中国天然气一体化发展的思考

　　资源基础并不乐观 

　　在中国天然气工业一体化发展的产业链中，基础是资源、是探明储量。这里不仅指其数量还要考虑其品质。 

　　从目前的情况看，如果仅以 2004 年及以前公布的储量值去规划天然气未来的发展，其数值可能是偏大的。即使按老储量规范看，一些气田的储量标准失之过宽，致使部分已上表的探明储量相当长时间难以动用，不能实施产能建设。 

　　目前已探明的天然气品质也不够理想。以鄂尔多斯盆地已探明的天然气品质为例，主要表现在储量规模偏小，丰度低，储层连通性差，不均质性相当强，主力气区的主要气层埋深大。这诸多因素使气田必须以大量生产井去开采且单井成本大、产量低、衰减快、勘探开发难度大，井口气价高。 

　　当然，供气能力低于管输量和已有用户需求量也是显而易见的。鄂尔多斯盆地的气田多处在开发初期，管道修建时愁找不到用户的局面就迅速改变为供不应求。目前除北京市按计划逐步扩大用户外，京、津地区及晋、冀、鲁等省的城市群也作了相应的计划。雨后春笋般出现的各地燃气公司正在争抢地盘，兴建基础设施。许多民用和工业用户往往“先上车后买票”，在没向有关方面落实用气之前就动手实施了用气工程。对此，天然气的供应部门埋怨下游项目“太急、太快、太多”，无法应付。从 2004 ～ 2005 年的冬季看，以民用 ( 包括商业 ) 气为主的城市供气已出现了巨大的缺口，其原因不在于管线的运力，而在于产地供气不足。 

　　面对汹涌而来的需求和不能推卸的“政治责任和社会责任”，气田被迫对已建成的生产井“放压提产”。这无异于“杀鸡取蛋”。 

　　调峰气库建设滞后 

　　管道不足，布局不合理。 

　　我国天然气工业基础薄弱，管线不足是一个明显的制约因素，不但缺乏控制全国、联络主要气区与经济发达区的干线管网，也缺乏覆盖用户区的支线网络。众所周知，不能联网的单管线长距离供气存在相当大的安全隐患。特别值得注意的是缺乏站在国家层面上的全面规划。已有的初步规划往往是由各公司提出的，互相之间缺乏有机的配合，有的甚至相交叉。 

　　调峰能力不足。 

　　中、长距离输气管线的安全运行离不开各种类型的气库。当以民用气为主时，巨大的谷峰差对调峰有效库容量要求很高。长距离输气时更难以用产量调节保障用气，各种气库就必须与管线一同设计，大致同步投产。目前，与鄂尔多斯周围放射状的管线配套的气库配套却相当薄弱，成为天然气上下游链条中最为薄弱的环节。轮台—上海长达 4000km 的管线目前正动工建设的只有一个金坛气库。 

　　城市用气峰值限制了管线的年输气量。 

　　除了四川及周边地区，我国多数地区天然气终端用户以城市居民和商业为主。这在京津地区更为明显。一旦出现供气不足首先要保证城市居民用气，而减少、甚至停止对工业用户和一部分公用企业的供气。而城市用气的特点之一就是存在巨大的峰谷差。这里不仅要注意月、季间的峰谷差，还特别要关注并保证高月高日的用量 ( 至于最高小时用量可以用管道的压力和容量在一定程度上缓解 ) 。据陕京二线的预测其 2014 年将达到设计输量 120 × 108e ，届时的高月高日需求量为 6483 × 104e ，与之相应的市场调峰需求量为 38.2 × 108e 。但考虑到地下气库的选址可能性与相当高的运营成本， 2014 年能够建成的气库实际有效工作气量仅为 13.75 × 108e 。缺少的 24.55 × 108e 调节量只能用减少总用气规模和年度总输气量来保障。这就迫使陕京二线 120 × 108e 设计输量中有 24.55 × 108e 不能配输。对本来就按微利设计的管线来说，仅完成设计输量的 80% 就意味着无盈利或亏损。退而言之，加大调峰库容或同时以 LNG 储备站调峰又将大幅度增加已经相当高的用户气价。 

　　价格体系有待完善 

　　在中国天然气价格的纵向构成中，{HotTag}由于勘探开发难度大所造成的井口价格的影响是最大的。 2004 年中国天然气井口 ( 出厂价 ) 为 0.64 元 /e( 中石油 ) ～ 0.80 元 /e( 中海油 ) ，而中东和俄罗斯大气田的井口价多低于 0.2 元 /e ，甚至低于 0.1 元 /e 。我国的多数气田与主体用户之间要以 1 至数千米的管线相联又使其运输费不菲。以上海使用新疆的气为例，城市门站价 1.32 元 /e ，为井口价的 275% ；而 1997 年美国的平均城市门站价为井口价的 163% 。我国处于天然气发展初期，城市和工业用户专用管网等基础设施薄弱，从门站到用户的输气及管理 ( 包括各种储气库 ) 成本亦高。 

　　在国内不同用户间的气价比，即气价的横向构成对调节用气方向影响甚大。有了较成熟天然气市场的发达国家拉大了民用气与工业气的差价，一般民用气是工业气的 2 倍左右。在发展中国家，民用气价相对低或对其予以补贴。如上海的民用气价为工业用气价的 116.8% ，四川为 132.6% ，长庆为 118.6% 。仅以居民用气与一般工业 ( 非化肥 ) 用气的出厂价比，四川和长庆分别为 105.5% 和 85.7% 。按我国目前规定的天然气出厂价，化肥用气明显低于民用气。该模式显然对城市居民用气有一定的鼓励作用。虽然国家有关部门日前已对天然气价格做出调整，但笔者认为，气价仍然有待进一步完善。 

　　对策与建议 

　　为更好地促进中国天然气的持续建康发展，笔者认为应从以下方面着手。 

　　——夯实资源基础。资源基础不牢将从根本上影响整个天然气工业系统。在目前的储量套改中应从近中期实际的技术和经济可采性出发落实剩余可采储量；今后对储层不均一性很强的裂缝、缝洞型气藏和低渗气藏一定要从严掌握储量审批，通过认真的测试和群井试采揭示实际产能；对 LNG 和需要从国外进口的天然气不仅要核实其资源资础，还要尽力参与其气田开发到 LNG 生产的系统工程，以取得签订长期合同的优先权。 

　　——相应发展中下游。要认识到我国的天然气资源的局限性和风险性，量入为出地发展中下游，且不可“先上车后买票”地盲目发展。 

　　——多途径保障用气安全。要认识到天然气安全问题的重要性。从资源上要以国内气田、进口管输气和 LNG 等多源互补，从管网上尽量形成多管线间的互相调节，从储库上发展多种类型的地下气库 ( 包括正生产的和废弃的油、气田，地下岩腔和盐溶腔、地下水层等 ) 和地上气库 ( 包括 LNG 库和压缩气库 ) ，以应对用量峰谷差和意外事件。 

　　——作好全面的发展规划。要从以一个部门、一个环节 ( 如上、中、下游 ) 或一个地区为主体 ( 如珠三角 ) 的规划发展为真正的国家规划。这就要求以政策和法规为引导将市场机制与国家监管有机地结合，从而实现上中下游的协调发展，这不单要充分利用国内外两种资源，还要充分利用不同所有制及其多种融资方式。