保障天然气稳定供应驻点京津冀专项监管报告

根据《国家能源局关于印发2014年下半年重点专项监管工作计划的通知》(国能监管〔2014〕346号)要求，国家能源局有关司和华北能源监管局会同地方能源、城镇燃气主管部门，驻点京津冀地区开展了保障天然气稳定供应专项监管。根据驻点监管情况，形成本报告。

一、基本情况

(一)天然气供应基本情况

京津冀地区主要通过陕京一、二、三线，永唐秦线、港清线、冀宁线、大唐煤制气专用线等管线供应管道气，气源主要来自陕北长庆气田、新疆塔里木油田、大港油田、中亚和西亚进口管道气、渤西海上气、进口lng、内蒙古克什克腾大唐煤制气等。京津冀地区现有天然气用户约1276万户，主要包括居民用户、燃气电厂及其他工业用户等。2014年京津冀地区天然气用气量约为201.5亿方，同比增长9.2%，增量气主要用于新建燃气电厂和锅炉“煤改气”项目。

(二)“煤改气”项目实施情况

北京市2014年完成6595蒸吨规模的锅炉“煤改气”，采暖季增量气约4亿方，已纳入采暖季供气量进行统一平衡。天津市在过去三年中累计完成95座燃煤锅炉“煤改气”，2014年新增“煤改气”用气2.7亿方，已纳入天然气供需平衡计划。河北省“煤改气”项目包括居民供热锅炉和工业锅炉(窑炉)，2014年完成锅炉“煤改气”773台、6734蒸吨，石家庄市新增气量约1.4亿方，全部为采暖用气，已落实气源;其他地级市新增“煤改气”气量约有一半已落实，另一半正在积极落实之中。

(三)保障天然气稳定供应工作情况

京津冀地区政府能源主管部门、城市燃气主管部门高度重视保障天然气稳定供应工作，认真做好天然气利用项目规划计划的制定、落实和日常供气保障管理，积极与相关部门和天然气供应企业沟通对接，扎实开展供暖季天然气供需衔接工作。完善需求侧管理，加强天然气突发事件应急管理，建立健全天然气供需信息报送、分析和协调联动机制，促进天然气合理有序利用。

相关天然气企业能够积极配合政府主管部门工作，不断加强基础设施建设和运行维护，努力增加天然气供应，认真执行《天然气利用政策》和有序供气用气相关规定，落实年度天然气平衡计划，加强应急管理，保障天然气稳定供应。

为缓解供暖季天然气供应紧张局面，各地在采取错峰用气、压减工业用气等措施基础上，分别制定了采购lng计划。总体上看，基本能够保障今冬天然气供应。

二、存在问题

(一)采暖季供气紧张，压工保民难度加大

京津冀地区天然气供应总体呈现非采暖季供应充足、采暖季供应紧张的特点。三省市前三季度天然气消费增速远低于预期，但进入采暖季后，供应缺口明显增加，资源平衡较为紧张。随着新建燃气电厂陆续投入使用以及锅炉“煤改气”项目相继投产，京津冀地区用气结构随之发生改变，民生用气比例大幅增加，工业用气比例不断下降，天然气需求峰谷差进一步加大，可压缩工业用气调峰空间缩小。

特别是北京市2015年计划关停全部燃煤电厂，将导致天然气需求峰谷差进一步加大。北京市现有管网设施的天然气接收(下载)能力已接近极限，虽然已核准建设陕京四线和配套地下储气库群，但工程预计2016年10月才能投产。同时，在气源落实方面也存在一定的不确定性。综合考虑天然气供需两方面因素，北京市2015-2016年供暖季天然气供应将面临较大压力。

(二)储气设施建设滞后，调峰能力不足

目前陕京线平均峰谷差为3:1，北京市最大峰谷差已达10:1，石家庄市最大峰谷差也达7:1，急需利用储气设施进行调峰。目前京津冀地区主要靠天津大港和华北永清地下储气库调峰，但该储气库调峰能力只有23亿方，无法满足京津冀地区冬季高峰时期调峰需求。一方面，因天然气供应高峰期短，储气设施利用率低，运行维护成本高，一些城镇燃气经营企业自建储气设施积极性不高，已规划建设的储气项目工程进展缓慢。另一方面，由于企业间管网互不联通，一些已建成的储气设施没有得到充分利用。此外，地方出台相关政策不及时，也是天然气储气设施滞后的原因之一。

(三)“煤改气”气源落实工作有待进一步规范

随着京津冀地区大气污染治理行动的实施，各地“煤改气”任务较重，气源落实压力较大。总体上看，京津冀地区“煤改气”工作由政府主管部门按资源情况有序推进，未出现明显的“一哄而上”和供需失衡现象，但天津市、河北省“煤改气”气源落实工作仍略显粗放，主要是落实“煤改气”气源工作程序不完善，国家下达的“煤改气”指标未能层层分解落实，未与天然气企业针对“煤改气”气量进行系统平衡和对接。天然气销售企业和城镇燃气经营企业均未单独制定“煤改气”增量气供气计划，也未与地方政府签订增供气协议，致使部分“煤改气”项目气源至今尚未落实。

