我国潜在的天然气供应风险及化解建议

　　去冬以来，“气荒”俨然已成为天然气市场的主基调，至今仍在考验市场各方的耐力。自2004年冬季北京首次出现“气紧”以来，伴随着我国天然气市场的高速发展，除了2014-2016年因国际油价暴跌、国民经济结构性调整，经济发展减速，天然气市场供需略显宽松外，冬季“气紧”和“气荒”似乎很平常。但是，这次“气荒”来势如此凶猛，供需缺口如此之大（有报道称达113亿立方米），影响范围由北方地区蔓延至南方，多地下达天然气供应黄色甚至橙色预警，为历史所罕见。

　　目前，天然气已被国家列为主体能源，不但制定了积极的发展规划，而且出台了市场化改革措施和优惠的支持政策。但是，2017年肆虐全国的“气荒”敲响了一记警钟：在加快天然气市场发展的同时，必须重视和加强天然气供应安全。

　　1已知的三种天然气供应风险

　　国际能源署（IEA）认为，天然气供应安全的实质是风险管理，也就是将供气中断的风险和结果降到可以接受的程度。

　　现在，已知的天然气供应风险主要有三种。一是技术风险，即因事故、恐怖事件或自然灾害等造成的重要供气设施停止运行。二是不能组织起长期供应或不能保障天然气市场需求，即天然气需求或经济与消费能力的增长速度超出了天然气供应或生产与供给能力的增长速度。三是政治风险，即因政治原因造成现有天然气供应长期或短期中断。

　　这三种天然气供应安全问题中，第一种不时发生并可能在短期内严重影响天然气供应，但通常可以在相对较短的时间内得到解决；第二种情形较常见，如我国当前的天然气供需状态；第三种情形较少但国际上也不乏先例，如2007年和2009年，俄乌之间的天然气争端导致俄罗斯向欧洲的天然气供应中断。

　　2常用的保障天然气供应安全的措施与对策

　　绝对的天然气供应安全是不可能的，也是十分昂贵的。因此，保障天然气供应安全应因地制宜，根据实际出发制定预防安全风险的措施，或者减轻其不利后果，用最小的经济代价和影响换取最大程度的天然气供应安全。世界范围内，各国天然气工业的发展和市场发育程度不一，国与国之间在国内天然气资源禀赋、天然气供应和需求特征、天然气在能源消费结构中的地位和国民经济各行业中的作用等，存在较大差异。各国关于天然气供应安全问题的考虑及所采取的对策与措施是不一样的。归纳起来，主要有以下几种。

　　一是天然气供应源和供应路径多元化。多元化是保障天然气供应安全的基础条件。供应气源和供气路径越多，中断供应的机率就越小。法国不但从荷兰、挪威、俄罗斯、英国、德国、比利时进口管道天然气，还从尼日利亚、阿尔及利亚进口LNG。同时还注意合理分配进口源的比例，以减少对一个国家进口天然气的依存度；日本大部分LNG进口商有多个LNG接收站，而且每个接收站的的卸载码头不止一个。

　　二是加强地下储气库和调峰供气设施的建设。地下储气库是保障天然气供应和应急、调峰最经济和最有效的手段。世界范围内，地下储气库的工作气量约占天然气消费总量的10.2%。美国除拥有世界第一的地下储气库数量和工作气容量外，天然气产业链各环节和一些大用户都建有地下储气库，一些地方配气公司还储备有丙烷气或建有LNG调峰站。日本大型城市燃气公司都留有20—30天的LNG储备量。一些天然气进口依存度较高的国家，如意大利、西班牙、匈牙利、法国等和天然气需求季节性波动特别大的国家，如英国、荷兰等，还建设有战略地下储气库。

　　三是提高天然气供应的灵活性。灵活性的实质是替代能力，包括气源替代和燃料替代。有时，技术上不同的气源也作为替代供应源。日本用由石脑油制造的燃料气替代LNG。

　　四是加强需求侧管理。需求侧管理的主要目的是确保优先用户（如居民用户和特殊工业用户）持续、稳定的天然气供应。常用的作法是供气商和城市燃气公司与发电和工业等有燃料替代能力的用户签订可停供气合同。

　　五是利用市场机制调节需求。从上世纪80年代起美国开始天然气市场化改革以后，天然气供应安全主要依靠市场机制来保障。市场需求随价格发生变化，生产商和用户也根据价格涨跌制定供需规划和用气计划。但是，政府主管部门和其它责任者，如天然气供应商、管道公司、城市燃气公司及大工业用户也要承担相应的天然气储备和保供的责任或义务。

　　3我国潜在的天然气供应风险

　　这次我国大面积巨量“气荒”，表面上看似乎是包括“煤改气”过急过猛和中亚进口气减供等多种因素偶然叠加的市场反映，但冷静分析，这与长期以来我国潜在天然气供应风险并未引起各方足够重视不无关系。

　　一是天然气进口依存度不断攀高，但天然气战略储备尚属空白。从2007年起，我国天然气消费的进口依存度从2% 一路飚升至2017年的38.5%。根据现今天然气进口趋势和在建LNG进口接收站及中俄东线输气管道建设进展，“十三五”末达到45%毫无悬念。然而，在即将形成的四大天然气进口通道中，至今没有规划建设预防进口气源供应因政治、技术和人为因素（如恐怖袭击等）等突然中断的天然气战略储备设施，包括地下储气库和LNG储备。这也是面对中亚进口气突然减供而束手无策的主要原因。

