当前，全球经济放缓，中国经济进入“新常态”，低油价、低气价的行业背景给正处于起步阶段的中国天然气市场带来巨大挑战。与此同时，巴黎气候大会之后低碳发展已成为全球共识，中国正处于经济发展方式转型和能源消费结构转型的关键时期，未来高效、清洁的天然气发展潜力巨大。

1 中国天然气市场发展现状及面临的挑战

1.1   天然气需求增速大幅放缓

2000－2013年，中国经历了天然气市场发展的黄金时代，全国天然气消费量从245亿立方米增至1705亿立方米，年均增速高达16.1%。当时的需求增长主要是供应驱动和价格驱动。2014年以来，受经济放缓、气价走高、冬季偏暖、替代能源快速发展等多种因素影响，中国天然气需求增速急剧下降，2014年大幅下降到8.6%，表观消费量为1845亿立方米；2015年进一步降至4%以内，表观消费量估计不到1920亿立方米

1.2   资源供应出现过剩

按照几年前两位数的需求增长预期，中国准备了过多的天然气供应。国家发改委2012年印发的《天然气发展“十二五”规划》预测，2015年中国天然气需求为2300亿立方米；国家发改委等三部委发布的《能源行业加强大气污染防治工作方案》要求2015年中国天然气供应能力达到2500亿立方米。由于需求增速放缓，中国天然气市场出现供应过剩的苗头。

2015年，中国三大石油公司均出现了不同程度的上游限产、长期贸易进口减量的情况，甚至开始将其在国际市场上采购的长期贸易资源在市场上低价转售。中国石油一直是国内天然气和进口气的主要供应者，2015年长庆、塔里木等几大上游气田均出现不同程度的限产，LNG接收站按照最低输量安排计划，严格控制现货进口。中国石化则在夏季关闭了普光气田20多口气井，日外输量1000万立方米，仅为年初的一半。进口气方面，中国石化于2014年在国际市场转售了巴布亚新几内亚（PNG）的LNG长期贸易资源；对于澳大利亚太平洋（AP）的LNG长期贸易资源，目前也已经征得合作方同意继续低价转售。中国海油于2015年初决定搁置安徽的页岩气项目，10－12月共转售澳大利亚昆士兰柯蒂斯（QC）LNG项目3船LNG现货。

1.3   进口长期贸易天然气面临照付不议的压力

2015年，中国LNG进口量大幅下降，1－10月仅为1592万吨，较全年合同量少570万吨。考虑到供应能力分别为120亿立方米/年、250亿立方米/年的中缅管道和中亚C线投产，加之三大石油公司正进入执行窗口期的合计300亿立方米/年（2400万吨/年）的长期贸易LNG进口合同，以及国内上游项目进展，未来5年内中国天然气市场供应量充足，“十三五”期间每年至少需要150亿立方米的市场增量才能保证消化过剩资源。

1.4   价格竞争力明显不足

2013年7月至2015年10月，随着中国天然气价格改革三步走的落实，天然气城市门站价格平均上涨36%。同期，布伦特原油现货价格从108美元/桶降至48美元/桶，降幅超过55%；秦皇岛港动力末煤（Q5500）平仓价格由575元/吨降至383元/吨，降幅为33%。按单位热值价格计算，2015年11月初中国天然气价格已经基本与燃料油和LPG价格持平，是煤炭价格的3倍以上。燃煤机组的电力成本不断下降，燃气机组的成本却在上升，挫伤了天然气发电的积极性。

1.5   新价格将助推需求快速增长，但可能引发新问题

自2015年11月20日起，中国非居民用气最高门站价格下调0.7元/立方米，降幅接近25%，回到2011年的价格水平。这将有助于提升天然气的价格竞争力，促进中国天然气需求恢复增长，缓解日趋严重的资源过剩问题。

