2017年入冬以来，天然气价格持续上涨，以及华北、华中等地区出现大面积“气荒”的现象备受社会各界关注。以市场化定价程度更高的LNG（液化天然气）为例，河北LNG到货价在2017年11月20日突破5000元/吨的关口后，于11月27急剧上升至7350元/吨，11月30日进一步涨到8200元/吨的历史最高水平。在国家发改委、商务部、环保部采取一系列紧急应对措施后，河北LNG到货价稍有回落，但12月8日仍然高达8100元/吨。与此形成鲜明对比的是，在上一个取暖季（即2016年11月到2017年3月），河北省LNG到货价的波动区间为3200-3750元/吨（见图1）。也就是说，目前LNG价格是上一个取暖季中最高水平的2.16倍。天然气价格大幅上涨，让居民取暖和企业用气的成本剧增。另一方面，发生在华北、华中地区的“气荒”已经波及到其他地区，其影响范围之广出乎许多人的意料。例如，为保障华北地区居民取暖用气，天然气供给形势一直都比较宽松的川渝地区近日已要求以天然气为原料的化肥和甲醇企业生产线停工。以限制工业用气的方式“挤出”气源，并通过跨地区调运来保障居民取暖用气，能在一定程度上缓解华北地区“气荒”。但这毕竟只是应急手段，远非治本之策。综合考虑天然气供需的技术经济特征，拒绝“气荒”重来，需从基础设施建设和价格机制完善两个方面发力。
图1 河北液化天然气（LNG）到货价（2016.11.1~2017.12.8）
数据来源：万得资讯
完善的基础设施是确保天然气供需平衡的前提
天然气供需具有“准实时平衡”的特征，市场交易有明显的区域性，对于管网基础设施有很强的依赖性。尽管从全球来看，近些年随着LNG生产技术的进步，天然气交易对管网设施的依赖性在逐步降低，但对终端市场来说，LNG接收站也是重要的基础设施。此次华北、华中地区出现大面积“气荒”，主要原因就是LNG接收站建设滞后，LNG接收能力不足导致取暖季新增需求难以得到满足。2017年12月8日，华南地区码头气库的进口LNG批发价为4780.8元/吨，与10月13日的价格相比，只提高了3.5%。换言之，华北、华中地区“气荒”，不是全球天然气供应紧缺、价格上涨，而是有气进不来。在天然气勘探开采技术快速进步的背景下，全球天然气供需形势相对宽松的大环境发生重大变化的可能性很低，因此，当前及未来一段时期，海上LNG进口气供应是充足的。
海上LNG进口气能否成为保障国内天然气消费的主力，关键在于接收站建设能不能跟上。从供给端看，2016年我国自产气、陆上管网进口气、海上LNG进口气在总供给量中的占比分别是66%、18%、16%。由于近些年国内天然气需求增速下降，自产气和陆上管网进口气的投资增速持续低迷，今年国内天然气市场需求复苏后，增量需求部分基本都由海上LNG进口气来满足，这一方面使得我国LNG进口逐月增长，另一方面也让LNG接收站接近满负荷运行。进入供暖季后，华北地区今年大规模推行“煤改气”后形成的增量需求，终于超出管网和LNG满负荷输送能力。由于LNG的经济运输半径在300公里以内，超过部分每百公里就要增加成本60-80元/吨，这就使得华北地区的LNG价格在11月之后持续飙涨。
在国内自产气、陆上管道进口气未来几年增长空间有限的前提下，需要加大LNG接收站建设力度，以缓解很可能会出现的天然气需求旺季LNG产能严重不足的矛盾。特别是，在北方地区工业燃煤锅炉改造和居民取暖“煤改气”持续推进的背景下，天然气需求尤其是取暖季的需求预计每年都会以20%以上的速度增长。因此，急需在确保不影响海洋生态环境的前提下加快推动环渤海地区LNG接收站建设进程，增强北方地区LNG接收能力，提高北方地区天然气供应能力。
