2020年要實現3600億立方米天然氣消費目標，我國天然氣產業(yè)應采取六大保障措施　　
　　2014年，我國常規(guī)天然氣產能建設進展順利，主要氣田保持上產態(tài)勢，非常規(guī)天然氣產量持續(xù)增加。天然氣進口通道繼續(xù)完善，已初步形成四大天然氣進口通道格局。根據國家相關規(guī)劃，到2020年國內天然氣消費量規(guī)劃達到3600億立方米。在天然氣行業(yè)整體成長速度進一步加快的同時，難免在資源供應、基礎設施建設、價格問題等方面存在一定風險。未來我國應積極引導天然氣市場需求、完善天然氣基礎配套設施建設、合理優(yōu)化天然氣定價機制。
　　產能增速回落
　　天然氣產能持續(xù)增加
　　2014年我國常規(guī)天然氣產能建設進展順利，主要氣田保持上產態(tài)勢，非常規(guī)天然氣開發(fā)取得新突破，產量持續(xù)增加。國土資源部、中石油等統(tǒng)計顯示，2014年天然氣產量1329億立方米，凈增長132億立方米，增長10.7%。其中，常規(guī)天然氣產量1280億立方米，凈增長114億立方米，增長9.8%，連續(xù)4年保持1000億立方米以上;重點天然氣產能建設項目來自中石油的長慶、塔里木和西南油氣田，以及中石化的元壩和大牛地氣田等。煤層氣產量36億立方米，增長23.3%;頁巖氣產量13億立方米，增長5.5倍。
　　進口天然氣方面，2014年我國天然氣進口通道繼續(xù)完善。隨著中俄東線供氣協(xié)議的簽署，我國已初步形成西北、西南、東北、海上四大天然氣進口通道格局。陸上方面，管道氣主要來自土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦、緬甸和哈薩克斯坦四國，其中土庫曼斯坦進口量占比超過80%，位居第一。此外，中俄天然氣進口談判取得實質進展。2014年5月，中俄簽署《中俄東線天然氣合作項目備忘錄》和《中俄東線供氣購銷合同》。 2018 年起俄羅斯通過中俄東線天然氣管道向中國供氣，輸氣量逐年增長，最終達到每年380億立方米，累計合同期30年。海上方面，中海油海南LNG接收站和中石化山東LNG接收站分別于2014年8月和11月建成投產，接收能力均為300萬噸/年。據海關總署、中石油初步統(tǒng)計，2014年天然氣進口量達到595億立方米，較2013年增加59億立方米，增長11%，對外依存度達32.4%。其中，進口管道氣為310億立方米，占天然氣進口總量的52.5%，以土庫曼斯坦天然氣資源為主，少量的從烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦、緬甸等國家進口;其余的占進口總量的 47.5%，主要來自澳大利亞、印度尼西亞、馬來西亞、卡塔爾四國。
　　增速為近十年低點
　　我國天然氣利用行業(yè)主要集中在城市燃氣、交通運輸、工業(yè)用氣和天然氣發(fā)電四大領域。根據中石油初步統(tǒng)計數據，2014年我國天然氣需求低于預期，表觀消費量達1830億立方米，但增速回落僅為8.9%，為近十年低點。
　　城市燃氣方面，2013年我國城市燃氣管網增至38.8萬千米，增加13.1%;城市天然氣持續(xù)替代人工煤氣和液化石油氣，供氣量增至901億立方米，增長 13.3%。城市燃氣用氣總人口增至4.1億，其中天然氣用氣人口增至2.4億，占比 58.3%。特別是受環(huán)保政策影響，我國多地實施采暖鍋爐煤改氣工程，北京、烏魯木齊、蘭州、西寧等地已基本完成城區(qū)內的采暖鍋爐改造，用氣量快速增長。
