天然气开发利用不仅对我国能源保障具有重要意义，而且对改善能源结构、促进清洁能源发展具有重大意义。我国政府高度重视天然气的发展，始终将天然气发展摆在国民经济发展的战略位置。十年来，天然气不仅实现了快速发展，而且形成了比较完整的工业体系。但是，随着世界石油市场格局发生深刻变化，油价下行，国内GDP增速放缓，我国天然气市场发展的内外部条件正在发生变化。未来天然气市场将会呈现怎样的趋势，《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》(以下简称《行动计划》)提出的天然气发展目标能否实现，存在哪些不确定性因素，值得认真研究和思考。
    一、中国天然气市场呈现新特点
    1.市场需求持续增长，增速开始放缓
2000-2013年，我国天然气消费量从245亿立方米增至1676亿立方米，年均增速高达16%，高于同期能源消费总量增速(7.9%)和GDP增速(10.2%)，占能源消费总量的比重从2000年的2.2%升至2013年的5.9%。近两年天然气消费增速放缓。2003-2011年，我国天然气消费年均增速为18.2%，近两年消费增速降至13.3%，2014年我国天然气表观消费量同比仅增长8.9%。
    2.对外依存度不断提高，供需失衡问题突出
2013年，我国天然气消费量为1676亿立方米，同比增长15.9%，进口天然气529亿立方米，对外依存度已从2007年的5.7%一路飙升至31.6%。2014年天然气表观消费量为1805.9亿立方米，其中进口天然气598.1亿立方米，对外依存度为31.7%。季节性变化和区域性差异造成的天然气使用峰谷差，给我国天然气供应保障带来严峻挑战。华北地区冬夏峰谷差达到5:1，北京则超过10:1。天然气市场运行的矛盾始终牵动着政府、企业和用户的心。
    3.价格改革市场化趋势明显，监管体系建设滞后
    2011年底，国家发展和改革委员会在广东、广西两省实行天然气价格改革，其最显著的特点就是将现行以成本加成为主的定价方式改为按净回值方法定价。这次调整初步建立了反映市场供求关系和资源稀缺程度的价格机制，为理顺天然气与可替代能源的比价关系，为最终形成市场决定天然气价格的机制打下了基础。我国天然气市场体系正处于发育成长期，应建立统一的监管体系。完善天然气勘探开发许可监管制度，完善天然气基础设施以及规划和使用的监管制度，建立健全天然气管输价格、成本测算的监管制度等等，都是市场转型的必要条件，也是我们的薄弱之处。
    二、实现《行动计划》目标面临的主要不确定性因素
    根据《行动计划》，2020年我国常规天然气、煤层气产量要分别达到1850亿立方米和300亿立方米，页岩气产量超过300亿立方米，天然气在一次能源消费中的比重将提高到10%以上。从我国天然气产业发展现状来看，供需两侧均出现增速放缓迹象，实现《行动计划》目标遇到较大挑战。
    1.国内天然气生产能力的不确定性
     (1)老气田产量将逐年递减，储采比下降问题已经显现，常规天然气增储上产难度加大
到2020年，预计我国常规天然气新增经济可采储量1.8万亿立方米，储采比缓慢下降至24左右，产量达到1740亿立方米，年均增速为6%。其中，致密气具有较高增产潜力，但受到价格等方面的箝制，预计2020年产量为580亿立方米，年均增速为8%。只有在技术进步更加显著和政策措施更加有效的前提下，致密气产量才有望再增加100亿立方米，达到680亿立方米左右，否则《行动计划》提出的常规天然气产量1850亿立方米的目标难以实现。
     (2)页岩气有良好前景，但产量与预期存在相当差距
    与致密气相比，页岩气资源禀赋更差，工程技术难度更大。在油价中低位运行的情景下，页岩气开发的经济性面临巨大挑战。中国石油天然气集团公司按照每年增加110口页岩气井的工作量安排，2020年累计页岩气井数达到847口，以单井按2.5万立方米/日测算，全年页岩气产量将达到77.3亿立方米。中国石油化工集团公司按照每年增加100口井的工作量安排，2020年累计页岩气井数达到749口，以单井按4.0万立方米/日测算，全年产量为109.4亿立方米。考虑到鄂尔多斯盆地及其他地区页岩气可能取得的突破，预计2020年全国页岩气产量约为200亿立方米，与《行动计划》提出的300亿立方米的目标存在相当大的差距。
