2000年至2013年，我国天然气消费量从245亿立方米增至1680亿立方米，年均增速高达16%，远高于同期国内生产总值(gdp)10%的增速和能源消费总量7.6%的增速。这主要得益于经济社会快速发展、供应能力大幅提高、储运设施不断完善和长期保持价格优势等诸多因素的共同作用。然而，随着内外部市场环境的转变，市场格局正发生深刻变化，在需求、供应、价格、贸易、政策等各方面都存在较大的不确定性，对我国天然气行业的健康持续发展提出了挑战。

　　一、国内市场需求的不确定性

　　《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》提出到2020年国内天然气利用量达到3600亿立方米。以此为基准，未来我国天然气消费量至少需要年均增长300亿立方米才能达到市场供需的基本平衡;而2000年至2013年我国天然气消费年均增量仅为110亿立方米，其中2011年达到最高纪录也没超过230亿立方米。结合国外经验和国内现状，实现规划目标的难度很大。未来市场的主要增长点在于天然气发电、工业燃料煤改气和交通领域用气的大规模发展，但目前这些都严重受制于国内的能源价格体系。如何制定合理的价格和政策以维护需求与供应(特别是进口资源)的平衡关系，正考验着政府的决心和智慧。

　　二、进口天然气资源的不确定性

　　“十三五”期间，中亚d线和中俄东线天然气管道将陆续投产，届时我国管道气的进口能力将增至1350亿立方米/年，但目前看中缅管道的上游开发情况明显不及预期，西方各国对俄罗斯的制裁也增大了中俄管道的风险。在进口液化天然气(lng)方面，根据各公司已经参与的项目或签署的协议，2020年长期贸易合同数量将超过4900万吨(约合687亿立方米)，但受市场需求疲软、投资成本上升等因素影响，个别项目已经面临推迟甚至取消的风险。

　　三、国产天然气供应的不确定性

　　2000年至2013年我国天然气产量年均增长70亿立方米左右，照此推算2015年产量约为1320亿立方米，2020年接近1700亿立方米。在国内常规天然气生产保持平稳、难以大幅增长的情况下，要实现国内天然气供应能力超过4000亿立方米(《关于建立天然气稳定供应长效机制的若干意见》)的目标，必须更多地依靠非常规天然气和煤制气。然而，由于需要巨额投资和较长的成本回收期本身就充满较大的不确定性，加上技术上也未完全成熟，不仅受地理条件限制，还受水资源和环境的约束，未来发展存在变数。

　　四、国内供需不均衡带来的挑战

　　由于未来我国天然气市场在供应和需求两方面都存在的较大不确定性，皆有可能导致供需失衡问题，目前来看，需求侧面临的困难相对更大。未来在资源供过于求的状态下，市场机制将发挥更为重要的主导作用，消费者将拥有更多选择的权利。

　　五、国际气价倒挂带来的挑战

　　受欧洲天然气需求下降、美国“页岩气革命”、日本核电重启，以及澳大利亚、北美和东非lng项目将陆续投运等多重利空因素影响，全球天然气市场供需日趋宽松，已经开始从卖方市场向买方市场转变。加上乌克兰危机推动俄罗斯资源进入中国，北美lng出口也面向亚洲地区，将推动北美、欧洲和亚太三地市场天然气现货价差逐渐收窄，其中，亚洲价格趋于下降，北美价格趋向回升。然而，目前亚洲多数进口天然气的长期贸易合同价格仍与国际油价联动，且存在一定滞后，如果天然气市场长期保持宽松，极有可能持续出现长期贸易合同价格高于现货价格的倒挂现象。若长期贸易合同价格与现货价格倒挂的幅度进一步扩大、时间进一步延长，则将严重冲击我国已签署的大量进口气。

　　六、国内气价倒挂带来的挑战

　　受国内需求疲软和国际价格下降等多种因素影响，国内增量气门站价格在短期内不会再度上涨，按照与国际油价挂钩的机制甚至可能明显下调。2015年存量气与增量气门站价格接轨后，多数长期贸易合同的lng进口仍将处于亏损状态，进口管道气即便从长期看能够摆脱亏损，但在供需宽松的市场形势下也面临着价格不到位的风险，总体来看，进口天然气仍将长期处于亏损状态。国内天然气价格连续上调的同时，煤炭、石油等可替代能源的价格则出现了大幅下降，加上煤炭清洁利用和油品质量升级的加速推进，天然气原有的经济和环保优势正被快速削弱，特别是在发电、化工、工业燃料和交通运输等主要用气行业，市场开发已经陷入焦灼状态，部分甚至出现“气改煤”的现象。

　　七、供需峰谷差扩大带来的挑战

　　尽管从全年总量上看国内天然气市场出现资源过剩的概率较大，但由于大量的新增市场将来自集中供热和居民自采暖部门，因此季节性供需缺口仍将长期存在并快速扩大。特别是进口lng接收站、管网等储运设施放开后，社会单位可以在淡季进口低价现货，在旺季却仍需依靠主营单位保障廉价的资源供应，从而进一步扩大国内资源供应的季节峰谷差，给上游生产和管网输配的平稳运行造成较大压力。按照2020年我国天然气需求3100亿立方米计算，储气调峰能力需超过400亿立方米。《天然气发展“十二五”规划》中重点储气库项目合计设计工作气量257亿立方米，即便其能够全部投产，再加上lng接收站的调峰能力，仍有接近100亿立方米的能力缺口需要弥补。

　　综上所述，未来我国天然气市场仍将长期持续发展，但需求增速将明显下降，“十三五”期间存在较大的资源过剩和价格倒挂风险，特别是在全球天然气市场供需宽松的环境下，对国家天然气政策的制定和商业模式的选择提出了较大挑战。就此提出以下建议。

　　首先，统筹规划发展，保持市场均衡。加强市场监测，做好分析预判，从全国层面开展天然气供需平衡和资源流向分析，准确把握市场脉搏，判断拐点出现时机，提前研究制定方案，有效应对市场变化。在需求侧加大市场开发和维护力度，借助大气污染治理的有利时机，完善天然气价格和利用政策，营造有利的政策环境，继续大力推动发展工业煤改气和交通用气。在供应侧把握发展节奏，控制项目进度。除此之外，国内lng接收站的规划、建设也需配合协议供气时间和市场开发情况适度推进，避免像欧洲、美国一样发生lng接收站产能严重闲置的问题。

　　其次，深化市场改革，构建交易中心。“十三五”期间我国将迎来深化天然气市场改革和构建区域交易中心的难得机遇。天然气市场改革的深化应放在整个能源系统市场化改革的全局中来统筹考虑，并与国家财税体制改革和生态文明制度建设相结合，使之在价格上既可以反映市场真实供需情况，又能够充分体现生态环境损害成本和修复效益。天然气市场交易中心的建设则取决于基础设施的完善和现代市场体系的构建，后者主要通过加强市场监管、放宽准入条件、健全征信体系、消除地方保护、反对垄断和不正当竞争行为等措施，构建和维护公开、公平、公正的市场规则。

　　最后，完善价格机制，加强调峰能力。一方面加强需求侧管理，提高销售计划的质量和效率，抓紧研究出台天然气季节峰谷价格和用户阶梯价格等政策，用价格杠杆引导需求合理变化，并注重可中断用户的开发和培育;另一方面通过政策积极引导，在投融资、税费等方面给予政策支持，鼓励天然气企业与地方政府和大型用户加强合作，采用多种方式加快储气调峰能力建设。