在经历十几年的天然气“黄金时代”后，中国的天然气消费量增长进入瓶颈期：分水岭在2014年已经显现，8.5%的年增速与此前两位数增量不能同日而语，而在即将过去的2015年，增速下滑幅度在进一步扩大。
而另一边，在供应偏紧时期签订的大量的液化天然气(LNG)长贸合约，即将迎来供应窗口期，2014年到2015年开始执行的新增LNG供应总量超过1000万吨;合同量最大的年份将会出现在2020年前后，需执行的合同量约为4400万吨。
在“黄金时代”，多个供应期在20年以上的LNG和管道气大合同签订都得到了国家领导人见证。中国从2006年开始进口天然气，目前天然气对外依存度约30%，从澳大利亚、中东和东南亚漂洋过海的LNG船，以及来自中亚和缅甸管道气的长期合约逐步签订和执行;中俄天然气合同在历经多年谈判之后突破;中国“三桶油”和多家国际石油公司纷纷在加拿大布局LNG出口项目，这些都是2020年后放量的重要气源地。
发生在2015年的一个显著变化是，上游天然气供应商从供应偏紧的局面，转为艰难保住市场的焦虑。国际石油和LNG现货价格从2014年下半年开始大幅下跌，国家发改委将国内天然气门站价在2015年年初下调0.4元/立方米之后，11月再次将非居民用天然气价格下调0.7元/立方米。
新一轮的天然气降价预期，早在2015年夏末秋初的时候就已形成，但直到入冬后“靴子”才落地。一位国有天然气销售公司人士指出，调价的最好时期已然错过：在夏季需求相对疲软的时候没有降价刺激潜在需求，而到冬季供暖期间原本就会有自然增长，于是降价的刺激效果难以评估。另有行业人士认为，今年前九个月的消费增速过于悲观，气价已经到了“不得不降”的地步，大幅下跌的LNG现货价格也给调价幅度不及时到位的门站价形成压力。
据独立大宗商品价格评估公司英国阿格斯(Argus)数据显示，亚太现货市场LNG到岸价格自2014年初一路下行，主要由于项目集中上线和需求下滑，直接结果是LNG现货和部分后期签订的长协价格一度出现倒挂的情况。
天然气过剩了吗?
为不致违约，今年出现了将几船长贸LNG在国际现货市场上转卖的案例。按国际惯例，长贸合约采取照付不议(take or pay)执行，若进口方没有履行合同气量，也需按量付费;而若供气方没有完成供给，则需按协议对进口商补偿。
按照中国政府规划测算，未来五年天然气消费量占一次能源消费的比重年均增长率约为11%。但来自中石油经济技术研究院的数据显示，受经济增速放缓、价格水平相对高、替代能源快速发展等多种因素影响，2015年1-9月天然气消费累计增速仅2.5%。
国家能源局副局长张玉清近日公开表示，预计今明两年天然气供应能力可能超过百亿立方米。中石油经济技术研究院的分析称，由于最近几年还将有大量进口气长贸合同进入执行的窗口期，每年至少需要150亿立方米的市场增量才能保证消化过剩资源。
一位来自能源局的官员坦承，在价格政策未理顺、第三方天然气进口商的准入没有达到目标之前，天然气消费量翻番的目标难以实现。
天然气电厂是东部沿海省份的用气大户，但受社会用电量增速放缓牵连，以及西部省份高压电的输入，气电厂的用量也受到抑制;一些包括陶瓷厂商在内的工业用户，由于石油、煤炭等价格的下降，天然气比价优势不再明显，重新使用液化石油气(LPG)、煤气等可替代能源;交通领域LNG对柴油的替代也已停缓。
财新记者从中石化天然气销售公司了解到，为保住下游市场，其天然气在东部沿海省份也要主动降价，降价幅度与中石油保持一致，比国家发改委定的门站价下降了0.3元/立方米。
