我国供暖季天然气供需能力分析及预判

张大为，刘 慧

（中国石化天然气分公司华南天然气销售中心，广东广州 510000）

1 去冬今春“气荒”特点

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（5 000～5 500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10 000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。

2 “气荒”成因

图1 2013－2017年华东LNG市场价格走势

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。

表1 2017年天然气市场增量统计 亿方/日

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1 932.2万吨，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2 390亿方，其中国产天然气1 487亿方，进口天然气920亿方（气态430亿方，LNG 3 800万吨）[1-3]，对外依存度已攀升至40%，预计2020年全国天然气消费量将达3 600亿方，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6 050万吨/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8 600万吨，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。

图2 2017年全国接收站周转效率

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[4-5]。

3 “气荒”影响

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5 500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2 000亿方；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 今冬明春“气荒”供需形势及优化建议

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。

表2 2016－2018年全国市场月度用气数据 亿方/日

方法一：由于2018年经济增长及能源消费维持2017年恢复态势，选用2017年11月天然气消费增量，推断2018年12月月度消费量将实现1.5亿方/日增量（由于2017年12月中亚断供，未选用12月同比增幅），达到10.5亿方/日，即月均消费330亿方/月。

方法二：分析了2018年1–5月天然气消费增长情况，同比平均实现1.14亿方/日增长，增幅17.7%，由此推测2018年12月月度消费量将达10.53亿方/日，即月均消费330亿方/月。

4.2 供应预测

目前我国天然气供应结构相对固定，其中国产天然气占比60%，进口管道气占比18%，进口LNG占比22%。国产气方面，中国常规气田存在老化现象，非常规气开采能力不足，预计总供应量136亿方/月；进口管道气方面，2018年仅新增中国石油与哈萨克斯坦年合同量50亿方，预计总供应量40亿方/月（中亚400亿方/年、中缅40亿方/年）；进口LNG方面，预计冬季最大负荷77亿方/月，全国冬季月度供应能力253亿方。

4.3 整体市场预测

根据下半年市场需求及供应能力分析，2018年全国冬季月度供需缺口高达80亿方，供暖季整体缺口或超160亿方，考虑国家储气及管道互联的调峰能力有限（有效储气调峰气量77亿方），也难以弥补全部缺口。预计2018年供暖季天然气供需仍将处于紧平衡状态，保供难点依然在2018年11至2019年2月期间。受京津冀、长三角、汾渭平原“煤改气”影响，结合全国工业生产逐步复苏，天然气需求基数可能出现阶梯上涨，预计京津冀、华北、华东、中西部、中南部地区将出现临时性供应紧张。

4.4 优化建议

鉴于我国一定时期内难以完全化解天然气市场的供需匹配问题，我们以理顺产业各环节衔接共同发展为目的，提出了产供储销等优化思路。

首先，大力加快天然气全产业链的改革进度，尽快实现市场配置资源，提高产业市场化调配能力，并在此基础上形成中国的天然气价格交易指数，争取国际市场定价权，避免人为预判失误带来的市场风险。

其次，在上游供应环节，国内常规气田应提前做好排产及运行维护，非常规气田力争产能技术突破，实现增量稳产并加大气田勘探及应用研究力度；管道气进口企业应落实资源进口执行情况及敦促合同双方严格执行条款，积极探索国外资源多样化，加快新资源合同谈判进度；LNG进口企业应提高接收站周转效率，提升槽车外输能力，规划现有接收站罐存扩建及外输能力扩建。

在下游消费环节，国家应坚持优先保障民生及公共服务用气，有序推进煤改气等天然气利用工程。煤改气工程要坚持“以气定改”和“宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热（宜油则油）”的原则；工业终端要建立可中断的调峰用气机制，做好双能源供应准备；燃气发电项目应以调峰电厂建设为主，控制热电联产项目审批进度，降低涉及民生的保供需求。

在基础设施方面，运行管网应实现互联互通，并向第三方公平开放，提高全国调控能力，同时引入社会资本加速管网建设，加快天然气储气调峰设施建设，非供暖季开展资源储备。此外，物流企业需做好槽车外运设施的储备及运营管理。

在价格政策方面，加快梳理价格管理机制，建立上下游价格联动制度，理顺居民非居民价格差异，避免倒卖套利，加强天然气供需监测，利用价格调控杠杆，控制下游市场增速；研究推行季节性气价、峰谷气价、可中断气价，缓解冬夏消费差异，鼓励发展天然气线上交易平台，减少中间环节，实现上下游直接交易。

5 结语

由于我国天然气供需尚未演化为高级竞争型市场，受国际能源供需及国内经济增长的影响较大，极易发生国内天然气供需失衡。结合2017年我国供暖季局部地区“气荒”现象，对去冬今春“气荒”的特点、成因及影响进行了回溯，理清了供需失衡的起因及对产业发展造成的影响，并结合2018年上半年全国经济及能源消费趋势，对今冬明春我国天然气供需形势进行了预判，同时提出了产供储销体系建设的优化建议，以期避免“气荒”再次发生，提供我国天然气产业优化调整思路。