2017年季節性供氣緊張的原因與對策

張書銓 孫 竹 劉 揚

中國石油大學（北京）工商管理學院

2017 年是天然氣發展史上不尋常的一年。2017年5 月天然氣水合物試采成功，同年7 月開始，LNG與管道氣先后在上海公開競價交易，而2017年冬季又發生了嚴重的季節性供氣緊張。

中國的天然氣行業歷經了十幾年的快速發展，盡管有了巨大進步，但無論是硬件設施還是管理機制，都還存在很多問題，市場化改革遠未完成。自2009年季節性供氣緊張之后，對其系統研究較少，分析2017年冬季的季節性供氣緊張過程，對于認識天然氣行業的發展現狀與思考未來發展的方向都具有重要意義。

1 2017年季節性供氣緊張演變過程與嚴重程度

全面認識2017年季節性供氣緊張，可以從其動態演變過程及各地區嚴重程度等方面進行分析。

1.1 由局部到全國的演變過程

2017年季節性供氣緊張可分為幾個階段。2017年9月，天然氣的火爆競價說明季節性供氣緊張已經接近。到同年10月份，諸多小縣城開始限氣，宣告季節性供氣緊張真正到來。

季節性供氣緊張集中爆發是在2017年11月供暖開始之后。伴隨著天然氣非居民用氣門站價上浮與競價，季節性供氣緊張很快席卷華北華中許多大城市。11月21日，覆蓋陜西、山東、湖北等地的中國石油天然氣銷售北方分公司宣布日均壓減1 450×104m3。作為“煤改氣”主力地區，河北省于11月28日首次拉響全省天然氣供應橙色預警，開始限氣、停氣。繼河北省之后，湖南省于12月11日發布湖南省天然氣迎峰度冬黃色預警（Ⅲ級）。12月上旬，季節性供氣緊張已經蔓延到華東地區與西南地區。川渝、云南等地化肥化工企業已經從12月8日開始限氣，這意味著2017年的季節性供氣緊張已演變為全國性質。

對于不斷蔓延的季節性供氣緊張，各方紛紛采取相應措施。國家層面，一是規范LNG價格；二是在“煤改氣”未完工地區，允許煤炭彌補供暖能源缺口。地方層面，北京市啟動華能應急備用燃煤機組發電，以緩解用氣緊張；廣東開展“南氣北輸”與“南氣北運”來支援北方用氣。企業層面，在中亞氣減供之后，中國石油天然氣集團公司（下文簡稱“中石油”）派出特使與中亞有關國家協調。在上述多種措施與天氣逐漸轉暖的作用下，季節性供氣緊張在2018年1月總體上穩定下來，但依然面臨一些不穩定因素（例如中亞進口氣）。

1.2 “高大”的嚴重程度

2017年季節性供氣緊張可以用兩個字來形容：高與大。

1.2.1 季節性供氣緊張之“高”——LNG價格達歷史新高

2017年，盡管在上海石油天然氣交易中心交易的LNG占全國全年天然氣消費總量的比例不到10%，但是已經放開的LNG價格能夠反映國內LNG市場供求形勢，也在一定程度反映了季節性供氣緊張的嚴重程度。LNG價格全國指數從2017年9月底開始上漲。如圖1所示，LNG價格上漲過程可以分為兩個階段——9月底至10月20日期間增長相對緩慢；10月21日—12月22日期間增長極快。到12月22日，LNG價格已達歷史新高的7 472 元/t。此前LNG價格一直低于5 600 元/t。從價格也可以看出，2017年的天然氣緊張程度已遠超過去。

圖1 中國LNG出廠價格全國指數圖

隨著LNG價格全國指數上漲，各地區之間的價格差距也逐漸拉大。華北地區與東北地區是2017年LNG價格上漲幅度最大的區域。西南、華中、華東與京津冀地區次之，華南地區與新疆則上漲較慢。

