2017年12月，國家發展和改革委員會、國家能源局等十部委聯合印發《北方地區冬季清潔取暖規劃》，全面推進北方地區清潔取暖。本文對此項規劃的新特點進行了解讀，同時分析了推進北方地區清潔取暖對天然氣市場將產生的影響，并提出發展天然氣取暖、保障取暖用氣的相關建議。

根據中央財經領導小組第14次會議關于推進北方地區清潔取暖的要求，2017年12月，國家發展和改革委員會、國家能源局等十部委聯合印發《北方地區冬季清潔取暖規劃》， 全面推進北方地區清潔取暖?！兑巹潯诽岢鐾七M清潔取暖的目標、發展路線以及具體實施方法措施，具有一些新特點。天然氣供暖是清潔取暖的重要方式，本項規劃的實施將給天然氣市場帶來重大影響。

北方地區冬季清潔取暖規劃的新特點

明確了清潔取暖的范圍及發展路線?！兑巹潯窂娬{采取多種燃料推進清潔取暖，明確了清潔取暖不僅僅是用電和氣取代煤。一直以來，各方對清潔取暖的定義較為模糊，部分地方將其等同于;煤改氣;煤改電，不僅成本高，而且引起冬季天然氣供應緊張?！兑巹潯访鞔_了清潔取暖的概念和范圍，清潔取暖是指利用天然氣、電、地熱、生物質、太陽能、工業余熱、清潔化燃煤、核能等清潔化能源，通過高效用能系統實現低排放、低能耗的取暖方式，包含以降低污染物排放和能源消耗為目標的取暖全過程，涉及清潔熱源、高效輸配管網、節能建筑等環節。清潔取暖是一項系統工程，強調對煤炭、天然氣、電、可再生能源等多種能源的統籌規劃，范圍也不僅僅局限于熱源側，而是整個供暖體系的全面清潔高效升級?！兑巹潯访鞔_了各類清潔取暖方式的發展路線。其中，天然氣供暖主要發展燃氣熱電聯產、熱電冷三聯供分布式能源、燃氣鍋爐、分戶式壁掛爐。

明確了清潔取暖的發展目標，強調清潔燃煤的作用。清潔取暖的發展目標主要是替代散燒煤供暖。根據《規劃》要求，到2019年北方地區替代散燒煤7400萬t， 清潔取暖率達到50% ; 到2021年替代散燒煤1.5億t，清潔取暖率達到70%。清潔燃煤將對城鎮清潔取暖起到主力作用?？紤]到各地區經濟承受能力、國內天然氣供應能力等因素，《規劃》弱化煤炭禁令，提出清潔燃煤集中供暖是實現環境保護與成本壓力平衡的有效方式。在未來較長時期內，多數北方城市城區、縣城和城鄉結合部等地區將以清潔煤集中供暖作為基礎性熱源。根據《規劃》，到2021 年北方地區清潔燃煤集中供暖面積將由2016 年的35億m2增加到110億m2，年均增速25.7%，見圖1。在;2+26重點城市主要以天然氣和電力替代散燒煤。由于天然氣、電力資源總量有限、成本高，適用于環保要求最嚴格的京津冀大氣污染傳輸通道的;2+26個重點城市。根據《規劃》，20172021 年天然氣供暖面積將增加18 億m2，累計新增用氣230億m3，年均增速12.7%。

明確了發展清潔取暖的多主體責任體系。清潔取暖工作是一項系統工程，《規劃》明確了發展清潔取暖的多主體責任體系。從國家、地方、企業3個層面明確了任務分工，對地方政府和相關企業都提出了具體要求：要求各省明確省級清潔取暖主管部門，省、市、縣都要編制清潔取暖實施方案; 要求電力、油氣、可再生能源、供暖等相關企業，按照政府規劃編制企業清潔供暖工作方案。在天然氣取暖方面，一是強調供用氣雙方要簽訂;煤改氣供氣協議并嚴格履行協議，各級地方政府要根據氣源制定年度計劃;二是鼓勵各省市推動民營企業、城鎮燃氣企業開辟新的資源供應渠道;三是推動建設供用氣雙方共同承擔調峰責任的體制機制，加快布局省、市、縣和供氣企業4級儲氣調峰設施。

