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1中国天然气市场发展现状及面临的挑战
1.1 天然气需求增速大幅放缓
2000－2013年，中国经历了天然气市场发展的黄金时代，全国天然气消费量从245亿立方米增至1705亿立方米，年均增速高达16.1%。当时的需求增长主要是供应驱动和价格驱动。2014年以来，受经济放缓、气价走高、冬季偏暖、替代能源快速发展等多种因素影响，中国天然气需求增速急剧下降，2014年大幅下降到8.6%，表观消费量为1845亿立方米；2015年进一步降至4%以内，表观消费量估计不到1920亿立方米（见图1）。
1.2 资源供应出现过剩
按照几年前两位数的需求增长预期，中国准备了过多的天然气供应。国家发改委2012年印发的《天然气发展“十二五”规划》预测，2015年中国天然气需求为2300亿立方米；国家发改委等三部委发布的《能源行业加强大气污染防治工作方案》要求2015年中国天然气供应能力达到2500亿立方米。由于需求增速放缓，中国天然气市场出现供应过剩的苗头。
2015年，中国三大石油公司均出现了不同程度的上游限产、长期贸易进口减量的情况，甚至开始将其在国际市场上采购的长期贸易资源在市场上低价转售。中国石油一直是国内天然气和进口气的主要供应者，2015年长庆、塔里木等几大上游气田均出现不同程度的限产，LNG接收站按照最低输量安排计划，严格控制现货进口。中国石化则在夏季关闭了普光气田20多口气井，日外输量1000万立方米，仅为年初的一半。进口气方面，中国石化于2014年在国际市场转售了巴布亚新几内亚（PNG）的LNG长期贸易资源；对于澳大利亚太平洋（AP）的LNG长期贸易资源，目前也已经征得合作方同意继续低价转售。中国海油于2015年初决定搁置安徽的页岩气项目，10－12月共转售澳大利亚昆士兰柯蒂斯（QC）LNG项目3船LNG现货。
1.3 进口长期贸易天然气面临照付不议的压力
2015年，中国LNG进口量大幅下降，1－10月仅为1592万吨，较全年合同量少570万吨。考虑到供应能力分别为120亿立方米/年、250亿立方米/年的中缅管道和中亚C线投产，加之三大石油公司正进入执行窗口期的合计300亿立方米/年（2400万吨/年）的长期贸易LNG进口合同，以及国内上游项目进展，未来5年内中国天然气市场供应量充足，“十三五”期间每年至少需要150亿立方米的市场增量才能保证消化过剩资源。
1.4 价格竞争力明显不足
2013年7月至2015年10月，随着中国天然气价格改革三步走的落实，天然气城市门站价格平均上涨36%。同期，布伦特原油现货价格从108美元/桶降至48美元/桶，降幅超过55%；秦皇岛港动力末煤（Q5500）平仓价格由575元/吨降至383元/吨，降幅为33%。按单位热值价格计算，2015年11月初中国天然气价格已经基本与燃料油和LPG价格持平，是煤炭价格的3倍以上。燃煤机组的电力成本不断下降，燃气机组的成本却在上升，挫伤了天然气发电的积极性。
1.5 新价格将助推需求快速增长，但可能引发新问题
自2015年11月20日起，中国非居民用气最高门站价格下调0.7元/立方米，降幅接近25%，回到2011年的价格水平。这将有助于提升天然气的价格竞争力，促进中国天然气需求恢复增长，缓解日趋严重的资源过剩问题。
但是，气价下调可能引发三个新问题：一是抑制非常规气的生产。页岩气、煤层气、煤制气的平均生产供应成本相对较高，尽管不受政府最高门站价管制，但在资源过剩的背景下，即便有政府补贴也很难与常规气同台竞争。本次价改后非常规气将面临更加严峻的生存压力，规划的产能建设项目将被大面积推迟甚至取消，相关技术、材料、装备的研发和制造也会受到影响，进而抑制产业的远期发展。二是抑制天然气进口的积极性。国内气价下调重新导致进口气价与国内门站价的倒挂。按照2.18元/立方米的上海市非居民用气最高门站价格测算，考虑增值税和气化管输费等因素，进口LNG价格的盈亏平衡点将降至7.5美元/百万英热单位以下。三是下游用户难以直接享受降价的好处。尽管门站价格下调了，但是省级天然气管网、城市管网的终端销售价未必能及时调整到位，这可能导致中间配气环节截留利益，影响价改预期效果的实现。
1.6 居民与工商业气价倒挂，违背市场规律
居民生活用气规模小，不同时段和季节波动大，因此在所有的用户中供气成本最高；而工业用气规模大、需求稳定，单位供气成本明显偏低。因此，发达国家居民生活用气价格一般是工业/发电用气的2倍甚至更高。中国则恰恰相反。以北京市为例，目前居民用气零售价格为2.28元/立方米，低于2.78元/立方米的非居民用气门站价格，工业用气价格则高达3.78元/立方米，发电用气价格也达到3.22元/立方米。能源价格的交叉补贴不仅扰乱了正常的市场秩序，让工商业天然气用户背负了本不属于自己的巨大包袱，还容易滋生利益输送等腐败问题。
1.7 储运设施发展滞后
