2017年冬天的天然气保供形势比历年都要严峻。
“那天管道压力真的太恐怖了，降得太低。”河北省一家燃气公司负责人回忆2017年11月21日的情景，那时刚刚是华北地区进入冬季供暖的第一个星期，河北省开始出现用气缺口，并启动了2017年冬季第一轮限气。一周之后，河北省发出天然气供应橙色预警。
正是在这一天，中石油天然气销售北方公司发布的一则通知，向下游用户提示了中亚天然气资源“掉链子”的情况，要求从即日起减量供应。通知称，因为土库曼斯坦康采恩每日减少进气2000万立方米，加上国内油田资源短缺，且LNG接收站已达最大负荷，导致近期天然气资源无增量，为确保安全，从11月21日起压减销售气量，其中北方公司当日压减1000万立方米。
此后土库曼的掉气量有增无减。后经中国政府和中石油在12月中旬后派出多个工作小组奔赴中亚三国协调督促，中亚三国供气量在12月20日之后恢复至约1.1亿立方米/天，达到去年同期的高峰气量，但仍与合同气量有一定差距。
在大气十条“蓝天保卫战”收官之年，华北地区新增居民煤改气推高冬季需求，叠加淡季时的旺盛需求，预支了全年大部分管道进口天然气合同量，中石油在新一轮的中亚天然气价格谈判中陷入被动。
“过去，冬天年年保供紧张，但也没出大事。2017年需求超预期、煤改气层层加码、海外资源短供等各个原因叠加到一起，出现了怨声载道的情况。”一位能源行业资深人士告诉财新记者。“但煤改气的方向还是要推的，华北地区空气变好也是有目共睹。”
中亚气短供危机
土库曼斯坦是中亚天然气的主力气源，这个国土面积不大的中亚国家蕴藏着巨大的天然气储量。进入21世纪后，中俄间旷日持久的天然气谈判因价格分歧僵持不下时，相对低价的中亚气供应协议率先达成。
中亚管道气源主要来自土库曼斯坦的阿姆河天然气公司和国家天然气康采恩、乌兹别克斯坦国家输气公司以及哈萨克国家石油公司。其中，中石油与土库曼斯坦在2007年签订了每年300亿立方米、30年期限的天然气购销协议，气源包括中石油参与作业的阿姆河右岸区块130亿立方米/年、向土库曼斯坦国家天然气康采恩采购的170亿立方米/年，后又签订了100亿立方米/年的增供协议；乌国和哈国的协议供气量分别为100亿立方米/年、50亿-100亿立方米/年。目前，中亚天然气占全国进口天然气比例约为40%。
中亚天然气管道分为并行敷设的ABC三条线，从新疆霍尔果斯口岸入境。其中A、B线起点在土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境的阿姆河右岸，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口入境，与西气东输二线相连；C线起于土乌边境的格达伊姆，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，与西气东输三线相连接。中亚全线输气能力550亿立方米/年。规划中的中亚D线仍未开工，预期在2019年开始建设境外段。除了西气东输沿线地区，中亚进口天然气还在陕西靖边进入陕京管道供应北京、天津和河北地区。
进入2017年10月以来，中亚进口天然气量开始出现拐点，但是因采暖期未到，矛盾尚不突出，直到11月15日华北地区正式供暖之后，资源短板骤现。
海关总署最新公布数据显示，来自土库曼斯坦的天然气进口量从2017年9月开始连续三个月下降，9月至11月月度进口量分别为203.78万吨、171.15万吨、159.21万吨，折合约为28.12亿立方米、23.62亿立方米、21.97亿立方米。
乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦进口管道气方面，11月进口量环比10月略有提升，但整体气量比土库曼斯坦要少，分别为5.73亿立方米和2.68亿立方米。
中亚天然气是中石油管道气的重要来源之一。中石油口径统计，其全国管道系统进气量计划为4.2亿立方米/日，中石油中亚管道冬供期间安排的日计划进气量为1.37亿立方米，占整体管道进气量的32%。
财新记者从中石油天然气业务部门获悉，2017年11月后中亚管道气减量情况持续，每天波动情况不一，甚至出现了日进口量掉到9000万立方米以下的情况。
