人研究的基础上，笔者在供求框架下系统地分析2017年季节性供气紧张产生的直接原因。

2.1 需求冲击猛烈

需求增长过快，形成了对于供求均衡的冲击，是季节性供气紧张形成的第一原因。而需求冲击来自三个方面：不断扩大的峰谷差、经济回暖与“煤改气”。

2.1.1 峰谷差是长期以来季节性供气紧张存在的基础

峰谷差反映天然气使用需求从夏秋季到春冬季的上涨过程。天然气的设计产能受制于平均产量，使得最大产能有限，需求峰谷差中的峰值可能超过最大产能，奠定季节性供气紧张长期存在的基础。由于产气与输气的调整时滞导致临时调峰困难，受天气、政策等因素影响的峰谷差扩大将进一步加剧冬季季节性供气紧张。

作为“煤改气”任务最为艰巨的地区，河北2015年的高峰期（第1、4季度，下同）与低谷期（第2、3季度，下同）的消费比值是1.66∶1。另一个“煤改气”大省——河南，2016年12月消费量与6月份的比值是1.80∶1。从全国来讲，2016年高峰期消费量与低谷期消费量之比是1.46∶1。尽管2017年实际消费的峰谷差略有下降（1.26∶1），但是消费总量增长幅度大，产能建设滞后，导致高峰需求量得不到满足，从而产生季节性供气紧张。

2.1.2 经济回暖促使总体需求增长

2017年的经济回暖明显。根据国家统计局数据，2017年GDP较前一年增长11.23%（2016年较2015年的增长是7.91%），工业增加值增长12.96%（2016年是4.81%）。除了具有刚性的城镇燃气，其他用气量（如工业）受经济影响较大。根据《中国天然气发展报告(2017)》等资料[7]，2017年非城镇燃气用气量占消费总量比值高达67.5%。因此经济回暖会显著刺激天然气需求的增长，是2017年季节性供气紧张的一个重要原因。

需要注意的是，根据刘朝全等[8]《2017年国内外油气行业发展报告》，2017年天然气消费增长速度是17%，比经济增长速度（11.23%）高出5.77%。所以经济增长还不能够完全解释总需求增长与季节性供气紧张问题。

2.1.3 “煤改气”增量需求扩大调峰难度

清洁供暖会使得冬季天然气需求增加。因此，“煤改气”会增加冬季保供的难度。2017年是《2013年大气污染防治行动计划》方案第一阶段收官之年，为了完成指标，中华人民共和国环境保护部在2017年出台（《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》《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》（下文简称为“《行动方案》”）两个文件，严令要求京津冀及周边地区抓紧治理空气污染。基于此，2017年的“煤改气”行动规模与力度比以前增大了很多。《行动方案》的要求可以用3个词来形容：范围广（横跨6个省市28个城市）、任务重（主要体现在“煤改气”的户数与小锅炉淘汰数量）与时间紧（10月底为期限）。实际上，各地方在贯彻落实的过程之中又自主加大了力度（表2）。因此导致2017年采暖季的天然气需求增长失控。

综上所述，2017年需求多方面因素对于供求均衡形成冲击。首先，较大的峰谷差是长期以来季节性供气紧张存在的基础，2017年也不例外。其次，相比于前两年的天然气需求增长放缓，2017年经济增长使得总体需求大幅度增长，超过了预期，也是资源供应难度加大的原因。最后，2017年失控的“煤改气”使得增量需求增长过快，也是季节性供气紧张产生的一个重要原因。

2.2 供给陷于被动

面对需求的冲击，供给显得有点被动。完整的供给包含三个环节：气源、相关基础设施与资源分配政策。2017年季节性供气紧张发展进程中，这3个环节均存在问题。

2.2.1 国产天然气与进口管道气增长缓慢

天然气供给来源有3个：国产天然气、进口管道气与进口LNG。从数据上看，这3路气源的供应都存在问题，尤其是前两个气源。

首先，国产天然气增长相对不足。根据国家统计局资料，2017年天然气总产量为1 474×108m3，同比增长8.5%。从增速看，2017年产量增幅（8.5%）远小于需求增幅（17.0%）。从对外依存度看，相比国内2 352×108m3的总需求，国内产量仅仅占比62.67%，则对外依存度达到37.33%。事实上，近十年天然气对外依存度在稳定增加，从2007年的1.99%增长到2017年的37.33%。因此，长期以来，2017年季节性供气紧张与产量增长较慢相关。

