每年冬季是陕京线供气最紧张的时刻，因为冬季取暖使天然气用气量急剧上升，一遇寒潮等恶劣天气，“保障北京供应”也就成为中石油所必须接受的“死命令”。陕京天然气管线被称为“首都生命线”，由陕京一线、陕京二线和陕京三线三条管道构成，它起自陕西靖边，途经山西、河北、山东、天津，终到北京，是北方地区最主要的天然气管线之一，自1997年陕京一线向北京供气以来，陕京线输送的天然气一度占北京总用气量的95%以上。

　　为揭秘这条“首都生命线”，记者历经数日走访了陕京天然气管线途经的天津、山东、河北和山西等四省市，实地了解了北方天然气市场的供应，以及目前我国天然气价格改革、下游燃气分销市场的情况，以最贴近一线的调查，挖掘出天然气产业各个环节的上升空间。
　　产
　　“保供生命线”扛起需求重担
　　随着天然气需求爆发式增长，供气企业身上的重担也在增加。
　　不能忘记的“气荒”
　　因为极端天气，北京供气曾在2009年底至2010年年初遇到过“危情”。据资料显示，2010年1月4日，北京市的用气量达5300万立方米，比上个冬天最高日用气量增加超过两成，北京中小学在这一天因寒潮而停课。1月5日，北京用气量又达到单日5343万立方米。
　　虽然按照设计要求，陕京管道系统的安全运行极限是每天6900万立方米，其中包括干线输气5000万立方米，天津大港等地的储气库采气1900万立方米，但在通常情况下，1月计划用气量是每天4200万立方米，陕京管道系统向北京的最大供气能力也仅为每天4900万立方米。不过，这些数字在2010年1月5日均已被突破。
　　当时，北京市具备调节条件的3900座大型公建、商场、写字楼和工业企业中，除个别与医院或居民楼共用供热热源之外，其他都开始实行适当的限热、限气措施。此外，商场等公建的温度设定将由市政部门根据天气变化情况而定，外保温条件好的将暂停供热。因此，有业内人士表示，2010年的“天然气荒”应该是中国推广天然气以来较为严重的一次“气荒”。
　　华北地区仅有的大型储气库群大港地下储气库群因为2009年过早入冬，当时已比计划多采2.35亿立方米，累计达到8.36亿立方米。同时，持续高负荷采气使储气库群压力迅速下降，导致采气能力减弱。最大采气能力已从每天2800万立方米下降到不足2000万立方米。2010年的“气荒”也暴露出我国天然气储气库的短缺问题。因此，作为此行的第一站，我们首先实地了解了中石油天津大港储气库群的运行情况。
　　复杂地质致储气库难扩容
　　大港储气库群不仅是华北地区最大的天然气储气库群，也是目前中国最大的储气库群。现在，大港储气库群负责整个华北地区的天然气储存及调峰。据中石油华北天然气销售公司天津销售处负责人王志强介绍，大港储气库群主要有三个作用：一是负责季节性调峰，每年3月15日到11月15日是注气期，而从11月15日到次年的3月15日是采气期；二是干线应急供气；三是平衡长输管道压力。
　　作为华北地区最主要的天然气季节性调峰设施之一，大港储气库群从1999年建设到2006年全部投产，共建6个天然气库，储气总量达到18亿-20亿立方米，设计最大调峰量为3400万立方米/天，2010年最大调峰量达到2459万立方米/天。
　　由于天然气应用的季节性非常强，而其自身特点又决定了管输一旦开通，就不能切断，因此在没有足够的调节储存能力时，就会在用气高峰出现“气荒”，而其他时间又出现过剩的问题。“一到冬天，调峰能力不够，主要是因为我国缺少储气库。按照国际标准，30%的天然气是要储存在库内做调峰使用的，而我国只有2%。同时，由于大港储气库还一直处于扩容状态，与设计量30.3亿立方米相比，实际储存量还比较小。所以，我国天然气储藏难是一个很大的问题。”王志强说，复杂的地质是制约储气库建设的最大问题。
　　自西气东输二线于2010年1月正式投入运营起，中亚天然气可以直达北京。这虽然在一定程度上减少了陕京线“保供”的部分压力，但据来自中石油方面的数据显示，目前陕京线供应北京的天然气量仍超过50%。因此，即使在陕京三条管线的总运输设计能力为420亿立方米的情况下，储气库短缺问题也不容小觑。
