气荒也难缓解 该没气还是没气？

　　就在12月1日，LNG价格涨至9400元/吨的历史高位后，国家发改委要求地方召开告诫会，即LNG价格法规政策提醒告诫会，要求企业加强价格自律。

　　媒体的报道蔓延着一种国家发改委出手干预的兴奋，但随后石家庄等地限气还是一如既往进行。从各地陆续传出的消息显示，供需紧张还在蔓延，气荒没有得到改善。

　　国家发改委要求11个地区在12月4日召开液化天然气价格法规政策提醒告诫会，并报送发改委价监局。

　　11个地区包括陕西、内蒙古、宁夏、新疆、山西、四川、山东、辽宁、江苏、北京、河北。参会人员包括主要的液化生产气主产区企业，相关协会等，以及液化天然气主要接收站销售企业和协会，液化天然气主销区企业和相关协会。

　　不过从目前看，告诫会属于病急乱投医，估计能源领域这一新颖的政策工具难以起到作用，随着冬天的深入，该来的气荒还是会愈益严重，限工业之下企业的损失板上钉钉，煤改气之后居民是否挨冻要看各地政策的高招了。

　　气荒的原因混杂着煤改气带动的天然气消费超预期增长、城市燃气配网的覆盖不足、定价机制以及体制问题等等，不过独独缺了企业自律，或者企业自律是最不成原因的原因。

　　告诫会，对民企没用一

　　国家发改委要求11个地区在12月4日召开液化天然气价格法规政策提醒告诫会，并报送发改委价监局。

　　提醒告诫会，是价格调控的一种手段，价格法第四十五条“地方各级人民政府或者各级人民政府有关部门违反本法规定，超越定价权限和范围擅自制定、调整价格或者不执行法定的价格干预措施、紧急措施的，责令改正，并可以通报批评；对直接负责的主管人员和其他直接责任人员，依法给予行政处分。”

　　释义中提出，“通报批评，是指行政机关对违法行为人通过书面批评加以谴责和告诫，指出其违法行为，避免其再犯。”去年下半年，煤炭价格高涨，国家发改委11月召开规范煤炭企业价格行为提醒告诫会，以维护正常市场价格秩序，防止煤炭价格剧烈波动。

　　今年以来，针对家电价格波动、快递价格都曾召开提醒告诫会，地方的告诫会更多。就煤炭而言，经历多轮整合后，产能几乎为央企和地方国企控制，去年以前煤炭行业在脱困部际联席会议、去产能的双重政策下，价格回升明显，但也引起了下游发电企业的反弹。

　　发改委曾屡次发文，也没控制住煤炭价格的疯涨。之后通过几家主要的煤炭国企，释放产能，签煤炭合同才算稳住煤炭价格。但是不是提醒告诫会起到的作用，并没有明确说法，也没有经过评估。

　　LNG行业的情况很大不同，这次国家发改委要求的提醒告诫会，参会人员为LNG主产区的主要液化天然气厂，进口LNG主要接收站所在省的进口、加工、存储、销售企业，主要销售区的LNG加工存储、销售、企业，以及相关行业协会、交易服务单位等。

　　粗看一遍，这里除了进口LNG接收站之外的环节，几乎都是民企为主，国企很少。而按照市场数据，进口LNG接收站今年价格虽然也经过两轮涨价，但此轮高价却是北方LNG工厂带动的。

　　难道让这些民企吞下上游原料涨价的苦果，提供低价LNG满足需求？不太可能。要是施压上游主要供气企业降价，上游企业要消化高价长协气，补贴还是国家出，又回到市场竞价之前的循环。

　　相对来说，上游供气企业多是国企，操作容易，容易见到效果，但与价格市场化改革相悖。目前针对下游企业的提醒告诫，以及要求自律，则无法见效，空留形式。

　　自律的力量终究抵不过利益考量，根本的还是要理清利益关系。

　　供需盲区短期无解一

　　告诫会主要是提醒告诫LNG企业和相关组织要依法诚信经营，加强价格自律，维护行业价格秩序。不得捏造散布涨价信息、不得恶意囤积哄抬价格；不得价格欺诈；不得相互串通，操纵市场价格；不得滥用市场支配地位、达成垄断协议；不得实施其他任何形式的价格违法行为和价格垄断行为。

　　否则价格主管部门将依据《价格法》和《反垄断法》相关规定严肃查处。不过从目前情况看，LNG涨价是在煤改气后，北方冬季天然气消费高峰高于以往，供需紧张促成的。

　　业内认为LNG涨价的原因除了供求关系紧张、LNG出厂价上涨之外，上游气源限量涨价也是原因。另一方面，国家主管部门始终不认为目前存在气荒。到底供需形势如何？

　　根据国家发改委统计，1-10月，天然气产量1212亿立方米，同比增长11.2%；天然气进口量722亿立方米，增长27.5%；天然气消费量1865亿立方米，增长18.7%，进口和消费增速都高于国内天然气产量增速。

　　按照这一态势，有预测全年天然气消费可能净增350亿立方米，全年消费量超过2300亿立方米。即使按照2020年天然气消费达到3600亿立方米计算，供应上也并无太大问题。

　　目前已经建成的中亚A/B/C管道年输气能力550亿立方米，中缅天然气管道设计年输气能力120亿立方米。截止去年底，中国已投运13个LNG接收站，总接收能力5040万吨/年，而去年进口LNG量为2615.4万吨，负荷率并不高。

　　按照早期的规划，中国计划到2020年国内天然气供应能力达到4100亿立方米，包括新的接收站建设，中俄东部管道和天然气管道。根据中俄签订的合作备忘录，约定从2018年起，俄罗斯开始通过中俄天然气管道东线向中国供气。输气量逐年增长，最终达到380亿立方米。国内的非常规天然气，包括页岩气、煤层气、煤制气等都陆续有新增产能释放。

　　业内在今年以前都在担心天然气需求增长，而不是供应。包括天然气发展“十三五”规划也是在提如何促进天然气利用，加强管网建设，以及储气基础设施建设应对峰谷差。为此，不断出台政策推动天然气利用，包括煤改气也是从2014年左右就开始推动。

　　现在的问题是，管道建设滞后，煤改气的地区更多是孤岛式小网络，城市配气网及延伸不够。气源地长输管道容量超限时，天然气就进入当地市场的LNG工厂，成为气源地的一项产业，以槽车运输填补管网的不足，或直接催生点供模式的兴起。

　　煤改气快速推进后，为了完成任务，各地争先恐后先完成锅炉改造、然后再落实气源、铺设管道，在LNG价格疯涨后很容易不管不顾，区域或点供的模式影响范围又小，就造成局部的气荒。终端的企业不肯承担供气责任，就形成一团乱麻的形势。

　　这些，告诫会能解决什么？没有约束力的窗口指导难以改变价格预期。（【无所不能 文| 张旭东】）