其次，进口管道气供应风险较大。截至2017年，中国的管道气进口来源国只有4个——土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸和哈萨克斯坦。根据中石油网站资料统计，2017年，中国的管道天然气的进口合同量为580×108m3[9-13]。据中国海关总署数据，2017年我国进口气态天然气3 043×104t（即413.85×108m3），增加8.8%，增幅仅为天然气消费增幅（17%）的1/2左右。2017年的管道气进口增长缓慢与非预期因素有关，即中亚气相比合同计划供应量减少了4 000×104～5 000×104m3/d。事实上，自2011年开始，管道气进口增长率在持续下降。因此，未来进口管道气还会是冬季保供难题之一。

表2 各省市“煤改气”（电）的完成情况表

最后，进口LNG增长很快，但依然不足以填满缺口。截至2017年，我国已签订的LNG贸易合同量为5 000×104t/a[15]。LNG进口主要来自澳大利亚、东盟、卡塔尔等国家与地区。2017年我国共进口LNG 3 789×104t，增加48.4%，实际进口量仅占进口合同量的75.78%。进口量没有进一步扩大的原因如下：首先，受过去几年的油价大幅度下跌与经济不景气影响，LNG进口企业对于2017年天然气需求增长过快估计不足，加上LNG长协合同有未来几年补提的条款，利于LNG进口企业将部分气延迟到未来提取。其次，LNG接收站开放程度还较低，不利于供应量扩大。最后，LNG接收站不足也是限制LNG进一步扩大的因素。最终，尽管2017年LNG进口暴增，但因为市场预期与市场结构等因素阻碍了进口的进一步扩大，2017年季节性供气紧张得以形成。

综上所述，虽然2017年的供应有了很大增长。但是与需求相比，供应总体上依然不足，特别是国产天然气与进口管道气。

2.2.2 部分基础设施严重不足

天然气是难以运输与储存的商品，又由于资源远离市场，天然气运、储需要大量基础设施。主要的天然气基础设施有：国内输配气管网、边境进口输气管网、储气库与LNG接收站。其中，后两个设施的问题较大。

2.2.2.1 储气能力严重不足

储气库是天然气进行不同季节间资源调配不可缺少的设施。截至2017年底，我国建成12座地下储气库，工作气量仅占全国天然气消费量的3.6%，而世界平均水平是10%。按照国际煤气工业联合会（IGU）的标准，天然气对外依存度达到和超过30%的国家，储气库工作气量需超过天然气消费量的12%。我国储气能力严重不足，是2017年季节性供气紧张形成的重要原因。

2.2.2.2 北方LNG接收站不足

2017年LNG进口增长40%以上，极大考验了LNG接收站的接收能力。截至2017年6月底，全国共建成投产17座LNG接收站，接收能力共计5 500×104t/a[16]。2017年LNG进口量为 3 789×104t，因此LNG接收站的平均利用率已经达到68.89%。

从局部来看，2017年北方“煤改气”的6省市中只有3座运营的LNG接收站（唐山、天津、青岛），总接收能力是940×104t/a[17]（约为127.84×108m3/a，即平均为0.35×108m3/d），而与之相比，2016年6省市天然气消费量为513.88×108m3[18]，估计2017年高峰期对于LNG的日需求是0.29×108m3（假设2017年北方6省市的需求增长17%，LNG占总供应量的比例是15%，峰谷差是1.46∶1），平均占接收能力的83%左右。83%是高峰期每日的平均利用率，在高需求月份LNG使用率会更高。事实上到冬季，这几个接收站码头均处于满负荷运转状态。此外，2017年广东等地的“南气北输”也可以反映北方LNG接收能力的不足。

2.2.3 “压非保民”政策落实不到位

面对冬季用气高峰与资源供应有限的情况，国家政策是“压非保民”（压缩非民用气，保证民用气）。不过，很多地方供气企业套利，不利于保障居民用户，从而使季节性供气紧张向居民用户蔓延。出现企业套利原因是“价格双轨制”——居民用气价格低于非居民用气价格。一些燃气公司以民用气的名义申请低价天然气，再高价销售给非民用气者，赚取价差。这就使本该保障民生的天然气供给更加紧缺。对有关部门来说，在“煤改气”严格要求之下，面临的保供难度大大增加。当前“煤改气”与保供是一对矛盾，因此存在季节性供气紧张也是当下难以回避的问题。

综上所述，2017年气源量、储运能力和资源分配等环节都存在问题：气源问题是国产天然气与进口管道气增长相对缓慢；储运问题是储气库与LNG接收站的不足；资源分配问题是“压非保民”政策落实不到位。