但是，气价下调可能引发三个新问题：一是抑制非常规气的生产。页岩气、煤层气、煤制气的平均生产供应成本相对较高，尽管不受政府最高门站价管制，但在资源过剩的背景下，即便有政府补贴也很难与常规气同台竞争。本次价改后非常规气将面临更加严峻的生存压力，规划的产能建设项目将被大面积推迟甚至取消，相关技术、材料、装备的研发和制造也会受到影响，进而抑制产业的远期发展。

二是抑制天然气进口的积极性。国内气价下调重新导致进口气价与国内门站价的倒挂。按照2.18元/立方米的上海市非居民用气最高门站价格测算，考虑增值税和气化管输费等因素，进口LNG价格的盈亏平衡点将降至7.5美元/百万英热单位以下。

三是下游用户难以直接享受降价的好处。尽管门站价格下调了，但是省级天然气管网、城市管网的终端销售价未必能及时调整到位，这可能导致中间配气环节截留利益，影响价改预期效果的实现。

1.6   居民与工商业气价倒挂，违背市场规律

居民生活用气规模小，不同时段和季节波动大，因此在所有的用户中供气成本最高；而工业用气规模大、需求稳定，单位供气成本明显偏低。因此，发达国家居民生活用气价格一般是工业/发电用气的2倍甚至更高。中国则恰恰相反。以北京市为例，目前居民用气零售价格为2.28元/立方米，低于2.78元/立方米的非居民用气门站价格，工业用气价格则高达3.78元/立方米，发电用气价格也达到3.22元/立方米。能源价格的交叉补贴不仅扰乱了正常的市场秩序，让工商业天然气用户背负了本不属于自己的巨大包袱，还容易滋生利益输送等腐败问题。

1.7   储运设施发展滞后

截至2014年底，中国输气管道长度约为6.5万千米，配气管道长40万千米。几乎同等国土面积的美国输气管道长度接近50万千米，配气管道长度超过200万千米，分别是中国的7.7倍和5.4倍，中国仅相当于其上世纪50年代的水平。截至2014年底，中国已建成储气库（群）11座，调峰能力为42.9亿立方米，仅占2014年全国天然气消费量的2.4%，远低于10%以上的世界平均水平。储运设施发展滞后极大地限制了中国冬季供气的安全性，影响了天然气市场的健康发展。

2 中国天然气市场发展机遇与前景 

2.1   中国天然气市场空间十分巨大

2014年，中国人均天然气消费量为135立方米，天然气占一次能源消费总量的比重约为6.0%；全球平均水平分别为467立方米/人和23.7%。对照发达国家天然气市场发展规律，当前中国天然气市场尚处于早期阶段，未来仍有较大的发展潜力。按照目前世界人均天然气消费水平估算，中国14亿人口至少能创造超过6500亿立方米的市场空间。

长期来看，经济因素是决定天然气需求能否增长的根本因素；短期来看，气价下调可能会提高潜在需求用户的用气意愿和支付能力。尽管挑战重重，但未来中国天然气市场仍具有较大的增长潜力。在基准情景下，预计2020年中国天然气需求接近3000亿立方米，2030年将超过4500亿立方米，其间需求增速为9%；若政策得当，天然气需求在2020年有望达到3300亿立方米，2030年达到5000亿立方米以上，需求增速再度恢复两位数，达到11%～12%。

2.2   大气污染防治与应对气候变化提供了历史机遇

作为全球最大的能源、煤炭消费国和主要的碳排放大国，中国已多次向国际社会作出了碳减排的庄严承诺。2015年11月19日，国家发改委发布了《中国应对气候变化的政策与行动2015年度报告》；11月30日，习近平主席赴法国巴黎出席第21届联合国气候变化大会开幕活动并发言，向国际社会传递了中国参与国际气候治理、坚持低碳发展的决心和诚意。中国承诺，2030年单位国内生产总值CO2排放量比2005年下降60%～65%。这不仅会带动中国非化石能源的发展，在政策到位的情况下，也将极大地带动天然气消费的增长。

