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刚刚过去的一周，天然气无疑成为能源舞台上无可争辩的主角。
来自国家发展改革委公布的数据显示，4月份天然气消费量为127亿立方米，下降5.9%；天然气产量同比下降2%；天然气进口量同比下降20.3%。这也是今年以来天然气消费首次出现月度负增长。有专家直呼，天然气消费的“拐点”来了吗？
对此，中国石油大学刘毅军教授坦言，受到国际油价长期处于低位和中国经济增速放缓等多方面因素影响，国内天然气市场有可能从“气荒”(天然气供应不足)转向“荒气”(天然气需求不足)，天然气开采速度放缓，在供需格局发生变化的背景下，夏季出现“荒气”的可能性较大。
6月4日，国家能源局对外发布《保障天然气稳定供应驻点京津冀专项监管报告》(以下简称《报告》)，为天然气保供“对症下药”。《报告》认为，总体上看，京津冀地区今冬天然气供应基本能够保障。但与此同时，监管发现采暖季供气紧张、调峰能力不足等问题，并建议进一步理顺天然气价格机制。
今年供暖季天然气需求压力大
数据显示，京津冀地区现有天然气用户约1276万户，主要包括居民用户、燃气电厂及其他工业用户等。2014年京津冀地区天然气用气量约为201.5亿立方米，同比增长9.2%。国家能源局调查显示，2014年前三季度，京津冀地区天然气消费增速远低于预期，但进入采暖季后，供应缺口明显增加，资源平衡较为紧张。
《报告》指出，各地在采取错峰用气、压减工业用气等措施基础上，分别制定了采购LNG计划。总体上看，基本能够保障今冬天然气供应。
但与此同时，《报告》认为，京津冀地区天然气供应总体呈现非采暖季供应充足、采暖季供应紧张的特点。特别是北京市2015年计划关停全部燃煤电厂，将导致天然气需求峰谷差进一步加大。北京市现有管网设施的天然气接收(下载)能力已接近极限，同时在气源落实方面也存在一定的不确定性。综合考虑天然气供需两方面因素，北京市2015年~2016年供暖季天然气供应将面临较大压力。
《报告》披露，京津冀地区天然气供应存在几方面问题。
首先是储气设施建设滞后，调峰能力不足。目前北京市最大峰谷差已达101，石家庄市最大峰谷差也达71，急需利用储气设施进行调峰。目前京津冀地区主要靠天津大港和华北永清地下储气库调峰，但该储气库调峰能力只有23亿立方米，无法满足京津冀地区冬季高峰时期调峰需求。
其次，“煤改气”的实施，加大了京津冀地区天然气的需求量。据记者了解，北京市2014年完成6595蒸吨规模的锅炉“煤改气”，采暖季增量气约4亿方，已纳入采暖季供气量进行统一平衡。天津市在过去三年中累计完成95座燃煤锅炉“煤改气”，2014年新增“煤改气”用气2.7亿立方米，已纳入天然气供需平衡计划。
随着新建燃气电厂陆续投入使用以及锅炉“煤改气”项目相继投产，京津冀地区用气结构随之发生改变，民生用气比例大幅增加，工业用气比例不断下降，天然气需求峰谷差进一步加大，可压缩工业用气调峰空间缩小。
《报告》指出，由于市场管理和运作体系尚不完善，冬季气量确认工作还存在一些问题；部分燃气企业对天然气突发事件应急管理工作不够重视。
国家能源局提出，要加快天然气储备体系建设，增加调峰能力；规范开展“煤改气”项目气源落实工作；加强应急管理，提高天然气突发事件时的保障供应能力。
天然气消费终端环节将推季节性差价
天然气的发展离不开政策机制的保障。《报告》提出，进一步理顺天然气价格机制，在终端消费环节推行季节性差价、可中断气价等差别性气价政策，天然气价格改革又有了新进展。业内认为，目前上游天然气价格基本实现市场化，天然气整体价格能否理顺，关键看下一步终端天然气价格改革，季节性差价、可中断气价等差别性气价政策是终端天然气市场化的重要手段。
