去冬今春，高压环保与强力控煤政策下“煤改气”疾进，城市、工业、发电等主要天然气消费量均大幅提升，而地下储气库、LNG接收站等调峰储气设施与能力不足，上游供气也出现意外不足，尤其是中亚管道气进口量大幅下降及部分气源未能及时投用，使得全国多地出现“气荒”。

     进入10月，北方天气转冷，我国天然气消费高峰即将到来，“气荒”会不会重来？社会各界对此颇为关注，本刊以此为主题，邀请中国石化天然气分公司副总经理谢丹、国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源政策研究室主任洪涛、生态环境部环境与经济政策研究中心气候变化政策研究部副主任冯相昭、国家发改委价格监测中心高级经济师刘满平、世创咨询公司首席研究员杨建红、北燃集团研究院副院长白俊、中国石油经济技术研究院天然气市场所高级经济师徐博、山东奇威特集团市场总监张宇峰、新奥能源总裁助理孙伟鸿、汇能煤电集团总经理助理安金胜、中化集团经济技术研究中心高级经济师王海滨对今冬明春我国天然气供需形势把脉问诊。 

“气荒”这一概念并无公认的内涵，专家认为应准确界定一下。严格说来，去冬今春出现的用气紧张，不应该称“气荒”，因为天然气供应本身就有其特殊性，特别是冬季供气，由于天然气使用受环境温度影响很大，冬季用气有一个巨大的增长量，天然气不易储存，保证冬季用气就难免不“慌”。白俊提出首先要厘清气荒的两种含义。大众熟知的气荒是指体现在居民、学校、医院等和民生直接相关的终端领域供应不足，造成了生活困扰和困难，仅仅在这个层面上的气荒和市场整体上的气荒是有差别的，因为居民和公共事业在天然气消费中的占比小，只是因为价格机制原因导致天然气配置难以从非居民领域向居民领域流动，放大了短缺的公众印象。其实只要价格机制到位，这种气荒是完全不会存在的，天然气资源满足民生领域绰绰有余。另一种气荒是市场整体上的、全面的严重供不应求，季节性的、短期的、不严重的供不应求不算是气荒，这种不平衡应该通过价格机制予以调节。杨建红认为判定是否是真正的气荒应有量和时间的概念，天然气供应紧张持续时间一定要7天以上，而且要占日消费量的7%以上才是真正的气荒。因此，去冬今春爆发的“气荒”并不是真正的气荒，而是天然气市场局部供应偏紧或失衡。

尽管不是真正的气荒，但还是有必要认真探究原因，以便未雨绸缪，避免今冬明春再次发生“气荒”。在谈到去冬今春我国为何会发生“气荒”，专家普遍认为原因是在天然气供应商积极开拓市场和“煤改气”工程大力推动双重因素驱动下，天然气市场需求大增，而天然气供应商对市场需求增长判断不足，准备不充分，当突发供应失衡时，由于基础设施的制约，供应商主体间协调不畅，不能短时间解决失衡问题，从而造成“气荒”。

洪涛认为，首先，需要明确“气荒”的性质。“气荒”的本质是能源安全问题在天然气领域的反映，即天然气产供销的协同及能力难以满足需求带来的供需失衡。尽管全国整体天然气供应较为充分，但是不能解决时空差异（北方地区冬季）条件下结构性、刚需性（冬季民生采暖）的天然气消费需求。全年全国总体平衡并不能解决重点地区短期供需失衡的问题，当前的平衡不是全国全年的问题，重点是保冬季华北平衡而牺牲了其他地区的平衡的问题。其次，“气荒”反映在消费侧，表现为部分地区和行业出现停限气，这还是在部分工业错峰生产停减供的条件下。在供给侧，原因则是多方面的，产供销储各环节都有影响中亚管道气意外减量或断供，气源与风险同时被输气管等基础设施“锁定”；此外还有储气调节能力不足，消费侧价格调节机制缺失等客观原因。

洪涛分享了对去年“气荒”的几个认识：一是短期（一两年）内完全通过市场根本无法完成保供，在供给驱动、供不应求情形下，保供依然不能离开行政手段或央企社会责任；二是市场化液化天然气价格飙涨的功大于过，液化天然气价格飙涨客观反映了供需缺口的严重程度，有利于引导储运等环节投资；三是从能源安全的视角，价格是“荒”致“慌”的重要原因，除了足量、持续以外，可承受也是能源安全的重要指标，除了终端用户（工业、居民）等的价格可承受外，也要考虑城燃等保供参与者的财务可持续，市县级的燃气价格机制亟待改革，重点是调峰气价的形成与传导机制。

