江蘇天然氣市場發展前景

天然氣是一種清潔低碳的優質能源，燃燒產物主要是二氧化碳和水，與傳統化石能源比較，安全性較高，用天然氣替代傳統化石能源的使用，可以有效減少粉塵、二氧化硫、二氧化碳和氮氧化物的排放。擴大天然氣的應用對減少污染物的排放和保護大氣環境起到了積極作用。 江蘇天然氣消費量自2015年始一直穩居全國第一。經濟繁榮、設施完善和市場開放使得江蘇天然氣市場在某種程度上代表著我國天然氣發展的最高水平 。為了滿足江蘇天然氣發展的需要，加快產供儲銷體系建設，擴大天然氣利用，本文從天然氣發展現狀著手，對天然氣發展存在的問題進行研究并提出相應的建議。 1 江蘇天然氣發展現狀 1.1 氣源渠道豐富 江蘇氣源渠道豐富，目前已形成“四方來氣”格局。東有如東LNG，啟東LNG，氣源來自海外；西有西氣一線，氣源來自西部；南有西氣二線、川氣東送，氣源來自中亞、四川；北有冀寧聯絡線，氣源來自陜京線。 1.2 配套設施齊全 江蘇天然氣供應便捷。輸氣管網覆蓋范圍廣，城鎮氣化率高。2019年，江蘇城鎮人口達6700萬，城鎮化率達到70.61%，城鎮居民用氣人口達到3700萬人，城鎮氣化率達到64.9%，城鎮氣化率高。江蘇管網較為完善，已建成西一線、冀寧線、省天然氣公司輸氣管線和寶豐支線。江蘇具備一定的調峰儲備能力，已建成中石油金壇、劉莊和中石化金壇儲氣庫以及中石油如東、廣匯啟東LNG接收站。江蘇燃氣公司眾多，僅13個地級市的市區就有25家城鎮燃氣公司，全省共有100家以上的燃氣公司。 1.3 消費逐年增長 自2011年“氣化江蘇”開展，全省天然氣消費量逐年增長。如圖1所示，2012年~2015年，江蘇天然氣消費增長緩慢，受到國際油價低位運行、國內產業結構調整以及能源需求疲軟的影響，2014年天然氣消費量出現負增長。隨著2017年全國經濟形勢好轉、天然氣改革加速、利好政策持續推動、大氣污染防治行動力度空前等因素的影響，江蘇天然氣市場回暖明顯。 1.4 消費結構穩定 江蘇用氣集中在城鎮燃氣、工業燃料和燃氣發電三個領域。一方面，持續推進的城鎮化進程，促進了城鎮燃氣穩步增長；另一方面，開展能源供給側結構性改革，優化工業用能結構，通過“煤改氣”等措施，擴大了天然氣在工業燃料和燃氣發電中的利用。到2019年，全省用氣量高達287億方。根據國家能源局江蘇監管辦公室公開數據和北京世創能源咨詢有限公司（簡稱世創）資料，2015年~2019年，江蘇天然氣消費結構基本穩定，詳細資料見圖2和表1。 1.5 地區消費能力不均衡 江蘇地區經濟發展和輸氣管線分布不均衡，導致不同地區天然氣消費能力差異顯著。從南往北呈現逐步減弱的趨勢，蘇南五市（蘇錫常寧鎮）消耗管道天然氣192億立方米，占全省管道氣消費量的72.2%，蘇中、蘇北僅消耗全省27.8%的管道氣。根據江蘇能源監管辦公開發布的《2019年江蘇省天然氣消費情況簡報》，江蘇經濟總量的前四名（蘇錫常寧）消費了全省五成以上的天然氣，鹽宿徐三市天然氣消費量占比雖小但增速較快。 2 江蘇天然氣發展存在問題 2.1 無合適替代氣源 江蘇天然氣資源匱乏，對外依賴嚴重，用氣主要由中石油和中石化提供，2011年江蘇省和中石油開始合作，雖然在一定程度上加快了天然氣發展，但也因此導致中石油在供氣市場占比過高。