此外，加快推进储气调峰设施建设，是保障用气高峰期供气充足，避免出现“气荒”现象的重要途径。应该看到，尽管我国已经成为仅次于美国、俄罗斯的世界第三大天然气消费国，但储气调峰设施起步晚、发展慢，明显无法满足季节调峰需求。在国家发改委2014年发布的《关于加快推进储气设施建设的指导意见》等政策推动下，近年来，华北油田苏桥储气库群、新疆呼图壁储气库、西南油气田相国寺储气库、辽河油田双6储气库等多个储气库相继投入运行，已实现有效工作气量约100亿立方米，2016年提供调峰气量约60亿立方米。也就是说，目前我国地下储气库调峰能力与全年天然气总消费量之比约为3%，而根据国际天然气联盟（IGU）发布的数据，截至2015年底，全球地下储气库调峰量与天然气消费量的比值为10.3%。IGU特别指出，当一个国家的天然气对外依存度超过30%时，要保障其供气安全，地下储气库的有效工作气量与天然气消费总量的比重需要达到12%。换言之，地下储气库建设滞后，使得我国储气库能够提供的实际调峰能力仅为根据发达国家经验估算出的必要调峰能力的1/4。同时，在海上LNG进口气占比越来越高的条件下，有必要鼓励根据各地实际情况，因地制宜建设岸基LNG接收站增建储罐、浮式LNG接收站、小型LNG液化厂及LNG卫星站等LNG储备调峰设施。
通过健全价格机制来平衡供需、激励投资
拒绝“气荒”重来，价格机制应该而且能够发挥更大的作用。很长一段时间以来，当需求高峰期居民用气紧张时，常常是以行政手段减少工业用气。在特定时期，“限生产、保民生”固然有一定合理性。但这未免有头痛医头脚痛医脚之感，更重要的是，这使天然气市场中诸多行为主体难以形成稳定的预期，从而加剧了市场的波动，间接提高了发生“气荒”的概率。
在天然气市场季节性供需矛盾突出的情况下，以价格手段加强需求侧管理，是引导市场实现短期平衡的重要手段。《天然气发展“十三五”规划》提出，“加强需求侧管理，利用调峰气价、阶梯气价等价格手段，拓展可中断用户，激励各类用户参与调峰”。但到目前为止，在国家层面还没有出台相关政策措施，现行价格机制在平衡需求特别是引导用气企业错峰生产方面没有发挥实质性作用。今年10月，上海市发改委发布了《关于调整上海市非居民用户天然气价格的通知》，对天然气非居民用户实施季节性差价，目前看，这在引导非居民户合理消费，降低用气峰谷差等方面产生了比较显著的效果。
对地下储气库、LNG调峰站提供的调峰气实行单独核价，是促进储气调峰设施建设的有效激励措施。近些年来，在需求高峰期几乎每年都会发生区域性“气荒”。每次，政府部门及有关企业都采取了有力的措施。但是，“气荒”每年都重来，而且基本都是在天然气整体供应量相对充足的情况下发生的，关键原因就是建设储气调峰设施的激励不足。从发达国家天然气产业发展经验看，储气库提供的调峰服务市场化是促进储气设施建设的有效手段。当然，建立健全储气调峰价格体系的前提是理清储气库建设运营成本。目前，我国储气库建设和运营支出从石油企业的天然气管道建设运营费用中列支，无法体现出不同季节或不同时段的供气成本差异。如果不能准确识别储气库的调峰供气成本，那么在给储气库提供的调峰气核价时就会面临很大困难。
此外，在居民用气占比持续提高的背景下，当前工业、车用、发电等非居民户补贴居民用户的格局要继续维持下去，将会面临越来越多的问题。特别是，如果非居民户一直都需要承担交叉补贴居民用户的成本，那么非居民户用气需求的增长前景会比较模糊。非居民户用气的稳定性比较强，而且在恰当的激励下，部分非居民户还可以在需求高峰期提供调峰服务。也就是说，非居民户是天然气需求侧的稳定力量。这类稳定力量发展不足的话，在多种因素推动居民用气连年增长的情况，应对“气荒”就需要付出越来越高的代价。因此，需要决策层以更大的决心统筹谋划、坚定推进天然气价格体系改革的“顶层设计”。
