权威解读能源“十三五”规划（六、让更多天然气插上翅膀“飞入寻常百姓家”）

　　天然气是最清洁的化石燃料，相比煤炭和石油等，具有无粉尘、近零二氧化硫、二氧化碳较低排放等突出优点，一直被看作是化石能源界的“美女”，低碳转型发展的“清流”，深受广大能源消费者的喜欢。各级政府也格外重视天然气利用，都认为大力发展天然气是我国加快建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的必由之路，对化解环境约束、改善大气质量具有重要意义。

　　新疆、内蒙古、陕西和四川等省（区）都将提高天然气消费比重，辽宁、湖南和吉林等省更是明确要实施“全省气化”计划，湖北、江西等省则要求实现天然气使用县市全覆盖，西藏自治区也宣布要推进格尔木至拉萨输气管线建设。

　　在各地大力推进天然气发展中，我国天然气消费进入快速增长期，全国天然气表观消费量由2000年的235亿立方米迅速增至2013年的1692亿立方米，年均增速16.4%，部分年份增速高达30%以上，远高于世界同期2.7%的增速。因为消费增速太快，部分地区甚至出现天然气供不应求情况。

　　2013年前，诸如某地出现“气荒”，天然气出租车排长队一等几小时等报道频频见诸报端。从国外天然气消费需求增长经验来看，这种快速增长期一般都要持续25至30年左右，按剧情设置，接下来我国天然气发展就该进入“黄金时期”，天然气消费量就该进入持续井喷。但事情往往是猜到了开头，却没有猜中结局，在喜大普奔的气氛中，天然气消费市场画风突变，剧情出现了反转。

　　2014年我国天然气消费增速降至8.6%，2015年再次大幅下降至3.3%，在大幅降价加寒冬天气的帮忙下，2016年天然气消费增速勉强回升至8.0%，依然不及高速增长期平均速度的一半，我国天然气在快速发展初期阶段就遭遇“倒春寒”。

　　画风突变为哪般

　　天然气消费需求增速下降是因为我们气源不足、供应不足吗？非也。其实近年来，国内天然气资源供应稳步增加，2016年国产天然气已达1369亿立方米，境外进口量更是快速攀升，达到719亿立方米。除了供暖季供应略有紧张外，天然气市场供应明显宽松，甚至出现天然气“难卖”的情况。笔者认为，在市场供应宽松条件下，天然气“难卖”，消费增速放缓的主要原因有二。

　　（一）想用用不起

　　客观地讲，在我国，天然气有些生不逢时。我国煤炭资源丰富，获取较为便捷，如不考虑环保因素，在能源生产生活链条中，煤炭属于物美价廉型的代表，基本可当作“烧火丫鬟”使用。相比煤炭，天然气就是娇贵的“富家小姐”，北京、河北、江苏、浙江和广东等地工业气价分别为每立方米3.04元、3.02元、3.80元、3.86元和4.36元。按同等热值计算，气价是煤价的4倍以上。所以，燃气机组上网电价要高于燃煤发电机组50%以上，燃气电厂发电设备利用小时稍有不如意，发电企业就会进入亏损状态；

　　以天然气为原料的化工企业，目前部分勉强维持生产，部分在逐步退出用气市场；将天然气用作工业锅炉和窑炉燃料的建筑和冶炼行业，虽然是实施“煤改气”政策的重点行业，但是由于使用天然气后企业生产成本将翻倍，极大挫伤了“煤改气”的积极性，即使实施禁煤，部分企业也宁可选择比天然气便宜的粉煤制气和水煤气净化。偏高的气价，让用户想说“爱你并不容易”。

　　在我国，造成天然气与煤炭竞争中处于下风的根本原因是经济性差，而根源在于天然气管输费用过高。

　　每立方米天然气，从产出到用户手里，中间需要经过几千公里的长途运输，再经过省网管道的输送，最后还要通过城市燃气管网的配送才能到终端用户手里。以中亚进口管道气为例，到岸完税均价为1.3元/立方米，由新疆霍尔果斯送到广东大约5000公里，长输管道运费约0.9元/立方米，相当于每千公里约0.18元/立方米，送到广东的门站价是2.18元/立方米。从门站再经过百公里左右的广东省网，最后经过城市燃气公司送到终端用户手里，工业用气价格已经翻了一番，高达4.36元/立方米。在终端工业气价中，管输费用占70%，其中省内管网费用约占50%，毫无疑问，天然气的主要成本产生在输配环节，特别是地方的输配环节。

