摘要：2009年11月，引起广泛关注的“气荒”是产业链风险的再次体现，是产业链快速发展的阶段问题。为避免“气荒”频发，着眼整个天然气产业链及其外部环境，剖析了“气荒”产生的原因，提出特定发展阶段、独特动力结构和特殊发展轨迹是解读“气荒”的关键：①产业链处于快速发展阶段并提早进入市场引导资源的细分阶段，伴随供需失衡是难以避免的正常现象；②产业链上、中游有一定竞争性，中游的干线和支线处于一定分割状态，低气价和管道燃气接驳费等下游市场制度安排，各环节均产生强烈的需求扩张冲动，激发了天然气供需失衡；③早期以低价支农惠民起步，我国经济发展水平和城市化水平迈上新台阶，下游市场形成巨大城市燃气需求，天然气利用规划不到位以及储气设施、调峰手段严重不足，加剧了天然气供需失衡。为此提出了有效防范天然气产业链风险的建议：①必须加强产业链发展规划；②建立全产业链调峰、错谷机制；③从全球视角看待价格机制改革；④逐步通过产业链结构改革，引入竞争机制。
关键词：天然气供应；天然气消费；“气荒”；产业链；风险；防范
2009年11月，随着大范围雨雪天气的来临，中国许多地区出现了“气荒”——天然气供应紧张的局面。过去几年间，也出现过天然气供应紧张现象，但像今年如此大规模天然气供应缺口，还是首次。
1 全国主要城市“气荒”情况
我国一些主要城市2009年11月进入“气荒”后的报道：重庆市主城区日供气缺口达(20～30)×104m3，随着气温逐步降低，缺口可能继续扩大。武汉市日供气缺口约60×104m3，50多家工业和商业用户处于“断气”状态。南京市日供气缺口为50×104m3，每天需要30×104m3液化天然气(LNG)来补充，全市库存量已不足100×104m3，每天补入的气量只有(2～5)×104m3(见图1)。
截至2008年，我国已有280个城市用管道天然气，全国大中型城市民用气人口已达1.1亿。1998年我国天然气消费总量为202.57×108m3，民用量占11.9%；2007年则分别为695.27×108m3和19.2%。说明我国天然气产业链(以下简称产业链)经过了9年的快速发展。“气荒”出现是产业链风险的再次体现，保证城市燃气需求已成为防范产业链风险的重要方面。[1]
2 “气荒”原因透视
大范围异常天气使采暖用气量剧增，引起“气荒”，这一导火索背后的深层原因是产业链风险。[1]
2.1 特定发展阶段伴随的供需失衡
天然气利用在我国虽有一定历史，但跨地区、涉及多产业等却是在本世纪内。在不到10年短时间内，我国产业链经历着快速发展阶段，表现为：
1) 天然气产量、探明可采储量快速增长，而储采比快速下降。据《BP世界能源统计2009》统计，我国天然气产量1998～2008年10年增长3.27倍，尤其是2003～2008年5年平均增速为16.8%；天然气探明可采储量相同的10年间增长1.8倍，特别是到2008年近5年平均增速达到13.4%；由于产量增速更快，天然气储采比从1998年的58.7快速下降到2008年的32.3。
2) 长输管线建设发展迅速、主干管道实现联网。2004年起，长输管道建设进入快速发展时期，忠武线、西气东输一线、陕京二线等跨地区干线长输管道相继建成并运行，西气东输二线、普光气田川气东输管线也将建成投产；同时连接各大长输管线的冀宁联络线、兰银输气管线、靖榆联络线、淮武联络线等相继建成投产，未来还会加入沿海输气管道等之间的联络线；此外，大张坨等多个储气库相继建成并投产；考虑到中亚-中国输气管道、建设中的中缅输气管道、筹建的中俄输气管道等多条跨国管线和筹建的沿海输气管道，我国骨干输气管道的基本框架正在快速形成，以全国联网主干管道为骨干的天然气长输管网已初具规模。
