党的十九大确立了习近平新时代中国特色社会主义思想，进一步为新时代能源发展指明了方向。2017年，河南围绕打好决胜全面小康“三大攻坚战”，主动转变能源发展方式，深入实施“气代煤”，推进天然气管道向产业集聚区、乡镇延伸，加快“京津冀大气污染传输通道城市”清洁供暖，全省天然气消费量持续高速增长，有效支撑了河南经济社会发展和能源结构清洁优化。但是，受省内资源匮乏及全国天然气供应偏紧等因素影响，局部地区也出现了用气紧张的情况。2018年，随着天然气普及度进一步提高，预计河南用气需求仍将加速增长，全省天然气供需矛盾将进一步显现。
一 2017年河南省天然气行业发展情况分析
2017年河南省天然气消费量大幅增长，达到105亿立方米，同比增长23.5%，高于全国近9个百分点；而全省天然气产量仅相当于消费量的2.9%，对外依存度高达97.1%。在冬季采暖期，部分地区出现了供不应求的局面。为提升全省天然气供应保障能力，河南持续加大天然气管网及配套设施的建设力度，加快天然气管道向产业集聚区、乡镇延伸，实施“京津冀大气污染传输通道城市”清洁供暖，大力推进天然气替代散煤，助推美丽河南建设成效显著。
（一）产需反差愈演愈烈导致“气荒”蔓延
2017年随着国家大气污染防治力度持续增加，北方地区特别是京津冀大气污染传输通道“2+26”城市大力实施煤改气，全国天然气供需形势产生了根本性转变，市场整体趋紧。
受经济发展稳中趋好、能源供给侧结构性改革持续推进、煤改气等环境治理深入实施等因素影响，河南天然气消费量大幅增长，整体呈现出淡季不淡、旺季更旺的新特点。全年河南天然气消费量突破100亿立方米，达到105亿立方米，同比增长23.5%，增速较去年上升8.1个百分点，较全国高近9个百分点。尤其是入冬后，在“煤改气”“清洁采暖”等政策带动下，居民用气成为拉动全省天然气消费迅猛增长的主要力量。2017年河南城市燃气消费量达到51.49亿立方米，同比增长72%，占全省天然气消费的比重达到57.4%，较上年提高14.6个百分点。
省内资源几近枯竭，天然气产量进一步下滑。河南天然气资源较为匮乏，全省天然气基础储量仅占全国的0.14%，人均储量仅为全国平均水平的1/50，且省内两大生产基地中原油田、河南油田历经多年高速开发，已经进入产量递减阶段，近年来全省天然气产量持续下滑。2017年，河南天然气产量仅为3.0亿立方米，同比下降9.1%（见图1）。
从供需平衡角度看，河南天然气产量仅相当于消费量的2.9%，缺量主要依靠省外调入，2017年河南天然气调入量达到102亿立方米，同比增长42.1%，全省天然气对外依存度高达97.1%。在冬季采暖期，供需形势更为严峻，部分地区出现了供不应求的局面。
（二）管网设施加快完善提升供应保障能力
为提升全省天然气供应保障能力，河南持续加大天然气管网及配套设施的建设力度。2017年，河南天然气项目累计完成投资19.7亿元，全面建成禹州—许昌、开封—通许、博郑线—郑州西四环线等输气管道，快速推进鲁山—宝丰、灵宝—陕县输气管道建设，鄂尔多斯—安平—沧州输气管道濮阳支线已获得国家核准，预计2018年上半年可以开工建设。2017年，河南新增油气长输管道200公里，全省累计输气管道达到5800公里。同时，为增强全省天然气储备、调峰能力，河南濮阳文23储气库也在加紧建设当中。
（三）液化天然气与非居民用气价格分化明显
我国目前对天然气生产、管输、配送三个环节均实行国家指导价，不属于竞争性的定价机制。2017年受国家下调非居民门站天然气价格、市场供需偏紧等因素影响，河南天然气价格也出现了明显的分化和波动。
