运筹帷幄 “气”秀青山绿水—三大石油公司加快构建安全高效天然气产业链

□ 文/本刊记者 牟雪江

4月15日，随着我国东北、西北地区供暖季的结束，岁末年初的那场波及全国、史无前例的“气荒”划上句号，但关于气荒成因及其解决之道的热议仍在继续。2017年我国天然气市场需求爆发式增长，在“八方争气”的背后，一些深层次矛盾也集中暴露出来，我国天然气发展新阶段的主要矛盾，已从过去简单的供需不平衡转化为迅猛增长的天然气消费需求与天然气产业链各环节发展不平衡、不充分之间的矛盾。因此，过去的一年我国天然气行业改革与发展的力度也一如媒体形容的“波澜壮阔，声势浩大，惹人关注，影响深远”。

“气荒”，让天然气作为能源转型的主体地位进一步得到确认。经过“气荒”的严考，必须主动破解资源约束与短板效应难题，“统筹构建高效安全天然气供应体系，统筹优化全国能源输送通道，推进天然气价格市场化改革……”成为行业与企业加快构建安全高效天然气产业链的行动。

国家政策支持日益明朗天然气发展进入黄金期

“气荒”其实并不是2017年冬天的独特现象。2009年全国多地也上演过“气荒”。然而在2014—2016年，在国内经济下行压力加大和国际油价下跌的大背景下，我国天然气需求放缓出现供应过剩，甚至在“气改煤”的逆流中，长期以来的“气荒”变成了“荒气”。到了2017年上半年，国内天然气市场需求仍然疲软。我国三大石油公司还在为天然气无法弥补低油价带来的亏损发愁。然而仿佛是转瞬之间，从2017年9月开始，国内天然气供求形势发生了大扭转，“荒气”转眼变成了“气荒”。个中原因众说纷纭，最为重要的是—我们看到了政策引导的力量。

2017年年初，各项天然气推广政策、发展规划都相继出台。1月17日国家能源局公布《能源发展“十三五”规划》，首次明确“发挥市场配置资源的决定性作用”，天然气消费占一次能源消费比例达到8.3%—10%，加快推动天然气市场化改革，建立覆盖全行业的天然气监管体制。6月国家发改委印发《加快推进天然气利用的意见》，明确要逐步将天然气培育成为我国现代能源体系的主体能源。两大文件均进一步明确了天然气在我国能源发展中的定位，将天然气的发展定位于主体能源之一，规划制定了明确的天然气利用方向。

6月，国家发改委还印发了《关于加强配气价格监管的指导意见》，明确规定天然气下游配气环节的管输、定价以及供销差等具体事项，自此形成天然气上、中、下游全产业链价格监管。而《关于核定天然气跨省管道运输价格》《关于降低非居民用天然气基准门站价格》，规范长输输配市场，降低下游用气成本。

4月份，国务院下调天然气增值税税率，由13%调至11%。

同时，国家发改委、国家能源局、环保部等10部委在2017年也纷纷下达关于北方地区冬季清洁供暖的相关规划、方案，明确尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重。

国家政策引导即天然气发展大势。2017年我国天然气性价比提升，工业生产、燃气发电、化工等领域用气需求较快增长；LNG汽车市场回暖；环保监管力度加大；“煤改气”不断推进，国内天然气消费出现爆发式增长，消费量进入到一个前所未有的峰值。

2017年度天然气累计消费量2373亿立方米，同比增长15.3%，较2015、2014年全年累计消费量分别增长22.8%和32.9%。海关总署数据显示，2017年全年天然气进口量达6871.73万吨，同比增长27.08%，与2015年相比增加55%，与2014年相比增加60%。进入2018年，我国天然气消费继续维持高速增长。1—2月，我国天然气表观消费量459.6亿立方米，同比增长16.5%，天然气进口同比增长37%，LNG进口大增58.2%。

