今年夏季炎热天气引发天然气发电需求大面积增长，导致气价上扬并延续至今。考虑到冬季即将来临，天然气现货价格继续保持高位运行几成定局。冬季是天然气需求旺季，欧亚“争气”给全球市场带来悲观预期将持续一段时间。我国是天然气进口大国，近年每年都不同程度面临冬季保供压力和挑战，今年的形势尤为特殊，要高度重视保供。

一、天然气主要消费领域

1.供暖用气需求预计在700亿立方米

北方目前城乡供暖面积220亿平米，燃气供暖面积占18%左右。按照一个供暖季每平米用气15立方米计算，需要600亿立方米天然气。农村煤改气工程实施以来，北方地区有一定数量的家庭实施了供暖的散煤替代，其中2018年的数据是800万户，按照这个保守数据以及每户面积100平米计算取暖面积共计8亿平米，年预计用气120亿立方米（农村住宅供暖效率低于城市但居民节俭，用气时间低于城市居民且为分布式，故按照和城市相同的用气标准测算）。北方天然气年供暖用气总计720亿立方米。供暖是基本民生问题，这一部分的天然气需求属于刚需，应予以无条件保障。

2.居民生活与商业用气预计在600亿立方米

居民生活用气属于基本民生范畴，一旦消费模式形成，基本不具有可逆性。目前，国内城市用气人口大约在5亿规模，生活用气规模接近500亿立方米，商业用气按照居民生活用气的5-10%计算，总计小600亿立方米。近年来随着天然气普及力度加大，国内大中城市居民生活用水煤气、液化石油气已经基本被天然气取代。当前居民生活用天然气已属于最基本的生活必需能源范畴，一旦断供将影响到居民最基本的生计，和供暖一样，生活和商业是政府政策重点调控和保障的领域。

3.发电用气需求预计在500-600亿立方米

当前能源供应面临的最大挑战是电力短缺，全国上下都在凝心聚力保障电煤供应稳定。天然气发电装机容量虽然仅为全国4%，但在某些地区天然气供电是主力电源。同时部分天然气发电项目具有调峰功能，同样刚需。气电装机中大部分是热电联产工艺，以供热为主，这其中的热有服务工业商业的，也有服务普通住宅供暖的。因此从缓解电力和热力短缺角度出发，发电用气同样应该得到保障。发电用气从往年看，消费规模预计500-600亿立方米/年。

4.交通用天然气在某些地区和城市公交属于优先保障范畴，年需求规模预计在300亿立方米

这里的重点地区天然气交通主要指业已形成的以天然气作为交通能源的部分地区，如川渝地区交通已经大面积使用天然气。之前有年份因为天然气供应不足曾出现了出租车排队加气的现象。此外从行业层次看，一些城市公共交通方面用气如城市LNG公交等也属于被保障的领域。目前就全国范围看，交通用气占天然气需求总量的比例大致在10%左右，2019年、2020年连续2年用气规模大致在300亿立方米左右。

5.工业用气事关经济增长与恢复，需求预计占总量的1/3

工业用气是天然气消费大户，用气总量占总消费量的1/3，涉及数十个门类。我国在疫情防控取得重要进展，经济实现率先恢复之后，各类工业产品需求快速增长。国内需求是一个方面，海外订单的回流是又一方面。工业用气的一个最大特点是天然气材料支出在产品总的成本中占比较低，消化气价的能力相对较强。涉及保供时需要克服的障碍主要是气源不足而不是气价。工业用气中承受气价能力弱的主要是化工用气，该行业天然气原料占化工产品的成本在30%上下，对气价较为敏感。若气价高走，化工企业用气估计比较困难。

从底线思维角度看，若出现天然气供应短缺风险，可以考虑生活与供暖用气、重点地区和行业交通用气、发电用气及工业用气保障供应顺序。

二、目前的天然气保障水平与潜在风险点

按照目前国家相关机构披露的信息，截至目前国家已经落实的资源量达到1744亿立方米，供暖季储气量达到270亿立方米，同时制定南气北输、压非保民预案，令人鼓舞。国内的供应链保障程度总体比较高，七年行动计划的落实正在有序推进，保持稳中有增的天然气产量应该没有问题，这是国内天然气供应的重要支撑。但是国内产量是满足不了国内需求的，目前国内天然气消费的对外依存度已经超过了40%。

