去年11月以來波及全國20多個省區、至今未平的氣荒，將中國天然氣產業各環節的短板充分暴露了出來，廣為報道的華北大范圍煤改氣增加需求、中亞進口氣大幅減少導致供應短缺，的確是導致氣荒的重要因素，但也只是水面上的冰山。

2017年11月28日零時起，河北省發改委啟動天然氣需求側管理機制，全省進入Ⅱ級預警狀態（橙色）。這意味著河北省天然氣供需缺口超過10%，對經濟社會正常運行產生較大影響，為嚴重緊張狀態預警。截至發稿，橙色預警仍未解除。

此后，氣荒向全國蔓延。2017年12月8日，北京緊急重啟華能北京燃煤熱電廠，在實現無煤發電半年多后，重新啟用備用燃煤機組。12月7日，武漢近300家工商業用氣戶被停供。12月12日，湖南全省進入天然氣黃色預警狀態，全省供需缺口達10%－20%。

2017年12月8日，北京緊急重啟華能北京燃煤熱電廠，在實現無煤發電半年多后，重新啟用備用燃煤機組。攝影/《財經》記者 韓舒淋

管道天然氣供應緊張推動了LNG（液化天然氣）價格不斷飆升，大宗商品定價平臺卓創咨訊綜合山東、江蘇、浙江等省加權平均計算的LNG標桿價從供暖季開始的不足5000元一噸一路上漲至超過萬元。

面對近年來最嚴重的氣荒，中國政府及中石油集團緊急派出特使赴中國最大進口氣源國土庫曼斯坦協商談判，至12月27日，土庫曼斯坦日供氣達到1億立方米，已經恢復至正常水平。

國內各地也紛紛采取“保民壓非”（保證民用氣壓縮非民用氣）措施，優先保障社會影響最大的居民用氣。中國燃氣協會理事長助理遲國敬在12月20日召開的中國油氣改革高峰論壇上表示，全國有22個省區保民壓非，近期這個指標可能難以緩解。

新年以來，隨著中亞氣恢復供應，各地供應形勢有所緩解。湖南省經信委1月4日發布消息，民生用氣基本得到保障，工商企業繼續實施錯峰用氣。1月5日，武漢多家天然氣公司調整居民用戶購氣量，從每月150立方米增至220立方米，但全市天然氣供求關系仍整體偏緊。

LNG價格也開始下跌，卓創資訊的標桿價格顯示，LNG價格自2017年12月22日達到10064元/噸的頂點后便一路回調，至1月4日已降至5753元/噸。

但亦有熟悉天然氣市場的專家在中亞天然氣恢復正常供應時對《財經》記者表示，元旦之后形勢將會緩解，但如遇寒冷天氣，還可能再次緊張。

氣荒背后，是天然氣需求不斷上漲。相比便宜的煤炭，天然氣是能源“細糧”，隨著中國公眾對環境保護重視度日益提高，以及中國政府加入巴黎協定，做出2030年單位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%－65%的承諾，天然氣在中國能源消費中的比重不斷提高已是大勢所趨。根據國家能源局的規劃，到2020年，天然氣消費將占到能源總消費的10%；到2030年，爭取提高到15%，成為主體能源之一。

但要實現這個目標，國內天然氣產業的各個環節都需要加速改革。

氣荒仍將持續

在目前的供求缺口和調峰能力下，冬季氣荒，很可能是未來五年的常態

業內普遍預計，2017年全國天然氣消費增長將超過330億方，全年天然氣消費預計超過2400億方，而供暖季天然氣缺口將達到110億方左右。

回顧歷史，冬季氣荒保供的新聞并不鮮見，但2017年由于天然氣消費增速上升，且居民2017年集中煤改氣，導致冬天煤改氣地區多地居民因煤改氣設施不完善、氣源不足等原因無法按時供暖，因而引發了全國關注。進入冬季用氣高峰時期，為保證居民用氣，多地工業用戶被限供停供，涉及范圍之廣也前所未有。

而冬季氣荒，很可能是未來五年的常態。

“國內天然氣‘氣荒’近五年內難以解決。”中石油經濟技術研究院天然氣市場高級經濟師徐博在2017年11月底的中國天然氣行業市場化發展大會上說。

根據2016年底頒布的《能源發展“十三五”規劃》，到2020年，天然氣消費占比的預期性目標為10%，2015年，這一比例為5.9%。根據該規劃，到2020年，能源消費總量控制在50億噸標煤以內，若以50億噸上限測算，屆時天然氣消費將超過3700億立方米（一噸標煤折合約750立方米天然氣）。