天然气在我国一次能源消费中占据越来越重要的地位，发展天然气是我国能源转型的必然趋势。

2月26日，国家发改委组织召开煤电油气运保障工作部际协调机制全体成员会议，研究扎实推进天然气产供储销体系建设各项重点工作，要求把天然气产供储销体系建设作为一项重点工作抓好抓实。

会议认为，天然气产供储销体系建设是保障天然气长期稳定供应的基础和关键，要按照近期、中期和长期统筹抓好。在生产方面，重点是落实责任，在确保安全生产的前提下推进天然气增产；在供应方面，重点是确保进口管道气稳定供气及LNG进口，加快建设多元化供气体系和格局；在储气设施建设方面，要分工负责，一次规划，分步实施，具备建设条件的项目要尽快开工建设；在销售方面，要突出民生优先，必要时实施“压非保民”措施，确保民生用气需求。

国家能源局研究制定的《2018年能源工作指导意见》提出，推动建立天然气产供储销体系，加快国内天然气增储上产，全力推进天然气基础设施互联互通，完善天然气储备调峰体系。有序发展天然气分布式能源和天然气调峰电站。以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区为重点，按照统筹规划、循序渐进、量力而为、以气定改的原则推进“煤改气”工程。稳步推进天然气车船发展和加气（注）站建设。加快推动天然气价格改革，推广天然气用户与气源方直接交易，消除或减少工业用户和民用用户在输配价格和终端气价上的交叉补贴，降低天然气综合使用成本，落实天然气接收和储运设施公平开放。

2017年我国天然气进口量统计图

在提高油气供给保障能力方面，意见要求：坚持“盘活保有储量和加快新储量发现动用”两手抓，加强常规油气资源勘探开发，保证石油产量基本稳定，天然气产量较快增长。加大页岩气、煤层气、深水石油天然气资源的勘探开发力度。研究完善页岩气、煤层气、衰竭老油气田、煤制油、煤制气等支持政策。重点支持深层页岩气资源的勘探开发，完善页岩气安全、环保、技术等有关标准，推动页岩气产业化发展。

4月4日，国务院发文，再次下调天然气行业增值税税率，自5月1日起由现行的11%下调至10%。

此次降税将进一步降低下游企业用气成本，按照目前全国天然气非居民门站价格大多在1.5元—2元/立方米估算，此次下调1%的增值税可以使工商业气价降低1.5分—2分/立方米。依据2017年我国非居民天然气消费占比约80%，消费量在1900亿立方米左右计算，此次调降增值税将为下游企业减负超过30亿元。

终端燃气价格再次下调将使天然气更具经济性，在为企业减负的同时有望带动新增用气量的增长。

可以说，越来越多的政策支持为打通天然气发展的最后一公里加足了“底气”。

加大国内外资源供给三大石油公司保供多措并举

3月15日，随着中国石油西南油气田相国寺储气库相储20井的关闭，相国寺储气库停止了本周期的采气工作，至此中国石油所属23座储气库全部停止采气。

这也意味着，一场横跨冬春两季的天然气保供战取得了阶段性胜利。

据中国石油有关负责人介绍，2017年这一轮保供形势与以往大不相同。首先是天然气整体需求旺盛程度前所未有。其次是中亚资源短供持续时间和程度前所未有。再次是局部地区供需失衡情况前所未有。

为此，中国石油长庆、青海、塔里木、西南四大气区开足马力生产，冬季日均超计划500万立方米以上。过去的一年，在低油价导致投资紧张的不利情况下，中国石油新建天然气产能比2016年有较大幅度增加，确保了国内天然气产量增长，达到1033亿立方米，同比增长5.3%，首次突破1000亿立方米。

中国石油天然气产量的持续增长得益于“厚家底”。近年来，中国石油大打勘探开发进攻仗，新增常规天然气探明储量连续11年超过4000亿立方米，为天然气产量的持续增长奠定资源基础。同时，不断提升精细管理和调控水平，加大天然气开发前期评价投入，为天然气持续上产筑牢基石。2017年，天然气在中国石油油气结构中占比达到46.4%，成为中国石油新的经济增长点和效益贡献点。