其中，土库曼康采恩“掉气”情况最为严重。中石油2017年12月中旬的数据显示，土库曼康采恩原计划每日供应7100万方，实际供应3500万立方米；乌兹别克斯坦原计划日供气1600万立方米，实际供应500万立方米左右；哈萨克斯坦较为稳定，按照1500万立方米的日计划供应；土库曼阿姆河项目因中石油与土方签订了勘探开发产品分成合同，有较大话语权，原计划供3400万立方米/天，为了填补康采恩短供量，每天超供了500万立方米，达3900万立方米/天。为保证国内冬季用气，阿姆河还将在2018年1月再投产6口新井，日增产273万立方米，冬供期间高峰产量将达到4000万立方米/日。
中亚天然气大幅短供令中石油始料未及，也难以短时间内安排提升国内产量，华北地区的LNG接收站也已接近满负荷。因此12月中旬以来，中石油派出多名协调人员，分赴土库曼、乌兹别克和哈萨克三国争取气量。
据中石油报道，中石油集团副总经理汪东进受中国政府和中石油集团委托，于12月18日前往乌兹别克斯坦进行工作调研，会见乌兹别克斯坦副总理、乌兹别克斯坦国家油气股份公司董事会主席苏尔坦诺夫。汪东进称，天然气冬季保供涉及民生工程和国家安全，中石油作为供气的主要力量责任重大，目前要敦促乌方优先向中国供气，进口按照合同要求和供气计划提高供气量。苏尔坦诺夫就乌国未按计划供气表示歉意，并保证在最短时间内提高供气量，还向中石油提出了有关技术援助的请求，以提高供气能力。
截至财新记者发稿，经中国政府部门和中石油的协调争取，土库曼康采恩的日进气量已提升至6500万立方米左右，中亚三国进气量已提升至1.1亿立方米/日。虽已达到去年同期的供气峰值，但离协议气量还有差距。
在中亚天然气短供的情况下，中石油的唐山、江苏和大连三座LNG接收站几乎满负荷进气，作为其冬季保供的“救命稻草”，日外输进入管道的气量分别为4200万立方米、4200万立方米和2800万立方米。
中亚天然气为何“掉链子”
近两年入冬后，中亚进口天然气都存在减少供应或在中亚国家国内卸载气量的情况。中石油在2017年4月制定全国管道天然气供应计划时，冬供期全国管道系统的计划进气量约为4.2亿立方米/天，其中中亚天然气安排约1.2亿立方米/天的进气。9月煤改气在华北地区铺开之后，未雨绸缪的中石油曾举行四国协调会，商定中亚供气量在冬季提升至1.3亿立方米/天。
“煤改气的进度和资源没有衔接好是一方面，但是如果中亚天然气能按计划执行，还是能补上新增用气的。”一位中石油天然气相关业务人士表示，每天400万立方米的量，就能满足一个中型城市的基本民用需求。
然而四国协调会上敲定的供应量并未能得到执行，甚至不及此前计划的供应量。按照国际惯例，进口管道天然气供应多签署照付不议合同，期限长达20-30年。所谓照付不议，即出口方须按合同气量供应，进口方如果不能完全接收，也要按最低合同量付款；若供气方没有完成供给，则需按协议对进口商补偿。长协价格按照公式确定，与国际油价挂钩，期间每三年左右根据国际市场情况进行价格复议。
但是2017年在淡季时国内需求已经激增，中亚天然气已经用掉大部分的全年合同气量。此外，一位熟悉天然气行业的人士告诉财新记者，除非有特别的合同条款约定，照付不议一般按照全年供应量执行，不会有季节性的约束，若冬季用气高峰短供、夏季补回，原则上不构成违约。
也有知情人士表示，中亚的供气合同有分月度的最低气量条款，若不能达成，也会形成违约。然而罚则的弹性较大，尤其中石油是国企，合同背后又有政府间协议，出现纠纷时以“友好协商”作为大前提，即便要提起商务仲裁，还要照顾各方外交关系。
思亚能源咨询执行总裁李遥分析认为，中亚管道气在2017年4月形成了一个不同寻常的供气高峰，当月气量一度超过了1.1亿立方米/天。主要由两方面因素推动：一是工业和发电用气需求上涨显著，二是2017年增供合同量从4月开始渐增，中方有提货压力。“合同在推，需求在拉，导致2017年淡季不淡，前十个月的合同量执行得比较充分。”
根据思亚能源测算，2016年土库曼斯坦方面实际供气298亿立方米，2017年1-10月已经完成供应290亿立方米，按11-12月实际日供气量（7000万立方米）估测，全年335亿立方米，比去年多了35亿-37亿立方米，而合同渐增量为40亿立方米。另外，照付不议是按90%的义务量执行，实际短供不算多。乌兹别克斯坦方面，1-4月已发生过未向中国供气的情况，主要是因为其国内冬季天然气供应不足，减少出口量。
土库曼斯坦目前的天然气出口基本流向中国，但有中石油人士担心，欧洲开始对气源作多元化调整，已开始有欧洲国家与土方进行长协谈判，未来可能会通过俄气管道进入欧洲市场。