3) 形成了跨地区、多样性的天然气消费市场。我国天然气消费市场发展迅速，形成了东北地区(城市清洁型、化工型和工业燃料替代型相交织的混合型)、环渤海地区(城市清洁型和发电型)、长江三角洲地区(发电型、城市清洁型和少量化工型相交织的混合型)、东南沿海地区(发电型和城市清洁型)、中南地区(城市清洁型和少量化工型)、西南地区(城市清洁型、化工型和工业燃料型并重的混合型)及西北地区(城市清洁型、化工型和发电型并重的混合型)7大不同类型天然气消费市场。[2]环渤海地区、长江三角洲地区等消费市场快速升温，2004～2007年，前者天然气消费量占全国消费量比例平稳保持在13.5%～14.7%，但消费总量由57.01×108m3增加到96.29×108m3；后者的比例由3.46%上升到12.65%，消费量由14.15×108m3增至90.44×108m3。
4) 天然气消费结构不断变化、在一次能源消费结构中比重平稳上升。发电和居民用气所占比例稳步上升，化工和工业用气比例呈下降趋势。1997年发电用气占2.4%，2007年升为11.5%；同期，民用气由10.9%升为19.2%；化工用气由41.3%降到32.1%；工业用气由42.7%降到29.6%。1978～1997年间，天然气在一次能源消费结构中所占比例呈逐年下降趋势，由3.2%下降至1.7%；但自1997年陕京输气管道一线投产以来，比例则逐年平稳上升，2008年达到最高值3.8%。
5) LNG进口增长迅速、天然气市场国际化程度越来越高。我国2006年开始进口LNG，2006年进口约10×108m3，占当年天然气总消费量的1.78%；2007年约38.7×108m3(占5.57%)；2008年约44.4×108m3(占5.5%)，一定程度上缓解了我国天然气供求矛盾。为满足国内市场快速增长，海上、陆上同步实施天然气进口计划。中亚-中国输气管道已实现通气目标，2012年全线投产后，预计年输气量为300×108m3；中缅天然气管道预计在2012年建成，计划年输气量为120×108m3；并通过陆上管道拟从俄罗斯进口天然气；还通过海上通道启动了多项LNG进口项目。
10年内，我国产业链经历着快速发展阶段，出现一定程度供需失衡，属发展阶段中难以避免的正常现象。现在看，该阶段可分为资源寻求市场和市场引导资源两个阶段。由于我国是天然气资源相对贫乏国家[3]，产业链正在提早进入市场引导资源阶段(有了需求市场，急着去寻找资源，建设管道)。
2.2 独特动力结构激发的供需失衡
中国产业链上、中游有一定竞争性，3大石油公司拥有特定区域资源开发权，各自修建干线管道，由于各自控制干线管道，下游市场一旦开发，其他主体很难进入。3家公司修建管道、占领市场的竞争很激烈。
干线和支线处于一定分割状态。干线管道主要由3大石油公司修建和控制，干线到省级分输口后的支线很多由地方政府管理的企业修建和控制，使得天然气生产商很难直接面对下游用户(特别是城市燃气用户)，一旦形成一定市场条件，在地方政府主导下，支线公司、下游用户向生产商争夺资源也异常激烈。在该动力结构下，天然气相对供给不足或过剩时，长期合同很难严格执行。
低气价和管道燃气接驳费等制度使天然气下游用户特别是城市燃气企业具有强烈的扩张冲动。接驳费制度始于20世纪80年代，中国城市管道燃气(煤制气)兴起时，许多城市政府缺乏建设资金，各城市依靠政府投资和接驳费建立起管道燃气供应的雏形。接驳费对推动城市管道燃气发展起到积极作用，其收取已成为城市燃气企业收入的重要部分，刺激城市燃气企业扩张用户数量越多，对自己增加收入越有利。与接驳费制度相伴的低气价政策，也极大地刺激了下游各类用户的扩张。
2.3 特殊发展轨迹加剧的供需失衡