天然氣的供應主要包括國內自采氣源、進口管道氣以及進口LNG。為應對緊張的供需形勢，基本壟斷了上游資源的“三桶油”氣公司2017年已經提速增產，1月－11月，國內生產天然氣1338億立方米，同比增長10.5%，而2016年這一增速僅為1.5%。

2016年底公布的《天然氣“十三五”規劃》提出的目標是，到2020年，國內天然氣綜合保供能力達到3600億立方米以上，其中國內天然氣產量達到2070億立方米。業內人士預計，國內自采天然氣產量如果能夠維持每年10%左右的增長就已經比較樂觀。

進口方面，2017年1月－11月進口天然氣817億立方米，同比增長28.9%。在自產天然氣增長相對可預期的情況下，未來主要的增長將依賴進口，天然氣的對外依存度將不斷加大。2017年前11個月，天然氣對外依存度達到38%。

天然氣進口主要包括管道氣和海上LNG。在管道氣方面，目前主要依靠中亞管道以及中緬管道進口天然氣，中俄管道東線預計將在2020年投產。徐博預測，到2020年，中亞管道氣樂觀估計，年進口可達到400億立方米，中緬預計40億立方米，中俄管道如能如期投產，第一年預計只有數十億方氣的供應。綜合下來，2020年管道氣進口總量預計能達到約500億立方米。

據此測算，據3600億立方米的規劃目標還有超過1000億立方米的缺口，需要進口LNG填補。而2016年，海關總署數據顯示，中國進口LNG總量為2606萬噸，約合380億立方米天然氣。在國內自產及進口管道氣沒有大的增長前提下，LNG進口還需成倍增長。

普氏能源最新的統計數據顯示，2017年中國LNG進口數據為3789萬噸，超越韓國成為全球第二大LNG進口國，2017年LNG進口量同比增長高達45.4%。據此推算，LNG進口折合天然氣約550億立方米，將超過管道氣進口氣量。

未來，管道氣進口氣量基本可以預期，且管道氣進口涉及復雜的地緣政治與外交博弈，未來依然將依靠中石油代表國家進行管道氣進口貿易。

而在LNG進口方面，LNG接收站建設與海外貿易都已經放開，政策上對資質并無限制，目前為止，以中海油為代表的“三桶油”（指三大國有石油公司）占據了絕大部分LNG進口份額，2016年，“三桶油”進口的LNG占中國LNG進口總量的98%。而隨著市場需求近幾年不斷增長，以及其余玩家能力不斷提升，新的玩家已經開始進入LNG市場。

2012年6月，東莞九豐LNG接收站投入運營，成為首個成功運行的民營LNG接收站，但其接收能力并不大，僅為30萬噸/年。2017年6月，廣匯能源建設的啟東LNG接收站迎來首艘LNG運輸船，該接收站一期設計產能為60萬噸/年。新奧舟山LNG接收站將在2018年6月投產，一期項目接受能力達300萬噸/年。

“三桶油”之外的第二梯隊進入LNG市場，擴大了天然氣來源，正在改變中國氣源的供應結構。長期關注油氣領域的思亞能源咨詢公司執行總裁李遙預測，到2020年，LNG的第二梯隊接收能力將占16%，到2030年將達到三分之一，成為不容小覷的勢力。而2016年這一比例僅為2%。

而對于2017年冬季出現的供應緊缺現象，一位熟悉天然氣供需的專家分析認為，天然氣供需總量的缺口并不大，但是在高峰日的缺口矛盾突出，導致產生區域性“氣荒”。測算的數據顯示，12月日均平衡數據來看，缺口量為2000萬方/日，相比日均8.15億方的供應量，缺口僅為2.4%，其實并不突出。然而在負荷高峰日，缺口可能達到7900萬方/日，而高峰日的供應能力提升之后約為8.56億方，缺口占比達到9.2%。

該專家認為，北方省份大多數城市日調峰能力不足，加上煤改氣加大的波動性，導致在高峰日供應能力嚴重不足，不得不啟動應急預案。

儲氣庫瓶頸

即使進口能夠大幅增加，儲氣設施缺乏的瓶頸若不緩解，氣荒仍難避免

天然氣消費具備強烈的季節特征，在供暖季為全年的消費高峰。以河北省為例，在今冬供暖季需求上調至82億立方米之后，其全年天然氣消費預計總量為100億立方米。

徐博告訴《財經》記者，當前中國儲氣設施的實際工作氣量約為80億方。若按照2017年預計2400億立方米的消費量測算，儲氣量僅占年消費氣量的3.3%。

根據國際天然氣聯盟（IGU）的經驗，一旦天然氣對外依存度達到30%，則地下儲氣庫工作氣量剛需消費量將超過12%。當前世界供氣調峰應急儲備能力平均約為10%，其中發達國家和地區在17%到27%之間。