     (3)煤层气仍未走出困局，产量可能低于预期
我国煤层气基础研究尚不适应大规模开发的需要，勘探开发投资严重不足，矿业权重叠影响煤层气开发，管网等基础设施薄弱增加了煤层气开发项目的成本和风险。煤层气地面井产量均需2~3年的达产期，以未来年均新增井2000口计，2018年煤层气井将达到2.25万口，2020年产量将达到108亿立方米，利用量为83亿立方米；井下抽采量以每年约10亿立方米的速度增长，2020年抽采量约为162亿立方米，利用量为55亿立方米。地面与地下合计产量为270亿立方米，利用量为138亿立方米，与《行动计划》300亿立方米的产量目标有一定差距。
     (4)煤制天然气先天不足，难以在天然气市场担当大任
    我国煤制天然气在技术、经济和环境等方面面临着不同程度的困难和问题。2014年年初，庆华煤制气项目和大唐克旗煤制气工厂因技术问题先后停产检修；在较高油价下测算[1]，不考虑环保、污水处理，以及水资源成本等因素，煤制气有0.7~0.8元/立方米的价格优势。由于项目大多远离主要消费市场，运输成本较高，且油价下跌可能会引起气价连锁反应，煤制气有丧失价格优势的可能。煤制气生产过程中每生产1立方米天然气耗水量高达6吨甚至更高，而我国的煤制气项目多数位于新疆、内蒙古等水资源匮乏地区。另外，从全生命周期过程看，煤制天然气的一次能源消耗和CO2排放量均高于被替代的传统能源和技术，其中生产过程排放量占70%。尽管已有四个项目获得核准，17个项目获得路条，但国家环境政策导向在中低油价下会对其产生较大约束。考虑油价、建设周期和开工率等因素，估计2020年产品能进入市场的可能仅限于已获核准的四个项目，预计年产量在150亿立方米左右。此外，储气设施投入不足，为天然气平稳运行带来影响。
    2.天然气消费的不确定性
     (1)GDP增速放缓影响天然气消费增长
    据国家统计局数据，2014年前三季度国内经济增速持续放缓，天然气消费增长维持低位，同比增长6.8%；1-10月份同比增长7.1%。未来市场的主要增长潜力在于天然气发电、工业燃料煤改气以及城市、交通用气的发展。由于国内经济增速放缓，上述天然气用户用气量增速将相应放缓。
     (2)工业燃料煤改气进度受制于成本和城市调峰能力
    环保压力下的供热锅炉煤改气需求潜力巨大，将呈现刚性增长，但由于工业燃料煤改气增加替代成本，大量煤改气将增加天然气调峰压力，这些因素直接影响我国工业燃料煤改气的发展规模。以京津冀为例，2020年前，不考虑改造费用，仅燃料成本就将增加1500亿元[2]。据测算，在实施和未实施煤改气两种情况下，高月高日天然气需求量相差0.77亿立方米。
     (3)城镇化速度和气化率对城市燃气增长速度影响较大
未来我国城镇化以每年0.9个百分点的速度快速推进，预计2020年城镇化率将达到60%。分析各种因素和情景，城镇气化率按高、中、低三个方案测算，2020年我国居民用气量分别为618亿立方米、560亿立方米和489亿立方米，差异较大。
     (4)化工用气增速缓慢，发电用气量增长对天然气消费影响较大
目前，天然气在化工领域的年消费量已经超过300亿立方米。在现有的价格水平下，消费需求将受到抑制。在新版《天然气利用政策》中，仅作为可中断用户的天然气制氢项目被列入优先类，天然气制甲醇被列入禁止类，天然气制合成氨、氮肥和小宗甲烷碳一化工项目均为限制类，其他为允许类。未来，化工用气将更多地受到价格和政策因素的影响，预计2020年化工用气量为500亿立方米。
    按现行价格，用天然气替代煤发电没有竞争力。未来天然气发电的发展前景将更加依赖于价格、财税、环保等政策的支持，与电价改革息息相关。预计2020年我国天然气发电用气量为515亿立方米，将对天然气消费产生较大影响。
     (5)天然气替代煤的价格竞争力是影响消费的重要因素
