最近“气荒”的故事铺天盖地，而我却仿佛回到煤价高达千元每吨的2008年。中国人缺乏契约精神，逐利行为使得电煤的重点合同（长协）执行率一直相当差，买卖双方既不能保量也不能保价；2008年的那一年，不要说长协，就算刚签的合同，给你两个小时打款，没有打款，不好意思，涨20块/吨。那一年，国企再冗长的流程也变得有效，也能一小时办完所有流程了，没办法，全市场都在抢煤，你不要，有的是要的人。我国资源禀赋第一的煤炭尚且有如此疯狂的时期，资源禀赋本就不足的天然气如果不是价格大部分受国家控制，遇到今年巨大的供应缺口，LNG价格破万，不过咫尺。
“气荒”故事
所谓“气荒”就是指在一些地区发生因天然气供应短缺，造成部分天然气用户断供停气的现象。
由于短缺，“2+26”座城市中频繁出现煤改气的居民用不上气、供不了暖的投诉，LNG卡车司机哭诉由于气价调高生意没法做的惨剧，“煤改气”后却无液可加无法开工的工业小业主对负责供气的燃气公司老总拳脚相向……
短缺在价格层面的反映就是涨价：受价格管制的各地管道气基量涨幅接近10%-20%；上海交易中心的管道气拍卖从2.08元/立方米拍到3.32元/立方米；华北地区槽车LNG价格每天一变，一天涨五百元/吨甚至更高，最终从九月的3500元/吨涨到十一月的9400元/吨（约合6.7元/立方米）；区域性短缺使得南北方LNG差价扩大，南方4000元/吨的气到了北方变成9000元/吨，而在产气地的四川和陕西的非居门站价分别为1.55元/立方米和1.24元/立方米，LNG价格竟然超过7000/吨（5元/立方米）……
“气荒”谁之过？
供不应求意味着供应侧和需求侧的极大不平衡，简单讲就是需求侧超预期规模的增长和供应侧始料未及的减少是造成的今年“气荒”的主要原因：
需求侧的超预期增长：根据2017年1-10月，全国天然气消费量1865亿立方米,同比增长18.7%，其中：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%。这些增长既包括增量又包括存量，今年的经济强劲，带动了工业、化肥等存量用气的增加；增量部分则以大大超预期规模的“煤改气”为主。
可以从公开信息查到的减煤目标是北京市1300万吨，河北省7000万吨，天津市1000万吨，山东2000万吨，江苏1300万吨，上述省份基本或超额完成了减煤目标，而我最近的调研表明，山西省和浙江省的“煤改气”分别压减煤炭消费量1000万吨和200万吨。也就是说2013-2017年间，大约有1.4亿吨煤炭（含焦煤）被压减，并且近50%发生在2017年。
能源供需平衡是需要资源计划与调配的，尤其对于需要实时匹配且进口依存度高的天然气，至少需要1-2年的时间提前规划，2017年始料未及的“煤改气”强度使得供应部门无法准确、及时地按照需求量组织供应，而收缩了的供应量加剧了短缺程度，最终导致“气荒”愈演愈烈。
“气荒”谁受伤？
断供用户泪沾巾：所有改了气却没能用上气的用户都受伤，其中有居民、工商业主、电厂、甚至卡车司机。气荒的缺口总得有人填补，要么供应侧加量、要么需求侧减量。地下储气库设施容量不足，环渤海LNG接收站的窗口期早在夏天就已排满，意味着北方可能的进口增量极少。如果供应补不上，就只能压减需求，减量以非居民为主，即包括增量用户又包括存量用户。根据我的调研与访谈结果估算，为调峰全国非居用户共被减量约7000万方/日，包括西北化工大约压减了3000万/日、全国的工业压减了2000万方/日，华东地区的发电压减了2000万/日。这些压减都意味着工业与发电用户蒙受了巨大的经济损失。
新晋小型城燃赔大发：小城燃尤其是今年新参与“煤改气”的公司，由于资源获取与配置能力弱，加上过往无存量，能够获取的管道气供应量有限。然而，为完成“煤改气”任务保供，的确有一些民营小公司为完成“煤改气”任务，高价购买LNG限价供应用户，赔大本赚吆喝。