冯相昭指出去年发生“气荒”的原因是多方面的：首先，国内天然气供需原本就是紧平衡状态。其次，从供给端看，一是海外气源未按预期增加；二是国内天然气的勘探投入力度相对不足；三是天然气调配和应急机制不健全。最后，从消费端看，工业增长明显高于民用，煤改气超预期增长。其中民用“煤改气”方面，京津冀及周边地区“2+26”城市原计划改造300万燃煤用户，但实际超过550万户。天然气价格形成新机制对民用“煤改气”工程的负面影响不容小觑。竞价模式下所有场次全部交易均是在基准价上浮20%的最高价成交。管道气最终成交价格的疯涨说明不完善的竞价模式放大了天然气供需不平衡的状态，背离了发现天然气公允市场价格的初衷。尽管交易量不多，但不得不承认这种竞价模式传递的天然气价格将持续高涨的信号，在一定程度上加剧了全社会对“气荒”的恐慌，影响了北方“煤改气”冬季清洁取暖工程的推进。

徐博则把“气荒”直接归因于“煤改气”。他认为，2017年煤改气在各地尤其是重点地区和重点城市（2＋26）进展很快，全国大气环境质量明显改善。但不可否认的是，去冬今春华北、华东地区取暖季“气荒”主要由“煤改气”导致。2017年我国散煤替代量6500万吨，需要天然气增量近200亿立方米，而全年天然气消费增量也就345亿立方米。“煤改气”过快增长的原因有三：一是简单地认为烧煤改为烧气就是能源革命，导致行动上急于求成。二是“煤改气”指标约束力不强，相关部门协同不力。三是“煤改气”行动在城镇尤其是农村狂飙式推进。

刘满平认为“气荒”发生的因素包括上游供给不足，下游超预期增长，中游不够发达，以及政策性问题。他着重指出，价格政策、环保政策之间不协调。而价格和环保政策恰恰是促进天然气发展的两个最重要因素。价格机制调整导致天然气需求增长，同时环保政策导致天然气超预期增长。

王海滨把“气荒”发生的原因总结为两方面：一方面，2017年底是《大气污染防治行动计划》考核治污成效的时间，“煤改气”疾风骤雨式地推进，导致天然气需求大增。2013年9月，国务院颁布《大气污染防治行动计划》，其中规定到2017年，全国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上，优良天数逐年提高；京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物浓度分别下降25%、20%、15%左右，其中北京市细颗粒物年均浓度控制在60微克/立方米左右。在2017年底考核“大限”来临时，各地方政府突击推进空气污染治理工作，包括以超常规的速度推进“煤改气”，导致天然气需求快速上升。另一方面，因多种自然的和人为的原因，国内天然气供应受阻，包括中亚管道天然气供应不足，液化天然气进口受阻，结果导致阶段性的天然气供需关系紧张。

专家在分析“气荒”的原因时，都提到“煤改气”，这与社会各界普遍认为“煤改气”引发需求突涨从而导致市场供应严重不足的观点颇为契合。但“煤改气”是否是导致“气荒”的主要原因，对天然气需求的拉动作用究竟有多大？专家观点不尽相同。

徐博认同“煤改气”引发需求突涨从而导致市场供应严重不足的观点。他指出，2018年，我国计划将完成“煤改气”“电改气”居民用户400万。按照“中国散煤治理调研报告2018”估计，其中居民“煤改气”300万户左右，新增天然气消费50亿立方米；工业小锅炉“煤改气”新增天然气消费58亿立方米；工业小窑炉“煤改气”新增天然气消费56亿立方米。按照中国石油集团经济技术研究院预计，2018年我国新增天然气消费量2650亿～2750亿立方米，比2017年净增300亿立方米。也就是说，2018年拉动天然气新增消费量一半左右。“煤改气”的拉动作用可见一斑。

王海滨认为市场供应严重不足，“煤改气”是重要原因，但不是唯一原因。供应方面也出现较大问题。包括中国石化天津液化天然气接收站的投产因某些原因被推迟，使供气量减少1000万立方米/日以上；因土库曼斯坦等国天然气消费量增加，导致中亚对华天然气供应量减少，这也是气荒的一个重要原因。中国储气库规模小、天然气迎峰度冬能力不足也是气荒发生的重要原因。煤改气本身不会导致“气荒”，大规模突击式地搞煤改气才会导致气荒。去冬今春各地一窝蜂地突击搞煤改气，不区分重点地区和非重点地区，也不区分重点领域和非重点领域，这是天然气市场供应不足的重要原因。当时不仅京津冀等北方地区大力推进“煤改气”，南方地区也大规模搞“煤改气”，导致去冬今春天然气大幅增长。有数据显示，2017年中国天然气消费量大增310亿立方米，增速约15%，是2011年以来的最快增速。“煤改气”在其中发挥了重要作用。

