1 中國天然氣市場發(fā)展現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn)
1. 1 天然氣需求增速大幅放緩
2000-2013年，中國經歷了天然氣市場發(fā)展的黃金時代，全國天然氣消費量從245億立方米增至1705億立方米，年均增速高達16.1%。當時的需求增長主要是供應驅動和價格驅動。2014年以來，受經濟放緩、氣價走高、冬季偏暖、替代能源快速發(fā)展等多種因素影響，中國天然氣需求增速急劇下降，2014年大幅下降到8.6%，表觀消費量為1845億立方米;2015年進一步降至4%以內，表觀消費量估計不到1920億立方米。
1. 2 資源供應出現(xiàn)過剩
按照幾年前兩位數(shù)的需求增長預期，中國準備了過多的天然氣供應。國家發(fā)改委2012年印發(fā)的《天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃》預測，2015年中國天然氣需求為2300億立方米;國家發(fā)改委等三部委發(fā)布的《能源行業(yè)加強大氣污染防治工作方案》要求2015年中國天然氣供應能力達到2500億立方米。由于需求增速放緩，中國天然氣市場出現(xiàn)供應過剩的苗頭。
2015年，中國三大石油公司均出現(xiàn)了不同程度的上游限產、長期貿易進口減量的情況，甚至開始將其在國際市場上采購的長期貿易資源在市場上低價轉售。中國石油一直是國內天然氣和進口氣的主要供應者，2015年長慶、塔里木等幾大上游氣田均出現(xiàn)不同程度的限產，LNG接收站按照最低輸量安排計劃，嚴格控制現(xiàn)貨進口。中國石化則在夏季關閉了普光氣田20多口氣井，日外輸量1000萬立方米，僅為年初的一半。進口氣方面，中國石化于2014年在國際市場轉售了巴布亞新幾內亞(PNG)的LNG長期貿易資源;對于澳大利亞太平洋(AP)的LNG長期貿易資源，目前也已經征得合作方同意繼續(xù)低價轉售。中國海油于2015年初決定擱置安徽的頁巖氣項目，10-12月共轉售澳大利亞昆士蘭柯蒂斯(QC)LNG項目3船LNG現(xiàn)貨。
1. 3 進口長期貿易天然氣面臨照付不議的壓力
2015年，中國LNG進口量大幅下降，1-10月僅為1592萬噸，較全年合同量少570萬噸。考慮到供應能力分別為120億立方米/年、250億立方米/年的中緬管道和中亞C線投產，加之三大石油公司正進入執(zhí)行窗口期的合計300億立方米/年(2400萬噸/年)的長期貿易LNG進口合同，以及國內上游項目進展，未來5年內中國天然氣市場供應量充足，“十三五”期間每年至少需要150億立方米的市場增量才能保證消化過剩資源。
1. 4 價格競爭力明顯不足
2013年7月至2015年10月，隨著中國天然氣價格改革三步走的落實，天然氣城市門站價格平均上漲36%。同期，布倫特原油現(xiàn)貨價格從108美元/桶降至48美元/桶，降幅超過55%;秦皇島港動力末煤(Q5500)平倉價格由575元/噸降至383元/噸，降幅為33%。按單位熱值價格計算，2015年11月初中國天然氣價格已經基本與燃料油和LPG價格持平，是煤炭價格的3倍以上。燃煤機組的電力成本不斷下降，燃氣機組的成本卻在上升，挫傷了天然氣發(fā)電的積極性。
1. 5 新價格將助推需求快速增長，但可能引發(fā)新問題
自2015年11月20日起，中國非居民用氣最高門站價格下調0.7元/立方米，降幅接近25%，回到2011年的價格水平。這將有助于提升天然氣的價格競爭力，促進中國天然氣需求恢復增長，緩解日趨嚴重的資源過剩問題。