2.3   天然气的发展空间在于替代煤炭

天然气作为一种新兴的化石能源品种在中国发展历史较短，且没有自己的市场，自始至终是通过替代其他类型能源实现自身发展的，替代的能源品种有汽油、甲醇、燃料油、煤炭、液化石油气、电能、柴油。从目前的情况看，替代煤炭潜力最大且最为现实。

从国外的经验看，气代煤先从工业燃料和化工转化领域开始，最后推向发电领域。因此，目前发达国家“硕果仅存”的煤炭消费主要集中在发电领域，发电用煤在美国占90%，在德国占80%，在韩国占60%（另有28%用于炼焦），在日本占53%（另有32%用于炼焦）。

中国的气代煤替代路径也应如此。目前，中国用于发电的煤炭消费只占46%，另外50%左右用于供热、化工转化、工业燃料等领域。如果这50%左右用于供热、工业燃料等的煤炭能够被新能源和天然气分别均等替代，那么煤炭消费占一次能源的比例将由当前的66%下降到33%左右，天然气占比则相应增加15%左右，达到20%以上，与国际平均水平看齐。

未来中国天然气替代煤炭市场空间巨大，预计“十三五”期间气代煤需求量为1126亿立方米。其中工业替代需求最大，占47%；发电替代需求占37%；供热替代需求占16%。从地域分布上来看，气代煤市场主要集中于东部沿海地区的京津冀鲁、长三角、珠三角区域，因为这些地区既是煤炭消费密集地区，又面临较大的环保压力，经济承受能力相对较强，是减少煤炭使用的重点地区。特别是燃煤电厂集中地区减排压力较大，单位面积污染物排放强度是全国平均水平的5倍左右，为天然气市场的发展提供了广阔空间。

3 相关政策建议 

3.1   深化市场改革

近两年来，为推进天然气市场化改革，中国政府密集出台了多项配套政策，包括开放天然气基础设施、成立并运行上海石油天然气交易中心、天然气价格改革、新疆常规油气田向社会资本开放招标等。但与国外先进国家相比，中国天然气市场在价格管理机制、市场开放度、天然气的竞争性等方面还有很长的路要走。

因此，建议首先要完善天然气价格机制，解决居民与工业用气价格倒挂、交叉补贴等问题，缩短调价周期，完善石油天然气交易中心建设；其次加快电力市场改革，建立电价和热价与气价的传导机制，完善调峰发电价格机制；此外，还要优化管网体制，加强市场监管，减少中间环节，放开大用户直购，推动热值计量计价等。

3.2   加大环保力度

高效清洁的天然气是中国优化能源结构、实现能源革命的必然选择。目前国内外天然气市场供应宽松，与中亚资源国的天然气合作顺利推进等，为中国大力发展以气代煤提供了有利时机和资源保障。

因此，政府应制定更加严格的环保政策并落实到位，以政策引导能源消费结构的转变；积极倡导天然气替代煤炭的发展路线，加快燃煤设施天然气替代步伐，并将其从沿海向内陆城市推广，在大中城市设立“无燃煤区”；研究征收碳税或环境税，以体现不同能源的生态补偿成本。

3.3   促进产业发展

天然气产业的快速发展，需要国家相关政策的支持，特别是在行业技术创新与管理创新方面。建议国家鼓励天然气、电力企业加强合作，纵向一体化发展；加强燃气轮机技术研发，努力降低设备购置和养护成本；对天然气储运设施建设给予投融资和税费减免等政策支持；做好煤炭行业升级疏导，给予资源性城市特殊支持政策。

（来源：《国际石油经济》  作者：中国石油集团经济技术研究院 单卫国）

 

作为清洁能源的天然气一直被视为治霾的一贴“良方”，其也成为今年全国两会期间的热议话题之一。近日多名代表委员建议，加大天然气市场开发力度，拓展交通领域应用，切实发挥天然气在大气污染防治中的作用。