根據世創的數據（見表2），近幾年，江蘇近8成的天然氣來自中石油，其他渠道供氣能力有限。雖然隨著國家管網公司成立，打開了第三方準入的道路，但是管網公司成立時間短，第三方進入市場并擴大市場份額需要時間，且在技術和經驗上都處于劣勢，因此江蘇在較長的時間內仍然無法擺脫對中石油和中石化的依賴。此外，燃氣電廠雖然可以向上游供氣端直接購氣，但是根據江蘇天然氣市場發展現狀，為了保證供氣安全，除了中石油和中石化以外沒有更好的選項。根據《2019年江蘇省天然氣消費情況簡報》，江蘇30家燃機電廠中，29家的氣源由中石油供應，3家氣源由中石化供應，國信宜興電廠和張家港華興電廠具備雙氣源。中石油和中石化在江蘇天然氣供應市場呈現壓倒性的優勢，沒有合適的替代氣源，在一定程度上削弱了江蘇在天然氣用量和價格上的話語權。 2.2 應急調峰能力不足 江蘇天然氣供應以單管供氣為主，LNG接收站利用率有待提升，儲氣庫建設相對滯后，儲氣能力嚴重不足，導致在用氣高峰時供氣緊張，產生“氣短”現象，嚴重時甚至會引發“氣荒”。2017年全球天然氣貿易處于買方市場，加上政府加快推進“煤改氣”，促使江蘇天然氣產業發展迅速，全年消費天然氣230億立方米，同比增長了28%。應急調峰設施的發展無法匹配快速增長的天然氣消費量的需要，同年冬季“氣荒”爆發，天然氣價格發生大幅波動，LNG價格從4000元/噸一度飆至10000元/噸以上，暴露出江蘇應急調峰能力的不足。 雖然《江蘇省“十三五”能源發展規劃》規劃建設淮安趙集、淮安楚州、鹽城朱家墩、丹徒榮炳等地下儲氣庫，新增設計儲氣能力約70億立方米，擴大如東（擴建中）和啟東（擴建中）LNG接收站規模，新建濱海（建設中）和贛榆LNG接收站，新增約200萬立方米大型LNG儲罐，但是儲氣庫和接收站建設周期長、投資大，且投資回收期長。在未形成完善的行業標準體系和調峰氣價機制情況下，建設儲氣調峰設施門檻高且盈利困難，社會資本建設儲氣調峰設施的積極性不高，僅靠石油企業投資，無法滿足江蘇應急調峰的實際需要。 2.3 區域配套設施建設不平衡 江蘇不同地區天然氣配套設施發展不均衡，基礎設施建設蘇南、蘇中和蘇北呈現顯著差異。一方面，省政府對天然氣產業的控制力弱，省網公司僅有兩條管道，江蘇天然氣產業配套設施建設基本依靠石油公司；另一方面，在近幾年“管網獨立”趨勢的影響下，石油公司建設江蘇天然氣基礎設施的步伐較慢。此外，在商業利益驅動和投資有限的作用下，石油公司優先發展經濟基礎強的蘇南，經濟基礎弱、用氣量小的蘇中、蘇北發展滯后，這導致區域間基礎設施發展不均衡，反過來加劇了地區用氣不平衡的狀態。 2.4 行業監管力度有待加強 江蘇沒有統一的天然氣監管機構，監管涉及部門多，形成“多頭管理”。一方面，政府在輸配價格、信息公開和公平準入等方面監管難度大，難以形成有效的天然氣監管體系；另一方面，天然氣行業法律法規不完善，導致政府難以把握監管力度，處理和解決問題主要依靠政府部門的協調，缺少法律層面的依據。在國家天然氣行業“管住中間、放開兩頭”的改革思路指引下，江蘇急需建立完善天然氣監管體系來推進天然氣產業的發展。 2.5 特許經營制度阻礙行業發展 江蘇管道燃氣經營實行特許經營制度，燃氣公司取得許可證后，在劃定的經營區域內鋪設管網來占領市場，導致各個區域的經營出現壟斷。