天然氣開發(fā)利用不僅對我國能源保障具有重要意義，而且對改善能源結(jié)構(gòu)、促進清潔能源發(fā)展具有重大意義。我國政府高度重視天然氣的發(fā)展，始終將天然氣發(fā)展擺在國民經(jīng)濟發(fā)展的戰(zhàn)略位置。十年來，天然氣不僅實現(xiàn)了快速發(fā)展，而且形成了比較完整的工業(yè)體系。但是，隨著世界石油市場格局發(fā)生深刻變化，油價下行，國內(nèi)GDP增速放緩，我國天然氣市場發(fā)展的內(nèi)外部條件正在發(fā)生變化。未來天然氣市場將會呈現(xiàn)怎樣的趨勢，《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》(以下簡稱《行動計劃》)提出的天然氣發(fā)展目標能否實現(xiàn)，存在哪些不確定性因素，值得認真研究和思考。

　　一、中國天然氣市場呈現(xiàn)新特點

　　1.市場需求持續(xù)增長，增速開始放緩

　　2000-2013年，我國天然氣消費量從245億立方米增至1676億立方米，年均增速高達16%，高于同期能源消費總量增速(7.9%)和GDP增速(10.2%)，占能源消費總量的比重從2000年的2.2%升至2013年的5.9%。近兩年天然氣消費增速放緩。2003-2011年，我國天然氣消費年均增速為18.2%，近兩年消費增速降至13.3%，2014年我國天然氣表觀消費量同比僅增長8.9%。

　　2.對外依存度不斷提高，供需失衡問題突出

　　2013年，我國天然氣消費量為1676億立方米，同比增長15.9%，進口天然氣529億立方米，對外依存度已從2007年的5.7%一路飆升至31.6%。2014年天然氣表觀消費量為1805.9億立方米，其中進口天然氣598.1億立方米，對外依存度為31.7%。季節(jié)性變化和區(qū)域性差異造成的天然氣使用峰谷差，給我國天然氣供應保障帶來嚴峻挑戰(zhàn)。華北地區(qū)冬夏峰谷差達到5:1，北京則超過10:1。天然氣市場運行的矛盾始終牽動著政府、企業(yè)和用戶的心。

　　3.價格改革市場化趨勢明顯，監(jiān)管體系建設滯后

　　2011年底，國家發(fā)展和改革委員會在廣東、廣西兩省實行天然氣價格改革，其最顯著的特點就是將現(xiàn)行以成本加成為主的定價方式改為按凈回值方法定價。這次調(diào)整初步建立了反映市場供求關(guān)系和資源稀缺程度的價格機制，為理順天然氣與可替代能源的比價關(guān)系，為最終形成市場決定天然氣價格的機制打下了基礎。我國天然氣市場體系正處于發(fā)育成長期，應建立統(tǒng)一的監(jiān)管體系。完善天然氣勘探開發(fā)許可監(jiān)管制度，完善天然氣基礎設施以及規(guī)劃和使用的監(jiān)管制度，建立健全天然氣管輸價格、成本測算的監(jiān)管制度等等，都是市場轉(zhuǎn)型的必要條件，也是我們的薄弱之處。

　　二、實現(xiàn)《行動計劃》目標面臨的主要不確定性因素

　　根據(jù)《行動計劃》，2020年我國常規(guī)天然氣、煤層氣產(chǎn)量要分別達到1850億立方米和300億立方米，頁巖氣產(chǎn)量超過300億立方米，天然氣在一次能源消費中的比重將提高到10%以上。從我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀來看，供需兩側(cè)均出現(xiàn)增速放緩跡象，實現(xiàn)《行動計劃》目標遇到較大挑戰(zhàn)。

　　1.國內(nèi)天然氣生產(chǎn)能力的不確定性

　　(1)老氣田產(chǎn)量將逐年遞減，儲采比下降問題已經(jīng)顯現(xiàn)，常規(guī)天然氣增儲上產(chǎn)難度加大

　　到2020年，預計我國常規(guī)天然氣新增經(jīng)濟可采儲量1.8萬億立方米，儲采比緩慢下降至24左右，產(chǎn)量達到1740億立方米，年均增速為6%。其中，致密氣具有較高增產(chǎn)潛力，但受到價格等方面的箝制，預計2020年產(chǎn)量為580億立方米，年均增速為8%。只有在技術(shù)進步更加顯著和政策措施更加有效的前提下，致密氣產(chǎn)量才有望再增加100億立方米，達到680億立方米左右，否則《行動計劃》提出的常規(guī)天然氣產(chǎn)量1850億立方米的目標難以實現(xiàn)。