　　交通用氣方面，受大氣污染防治的推動，交通用氣行業(yè)保持快速發(fā)展。各省市公共交通領域"油改氣"發(fā)展較快，城市公交系統(tǒng)天然氣汽車數量較快增長。LNG 船用處在試點示范階段，多個船用加注站投運，市場前景廣闊。根據中石油估測，2014年我國交通領域用氣量達到225億立方米，增長12.5%，占天然氣消費總量的比例為12.3%。但2014年下半年以來，受成品油和天然氣價格調整影響，天然氣相對汽柴油的經濟性明顯減弱，交通用氣行業(yè)發(fā)展速度有所放緩。
　　工業(yè)用氣方面，在宏觀經濟低迷和價格調整的背景下，2014年工業(yè)企業(yè)"煤改氣"進展放緩，工業(yè)燃料氣用氣總量年均增長8.9%，達到560億立方米，占比與上年持平;化肥和甲醇行業(yè)用氣下降，制氫用氣較快發(fā)展，化工用氣達290億立方米，年增長3.6%，占比下降。
　　天然氣發(fā)電方面，2014年，受宏觀經濟下行、天然氣價格調整等因素的影響，我國天然氣發(fā)電裝機增速放緩，用氣總量小幅增長。長三角、珠三角發(fā)電用氣量低于2013年水平，北京熱電廠用氣量增長較快。估測2014年全國發(fā)電用氣量增長3.8%。
　　中期（2014-2020年）規(guī)劃　　
　　2020年實現國產氣2450億立方米
　　根據《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》，國家計劃近中期天然氣供給按照陸地與海域并舉、常規(guī)與非常規(guī)并重的原則，在加快常規(guī)天然氣增儲上產的同時，盡快突破非常規(guī)天然氣發(fā)展瓶頸，促進天然氣儲量產量快速增長。其中，常規(guī)天然氣將以四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地和南海為重點，加強西部低品位、東部深層、海域深水三大領域科技攻關，力爭獲得大突破、大發(fā)現，努力建設8個年產量百億立方米級以上的大型天然氣生產基地。到2020年，年產常規(guī)天然氣1850億立方米。非常規(guī)天然氣將重點突破頁巖氣和煤層氣開發(fā)：一是著力提高四川長寧-威遠、重慶涪陵、云南昭通、陜西延安等國家級示范區(qū)儲量和產量規(guī)模，同時爭取在湘鄂、云貴和蘇皖等地區(qū)實現突破。到2020年，頁巖氣產量力爭超過300億立方米。二是要以沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣為重點，加大支持力度，加快煤層氣勘探開采步伐。到2020年，煤層氣產量力爭達到300億立方米。此外，根據國務院轉發(fā)的《關于建立保障天然氣穩(wěn)定供應長效機制的若干意見》，"2020年天然氣供應能力達到4000億立方米，力爭達到4200億立方米"。
　 2020年實現消費量3600億立方米
　　根據《國家應對氣候變化規(guī)劃(2014-2020年)》，到2020年國內天然氣消費量規(guī)劃達到3600億立方米。另據《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020 年)》，國家將從五個方面穩(wěn)定天然氣消費市場。第一，提高天然氣消費比重。到2020年，天然氣在一次能源消費中的比重提高到10%以上。第二，實施氣化城市民生工程。新增天然氣應優(yōu)先保障居民生活和替代分散燃煤，組織實施城鎮(zhèn)居民用能清潔化計劃，到2020年城鎮(zhèn)居民基本用上天然氣。第三，穩(wěn)步發(fā)展天然氣交通運輸。以城市出租車、公交車為重點，積極有序發(fā)展液化天然氣汽車和壓縮天然氣汽車，穩(wěn)妥發(fā)展天然氣家庭轎車、城際客車、重型卡車和輪船。第四，適度發(fā)展天然氣發(fā)電。在京津冀魯、長三角、珠三角等大氣污染重點防控區(qū)，有序發(fā)展天然氣調峰電站，結合熱負荷需求適度發(fā)展燃氣-蒸汽聯合循環(huán)熱電聯產。第五，加快天然氣管網和儲氣設施建設。按照西氣東輸、北氣南下、海氣登陸的供氣格局，加快天然氣管道及儲氣設施建設，形成進口通道、主要生產區(qū)和消費區(qū)相連接的全國天然氣主干管網。到2020年，天然氣主干管道里程達到12萬公里以上。
