自11月中旬以来的天然气短缺现象还在延续。
12月12日，西安市主城区的一个加气站旁边，上百辆公交车、出租车排起了“长龙”，有司机等了两个多小时也加不到气，一些公交车也因为没气而停运。
近期，河北、山东、山西、陕西等地都出现了天然气紧缺，除了中国北方城市外，“气荒”也开始逐渐蔓延至南方区域。
12月8日起，四川、重庆、云南等地的化肥化工企业开始停产，让路居民用气。紧接着，湖南、湖南、安徽等地也发布了天然气缺口信息，组织工业企业错峰用气、避峰用气。
根据三大石油公司上报数据，预计今冬明春国内天然气缺口将超过113亿立方米。
“通过这次‘气荒’，天然气行业的机制问题都暴露出来了。” 中国石油大学中国油气产业发展研究中心主任董秀成在接受记者采访时表示，如何完善天然气基础设施能力建设、加快第三方准入，这也将为下一步的天然气监管提供改革方向。
优先力保居民用气
2017 年1~10 月，全国天然气表观消费量1865亿立方米，同比增长18.7%；其中10 月全国天然气表观消费量为181 亿立方米,增速达到30.4%。
9月以来自陕西、内蒙古开始的天然气紧缺，已经蔓延至全国。
12月11日，湖南经信委引发《关于发布湖南省天然气迎峰度冬黄色预警的紧急通知》称，受上游资源供应不足和天然气新增需求大幅增长等多种因素影响，天然气供应紧张已经波及到湖南。
湖南经信委人士向本报记者确认上述通知属实，并表示政府已经开始启动相关预案，确保居民用气、并加大资源供应。
数据显示，现在湖南省每天的需求为1100万立方米，而去年同期为751万立方米/天，同比增加了46.5%，但现在每天的供应缺口大约200万方。
而在“西气东输”的气源地川渝地区也出现了天然气紧缺。
12月12日，国际化工巨头巴斯夫宣布，因天然气紧缺，公司在重庆的MDI（二苯基甲烷二异氰酸酯）项目停产，且没有确定重启的时间表。
当天晚间，云南的化工企业云天化(600096.SH)也发布公告称，由于天然气断供，公司的全资子公司云南水富云天化有限公司年产50万吨合成氨装置、年产80万吨尿素装置于12月11日起暂时停产，预计12月31日前不能恢复生产。
据了解，中石油、中石化已经采取了限气措施，暂停对西南地区相关的化工、化肥等工业企业用气，优先保证居民用气需求。据中石化西南石油局预计，如果再出现低温天然气，仅川渝地区今冬明春最大供应缺口或达到2000万立方米/日。
除此之外，湖北、安徽等地也发布了天然气缺口情况，这场全国范围内的“气荒”正呈现出愈演愈烈之势。
“出现如此大规模的紧张，主要是今年的用气需求大规模增长。”卓创资讯天然气产业分析师刘广彬表示，今年天然气消费增速创近五年来新高，特别是供暖季来临后国内天然气消费需求快速上涨，供应赶不上消费增速。
根据国家发改委的数据，2017 年1~10 月，全国天然气表观消费量1865亿方，同比增长18.7%；其中10 月全国天然气表观消费量为181 亿方,增速更是达到了惊人的30.4%。
据刘广彬介绍，中亚是中国管道天然气的主要进口地，在进入冬季后，中亚减少向国内输气2000万方/天。另外，中石化天津LNG（液化天然气）接收站原本预期在年底投产，但因为一些技术原因出现延期，这些客观因素也导致了国内天然气供给紧张。
受天然气紧张影响，作为管道天然气有效补充的LNG自9月份价格一路上涨，12月初有液厂的LNG报价已经飙升至9000元/吨，创历史新高，涨幅超过100%。
为了加大供应，近期，国家发改委会同环境保护部、住房和城乡建设部、国家能源局与部分企业、地方负责人召开会议，启动24小时应急值班制度，并与相关部门、各地方政府及供气企业建立联合监测调度机制。要求中国石油、中国石化、中国海油在确保安全生产的情况下，多措并举增产增供，加强协调配合，实现资源互保互供。