刘满平提出“煤改气”仅是引发“气荒”的导火索。引发天然气需求量飙升的“煤改气”就是压跨骆驼的最后一根稻草。

“煤改气”应以能力为限稳健推进

怎么才能让“煤改气”这根导火索今年不再点燃气荒是专家集中探讨的问题之一。“煤改气”一方面是引发“气荒”的重要变量，另一方面一手牵着“蓝天保卫战”，一手牵着老百姓的生活，不可谓不重要，因此实施方案应慎之又慎，不宜操之过急。事实上煤改气推进并不是一蹴而就的事情，要真正完全实现煤改气，它是一个渐变和长期的过程，要综合考虑用户承受能力、管道建设、气源条件等，必须循序渐进稳步推进。

去冬今春多地天然气供应告急，政府各部门对“煤改气”政策进行修正。2017年12月4日，生态环境部发布紧急文件，暂停推进“煤改气”。2018年6月13日，李克强总理主持召开国务院常务会议，指出“煤改气”要坚持从实际出发，宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热，确保北方地区群众安全取暖过冬。7月3日，国务院办公厅发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，规定要控制煤改气速度，指出要坚持“以气定改”。“煤改气”政策的大幅修正与“气荒”不无关系，这一观点也在专家那里得到验证，而且专家对“煤改气”政策大修持肯定态度。

洪涛认为，新出的“产供销”政策、新版“秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案”都是对去冬今春“煤改气”政策的修正。一方面，新修订的政策更多强调冬季天然气供应优先保民生，“以气定改”修正了“煤改气”“大跃进”的节奏，强调目标与能力的协同，调整为“量入为出”稳步推进“煤改气”的节奏。另一方面，天然气产供销体系构建至关重要，但体系构建并非一日之功。尽管发改能源部门已经重点关注并出台政策，但短期（一两年内）能力可否有效改善并减少气荒可能性及危害程度，需要拭目以待。作为短期应急，应加强对城燃分销的用途的管理，确保冬季优先保民生。

洪涛表示，在媒体不当舆论导向引导下，“气荒”已放大为社会问题，到底是“气荒”还是“心慌”？首先，必须承认的事实是在最近一两年内，央地政府、供销企业、社会公众普遍关心的难点热点问题，基层政府与用气单位心存芥蒂。其次，对于媒体的片面宣传，需要正确认识和宣传以正视听。如液价飙涨等，基于市场化定价的LNG占全部可供量的比例很低，尤其是消费侧的角度，并不会造成量上的“荒”。此外，其他代煤技术路线也会因此非议“煤改气”。

冯相昭确信政策修订与“气荒”有关。去年各部委出台“煤改气”相关政策时，没有考虑到地方政府出现“一刀切”执行的情况，对“煤改气”政策进行修订，是必须的，可以更科学更合理地指导推进“煤改气”工程。

徐博认为从效果来看，目前感觉较好。新政策在技术路线上，提出坚持从实际出发，宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热，各地因地制宜选择采取多样化清洁取暖方式，不局限于“煤改气”，减轻气源保障压力。

“煤改气”坚持“以气定改”，意味着不再“大跃进”。从《行动计划》确定的技术路线上看，“煤改气”政策的中途大修完全针对去冬今春的“气荒”，是当前切合我国取暖季清洁能源多样化使用的正确选择。专家一致认为今后“煤改气”政策走向将是稳步推进。

洪涛表示，在环保政策趋紧的背景下，未来“煤改气”依然会继续，但稳健推进，不再激进；政策强度需要以天然气产供销协同能力支撑为限，执行方式会更“以人为本”。

冯相昭认为今年的清洁取暖政策，明显比去年更加科学合理，强调“不立不破”“先立后破”，要求“煤改气”工程须在气源有保障、有签订供气合同的条件下推进。

徐博强调国家仍将继续推进“煤改气”工程，国家目标是到2020年减少散煤消费2亿吨，我国实际散煤消费量每年达7亿吨，长期消除散煤对环境的影响任重道远。北方地区替代散煤任务基本完成，未来“煤改气”主要工作是天然气替代煤炭发电。

