新常态下天然气供应链如何协调发展

　　我国经济发展进入新常态，是党中央在准确把握我国基本国情的基础上，科学分析国内外经济发展形势，针对我国经济发展的阶段性特征所作出的重大战略判断。中石油是我国最大的天然气生产和供应企业，探讨如何在新常态下推进天然气供应链协调发展，对保障国家能源安全、促进经济持续发展具有重要意义。

　　一、新常态下天然气供应的基本特征

　　（一）全球天然气消费持续增长

　　天然气作为清洁能源，在世界经济发展中的作用越来越突出。2015年全球消费天然气3.47万亿立方米，天然气在一次能源消费中占比达到23.8%。

　　随着环保压力增加和技术进步，全球能源消费的低碳化趋势日益明显，天然气将成为全球能源由高碳向低碳转变的重要桥梁。据BP公司《2035世界能源展望》，未来20年，全球能源消费年均增速为1.5%，天然气年均需求量增长速度约为1.9%。但同时，由于天然气贸易一体化程度加深，市场联动性增强，"十三五"全球天然气供大于求趋势明显。

　　（二）新常态下我国天然气需求增速放缓

　　新常态下，我国经济发展表现出速度变化、结构优化、动力转换三大特点，国家将着力推进供给侧结构性改革，积极稳妥化解产能过剩，扩大有效供给。能源发展也步入新常态，消费弹性系数降至0.46左右，预计”十三五”我国能源消费增速为3%，2020年消费量为50亿吨标煤，能源结构加快向低碳清洁化方向发展。国家层面的能源结构优化和环境污染治理将成为天然气消费最主要的推动力。按照国务院《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，目前我国天然气在一次能源消费结构中的比例为5.9%，到2020年将提高到10%以上。总体而言，"十三五"期间天然气消费增幅放缓，从长远看，我国天然气产业发展空间广阔。

　　（三）新常态下天然气供应链结构持续调整

　　中石油发挥上中下游一体化运作的优势，充分利用两种资源,大力开拓天然气市场，以2004年西气东输一线管道建成投运为标志，天然气与管道业务进入了快速发展期。2015年，销售天然气1120亿立方米，已建设和运营天然气管网超过4万公里，管网里程和天然气销售量的国内占比均超过70%。近期，国家密集出台一系列指导性政策，天然气在我国的有效利用空间越来越大，在客观分析的基础上，中石油做出了天然气与管道业务仍处于战略机遇期的战略判断，明确提出了集团公司在天然气领域的全产业链布局，调结构、补短板，着力产运销协调发展，重点开展天然气销售体制改革，分步推进网运分开、独立运营。

　　二、天然气供应链的主要问题及原因分析

　　（一）供应链存在的主要问题

　　天然气供应链目前的主要困难和问题集中在资源调配、管网建设和市场供应三个方面如何协调发展。

　　1.天然气供应系统调峰能力不足，保供难度大。“十二五”期间，我国天然气消费量的平均年增长幅度约12%，随着用气规模扩大，供应系统调峰能力不足的问题逐渐凸显。

　　（1）从统计数据看，一方面表现在消费总量上季节性差异明显，冬夏季峰谷差大幅增加，2015年中石油所辖的天然气管网冬夏季的季节差达到2.5倍，北京市达到7.6倍。另一方面区域用气量不均衡性差异大，总体上“北高南低”，北方地区用气量不均匀系数远大于中、东部及南方地区。

　　（2）从实际运行看，即便在当前天然气下游市场需求不振、天然气供应相对宽松的情况下，2015年供暖季依然出现多地供气紧张乃至限气的情况。2015年12月和2016年1月，受气温骤降、境外管道故障、LNG库存减少等因素的影响，华北地区天然气供应出现临时短缺，北京两次启动应急措施。重点区域、重点城市以及全国范围内确保供气安全、稳定面临巨大压力。

　　2.对国外资源依存度增大，供应不确定性开始显现。为了满足国内经济发展的需要，国家鼓励和大力推进国外能源合作。中石油大力实施“走出去”战略，逐步建立了海外五大油气合作区和三个海外油气运营中心。在天然气资源方面，自2006年开始引进LNG，2010年开始引进中亚管道气，2013年引进中缅管道气，2015年中石油进口天然气（含LNG）419亿立方米，占到总销量的34%。近年来中石油在利用国外天然气资源方面取得重大进展，形成了以国内气为基础、多个进口气源共存的多元化供气格局，为保障能源安全供应发挥了重要作用。但同时，由于中亚管道沿线各国随着经济发展自用气量大幅增加，以及设备故障原因，冬季供气时有欠量。仅2016年11月中旬，中亚进口气日均欠量35%，严重影响了国内冬季保供。进口管道气冬季供应不确定性逐渐显现。

