常态下的隐忧

○ 文／本刊记者 赵 雪

常态下的隐忧

○ 文／本刊记者 赵 雪

我国天然气供需矛盾将长期存在，“冬供”将成为一种常态。而其后存在的隐忧必须正视。

“有惊无险”，中国石油天然气与管道公司副总经理侯创业曾这样形容冬供期间的供应结果。

这或许并不是一家之言。对于“三桶油”来说，每一个参与到冬供任务的石油人也许都能感受到个中滋味。

这种“庆幸”，隐含着担忧。

最近几年来，一个被人们造出来的词始终与冬季天然气供应如影相随，那就是—气荒。

“中国的‘气荒’主要是需求过快增长引发的现象。”中国石油大学工商管理学院教授、天然气研究专家刘毅军认为。

2014年11月，国家发改委公布的数据显示：迎峰度冬期间，天然气总需求为882亿立方米，总供应量820亿立方米，缺口62亿立方米，供需状态为超紧平衡。这意味着2014年11月到2015年3月，我国天然气需求大于供给。

未来，中国的天然气消费量还将进一步增加。

据中国石油集团公司披露，综合国家多个规划，2015年，我国天然气消费量预计为2300亿立方米，2020年达到3600亿立方米。到2020年，我国天然气在一次能源中的比重将从现在的5.9%提高到10%。

雾霾不在，天气晴好，尽享天伦之乐。 供图/CFP

与此同时，近两年，我国天然气对外依存度逐年增加，已经突破30%。所以，进口天然气供应一旦出现较大波动，将给国内天然气的保供带来严峻挑战。

冬供成常态

2014年12月18日，乌鲁木齐晚报官方微博发布消息：针对目前日益严峻的供需矛盾，市燃气办要求首府各燃气企业与中石油西部管道公司对接城市需求增量，合理确定城市门站接收分配量，以保障城市管网供应平稳。按照往年采暖期天然气应急预案，首府天然气缺口达到一定量将对社会车辆、工业、商服洗浴、餐饮等用气控量调节。

作为国内首个气化城市，乌鲁木齐市在实行煤改气之后，天然气需求仍旧处于紧张状态。数据显示，在没有进行大规模煤改气之前，乌鲁木齐采暖期天然气消费高月平均每天用气367万立方米；但是煤改气后，高月平均每天用气猛增到1436万立方米，激增390%。在2014年冬季、2015年春季，乌鲁木齐天然气需求量为29.8亿立方米，同比增加7.6亿立方米，高月平均每天需求2363万立方米。

刘毅军认为，2013年以来，全国受大范围持续雾霾天气影响，特别是《大气污染防治行动计划》的推出，治理雾霾、减低细颗粒物（PM2.5）浓度明确成为地方各级政府责任，各地普遍推出大量“煤改气”、“油改气”工程计划，致使用气需求超常规增长，天然气供应在持续多年高增长率基础上承受着空前压力。

“随着从前年开始的煤改气工程力度逐渐加大，去年天然气需求量增加了3500万立方米/日，今年则再此基础上又增加了4000～5000万立方米/日。”侯创业透露。

可以预见的是，未来一个较长的时期，随着国家把清洁能源利用上升为国家战略，大气污染治理力度加大、城镇化进程加快，作为优质低碳、最现实的清洁能源，天然气替代煤炭成为各地的首选，需求增幅将呈持续上升态势。这是近年来，我国天然气消费快速增长的主要原因。

曾有人“戏言”，“冬供”就是“看天”工作的任务，气温每升高1摄氏度保供的压力就减轻一些。不过，天气不完全是“冬供”的救星。

冬季天然气缺口不断增加，是一个长期存在的事实：2009年开始，我国冬季的天然气用量增幅都高于非采暖季，每年平均增幅超过20%。

中国石油冬季保供的多年数据显示，2006年冬季供应量是180亿立方米，2013年是570亿立方米，七年之间增长了217%。

事实是，多年来，中国天然气的需求增长远远高于供给增长。过去五年，中国天然气的产量从2009年852亿立方米，增长到2013年的1178亿立方米，平均年增速是6.19%。而同时期的消费量，从895亿立方米增长到1680亿立方米，年平均增速是15.64%。供需缺口，如果仅从国内自产气来说,2009年为40多亿立方米，2013年扩大到500多亿立方米。这些缺口，需要进口大量的天然气资源。

往年排队加气的景象，今年不复见。 供图/CFP

2014年平安夜，北京调控中心调度一处华北调度台工作人员监控的日指示数据显示，今冬北京地区天然气冬夏峰谷差接近12∶1。

12∶1意味着什么？意味着北京地区冬季天然气日最大用气量比夏季最低用气量整整高出了12倍。冬季峰谷差的存在，正是中国天然气整体供需矛盾的体现。

由于中国特殊的地理位置，决定了冬季较长，供暖区域广，采暖需求量大。同时，我国用气结构中采暖用气比重较大，天气变冷，采暖用气峰值很高，缺口随之加大，导致供应紧张。极端天气下，局部地区短期内这种矛盾更大。