配氣銷售一體化使得終端用戶沒有自主選擇供貨商的權利，導致燃氣公司主動積極提高服務質量動力不足，阻礙了天然氣行業的健康發展。 2.6 居民與非居民用氣交叉補貼 城鎮居民供氣成本高，但是居民用氣涉及民生問題，較為敏感，處置不當可能引發社會問題，因此地方政府對城鎮燃氣公司向終端用戶銷售天然氣的價格嚴格管制，江蘇居民用氣價格均低于非居民用氣價格。以用氣量最大的蘇州為例，蘇州市物價局2019年最后一次公布的的管道天然氣價格中（見表3），民用氣價格低于其他天然氣用戶用氣價格。天然氣價格不能完全反映真實的市場需要，居民用氣具有可間斷性高和用氣不穩定的特點，國家要求在用氣高峰要優先保障居民用氣，對應急調峰產生較大壓力。目前的定價機制使得民用氣和商業用氣交叉補貼，削弱了商業用戶的用氣積極性。 3 江蘇天然氣發展建議 針對江蘇天然氣發展存在的問題，結合江蘇實際情況，提出以下建議。 3.1 促進上游供氣主體多元化 江蘇天然氣市場環境開放，允許大用戶直供和民營企業參與天然氣行業的投資，但江蘇主干管道大部分由石油公司掌握。近幾年，在天然氣產業發展迅速，用氣量年年攀升的背景下，許多有資質的企業想要參與天然氣市場，但準入門檻高、建設周期長、投資大等特征導致企業猶豫不前。要抓住國家管網公司成立的機遇，消除準入壁壘，保障配套設施公平開放，吸引具有資質的企業進入天然氣市場，積極新建和擴建沿海LNG接收站，擴大海外供氣規模，逐步降低對三大石油公司的依賴性，最終形成國內外管道氣和進口LNG氣源互補供應的多元化供氣格局。 3.2 建成多層次、多模式的應急調峰體系 《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》（發改能源規〔2018〕637號）發布，對供氣企業、城鎮燃氣企業和縣級以上地方的儲氣能力均提出了要求。江蘇需要建立健全儲氣調峰和應急保障體系，保障全省用氣穩定。一方面，完善儲氣設施標準體系和儲氣調峰氣價機制，鼓勵和吸引第三方進入儲氣調峰市場；另一方面，利用各市區位和地理優勢，結合管網布置，推進配套儲氣庫的建設，結合水域優勢（1000公里海岸線、400多公里長江和690公里的京杭大運河），在合適的地點建設沿海LNG接收站和內河LNG分銷轉運站；其次，通過政策傾斜和補貼支持大用戶自建儲氣調峰設施，保障企業用氣安全；再次，延伸管網連接全省儲氣調峰設施，增強儲氣調峰設施和管網的互聯互通，促使各儲氣調峰設施之間氣量互保，形成“儲氣庫+LNG接收站+規模化LNG儲罐”三級布站。最終建成多層次、多模式的應急調峰體系，保障天然氣在高峰時段的供應。 3.3 推進蘇中和蘇北天然氣產業發展 2019年江蘇13個地級市全部進入全國地級市GDP百強榜，但是蘇中、蘇北地區天然氣消費量和GDP比例與蘇南相比存在顯著差異。如圖3所示，與蘇南相比，蘇中、蘇北占據43.4%的GDP卻僅消耗了27.8%的管道天然氣，天然氣發展潛力大。 為挖掘蘇中、蘇北天然氣發展潛力，首先要擴大天然氣利用范圍，為在蘇中、蘇北擴大天然氣利用規模夯實基礎。