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气价激涨与“气荒”频仍，向以增加天然气使用为重点的能源结构优化政策提出挑战
位于广东的国内第一个引进LNG（液化天然气）试点项目预计在4月开始进气，并自6月正式对外供天然气。据悉，其中70％将用于燃气发电。对于仍然面临天然气短缺困扰的南粤而言，这无疑是一个令人兴奋的消息。
然而，广东油气商会会长梁承娱却不无担心：“（国内）其他燃气发电厂的气源还是存在问题。针对目前广东0.46元/度的上网电价，目前（广东）这个LNG项目的气价是可以承受的。而一旦以后的项目谈判价格提高，燃气发电厂将难以承受”。据梁透露，目前其他多数引进LNG项目的谈判，由于价格的原因均进展不大。
据悉，广东LNG试点的气源是在2002年谈成的——广东大鹏液化天然气有限公司与澳大利亚方面签署了长达25年的购气合同，价格约3美元/百万BTU，这也是目前亚洲市场的最低气价。
“当时的价格是在国际气价较低的背景之下达成的，现在要再达成这一价格，几乎是不可能的……LNG项目最大的制约是价格。”中国石油经济技术研究中心专家刘克雨告诉记者。
“气荒”突至
中国的能源紧张和结构问题，正在从更多的方面表现出来。在“煤荒”、“电荒”以及局部地区出现的“油荒”后，自2005年下半年，中国大部分地区再度遭遇了“气荒”。
2005年9月，海南省天然气市场率先出现价格异动，瓶装液化气价格突然大幅上升；10月底，陕西省西安市的天然气供应出现明显短缺。国务院领导对此给予批示，要求“一定要保证民用供气”，国家发改委副主任欧新黔当即在西安进行缺气状况的调研。
11月后，液化气涨价风潮开始向全国多个省市快速蔓延——广东、海南、广西、福建、上海、江苏、山东、河南、辽宁、陕西、重庆、西藏，液化气价格大幅上涨。至此，国内天然气的供求矛盾已成为全局性问题。国家发改委遂召集“气荒”情况较为严重的九个省区，举行了专门的协调会。
2005年末，在发改委举行的“煤电油运”座谈会上，来自全国不同省份的与会代表纷纷提出，煤电和运输的紧张态势基本得到缓解，但与此同时，天然气短缺带来的生产上和居民生活矛盾已日益突出。例如，由于“气荒”，有的燃气公司因无法按合同供应，被用气企业告上了法庭；为了应对“气荒”，一些燃气公司将生活用气进行不同程度的稀释。
“老百姓都在抱怨——炒菜变成了煮菜。”一位来自西部地区的代表说。
“中国天然气短缺的情况较为严重，而且在未来一段时间内难以缓解。”中国城市燃气协会秘书长迟国敬告诉《财经》。
天然气是清洁能源的代表，已经开始更多地进入发电等生产领域。自2003年“电荒”问题浮出，燃气电厂已经成为许多地方积极发展的电力项目。截至2005年底，全国发电装机容量达到50841万千瓦，其中，燃气发电占到总容量的大约为2.1％，发展速度相当快。
同时，燃气电厂的建设和发展，业已受到“气荒”的明显制约。由于天然气供应量不足，华东和南方地区有相当数量的新投产燃气发电厂无法正常生产，导致不少燃气电厂投产之日便成为亏损之时。其中，仅华东一地，去年就有400万千瓦新建投产的燃气机组因燃气供应不能保证而无法投入运行，占全部燃气发电能力的40％左右。今年，预计华东地区无法投入正常生产运行的燃气机组将达到600万千瓦。
至于曾作为中国天然气管道建设标志性工程的“西气东输”，从2004年底正式商业运营以来，即面临供给跟不上需求的局面。