　　3.支线管道建设配套不足，管网运行存在瓶颈。随着西气东输二线建成投产，我国已形成西气东输、北气南下、海气登陆、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的天然气管网格局，国家骨干管网已基本建成。但与终端市场开发配套的区域管网和支线管道相对滞后，一定程度上影响了市场开发和销量的提升。如中缅管道投产3年，负荷率不到50%，原因之一是滇黔桂区域管道配套不足。另外，部分枢纽站输送能力不足，成为管网运行的瓶颈。

　　4.天然气管网系统自身可靠性有待进一步提高。天然气管网是连接资源和市场的纽带，是供应链的重要组成部分，现阶段存在的问题主要包括两方面：

　　（1）天然气管网系统自身的调节能力较小。全管网冬季管存可调空间不足3亿立方米，低于冬季平均日输量，管网系统的某个环节一旦出现故障，都可能导致短供或断供。这给管网输气设备、设施的运行可靠性以及系统应急能力提出了严峻挑战，给管网系统的运行调控提出了更高要求。

　　（2）管道系统风险因素众多，安全管控责任重大。天然气管网具有点多线长、周边环境复杂、社会关注大等特点，存在第三方施工、违章占压、恐怖袭击等七大风险。虽然目前管道风险总体可控，但还存在一些问题，如需进一步提高管道地质灾害的专项调查与评价水平，进一步加大高后果区的重点管控力度等等。

　　5.产业链下游区域市场发展不平衡。从区域分布看，天然气产业链中游和东部沿海发达地区、成渝地区、中部省会城市等产业链下游区域市场发展迅速；西北区域市场等起步较晚，尽管其天然气消费量快速增加，但用户对天然气价格敏感，承受力低，对低价气依赖度大；市、县级气化率不到40%，市、县级终端市场有待进一步拓展。从用气结构看，我国2015年城市燃气占比40%、发电占比16%、工业燃料占比30%、化工行业占比14%；美国天然气消费结构较均衡，城市燃气、工业燃料、发电各占30%左右，日本、俄罗斯发电占比达60%。与国外相比，我国天然气发电所占比重明显偏低。

　　（二）主要原因分析

　　天然气产业的发展受国际、国内政治经济形势的影响。天然气供应链存在上述问题的原因是多方面的，主要有以下三点：

　　1.对天然气供应链的系统性认识和风险评估不足。天然气供应是复杂的系统工程，主要包括上游资源生产、中游管道输送、下游市场销售，这三个环节既构成系统整体，又相互影响。从系统运行角度而言，天然气的安全平稳供应取决于三个环节的有效协调和平衡。在天然气快速发展期，大家普遍关注发展规模和速度，投资重点在建设和市场扩张。

　　随着规模扩大、资源多元，各环节不协调、供应不平衡的现象逐渐增多，出现“夏季不好卖，冬季不够用，保供难度大”的情况。究其原因，主要是对天然气产、运、销的系统性认识不足，在运作机制上存在条块分割，各环节争夺资源、相互掣肘，影响了系统整体功能的有效发挥。

　　从供应链角度看，冬季供气紧张背后的主要原因，是对供应链产运销关系协调和控制不力，以及对风险管控不足所致。现阶段，我国天然气供应链存在一些不确定因素。

　　（1）在资源供应方面，进口气占比较大，由于中亚及缅甸地域政治经济的敏感性，进口气存在短供风险；高油价时期签订了大量的LNG和管道气合同，在市场需求放缓的情况下，消化照付不议合同量相当困难；国内2010年以前投入的主力气田产量将陆续开始递减，要维持气田稳产和满足市场增量需求，需要相当规模的新增储量，资源储备和产能接替存在一定不确定性。

　　（2）在市场需求方面，随着我国经济增速放缓和石油煤炭价格下跌，天然气与替代能源的比价优势大幅削弱，传统用能行业天然气需求大幅回落，带来用气结构持续调整；市场竞争加剧，大大增加了客户需求偏好的不确定性。

　　（3）在管网运行方面，受环境和地域分布的影响，安全管控难度大。2016年7月，因汛情及第三方破坏，我国三大骨干管网在三天内先后出现事故和险情。

　　由于对以上三方面的不确定性认识不足，以及相应的风险分析评估和管控不够系统和深入，影响了实际运作中的分析和判断，导致计划难以统筹，局部时段和局部区域出现供应失衡。

　　2.地下储气库等调峰设施建设滞后。

　　储气库是季节调峰的主要手段。根据国际经验，一旦天然气对外依存度达到和超过30%，地下储气库工作气量就需超过消费量的12%。国家的整体储气能力要达到总供应量的20%～30%，如法国为30%，美国约25%，日本为20%。

