2017年入冬后一场寒潮袭来，“气荒”再次出现，多省市出现天然气供应紧张，重点保障的北京也对工业用气进行限制。“气荒”的背后是天然气需求快速增长。这与我国加快推进天然气利用、实施大气污染防治、清洁取暖工作“煤改气”的推进有关。

　　国家政策要求加快推进天然气利用

　　国家发改委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》(国办发〔2014〕16号)提出支持推进“煤改气”工程，要求到2020年累计满足“煤改气”工程用气需求1120亿立方米。国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》(国办发〔2014〕31号)提出到2020年，一次能源消费总量控制在48亿吨标准煤，煤炭消费总量控制在42亿吨左右，天然气比重达到10%以上。

　　2017年6月国家发改委、国家能源局等十三部门正式印发《关于加快推进天然气利用的意见》(发改能源〔2017〕1217号)，提出加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用。《意见》确定了天然气行业的未来发展目标，逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右，地下储气库形成有效工作气量148亿立方米。到2030年，力争将天然气在一次能源中的占比提高到15%左右，地下储气库形成有效工作气量350亿立方米以上。《意见》明确规定了天然气未来发展的四大任务：(1)实施城镇燃气工程，推进北方地区冬季清洁取暖，快速提高城镇居民燃气供应水平，打通天然气利用“最后一公里”；(2)实施天然气发电工程，大力发展天然气分布式能源，鼓励发展天然气调峰电站，有序发展天然气热电联产；(3)实施工业燃料升级工程；(4)实施交通燃料升级工程，加快天然气车船发展，加快加气(注)站建设。另外，《意见》也对天然气价格机制(天然气价格改革、天然气发电价格改革)，天然气市场机制做了明确要求和规定。

　　需求快速增长造成“气荒”

　　2017年1~10月，我国天然气产量1212亿立方米，同比增长11.2%；天然气进口量722亿立方米，增长27.5%；天然气消费量1865亿立方米，增长18.7%。天然气消费增长较快，尤其是进入2017年底采暖季，部分地区出现了天然气供应紧张、价格暴涨的情况。

　　我国天然气消费呈快速增长态势。2000年以来，在城市燃气、发电和工业用气的带动下，我国天然气消费迅猛增长，由2000年的235亿立方米迅速增长到2016年的2058亿立方米，年均增速达15%，远高于同期能源消费增速，在能源消费中的占比不断提升。2017年1~10月我国天然气消费量1865亿立方米，增长18.7%，预计2017年全年天然气消费量能达到2400亿立方米，同比增幅逾16%。

　　我国天然气消费主要集中在城市燃气、工业燃料、天然气发电及天然气化工等领域。未来十年是天然气市场发展的黄金期，主要体现在城市燃气、交通运输、发电供热等消费领域将有较大的增长空间，天然气经营主体更加多元化，人均消费进一步接近发达国家水平。“十三五”期间我国天然气消费年均增长15%，预计到2020年天然气需求量可达到3900亿立方米，占能源消费总量的10%左右。到2030年天然气需求量可达到6000亿立方米，占能源消费总量的15%左右。

　　“煤改气”是天然气消费增长的重要推动力。“煤改气”“煤改电”通过对供暖的清洁化改造，是实现大气污染防治目标，实现能源转型和农村生活方式转变的重大举措。参照发达国家经验，清洁能源供暖是大势所趋。欧洲地区天然气供热的比例达到50%左右，其中法国、意大利、荷兰等国以独立供暖方式为主，一般采用燃气壁挂炉同时供应生活热水和供暖。德国家庭冬季主要采用天然气和燃油供暖，近年来天然气的使用越来越普遍，75%的新住宅使用天然气供暖。

　　从环保部通报的京津冀大气污染传输通道“2+26”城市空气质量状况看，“煤改气”大气污染防治的效果显著，2017年10~11月，这些城市PM2.5平均浓度同比下降了22.6%。从全年来看，北京市的PM2.5浓度已经较2013年同期下降了30%以上。

　　2017年3月，环保部、国家发改委、财政部、国家能源局及相关6省市政府联合印发《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》，要求实施冬季清洁取暖重点工程，将“2+26”城市列为北方地区冬季清洁取暖规划首批实施范围。北京、天津、廊坊、保定10月底前完成“禁煤区”建设任务，传输通道其他城市10月底前，每个城市完成5~10万户以气代煤、以电代煤工程。