　　不过，值得庆幸的是，2011年还未出现供气紧张的情况。据卓创资讯分析师李裬譞介绍，2011年1-10月，我国进口天然气1737万吨，已经超过2010年1216万吨全年进口总量。2011年预计进口LNG 1158.3万吨，预计同比增长23.8%；进口中亚气925.45万吨。进口资源的快速增长弥补了国内用气缺口。
　　价
　　天然气价改破冰
　　天然气价格改革呼声已久，天然气价格调控不到位的后果之一是挫伤了企业自我预调峰的动力和积极性。
　　如何确定供气成本是关键
　　记者在走访中发现，多年以来，天然气价格调控不到位的后果之一是导致企业没有自我预调峰的动力和积极性，这在一定程度上也加剧了“气荒”的出现。同时，业内人士也认为，天然气价格改革不到位，致使进口天然气价格倒挂严重，造成供需矛盾。因此，要求进行天然气价格改革的呼声持续已久。
　　有业内人士分析，天然气价格改革中最关键的一点是如何确定供气成本。“是否需要采纳净回值定价法，是否需要考虑不同地区的运输成本差异，这些问题的最终结果反映在天然气的价格如何确定上面。因此，如何确定天然气的成本决定了天然气最终价格的确定。”上述人士表示。
　　据了解，天然气从上游到下游可分为勘探生产、长输管道、下游应用三个部分，天然气终端销售价格也就相应地由出厂价格、长输管道的管输价格和城市输配价格三部分组成。目前我国天然气出厂价格实行的是国家指导价，跨省输送费用也是由国家统一制定，而城市输配价格由省一级价格主管部门管理。
　　正因如此，无论是与可替代能源相比，还是与国际天然气贸易价格相比，我国天然气价格都偏低。由中国石油企业协会与中国石油大学中国油气产业发展研究中心共同编写的《中国油气产业发展分析与展望报告蓝皮书》（2010年度）称，“目前，成熟市场经济国家天然气与原油比价通常在0.65-0.80元/立方米之间，而中国工业用天然气出厂价与原油比价仅在0.3元/立方米，与国际市场对比有很大差距，这种状况既不利于国内天然气产业健康发展，又严重阻碍油气企业增加天然气进口以缓解国内供需矛盾的积极性和动力”。
　　“在目前的价格体系之下，谁建调峰设施谁就要承担社会责任。因此在新的定价机制出台之前，燃气公司是赔钱的。”河北天然气有关负责人告诉记者。
　粤桂成为首批试点省份
　　2011年年底，国家发改委表示，为进一步理顺天然气与可替代能源的比价关系，引导天然气资源合理配置，促进节约用气，出台了《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》。通知指出，天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。在广东、广西两省（区）开展改革试点，主要是探索建立反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源的比价关系，为在全国范围内推进天然气价格改革积累经验。
　　对此，中投顾问能源行业研究员周修杰表示，如果推动天然气的市场化改革，势必导致天然气价格上涨。但目前天然气的推广使用仍处于初级阶段，天然气在能源结构中的比例仅为3.4%，远低于发达国家25%的水平。在此情况下，不受管制而是由市场决定的天然气价格势必导致天然气相对于其他能源不具备成本优势，推广难度增加，不利于天然气的大规模推广使用。因此，天然气的价格改革必须循序渐进，而非一步到位。
　　另外，这次天然气价格形成机制改革试点将现行以“成本加成”为主的天然气定价方法改为按“市场净回值”法定价。同时，将现行区别气源、路径，分别制定出厂价格和管道运输价格的做法，改为分省制定统一的门站价格。
　　对于上述“市场净回值”法定价方式，东方油气网分析师吕颖认为，该定价方式将与“成本加成”法一样不能适应多气源联网的需求。我国的天然气管道分属三大石油公司，由于是单一气源，单一管网，这就造成局部天然气消费潜力市场管网重复建设。此外，在对城市门站价采用市场净回值法后，如何规范管网公司和用户之间的定价机制还需进一步摸索。
