煤改气仍存在薄弱环节 煤改气诸多短板待补

　　在我国，截至2016年年底，天然气作为燃料涉及取暖面积共约22亿平方米，占总取暖面积的10%左右；天然气用量259亿立方米，占北方地区天然气消费总量的26%。在取暖分布上，北京天然气取暖居全国首位，取暖面积约6.4亿平方米，约占北京取暖总面积的80%，约占北方地区天然气取暖总面积的29%。河北和新疆位列第二梯队，取暖面积占北方地区天然气取暖总面积的比例均在10%左右。其中，河北省近几年发展势头迅猛,快速赶超新疆、天津等地，列第二位。2016年，河北天然气取暖面积约2.5亿平方米。分城市来看，列为北方地区冬季清洁取暖规划首批实施范围的“2+26”重点城市是天然气取暖的主力地区，天然气取暖面积合计在12亿平方米以上，约占北方天然气取暖总面积的55%。

　　在取暖方式上，目前我国的天然气取暖主要有燃气锅炉房、燃气热电联产、燃气壁挂炉和天然气分布式能源四种方式。其中，燃气锅炉房为第一大取暖方式，占比约55%；其次是热电联产，占比31%；燃气壁挂炉位列第三，占比14%；分布式能源较少，占比不足1%。

　　2016年12月21日，习近平总书记在中央财经领导小组第14次会议上强调，推进北方地区冬季清洁取暖，宜气则气，宜电则电，尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重。在推进北方地区清洁取暖的过程中，天然气如何发挥作用，怎么做到“宜气则气”是各方关注的焦点。从目前的形势看，清洁取暖“煤改气”短板犹在，短时期内在全国大面积推广存在一定的困难，因此，在制定“煤改气”实施方案的时候必须针对我国天然气发展现状、根据各地特殊禀赋，进行“量身定制”。

　　“煤改气”仍存在薄弱环节

　　总体来看，清洁取暖“煤改气”发展的政策环境宽松，环保驱动效应不断增强，监管体系逐步完善，宏观环境是有利于清洁取暖“煤改气”发展的。但是，“煤改气”目前也仍然存在着明显的薄弱环节，制约因素主要表现在储气调峰设施、“最后一公里”管道基础设施和天然气取暖经济性三个方面。

　　首先是储气调峰设施建设严重滞后。取暖用气集中在采暖季使用，用气的季节峰谷差较大，对储气调峰设施配套建设要求较高。目前，华北地区冬夏季季节峰谷比已达3.5以上，清洁取暖“煤改气”的实施将进一步推高冬季用气峰值。而我国储气调峰能力建设严重滞后。一方面，作为国际通用调峰手段的地下储气库有效工作气量偏低，截至2016年年底，我国地下储气库形成的有效工作气量为64亿立方米，仅占表观消费量的3.1%，远低于世界10%～15%的平均水平。另一方面，城市应急调峰设施建设刚刚起步，与《天然气基础设施建设与运营管理办法》所要求的“2020年至少形成不低于保障本行政区域平均3天需求量的应急储气能力”，有很大差距，在采暖季用气高峰可发挥的作用有限。以“2+26”重点城市所在的华北六省市为例，目前应急储气能力1亿立方米左右，仅相当于2016年日均用量的75%。然而，在天然气尚未实现完全市场化运作的大背景下，储气调峰价格尚未建立，有涨有跌的天然气价格尚未成为常态，调峰设施投资和储气费用回收渠道不明确，导致企业建设储气调峰设施的积极性并不高。

　　其次，管道等基础设施建设存在短板。基础设施的完善程度直接影响清洁取暖“煤改气”的目标制定和发展路径选择。除农村等人口集中度较低的地区可选择LNG点供外，清洁取暖“煤改气”发展的制约因素之一即是天然气管网的供气能力和通达程度。以“2+26”重点城市为例，在区域内的328个县级行政单位中，尚有17个没有接通管道天然气。即使通了管道，多数也仅通至县城一级，大部份乡镇缺乏管道气。要想大规模推进清洁取暖“煤改气”，解决基础设施建设问题显得尤为迫切。

　　再次，天然气取暖经济竞争力比较弱。在现行条件下，“煤改气”与补贴息息相关，改造环节需补贴，利用环节同样离不开补贴。中央财政补贴力度多大，地方财政是否雄厚，直接制约着清洁取暖“煤改气”的发展规模。同时，接口费、开户费等形式的天然气接入费用普遍存在，部分地区省内天然气管道、城镇燃气配气管网等中间环节费用偏高，这些因素都在一定程度上影响了清洁取暖“煤改气”的发展。

　　量气而行、量财而行、量力而行

　　从天然气资源、管网、储气调峰设施建设进展来看，我国目前尚不具备大面积推广天然气取暖的条件。一方面，由于国际市场变化、地方政府和天然气基础设施所有者利益诉求不一致等原因，供气重点项目建设进展往往低于预期；另一方面，由于调峰短板的存在，采暖季供应存在“举全国之力保华北”的情况，南方用户和非采暖用户的交叉补贴问题也一直未得到解决。若清洁取暖“煤改气”在全国大面积推广，势必将导致“气荒”成为常态。因此，清洁取暖“煤改气”的发展必须也只能突出重点地区，建议配合大气污染治理，仅将“2+26”城市作为发展重点，北方其他地区适度发展，南方地区则应限制发展。

