迁延十年的“气荒”激发出怎样的改革诉求，各界能够达成的最低共识是什么？关键是，一个合理而可持续的中国天然气市场，需要必备哪些要素？
文/本刊记者 徐沛宇
在我国天然气产业发展史上，2004年是一个值得浓墨重彩记录的年份。当年，西气东输一期工程全线贯通，诸多省市开始进入使用天然气的时代；同样也在2004年的冬天，国内先期使用天然气的局部地区首次出现“气荒”现象。
从2004年至今，整好十个年头。这十年间，我国的天然气产业发生了翻天覆地的变化。
过去十年里，“气荒”已在全国蔓延，与冬季用气高峰如影随形；与此同时，国内的天然气上中下产业链迅速形成，市场形势从供大于求逆转为供不应求。
今年冬天，全国天然气供应仍然偏紧，局部“气荒”仍然难以避免，人们对天然气价格的争议也仍在继续。尽管“气荒”已然十年，每年上演的桥段也看似雷同，但是透过“气荒”表面的喧嚣，国内天然气产业的发展其实每年都在更新。
价格是产业发展最重要、最核心的因素，而天然气的价格不仅重要且复杂，它在国际贸易中有不同的定价方式，影响其成本的因素众多。我们试图理清国内天然气价格以及定价方式，还原产业发展本身的面貌；同时，我们希冀从天然气供需情况入手，呈现目前行业发展的困境。
如同“电荒”、“油荒”消失在能源发展的轨迹中一样，“气荒”在未来的某个时刻，也必然会从人们的视线中消失。不过，在目前天然气发展的重要节点里，“气荒”背后的行业发展值得我们深刻总结与回顾。
天然气价改漫行
价格是反映商品价值、市场供需最重要的要素。过去十年里，我国天然气价格的定价方式以及价格水平的变化，都是我国天然气市场发展最直观的反映。
天然气作为一种特殊的商品，有着不同的形式和运输方式，同时其定价方式以及价格构成也有着独特且复杂的内涵。以管道天然气为例，根据其产销流程，我国把天然气产业链的价格分为出厂价、管输价格和城市燃气销售价格三部分。
在十年“气荒”背后，天然气价格改革的进程几乎年年在推进，价格水平也在渐次提高。不过，时至今日，价改的漫漫长路仍未到达终点；人们在对“气荒”担忧的同时，对国内天然气价格还存在着疑惑和不满。看清天然气价格的构成、探讨未来更加合理的定价方式，是分析“气荒”现象最重要的问题。
定价方式演进
纵观国际天然气市场发展历程，天然气工业一般要经历发育期、发展期和成熟期三个阶段，市场结构通常由垄断性市场结构向竞争性市场结构转变，相应地天然气价格形成机制也由垄断性定价逐步过渡到竞争性定价。
现实中，因各国资源禀赋不同、市场发展阶段不一、管理体制存在差别，天然气定价方式有所不同。总的来看，国际上共有三种天然气定价方式，即成本加成定价、市场净回值定价和市场竞争形成价格。
我国的天然气价格在此前很长一段时间内都是国家制定天然气出厂价格和管输价格，主要采取成本加成的定价方法。在我国天然气供应以国产气为主的时期，市场处于发育初期阶段，这种定价方法是与之相适应的。但随着我国天然气市场的快速发展，以及进口气量的不断增加，定价方法也随之改为了“市场净回值”的方法，建立了与可替代能源挂钩机制。
在过去十年里，我国天然气价格的调整和定价方式的改变有以下几个重要节点：2005年，国家调高出厂价，建立价格改革的方向和目标；2007年，工业用气价格提高0.4元/方，引导天然气消费先保民生的倾向；2010年，国家普调天然气出厂价0.23元/方，调高执行统一运价率的管输费0.08元/方；2011年，部分省份退出了差异化的价格机制，即部分省市试行价格联动，和两广试行“市场净回值法”；2013年，非居民用气全国实行统一的市场净回值法，居民用气开始逐步推行阶梯气价法，引导合理用气。
2015年，增量气和存量气价格将逐步并轨。业内人士认为，天然气价格朝着两个方面在发展，一是定价机制不断完善，越来越贴近市场化；二是价格水平逐步在提高。
那么，我国目前的天然气价格水平在国际上看到底算不算高呢？与油价相比，天然气价格的区位性更强。中国石油大学(北京)教授刘毅军认为，从亚太区域来看，我国的气价不算高，但是和北美比起来，我国的价格就高了一些。因为亚太本身就属于是最高的一个地区。每个地区有它自己的市场特点和定价方式。从长远来看，用户看来气价是否偏高还与支付能力是有关的。
