要以短板谋规划谋发展
天然气是一种清洁低碳高效能源，是我国推进能源绿色转型的现实选择，有望成为未来国内主体能源之一。
在天然气发展过程中，资源与市场两大因素交替主导，且由于供需之间转换滞后，难以达成平衡，容易产生“跷跷板”现象，即要么“保供”、要么“促销”。正因为此，国外通常选择“资源约束”或“以产定销”模式，即先按照从资源开采到储运设施建设再到市场开发的逻辑顺序，然后随着天然气利用市场的培育和扩大，反过来推动管网建设和资源开发。在这种供需关系转化过程中，资源是约束条件，储运是瓶颈要素，市场是发展动力。
天然气开发利用受区域性限制，市场空间与管网建设密切相关，天然气消费又存在着较大的季节性波动，需要有一定规模的储备调节能力。天然气资源开发和储运设施建设都需要一定周期，超越资源和储运能力的消费市场单兵突进，很可能导致供应紧张。尤其是在天然气发展初期，需要强调资源约束，做到“资源在手，以产定销”。由于天然气市场存在着较大不确定性，国际上普遍采用“照付不议”合同模式，即买方必须按合同约定的量和时间接气，如果少接，仍要照付气费。这样就能够保证天然气供应商从事天然气资源开发生产的积极性。
天然气产业链是一个有机整体，资源、储运、销售各环节紧密相连，且具有明显的“短板效应”，即天然气发展的规模和速度要受制于最薄弱的环节，且这种短板也是变化的。分析我国近年来历次发生的季节性“气紧”，虽然触发点不同（如冰雨灾害、冷冬、“煤改气”等），但最终都与“短板效应”有关。因此，天然气发展要观大局、补短板，以短板谋规划、谋发展。
制约安全平稳发展的瓶颈
在我国天然气发展的早期阶段，主要强调天然气利用和市场培育。随着消费需求的快速增长和越来越高的未来期望，天然气发展进入新阶段，资源约束与短板效应问题变得越来越明显。两头高、中间低的“哑铃式”发展态势是制约安全平稳发展的瓶颈。
1 国内天然气资源量大，但采出程度不高，短期内难以形成与市场需求增长相匹配的供应能力。
近年来，随着天然气勘探力度的加大和对地质认识的深化，我国天然气储量保持快速增长，年新增探明地质储量连续14年保持在5000亿立方米以上。但受资源条件和技术水平制约，已发现资源的采出程度较低。到2017年，全国累计探明常规天然气地质储量13.7万亿立方米，但探明储量采出程度仅有13.1%，且受国际油价下跌影响，近3年来国内油气勘探开发投资大幅度减少50%以上，相应的天然气产能建设也下降了一半。页岩气资源潜力巨大，可采资源量达21.8万亿立方米，但目前发展仍处蓄势阶段，截至2017年底，累计钻井约600多口、产气230亿立方米。相比之下，美国的页岩气革命从具备工业化开采条件到产量爆发式增长经历了20多年，近几年年均钻井数超过万口，2017年产气约4800亿立方米，占到美国天然气总产量的一半以上。中国很难简单复制美国页岩气革命的成功经验。
2 大量进口管道气和LNG使国内市场受国际影响因素增多，供应安全压力加大。
2017年，我国天然气消费量约2300亿立方米，比上年增长16%；天然气进口量超过900亿立方米，比上年增长约24%，对外依存度已达39%，未来还可能继续攀升。这对国内天然气市场供应安全提出了严峻挑战，一旦国际市场和进口环节有任何风吹草动，都可能引起国内市场的连锁反应。以欧洲地区为例，2006年以来俄罗斯多次中断对西欧的供气，造成大面积供气紧张，迫使欧盟制定能源应急计划，还出台了天然气供应安全条例和标准。因此，随着我国天然气广泛的利用和大量进口，其战略属性不断增强，对供应安全问题的要求越来越高。
3 管网和储气库等基础设施建设相对滞后于天然气生产和消费需求增长，形成明显的短板制约。
管道和储运是连接天然气供需的中枢垄断环节，我国天然气的快速发展主要得益于西气东输、中亚管道等储运设施建设，但目前建成运行的天然气管线总里程刚超过7万公里，干线管道密度只有7.3米/平方公里，为美国的1/8、法国的1/9、德国的1/10，互联互通程度更低，基本没有双向输送能力。截至2017年底，我国建成储气库（群）12座，有效工作气量约80亿立方米/年，占全年消费量的3.4%，而美国的储气库工作气量占到全年消费量的18%，俄罗斯为17%，欧洲为15%~35%。至于国内的LNG接收站建设，这几年的接卸周转能力增长较快，2017年底达到了5540万吨/年（828亿立方米），但配套储备能力明显不足，单个接收站一般仅配备两个16万方周转储罐，而欧盟普遍配备7~8个，日本的个别接收站甚至配备了35个储罐，兼具周转和储备功能。储运环节与迅猛增长的资源供给及市场需求无法匹配，形成两头高、中间低“哑铃式”的发展态势，短板效应明显，且易产生恐慌传递，是当前和今后一个时期制约天然气安全平稳发展的瓶颈。
