引言

天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源，加快天然气利用，促进天然气产储供销体系协调稳定发展，是我国加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的必由之路^[1-2]。近年来，受国内天然气需求增长加快、气源供应不稳定、“煤改气”进程加快等因素影响，全国天然气供给矛盾整体呈现出结构性、时段性、区域性态势，“气荒”现象凸显。四川省天然气产业也存在产供储销体系不够完善，储气能力不足，互联互通程度不够等问题。为贯彻落实中共中央国务院印发的《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》和国家发改委的《加快推进天然气利用的意见》《四川省创建国家清洁能源示范省实施方案》等文件和中共四川省委十一届三次全会精神，推动四川省天然气产业持续健康高质量发展，建设美丽四川，在广泛调查研究的基础上，笔者系统分析了四川省天然气产储供销体系现状及存在问题，探索和思考了科学构建四川省天然气产供储销体系方案。

1 国内外天然气产储供销体系发展概况 1.1 全球天然气产储供销体系概况

全球天然气资源充足。天然气的生产和消费在很长一段时间内一直保持高速增长，但产量增长快于消费增长^[3]。据《BP世界能源统计》数据表示，2017年，全球天然气产量3.68万亿立方米，同比增长了4.0%，几乎是近十年平均增速(2.2%)的两倍；天然气消费量达3.67万亿立方米，同比增长3.0%，为自2010年来最快增速，消费增长主要来自中国(310亿立方米，15.1%)、中东(280亿立方米)和欧洲(260亿立方米)。根据《世界能源发展报告(2017)》统计，全球范围内能源发展已进入油气供给宽松期，预计到2030年全球天然气产量将达5万亿立方米，年均增长可接近3%。但在天然气需求方面，除部分国家和地区(如中国、印度等新兴国家)增长可能高于3%外，欧美国家需求增长普遍不会超过1%，未来国际油气市场将持续长期呈现供大于求的供需格局。

全球天然气贸易中心转移。近年来，随着中国和印度等新兴经济体在亚太地区的快速发展，这些地区对天然气的需求持续快速增长，但由于自身资源不足，消费量增长远高于自身天然气产量增长。据统计，2007—2017年10年间，亚太地区天然气消费增长比产量增长多出1 007亿立方米，而中东和北美地区消费量增长却趋于平缓，天然气产量增长均高于消费量增长。鉴于亚太地区需求的快速增长，全球天然气贸易活跃中心，由原来的美国、欧洲两强并列转变为美国、欧洲和亚太三足鼎立的消费格局，全球油气需求明显东移。

全球储气设施需求保持增长。目前天然气储气能力世界平均水平已超过10%，北美和欧洲天然气利用程度较高的国家，储气库调峰能力可达到年消费量的20%。美国、加拿大等天然气利用率高的国家都把储气设施建设作为天然气产业上下游一体化工程的重要组成部分，并纳入法律法规。预计到2020年，全球仅天然气地下储气库的工作气量就将达到4 460亿立方米，并有望在2030年进一步增至5 430亿立方米，而欧洲、北美等天然气市场成熟的地区仍然需要大量的天然气储存设施。

全球油气管道建设整体放缓。受国际低油气价及全球经济衰退等宏观因素影响，全球油气行业整体低迷，油气管道建设增速普遍下降。由于经济发展水平、政治宗教及能源输送网络完善程度的差异，全球各地区油气管道建设发展态势也有所不同：亚太地区管道建设速度持续稳定，中国、印度等新兴经济体国家对油气管道依赖持续增加，管道建设依然存在较大完善空间；俄罗斯和中亚是世界上油气资源的主要出口国和过境国。与此同时，石油和天然气贸易仍主要依靠管道运输，并将继续在石油和天然气管道的规划和建设中寻求突破；欧洲地区受国际油气价格走低的影响，天然气消费量有所增长，但增速较小，油气管道在高度网络化的基础上继续小幅度优化与调整；美洲地区天然气产销基本保持供需平衡，非常规油气勘探开采继续稳定增长，整体呈现供大于求的市场格局；加拿大致力于扩展国外油气市场，加大本国油气供给通道建设，油气管道规划与建设将随之进行调整；中东及非洲地区将继续加强油气资源开发，并加大油气资源外输设施投资，以保证油气出口^[4]。