相比天然氣成熟市場，中國儲氣庫的容量嚴重不足。一位中石油專家對《財經》記者表示，管道和氣源都不是制約當前天然氣供應的瓶頸，儲氣設施不足才是，如果有豐富的儲氣設施，在淡季可以進口更多的管道氣和LNG，冬季自然就可以彌補缺口。

不過受困于價格機制，把儲氣設施的短板補上并不容易。

儲氣庫主要包括枯竭油氣田、鹽穴和含水層三類，國內主要以枯竭油氣田作為儲氣庫，即把開采完畢的油氣田改造為儲氣庫。然而這類儲氣庫要投入工作，必須注入約占其總容量一半左右的氣量作為墊底氣，這部分氣在正常工作時將永遠不會被開采出來，因此，一個枯竭油氣田改造建成的儲氣庫，其工作容量僅為總容量的一半左右。

儲氣庫本身也投資不菲。以中石油新疆呼圖壁儲氣庫為例，其總容量約為80億立方米，工作氣量約為40億立方米，總的建設費用約為110億元人民幣，而這還不包括需要注入約40億方墊底氣的氣價成本。發改委價格檢測中心研究員劉滿平在天然氣行業市場化發展論壇上表示，當前工作氣量單位儲存空間投資額高達3元－6元/立方米。

此外，一個儲氣庫從建成到完全投入運營，還需要大約5個至6個采氣－注氣循環，才能利用其全部容量。

如此高昂的投資，儲氣設施供氣卻沒有任何的價格激勵措施，在供氣時的價格與其他氣源無異，這讓投資建設儲氣庫毫無吸引力可言。

而儲氣設施建設，主要是為了滿足居民冬季供暖需求。但居民供暖價格受各地政府指導價限制，并未放開，以北京為例，居民用氣實行階梯氣價，第一檔為2.28元每立方米，顯著低于3元－6元/立方米儲氣庫的建設成本，相當于每賣一方氣，就要虧損0.7元－3.7元。

當前國內已經投入使用的12個儲氣庫群，主要是西氣東輸管線建設時配套建成，未來在建設中俄東線時，還將繼續建設儲氣庫設施。其資金來源包括國家財政資金支持和中石油、中石化自掏腰包。

劉滿平認為，儲氣庫建設存在政府與企業責任不清的問題，國家戰略保障與商業功能定位不明，挫傷了企業建設儲氣庫的投資積極性。世界通行的做法是，跨地區供應商負責季節調峰，本地供應商負責月調峰，燃氣商業用戶負責周和日調峰，而在國內，調峰責任全部由跨地區供應商，也就是國家石油公司獨家承擔。

然而隨著天然氣消費逐年增長，尤其是2017年的迅猛增長，原本事實上承擔所有調峰責任的國家石油公司，越來越難以保障用氣高峰日的供氣責任，而僅能保障總的供應量。當超出預期的日高峰來臨時，燃氣公司的調峰能力不足的矛盾開始凸顯。

據徐博介紹，歐洲對燃氣商業用戶的應急調峰能力有嚴格監管，在供暖季前，要求儲氣訂單滿足應用要求，否則會受到處罰。

兩位受訪的不同燃氣公司專家都對《財經》記者表示，當前城市燃氣公司的調峰能力只能做到小時調峰，要求城燃公司自建儲氣設施滿足日調峰要求，不太現實。以北京為例，2017年冬季北京日均用氣量約為6000萬方，高峰期約為8800萬方，目前北京建有液化工廠，其應急儲罐總的儲氣能力達到1.5萬千方LNG，約合900萬方天然氣，這只能滿足小時調峰需求。

一位燃氣公司專家對《財經》記者表示，真正要滿足日調峰的需求，還是離不開地下儲氣庫的儲氣能力。

難以為繼的價格雙軌

居民用氣與非居民用氣價格應該并軌，下游的價格管制應該放開，如此才能激勵企業開拓氣源

價格管制不僅制約了儲氣設施的投資，還造成了居民用氣與非居民用氣的雙軌制。其中的套利空間，導致在用氣緊張時期，供氣企業缺乏保障居民用氣的動力。

中國居民用氣氣價與其他居民能源價格類似，都享受了交叉補貼。居民用氣輸配成本較非居民用氣更高，但氣價更低。非居民用氣氣價平均比居民用氣氣價高約20%，以河北省會石家莊為例，其居民用氣階梯氣價第一檔為2.4元/立方米，而一般工商業用戶氣價為3.02元/立方米。