提出發展天然氣取暖的相關政策和保障措施?！兑巹潯诽岢黾訌娤嚓P政策的完善和落實，以保障天然氣取暖規劃的實施。一是完善天然氣階梯價格制度，推行季節性差價政策，擴大市場化交易，將有利于合理確定取暖用氣價格;二是減少供氣中間環節，這將推動主干管網向用戶直供，降低用氣成本;三是重點地區須具備應急儲氣能力要求，督促地方落實《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》。

推進北方地區清潔取暖對天然氣市場的影響

推動北方冬季天然氣需求大幅上漲，給天然氣供應量提出更高要求。發展天然氣供暖將推動;2+26重點城市取暖用氣需求大幅上漲?！兑巹潯穼⒕┙蚣酱髿馕廴緜鬏斖ǖ赖?/span>;2+26個重點城市作為發展天然氣取暖的重點區域，根據規劃目標，到2021 年比2016年新增取暖用氣230億m3，其中熱電聯產新建/改造新增用氣75億m3，燃氣鍋爐新建/ 改造新增用氣56億m3，燃氣壁掛爐新增用氣90億m3，天然氣分布式能源新增用氣9億m3。根據相關咨詢機構測算，20172018 年冬季;2+26重點城市超額實現煤改氣目標，共約340萬戶實現了氣代煤， 僅2017 年一年的新增用氣就達到77億m3，相當于5年目標的1/3。因此20182021 年期間，;2+26重點城市取暖用氣增速相對于2017年將有所放緩，但仍維持較快增速。

雖然《規劃》強調了清潔燃煤供暖的作用，減緩了天然氣供應壓力，但天然氣供應量仍然存在短板。按照《規劃》要求， 到2021 年，中石油、中石化、中海油向;2+26個重點城市所在的6個省市供氣量達到1060億m3/a， 冬季采暖季期間供氣量達到593億m3;引入其他供氣主體，爭取總供氣量達1240億m3/a，采暖季達745億m3，見表1。2017 年6 省市天然氣供應量約為600億m3，要達到1240億m3 的供應目標，相當于供氣量年均增長20%。一方面，將有更大比例的天然氣資源調配到6省市;另一方面，一些供氣企業、城市燃氣企業將開辟新的供氣渠道。

加大用氣季節峰谷差，LNG 進口量將維持高位。北方地區冬季取暖用氣需求主要集中在11月至次年3 月。2014 年以來，全國高月與低月日均消費量差值從1.7 億m3/d 大幅上升到2017年的3.2 億m3/d，用氣季節峰谷差不斷加大。在儲氣調峰能力不足的情況下，天然氣季節供需矛盾日益突出。增加取暖用氣將進一步擴大季節峰谷差，這意味著采暖季天然氣供應短缺，淡季則可能面臨供過于求的問題。與此同時，取暖用氣屬于剛性需求，供氣穩定性要求高，冬季天然氣保供壓力將進一步加大。2017 年由于國內天然氣需求大幅上漲，LNG進口量同比大幅增長40%。短期內，國產氣增產步伐慢，相當一部分供應缺口仍需通過進口氣滿足。因此，預計未來LNG 進口量仍將保持高位。

冬季天然氣價格上漲，取暖用氣終端價格將維持較低水平。由于冬季取暖用氣供氣缺口通過價格較高的進口管道氣和進口LNG 來滿足，而且儲氣設施的儲氣調峰成本也較高，因此發展清潔取暖將推動冬季天然氣價格上漲，體現為門站價格上浮、交易中心成交價格升高。供氣企業增加現貨LNG 采購，也將推動東北亞地區LNG 現貨價格季節性上漲。另一方面，清潔取暖又是一項民生工程，按照;居民可承受的方針，預計未來一段時間內取暖用氣將維持較低價格。按照現行價格政策，陸上管道天然氣供農村;煤改氣采暖用氣及分戶式壁掛爐用氣均按照居民用氣價格執行，價格水平較低。2018年5月國家發展和改革委員會發布《關于理順居民用氣門站價格的通知》，將分步實現居民用氣和非居民用氣門站價格并軌，但是新的價格政策落實需要時間，且終端用氣價格由地方政府管理，因此取暖用氣終端價格水平較低的情況在未來幾年可能仍然存在。