王海滨认为“煤改气”坚持“以气定改”，说明今冬明春的煤改气不会像去冬今春那样冒进。“煤改气”政策是在中国环保事业大踏步发展的大背景下进行的，也是在中国经济由高速发展向高质量发展转变的大背景下进行的。“煤改气”是现阶段中国能源消费结构改善的重要一环，今后必然会继续推进。但是，“煤改气”的迫切性以及天然气需求的旺盛不会一直持续下去。天然气是一种过渡能源，它比煤炭、石油低碳，但比风能、太阳能高碳。随着风电和太阳能发电的发展，以及“煤改电”的逐步深入，今后煤改气的需求会逐渐下降。而从治理空气污染、应对气候变化的角度看，推进煤改电，同时积极发展非化石能源电力，是比“煤改气”更好的能源开发和利用方式。

补短板、增供给、调需求，携手解“气荒"

“气荒”不是真气荒，但真能让人慌。去冬今春的“气荒”切切实实暴露出我国天然气市场存在诸多短板：自然资源禀赋先天不足；运销捆绑监管不足；价格双轨制及交叉补贴；储运能力严重不足；可竞争领域玩家少，缺乏有效竞争。如何补足这些短板，专家开出了处方。天然气产供销各环节做了哪些工作，专家也进行了介绍。

洪涛指出，2018年冬前应做好以下主要工作以应对可能的天然气供需紧张：一是在存在供气风险的清洁采暖地区建立清洁煤供暖的应急机制；二是增加短期天然气供应能力，考虑国内自产增供的路径和潜力、陆气管道进口的增供弹性、海气液态进口的潜力（考虑接收、气化、转运能力限制）；三是关注国际油价上涨对进口LNG现货价格的影响；四是提高冬季调峰应急能力，包括上游地库和下游储罐工作气量、城市应急及责任分担、成本分担。

杨建红提出，为了避免发生供应紧张或气荒，需要重点做好以下四方面的工作:一、做好供暖季气温的预测工作。通过对气温的预测，预测极端天气等状况下的天然气需求预测，进行天然气供需的预测预警。二、举全国之力把控中亚等进口管道气的资源。在我们采暖季期间，也是中亚国家的供暖期，中亚气是否能稳定供应存在不确定性。为了以防万一，应举全国之力做好进口气的计划工作。三、严格控制南气北调等重点冬季保供工程的工期。做好冬季保供工程的实施计划，严格按照工期计划投产。对无法如期实施的项目要有预案。四、提前做好需求侧管理工作。也许今年不会发生去年的气荒，可是供暖季期间总体上供需形势是紧张的。建议不要临时抱佛脚，要提前启动需求侧管理工作。一方面进入供暖季后对部分工业用户要压减；另一方面各省和石油公司提前公开应急预案，以防万一。

徐博透露，天然气产供销各环节为应对可能到来的“气荒”做了以下四方面的准备工作：一、从全局调度来看，年初以来，中国石油、中国石化、中国海油通力合作，建立上游企业互保互供机制。将通过广东区域内LNG接收站与西气东输二线联通、广西LNG接收站与中缅管道联通、实施中卫—贵阳输气通道联络增输工程、陕京四线增输工程，确保今年冬季采暖前形成“南气北上”3000万立方米/日的能力，明年供应能力有望进一步提高，陕京四线形成8000万立方米/日的输气能力。同时实施大连LNG、双6储气库外输通道增输联络工程，形成东北天然气输往华北700万立方米/日的能力。中海油天津LNG形成向华北增输1400万立方米/日的能力。二、储气库增注。中国石油老库挖潜能够增加10多亿立方米的工作气能力。中国石化文23、文96储气库通过优化库存，预计冬季增加可供应气量4亿立方米。三、冬季非居民价格上浮。中国石油将用户分为城市燃气与其它直供用户（电厂、工业用户）。根据用户类型的不同，价格策略也完全不同。同时在上海、重庆天然气交易中心进行线上交易，充分发挥价格杠杆作用，借助价格调整平抑部分高能耗、低附加值企业的用气需求，从而达到削减冬季供气规模的目的；通过公平竞拍确定资源流向，缩小地区间供气差异。四、关键时利用LNG槽车向华北地区供气。中国石化华南销售方面表示，目前已备案LNG槽车1600余台，到时根据华北区域天然气需求，保供车辆可增至200台/日左右，以保证有持续的LNG运到北方城市。中海油也已经准备200～300台LNG槽车。