　　（二）想用用不上

　　造成天然气消费增速放缓的另一原因是储输设施没有跟上需求增长步伐，截至2015年底，中国天然气干线总里程只有6.4万公里，而美国同期天然气洲际管道总里程约为38.5万公里，差距巨大。受生产地和进口地限制，国内天然气长输管线总体由西北、西南向东部、东南部输送，主干线布局较为集中，导致有一部分省区至今没有大的主干线经过，如湖南、西藏；另一部分省区则只有省会等个别城市有主干线经过，如贵州、云南、黑龙江、吉林、内蒙古等省区，管线只经过主要城市，开口较少，造成这些省份天然气供应能力先天不足。

　　除了部分省份缺少天然气主干道外，配气管网建设滞后。由于天然气主干道没有到达每个地市，很多城市配套输气基础设施较差，配气管网建设比较滞后。与美国天然气管道相比，管道覆盖率落后较多，美国天然气管网已经普及到各类城市和主要城镇，且管道管理网络化、气源供应多元化，基础设施非常完善。而我国较多地区，特别是长江经济带和华南地区，地市配气管网建设力度不够，天然气支线和配送到用户的供气网络缺失，天然气“最后一公里”问题非常突出，最终到达用户的很多环节存在障碍，使得诸多潜在天然气用户只能“望气兴叹”。

　　储气设施少，调峰能力弱是导致天然气用户“想用却又不敢用”的另一因素。国内储气设施建设起步较晚，截至2015年底，全国地下储气库18个，工作气量只有55亿立方米，LNG储罐罐容500万立方米，储气库工作气量仅占全部消费量的3%左右，远低于15%的国际同行指标。目前，北京等地冬季天然气消费峰谷差高达16：1，天然气储气调峰能力不足，造成北京近年天然气淡季卖不动、旺季又紧张的态势反复上演，部分企业被迫成为“可中断用户”，严重影响用户使用天然气的信心。

　　解铃还须系铃人

　　《能源发展“十三五”规划》（以下简称《规划》）提出2020年天然气消费比重力争达到10%，预计未来4年天然气消费年均增量要达到400亿立方米，而历史上最好的年增量才达到250亿立方米左右，任务艰巨。解铃还须系铃人，为完成2020年天然气发展预期目标，还需从经济性和基础设施建设两方面消除羁绊，让更多天然气插上翅膀“飞入寻常百姓家”。

　　（一）降低管输费用是关键

　　针对输配环节过多、费用过高、最终用户没有获得实惠的问题，《规划》要求“严格监管和规范油气输配环节政府定价”。国家发改委去年出台了《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》，要求各地政府梳理天然气各环节价格、整顿输配气价格。浙江、江西等地的省内输配价格都有所调整，但降幅仍不解渴。今年相关部门将全面启动管道运输企业定价成本监审工作，降低地方管网管输费用的工作若无实质性进展，我国天然气消费规模扩大就将大打折扣，而这是提高天然气经济性的关键环节。

　　（二）低价现货要来帮忙

　　现货LNG价格在用气淡季如夏季大幅低于长协价格，而用气淡季恰好又是许多地区的用电旺季，在夏季完全可以多用低价气发高价电。但问题在于，部分公司之前签订了不少高价长协合同，本就不好消化，再大量进口现货就更难消化。笔者认为，最好的办法是做大市场蛋糕，而做大蛋糕归根结底还是要降成本。

　　进口低价现货气一方面可以做大市场，另一方面还可以提高现有LNG接收站的利用效率，增加租赁收入，逐步形成良性循环，这样对各方都有利。据笔者粗略计算，如果每年进口50亿方低价现货LNG，节省的成本和增加的租赁收入至少可达到20多亿元。《规划》要求LNG相关设施要做好第三方准入，就是要把这扣解开，盘活市场。