　　初步统计分析表明，若“2+26”重点城市所在六省市天然气取暖全部按计划完成，用气量将增加约294亿立方米，到2021年天然气取暖用气量将达到约479亿立方米，高峰日用气量约4.8亿立方米。在考虑其他行业用气后，高峰日天然气需求总量约为6.6亿立方米。而中石油、中石化和中海油三家石油公司已建、在建和规划的供气能力只有约5亿立方米/日，低于高峰日需求量。因此，为防止发生气荒，清洁取暖“煤改气”的发展必须“量气而行”，真正做到“宜气则气，宜电则电”。各地应按照与供气企业签订的“煤改气”供气协议，制定实施方案和年度计划；供用气双方都要签订天然气购销合同并严格履行。

　　同时，面对巨额的财政补贴，各地在制定“煤改气”实施方案和年度计划时，应该充分考虑财政实力，量财而行，切勿“贪大”。以“2+26”重点城市壁挂炉采暖为例，按照改造环节每户补贴4000元，用气环节每立方米天然气补贴0.3元测算，2017～2021年“2+26”重点城市壁挂炉用户共需新增大约1200万户，累计补贴用气量291亿立方米，改造和利用环节的补贴金额合计约567亿元。按照中央和地方各承担50%考虑，仅燃气壁挂炉一项，中央财政的补贴金额高达280亿元左右，超过了首批清洁取暖试点城市三年的补贴总额（219亿元）。

　　具体到落地环节，则需要因地制宜地量力而行。在气源方面，应坚持“宜管则管、宜罐则罐”的原则，综合利用管道气、撬装LNG、CNG等多种方式，发展天然气取暖。在设区市主城区和县城，由于用气量大，管道天然气将成为主流；而在人口相对较少的农村地区， LNG、CNG等点对点气化装置则不失为一种扩大清洁取暖“煤改气”实施范围的好办法。在天然气取暖方式上，应综合考虑气源条件和采暖条件，选择适宜的取暖方式。从目前统计来看，2017～2021年“2+26”重点城市在取暖方式的选择上，基本比例为壁挂炉40%，热电联产30%，锅炉房25%，分布式能源5%。但在电力供应总体过剩的前提下，满足相同的取暖需求，一座热电联产与几座锅炉房相比，哪个更优，还需要进一步深入研究。

　　长远发展必须补齐短板

　　当前，事关我国清洁取暖顶层设计的《北方地区冬季清洁取暖规划》《清洁取暖“煤改气”气源保障方案》等正在紧张编制过程中，必须清醒地意识到，清洁取暖“煤改气”的长远发展，是要建立在补短板基础之上的。

　　加快储气调峰设施建设是绕不过去的坎儿，尤其是加快地下储气库和沿海LNG接收站调峰储罐的建设，确保天然气销售企业到2020年拥有的天然气储备气量不低于其年合同销售量的10%，确保2020年县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域平均3天需求量的应急储气能力。同时，应尽快理顺天然气价格机制，推行季节气价、调峰气价，使调峰市场化运作具备价格条件，并在此基础上逐步建立储气调峰服务市场，鼓励更多的投资主体加入建设地下储气库的行列。

　　供气不足难题可以通过气源多元化途径解决。从目前市场发展来看，要弥补仅依靠三大石油公司供气导致的市场缺口，应顺应天然气体制改革的要求，鼓励竞争，在充分发挥三大石油公司主渠道供气的基础上，进一步促进市场供应主体多元化。其一，可以深入发掘地方煤层气、页岩气等供应潜力，加快推动非油公司建设LNG接收站的节奏；其二，应该鼓励更多企业，尤其是有实力的城镇燃气经营企业，在国际市场自行采购LNG，借助基础设施的“第三方公平准入”，解决调峰问题；其三，可以鼓励地方城镇燃气经营企业利用天然气交易平台等途径，通过“淡储旺销”方式增加冬季采购量。

　　在补短板的过程中，政府的强力监管不可缺位。一方面，要进一步落实“第三方准入”，为调峰气源多元化提供支撑。虽然2016年三大石油公司和部分省级管输企业相继公布了管网设施的基本信息，但信息公开与真正的管网公平无歧视准入之间仍存在较大的差距，继续改革的脚步不能停。另一方面，应继续加强输配价格监管，降低用气成本，以提高天然气取暖的经济竞争力。目前的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》仅针对跨省（自治区、直辖市）输气管道，并不包括省（自治区、直辖市）内短途输气管道、油气田内部的矿场集输管道、海底管道和城镇燃气输气管网；《关于加强配气价格监管的指导意见》也未触及初装费这个城镇燃气经营企业的主力利润来源，这些都需要在未来的监管文件中进一步细化、明确。