据悉，河南的郑州燃气公司和安阳彩玻集团均为“西气东输”工程的最早用户，原计划到2007年的用气量分别为2亿立方米和2.7亿立方米，但实际上，两家用户在2005年的实际需求就已达到2.2亿立方米和2.7亿立方米，大大超出此前的预计。“西气东输”工程的最大用户——上海市，原计划在2005年的使用量为7亿－10亿立方米，实际需求为15亿立方米，超过上限近50％。
据有关专家介绍，“西气东输”工程完工后，将在沿线建设多座增压站，对管线进行压缩加密，使得最大年输气能力提升至170亿立方米。但下游市场61家用户近期经过自我评估后，其汇总数字为2010年总需求298亿立方米。
“我国天然气需求呈爆炸式增长。”中国石油天然气规划总院院长王功礼说。预计2004年－2020年间，需求平均增速将达11％－13％；到2020年，全国天然气需求可望超过2000亿立方米，比现在的300亿立方米增长五到六倍。届时，即使东海天然气田加大产能，中原、苏北油田的天然气以及陕京管线予以“支援”，市场缺口也将非常大。
“批零倒挂”
2005年以来，随着国际原油价格不断攀升，具有比价效应的天然气价格也开始不断走高。同时，由于国内天然气定价机制尚不完善，导致天然气销售中与成品油极为相似的“批零倒挂”一幕不仅再度上演，而且加速了“气荒”的到来。
在目前全国液化气市场供应总体构成中，三分之一来自中石化，三分之一来自中石油、中海油等，三分之一依靠进口。在华东、华南等地，进口液化气已超过60％。广东全省目前有2900万LPG(液化石油气)用户，需求的80％依赖国外进口，12％从外省购买，本地三大炼化厂——中石化广州分公司、中石化茂名分公司、中石化湛江东兴石油企业有限公司——只能供给8％左右的用气量。
实际上，早在2004年，国内天然气销售价格已经出现了“倒挂”。其时，中石油、中石化两家公司天然气平均出厂价格为592元／千立方米（不含增值税），仅相当于美国天然气井口价格的37.3％；与日本、韩国、欧美当年的进口LNG的到岸价相比，仅为它们的41.7％、40％和45.2％。
据发改委的监测数据，2003年，国际市场原油、天然气、发电用煤三者之间的比价关系已经升至1∶1.04∶0.25，而国内这三种资源比价关系仍停留在1∶0.41∶0.41，中国的天然气价格明显低于国际市场。
于是，当国际上的天然气期货價格屡次冲到12－14美元／百万BTU（大约折合3.57－4.17元人民币/立方米）且仅为出厂价时，国内很多地方的企业和居民消费价格，仍维持在1元/立方米左右的低位。
例如，目前天然气加气站的价格是汽油价格的45％。在西安等地，对于既可以烧油又可烧气的出租车来说，后者比前者平均每天节省80元钱左右，出租车于是成为天然气的“忠实用户”。
由于天然气价格持续看涨，不少液化气进口商开始采取低库存策略，对海外采购采取极为谨慎的态度。除了合同订单，这些进口商开始大幅减少进货量。一些进口码头控制供货，只对合同用户供货，个别码头甚至开始停止供气。
海关统计显示，自2005年7月始，液化石油气进口量开始停滞不前，10月和12月甚至出现了10万吨左右的下滑。此外，以中海油为首的国内油气进口巨头也对天然气进口战略采取了审慎的原则。
据外电报道，中海油由于未能同以雪佛龙公司（Chevron Corp.）为首的高更（Gorgon）气田所有者就天然气价格达成一致，于2005年底放弃了购买该油田的天然气。最后，雪佛龙公司与日本大坂天然气公司等三家日本公用事业公司签署了总值约为75亿美元的25年期合约。
据了解，中国早期签订的LNG协议的价格约为3美元/百万BTU。随着越来越多的国家不断增加天然气的进口以替代石油，LNG价格上涨了数倍之多，中国天然气进口商的价格空间被大大压缩。