非居民用天然气基准门站[1]价格降低。2017年8月29日，国家发改委出台《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》，提出根据天然气管道定价成本监审结果下调管道运输价格，非居民用天然气基准门站价格降低0.1元/立方米[2]，天然气生产经营企业供应各地的门站价格原则上同步等额降低，充分释放降价红利。执行该政策后，河南天然气相关工业、发电、集中供热以及商业、服务业等用气行业、企业负担明显下降。
液化天然气（LNG）价格过山车式上涨下跌。冬季是天然气消费的旺季，在“煤改气”等措施带动下，2017年入冬后，我国“缺气”情况更加突出，液化天然气（LNG）价格持续猛涨，12月中下旬一度飙升至12000元/吨，创历史新高。河南液化天然气（LNG）价格也在进入采暖季后，半月上涨近7成，由2017年11月14日的3900～4200元/吨一路上涨至12月1日的7600元/吨，市场供不应求，省内多地采取了紧急限气措施，保障民生供应。随后相关部门采取一系列措施，缓解天然气供需紧张局面，lng价格也随之快速下跌，较高点回落超过30%。
（四）清洁能源助推美丽河南建设成效显著
针对全省能源结构偏重、煤炭占比偏高的现实情况，2017年河南积极推进“气代煤”“清洁采暖”等工作，着力提高天然气在能源消费中的比重，服务美丽河南建设。根据《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》、《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》和《河南省蓝天工程行动计划》，2017年河南加快天然气管道向产业集聚区、乡镇延伸，实施“京津冀大气污染传输通道城市”清洁供暖，大力推进天然气替代散煤，全年完成“气代煤”11万户，有力支撑了河南经济和能源的清洁、健康发展。
二 2018年河南省天然气行业形势展望
（一）面临的机遇
目前，我国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾，应深刻认识新时代河南天然气行业发展面临的新机遇新挑战。在大气污染防治、能源低碳发展等国家战略指引下，“降煤提气”将成为河南能源结构优化的主攻方向之一，“煤改气”“油改气”工程将进一步得到落实，全省天然气消费量仍将持续上涨，天然气行业发展前景广阔。
1.天然气主体能源地位日趋凸显
2017年7月，我国首份由十三部委联合出台的天然气行业发展文件——《加快推进天然气利用的意见》印发，提出“要将天然气培育成我国现代清洁能源体系的主体能源之一”，从国家层面确立了天然气的主体能源地位。河南能源结构偏重，加快推进天然气利用，实施天然气清洁替代，提高其在一次能源消费中的比重，是构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的必由之路，是有效治理大气污染、积极应对气候变化等生态环境问题的现实选择，是落实国家北方地区清洁取暖、推进农村生活方式革命要求的重要内容，并可带动相关设备制造行业发展，拓展新的经济增长点。《加快推进天然气利用的意见》明确，将天然气在一次能源结构中的比重从当前的6%提高至2020年的10%和2030年的15%，实施城镇燃气、天然气发电、工业燃料升级、交通燃料升级等四项重大工程。这也意味着我国、河南天然气行业将迎来新的黄金发展期。
2.天然气市场化改革步伐加快
2017年5月，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（以下简称《意见》），明确了贯穿天然气上中下游、全产业链条的市场化改革方向。一是进一步完善定价机制。《意见》提出，推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。加快油气交易平台建设，鼓励符合资质的市场主体参与交易，通过市场竞争形成价格。二是油气管网“输销分离”。《意见》提出，改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力。分步推进国有大型油气企业干线管道实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。“输销分离”能够促进管道运输企业降本增效，促进天然气市场化交易，为管道独立运行创造条件。本次《意见》坚持问题导向和市场化方向，将对天然气行业健康发展产生积极、深远的影响，为天然气行业市场化发展创造了有利条件。