全球LNG贸易持续增强。目前全球LNG生产国有19个，已投产的LNG项目有34个，共102条生产线，总产能约为3.55亿吨/年。预计到2020年，规划在建的LNG项目共计15个，主要分布在非洲、北美、欧洲和亚太地区，规划总产能共计约9 270万吨/年^[5]。根据《中国天然气发展报告(2018)》数据，2017年，世界LNG贸易量3 934亿立方米，同比增长10.3%；国际LNG贸易空前活跃，总量同比增加367亿立方米，出口增量主要来自亚太和北美地区，进口增量主要来自亚洲和欧洲。LNG贸易量在世界天然气贸易量中占比达34.7%，创历史新高。而在全球LNG贸易每年的增量中，中国占比高达36%。2017年，中国从18个国家共进口LNG约565亿立方米，同比增幅高达48%，超过韩国成为仅次于日本的全球第二大LNG需求国。

1.2 国内天然气产储供销体系发展情况

近年来，受宏观经济稳中向好、能源生产和消费革命持续推进、大气污染防治力度加大等因素的驱动，国内天然气市场呈现供销两旺态势，具体表现为天然气产能持续提高、天然气供应能力亟待提升、储气设施相对不足、天然气消费快速增长等特点。2017年，中国占世界天然气总消费量的30%以上，已成为世界天然气发展的主要动力。

国内天然气产能持续提高。根据国家发展改革委运行局和国家统计局数据，2017年，国内天然气产量达到1 480.3亿立方米，比2016年增长超过100亿立方米，同比增长8.2%。其中：常规天然气产量1 338.7亿立方米，同比增长8.1%；页岩气产量92亿立方米，同比增长14.3%；煤层气地面抽采量49.6亿立方米、利用量44亿立方米，同比分别增长9.2%和13.8%。此外，煤制气产量26.3亿立方米，同比增长34.3%。四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和海域四大气区的天然气产量总和为1 233亿立方米，约占全国天然气总产量的83.6%。其中，四川盆地天然气产量395亿立方米(含页岩气90亿立方米)，约占全国天然气总产量的26.8%。中国天然气资源丰富，但勘探开发程度依然较低，常规天然气产能发展仍有较大潜力。同时，随着勘探开采技术的不断进步和石油天然气体制改革的不断深入，开发低渗透、深层、深水、火山岩等领域的非常规天然气资源的经济性和潜力将逐步显现。在可预见的将来，国内的天然气产能将持续提高。

国内天然气供应能力亟待提升。随着中国天然气消费量不断增长，国内天然气供应能力也在不断提升，但消费量依然整体大于资源供应量。截至2017年底，全国已建成投产天然气长输管道约7.4万千米，干线管网总输气能力达3 100亿立方米/年；已投产LNG接收站18座，总接收能力5 960万吨/年。目前，我国已经形成了由西气东输一线和二线、陕京线、川气东送为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气管道网络，实现了全国范围内“西气东输、海气登陆、就近外供”的供气格局，区域性天然气管网比较完善。但是，主干管道之间、主干管道与省级管网之间、沿海LNG接收站与主干管道之间互联互通程度较低，区域气源“孤岛”或LNG孤站多处存在，具备互联互通功能的枢纽站和正反输气功能的管道较少，管网压力不足，富余气源和LNG接收站能力不能充分有效利用。截至2017年底，国内三大石油公司的天然气管网之间仅有三处实现互联互通，分别为西气东输二线和川气东送管道在湖北武穴压气站、西气东输二线与广东省管网在广州压气站、陕京线与安济线在安平压气站，这对资源调配和市场保供造成较大制约。另一方面，中国天然气对外依存度很高且不断快速攀升，进口气量2017年达946亿立方米。进口来源国虽然已超过20个国家和地区，但进口气量主要集中在土库曼斯坦、澳大利亚和卡塔尔，三国供应量占中国进口量的70%以上。由于三国与中国地理上属于同纬度，冬季进口管道易受寒潮影响发生欠量，造成短期供应紧张；此外，LNG进口受气象、海况、航道等影响，不可控因素增多，天然气进口保障的不确定性增加，因此，国内多元化天然气供应体系亟待不断完善。

