我國經濟發展進入新常態，是黨中央在準確把握我國基本國情的基礎上，科學分析國內外經濟發展形勢，針對我國經濟發展的階段性特征所作出的重大戰略判斷。中石油是我國最大的天然氣生產和供應企業，探討如何在新常態下推進天然氣供應鏈協調發展，對保障國家能源安全、促進經濟持續發展具有重要意義。

一、新常態下天然氣供應的基本特征

（一）全球天然氣消費持續增長

天然氣作為清潔能源，在世界經濟發展中的作用越來越突出。2015年全球消費天然氣3.47萬億立方米，天然氣在一次能源消費中占比達到23.8%。

隨著環保壓力增加和技術進步，全球能源消費的低碳化趨勢日益明顯，天然氣將成為全球能源由高碳向低碳轉變的重要橋梁。據BP公司《2035世界能源展望》，未來20年，全球能源消費年均增速為1.5%，天然氣年均需求量增長速度約為1.9%。但同時，由于天然氣貿易一體化程度加深，市場聯動性增強，"十三五"全球天然氣供大于求趨勢明顯。

（二）新常態下我國天然氣需求增速放緩

新常態下，我國經濟發展表現出速度變化、結構優化、動力轉換三大特點，國家將著力推進供給側結構性改革，積極穩妥化解產能過剩，擴大有效供給。能源發展也步入新常態，消費彈性系數降至0.46左右，預計“十三五”我國能源消費增速為3%，2020年消費量為50億噸標煤，能源結構加快向低碳清潔化方向發展。國家層面的能源結構優化和環境污染治理將成為天然氣消費最主要的推動力。按照國務院《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》，目前我國天然氣在一次能源消費結構中的比例為5.9%，到2020年將提高到10%以上。總體而言，"十三五"期間天然氣消費增幅放緩，從長遠看，我國天然氣產業發展空間廣闊。

（三）新常態下天然氣供應鏈結構持續調整

中石油發揮上中下游一體化運作的優勢，充分利用兩種資源,大力開拓天然氣市場，以2004年西氣東輸一線管道建成投運為標志，天然氣與管道業務進入了快速發展期。2015年，銷售天然氣1120億立方米，已建設和運營天然氣管網超過4萬公里，管網里程和天然氣銷售量的國內占比均超過70%。近期，國家密集出臺一系列指導性政策，天然氣在我國的有效利用空間越來越大，在客觀分析的基礎上，中石油做出了天然氣與管道業務仍處于戰略機遇期的戰略判斷，明確提出了集團公司在天然氣領域的全產業鏈布局，調結構、補短板，著力產運銷協調發展，重點開展天然氣銷售體制改革，分步推進網運分開、獨立運營。

二、天然氣供應鏈的主要問題及原因分析

（一）供應鏈存在的主要問題

天然氣供應鏈目前的主要困難和問題集中在資源調配、管網建設和市場供應三個方面如何協調發展。

1.天然氣供應系統調峰能力不足，保供難度大。“十二五”期間，我國天然氣消費量的平均年增長幅度約12%，隨著用氣規模擴大，供應系統調峰能力不足的問題逐漸凸顯。

（1）從統計數據看，一方面表現在消費總量上季節性差異明顯，冬夏季峰谷差大幅增加，2015年中石油所轄的天然氣管網冬夏季的季節差達到2.5倍，北京市達到7.6倍。另一方面區域用氣量不均衡性差異大，總體上“北高南低”，北方地區用氣量不均勻系數遠大于中、東部及南方地區。

（2）從實際運行看，即便在當前天然氣下游市場需求不振、天然氣供應相對寬松的情況下，2015年供暖季依然出現多地供氣緊張乃至限氣的情況。2015年12月和2016年1月，受氣溫驟降、境外管道故障、LNG庫存減少等因素的影響，華北地區天然氣供應出現臨時短缺，北京兩次啟動應急措施。重點區域、重點城市以及全國范圍內確保供氣安全、穩定面臨巨大壓力。