王海滨表示，去冬今春之后，在中央和各地方政府的帮助下，相关企业在拓展气源、完善基础设施等方面做了大量工作，重点工作包括储气库建设、液化天然气接收站扩容、推进南气北运等。结果大幅提高了国内天然气供应量：一是储气能力增长。中国石油、中国石化和港华燃气的新建储气库或储气库扩容将使国内储气库的保供能力提高15亿立方米；二是南气北上。“三桶油”将合作确保今年冬季采暖前形成“南气北上”3000万立方米/日的能力，明年春季可达6000万立方米/日，预计今冬明春保供期间，华北地区通过“南气北运”管道气将可获得75亿立方米的供应增量。三是液化天然气供应量提高。中国石化天津液化天然气接收站已经投产。中国石油大连液化天然气接收站可以向京津冀地区提供大量气源。中国石油和中国石化两家合起来可提供新增气源能力超过120亿立方米，相当于每天新增气源能力近1亿立方米。

今冬明春“气荒”概率较小，局部供应紧张仍有可能

今冬明春“气荒”会不会来，专家认为关键看华北地区，如果包括京津冀豫鲁五省市在内的大华北区没有发生严重供应紧张情况，那么全国就不会有明显的气荒。

徐博认为会不会有“气荒”就看华北地区，能把华北地区保住，全国就差不多。能不能保证华北地区天然气市场供应，就看能不能满足华北地区煤改气新增需求，因为华北地区的新增天然气需求主要来自“煤改气”。按照预测，今冬华北地区新增天然气需求大约为每天8300万立方米，根据测算，新增供应能力基本可以满足这部分新增需求。

冯相昭对此表示认同，他认为造成“气荒”的因素大多在今年得到了解决，如部门联动机制更加完善了，地方天然气用户管理也更加规范了，针对采暖季将工商业用户细分了可中断用户和不可中断用户。不过仍有隐患存在，不能掉以轻心，比如资源量供应还是不够，天然气储气调峰能力还是不足，还有今年民用天然气保供范围较去年增加了城市燃气公交车、出租车，保供压力势必增加。

洪涛表示，近期看，今冬明春“气荒”概率较小，初步判断“荒”的程度不如去年。据气象专家初步预测，今冬明春我国进入厄尔尼诺的可能性在七成左右，冬季气温偏高1～2摄氏度。短中期看，按照目前的政策强度，工业领域“煤改气”依然有很大潜力，四五年内冬季天然气供应依然比较紧张。长期看，必须承认一个事实，即便在市场机制与基础设施完善的欧洲，冬季天然气供需紧张仍有较大概率。希望“气荒”在中国不会成为长期问题，但条件是需要天然气产业各方的不懈努力以满足市场需求，政策目标也应更加适应供给能力，政策落实上应避免矫枉过正。

孙伟鸿判断2018年“气荒”不会像想象那么紧张，不一定会来。一个因素是今年寒冬可能不会出现，通过向气象专家咨询得知，今年寒冬不会像去年那样冷，但是也不会偏暖。第二个因素，各方努力下储备量相对提高，尤其是下游企业天然气储备能力大幅提高。

白俊也认为，今年“气荒”问题会好转很多，主要是因为从上到下已经重视这个问题，不管供应侧还是需求端，都采取了很多应对行动，无论是生产、进口、储备、设施联通，还是需求侧管理，都会更加有序。同时，价格机制的改革也在朝着更加合理的方向前进，譬如居民和非居民门站价格逐步衔接，有利于疏解一些矛盾。当然，有的价格改革举措可能步伐较快，相关改革和监管机制的建立尚未落实或产生效果。价格是天然气市场运转的核心调节因素，我国过去天然气消费增长速度的起伏和价格因素关系密切，未来也是这样。我们现在看最近国际油价已经突破80美元/桶，如果国际油价进一步上升，进口天然气价格也会跟着上涨，将对我国天然气消费产生抑制作用。再加上贸易纠纷等因素导致的经济形势不确定性，总的来看今冬明春“气荒”不至于像上次那么严重，肯定好很多。