《报告》明确，目前天然气价格实行分级管理，门站价格由国家管理，销售价格由地方政府管理，多数地方没有建立上下游价格联动机制，上游门站价格调整后下游销售价格存在疏导不及时现象，城镇燃气企业经营压力大。尚未系统建立起天然气季节性差价、可中断价格等差别价格政策，价格杠杆作用不能充分发挥。
据了解，2013年7月，我国实施了天然气价格调整方案，各省门站价格按照存量气和增量气分别定价。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，经过三步走改革，目前我国上游天然气价格基本实现市场化，已具备与国际天然气价格联动的条件。天然气整体价格能否理顺，关键看下一步终端天然气价格改革，季节性差价、可中断气价等差别性气价政策是终端天然气市场化的重要手段。
“目前我国用气季节性差距很大，冬季高峰时往往供不应求，夏季谷底时又出现很多资源浪费。通过季节性差价，可以有效发挥气价的杠杆作用，抑制高峰时期用气的快速增长，提高低谷时候的用气量，从而提高管网和整个社会的效益。”林伯强说。
一位专家透露，终端天然气价格涉及众多企业和消费者，改革的难度将比较大。目前天然气需求放缓，国际价格也比较低，正是推进价格改革的好时机，因此应该加快推进终端价格改革。在林伯强看来，目前天然气价格格局已经初显，将来居民用气采取阶梯价格，保障绝大多数居民不因天然气价格改革而增加成本。而企业用气完全市场化，采取季节性差价、可中断气价等差别性气价政策，至此天然气价格完全理顺。
在未来能源供应中仍被寄予厚望
尽管2014年我国天然气消费增速结束了连续十几年两位数增长历史，增速大幅回落至8.6%，创十年来新低，十年“气荒”已渐行渐远；尽管发展过程中压力重重，但在煤炭消费占一次能源消费比重不断下降的总体要求下，天然气作为较为清洁高效的化石能源，在未来能源供应中仍被寄予厚望。
《天然气发展“十二五”规划》提出，2015年天然气消费量要达到2300亿立方米。《国家应对气候变化规划(2014-2020年)》进一步要求，2020年，天然气消费量在一次能源消费中的比重达到10%以上，利用量达到3600亿立方米。
中国石油经济技术研究院副院长钱兴坤算了这样一笔账，2020年天然气消费量要达到3600亿立方米，意味着未来5年年均需求增量不能低于300亿立方米；而2000年~2014年我国天然气消费量从245亿立方米增至1800亿立方米，年均增量仅为110亿立方米，即便在增量最大的2011年也仅为230亿立方米。因此，若“十三五”期间没有强有力的政策支持，2020年全国天然气需求连3000亿立方米都很难实现。可见，实际情况并非如预期般乐观。
面对天然气市场面临的挑战，以及上下游相关企业对未来发展方向的迷茫，钱兴坤指出，国家应明确新时期天然气在我国能源战略中的定位，即天然气发电。
国外经验表明，天然气市场发展进入稳定期以后，发电将成为促进天然气需求增长的主要动力。我国的情况是，截至2014年年底，燃气发电装机容量5567万千瓦，仅占全国发电装机总量的4%，远低于燃煤发电62%的装机比重，也远低于美国(40%)、英国(36%)、日本(28%)、韩国(21%)等主要国家天然气发电装机水平。有关机构预测2020年我国发电装机总需求在20亿千瓦左右，“十三五”期间新增约6.5亿千瓦。可见，我国燃气发电还有很大增长空间。
在中国石油天然气规划总院院长王功礼的眼里，城市燃气和工业燃料也是天然气需求主要增长点，占比基本稳定。其中，工业燃料“气代煤”主要方向应该是零散燃煤锅炉。天然气汽车在城市公交领域不是主要发展方向，但天然气代柴油，以及船舶油改气具备经济竞争优势，是将来天然气发展新方向。
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