国内天然气储运设施相对不足，储气能力需要进一步提升。根据国家《中长期油气管网规划》，中国将逐步建立以地下储气库和LNG储气设施为主、气田为辅、可中断用户为补充的应急调峰设施系统，建立健全由上游供气方、中游输配企业和下游城镇燃气企业各自承担调峰储备义务的多层次储备体系^[6]。2017年，陕京四线、中靖联络线等陆续投入运营；广东粤东、江苏启东LNG接收站投产，储气库扩容稳步推进，中俄东线二期、新疆煤制气外输管道潜江—韶关段以及天津南港、深圳迭福、浙江舟山LNG码头等重大工程加快建设。截至2017年底，全国累计建成投产地下储气库25座，有效工作气量77亿立方米，调峰能力约占全年消费总量的4.1%。但是，在北美和欧洲天然气利用程度较高的国家，其储气库调峰能力占年消费量的20%，而世界平均水平则超过10%^[7]。由此可见，我国总储气能力严重不足，难以发挥调节季节性需求波动、应对供给风险、平抑市场价格等作用。

国内天然气消费快速增长。2013年以后，我国经济发展进入新常态，天然气消费量和产量均持续增长，且总体消费量增速快于产量增速。随之而来的是天然气供应价格大幅上涨，我国天然气市场消费量的增长速度已显著放缓，逐步降至10%以下。2013—2016年中国天然气市场消费量年均增长118亿立方米，其中2015年消费量增速达到历史新低，仅为63亿立方米，同比增速为5%^[8]。2017年中国天然气消费量呈现“淡季不弱、旺季更旺”的爆发式增长态势，全年天然气消费量2 386 (不含向港、澳供气)亿立方米，同比增长14.8%。天然气在一次能源消费结构中占比7.3%，同比提高0.9个百分点。从地区看，2017年全国天然气消费量及增量主要集中在环渤海、长三角和西南地区，三个地区天然气消费总量达1 189亿立方米，占比达50%。

2 四川省天然气产储供销体系建设的现状 2.1 天然气勘探开发成效显著

四川省是全国天然气资源大省，天然气的勘探开发和利用历史悠久，除了拥有煤层气、页岩气等非常规天然气资源外，常规天然气更是储量巨大，拥有多个百亿方、十亿方级天然气气田。其中中石化普光气田、中石油龙王庙组气藏、中石化元坝气田均是国内排名前十的特大天然气田。此外，四川省还是国土资源部评估的页岩气最丰富的地区，2016年川南页岩气勘查开发试验区正式成立，国家发布《页岩气发展规划(2016—2020年)》，其中特别提出四川、重庆等西南地区将作为未来页岩气发展的重点地区。“十三五”期间，川南地区将计划建成长宁区块、威远区块、威远—荣县、富顺—永川、黄金坝—紫金坝—大寨页岩气产能建设项目。预计到2020年，该区域页岩气年产量将达100亿立方米。近年来，四川盆地天然气探明地质储量和产量不断增加，据四川省国土资源厅发布的《2017年四川国土资源公报》数据，2017年我省天然气查明资源储量29 009.61亿立方米，在全国查明资源储量中排第一位。