从历史看，我国均是在近气区利用天然气，早期主要以支农、惠民形式出现，气价低是突出特点，消费量小，没有争夺资源问题。后来，下游市场在短期内发展迅速。特定历史轨迹成为如今的制约因素，难以运用价格机制约束和调整天然气的供需失衡。
美国、欧洲大规模开发利用天然气分别超过90年和40年，均已进入成熟阶段。而我国进入快速发展阶段不到10年，对其发育规律认识不足。如西气东输工程建设时没有认识到天然气需求会迅速暴发，上了一批发电、化工等项目，给如今供需失衡埋下隐患。如及时用价格杠杆调整，会缓解如今的被动局面。这也与规划不周密和末端运营机制有关，现在看，需重新对现有和新上项目详细规划、评估。
恰在这个阶段上，特别是2003年后，我国经济发展水平和城市化水平迈上新台阶，形成巨大的城市燃气需求。同时，天然气利用规划不到位，下游市场更多靠地方政府与石油公司、用户与石油公司磨合，分散形成和调节，其“爆炸式”增长无法有效遏制，难以避免波动性问题，特别是有些城市安装了很多分户式天然气采暖设施，如壁挂炉天然气采暖空调(一套130m2住宅24h连续采暖用气达30～36m3，数十个小区同时用气产生的峰值，使城市供气系统难以承受)，加之气价相对其他替代能源价格的比价偏低，在一定阶段造成用气量急剧增加，必然出现供需失衡。
还有，由于上述原因，导致管道等早期设计没有考虑到如此巨大的用气量，管网运输能力难以满足市场需求，管道在消费城市分布不合理，储气设施、调峰手段严重不足。中国地下储气库建设起步较晚，在20世纪90年代才开始研究建设地下储气库。气库等储气设施建设周期长、投资大，需要特殊的投资回收安排，目前缺乏并难以建立有效的制度安排。另外，要实现有效调峰，不仅要求地下气库具有有效的库容量，也要求其分布在距干线和用户较近的范围内，[4]但我国却很难选到适合建设气库的地方，[5]要在短短几年内建设大量储气设施是不可能的，遇有极端情况，“气荒”和“荒气”(指天然气的相对过剩局面)在我国的表现会更严重。
正是这些深层原因导致产业链风险，供需失衡的诱因在今天可能是天气，明天就可能是其他因素。与其他国家相比，“气荒”和“荒气”在我国可能反复更多次上演。
3 “气荒”防范对策
要有效防范“气荒”和“荒气”的出现或减少损失，必须着眼全产业链风险防范角度全面寻求对策。
3.1 加强产业链发展规划
以我国现在的城市化规模，天然气下游市场的需求会迅速爆发。首先要在明确天然气主要用于什么用途的基础上，需要下很大气力来发展、完善城市用气，把它作为一个战略方向来引导，以城市用气安全为中心，整个产业链的规划应做较大调整。目前，还缺乏全国天然气利用详细、可执行的总体规划，没有明确天然气主要侧重供应哪些下游市场，如何引导城市用气，先供应哪些城市，全国大范围城市用气后对供气城市新的要求等。针对城市燃气需求特点，规划应包含天然气资源量、产量、管输量、用气量的严格匹配要求，保障长期稳定供气。规划还应包含产业链各环节储气、调峰设施如何建设，资金如何筹措，投资如何回收等。同时，由于天然气、液化石油气及人工煤气等将长期并存、相互补充，形成新的区域均衡，还应规划其合理分区。
由于我国一时还难以理顺天然气定价机制，规划更具有独特作用，通过规划实施天然气利用的总量控制，优化消费结构，引导可中断、可转换用户的发展，理顺产业链上中下游的协调、衔接机制。
3.2 建立全产业链调峰、错谷机制
在努力解决长期总量供气安全的前提下，应着力建立全产业链调峰、错谷机制，使产业链各环节具备一定不同分工的调峰、错谷能力。如开发调峰：气田生产能力要留有余地，有后备气井供调峰使用；输送过程中调峰：通过建立储气库或者建立管道的增压设施进行调峰；城市配送中调峰：大中型城市应建立储气设施和利用LNG进行调峰等。[6]鼓励可中断、可转换用户的发展，国内外经验均表明，通过价格政策的长期引导作用，配合规划，大量可中断、可转换用户的存在对实现用气调峰具有独特作用。[7]当然，天然气管道的相互连通，可以在更大时空内实现资源的调动，有利于增强特定区域内用气的调峰、错谷能力。