2.對國外資源依存度增大，供應不確定性開始顯現。為了滿足國內經濟發展的需要，國家鼓勵和大力推進國外能源合作。中石油大力實施“走出去”戰略，逐步建立了海外五大油氣合作區和三個海外油氣運營中心。在天然氣資源方面，自2006年開始引進LNG，2010年開始引進中亞管道氣，2013年引進中緬管道氣，2015年中石油進口天然氣（含LNG）419億立方米，占到總銷量的34%。近年來中石油在利用國外天然氣資源方面取得重大進展，形成了以國內氣為基礎、多個進口氣源共存的多元化供氣格局，為保障能源安全供應發揮了重要作用。但同時，由于中亞管道沿線各國隨著經濟發展自用氣量大幅增加，以及設備故障原因，冬季供氣時有欠量。僅2016年11月中旬，中亞進口氣日均欠量35%，嚴重影響了國內冬季保供。進口管道氣冬季供應不確定性逐漸顯現。

3.支線管道建設配套不足，管網運行存在瓶頸。隨著西氣東輸二線建成投產，我國已形成西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、縱貫南北、覆蓋全國、連通海外的天然氣管網格局，國家骨干管網已基本建成。但與終端市場開發配套的區域管網和支線管道相對滯后，一定程度上影響了市場開發和銷量的提升。如中緬管道投產3年，負荷率不到50%，原因之一是滇黔桂區域管道配套不足。另外，部分樞紐站輸送能力不足，成為管網運行的瓶頸。

4.天然氣管網系統自身可靠性有待進一步提高。天然氣管網是連接資源和市場的紐帶，是供應鏈的重要組成部分，現階段存在的問題主要包括兩方面：

（1）天然氣管網系統自身的調節能力較小。全管網冬季管存可調空間不足3億立方米，低于冬季平均日輸量，管網系統的某個環節一旦出現故障，都可能導致短供或斷供。這給管網輸氣設備、設施的運行可靠性以及系統應急能力提出了嚴峻挑戰，給管網系統的運行調控提出了更高要求。

（2）管道系統風險因素眾多，安全管控責任重大。天然氣管網具有點多線長、周邊環境復雜、社會關注大等特點，存在第三方施工、違章占壓、恐怖襲擊等七大風險。雖然目前管道風險總體可控，但還存在一些問題，如需進一步提高管道地質災害的專項調查與評價水平，進一步加大高后果區的重點管控力度等等。

5.產業鏈下游區域市場發展不平衡。從區域分布看，天然氣產業鏈中游和東部沿海發達地區、成渝地區、中部省會城市等產業鏈下游區域市場發展迅速；西北區域市場等起步較晚，盡管其天然氣消費量快速增加，但用戶對天然氣價格敏感，承受力低，對低價氣依賴度大；市、縣級氣化率不到40%，市、縣級終端市場有待進一步拓展。從用氣結構看，我國2015年城市燃氣占比40%、發電占比16%、工業燃料占比30%、化工行業占比14%；美國天然氣消費結構較均衡，城市燃氣、工業燃料、發電各占30%左右，日本、俄羅斯發電占比達60%。與國外相比，我國天然氣發電所占比重明顯偏低。

（二）主要原因分析

天然氣產業的發展受國際、國內政治經濟形勢的影響。天然氣供應鏈存在上述問題的原因是多方面的，主要有以下三點：

1.對天然氣供應鏈的系統性認識和風險評估不足。天然氣供應是復雜的系統工程，主要包括上游資源生產、中游管道輸送、下游市場銷售，這三個環節既構成系統整體，又相互影響。從系統運行角度而言，天然氣的安全平穩供應取決于三個環節的有效協調和平衡。在天然氣快速發展期，大家普遍關注發展規模和速度，投資重點在建設和市場擴張。

隨著規模擴大、資源多元，各環節不協調、供應不平衡的現象逐漸增多，出現“夏季不好賣，冬季不夠用，保供難度大”的情況。究其原因，主要是對天然氣產、運、銷的系統性認識不足，在運作機制上存在條塊分割，各環節爭奪資源、相互掣肘，影響了系統整體功能的有效發揮。