种种数据及现象表明，我国天然气供需矛盾将长期存在，加之我国天然气利用的季节性特点，每年冬季天然气的保供将成为一种常态。

资源品质变差

国内天然气需求呈井喷式的增长，给天然气的资源供给带来极为严峻的挑战。

中国石油提出，在立足目前天然气整体开发的形势下，初步规划2020年天然气产量达到1200亿立方米左右，届时油气当量产量基本持平。

产量怎么来？要保证如此规模的天然气供应，需要国内气田持续稳产、上产。同时，要发展国内致密气、页岩气和煤层气等非常规天然气。

但由于中国贫油少气，气藏禀赋品位低，勘探开采难度大，产能建设周期长等原因，保证资源阵地的上产并非易事。

中国石油勘探与生产分公司副总经理何江川提出，更为现实的问题是，中国油气田的资源品质正在变差，有效动用面临挑战。

2001年以来，新增储量中低渗—致密等低品位储量占70.3%；已开发的低渗—致密等复杂类型气藏采收率普遍偏低（30%）；煤层气、页岩气等非常规资源巨大，但主体技术还不够成熟。而仅就中石油的天然气田而言，生产负荷因子已接近1，低产气田调峰能力有限，高产气田过度调峰将造成气田伤害，极有可能影响气田整体的开发效果。

与此同时，我国多井低产已成现实。如何提高单井产量，是众多油气田不得不面对的难题。2009年以来，我国低渗砂岩、碳酸岩及火山岩等复杂类型气藏占新建产能比例超过80%，整个中石油平均单井产量不足2.5万立方米/日。

更令气田开发者头疼的是，随着开发环境的日趋严峻，安全环保问题越来越突出。尤其是2015年新安全环保法的实施，对天然气安全生产提出了更高要求，带来气田开发投资成本的提高和建设周期的增加。此外，矿权形势的日益复杂，外协征地难度的加大，“三高”气井不断增加，环保要求更严，安全风险也更大。

“客观地说，虽然我们在尽最大努力开发常规气田，但从发现到开发一个气田大致需要7～8年，完全用国内气田来支撑整个国内天然气保供需求难度是比较大的。”何江川坦陈。

为此，中国石油、中国石化都在加紧对非常规气田的勘探开发。如涪陵页岩气成为今年中国石化的保供资源阵地。目前，涪陵页岩气日产能力700立方米/日以上，累计产气超过10亿立方米，相当于400万户居民一年生活用气需求。这将替代更多的川气东送天然气向长江中下游供应。中国石油在煤层气、页岩气方面，2014年产量分别达到14亿立方米和1亿立方米。

不过，也有石油从业者谨慎地表示，非常规天然气特别是页岩气，我国能否像美国一样，在整个天然气产量中占有很大比例，现在还很难做出明确的判断。与北美地区相比，中国页岩气资源的禀赋较差，而开采配套技术、评价资源以及如何科学清洁地开采都需要时间和一个过程。

面对上述困难，有业内人士表示，国家层面的政策支持是解决问题的关键。比如，目前国家对煤层气的补贴、税收优惠政策比较完善，有力支持了公司煤层气勘探开发业务的规模和有效发展。而目前致密气尚无国家补贴及税收优惠政策，如以苏里格气田为代表的致密气田已实现规模开发，但仅动用富集区储量，且单井稳产期只有3年，开发效益差，需要国家给予财税支持，以实现低丰度区致密气储量的有效动用及致密气产量的上产和长期稳产。

其次，页岩气补贴政策截至2015年底将到期，税收等优惠政策正在研究中。因此，企业呼吁页岩气开发需要国家延长补贴政策，健全税收等优惠政策。

调峰能力弱

相对于LNG调峰、气田调峰等其他常规调峰措施，地下储气库因容量大、经济、不受气候影响、安全可靠、能合理调节用气不平衡等优点，成为各国在地质条件允许下最主要的调峰方式。

进入“十二五”，随着天然气的快速发展，储气库在天然气供应链中的调峰作用日益明显，受到各方重视。不过，不可回避的事实是，因为储气库建设周期长、投资大，“我国储气库建设处于严重不足和落后的状态”。中国石油大学油气产业研究中心主任、工商管理学院副院长董秀成的这一观点，也是业内的共识。