在立足国内的同时，中国石油积极运用国内国外两种资源提升国内天然气供应保障系数。2017年，中国石油海外天然气权益产量达到254.5亿立方米，相当于一个塔里木油田。积极开展国际贸易，通过四大战略通道进口天然气超过500亿立方米，为天然气保供发挥了积极作用。

作为调峰利器的储气库，中国石油的大港、苏桥和板南、相国寺储气库2017年11月9日就分批次提前采气，华北和陕224储气库、金坛应急储气库、呼图壁储气库也相继于2017年中下旬开始采气。进入冬季用气高峰期后，各储气库均已按最大能力采气，日采气量合计已经超过8400万立方米，创历史新高。

尽管多方筹措资源，供应仍旧满足不了巨大的需求。要保证民生用气，确保人民群众温暖过冬，就必须压减非民用气。为最大限度缓解天然气供需矛盾，中国石油天然气销售分公司紧急启动应急预案，按照先内后外的次序首先压减、关停包括油田稠油热采、LNG工厂、化肥、甲醇等在内的石油系统工业用气，每日减少用气2500万立方米。

为提高协调供应能力，中国石油还积极推进与中国石化、中国海油天然气管道互连互通。中国石油西二线在姜家湾阀室与中国石化川气东送管道连通，连通后应急互保输气能力可达2286万立方米。中国石油陕京管道与中国石化榆济线、安济线互连，每天输气能力达到1500万立方米。中国石油大港油田滨海分输站与中国海油LNG资源连通，最高可达500万立方米。此外，中国石油还在广西、广东等地与中国石化、中国海油开展管道互连互通工作，提高了协作供应能力。

2017年中国石化天然气产量也创下历史新高，突破257亿立方米，同比增长19%。中国石化采取多项措施稳定和增加天然气供应，强化冬季管网运行安全，深度推进与其他油企互联互通，提前编制供气应急预案，严格按照“先重点后一般、先民用后工业”的顺序，优先保障居民用气。要求各内部天然气使用企业压减用气，以保供民生用气。保供期间，每日压减内部天然气需求600万立方米，比实际需求减少近半，每日可满足约1200万户家庭用气需求。中国石化重庆川维化工有限公司是国内最大的、中国石化旗下唯一一家以天然气为主要生产原料的化工企业。为保民用，该公司天然气使用量已降至每日180万立方米，较满负荷时的440万立方米下降近六成。

作为中国最大的页岩气田，涪陵页岩气田加强与中国石化天然气分公司及下游用户的联系与衔接，建立应急联动机制，先后根据用户需求完成十多次紧急提产降产工作，确保页岩气平稳、有序供应。2017年12月份页岩气日销售量保持在1600万立方米左右。西南石油局加快页岩气和彭州海相气田产能建设进度，并提前启动2018年老井挖潜地质论证。截至2017年12月31日，为冬季保供新增投产井13口，产气1297万立方米，提前实施2018年老井挖潜井3口，增产天然气71万立方米。

同时，中国石化用第三方LNG接收站代气化转供江苏、上海市场，增加了川气东送管道下游市场供应。通过中国石油西气东送二线每日供气380万立方米，紧急增供河北1.3亿立方米天然气。协助中国海油串供每日100万立方米增加河北、河南、山西供气量。

目前，中国石化正加快天津LNG接收站建设，预计项目投用后一季度可再增加进口LNG5船，共4.5亿立方米。

LNG对于2017年的冬季天然气保供调峰成效显著。数据显示：2017年我国共进口3789万吨LNG，同比猛增48.4%。

作为中国LNG产业的先驱者和领军者，中国海油从2006年成功建设我国第一个LNG接收站，10年累计进口LNG总量突破1亿吨（相当于天然气1400亿立方米），占全国LNG总进口量1.26亿吨的近80%。2017年，中国海油LNG资源供应在全国液态市场占比超过40%，在华北地区更是主要的LNG供应商之一，供应量占据华北地区半壁江山。为保障冬季用气稳定，中国海油通过系统化全盘运作，发挥沿海各LNG接收站资源在供暖季调峰过程中的作用，在上游资源采购环节，中国海油提前谋划布局，在冬季现货价格大幅上涨前，通过长期和现货LNG资源相结合的方式为冬季保供筹备了近千万吨的LNG现货资源。在下游销售环节，早在2017年夏天，中国海油就主动与相关政府部门、下游用户沟通，摸清天然气缺口，精确落实保供气量及排产计划。