3.环境治理攻坚战助推行业发展
当前生态环境已经成为河南经济社会发展的重要约束，省内郑州、开封、安阳、鹤壁、新乡、焦作、濮阳7个地市被列入京津冀大气污染传输通道“2+26”城市。根据2017年12月国家发改委印发的《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》，将在落实气源的前提下，按照“宜管则管、宜罐则罐”原则，着力推动天然气替代散烧煤供暖，2017～2021年在“2+26”城市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。河南7个城市未来天然气输配管网、储气调峰设施、供应能力建设将加快推进。同时，2017年河南郑州、新乡、开封、鹤壁等4市被列入国家清洁取暖试点城市，未来3年将获得累计66亿元的中央财政支持和3亿元的省级财政专项资金用于“双替代”补贴，仅2017年河南已实现“双替代”100万户、新增4万户农村居民实现厨炊使用天然气，全省天然气替代散煤使用量累计达到8000万立方米。在“气代煤”、清洁采暖等政策措施带动下，全省天然气消费量有望进一步增长。
4.煤层气开发有效增加补充气源
河南煤层气开发具备一定的规模和良好的基础，但受资源储藏地质条件和抽取技术限制，规模化开发利用存在诸多难题。从我国煤层气行业发展看，受国内外能源形势和煤炭关井压产的影响，全国井下瓦斯抽采量开始下降，地面生产煤层气将成为产量增长的主力军。为鼓励煤层气开发利用，国家明确，“十三五”期间，煤层气开采利用中央财政补贴标准从0.2元/立方米提高到0.3元/立方米。随着我国常规天然气供需日益趋紧以及煤层气资源勘查、抽采利用技术的创新提高，河南煤层气开发将迎来良好的发展机遇。煤层气开发利用的产业化发展也将对全省天然气供应形成有益的补充。
（二）存在的问题
2017年，河南天然气消费增速远高于其他传统化石能源，已经成为促进全省能源清洁转型的重要力量。但是，也面临接续可开发资源不足、供需压力增大和市场运行机制尚未完全理顺等问题。
1.接续可开发资源相对匮乏
常规天然气资源储量匮乏。河南境内目前除中原、河南两大油田外，尚无具有开采价值的常规天然气资源发现，全省天然气基础储量仅占全国的0.14%，人均储量仅为全国平均水平的1/50，资源储量严重匮乏。而且中原、河南油田历经三十余年的高速开发，已经进入枯竭期，全省常规天然气资源不足问题突出。
非常规气源尚无接续能力。河南页岩气、煤层气等非常规气源储量较为丰富，具备一定的应用前景，但短期内难以对全省天然气需求形成有效支撑。页岩气方面，省内豫西、豫北属于页岩气富集矿区，但受地质条件、开采技术等因素影响，页岩气勘测、开发、利用尚处于起步阶段。煤层气方面，河南省内开发虽已形成一定规模，并已作为常规天然气的补充气源开始进入燃气应用。但在已探明的煤层气资源中，全省煤层气地质条件和抽取技术呈现复杂性和多样性，由于资源赋存条件复杂，开发技术要求高，区域适配性差，省内煤层气开发存在工程成功率低、成本高、单井产量低等问题。河南煤层气规模化抽采利用仍然面临诸多经济和技术上的难题。
2.供需保障压力持续增大