根据中国石油测算，预计2015年1月全国天然气需求量达到4.8亿立方米。而这一数字在2014年同时期，仅有3.85亿立方米。“增加的这一个亿怎么补，就是靠LNG和储气库，但是现在LNG和储气库的量远远不足。”侯创业认为。

据记者了解，目前我国已建储气库（群）11座，其中中石油10座，中石化1座，总设计工作气量177亿立方米，预计2014年调峰能力43.3亿立方米，仅占天然气消费量的2.3%。

以中国石油的安排来看，预计2018年储气库规模形成100亿立方米，到2020年达到130亿立方米左右；但储气库工作量与天然气总消费量的比例依然达不到10%。

放眼国外，储气库建设则是另一番景象。现今，世界上共有693座地下储气库，总工作气量为3588亿立方米，约占天然气消费量的11.3%，发达国家和地区储气库工作气量占天然气消费量的比例为17%至27%。如美国、俄罗斯作为产气国，这一比例分别达到11.3%和16.8%，而德国、法国等非产气国的比例则高达25%～27%。

储气库建设的缺失，让中国石油等企业在用气高峰期采取调峰措施时显得捉襟见肘。

我国储气库建设的速度，与天然气需求量的增长形成鲜明对比。中国石油勘探开发研究院廊坊分院地下储气库设计与工程技术研究中心书记丁国生曾对媒体表示，即使是成熟技术，储气库的建设周期也在10年以上。而随着我国油田地质状况日益复杂的现实，晚几年建设的储气库设备成本、钻井成本和垫底气成本等造价还要再高出一大截。

在董秀成看来，造成这一局面的根本原因有两点。首先是利益问题。储气库的建设成本和运行成本非常高，建设周期长，在目前天然气价格的情况下无法实现盈利。其次，也是非常重要的一点，我国缺乏互联互动的管网。因为缺乏这种联动性，就导致储气库天然气无法实现全国互通。

除了数量不足、技术不成熟外，我国储气库的运营管理与国外较为成熟的模式也有不同和差距。

一般而言，国外储气库的运行以国家监管、公司为主体运营，商业化运作模式为主。以美国为例，储气库属于多个不同的公司经营，但政府宏观控制，保障储气库发挥应有的效应。其储气库运营基本上由三类公司负责：大的管道公司、燃气公司和独立的储气商。调峰作用，便由这三类公司共同发挥。

“它们之所以能够实现这一点，是因为有非常健全的市场体制。”董秀成解释。

而就储气库建设和管理来看，我国目前基本是以“三桶油”建设运营，城市燃气企业则非常少见。

董秀成建议，我国储气业务的市场交易机制还没有配套建立起来。随着天然气价格改革的推进，应鼓励大用户、城市燃气企业、金融机构等参与储气库市场交易，逐步完善储气交易市场。要想让更多的社会主体参与到储气库建设中来，必须实现管网独立运营，让天然气价格“动起来”，才能使其有利可图。

根据现有政策看，储气库的建设似乎正在向着这个方向发展。

2014年4月，国家发改委下发了《关于加快推进储气设施建设的指导意见》。《指导意见》提出，将优先支持用气峰谷差超过3∶1、民生用气占比超过40%的天然气企业和所供区域建设初期设施，同时在资金、建设用地上给予优惠政策，鼓励各种所有制经济参与储气设施投资建设和运营。加大对储气库设施投资企业融资支持力度，地方政府为建设初期设施发行的企业债券不受年度发债规模指标限制。

这一政策的出台被视为积极讯号。但业内人士表示，这次释放的政策信号仍需要进一步落地可执行的具体细则，在资金、税收、建设用地、设施规模等方面要拿出明确的支持措施。

价格的正反作用

价格反映市场供给关系。在我国，天然气价格的改革始终是市场关注的焦点。

过去很长一段时间，由于我国天然气规模不大，以及西部产气区与东部用气区极不平衡的发展现实，天然气价格主要由政府主导。随着我国天然气产量与消费需求均发生巨大变化，这种方式显然不符合市场发展规律。

为了逐渐向市场化过渡，几年间，我国天然气价格经历了几次调整。2007年，工业用气价格提高0.4元/立方米，引导天然气消费先保民生的倾向；2010年，国家普调天然气出厂价0.23元//立方米，调高执行统一运价率的管输费0.08元/立方米；2011年，部分省份退出了差异化的价格机制，即部分省市试行价格联动，和两广试行“市场净回值法”；2013年，非居民用气全国实行统一的市场净回值法，居民用气开始逐步推行阶梯气价法。

“近几年，我国天然气价格增长幅度、力度、频率都是最大的。从目前看，天然气气价正在向有利于供给方倾斜。”刘毅军说。

中国天然气业务正由低价发展期向全面市场化转变。较长时期的低价供给,推动了主体产业的迅速发展和市场的快速成长，同时基本形成了供需总体平衡的态势。天然气价格改革，为我国天然气业务的市场化奠定了基础。