綜上所述，從全國來講，LNG價格在冬季有很大幅度的上漲，反映全國資源供應緊張的局面。從各地區來講，價格水平顯示的各省的季節性供氣緊張程度差異與前文分析吻合，即以東北、華北為季節性供氣緊張中心，向南向西蔓延。

1.2.2 季節性供氣緊張之“大”——眾多省份缺口大

缺口數據是衡量季節性供氣緊張嚴重程度最直接的指標。筆者通過有關政府部門與權威新聞媒體發布的信息，采集到季節性供氣緊張覆蓋區內一些省份的缺口數據（表1）。表1涉及的估算公式：①高峰期需求＝年需求×峰谷差/（峰谷差＋1），高峰期指第1、4季度，共6個月；②采暖期需求＝高峰期需求×采暖指數，采暖期指11月至下一年2月，共4個月；③采暖指數＝2017—2018年度全國采暖期消費量/2017年全國高峰期消費量；④缺口比例＝采暖期缺口絕對值/采暖期需求；⑤2017年缺口比值＝（2017年需求增長率－2017年供給增長率）/（1＋2017年需求增長率）。其中，峰谷差取2017年高峰期（第1、4季度）消費與低谷期（第2、3季度）消費的比值（1.26），全國各月需求數據參考國家發展和改革委員會《2017年天然氣運行簡況》[1]系列公告。

這些省份中，既有內陸資源產地（陜西與四川），也有“煤改氣”大?。ê颖保?，還有管道末端的沿海地區（山東）與距離季節性供氣緊張中心較遠的南方地區（湖北與湖南）。選取的這些地區具有廣泛的代表性，能夠表現全國季節性供氣緊張嚴重程度的總體情況。

根據表1，華北、華中、西南地區等諸多省份都面臨著較大供氣缺口（均超過10%）。為保障居民用氣，石家莊、武漢、西安等全國三十余個地市陸續發布了《天然氣迎峰度冬應急預案》。由于天然氣資源總量不足，需要通過全國調配資源來落實“保民用、保公用、保重點”。這樣一來，即使是天然氣資源豐富與非供暖的地區，供氣缺口也會存在。

表1 具有季節性供氣緊張代表性地區的供氣缺口表

2 季節性供氣緊張的形成原因

季節性供氣緊張屬于天然氣行業快速發展期中的正?，F象[2]。在快速發展期，相比于保供，對于體量增長速度的要求更高。而且不可預期因素不斷涌現，保持供求平衡難度較大。這是季節性供氣緊張形成的根本原因。

在過去十年，季節性供氣緊張比較頻繁的一個重要原因是供求增長相對獨立[2]。一方面，由于下游市場開發周期短、成本低、政府推動作用大（環保政策與價格管制）等因素，需求增長速度快；另一方面，由于天然氣上中游生產運輸周期長、成本高與不易儲存等特性，所以必須嚴格按照需求制訂與調整生產計劃。又由于運輸儲存系統龐大，生產與輸送的調整具有時滯。因此，供給增長速度難以跟上需求增長速度，從而形成季節性供氣緊張。

不少文獻認為，政策驅動的需求增長過快，以及管道缺乏聯通與儲氣庫等調峰基礎設施不足是產生季節性供氣緊張的直接原因[2-6]。通過研究發現，上述觀點在2017年季節性供氣緊張中依然成立。在前人研究的基礎上，筆者在供求框架下系統地分析2017年季節性供氣緊張產生的直接原因。

2.1 需求沖擊猛烈

需求增長過快，形成了對于供求均衡的沖擊，是季節性供氣緊張形成的第一原因。而需求沖擊來自三個方面：不斷擴大的峰谷差、經濟回暖與“煤改氣”。

2.1.1 峰谷差是長期以來季節性供氣緊張存在的基礎

峰谷差反映天然氣使用需求從夏秋季到春冬季的上漲過程。天然氣的設計產能受制于平均產量，使得最大產能有限，需求峰谷差中的峰值可能超過最大產能，奠定季節性供氣緊張長期存在的基礎。由于產氣與輸氣的調整時滯導致臨時調峰困難，受天氣、政策等因素影響的峰谷差擴大將進一步加劇冬季季節性供氣緊張。