有专家指出，日本公司之所以能够承受更高的价格，原因在于可以把成本的上升转嫁给消费者。而在中国，由于电力和其他燃料的零售价设有上限，天然气的主要使用者燃气电厂无法有效消化原料涨价成本，而不得不放弃生产。
中石化经济技术研究院副总工程师曹晓告诉《财经》记者，国内天然气价格偏低，一方面使得在天然气供给中“三分天下有其一”的进口商失去了进口的动力，另一方面，也影响了天然气开发企业的积极性；“当一种资源的价格偏低、特别是低于国际市场价的时候，直接会影响开发企业的投入。这是一个规律。”
国务院发展研究中心副主任刘世锦则认为，在市场经济条件下，资源约束问题很大程度上是价格问题。缓解资源紧张的一个基本方法，是“要让价格起作用”。
“（气荒）问题的产生，给我们一个警示。”国家发改委一位主要负责人在“煤电油运”座谈会上指出，“我们要共同研究这个问题，对问题进行总结。”
“缺口”何在
加大国内产出，遂成为应对不断增长的天然气需求的另一途径。
国土资源部油气资源战略研究中心副主任车长波指出，2005年国内天然气产量在500亿立方米左右，新一轮评价结果则显示，2005年至2020年，中国天然气探明储量持续增长，年均探明4000亿至5000亿立方米。同时，天然气国内供应量也将快速增长，预计2010年达到900至1100亿立方米，2020年达到1500亿至1700亿立方米。
然而，据国务院发展研究中心一位专家介绍，天然气的生产特点，决定了缓解“气荒”要比缓解“煤荒”、“电荒”更困难。“解决‘气荒’需要有比较长期的投资过程，譬如开发新气田、修建运输管道都将耗时甚久，并不是增加投入马上就能增加产出的。”
发改委一位官员表示，天然气的消费增长过快，是出现“气荒”、造成天然气供应缺口增大的另一重要原因。据发改委统计，2004到2005年，中国天然气生产增幅大约为15％左右，同时天然气消费增长已经达到了25％。在北京、上海等城市，天然气的消费增长幅度更高达30％以上，个别地区甚至达到38％。
发改委副主任欧新黔则指出，在一些大中城市，出于环保、节约土地等方面的考虑，取暖改烧煤为烧气；有的产煤区也弃煤用气，进一步增加了天然气的供应压力。“天然气产业上、中、下游的发展并不均衡，”中国石油经济技术研究中心专家刘克雨说，“近年大量的天然气应用项目上了之后，给行业带来很大的矛盾。”
“我国天然气的利用、规划与天然气的产出能力之间不够匹配——在天然气供应大于需求之时，各个地方都要搞天然气的利用。但在项目上马之后，天然气又会出现供不应求。”中石化经济技术研究院副总工程师曹晓对《财经》表示。
此外，一些专家指出，缺乏在天然气方面的能源储备的长期规划，也是中国面对“气荒”而措手不及的一个重要原因。
此前，为了进口液化天然气，中国三大石油巨头曾宣布将建造总共约20座接收站。而截至目前，只有中海油一家正式宣布，2006年将在广东投产中国第一个液化天然气接收站。该站是中海油和英国石油公司（BP）的合资企业。
此外，中海油与英国石油公司准备在上海等地再兴建若干天然气接收站的计划，目前尚未获得政府的最后批准。
能源结构再思考
由于国际油价长期居高不下，加之环保压力不斷增大，全球对于更清洁能源的使用已然十分迫切。作为“清洁能源”的天然气需求增长强劲，已被公认为21世纪消费量增长最快的能源。
天然气在一次性能源消费中的比重将越来越大。据权威机构预测，2010年，全球天然气消费量将达到3110亿立方英尺（约合88亿立方米），在一次性能源消费中的比例达到25％，2050年这一数字将达到30％。届时，天然气将完全取代石油或与石油持平，成为第一大能源。