“天然气市场亟须得到政策支持和有效开发。”全国政协委员、中石油集团原董事长周吉平在两会期间接受采访表示，按照国家能源局的预测，2020年我国天然气供应能力有望达到3900亿立方米，与预测的需求相比超出400亿立方米以上，亟须扩大天然气在发电、交通和工业等领域的应用。全国政协委员、国家能源局原副局长史玉波认为，推进能源领域的供给侧结构性改革，提高天然气等清洁能源占比十分关键，要通过政策引导扩大天然气的利用范围。

在交通领域，天然气汽车比之其他清洁能源汽车具有技术成熟、价格较低、市场广阔、资源丰富等优势，推广应用条件最好，但目前还存在相关标准和规范尚不完善、跟传统燃料汽车相比经济优势不足等问题。全国人大代表、华北油田总经理黄刚建议，“希望政府能够出台比如对天然气汽车不实行摇号上牌、限号限行，设立天然气汽车推广专项资金等相关政策，激励天然气汽车发展。”

近年，中国LNG产能呈现爆发式增长，而下游发展相对缓慢，导致LNG供大于求，2015年中国LNG行业平均开工率不足50%，价格持续低迷。考虑到冬季采暖即将结束，预计此后市场需求将逐渐减少。业内机构亚化咨询认为，考虑到管道气竞争压力，LNG价格仍有下降空间，短期内有望提高LNG对柴油替代的经济效益。

亚化咨询预计，2016年中国天然气将面临一次调价窗口。按照发改委根据可替代能源价格变化情况每年调整一次天然气价格，并逐步过渡到每半年或者按季度调整的机制，下一次调价通知可能于2016年5月或2016年11月发布。根据发改委调价公式，非居民用的天然气价格仍有0.5元/方的下调空间。

另一方面，根据国家发改委披露的新机制，当国际市场油价低于每桶40美元时，汽、柴油最高零售价格不降低;在每桶40-130美元之间运行时，成品油价格按机制正常调整，该涨就涨，该降就降。考虑到成品油地板价的存在以及未来油价上涨的可能性，LNG与柴油的价格比将进一步下行，未来LNG相对柴油的成本优势将更加明显，对车船用天然气应用也会带来刺激。

（来源：国际石油网）

3月1日，中国能源研究会在中国科技会堂举办《中国能源展望2030》发布会。《中国能源展望2030》对2000年至今国内能源各领域统计数据及发展概况进行了梳理，并对未来一段时间的能源发展趋势进行了预测。

2015年，国内电力需求增速大幅走低，全年全社会用电量仅增长0.5%。但新增发电装机容量仍超过1.4亿千瓦，全国发电设备平均利用小时数已降至3969小时。《中国能源展望2030》中的数据显示，我国目前煤电在建规模和获得环评审批或已提交申请的装机规模已分别高达1.6亿千瓦和2.8亿千瓦，若全部放任其投产，将加剧“十三五”期间煤电机组过剩的局面。国家能源局日前召开的全面深化改革领导小组会议中，国家能源局局长努尔·白克力指出，要严格控制煤电新开工规模，对存在电力冗余的地区要根据实际情况，取消一批不具备核准条件的项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准项目。

除了电力设备装机容量过剩之外，环境问题也是影响电力建设的重要因素。《大气污染防治行动计划》中明确提出，要“加强工业企业大气污染综合治理。全面整治燃煤小锅炉。加快推进集中供热、‘煤改气’、‘煤改电’工程建设。到2017年，除必要保留的以外，地级及以上城市建成区基本淘汰每小时10蒸吨级以下的燃煤锅炉，禁止新建每小时20蒸吨以下的燃煤锅炉;其他地区原则上不再新建每小时10蒸吨以下的燃煤锅炉。”作为世界上最大的碳排放国家，我国向国际社会做出了碳减排的承诺，并与英国、美国、法国等主要发达国家签署了关于气候变化问题的双边框架协议。中国能源研究会认为，在新能源和可再生能源核心技术取得重大突破、成本降至社会可承受的范围之前，天然气将是最为现实的过渡能源。

