今年保供會差口“氣”嗎

文／濟 民

兩手都要抓，兩手都要硬，資源供應與價格改革要雙管齊下。

●供圖/視覺中國

今年夏季炎熱天氣引發天然氣發電需求大面積增長，導致氣價上揚并延續至今。考慮到冬季即將來臨，天然氣現貨價格繼續保持高位運行幾成定局。冬季是天然氣需求旺季，歐亞“爭氣”給全球市場帶來悲觀預期將持續一段時間。我國是天然氣進口大國，近幾年都不同程度面臨冬季保供壓力和挑戰，今年的形勢尤為特殊，要高度重視保供。

天然氣消費預計3200億立方米

供暖用氣需求預計在700億立方米。北方目前城鄉供暖面積為220億平方米，燃氣供暖面積占18%左右。按照一個供暖季每平米用氣15立方米計算，需要600億立方米天然氣。農村煤改氣工程實施以來，北方地區有一定數量的家庭實施了供暖的散煤替代，其中2018年的數據是800萬戶，年預計用氣120億立方米。供暖是基本民生問題，這一部分的天然氣需求屬于剛需，應予以無條件保障。

居民生活與商業用氣預計在600億立方米。目前，國內城市用氣人口大約在5億規模，生活用氣規模接近500億立方米，商業用氣按照居民生活用氣的5%~10%計算，總計小于600億立方米。當前居民生活用天然氣已屬于最基本的生活必需能源范疇，一旦斷供將影響到居民最基本的生計，和供暖一樣，生活和商業是政府政策重點調控和保障的領域。

發電用氣需求為500億~600億立方米。當前能源供應面臨的最大挑戰是電力短缺，全國上下都在凝心聚力保障電煤供應穩定。天然氣發電裝機容量雖然僅占全國4%，但在某些地區天然氣供電是主力電源。同時部分天然氣發電項目具有調峰功能，同樣是剛需。因此從緩解電力和熱力短缺角度出發，發電用氣同樣應該得到保障。

交通用天然氣在某些地區和城市公交屬于優先保障范疇，年需求規模預計在300億立方米。這里的重點地區天然氣交通主要指日益形成的以天然氣作為交通能源的部分地區，如川渝地區交通已經大面積使用天然氣。從行業層次看，一些城市公共交通方面用氣如城市LNG公交等也屬于被保障的領域。目前就全國范圍看，交通用氣占天然氣需求總量的比例在10%左右，2019年、2020年連續2年用氣規模在300億立方米左右。

工業用氣事關經濟增長與恢復，需求預計占總量的1/3，可以達到1000多億立方米。工業用氣的一個最大特點是天然氣材料支出在產品總的成本中占比較低，消化氣價的能力相對較強。涉及保供時需要克服的障礙主要是氣源不足而不是氣價。工業用氣中承受氣價能力弱的主要是化工用氣，該行業天然氣原料占化工產品的成本在30%上下，對氣價較為敏感。若氣價高走，化工企業用氣估計比較困難。

從底線思維角度看，若出現天然氣供應短缺風險，可以考慮生活與供暖用氣、重點地區和行業交通用氣、發電用氣及工業用氣保障供應順序。

●握緊方向盤，找準風險點，保供的壓力就會舒緩。 供圖/視覺中國

海外氣源，潛在風險

按照目前國家相關機構披露的信息，截至目前國家已經落實的資源量達到1744億立方米，供暖季儲氣量達到270億立方米，同時制定南氣北輸、壓非保民預案，令人鼓舞。國內的供應鏈保障程度總體比較高，七年行動計劃的落實正在有序推進，保持穩中有增的天然氣產量應該沒有問題，這是國內天然氣供應的重要支撐。但是國內產量是滿足不了國內需求的，目前國內天然氣消費的對外依存度已經超過了40%。

企業執行層面的風險點主要集中在海外氣源方面。首先是中亞氣供應方面減少的風險，極寒天氣是全球現象，2021年年夏季俄羅斯供應歐洲的氣源就因為俄羅斯自身用氣增加而減少，這種情況在中亞天然氣給國內供應方面也有可能出現，前幾年就出現過類似先例，土庫曼、烏茲別克以檢修設施為由減少對華天然氣供應；其次是國外長協LNG供應方因為氣價高而有意拖延交貨的行為；再次是天然氣現貨價格高企且持續，使得依靠現貨滿足需求的途徑不通暢，而現貨在歷年年度天然氣供應中占有一定的比例。

對此各類風險應提前做好預案和制定應對落實措施。如果出現天然氣供應不足、無法滿足上述所有領域的用氣需求，就應該果斷壓非保民，以供暖、生活用氣保障為優先選擇。

價格改革，減輕供應壓力

當前煤電價格改革已經快速啟動，這個啟動可以說是市場倒逼型。其實當前對天然氣產業鏈而言，也是價格改革的有利時機。除了供給側的增儲上產、落實進口長協氣源、強化基礎設施建設等傳統“硬件”手段之外，價格管理調整到位有利于減輕供給壓力，是改革的“軟件”。

首先是熱價和氣電價格調整。集中供暖全國范圍冬季平均熱價24元/平方米，2019年至2020年嚴寒地區的供熱成本為33元/平方米，寒冷地區為27元/平方米。無論是嚴寒地區還是寒冷地區供熱成本均高于全國平均水平，供暖行業普遍面臨虧損。當前國內外能源價格普遍上漲，供熱企業壓力更大。熱價可以借鑒煤電傳導機制（20%為調價上限），通過調整供暖價格將供熱成本順延至終端用戶。至于天然氣發電有相當一部分是用于調峰發電，調峰發電規模小，成本和價格較高也在情理之中。可參考借鑒《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》相關精神和做法，進一步放寬氣電價格浮動幅度，更好體現市場選擇。其次是順勢推進天然氣門站價改革，以LPG和燃料油價格為基礎的、基于凈回值法測算的全國各地門站氣價制度已執行多年，這一制度已不符合當前天然氣價格市場化定價的基本要求。居民與非居民用氣價格的門站價格并軌之后，門站價格改革的條件事實上已經具備。具體的改革思路就是“管住中間，放開兩頭”，上游供應用戶與生產商議價加上國家管控的管輸費共同構成各地門站價，與全國各地已經形成市場化定價的LNG供應市場相接軌，形成全國統一的天然氣市場。目前已實現市場化定價的LNG只要一進管道就得按照國家規定的門站價，限制了天然氣資源的有效流通。當前天然氣供需總體偏緊，價格機制傳導不暢會影響到資源流通，應在門站價居民用氣價格與非居民用氣價格并軌基礎上放開門站價格，徹底解決價格倒掛等歷史遺留問題，通過價格引導實現資源合理配置。

保供要兩手都要抓，兩手都要硬，做到資源供應與價格改革雙管齊下。當前是順勢推進天然氣價格改革，特別是門站價格改革的好時機，通過改革進一步提升天然氣價格市場化定價水平，理順價格機制。此外也要考慮供暖堅持宜電則電、宜氣則氣、宜煤則煤、宜熱則熱思路，將天然氣供應風險帶來的風險控制在最低水平。