當前，全球經濟放緩，中國經濟進入“新常態”，低油價(jia) 、低氣價(jia) 的行業(ye) 背景給正處於(yu) 起步階段的中國天然氣市場帶來巨大挑戰。與(yu) 此同時，巴黎氣候大會(hui) 之後低碳發展已成為(wei) 全球共識，中國正處於(yu) 經濟發展方式轉型和能源消費結構轉型的關(guan) 鍵時期，未來高效、清潔的天然氣發展潛力巨大。
1.1 天然氣需求增速大幅放緩
2000－2013年，中國經曆了天然氣市場發展的黃金時代，全國天然氣消費量從(cong) 245億(yi) 立方米增至1705億(yi) 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(jia) 格驅動。2014年以來，受經濟放緩、氣價(jia) 走高、冬季偏暖、替代能源快速發展等多種因素影響，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(wei) 1845億(yi) 立方米；2015年進一步降至4%以內(nei) ，表觀消費量估計不到1920億(yi) 立方米（見圖1）。
1.2 資源供應出現過剩
按照幾年前兩(liang) 位數的需求增長預期，中國準備了過多的天然氣供應。國家發改委2012年印發的《天然氣發展“十二五”規劃》預測，2015年中國天然氣需求為(wei) 2300億(yi) 立方米；國家發改委等三部委發布的《能源行業(ye) 加強大氣汙染防治工作方案》要求2015年中國天然氣供應能力達到2500億(yi) 立方米。由於(yu) 需求增速放緩，中國天然氣市場出現供應過剩的苗頭。
2015年，中國三大石油公司均出現了不同程度的上遊限產(chan) 、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(jia) 轉售。中國石油一直是國內(nei) 天然氣和進口氣的主要供應者，2015年長慶、塔裏木等幾大上遊氣田均出現不同程度的限產(chan) ，LNG接收站按照最低輸量安排計劃，嚴(yan) 格控製現貨進口。中國石化則在夏季關(guan) 閉了普光氣田20多口氣井，日外輸量1000萬(wan) 立方米，僅(jin) 為(wei) 年初的一半。 進口氣方麵，中國石化於(yu) 2014年在國際市場轉售了巴布亞(ya) 新幾內(nei) 亞(ya) （PNG）的LNG長期貿易資源；對於(yu) 澳大利亞(ya) 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低價(jia) 轉售。中國海油於(yu) 2015年初決(jue) 定擱置安徽的頁岩氣項目，10－12月共轉售澳大利亞(ya) 昆士蘭(lan) 柯蒂斯（QC）LNG項目3船LNG現貨。
1.3 進口長期貿易天然氣麵臨(lin) 照付不議的壓力
2015年，中國LNG進口量大幅下降，1－10月僅(jin) 為(wei) 1592萬(wan) 噸，較全年合同量少570萬(wan) 噸。考慮到供應能力分別為(wei) 120億(yi) 立方米/年、250億(yi) 立方米/年的中緬管道和中亞(ya) C線投產(chan) ，加之三大石油公司正進入執行窗口期的合計300億(yi) 立方米/年（2400萬(wan) 噸/年）的長期貿易LNG進口合同，以及國內(nei) 上遊項目進展，未來5年內(nei) 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(yi) 立方米的市場增量才能保證消化過剩資源。
1.4 價(jia) 格競爭(zheng) 力明顯不足
2013年7月至2015年10月，隨著中國天然氣價(jia) 格改革三步走的落實，天然氣城市門站價(jia) 格平均上漲36%。同期，布倫(lun) 特原油現貨價(jia) 格從(cong) 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(cang) 價(jia) 格由575元/噸降至383元/噸，降幅為(wei) 33%。按單位熱值價(jia) 格計算，2015年11月初中國天然氣價(jia) 格已經基本與(yu) 燃料油和LPG價(jia) 格持平，是煤炭價(jia) 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(shang) 了天然氣發電的積極性。
1.5 新價(jia) 格將助推需求快速增長，但可能引發新問題
自2015年11月20日起，中國非居民用氣最高門站價(jia) 格下調0.7元/立方米，降幅接近25%，回到2011年的價(jia) 格水平。這將有助於(yu) 提升天然氣的價(jia) 格競爭(zheng) 力，促進中國天然氣需求恢複增長，緩解日趨嚴(yan) 重的資源過剩問題。
