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2009年11月，重庆。
曾经充斥着重庆城区的出租车难觅踪迹——两万多辆出租车中，相当大的一部分都在排队加气。而在武汉、杭州、合肥等多个南方城市，这一幕都在发生。在过去很多年间，中国都没有出现过如此规模的天然气供应缺口。
中石油的官方解释说，今年中国北部地区遭遇了罕见的大雪和冰冻，由于北方天然气需求量急剧上升，不得不对长江以南部分城市进行减供。
但这似乎并不是问题的全部。事实上，“石油巨头觊觎市场供应紧张的有利时机获得更高的市场出清价格”的说法已经在市场中广为流传。有业内人士透露，“川气东送”项目出现停滞，一定程度加剧了此次“气荒”——而停滞的关键因素是因为与下游用户在购销协议上谈判进展缓慢。
值得庆幸的是，寻找替代气源的努力已经提上日程，气源供应主体也在走向多元化。
博弈加剧“气荒”
在中国石油大学教授董秀成看来，“缺气的根源在于目前天然气的价格管制。没有利益的驱动，企业就没有动力去勘探更多的油气田。而进口天然气也是因为价格的矛盾迟迟难以进到国内。”
事实上，近段时间以来，国内天然气巨头认为目前价格不合理，要求进行天然气价格体制改革的呼声已经越来越高。
“对于中石化，中石油来说，目前在尽快扩大天然气供应上并不很积极，这实际上是在与市场博弈。”一位专家说。
敢于博弈是因为石油巨头在签订供应协议时有话语权。根据中石化原计划，“川气东送”2009年9月份就要实现局部通气，年底全线贯通。然而，到目前为止，中石化仍然未与下游燃气公司签订购销协议。
对此，中石化一位内部人士坦承，“购销协议的签订不是什么问题，最关键的一点还是价格问题。如果价格不理顺，相关单位发展天然气的积极性就不会很高。”
目前我国城市天然气价格由出厂价，管输费和城市管网费三部分组成。根据中石化在2009年9月，发出的文件，川气东送天然气出厂价将定在1.408元／立方米。加上管输费用，以上海为例，天然气送到门站的价格将达到2.248元／立方米，最终通过城市管网达到终端用户的价格将至少3元，立方米。而目前上海的民用天然气零售价仅为2.5元／立方米。
对于这一价格，考虑到居民的反应，江浙沪地区的燃气公司均表示难以接受。
根源在于高度垄断
在能源专家韩晓平看来，天然气之所以出现供应短缺，不仅仅是价格问题。“说到底，天然气并不缺，缺的是市场不够多元化。”韩晓平说，“与其花大价钱去国外买，为什么不让更多的企业参与国内天然气的勘探开发呢?如果建立起竞争体系，买方市场多元化，价格就不会成为天然气供应短缺的原因。”
事实上，在天然气使用更为广泛的美国，价格也并不高。目前美国的天然气价格大概是每百万英热5美元左右，折算下来相当于每立方米0.2美元左右。而目前我国南方一些地方天然气早已经达到三块多人民币一个立方米。比如深圳的天然气价格就已达到3.5元／立方米。
不透明的成本
对于近段时间业内热议的天然气价格改革，最重要的推手就是“进口气价倒逼”。
2007年7月，中石油与土库曼斯坦方面签订了中土天然气购销协议和土库曼阿姆河右岸天然气产品分成合同。根据协议，在未来30年内，土库曼斯坦将通过规划实施的中亚天然气管道，向中国每年出口300亿立方米的天然气。2009年6月，双方再次宣布将进一步加大天然气进口量。
马新华表示，“气源来自土库曼斯坦西气东输二线工程2010年开始向国内输气，到中国境内首站霍尔果斯站，气价可能在2元以上，输到中国中部地区的门站价格在2.5元左右，是目前宁夏长庆天然气价格的两倍以上。”
然而，对于中石油所称来自土库曼斯坦的“西气东输”二线成本价格将高于一线一倍的说法，业内一些人士却并不完全认同。
“从土库曼斯坦方面进口的天然气与中石油自己开采的天然气相比，出厂价的价格差异并不很大，多出的费用主要在管网费上，但这部分的成本究竟为多少，应该如何分摊，对消费者来说根本不透明。”一位业内人士说，“每年呼吁的天然气涨价的理由都只有一个，即‘成本上涨驱动’，但目前国内天然气产业链中包括出厂成本、管道运输成本、城市输送成本在内的各环节的利润率水平究竟处在一个什么样的水平?消费者不得而知。”
