最近，国务院办公厅转发了发改委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》。意见提出了增加天然气供应，保障居民用气等多项任务。值得关注的是，意见提到2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米。这被业内看为是行业内的一项重大改革和利好消息。
数据显示，我国天然气依赖进口。短期之内，国产天然气抽采能力无法与需求快速增长相匹配。根据国家天然气“十二五”规划，2015年我国天然气产量可以达到1700亿立方米，与此同时天然气供需缺口也将上升至900亿立方米，相当于对外依存度35%。面对越发频现的“气荒”，意见如何统筹规划？
增加天然气供应需各方协调配合
近年来，我国天然气供应能力不断提升，但由于消费需求快速增长、需求侧管理薄弱、调峰应急能力不足等原因，一些地区天然气供需紧张情况时有发生，民生用气保障亟待加强。为保障天然气长期稳定供应，意见提出总体要求：按照责任要落实、监管要到位、长供有规划、增供按计划、供需签合同、价格要理顺的原则，统筹规划，合理调度，保障民生用气，努力做到天然气供需基本平衡、长期稳定供应。
增加天然气供应提出了数字上的详细要求，即到2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米。同时保障民生用气，基本满足新型城镇化发展过程中居民用气（包括居民生活用气、学校教学和学生生活用气、养老福利机构用气等）、集中供热用气，以及公交车、出租车用气等民生用气需求，特别是要确保居民用气安全稳定供应。
我国国内天然气产量仍然维持较快增速，一季度共生产天然气323亿立方米，同比增长了7.2%。即使如此，由于国内天然气市场的快速发展，国内产量无法满足需求的增长，一季度中国进口天然气约120亿立方米，同比增长了27.8%。行业预计这种进口量增速快于产量增速的局面还将长期保持，进口天然气在国内市场份额也将逐步提高，因此对中国来讲，国际市场变得越来越重要。
调查报告显示，我国的非常规天然气如页岩气拥有其巨大的资源储量，可以作为解决能源安全的“远水”。但是短期来看，仍需要通过进口等方式填补缺口，化解气源短缺的“近渴”问题。
目前，我国正在运营的天然气进口项目包括霍尔果斯口岸接收的中亚管道天然气和江苏福建等沿海码头接收的亚太LNG。按照标准天然气热值折算，上述项目输送能力可达512亿立方米/年。未来将达产的进口渠道包括云南瑞丽口岸，将于2014年开始接收的缅甸管道气；东北地区2018年开始接收的俄罗斯东线管道气；将陆续投产的沿海LNG码头。根据推算，将在建和达产项目加总，全部输送能力将接近2400亿立方米/年，相当于目前国内天然气产量的2倍。
各市场主体参与 增加储气设施
随着国内天然气产量增加、进口天然气规模扩大以及管网设施建设力度加大，我国天然气产业保持快速增长态势。天然气利用领域不断拓展，深入到城市燃气、工业燃料、发电、化工等各方面。稳定供气已成为关乎国计民生的重大问题。但是，由于城市燃气用气不均衡及北方地区冬季采暖用气大幅攀升，部分城市用气季节性峰谷差巨大，加之目前储气设施建设相对滞后，调峰能力不足，冬季供气紧张局面时有发生。
意见提出，支持各类市场主体依法平等参与储气设施投资、建设和运营，研究制定鼓励储气设施建设的政策措施。“现在我国的储气设施规模与需求相比仍显不足。”国家发改委能源研究所所长助理高世宪说，现在燃气企业建设储气设施的成本还难以在气价中得到很好的传导。
对此意见也给出了较为明确的支持方式，包括优先支持天然气销售企业和所供区域用气峰谷差超过3∶1、民生用气占比超过40%的城镇燃气经营企业建设储气设施。符合条件的企业可发行项目收益债券筹集资金用于储气设施建设。对独立经营的储气设施，按补偿成本、合理收益的原则确定储气价格。对储气设施建设用地优先予以支持。各地区要加强储气调峰设施和LNG接收、存储设施建设，有效提高应急储备能力，至少形成不低于保障本地区平均三天需求量的应急储气能力。对城镇燃气经营企业的储气设施，将投资、运营成本纳入配气成本统筹考虑。
为此，发改委在4月又出台了“国家发展改革委关于加快推进储气设施建设的指导意见”，包括加快在建项目施工进度、加大储气设施建设用地支持力度等方式，明确提出储气设施建设的项目用地可通过行政划拨、有偿出让或租赁等方式取得。