在燃氣公司通過上游管道獲得天然氣的價格上，也嚴格受到管制。發改委限定了各省居民與非居民天然氣門站價格上限，門站價為上游公司（主要為中石油）向各省一級用戶銷售管道天然氣的價格，其中非居民氣價可以在發改委規定的門站價格上下浮動20%，且居民門站價格均低于非居民門站價。

以河北為例，上游公司向河北一級用戶批發銷售天然氣時，居民用氣門站價格為1.5元/立方米，非居民用氣價格為不超過1.88元/立方米，在冬季允許上浮20%，最高為2.26元/立方米。雙方的購銷合同約定居民與非居民用氣的比例。

這樣的價格機制下，理論而言，燃氣公司應以較低的價格買入居民用氣，并以較低的價格賣給居民，優先保障民生。以較高的價格買入工商業用氣，再以較高的價格賣給工商業用戶。

但價格雙軌制的存在，讓售氣公司存在大量購入低價居民用氣再轉賣給高價工商業市場用戶的動機，供氣企業也更愿意高價賣氣給工商業用戶供氣以獲得更多利潤。全國來看，居民的零售氣價一般比居民門站價格高0.5元－0.7元，非居民的銷售氣價一般比非居民門站價格高0.9元至1.7元，對賣方而言，利潤差距明顯。此外，在2017年不少省份煤改氣進度超出預期，居民實際用氣量超出之前計劃之后，供氣企業需要自己去爭取氣源，而市場化的LNG價格在冬季一度飆升，供氣企業也沒有動力采購高價的LNG優先向低價的居民供氣。

有長期進行油氣政策研究的專家告訴《財經》記者，據其向多個城市燃氣公司了解，的確存在有城燃公司將民生用氣挪做工業用氣，但僅為個案。他還表示，這一環節缺乏有效監管。事實上，2017年冬天多地出現供氣緊張之后，對于各地燃氣公司是否真的做到優先保障民用，此次氣荒期間也頗受業內質疑。

多位接受《財經》記者采訪的專家都表示，長期來看，居民用氣與非居民用氣價格應該并軌，下游的價格管制應該放開，如此才能激勵企業開拓氣源。

居民用氣價格的放開，勢必帶來價格波動，改變以往交叉補貼的價格模式。對此，中國人民大學經濟學院副院長、能源經濟系主任鄭新業對《財經》記者表示，取暖支出在整個居民支出中占比并不高，根據他的統計，燃料費用在全國城鎮居民支出中僅占1.31%。

而不同收入水平居民中，水電、燃料等支出的占比也有區別，收入越低的人，取暖費用占的比重越高。統計數據顯示，困難戶及最低收入人群，水電燃料及其他領域支出占家庭總支出分別為9.51%和8.72%，而最高收入人群這一比例為3.42%。并且，收入越高的人群，管道煤氣用量越大。

綜合這些數據，鄭新業認為，現有的普遍交叉補貼政策，更多地補貼了天然氣使用量更大的富人。未來應該首先取消交叉補貼，然后把低收入人群通過低保體系來進行補貼。鄭新業表示，放開之后，價格自然會有波動，但主要買方是中等收入家庭，能夠承受氣價波動，真正需要補貼的是低收入人群，而這應該通過低保來解決。

入不敷出的保供貿易

若用進口氣來為居民保供，在進口價與銷售價倒掛的情況下，進口越多，虧損越多

長期關注油氣行業的思亞能源咨詢公司執行總裁李遙曾在一篇分析氣荒的文章中指出，供應量減少的中亞氣在中石油的供應氣源中屬低價氣，低價氣源供應的減少使得中石油不得不減少向高利潤的工業用戶供氣，挪出氣源銷售給低利潤甚至賠錢的居民用戶。因此，保供帶來的壓力不僅有量上的，更有利潤上的。

一位中石油專家對《財經》記者表示，國內天然氣價格的一個癥結在于，主要海外氣源進口到國內，到岸價格都高于2元/立方米，這讓天然氣進口貿易難以有利可圖。

海外進口一般通過長約合同鎖定，由于作為一次能源的天然氣開發投入大，為了平抑投資風險，天然氣國際交易的慣例是雙方簽訂長達15年至25年左右的照付不議合同，即現貨市場價格變化時，付費不得變更，用戶購買量不及合同約定時，仍需按約定的量付款，供應方供應不足約定時，需要作出賠償。一般年購買量有10%左右的浮動，可在三年內補提。

