1去冬今春“氣荒”特點

 

2017年供暖季我國多地區(qū)出現(xiàn)臨時性、局域性供需緊張，個別地區(qū)供需缺口波及居民生活用氣，媒體稱謂“氣荒”現(xiàn)象。經(jīng)國家部委、資源方、貿(mào)易方及終端用戶共同協(xié)作，攻克了“氣荒”難關。此次供需緊張較以往供暖季供需形勢具有以下特點：一是爆發(fā)時間提前，漲價速度快且非理性定價；二是波及范圍更廣，京津冀、山東、河南、寧夏、內(nèi)蒙古、貴州、湖北、湖南出現(xiàn)供應短缺，甚至新疆、四川、陜西等產(chǎn)氣大省也出現(xiàn)“氣不夠用”現(xiàn)象；三是此次“氣荒”成因復雜，是供需矛盾的集中爆發(fā)，上至能源政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，下至消費結(jié)構(gòu)調(diào)峰優(yōu)化，同時儲運調(diào)配設施硬件滯后，各環(huán)節(jié)都存在理不順的癥結(jié)，此次“氣荒”是所有矛盾在供暖季的集中爆發(fā)。

 

2017年市場價格顯示，受“煤改氣”及經(jīng)濟工業(yè)回暖推動，10–11月中旬市場價格已達到終端承受高限（5000~5500元/噸）；11月下旬至12月中旬中亞管道氣出現(xiàn)多頻次、突發(fā)性減壓，市場價格短期飆升至10000元/噸；12月下旬中國石油與中國海油開展資源聯(lián)合置換、中亞恢復供氣、煤改氣管控調(diào)整等因素的綜合作用，天然氣終端市場價格大幅回落。2013–2017年華東LNG市場價格走勢見圖1。

 

 

2“氣荒”成因

 

回顧此次“氣荒”過程及引爆事件，主要成因，一是能源及環(huán)境政策推動需求激增；二是產(chǎn)業(yè)價格機制沒有理順，增產(chǎn)增供積極性低于需求增長；三是中亞管道氣供應臨時減供；四是儲配基礎設施能力不足，資源調(diào)配機制不健全。

 

2.1政策推動需求增長

 

《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》《加快推進天然氣利用的意見》等政策提出了一系列天然氣發(fā)展目標，明確提出把天然氣培育成為我國現(xiàn)代清潔能源體系的主體能源之一，天然氣能源消費結(jié)構(gòu)占比2020年增至10%，2030年達到15%。

 

自2015年以來，由于國際能源價格持續(xù)下行，加之國內(nèi)經(jīng)濟進入發(fā)展“新常態(tài)”，國內(nèi)天然氣供應相對過剩，各主體企業(yè)加大市場開拓力度，培育終端用氣市場，全國居民氣化率不斷升高，居民用氣需求的擴大也奠定了規(guī)模化的需求基數(shù)。

 

2017年是落實《大氣污染防治行動計劃》的收官之年，為全力做好秋冬季大氣污染綜合治理，8月《京津冀及周邊地區(qū)2017–2018年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動方案》出臺，要求“2＋26”城市實際完成319萬戶居民“煤改氣”，供暖季天然氣需求新增約50億方，日均增量0.42億方（按120天測算）；同時受全國經(jīng)濟轉(zhuǎn)好工業(yè)復蘇帶動，工業(yè)需求同步日均上漲0.9億方，全國日均總需求達8億方（同期增長20%）。由此可見，2017年天然氣需求側(cè)的增長是全方位的，工業(yè)、居民等行業(yè)全面增加，“煤改氣”工程更助推了需求側(cè)的激增。

 

2.2價格機制有待優(yōu)化

 

我國自產(chǎn)氣自20世紀末得到快速發(fā)展，2006年我國建成投產(chǎn)首個LNG接收站（深圳大鵬），2010年我國進口管道氣項目建成投產(chǎn)（中亞線），至此我國天然氣供應形成三大主流模式，其對應的采購成本和市場定價機制也不盡相同。

 

2.2.1采購成本升高

 