此前有消息称，天然气价改具体方案可能于年底出炉。关于价改方案，可能采取成本加权平均的定价办法，推进“混合定价”机制，预计出厂价大约会上涨两至三成。
事实上，不仅是天然气。自2009年10月份以来，新一轮能源资源产品价格上涨浪潮已经拉开了序幕。
“如果公共能源资源集体大幅涨价，将可能在更大程度上推动国内通货膨胀。这是中央高层非常关注的问题。”国家发改委价格司一位人士说。
寻找替代气源
“从开发技术和可开采量来看，煤层气是天然气当前最现实的补充气源。”国内最大煤层气开发主体、中联煤层气开发公司执行董事法人孙茂逸表示。
近期中联煤层气及早前与中联煤层气“分家”的中石油在山西沁水地区均有煤层气项目竣工投产。而位于同一地区的中石油项目已于2009年11月16日正式竣工投产，这也是国内首个整装煤层气田大规模商业化运营项目。
中石油股份公司副总裁胡文瑞表示，山西沁水煤层气田实现商业运营后，煤层气将作为补充气源，在一定程度上缓解国内天然气供应的紧张形势。
但煤层气开发也受制于多层瓶颈，首先是管道建设的滞后。到目前为止国内最长的煤层气管道只有35公里，而全国总长度也还不到100公里，且各生产企业之间没有相联，导致煤层气市场更多极限在产地周边低端用户。
相比于天然气，煤层气开采难度更大，开采成本较高。尽管国家对煤层气已陆续出台了投资补助、财政补贴、税收优惠、发电上网等10A项扶持措施，但目前仍很难让企业做到“有利可图”。
另外，煤层气大规模开采还需解决与煤矿矿权重叠的问题。而且目前煤层气仅在矿法配套法规附则目录中被列为独立矿种，而未能名正言顺地将其与石油天然气并列。
在寻找天然气替代资源的同时，通过能源之间的转化也能间接实现天然气来源的多元化，特別是煤制天然气近年来就受到了各路资本的追捧。包括产煤地政府、煤炭企业、石化企业，甚至电力企业也加入其中。
业内专家透露，参与煤制天然气投资的能源企业看中的是天然气未来巨大的市场需求，且目前天然气价格改革箭在弦上，不管最终采用哪种方案，必将推高气价使煤制天然气项目预期收益大大增加。
曾经充斥着重庆城区的出租车难觅踪迹——两万多辆出租车中，相当大的一部分都在排队加气。而在武汉、杭州、合肥等多个南方城市，这一幕都在发生。在过去很多年间，中国都没有出现过如此规模的天然气供应缺口。
中石油的官方解释说，今年中国北部地区遭遇了罕见的大雪和冰冻，由于北方天然气需求量急剧上升，不得不对长江以南部分城市进行减供。
但这似乎并不是问题的全部。事实上，“石油巨头觊觎市场供应紧张的有利时机获得更高的市场出清价格”的说法已经在市场中广为流传。有业内人士透露，“川气东送”项目出现停滞，一定程度加剧了此次“气荒”——而停滞的关键因素是因为与下游用户在购销协议上谈判进展缓慢。
值得庆幸的是，寻找替代气源的努力已经提上日程，气源供应主体也在走向多元化。
博弈加剧“气荒”
在中国石油大学教授董秀成看来，“缺气的根源在于目前天然气的价格管制。没有利益的驱动，企业就没有动力去勘探更多的油气田。而进口天然气也是因为价格的矛盾迟迟难以进到国内。”
事实上，近段时间以来，国内天然气巨头认为目前价格不合理，要求进行天然气价格体制改革的呼声已经越来越高。
“对于中石化，中石油来说，目前在尽快扩大天然气供应上并不很积极，这实际上是在与市场博弈。”一位专家说。
敢于博弈是因为石油巨头在签订供应协议时有话语权。根据中石化原计划，“川气东送”2009年9月份就要实现局部通气，年底全线贯通。然而，到目前为止，中石化仍然未与下游燃气公司签订购销协议。
对此，中石化一位内部人士坦承，“购销协议的签订不是什么问题，最关键的一点还是价格问题。如果价格不理顺，相关单位发展天然气的积极性就不会很高。”
目前我国城市天然气价格由出厂价，管输费和城市管网费三部分组成。根据中石化在2009年9月，发出的文件，川气东送天然气出厂价将定在1.408元／立方米。加上管输费用，以上海为例，天然气送到门站的价格将达到2.248元／立方米，最终通过城市管网达到终端用户的价格将至少3元，立方米。而目前上海的民用天然气零售价仅为2.5元／立方米。