2017年我国液态天然气进口按海关统计图

深耕LNG产业，中国海油不仅开启了我国大规模进口国外LNG的新时代，实现中国进口LNG能源供应多元化，而且2017年在国内首次实现由省级的广东天然气管网向西气东输二线管网反输天然气，形成陆地有管线、槽车，海上有浮式储存装置的保供布局，在迎峰保供天然气的关键时刻发挥了积极作用。截至12月31日，中国海油天津LNG共接卸13船LNG，每日向京津冀提供天然气500万立方米；中国海油天然气反输西气东输二线，每日置换725万立方米天然气北上保供。

在海气供应方面，中国海油旗下渤海油田通过渤西南联网供气、辽东湾天然气管网，向天津、山东等华北地区输送民用、工业用天然气。2017年中国海油全年生产天然气259亿立方米， LNG进口量2046万吨。

构建安全高效产业链天然气发展瞄准短板发力

天然气产业链是一个有机整体，资源、储运、销售各环节紧密相连，且具有明显的“短板效应”，即天然气发展的规模和速度受制于最薄弱的环节。

资料显示，近年来，我国天然气储量保持快速增长，年新增探明地质储量连续14年保持在5000亿立方米以上。但受资源条件和技术水平制约，到2017年全国累计探明常规天然气地质储量13.7万亿立方米，探明储量采出程度仅有13.1%。尤其是受国际油价下跌影响，近3年来国内油气勘探开发投资大幅度减少50%以上，相应的天然气产能建设也下降了一半。资源潜力巨大的页岩气，可采资源量达21.8万亿立方米，但发展速度缓慢，截至2017年底，累计钻井约600多口、产气230亿立方米。

在管网和储气库等基础设施建设方面更是滞后于天然气生产和消费需求增长，形成两头高、中间低的“哑铃式”发展态势，成为制约天然气安全平稳发展的瓶颈。

回顾天然气的发展历程，中国的天然气事业从无到有，现在在辽阔的国土上已经将西气东输、陕京管线、川气出川、沿海天然气管道、中亚天然气管道、中缅管道初步连接成了一个全国性的天然气管道网络，并且与沿海星罗棋布的LNG接收站连为一体。这种建设速度在世界上是绝无仅有的。

但是与美国、法国、德国相比，目前我国建成运行的天然气管线总里程刚超过7万千米（干线管道密度只有7.3米/平方千米），只是美国的1/8、法国的1/9、德国的1/10。并且互联互通程度低，基本没有双向输送能力。在储气库方面，截至2017年底，我国建成储气库（群）12座，有效工作气量约80亿立方米/年，占全年消费量的3.4%，而美国的储气库工作气量占到全年消费量的18%，俄罗斯为17%，欧洲为15%—35%。虽然这几年我国LNG接收站建设加快，接卸周转能力增长较快，2017年底达到了5540万吨/年（828亿立方米），但是经过“气荒”的大考，配套储备能力明显不足，单个接收站一般仅配备两个16万立方米周转储罐，而欧盟普遍配备7—8个，日本的个别接收站甚至配备了35个储罐，兼具周转和储备功能。

天然气生产和消费具有明显的同步性和季节性特点，储气调峰是天然气安全有效供应不可或缺的环节，调峰能力也是天然气产业发展成熟程度的重要标志。从我国天然气市场的发展趋势看，按照规划部署，2020年天然气消费量将超过3600亿立方米，2030年将达到6000亿立方米。如果以世界平均水平10%为目标，到2020年，储气调峰能力要在2017年的基础上增加260亿立方米；到2030年，则需增加500亿立方米，加快推动储气能力建设任务紧迫。