我國天然氣采購成本主要有兩種模式，自產(chǎn)氣成本主要由勘探開發(fā)投資決定，進口管道氣及進口LNG主要采用油價聯(lián)動OPE模式。隨著我國常規(guī)氣田的開采利用，現(xiàn)有氣田開采成本逐步攀高，且非常規(guī)氣田受技術(shù)限制，短期內(nèi)難以大規(guī)模增產(chǎn)增供。我國進口管道氣價格與JCC、WTI價格高度正相關（相關系數(shù)分別為0.87、0.80），進口LNG價格與JCC、WTI也呈現(xiàn)正相關（相關系數(shù)分別為0.51、0.36）。由于我國尚未建立有效的區(qū)域定價機制，長期參照能源進口依賴度高的日本JCC開展定價談判，導致議價能力有限形成“亞洲溢價”。綜上可知，我國天然氣三大供應主流模式的采購成本均呈現(xiàn)逐步攀高、居高不下的現(xiàn)狀。

 

2.2.2市場價格管控

 

隨著我國天然氣價格改革的逐步完善，國家有序放開了多種氣源價格。2013年國家實現(xiàn)頁巖氣、煤層氣、煤制氣購銷價格市場化，2014年國家實現(xiàn)進口LNG購銷價格市場化，2015年國家實現(xiàn)大型工業(yè)直供企業(yè)（除化肥用戶）購銷價格市場化，2016年國家明確儲氣設施相關價格和化肥直供用戶價格市場化，2017年國家實現(xiàn)交易中心價格市場化。通過“小步快走”的漸進式改革，國內(nèi)天然氣價格市場化程度顯著提高。由于國內(nèi)自產(chǎn)氣（資源量占比61.5%）及進口管道氣（資源量占比17.5%）均采用市場凈回值的基準價門站管理模式，更注重引入市場調(diào)控手段，實現(xiàn)培育市場。

 

2015年油價出現(xiàn)大幅度下行，實行能源掛鉤定價的天然氣市場價格也大幅走低。進口LNG（資源量占比21%）作為唯一允許實現(xiàn)成本加成順價的模式，在該環(huán)境下也只能采用隨行就市的定價模式，市場價格與采購成本也存在嚴重倒掛的現(xiàn)象。

 

2.2.3供需價格矛盾

 

綜上所述，我們可以清晰的看到對于國內(nèi)自產(chǎn)氣，其成本主要受勘探開發(fā)決定，市場價格主要由政府管控，在油氣價格下行的大背景下，國內(nèi)氣田大規(guī)模的開發(fā)投資無法從市場銷售環(huán)節(jié)獲得平衡，嚴重影響了常規(guī)氣田的開發(fā)積極性，阻礙了非常規(guī)氣田的技術(shù)革新。對于進口管道氣，其成本主要受國際油價及JCC價格影響，長期存在購銷價格倒掛，進口渠道相對單一（中亞、中緬），企業(yè)進口渠道擴建積極性不高的現(xiàn)象。對于進口LNG，其采購成本變化較快，且國內(nèi)接收站布局相對集中，資源供應競爭激烈，華南地區(qū)液體銷售價格長期偏低，LNG購銷也存在價格倒掛，影響企業(yè)LNG接收站擴建積極性。因此，三大主流模式均存在不同程度的供需價格矛盾，企業(yè)新增供氣項目的積極性普遍不高。

 

此外，自2010年以來國家以堅持“保民生”作為天然氣門站價格管理的基本原則，與國際天然氣發(fā)達市場不同，國內(nèi)居民用氣價格長期維持低價，居民消費用氣占全國總氣量20%，這也加深了資源價格倒掛的程度。去冬今春，部分城燃企業(yè)甚至違背國家要求，以居民用氣需求倒賣工業(yè)終端套利，導致局部地區(qū)居民需求斷供，嚴重影響民生水平。

 

2018年5月國家發(fā)改委就此問題，發(fā)布《關于理順居民用氣門站價格的通知》，要求“將居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理，價格水平按非居民用氣基準門站價格水平”。

 

2.3中亞管道臨時減供

 

去冬今春，工業(yè)生產(chǎn)回暖及“煤改氣”工程已將供需推向供需平衡上限，11–12月中亞管道氣臨時減供直接引爆了供需失衡的集中矛盾。

 

11月土庫曼斯坦管道氣供應企業(yè)康采恩違約，發(fā)生多次臨時性、突發(fā)性減供，并經(jīng)中方多次溝通均未實現(xiàn)穩(wěn)定供應。土庫曼斯坦一直是我國最大的天然氣進口國（年進口量1932.2萬噸，占總進口量84.6%），其對華氣源主要包括康采恩氣田和中國石油阿姆河氣田兩部分。

 

2.4基礎設施能力不足

 