作為“煤改氣”任務最為艱巨的地區，河北2015年的高峰期（第1、4季度，下同）與低谷期（第2、3季度，下同）的消費比值是1.66∶1。另一個“煤改氣”大省——河南，2016年12月消費量與6月份的比值是1.80∶1。從全國來講，2016年高峰期消費量與低谷期消費量之比是1.46∶1。盡管2017年實際消費的峰谷差略有下降（1.26∶1），但是消費總量增長幅度大，產能建設滯后，導致高峰需求量得不到滿足，從而產生季節性供氣緊張。

2.1.2 經濟回暖促使總體需求增長

2017年的經濟回暖明顯。根據國家統計局數據，2017年GDP較前一年增長11.23%（2016年較2015年的增長是7.91%），工業增加值增長12.96%（2016年是4.81%）。除了具有剛性的城鎮燃氣，其他用氣量（如工業）受經濟影響較大。根據《中國天然氣發展報告(2017)》等資料[7]，2017年非城鎮燃氣用氣量占消費總量比值高達67.5%。因此經濟回暖會顯著刺激天然氣需求的增長，是2017年季節性供氣緊張的一個重要原因。

需要注意的是，根據劉朝全等[8]《2017年國內外油氣行業發展報告》，2017年天然氣消費增長速度是17%，比經濟增長速度（11.23%）高出5.77%。所以經濟增長還不能夠完全解釋總需求增長與季節性供氣緊張問題。

2.1.3 “煤改氣”增量需求擴大調峰難度

清潔供暖會使得冬季天然氣需求增加。因此，“煤改氣”會增加冬季保供的難度。2017年是《2013年大氣污染防治行動計劃》方案第一階段收官之年，為了完成指標，中華人民共和國環境保護部在2017年出臺（《京津冀及周邊地區2017年大氣污染防治工作方案》《京津冀及周邊地區2017—2018年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動方案》（下文簡稱為“《行動方案》”）兩個文件，嚴令要求京津冀及周邊地區抓緊治理空氣污染?；诖?，2017年的“煤改氣”行動規模與力度比以前增大了很多?！缎袆臃桨浮返囊罂梢杂?個詞來形容：范圍廣（橫跨6個省市28個城市）、任務重（主要體現在“煤改氣”的戶數與小鍋爐淘汰數量）與時間緊（10月底為期限）。實際上，各地方在貫徹落實的過程之中又自主加大了力度（表2）。因此導致2017年采暖季的天然氣需求增長失控。

綜上所述，2017年需求多方面因素對于供求均衡形成沖擊。首先，較大的峰谷差是長期以來季節性供氣緊張存在的基礎，2017年也不例外。其次，相比于前兩年的天然氣需求增長放緩，2017年經濟增長使得總體需求大幅度增長，超過了預期，也是資源供應難度加大的原因。最后，2017年失控的“煤改氣”使得增量需求增長過快，也是季節性供氣緊張產生的一個重要原因。

2.2 供給陷于被動

面對需求的沖擊，供給顯得有點被動。完整的供給包含三個環節：氣源、相關基礎設施與資源分配政策。2017年季節性供氣緊張發展進程中，這3個環節均存在問題。

2.2.1 國產天然氣與進口管道氣增長緩慢

天然氣供給來源有3個：國產天然氣、進口管道氣與進口LNG。從數據上看，這3路氣源的供應都存在問題，尤其是前兩個氣源。

首先，國產天然氣增長相對不足。根據國家統計局資料，2017年天然氣總產量為1 474×108m3，同比增長8.5%。從增速看，2017年產量增幅（8.5%）遠小于需求增幅（17.0%）。從對外依存度看，相比國內2 352×108m3的總需求，國內產量僅僅占比62.67%，則對外依存度達到37.33%。事實上，近十年天然氣對外依存度在穩定增加，從2007年的1.99%增長到2017年的37.33%。因此，長期以來，2017年季節性供氣緊張與產量增長較慢相關。