但是，氣價(jia) 下調可能引發三個(ge) 新問題：一是抑製非常規氣的生產(chan) 。頁岩氣、煤層氣、煤製氣的平均生產(chan) 供應成本相對較高，盡管不受政府最高門站價(jia) 管製，但在資源過剩的背景下，即便有政府補貼也很難與(yu) 常規氣同台競爭(zheng) 。本次價(jia) 改後非常規氣將麵臨(lin) 更加嚴(yan) 峻的生存壓力，規劃的產(chan) 能建設項目將被大麵積推遲甚至取消，相關(guan) 技術、材料、裝備的研發和製造也會(hui) 受到影響，進而抑製產(chan) 業(ye) 的遠期發展。二是抑製天然氣進口的積極性。國內(nei) 氣價(jia) 下調重新導致進口氣價(jia) 與(yu) 國內(nei) 門站價(jia) 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(jia) 格測算，考慮增值稅和氣化管輸費等因素，進口LNG價(jia) 格的盈虧(kui) 平衡點將降至7.5美元/百萬(wan) 英熱單位以下。三是下遊用戶難以直接享受降價(jia) 的好處。盡管門站價(jia) 格下調了，但是省級天然氣管網、城市管網的終端銷售價(jia) 未必能及時調整到位，這可能導致中間配氣環節截留利益，影響價(jia) 改預期效果的實現。
1.6 居民與(yu) 工商業(ye) 氣價(jia) 倒掛，違背市場規律
居民生活用氣規模小，不同時段和季節波動大，因此在所有的用戶中供氣成本最高；而工業(ye) 用氣規模大、需求穩定，單位供氣成本明顯偏低。因此，發達國家居民生活用氣價(jia) 格一般是工業(ye) /發電用氣的2倍甚至更高。中國則恰恰相反。以北京市為(wei) 例，目前居民用氣零售價(jia) 格為(wei) 2.28元/立方米，低於(yu) 2.78元/立方米的非居民用氣門站價(jia) 格，工業(ye) 用氣價(jia) 格則高達3.78元/立方米，發電用氣價(jia) 格也達到3.22元/立方米。能源價(jia) 格的交叉補貼不僅(jin) 擾亂(luan) 了正常的市場秩序，讓工商業(ye) 天然氣用戶背負了本不屬於(yu) 自己的巨大包袱，還容易滋生利益輸送等腐敗問題。
1.7 儲(chu) 運設施發展滯後
截至2014年底，中國輸氣管道長度約為(wei) 6.5萬(wan) 千米，配氣管道長40萬(wan) 千米。幾乎同等國土麵積的美國輸氣管道長度接近50萬(wan) 千米，配氣管道長度超過200萬(wan) 千米，分別是中國的7.7倍和5.4倍，中國僅(jin) 相當於(yu) 其上世紀50年代的水平。截至2014年底，中國已建成儲(chu) 氣庫（群）11座，調峰能力為(wei) 42.9億(yi) 立方米，僅(jin) 占2014年全國天然氣消費量的2.4%，遠低於(yu) 10%以上的世界平均水平。儲(chu) 運設施發展滯後極大地限製了中國冬季供氣的安全性，影響了天然氣市場的健康發展。
2中國天然氣市場發展機遇與(yu) 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(wei) 135億(yi) 立方米，天然氣占一次能源消費總量的比重約為(wei) 6.0%；全球平均水平分別為(wei) 467立方米/人和23.7%。對照發達國家天然氣市場發展規律，當前中國天然氣市場尚處於(yu) 早期階段，未來仍有較大的發展潛力。按照目前世界人均天然氣消費水平估算，中國14億(yi) 人口至少能創造超過6500億(yi) 立方米的市場空間。
長期來看，經濟因素是決(jue) 定天然氣需求能否增長的根本因素；短期來看，氣價(jia) 下調可能會(hui) 提高潛在需求用戶的用氣意願和支付能力。盡管挑戰重重，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(yi) 立方米，2030年將超過4500億(yi) 立方米，其間需求增速為(wei) 9%；若政策得當，天然氣需求在2020年有望達到3300億(yi) 立方米，2030年達到5000億(yi) 立方米以上，需求增速再度恢複兩(liang) 位數，達到11%～12%。
2.2 大氣汙染防治與(yu) 應對氣候變化提供了曆史機遇
作為(wei) 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(hui) 作出了碳減排的莊嚴(yan) 承諾。2015年11月19日，國家發改委發布了《中國應對氣候變化的政策與(yu) 行動2015年度報告》；11月30日，習(xi) 近平主席赴法國巴黎出席第21屆聯合國氣候變化大會(hui) 開幕活動並發言，向國際社會(hui) 傳(chuan) 遞了中國參與(yu) 國際氣候治理、堅持低碳發展的決(jue) 心和誠意。中國承諾，2030年單位國內(nei) 生產(chan) 總值CO2排放量比2005年下降60%～65%。這不僅(jin) 會(hui) 帶動中國非化石能源的發展，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 天然氣的發展空間在於(yu) 替代煤炭