王海滨表示，去年冬天开始出现“气荒”外，国内的政策纠错机制就开始发挥作用。今年中国政府已推出一系列政策，从供应、需求两端发力，预防严重“气荒”的再次发生。中央各部委、各地方政府、相关主要国有企业都被要求承担起各自的任务，大量的人力、物力和财力被有效地动员起来，保障天然气供应。因此，除非出现极特殊情况（比如极端严寒），今后几年（包括今后几年的采暖季）“气荒”即使发生，也很可能会不及去冬今春的“气荒”那么严重。近些年来，国内“气荒”已经多次发生。体制不顺是“气荒”发生的根本原因。在今后几年，只要中国天然气体制改革取得重大突破，那么“气荒”将得到极大缓解。在更晚的将来，国内风能、太阳能等低碳能源的生产和消费会得到更多发展，并挤占天然气的市场份额。中国天然气需求的增长将逐渐趋缓，中国能源消费将进入可再生能源主导的时代。届时国内天然气供求矛盾将缓解，“气荒”即使发生，频次和严重程度也会下降。

综合起来看，在不发生中亚天然气进口管道断供等极端事件情况下，今冬明春“气荒”发生概率将大大低于去冬今春，但是局部或出现天然气供应紧张。未来一段时期，由于我国产供储气体系不完善，冬季出现供应失衡应该是常态。所以，只有多渠道多方式加大产供储销体系建设，加强供应方和用户的管理，完善天然气产业运营机制和协调机制，才能避免大面积的供应失衡，从根本上消除“气荒”。

（以上文章来源：石化杂志 作者：宋玉春）

以下是扩展内容：

“煤改气”发展的四个趋势

在“大气十条”收官、清洁取暖开局等因素作用下，2017年“煤改气”的典型特征是“超计划完成”、“气源短缺”。2018年7月3日《打赢蓝天保卫战三年行动计划》出台，河北等地也相继出台新的补贴政策。在新的形势下，“煤改气”如何发展是相关业界人士关心的问题。本文将重点围绕这一主题，梳理“煤改气”发展现状、分析未来“煤改气”发展方向，并给出相关的政策建议。

2017年“煤改气”发展超预期

狭义上的“煤改气”是指现有燃料/原料由“煤炭”改为“天然气”；而广义上的“煤改气”不仅包括现有项目“煤改气”，还包括新建项目，主要是指在原有政策环境中使用“煤炭”，而在现有政策环境下使用“天然气”。本文分析的“煤改气”特指广义上“煤改气”。

“煤改气”的利用方向主要有四个：燃气电厂、燃气壁挂炉、燃气锅炉和燃气窑炉。2017年，“煤改气”相关的四个利用方向年天然气消费总量共约657亿立方米，约占大陆天然气消费总量2386亿立方米的28%。其中，燃气电厂是主要利用方向，2017年消费量约322亿立方米，约占“煤改气”消费总量的49%；其次是燃气锅炉用气，消费量约195亿立方米，占比约29.7%；燃气壁挂炉居第三位，消费约115亿立方米，占比约17.5%；窑炉用气约25亿立方米，占比约3.8%。

京津冀及周边和汾渭平原共涉及的北京、天津、河北、山东、河南、山西和陕西七个省市（以下简称“七省市”）是“煤改气”消费的重点地区。2017年共消费天然气约249亿立方米，约占全国“煤改气”消费总量的38%。

与全国相比，七省市“煤改气”用气结构略有不同。由于北京、天津两地燃气电厂较多，电厂用气仍居首位，消费量约106亿立方米，约占“煤改气”消费总量的42.7%；受益于农村清洁取暖的推进，壁挂炉用气量超过锅炉用气，居第二位，壁挂炉消费约76亿立方米，占比约30.5%；锅炉消费量约62亿立方米，占比约25.0%；窑炉用气仍然较少，仅约4亿立方米，占比约1.8%。

“煤改气”四大发展趋势

 1.清洁取暖和环境治理仍是“煤改气”发展的主力发展引擎。2017年12月5日，国家发展改革委等十部委联合发布《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》（“清洁取暖规划”），规划“2+26”城市2017-2021年累计新增天然气供暖面积18亿平方米，新增用气230亿立方米。其中，燃气热电联产新建/改造规模1100 万千瓦，新增用气 75 亿立方米；燃气锅炉新建/改造 5 万蒸吨，新增用气 56 亿立方米；“煤改气”壁挂炉用户增加1200 万户，新增用气 90 亿立方米；天然气分布式能源增加 120 万千瓦，新增用气 9 亿立方米。新增清洁取暖“煤改气”需求主要集中在城镇地区，新增146亿立方米，占比63%；农村地区新增 85亿立方米，占比37%。

2018年7月3日，国务院正式印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》（“行动计划”），提出继续实施燃煤锅炉治理，要求县级及以上城市建成区基本淘汰每小时10蒸吨以下的燃煤锅炉。重点区域基本淘汰每小时35蒸吨以下燃煤锅炉，每小时65蒸吨及以上燃煤锅炉全部完成节能和超低排放改造。

