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2017年供暖季我国多地区出现临时性、局域性供需紧张,个别地区供需缺口波及居民生活用气,媒体称谓“气荒”现象。经国家部委、资源方、贸易方及终端用户共同协作,攻克了“气荒”难关。此次供需紧张较以往供暖季供需形势具有爆发时间提前、波及范围广、成因复杂等特点,本文详细分析了此次“气荒”特点及成因,并提出了改善建议。
1、去冬今春“气荒”特点
此次供需紧张较以往供暖季供需形势具有以下特点:一是爆发时间提前,涨价速度快且非理性定价;二是波及范围更广,京津冀、山东、河南、宁夏、内蒙古、贵州、湖北、湖南出现供应短缺,甚至新疆、四川、陕西等产气大省也出现“气不够用”现象;三是此次“气荒”成因复杂,是供需矛盾的集中爆发,上至能源政策统筹协调,下至消费结构调峰优化,同时储运调配设施硬件滞后,各环节都存在理不顺的症结,此次“气荒”是所有矛盾在供暖季的集中爆发。
2017年市场价格显示,受“煤改气”及经济工业回暖推动,10–11月中旬市场价格已达到终端承受高限(5000~5500元/吨);11月下旬至12月中旬中亚管道气出现多频次、突发性减压,市场价格短期飙升至10000元/吨;12月下旬中国石油与中国海油开展资源联合置换、中亚恢复供气、煤改气管控调整等因素的综合作用,天然气终端市场价格大幅回落。2013–2017年华东LNG市场价格走势见图1。
2、“气荒”成因
回顾此次“气荒”过程及引爆事件,主要成因,一是能源及环境政策推动需求激增;二是产业价格机制没有理顺,增产增供积极性低于需求增长;三是中亚管道气供应临时减供;四是储配基础设施能力不足,资源调配机制不健全。
2.1 政策推动需求增长
《天然气发展“十三五”规划》《加快推进天然气利用的意见》等政策提出了一系列天然气发展目标,明确提出把天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一,天然气能源消费结构占比2020年增至10%,2030年达到15%。
自2015年以来,由于国际能源价格持续下行,加之国内经济进入发展“新常态”,国内天然气供应相对过剩,各主体企业加大市场开拓力度,培育终端用气市场,全国居民气化率不断升高,居民用气需求的扩大也奠定了规模化的需求基数。
2017年是落实《大气污染防治行动计划》的收官之年,为全力做好秋冬季大气污染综合治理,8月《京津冀及周边地区2017–2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》出台,要求“2+26”城市实际完成319万户居民“煤改气”,供暖季天然气需求新增约50亿方,日均增量0.42亿方(按120天测算);同时受全国经济转好工业复苏带动,工业需求同步日均上涨0.9亿方,全国日均总需求达8亿方(同期增长20%)。由此可见,2017年天然气需求侧的增长是全方位的,工业、居民等行业全面增加,“煤改气”工程更助推了需求侧的激增。
2.2 价格机制有待优化
我国自产气自20世纪末得到快速发展,2006年我国建成投产首个LNG接收站(深圳大鹏),2010年我国进口管道气项目建成投产(中亚线),至此我国天然气供应形成三大主流模式,其对应的采购成本和市场定价机制也不尽相同。
2.2.1 采购成本升高
我国天然气采购成本主要有两种模式,自产气成本主要由勘探开发投资决定,进口管道气及进口LNG主要采用油价联动OPE模式。随着我国常规气田的开采利用,现有气田开采成本逐步攀高,且非常规气田受技术限制,短期内难以大规模增产增供。我国进口管道气价格与JCC、WTI价格高度正相关(相关系数分别为0.87、0.80),进口LNG价格与JCC、WTI也呈现正相关(相关系数分别为0.51、0.36)。由于我国尚未建立有效的区域定价机制,长期参照能源进口依赖度高的日本JCC开展定价谈判,导致议价能力有限形成“亚洲溢价”。综上可知,我国天然气三大供应主流模式的采购成本均呈现逐步攀高、居高不下的现状。
2.2.2 市场价格管控
随着我国天然气价格改革的逐步完善,国家有序放开了多种气源价格。2013年国家实现页岩气、煤层气、煤制气购销价格市场化,2014年国家实现进口LNG购销价格市场化,2015年国家实现大型工业直供企业(除化肥用户)购销价格市场化,2016年国家明确储气设施相关价格和化肥直供用户价格市场化,2017年国家实现交易中心价格市场化。通过“小步快走”的渐进式改革,国内天然气价格市场化程度显著提高。
由于国内自产气(资源量占比61.5%)及进口管道气(资源量占比17.5%)均采用市场净回值的基准价门站管理模式,更注重引入市场调控手段,实现培育市场。2015年油价出现大幅度下行,实行能源挂钩定价的天然气市场价格也大幅走低。进口LNG(资源量占比21%)作为唯一允许实现成本加成顺价的模式,在该环境下也只能采用随行就市的定价模式,市场价格与采购成本也存在严重倒挂的现象。
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