我国天然气资源储量丰富，进口天然气能力也有较大增长空间。根据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，2020年中国年产常规天然气将达到1850亿立方米。中国能源研究会有关专家称，尽管未来发展存在较大不确定性，但只要获得政府足够的支持和重视，我国天然气发电行业仍有较大发展空间，预计2020年国内天然气发电装机容量将超过1亿千瓦。

从技术角度看，天然气作为发电、供热燃料要明显优于煤炭、石油等传统化石能源，燃气轮机具有能量转换效率高、占地面积小、用工数量少、建设周期短、启停速度快、调峰能力强、操作灵活简单、单机容量大、运行安全稳定、污染物与二氧化碳排放低、受地理位置和自然环境影响小等诸多优点。

天然气发电在国内仍属于起步阶段，截至2014年底，中国天然气发电装机容量仅为5567万千瓦，而燃气机组的优势已在应用中开始显现。

以北京为例，“十二五”期间，北京共建成4个燃气热电中心，高井热电厂、京能石景山热电厂、国华热电厂三座燃煤电厂相继关停，按照规划，华能燃煤热电厂亦将于今年停止运行。未来，东南热电中心剩余两台燃气机组正式投运后，北京将建成总计16台35万千瓦燃气热电联产机组及配套市政工程，总供热面积将达到1亿平方米，将减少北京市煤炭消耗920万吨，占全市1300万吨压减燃煤任务的70%，相应减少二氧化硫排放10000吨、氮氧化物排放19000吨、粉尘排放3000吨，实现本地发电和中心城区集中供热全部清洁化。

四大热电中心的建设为北京市提供了电力能源支撑，为城市集中供暖与快速发展提供了保障。然而，在即将结束的此次供暖季中，燃气电厂的供热也产生了问题。今年1月下旬，寒潮天气影响下，热电厂燃气压力不足，导致热电厂供热负荷下降，对石景山等地区居民供暖造成了影响。

北京的情况并非个例。近年来，国内已多次出现局部地区天然气季节性供应紧张的问题，反映出天然气利用在我国存在的现实困难。业内人士称，经济性层面上，燃机装备自主化水平低、购置及养护成本高，再加上电力市场化改革停滞不前、价格扭曲等因素影响，国内天然气发电在经济性上与煤电、水电、核电相比毫无优势，上网电价甚至超过了补贴后的风电，仅略低于太阳能光伏发电，再加上近年来天然气供应紧张、水电增长快速以及电力需求增速大幅放缓等因素作用，天然气项目多处于微利甚至亏损，在建及规划项目大多持驻足观望态度。

中国能源研究会的分析称，制约我国燃气发展的因素，主要是“十二五”后期，中国经济由高速增长步入中高速增长期，经济结构调整不断深化，天然气价格水平明显偏高，市场需求陷入疲软;国际原油价格的下跌，使得国内天然气对外依存度快速上升，价格优势明显减弱，再加上煤炭价格的下跌，天然气利用成本偏高，“气改煤”等逆替代现象时有发生;储气调峰方面，国内储气库建设始终落后于长输管道的发展，储运设施发展滞后，管网建设受体制约束。支撑我国天然气需求增长的因素已经发生转变，来自宏观政策层面的能源结构优化和生态文明建设将取代经济和价格因素成为未来中国天然气需求增长的主要驱动力。

中国能源研究会常务副理事长周大地表示，天然气替代相较传统煤炭，除热值优势外，在家庭利用、分布式能源，包括源头化工等领域，效率上的优势也十分明显。落实天然气价格机制改革，并加快输配气管网和储气库建设，已经成为发展天然气产业的当务之急。

（来源：中国能源报）

 

权威部门的知情人士近日向记者指出,“十三五”能源规划在油气领域仍将按照此前出台的《能源发展战略行动计划2014-2020》(下称《行动计划》)总体框架制定,总基调不会发生变化。同时,今后可能会针对天然气出台类似新能源汽车的特别支持政策,让改革更有效果。