当前，河南天然气供应主要依赖省外调入，全省天然气消费对外依存度高达97.1%。2017年冬季，省内多地因天然气供给不足，出现“气荒”，政府不得不对涉气工业企业采取了限制措施，优先保障民生用气。“气荒”导致液化天然气（LNG）价格快速上涨，其经济性优势逐渐丧失，个别地区甚至出现了“气改油”的逆替代现象，LNG重卡停止运行，柴油重卡重新投入运营。“限气”情况的出现，表面上看是“煤改气”政策带动下天然气消费量的井喷式上涨以及省内天然气管网供给、储备设施建设滞后造成的。从本质上看，这是河南天然气供求关系失衡、产业链发展不协调、基础设施公平开放程度不够、储备能力严重不足的集中体现。在清洁低碳发展战略带动下，未来河南天然气消费需求仍将保持快速增长，全省供应保障将面临较大压力。
3.价格市场化改革亟须提速
2017年，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出推进非居民天然气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。河南已建立终端天然气与上游天然气价格调整联动机制，但在整体市场化运营机制方面仍有待完善。冬季“气荒”的出现，一方面是“煤改气”导致的供需紧张，另一方面是不够完善的市场体制机制导致的天然气上下游利益矛盾凸显。根据2017年11月数据，中海油液化天然气线下线上交易最高价在5000元/吨水平，而河南液化天然气主要气源地陕西、内蒙古等地，工厂成本仅在4000元/吨的位置，但因缺乏气源，不少工厂处于半开工甚至停工状态。当前天然气价格已经改革，但市场体制机制尚未跟上，社会主体在天然气开采、管道和储气设施建设和运营中的参与度偏低，没有形成有效竞争，没有真正由市场决定价格。市场化的价格和运行机制尚未最终形成，对天然气的市场供应能力形成了制约，是河南天然气行业发展面临的突出问题之一。
（三）2018年河南省天然气供需形势预测
随着全国天然气消费量增速放缓、国内产量的增加和进口能力的增强，中石油、中石化等上游气源商可掌控资源量逐渐宽松或略有节余，省内天然气管线供应能力逐步提高，整体判断，2018年河南省天然气供求总体偏紧，不排除在特定区域、特定时间段出现天然气供应紧张的局面。预计2018年天然气消费量将达到120亿立方米左右，供给主要依靠省外调入，对外依存度将进一步上升至98%左右。
1.消费需求持续攀升
随着宏观经济继续向好，“气代煤”效果全面显现和市场化改革步伐的加快，同时考虑《关于加快推进天然气利用的意见》《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》等政策实施效果逐步显现，预计2018年河南天然气需求仍将快速增长，全年消费量约120亿立方米，同比增长14.3%。
消费结构方面，预计新增全省天然气需求增量主要集中在城镇燃气、工业燃气和交通运输等领域。城镇居民和工业燃料用气在“煤改气”政策措施拉动下，保持快速增长，分别达到35亿立方米、65亿立方米左右；交通运输行业随着“油改气”进一步推进，天然气消费量也将保持较快增长，预计达到5亿立方米；此外，天然气发电、分布式换热补能装置等的建设与发展，也都会对天然气的消费起到一定的拉动作用，预计天然气发电、化工消费分别达到10亿立方米、5亿立方米。
2.产量延续下跌态势
河南现有常规天然气资源严重不足，尚无成规模的新接替储量发现，今后一段时期，全省天然气产量仍将延续下降趋势。2018年，预计全省天然气产量为2.5亿立方米，同比下降16.7%。
供应方面，河南仍然保持以中石油西气东输、中石化榆济线等管输天然气为主，液化天然气、压缩天然气为辅的供应格局。初步预计，2018年河南天然气调入量分别为：西气东输70亿立方米、榆济线30亿立方米、山西煤层气7亿立方米，其他主要通过市场采购液化天然气、压缩天然气补充。
3.对外依存度仍将上升