截至2014年底，中国输气管道长度约为6.5万千米，配气管道长40万千米。几乎同等国土面积的美国输气管道长度接近50万千米，配气管道长度超过200万千米，分别是中国的7.7倍和5.4倍，中国仅相当于其上世纪50年代的水平。截至2014年底，中国已建成储气库（群）11座，调峰能力为42.9亿立方米，仅占2014年全国天然气消费量的2.4%，远低于10%以上的世界平均水平。储运设施发展滞后极大地限制了中国冬季供气的安全性，影响了天然气市场的健康发展。
2中国天然气市场发展机遇与前景
2.1 中国天然气市场空间十分巨大
2014年，中国人均天然气消费量为135亿立方米，天然气占一次能源消费总量的比重约为6.0%；全球平均水平分别为467立方米/人和23.7%。对照发达国家天然气市场发展规律，当前中国天然气市场尚处于早期阶段，未来仍有较大的发展潜力。按照目前世界人均天然气消费水平估算，中国14亿人口至少能创造超过6500亿立方米的市场空间。
长期来看，经济因素是决定天然气需求能否增长的根本因素；短期来看，气价下调可能会提高潜在需求用户的用气意愿和支付能力。尽管挑战重重，但未来中国天然气市场仍具有较大的增长潜力。在基准情景下，预计2020年中国天然气需求接近3000亿立方米，2030年将超过4500亿立方米，其间需求增速为9%；若政策得当，天然气需求在2020年有望达到3300亿立方米，2030年达到5000亿立方米以上，需求增速再度恢复两位数，达到11%～12%。
2.2 大气污染防治与应对气候变化提供了历史机遇
作为全球最大的能源、煤炭消费国和主要的碳排放大国，中国已多次向国际社会作出了碳减排的庄严承诺。2015年11月19日，国家发改委发布了《中国应对气候变化的政策与行动2015年度报告》；11月30日，习近平主席赴法国巴黎出席第21届联合国气候变化大会开幕活动并发言，向国际社会传递了中国参与国际气候治理、坚持低碳发展的决心和诚意。中国承诺，2030年单位国内生产总值CO2排放量比2005年下降60%～65%。这不仅会带动中国非化石能源的发展，在政策到位的情况下，也将极大地带动天然气消费的增长。
2.3 天然气的发展空间在于替代煤炭
天然气作为一种新兴的化石能源品种在中国发展历史较短，且没有自己的市场，自始至终是通过替代其他类型能源实现自身发展的，替代的能源品种有汽油、甲醇、燃料油、煤炭、液化石油气、电能、柴油。从目前的情况看，替代煤炭潜力最大且最为现实。
从国外的经验看，气代煤先从工业燃料和化工转化领域开始，最后推向发电领域。因此，目前发达国家“硕果仅存”的煤炭消费主要集中在发电领域，发电用煤在美国占90%，在德国占80%，在韩国占60%（另有28%用于炼焦），在日本占53%（另有32%用于炼焦）。中国的气代煤替代路径也应如此。目前，中国用于发电的煤炭消费只占46%，另外50%左右用于供热、化工转化、工业燃料等领域。如果这50%左右用于供热、工业燃料等的煤炭能够被新能源和天然气分别均等替代，那么煤炭消费占一次能源的比例将由当前的66%下降到33%左右，天然气占比则相应增加15%左右，达到20%以上，与国际平均水平看齐。
未来中国天然气替代煤炭市场空间巨大，预计“十三五”期间气代煤需求量为1126亿立方米。其中工业替代需求最大，占47%；发电替代需求占37%；供热替代需求占16%。从地域分布上来看，气代煤市场主要集中于东部沿海地区的京津冀鲁、长三角、珠三角区域，因为这些地区既是煤炭消费密集地区，又面临较大的环保压力，经济承受能力相对较强，是减少煤炭使用的重点地区。特别是燃煤电厂集中地区减排压力较大，单位面积污染物排放强度是全国平均水平的5倍左右，为天然气市场的发展提供了广阔空间。
3相关政策建议
3.1 深化市场改革
近两年来，为推进天然气市场化改革，中国政府密集出台了多项配套政策，包括开放天然气基础设施、成立并运行上海石油天然气交易中心、天然气价格改革、新疆常规油气田向社会资本开放招标等。但与国外先进国家相比，中国天然气市场在价格管理机制、市场开放度、天然气的竞争性等方面还有很长的路要走。
因此，建议首先要完善天然气价格机制，解决居民与工业用气价格倒挂、交叉补贴等问题，缩短调价周期，完善石油天然气交易中心建设；其次加快电力市场改革，建立电价和热价与气价的传导机制，完善调峰发电价格机制；此外，还要优化管网体制，加强市场监管，减少中间环节，放开大用户直购，推动热值计量计价等。
3.2 加大环保力度
高效清洁的天然气是中国优化能源结构、实现能源革命的必然选择。目前国内外天然气市场供应宽松，与中亚资源国的天然气合作顺利推进等，为中国大力发展以气代煤提供了有利时机和资源保障。
因此，政府应制定更加严格的环保政策并落实到位，以政策引导能源消费结构的转变；积极倡导天然气替代煤炭的发展路线，加快燃煤设施天然气替代步伐，并将其从沿海向内陆城市推广，在大中城市设立“无燃煤区”；研究征收碳税或环境税，以体现不同能源的生态补偿成本。
3.3 促进产业发展
天然气产业的快速发展，需要国家相关政策的支持，特别是在行业技术创新与管理创新方面。建议国家鼓励天然气、电力企业加强合作，纵向一体化发展；加强燃气轮机技术研发，努力降低设备购置和养护成本；对天然气储运设施建设给予投融资和税费减免等政策支持；做好煤炭行业升级疏导，给予资源性城市特殊支持政策。
