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文|杨晶，刘小丽 国家发展和改革委员会能源研究所
摘要：本文回顾了2016 年我国天然气行业发展形势，消费回暖但增速仍不及预期，进口被动恢复快速增长，国内生产受到抑制，非常规天然气生产喜忧参半。总结了天然气体制改革政策进展，价格市场化改革“快马加鞭”，输配监管取得重大突破，交易平台正式运行，改革有序推进，效果逐步显现。展望2017 年，改革红利可期，“煤改气”刺激下天然气消费有望持续回升。建议继续深化改革，重点落实已出台的改革政策，总结试点经验并适时向全国推广；通过出台可中断气价等，多措并举扩大天然气消费。
随着2016 年宏观经济实现稳中向好发展，能源领域供给侧改革已初见成效。在这种背景下，天然气领域也出现了一些新特点、新进展、新趋势。
1 2016 年天然气发展形势分析 1.1 天然气消费回暖，但仍处于低速增长 经历了2015 年全国天然气消费增速跌至21世纪以来最低水平之后， 进入2016 年， 在天然气价格市场化改革加快推进和各地方非居民终端用气价格水平自主下调的因素驱动下，加之大气污染治理背景下多地采暖锅炉煤改气工程陆续投产的带动，主要用气行业天然气消费量显著回升。尽管如此，由于其他竞争性替代能源的价格水平相对较低，天然气经济性处于劣势的局面并未得到明显改善，造成交通、化工等领域天然气消费增长持续放缓甚至萎缩，致使全国天然气消费仍然处于低速增长区间。在以上多重因素作用下，预计2016 年全年天然气表观消费量为2058 亿m3，同比增长126 亿m3， 比2015 年消费增量翻了一番，同比增速从2015 年的3.4% 提高至2016 年的6.5%，见图1，但是仍处于21 世纪以来增速较低的区间内。天然气占一次能源消费的比重从2015年的5.9% 提高至2016 年的6.3%，仅增加了0.4个百分点，要达到“十三五”规划提出的2020 年达到8.3%~10% 的目标，还需努力提速。 1.2 常规气生产继续放缓，非常规气形势各异 2016 年，我国天然气生产呈现出两种表现。一方面，常规天然气生产增速继续放缓。虽然2016年全国天然气需求增长已显著回升，但是与前10年两位数的高速增长相比仍有较大差距，远不及行业预期，再加上LNG 进口量大幅增长挤占了国内市场份额，造成国内常规天然气生产受到一定程度的抑制，尤其是第二、三季度的消费淡季，部分常规气田不得不压减产量，以适应低迷的市场需求。预计2016 年全年天然气产量1371 亿m3，同比增长仅1.8%，延续了“十二五”期间产量增速持续下滑的趋势，并成为21 世纪以来增速最低的年份，年增量仅25 亿m3，还不到“十二五”期间平均年增量的1/3。 另一方面，非常规天然气生产喜忧参半。页岩气生产延续了“十二五”期间的良好发展势头，取得积极进展，预计2016 年全年产量70 亿m3，同比增长52.2%。煤制气产量平稳增长，全年生产16 亿m3，同比增长14.3%，主要来自前期投产的新疆庆华、大唐克旗和内蒙古汇能项目。煤层气的发展形势从“十二五”时期的未达到规划预期开始进一步恶化，呈现出低迷态势。2016 年地面抽采量仅45 亿m3，与2015 年基本持平，同比仅微增1.7%；利用量42 亿m3，利用率持续增加，同比提高6 个百分点。此外，受国内外能源市场宽松和国内煤矿大规模关井压产的影响，井下瓦斯抽采量增长受限，并可能已经接近峰值，预计2016 年全年抽采量128 亿m3，利用量48 亿m3，利用率仅为38%。 1.3 天然气进口被动恢复快速增长 与2015 年天然气需求低迷导致进口明显放缓相比，2016 年受到国内市场消费回暖的刺激，加之在国际天然气市场价格持续低位的带动下，我国天然气进口恢复了快速增长态势。2016 年全年天然气平均进口价格从2015 年的每吨2587 元降至2016 元，同比大幅下降了22%，见图4。