而價格方面，照付不議合同的價格會與油價掛鉤，單位為美元每百萬英熱單位（MMBtu），標準的價格計算公式為基礎價格加上一個系數乘以油價，系數范圍一般取0.13－0.17，并且基礎價格的確定也與當時油價水平有關。

以管道氣為例，2017年9月，中亞氣在霍爾果斯口岸到岸價為1.29元/立方米，完稅價為1.46元/立方米。而目前發改委發布的最新非居民用氣門站價基準中，新疆地區門站價為1.05元/立方米，上海門站價為2.08元/立方米。無論是新疆本地，還是加上管輸費用到上海的成本，中亞氣成本都高于當地門站價，上游供氣企業在進口管道氣業務上幾無盈利空間。

但對中石油這樣的一體化壟斷企業來說，由于同時掌握管道及國內上游資源，在管輸環節可以獲得穩定收益，且國內開采天然氣成本較低，一般低于0.8元/立方米。

而LNG進口價格更高，目前國內LNG進口主要由“三桶油”供應，中國目前掌握的LNG氣源主要來自卡塔爾、澳大利亞以及東南亞印尼、馬來西亞等地，鎖定的氣量大約為3500萬噸，其中大部分合同是在油價為90美元至110美元期間簽訂的，長約價格顯著高于當前現貨市場價格。

中海油是目前最大LNG買家，一位中海油人士對《財經》記者提供的數據顯示，中海油目前掌握的長約合同資源池價格在8美元－9.5美元/MMBtu，一位熟悉LNG市場的專家告訴《財經》記者，當前東南亞氣源國到中國的LNG運費約為1.2美元/MMBtu，卡塔爾與澳大利亞至中國的運費約為1.5－2美元/MMBtu，最高可達2.5美元/MMBtu。

若再考慮到岸接收站的碼頭作業費和稅費，一位中石油專家表示，國內LNG長約合同到岸價格普遍高于12美元/MMBtu（百萬英熱單位），按照當前美元匯率，氣價最低約合2.7元/立方米。

因此，對“三桶油”來說，若用進口氣來為居民保供，在國內銷售價格基本按照門站價鎖定的情況下，海外貿易進口越多，虧損越多。中石油發布的三季度財報顯示，2017年前三季度，天然氣與管道進口銷售天然氣及LNG凈虧損166.9億元，比上年同期增虧64.2億元。

但非居民用戶情況不同，2013年6月國家發改委關于調整天然氣價格的通知中明確，頁巖氣、煤層氣、煤制氣出廠價格以及液化天然氣氣源價格放開，由供需雙方協商確定。而國內最大的LNG玩家中海油，通過其中海油氣電公司進行LNG貿易，其客戶主要為東南沿海的氣電廠及工業用戶，因此LNG價格放開之后，其進口的高成本可以傳導至下游用戶。

此外，國際LNG市場的供應總量約為3.1億噸，現貨資源充足且價格低于長約價格，因此通過加大進口低價LNG也是盈利途徑之一，以中海油為例，其2017年上半年購買的現貨LNG的到岸價格約為9美元/MMBtu，在下半年LNG價格飆升之后，這部分現貨資源也帶來了不菲的收益。一位熟悉LNG市場的專家告訴《財經》記者，2017年國內進口的現貨LNG總量約為1200萬噸至1500萬噸。

勘探開發壟斷何時打破

改革的大方向已定，要引入更多市場主體，加大勘探開發投入，但目前的進展不能算快

解決氣荒問題，最直接的手段是增加上游天然氣供應。

但國產天然氣產量增速一直無法匹配下游的消費增速，一個重要原因是上游勘探投入不足。業內公認，國內天然氣資源豐富、探明率低，還處在勘探早期，具備快速增儲上產的物質基礎。根據國土資源部2015年油氣資源動態評價結果，中國天然氣地質資源量90.3萬億立方米，可采資源量50.1萬億立方米。

但如此豐富的資源，勘探開發權卻集中在少數幾家企業手中。

據《中華人民共和國礦產資源法》和國務院發布的《礦產資源勘查區塊登記管理辦法》規定，只有經國務院批準的、符合資質條件的企業才能申請油氣礦權，僅這一條就將除中石油、中海油、中石化、延長石油四家之外的企業擋在門外。

2015年新疆試點放開常規油氣勘探開發，將標準放寬至“凈資產10億元以上的內資企業”。業內普遍認為這是油氣體制改革的破冰之舉。最終京能油氣開發有限公司、東營寶莫石油天然氣勘探開發有限公司、海城市石油機械制造有限責任公司中標取得了4塊常規油氣區塊。京能油氣獲得塔里木盆地柯坪北、喀什-疏勒兩個區塊的探礦權。