中石油也背锅：“气荒”之下，中石油是被指责最多的参与者，指责主要在于“照付不议”合同该不该履行？对许多合同既减量又提价。在我看来，这不过是当年煤炭故事的重现，好在把握全国75%供应资源的中石油是受国家管制的，不敢像当年煤炭届（不乏央企国企）那样漫天要价。而中石油也确有难言之隐：一是要全力保北京，全国最大的一级用户北京燃气并未签订照付不议合同，但他们提出的需求量中石油必须得保；二是低价保民用，所有“煤改气”的量都必须以民用价格（一般居民用气比非居民用气低20%左右）供应。供应量减少的中亚气在中石油的供应气源中属低价气，低价气源供应的减少使得中石油不得不切断售价高的工业用户销售给低利润甚至赔钱的民用气。因此，保供带来的压力不仅有量上的，更有利润上的，何况在9月1号，发改委已经下调门站价0.1元/立方米。供应紧张、利润下降的情况下，每个经营者会考虑改善价格策略，实现经营预期。中石油如需改善形象，就应该理一理“煤改气”这本帐，说明今冬增加的保供量和上游资源量的增减状况，信息透明是增加信任和积极的利器。
发改委很委屈：另一个被指责的部门是发改委价格司，针对在当前上游供应主体不足的情况下，本轮价改给予上游供应商价格上浮的权利时机是否适宜？改革的步伐是否过于猛？要不要先培育上游市场主体，再行价格放开？LNG价格的放开是必要必须的，如果LNG价格一样受到管制，试问谁会进5元/立方米的气卖给你3元/立方米。如果LNG没有价格的顺延，无法挣利润，那么供应只会更加紧张。
从产业生命周期看，天然气产业所处的快速发展期并不是改革的最佳时期，然而短暂的低油价窗口期与成本不断降低的新能源的追赶使得天然气行业不得不迎难而上。今年“气荒”的原因是多层次的，改革中遇到问题，更重要的是梳理问题背后的原因，“气荒”不能也不应该阻挡改革的步伐。
环保部被冤枉：环保部因为发出了未进行“煤改气”的允许继续烧煤的通知，这样一共为解决今冬供应不足问题的保障措施。使得大家纷纷怀疑减煤失败，改过来的气是不是又要被改回去？企业哪里经得起这个折腾。
京津冀今冬的蓝天可以证明“煤改气”的成效，国家、企业和个人花费了大量金钱和精力创造的“蓝天”成果，哪有那么容易就倒退回去。当务之急是寻求经济、安全的可靠气源，保障已改气的用户用上气。
“气荒”谁得益？
供不应求的情况下，产业链中总有受益者，包括但不限于：
LNG产业链从业者：价格上涨周期，LNG液化厂只要能拿到气，就能挣到钱；每日500元/吨上涨的价格使得许多小LNG贸易商只要有渠道从液化厂或接收站拿到液，倒一槽车液就挣5万块，甚至许多槽车司机在路上都能把业主的一车液倒卖掉，再跟业主分一点钱。发改委近日下文稳定LNG价格，严重的供大于求情况下，此举不能让LNG价格迅速下降，但易于价格平稳，平稳的价格预期下，LNG产业链的人就只能挣稳定差价，因此，稳定LNG价格文件会从一定程度上限制LNG产业链的利润。
国家石油公司：“气荒”之中，不论中石油、中石化和中海油在供应价格上都有不同程度的涨幅，在缺乏精准数字的情况下，通过涨价幅度与非居供气量测算，初步估计涨价对各公司供暖季的天然气营收增长贡献在10%-15%之间。
部分跨区域性经营城燃：部分跨区域性的城燃有较强的资源配置能力，由于居民用气和非居民用气价格双规制，而居民用气在保供序列中排第一，大多数城燃一般会报高民用气比例争取更多低价管道气，同时将低价购得的民用气销售给售价更高的非居民用气。当然，在我写这篇文章的时候，也有跨区域经营城燃告诉我说，我们每个区域的城燃都在抢LNG，都在赔本保供。
或许，现在不是评判谁得利的时候。2017年的财报会说话。
“气荒”如何解？
国内天然气资源禀赋匮乏，好不容易扩大的消费需求应该力求保住，明年，即便在同等消费规模下，国内产量增量依然有限，扩大进口LNG的供应规模是安全保供头等大事。
短期来说，可以进行以下措施：