　 天然氣產業(yè)發(fā)展面臨四大風險　
　　完成我國2020年天然氣發(fā)展規(guī)劃目標，需要產業(yè)鏈上中下游共同配合完成，包括消費市場開拓、資源保障和儲運配套設施完善等。然而，在當前國內外宏觀經濟環(huán)境"適應新常態(tài)"的過程中，我國天然氣市場格局正發(fā)生深刻變化，在各方面都存在較大的不確定性，天然氣產業(yè)發(fā)展面臨較為嚴峻的挑戰(zhàn)。
　　消費量需年均增長300億立方米
　　要完成2020年國內天然氣利用量3600億立方米的規(guī)劃目標，未來六年我國天然氣消費量至少需要年均增長300億立方米;而2000年至2013年我國天然氣消費年均增量僅為110億立方米，其中2011年達到最高紀錄也只有230億立方米。也就是說，未來市場發(fā)展需要拓展規(guī)模更大、增速更快;否則，即使參照"十二五"期間我國天然氣最快的年增長率，2020年我國天然氣消費也將出現近500億立方米的剩余。
　　根據國外天然氣市場發(fā)展的規(guī)律和宏觀經濟整體形勢，當前天然氣供給逐年穩(wěn)定增長的背景下，我國天然氣消費模式正在從"供應驅動型"向"需求主導型"轉變，尤其是在國家能源結構調整和"大氣污染防治"等政策措施的引導下。然而，在此期間我國天然氣價格上漲對需求的增加還將產生一定的抑制作用，其中天然氣發(fā)電和"煤改氣"等項目受影響為直接。從此類項目的價格彈性分析，即使政府采取一定的補貼政策，如果沒有合理的氣電價格，此部分天然氣消費增量將難以大幅帶動天然氣中期消費增長。此外，根據中石油有關專家測算，2020年城鎮(zhèn)居民氣化率也將低于政策預期，同樣將加劇市場需求不足的風險。
　　天然氣資源供給存在不確定性
　　從進口的角度分析，管道氣方面，"十三五"期間，中亞天然氣管道ABCD線、中俄東線天然氣管道和中緬天然氣管道的全面投產，將使我國管道氣的進口能力增至1350億立方米/年，且大大提升我國管道天然氣進口渠道的多元化水平。但與此對應的是，2014年天然氣進口量達到595億立方米，對外依存度已達32.4%。事實上，我國對外依存過高的風險已初步顯現。在緬甸，一是中緬管道的上游開發(fā)情況明顯不及預期，120億立方米的年輸送量存在極大的不確定性。二是緬甸"民地武"和政府軍導致的內戰(zhàn)不斷升級，也將成為該國油氣工業(yè)發(fā)展的潛在風險。在俄羅斯，盡管西方各國對俄羅斯的制裁使俄羅斯考慮將更多的天然氣出口轉向包括我國在內的東北亞地區(qū)，但這也增大了中俄管道上游資源的經營風險。進口液化天然氣(LNG)方面，根據各公司已經參與的項目或簽署的協(xié)議，2020年長期貿易合同數量將近5000萬噸，但受市場需求疲軟、投資成本上升等因素影響，個別項目已經面臨推遲甚至取消的風險，如加拿大西北太平洋項目。
　　從國內生產的角度分析，2000年至2013年我國天然氣產量年均增長70億立方米，照此推算2020年產量僅1700億立方米，遠低于規(guī)劃中2450億立方米的目標。在國內常規(guī)天然氣生產保持平穩(wěn)、難以大幅增長的情況下，要實現國內天然氣供應能力增長更多地依靠非常規(guī)天然氣和煤制氣。頁巖氣方面，盡管涪陵頁巖氣田取得了較大成績，但總體看，低油價下我國頁巖氣的生產前景并不樂觀：2014年，國家能源局將2020年的頁巖氣的規(guī)劃目標產量下調了一半，第三輪頁巖氣招標也遲遲沒有進展，民營企業(yè)參與熱情逐漸冷卻，觀望情緒濃厚。煤制氣方面，巨額投資和較長的成本回收期本身就充滿較大的不確定性，加上技術、地理條件、水資源和環(huán)境保護等因素約束，未來發(fā)展存在變數。