天然氣作為(wei) 一種新興(xing) 的化石能源品種在中國發展曆史較短，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自身發展的，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(cong) 目前的情況看，替代煤炭潛力最大且最為(wei) 現實。
從(cong) 國外的經驗看，氣代煤先從(cong) 工業(ye) 燃料和化工轉化領域開始，最後推向發電領域。因此，目前發達國家“碩果僅(jin) 存”的煤炭消費主要集中在發電領域，發電用煤在美國占90%，在德國占80%，在韓國占60%（另有28%用於(yu) 煉焦），在日本占53%（另有32%用於(yu) 煉焦）。中國的氣代煤替代路徑也應如此。目前，中國用於(yu) 發電的煤炭消費隻占46%，另外50%左右用於(yu) 供熱、化工轉化、工業(ye) 燃料等領域。如果這50%左右用於(yu) 供熱、工業(ye) 燃料等的煤炭能夠被新能源和天然氣分別均等替代，那麽(me) 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(yu) 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(wei) 1126億(yi) 立方米。其中工業(ye) 替代需求最大，占47%；發電替代需求占37%；供熱替代需求占16%。從(cong) 地域分布上來看，氣代煤市場主要集中於(yu) 東(dong) 部沿海地區的京津冀魯、長三角、珠三角區域，因為(wei) 這些地區既是煤炭消費密集地區，又麵臨(lin) 較大的環保壓力，經濟承受能力相對較強，是減少煤炭使用的重點地區。特別是燃煤電廠集中地區減排壓力較大，單位麵積汙染物排放強度是全國平均水平的5倍左右，為(wei) 天然氣市場的發展提供了廣闊空間。
3相關(guan) 政策建議
3.1 深化市場改革
近兩(liang) 年來，為(wei) 推進天然氣市場化改革，中國政府密集出台了多項配套政策，包括開放天然氣基礎設施、成立並運行上海石油天然氣交易中心、天然氣價(jia) 格改革、新疆常規油氣田向社會(hui) 資本開放招標等。但與(yu) 國外先進國家相比，中國天然氣市場在價(jia) 格管理機製、市場開放度、天然氣的競爭(zheng) 性等方麵還有很長的路要走。
因此，建議首先要完善天然氣價(jia) 格機製，解決(jue) 居民與(yu) 工業(ye) 用氣價(jia) 格倒掛、交叉補貼等問題，縮短調價(jia) 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(jia) 和熱價(jia) 與(yu) 氣價(jia) 的傳(chuan) 導機製，完善調峰發電價(jia) 格機製；此外，還要優(you) 化管網體(ti) 製，加強市場監管，減少中間環節，放開大用戶直購，推動熱值計量計價(jia) 等。
3.2 加大環保力度
高效清潔的天然氣是中國優(you) 化能源結構、實現能源革命的必然選擇。目前國內(nei) 外天然氣市場供應寬鬆，與(yu) 中亞(ya) 資源國的天然氣合作順利推進等，為(wei) 中國大力發展以氣代煤提供了有利時機和資源保障。
因此，政府應製定更加嚴(yan) 格的環保政策並落實到位，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展路線，加快燃煤設施天然氣替代步伐，並將其從(cong) 沿海向內(nei) 陸城市推廣，在大中城市設立“無燃煤區”；研究征收碳稅或環境稅，以體(ti) 現不同能源的生態補償(chang) 成本。
3.3 促進產(chan) 業(ye) 發展
天然氣產(chan) 業(ye) 的快速發展，需要國家相關(guan) 政策的支持，特別是在行業(ye) 技術創新與(yu) 管理創新方麵。建議國家鼓勵天然氣、電力企業(ye) 加強合作，縱向一體(ti) 化發展；加強燃氣輪機技術研發，努力降低設備購置和養(yang) 護成本；對天然氣儲(chu) 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(ye) 升級疏導，給予資源性城市特殊支持政策。
來源：《國際石油經濟》