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中国能源结构转型期，天然气是目前替代煤炭的最佳选择。2010年起我国不断增加天然气进口，但由于进口来源过于集中，在进口量和进口价格上较为被动，我国天然气进口正在承受着一定的供应风险。未来，随着国内天然气需求不断增加，进口规模逐步加大，我们必须构筑更加多元化的进口格局，加快天然气接收、储运设施建设，积极推进价格改革和境外天然气的开发。
我国天然气进口现状
由于中国正处在能源结构转型升级阶段，天然气是目前替代煤炭的最佳选择，而国内该产业开发能力不足，且自身资源匮乏，从2010年起我国开始不断增加天然气进口。过去8年，中国天然气进口呈现以下特点。
第一，进口规模稳步上升。从2010至2017年，中国天然气进口量以年均28%的速度增长，从1195万吨攀升至6872万吨，8年间进口量增长了4.75倍。其中，液化天然气进口量从2010年的936万吨上升至2017年的3829万吨，年均增长22%；管道天然气从2010年的259万吨上升至2017年的3043万吨，年均增长42%。
第二，进口来源高度集中。我国液化天然气进口主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚，过去8年这四个国家的总占比基本保持在80%左右。而管道天然气进口更加凸显出高度集中的特征。2010至2012年中国管道天然气进口几乎全部来自土库曼斯坦，2013年以后陆续有乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的天然气进入中亚管线，来自缅甸的管道气也逐渐增加，但这些国家的占比始终相对较小，至今土库曼斯坦仍是中国管道天然气第一进口大国。
第三，中美逐渐形成“管道外交”。在2017年上半年，我国LNG进口量首次超越管道气进口量，虽然LNG的主要进口来源国仍是澳大利亚和卡塔尔，但由于中美签署了多项天然气合作协议，美国也逐渐成为中国LNG的重要进口来源国。据海关统计，中国从2015年起开始连续从美国进口液化天然气，近年来自美国的天然气进口量显著增加，其中2017年进口量增速高达67%，首次跻身于进口国家前十位，占比达到4%。在2017年签署的中美两国2535亿美元合作大单中，有5项涉及天然气领域，其项目金额占全部合作大单的一半以上。
我国天然气进口存在的主要问题
2017年冬至今年年初北方多地气荒的爆发，更是使天然气进口成为社会焦点，并暴露出许多结构性问题。
第一，管道天然气进口的不确定性。2017年入冬，正值中国大规模推行“煤改气”和取暖用油高峰期，土库曼斯坦突然削减对华天然气出口，使我国北方天然气供应遭受意外打击，河北、河南、山东、陕西、甘肃多地出现气荒，燃气供应短缺，不仅居民供暖受到影响，一些工厂也被迫关闭。此次气荒出现，让中国首次感受到天然气供应安全的问题。表面上看，土库曼斯坦减供是由于中亚遭遇寒冷天气，国内用气增加，以及输气设备故障需要维修，实际上供气国更多的意图是想借此提高天然气出口价格，并声称可以把供应中国的天然气转输到欧洲，卖出高价，这不仅使中国未来的管道天然气进口量充满不确定性，也对现行的天然气进口价格提出挑战，令人不能不联想到曾经发生过的“俄乌斗气”“俄欧斗气”。
第二，接收、储运设施不足限制LNG进口量的增长。去年入冬以来，导致气荒发生的原因除了中亚天然气管线持续欠供，国内LNG接收、储运设施不足也是影响液化天然气进口未能及时补进的重要原因。虽然我国在东南沿海已经建成17个LNG接收站，但目前的进口接收能力远不能应对突发事变。这次气荒也反映出我们在天然气接收进口能力建设上的投资进展缓慢，其中既有体制上的原因，也有三大石油公司在天然气经营长期亏损形势下收缩投资的考量。
