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。