其次，進口管道氣供應風險較大。截至2017年，中國的管道氣進口來源國只有4個——土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦、緬甸和哈薩克斯坦。根據中石油網站資料統計，2017年，中國的管道天然氣的進口合同量為580×108m3[9-13]。據中國海關總署數據，2017年我國進口氣態天然氣3 043×104t（即413.85×108m3），增加8.8%，增幅僅為天然氣消費增幅（17%）的1/2左右。2017年的管道氣進口增長緩慢與非預期因素有關，即中亞氣相比合同計劃供應量減少了4 000×104～5 000×104m3/d。事實上，自2011年開始，管道氣進口增長率在持續下降。因此，未來進口管道氣還會是冬季保供難題之一。

表2 各省市“煤改氣”（電）的完成情況表

最后，進口LNG增長很快，但依然不足以填滿缺口。截至2017年，我國已簽訂的LNG貿易合同量為5 000×104t/a[15]。LNG進口主要來自澳大利亞、東盟、卡塔爾等國家與地區。2017年我國共進口LNG 3 789×104t，增加48.4%，實際進口量僅占進口合同量的75.78%。進口量沒有進一步擴大的原因如下：首先，受過去幾年的油價大幅度下跌與經濟不景氣影響，LNG進口企業對于2017年天然氣需求增長過快估計不足，加上LNG長協合同有未來幾年補提的條款，利于LNG進口企業將部分氣延遲到未來提取。其次，LNG接收站開放程度還較低，不利于供應量擴大。最后，LNG接收站不足也是限制LNG進一步擴大的因素。最終，盡管2017年LNG進口暴增，但因為市場預期與市場結構等因素阻礙了進口的進一步擴大，2017年季節性供氣緊張得以形成。

綜上所述，雖然2017年的供應有了很大增長。但是與需求相比，供應總體上依然不足，特別是國產天然氣與進口管道氣。

2.2.2 部分基礎設施嚴重不足

天然氣是難以運輸與儲存的商品，又由于資源遠離市場，天然氣運、儲需要大量基礎設施。主要的天然氣基礎設施有：國內輸配氣管網、邊境進口輸氣管網、儲氣庫與LNG接收站。其中，后兩個設施的問題較大。

2.2.2.1 儲氣能力嚴重不足

儲氣庫是天然氣進行不同季節間資源調配不可缺少的設施。截至2017年底，我國建成12座地下儲氣庫，工作氣量僅占全國天然氣消費量的3.6%，而世界平均水平是10%。按照國際煤氣工業聯合會（IGU）的標準，天然氣對外依存度達到和超過30%的國家，儲氣庫工作氣量需超過天然氣消費量的12%。我國儲氣能力嚴重不足，是2017年季節性供氣緊張形成的重要原因。

2.2.2.2 北方LNG接收站不足

2017年LNG進口增長40%以上，極大考驗了LNG接收站的接收能力。截至2017年6月底，全國共建成投產17座LNG接收站，接收能力共計5 500×104t/a[16]。2017年LNG進口量為 3 789×104t，因此LNG接收站的平均利用率已經達到68.89%。

從局部來看，2017年北方“煤改氣”的6省市中只有3座運營的LNG接收站（唐山、天津、青島），總接收能力是940×104t/a[17]（約為127.84×108m3/a，即平均為0.35×108m3/d），而與之相比，2016年6省市天然氣消費量為513.88×108m3[18]，估計2017年高峰期對于LNG的日需求是0.29×108m3（假設2017年北方6省市的需求增長17%，LNG占總供應量的比例是15%，峰谷差是1.46∶1），平均占接收能力的83%左右。83%是高峰期每日的平均利用率，在高需求月份LNG使用率會更高。事實上到冬季，這幾個接收站碼頭均處于滿負荷運轉狀態。此外，2017年廣東等地的“南氣北輸”也可以反映北方LNG接收能力的不足。