第三，价格倒挂影响企业进口保供的积极性。长期以来，进口天然气与国内天然气价格倒挂一直是困扰石化企业发展的一个难题。我国通过中亚管道进口天然气到达中国口岸的完税价格超过2元/立方米，通过与澳大利亚长期协议进口的液化天然气价格约为4元/立方米，而国内管道气的销售价每立方米仅1元左右，国内居民用气价格始终稳定在2-3元/立方米。多年来，进口天然气价格高于国内气价使企业背负巨额亏损，严重影响了企业增加天然气进口的积极性，虽然国家在2017年颁布了天然气进口税收优惠政策，但企业的经营状况仍积重难返，价格扭曲也还没有得到根本解决。
第四，市场垄断使其他从业者无法参与到进口保供中来。目前，国内天然气市场开放程度有限，超过90%的优质区块资源都被三大国有石油公司掌控，民营企业缺少进出口经营权，管道、LNG接收站等设施也未对第三方开放，这些都制约了国内天然气市场发展和对境外廉价资源的利用。近几年，由于三大石油公司经济效益下滑，缺乏对港口、储运设施建设的资金投入，使天然气基础设施建设滞后，影响了进口和市场保供，而即使这样国有石油公司也不愿将LNG接收站建设向其他企业开放。同时，受垄断体制制约，国内现有的天然气基础设施还存在利用水平低、闲置浪费的问题，近年沿海LNG接收站利用率仅50%左右。因此，加快国有企业改革，破除垄断、引进竞争机制，已经到了十分紧要的时刻。
未来发展趋势及对策
2018年中国经济稳中向好，环保政策不断推进，我国天然气需求将继续快速增长。与此同时，国内天然气产量增长能力有限，国内供需矛盾有增无减，天然气进口量可能会进一步加大，对外依存度继续提高。在这种形势下，我们必须充分利用国内外两种资源、两个市场，特别是当前全球天然气供过于求、价格正处在历史相对较低水平的大好时机，为中国经济的绿色发展提供可靠的资源保障。为此，提出以下几点建议：
第一，积极拓展市场，构筑更加多元化的进口格局。鉴于目前我国天然气进口来源高度集中的现状，石油公司应积极拓展新的进口市场，特别是北美地区。当前各种数据显示，美国天然气产量快速增长，出口潜力巨大，在2025至2035年有可能成为全球最大的LNG供应国。2017年11月特朗普访华期间中美签署天然气合作大单，更是给两国LNG贸易合作创造了良好的开端，建议中国企业抓住這一有利时机进一步开拓美国及加拿大市场，同时也要加快中俄天然气管线建设，通过商务合作、政府间外交等手段强化、巩固合作关系，并在供应量和价格上进一步商谈，以确保天然气的稳定供应。
第二，加快天然气接收、储运设施建设。去年冬今年初气荒的爆发，使人们意识到要提高LNG的进口保供能力，首先必须要处理好接收站的建设问题。一方面，对于LNG接收站的经营困局，国家和地方政府应给予适当补贴；另一方面，也要加强监管，通过立法强化国有石油公司的保供责任，并要调动各方力量、吸引各路资本投入天然气接受、储运设施建设。目前我国的天然气储气库建设尚处于起步阶段，天然气管网建设远未完备，而未来天然气进口依存度将会逐年提高，我们必须要提前做好应对预案。
第三，积极推进天然气价格改革，更多发挥市场调节作用。近年来，随着国内天然气产业和市场发展，原有定价体制越来越无法适应市场需求，天然气的价格改革已经势在必行。一方面要理顺非居民用气价格，另一方面要有序放开LNG等气源价格，发挥交易中心市场的定价作用，同时国家也要严格监管管输和气配价格，并应考虑建立阶梯价格、季节差价、峰谷价格、可中断价格和气量差价等差别价格体系。总之，要让市场和政府回到各自位置，发挥各自作用。
第四，加大境外资源开发力度，为境外天然气供应提供更多保障。境外天然气开发也是国内保供的重要手段，在此次中亚天然气短供过程中，中石油主导作业的土库曼阿姆河天然气田发挥了增产主力军作用，2017年的最后两个月平均日增供量500万方，一定程度上缓解了国内的气荒。所以，中国油气公司走出去，拥有适度的资源掌控力和话语权，就可以在重要敏感时点发挥关键作用。我们要充分利用“一带一路”平台，加大海外资源开发的投资力度，创新合作模式，和资源国建立“利益共同体”，建立稳定的、长期的合作关系，并采取产融结合办法，对投资境外天然气资源开发给予更大力度的金融支持，将海外开发的触角扩展到更多区域，从而实现天然气资源供应多元、多点、多渠道、多类型，提高供给侧抗风险能力。
