2000年至2013年，我國天然氣消費量從245億立方米增至1680億立方米，年均增速高達16%，遠高于同期國內(nèi)生產(chǎn)總值（GDP）10%的增速和能源消費總量7.6%的增速。這主要得益于經(jīng)濟社會快速發(fā)展、供應能力大幅提高、儲運設施不斷完善和長期保持價格優(yōu)勢等諸多因素的共同作用。然而，隨著內(nèi)外部市場環(huán)境的轉變，市場格局正發(fā)生深刻變化，在需求、供應、價格、貿(mào)易、政策等各方面都存在較大的不確定性，對我國天然氣行業(yè)的健康持續(xù)發(fā)展提出了挑戰(zhàn)。

1. 國內(nèi)市場需求的不確定性

《國家應對氣候變化規(guī)劃（2014—2020年）》提出到2020年國內(nèi)天然氣利用量達到3600億立方米。以此為基準，未來我國天然氣消費量至少需要年均增長300億立方米才能達到市場供需的基本平衡；而2000年至2013年我國天然氣消費年均增量僅為110億立方米，其中2011年達到最高紀錄也沒超過230億立方米。結合國外經(jīng)驗和國內(nèi)現(xiàn)狀，實現(xiàn)規(guī)劃目標的難度很大。未來市場的主要增長點在于天然氣發(fā)電、工業(yè)燃料煤改氣和交通領域用氣的大規(guī)模發(fā)展，但目前這些都嚴重受制于國內(nèi)的能源價格體系。如何制定合理的價格和政策以維護需求與供應（特別是進口資源）的平衡關系，正考驗著政府的決心和智慧。

2. 進口天然氣資源的不確定性

“十三五”期間，中亞D線和中俄東線天然氣管道將陸續(xù)投產(chǎn)，屆時我國管道氣的進口能力將增至1350億立方米/年，但目前看中緬管道的上游開發(fā)情況明顯不及預期，西方各國對俄羅斯的制裁也增大了中俄管道的風險。在進口液化天然氣（LNG）方面，根據(jù)各公司已經(jīng)參與的項目或簽署的協(xié)議，2020年長期貿(mào)易合同數(shù)量將超過4900萬噸（約合687億立方米），但受市場需求疲軟、投資成本上升等因素影響，個別項目已經(jīng)面臨推遲甚至取消的風險。

3. 國產(chǎn)天然氣供應的不確定性

2000年至2013年我國天然氣產(chǎn)量年均增長70億立方米左右，照此推算2015年產(chǎn)量約為1320億立方米，2020年接近1700億立方米。在國內(nèi)常規(guī)天然氣生產(chǎn)保持平穩(wěn)、難以大幅增長的情況下，要實現(xiàn)國內(nèi)天然氣供應能力超過4000億立方米（《關于建立天然氣穩(wěn)定供應長效機制的若干意見》）的目標，必須更多地依靠非常規(guī)天然氣和煤制氣。然而，由于需要巨額投資和較長的成本回收期本身就充滿較大的不確定性，加上技術上也未完全成熟，不僅受地理條件限制，還受水資源和環(huán)境的約束，未來發(fā)展存在變數(shù)。

4. 國內(nèi)供需不均衡帶來的挑戰(zhàn)

由于未來我國天然氣市場在供應和需求兩方面都存在的較大不確定性，皆有可能導致供需失衡問題，目前來看，需求側面臨的困難相對更大。未來在資源供過于求的狀態(tài)下，市場機制將發(fā)揮更為重要的主導作用，消費者將擁有更多選擇的權利。

5. 國際氣價倒掛帶來的挑戰(zhàn)

受歐洲天然氣需求下降、美國“頁巖氣革命”、日本核電重啟，以及澳大利亞、北美和東非LNG項目將陸續(xù)投運等多重利空因素影響，全球天然氣市場供需日趨寬松，已經(jīng)開始從賣方市場向買方市場轉變。加上烏克蘭危機推動俄羅斯資源進入中國，北美LNG出口也面向亞洲地區(qū)，將推動北美、歐洲和亞太三地市場天然氣現(xiàn)貨價差逐漸收窄，其中，亞洲價格趨于下降，北美價格趨向回升。然而，目前亞洲多數(shù)進口天然氣的長期貿(mào)易合同價格仍與國際油價聯(lián)動，且存在一定滯后，如果天然氣市場長期保持寬松，極有可能持續(xù)出現(xiàn)長期貿(mào)易合同價格高于現(xiàn)貨價格的倒掛現(xiàn)象。若長期貿(mào)易合同價格與現(xiàn)貨價格倒掛的幅度進一步擴大、時間進一步延長，則將嚴重沖擊我國已簽署的大量進口氣。

6. 國內(nèi)氣價倒掛帶來的挑戰(zhàn)