受此影响，2016 年全年天然气进口量同比增加17.9%，达到721 亿m3左右， 彻底摆脱了2015 年3.4%的低增速，再次回到两位数的高速增长区间。LNG 进口增量也从2015 年的20 亿m3 回升到2016 年的110 亿m3，见图5。需要注意的是，除了前述的价格因素，天然气进口大幅增长是在很多长贸合同进入执行期的背景下出现的，是履行合同的需要，因此可以说这种增长是被动的，是以大力压减国内气田产量为代价的。在进口量恢复快速增长的带动下，天然气对外依存度从2015年的30.0% 上升至2016 年的33.4%，换句话说，我国天然气净进口量已达到表观消费量的1/3。 表现最突出的是LNG 进口。虽然早在2015年就有一些新的LNG 项目陆续投产并带动长贸合同进入执行期，我国LNG 进口能力随之迈上一个新台阶；但是，由于市场需求疲软，LNG 进口受到抑制和拖延，2016 年进口量仅270 亿m3，同比下降2.0%，有史以来首次出现负增长。进入2016 年，受长贸合同照付不议条款影响，以及国际天然气市场价格较低造成中短期进口利润可观，加之国内市场回暖以及季节性供暖用气需求的增加等诸多因素共同作用，LNG 进口量快速反弹，预计2016 年全年进口量同比增长12.6%， 达到347 亿m3左右。进口LNG 凭借价格优势通过“液来液走”和槽车运输的方式迅速扩大了国内LNG 市场份额。笔者认为，虽然最近几年国际市场LNG 现货价格持续保持低位，但是由于我国的LNG 进口量绝大部分来自长贸合同，2016 年现货LNG 的比例不足5%，因此国际价格对我国LNG进口的影响有限，2016 年LNG进口量增长反弹的主要原因是之前签订的长贸合同进入了执行期，进口量属于被动增长。 此外，管道气也实现了稳定增长。预计2016年全年进口386 亿m3，同比增加12.5%，增速提高了5.2个百分点。
2 天然气体制机制改革和政策进展 虽然石油天然气行业体制改革整体方案尚未出台，但是天然气领域深化改革的步伐并未因此而放慢；相反，继2015 年天然气以“小步快跑”方式率先启动改革之后，2016 年天然气市场化改革的政策和配套措施更是频频出台，按照“放开两头、管住中间”的改革方向加速前进，成为这一轮能源领域改革的亮点。 2.1 天然气价格市场化改革“快马加鞭” 2013 年以来，国内天然气价格市场化改革稳步推进。在2015 年顺利完成了价格改革“ 三步走”的政策安排和年底适度下调了非居民用气门站价格的基础上，2016 年天然气价格市场化改革更是“快马加鞭”，继续深入推进，推动天然气价格相应下降， 减轻企业用气负担470 亿元左右，助力供给侧结构性改革。 （1）2015 年底出台的“允许上浮20%”政策如期兑现 2015 年，为了刺激国内天然气市场需求，进一步提高天然气价格市场化程度，国家发展和改革委员会对天然气门站政府指导价格下调了0.7 元/m3，并将最高门站价格管理改为基准门站价格管理，规定供需双方可在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体价格， 但价格上浮在2016 年11 月20 日后才可实施。此次调价后全国各省区市门站的基准价格普遍降低，全国平均价格从2015年年初增量气和存量气并轨后的2.51 元/m3 降至1.81 元/m3。2016 年11 月，上述价格调整方案中提到的“允许上浮20%的政策按计划实行。这项政策的如期兑现，表明非居民用气门站价格已实现在一定的范围内灵活浮动，标志着全国非居民用气门站价格管理模式已经从过去的政府定价正式转变为可以在一定程度上体现市场供需关系的定价模式。 （2）在福建省推行天然气门站价格改革试点工作 借助西气东输管道将向福建省供应天然气的契机，2016 年11 月，国家发展和改革委员会发布了《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》，提出在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，明确西气东输供福建省的天然气门站价格不再执行政府指导定价，而是由供需双方协商确定。