(四)天然气市场管理和运作体系尚不完善

为解决北方地区采暖季用气紧张问题，进入冬季前，天然气销售企业会与下游燃气企业对接确认采暖季(跨年度)供气量。由于市场管理和运作体系尚不完善，冬季气量确认工作还存在一些问题。一是用气量受冬季气温变化影响较大，但准确预测冬季气温难度大，因此燃气企业精确预测天然气需求量存在一定困难;二是上游企业的天然气供应信息不够公开、透明，上下游企业信息不对称，对气量供需互不摸底、相互试探，衔接不够顺畅，往往已进入冬季仍不能明确气量。同时，由于在结算周期等方面存在异议，北京市部分新建燃气电厂与供气企业之间未签订天然气购销合同，企业供应、使用天然气行为得不到有效约束。

(五)应急管理有待进一步加强和规范

部分燃气企业对天然气突发事件应急管理工作不够重视。一是天津市、河北省部分燃气企业相关专项应急预案内容不完善、更新不及时，如预案中风险分析仅考虑了油气开采企业供气减少、管道安全事故等风险因素，未对发生极端气象条件或储气设施、调峰能力不足引发的“缺气”风险进行分析;二是天津市个别燃气企业应急预案缺少向地方政府部门的报告程序甚至未列出相关联系方式;三是河北省个别燃气企业应急预案与上、下游企业预案的衔接性差，可操作性不强;四是天津市、河北省部分燃气企业开展应急演练不及时，演练脚本、演练记录等过程文件不完整，对应急演练的总结分析不到位等。

(六)天然气价格机制有待进一步理顺

一是目前天然气价格实行分级管理，门站价格由国家管理，销售价格由地方政府管理，多数地方没有建立上下游价格联动机制，上游门站价格调整后下游销售价格存在疏导不及时现象，城镇燃气企业经营压力大。二是我国尚未系统建立起天然气季节性差价、可中断价格等差别价格政策，价格杠杆作用不能充分发挥。三是居民与非居民用气交叉补贴。工业用气较稳定，且冬季用气高峰需承担调峰责任，但价格与居民用气严重倒挂，不合理。另外，由于居民、工业用气价差的存在，部分城镇燃气经营企业民用气和工业用气比例等信息不透明，导致综合气价难以准确核定，一定程度上影响了销售企业或上游企业经济效益。

三、监管意见

(一)充分发挥市场机制作用，促进天然气资源开发利用，稳定市场供应

逐步放开上游油气资源开发市场，引入市场竞争机制，从源头上增加天然气供应，建立天然气供应市场竞争格局。推进管网设施公平开放，依靠管网互联互通，增加市场活力，挖掘天然气增供潜力。建立、完善天然气资源交易平台，运用天然气短期、长期交易等市场化手段，提升天然气保障能力。利用国际油气价格持续走低有利时机，明确进口lng接收站存储、气化价格政策，制定公开透明的管输价格形成机制，鼓励各类资本进入天然气供应环节。

(二)加快天然气储备体系建设，增加调峰能力

按照京津冀一体化协调发展思路，统筹考虑加快储气设施建设，逐步提高储气容量占供应总量比重。出台企业建设储气设施的经济补偿办法或鼓励措施，引导生产企业、管输企业、城镇燃气经营企业建设运营不同层级的储气设施。多措并举，提高京津冀地区天然气储气调峰能力，更好地适应区域经济社会协调健康发展需要。

(三)规范开展“煤改气”项目气源落实工作

建立完善地方政府“煤改气”项目气源落实工作机制，明确职责部门，落实管理责任，有计划、有步骤开展气源对接和落实工作。有关部门应积极协调配合，对国家下达的辖区内年度天然气商品量平衡计划中“煤改气”指标进行统一分配;合理确定年度“煤改气”项目需求气量，提高工作科学性和严肃性。对没有落实气源的“煤改气”项目，应暂缓其核准或实施;已落实气源的项目应签订供气合同。

(四)加强应急管理，提高天然气突发事件时的保障供应能力

加强天然气突发事件应急体系建设，进一步加强政府部门、天然气供应企业与城镇燃气经营企业、大用户的应急管理。完善应急预案体系，增强各级预案的有效衔接和可操作性。规范开展应急演练，适时组织开展多级联动的应急处置演练，完善应急演练过程记录及档案管理，规范应急演练总结分析工作，全面提升应急处置能力。

(五)进一步推进天然气价格改革

进一步理顺天然气价格机制，在终端消费环节推行季节性差价、可中断气价等差别性气价政策。建立健全居民生活用气阶梯价格制度，在保障居民生活用气的前提下，利用价格杠杆，平抑峰谷差过大的问题。