2.2 天然气市场保供能力不足

四川省是天然气管网最为发达的省份，形成了以南、北输气干线为主线，以贯穿各采气区的环形输送管网为依托以及高压输送、低压配送完整的多层次管网体系，年输配能力达到350亿立方米，并与西气东输、川气东送、忠武管道等国家骨干管网互联互通。“十三五”期间，四川省将新增输气管道2 100公里以上，到2020年全省输气管道总里程可达1.94万公里以上，年输气能力将达到550亿立方米。但四川省内三大输气管网系统(川渝环形管网系统、川西管网系统及川东北管网系统)之间的互联互通和支线管网建设程度还不够，资源调配不够灵活，再加上省内储气调峰设施建设严重滞后，四川省天然气市场保供能力相对不稳定，局部地区部分时段存在用气紧张局面。

储气设施建设严重滞后。作为天然气资源大省、生产大省、消费大省，四川省储气设施建设严重滞后于天然气产业发展需要。截至目前，四川省未建设有省级储气调峰设施，且无地下储气库(各市州中仅成都市在建一座0.47亿立方米的储气库，一期1万立方米储气库于2018年建成)，储气设施匮乏，总储气能力不到1亿立方米。川渝地区的冬季调峰气源主要来自中石油西南油气田相国寺地下储气库。目前四川省主要通过上游气田和省内管网进行日常调峰，可转化为LNG储备的LNG工厂储罐主要集中在广元、达州、巴中等天然气产区，以民营资本较多；规划建设LNG工厂总产能325万吨，已建成投产总产能106万吨。

近几年，特别是2017年冬季，四川省局部地区出现“气荒”。近期，国家、四川省主要领导对加快建立天然气储气调峰设施，逐步解决天然气季节性供需矛盾、保障民生用气做出了重要批示。四川省发改委、省能源局于2018年8月出台《四川省储气设施建设规划》，确定四川省中长期储气设施建设目标：到2020年、2025年、2030年、2035年分别具备总储气能力8亿立方米、11亿立方米、20亿立方米、23亿立方米，形成以储气库为主、LNG储备为辅的全国重要储气基地^[9]。

2.3 天然气消费快速增长

四川省的天然气利用市场经过多年培育，形成了稳定的市场格局和持续的发展态势，天然气在一次能源消费结构中的比例达15%。全省21个市(州)183个县(区、市)中已有17个市130个县(区、市)使用管道天然气，仅三州(甘孜、凉山、阿坝)和攀枝花地区尚未使用管道天然气，天然气与四川省产业关联度超过80%。2017年天然气消费量为198.36亿立方米，预计到2020年，四川省天然气消费量达280亿立方米，天然气消费占一次能源消费的比例将达16.19%。其中，居民用气将达75.06亿立方米，占消费总量的26.84%，用气普及率达到92%，逐步实现“气化全川”目标^[10]。

根据四川省《石油天然气发展“十三五”规划》，四川省未来5年天然气发展将呈现以下几种态势：一是上游资源勘探开发提速，总体产能将远大于消费需求。“十三五”期间，四川省天然气产量保持较快增长，到2020年，省内天然气产量预测为450亿立方米，其中中石化产量将达到165亿立方米/年，中石油产量将达到275亿立方米/年。到2020年，全川需求量预测为300亿立方米/年，整体呈现供大于求的态势，买方市场呈现上升趋势，储气调峰、管道外输等方式成为四川省天然气新的供应点。二是四川创建清洁能源示范省，将刺激天然气持续发展。2016年9月，国家能源局批复支持四川省创建国家清洁能源示范省。以此为契机，四川省将大力推进传统制造业企业绿色改造，推动节能环保装备产业发展，加快新能源汽车和新型建筑工业化产品的推广应用并陆续出台相关产业政策，进一步促进天然气产业持续快速发展。三是LNG交通能源领域、储气调峰将成为新的用气增长点。2017年四川省政府出台的《关于加快推进物流园区LNG清洁能源示范项目建设的通知》要求，加强重点物流园区LNG汽车推广应用及加气站建设，加大LNG汽车推广应用力度。目前，全省已建成LNG加气站60余座，正在规划建设遍布全省的LNG加注站网络体系，天然气用量需求将非常巨大。此外，2018年《四川省储气设施建设规划》也指出，建设储气能力应大于实际需求，使其既满足当前需要，又适应未来发展。因此，未来一段时期LNG交通能源领域、储气调峰将成为使用天然气的重要增长点。四是伴随新型城镇化进程加快，城镇燃气需求将保持稳定增长。“十三五”期间，全国城镇化率目标为60%，四川将进一步加快城镇化建设和深化城乡统筹发展。随着新型工业化和新型城镇化的深入推进，城镇人口规模将持续增长，城镇存量用户改善性需求也将不断增加，天然气生活用能的比例将持续增长，气化率稳步提升，预计城镇燃气用气需求将以10%左右的速度保持稳定增长。五是LNG终端建设实现提速，促进车用天然气消费增加。目前四川已建成LNG产能270.06万吨/年，实际利用产能仅85万吨/年，不到建成产能的32%，川内消费8.4万吨/年，不到产能的4%。由于终端站点少、分布不均衡，全省的LNG车辆替代柴油车辆不足1%，导致上游产能过剩、下游产业发展滞后的失衡局面。在2017年7月国家发布的《加快推进天然气利用的意见》中，重点强调实施“交通燃料升级工程”，加快推广重型天然气(LNG)汽车代替柴油重卡，发展内河以天然气为燃料的运输和作业船舶。伴随政府即将出台的LNG产业扶持政策，加快推进LNG终端站的建设，LNG终端市场的发展空间将快速增大。