但是，氣價下調可能引發(fā)三個新問題：一是抑制非常規(guī)氣的生產。頁巖氣、煤層氣、煤制氣的平均生產供應成本相對較高，盡管不受政府最高門站價管制，但在資源過剩的背景下，即便有政府補貼也很難與常規(guī)氣同臺競爭。本次價改后非常規(guī)氣將面臨更加嚴峻的生存壓力，規(guī)劃的產能建設項目將被大面積推遲甚至取消，相關技術、材料、裝備的研發(fā)和制造也會受到影響，進而抑制產業(yè)的遠期發(fā)展。
二是抑制天然氣進口的積極性。國內氣價下調重新導致進口氣價與國內門站價的倒掛。按照2.18元/立方米的上海市非居民用氣最高門站價格測算，考慮增值稅和氣化管輸費等因素，進口LNG價格的盈虧平衡點將降至7.5美元/百萬英熱單位以下。
三是下游用戶難以直接享受降價的好處。盡管門站價格下調了，但是省級天然氣管網、城市管網的終端銷售價未必能及時調整到位，這可能導致中間配氣環(huán)節(jié)截留利益，影響價改預期效果的實現(xiàn)。
1. 6 居民與工商業(yè)氣價倒掛，違背市場規(guī)律
居民生活用氣規(guī)模小，不同時段和季節(jié)波動大，因此在所有的用戶中供氣成本最高;而工業(yè)用氣規(guī)模大、需求穩(wěn)定，單位供氣成本明顯偏低。因此，發(fā)達國家居民生活用氣價格一般是工業(yè)/發(fā)電用氣的2倍甚至更高。中國則恰恰相反。以北京市為例，目前居民用氣零售價格為2.28元/立方米，低于2.78元/立方米的非居民用氣門站價格，工業(yè)用氣價格則高達3.78元/立方米，發(fā)電用氣價格也達到3.22元/立方米。能源價格的交叉補貼不僅擾亂了正常的市場秩序，讓工商業(yè)天然氣用戶背負了本不屬于自己的巨大包袱，還容易滋生利益輸送等腐敗問題。
1. 7 儲運設施發(fā)展滯后
截至2014年底，中國輸氣管道長度約為6.5萬千米，配氣管道長40萬千米。幾乎同等國土面積的美國輸氣管道長度接近50萬千米，配氣管道長度超過200萬千米，分別是中國的7.7倍和5.4倍，中國僅相當于其上世紀50年代的水平。截至2014年底，中國已建成儲氣庫(群)11座，調峰能力為42.9億立方米，僅占2014年全國天然氣消費量的2.4%，遠低于10%以上的世界平均水平。儲運設施發(fā)展滯后極大地限制了中國冬季供氣的安全性，影響了天然氣市場的健康發(fā)展。
2 中國天然氣市場發(fā)展機遇與前景
2. 1 中國天然氣市場空間十分巨大
2014年，中國人均天然氣消費量為135立方米，天然氣占一次能源消費總量的比重約為6.0%;全球平均水平分別為467立方米/人和23.7%。對照發(fā)達國家天然氣市場發(fā)展規(guī)律，當前中國天然氣市場尚處于早期階段，未來仍有較大的發(fā)展?jié)摿?。按照目前世界人均天然氣消費水平估算，中國14億人口至少能創(chuàng)造超過6500億立方米的市場空間。
長期來看，經濟因素是決定天然氣需求能否增長的根本因素;短期來看，氣價下調可能會提高潛在需求用戶的用氣意愿和支付能力。盡管挑戰(zhàn)重重，但未來中國天然氣市場仍具有較大的增長潛力。在基準情景下，預計2020年中國天然氣需求接近3000億立方米，2030年將超過4500億立方米，其間需求增速為9%;若政策得當，天然氣需求在2020年有望達到3300億立方米，2030年達到5000億立方米以上，需求增速再度恢復兩位數(shù)，達到11%～12%。
2. 2 大氣污染防治與應對氣候變化提供了歷史機遇
作為全球最大的能源、煤炭消費國和主要的碳排放大國，中國已多次向國際社會作出了碳減排的莊嚴承諾。2015年11月19日，國家發(fā)改委發(fā)布了《中國應對氣候變化的政策與行動2015年度報告》;11月30日，習近平主席赴法國巴黎出席第21屆聯(lián)合國氣候變化大會開幕活動并發(fā)言，向國際社會傳遞了中國參與國際氣候治理、堅持低碳發(fā)展的決心和誠意。中國承諾，2030年單位國內生產總值CO2排放量比2005年下降60%～65%。這不僅會帶動中國非化石能源的發(fā)展，在政策到位的情況下，也將極大地帶動天然氣消費的增長。