從供應鏈角度看，冬季供氣緊張背后的主要原因，是對供應鏈產運銷關系協調和控制不力，以及對風險管控不足所致。現階段，我國天然氣供應鏈存在一些不確定因素。

（1）在資源供應方面，進口氣占比較大，由于中亞及緬甸地域政治經濟的敏感性，進口氣存在短供風險；高油價時期簽訂了大量的LNG和管道氣合同，在市場需求放緩的情況下，消化照付不議合同量相當困難；國內2010年以前投入的主力氣田產量將陸續開始遞減，要維持氣田穩產和滿足市場增量需求，需要相當規模的新增儲量，資源儲備和產能接替存在一定不確定性。

（2）在市場需求方面，隨著我國經濟增速放緩和石油煤炭價格下跌，天然氣與替代能源的比價優勢大幅削弱，傳統用能行業天然氣需求大幅回落，帶來用氣結構持續調整；市場競爭加劇，大大增加了客戶需求偏好的不確定性。

（3）在管網運行方面，受環境和地域分布的影響，安全管控難度大。2016年7月，因汛情及第三方破壞，我國三大骨干管網在三天內先后出現事故和險情。

由于對以上三方面的不確定性認識不足，以及相應的風險分析評估和管控不夠系統和深入，影響了實際運作中的分析和判斷，導致計劃難以統籌，局部時段和局部區域出現供應失衡。

2.地下儲氣庫等調峰設施建設滯后。

儲氣庫是季節調峰的主要手段。根據國際經驗，一旦天然氣對外依存度達到和超過30%，地下儲氣庫工作氣量就需超過消費量的12%。國家的整體儲氣能力要達到總供應量的20%～30%，如法國為30%，美國約25%，日本為20%。

2015年，在中石油管輸天然氣中，進口氣占比已達35%，但系統儲氣能力不足，現役儲氣庫（群）10余座，儲氣庫有效工作氣量55億立方米，僅占天然氣銷售總量的3.0%，遠低于國外水平。儲氣庫的工作氣量偏小，不能有效平衡冬夏季的生產，夏季采取壓產手段求得供求平衡，冬季壓減發電和工業燃料用戶的供氣量，嚴重影響了用戶的用氣積極性。調峰能力是衡量保供能力的重要指標之一，而保供能力是市場選擇供應商的重要指標，調峰能力不足一方面影響供氣可靠性，另一方面影響用戶選擇、用氣結構和市場規模。地下儲氣庫等調峰設施建設滯后，是現階段影響天然氣平穩供應和系統平衡的主要原因。

3.以價格為核心的天然氣市場化機制不完善。

價格機制是市場機制中的基本機制，其主要作用體現在調節資源的配置，調節商品供求關系，調節消費需求方向和結構。發達市場經濟國家基本采用市場定價機制，2013年經合組織（OECD）國家居民氣價是工業氣價的1.5倍－2倍，美國居民氣價則是工業氣價的2.5倍。而我國目前天然氣價格實行政府指導價政策，現階段居民用氣低價、工業和發電用氣高價的雙軌制定價模式不符合經濟規律，不利于市場的健康快速發展。問題主要表現在以下幾方面：

（1）部分工業用戶在氣價上升的情況下，實施“煤代氣”的逆替代；部分燃氣發電企業因氣價上調而上網電價不能同步調整，采取減少發電時數甚至停止運行。

（2）未實行調峰氣價，儲氣庫投資難以回收，導致儲氣庫建設缺乏動力。

（3）下游省級管網公司、城市燃氣公司的管輸配氣費用和運營成本由地方政府審批監管，省內輸氣和城市配氣管網受益于特許經營制度，中間環節重復加價，推高用氣成本。

（4）更主要的是天然氣價格缺乏調節機制，適應不了市場的變化和發展。由于未建立市場發現價格的機制，因而不能有效利用價格對天然氣供需關系和利用結構進行調節，這是導致部分時段天然氣供應失衡、用氣結構不合理的又一原因。