也有市场观点认为这是中亚国家的谈判策略。据财新记者多方了解，自此轮油价下跌且进入价格复议窗口期之后，中亚天然气新的价格谈判进展颇为不顺，中亚D线供气价格亦在商谈之中，新合同的价格也会对此前合同的价格复议产生影响。
当前的供应形势致使中石油陷入谈判被动。“这次价格复议窗口因双方价格没谈拢，一直拖着。”一名中石油集团海外业务人士称，“国际油价下来之后，仍在执行的价格体系对中方不利，加上现在保供形势紧张，不太好谈。”另外，即便是中石油参与作业的阿姆河区块，近年来因国际油价下跌、经济增长和国内天然气需求疲软的大环境，没有扩大产能、建设增压设施的积极性，造成了一定程度的投资不足。
需求超常规增长的一年
在“大气十条”第一阶段收官之年，改善大气质量的硬约束使得天然气需求超常规增长。除了居民煤改气的替代，工业和发电领域在压减煤炭后也推高了天然气需求。2016年，国内天然气消费增速仅为6.6%，在接连两年个位数增长后，2017年1-10月，全国天然气消费同比增加18.7%，若冬季不限气，11-12月的增速更是会超过20%。
国家能源局人士统计，从供给侧看，2017年国内天然气产量预计增长超过8%，进口增长可能达28%，即新增310亿立方米的供应量，但仍然满足不了超过20%的强劲需求增长——需求增量将多达410亿立方米。
李遥表示，2017年前三季度的LNG进口同比增长了43%，不仅管道气和LNG的长协执行力度比以前大幅度改善，夏天还没到就开始大幅采购LNG现货。反观2015-2016年，淡季时长协的最低照付不议的气量都消化不了，需要在国际市场上转卖。从需求端看，往年的深U型季节性需求曲线也发生了改变，如去年的峰谷差高达66亿立方米，2017年因为1月暖冬和春夏需求旺盛，使得9月前的曲线是拉平的。
清华大学研究生院院长、热能工程系教授姚强表示，目前天然气紧张局面，是需求侧超预期增长和供给侧始料未及的减少造成的。分行业来看，2017年近19%的天然气需求量同比增幅中，城市燃气增长10.1%，工业增长22.7%，发电增长27.5%，化工增长18.2%。
夏季“淡季不淡”的原因，绝大多数的新增量是工业用户压煤造成的。而且因为2017年是大气十条“收官之年”，前四年没动力压减的工业用煤，集中在一年内施压。以某华北省份为例，2013年定下的压煤总量2700万吨，有2500万吨的量是在2017年内压完。
财新记者在石家庄高邑县采访获悉，2017年4月高邑县25家陶瓷企业被环保督察组批评整改后，县内所有陶瓷企业立即进行气代煤改造，6月全部改造完毕，气量充足的时候陶瓷企业新增用气量合计超过50万立方米/日。
姚强预计，“2+26”城市集中供暖改气和农村煤改气，加上集中供暖锅炉改气，预计华北煤改气采暖季将新增天然气需求量为50亿立方米左右，平摊到供暖季120天，日均需求增量4200万立方米。而12月全国日均用气量为8亿立方米，较去年同期增长20%左右，也就是日均需求增加1.3亿立方米。按此计算，华北煤改气带来的日均需求增量仅占全国日均需求增量的30%左右。姚强说“2017年天然气需求量的增加是全方位的，工业、发电、化工和民用全面增加。”
气从何来？
近十几年，国内天然气市场的驱动因素发生了逆转。21世纪后，中国天然气市场刚刚起步，西气东输大动脉投运、中亚天然气进入中国、中海油率先在广东建设接收站进口海外LNG，供给侧推动需求侧发展，中石油、中海油“到处找客户”。十年过去，市场逐渐形成，又在环保压力下激增了替代煤炭的天然气需求。
气荒
为了不被上游气源“卡脖子”，国内的天然气供应商需要拓宽多元化的进口来源。但实际情况出乎预想：除了中亚天然气掉链子，原定于2017年投产的中石化天津LNG因为“最后一公里”的通航条件不能达成，又减少了一部分供应华北地区的气量；已经在11月具备投产条件的陕京四线，因上游接驳的中亚气源短供，遭遇无气可输的窘境。
未来气源增量在哪里？行业普遍认为，国内气田的资源挖潜无法满足市场发展，规模增量还是要靠进口。已经有时间表的进口管道气，主要来自将于2019年底投产的中俄东线和尚未开工的中亚D线，其中前者计划年输量为380亿立方米。计划输量120亿立方米/年的中缅天然气管道，目前年输量仅为50亿立方米左右，且因输量少导致分摊的管输费较高；中俄西线仍处在早期规划阶段，因为有中亚天然气对标，价格比较难谈。