不过，从另一个方面来看，中国的气价其实比美国更低。有统计资料显示，中国的生活燃气价格是全球最低的价格之一，比全球平均低20%左右。以每人为标准，中国的燃气使用费与国内生产总值的比率在世界上属于最低的范畴，为0.5%，这意味着目前燃气花费只占个人收入的0.5%，韩国的比率为1.5%，美国为1.7%。
“欧美实行的是枢纽定价，通过市场化的交易中心，让价格充分市场化。”安迅思息旺能源燃气产业链总监黄庆对《能源》记者分析说，亚洲国家，包括日本、中国等也在筹备建立市场化的交易中心，以使天然气价格更贴近市场的实际水，从而降低亚洲的溢价水平。尽管目前这一目标还有很长一段距离要走，但我国天然气价格更加市场化的方向是必然的。
对于短期内我国天然气价格的走势，黄庆表示，由于国内天然气资源整体上仍然处于短缺的状况，因此预计两三年内天然气价格仍会是呈现上涨的趋势。同时，预计相应的补贴政策也会由笼统的源头补贴，变成针对相应行业的补贴或税收、土地优惠等方式。不过，天然气价格的变化也会受到油价等相关能源产品价格的波动影响，所以未来天然气价格上涨的过程中或许也会出现一些波动，但短期来说总的趋势无疑将是上涨的。
价改指向何方
毫无疑问的是，我国的天然气价格改革仍未到达终点；而问题在于，价格改革的前景到底应该在什么时候走到什么方向。
随着我国的天然气供气方式日趋复杂，对外依存度不断提高，现行定价方法已不能适应形势变化，难以充分反映天然气真实的市场价值。市场人士呼吁，应该建立市场化取向的价格机制，鼓励企业改进管理，约束生产和进口成本的不合理上升，并且为今后实现价格完全市场化目标奠定坚实基础。
接近国家发改委价格主管部门人士对《能源》记者透露说，我国天然气价格改革的最终目标是随着竞争性市场结构的建立和相关法律法规的完善，出厂价格完全通过市场竞争形成，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格。
该人士认为，2011年，国家选择广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点后，向社会释放了天然气价格改革的信号，形成了改革的预期。2013年，非居民用气全国实行统一的市场净回值法，居民用气开始逐步推行阶梯气价法。目前从总体上看，进一步推进天然气价格改革的条件已经基本成熟。
尽管总的改革方向日渐明晰，但在各个地方、各个环节的具体操作过程中，价格改革的细节仍然有诸多有待商榷之处。同时，在天然气产业的不同领域里，人们对价格改革的未来还有着不尽相同的期许。
南京港华燃气有限公司董事长徐林在城市燃气行业工作超过30年，他见证了南京从使用人工煤气到使用管道天然气的变化过程。
西气东输一线工程在2004年4月将管道天然气送到了南京，从那时起，南京主城区的居民用天然气和部分工商业用天然气就由徐林所在的公司直接提供。“过去十年来，南京的居民用天然气价格几乎没有变化过，只是近期实行阶梯气价后，第二档和第三档气价才有所上调。”徐林无可奈何地苦笑着说。
目前南京居民用天然气的阶梯价格第一档用气量(15立方米/月)为2.2元/立方米，第二档用气(15—50立方米/月)为2.6元/立方米，第三档用气(50以上立方米/月)为3.0元/立方米。
徐林对《能源》记者说，南京居民用天然气2.2元/立方米的价格在十年前就是这个水平了，十年来人工成本、管理成本等各种成本的上涨都是由城市燃气公司在承担消化，现在即使是第三档用气 3.0元/立方米的价格，也不足以弥补居民用气的供应成本。
“总的来说，我们销售天然气这一主营业务几乎不赚钱，多年来我们都是靠安装新用户赚取安装费来维持企业运营。”徐林说，“现在最担心的就是等到用户数量饱和之后，我们就没有钱可赚了。现在这种经营方式对城市燃气公司来说是不可持续的，希望国家在制定天然气价格改革政策的时候，要考虑到城市燃气公司的承受能力，也要让价格杠杆更好地发挥作用，使天然气这一清洁能源能够优质优价。”
城市燃气公司日子不好过，天然气生产企业也有苦难言。四川盆地是国内天然气的主产区之一，也是国内最早使用天然气、天然气普及率最高的地区。
每年冬季天然气供需紧张的时候都要保民用，压减工业用气。作为中国石油西南油气田公司副总工程师、生产运行处处长，张威对调峰背后的经济帐本了如指掌。张威告诉《能源》记者，工业用户使用天然气一般没有较大的峰谷差，而居民用气存在峰谷差，调峰成本巨大。川渝地区的民用气价格多年未调整，而工业用气价格也已经上调了好几次。随着居民生活水平的提高，峰谷差越来越大，调峰压力不断增大，与此同时，冬季高峰期需要关停的工业用气规模也随之增加，工业用户是调峰必不可少的缓冲带。