国内气田产量也直接受到了进口LNG的压力。通过大规模的产能建设、销售渠道的保证以及财政补贴才得以实现经济开发的中石化焦石坝页岩气田，在中石化内部，需要根据现实的销售瓶颈，与普光气田协调进入川气东送管道的产量分配。中石化勘探院院长金之钧近日公开指出，中石化页岩气田2015年原计划生产35亿方页岩气，从现状看这个计划可能无法完成。
不过，石油业内人士也提醒，季节性短缺仍可能存在：用于季节性调峰的储气基础设施不足，是导致夏季用气富余、冬季用气偏紧情况的原因。此外，京津冀等地区的大气污染治理目标在2016-2017年冬天是一个重要的时间节点，届时燃煤锅炉置换燃气锅炉的任务要完成。
国务院2013年9月发布的《大气污染防治行动计划》要求，到2017年，全国煤炭占能源消费总量比重降到65%以下;京津冀、长三角、珠三角力争实现煤炭消费总量负增长，上述区域禁止新建自备燃煤电站项目，耗煤项目要实行煤炭减量替代。
一位能源局人士表示，未来五到十年，天然气产业进入调整期，尤其在“十三五”期间有三个核心的发展方向，一是大气污染防治压力大的地区，以气代煤的进程还要继续加快;二是随着电力体制改革的推进，天然气发电、分布式能源的潜力将继续释放;三是在环保的诉求下，车用和船用天然气的推广。
在一些业内人士看来，天然气价格调整机制不到位是抑制需求的主因之一，故很难下一个“天然气过剩”的结论。“需求侧的低迷主要是价格太高，国内气价调整的联动机制不够成熟，调价不像成品油那样频繁。”一位国有天然气销售公司人士认为。
管输费掣肘
天然气供应商苦于卖气的局面，除了供应宽松、需求不旺等基本面因素，价格传导机制不畅、市场第三方准入未严格执行到位也是重要原因。正是体制机制问题，使得上游供应商先于国家调价之前的主动降价行为，不能有效地刺激消费增长。
一位来自中石油经济技术研究院的专家认为：管网管理体制是价格传导的掣肘。从干线门站到用户终端，中间环节太多，包括省级管网、市管网和城市燃气管网，“从上游到下游层层加价，有很大一部分用气成本花在了管输费用上”。
根据最新制定的时间表，全面放开天然气价格将在2017年实现。发改委人士告诉财新记者，未来非居民气价都要慢慢“撒手”，让供应商和用户在新成立的天然气交易中心直接协商价格，管输费由物价部门审定并监管，将来用户支付的天然气价格就是供求双方交易价格加上管输费。
“预计2016年会开展天然气管道运输的成本监审，干线管道和省网分别由国家和省政府部门制定，在此基础上重新核定管输费用。”上述发改委人士说。
最近的天然气调价并不涉及长输管道门站和下游省市管道的管输费用调整。终端用户的期待，远比门站价的简单下调更多。广东油气商会会长吴清标告诉财新记者，除了希望长输管道门站价格下降，终端用户还希望管输费用能够下调。据他介绍，以广东省为例，西气东输的管道气到广东省门站之后，省级管网和市级管网还要各收取每立方米0.29元的管输费，合计就是0.58元/立方米，而这个价格分别由省市一级的物价局制定。“门站价下调之后，能刺激终端用户天然气消费量，量上去之后，有可能会倒逼省市一级管输费用的下调”。吴清标说。
一位中石油人士指出，长输管道门站以下的管输费用调整，主要取决于省级政府的态度，对此他举例称，“江苏没有省级管网公司，三大石油公司的管道气和LNG可以按照门站价格直供终端用户，这也是中石油和中石化能在江苏竞争价格的原因，也能获得较好的降价效果，可以看到今年夏天江苏的下游用量增速明显。存在省级管网的浙江省则出现用量下降的情况。”