　　资料显示，在2005年底国家发改委出台的天然气定价方案中，将天然气出厂基准价格设为每年调整一次，调整系数根据原油、LPG和煤炭价格五年移动平均变化情况，分别按40%、20%和40%加权平均确定。2010年6月，国家发改委将天然气价格每立方米提高0.23元，此次为中国自2007年11月以来首次调整天然气价格。
　　“应当将净回值倒推法、一地一价法、阶梯定价法等多种方式综合起来，因地制宜，合理定价。根据市场净回值定价和各地运输成本的差异制定出各地的天然气基准价格，在其前提下纳入阶梯定价的模式，这才是比较良好的天然气价格改革方式。”周修杰说。
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　　燃气分销市场竞争激烈
　　我国城市燃气分销市场的准入门槛比较低，大小企业纷纷涌入，这也加剧了分销市场的竞争程度。
　　燃气市场前景看好
　　我国常规天然气远景资源量56万亿立方米，可采资源量22万亿立方米。从国内天然气生产地域分布来看，生产集中在资源丰富的西北和西南地区，2011年西北地区产量占国内总产量的54%，西南地区产量占总产量的26%。至2009年天然气累计探明地质储量超过7万亿立方米，进入世界储量前列国，但探明率只有12%左右，勘探潜力大。
　　从主要生产商来看，中国天然气生产依然由中石油、中石化和中海油主导，2011年天然气业务对三大公司业绩的贡献正在不断增加，天然气生产板块的竞争加剧。2011年这三家公司的天然气产量占中国总产量的98%以上。其中，中石油的天然气产量占全国总量的73%，中石化占16%，中海油和其他企业占11%。据卓创资讯预计，去年1-12月中国天然气产量将达到996亿立方米，预计同比增长6.39%。
　　巨大的储量和产量也带动了我国天然气消费，加之节能减排等硬性指标的要求，业内人士预计未来天然气消费量将急剧上升。2000年以来，我国天然气平均消费增速高达16%，超过除核能之外的其他一次能源的增速。天然气消费集中在川渝、环渤海、长三角和东南沿海四大地区。
　　与此同时，2009年起我国天然气供需缺口开始显现，当年国内供应缺口5.1%。2010年扩大到9.8%。根据《中国能源发展报告（2009）》预计，到2015年、2020年，供需缺口将达到30%、40%左右，消费市场前景被看好。
　　天然气分销机制待完善
　　在此情况下，作为天然气产业链下游的城市燃气市场的竞争就显得异常激烈。记者在山东、河北等地采访时了解到，因为目前我国城市燃气分销市场的准入门槛比较低，大小企业都涌入，造成一定的市场混乱。有城市燃气企业人士反映，混乱的市场竞争不仅影响了城市管道建设的质量，而且也消磨了燃气企业建设储气库的积极性。
　　以山东为例，据中石油华北天然气销售公司山东销售处负责人叶红军介绍，国企和民企算在内，现在山东燃气市场至少有8-9家公司，这还仅限于知名度较大的，下面的各级县市还有更多的不知名小公司。
　　此外，河北天然气公司的有关负责人对记者透露，“有实力、正规大企业的输送管线是闭合环形的，既可以顺时针输送，也可以逆时针输送，所以当某一段管线出现问题时，这段管线的关闭不影响其他管线的使用，可以保证输气顺畅。但一些小企业的管线通常是枝状的，某一段出问题之后会影响其他管线的使用，最终会影响工业和民用，严重的会引起很大的社会问题”。
　　因此，有人士一直呼吁“健全法律法规，提高城市燃气准入门槛”。不过对这一建议，周修杰却表示反对。他介绍说，目前国内城市燃气分销市场仍处于初步发展阶段，较低的准入门槛刺激了城市燃气分销市场的发展，推动民营企业、港资企业、外资企业以及国有企业互相竞争，这有利于天然气的推广使用。而如果提高门槛，反而会限制了民营资本进入城市燃气分销市场，限制了市场竞争。
　　他认为，最终建立完善的天然气分销机制要通过市场实现优胜劣汰。“具备实力的天然气分销企业将会逐步扩大规模，市场整合力度不断加强。这是经济发展的自然规律。新奥能源联合中石化收购中国燃气正是这一趋势的反映。因此我们反对政府对城市燃气分销市场的干预，政府应当致力于建立透明的市场规则和完善的准入机制，推动市场的自由竞争。”