与2013年印发的《大气污染防治行动计划》（“大气十条”）相比，“行动计划”扩大了燃煤锅炉治理的深度和广度，将淘汰每小时10蒸吨及以下燃煤锅炉的范围由地级及以上城市建成区扩大至县级及以上城市建成区；对重点区域淘汰燃煤锅炉的容量由每小时10蒸吨以下提高至每小时35蒸吨以下；调整了重点区域涉及范围，汾渭平原（涉及11个城市）首次进入，珠三角退出，京津冀及周边地区和长三角地区则继续保留；明确提出，集中资源推进京津冀及周边、汾渭平原等地区的散煤治理，2020年采暖季前，京津冀及周边、汾渭平原的平原地区基本完成生活和冬季取暖散煤替代。

而在大气污染治理的重点地区，截至2017年年底除北京城六区和南部平原基本实现“无煤化”外，天津仅中心城区、滨海新区和环城四区全部35蒸吨及以下燃煤锅炉全部清零；河北仅设区市和省直管县建成区35蒸吨及以下燃煤锅炉全部淘汰；其他地区淘汰的锅炉则仍以每小时10蒸吨及以下为主；汾渭平原的清洁取暖工作才刚刚开始。

 因此，可以预见未来“煤改气”仍有很大的增长空间。

 2.“煤改气”发展方向将发生微调。“行动计划”在天然气的使用上，明确提出新增天然气的气量优先用于城镇居民和大气污染严重地区的生活和冬季取暖散煤替代，重点支持京津冀及周边地区和汾渭平原；有序发展天然气调峰电站等可中断用户，原则上不再新建天然气热电联产和天然气化工项目。

一直以来，我国对天然气发电如何发展未形成共识，导致天然气发电成为近年来政策调整最为频繁的天然气利用领域。从2013年至今，热电联产从“不再新建”到“有序发展”再到“不再新建”，调峰电厂从“有序发展”到“鼓励发展”再到“有序发展”。从2017年的《加快推进天然气利用的意见》到2018年的“行动计划”，天然气发电政策整体呈现收紧态势，主要背景是近两到三年国内天然气供应整体仍然偏紧，国家希望将新增天然气用于环保治理效果更加明显的生活和冬季取暖领域。

因此，可以预见未来几年内，燃气壁挂炉和锅炉将逐渐成为“煤改气”的主力增长领域；燃气发电用气量虽然仍将成增长趋势，但核准速度将大大减慢，整体进入减速通道，新增用气将以在建和已核准电厂为主。初步判断，2018-2020年七省市“煤改气”的用气需求将增加约230亿立方米。其中，燃气锅炉占比约35%，壁挂炉占比约32%，电厂占比约29%，窑炉占比约4%。

3.购销合同将成为“以气定改”的主要抓手。2017-2018年采暖季“气荒”的原因之一是地方政府“煤改气”推进组织不足。部分地方政府在推进“煤改气”过程中层层加码，未充分考虑资源落实程度，导致实际“煤改气”用户与国家计划出现较大偏差。

从“清洁取暖规划”到“行动计划”再到9月5日发布的《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（《若干意见》），无不强调“煤改气”要坚持“以气定改”。“以气定改”已经成为避免冬季“气荒”和分清责任主体的主要手段之一。而供用气双方的购销合同将成为“以气定改”的主要抓手。《中国天然气发展报告（2018）》提出要建立完善天然气领域信用体系，对相关合同违约及保供不利的地方和企业，根据情形纳入失信名单，对严重违约失信行为实施联合惩戒。

同时，购销合同也是企业市场行为合法合规的必然要求。从2016-2017年采暖季石油公司在国家价格权限范围内首次大规模调价至今，地方、用气企业、石油公司三方在用气价格、供应气量等方面上已博弈多次。这其中供用气双方是否签订购销合同，合同条款是否合法合规起到了关键作用。

4.经济性仍是制约“煤改气”发展的关键因素。与煤炭相比，不管是在“煤改气”领域，还是在其他利用领域，天然气取暖经济竞争力弱是不争的事实。在现行条件下，“煤改气”与补贴息息相关。改造环节需补贴，利用环节同样离不开补贴。中央财政补贴力度多大，地方财政是否雄厚，直接制约“煤改气”的发展规模。

