2017年底，我國為什么出現一定范圍的“氣荒”？究其原因，是天然氣產業發展到一定階段內部因素和外部因素共同導致的。
內部因素即產業自身因素。我國天然氣產業發展呈現五大特點，即五大不平衡：區域供需不平衡、季節性需求差別大、用氣結構差別大、區域調峰需求不同、對管網等基礎設施的高度依賴（以輸定產、以輸定銷）。外部因素，則是供需與政策（環保和產業）導致的需求快速增長。
2018/2019年這個冬天，我國是不是還會出現“氣荒”？通過供需形勢判斷，國內天然氣供應能夠實現緊平衡，不會出現大規模“氣荒”。
供需形勢分析
首先，從經濟形勢、氣溫因素和國家環保政策和氣價因素進行定性分析。
經濟形勢。經濟增長是天然氣消費增長的動力，而我國宏觀經濟增速下滑將導致天然氣需求增長不能全部釋放。因此，預計2018/2019年冬季工業、化工用戶天然氣需求同比不會出現較大幅度增長，用氣波動相對穩定。
氣溫因素。國家氣候中心對去冬今春氣候趨勢的預測顯示，我國大部分地區氣溫偏高，出現冷冬的可能性不大。
環保政策。環保政策轉向使這個冬季保供面臨不一樣的形勢。從“一刀切”式推廣“煤改氣”到“宜氣、宜電、宜煤、宜熱”思路轉變。實行“以氣定改”“有序推進”，強調在落實氣源的前提下有序推進“煤改氣”，供用氣雙方要簽訂“煤改氣”供氣協議并嚴格履行協議，各級地方政府根據供氣協議制定“煤改氣”實施方案和年度計劃。以“2+26”城市為重點，著力推動天然氣替代散煤供暖。數據顯示，全國散煤消費量在7.5億噸左右。要達到國家制定的2020年減少散煤消費2億噸目標，2017年要替代散煤0.7億噸，實際僅替代散煤0.6億噸左右，估計2018年這個數字要低于0.5億噸。
氣價因素。國際油價對PNG、LNG進口價格均存在正面影響，且國際油價與PNG進口價格的關聯度高于LNG進口價格。2018年，國內持續推進氣價改革，5月將居民用氣門站價與非居民用氣門站價并軌、由最高門站價格管理改為基準門站價格管理，9月底前居民用氣價格調整到位。
其次，從需求側和供給側進行定量分析。
從需求側進行定量分析顯示，國內用氣需求呈現消費淡季不淡、快速增長、增速放緩三大特點。2018年前3季度，國內天然氣表觀消費量同比增長18.2%左右，增速比2017年同期下降0.2個百分點。除化工用氣小幅下降外，其他三大行業（城市燃氣、工業燃料和發電）用氣均保持兩位數增長。如果嚴格按照有序推進“煤改氣”和壓縮用氣需求來推算，預計2018年天然氣表觀消費量2780億立方米左右，實際消費量2730億立方米左右。
從供給側來看，2018年國內天然氣產量繼續增長，但增速低于2017年。截至2018年10月，國內累計生產天然氣1295億立方米，增長6.3%，比2017年低3.4個百分點；但同期進口量大增，累計進口7206萬噸，增長33.1%，比2017年高9.2個百分點；儲氣庫增注，預計儲氣能力增加至160億立方米，比2017年增加35億立方米以上。
目前，可供落實的可增加資源量大幅增加。截至2018年10月，已落實天然氣市場可供資源量2635億立方米，比2017年實際供應量增加249億立方米。主要供氣企業已經基本完成儲氣庫注氣計劃，氣源串換、管網互聯互通工作取得積極進展。南氣北上新增供氣能力大幅提升，達到3000萬立方米/日，預計2019年能翻一番。冬季保供預案準備充分，政府、企業之間協調性增加。需求側管理得到加強。
通過以上對供需形勢的分析得出判斷：2018/2019年冬季供氣將實現緊平衡，不會出現大規模“氣荒”。當然，供需仍存一定缺口，所以要靠增加LNG現貨進口和實現儲氣能力的較大提升來保證實現緊平衡。
保供成關鍵詞
“氣荒”是我國天然氣產業發展過程中出現的新問題。從過去兩年的天然氣保供來看，呈現出一些“前所未有”的特點。2018/2019年入冬，保供更是成為關鍵詞。