由于雾霾的肆虐,天然气作为清洁能源被寄予厚望,人们希望其接替石油和煤炭,与核电等其他清洁能源一同改变中国的能源结构。“气化全中国”是当前能源改革最迫切也最现实的路径。

国务院发展研究中心研究显示,中国天然气市场自2004年开始进入快速发展阶段,2004年-2014年天然气消费量年均增长142亿立方米,年均增长率为17.84%。

然而,“十二五”末天然气消费增速放缓,未完成规划目标——天然气“十二五”规划曾预计,2015年我国天然气消费量为2300亿立方米左右,但2015年消费量连2000亿立方米也未达到。

“十三五”发展目标虽未出台,但如按《行动计划》,“到2020年,非化石能源占一次能源消费比重达到15%,天然气比重达到10%以上”,照此发展,目标难以实现。

中国天然气大发展面临的主要困难包括:工业用气量难上升;天然气价格未完全实现市场化。究其本质,还是在于天然气体制改革没有突破,计划经济色彩依然浓厚。国务院研究室综合司副司长、经济学与公共政策学者范必将能源行业现行体制称为“多重体制亚型复合体”,认为改革远未到位。

相比之下,美国天然气产业在1938年至1973年进入约35年的高速发展期,这一时期除消费快速增长外,基础设施建设、法律及监管体系建设均快速发展,从而为20世纪70年代开始的天然气市场化改革奠定了基础。而此时的中国正处于相似阶段。

习近平主席已就能源生产和消费革命提出顶层设计,“要还原能源商品属性,构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制。”也只有如此,中国才能赢在全球能源转型的拐点。

天然气尚未回归商品属性

《能源大转型》作者、哈佛大学贝尔弗中心国际理事会成员罗伯特·海夫纳三世(Robert A.Hefner Ⅲ)曾指出,纵观文明发展史,每个时代的主流燃料都存在自身的局限性。每种燃料的退出,并非因为被耗尽,而是因为导致了过高的社会成本。煤炭和石油即被自身的高碳属性所局限。

他认为,美国面对的挑战是人类文明史上最大的挑战之一——创建一种能源系统,为全球经济发展提供燃料,同时避免经济和地缘战略风险,避免污染与全球变暖。

这同样是中国所面临的挑战。天然气清洁、储量丰富且分散,因此大量普及后可改变中国的能源结构,同时可改变全球在石油时代所形成的地缘政治格局——大量资源集聚在政治并不稳定的国家和地区。

IHS公司副董事长丹尼尔·耶金博士(Daniel Yergin)在日前召开的2015年国际油气发展研讨会上向全球能源巨头预测,全球将会以巴黎气候大会为标志,转向一个新的低碳能源时代和经济模式当中。到2040年,天然气会赢得竞争的胜利,成为全球最重要的能源。

如果中国能源能够在巨大的环保压力下成功实现以天然气为主的清洁化转型,则可能赢在全球能源转型的拐点。但前提是回归能源的商品属性,让市场来决定天然气“胜出”。虽然中国在“十三五”尚难实现这一目标,但这应会成为未来的改革方向。

因此,《行动计划》提出大力发展天然气,明确了坚持“节约、清洁、安全”的战略方针;提出到2020年,基本形成统一开放竞争有序的现代能源市场体系。该文件于2015年6月由国务院办公厅印发,被能源界视为由“十二五”向“十三五”的过渡性文件。

影响“十二五”目标实现的重要因素是用气量始终低迷,但用气量低迷是现象而非本质问题,体制改革不到位始终是根本症结。只有让市场发挥决定性作用,包括天然气定价机制和基础设施准入等市场条件的构建,天然气才可能迎来快速发展。

此前的一系列价改已奠定了一定基础。2011年12月,国家发改委在广东、广西启动了天然气价格形成机制改革试点,将此前以成本加成法为主的定价方法改为市场净回值法。

2013年6月出台的《关于调整天然气价格的通知》进一步规定,国产陆上常规天然气、进口管道气价格实行门站价,供需双方可在国家规定的最高上限门站价范围内协商确定具体价格,门站价通过净回值法测算中心市场与上海市门站价格,并按可替代能源价格85%的水平结合管输费确定各省具体门站价。