2.2.3 “壓非保民”政策落實不到位

面對冬季用氣高峰與資源供應有限的情況，國家政策是“壓非保民”（壓縮非民用氣，保證民用氣）。不過，很多地方供氣企業套利，不利于保障居民用戶，從而使季節性供氣緊張向居民用戶蔓延。出現企業套利原因是“價格雙軌制”——居民用氣價格低于非居民用氣價格。一些燃氣公司以民用氣的名義申請低價天然氣，再高價銷售給非民用氣者，賺取價差。這就使本該保障民生的天然氣供給更加緊缺。對有關部門來說，在“煤改氣”嚴格要求之下，面臨的保供難度大大增加。當前“煤改氣”與保供是一對矛盾，因此存在季節性供氣緊張也是當下難以回避的問題。

綜上所述，2017年氣源量、儲運能力和資源分配等環節都存在問題：氣源問題是國產天然氣與進口管道氣增長相對緩慢；儲運問題是儲氣庫與LNG接收站的不足；資源分配問題是“壓非保民”政策落實不到位。

3 季節性供氣緊張的應對策略

3.1 以改革促發展是解決季節性供氣緊張問題的根本途徑

在當前以及未來很長一段時間，中國天然氣行業仍處于快速發展期，增長依舊大于保供。因此，保供需要以保證增長為前提。同時，隨著行業發展，逐漸提高保供能力也越來越重要。

推進天然氣市場化改革、促進天然氣行業發展是解決季節性供氣緊張問題的根本途徑。市場化改革包括上、中、下游等環節的改革?；谔烊粴猱a業鏈的特征，上下游改革與中游改革有差異，上下游改革與中游改革相輔相成，要協調推進。在現階段，中游改革已經成為改革的重中之重。首先，沒有中游改革，上下游改革無法繼續推進。其次，中游有很大的改革空間。因此，要以中游為主要突破口，上下游配合的思路推進改革。

3.1.1 改善管網運營體制

中國的管網建設運營已經有十幾年歷史，很多條件已經發生改變。例如，市場開發難度、氣源多樣性的要求與管網建設審批難度增加；隨著天然氣消費基數增長，政府的補貼能力逐漸下降；舊管網效率改進的要求提高等。這些條件的改變推動著管網運營體制的改革。管網運營體制改革注重兩個問題：完善舊管網的運營體制與建立新管網的建設運營模式。

3.1.1.1 完善舊管網的運營體制

短期而言，舊管網大規模向第三方公平開放的時機還未成熟，需要循序漸進地開放。

從國外經驗看，開放進程大致如下：前期自愿與有歧視地開放，后期強制無歧視地開放。根據我國實際情況，假如短期內國家管網公司未能成立，可以先要求三大油氣公司拿出部分管網資產自愿向彼此開放，并將開放的實施成效作為未來競爭新管網使用權的一個依據。其次，規定自愿到強制開放的時間表。最后，有序推進管網互聯互通與管網獨立，促進舊管網開放，也為未來新管網的獨立與開放運營積累經驗。

管網開放要求對成本與價格進行嚴格監管，國家與許多省份已經出臺相關試行辦法，需要進一步推進。管網開放還要求互聯互通，所以修建聯絡線也是必要的。

3.1.1.2 新的管網建設運營模式

在互聯互通、開放等改革趨勢下，舊的建設模式弊端凸顯，有必要探索新的模式。備受討論的方案有兩個：①依然采用三大油氣公司建設運營的模式；②國家管網公司建設運營的模式。

從統一規劃而言，需要三大油氣公司之外的獨立主體來集中規劃、建設和運營。從推進互聯互通與開放而言，直接產生獨立的運營者可以避免從壟斷到開放的長期過程與各種歷史問題的積累，利于盡早探索管網開放運行模式，加快改革的整體進程。因此，國家管網公司是更好選擇。