对此，今年两会期间，国家发展改革委员会主任何立峰表示，我国将按照市场化、法治化的原则稳步推进储、供气能力和管网建设。“争取在较短时期内达到供应本地区，特别是本城市10天左右的储气能力。同时要下更大力气建立2亿立方米左右的调峰机制，其中1亿立方米调峰能力建设由中国石油、中国石化、中国海油等主要供气企业完成，另1亿立方米要落实到地方。”

据悉，2亿立方米的调峰机制是国家按照冬季高峰日用气量20%的比例确定的。2017年冬季我国最高日天然气消费量已超过8亿立方米，考虑正常需求增长，预计今年采暖季最高日消费量将突破10亿立方米。

目前全国超过80%的省（区、市）已与国家发改委确定了需承担的调峰任务，尤其是那些去年经历严竣“气荒”之苦的地区更是积极响应发改委号召，将应急调峰能力的建设摆上重要议程。

3月17日，中国石油西南油气田公司总经理马新华在接受媒体采访时表示，公司拟在川渝地区分三个阶段新建8座储气库，调峰能力超过210亿立方米，投资总额逾210亿元。

按照中国石油西南油气田公司的计划，将先依托中卫—贵阳联络线和铜相线，把开采枯竭的铜锣峡气田、黄草峡改建为储气库。这两个气田临近骨干管网和重庆市，设计调峰能力12.8亿立方米，日采气量可达1200万立方米。

在第二阶段，中国石油将把牟家坪气田、沈公山气田、兴隆场气田、寨沟湾气田、万顺场气田改建为储气库。这些储气库临近气源地和大管网，便于北调保障成都地区用气需求。设计调峰能力70亿立方米，日采气量可达6800万立方米。

第三阶段新建的储气库为战略储气库，初选目标为沙坪场气田改建储气库。该储气库的储量规模大，设计调峰能力134.6亿立方米，日采气量超过1亿立方米。

4月6日，经过半个月的设备检维修作业，西南油气田相国寺储气库开始注气作业。至此，中国石油23座地下储气库全面开始注气作业，为下一个冬供季做好准备。

为加大储气库等基础设施建设力度，中国石油2016年成立天然气销售储备气公司，从项目立项、设计、施工、运行、维护及废气处置等全生命周期制定统一标准，并承担大庆升平、平顶山、淮安、楚州、辽河雷61、大港驴驹河、浙江白驹7个储气库（群）项目建设。其中，大庆升平储气库是国际第一个火山岩储气库，在中俄东线配套储气库中设计量最大，对东北三省和中俄东线调峰具有重要作用，已进入施工建设阶段。大庆升平储气库建成后，2025年储气库工作气量将达到150亿立方米，占调峰比重10%。

随着我国天然气的迅猛发展，大规模天然气进口和非常规气产量需要更多的储气库。在3月17日召开的“中国储气库科技创新与产业发展”论坛上，马新华表示，可结合我国天然气总体格局和储气库建设，形成西部天然气战略储备为主、中部天然气调峰枢纽、东部消费市场区域调峰中心的储气库调峰大格局。中国石油勘探开发研究院副院长邹才能建议，国家设立重大专项资金支持储气库前期评价及建设工程，提升储气库建设速度；制定调峰气价，减轻企业的经营压力，提高各方建库积极性；进一步开放交易市场，实施库容、工作气量及调峰能力的灵活交易；推动国家、地方、企业共建储气库，确保调峰保供和战略储备的中长期目标实现。

中国石化集团副总经理、中国工程院院士马永生认为，着力解决天然气调峰问题，需要采取气田生产调峰、管道调峰、储气库调峰、LNG调峰、用户调峰等多手段综合调峰；要充分发挥中央企业主力军作用，同时改革现有管理体制和经营机制，开放市场，允许更多的投资主体进入天然气领域，中、小企业各尽所能，补充市场不足，确保天然气安全有效供应。