2017年全國天然氣消費量2390億方，其中國產(chǎn)天然氣1487億方，進口天然氣920億方（氣態(tài)430億方，LNG3800萬噸），對外依存度已攀升至40%，預計2020年全國天然氣消費量將達3600億方，對外依存度將升至45%。此外，我國天然氣消費常年呈“U”字特征，歷年12月為全年最大消費月，不均勻系數(shù)達到1.25。與我國天然氣消費發(fā)展速度相比，儲氣調(diào)峰設施、LNG接收站建設、管道連通進度嚴重滯后。

 

在儲氣設備方面，目前我國投產(chǎn)儲氣庫僅25座，調(diào)峰工作氣量77億方，調(diào)峰能力僅為全年消費量3.4%，遠低于12%~15%的世界平均水平，并且儲氣庫建設達容期較長，短期項目需3~5年，長期項目可達10年。

 

在LNG接收站建設方面，截至目前，國內(nèi)共建成18座LNG接收站，總接收規(guī)模6050萬噸/年，且大多數(shù)接收站在供暖季已實現(xiàn)滿負荷運轉(zhuǎn)，接收擴容能力有限。按照2017年進口LNG消耗量占全國天然氣消耗占比22%測算，預計2030年全國進口LNG或達到8600萬噸，LNG接收站基礎規(guī)模仍待擴大。2017年全國接收站周轉(zhuǎn)效率見圖2。

 

在管道互聯(lián)互通方面，國家長輸油氣企業(yè)中國石油與中國石化僅實現(xiàn)河北安平、陜西榆林、湖北姜家灣管道連通，個別省管網(wǎng)企業(yè)仍維持統(tǒng)購統(tǒng)銷模式，公平開放連通調(diào)配能力有限，進一步凸顯了局部地區(qū)的供需緊張。

 

3“氣荒”影響

 

3.1產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展影響

 

此次“氣荒”對下游工業(yè)、交通產(chǎn)業(yè)的生產(chǎn)成本及能力造成了嚴重影響，一定程度了影響了我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的積極性。全國多地工業(yè)企業(yè)用氣量價不穩(wěn)，生產(chǎn)成本大幅走高，突破承受極限，且由于無法保證穩(wěn)定供氣，嚴重影響產(chǎn)品質(zhì)量，面對天然氣量價雙重壓力，多數(shù)工業(yè)用戶選擇提前停產(chǎn)放假。

 

隨著LNG價格過山車式漲跌（2017年8月零售價3.2元/kg，11月暴漲至8.2元/kg，12月漲至11元/kg，最高峰值一度突破12元/kg），LNG價格與柴油價格比超過1.2∶1，車用市場嚴重萎縮（按等熱值能量換算，當LNG公斤零售價小于70%的柴油升體積零售價時，LNG相對柴油才具有經(jīng)濟優(yōu)勢）。同時由于燃料價格瘋漲，但普通貨物物流運費并未上漲，導致LNG重卡虧損嚴重，幾乎全國范圍的LNG重卡在12月全部停運。

 

3.2政策引導調(diào)整

 

為緩解供需失衡對產(chǎn)業(yè)鏈造成沖擊，國家發(fā)改委、環(huán)保部等部門多次出臺政策措施，以期盡快緩解供需矛盾。

 

2017年12月4日，國家發(fā)改委出面，要求各省區(qū)市價格主管部門召開LNG價格提醒告誡會。市場短期內(nèi)價格出現(xiàn)小幅下調(diào)，但效果維持時間短、降價幅度有限。

 

12月4日，國家環(huán)保部向“2＋26”城市下發(fā)《關于請做好散煤綜合治理確保群眾溫暖過冬工作的函》，提出供暖季沒有完工的項目，繼續(xù)沿用燃煤取暖方式或其他替代方式，該政策的出臺有效減緩了天然氣需求的增速。

 

3.3促進管道連通調(diào)配

 

2017年12月國家發(fā)改委、國家能源局及廣東省發(fā)改委積極協(xié)調(diào)，促成中國石油、中國海油實現(xiàn)全國聯(lián)合保供，開展大規(guī)模、持續(xù)性的“南氣北供”調(diào)峰措施。本次資源置換的路線是，通過西二線廣州—深圳支干線，將中國海油的氣量輸送至珠三角、深圳、香港市場，同時補充中國石油華北保供氣量，為中國石油加大天然氣調(diào)運創(chuàng)造條件。該置換模式，可簡單理解為中國石油購買中國海油的氣供給中國石油的下游用戶，雙方置換成交價格執(zhí)行2.81元/方，定價主要參照2017年中國海油進口LNG成本確定。