储气设施建设的市场化方面，提出鼓励各种所有制经济参与储气设施投资建设和运营。“对于民营企业来说，意味着有更开放的平台去参与到储气设施的建设中去。”业内分析这样称。意见发布后，相关企业股价也有良好表现。意见提出，承担天然气调峰和应急储备义务的天然气销售企业和城镇天然气经营企业等，可以单独或者共同建设储气设施储备天然气，也可以委托代为储备。同时积极支持符合条件的天然气销售企业和城镇天然气经营企业发行企业债券融资，拓宽融资渠道，增加直接融资规模。创新债券融资品种，支持储气设施建设项目发行项目收益债券。支持地方政府投融资平台公司通过发行企业债券筹集资金建设储气设施，且不受年度发债规模指标限制。
另外，按照发改委意见有关规定，要通过价格调节手段引导储气设施建设。各级价格主管部门要进一步理顺天然气与可替代能源价格关系。推行非居民用户季节性差价、可中断气价等政策，鼓励用气峰谷差大的地方率先实施，引导用户削峰填谷。2015年底前所有已通气城市均应按照《关于建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》的精神，建立起居民生活用气阶梯价格制度。对独立经营的储气设施，按补偿成本、合理收益的原则确定储气价格；对城镇天然气经营企业建设的储气设施，投资和运营成本纳入配气成本统筹考虑，并给予适当收益。
建立预警机制 理顺价格制定体系
去年冬天，发改委先是在10月接连发文预警今冬可能出现的“气荒”，随后又发布《关于进一步做好2013年天然气迎峰度冬工作的补充通知》（以下简称《通知》），提出天然气供需形势严峻，要确保民生重点需求，优先保障民用。事实上，由于用气紧张，一进入冬天我国就面临天然气用气紧张的情况。由此，意见提出，要求建立天然气监测和预测、预警机制，对天然气供应风险做到早发现、早协调、早处置。各地区要建立重点城市高峰时段每日天然气信息统计制度，并按要求报送国务院能源主管部门。督促签订天然气购销合同和供气、用气合同，做好合同备案管理，加强对天然气销售企业和城镇燃气经营企业落实合同和保障民生用气情况的监督管理。推动城镇燃气经营企业建立信息系统，全面掌握市场用户及用气结构，及时准确报送天然气供需情况信息。
对于预警机制的问题，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，未来很长一段时间天然气消费将保持一个较快的增长。而我国天然气产量有限，预计未来仍将不断扩大进口，对外依存度有望继续攀升。要解决用气紧张问题，建立合适的预警机制，除了扩大进口增加供应量以外，还要理顺天然气价格机制。在林伯强看来，这次调整后，新增气价格其实已经采取了比较市场化的定价方式，而存量气价格虽然上调，但是价格仍然低于进口气价格。由于目前天然气存量气占绝大多数，说明价格还是没有调整到位。“应该加快天然气价格调整，这样才能有效地调动企业进口积极性，防止再出现‘气荒’情况。”
针对这个问题，意见也提出进一步理顺天然气与可替代能源价格关系，抓紧落实天然气门站价格调整方案。加快理顺车用天然气与汽柴油的比价关系。建立健全居民生活用气阶梯价格制度，研究推行非居民用户季节性差价、可中断气价等价格政策。
■延伸阅读
页岩气该如何开发
页岩气属于非常规天然气的一种。根据中国石化出版社的《天然气开采——当代石油和石化工业技术普及读本》一书，常规天然气和非常规天然气就是按照开采方式不同来分的，后者的开采难度要大得多，但是，当技术经济条件发展到一定程度的时候，这些非常规的就可以被大规模开采了。很久之前，人们就知道页岩中有天然气的存在，只是因为自然条件，使得开采起来成本很高、很费劲。
随着技术进步，美国人开始用水力压裂法等技术来开采页岩气，并不断创新，降低成本。所以，现在在美国开发页岩气的成本仅仅略高于常规天然气。
然而，到了中国又不同，美国能源署的报告预测中国的页岩气储量世界第一，中国国土资源部的评估也认为，陆上（不含青藏地区）页岩气可采资源潜力25万亿立方米，与陆域常规天然气资源量相当，也与美国相当。不过，不少分析都认为，中国储存页岩气的地质条件要比美国恶劣得多， 成本会是美国的两到四倍，并且中国企业对水力压裂法的掌握还非常初级，需要大量地去学习外国的技术。
其实就算是常规天然气，在中国的开采条件也要比美国差。中国也拥有很多在恶劣条件下开采天然气的经验。而页岩气开采区块在中国各地的地质构造也是不同的，所以“贫富”也不同，不能一概而论。在四川、重庆等地，一些探测、钻探工作已经深入展开。中国工程院的一份最新报告显示，我国南方地区的一些页岩构造其实和美国具有一定的可比性，据初步评价，技术可采资源约8.8万亿立方米。而《中国地球物理》期刊在去年的一篇文章透露，在四川盆地的威远、长宁等地进行了页岩气勘探试验工作，并出现了页岩气高产井。