由于有潛力的油氣區塊早已登記在中石油等四家公司的名下，這意味著其他主體想進入的前提，是這四家公司退出登記區塊。新疆首批招標的5個區塊（1個區塊最后流標）中，4個區塊是中石化、中石油退出的勘探區塊。

京能油氣總經理陳輝告訴《財經》記者，京能對獲得區塊的前景是看好的，但是從邏輯上講，幾大國有石油公司肯定會先退出它們不看好的、相對較差的區塊。所以油氣改革進展，實際就看這幾大國有石油公司退出的區塊有多少。

據《礦產資源勘查區塊登記管理辦法》規定，探礦權人應當自領取勘查許可證之日起，按照下列規定完成最低勘查投入：一、第一個勘查年度，每平方公里2000元；二、第二個勘查年度，每平方公里5000元；三、從第三個勘查年度起，每個勘查年度每平方公里1萬元。

與常規天然氣的高度管制不同，非常規天然氣（頁巖氣、煤層氣等）的勘探、開發資質已經放開，但礦權仍然集中在中石油、中石化、中海油手中，外來者很難獲得大的突破。

2012年國土部進行首輪頁巖氣探礦權招標，要求投資主體為“境內注冊的內資企業或中方控股的中外合資企業，注冊資本金應在人民幣3億元以上”。多家民營企業參與并獲得首輪招標的頁巖氣區塊。

中國地質大學能源學院教授張金川告訴《財經》記者，頁巖氣首輪招標的區塊低估了常規油氣與頁巖氣的相關性，避開了“三桶油”已登記的常規油氣區塊，在現有的技術前提下，很難有大的突破。“常規油氣沒潛力的地方，頁巖氣資源條件也好不到哪里去。”

優質的頁巖氣區塊，都已經登記在中石油、中石化等的名下。2016年中國頁巖氣產量約79億立方米，九成來自中石油、中石化兩家公司。其中中石油產量為25億立方米，中石化僅涪陵頁巖氣田產量就達50億立方米。

“要達到2020年300億立方米的目標，主要看中石化、中石油在頁巖氣上的投入。”張金川表示，至于那些面向社會招標的，資源稟賦欠佳的頁巖氣區塊，還需要等待技術的突破，目前還沒有可復制的技術案例。

煤層氣方面，則一直面臨著難達規劃目標的窘境。煤層氣“十二五”規劃到2015年實現煤層氣地面抽采量160億立方米，井下抽采量140億立方米，實際上2015年煤層氣年產量171億立方米，完成規劃目標的57%；地面產量44.25億立方米，僅為規劃目標的28%；煤礦井下抽采量126.74億立方米，完成規劃目標的90%。

“十三五”大幅削減了煤層氣的規劃目標，計劃到2020年實現煤層氣地面抽采量100億立方米，井下抽采量140億立方米。

煤層氣單井日產量遠遠低于常規天然氣，這使得企業投資的積極性不足。原中聯煤層氣公司總經理、國家能源委專家咨詢委員會委員孫茂遠透露，現有的煤層氣生產井中，75%以上的單井日產量低于600立方米。

孫茂遠認為，要達到“十三五”的目標，每立方米煤層氣補貼至少要從目前的0.3元翻一番，提高到0.6元。長期看，煤層氣的開發還要等待進一步的技術突破。

另一方面，煤層氣礦權區域小，集中度高，也束縛了煤層氣的規模開發。

2013年國家能源局發布《煤層氣產業政策》，“鼓勵具備條件的各類所有制企業參與煤層氣勘探開發利用”。僅要求有意勘探、開發煤層氣的企業具有相應投資能力、財務能力以及技術能力等。

2016年4月，國土資源部還進行審批改革山西試點，將原屬國土資源部的審批、發放煤層氣探礦權、采礦權的權力，下放至山西地方政府。

但煤層氣的礦權與常規油氣區塊大部分重疊。國內煤層氣礦權僅有不足5萬平方公里。與常規油氣礦權重疊的面積超過25萬平方公里。

已有礦權區域，中石油和中海油控股的中聯煤層氣公司已經登記了其中的絕大部分，已經沒有太多空間留給新進入者。

2017年5月21日，中共中央、國務院印發了《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》，提出要“實行勘查區塊競爭出讓制度和更加嚴格的區塊退出機制，允許符合準入要求并獲得資質的市場主體參與常規油氣勘查開采，逐步形成以大型國有油氣公司為主導、多種經濟成分共同參與的勘查開采體系”。