2. 3 天然氣的發(fā)展空間在于替代煤炭
天然氣作為一種新興的化石能源品種在中國發(fā)展歷史較短，且沒有自己的市場，自始至終是通過替代其他類型能源實現(xiàn)自身發(fā)展的，替代的能源品種有汽油、甲醇、燃料油、煤炭、液化石油氣、電能、柴油。從目前的情況看，替代煤炭潛力最大且最為現(xiàn)實。
從國外的經驗看，氣代煤先從工業(yè)燃料和化工轉化領域開始，最后推向發(fā)電領域。因此，目前發(fā)達國家“碩果僅存”的煤炭消費主要集中在發(fā)電領域，發(fā)電用煤在美國占90%，在德國占80%，在韓國占60%(另有28%用于煉焦)，在日本占53%(另有32%用于煉焦)。
中國的氣代煤替代路徑也應如此。目前，中國用于發(fā)電的煤炭消費只占46%，另外50%左右用于供熱、化工轉化、工業(yè)燃料等領域。如果這50%左右用于供熱、工業(yè)燃料等的煤炭能夠被新能源和天然氣分別均等替代，那么煤炭消費占一次能源的比例將由當前的66%下降到33%左右，天然氣占比則相應增加15%左右，達到20%以上，與國際平均水平看齊。
未來中國天然氣替代煤炭市場空間巨大，預計“十三五”期間氣代煤需求量為1126億立方米。其中工業(yè)替代需求最大，占47%;發(fā)電替代需求占37%;供熱替代需求占16%。從地域分布上來看，氣代煤市場主要集中于東部沿海地區(qū)的京津冀魯、長三角、珠三角區(qū)域，因為這些地區(qū)既是煤炭消費密集地區(qū)，又面臨較大的環(huán)保壓力，經濟承受能力相對較強，是減少煤炭使用的重點地區(qū)。特別是燃煤電廠集中地區(qū)減排壓力較大，單位面積污染物排放強度是全國平均水平的5倍左右，為天然氣市場的發(fā)展提供了廣闊空間。
3 相關政策建議
3. 1 深化市場改革
近兩年來，為推進天然氣市場化改革，中國政府密集出臺了多項配套政策，包括開放天然氣基礎設施、成立并運行上海石油天然氣交易中心、天然氣價格改革、新疆常規(guī)油氣田向社會資本開放招標等。但與國外先進國家相比，中國天然氣市場在價格管理機制、市場開放度、天然氣的競爭性等方面還有很長的路要走。
因此，建議首先要完善天然氣價格機制，解決居民與工業(yè)用氣價格倒掛、交叉補貼等問題，縮短調價周期，完善石油天然氣交易中心建設;其次加快電力市場改革，建立電價和熱價與氣價的傳導機制，完善調峰發(fā)電價格機制;此外，還要優(yōu)化管網體制，加強市場監(jiān)管，減少中間環(huán)節(jié)，放開大用戶直購，推動熱值計量計價等。
3. 2 加大環(huán)保力度
高效清潔的天然氣是中國優(yōu)化能源結構、實現(xiàn)能源革命的必然選擇。目前國內外天然氣市場供應寬松，與中亞資源國的天然氣合作順利推進等，為中國大力發(fā)展以氣代煤提供了有利時機和資源保障。
因此，政府應制定更加嚴格的環(huán)保政策并落實到位，以政策引導能源消費結構的轉變;積極倡導天然氣替代煤炭的發(fā)展路線，加快燃煤設施天然氣替代步伐，并將其從沿海向內陸城市推廣，在大中城市設立“無燃煤區(qū)”;研究征收碳稅或環(huán)境稅，以體現(xiàn)不同能源的生態(tài)補償成本。
3. 3 促進產業(yè)發(fā)展
天然氣產業(yè)的快速發(fā)展，需要國家相關政策的支持，特別是在行業(yè)技術創(chuàng)新與管理創(chuàng)新方面。建議國家鼓勵天然氣、電力企業(yè)加強合作，縱向一體化發(fā)展;加強燃氣輪機技術研發(fā)，努力降低設備購置和養(yǎng)護成本;對天然氣儲運設施建設給予投融資和稅費減免等政策支持;做好煤炭行業(yè)升級疏導，給予資源性城市特殊支持政策。 來源：能源情報