　　(2)頁巖氣有良好前景，但產(chǎn)量與預期存在相當差距

　　與致密氣相比，頁巖氣資源稟賦更差，工程技術(shù)難度更大。在油價中低位運行的情景下，頁巖氣開發(fā)的經(jīng)濟性面臨巨大挑戰(zhàn)。中國石油天然氣集團公司按照每年增加110口頁巖氣井的工作量安排，2020年累計頁巖氣井數(shù)達到847口，以單井按2.5萬立方米/日測算，全年頁巖氣產(chǎn)量將達到77.3億立方米。中國石油化工集團公司按照每年增加100口井的工作量安排，2020年累計頁巖氣井數(shù)達到749口，以單井按4.0萬立方米/日測算，全年產(chǎn)量為109.4億立方米。考慮到鄂爾多斯盆地及其他地區(qū)頁巖氣可能取得的突破，預計2020年全國頁巖氣產(chǎn)量約為200億立方米，與《行動計劃》提出的300億立方米的目標存在相當大的差距。

　　(3)煤層氣仍未走出困局，產(chǎn)量可能低于預期

　　我國煤層氣基礎研究尚不適應大規(guī)模開發(fā)的需要，勘探開發(fā)投資嚴重不足，礦業(yè)權(quán)重疊影響煤層氣開發(fā)，管網(wǎng)等基礎設施薄弱增加了煤層氣開發(fā)項目的成本和風險。煤層氣地面井產(chǎn)量均需2~3年的達產(chǎn)期，以未來年均新增井2000口計，2018年煤層氣井將達到2.25萬口，2020年產(chǎn)量將達到108億立方米，利用量為83億立方米；井下抽采量以每年約10億立方米的速度增長，2020年抽采量約為162億立方米，利用量為55億立方米。地面與地下合計產(chǎn)量為270億立方米，利用量為138億立方米，與《行動計劃》300億立方米的產(chǎn)量目標有一定差距。

　　(4)煤制天然氣先天不足，難以在天然氣市場擔當大任

　　我國煤制天然氣在技術(shù)、經(jīng)濟和環(huán)境等方面面臨著不同程度的困難和問題。2014年年初，慶華煤制氣項目和大唐克旗煤制氣工廠因技術(shù)問題先后停產(chǎn)檢修；在較高油價下測算[1]，不考慮環(huán)保、污水處理，以及水資源成本等因素，煤制氣有0.7~0.8元/立方米的價格優(yōu)勢。由于項目大多遠離主要消費市場，運輸成本較高，且油價下跌可能會引起氣價連鎖反應，煤制氣有喪失價格優(yōu)勢的可能。煤制氣生產(chǎn)過程中每生產(chǎn)1立方米天然氣耗水量高達6噸甚至更高，而我國的煤制氣項目多數(shù)位于新疆、內(nèi)蒙古等水資源匱乏地區(qū)。另外，從全生命周期過程看，煤制天然氣的一次能源消耗和CO2排放量均高于被替代的傳統(tǒng)能源和技術(shù)，其中生產(chǎn)過程排放量占70%。盡管已有四個項目獲得核準，17個項目獲得路條，但國家環(huán)境政策導向在中低油價下會對其產(chǎn)生較大約束。考慮油價、建設周期和開工率等因素，估計2020年產(chǎn)品能進入市場的可能僅限于已獲核準的四個項目，預計年產(chǎn)量在150億立方米左右。此外，儲氣設施投入不足，為天然氣平穩(wěn)運行帶來影響。