对于“能源消费结构亟待优化”的中国，天然气的开采和利用显然负有重要使命。2004年，中国能源消费总量达到19.7亿吨标准煤；在能源消费结构中，煤炭所占比重尽管有下降趋势——由1990年的76.2％降到2004年的67.7％，但仍然是绝对主力。如何解决工业发展中长期存在的高耗能和高污染问题，进一步优化能源消费结构，始终是困扰中国经济发展的大问题。
同时，中国天然气的利用远低于世界平均水平。目前，全球天然气占能源消费总量的24％，我国只有3％左右，甚至低于印度的8％。
2000年推出的“十五能源规划”显示，2000年，中国一次能源销量总量为11.38亿吨标准煤，其中煤炭占62.74％，石油占25.83％，天然气占2.99％，水电及核电等占到8.44％。预计到“十五”规划期末即2005年，中国一次能源消费总量将约为13.02亿吨标准煤，其中煤炭占57．58％，石油为26．34％，天然气占5.62％，水电及核电等为10.46％。
显然，天然气作为替代煤炭的清洁能源，在“十五”规划中的设定增长速度是最快的，增长率达到87％，远超过石油、水电以及核电。另据中国石油天然气规划总院院长王功礼介绍，天然气在能源消费结构中的比例在2020年的目标为10％。
但是，现实状况似乎并不乐观。发改委投资研究所政策研究室副主任王元京认为，近年来，中国煤炭、水电、天然气的消费结构呈逆向变动。煤炭生产在一次性能源生产中的比重为75.6％，比2000年的66％提高了近十个百分点；天然气生产所占比重达到3.0％，比2000年下降0.4％，“煤炭、水电和天然气在一次能源生产结构中的比例，并没有得到优化。”
发改委能源研究所的一位研究员则指出，近年来，由于天然气短缺，中国一直没有真正把能源结构的重心转移到发展天然气上。只是在局部的能源布局中，一些相对发达地区的地方政府开始比较注重发展天然气等清洁能源项目。上海曾表示，将力争使天然气在上海全市能源消费中的比重，从2003年的1％提高到2010年的10％。
去年12月26日，酝酿已久的发改委关于天然气价格的调整方案出台——天然气出厂价格由政府定价、政府指导价并存，统一为实行政府指导价，同时调高了天然气的出厂价格。方案显示，根据不同油田供气情况，各油气田提供工业和城市燃气用天然气出厂价格每千立方米提高50元至150元；化肥用天然气出厂价格每千立方米提高50元至100元。
据发改委测算，提高天然气出厂价格后，居民每户用气月支出仅增加3元左右，但调价政策公布当天，许多地方的银行门前便排起了长队——居民们成千度地购买天然气。
“考虑到消费者的承受能力，此次提价的幅度并不大。国家倾向于渐进式改革，即一点一点地提价。”一位石油行业的专家分析指出，“目前成品油和天然气都是国家指导价，从长远来看，必须实行市场化价格——国家不再对价格进行干预……现在还只是向这个方向走，但幅度还不够。”
据发改委一位高层人士透露，目前国家解决“气荒”的思路是，一方面加强老油气田的挖潜改造，另一方面加快新油气田的投产，适当压缩油田自用气等以期增加天然气供应量。同时，国家将强化天然气的需求侧管理，优先保障民用气源，并做好资源的供应协调。
据悉，各省市已被要求“调节各自的能源结构，严格控制新上项目”，这成为应对“气荒”的又一措施。其中，新上项目的条件之一，是需有资源供应方的合同。
然而，要真正根除“气荒”考验，达成2020年天然气消费在一次性能源消费中占比10％的远景，中国确乎需要解决的问题还很多。
位于广东的国内第一个引进LNG（液化天然气）试点项目预计在4月开始进气，并自6月正式对外供天然气。据悉，其中70％将用于燃气发电。对于仍然面临天然气短缺困扰的南粤而言，这无疑是一个令人兴奋的消息。