中国能源结构转型期，天然气是目前替代煤炭的最佳选择。2010年起我国不断增加天然气进口，但由于进口来源过于集中，在进口量和进口价格上较为被动，我国天然气进口正在承受着一定的供应风险。未来，随着国内天然气需求不断增加，进口规模逐步加大，我们必须构筑更加多元化的进口格局，加快天然气接收、储运设施建设，积极推进价格改革和境外天然气的开发。
我国天然气进口现状
由于中国正处在能源结构转型升级阶段，天然气是目前替代煤炭的最佳选择，而国内该产业开发能力不足，且自身资源匮乏，从2010年起我国开始不断增加天然气进口。过去8年，中国天然气进口呈现以下特点。
第一，进口规模稳步上升。从2010至2017年，中国天然气进口量以年均28%的速度增长，从1195万吨攀升至6872万吨，8年间进口量增长了4.75倍。其中，液化天然气进口量从2010年的936万吨上升至2017年的3829万吨，年均增长22%；管道天然气从2010年的259万吨上升至2017年的3043万吨，年均增长42%。
第二，进口来源高度集中。我国液化天然气进口主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚，过去8年这四个国家的总占比基本保持在80%左右。而管道天然气进口更加凸显出高度集中的特征。2010至2012年中国管道天然气进口几乎全部来自土库曼斯坦，2013年以后陆续有乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的天然气进入中亚管线，来自缅甸的管道气也逐渐增加，但这些国家的占比始终相对较小，至今土库曼斯坦仍是中国管道天然气第一进口大国。
第三，中美逐渐形成“管道外交”。在2017年上半年，我国LNG进口量首次超越管道气进口量，虽然LNG的主要进口来源国仍是澳大利亚和卡塔尔，但由于中美签署了多项天然气合作协议，美国也逐渐成为中国LNG的重要进口来源国。据海关统计，中国从2015年起开始连续从美国进口液化天然气，近年来自美国的天然气进口量显著增加，其中2017年进口量增速高达67%，首次跻身于进口国家前十位，占比达到4%。在2017年签署的中美两国2535亿美元合作大单中，有5项涉及天然气领域，其项目金额占全部合作大单的一半以上。
我国天然气进口存在的主要问题
2017年冬至今年年初北方多地气荒的爆发，更是使天然气进口成为社会焦点，并暴露出许多结构性问题。
第一，管道天然气进口的不确定性。2017年入冬，正值中国大规模推行“煤改气”和取暖用油高峰期，土库曼斯坦突然削减对华天然气出口，使我国北方天然气供应遭受意外打击，河北、河南、山东、陕西、甘肃多地出现气荒，燃气供应短缺，不仅居民供暖受到影响，一些工厂也被迫关闭。此次气荒出现，让中国首次感受到天然气供应安全的问题。表面上看，土库曼斯坦减供是由于中亚遭遇寒冷天气，国内用气增加，以及输气设备故障需要维修，实际上供气国更多的意图是想借此提高天然气出口价格，并声称可以把供应中国的天然气转输到欧洲，卖出高价，这不仅使中国未来的管道天然气进口量充满不确定性，也对现行的天然气进口价格提出挑战，令人不能不联想到曾经发生过的“俄乌斗气”“俄欧斗气”。
第二，接收、储运设施不足限制LNG进口量的增长。去年入冬以来，导致气荒发生的原因除了中亚天然气管线持续欠供，国内LNG接收、储运设施不足也是影响液化天然气进口未能及时补进的重要原因。虽然我国在东南沿海已经建成17个LNG接收站，但目前的进口接收能力远不能应对突发事变。这次气荒也反映出我们在天然气接收进口能力建设上的投资进展缓慢，其中既有体制上的原因，也有三大石油公司在天然气经营长期亏损形势下收缩投资的考量。