三、實現天然氣供應鏈協調發展應采取的方法

（一）正確處理天然氣供應鏈協調發展中的辯證關系

馬克思主義唯物辯證法認為，事物是互相聯系、變化發展的，事物的內部矛盾是事物發展的根本動力。推進天然氣供應鏈協調發展，就是要運用好唯物辯證法，處理好“三大關系”，在權衡利弊中趨利避害，作出最有利的戰略抉擇。

1.正確處理天然氣供應鏈全局與局部的關系。

天然氣供應鏈是復雜的鏈狀系統，包括原材料供應、勘探與生產、管道輸送、分銷、客戶等環節，以及通過各節點貫穿于全系統的物流、資金流、商流、信息流。供應鏈的協調發展取決于各節點企業作用的有效發揮，各企業作用的發揮不能脫離系統的約束。采用系統思維和戰略思維，對供應鏈全要素、全過程實行集成化管理，是新常態下調整結構、升級管理的必然要求。要注重企業之間的合作，提高整個供應鏈的運行效率，實現全局最優。

2.正確處理天然氣供應鏈當前與長遠的關系。

在新常態下，正確處理當前與長遠的關系，核心是處理好供應鏈發展速度、質量、效益和安全的關系，正確處理穩增長和調結構、轉方式的關系。安全是供應鏈一切工作的基礎和前提，只有貫徹落實安全至上、以人為本的理念，大力推進HSE體系管理，消除安全隱患，管控安全風險，才能確保系統安全，為發展夯實基礎。在確保安全的條件下，以提高發展質量和效益為中心，充分發揮中石油一體化整體優勢，促進供應鏈有質量、可持續發展，實現經濟效益、社會效益、生態效益相統一。

3.正確處理天然氣供應鏈重點突破與全面推進的關系。

“協調發展不等于平均用力，而是在把握方向和全局的基礎上，突出重點工作、聚焦重點任務，以重點突破帶動整體推進。”當前，能源行業調整結構、提升發展的質量與效益已成為重點任務和主攻方向。現階段，天然氣供應鏈的主要矛盾是儲氣庫建設滯后、調峰能力不足，要以加快儲氣庫規劃建設為工作重點，帶動支線管道建設和市場開發，通過彌補短板提升系統整體保供能力，推進天然氣上產提量。

（二）科學把握新常態下天然氣供應鏈協調發展的著力點

天然氣供應鏈建設，既包括軟性的天然氣產業鏈管控建設，同時也包括硬性的物流通道的一體化建設，二者要統籌平衡，協調發展。

1.優化網絡結構，推進協調發展。供應鏈是生產及流通過程中，為了將產品或服務交付給最終用戶，由上中下游企業共同建立的需求鏈狀網，網絡結構是供應鏈主體。經過多年發展，中石油目前已初步形成了資源多元、調控靈活、運行高效的天然氣供應體系。但面對新常態和新挑戰，暴露出一些結構性缺陷，需著力改進和完善。

（1）完善區域銷售網絡，加快東北、西部、華北、華東、華南區域營銷中心的組建和運營。

（2）優化供應鏈組織模式，在資源多元、供應寬松的新常態下，管道與銷售公司具備供應鏈上核心企業的特點，應在供應鏈上發揮核心作用，應成為整個供應鏈的管理中心、信息集成與交互中心以及協調控制中心。

（3）適時開展虛擬關系和虛擬組織的研究和建設，適應世界經濟技術的新發展。

2.強化基礎建設，保障協調發展。由于天然氣的特殊屬性，決定了天然氣從油氣田到用戶只能通過管道運輸。要統籌規劃，優化結構、補充短板，協調推進供應鏈基礎設施建設。配合油氣田開發建設，做好天然氣集輸管道的配套建設，疏通上游出口。完善天然氣長輸管網，以市場保供為導向，加快支線建設。加快建設配氣管道建設，大力開發終端用戶，適應用氣結構調整。加快儲氣庫、LNG接收站等配套設施建設，提高系統調節能力。