3 科学构建四川省天然气产供储销体系的几点思路 3.1 构建四川省多气源体系

随着天然气改革的推进，四川省内中石油和中石化已在多点开展互联互通进行天然气串换，但川内大部分区域均为中石油气源，气源互补性严重不足，用气紧张季节气源大量外输导致四川省内断供情况严重。因此，构建完善的输气网络，形成多气源的供气体系迫在眉睫，主动协调中石油、中石化和油气主管部门，加大留川天然气量，确保存量和增量市场发展，提高市场保障能力；同时支持和引导四川省属天然气企业在重庆、上海石油天然气交易中心注册会员，在线上采购中石油、中石化气源，缓解四川省内冬季用气紧张局面。

3.2 构建多元化供应体系

一是加快实现省内管道互联互通。加快四川省省级重点管道——“川渝环状输气管道”的建设，形成一环多支多配网的管网布局，实现中石化在川气源的互联互通，加强中石油、中石化间气源管道与四川省省级管网的互联互通，同时实现有条件的区域管道之间的互联互通，形成完善的气源供应体系。二是大力发展LNG点式供气项目。在无管道地区，特别是在甘孜、凉山、阿坝等较偏僻地区，大力推广LNG供能，减少碳排放；另一方面，针对四川省部分工商企业仍将煤炭、重油作为主要能源的情况，逐步通过LNG点供方式替换该类企业能源供应方式，提高工业清洁能源使用率。三是打通天然气海外供应通道。在“一带一路”沿线国家(如缅甸等)建立LNG码头，用以接收、储存海上来气，通过中缅天然气管道将进口气反输国内，补充四川省内储气库气源，缓解四川省天然气季节性紧张局面。

3.3 构建储气调峰体系

为统筹加快四川省储气调峰设施建设工作，目前四川省省级储气调峰平台公司正在筹建，由其实现四川省储气调峰设施的统一规划和集约建设，行使省级储气调峰职能，提升四川省整体储气和应急调峰能力。建立以地下储气库、地上LNG储罐为主，LNG气化站为辅，天然气管网为支撑的多层次储气调峰体系，所有储气调峰设施通过川内主干管道互联互通，并与国家干网、储气库相连通，逐步创建四川省应急储气调峰体系。远期来看，应利用四川省气源优势、管网优势、调峰优势，将四川省打造成为全国天然气调峰枢纽，不仅省内天然气产供储销达到平衡，而且最终将四川省打造成为全国范围内的基础设施服务交易中心。