对于这一价格，考虑到居民的反应，江浙沪地区的燃气公司均表示难以接受。
根源在于高度垄断
在能源专家韩晓平看来，天然气之所以出现供应短缺，不仅仅是价格问题。“说到底，天然气并不缺，缺的是市场不够多元化。”韩晓平说，“与其花大价钱去国外买，为什么不让更多的企业参与国内天然气的勘探开发呢?如果建立起竞争体系，买方市场多元化，价格就不会成为天然气供应短缺的原因。”
事实上，在天然气使用更为广泛的美国，价格也并不高。目前美国的天然气价格大概是每百万英热5美元左右，折算下来相当于每立方米0.2美元左右。而目前我国南方一些地方天然气早已经达到三块多人民币一个立方米。比如深圳的天然气价格就已达到3.5元／立方米。
不透明的成本
对于近段时间业内热议的天然气价格改革，最重要的推手就是“进口气价倒逼”。
2007年7月，中石油与土库曼斯坦方面签订了中土天然气购销协议和土库曼阿姆河右岸天然气产品分成合同。根据协议，在未来30年内，土库曼斯坦将通过规划实施的中亚天然气管道，向中国每年出口300亿立方米的天然气。2009年6月，双方再次宣布将进一步加大天然气进口量。
马新华表示，“气源来自土库曼斯坦西气东输二线工程2010年开始向国内输气，到中国境内首站霍尔果斯站，气价可能在2元以上，输到中国中部地区的门站价格在2.5元左右，是目前宁夏长庆天然气价格的两倍以上。”
然而，对于中石油所称来自土库曼斯坦的“西气东输”二线成本价格将高于一线一倍的说法，业内一些人士却并不完全认同。
“从土库曼斯坦方面进口的天然气与中石油自己开采的天然气相比，出厂价的价格差异并不很大，多出的费用主要在管网费上，但这部分的成本究竟为多少，应该如何分摊，对消费者来说根本不透明。”一位业内人士说，“每年呼吁的天然气涨价的理由都只有一个，即‘成本上涨驱动’，但目前国内天然气产业链中包括出厂成本、管道运输成本、城市输送成本在内的各环节的利润率水平究竟处在一个什么样的水平?消费者不得而知。”
此前有消息称，天然气价改具体方案可能于年底出炉。关于价改方案，可能采取成本加权平均的定价办法，推进“混合定价”机制，预计出厂价大约会上涨两至三成。
事实上，不仅是天然气。自2009年10月份以来，新一轮能源资源产品价格上涨浪潮已经拉开了序幕。
“如果公共能源资源集体大幅涨价，将可能在更大程度上推动国内通货膨胀。这是中央高层非常关注的问题。”国家发改委价格司一位人士说。
寻找替代气源
“从开发技术和可开采量来看，煤层气是天然气当前最现实的补充气源。”国内最大煤层气开发主体、中联煤层气开发公司执行董事法人孙茂逸表示。
近期中联煤层气及早前与中联煤层气“分家”的中石油在山西沁水地区均有煤层气项目竣工投产。而位于同一地区的中石油项目已于2009年11月16日正式竣工投产，这也是国内首个整装煤层气田大规模商业化运营项目。
中石油股份公司副总裁胡文瑞表示，山西沁水煤层气田实现商业运营后，煤层气将作为补充气源，在一定程度上缓解国内天然气供应的紧张形势。
但煤层气开发也受制于多层瓶颈，首先是管道建设的滞后。到目前为止国内最长的煤层气管道只有35公里，而全国总长度也还不到100公里，且各生产企业之间没有相联，导致煤层气市场更多极限在产地周边低端用户。
相比于天然气，煤层气开采难度更大，开采成本较高。尽管国家对煤层气已陆续出台了投资补助、财政补贴、税收优惠、发电上网等10A项扶持措施，但目前仍很难让企业做到“有利可图”。
另外，煤层气大规模开采还需解决与煤矿矿权重叠的问题。而且目前煤层气仅在矿法配套法规附则目录中被列为独立矿种，而未能名正言顺地将其与石油天然气并列。
在寻找天然气替代资源的同时，通过能源之间的转化也能间接实现天然气来源的多元化，特別是煤制天然气近年来就受到了各路资本的追捧。包括产煤地政府、煤炭企业、石化企业，甚至电力企业也加入其中。
业内专家透露，参与煤制天然气投资的能源企业看中的是天然气未来巨大的市场需求，且目前天然气价格改革箭在弦上，不管最终采用哪种方案，必将推高气价使煤制天然气项目预期收益大大增加。