石油圈 近几年，全国雾霾天气多发给人们带来很多困扰和和对健康的担忧。大力发展清洁能源已经成为非常紧迫的任务。天然气作为清洁能源，越来越多受到瞩目。保障天然气消费的稳定增长，被看做是今后能源发展长期方向。
国务院办公厅在《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》明确提出，到2020年天然气占我国一次能源消费比重将达到10%以上，天然气消费量将达到3600亿方。去年，关于天然气产业发展的相关政策密集出台，包括促进生物天然气产业化发展的指导意见、石油天然气体制改革总体方案等，天然气产业加速发展，已经不再是纸上的蓝图，而是实实在在的行动。
中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院院长贾爱林在第四期北大央企论坛上表示，能源供给侧改革，补短板重点在天然气，加快发展天然气势在必行。国家能源结构的供给侧改革，给天然气发展提供了新的发展机遇，但也带来了前所未有的压力。
目前，我国能源结构比例，煤炭占63.1%，石油占18.3%，天然气仅占6.0%。煤炭在能源结构中的比例仍然很高，而天然气的比例很低，可以看出，我国能源结构不尽合理，与我国发展清洁能源的方向还有很大距离。在国家大力倡导低碳绿色能源的背景下，推进能源转型势在必行。
天然气经济难题待解
根据我国能源转型需要，国家在能源战略中提出的天然气发展在我国一次能源的比重应达到10%以上。在专家看来，这一战略目标，是比较保守的，最低的战略目标。面对雾霾严重的形势，实际发展应该比这个比例还要大一些。
中国社会科学院工业经济研究所副所长史丹认为，我国要实现到2030年温室气体排放下降60-65%，天然气的占比要进一步提升，要像石油一样，成为主力能源之一。只有这样，才能很好地解决环境问题。
数据显示，天然气作为清洁能源，替代相当量的煤炭可减排二氧化碳61%，二氧化硫99.6%，氮氧化物88.0%，几乎可以完全消除煤炭和石油燃料排放的汞、砷、硫和颗粒物的排放。
眼下，我国天然气消费结构正在呈现多元化发展趋势。国内天然气主要用于城市燃气、工业燃料、天然气化工、交通运输和天然气发电等。在节能减排政策的促进下，发电和工业燃料“气代煤”在加速，有望成为消费主体；城镇化持续推进，城市燃气消费量将随之稳定增长；在城镇化和价格优势两个因素的驱动下，天然气交通具有发展潜力。
然而，天然气未来市场空间的扩大，主要还是源于对高碳的化石能源的替代。天然气没有专属市场，须通过竞争才能实现对传统能源的替代和扩大应用。而由传统能源向天然气能源转型，面临着成本较高、多环节利益垄断、政策法规不适应等多重挑战。
我国天然气产业链，是由上游的勘探开发、到中游的管网运输、到下游的终端销售共同组成。业内人士称，人们能够直观感受到的用户用气成本中，省网配气费和城市配气费所占比例接近40%，这部分直接影响天然气消费增长。由于终端燃气企业形成的自然垄断，利润率远大于上游气田，气田开发成本逐年上升，开发效益面临挑战，也影响了上游企业生产积极性。就上游生产企业而言，主要包括中石油、中石化和中海油三大天然气产能主力，其中中石油占据天然气产量的71%，是产能大户。
贾爱林表示，近些年，我国进口气价与国内气价存在倒挂问题。进口天然气，综合成本是到岸价加上增值税、再加上输气成本。国家发改委规定进口管道气一律统一按省门站价销售。比如，从中亚俄罗斯进口的管道气，每方气要补1块钱再卖出去，上游企业是倒贴钱的，如果有两百亿的进口量，中石油就要补贴两百亿元，换句话说进口气要由中石油承担两百亿的损失；又比如从缅甸进来的天然气气价格，倒挂比例更高，每方气要补贴约两元钱，销售一方气就要赔两元。由于国内自产天然气还有些利润，可以补充到国外天然气的亏损中。但是随着进口天然气比例的增加，中石油天然气的总体利润会受到影响。
据预测，国内天然气产量自2006年来，常规天然气年均探明地质储量保持5000亿方以上。根据各大石油公司天然气规划及近年来勘探开发趋势预测：2020年，国内天然气产量将达到1600亿方以上，2030年，产量将达到2500亿方以上。预测我国天然气从目前30%多的对外依存度到2020年达到近45%，2030年接近50%。
专家分析，下游工业用户用气价格中，省网与城市管网配气费约占40-50%，终端销售企业利润高于天然气生产与输送部分。上游天然气生产企业近期仍以进一步控制成本、增加效益为主。中长期还是要强化产、运、销国家政策中利润切割的争取与引导，力争上游利润在总产业链中的比例。
贾爱林表示，目前上游天然气生产企业大户中石油的成本由2011年的631元/千方上升到2015年的883元/千方，气价的上升几乎被成本的上升抵消。中石油正在积极探索新领域，推动非常规天然气规模发展。现在主要是三类，一个是致密气，一个是页岩气，一个是煤层气。目前中石油储量持续保持年新增天然气探明储量4000亿方以上，2016年新增探明储量5620亿方，累积探明储量9万亿方，占全国的70%，夯实了发展的资源基础，形成了鄂尔多斯、四川、塔里木、青海四大天然气生产基地。中石油天然气管道干线4万公里，供应范围扩展到31个省市自治区， 已建和规划的进口天然气管道主要由中石油运营，2016年预计完成天然气销售量1260亿方。