　　2015年，在中石油管输天然气中，进口气占比已达35%，但系统储气能力不足，现役储气库（群）10余座，储气库有效工作气量55亿立方米，仅占天然气销售总量的3.0%，远低于国外水平。储气库的工作气量偏小，不能有效平衡冬夏季的生产，夏季采取压产手段求得供求平衡，冬季压减发电和工业燃料用户的供气量，严重影响了用户的用气积极性。调峰能力是衡量保供能力的重要指标之一，而保供能力是市场选择供应商的重要指标，调峰能力不足一方面影响供气可靠性，另一方面影响用户选择、用气结构和市场规模。地下储气库等调峰设施建设滞后，是现阶段影响天然气平稳供应和系统平衡的主要原因。

　　3.以价格为核心的天然气市场化机制不完善。

　　价格机制是市场机制中的基本机制，其主要作用体现在调节资源的配置，调节商品供求关系，调节消费需求方向和结构。发达市场经济国家基本采用市场定价机制，2013年经合组织（OECD）国家居民气价是工业气价的1.5倍－2倍，美国居民气价则是工业气价的2.5倍。而我国目前天然气价格实行政府指导价政策，现阶段居民用气低价、工业和发电用气高价的双轨制定价模式不符合经济规律，不利于市场的健康快速发展。问题主要表现在以下几方面：

　　（1）部分工业用户在气价上升的情况下，实施“煤代气”的逆替代；部分燃气发电企业因气价上调而上网电价不能同步调整，采取减少发电时数甚至停止运行。

　　（2）未实行调峰气价，储气库投资难以回收，导致储气库建设缺乏动力。

　　（3）下游省级管网公司、城市燃气公司的管输配气费用和运营成本由地方政府审批监管，省内输气和城市配气管网受益于特许经营制度，中间环节重复加价，推高用气成本。

　　（4）更主要的是天然气价格缺乏调节机制，适应不了市场的变化和发展。由于未建立市场发现价格的机制，因而不能有效利用价格对天然气供需关系和利用结构进行调节，这是导致部分时段天然气供应失衡、用气结构不合理的又一原因。

　　三、实现天然气供应链协调发展应采取的方法

　　（一）正确处理天然气供应链协调发展中的辩证关系

　　马克思主义唯物辩证法认为，事物是互相联系、变化发展的，事物的内部矛盾是事物发展的根本动力。推进天然气供应链协调发展，就是要运用好唯物辩证法，处理好“三大关系”，在权衡利弊中趋利避害，作出最有利的战略抉择。

　　1.正确处理天然气供应链全局与局部的关系。

　　天然气供应链是复杂的链状系统，包括原材料供应、勘探与生产、管道输送、分销、客户等环节，以及通过各节点贯穿于全系统的物流、资金流、商流、信息流。供应链的协调发展取决于各节点企业作用的有效发挥，各企业作用的发挥不能脱离系统的约束。采用系统思维和战略思维，对供应链全要素、全过程实行集成化管理，是新常态下调整结构、升级管理的必然要求。要注重企业之间的合作，提高整个供应链的运行效率，实现全局最优。

　　2.正确处理天然气供应链当前与长远的关系。

　　在新常态下，正确处理当前与长远的关系，核心是处理好供应链发展速度、质量、效益和安全的关系，正确处理稳增长和调结构、转方式的关系。安全是供应链一切工作的基础和前提，只有贯彻落实安全至上、以人为本的理念，大力推进HSE体系管理，消除安全隐患，管控安全风险，才能确保系统安全，为发展夯实基础。在确保安全的条件下，以提高发展质量和效益为中心，充分发挥中石油一体化整体优势，促进供应链有质量、可持续发展，实现经济效益、社会效益、生态效益相统一。

　　3.正确处理天然气供应链重点突破与全面推进的关系。

　　“协调发展不等于平均用力，而是在把握方向和全局的基础上，突出重点工作、聚焦重点任务，以重点突破带动整体推进。”当前，能源行业调整结构、提升发展的质量与效益已成为重点任务和主攻方向。现阶段，天然气供应链的主要矛盾是储气库建设滞后、调峰能力不足，要以加快储气库规划建设为工作重点，带动支线管道建设和市场开发，通过弥补短板提升系统整体保供能力，推进天然气上产提量。