　　儲運設施配套難以滿足供需形勢
　　管道建設方面，根據中石油有關專家測算，要實現3600億立方米的消費量規(guī)劃目標，我國配套建設各類輸氣管道(含支線)應達到15.3萬千米，需要在2013年管道長度的基礎上新增7.5萬千米，年均增長1.1萬千米;但2004-2013年我國年均管道新增建設僅5000~6000千米，建設能力難以保障規(guī)劃目標;即使將年均新增長度提升至8000千米，2020年也僅能實現建設目標的87.5%，從管道與市場規(guī)模的匹配看，有超過10%的需求量無法完成輸配。
　　天然氣儲備方面，"調峰能力"不足是制約我國天然氣市場發(fā)展的長期問題。根據我國天然氣季節(jié)消費的市場特點，"儲存-消費"比例應保持在15%左右才相對合理，即2020年我國天然氣的儲備能力應達到570億立方米�？紤]到沿海20多座LNG接收站可調峰能力約為130億立方米，那么2020年我國需要地下儲氣庫有效工作氣量440億立方米/年。
　　根據目前地下儲氣庫建設進展以及形式有效工作氣量的規(guī)模，預計2020年我國地下儲氣庫可形成的有效工作氣量為300億立方米/年，缺口約為140億立方米。根據天然氣用氣波動走勢，地下儲氣庫在季節(jié)調峰中起削峰填谷的作用，影響兩倍的市場需求�；�于此，預計地下儲氣庫有效工作氣量的缺口將影響280億立方米的市場需求。
　　價格問題制約天然氣市場發(fā)展
　　在國際市場，2014年全球LNG價格大幅波動，全年走勢呈現"一季度沖高后大幅暴跌，三季度中幅反彈后持續(xù)走低"的波動態(tài)勢，主要原因包括：一是全球天然氣市場需求不足;二是新建LNG項目沖擊市場;三是下半年國際油價大跌;四是季節(jié)因素。從整體上看，全球LNG市場已逐漸成為"買方市場"，LNG價格走低將對我國的天然氣市場發(fā)展帶來較大不確定性因素。盡管LNG市場價格走低短期內有益于我國進口，但從中期看，我國LNG進口長期合同大都掛鉤國際原油價格，如果天然氣市場長期"供大于求"，而國際油價回歸高位波動，將造成LNG長期合同價格高于現貨價格的市場倒掛，沖擊我國已簽署的大量進口天然氣。
　　在國內市場，增量氣門站價由于掛鉤按替代能源價格原則，2015年將低于存量氣，使多數進口LNG和管道氣繼續(xù)處于虧損。此外，2014年以來國內天然氣價格連續(xù)上調的同時，國際原油和煤炭等可替代資源價格均出現大幅下跌，部分工業(yè)用氣行業(yè)市場開發(fā)陷入困難，進而影響天然氣消費增長。
　 采取有效保障措施　
　　綜上分析，在調整能源應用結構和治理大氣污染等綜合作用下，我國天然氣市場仍將長期持續(xù)發(fā)展，但需求增量將明顯下降。在國際油價大幅下跌和天然氣市場供需寬松的環(huán)境下，我國天然氣市場中期發(fā)展將面臨市場有效需求不足、資源供給存在較大不確定性、儲運設施配套難以滿足天然氣供需形勢、受價格問題持續(xù)制約這四個風險。為了實現2020年3600億立方米的消費目標，減少風險因素的影響，筆者建議采取以下保障措施。
　　積極引導天然氣市場需求。一是要加快發(fā)展天然氣發(fā)電，通過制定氣電發(fā)展整體規(guī)劃、深化氣價改革和通過補貼合理引導等多種手段，調動天然氣生產企業(yè)、發(fā)電企業(yè)以及電網企業(yè)三方面的積極性，促進天然氣發(fā)電規(guī)�；�發(fā)展。二是要擴大工業(yè)用氣的利用領域，通過提高工業(yè)用氣的效率、保障工業(yè)用氣的經濟性，提升企業(yè)工業(yè)燃料"煤改氣"的積極性。三是要不斷開拓發(fā)展交通用天然氣市場，通過制定有關安全技術標準并加快各類加氣站點布局建設等措施，重點發(fā)展LNG重卡、LNG動力船舶、LNG公交和CNG小客車。