取消对天然气门站价格的管制，采取市场化的定价方式，有利于引导资源配置更加合理和优化。如果福建省门站价格市场化改革试点成功，那么实现全国天然气门站价格完全放开、由市场供需双方决定的最终目标就指日可待，这将是天然气市场化改革的重要成果。 （3）全面放开化肥用气价格 在全国化肥行业产能严重过剩的背景下，为促进化肥产业化解产能过剩矛盾，优化天然气资源配置，2016 年11 月， 国家发展和改革委员会发布了《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》，规定全面放开化肥用气价格，由供需双方协商确定。作为重要的农业生产资料，长期以来为保障化肥行业的稳定发展，国家对化肥用气一直给予了特殊价格政策，其价格水平明显低于其他工业用户，价格改革步伐也严重滞后。近年来化肥行业供大于求问题突出，企业开工率较低，以天然气为原料的化肥企业竞争力明显不如以煤炭为原料的企业，供气企业和化肥企业在化肥生产用气的数量、比重方面频繁出现矛盾。放开化肥用气价格，有助于理顺价格，缓解供需双方矛盾，并促进化肥行业化解过剩产能，实现可持续发展。 （4）明确储气服务价格由供需双方协商确定 随着天然气消费量迅速增长，储气设施建设速度偏慢、调峰能力不足的矛盾日益突出，影响了天然气市场平稳运行。为鼓励投资建设储气设施，增强天然气供应保障能力，2016 年10 月，国家发展和改革委员会出台了《关于明确储气设施相关价格政策的通知》，提出储气服务价格由储气设施经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业自行协商确定，具体的储气设施天然气购进价格和对外销售价格，均由市场竞争形成。这项政策的出台，有利于鼓励社会资本参与投资和建设储气设施，弥补储气调峰“短板”，对促进天然气行业长期健康发展具有重要意义。 由于以上四项价格改革政策都是在2016 年第四季度出台，目前正在加快推进和落实之中，因此实施效果有待进一步观察。从气量上看，改革后除少量涉及民生的居民用气之外，占全国天然气消费总量80% 以上的非居民用气门站价格已实现主要由供需双方自主协商决定。其中，大约有30% 的气量是在一定范围内实现的市场化定价，即上浮20%、下浮不限；另有50% 的气量则已经彻底实现由供需双方决定的价格机制，包括页岩气、煤层气、煤制气、LNG、化肥企业用气、直供用户用气和储气库气价等。 2.2 加强天然气输配监管工作稳步推进 本轮天然气改革按照“管住中间”的思路，以输配环节为突破口，取得了显著成效。2016年，国家先后出台了关于天然气输配环节信息公开、输配定价和成本监审等方面的政策。 （1）推动实现了管网信息公开 为了促进天然气管道设施的公平开放和第三方准入， 早在2014 年国家能源局就率先制定了《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》（国能监管〔2014〕84 号），并在几个LNG 接收站进行了第三方准入的尝试，取得了积极效果。为了进一步加强油气管网设施公平开放的监管、提供管网设施公平开放的信息基础，2016 年9 月，国家能源局综合司发布了《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》，对公开主体、公开内容、公开方式和监督管理等进行了明确规定。此后两个月内，中海油、中石化和中石油按照政策要求，先后在官方网站上公开了其拥有的长输管道、LNG 接收站等全部基础设施信息，一些地方省份也开始向社会公开其省内的管网信息，如山西省等。历经3 年实现的天然气基础设施信息公开，为设施的公平开放和监管工作提供了基本条件，是本轮改革的一项重大突破。 （2）制定了管道运输价格和定价成本监审管理办法 在经过两个月的征求意见后，2016 年10 月，国家正式出台了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，从2017 年1 月1 日开始执行。政策规定，管道运输企业应在每年6 月1 日前，通过企业门户网站或指定平台公开其收入、成本以及管道运输价格的具体测算表格。这意味着管道运输企业必须实现财务独立核算，才能按照以上要求提供运输成本、价格等相关信息，而这个时间要求是在2017 年6 月1 日前完成。该政策为此次天然气改革中最关键的“管网分离”提供了基础，迈出了至关重要的一步。 （3）规范地方天然气输配价格监管 过去几年天然气领域改革大多在中央政府层面和全国范围内进行，很少涉及各省区市内部的天然气输配环节和下游市场。由于一些省区市内的天然气供气环节过多、加价水平过高，造成终端用户难以充分享受到改革红利。为加强天然气输配价格监管，降低下游企业用气成本，2016 年8 月，国家发展和改革委员会发布了《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》，要求各地方政府要全面梳理天然气各环节价格，“摸清家底”，重点降低过高的省区市内管道运输价格和配气价格，减少供气中间环节，取消不合理收费，同时建立健全监管长效机制。在该政策引导下，各地纷纷出台配套政策，主动降低终端用气价格，例如江西省降低了省内天然气管输价格，将居民用气和非居民用气管输价格并轨，统一为0.35 元/m3；又如陕西省将省燃气公司供各城市燃气企业及直供用户的非居民用气管输价格在现行政府定价基础上下调了0.121 元/m3。预计通过降低过高的管道运输和配气价格，每年将降低企业用气成本20 亿元以上。 2.3 天然气交易平台正式运行 2016 年11 月，上海石油天然气交易中心转入正式运行阶段，并推出了两项重要的价格指数，即中国LNG 出厂价格指数和中国华南LNG 交易价格指数。该交易中心于2015 年7 月开始试运行，在会员企业的大力支持下，平台上的天然气交易量稳步提升。2016 年天然气交易量达到305 亿m3，其中管道气279 亿m3，LNG成交量175 万t。通过该平台进行的天然气交易已经覆盖了华东、华中、华南、华北、西南和东北等区域，影响范围不断扩大。此次推出的两项中国天然气价格指数，将大大提高上海石油天然气交易中心的影响力，有利于实现我国天然气市场价格的发现，引导国内市场的平稳健康运行。
3 2017 年天然气发展形势及政策建议 3.1 发展形势 展望2017 年，天然气改革红利可期，行业发展健康有序。“煤改气”刺激下消费有望持续回升，受进口量稳定增加的影响，国内生产维持低速增长。 近年来天然气市场化改革进程不断提速，尤其是2016 年第四季度密集出台了一系列改革政策，预计改革红利将在2017 年和“十三五”后期逐步显现。改革的顺利推进，必将促进天然气行业发展更加健康、可持续，进而推动中长期天然气市场需求和供应能力大幅提升。从短期来看，随着多地“煤改气”进程加速，2017 年全国天然气需求有望延续2016 年的回升态势，消费量继续保持较快增长，预计大约为2200~2250 亿m3，同比增长约6.9%~9.3%。天然气生产方面，国际天然气市场价格持续低迷，造成国内天然气市场将总体延续供大于求的局面。但是，冬季用气高峰与夏季用气低谷的季节性差异有逐渐加大的趋势，季节性和区域性供应紧张的局面仍有可能出现。受以上因素影响，预计2017 年全年天然气产量仍将继续低速增长，大约为1400 亿m3，增长约2.1%；夏季消费淡季时，国内气田产量还可能受到进口气抑制。同时，受国际天然气市场持续供大于求，长贸合同规模较大，以及天然气价格改革、天然气交易中心建设进程加快的影响，预计2017 年天然气进口量将继续保持快速增长，全年有望达到840 亿m3，同比增长约16.5%。 