2017年我國天然氣冬季保供的特點是：關注程度前所未有、中亞資源斷供持續時間和程度前所未有、天然氣整體需求旺盛程度前所未有、局部地區供需失衡前所未有、市場減壓力度前所未有。2018年冬季保供仍然呈現五大特點：重視程度前所未有、動員時間之早前所未有、力度之大前所未有、措施多樣化前所未有、協調性增強前所未有。
2017年的“氣荒”引起了從中央政府、各級領導到企業的高度重視。中央八部委通常在每年8、9月發出做好保供工作的通知，2018年則提早到4月下文通知，5月要求各省市召開保供會議加強天然氣產供銷體系建設，為冬季保供做好準備。保供力度更是前所未有，保供壓倒一切。保供措施呈現多樣化。特別是在國務院的強制命令下，地方政府與中央政府、部門與部門之間前所未有地加強協調，勁兒往一處使。同時，國內油氣企業積極響應國家號召，想方設法多生產、多進口。從“三大油”的保供措施中可以看出，主要手段包括增產、增供、增儲和加強互聯互通。
增產：中石油、中石化不斷加大天然氣開采力度。中石油長慶、塔里木、西南和青海四大主力氣區天然氣產量計劃均創歷史新高。天然氣產量占全國1/4的長慶油田年產目標380億立方米，創歷史最高點；塔里木油田產量達到262億立方米，凈增10億立方米；西南油氣田預計年產量完成230億立方米，同比增加10%；青海油田新建天然氣產能10億立方米，日增氣300萬立方米。截至2018年10月6日，中石化涪陵頁巖氣田累計產量突破200億立方米，日產氣量可滿足3200多萬戶家庭的生活用氣需求；中石化西北油田大澇壩氣田日均生產工業氣量已由230萬立方米提升至300萬立方米左右。
增供：中石油全球調集氣源保供。一是加大LNG采購力度，二是LNG接收站滿負荷運轉，利用率明顯增加。同時，考慮到中亞氣源可能出現的斷供風險提前做好應急預案。計劃2017年投產的中石化天津LNG接收站2018年2月投產后，僅半年時間外輸氣量已成功突破10億立方米；8月，日均外輸氣量達到1500萬立方米，日計劃完成率達到100%。中石化華北天然氣銷售中心做好應急預案，用氣高峰期間可增加城市燃氣公司資源供應量150萬立方米/日。國內最大LNG進口企業中海油提前落實保供所需LNG氣源，2018/2019年采暖季計劃供應天然氣246億立方米，同比增加20%，其中計劃向北方7省市供應天然氣61億立方米，同比增加63.5%。
增儲：中石油加緊儲氣庫建設，儲氣能力得到很大提升。2018年1-8月，儲氣庫注氣量同比增加23.8%。其中，大港儲氣庫群采氣21.5億立方米，西南油氣田相國寺儲氣庫注氣量達到16.5億立方米，國內最大的呼圖壁儲氣庫注氣量達到16億立方米。同時，通過實行儲氣庫業務管理體制改革，將管道企業所屬儲氣庫（群）全部移交相應油田企業。
2018年10月12日，16萬立方米大型LNG儲罐在中海油天津LNG接收站竣工投產，天津天然氣儲存能力提升了近80%。同時，依托天津LNG接收站，租賃一艘可儲存17萬立方米LNG的FSRU可為華北地區增加1400萬立方米/日的供氣能力。中海油還租賃兩艘LNG船舶在天津外海漂航待命，預計可增加約2億立方米天然氣儲備量。
加強互聯互通：目前，中石化華北管網已在榆濟線榆林站、安濟線安平站與中石油直接實現了互聯互通，互供能力分別為400萬立方米/日和300萬立方米/日；與中海油通過煙臺中世管網實現了互聯互通；華北區域管道氣用戶中雙氣源用戶占比數達到60%以上，可采取互保互供的方式與中石油實現互聯互通。在河北、天津、廣東、浙江地區，中海油與中石油通過天然氣置換、互保互供等措施，利用中海油的海氣和LNG雙資源條件在南方地區增加3億立方米天然氣供應。中石油則利用完備的管網系統將部分天然氣調配至北方氣源緊張地區。