管網規劃需要全局考慮，而建設需要分塊有序進行。根據互聯互通的需求，新管網建設應該按照如下順序：①舊管網的聯絡線，以此聯結現有管網、釋放其運輸能力，這是三大油氣公司之間及未來向其他第三方開放的基礎條件；②核心管網或者中心樞紐管網，它是統籌資源調配、提高新舊管網整體運行效率與輸氣能力的決定性部分，也是可以盡早投入使用的部分；③靠近產銷兩頭的區域性管網，利于在舊主干管網基礎上推進放開兩頭的改革；④全新的長輸主干管道。前3個能夠與舊管網形成良好的互補，可以與其混合使用，因而是優先建設的目標。最后一類管網與新市場、新氣源關系更加密切，因而是遠期的建設目標。

3.1.2 上下游配套措施

隨著改革推進，兩頭放開、促進競爭呼聲日益高漲，上下游主體的“多對多”關系越來越重要。短期而言，促進多元化關系的途徑有兩個：①三大油氣公司之間形成競爭。隨著行業發展壯大，在相同空間與時間上的業務競爭與碰撞已經無可避免，尤其是在新的管網建設運營模式出現以后。因此，改變當前相對分割的市場格局、促進三大油氣公司之間相互競爭的時機已經成熟。②三大油氣公司內部油氣田相對獨立運營，形成三大油氣公司內部的競爭。只有三大油氣公司之間的競爭是不夠的，但短期內形成新的大規模油氣企業不太現實，而將三大油氣公司內部油氣田升格變成相對獨立的供氣主體是相對可行的。

3.2 從原因出發尋求解決途徑

3.2.1 減緩經濟波動與煤改氣的沖擊

圖2 減緩經濟波動沖擊的分流示意圖

經濟波動對需求的沖擊具有一定的傳導路徑。對此，可以通過在傳導路徑的各個階段通過分流沖擊來減少對最終需求的沖擊（圖2），具體如下：①經濟波動自身的分流，通過研究經濟發展趨勢，將預期波動因素分流出去；②從非預期經濟增長到能源需求，利用可替代能源吸收部分能源需求的非預期波動；③對于天然氣需求波動，可利用期貨交易將部分需求分流出去；④針對天然氣現貨需求波動，又可通過不同地區之間的交易達到分流目的。

盡管“煤改氣”的人為因素較多，但也適合用分流的方法來減輕其對于某個地區現貨需求的沖擊?！懊焊臍狻敝昂炗喒夂贤w現第1次分流；煤改氣完整來說是“煤改氣（電）”，用電適當替代氣則體現第2次分流；“煤改氣”的分期考核則體現第3次分流。在2017年的煤改氣過程中，預期指標與實際完成量、改氣與改電的比例、收官年與一般年的指標完成量分布等分流關系出現了一些問題，導致保供難度加大。

3.2.2 增強供給的保障能力

3.2.2.1 完善我國儲氣庫的建設與運營

首先，儲氣庫建設要同市場開拓與管網建設協調推進，將儲氣庫納入整體管網規劃之中。設施建設的整體規劃要求越來越高，在規劃期充分考慮儲氣庫是內在要求；其次，儲氣庫的注采周期一般每年一次[19-20]，利用時段集中。因此要注重閑時的保養維護，保證在使用期正常運行。最后，在有條件情況下，可考慮增加閑時的利用率（例如支持夏季天然氣發電），以增加經濟效益與促進儲氣庫建設。

3.2.2.2 減少對儲氣庫的依賴

儲氣庫受自然地理條件限制較大，因此減少對其依賴也是必要的。為此，要利用好儲罐、LNG接收站、用戶（可中斷用戶）等其他儲氣方式。同時，建立完善包括上中下游的多級儲備體系。