2015年4月1日起实施的《理顺非居民用天然气价格的通知》将存量气和增量气价格实行了并轨。

价格并轨结束了双轨制,进一步削弱了天然气定价机制中的计划经济色彩,使未来的价格市场化改革更易于操作。同时也完成了未来完全市场化定价的必要步骤——按照政府在2015年10月发布的《关于推进价格机制改革的若干意见》,水、石油、天然气、电力、交通运输等领域价格改革将进一步推进。到2017年,竞争性领域和环节价格将基本放开。

发展天然气,此前并无类似新能源汽车行业的特别政策,一直靠经济发展需求和环保需求来驱动,甚至还受到不同方面甚至油气行业内部的约束。在此情况下,上述知情人士表示,今后可能会出台针对天然气的特别支持政策,让改革更有效果。

“不可能的任务”

前途虽光明,道路却十分曲折。《行动计划》提出加快常规天然气增储上产,尽快突破非常规天然气发展瓶颈,促进天然气储量产量快速增长。并将2020年天然气占一次能源消费比重定在10%以上。但上述人士对此指出,这个数字未必与“十三五”天然气规划完全一致。

事实上,由于规划目标数据也是依据调研数据估算得出,因此误差必然存在;且规划并非法律法规,并无严格约束力。有能源行业人士甚至戏称,行业发展规划已经越来越等同于“愿景”。

据中石油规划总院估算,如按2020年天然气占一次能源消费比重定在10%以上计算,折合实物天然气量将约为3600亿立方米(热值按9310大卡/立方米计算);而2015年天然气消费量大约为1900亿立方米。因此,“十三五”期间年均需增加340亿立方米才能实现规划目标。

而以中国目前的体制、产能和基础设施条件而言,这几乎是“不可能完成的任务”。据美国能源信息署(EIA)数据,美国在1945年-1970年天然气快速发展阶段年均增量也仅为约200亿立方米。2015年美国天然气消费量更是上升到约795.8亿立方英尺/日,约为8220亿立方米/年。

天然气消费量始终低迷,使价格改革等一系列措施难以实现目标。据国务院发展研究中心数据,2014年中国天然气消费量为1761亿立方米,同比仅增8.9%,增速在近十年来首次跌至两位数以下。该年度中国天然气主要消费领域包括:工业燃料(672.9亿立方米,占比38.2%)、城市燃气(571.4亿立方米,占比32.5%)、燃气发电(258.7亿立方米,占比14.7%)、天然气化工(257.9亿立方米,占比14.6%)。

因此,工业用气和居民用气是消费量的两大支柱。工业燃料和城市燃气占消费结构的70.7%。

其中居民用气日益成为大头。住房和城乡建设部预测,2020年中国气化人口将达4.7亿,城镇气化率将达60%。但居民用气价格却最低,存在严重价格扭曲。上文提到近年曾实行三次气价改革,且成功实现存量气和增量气价格并轨,但改革计划色彩浓厚,并非市场自发形成——突出表现就是从未触及居民用气,且民用气始终保持最低价。

虽然2014年国家发改委发布过《建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》,对全国居民用气实行阶梯气价政策,但交叉补贴仍然存在。

发达市场经济国家基本采用民用气高价、工业燃气低价的定价原则,“谁消费谁买单,谁消费多谁多付钱。”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。

尽管燃气发电也曾被寄予厚望,但多位接受记者采访的专家均表示,此事短期前景不乐观。中国在西气东输管道建成后开始上马大型天然气发电项目,但迄今发展缓慢。

国家发改委在2014年底印发了《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》,设定了气电价格联动机制和天然气发电上网标杆电价,规定最高电价较当地燃煤标杆电价超出额不得多于0.35元/千瓦时。