相關政策建議
雖然2018年底的保供形勢比2017年底好，有望達到緊平衡，但政府部門和企業不可掉以輕心，因為復合性因素仍然存在。對此，針對近期和中長期保供提出以下建議。
近期建議包括開源、節流、互聯互通、提高利用率、加強政策支持和監督落實。
開源。包括多措并舉，努力增加天然氣資源短期供應能力。加大國內現有重點氣田開發力度，加快對已探明未動用儲量的開發，保障新建產能及時投產，盡可能提升現有國內氣田的產量。同時，積極與中亞天然氣資源國溝通，避免再次出現中亞管道氣減供、停供等不確定性風險。加大沿海天然氣進口碼頭海域資源開放力度，甚至為進口企業開放綠色通道，鼓勵更多國內企業到全球購買可靠的LNG 現貨資源。
節流。有序開發市場并做好天然氣需求側管理。包括研判國際天然氣市場的變化規律，加強國內天然氣需求的分析預測，及時掌握天然氣需求動態并提前做好應對預案。去年11月1日，發改委能源局啟動了“日報告日調度應急預案”，以便每天判斷國內天然氣的生產、供需與調度情況。“煤改氣”工程要堅持“以氣定改”，對尚未落實氣源或“煤改氣”氣源未到位的區域，不能強制推進，不搞“一刀切”。有序發展天然氣調峰電站等可中斷用戶，建立完善調峰用戶清單，采暖季用氣高峰時應實行“壓非保民”“限工保民”。
推動管網互聯互通、提高聯合保供能力。推動管網互聯互通是現階段應對天然氣供應緊張的最主要方式。應盡快組織制定天然氣全國干線管網的統一規劃，加快聯絡線建設，打破不同企業、不同地域間的管線壁壘，限時完成天然氣管網互聯互通，打通“南氣北送”輸氣通道。除主干管網互聯互通外，進一步推動省、市、地級管網的互聯互通，盡快實現全國一張網，提高聯合保供能力，避免導致出現“最后一公里”阻塞現象。
提高利用率。目前，我國天然氣基礎設施利用還不夠充分，仍有很大的提升空間。2017年，我國LNG接收站負荷率為67%，部分LNG在局部時段負荷率不到50%。所以，要推動基礎設施公平開放、提高基礎設施利用率。
政策支持。包括適時修改、制訂標準規范，推動LNG罐式集裝箱多式聯運，啟動示范項目，然后總結經驗推動量化發展。對地下儲氣庫的墊底氣和作為應急調峰的LNG給予政策支持，地方政府可在征地、稅收、金融方面給予支持，實行優惠政策。2018年9月5日國務院印發《關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》提出，應對地下儲氣庫墊底氣和作為應急調峰的LNG給予政策支持。應從國家層面上啟動“第四條運輸方式”—LNG罐式集裝箱運輸示范項目并總結經驗，將一些技術標準修改完善以后推動量化發展。
加強對已有政策、規定執行情況的監督落實，加強部門政策之間的協調。目前最主要的任務是要加強對已有政策規定執行情況的督促落實，特別是對油氣體制方案改革方案政策措施的嚴格監督落實，避免對未來的天然氣改革產生一些負面效應。
中長期建議包括以下幾方面。加大國內天然氣資源勘探開發力度，增強自主供應保障能力。“走出去”與“引進來”相結合，構筑境外天然氣安全供應體系。積極推動油氣體制改革，調動上游的積極性。加快完善天然氣儲備體系，提高天然氣供應調峰能力。建議國家盡快建成一定規模的國家天然氣戰略儲備，形成國家、資源企業、城市燃氣企業三級儲備主體以及戰略儲備和商業儲備相結合的天然氣儲備體系。建立適合我國實際的天然氣戰略儲備管理模式，出臺相應支持政策，逐步放開儲備調峰設施的建設和投資主體，鼓勵有能力的民營企業參與建設和投資等。進一步深化天然氣價格改革，更多發揮市場調節作用。
保供過程中還應注意處理好幾大關系和問題，如保供的邊界與范圍如何確定、油氣田開發和生態環境保護、保供與保價、進口氣量不斷增加帶來的風險問題、基礎設施建設提速帶來的債務與安全風險問題、市場化改革與保供的民生性。