一方面，国家层面的补贴力度在加大。2017年5月16日财政部《关于开展中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作的通知》，确定首批试点城市12个，三年示范期内直辖市每年10亿元、省会城市每年7亿元，地级城市每年5亿元，合计补贴总金额共219亿元；2018年8月27日，第二批共23个试点城市公示，参照第一批补贴力度计算，3年补贴总金额约351亿元。两批试点城市共计35个，覆盖绝大部分京津冀及周边和汾渭平原相关城市（40个）。

另一方面，典型省份“煤改气”补贴力度出现下降势头。根据《河北省2018年冬季清洁取暖工作方案》，户内燃气设备购置安装投资省级补贴每户最高不超过1350元，低于2017年廊坊的2700元/户；村内入户管线投资补助省市两级共2000元/户，低于2017年廊坊和石家庄的4000元/户；采暖用气气价补贴省市县三级0.8元/立方米、最高补贴960元，考虑到居民和非居价格机制并轨后居民用气价格的上涨，补贴力度低于上年。

“煤改气”相关政策建议

1. 加快储气能力相关政策的落地。储气调峰设施建设严重滞后一直是“煤改气”发展的短板，也是采暖季“气荒”的主要原因之一。2014年国家发改委第8号令《天然气基础设施建设与运营管理办法》（“《办法》”）首次提出了到2020年天然气销售企业拥有不低于其年合同销售量10%的天然气储备量；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域平均 3 天需求量的应急储气能力。在天然气尚未实现完全市场化运作的大背景下，储气调峰价格尚未建立，调峰设施投资和储气费用回收渠道不明确，企业建设储气调峰设施的积极性不高。而《办法》颁布后，国家也并无相关的配套支持措施和考核办法等政策出台，导致《办法》留于纸面。2018年4月26日国家发展改革委、国家能源局《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》再一次强调了2020年“供气企业10%、城镇燃气企业5%、地方日均3天”的储气能力目标；同时提出要构建储气调峰辅助服务市场，加强储气调峰能力建设情况的跟踪调度，对推进不力违法失信等行为实行约谈问责和联合惩戒。

但从目前来看，2020年完成目标有较大难度，部分城镇燃气企业对政策理解不到位，仍处于观望状态。建议国家一是进一步出台更为具体的配套支持措施和考核办法，如储气能力建设补贴资金；二是尽快理顺价格机制，加快促进调峰市场化运作，逐步建立储气调峰服务市场。

2. 燃气锅炉“低氮改造”正式提上日程，“低氮排放”国家标准急需出台。从2016年社会对天然气氮氧化物排放的质疑开始，燃气锅炉“低氮改造”逐渐走入人们的视野。2018年“行动计划”首次从国家层面提出燃气锅炉要基本完成低氮改造，这意味着燃气锅炉大面积实施“低氮改造”正式提上日程。但目前，什么是“低氮改造”还没有统一的定义。

目前重点区域燃气锅炉氮氧化物排放执行《我国锅炉大气污染物排放标准（GB 13271-2014）》中的特别排放限值，具体为150 mg/m3。2016年北京在全国率先开展了燃气锅炉低氮改造；自2017年4月1日起，北京市新建锅炉氮氧化物排放浓度需控制在30 mg/m3以内，高污染燃料禁燃区内的在用锅炉氮氧化物排放浓度需控制在80 mg/m3以内；并配套制定了相应的补贴政策。从北京实践来看，国产低氮燃烧器在自控水平、氮氧化物达标稳定性等方面与进口产品相比仍有一定差距。

由于“低氮改造”标准将会对地方“煤改气”锅炉的设备选型、补贴力度等产生深远影响，因此建议国家一是尽快修订锅炉大气污染物排放标准，给出“低氮排放”要求的氮氧化物排放浓度；二是同步实施燃煤锅炉超低排放改造，尽可能使燃煤与燃气的氮氧化物排放处于相同水平。

 3. 未来几年对农村“煤改气”安全平稳运行予以重点关注。2017年“突击整改”成为了农村“煤改气”的标签之一，出现了管理混乱、质量低劣等问题。一方面，部分企业拿到项目后，自身没有设计、施工和管理能力，层层转包,工程质量水平不高；甚至出现“煤改气”地区官员到厂家“抢货”、壁挂炉整机厂家到配件厂家“抢货”的现象。另一方面，农村地区配套的壁挂炉大都属于中低端产品，质量相对较差，部分品牌后续的售后服务难以保障。

因此，建议国家未来几年对农村地区天然气供气管线和壁挂炉的安全运维等工作予以重点关注，避免好事变坏事，也避免因设施不能正常使用出现“返煤”现象。

 （文章来源：石化杂志 作者：中国石油规划总院 孙慧)