3.推進信息集成，助力協調發展。信息技術是推進供應鏈協調發展的必要工具和手段。中石油在產、運、銷各環節建立了相應的信息管理系統，但基于天然氣供應鏈的各節點信息未進行系統集成，影響各節點的協調銜接和整體作用的發揮。在新常態下，一體化管控是天然氣供應鏈協調發展的必由之路。要按照一體化管控的要求，對現有信息系統進行整合和升級改造。

（1）要進行流程再造，對供應鏈上“自上而下”和“自下而上”的兩個相向的業務流程進行組合，實施一體化運作。

（2）對供應鏈不確定性進行分析預測和管控，防止信息失真和“牛鞭效應”，導致供應鏈系統紊亂。

（3）中石油目前已經初步搭建了“云計算”服務平臺，要在此基礎上結合業務應用，大力開展“大數據”開發和應用。

四、推進天然氣供應鏈協調發展的措施和建議

堅持以市場為導向，以銷售為重點，以效益為中心，按照保自產、調進口、強銷售、拓終端、優儲運的思路，統籌協調天然氣業務鏈生產、貿易、儲運、銷售、調峰等各個環節，實現天然氣供應鏈價值最大化。

（一）優化天然氣資源組合

1.立足國內，統籌配置天然氣資源。一是綜合考慮公司國內自產氣和進口氣價格、來源、數量等因素，根據采購成本、供應穩定性和調峰貢獻，優化組合天然氣資源，優先保障國內自產氣銷售，有序調控國外進口氣。二是加強和完善國內外資源統籌協調機制，根據國內市場需求情況，有效做好天然氣國際貿易，合理安排已簽合同資源的進口時間和數量，嚴控新增進口資源和新增進口氣購氣價格。只有立足國內，在此基礎上配置國外各類資源，才能實現開放條件下的能源安全。

2.充分考慮國外資源不確定性以及國外無序下載帶來的冬供風險，資源排產一定要留有余地。資源調配計劃不僅要考慮總量，更要考慮季節差，尤其是冬季高月用氣量。

3.逐步攤薄進口成本。針對早年天然氣供不應求時期簽訂的高價長貿協議，按照合同規定適時啟動，積極開展已簽合同氣價復議，力爭順價銷售，逐步攤薄進口成本。

（二）優化天然氣管網建設和運行

1.統籌配套，加強區域管網和支線管道規劃和建設。對環渤海地區，借助霧霾治理的政策，利用天然氣利用規模將迅速擴大的契機，快速發展區域管網，實現“縣縣通”；在東北地區，中俄東線管道工程的建設，將極大帶動支線管道的發展，力爭“十三五”實現天然氣管道“市市通”；在江蘇地區，管網建設需在繼續完善蘇南管網基礎上，重點建設蘇北地區管網。

2.安全運行，保障天然氣供應。首先要提升理念，消除隱患。要大力推進天然氣站場全面遠控，通過遠控，促進和提高現場設備可靠性，提升管網本質安全。其次，充分利用已有管輸能力，優化資源與市場配置，發揮并行管道聯合運行和管網調配優勢，提高管網輸送負荷率和運營效益。第三，要優化擬建天然氣干線管道建設時序。根據規劃，“十三五”期間新增中俄東線等天然氣干線約4800公里，新建支線約5000公里。建設時序要與市場開發有序銜接，提高系統效率和效益。

3.打破地域限制，加強管網互聯，實現協同保供。2016年7月，因暴雨引發山體滑坡，湖北省恩施境內中石化川氣東送管道發生斷裂爆燃，導致主干管道供氣中斷。在發改委緊急協調下，通過調配中國石油、中國海油等氣源串換，保證了天然氣供應。借鑒川氣東送管道事故應急的經驗，建議三大石油公司加強合作，基礎設施互通，管網形成互聯，市場形成互保，尤其在冬季保供、事故應急時，形成互供互保的有效機制。