　　二是储气设施特别地下储气库的规划和建设严重不足。在欧美等天然气市场成熟的国家，地下储气库已经成为天然气产业链中必不可少的重要环节之一。地下储气库工作气量容量在国家天然气消费总量中的占比至少在15%以上，荷兰高达38.2%，并有较为完善的储气库管理和运营的体制机制及价格制度。相比之下，我国“十二五”末地下储气库工作气容量仅有55亿立方米，只占当年天然气消费量的2.9%。《天然气发展“十三五”规划》达到148亿立方米，届时的占比也只有4.1%。在高达10倍的冬夏季天然气需求差下，北方地区的“气荒”在所难免。

　　三是储气保供责任不到位。国家发改委和能源局在印发天然气相关的政策和通知中都明确要求，政府、天然气企业、管道企业、城市燃气公司和大用户都要建设天然气储备设施并承担相应的调峰保供责任和义务。在中共中央和国务院印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》中再次明确了以上各方的调峰责任。但实事上，相关各方特别是城市燃气公司和大用户的责任落实并不到位，天然气储备设施和调峰能力建设的进展不大，天然气储备调峰和保供基本依靠三大石油公司。在“气荒”来临之际，政府也主要是向三大石油公司下达保供令。

　　四是价格机制不完善。价格是调节天然气需求的杠杆。其中，天然气差别价格是根据天然气供需情况和用户的用气需求、用气特性和用气量及不同的用气季节或时间区间，为优化资源配置、平衡供需或合理负担供气成本而采取的差异性价格。但我国至今还没有建立起调控天然气需求的差别价格制度及其价格体系。此外，虽然国家发改委明确了储气设施价格政策，补上了储气价格的缺失，但其市场化价格机制与当前我国天然气市场和价格改革现状不配套。在包括季节差价在内的天然气差别价格尚未推出并实施，地下储气库还未作为我国天然气产业链中一个环节独立存在的情况下，市场上没有对应的储气服务和需求，储气库价格无法落地，也无助于加快我国储气设施的建设步伐。

　　4提高我国天然气供应安全程度的建议

　　基于前述分析并结合当前我国天然气市场需求现状与供给前景，近中期内我国天然气供应风险仍将继续存在。为确保我国天然气市场持续健康发展，最大程度保障天然气供应安全，提出以下建议。

　　1.尽快制定《天然气法》或《石油天然气法》

　　通过法律形式强化全行业及全社会的天然气供应安全意识和行动；确定最佳的或可接受的供应安全水平；规范和明确政府、天然气供应企业、管道企业、城市燃气公司和大用户的天然气储备责任、义务和相应的最低储备气量。

　　2.加大国内天然气资源勘探开发力度，增加国内资源供给量，降低天然气进口依存度占比

　　从国内资源供给的角度，我国天然气生产还有较大潜力。据2015年全国油气资源动态评价结果，中国常规天然气可采资源量约为50万亿立方米，目前探明程度仅约13.3%；埋深2000 米以浅煤层气可采资源量为12.5万亿立方米，现累计探明煤层气地质储量仅为6928亿立方米；全国埋深4500米以浅页岩气可采资源量为5.5万亿立方米，现探明可采储量1360亿立方米。由此可见，我国常规和非常规天然气勘探开发前景十分可观，只要加大政策支持和科技攻关及资金投入，预期天然气产量可以实现跨越式增长。

　　在国家能源供应安全方面，2017年我国石油消费的进口依存度已高达67%，天然气进口依存度将短期内冲击50%大关，同为我国主体能源的石油和天然气供应均严重依赖进口，我国能源供应的长期安全性将面临挑战。

　　3.建立天然气储备体系

　　一是通过政策支持、财税优惠激励和储气设施价格机制改革，吸引各种资本积极投资地下储气库建设，尽快将地下储气库工作气容量提升至国内天然气消费总量的10%以上。二是在东北、西部和南方等三大陆上管道气进口通道附近规划建设战略地下储气库，选择沿海LNG接收站安排战略LNG储备容量，或者在进口管道附近建设地下储气库时和在已投产LNG接收站安排战略储备气量。天然气战略储备由国家出资建设和动用。三是在国内天然气主产区选择适当气田储备一定产能作应急保安气源。四是在重要城市和大城市建设大型LNG调峰储备站。五是要求大用户和可中断供气用户保持一定数量（如15天用气量）的天然气库存。

　　4.多举措并行，实现天然气供应多元化

　　一是加强国内天然气资源勘探，实现天然气供应源和供应点的多元化。二是天然气进口源、进口路径、采购方式（长期合同与现货购买）和合同周期的多元化，合理分配单个国家进口气量在进口总量中的占比，增加天然气进口的灵活性，分散进口资源突然中断和减量供应的风险。三是加强国内输气管道的互联互通建设，实现供气路径的多元化。

　　5.强天然气需求侧管理

　　一是在开发天然气用户市场和实施工业及民用“煤改气”、“油改气”过程中，必须先落实气源供应或供气保障，后实施改气工程。二是积极发展可中断供气用户，对于具备燃料替代能力和可以使用双燃料及多燃料的用户，应发展其成为可中断供气用户，对于愿意在高峰期暂停和降低供气量的用户，应给予其优惠的天然气价格。

　　6.推行天然气差别价格

　　天然气差别价格包括季节差价、峰谷差价、调峰气价、阶梯气价和可中断气价等，是天然气价格向市场化过渡和价格市场化表现形式之一。当前，我国天然气供需状况已具备了天然气差别价格市场应用的基本条件。其中，现在是推行天然气季节差价的最好时机，不仅有利于缓解冬季用气高峰期的天然气需求，而且有助于储气设施价格机制落地，吸引地下储气库建设投资。但是，由于我国地域辽阔，天然气季节差价的起止时间，应由区域天然气供应企业和城镇燃气公司根据当地的入冬时间和时长制定与之相匹配的价格制度。（胡奥林）