“目前看，气价增长对于天然气消费的影响很大。2014年，天然气消费量增长幅度远小于往年。”刘毅军表示。

在记者采访中，不止一个油田相关负责人表示，2010年至今，我国天然气价格经历了翻番上涨，天然气在下游的拓展步伐受到高价的抑制作用。工业用气明显减少，有企业每日至少减少400万立方米天然气用气量。

侯创业告诉记者，由于目前工业用气价格高于民用，所以化肥、化工这些以天然气为原料的工业逐渐退出天然气应用领域。他透露，与2012年化肥、化工130亿立方米的天然气用量相比，2013年降到了100亿立方米。2014年，这一数字已经不到60亿立方米。

虽然天然气消费量的增长幅度减少对冬季供应压力有所缓解，但也意味着效益的缩减。除此以外，建材、低端陶瓷、低端玻璃等工业用气也在逐步被替代。

对于油公司而言，天然气价格上涨幅度并没有给致密气、页岩气开采带来更多的好消息，没有根本解决进口管道天然气和LNG的价格倒挂问题。

“由于进口管道气成本较高，价格自然相对高，国内天然气价格调整后，气田产气价格仍然低于从中亚进口的管道气，每到夏季用气低峰期时，几乎很少有人会购买我们的管道进口气。”运行管理部常海军有些一筹莫展。

更为难的是，国内处于冬季保供正酣之际，中亚国家也正处于天然气的使用高峰期。作为连接土、乌两国气源地和国内下游用户的企业，中亚天然气管道公司不仅每年要为此做出很多艰难地协调工作，而且面临着极大的管道运行安全压力。

“因为夏季需求缩减，使得管网压力与冬季相比有所下降。这种压力的反差非常不利于管网的平稳运行。”中亚天然气管道调控中心跨国运行协调工作人员金海鹏说。

侯创业提出，保证管网的平稳运行，天然气发电必不可少。他举例，目前美国、俄罗斯用于发电的天然气消费量占整个天然气应用的三分之一上。即便是韩国、日本这类靠采购高价LNG支撑供应的国家，天然气发电也占到天然气总体消费量的一半以上。

“夏季使用天然气发电，冬季时这部分发电使用的量再用于保证民用的采暖，这样做可以保证生产和管网的平稳运行。但是，这需要国家在气电价格联动上做出政策上的支持。”侯创业补充道。

土库曼斯坦的滚滚气流从西而来。 供图/CFP

编后语

北风朔，雪花落。

又到一年用气高峰时节。据测算，2014年国内采暖季天然气需求量为非采暖季的2倍，缺口达62亿立方米，供需维持“超紧平衡”状态。

作为国内天然气主要供应商，中国石油集团2014年年中即启动“冬供”预案，全面部署保供工作：通过加大资源开发力度、提高国内气田生产负荷、提高储气设施运行效率、加大国外天然气引进力度、压减企业内部生产用气等措施，不断提高供气能力。在天然气生产一线，数十万中国石油人坚守在冰天雪地，用实际行动遥遥守护着千家万户的温暖。

中国石油新闻发言人曲广学表示，中国石油作为我国主要天然气生产和供应企业，有责任、有义务做好天然气“冬供”工作。可以为其做注脚的事例是，尽管进口管道天然气和LNG成本较高，中国石油仍积极进口管道天然气和LNG，总量将超过208亿立方米，均比上年同期增加10%以上。

截至目前，“冬供”一切平稳。

然而，无法回避的严峻现实是，在气化中国、广泛使用清洁能源的今天以及今后，天然气供不应求将会成为一种常态。到2020年，天然气在一次能源中的比重将从现在的5.9%提高到10%，届时天然气消费量将达到3600亿亿立方米。

一边是急剧增长的天然气消费量，一边是中石油不得不面对的“冬供”四大难题：供不应求将成为常态；资源品质越来越差，开发成本越来越高；调峰能力弱，短时间内无法完善储气库基础设施建设；天然气价格仍不到位，有待进一步调整……

在这一系列因素下，2015年、2016年冬供能不能保证平稳？怎样才能保证长期平稳？

这些不仅仅是需要企业考虑的问题。

我国天然气价格虽然经过两次调整，但是仍然存在一定调价空间，这在一定程度上抑制了生产商的积极性，阻碍资金投入；非常规油气资源开发受限于投入和技术，进口天然气更出现价格倒挂，使企业承担着上百亿的亏损额，这些都指向天然气市场机制的进一步调整。

要解决这一问题，不仅需要尊重市场规律，而且需要国家做出顶层设计。

责任编辑：侯瑞宁

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