　　努力提高國內外氣源的保障程度。首先，完善我國天然氣進口的多元化渠道。管道天然氣方面，要與有關資源國進行溝通協(xié)商，從而簽署補充協(xié)議等保障項目的資源供給和管道安全運營;LNG進口方面，要進一步優(yōu)化長約合同的定價和資源保障機制。其次，努力提高國內天然氣供應能力。一是要借鑒有關示范區(qū)和重點項目的經驗，大力發(fā)展國內頁巖氣、致密氣和煤層氣等非常規(guī)天然氣資源的勘探開發(fā)力度。二是要不斷優(yōu)化"煤制氣"的生產技術，在確保排放達標的前提下，持續(xù)提升項目的經濟性。
　　盡快完善天然氣基礎配套設施建設。鑒于天然氣管網是最主要的風險，為了滿足輸配要求，需要采取相應措施提升管道建設和運營能力。一是要加快實施天然氣輸配管網建設投資多元化，積極引入社會資本參與國家基干管道投資，并以此推動國家石油公司的混合所有制改革;二是要繼續(xù)落實國家《油氣管網設施公平開放監(jiān)管辦法(試行)》等有關辦法和措施，促進管網的第三方準入，加快油氣管網設施公平開放，有效匹配供需，提高管網設施利用效率。三是要進一步提高天然氣管道建設能力。進一步開放天然氣管道建設市場，培育并提高社會施工建設能力，鼓勵符合資質的社會建設施工能力進入天然氣管道建設市場，發(fā)展壯大管道建設施工隊伍。四是通過制定不同用氣時段的"峰谷價格"等方式引導市場的"調峰"能力建設，即加快儲氣庫建設，擴大有效儲備規(guī)模，并逐步完善地下儲氣庫的經營管理機制。
　　合理優(yōu)化天然氣定價機制。價格杠桿是影響天然氣市場規(guī)模的重要因素。由于發(fā)電和工業(yè)領域是未來天然氣需求增長最具潛力的兩個領域，利用規(guī)模的大小直接決定著天然氣利用目標的實現，而天然氣供應價格又決定著兩大領域的利用規(guī)模。因此，天然氣在發(fā)電和工業(yè)領域的定價相當關鍵。首先，建立有效的氣電價格聯動機制，促進天然氣發(fā)電規(guī)�；�發(fā)展。其次，建立對工業(yè)用氣用戶的價格引導機制。一方面逐步改變居民對氣價承受能力高于工業(yè)用戶，而居民氣價低于工業(yè)用戶的現狀;另一方面考慮治理大氣污染的經濟成本，制定加快"煤改氣"的環(huán)保政策。最后，要探索天然氣不同時段的"峰谷價格"，引導"錯峰用氣"。
　　認真落實國家有關天然氣政策，加強行業(yè)監(jiān)管。嚴格執(zhí)行我國已出臺的《天然氣利用政策》、《天然氣基礎設施建設和運營管理辦法》、《關于指導居民用氣階梯價格制度的指導意見》、《油氣管網設施公平開放監(jiān)管辦法(試行)》、《關于加快儲氣設施建設的指導意見》和《關于保障天然氣穩(wěn)定供應長效機制若干意見的通知》等一系列政策法規(guī)，努力構建新常態(tài)下我國天然氣運行機制和監(jiān)管機制。同時，有關部門應加強監(jiān)管，保證政策的落實和法規(guī)的執(zhí)行到位。
　　加大建設資金投入，實行投資多元化。2020年若要達到3600億立方米的消費規(guī)模，需要增加逾2000億立方米的消費量，年均增加300億立方米。如果考慮每立方米天然氣的投資水平在10元左右，那么需要年均資金投入量保持為3000億元的水平。因此，未來六年需要加大投資力度，投資總額將增加逾2萬億元。如此大的投資僅依靠幾家石油公司遠遠不夠，需多方引入資金，實行投資多元化是必然選擇。