从供需平衡方面看，2018年河南省内天然气产需缺口将进一步增大，预计全省天然气对外依存度将进一步上升至98%左右，天然气供给主要依靠省外调入，省外天然气供应通道建设及省内储气设施建设亟须加强，以进一步提升全省天然气保障能力。
三 促进河南省天然气供应保障能力提升的对策建议
天然气消费量的快速增长对供应保障提出更高要求，建议重点应对供需平衡风险，确保天然气供应。
（一）加速完善管网基础设施
加快中俄东线天然气、海上LNG、川气等入豫通道前期谋划工作，积极推动已纳入国家规划并已经核准的西气东输三线中线、新疆煤制天然气外输管道开工建设，加快社旗—镇平、镇平—西峡、唐河—邓州、濮阳—范县—台前等天然气管道建设，新增天然气输送管道400公里，实现县城管道天然气全覆盖。
（二）持续推动重大项目建设
加快应急储气调峰能力建设，建成投产濮阳文23储气库项目一期工程，新增储气调峰能力32亿立方米。争取2018年供暖期前，基本实现地方政府具备三天应急储备能力，气源企业和LNG接收站具备10%储气能力，不可中断重点大用户和城镇燃气企业具备5%储气能力。
（三）加快推进补充气源开发
在稳定中原、河南两大油田天然气产量的基础上，尽快推动非常规天然气开发利用取得突破，为全省天然气消费提供有效补充。一是推动煤层气（瓦斯）规模化抽采利用。河南省存在大量高瓦斯矿井，目前已探明煤层气可开采储量约1万亿立方米，应积极推广充填开采、煤与瓦斯共采、煤炭地下气（液）化等绿色开采技术，坚持“先抽后采”“先抽后建”“采煤采气一体化”发展，提高煤层气利用率和其在天然气消费中的占比。二是从政策和资金层面给予页岩气开发必要的鼓励和扶持。针对页岩气开发前期投入大、技术含量高等问题，拓展融资渠道，组织专门力量深入开展相应的技术攻关，争取早日实现规模化开采。三是探索推广洁净替代燃气。河南省煤化工实力雄厚，在联产液化气、煤制二甲醚等领域具备先进的生产设备和工艺技术，其中二甲醚产能居全国首位，二甲醚作为民用燃料具有环保、安全、性能好、价格低、便于掺混等诸多优势，建议探索二甲醚作为常规天然气掺混、替代燃气的可行性，提高河南天然气供应、调峰能力。
（四）稳妥推进清洁能源替代
针对河南大气污染防治压力大和天然气供应偏紧的现实情况，建议稳妥推进“煤改气”“气代煤”工程。
一是因地制宜推进“气代煤”工程。在集中供热管网确实无法覆盖的区域、天然气供应有保障的地区，鼓励采用燃气壁挂炉、燃气空调等方式实现清洁取暖。二是多方筹措清洁取暖资金。建议有效利用大气污染防治专项资金、节能减排专项资金以及备用资金等渠道，通过奖励、补贴等方式，加大对清洁取暖项目的支持力度；对实施“双替代”的居民用户，开展设备一次性补助和运行补贴，并加强对资金使用监管。采取PPP等多种融资方式，按照“谁投资、谁受益”的原则，鼓励社会资本参与供热供暖设施的建设和运营。三是落实清洁取暖用气价格支持政策。对采用天然气采暖的分散居民用户，落实建立独立采暖气价政策。根据国家统一部署，研究制定支持清洁取暖的用电用气等价格政策。
（五）深化天然气体制机制改革
一是尽快制定推进我省天然气利用意见，研究储气调峰设施建设专项方案，促进天然气在城市燃气、工业、发电、交通四大领域的推广使用，鼓励各类资本和主体参与储备调峰设施建设运营，提高河南省储气调峰能力。二是按照国家天然气价格改革精神和河南省天然气销售价格上下游价格联运机制理顺价格机制，及时疏导上游价格。尽快建立居民独立采暖气价制度，确保国家和省有关价格政策执行落实到位。三是加强天然气供需监测分析，扩大监测范围，提高监测强度。根据国家天然气利用政策和资源落实情况，对各类用户实施分类分级管理，按照城镇民用燃气和公共交通、工业、发电等用户类别和保供序列，科学合理配置资源，加强日常运行管理和资源调度，优先确保城镇居民和公共交通用气，努力保障工业用气，力争满足各类用户用气需求。