　　（三）配套措施要跟上

　　按《规划》，2020年地下储气库工作气量要达到148亿立方米，约占届时全部消费量的4%以上，调峰能力虽有提高，但依然十分有限，单纯依靠储气库建设难以满足全部调峰需要，需求端参与调峰必不可少。因此，《规划》除了鼓励多种主体参与储气能力建设外，还采取峰谷气价、可中断用户等多种调峰手段，激励各类用户积极参与调峰，有关政策也在推进储气服务价格的市场化。

　　此外，《规划》提出，推进和优化支线等区域管道建设，打通天然气利用“最后一公里”，实现全国主干管网及区域管网互联互通，就是为了加强管输基础设施建设，高效利用已有管道设施，提升天然气供应能力，满足潜在用户需求。

　　重点领域拓展需加强

　　我国天然气主要利用领域是民用、发电、工业和交通，为拓展天然气消费市场，还需在上述重点领域深耕不辍。

　　（一）应优先推广交通用气

　　在天然气利用领域中最易推广的是交通用气，环境友好且经济性相对突出，如车用CNG（压缩天然气）价格不到普通汽油的70%，具备进一步推广条件。相关交通规划提出，2020年气化各类车辆约1000万辆，配套建设加气站超过1.2万座，船用加注站超过200座。按此规划，车用天然气消费量将在目前基础上翻一番，增加250亿立方米左右。

　　为加快天然气在交通领域的利用，国家能源局还出台《关于加快推进天然气利用的意见》（征求意见稿），提出参照新能源汽车支持政策，给予天然气汽车购置补贴、燃料补贴等补贴政策，若此政策顺利实施，天然气在交通领域有望迎来发展新机遇。

　　（二）替代散煤最具推广价值

　　在天然气所有利用环节中，最有推广价值、发展空间最大的领域是散煤替代。目前全国散煤消费量约7亿吨，即使一半用天然气替代，也要消耗天然气约2000亿立方米，相当于目前全部的天然气消费量。散煤主要集中在农村居民生活和工业小锅炉等领域，受基础设施不足限制，农村居民生活用煤替代宜气则气，宜电则电。工业小锅炉的散煤替代主要取决于经济性，由于燃料成本约占全部成本的85%以上，天然气价格水平直接决定替代效果。

　　因此，除努力降低成本外还应多措并举，如对落后燃煤锅炉的淘汰和“煤改气”进行补贴，同时对污染行为加大处罚力度，扩大城市高污染燃料禁燃区范围等。

　　（三）推广发电用气要找准方向

　　燃气发电在我国发电装机结构中仅占4%，而美欧等发达国家普遍达到30%左右。国内天然气发电成本是煤电的两倍，在低成本煤电及快速发展的新能源和可再生能源的激烈竞争下，气电要像其他国家那样成为天然气发展的主要推动力较为困难，但气电效率高，其较强的调峰能力可以为可再生能源的更大规模利用创造更好的条件，尤其可在可再生能源由集中发展向分布式利用转型的过程中发挥突出作用。

　　《规划》指出了提高天然气发电利用比重的方向，即鼓励发展天然气分布式多联供项目，支持发展燃气调峰电站，结合热负荷需求适度发展燃气热电联产项目。

　　（四）体制机制需继续完善

　　《规划》提出，有序放开油气勘探开发、进出口及下游环节竞争性业务，研究推动网运分离，实现管网、接收站等基础设施公平开放接入等政策措施。笔者认为，通过上游的开放搞活，可提高国内天然气产量，通过推进天然气基础设施向第三方市场主体开放，可更好地连接上游开发和下游市场，通过放开竞争性环节，可加速我国天然气市场化进程，这些措施都可起到降低天然气利用成本的效果。另外，在成本的透明化方面，具有自然垄断性质的管输部门将成本公开，或可消除一些不必要的成本。

　　结束语

　　虽然天然气消费市场面临成长的烦恼，发展不如预期，但是《规划》已提出将天然气培育成主体能源之一，只要全社会形成共识，按照习近平总书记强调的，坚持问题导向，有什么体制障碍就改什么。找好找准突破口，看准了，撸起袖子就干，天然气在我国仍具有可观的发展潜力。（文丨杜伟  李瑞忠  付兆辉　电力规划设计总院能源发展研究中心）