3.2 政策建议 我国天然气正处于发展的黄金时期，但是距离实现2020 年占一次能源消费8.3%~10% 的目标仍然任重道远。建议以“煤改气”和天然气领域体制改革为重要抓手，在“十三五”时期着力降低天然气终端价格，优化天然气利用方式。 （1）多措并举扩大天然气消费 考虑到2017 年天然气供应能力过剩的情况，要重点扩大天然气市场消费。一是进一步扩大天然气发电利用。在东部省会城市及计划单列市的中心城区继续设立“禁煤区”，鼓励环渤海、长三角和珠三角地区发展燃气调峰电厂，在京津冀鲁、长三角、中南等大气污染重点防控区支持发展天然气热电联产项目，在甘肃和内蒙等可再生能源电力集中区支持配套建设天然气发电项目。二是设立天然气调峰专项补贴，对冬季保供的天然气企业给予一定的财政补贴，保证“煤改气”项目能够顺利推进。三是尽快出台可中断气价，发挥价格的市场引导作用，优化资源配置，促进可中断供气用户的发展。 （2）重点落实改革政策，总结并推广试点经验 2017 年应继续深化改革，重点落实已出台的改革政策，总结试点经验并适时在全国推广实施。一是加快落实管道运输价格管理办法和定价成本监审办法，通过实践反馈不断调整实施方案。二是以长输管网运输价格和成本监审实践为经验，重点落实地方天然气输配价格监管政策，出台地方输配气管网运输价格和成本监审管理办法。研究如何减少省区市内的供气环节，通过加强监管降低输配环节的成本，使终端用气价格水平更加合理，通过达成利益相关方“多赢”的局面来促进行业的可持续发展。可参考广东全面梳理管道天然气各环节价格、加强管道天然气价格监管的经验，研究向全国推广实施。三是在推进天然气市场化定价的同时，鼓励供需双方签订长短结合且具有一定灵活度的供气合同，避免价格大幅波动，促进天然气市场平稳运行。四是尽快完善基础设施公平开放实施细则，落实第三方准入，提高LNG 接收站等基础设施利用率，促进天然气进口。此外，要以采矿权放开为突破口，带动油气行业体制改革稳步推进。在研究和总结新疆矿权改革试点经验和教训的基础上，进一步采取以采矿权放开为突破口的改革措施。考虑将三大石油公司掌握的大量不易开采但短期内并无开发计划的资源拿出来，通过合理的转让和补偿机制，使其进入矿权流转市场，使其他市场参与者有条件通过竞争性出让方式取得资源，从而形成局部竞争，促进上游产能建设和提高效率，以实现低成本开采。（ 2017 年应继续深化改革，重点落实已出台的改革政策，总结试点经验并适时在全国推广实施。一是加快落实管道运输价格管理办法和定价成本监审办法，通过实践反馈不断调整实施方案。二是以长输管网运输价格和成本监审实践为经验，重点落实地方天然气输配价格监管政策，出台地方输配气管网运输价格和成本监审管理办法。研究如何减少省区市内的供气环节，通过加强监管降低输配环节的成本，使终端用气价格水平更加合理，通过达成利益相关方“多赢”的局面来促进行业的可持续发展。可参考广东全面梳理管道天然气各环节价格、加强管道天然气价格监管的经验，研究向全国推广实施。三是在推进天然气市场化定价的同时，鼓励供需双方签订长短结合且具有一定灵活度的供气合同，避免价格大幅波动，促进天然气市场平稳运行。四是尽快完善基础设施公平开放实施细则，落实第三方准入，提高LNG 接收站等基础设施利用率，促进天然气进口。此外，要以采矿权放开为突破口，带动油气行业体制改革稳步推进。在研究和总结新疆矿权改革试点经验和教训的基础上，进一步采取以采矿权放开为突破口的改革措施。考虑将三大石油公司掌握的大量不易开采但短期内并无开发计划的资源拿出来，通过合理的转让和补偿机制，使其进入矿权流转市场，使其他市场参与者有条件通过竞争性出让方式取得资源，从而形成局部竞争，促进上游产能建设和提高效率，以实现低成本开采。（来源：《中国能源》，2017年第3期） |
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