然而，广东油气商会会长梁承娱却不无担心：“（国内）其他燃气发电厂的气源还是存在问题。针对目前广东0.46元/度的上网电价，目前（广东）这个LNG项目的气价是可以承受的。而一旦以后的项目谈判价格提高，燃气发电厂将难以承受”。据梁透露，目前其他多数引进LNG项目的谈判，由于价格的原因均进展不大。
据悉，广东LNG试点的气源是在2002年谈成的——广东大鹏液化天然气有限公司与澳大利亚方面签署了长达25年的购气合同，价格约3美元/百万BTU，这也是目前亚洲市场的最低气价。
“当时的价格是在国际气价较低的背景之下达成的，现在要再达成这一价格，几乎是不可能的……LNG项目最大的制约是价格。”中国石油经济技术研究中心专家刘克雨告诉记者。
“气荒”突至
中国的能源紧张和结构问题，正在从更多的方面表现出来。在“煤荒”、“电荒”以及局部地区出现的“油荒”后，自2005年下半年，中国大部分地区再度遭遇了“气荒”。
2005年9月，海南省天然气市场率先出现价格异动，瓶装液化气价格突然大幅上升；10月底，陕西省西安市的天然气供应出现明显短缺。国务院领导对此给予批示，要求“一定要保证民用供气”，国家发改委副主任欧新黔当即在西安进行缺气状况的调研。
11月后，液化气涨价风潮开始向全国多个省市快速蔓延——广东、海南、广西、福建、上海、江苏、山东、河南、辽宁、陕西、重庆、西藏，液化气价格大幅上涨。至此，国内天然气的供求矛盾已成为全局性问题。国家发改委遂召集“气荒”情况较为严重的九个省区，举行了专门的协调会。
2005年末，在发改委举行的“煤电油运”座谈会上，来自全国不同省份的与会代表纷纷提出，煤电和运输的紧张态势基本得到缓解，但与此同时，天然气短缺带来的生产上和居民生活矛盾已日益突出。例如，由于“气荒”，有的燃气公司因无法按合同供应，被用气企业告上了法庭；为了应对“气荒”，一些燃气公司将生活用气进行不同程度的稀释。
“老百姓都在抱怨——炒菜变成了煮菜。”一位来自西部地区的代表说。
“中国天然气短缺的情况较为严重，而且在未来一段时间内难以缓解。”中国城市燃气协会秘书长迟国敬告诉《财经》。
天然气是清洁能源的代表，已经开始更多地进入发电等生产领域。自2003年“电荒”问题浮出，燃气电厂已经成为许多地方积极发展的电力项目。截至2005年底，全国发电装机容量达到50841万千瓦，其中，燃气发电占到总容量的大约为2.1％，发展速度相当快。
同时，燃气电厂的建设和发展，业已受到“气荒”的明显制约。由于天然气供应量不足，华东和南方地区有相当数量的新投产燃气发电厂无法正常生产，导致不少燃气电厂投产之日便成为亏损之时。其中，仅华东一地，去年就有400万千瓦新建投产的燃气机组因燃气供应不能保证而无法投入运行，占全部燃气发电能力的40％左右。今年，预计华东地区无法投入正常生产运行的燃气机组将达到600万千瓦。
至于曾作为中国天然气管道建设标志性工程的“西气东输”，从2004年底正式商业运营以来，即面临供给跟不上需求的局面。
据悉，河南的郑州燃气公司和安阳彩玻集团均为“西气东输”工程的最早用户，原计划到2007年的用气量分别为2亿立方米和2.7亿立方米，但实际上，两家用户在2005年的实际需求就已达到2.2亿立方米和2.7亿立方米，大大超出此前的预计。“西气东输”工程的最大用户——上海市，原计划在2005年的使用量为7亿－10亿立方米，实际需求为15亿立方米，超过上限近50％。
据有关专家介绍，“西气东输”工程完工后，将在沿线建设多座增压站，对管线进行压缩加密，使得最大年输气能力提升至170亿立方米。但下游市场61家用户近期经过自我评估后，其汇总数字为2010年总需求298亿立方米。