储气调峰“短板”常年不破
在天然气定价体系尚未市场化的前提下，储气库的市场化定价短期仍难有实质性的落实，季节性“气荒”问题难解。
在业内人士看来，今年冬季天然气紧张和LNG价格疯涨，背后的成因是复杂的。
“说到底是天然气供需出现失衡。”董秀成认为，其中一个弊端就是中国现行天然气储备体系不完善，储气设施建设滞后，冬季调峰能力严重不足。
由于天然气使用量在不同时间段存在差异，需要调峰设施及应急系统对天然气进行调峰，保证用气高峰时的管道压力。储气设施包括了地上储气罐、地下储气库、LNG储气调峰站等。在中国，因为地下储气库具有成本低、储气量大、技术成熟的优势，是主要的储气手段。
根据中国制定的目标，2020年，国内主要供气企业储气能力达到合同供气量的10%、各地达到平均3天用气量的储气能力。
而《中国天然气发展报告（2017）》白皮书显示，截至2016年底，我国已建成地下储气库18座，有效工作气量为64亿立方米/年，约占全年消费量的3%。而美国的储气库工作气量占全年消费量的20%，在欧盟这一数字为25%，中国与欧美国家的差距明显。
在今年公布的油气改革方案中，也提到建立天然气调峰政策和分级储备调峰机制。其中，供气企业和管道企业承担季节调峰责任与应急责任，地方政府负责协调落实日调峰责任主体。
早在2014年，国家发改委就发布关于加快推进储气设施建设的指导意见，鼓励各种所有制经济参与储气设施投资建设和运营、加大对储气设施投资企业融资支持力度，但实际效果并不乐观。
根据公开资料，当前工作气量单位储存空间投资额在3~6元/立方米之间。以目前地方燃气企业自筹建设的储气库为参照，2亿立方米的初期规模，建设投资就要超过10亿元。
除了地下储气库外，LNG接收站也能够承担天然气调峰的作用。现在全国已建成的LNG接收站有15个，单个接收站投资超过10亿元。这些LNG接收站主要由“三桶油”自行出资建设，影响了这些设施向第三方企业公平开放、国内LNG企业加大进口的积极性。
“主要是没有形成一个完善的价格机制，企业储气积极性不高。”董秀成认为，由于没有峰谷气价、可中断气价，储气企业不能利用不同季节的天然气价差进行套利，储气库难以实现商业化运作。
在国际上，美国的天然气价格完全放开，冬高夏低，价差可达50%以上。实行的冬夏差别价格，冬季气价可以比夏季高出20%~50%，且大部分国家储气库独立商业运营，允许有合理的回报率。
如在美国，储气库库容约1900亿立方米，其中调峰1100亿立方米用于调峰，剩余800亿立方米的气，企业可在冬季价格高时卖出，实现盈利。
值得注意的是，2016年10月，国家发改委也发布《关于明确储气设施相关价格政策的通知》，该文件明确指出储气服务价格由供需双方协商确定；储气设施天然气购销价格由市场竞争形成；在终端销售环节推行季节性差价政策，削峰填谷，并鼓励储气设施对外销售气量进入上海石油天然气交易中心等交易市场挂牌交易。
但在实际中，由于储气库的市场化定价仍然是在整个天然气的定价体系之下，在天然气定价体系尚未市场化的前提下，储气库的市场化定价短期仍难有实质性的落实，季节性“气荒”问题难解。
在国家发改委价格监测中心研究院刘满平看来，除了储气库投资成本高、难以市场化定价外，现在国家对于储气库的财政、税收政策支持力度也严重不足，无法快速提升储气库建设规模。
董秀成告诉记者，这次“气荒”集中暴露出天然气行业的多个机制问题，一定程度上不是坏事，也能够为下一步的油气改革提供更实际的方向。