但在电力消费需求不足的“新常态”下,这一电价显然不具现实意义。2014年全国燃气发电装机容量约5600万千瓦,但也仅为电力总装机的4%,且主要分布在价格承受力高的东南沿海。

改体制才能有红利

消费量难增长的根本原因在于体制僵化。天然气体制改革是气化中国甚至能源清洁化革命的核心。但迄今的改革均未触及体制。《行动计划》中的目标定价和涨(降)价数额均无严格依凭,仅由政府推动而非市场自发,因此距离理顺天然气体制仍有相当距离。

多位接受记者采访的专家指出,天然气行业应首先在顶层设计上建立总体政策架构、指定监管机构、构建监管体系,对市场化改革提供保障和推动力量。美国在天然气快速发展时期,很大程度上即受益于政府和指定监管机构的推动。

例如,美国国会《1978天然气政策法》明确了新的天然气定价机制;联邦能源监管委员会(FERC)在1985年颁布“436号法令”,允许洲际管道公司向第三方开放,构建非歧视性管输平台,并由FERC监管管输价格;FERC还在1992年颁布“636号法令”,彻底分拆了管道公司的运输和销售业务,构建了竞争性的天然气交易市场。

范必指出,中国也应在全产业链同时进行改革。即:上中下游各环节同步进行市场化改革,并从企业、市场、政府三个维度推进改革。否则,滞后的环节如存在强势既得利益集团,则会对已市场化的环节施加逆向影响,让改革开倒车。具体而言,天然气行业上游应废除审批登记制度,让各类投资主体公平进入,让各种常规和非常规天然气矿权都能得以自由流转。

中国对天然气资源的勘探开采与石油一样实行国家一级审批登记制度,企业须经国务院批准,由国土资源部审批并颁发油气勘探开发许可证和采矿许可证。仅页岩气作为独立矿种,实行矿权招投标制度。而全球大部分国家的常规油气均早已实行招投标制度。

在中游,则应实行网运分开,剥离三大石油公司的天然气骨干管网业务,合并后成立一个独立的、股权多元化的天然气管网公司。

中石油在2015年12月24日公告,拟以全资子公司中油管道为平台整合旗下管道业务,东部管道、管道联合、西北联合二家公司将全部被置入该平台公司。整合完成后,中石油对中油管道的持股比例为72.26%,宝钢股份、新华人寿、雅戈尔等持股比例将分别为3.52%、3.46%、1.32%。业内人士分析,中石油此举意在建立独立统一的管道公司,新公司仍由中石油控股,难以做到管道所有权与天然气所有权分离、管道运输业务与天然气销售业务分离,从而无法成为完全独立的管道公司。

管道公司独立后,则可实现第三方准入。独立后的管道公司不再从事天然气交易业务,并会无任何歧视地向所有用户服务开放。此时,由于上游气源已经放开,因此三大公司以外的天然气提供商(所有制上包括民营和外资进口气,气源类型上包括常规和非常规气)均可享受管输服务。

与此同时,LNG接收站、储气库等相关设施也应允许非国有企业修建和参股,从而实现全套天然气基础设施的市场化运营。

市场化改革的核心是建立市场发现价格的机制,而中国天然气价格目前仍由国家发改委制定。资深能源专家陈卫东指出,价格放开应和产业链改革同步进行,然后是提高天然气消费量。

国际能源署(IEA)就天然气市场化发展曾指出三个必经阶段。首先是行业垄断阶段;其次是垄断的逐渐解除阶段,管网的输送和销售功能分离,放开第三方准入,终端用户和上游供应商可以自由对接;第三阶段则可实行全面市场化,价格由市场发现,政府仅制定管输价格,产业链各环节均有大量独立企业自由交易。

同样进入天然气快速发展期的中国,无疑也应遵循上述步骤和方向。正如一位接近决策层的专家所说:只有解决体制问题,才能释放投资主体的积极性,在改革中找到红利。

（来源:《财经》杂志）