企业执行层面的风险点主要集中在海外气源方面。首先是中亚气供应减少风险，极寒天气是全球现象，2021年年夏季俄罗斯供应欧洲的气源就因为俄罗斯自用气增加而减少，这种情况在中亚天然气给国内供应方面出现的可能性也是存在的，前几年就出现过类似先例，土方、乌兹别克以检修设施为理由减少对华天然气供应；其次是国外长协LNG供应方因为气价高而有意拖延交货的行为，类似的风险几年前也有出现过，在之前年度的高油价时期还比较普遍；再次是天然气现货价格高企且持续，使得依靠现货满足需求的途径不通畅，而现货在历年年度天然气供应中占有一定的比例。对此各类风险应提前做好预案和制定应对落实措施。如果出现天然气供应不足、无法满足上述所有领域的用气需求，就应该果断压非保民，以供暖、生活用气保障为优先选择。

三、理顺热电和居民用气价格，减轻供应压力，有助于保障供应

当前煤电价格改革已经快速启动，这个启动可以说是市场倒逼型。其实当前对天然气产业链而言，也是价格改革的有利时机。除了供给侧的增储上产、落实进口长协气源、强化基础设施建设等传统“硬件”手段之外，价格管理调整到位有利于减轻供给压力，是改革的“软件”。鉴于当前形势，天然气价格改革应重点做好以下方面调整。

首先是热价和气电价格调整。集中供暖全国范围冬季平均热价24元/平米，2019年至2020年严寒地区的供热成本为33元/平方米，寒冷地区27元/平方米。无论是严寒地区还是寒冷地区供热成本均高于全国平均水平，供暖行业普遍面临亏损。当前国内外能源价格普遍上涨，供热企业压力更大。热价可以借鉴煤电传导机制（20%为调价上限），通过调整供暖价格将供热成本顺延至终端用户。全国供暖热源中有近60%来自热电联产，只调整电价不调整热价也不是很合理。至于调整热价带来的用户成本，按照目前的城市家庭收入水平，应该具备相应的承受能力。对于困难家庭，落实好补贴即可。至于天然气发电有相当一部分是用于调峰发电，调峰发电规模小，成本和价格较高也在情理之中。可参考借鉴《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》相关精神和做法，进一步放宽气电价格浮动幅度，更好体现市场选择。天然气上网电价总体比较高，气价上涨了，按照“水涨船高”的思路，电价也可以做出适当调整。

其次是顺势推进天然气门站价改革，以LPG和燃料油价格为基础的、基于净回值法测算的全国各地门站气价制度已执行多年，这一制度已不符合当前天然气价格市场化定价的基本要求。居民与非居民用气价格的门站价格并轨之后，门站价格改革的条件事实上已经具备。具体的改革思路就是“管住中间，放开两头”，上游供应用户与生产商议价加上国家管控的管输费共同构成各地门站价，与全国各地已经形成市场化定价的LNG供应市场相接轨，形成全国统一的天然气市场。目前本已实现市场化定价的LNG只要一进管道就得按照国家规定的门站价，限制了天然气资源的有效流通。当前天然气供需总体偏紧，价格机制传导不畅会影响到资源流通，应在门站价居民用气价格与非居民用气价格并轨基础上放开门站价格，彻底解决价格倒挂等历史遗留问题，通过价格引导实现资源合理配置。

无论是热价上调、气电价格上调还是天然气门站价改革，核心是价格在整个产业链的传导问题。天然气价格改革推进的难度一直比较大。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》提出管住中间，放开两头的总体改革思路。改革主要集中在四个方面：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制；有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价；保持居民、农业用电价格稳定，其中居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策，优先将低价电源用于保障居民、农业用电。

上述改革精神对于天然气价格改革有一定的借鉴意义，可以在当前环境下按照类似思路推进气价改革，兼顾各方需求和利益诉求。通过价格改革与机制实施可以发现一部分对价格具有较高承受能力的用户，提升供应商的积极性，有利于从整体上减轻气源不足的恐慌，可以在很大程度上提升天然气供应保障程度。

四、总结

因为有前车之鉴，围绕2021年的天然气冬季保供政府和企业做了大量功课，目前看来基本民生需求有一定的保障，但也不是绝对零风险。存在的问题主要集中在海外市场以及依靠现货满足国内需求的这一部分。保供要两手都要抓，两手都要硬，做到资源供应与价格改革双管齐下。当前是顺势推进天然气价格改革，特别是门站价格改革的好时机，通过改革进一步提升天然气价格市场化定价水平，理顺价格机制。此外也要考虑供暖坚持宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热思路，将天然气供应风险带来的风险控制在最低水平。