　　2.天然氣消費的不確定性

　　(1)GDP增速放緩影響天然氣消費增長

　　據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2014年前三季度國內(nèi)經(jīng)濟增速持續(xù)放緩，天然氣消費增長維持低位，同比增長6.8%；1-10月份同比增長7.1%。未來市場的主要增長潛力在于天然氣發(fā)電、工業(yè)燃料煤改氣以及城市、交通用氣的發(fā)展。由于國內(nèi)經(jīng)濟增速放緩，上述天然氣用戶用氣量增速將相應放緩。

　　(2)工業(yè)燃料煤改氣進度受制于成本和城市調(diào)峰能力

　　環(huán)保壓力下的供熱鍋爐煤改氣需求潛力巨大，將呈現(xiàn)剛性增長，但由于工業(yè)燃料煤改氣增加替代成本，大量煤改氣將增加天然氣調(diào)峰壓力，這些因素直接影響我國工業(yè)燃料煤改氣的發(fā)展規(guī)模。以京津冀為例，2020年前，不考慮改造費用，僅燃料成本就將增加1500億元[2]。據(jù)測算，在實施和未實施煤改氣兩種情況下，高月高日天然氣需求量相差0.77億立方米。

　　(3)城鎮(zhèn)化速度和氣化率對城市燃氣增長速度影響較大

　　未來我國城鎮(zhèn)化以每年0.9個百分點的速度快速推進，預計2020年城鎮(zhèn)化率將達到60%。分析各種因素和情景，城鎮(zhèn)氣化率按高、中、低三個方案測算，2020年我國居民用氣量分別為618億立方米、560億立方米和489億立方米，差異較大。

　　(4)化工用氣增速緩慢，發(fā)電用氣量增長對天然氣消費影響較大

　　目前，天然氣在化工領域的年消費量已經(jīng)超過300億立方米。在現(xiàn)有的價格水平下，消費需求將受到抑制。在新版《天然氣利用政策》中，僅作為可中斷用戶的天然氣制氫項目被列入優(yōu)先類，天然氣制甲醇被列入禁止類，天然氣制合成氨、氮肥和小宗甲烷碳一化工項目均為限制類，其他為允許類。未來，化工用氣將更多地受到價格和政策因素的影響，預計2020年化工用氣量為500億立方米。

　　按現(xiàn)行價格，用天然氣替代煤發(fā)電沒有競爭力。未來天然氣發(fā)電的發(fā)展前景將更加依賴于價格、財稅、環(huán)保等政策的支持，與電價改革息息相關(guān)。預計2020年我國天然氣發(fā)電用氣量為515億立方米，將對天然氣消費產(chǎn)生較大影響。

　　(5)天然氣替代煤的價格競爭力是影響消費的重要因素

　　按照相同熱值及2014年12月15日匯率計算，當原油價格分別在80、70、60美元/桶時，天然氣置換原油的價格分別為3.02、2.64、2.26元/立方米。2014年10月29日環(huán)渤海灣動力煤價格情況是，4500大卡的動力煤價格為385~400元/噸、5800大卡的動力煤價格為530~555元/噸。按照相同熱值計算，天然氣置換煤炭的可承受價格分別是0.73~0.76元/立方米、0.79~0.82元/立方米，天然氣替代煤炭沒有價格優(yōu)勢。

　　3.天然氣價格改革的不確定性

　　當前我國天然氣價格存在以下三個主要問題。

　　一是天然氣價格不能及時傳導市場信息，不能充分反映資源的稀缺性，不能抑制居民過度消費。

　　二是進口氣價格倒掛對天然氣供應企業(yè)形成較大壓力，漲價則給電力、工業(yè)用戶增加成本壓力，從而制約部分工業(yè)燃料用戶煤改氣的進程。

　　三是工業(yè)用戶和城鎮(zhèn)居民用戶氣價關(guān)系不順，形成交叉補貼。根據(jù)國務院發(fā)展研究中心對天然氣終端用戶價格承受能力的研究，各地居民生活用氣、商業(yè)用氣、LNG重卡可承受的氣價分別為2.64~9.27元/立方米、4.28~4.91元/立方米和5.0~5.46元/立方米；工業(yè)燃料用氣價格承受力在2.33~4.96元/立方米；燃氣發(fā)電可承受價格在0.73~2.50元/立方米。研究表明，城市居民對天然氣價格有較高承受力，當居民可支配收入增加2000元/年時，天然氣需求將增加11%~12%。因此，隨著居民收入的不斷提高，適當調(diào)高居民用氣價格(同時對低收入家庭予以適當補貼)，總體上不會影響居民用氣需求量。