不過，這一《意見》的全文至今仍未對社會公開。

國家發改委能源研究所一名研究員告訴《財經》記者，改革大方向已定，要引入更多市場主體，加大勘探開發投入，但目前的進展不能算快，因為油氣體制改革本身很復雜，又觸及幾大國有石油公司的利益，協調推行還需要一個過程。

接收站難題怎解

LNG接收站對外開放的癥結是接收站所有者與第三方存在利益沖突，解決思路是推動LNG接收站獨立運行

國家發改委國際合作中心國際能源研究所副所長白俊認為，相比開放上游勘探開發市場和新建LNG接收站，推進現有接收站開放和增加LNG采購是增加天然氣供應最快的辦法。

2014年，國家發改委發布了《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》和《油氣管網設施公平開放監管辦法》，提出“國家鼓勵、支持各類資本參與投資建設納入統一規劃的天然氣基礎設施”、“允許第三方借用天然氣基礎設施（包括LNG接收站）”，切實推進民企融入。

然而三年半來，LNG接收站對外開放進展緩慢。據行業統計，2014年－2016年，中石油LNG接收站累計為第三方進口LNG超過90萬噸。2016年中石油LNG接收站接收第三方貨量占接收能力3%。相較中石油，中石化、中海油接收站對外開放更缺少實質性進展。

目前，全國共投入運營LNG接收站17座，總接收能力約為5800萬噸，以普氏能源統計的2017年進口LNG3789萬噸計算，LNG接收站利用率約為65%，2016年，這一比例為54%。

LNG接收站對外開放的癥結是第三方與接收站所有者存在利益沖突。接收站運營商面臨照付不議合同的干預，長約合同價格與現貨市場價格有較大差異，現貨LNG低于長協價格時，第三方會大量進口低價LNG搶占市場，與接收站的所有者幾大油公司形成利益沖突。

現實情況是，在淡季，即便LNG接收站有窗口期，由于缺少買方，第三方的貿易商也缺乏動力去海外購買LNG，接收站的接收能力無從使用。而在旺季，接收站大多滿負荷運行，又很難尋找到窗口期向第三方開放。這種情況下，只有與LNG運營方本身有合作關系的企業，才有可能利用其接收能力。譬如中石油的唐山曹妃甸接收站，北京燃氣集團在其中參股29%，由于這層股權關系，過去兩年冬季保供時，北京燃氣都曾向法國Engie公司采購現貨LNG，利用該接收站向北京供氣。

白俊建議，對已簽約的LNG長期協議，政府可以在保證企業合理回報的前提下多退少補；其次，推動LNG接收站及管網的獨立運行，運銷分離，改變目前一體化的運行模式，并加強對公平開放的監督考核。

管網如何獨立

改革的深水區并不在主干管網，而是省網及城市燃氣公司的配氣網絡

相比LNG接收站向第三方開放，更受業界關注的是管網的獨立。

去年5月中央下發的油氣改革若干意見重點部署了八方面的改革，其中第四點提出，分步推進國有大型油氣企業干線管道獨立，實現管輸和銷售分開。完善油氣管網公平接入機制，油氣干線管道、省內和省際管網均向第三方市場主體公平開放。

和電力體制改革的核心思路類似，油氣體制改革的原則也可概述為“管住中間，放開兩頭”，所謂管住中間，就是要將具有天然壟斷屬性的管網環節進行嚴格監管，向市場主體公平開放，放開兩頭則是要求放開上下游的供應和銷售環節，引入多個市場主體。

因此，需要改變管輸和銷售一體的現有體制，將管輸環節獨立出來。

簡單來看，當前我國天然氣管網分為主干網、省級管網和城市配氣管網三級，三級管網都是輸售一體的模式。除主干網的所有權與運營模式較為清晰之外，省級與配氣管網在不同省市有著復雜多樣的存在形態。從改革進展來看，管輸環節的成本監審率先啟動，當前主干管網的管輸價格監審已經完成，省網的管輸價格監審剛剛起步。未來管網究竟如何獨立，還未有定論。

主干網方面，目前投入運營的主要包括陜京一至三線、西氣東輸一至三線以及川氣東送等主干線，冀寧線、淮武線、蘭銀線、中貴線等聯絡線，以及中亞、中緬、廣匯哈薩克斯坦等進口線，截至2016年底，總長度約6.8萬公里，其中中石油占88%，中石化占11%，中海油占1%左右。在銷售主體方面，主要包括中石油的5家銷售公司，中石化天然氣銷售公司以及中海油氣電公司。