3 季节性供气紧张的应对策略

3.1 以改革促发展是解决季节性供气紧张问题的根本途径

在当前以及未来很长一段时间，中国天然气行业仍处于快速发展期，增长依旧大于保供。因此，保供需要以保证增长为前提。同时，随着行业发展，逐渐提高保供能力也越来越重要。

推进天然气市场化改革、促进天然气行业发展是解决季节性供气紧张问题的根本途径。市场化改革包括上、中、下游等环节的改革。基于天然气产业链的特征，上下游改革与中游改革有差异，上下游改革与中游改革相辅相成，要协调推进。在现阶段，中游改革已经成为改革的重中之重。首先，没有中游改革，上下游改革无法继续推进。其次，中游有很大的改革空间。因此，要以中游为主要突破口，上下游配合的思路推进改革。

3.1.1 改善管网运营体制

中国的管网建设运营已经有十几年历史，很多条件已经发生改变。例如，市场开发难度、气源多样性的要求与管网建设审批难度增加；随着天然气消费基数增长，政府的补贴能力逐渐下降；旧管网效率改进的要求提高等。这些条件的改变推动着管网运营体制的改革。管网运营体制改革注重两个问题：完善旧管网的运营体制与建立新管网的建设运营模式。

3.1.1.1 完善旧管网的运营体制

短期而言，旧管网大规模向第三方公平开放的时机还未成熟，需要循序渐进地开放。

从国外经验看，开放进程大致如下：前期自愿与有歧视地开放，后期强制无歧视地开放。根据我国实际情况，假如短期内国家管网公司未能成立，可以先要求三大油气公司拿出部分管网资产自愿向彼此开放，并将开放的实施成效作为未来竞争新管网使用权的一个依据。其次，规定自愿到强制开放的时间表。最后，有序推进管网互联互通与管网独立，促进旧管网开放，也为未来新管网的独立与开放运营积累经验。

管网开放要求对成本与价格进行严格监管，国家与许多省份已经出台相关试行办法，需要进一步推进。管网开放还要求互联互通，所以修建联络线也是必要的。

3.1.1.2 新的管网建设运营模式

在互联互通、开放等改革趋势下，旧的建设模式弊端凸显，有必要探索新的模式。备受讨论的方案有两个：①依然采用三大油气公司建设运营的模式；②国家管网公司建设运营的模式。

从统一规划而言，需要三大油气公司之外的独立主体来集中规划、建设和运营。从推进互联互通与开放而言，直接产生独立的运营者可以避免从垄断到开放的长期过程与各种历史问题的积累，利于尽早探索管网开放运行模式，加快改革的整体进程。因此，国家管网公司是更好选择。

管网规划需要全局考虑，而建设需要分块有序进行。根据互联互通的需求，新管网建设应该按照如下顺序：①旧管网的联络线，以此联结现有管网、释放其运输能力，这是三大油气公司之间及未来向其他第三方开放的基础条件；②核心管网或者中心枢纽管网，它是统筹资源调配、提高新旧管网整体运行效率与输气能力的决定性部分，也是可以尽早投入使用的部分；③靠近产销两头的区域性管网，利于在旧主干管网基础上推进放开两头的改革；④全新的长输主干管道。前3个能够与旧管网形成良好的互补，可以与其混合使用，因而是优先建设的目标。最后一类管网与新市场、新气源关系更加密切，因而是远期的建设目标。

3.1.2 上下游配套措施

随着改革推进，两头放开、促进竞争呼声日益高涨，上下游主体的“多对多”关系越来越重要。短期而言，促进多元化关系的途径有两个：①三大油气公司之间形成竞争。随着行业发展壮大，在相同空间与时间上的业务竞争与碰撞已经无可避免，尤其是在新的管网建设运营模式出现以后。因此，改变当前相对分割的市场格局、促进三大油气公司之间相互竞争的时机已经成熟。②三大油气公司内部油气田相对独立运营，形成三大油气公司内部的竞争。只有三大油气公司之间的竞争是不够的，但短期内形成新的大规模油气企业不太现实，而将三大油气公司内部油气田升格变成相对独立的供气主体是相对可行的。

3.2 从原因出发寻求解决途径

3.2.1 减缓经济波动与煤改气的冲击

图2 减缓经济波动冲击的分流示意图

经济波动对需求的冲击具有一定的传导路径。对此，可以通过在传导路径的各个阶段通过分流冲击来减少对最终需求的冲击（图2），具体如下：①经济波动自身的分流，通过研究经济发展趋势，将预期波动因素分流出去；②从非预期经济增长到能源需求，利用可替代能源吸收部分能源需求的非预期波动；③对于天然气需求波动，可利用期货交易将部分需求分流出去；④针对天然气现货需求波动，又可通过不同地区之间的交易达到分流目的。

尽管“煤改气”的人为因素较多，但也适合用分流的方法来减轻其对于某个地区现货需求的冲击。“煤改气”之前签订供气合同体现第1次分流；煤改气完整来说是“煤改气（电）”，用电适当替代气则体现第2次分流；“煤改气”的分期考核则体现第3次分流。在2017年的煤改气过程中，预期指标与实际完成量、改气与改电的比例、收官年与一般年的指标完成量分布等分流关系出现了一些问题，导致保供难度加大。

