近年来，业内人士一致预测中国天然气供需市场将维持供大于求的“低景气”周期，然而，去年入冬以来的全国大面积、大范围的天然气短供和“气荒”颠覆了几乎所有专家的判断。
究其原因，一方面是政府强力推动“煤改气”导致天然气需求猛增了30%左右；另一方面是一直运营良好的我国最大海外天然气进口通道——中亚天然气管道，今冬却突然“不给力”。“不给力”的主要原因是我国最大的气源国土库曼斯坦减少了供应。短供最严重时，中亚天然气管道日供应量比计划低4000万立方米左右。这样“一增一减”的突变，导致国内出现近年来最大范围的“气荒”，这给正处在能源转型期的中国好好上了一课。
最近三年，我国天然气消费总量平均在1900亿方左右，平均进口650亿方左右，天然气的对外依存度35%左右。在国内天然气产量短期内难以大幅提升的情况下（天然气田从勘探、开发到运输、加工和销售，其周期一般需要5年－10年），天然气消费量突增时，供应主要靠进口来补充，同时要靠储气库中的存量来满足。在我国天然气储气库建设尚处于起步阶段的情况下，急剧增长的天然气需求只能通过加大进口来弥补。
已建成四大进口通道
过去十年，中国石油天然气集团公司等石油央企作为投资主体和建设运营主体，横跨我国东北、西北、西南和东部海上的“东西南北”四个方向的“多元化”天然气进口通道雏形已成，其中西北通道、西南通道已经投入正常运营。具体情况是：
西北方向，即前面提到的中亚天然气管道，由A/B/C/D四条管线构成。其中A/B/C三线已经建成投产，天然气输送能力达到550亿方/年；D线已经开始动工建设，设计输送能力300亿方/年，预计2022年投产。这样，如果将来满负荷输送和运营，西北方向的中亚天然气管道理论上每年可以向中国供应天然气850亿方，这一高峰输量预计出现在2025年前后。2017年，通过A/B/C三条线实际供应到中国的实际量接近400亿立方米，中亚天然气管道自2009年12月投产以来，已累计向中国供应天然气超过2100亿立方米。
西南方向，即通过缅甸，从我国云南入境的中缅天然气管道，该管道的气源来自孟加拉湾的海域天然气田。该管道设计输送能力120亿方/年，已于2013年投产运营。近两年的实际输送量维持在45亿方/年左右。
东北方向，即从俄罗斯进口的天然气通道，分为中俄天然气东线（俄罗斯东西伯利亚至中国黑龙江的管道）和中俄天然气西线（西西伯利亚地区至中国新疆的管道）。东线管道已经开工建设，设计天然气输送量380亿方/年，预计将于2019年10月份投产；西线还处在项目建设的前期认证阶段，设计输送量300亿方/年。
东部海上方向，主要是以液化天然气形式（LNG）从卡塔尔、澳大利亚、印尼等全球天然气出口大国每年多批次进口一定量的LNG。未来，美国、俄罗斯和加拿大也会成为我国LNG的出口方。去年11月美国特朗普总统访华期间，中石油已经与美国最大的天然气生产出口商切尼尔公司签订了一份为期20年的LNG贸易框架协议，提前锁定了中国市场。对于俄罗斯，去年12月8日，俄罗斯北极亚马尔LNG一期550万吨/年LNG已经投产，目标市场之一就是中国。对于加拿大，其天然气及LNG生产出口设施尚在建设之中，尚没有明确的计划。据初步统计，最近几年，我国从以上国家每年进口LNG2000万吨左右（折合约280亿立方米）。
进口持续攀升但供应无大碍
来自中国石油经济技术研究院（下称“经研院”）的数据显示，2017年1月－11月，我国累计进口天然气845亿立方米，同比增长26.9%。其中，通过上述西北、西南跨境管道进口天然气383亿立方米，同比增加27亿立方米，同比增长7.6%；以LNG形式进口3326万吨（折合462亿立方米），同比增加1092万吨，同比增速达到49.0%。
2017年全年天然气进口量的实际数据尚未得到，预计在930亿立方米左右。尽管实际统计数据尚未出来，但根据经研院专家的估测，中国2017年天然气消费总量在2350亿立方米左右，对外依存度接近40%。
按照上述已投产和在建的几大天然气进口通道建设运营进度计划，预计我国进口天然气的高峰将出现在2025年－2030年之间，高峰量预计将达到2000亿方左右，其中来自管道的天然气总量预计在1200亿方左右（不算中俄天然气西线，上述陆上通道满负荷输量为1350亿方，1250亿方系按照90%的负合率测算），以LNG形式供应中国的天然气量在800亿方左右。按照目前国家能源局的规划，彼时我国天然气消费总量在4000亿方左右测算，对外依存度将达到50%左右。