主干管網的管輸價格核定已經走在前面，2016年10月，國家發改委印發《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（試行）》，根據這兩個辦法，國家發改委對13家跨省管道運輸企業進行了定價成本監審，并據此制定了相關管道運輸價格，2017年8月底，發改委印發了《天然氣跨省運輸價格表》。

而在運營主體方面，成立國家管道公司的傳言一直在業內流傳，有消息稱方案已經上報，有望在2018年推出。

不過，改革的深水區并不在主干管網，而是省網及城燃公司的配氣網絡。

在鄭新業看來，省級管網公司及城燃公司在天然氣交易中是統購統銷，獨買獨賣，它們在地區的角色如同電力系統中的電網公司，這一級網絡才是未來應該重點監管的領域，應該將省網及配氣網絡獨立，成為天然氣銷售中的高速公路，按照固定成本加準許收益來核定價格。

而省網及配氣網絡的獨立并不容易，這與它復雜的發展形態有關。

據劉滿平介紹，當前有25個省成立了32家省市級天然氣管網公司，也有少數幾個省份沒有組建省網公司，由上游氣源方所屬的管道銷售公司直接供應。

在北京、上海、廣東、浙江等地，省網公司由地方國有投資公司或地方能源企業占主導地位，作為區內唯一管道建設方和天然氣總買賣方向上游購買天然氣資源，向下游用戶和城市管網銷售天然氣。

而河北、湖北、湖南、安徽等省份，地方國有投資公司或能源企業做不到省內資源的獨買獨賣，也不一定是區域內唯一的管道公司。此外，在新疆、江西、福建等省，則是石油公司占據主導地位。

總體來看，省網的建設和經營主體多元，大部分省沒有形成“全省”格局，在省內可能有多個管道建設主體。

而具體到城燃及配氣網絡，情況就更加復雜。市內不同區縣可能有不同的燃氣公司，通過特許經營的方式來供應當地天然氣，并且還存在特許經營區域與行政區域劃分不明、區域內多重授權的問題。

而上述每一個環節，都會增加天然氣供應的管輸費用，層層加價導致天然氣管輸費用過高，并且成本監審尚不明確，管輸費用是否合理也是一些省網、城燃公司面臨的質疑。“最后一公里”的管輸價格高于主干網的管輸價格現象并不罕見。

最為典型的便是廣西省網。廣西的管網主要由中石油建設，包括西氣東輸二線、中緬線廣西段兩條干線，以及七條支線，中石油向廣西供氣，通過廣西管網公司統購統銷后賣給用戶，中石油向嘉和中油等終端燃氣企業交氣價格為1.91元，而廣西省網在幾乎沒有任何管網投資的前提上，再加價0.36元。據《中國經營報》2017年11月報道，中石油為此向國家發改委匯報，呼吁“國家天然氣主干管網可以實現供氣的區域，省管網不得以統購統銷名義，增設供氣環節，提高供氣成本。對于目前省管網沒有實質性投入或用戶不需要提供輸配服務的加價，要予以取消”。

目前，配氣網絡的成本監審已經起步，2017年6月，國家發改委制定了《關于加強配氣價格監管的指導意見》（下稱《意見》），下發給各省、自治區、直轄市、新疆建設兵團發改委、物價局，提出配氣價格是指城鎮燃氣管網配送環節的價格，應由政府嚴格監管。地方價格主管部門要厘清供氣環節，核定獨立的配氣價格，并可在合理分攤成本的基礎上，制定區分用戶類別的配氣價格。

《意見》提出，對于新建城鎮燃氣配氣管網，核定價格時，稅后內部投資收益率不超過7%，經營期不低于30年。《意見》還要求省級價格主管部門制定配氣價格管理和定價成本監審規則，于2018年6月底前出臺。

《財經》記者查詢各省發改委、物價部門網站發現，2017年11月至12月，包括浙江、廣東、山東、河北等用氣大省都已經出臺了省內的天然氣管道運輸價格成本監審的配套文件。

兩位受訪的城市燃氣公司高管接受《財經》記者采訪時都認為，配氣環節獨立是大趨勢，但復雜度更大。歐洲、日本的順序都是先獨立長輸管道，再獨立配氣網絡。此外，很多原來不做燃氣的企業開始進入這一市場，也需要配氣環節獨立。

一位國家發改委原主管官員則向《財經》記者表示，席卷全國的氣荒正是加速天然氣市場化改革的契機。作為新興產業，天然氣改革的阻力和成本都比石油要小得多。中國是世界上成長最快的天然氣市場，隨著市場化程度的提高，中國在國際市場上的發言權也必將進一步提升，這肯定有助于降低中國的天然氣進口成本，有助于中國能源消費結構的優化。