一是尽快确保天津中石化LNG接收站尽快投产。天津中石化LNG接收站日供应能力达2000-3000万方/日，可以解决今年缺口的约30%，是见效最快的增供方案。其背后的问题是中海油老的渤海油田输气/油管线在中石化天津LNG航道上，需要拆除，目前渤海油田新的输油输气管线已建成，却因被划归渤海生态保护区无法投产，改变新管线需增加成本7亿元，这个钱谁也不愿出。新管线不投产，老管线就不能拆，由于需要协调两个省市、两家公司、多个部门，已具备接卸能力的天津中石化LNG接收站却由于上述问题被无限期搁置，保供面前理当顾大局，尽早解决问题。
二是2018年夏季尽可能多的拿现货。当前国际LNG市场仍处于供应较为宽松的状态，LNG贸易现货已接近全球LNG贸易总量的20%，利用夏季销售淡季多进现货，入华北与东北储气库，保障冬季供应是必要且可行的措施。
三是尽快推动LNG接收站第三方准入。中海油今冬利用自己南方LNG接收站进了一些LNG平价卖给中石油北方保供，两桶油的保供合作为我们树立了好的榜样。2018年，可否在国家石油公司层面率先开展第三方准入，提前开放冬季窗口期，在夏季低价时期签订冬季供货的合约，为冬季低价保供做贡献？探索接收站开放规则，为进一步全面放开打基础。
中长期看，建议通过政策保障推动调峰基础设施的建设：
一是加快推动环渤海地区LNG接收站的建设。2017年5月19日出台的《国家海洋局关于进一步加强渤海生态环境保护工作的意见》影响了处于保护区内的黄骅港和蓬莱两座接收站的建设进程，加大区内天然气供应保障能力。
二是加快推动价格并轨与精准补贴。居民与非居民天然气价格双规制既无法准确反映用户实际应支付的成本，更造成了部分城燃利用双规制制度不合规范的挣钱，因此，应尽快推动价格并轨，可先经济发达地区后经济欠发达地区地改，同时，为保障民生，可对天然气销售征收一定名义的“基金”，精准帮困，定向给困难户、供热单位等终端用户发放补贴。
三是建立调峰价格机制，加快储气库建设。深挖气荒背后的原因，不得不提及储气库建设，由于有供暖等因素的存在，冬季供暖季节（11月至次年3月）5个月的用气量一般会接近或达到全年的一半。国外一般利用储气库解决季节调峰，2015年全球正在运营的地下储气库总工作气量约3588亿立方米，占天然气消费总量的10.3%；欧洲2015 年储气库总工作气量1460亿立方米，约占欧洲天然气消费量的23%；EIA统计，美国的储气库工作气量约占天然气消费量的16%（不清楚年份）。而根据我国《天然气十三五规划》，截止2015年，我国储气库工作气量为55亿立方米，约占全国消费量的3%。
“气荒”再一次暴露了我国储气设施建设滞后、调峰能力不足的“短板”。根据我过往对储气库的研究，一般储气库实现投资8%的投资收益需要冬夏气价峰谷差价达0.7-1元/立方米。2016年发改委发布《关于明确储气设施相关价格政策的通知》明确储气设施的天然气购销价格、储气服务价格由市场形成。然而，门站价的限制使得这一政策无法发挥作用，2014年油价下跌、油气改革开始后，储气库建设基本处于停滞状态。不利于地下储气库持续建设和运营。
“气荒”之下，巨大的价格差使得各燃气公司建调峰罐的积极性将被提高，然而，对于季节性保供，依然需要大力建设地下储气库：要么国家继续出钱建储气库；要么建立调峰气价，提高储气库经济效益，拉动社会投资储气库的积极性。决策再难，也不能无为而不治。
以一段环保部发布的京津冀大气污染传输通道城市今年10月-11月空气质量情况作为结尾，今年11月，“2+26”城市PM2.5月均浓度范围为46-91微克/立方米(μg/m3)，平均为68μg/m3，同比下降37.0%。
在这一片蓝天下的每一个人都应该珍惜这个来之不易的自由呼吸的冬天，而天然气行业产业链的每一参与者为了这个行业和自身的发展应该努力出一份已力，毕竟前有煤炭老大哥，后有新能源小兄弟，你不努力，迟早被赶超。