3.2.2 增强供给的保障能力

3.2.2.1 完善我国储气库的建设与运营

首先，储气库建设要同市场开拓与管网建设协调推进，将储气库纳入整体管网规划之中。设施建设的整体规划要求越来越高，在规划期充分考虑储气库是内在要求；其次，储气库的注采周期一般每年一次[19-20]，利用时段集中。因此要注重闲时的保养维护，保证在使用期正常运行。最后，在有条件情况下，可考虑增加闲时的利用率（例如支持夏季天然气发电），以增加经济效益与促进储气库建设。

3.2.2.2 减少对储气库的依赖

储气库受自然地理条件限制较大，因此减少对其依赖也是必要的。为此，要利用好储罐、LNG接收站、用户（可中断用户）等其他储气方式。同时，建立完善包括上中下游的多级储备体系。

完成上述多级储气体系建设需要几个条件。首先，经济性是首要因素。落实储气服务收费与调峰气价的市场化定价将是关键；其次，市场规模扩大往往能够减少成本与增加效益。因此，要建立一个区域性甚至全国性的储气调峰市场，通过市场交易来实现储气调峰指标的再分配；最后，对于上下游之间储气责任的互动关系需要明确规定。否则，上下游在某些责任的互动上可能会衍生出一些隐性成本，干扰市场价格信号的传导。

3.2.2.3 妥善解决交叉补贴问题，落实“压非保民”政策

交叉补贴是当前阶段天然气缺乏经济性与保障居民基本生活需要的矛盾造成的产物，它存在不少问题。首先，补贴居民用气导致非居民用气成本的增加，最终还是会由居民作为消费者来承担，同时居民事实上还在支付缺气的隐性成本；其次，交叉补贴是供气企业对居民的用气补贴，而这本应是政府行为；再次，随着非居民价格市场化改革推进，非居民用气价格将随供求波动，而居民用气价格缺乏弹性。这种用变动的价格去补贴另一种固定的价格显然是有问题的；最后，价格双轨制额外产生了核查用户结构的成本。

因此，取消“交叉补贴”，推动气价并轨是大势所趋。事实上，为了理顺居民气价，2018年5月25日，国家发展和改革委员会发布通知，居民门站气价采用基准门站价格管理，基准价格水平衔接非居民门站价格。值得注意的是，居民终端气价调整时间与幅度由地方物价部门决定。如何考量居民的承受能力与城镇燃气的经营收益，权衡居民“煤改气”的目标与对居民精准补贴的政府支出，是决定地方上能否合理承接门站价格改革，正确传导价格波动的关键。

3.2.3 其他措施

除了上述应对策略之外，还可以考虑以下措施：

1）实行季节差价、峰谷差价等手段调节高峰需求[21]。

2）在居民门站价格改革基础上，推动居民门站价格与居民“阶梯气价”挂钩以完善终端价格[19]。

3）出台区域性的应急调峰预案与建立区域性市场。

4）通过完善LNG市场，扼制液化厂对于用户在长期合同上的违约等市场乱象，规范LNG价格。

4 结论与展望

在大量最新数据基础上，系统研究了2017年季节性供气紧张的演变过程、严重程度、原因与应对策略。得到主要结论如下：

1）2017年季节性供气紧张从9月初见端倪，10月开始出现，11月集中爆发，12月份继续发酵，2018年1月相对稳定。其严重性体现在供气缺口巨大与LNG价格大幅度上涨等方面。

2）天然气行业快速发展期中，“增长”大于“保供”的基本关系是季节性供气紧张产生的深层原因。需求的超预期增长与供给的基础设施约束共同造成了这次严重季节性供气紧张。

3）以中游为主要突破口，上下游配合，推进天然气市场化改革是解决季节性供气紧张的根本途径。具体而言，可以从分流外部因素对需求造成的冲击、完善储气库建设运营、建立多级储气体系与取消交叉补贴等方面寻找对策。

展望2018年，天然气供求将受到各种因素，包括积极因素、消极因素与不确定因素的影响。其中，天然气供应方面的积极因素有，中石化天津LNG接收站已启动运行；储气库等基础设施加快建设；页岩气发展快；LNG进口空间还很大；居民气价得到进一步理顺。消极因素包括，北方“煤改气”要求不会有明显下降；季节性峰谷差问题还将长期存在；中亚气依然是个不稳定因素。不确定因素是由于利益博弈与信息不对称，政府采取应对季节性供气紧张的手段与效果是不确定的。因此，在上述因素的综合影响下，2018年天然气供求形势会有所缓和，但冬季仍会有一定程度的用气紧张。