推動天然氣終端業務市場擴大，資源競爭加劇。取暖;煤改氣政策激勵下游城鎮燃氣企業以此為契機，加快開發新用戶、擴大市場份額。取暖用氣的發展也將推動整個天然氣終端業務市場擴大。同時，《規劃》提出加快推動民營企業、城鎮燃氣企業開辟新的供應渠道，將激勵一些企業自行籌措資源，因此預計進口LNG 資源市場競爭將加劇。

相關建議

通過多種途徑擴大天然氣供應。短期內擴大天然氣供應的主要途徑是增加進口氣。進口管道氣方面，建議保障現有項目按規劃投產達產，保證冬季足量穩定供應。進口LNG方面， 目前多個LNG 項目在尋求長協買家以進行最終投資決策， 我國企業可擇機簽訂LNG 長協;同時增加更靈活的LNG 短期合約和現貨采購比例。擴大供應的長期措施一是加大國產氣尤其是非常規氣勘探開發力度，增加研發投入，降低生產成本;二是加大投資海外上中游資產，高海外權益產量，建立全球資源組合，實現上中下游資源優化配置和產業鏈效益最大化。

加強儲氣調峰能力和機制建設。我國儲氣庫建設嚴重滯后、LNG 接收站儲轉能力不足，加強儲氣調峰能力建設是突破當前困局的關鍵。2018 年4月，國家發展和改革委員會、國家能源局印發《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》，明確了政府、供氣企業、管道企業、城鎮燃氣企業和大用戶的儲氣調峰責任與義務，提出加大地下儲氣庫擴容改造和新建力度、加快LNG 接收站儲氣能力建設、推進地方和城鎮燃氣企業儲氣能力建設、全面加強基礎設施建設和互聯互通。同時，建立和完善儲氣調峰服務市場機制。此項政策將推進儲氣調峰能力的建設和市場機制的建立，保障冬季清潔取暖規劃有效實施。

注重需求側管理，減少供氣環節。在需求側，供氣企業和城鎮燃氣企業應注重調整下游用戶結構，積極發展利于削峰填谷的可中斷用戶，如化工、化肥、多燃料工業用戶等。同時，加強天然氣需求分析和預測，尤其是極端氣溫下的用氣峰值預測，及時掌握市場供需變化，提前進行資源配置和署。根據國家發展和改革委員會2017年9月發布的開展基于電力期貨市場、碳市場、可再生能源配額制等能源衍生品交易等。

競爭優勢由降低煤耗向降低全生命周期度電成本轉變。黨的十九大提出建立現代化經濟體系，以供給側改革為主線，推動經濟發展質量變革、效率變革、動力變革，提高全要素生產率，加快完善社會主義市場經濟體制，使市場在資源配置中起決定性作用和更好地發揮政府作用，實現產權有效激勵、要素自由流動、價格反應靈活、競爭公平有序、企業優勝劣汰。我國電力體制改革將形成由市場決定能源價格的機制，轉變政府對能源的監管方式，建立現代能源體系。隨著電力市場化改革的深入推進，市場化競爭將是全方位的，發電企業將進入精細化管理階段，降低包含全生命周期度電成本將成為發電企業最核心的市場競爭力，發電企業需一手抓管理，一手抓技術，用管理和技術兩種手段全方位降低度電成本。

盈利方式由電量盈利向電量和服務盈利轉變。在長期電量分配與電價管制政策下，發電企業面臨單一的電力產品、統一的標桿電價，發電量、利用小時數等指標是衡量電源利用效率的重要指標，與企業經營收入和效益直接掛鉤。在能源結構轉型的大背景下，發電企業所提供的產品和服務將更加多元化、差異化和個性化，發電量、利用小時數等指標的高低與企業利潤多少相關性降低，發電企業需更加關注整體價值創造：對機組分類型差異化管理，針對發揮;托底作用的超臨界、超超臨界煤電機組，更加關注機組利用水平;針對發揮;讓路作用的靈活性機組，更加關注機組靈活性程度;我國電力市場將以區域市場建設為主，各地區輔助服務機制差異較大，輔助服務收益計算方法也各不相同，機組最終效益存在較大區域差異，因此應加強對機組分區域差異化管理。