　　进入2017年采暖季，随着我国大气污染防治形势日益严峻，各省市正在加速推进清洁取暖改造工作。通过对各地政策进行梳理可以发现，“煤改气”作为改造工作的重点，其实施范围正在由“2+26”城市向外延伸。如山西省提出4+2城市10月底前完成禁煤区建设，河北省提出全省确保完成100万户电代煤、气代煤目标，河南省全省确保完成电代煤、气代煤180万户，山东省鼓励除“2+26”城市外其他10个城市推进以电代煤、以气代煤工程。北方地区的“煤改气”工作预计2017年新增天然气消费量约50亿立方米，全国范围包括京津冀、长三角、珠三角等地全面推进煤改气工作，预计该领域天然气消费至少新增约500亿立方米。

　　2017年9月份以来LNG市场价格持续拉涨，截至11月底，全国工厂、接收站LNG均价为6442元/吨，价格同比上涨97.37%。河北、河南、山东等地区平均报价均已在8000元/吨的高位，各地LNG均价也纷纷突破7000元/吨。价格的上涨，在一定程度上反映了国内天然气市场资源的供不应求。

　　液化天然气价格大幅上涨的另一个原因是上游气源价格的上调，LNG生产成本提高。以西北地区为例，工厂气源成本由之前的1.34元/立方米上涨至目前的1.88元/立方米，涨幅超40%；此次LNG价格的大幅上涨，下游企业用气成本上涨，部分终端用户难以承受。2017年12月1日，国家发改委发出通知，要求规范价格行为，部分地区LNG价格开始回落，但是LNG资源量的紧缺并没有因此改变，供不应求的现状决定了今年的LNG价格即使回落，但相比往年仍然会略高一些。

　　与2017年下半年不同，近两三年，天然气价格一直处于低位运行，以LNG价格为例，自2015年以来，LNG价格一直处于3500元/吨以下，有些地区甚至达到2500元/吨以下，造成国内很多LNG企业停产。未来，随着我国天然气供求关系的逐步平衡，天然气价格将回归至合理的价格区间。

　　天然气多渠道供给能力持续增强

　　近年来，我国天然气供给能力持续增强。2017年1~10月，我国天然气产量1212亿立方米，同比增长11.2%。2016年我国天然气产量1371亿立方米，比上年增长1.7%。其中，页岩气产量79亿立方米，比上年增长72%；煤制天然气21.6亿立方米，比上年增长15%。川渝、鄂尔多斯、塔里木和海域四大气区产量总和千万为1115.9亿立方米，占全国总产量的83.2%。此外，2016年，中国进口天然气721亿立方米，占总消费量的35%。

　　未来，我国常规天然气将进入稳定发展阶段。由于勘探开发尚处于早期，国产常规天然气的开采生产具有很大增长潜力。“十三五”期间，在较低的国际原油价格预期条件下，天然气相对比价有所提高，天然气投资的经济效益获得改观，石油企业投资天然气积极性受到的影响较小。《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出的天然气生产目标有条件如期实现，2020年天然气产量有条件达到约1850亿立方米，“十三五”期间常规天然气产量年均增长速度预计约为7%。2030年我国天然气产量将超过原油产量，达到2600亿立方米。

　　进口天然气持续增长。我国进口天然气供应能力不断增长，使得天然气对外依存度逐年攀升。2016年我国天然气对外依存度33%，预计到2020年天然气净进口量可达1310亿立方米，对外依存度接近40%。

　　目前，我国陆上天然气进口三大管线逐渐成形，中亚天然气管线、中缅天然气管线和俄罗斯天然气管线分别从西北、西南、北部/东北三个不同方位入境。我国已有、在建和规划的共计7条陆路进口天然气管道，其中已建管道供气能力高达820亿立方米/年。若在建和规划项目全部建成，2020年输气能力可达1650亿立方米/年。

　　2017年1~10月，我国LNG进口量累计2920万吨，同比增长48%。2016年受国际油价、国内天然气价格及国内消费增长的影响，LNG进口量大幅提升，全年进口2615万吨(折365亿立方米)，同比增长高达33%，占天然气总进口量的51%。国家鼓励多种类型的市场主体参与LNG接收站建设和运营，“十三五”期间，预计进口LNG将进一步增长，到2020年我国LNG进口量预计达到490亿立方米。

　　非常规天然气增速明显。2016年，我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采量173亿立方米、利用量90亿立方米，基本与2015年持平。鉴于我国煤层气资源特点及科技水平等条件，我国煤层气产业总体规模将保持稳步增长。根据《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》，“十三五”期间建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、贵州毕水兴、新疆准噶尔盆地南缘等产业化基地，预计2020年煤层气(煤矿瓦斯)抽采量达到240亿立方米，煤层气产量将达到150亿立方米，“十三五”期间年均增速11%左右。