　　此外，實現(xiàn)《行動計劃》目標面臨的不確定性因素還有：1)國際油價下行通道開啟，增加了天然氣市場的不確定因素，無論是供應側(cè)還是消費側(cè)都將面臨更大的不確定性；2)理順居民用氣與工業(yè)大用戶關(guān)系的時間表尚未確定，對天然氣需求拉動的動力不足；3)碳排放的約束性政策，包括排放指標、碳稅、碳交易等措施的不確定性都會增加限煤增氣的不確定性；4)能源改革，特別是電力及其價格改革進程會對天然氣消費產(chǎn)生影響。這些都對我國天然氣消費的增長形成約束。預計2020年，我國天然氣供應能力將達到3760億立方米，其中國產(chǎn)天然氣2360億立方米，進口天然氣1400億立方米，國產(chǎn)天然氣與《行動計劃》的目標有240億立方米的差距；2020年我國天然氣消費量約為3100億立方米，與《行動計劃》3600億立方米的目標有500億立方米的差距。

　　三、對策與建議

　　我國天然氣市場正處在成長期，在國民經(jīng)濟存在下行壓力，我國政府向世界宣告減排目標，能源結(jié)構(gòu)調(diào)整勢在必行的大形勢下，無論從增長還是減排的角度，都不應該出現(xiàn)需求滯后的情況。因此，我們必須以更加積極務實的態(tài)度和科學有效的政策調(diào)控應對"十三五"及未來更大的挑戰(zhàn)，給天然氣市場發(fā)展注入強勁動力。對于實現(xiàn)《行動計劃》目標，我們已經(jīng)具備一定的發(fā)展基礎、資源條件和市場潛力，當前最大的挑戰(zhàn)在于政府的產(chǎn)業(yè)政策導向、稅收和價格調(diào)控、監(jiān)管體系建設以及對技術(shù)創(chuàng)新的激勵和支持。具體對策與建議如下。

　　1.進一步創(chuàng)新體制機制，加強天然氣勘探開發(fā)力度

　　包括強化礦業(yè)權(quán)管理，嚴格探礦權(quán)退出機制；建立礦業(yè)權(quán)交易市場，促進礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)；引導投資主體多元化，鼓勵民間資本通過合資合作方式開發(fā)非常規(guī)油氣及難動用儲量，支持地方與企業(yè)的合資合作；設立風險勘探基金，拓展新區(qū)新領域勘探，尋找戰(zhàn)略接替；加大在致密氣等非常規(guī)資源開發(fā)方面的科技投入，通過差別化財稅政策，激勵致密氣快速發(fā)展；堅持政策激勵，持續(xù)推動頁巖氣和煤層氣加快發(fā)展。

　　2.大力推進天然氣價格機制改革

　　加快存量氣、增量氣并軌；推進居民階梯氣價改革到位；建立分季節(jié)、分時段的峰谷價格機制，從價格機制入手解決調(diào)峰問題；理順進口氣與國產(chǎn)氣、工業(yè)用氣和居民用氣的關(guān)系，推進天然氣市場體系建設；中國天然氣替代的主要對象是煤，在堅持與石油掛鉤的價格形成機制的同時，探索增加參照煤炭的價格參數(shù)。

　　3.加強對天然氣產(chǎn)業(yè)的調(diào)控與監(jiān)管

　　加大節(jié)能減排和煤改氣的政策調(diào)控力度；建立統(tǒng)一的監(jiān)管體制；研究制定統(tǒng)一的監(jiān)管標準、法規(guī)和監(jiān)管制度。加強天然氣管網(wǎng)的規(guī)劃與監(jiān)管；增強天然氣管道的公共服務功能，加快天然氣管道向第三方開放；發(fā)揮好行業(yè)協(xié)會在天然氣市場培育中的中介作用；建立透明的天然氣及城市燃氣的信息統(tǒng)計發(fā)布系統(tǒng)。