高度重视“气荒”问题

（在全国政协经济形势座谈会上的发言）

日期：2018年1月18日下午

一、2017年四季度出现的“气荒”

四季度入冬后，我国华北、华中、华东部分省/市出现气荒，天然气供不应求，造成部分群众挨冻。对此，有不少报道，群众非常关注。气价也大幅上升，从11月15日液化天然气（LNG）每吨4200元升至12月底的8800元，少数地方突破1万元。河南郑州出租车天然气价从原来3.66元/立方米，12月19日涨到4.8元；引发数百辆出租车参与罢工事件，导致区域内交通一度陷入瘫痪。

习近平总书记对此多次作出重要批示。李克强总理指示，各地方各部门要设身处地，把群众冷暖挂在心上，从实际出发，以多种方式保障供暖。经过努力（多进口、南气北调），现在情况有所好转；2018年1月上旬，LNG价格回落到每吨5600元。但对此事发生的原因需认真分析总结。

二、原因分析

近几年，为改善大气环境、优化能源结构，我国很多地区的“煤改气”步伐大大加快。愿望是好的，方向是对的，问题出在工作上。

一是片面强调少烧煤、不烧煤。一些农村墙上刷的标语是“谁烧煤就罚谁”，“坚决禁止烧煤”。但气温大降，其他取暖条件不具备时仍严禁群众烧煤取暖，使大家受冻，违反了实事求是、以人民群众为中心的基本要求。

二是天然气的供应增长跟不上大面积短时间内推广“煤改气”的需求增长。我国一次能源消费以煤为主，高时煤炭占比达76.2%（1990年），近几年降到60%左右，天然气占比逐年上升，2005年消费468亿立方米，占比2.7%；2016年为2058亿立方米，占比升至6.2%。天然气消费与生产紧密关联，而天然气的产量增速与前几年的投资、勘探、开发密切相关，一般情况下也是稳步增长。2017年一些地方在未充分研究天然气供应能力的情况下，只强调加快“煤改气”。例如，河北省去年初确定“煤改气”目标是完成约160万户，当时计算需用气约83亿立方米，省内自产能力只有不到10亿立方米，其余靠外部输入。到11月实际完成232万户，“煤改气”户数任务大大超额完成，但供气不足的缺口也大大扩大。据安徽省能源局反映，该省天然气供应缺口达1/4；武汉市用气量需求高峰为每天1200万立方米，缺口约300万立方米。

三是我国的天然气储备能力过低。天然气储存难度大，我国冬季、夏季用气量相差极大，对储气能力的要求高。例如，北京市近年冬季日消费量达1.1亿立方米，为夏季消费量的5.5倍。一般而言，一国天然气储存能力为年消费量的10%左右，而我国至2016年末的18个建成储气库总能力55亿立方米，仅为年天然气消费量的2.67%，调节能力过低。

四是近几年我国天然气和LNG的进口快速增长。2010年进口127亿立方米，占我国天然气总消费量的11.8%；2017年进口约920亿立方米，增长27%，占38%。而国际市场可贸易的LNG量是稳步增长的，而且85%以上是按长期协议供货。一国大量增加的短期需求，只能在现货市场去抢，既不容易，也会导致价格上涨。因我国去年进口LNG大幅度增加，国际市场年底现货LNG价格比当年低价时上涨30%。2017年12月我国进口天然气达创纪录的789万吨，LNG进口价达379美元/吨，比2017年低点的4月份上涨23%。

三、四点建议

2018年我国“煤改气”工程仍需积极推进，优化能源结构、多用清洁能源也需努力，按“十三五”规划到2020年我国天然气占一次能源消费占比拟达到10%。为此，要及时总结经验，不断改进工作。

1、去年政协会我对煤炭去产能提过一项建议“去产能不等于去产量”。对优化能源结构，多用天然气，我的建议是“优结构重点是供给侧”，即重视供给侧的天然气发展。要加大国内天然气勘探开发力度，加快天然气储气库和管网建设。如按2020年天然气占我国一次能源消费的10%（总量控制在50亿吨标准煤以内），年需气量约在3700亿立方米，10%的储气能力就是370亿立方米，一定要抓紧谋划并及时启动较大规模的储气库建设，加快生产发展。

2、搞“煤改气”，要解决好工程的群众负担，工程质量与安全。如，“煤改气”一户的安装费一般需3000元或更多。虽有政府补贴，农民至少也要自付1000元以上；因农村房屋很多保温性差、面积大，取暖用气的支出比烧煤要高不少。因投资标准低，出现一些不符合工程资质的企业、工人搞工程，使用劣质材料，以及线路架空设立等安全隐患。有的群众反映，仓促搞“煤改气”后，“炸弹终于家家通了”。同时要把保障供气放在优先位置，既尽力而为，又量力而行，根据实际供应能力确定“煤改气”等的规模，把以人民为中心放在规划及实施的第一位。在天然气供给及配套设施、储备能力等不具备条件时，冬季取暖应“宜气则气、宜电则电、宜煤则煤、宜油则油”，不能搞一刀切。在天然气供应紧平衡形势下，应优先保障民用气（2015年我国天然气消费城市用气占30%，工业燃料占24%，化工和发电各占14%）。

3、深化改革。我国天然气供应渠道和市场参与主体较为单一，可适当放宽市场准入，鼓励和吸引更多企业参与到储气设施的建设中来。对油气管网改革应积极推进，气价形成机制也应深化改革。

4、更有效参与国际天然气市场合作。要积极参与上游，掌握更多的天然气产能。同时，在定价权、人民币结算等方面要做出更大努力，来源要更多元化（2017年我国进口LNG中，澳大利亚占47%、卡塔尔占19%、马来西亚占12%、印尼占8%、美国占3%，这5国占89%）。