　　页岩气快速增长。“十二五”期间，我国页岩气勘查获得重大突破，在四川盆地海相、鄂尔多斯盆地陆相相继取得勘探成果，目前已形成涪陵、长宁、威远、延长四大页岩气产区，我国已经成为继美国、加拿大之后的第三个实现页岩气商业性开发的国家。2016年全国页岩气产量70亿立方米，比上年增长55.6%。根据《页岩气发展规划(2016-2020年)》预测，在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。“十四五”及“十五五”期间，我国页岩气产业加快发展，海相、陆相及海陆过渡相页岩气开发均获得突破，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发，预计2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。

　　煤制天然气项目负荷提高。截至2017年三季度，我国已投产煤制天然气产能约51亿立方米/年，共计四个煤制天然气项目。2016年煤制天然气产量约21.6亿立方米，负荷率41.2%。预计“十三五”末，已建项目负荷进一步提高，再加上其他在建装置，预计2020年煤制天然气产能达到175亿立方米/年。若新增产能按50%的投产率估算，则2020年煤制天然气产量可达到约100亿立方米。近年，由于天然气价格下行，煤炭价格上涨，在很大程度上打击了煤制气企业的积极性，尽管推进前期工作的项目产能较大，但受制于环评和经济性的影响，预计到2030年煤制气产量约300亿立方米。煤制天然气将成为我国常规天然气的重要补充。

　　提高天然气供给保障能力的对策建议

　　未来，应在国家政策的指导下，通过大力发展非常规天然气、优化南北管道互联互通、完善地下储气库等措施提高天然气保障供应和调峰应急能力，从根本解决“气荒”问题。

　　1.大力发展非常规天然气。我国非常规天然气潜力巨大，应大力发展非常规天然气，有助于提高我国天然气供给保障能力。

　　加快页岩气开发利用。我国对页岩气的勘探和开采已陆续取得很多进展。根据《天然气发展“十三五”规划》要求，以南方海相为勘探重点，推广应用水平井、“工厂化”作业模式，全面突破海相页岩气效益开发技术，实现产量大幅增长；探索海陆过渡相和陆相页岩气勘探开发潜力，寻找新的核心区，为进一步上产奠定基础。

　　加快煤层气地面抽采，推进煤矿瓦斯规模化抽采利用。目前我国95%的煤层气资源分布在晋陕蒙、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区，其中晋陕蒙含气区煤层气资源量最大，占全国的一半。山西是煤层气的开采重地，我国大多数煤层气LNG项目均建在山西。重点开展沁水、鄂尔多斯盆地煤层气勘查工作。

　　推进煤制气产业示范。推动已建成的煤制天然气示范工程系统优化完善，在高负荷条件下实现连续、稳定和清洁生产。未来，煤制天然气产业可通过技术升级，优化产品结构，与煤炭、电力、氮肥、煤制化学品等产业融合发展提高竞争力。另外，推进一批焦炉气甲烷化项目、合成氨联产天然气项目等，在一定程度上补充我国的天然气供应。

　　2.推进天然气管道互联互通。我国单位陆地面积的天然气管道里程仅是美国的12%，且“最后一公里”建设存在短板，全国尚有20%的地级行政单位、30%的县级行政单位没有接通管道气。根据《中长期油气管网规划》，到2020年，全国油气管网规模达到16.9万公里，其中原油、成品油、天然气管道里程分别3.2万、3.3万、10.4万公里。到2025年，原油、成品油、天然气管网里程分别达到3.7万、4万和16.3万公里。《规划》明确，加强天然气管道基础网络建设，统筹“两个市场、两种资源”、管道和海运“两种方式”，坚持“西气东输、北气南下、海气登陆”原则，加快建设西气东输三线、陕京四线、川气东送二线等主干管道，逐步形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络。

　　2017年12月初，中国石油和中国海油两大石油公司成功实施天然气管网互联互通和气源串换，携手增加市场供应，在一定程度上缓解我国华北地区供气紧张局面。为了提高供气应急能力，国家需要进一步推动天然气管道互联互通，进一步打破企业间、区域间及行政性壁垒，提高资源协同调配能力。

　　3.进一步完善地下储气库基础设施建设。《中国天然气发展报告(2017)》白皮书显示，截至2016年底，我国已建成地下储气库18座，有效工作气量为64亿立方米/年，约占全年消费量的3%，远低于世界10%的平均水平，与欧美国家的差距更大，美国的储气库工作气量占全年消费量的20%，欧盟为25%。

　　国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于全面开展天然气储气调峰设施建设运营情况自查和整改的通知》(发改办运行〔2017〕1628号)指出，按照2020年主要供气企业储气能力达到合同供气量的10%、各地达到平均3天用气量的储气能力的规定。因此，我国应进一步加大地下储气库的扩容改造和新建建设力度，并需进一步完善地下储气库运营模式，坚持自建、合建及购买储气服务相结合。