　　（二）科学把握新常态下天然气供应链协调发展的着力点

　　天然气供应链建设，既包括软性的天然气产业链管控建设，同时也包括硬性的物流通道的一体化建设，二者要统筹平衡，协调发展。

　　1.优化网络结构，推进协调发展。供应链是生产及流通过程中，为了将产品或服务交付给最终用户，由上中下游企业共同建立的需求链状网，网络结构是供应链主体。经过多年发展，中石油目前已初步形成了资源多元、调控灵活、运行高效的天然气供应体系。但面对新常态和新挑战，暴露出一些结构性缺陷，需着力改进和完善。

　　（1）完善区域销售网络，加快东北、西部、华北、华东、华南区域营销中心的组建和运营。

　　（2）优化供应链组织模式，在资源多元、供应宽松的新常态下，管道与销售公司具备供应链上核心企业的特点，应在供应链上发挥核心作用，应成为整个供应链的管理中心、信息集成与交互中心以及协调控制中心。

　　（3）适时开展虚拟关系和虚拟组织的研究和建设，适应世界经济技术的新发展。

　　2.强化基础建设，保障协调发展。由于天然气的特殊属性，决定了天然气从油气田到用户只能通过管道运输。要统筹规划，优化结构、补充短板，协调推进供应链基础设施建设。配合油气田开发建设，做好天然气集输管道的配套建设，疏通上游出口。完善天然气长输管网，以市场保供为导向，加快支线建设。加快建设配气管道建设，大力开发终端用户，适应用气结构调整。加快储气库、LNG接收站等配套设施建设，提高系统调节能力。

　　3.推进信息集成，助力协调发展。信息技术是推进供应链协调发展的必要工具和手段。中石油在产、运、销各环节建立了相应的信息管理系统，但基于天然气供应链的各节点信息未进行系统集成，影响各节点的协调衔接和整体作用的发挥。在新常态下，一体化管控是天然气供应链协调发展的必由之路。要按照一体化管控的要求，对现有信息系统进行整合和升级改造。

　　（1）要进行流程再造，对供应链上“自上而下”和“自下而上”的两个相向的业务流程进行组合，实施一体化运作。

　　（2）对供应链不确定性进行分析预测和管控，防止信息失真和“牛鞭效应”，导致供应链系统紊乱。

　　（3）中石油目前已经初步搭建了“云计算”服务平台，要在此基础上结合业务应用，大力开展“大数据”开发和应用。

　　四、推进天然气供应链协调发展的措施和建议

　　坚持以市场为导向，以销售为重点，以效益为中心，按照保自产、调进口、强销售、拓终端、优储运的思路，统筹协调天然气业务链生产、贸易、储运、销售、调峰等各个环节，实现天然气供应链价值最大化。

　　（一）优化天然气资源组合

　　1.立足国内，统筹配置天然气资源。一是综合考虑公司国内自产气和进口气价格、来源、数量等因素，根据采购成本、供应稳定性和调峰贡献，优化组合天然气资源，优先保障国内自产气销售，有序调控国外进口气。二是加强和完善国内外资源统筹协调机制，根据国内市场需求情况，有效做好天然气国际贸易，合理安排已签合同资源的进口时间和数量，严控新增进口资源和新增进口气购气价格。只有立足国内，在此基础上配置国外各类资源，才能实现开放条件下的能源安全。

　　2.充分考虑国外资源不确定性以及国外无序下载带来的冬供风险，资源排产一定要留有余地。资源调配计划不仅要考虑总量，更要考虑季节差，尤其是冬季高月用气量。

　　3.逐步摊薄进口成本。针对早年天然气供不应求时期签订的高价长贸协议，按照合同规定适时启动，积极开展已签合同气价复议，力争顺价销售，逐步摊薄进口成本。

　　（二）优化天然气管网建设和运行

　　1.统筹配套，加强区域管网和支线管道规划和建设。对环渤海地区，借助雾霾治理的政策，利用天然气利用规模将迅速扩大的契机，快速发展区域管网，实现“县县通”；在东北地区，中俄东线管道工程的建设，将极大带动支线管道的发展，力争“十三五”实现天然气管道“市市通”；在江苏地区，管网建设需在继续完善苏南管网基础上，重点建设苏北地区管网。

　　2.安全运行，保障天然气供应。首先要提升理念，消除隐患。要大力推进天然气站场全面远控，通过远控，促进和提高现场设备可靠性，提升管网本质安全。其次，充分利用已有管输能力，优化资源与市场配置，发挥并行管道联合运行和管网调配优势，提高管网输送负荷率和运营效益。第三，要优化拟建天然气干线管道建设时序。根据规划，“十三五”期间新增中俄东线等天然气干线约4800公里，新建支线约5000公里。建设时序要与市场开发有序衔接，提高系统效率和效益。