“现在的民用气价格没有体现调峰的成本，工业用户却在一定程度上也为民用气付出了调峰的成本，如果目前的价格模式未来长时间运行下去，我们生产企业的调峰压力将越来越大，而且调峰成本还在不断增加。”张威说。
在一些发达国家里，调峰的经济成本往往都是由用户自己承担。比如，用户要是使用了储气库里的天然气，其所支付的价格可能将是一般用气的好几倍。
中国石油西南油气田公司所建造的重庆相国寺储气库将从今年冬季开始对外采气，以应对川渝地区的冬季用气高峰。中国石油西南油气田公司营销处经济师张川算了一笔账，在重庆相国寺储气库，储气进库然后再采气出库的成本平均是0.22元/立方米，如果按照计划今年调峰动用4亿立方米的储气库气，那么就是近9000万元的成本，这笔巨大的成本将完全由生产企业承担。
天然气供求难平
冬季天然气市场供应几乎年年都有缺口，不同程度的“气荒“连年都在上演。
国家发改委副主任连维良近日在“迎峰度冬能源保障电视电话会议”上表示，今年天然气供应形势好于去年，迎峰度冬期间预计天然气总需求882亿立方米，总供应量820亿立方米，缺口是62亿立方米。
的确，62亿立方米的缺口从过去十年来看并不算大。但是，今年的居民、公服、采暖用户的新增需求量分别为14.2、6.8和53.3亿立方米，合计74.2亿立方米，占新增需求量的62.9%，均为刚性需求，保障全国天然气供应的任务仍然十分艰巨。
在近十年的时间里，我国天然气产业发展迅速，但是最大的问题在于，需求增加的速度总是高于供应增加的速度。这其中到底是何缘由？天然气供应增加的难度到底有多大，而需求增加的速度为何如此凶猛？
从国家层面来看，天然气作为清洁能源被更广泛地鼓励消费。国务院办公厅近日印发的《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》提出，要大力发展天然气，积极发展能源替代，加强储备应急能力建设。同时，要优化能源结构，降低煤炭消费比重，提高天然气消费比重 。
但是，从供应的一侧来看，价格高昂的进口气、高成本的非常规天然气，以及增产困难的国产气让增加供应的难度十分巨大；同时，在调峰压力越来越大的形势下，供与求的平衡成了一道愈加复杂的难题。
供应与需求的落差
11月中旬，南京已是初冬。在南京东郊的南京港华燃气公司天然气东阳门站里，接收输配天然气设施的扩建工程正在进行收尾。
南京港华燃气公司副总经理李胜华还清楚地记得，2004年4月28日那天西气东输一线的天然气首次抵达南京的情形。“当年也就是通过东阳门站将天然气送到了南京，转眼这个门站已用了十年。2004年我们一共在南京销售了4000万立方米天然气，而今年我们的销售量预计接近6亿立方米。”李胜华说，“东阳门站的扩建工程完成后，我们的输送能力将提高一倍。”
尽管供应量逐年上升，但各地的供气缺口仍然存在，南京也是如此。李胜华对《能源》记者说，从2007年开始，南京港华经营区域的冬季缺口就开始出现了，冬夏之间的峰谷差已逐渐扩大至3：1。冬天气不够用，只能关停一部分工业用户的供气。
天然气需求增加过快与其价格的水平有重要关系。我国天然气的历史价格水平较低，加之近年来原油等能源价格快速大幅上涨，目前国产陆上天然气出厂基准价格仅相当于等热值原油价格的三分之一左右。多位接受《能源》记者采访的业内人士认为，天然气与其他可替代能源比价关系的不合理，造成价格信号扭曲，导致各地纷纷进行油改气，争上以天然气为原料和燃料的高耗能化工项目，加剧了天然气供求矛盾 。
安迅思息旺能源燃气产业链总监黄庆预计，近十年来，天然气以其较大的经济性和环保性赢得了大量的工业用户，大概替代了七、八成的柴油、燃料油用户，未来随着天然气价格的上调，经济性会有所下降，但是政府的环保压力在不断加大，天然气的环保价值会更加凸显。在地方政府的大力推动下，相信天然气的需求量还有大量提高的空间。
增加进口量、增加气源是当下国内天然气市场所面临的最重要的问题，但是增加国内气源增加产量实非易事。据中国石油西南油气田公司开发部高级工程师周兵介绍，四川盆地虽然是天然气主产区，但是自从2004年开始川渝地区就开始出现用气紧张的局面了。