受國內(nèi)需求疲軟和國際價格下降等多種因素影響，國內(nèi)增量氣門站價格在短期內(nèi)不會再度上漲，按照與國際油價掛鉤的機制甚至可能明顯下調(diào)。2015年存量氣與增量氣門站價格接軌后，多數(shù)長期貿(mào)易合同的LNG進口仍將處于虧損狀態(tài)，進口管道氣即便從長期看能夠擺脫虧損，但在供需寬松的市場形勢下也面臨著價格不到位的風險，總體來看，進口天然氣仍將長期處于虧損狀態(tài)。國內(nèi)天然氣價格連續(xù)上調(diào)的同時，煤炭、石油等可替代能源的價格則出現(xiàn)了大幅下降，加上煤炭清潔利用和油品質(zhì)量升級的加速推進，天然氣原有的經(jīng)濟和環(huán)保優(yōu)勢正被快速削弱，特別是在發(fā)電、化工、工業(yè)燃料和交通運輸?shù)戎饕脷庑袠I(yè)，市場開發(fā)已經(jīng)陷入焦灼狀態(tài)，部分甚至出現(xiàn)“氣改煤”的現(xiàn)象。

7. 供需峰谷差擴大帶來的挑戰(zhàn)

盡管從全年總量上看國內(nèi)天然氣市場出現(xiàn)資源過剩的概率較大，但由于大量的新增市場將來自集中供熱和居民自采暖部門，因此季節(jié)性供需缺口仍將長期存在并快速擴大。特別是進口LNG接收站、管網(wǎng)等儲運設施放開后，社會單位可以在淡季進口低價現(xiàn)貨，在旺季卻仍需依靠主營單位保障廉價的資源供應，從而進一步擴大國內(nèi)資源供應的季節(jié)峰谷差，給上游生產(chǎn)和管網(wǎng)輸配的平穩(wěn)運行造成較大壓力。按照2020年我國天然氣需求3100億立方米計算，儲氣調(diào)峰能力需超過400億立方米。《天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃》中重點儲氣庫項目合計設計工作氣量257億立方米，即便其能夠全部投產(chǎn)，再加上LNG接收站的調(diào)峰能力，仍有接近100億立方米的能力缺口需要彌補。

綜上所述，未來我國天然氣市場仍將長期持續(xù)發(fā)展，但需求增速將明顯下降，“十三五”期間存在較大的資源過剩和價格倒掛風險，特別是在全球天然氣市場供需寬松的環(huán)境下，對國家天然氣政策的制定和商業(yè)模式的選擇提出了較大挑戰(zhàn)。筆者就此提出以下建議。

首先，統(tǒng)籌規(guī)劃發(fā)展，保持市場均衡。

加強市場監(jiān)測，做好分析預判，從全國層面開展天然氣供需平衡和資源流向分析，準確把握市場脈搏，判斷拐點出現(xiàn)時機，提前研究制定方案，有效應對市場變化。在需求側加大市場開發(fā)和維護力度，借助大氣污染治理的有利時機，完善天然氣價格和利用政策，營造有利的政策環(huán)境，繼續(xù)大力推動發(fā)展工業(yè)煤改氣和交通用氣。在供應側把握發(fā)展節(jié)奏，控制項目進度。除此之外，國內(nèi)LNG接收站的規(guī)劃、建設也需配合協(xié)議供氣時間和市場開發(fā)情況適度推進，避免像歐洲、美國一樣發(fā)生LNG接收站產(chǎn)能嚴重閑置的問題。

其次，深化市場改革，構建交易中心。

“十三五”期間我國將迎來深化天然氣市場改革和構建區(qū)域交易中心的難得機遇。天然氣市場改革的深化應放在整個能源系統(tǒng)市場化改革的全局中來統(tǒng)籌考慮，并與國家財稅體制改革和生態(tài)文明制度建設相結合，使之在價格上既可以反映市場真實供需情況，又能夠充分體現(xiàn)生態(tài)環(huán)境損害成本和修復效益。天然氣市場交易中心的建設則取決于基礎設施的完善和現(xiàn)代市場體系的構建，后者主要通過加強市場監(jiān)管、放寬準入條件、健全征信體系、消除地方保護、反對壟斷和不正當競爭行為等措施，構建和維護公開、公平、公正的市場規(guī)則。

最后，完善價格機制，加強調(diào)峰能力。

一方面加強需求側管理，提高銷售計劃的質(zhì)量和效率，抓緊研究出臺天然氣季節(jié)峰谷價格和用戶階梯價格等政策，用價格杠桿引導需求合理變化，并注重可中斷用戶的開發(fā)和培育；另一方面通過政策積極引導，在投融資、稅費等方面給予政策支持，鼓勵天然氣企業(yè)與地方政府和大型用戶加強合作，采用多種方式加快儲氣調(diào)峰能力建設。

（錢興坤為中國石油經(jīng)濟技術研究院副院長。王海博為中國石油經(jīng)濟技術研究院研究員）