2017年冬季，在供暖需求加大、大气污染治理等相关因素影响下，我国局部地区迎来了气荒，让人记忆犹新。2018年8月，国务院印发了《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，国家发改委、国家能源局自2018年起牵头开展了天然气产供储销体系建设工作，天然气供应紧张的形势得到有效缓解。

随着能源结构转型提速和大力实施大气污染治理等相关政策支持，国内天然气消费量增速和年度消费增量连续两年刷新历史新高。如何完善我国天然气产供储销体系建设，全国人大代表，中国石油天然气股份有限公司锦州石化分公司加氢裂化车间生产班长、高级技师高颖明认为，仍有一些矛盾和问题需要从政策层面研究和解决。

高颖明表示，目前，我国天然气供销体系存在5个主要问题：

一是国内产量增速低于消费增速，天然气对外依存度逐年提高。2018年，我国天然气产量约1610亿方，同比增长7.5%；天然气表观消费量约2766亿方，同比增长约16.6%，国产气量远不能满足日益增长的市场需求量。2018年，全国天然气进口量约1240亿方，同比增长32.1%，天然气对外依存度已从2010年的15.9%迅速提高到2018年的45.3%。目前，我国常规主力气田还处于递减期，致密气、页岩气等非常规天然气是重要接替和补充，但非常规气开发难度大、成本高、经济性差，在当前政策下不具备规模开发条件。

二是储气调峰能力明显不足，上游供气企业承担过大压力。2018年4月26日，国家发改委下发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》。意见明确供气企业承担季节（月）调峰责任和应急责任；城燃企业承担所供应市场的小时调峰责任；地方政府是负责协调落实日调峰责任主体。但在实际运行中，上游供气企业却承担了月、日、甚至小时调峰责任和应急责任，承担了过多的储气调峰责任。同时，按照国家部署目标，要求上游供气企业到2020年形成不低于其年合同销售量10%的储气能力；城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力，各地区到2020年形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力。但由于储气库建设成本高、周期长、成本收回困难等问题，上游供气企业完成任务目标困难较大。

三是基础设施建设滞后，互联互通程度不够。目前我国拥有跨省干线管道里程约7万公里，包括城市燃气支线及配气管网后，管网总里程约70万公里，人均管线长度约0.5米，低于全球人均1.11米的水平，更远低于美国人均11.2米。而我国管道又分属不同运营主体，区域间管道相对独立，彼此间互联互通较差，协调灵活性和应急能力不强，特别是省级管网大多由省属国有企业控股，实行统购统销，互联互通程度不够。

四是三大石油公司承担新扩建液化天然气接收站及配套输气管道比例过低。按照国家安排部署，2019年~2035年拟规划新建LNG接收站28座，扩建12座，新增接收能力21960万吨，到2035年达到48座，年接收能力超过2.9亿吨（折合4060亿方/年）。拟配套新建输气管道超过9432公里，输气能力达到29亿方/日。在规划新建、扩建的40座接收站中，按目前的安排由三大石油公司建设20座，年接收能力新增9730万吨，占比44%；由相关省属企业和民营企业建设20座，年接收能力新增12230万吨，占比56%。与接收站规划同步配套的天然气管道约9430公里，其中三大石油公司建设3620公里，占比39%；省属企业和民营企业建设5810公里，占比61%。LNG接收站及外输管道是专业性较强、危险性较大的工程建设领域。三大石油公司在接收站和配套天然气管道建设项目的设计、组织建设、运行维护等各方面具有其他企业不可比拟的专业配套、资金筹措、项目管理及安全运行等各方面优势。目前，三大石油公司在接收站和配套天然气管道建设中的比重较低，良莠不齐的建设企业承担此类工程极有可能为项目长期的安全运行埋下隐患。

五是市场化价格机制未充分形成，进口气价格倒挂导致企业销售环节亏损严重。我国天然气长期实行价格双轨制，进口气资源价格遵循国际市场规律，与油价联动，进口气成本高，而国家对管道气销售价格进行管控，门站价格不能充分体现市场供需情况，未完全市场化，导致上游供气企业进口天然气价格出现倒挂现象，企业亏损严重。以中石油为例，2010年~2018年进口天然气已累计亏损2229亿元以上。进口气巨额亏损严重影响上游供气企业引进进口气的积极性，在对外依存度逐年升高的背景下，进口气安全平稳供应面临较大不确定性。

天然气产供储销体系建设是保障天然气长期稳定供应的基础和关键。为加快推进天然气产供储销体系建设，促进天然气协调稳定发展，高颖明建议：

一、加快出台支持政策推进国内气田上产。一是建议国家将页岩气和煤层气0.3元/立方米的补贴政策延续到“十四五”或2035年，并尽快出台致密气补贴政策，从低征收资源税，支持上游生产企业加快非常规天然气资源的勘探开发，快速提高国内天然气产量，有效抑制对外依存度的过快增长。二是科学设定各类自然保护区，合理划定核心区、缓冲区和实验区，区别对待、分类处理，特别是允许在部分环境敏感区开展有限的天然气勘探开发活动，有效解决自然保护区与油气矿权重叠影响油气生产的问题。三是进一步简化天然气勘探开发征地手续、加快办理节奏，对油气行业继续实施土地使用税减税降费政策。

二、加大储气调峰设施建设的支持力度。一是建立以地下储气库和沿海液化天然气(LNG)接收站为主、重点地区内陆集约规模化LNG储罐为辅，可中断用户、管网及区域调运等手段为补充，多种方式共同发挥作用的综合调峰体系，努力满足调峰供气需求。二是国家制定储气库储转费收取标准或建立市场化调峰定价机制，保障储气调峰设施的合理收益，提高各类社会资本投资建设储气调峰设施的积极性，快速提高国内调峰能力。三是参照石油战略储备的成功经验，由国家出资建设天然气战略储备，有效应对因地缘政治事件等不可抗力导致进口气大规模减量或断供风险。四是进一步落实《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》。从国家层面督促地方政府落实地方与城燃企业日小时调峰责任。供气企业按国家要求落实季（月）调峰责任和应急责任，承担保障用气有限责任。

三、加快推进天然气价格市场化。一是坚持让市场在资源配置中起决定性作用，进一步完善天然气价格机制，支持供气企业在价格政策范围内，对进口LNG、页岩气、煤制气、煤层气、储气库及互联互通等资源，按市场化方式与用户协商定价，通过上海、重庆交易中心进行市场化配置。二是建立天然气门站价格定期调整机制，根据国际油价等替代能源价格，及时调整天然气基准门站价，并加快推进我国天然气市场化进程，对困难群体实行精准补贴，适时全面取消门站价格政策。三是在继续实施门站价格机制的情况下，将进口天然气（管道进口气和进口LNG）进口环节增值税“差额返还”调整为“全额先征后返”，放开LNG接收站退税规模限制和退税单位名录限制，允许在第三方企业接收站接卸LNG资源同等享受退税政策。

四、三大石油公司主导建设全国LNG接收站和配套天然气管道。为便于国家统一调度天然气资源（国内外两种资源），增强国家天然气基础设施运行的安全性和供气的保障性，有效落实责任，提高管理效率，统筹资源采购，避免无序竞争。因此，建议规划内全国LNG接收站及配套输气管道由国家发改委、能源局统一核准，三大石油公司代表国家作为投资主体，欢迎社会资本参与，由三大石油公司具体负责组织项目建设和运营管理。