在一些省级管网体制下，长输管道门站之后是省级统购统销的模式，上游供应商的降价幅度不能直接传导到终端用户。下游价格由省市一级物价部门决定，这当中存在非居民和居民用户交叉补贴、扭曲价格的问题，上游供应商甚至无法准确跟踪自己的气是以什么样的价格、交到哪些终端用户手中。
“这实质上是一种行政垄断。”上述中石油人士认为，比如采取统购统销模式的浙江省，在中石油和中石化的长输管道之后，还有浙江省管网、市级高压管网、市级中低压管网、城市燃气管网等多个环节，“国内气田出来的价格也就每立方米一元多，到终端卖很贵，中间的管输费甚至能占到终端气价的50%以上。有的用户选择不从管道买气，改用LNG槽车运送，比进省级管网还便宜”。
“第二梯队” 欲破准入垄断
因为国际现货市场价格一度存在和长协价格倒挂的情况，除了“三桶油”，包括华电、新奥、广汇、北京燃气、申能在内的“第二梯队”能源企业在国际市场上积极寻找现货供应，以出售更低价的天然气。尽管实际进口量无法与“三桶油”的进口量相提并论，价格的比较也会给手握长协的后者形成压力。
去年以来，“第二梯队”还抓住石油公司接收站开放的富余容量采购现货。目前实际准入的第三方气量主要是通过中石油开放的接收站容量窗口，今年已有新奥、广汇、北京燃气、申能等分别通过中石油在大连、唐山和如东等地的LNG接收站买入数船LNG现货。
“‘第二梯队’进口商希望绕过‘雁过拔毛’的垄断环节，直接去国际市场寻求低价气，充分享受国际LNG供应阶段性过剩的重大利好，尝试通过三方准入的方式来实现低投入高回报的目标，但现实证明，这条路从根本上与‘三桶油’的商业利益相冲突，不可持续。”来自思亚能源的报告指出。
国家能源局在2014年出台《油气管网设施公平开放监管办法》，鼓励第三方企业利用石油公司的接收站富余能力进行代储转运，但实际执行效果不彰。总量仅为几十万吨的第三方现货接入，只是石油公司的LNG接收站向第三方开放准入的少数案例。
占据绝大部分天然气长输干线和LNG接收站的“三桶油”，一方面要保证自家上游气田和进口气的外送通道，另一方面要顾及下游销售的份额，天然不具有开放基础设施的积极性。在需求侧增速滞缓的情况下，力保自家“一亩三分地”的心态更为突出。
前述中石油人士指出，在夏天现货价格较低的时候，石油公司的接收站要给自己备货，无法向第三方进口商开放窗口期，接收站的容量通常在冬天库存降低之后才能释放，但届时现货价格又会回涨。此外，接收站还会要求第三方迅速将货物周转出去。
因此，仰仗“三桶油”开放第三方准入窗口期，从数量和时间上都难以获得稳定的预期。为能够掌握进口主动权，数家“第二梯队”进口商正在筹备自家接收站。华电、广汇和新奥已经分别在江苏赣榆、江苏启东和浙江舟山获得了建设LNG接收站的“路条”，接收能力分别为600万吨/年(一期)、1000万吨/年(三期)和350万吨/年(三期)与在海外市场上寻找协议天然气的行动同步推进。
除华电在今年10月与BP签订了年供应量最多可达100万吨、为期20年的LNG采购合同之外，新奥和广汇的接收站虽然已经开建，但直到目前还没敲定天然气长贸合同，而且接收站设施动辄上百亿元的投资规模，对于体量不大的企业来说资金压力不小，存在着与地方或其他进口商共同合资的可能性。
无论从合同量还是接收站规模，“第二梯队”在未来五年内还没办法与“三桶油”形成犄角之势。但乐观者看到，如果天然气行业改革能够落实到位，行政垄断的手能够放松，新进入的市场参与者在低油价周期签订的长贸合约会更有竞争力，可供终端用户选择、比价的来源更多元之后，可以期待一个更有活力的天然气市场竞争局面。
原标题：天然气增速拐点之后