3.4 扩大天然气终端消费市场

一是推动LNG绿色交通能源产业建设。四川是全国LNG产能和LNG设备生产大省，利用LNG作为重车、客运车辆、船舶和无管道天然气区域工商业的绿色替代能源优势，将LNG绿色交通能源产业作为我省客货运汽车的主体交通能源培育，努力在四川省构建具有全国性示范引领的绿色交通能源体系。二是提高终端消费市场份额。2018年实施价格并轨后，天然气使用成本优势将进一步凸显，非居民生活用气业务将继续高速发展，特别是工业、商业的业务销售量将会超过居民生活用气的业务量，用户群体将从工业拓展到商业、居民、车用LNG、天然气发电，积极发展工业用户，市场用户将会逐渐多元化。

4 不断完善四川省天然气产供储销体系建设的未来思考 4.1 参与上游气源开发

积极探索、创新勘探开发矿权管理办法，开放勘探开发区块权，四川省政府投资平台参与存量区块的开发合作及新区块竞拍，增强地方气源话语权。协调中石油、中石化两家中央企业，取得更多气源留川指标，以用于优先保障川内用气需求。

4.2 建立多层次储气调峰体系

优先建设中小型区域应急储气调峰基地，满足城镇燃气等不可中断用气需求。以地下储气库作为季节调峰基地，并协调中石化、中石油作为气源方须采取有效措施，保障四川省储气调峰基本量，确保省内储气调峰设施有气可储、有峰可调。

4.3 完善天然气基础设施建设和互联互通

简化优化天然气利用项目手续办理，改部分前置要件审批为后置要件审批，推行并联审批，缩短项目合规建设手续办理和审批周期，加快办理项目核准和建设手续。加快建设规划内管道、LNG加注站等项目，将天然气储气调峰设施、LNG加气(注)站等项目布局纳入全省能源相关发展规划中，并衔接到各市州(区)土地利用、城乡建设等规划上，优先保证储气调峰设施建设用地需求。

4.4 加大天然气在车船领域的推广利用

深化和出台物流园区LNG清洁能源示范项目建设落地具体政策，快速推进交通燃料升级。同时着力推进LNG清洁能源示范项目，推动城市公交、环卫车辆、渣土运输、混凝土运输等车辆清洁能源的示范应用。此外，简化LNG加气站建设审批流程，出台灵活用地保障政策，给予LNG车船经营优惠政策，给予财税扶持政策，对LNG车辆高速公路通行费、过路过桥费用实施优惠等。进一步出台具体的支持LNG车船清洁能源示范项目建设运营政策，快速促进LNG车船清洁能源示范项目建设运营，助推四川清洁能源示范省建设，优化全省LNG产业链，切实减少节能减排，防止大气污染，保护四川的青山绿水，为四川发展创造良好生态保障。

4.5 支持省属企业培育天然气上市平台公司

目前四川省暂无天然气上市公司，而周边临近省市重庆、陕西等均有自己的燃气上市平台公司，如陕西燃气、重庆燃气等。四川省应加快培育自己的天然气上市平台公司，吸引社会各界资金，集中投入到四川省天然气基础设施建设中。利用资本杠杆作用，促进四川省天然气产业快速发展，完善省内天然气基础设施建设。进一步实现省内终端燃气市场规范化管理，结束目前省内终端市场燃气企业分散、供气规模小、供气能力弱、供气管网孤立、市场竞争无序、保障能力不强、安全隐患大的局面，从而保障四川省的用气稳定和安全。

5 结语

对四川而言，促进四川省天然气产业上中下游协调发展，构建供应立足省内、辐射西南、协助全国的四川省天然气产供储销体系具有重大战略意义，这对保证天然气供应来源多样化、输送管网布局完善、储气调峰设施相配套、用气结构合理、运行安全可靠非常重要和紧迫。从现阶段看，加快推进上游增产增供、中游基础设施配套、下游市场建设以及应急保障体系完善等工作，兼顾当前和长远，统筹谋划，整体推进，对确保省内天然气的稳定供应，推动四川省天然气产业的快速、健康、可持续发展具有特别重要的意义。