 

2017年12月5日，中國海油200萬方資源進入廣東省網(wǎng)，首次實現(xiàn)中國石油資源市場置換，廣東用氣需求逐步由中國海油保供，中國石油改為保供華北；12月6–7日，雙方日均置換350萬方；12月8–9日，雙方日均置換425萬方；12月16–17日，雙方日均置換800萬方（含廣東省管網(wǎng)反輸中國石油華北保供300萬方/日，反輸廣東市場500萬方/日）。受中國石油、中國海油全國聯(lián)手保供機制激勵，自2017年12月中下旬起至2018年1月底，天然氣市場回歸5500元/噸價格區(qū)間，基本持穩(wěn)。

 

3.4加快產(chǎn)供儲銷體系建設

 

此次“氣荒”的發(fā)生讓全產(chǎn)業(yè)意識到了產(chǎn)供儲銷體系建設的重要意義，2018年8月國務院出臺《關于促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》要求“加快天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設，促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展”。從國內(nèi)勘探開發(fā)角度，要全面增加勘探開發(fā)投資力度，加快已探明資源動用進度，力爭2020年底前實現(xiàn)國內(nèi)天然氣產(chǎn)量達到2000億方；在國外進口供應角度，加快推進多氣源地、多渠道、多模式的供應體系建設，堅持長約、現(xiàn)貨兩手抓，加快推進國際多邊雙邊合作；在儲備設施建設方面，加快構(gòu)建以地下儲氣庫和沿海LNG接收站為主、重點地區(qū)內(nèi)陸集約LNG儲罐為輔、管網(wǎng)互聯(lián)互通為支撐的多層次儲氣系統(tǒng)，落實儲氣責任主體，完善評估懲戒機制；在基礎設施建設及連通方面，明確中貴線增輸、陜京四線增輸、廣西管道與中緬連通、迭福接收站與西二線連通等11項重點工程，加快推動環(huán)渤海地區(qū)LNG儲運體系實施方案落地；在需求側(cè)管理方面，建立健全分級調(diào)峰用戶制度，鼓勵用戶自主選擇資源方、供氣路徑，大力發(fā)展區(qū)域及用戶多氣源供應，通過季節(jié)性差價等市場化手段，積極引導用戶主動參與調(diào)峰，充分發(fā)揮終端用戶調(diào)峰能力。

 

4今冬明春“氣荒”供需形勢及優(yōu)化建議

 

4.1需求預測

 

2018年上半年我國經(jīng)濟穩(wěn)中向好，受大氣污染防治、環(huán)保督查等因素影響，上半年能源消費略有波動，但整體延續(xù)了2017年快速增長的態(tài)勢，電力消費同比增長9.4%，天然氣消費同比增長17.7%，其中城市燃氣、工業(yè)燃料、燃氣發(fā)電用氣均同比上漲17%~21%。我們對比分析了2016–2018年天然氣月度消費數(shù)據(jù)（見表2），并選用兩種方法對2018年12月天然氣消費情況進行了預測，預判月度消費量將達到330億方/月。

 

方法一：由于2018年經(jīng)濟增長及能源消費維持2017年恢復態(tài)勢，選用2017年11月天然氣消費增量，推斷2018年12月月度消費量將實現(xiàn)1.5億方/日增量（由于2017年12月中亞斷供，未選用12月同比增幅），達到10.5億方/日，即月均消費330億方/月。

 

方法二：分析了2018年1–5月天然氣消費增長情況，同比平均實現(xiàn)1.14億方/日增長，增幅17.7%，由此推測2018年12月月度消費量將達10.53億方/日，即月均消費330億方/月。

 

4.2供應預測

 

目前我國天然氣供應結(jié)構(gòu)相對固定，其中國產(chǎn)天然氣占比60%，進口管道氣占比18%，進口LNG占比22%。國產(chǎn)氣方面，中國常規(guī)氣田存在老化現(xiàn)象，非常規(guī)氣開采能力不足，預計總供應量136億方/月；進口管道氣方面，2018年僅新增中國石油與哈薩克斯坦年合同量50億方，預計總供應量40億方/月（中亞400億方/年、中緬40億方/年）；進口LNG方面，預計冬季最大負荷77億方/月，全國冬季月度供應能力253億方。