因此，更为灵活且更接近终端市场的沿海LNG接收站将是一个优先选择。海关数据显示，2017年下半年以来，LNG的进口量已经超过管道气进口量，1-11月，LNG进口总量达3313万吨，同比增加48.4%；管道气1-11月累计进口2757万吨，同比增7.5%。
前述资深能源行业人士认为，通过东南沿海LNG接收站进口天然气，比中亚D线和中俄东线有更好的经济性，毕竟运输距离无法逾越。他举例称，在市场充裕时，进口LNG现货的价格能达到5-7美元/百万英热单位（mmbtu），折合1.5元/立方米左右，加上气化成本不到2元/立方米。而中亚管道气在新疆边境的到岸价是1.5元/立方米左右，长距离管输费还要有超过0.8元/立方米的加价。
李遥认为，夏季高峰应尽量由现货LNG采购来满足，且夏天淡季时价格便宜；冬高峰尽量由国内产量、管道进口长协和LNG长协满足，把长协往冬天推。
目前国内LNG接收站的接受能力约为5800万吨，2017年新投产了中海油粤东和广汇启东两个LNG接收站，2018年预计中石化天津、深圳华安、新奥舟山三个接收站有望先后投产。
除了拓宽海外来源，冬季保供期间还要发挥国内南北地区资源串换能力。中海油气电集团财务总监金淑萍表示，天然气紧张的情况下，都在考虑建接收站和储气库，但根据中海油经验，一个接收站从选址、可研、报批、建成投产，短则五年，长则八年，短期看，在现有接收站基础上扩建或增建储罐也是解决方式。
“2020年是没有问题的，但是2018年保供怎么办？”金淑萍认为，最大限度的实现管网互联互通、释放现有产能，是最有效的办法。中海油通过和中石油、中石化的联保联供，目前串换的资源量超过1600万立方米/天，以后有望达到2000万立方米以上。
价格机制仍待理顺
每到采暖季天然气供应紧张的时候，储气设施投资不足、天然气价双轨制的问题频频被提及。
根据西方国家的经验，储气库库存占天然气消费量10%以上较为合理，而目前国内仅为3%左右。国内仅有中石油具备大型储气库能力，系统内储气库2017年安排采气计划63亿立方米，其中大港储气库最大，可采气总量为18.1亿立方米，华北储气库可采气量3.2亿立方米，华北地区之外，较大规模的储气库只有新疆呼图壁14.2亿立方米、四川相国寺12.8亿立方米。
由于冬夏用气峰谷差较大，储气库是重要的调峰设施。在用气淡季低价进气、用气高峰高价卖气是储气库的主要商业模式，但当前国内管道天然气价格定价执行门站、用气终端多级政府定价，只有少部分液化天然气和非常规天然气放开市场价格。储气库作为管道的配套设施，不具备低买高卖的操作基础。此外，由于储气库的运营费用未从管输费用中分离，没有单独核算收益率，导致国家能源局从2014年就开始呼吁建设的大型储气库，也迟迟未见落实。
除了缺乏商业模式，地质条件也是制约大型储气库的因素。行业共识是，储气库最好是利用开发到中后期的气田，或者岩穴构造，华北地区缺乏新增储气库的条件。
天然气从长输管道到省市级管道供应，需要多级协调。在当前资源紧张的情况下，“三桶油”基本上能保总量，城市终端的日调峰很难保证，这需要城市燃气公司自身具备日调峰能力，建设城市应急调峰储罐。但目前投资非常滞后。以北京为例，只有一个容量为900万立方米（气态）的应急储罐。
在2017年5月出台的油气体制改革方案中，要求各环节明确储备调峰责任与义务，提出由供气企业和管道企业承担季节调峰责任和应急责任，地方政府负责协调落实日调峰责任主体，鼓励供气企业、管道企业、城市燃气公司和大用户在天然气购销合同中协商约定日调峰供气责任。
此次“气荒”也再次反映了居民和非居民气价“双轨制”的弊端。由于非居民气价高于居民气价，具有区域特许经营权的城市燃气公司作为终端用户之前“独买独卖”的分销商，在天然气紧张的时候，有把居民用气量挪用给非居民用户的天然动机。而上游的天然气销售企业，是按照居民和非居民用气指标，以不同的价格卖给城市燃气公司。
上述政府人士表示，居民和非居民气价并轨尚未提上日程。“过去气量少，没有并轨，现在用气多，并轨的难度更大了。”
成本方面，居民和非居民气价也存在倒挂情况。居民用户特别是农村，到户基础设施和供气量分散，且居民用气峰谷差更大，基本只在冬季使用，峰谷差甚至超过201，与工业用户的规模用气相比，单位供气成本更高，而目前的居民气价不能反映真实成本。
上述政府人士认为，“双轨制”下的商业模式不可持续，考虑到不同居民用户的经济承受能力，应该把“双轨制”的暗补改为明补，将各环节的成本显性化，体现在气价当中，再通过财政手段转移支付，政府、上游供气企业、城市燃气企业与居民共同分担。