3.3 从全球视角看待价格机制改革
有必要将国产气和进口气与替代能源价格“挂钩”的方式相区别：国产气价格应更多与煤炭价格“挂钩”，进口气价格可更多和原油或汽柴油等燃料用油价格“挂钩”。前者挂钩方式能充分体现我国能源生产和消费结构的特点；由于国际原油价格波动频繁，不适宜作为在我国天然气消费中占有较大比例的国产气价格的比照对象；也可为今后我国争取国际市场上的天然气定价权埋下伏笔。目前，我国进口气价格更多接受国际市场影响，随着形势变化，我国也应争取进口天然气的“中国定价方式”。在决定天然气定价机制方面，中国要考虑这个战略问题。跟油价或国际天然气市场完全联动不可取，这意味着中国天然气紧随国际市场，无法发挥自身的作用。况且国际天然气市场也有很强的区域性。应该根据中国国情决定天然气定价机制，最起码国产天然气要保证这一点；在国外合作勘探开发获取的天然气产品分成等，其成本具有更大可控性，有利于天然气价格的稳定。总的原则是：国产气和国外合作获得的产品分成天然气价格要能稳得住，进口气也要能在国内把价格涨上去，使国外的气能愿意进来，销得出去，争取进口天然气的“中国定价方式”。这里有自主定价权问题，也有在国际范围内，争夺到天然气资源，保证我国长期用气安全的问题。
3.4 逐步通过产业链结构改革，引入竞争机制
现行产业链价格机制已不能适应其发展需要，需要新一轮产业链规制改革。目前，国内天然气价格与替代能源的比价偏低，2009年5月，全国79个主要大中城市民用管道气与民用电等热值价格比为1:0.84～1:4.67，平均为1:2.65。短期内，首先要理顺天然气与替代能源比价关系；为引导天然气资源在区域上优化配置，可实施不同区域的基准价格，气价浮动幅度也可分区制定；价格调整可以小步快走；在理顺比价关系的同时，理顺上、中、下游的关系。
协调发展的关键在产业链体制取向。从中、长期看，市场化的产业链结构规制变革可朝3个方向发展：形成天然气交易中心、天然气价格市场化、管道公司独立经营。上海未来将成为多气源汇集中心，以上海为中心的长江三角洲地区具有形成天然气交易和定价中心的可能。将几个国有石油公司的干线管道和地方控制的支线管道剥离出来，成立专门的管道公司，实行联网运行，制定管网定价法则；将干线与储气库捆绑管理进行分离；更多实行“两部制”收费。这既有利于生产商与用户直接见面，也可使更多上游供应商进入产业链，参与市场竞争。
参考文献
[1] 刘毅军，姜海超.开发利用天然气要重视产业链风险[J].天然气工业，2003，23(6)：150-154.
[2] 刘毅军.天然气产业链下游市场风险研究[M].北京：石油工业出版社，2007：80.
[3] 张抗.中国天然气发展的战略观[J].天然气工业，2002，22(4)：1-4.
[4] 张抗.发展天然气用户要注意储气库建设IN].中国石化报，2006-3-28(5).
[5] 丁国生，谢萍.中国地下储气库现状与发展展望[J].天然气工业，2006，26(6)：111-113.
[6] 石兴春.关于天然气产业可持续发展的几点思考[J].天然气工业，2009，29(1)：13-16.
[7] 刘毅军，汪海.对美国天然气市场的竞争性分析[J].天然气工业，2002，22(1)：100-103.
(本文作者：刘毅军 中国石油大学 北京)
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