当然，随着后期我国天然气消费量可能的进一步增加（能否有实质性的增加取决于国家能源政策的取向），不排除规划设计新的天然气进口通道，我国的天然气进口量和对外依存度可能还会继续攀升。
接下来的问题是，依据目前已经签订的天然气长期贸易协议和现货短期合同，全球各相关天然气供应国能够满足中国对天然气的需求吗？答案是肯定的。
就全球范围而言，我们这个世界并不缺天然气，而且会长期处于“供过于求”的买方市场状态。原因在于，随着美国“页岩油气革命”的成功，美国已经由全球天然气进口大国转变为天然气净出口国。2002年是美国天然气净进口量最多的一年，当年进口天然气及LNG折合1160亿方。而且，从在建产能看，美国2020年LNG出口能力在6800万吨（约940亿方）左右，预计2025年美国出口能力在1.95亿吨（约2696亿方）, 2030年2亿吨（约2765亿方）。这导致原本供应美国的天然气“战略卖家”们不得不将目光瞄准到中国、印度这样的潜在天然气消费大国身上。未来5年－10年，预计向中国出口天然气（含LNG）的主要国家有土库曼斯坦、俄罗斯、卡塔尔、澳大利亚和美国。
而对于土库曼斯坦、俄罗斯、卡塔尔等此类重点依赖天然气出口创汇的国家，“资源国家主义”和“资源民族主义”盛行，其考虑问题时往往不单从经济和企业间合作出发，还会涉及地缘政治因素，前几年发生的俄罗斯掐断通过乌克兰输往欧洲的天然气管道，就是活生生的例子。
但据笔者掌握的情况，此次土库曼斯坦的短供主要还是客观因素导致的，一方面是供应中国的土库曼国内三大主力气田因过去几年缺少资金而疏于修缮，导致此次关键时期“掉链子”；另一方面是由于用于处理天然气的“缓蚀剂”未及时到位而影响了天然气外输（土库曼天然气含硫量偏高，在外输前需要加入缓蚀剂进行处理，以降低对外输设施的腐蚀）。
值得一提的是，在中亚地区此次天然气短供过程中，中石油主导作业的土库曼阿姆河天然气田发挥了增产主力军作用，近两个月平均日增供量500万方（计划日供应量3500万方），一定程度上缓解了国内的气荒。
此次土库曼斯坦的短供已经给我们敲响了警钟，需要采取天然气进口多元化、加快推进天然气储气库建设等各种手段保障供给。当然，中国天然气消费“过山车”式的季节差也是导致此次气荒的又一大外因。从2017年的消费数据看，我国天然气消费量峰谷比竟然达到10，也就是说，冬季用气高峰量是夏季用气低谷量的10倍。
现货交易增加，长协仍居主导
价格机制是全球天然气贸易过程中的关键问题。目前，我国进口管道气的价格一般是长期合同价格，通过价格公式确定，供需双方可以定期进行价格复议。进口LNG价格包含长期协议价格和短期现货价格两种。
思亚（SIA）能源的LNG专家告诉笔者，对于LNG长协价格，目前有两种计价方式：美国出口LNG到其他地区的计价方式是“成本加成法”，即“美国亨利港交易价（Henry Harbor）+2.5美元－3.5美元/MMBtu（百万英热单位）的液化成本+2美元－2.5美元/MMBtu的船运成本”；非北美地区出口LNG的长协价格是“油价挂钩法”，即12％－16%（斜率）*Brent油价+常数。而LNG现货价格主要是由消费地的天然气交易所确定的，不区分LNG的来源地。比如，2017年11月份，世界各地的LNG气源到亚洲的现货价格都是一样的，JKM（Japan Korea Market Price）价格为8.5美元/MMBtu。
不难理解，除了那些采用“照付不议”长协贸易合同进口的天然气及LNG外，缺口的那一部分将按照市场规则从国际市场上以较低价格采购来补充。从中国天然气进口的未来趋势看，LNG的比例将逐步加大，通过现货贸易市场价购买的LNG将逐步加大，但通过长协价进口的天然气仍将居主导地位。
中国将成为全球最大的石油和天然气买家，如何确保海外进口天然气的稳定供应，是一个需要引起各方重视的重大问题。国际天然气供应的一个特点就是不够稳定，正是基于这一点，我们的天然气进口渠道才需要尽可能多元化。只有充分多元化，才能在降低进口成本的同时，实现“东方不亮西方亮”的积极效果。此外，跨国天然气进口从来都不是一个简单的贸易问题，需要将上游天然气田储量资源、中间运输管道、下游消费市场有效衔接。所以，中国油气公司走出去，拥有适度的资源掌控力和话语权，就可在重要敏感时点发挥关键作用。