4.適應管網第三方開放，積極籌劃，掌握主動。油氣管網設施公平開放是能源行業市場化體制改革的必然選擇，是提高油氣管網設施利用效率，保障油氣安全穩定供應的有效舉措。2014年國家出臺了《油氣管網設施公平開放監管辦法（試行）》，對天然氣管網等基礎設施第三方公平開放做出了明確規定。至2016年11月，中石油、中石化、中海油及部分省網公司已經公開了油氣管網信息。要轉變理念，適應變化，籌劃落實，做好包括開放條件下管理模式以及交接方式、計量方式、質量保障、安全應急等方面的具體配套工作。

（三）優化天然氣綜合調峰體系

1.建立和完善綜合調峰體系。隨著市場規模的擴大，天然氣供應體系的系統復雜度越來越高，導致調峰難度加大，單一調峰手段很難滿足系統要求。因此，要以儲氣庫為主，以氣田和LNG為輔，以可中斷用戶、管網及區域調運等手段為補充，優化組合多種調峰方式，建立綜合調峰體系，滿足調峰供氣需求。

2.加快儲氣庫建設步伐。加快建設城市天然氣應急儲氣調峰設施，完善環渤海、中南、長三角、東北等重點地區的儲氣庫布局和建設，爭取到2020年形成地下儲氣庫有效工作氣量148億立方米，并將具備條件的LNG接收站納入國家天然氣儲備體系。同時，創新運營模式，爭取在“十三五”期間，實現多數用戶雙氣源供氣。

3.統籌調度，優化運行。一是實施資源不均勻供應。“十三五”期間我國天然氣市場總體供大于求、冬季調峰壓力加大將成為常態。在此條件下，要統籌安排好國產天然氣冬夏季不均勻供應，銷售淡季關停部分成本較高氣井。二是合理統籌調峰設施。地下儲氣庫在滿足季節調峰方面發揮作用更大，LNG在日調峰方面作用更為明顯。因此，在調峰應急時，需要統籌協調二者的能力和資源。

（四）優化天然氣營銷網絡

1.完善營銷策略，優化營銷網絡，加快隊伍建設，實現銷售效益最大化。一是穩固傳統市場，西北、東北、中西部地區銷售以保民用為主，優選高效用戶，控制低效用戶，保持銷量穩定增長。二是擴大優勢市場，環渤海、中南、西南地區大力開發新用戶，擴大市場覆蓋面，搶占高效市場。三是拓展競爭市場，東南沿海、長三角等地區加大市場開發力度，采用靈活的營銷策略，發揮規模和成本優勢，促銷上量。

2.優化市場用戶結構，加快拓展銷售領域。著力提高公服、商業、車船用氣等高效用戶用氣比例，大力發展有氣價承受能力的發電和氣代煤用戶，合理調整居民用氣比例，降低化肥等低效用戶用氣比例。加大天然氣發電、工業等大型直供用戶開發力度，持續提高直供用氣比例。

3.積極應對國家天然氣價格改革，提升營銷能力。2015年以來，國家大力推進天然氣價改市場化，天然氣價格將實行“管住中間，放開兩頭”。繼規范天然氣長輸價格監管、明確儲氣調峰氣價市場化后，又全面放開化肥用氣價格。由市場主導價格的氣量已占我國天然氣消費總量的80%以上。2016年11月上海天然氣交易所投運，這是天然氣市場化的里程碑。推進價改是市場化發展的必然選擇，我們要積極參與和推動。建議加大組織力度，開展天然氣價格全面放開下天然氣價格走勢、公司定價、營銷策略等研究，適應市場的變化和發展，有效提升天然氣銷售效益。

新常態是我國經濟發展向形態更高級、結構更合理的階段演進的必經階段，給天然氣供應鏈的持續發展創造了新的戰略機遇，提供了新飛躍的要素、條件和環境，但同時也帶來了新的挑戰。我們要直面新形勢，正確處理三大辯證關系，科學把握三大著力點，優結構、補短板，大力推進供應鏈一體化管控建設，實現天然氣供應鏈協調發展，為集團公司有質量可持續發展貢獻力量。

（本文據官方文件整理而成，略有改動）