思考与建议
1 把天然气发展的重心回归到供给侧，切实增强资源有效供给能力。
目前，我国天然气需求侧的利用领域开发和消费市场启动已基本完成，天然气在未来一次能源结构中的主体地位也日渐明朗，预计到2020年和2030年的占比分别达到10%和15%，相应年需求量约为3300亿立方米和6000亿立方米左右。同期，国内天然气产量预计能达到1800亿立方米和3000亿立方米左右，对外依存度接近50%，供给侧将进一步趋紧，不排除频繁出现供应紧张的可能。因此，有必要将天然气的发展模式从市场主导转向资源约束，即以资源的可供性和产业链各环节的匹配性约束市场发展，相应工作重心也从需求侧回归供给侧，着力解决好供给主体多元化、多气源协同保障、产业链均衡匹配问题。学习借鉴欧盟经验，制定国家天然气供应安全条例和标准，依法推进天然气安全平稳发展。
2 持续加大国内勘探开发力度，增强天然气自主供应保障能力。
天然气勘探开发需要持续、不间断地投入工作量。在2014年以来的这一轮国际低油价周期里，美国的页岩气开发始终保持一定规模的钻探工作量，并采用了“只钻井、不完井”的策略（DUC，DrilledButUncompletedWells），形成大量的该类“井库存”，使页岩气产量持续增长，资源接续能力、市场适应性及整体竞争优势进一步增强。我国的天然气资源禀赋远不如美国，按照规划要在2020~2030年期间实现6%左右的年均产量增长，必须持续加大对天然气勘探开发的投入，研究制定更加周密的增储上产、技术攻关计划。在页岩气开发方面，加快推进矿权开放，创新投资形式，吸引社会资本参与，并制定更加优惠的财政补贴或税费减免政策。
3 合理配置管道气和LNG进口，形成西部陆上与东部海上协同供应保障体系。
在可以预见的未来，我国大量进口天然气已难以避免。其中，跨境长输管道，因其相对安全、稳定并能够远距离、大规模输送，一般被视为天然气进口的主要方式，但也存在着地缘政治、恐怖袭击、政策法律、地质灾害等方面的风险。相比而言，LNG贸易完全市场化运作，更具开放性、灵活性，但现货价格波动大。我们可以把管道气的规模化、稳定性与LNG的市场化、灵活性结合起来，从战略上打造东部西部协同、海上陆上互补的天然气进口保障体系。目前，我国LNG进口量和接收站建设规模，与未来天然气消费规模还很不匹配。今后一个时期，应充分利用国际LNG市场总体供应宽松的有利时机，加大进口力度，并采取长短贸相结合的方式，合理配置进口资源。
4 尽快解决天然气管道体制改革方案落地问题，为加快储运基础设施投资建设扫清障碍。
这几年，国内对油气管道独立的讨论比较多，国家在深化油气体制改革的意见中也明确要分步实施独立。由于这只“靴子”迟迟不落地，已对管道的投资建设造成不利影响。2016~2017年国内年增天然气主干管道里程仅3000多公里，不及“十二五”期间年均水平的40%。鉴于我国天然气管道发展的阶段性，在石油公司内部实行管道经营权独立，配合实施混合所有制改革，有利于继续调动其投资建设的积极性，主动做好资源、储运、销售的协调，承担调峰储备和保供的责任，同时国家加强监管，强制公开透明，保障第三方准入权益。如果采取彻底的所有权独立，即成立独立的天然气管道公司，则必须解决好谁投资、谁协调、谁监管、谁保供的问题。
5 深化天然气价格改革，加快建立调峰气价机制。
气价改革是必须要过的一道坎。主要是完善市场化的气价形成机制，进一步发挥好国内天然气交易中心的作用，建立上下游价格联动或传导机制，特别是改革非居民用气与居民用气的价格双轨制，实行价格并轨，化解交叉补贴，避免燃气企业寻租谋利，促进产业链各环节利益共享、风险共担、协同发展。为保障民生，可借鉴其它公共事业做法，成立天然气专项补助基金，精准帮困，定向给困难户、供热企业等终端用户发放补贴；探索建立调峰气价机制，试行峰谷、季节、气量差价，创新储气经营方式，允许开展“储气交易”，提高储气库建设的投资吸引力。