按照相同热值及2014年12月15日汇率计算，当原油价格分别在80、70、60美元/桶时，天然气置换原油的价格分别为3.02、2.64、2.26元/立方米。2014年10月29日环渤海湾动力煤价格情况是，4500大卡的动力煤价格为385~400元/吨、5800大卡的动力煤价格为530~555元/吨。按照相同热值计算，天然气置换煤炭的可承受价格分别是0.73~0.76元/立方米、0.79~0.82元/立方米，天然气替代煤炭没有价格优势。
    3.天然气价格改革的不确定性
    当前我国天然气价格存在以下三个主要问题。
    一是天然气价格不能及时传导市场信息，不能充分反映资源的稀缺性，不能抑制居民过度消费。
    二是进口气价格倒挂对天然气供应企业形成较大压力，涨价则给电力、工业用户增加成本压力，从而制约部分工业燃料用户煤改气的进程。
    三是工业用户和城镇居民用户气价关系不顺，形成交叉补贴。根据国务院发展研究中心对天然气终端用户价格承受能力的研究，各地居民生活用气、商业用气、LNG重卡可承受的气价分别为2.64~9.27元/立方米、4.28~4.91元/立方米和5.0~5.46元/立方米；工业燃料用气价格承受力在2.33~4.96元/立方米；燃气发电可承受价格在0.73~2.50元/立方米。研究表明，城市居民对天然气价格有较高承受力，当居民可支配收入增加2000元/年时，天然气需求将增加11%~12%。因此，随着居民收入的不断提高，适当调高居民用气价格(同时对低收入家庭予以适当补贴)，总体上不会影响居民用气需求量。
    此外，实现《行动计划》目标面临的不确定性因素还有：1)国际油价下行通道开启，增加了天然气市场的不确定因素，无论是供应侧还是消费侧都将面临更大的不确定性；2)理顺居民用气与工业大用户关系的时间表尚未确定，对天然气需求拉动的动力不足；3)碳排放的约束性政策，包括排放指标、碳税、碳交易等措施的不确定性都会增加限煤增气的不确定性；4)能源改革，特别是电力及其价格改革进程会对天然气消费产生影响。这些都对我国天然气消费的增长形成约束。预计2020年，我国天然气供应能力将达到3760亿立方米，其中国产天然气2360亿立方米，进口天然气1400亿立方米，国产天然气与《行动计划》的目标有240亿立方米的差距；2020年我国天然气消费量约为3100亿立方米，与《行动计划》3600亿立方米的目标有500亿立方米的差距。
    三、对策与建议
我国天然气市场正处在成长期，在国民经济存在下行压力，我国政府向世界宣告减排目标，能源结构调整势在必行的大形势下，无论从增长还是减排的角度，都不应该出现需求滞后的情况。因此，我们必须以更加积极务实的态度和科学有效的政策调控应对“十三五”及未来更大的挑战，给天然气市场发展注入强劲动力。对于实现《行动计划》目标，我们已经具备一定的发展基础、资源条件和市场潜力，当前最大的挑战在于政府的产业政策导向、税收和价格调控、监管体系建设以及对技术创新的激励和支持。具体对策与建议如下。
     1.进一步创新体制机制，加强天然气勘探开发力度
包括强化矿业权管理，严格探矿权退出机制；建立矿业权交易市场，促进矿业权流转；引导投资主体多元化，鼓励民间资本通过合资合作方式开发非常规油气及难动用储量，支持地方与企业的合资合作；设立风险勘探基金，拓展新区新领域勘探，寻找战略接替；加大在致密气等非常规资源开发方面的科技投入，通过差别化财税政策，激励致密气快速发展；坚持政策激励，持续推动页岩气和煤层气加快发展。
    2.大力推进天然气价格机制改革
加快存量气、增量气并轨；推进居民阶梯气价改革到位；建立分季节、分时段的峰谷价格机制，从价格机制入手解决调峰问题；理顺进口气与国产气、工业用气和居民用气的关系，推进天然气市场体系建设；中国天然气替代的主要对象是煤，在坚持与石油挂钩的价格形成机制的同时，探索增加参照煤炭的价格参数。
    3.加强对天然气产业的调控与监管
    加大节能减排和煤改气的政策调控力度；建立统一的监管体制；研究制定统一的监管标准、法规和监管制度。加强天然气管网的规划与监管；增强天然气管道的公共服务功能，加快天然气管道向第三方开放；发挥好行业协会在天然气市场培育中的中介作用；建立透明的天然气及城市燃气的信息统计发布系统。