完成上述多級儲氣體系建設需要幾個條件。首先，經濟性是首要因素。落實儲氣服務收費與調峰氣價的市場化定價將是關鍵；其次，市場規模擴大往往能夠減少成本與增加效益。因此，要建立一個區域性甚至全國性的儲氣調峰市場，通過市場交易來實現儲氣調峰指標的再分配；最后，對于上下游之間儲氣責任的互動關系需要明確規定。否則，上下游在某些責任的互動上可能會衍生出一些隱性成本，干擾市場價格信號的傳導。

3.2.2.3 妥善解決交叉補貼問題，落實“壓非保民”政策

交叉補貼是當前階段天然氣缺乏經濟性與保障居民基本生活需要的矛盾造成的產物，它存在不少問題。首先，補貼居民用氣導致非居民用氣成本的增加，最終還是會由居民作為消費者來承擔，同時居民事實上還在支付缺氣的隱性成本；其次，交叉補貼是供氣企業對居民的用氣補貼，而這本應是政府行為；再次，隨著非居民價格市場化改革推進，非居民用氣價格將隨供求波動，而居民用氣價格缺乏彈性。這種用變動的價格去補貼另一種固定的價格顯然是有問題的；最后，價格雙軌制額外產生了核查用戶結構的成本。

因此，取消“交叉補貼”，推動氣價并軌是大勢所趨。事實上，為了理順居民氣價，2018年5月25日，國家發展和改革委員會發布通知，居民門站氣價采用基準門站價格管理，基準價格水平銜接非居民門站價格。值得注意的是，居民終端氣價調整時間與幅度由地方物價部門決定。如何考量居民的承受能力與城鎮燃氣的經營收益，權衡居民“煤改氣”的目標與對居民精準補貼的政府支出，是決定地方上能否合理承接門站價格改革，正確傳導價格波動的關鍵。

3.2.3 其他措施

除了上述應對策略之外，還可以考慮以下措施：

1）實行季節差價、峰谷差價等手段調節高峰需求[21]。

2）在居民門站價格改革基礎上，推動居民門站價格與居民“階梯氣價”掛鉤以完善終端價格[19]。

3）出臺區域性的應急調峰預案與建立區域性市場。

4）通過完善LNG市場，扼制液化廠對于用戶在長期合同上的違約等市場亂象，規范LNG價格。

4 結論與展望

在大量最新數據基礎上，系統研究了2017年季節性供氣緊張的演變過程、嚴重程度、原因與應對策略。得到主要結論如下：

1）2017年季節性供氣緊張從9月初見端倪，10月開始出現，11月集中爆發，12月份繼續發酵，2018年1月相對穩定。其嚴重性體現在供氣缺口巨大與LNG價格大幅度上漲等方面。

2）天然氣行業快速發展期中，“增長”大于“保供”的基本關系是季節性供氣緊張產生的深層原因。需求的超預期增長與供給的基礎設施約束共同造成了這次嚴重季節性供氣緊張。

3）以中游為主要突破口，上下游配合，推進天然氣市場化改革是解決季節性供氣緊張的根本途徑。具體而言，可以從分流外部因素對需求造成的沖擊、完善儲氣庫建設運營、建立多級儲氣體系與取消交叉補貼等方面尋找對策。

展望2018年，天然氣供求將受到各種因素，包括積極因素、消極因素與不確定因素的影響。其中，天然氣供應方面的積極因素有，中石化天津LNG接收站已啟動運行；儲氣庫等基礎設施加快建設；頁巖氣發展快；LNG進口空間還很大；居民氣價得到進一步理順。消極因素包括，北方“煤改氣”要求不會有明顯下降；季節性峰谷差問題還將長期存在；中亞氣依然是個不穩定因素。不確定因素是由于利益博弈與信息不對稱，政府采取應對季節性供氣緊張的手段與效果是不確定的。因此，在上述因素的綜合影響下，2018年天然氣供求形勢會有所緩和，但冬季仍會有一定程度的用氣緊張。