　　3.打破地域限制，加强管网互联，实现协同保供。2016年7月，因暴雨引发山体滑坡，湖北省恩施境内中石化川气东送管道发生断裂爆燃，导致主干管道供气中断。在发改委紧急协调下，通过调配中国石油、中国海油等气源串换，保证了天然气供应。借鉴川气东送管道事故应急的经验，建议三大石油公司加强合作，基础设施互通，管网形成互联，市场形成互保，尤其在冬季保供、事故应急时，形成互供互保的有效机制。

　　4.适应管网第三方开放，积极筹划，掌握主动。油气管网设施公平开放是能源行业市场化体制改革的必然选择，是提高油气管网设施利用效率，保障油气安全稳定供应的有效举措。2014年国家出台了《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，对天然气管网等基础设施第三方公平开放做出了明确规定。至2016年11月，中石油、中石化、中海油及部分省网公司已经公开了油气管网信息。要转变理念，适应变化，筹划落实，做好包括开放条件下管理模式以及交接方式、计量方式、质量保障、安全应急等方面的具体配套工作。

　　（三）优化天然气综合调峰体系

　　1.建立和完善综合调峰体系。随着市场规模的扩大，天然气供应体系的系统复杂度越来越高，导致调峰难度加大，单一调峰手段很难满足系统要求。因此，要以储气库为主，以气田和LNG为辅，以可中断用户、管网及区域调运等手段为补充，优化组合多种调峰方式，建立综合调峰体系，满足调峰供气需求。

　　2.加快储气库建设步伐。加快建设城市天然气应急储气调峰设施，完善环渤海、中南、长三角、东北等重点地区的储气库布局和建设，争取到2020年形成地下储气库有效工作气量148亿立方米，并将具备条件的LNG接收站纳入国家天然气储备体系。同时，创新运营模式，争取在“十三五”期间，实现多数用户双气源供气。

　　3.统筹调度，优化运行。一是实施资源不均匀供应。“十三五”期间我国天然气市场总体供大于求、冬季调峰压力加大将成为常态。在此条件下，要统筹安排好国产天然气冬夏季不均匀供应，销售淡季关停部分成本较高气井。二是合理统筹调峰设施。地下储气库在满足季节调峰方面发挥作用更大，LNG在日调峰方面作用更为明显。因此，在调峰应急时，需要统筹协调二者的能力和资源。

　　（四）优化天然气营销网络

　　1.完善营销策略，优化营销网络，加快队伍建设，实现销售效益最大化。一是稳固传统市场，西北、东北、中西部地区销售以保民用为主，优选高效用户，控制低效用户，保持销量稳定增长。二是扩大优势市场，环渤海、中南、西南地区大力开发新用户，扩大市场覆盖面，抢占高效市场。三是拓展竞争市场，东南沿海、长三角等地区加大市场开发力度，采用灵活的营销策略，发挥规模和成本优势，促销上量。

　　2.优化市场用户结构，加快拓展销售领域。着力提高公服、商业、车船用气等高效用户用气比例，大力发展有气价承受能力的发电和气代煤用户，合理调整居民用气比例，降低化肥等低效用户用气比例。加大天然气发电、工业等大型直供用户开发力度，持续提高直供用气比例。

　　3.积极应对国家天然气价格改革，提升营销能力。2015年以来，国家大力推进天然气价改市场化，天然气价格将实行“管住中间，放开两头”。继规范天然气长输价格监管、明确储气调峰气价市场化后，又全面放开化肥用气价格。由市场主导价格的气量已占我国天然气消费总量的80%以上。2016年11月上海天然气交易所投运，这是天然气市场化的里程碑。推进价改是市场化发展的必然选择，我们要积极参与和推动。建议加大组织力度，开展天然气价格全面放开下天然气价格走势、公司定价、营销策略等研究，适应市场的变化和发展，有效提升天然气销售效益。

　　新常态是我国经济发展向形态更高级、结构更合理的阶段演进的必经阶段，给天然气供应链的持续发展创造了新的战略机遇，提供了新飞跃的要素、条件和环境，但同时也带来了新的挑战。我们要直面新形势，正确处理三大辩证关系，科学把握三大着力点，优结构、补短板，大力推进供应链一体化管控建设，实现天然气供应链协调发展，为集团公司有质量可持续发展贡献力量。（文/张帆 中国石油北京油气调控中心副主任。文章中对于官方文件做过些微编辑）