第三，价格倒挂影响企业进口保供的积极性。长期以来，进口天然气与国内天然气价格倒挂一直是困扰石化企业发展的一个难题。我国通过中亚管道进口天然气到达中国口岸的完税价格超过2元/立方米，通过与澳大利亚长期协议进口的液化天然气价格约为4元/立方米，而国内管道气的销售价每立方米仅1元左右，国内居民用气价格始终稳定在2-3元/立方米。多年来，进口天然气价格高于国内气价使企业背负巨额亏损，严重影响了企业增加天然气进口的积极性，虽然国家在2017年颁布了天然气进口税收优惠政策，但企业的经营状况仍积重难返，价格扭曲也还没有得到根本解决。
第四，市场垄断使其他从业者无法参与到进口保供中来。目前，国内天然气市场开放程度有限，超过90%的优质区块资源都被三大国有石油公司掌控，民营企业缺少进出口经营权，管道、LNG接收站等设施也未对第三方开放，这些都制约了国内天然气市场发展和对境外廉价资源的利用。近几年，由于三大石油公司经济效益下滑，缺乏对港口、储运设施建设的资金投入，使天然气基础设施建设滞后，影响了进口和市场保供，而即使这样国有石油公司也不愿将LNG接收站建设向其他企业开放。同时，受垄断体制制约，国内现有的天然气基础设施还存在利用水平低、闲置浪费的问题，近年沿海LNG接收站利用率仅50%左右。因此，加快国有企业改革，破除垄断、引进竞争机制，已经到了十分紧要的时刻。
未来发展趋势及对策
2018年中国经济稳中向好，环保政策不断推进，我国天然气需求将继续快速增长。与此同时，国内天然气产量增长能力有限，国内供需矛盾有增无减，天然气进口量可能会进一步加大，对外依存度继续提高。在这种形势下，我们必须充分利用国内外两种资源、两个市场，特别是当前全球天然气供过于求、价格正处在历史相对较低水平的大好时机，为中国经济的绿色发展提供可靠的资源保障。为此，提出以下几点建议：
第一，积极拓展市场，构筑更加多元化的进口格局。鉴于目前我国天然气进口来源高度集中的现状，石油公司应积极拓展新的进口市场，特别是北美地区。当前各种数据显示，美国天然气产量快速增长，出口潜力巨大，在2025至2035年有可能成为全球最大的LNG供应国。2017年11月特朗普访华期间中美签署天然气合作大单，更是给两国LNG贸易合作创造了良好的开端，建议中国企业抓住這一有利时机进一步开拓美国及加拿大市场，同时也要加快中俄天然气管线建设，通过商务合作、政府间外交等手段强化、巩固合作关系，并在供应量和价格上进一步商谈，以确保天然气的稳定供应。
第二，加快天然气接收、储运设施建设。去年冬今年初气荒的爆发，使人们意识到要提高LNG的进口保供能力，首先必须要处理好接收站的建设问题。一方面，对于LNG接收站的经营困局，国家和地方政府应给予适当补贴；另一方面，也要加强监管，通过立法强化国有石油公司的保供责任，并要调动各方力量、吸引各路资本投入天然气接受、储运设施建设。目前我国的天然气储气库建设尚处于起步阶段，天然气管网建设远未完备，而未来天然气进口依存度将会逐年提高，我们必须要提前做好应对预案。
第三，积极推进天然气价格改革，更多发挥市场调节作用。近年来，随着国内天然气产业和市场发展，原有定价体制越来越无法适应市场需求，天然气的价格改革已经势在必行。一方面要理顺非居民用气价格，另一方面要有序放开LNG等气源价格，发挥交易中心市场的定价作用，同时国家也要严格监管管输和气配价格，并应考虑建立阶梯价格、季节差价、峰谷价格、可中断价格和气量差价等差别价格体系。总之，要让市场和政府回到各自位置，发挥各自作用。
第四，加大境外资源开发力度，为境外天然气供应提供更多保障。境外天然气开发也是国内保供的重要手段，在此次中亚天然气短供过程中，中石油主导作业的土库曼阿姆河天然气田发挥了增产主力军作用，2017年的最后两个月平均日增供量500万方，一定程度上缓解了国内的气荒。所以，中国油气公司走出去，拥有适度的资源掌控力和话语权，就可以在重要敏感时点发挥关键作用。我们要充分利用“一带一路”平台，加大海外资源开发的投资力度，创新合作模式，和资源国建立“利益共同体”，建立稳定的、长期的合作关系，并采取产融结合办法，对投资境外天然气资源开发给予更大力度的金融支持，将海外开发的触角扩展到更多区域，从而实现天然气资源供应多元、多点、多渠道、多类型，提高供给侧抗风险能力。