2004年到2010年这六年间，几乎每年四川盆地可以增产10亿立方米的天然气，但是用气需求每年增加得更多。2011年到2013年，由于老气田自然衰减，接替的新气田迟迟没有找到，川渝地区的自产气不得已出现了下降的情况。
“这几年里，我们生产部门压力十分巨大，本来每年开两次的全体生产大会，一年要开五次。为了多筹一点气，一些产量低、几乎没有经济效益的气井也只能继续开采，一丁点产气量都割舍不了。”周兵感叹说。
好在四川盆地现已发现了新的大气田，随着安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏等新区块的陆续投产，从2014年起，四川盆地的天然气产量又将进入上升的阶段。
然而，供气缺口压力并未减轻。中国石油西南油气田公司副总工程师、生产运行处处长张威说，预计今年11月到明年3月，川渝地区每月的供气缺口均比去年同期有20%左右的增加。
另一方面，由于我国天然气资源主要集中在中西部地区，而天然气市场需求主要位于东部沿海地区，市场供求的地域矛盾相当突出。
在此情况下，增加进口的压力也就相应增加。黄庆建议相关部门应该进一步开放进口天然气上游资源的各种门槛，让天然气的上游资源更加市场化。黄庆还表示，增加市场化天然气的供应量主要有两大问题，一方面由于价格上涨使得一些承受能力较差的行业和用户难以继续增加使用天然气，甚至还会减少使用量，所以在价格上涨的同时供应量的增加不能盲目超前；另一方面，不管是进口天然气还是国内非常规天然气，增加供应都需要有一定的过程，并不是能够在短期内迅速增加的。
鉴于供应的不足，安迅思息旺能源将预计的2020年国内天然气表观消费量从3400亿立方米下调至3280亿立方米。不过，从长期来看，完全市场化定价的天然气资源将逐渐增加。目前，能够市场化定价的资源，包括进口LNG、国产非常规天然气等，约占整个天然气供应量的22%左右，安迅思息旺能源预计到2020—2025年，市场化的上游资源会占到整个供应量的50%左右。
调峰成本谁承担？
在天然气供求难平衡的难题里，应对居民用天然气造成的峰谷差则又是难中之难。调峰的手段并不复杂，难题在于成本谁承担。
每年冬季用气高峰，政府部门都会强调，用气高峰要优先保证居民用气。国家发改委在今年的“迎峰度冬能源保障电视电话会议上”要求，生产企业要保持气田满负荷生产，同时增加进口，确保冬季进口天然气250亿立方米以上。此外，还要求凡是用气需求峰谷差超过3:1，民生用气超过40%的地区，要按照年消费量10%的比例建设储备设施。
储备设施是调峰的主要手段。国家发改委副主任连维良表示，储备应该占到年消费12%或15%，现状按照2000亿来算，应该有3百亿立方米的库存能力，但现状只有30、40亿立方米，夏季富裕冬季不足的问题十分突出。
城市燃气用气量增加是峰谷差的来源。中国石油西南油气田公司营销处经济师张川说，十年前，川渝地区的城市燃气、工业用气和化肥企业用气比重各占三分之一，如今城市燃气的比重已提高至55%以上，调峰压力与日俱增。今年重庆相国寺储气库投入使用后可以缓解调峰的压力，但是即使不算储气库的建造成本，储气库注采气的运营成本也完全没地方消化。
作为城市燃气公司，南京港华燃气公司对调峰的感受也很深刻。李胜华说：“我们在2008年建造了两个LNG储气罐，后来又陆续再建了四个，一共投资了约3亿元。此外，LNG储气罐采购的LNG成本远高于我们对外销售的价格，有时候采购价高达4、5元/立方米，价格倒挂2元/立方米多。”
“调峰所需要的不仅是储气设施的建设运营成本，储气设施还需要有土地、安全等一系列的配套措施。”李胜华说，“我们现在还想继续扩建储气库就面临找不到合适土地的难题。”
比南京调峰压力更大的地区还有很多，并且很多城市的调峰更多的还是依赖上游生产企业的储备设施。北京的情况最为典型，北京是全国天然气用量最大且资源全靠外埠调入的城市，其天然气峰谷差高达13:1，中石油建设了大港、华北两个储气库群，还有其下属的唐山LNG接收站也于去年加入了冬季保供的行列。可是，这些调峰的成本并没有体现在天然气的销售价格上面。
对于调峰难题的解决，南京港华燃气有限公司董事长徐林对《能源》记者说，其实就三个办法，一是政府直接投资建设运营储气设施；二是出台相应的价格机制体现调峰的成本，谁用谁付费；三是政府补贴相关付出调峰成本的方面，别再让企业独自承担调峰成本。