 

4.3整體市場預測

 

根據(jù)下半年市場需求及供應能力分析，2018年全國冬季月度供需缺口高達80億方，供暖季整體缺口或超160億方，考慮國家儲氣及管道互聯(lián)的調(diào)峰能力有限（有效儲氣調(diào)峰氣量77億方），也難以彌補全部缺口。預計2018年供暖季天然氣供需仍將處于緊平衡狀態(tài)，保供難點依然在2018年11至2019年2月期間。受京津冀、長三角、汾渭平原“煤改氣”影響，結(jié)合全國工業(yè)生產(chǎn)逐步復蘇，天然氣需求基數(shù)可能出現(xiàn)階梯上漲，預計京津冀、華北、華東、中西部、中南部地區(qū)將出現(xiàn)臨時性供應緊張。

 

4.4優(yōu)化建議

 

鑒于我國一定時期內(nèi)難以完全化解天然氣市場的供需匹配問題，我們以理順產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)銜接共同發(fā)展為目的，提出了產(chǎn)供儲銷等優(yōu)化思路。

 

首先，大力加快天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈的改革進度，盡快實現(xiàn)市場配置資源，提高產(chǎn)業(yè)市場化調(diào)配能力，并在此基礎上形成中國的天然氣價格交易指數(shù)，爭取國際市場定價權(quán)，避免人為預判失誤帶來的市場風險。

 

其次，在上游供應環(huán)節(jié)，國內(nèi)常規(guī)氣田應提前做好排產(chǎn)及運行維護，非常規(guī)氣田力爭產(chǎn)能技術(shù)突破，實現(xiàn)增量穩(wěn)產(chǎn)并加大氣田勘探及應用研究力度；管道氣進口企業(yè)應落實資源進口執(zhí)行情況及敦促合同雙方嚴格執(zhí)行條款，積極探索國外資源多樣化，加快新資源合同談判進度；LNG進口企業(yè)應提高接收站周轉(zhuǎn)效率，提升槽車外輸能力，規(guī)劃現(xiàn)有接收站罐存擴建及外輸能力擴建。

 

在下游消費環(huán)節(jié)，國家應堅持優(yōu)先保障民生及公共服務用氣，有序推進煤改氣等天然氣利用工程。煤改氣工程要堅持“以氣定改”和“宜電則電、宜氣則氣、宜煤則煤、宜熱則熱（宜油則油）”的原則；工業(yè)終端要建立可中斷的調(diào)峰用氣機制，做好雙能源供應準備；燃氣發(fā)電項目應以調(diào)峰電廠建設為主，控制熱電聯(lián)產(chǎn)項目審批進度，降低涉及民生的保供需求。

 

在基礎設施方面，運行管網(wǎng)應實現(xiàn)互聯(lián)互通，并向第三方公平開放，提高全國調(diào)控能力，同時引入社會資本加速管網(wǎng)建設，加快天然氣儲氣調(diào)峰設施建設，非供暖季開展資源儲備。此外，物流企業(yè)需做好槽車外運設施的儲備及運營管理。

 

在價格政策方面，加快梳理價格管理機制，建立上下游價格聯(lián)動制度，理順居民非居民價格差異，避免倒賣套利，加強天然氣供需監(jiān)測，利用價格調(diào)控杠桿，控制下游市場增速；研究推行季節(jié)性氣價、峰谷氣價、可中斷氣價，緩解冬夏消費差異，鼓勵發(fā)展天然氣線上交易平臺，減少中間環(huán)節(jié)，實現(xiàn)上下游直接交易。

 

5結(jié)語

 

由于我國天然氣供需尚未演化為高級競爭型市場，受國際能源供需及國內(nèi)經(jīng)濟增長的影響較大，極易發(fā)生國內(nèi)天然氣供需失衡。結(jié)合2017年我國供暖季局部地區(qū)“氣荒”現(xiàn)象，對去冬今春“氣荒”的特點、成因及影響進行了回溯，理清了供需失衡的起因及對產(chǎn)業(yè)發(fā)展造成的影響，并結(jié)合2018年上半年全國經(jīng)濟及能源消費趨勢，對今冬明春我國天然氣供需形勢進行了預判，同時提出了產(chǎn)供儲銷體系建設的優(yōu)化建議，以期避免“氣荒”再次發(fā)生，提供我國天然氣產(chǎn)業(yè)優(yōu)化調(diào)整思路。