面对“高气价”
史丹表示，在市场经济的条件下，企业和消费者肯定会选择更便宜的能源，用天然气替代石油，替代煤炭，首先要使消费者能够承受这个价格。我国主要的天然气用户对价格的承受力非常低，对能源价格的波动非常敏感，让他们使用天然气就需要补贴，这个问题还是比较严重的。
在史丹看来，天然气的发电与煤电相比，基本上不具有价格竞争力。天然气消费市场对价格非常敏感，对价格补贴依赖较大。各行业对用天然气替代其他能源的价格承受力由高到低的排序分别是：城市燃气、天然气化工、车船运输、工业燃料、天然气发电。根据有关分析，可接受的消费量只占实际消费量的30%左右，其余近70%需要低于市场价格销售才能达到天然气的消费目标。低价销售要么是供气企业向消费者提供交叉补贴，主要体现在城市居民用气方面；要么是政府是补贴（例如对集中采暖的补贴），或者消费者自我承受过高价格（小锅炉改造）。
近年来，面对煤炭价格的下降、石油价格的下降，天然气价格就显得比较高，一度出现了过剩问题。甚至出现季节性关井、关气的问题。从长远来看，我国资源开发量还是不断增长的，但是高成本开发对于上游企业来说，可持续发展的难度的确很大。
史丹认为，天然气作为这一个初步发展的市场和替代性较强的能源品种，在我国当前最主要的问题是价格没有理顺。从目前来看，中国天然气目前是属于短期性的价格性过剩，从长远上看，属于资源开发投入不足，供给能力的短缺。中国要加快发展天然气，必须要加快天然气价格改革，加大天然气资源开发。
中国石油大学教授、中国石油学会天然气专业委员会经济学组委员刘毅军告诉经济观察报，天然气价格相对较高，是综合性的原因导致的。从比价上看，天然气配气价格相比煤炭价格，确实比较高。就上游来说，比如进口价格其实就已经很贵，中石油也是补贴后进入销售环节，否则会更贵。自产的天然气，还是有点盈利的，但是进口要补贴。结合起来成本就比较高了。而下游的省级管网，价格太高，不利于整个产业的发展。整个产业链，需要制定符合发展需要的这样一个比价关系，美国和欧洲的改革过程中并不是价格的下降，事实上价格也是上升的。价格上升企业发展才有动力。但是由于原油价格近两年非常低，加上煤炭价格也走低，对天然气发展也产生不利影响。
刘毅军表示，中国带有明确市场化取向的天然气价改可从2005年底算起，经过十余年，天然气价格形成机制主要经历了从出厂环节建立“理想起步价”转到省级门站环节建立“理想起步价”，进而谋求与可替代能源价格挂钩联动、推进天然气价改的“政府模拟市场”路径。同时相伴而生的三大问题，就是“双轨制”问题、捆绑定价问题和管网定价问题。尤其是天然气产业链结构垄断性较强、天然气调峰需求的区域迅速扩大但调峰设施严重不足、整个产业链的天然气价格疏导机制仍存在较严重的不畅等。
近年，天然气价改节奏明显加快。国家对于天然气价改的方向是完全放开气源价格。 《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》（20151015）、《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》发布（20161012）、《国家发展改革委关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》（20161110）、《国家发展改革委关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》（20161115）等政策文件先后发布。上海石油天然气交易中心2015年7月1日开始试运行、2016年11月26日正式运行。
刘毅军分析，我国天然气产业链结构改革也在不断进行探索当中，上游逐渐放开页岩气等增量矿业权主体限制，通过煤层气、煤制气等使上游参与主体多元化；中游支持民间资本进入，探索打破国企垄断的改革路径；下游制定特许经营权，燃气运营商瓜分市场。
史丹对于推进天然气发展提出了三点建议，一是推行碳税和碳交易，使高碳能源的外部成本内部化，实行完全定价，体现天然气的环境价值；二是实行能源系统性定价，制订合理的不同能源品种的比价关系，增强天然气的经济与环境竞争力。建立峰谷差气价，用价格调整供需关系，削峰填谷；三是科学合理的制订天然气不同生产环节的价格，合理分担供气成本，把储气库建设与运行成本纳入成本核算中。调整居民和化工业用气的价格，减少不同用户的交叉补贴，提高居民用气价格。改革与国际市场简单挂钩的定价机制，逐步实行市场定价，帮助三大石油企业卸掉高价进口长贸气的亏损包袱。
对于我国天然气产业链改革，刘毅军的判断是，天然气体制改革将以推动产业链结构改革、构建有效竞争的市场结构和市场体系为目标，核心是实行网运分开、放开竞争性业务和竞争性环节价格、输配气价格由政府定价。而构建有效竞争的市场结构和市场体系会经历更长时间，放开竞争性环节价格步伐会加快。
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