協調三大石油公司和國家管網公司承擔國企的“社會責任”，完善蘇中、蘇北地區天然氣基礎設施，加快中俄東線、青寧線、沿海天然氣管線和配套設施的建設，豐富管網拓寬供氣區域，積極開發鄉村等不發達地區，對于管網無法覆蓋地區，通過槽車運輸和建設加氣站提供天然氣，培育使用天然氣的增長極。 其次要擴大天然氣利用規模，通過政策扶持和產業轉移，推進蘇中、蘇北天然氣產業蓬勃發展。加大“煤改氣”力度，鼓勵冶金、鍛造、玻璃制造等企業用天然氣替代煤炭利用，增強天然氣消費能力。給予政策優惠，支持蘇南企業前往蘇中、蘇北投資，促進地區經濟繁榮，增強天然氣使用能力，既可以增強石油企業和管網公司在蘇中、蘇北投資天然氣基礎設施的意愿，又可以吸引更多的企業進入蘇中、蘇北天然氣市場，最終實現全省天然氣產業配套設施均衡發展。 3.4 成立省級天然氣監管機構加強監管 成立江蘇天然氣專項監管機構，加強行業監管，推進天然氣市場化進程。一方面，在國家和地區現有法律法規基礎上，整理制定天然氣行業專項法律法規，做到“有法可依，有法必依”；另一方面，建立江蘇天然氣信息整合平臺，充分利用大數據和信息化技術，整合上游供氣信息、中游輸氣信息、下游需求信息以及儲氣庫和接收站的儲備量等其他必需的市場信息，全方位掌握江蘇天然氣市場供需情況并實時公開；其次，成立江蘇天然氣市場交易中心，吸引更多第三方進入天然氣市場，增加天然氣交易量。在現貨交易的基礎上，適時引入期貨等金融產品降低市場風險，充分發揮市場定價的作用；再次，以“放開兩頭、管住中間”的理念為基礎，對有自然壟斷性質的中間環節加強監管，保證儲運設施公平開放，加強上下游企業間的競爭，改善市場環境，促進天然氣行業的繁榮和發展。 3.5 促進銷售與配氣環節分離 通過行政手段干預，逐步降低特許經營的影響力，推進天然氣終端銷售與配氣分離，政府對具有壟斷性質的配氣環節實行監管，保證配氣設施公平開放，促進行業優化重組使得用戶能自由選擇供氣方，降低終端用戶用氣成本，推進江蘇天然氣市場化進程。 3.6 適度調整居民用氣價格 居民用戶對氣價的承受能力高于非居民用戶，且在用氣緊張時優先保障居民用氣穩定，居民在用氣方面享受了最好的待遇卻沒有承擔相應的責任。因此，政府定價時，通過制定合理的價格機制，縮小居民和非居民用氣價差，有效降低居民和非居民用氣的交叉補貼。對于收入較低和用氣困難的用戶，給予一定的價格優惠和補貼。 4 結論 經濟和環保的雙重壓力是推動“十四五”期間江蘇天然氣發展的主要動力，天然氣在清潔能源體系中的地位將不斷提升，帶動江蘇天然氣產業發展。伴隨著國家管網公司的獨立運營，江蘇天然產業面臨的外部環境將得到積極改善，中游市場公平準入，天然氣市場更加開放，吸引有資質的企業踴躍進入天然氣市場，加快“氣化江蘇”的進程，江蘇天然氣發展前景廣闊。 要緊緊抓住機遇，通過新建和擴建沿海LNG接收站，促進上游供氣主體多元化；結合江蘇管網分布和水域位置特點，形成“儲氣庫+LNG接收站+規模化LNG儲罐”三級布站，集成多層次、多模式的應急調峰體系；通過政策扶持和產業轉移，擴大肅中、蘇北天然氣利用范圍和規模，促進區域天然氣利用均衡發展；成立天然氣監管專門機構，推動天然氣專項法律法規的制定，利用信息化技術整合江蘇天然氣產業信息，建立江蘇天然氣交易中心，實現對天然氣行業的有效監管，為今后江蘇天然氣的可持續發展提供有力保障。