每年冬季是陜京線供氣最緊張的時刻，因為冬季取暖使天然氣用氣量急劇上升，一遇寒潮等惡劣天氣，“保障北京供應”也就成為中石油所必須接受的“死命令”。陜京天然氣管線被稱為“首都生命線”，由陜京一線、陜京二線和陜京三線三條管道構成，它起自陜西靖邊，途經山西、河北、山東、天津，終到北京，是北方地區最主要的天然氣管線之一，自1997年陜京一線向北京供氣以來，陜京線輸送的天然氣一度佔北京總用氣量的95%以上。

　　為揭秘這條“首都生命線”，記者歷經數日走訪了陜京天然氣管線途經的天津、山東、河北和山西等四省市，實地了解了北方天然氣市場的供應，以及目前我國天然氣價格改革、下游燃氣分銷市場的情況，以最貼近一線的調查，挖掘出天然氣産業各個環節的上升空間。

　　産

　　“保供生命線”扛起需求重擔

　　隨著天然氣需求爆髮式增長，供氣企業身上的重擔也在增加。

　　不能忘記的“氣荒”

　　因為極端天氣，北京供氣曾在2009年底至2010年年初遇到過“危情”。據資料顯示，2010年1月4日，北京市的用氣量達5300萬立方米，比上個冬天最高日用氣量增加超過兩成，北京中小學在這一天因寒潮而停課。1月5日，北京用氣量又達到單日5343萬立方米。

　　雖然按照設計要求，陜京管道系統的安全運行極限是每天6900萬立方米，其中包括幹線輸氣5000萬立方米，天津大港等地的儲氣庫採氣1900萬立方米，但在通常情況下，1月計劃用氣量是每天4200萬立方米，陜京管道系統向北京的最大供氣能力也僅為每天4900萬立方米。不過，這些數字在2010年1月5日均已被突破。

　　當時，北京市具備調節條件的3900座大型公建、商場、寫字樓和工業企業中，除個別與醫院或居民樓共用供熱熱源之外，其他都開始實行適當的限熱、限氣措施。此外，商場等公建的溫度設定將由市政部門根據天氣變化情況而定，外保溫條件好的將暫停供熱。因此，有業內人士表示，2010年的“天然氣荒”應該是中國推廣天然氣以來較為嚴重的一次“氣荒”。

　　華北地區僅有的大型儲氣庫群大港地下儲氣庫群因為2009年過早入冬，當時已比計劃多采2.35億立方米，累計達到8.36億立方米。同時，持續高負荷採氣使儲氣庫群壓力迅速下降，導致採氣能力減弱。最大採氣能力已從每天2800萬立方米下降到不足2000萬立方米。2010年的“氣荒”也暴露出我國天然氣儲氣庫的短缺問題。因此，作為此行的第一站，我們首先實地了解了中石油天津大港儲氣庫群的運行情況。

　　複雜地質致儲氣庫難擴容

　　大港儲氣庫群不僅是華北地區最大的天然氣儲氣庫群，也是目前中國最大的儲氣庫群。現在，大港儲氣庫群負責整個華北地區的天然氣儲存及調峰。據中石油華北天然氣銷售公司天津銷售處負責人王志強介紹，大港儲氣庫群主要有三個作用：一是負責季節性調峰，每年3月15日到11月15日是注氣期，而從11月15日到次年的3月15日是採氣期；二是幹線應急供氣；三是平衡長輸管道壓力。

　　作為華北地區最主要的天然氣季節性調峰設施之一，大港儲氣庫群從1999年建設到2006年全部投産，共建6個天然氣庫，儲氣總量達到18億-20億立方米，設計最大調峰量為3400萬立方米/天，2010年最大調峰量達到2459萬立方米/天。

　　由於天然氣應用的季節性非常強，而其自身特點又決定了管輸一旦開通，就不能切斷，因此在沒有足夠的調節儲存能力時，就會在用氣高峰出現“氣荒”，而其他時間又出現過剩的問題。“一到冬天，調峰能力不夠，主要是因為我國缺少儲氣庫。按照國際標準，30%的天然氣是要儲存在庫內做調峰使用的，而我國只有2%。同時，由於大港儲氣庫還一直處於擴容狀態，與設計量30.3億立方米相比，實際儲存量還比較小。所以，我國天然氣儲藏難是一個很大的問題。”王志強説，複雜的地質是制約儲氣庫建設的最大問題。

　　自西氣東輸二線于2010年1月正式投入運營起，中亞天然氣可以直達北京。這雖然在一定程度上減少了陜京線“保供”的部分壓力，但據來自中石油方面的數據顯示，目前陜京線供應北京的天然氣量仍超過50%。因此，即使在陜京三條管線的總運輸設計能力為420億立方米的情況下，儲氣庫短缺問題也不容小覷。

　　不過，值得慶倖的是，2011年還未出現供氣緊張的情況。據卓創資訊分析師李裬譞介紹，2011年1-10月，我國進口天然氣1737萬噸，已經超過2010年1216萬噸全年進口總量。2011年預計進口LNG 1158.3萬噸，預計同比增長23.8%；進口中亞氣925.45萬噸。進口資源的快速增長彌補了國內用氣缺口。

　　價

　　天然氣價改破冰

　　天然氣價格改革呼聲已久，天然氣價格調控不到位的後果之一是挫傷了企業自我預調峰的動力和積極性。

　　如何確定供氣成本是關鍵

　　記者在走訪中發現，多年以來，天然氣價格調控不到位的後果之一是導致企業沒有自我預調峰的動力和積極性，這在一定程度上也加劇了“氣荒”的出現。同時，業內人士也認為，天然氣價格改革不到位，致使進口天然氣價格倒挂嚴重，造成供需矛盾。因此，要求進行天然氣價格改革的呼聲持續已久。

　　有業內人士分析，天然氣價格改革中最關鍵的一點是如何確定供氣成本。“是否需要採納凈回值定價法，是否需要考慮不同地區的運輸成本差異，這些問題的最終結果反映在天然氣的價格如何確定上面。因此，如何確定天然氣的成本決定了天然氣最終價格的確定。”上述人士表示。

　　據了解，天然氣從上遊到下游可分為勘探生産、長輸管道、下游應用三個部分，天然氣終端銷售價格也就相應地由出廠價格、長輸管道的管輸價格和城市輸配價格三部分組成。目前我國天然氣出廠價格實行的是國家指導價，跨省輸送費用也是由國家統一制定，而城市輸配價格由省一級價格主管部門管理。

　　正因如此，無論是與可替代能源相比，還是與國際天然氣貿易價格相比，我國天然氣價格都偏低。由中國石油企業協會與中國石油大學中國油氣産業發展研究中心共同編寫的《中國油氣産業發展分析與展望報告藍皮書》（2010年度）稱，“目前，成熟市場經濟國家天然氣與原油比價通常在0.65-0.80元/立方米之間，而中國工業用天然氣出廠價與原油比價僅在0.3元/立方米，與國際市場對比有很大差距，這種狀況既不利於國內天然氣産業健康發展，又嚴重阻礙油氣企業增加天然氣進口以緩解國內供需矛盾的積極性和動力”。

　　“在目前的價格體系之下，誰建調峰設施誰就要承擔社會責任。因此在新的定價機制出臺之前，燃氣公司是賠錢的。”河北天然氣有關負責人告訴記者。