“我国天然气需求呈爆炸式增长。”中国石油天然气规划总院院长王功礼说。预计2004年－2020年间，需求平均增速将达11％－13％；到2020年，全国天然气需求可望超过2000亿立方米，比现在的300亿立方米增长五到六倍。届时，即使东海天然气田加大产能，中原、苏北油田的天然气以及陕京管线予以“支援”，市场缺口也将非常大。
“批零倒挂”
2005年以来，随着国际原油价格不断攀升，具有比价效应的天然气价格也开始不断走高。同时，由于国内天然气定价机制尚不完善，导致天然气销售中与成品油极为相似的“批零倒挂”一幕不仅再度上演，而且加速了“气荒”的到来。
在目前全国液化气市场供应总体构成中，三分之一来自中石化，三分之一来自中石油、中海油等，三分之一依靠进口。在华东、华南等地，进口液化气已超过60％。广东全省目前有2900万LPG(液化石油气)用户，需求的80％依赖国外进口，12％从外省购买，本地三大炼化厂——中石化广州分公司、中石化茂名分公司、中石化湛江东兴石油企业有限公司——只能供给8％左右的用气量。
实际上，早在2004年，国内天然气销售价格已经出现了“倒挂”。其时，中石油、中石化两家公司天然气平均出厂价格为592元／千立方米（不含增值税），仅相当于美国天然气井口价格的37.3％；与日本、韩国、欧美当年的进口LNG的到岸价相比，仅为它们的41.7％、40％和45.2％。
据发改委的监测数据，2003年，国际市场原油、天然气、发电用煤三者之间的比价关系已经升至1∶1.04∶0.25，而国内这三种资源比价关系仍停留在1∶0.41∶0.41，中国的天然气价格明显低于国际市场。
于是，当国际上的天然气期货價格屡次冲到12－14美元／百万BTU（大约折合3.57－4.17元人民币/立方米）且仅为出厂价时，国内很多地方的企业和居民消费价格，仍维持在1元/立方米左右的低位。
例如，目前天然气加气站的价格是汽油价格的45％。在西安等地，对于既可以烧油又可烧气的出租车来说，后者比前者平均每天节省80元钱左右，出租车于是成为天然气的“忠实用户”。
由于天然气价格持续看涨，不少液化气进口商开始采取低库存策略，对海外采购采取极为谨慎的态度。除了合同订单，这些进口商开始大幅减少进货量。一些进口码头控制供货，只对合同用户供货，个别码头甚至开始停止供气。
海关统计显示，自2005年7月始，液化石油气进口量开始停滞不前，10月和12月甚至出现了10万吨左右的下滑。此外，以中海油为首的国内油气进口巨头也对天然气进口战略采取了审慎的原则。
据外电报道，中海油由于未能同以雪佛龙公司（Chevron Corp.）为首的高更（Gorgon）气田所有者就天然气价格达成一致，于2005年底放弃了购买该油田的天然气。最后，雪佛龙公司与日本大坂天然气公司等三家日本公用事业公司签署了总值约为75亿美元的25年期合约。
据了解，中国早期签订的LNG协议的价格约为3美元/百万BTU。随着越来越多的国家不断增加天然气的进口以替代石油，LNG价格上涨了数倍之多，中国天然气进口商的价格空间被大大压缩。
有专家指出，日本公司之所以能够承受更高的价格，原因在于可以把成本的上升转嫁给消费者。而在中国，由于电力和其他燃料的零售价设有上限，天然气的主要使用者燃气电厂无法有效消化原料涨价成本，而不得不放弃生产。
中石化经济技术研究院副总工程师曹晓告诉《财经》记者，国内天然气价格偏低，一方面使得在天然气供给中“三分天下有其一”的进口商失去了进口的动力，另一方面，也影响了天然气开发企业的积极性；“当一种资源的价格偏低、特别是低于国际市场价的时候，直接会影响开发企业的投入。这是一个规律。”
国务院发展研究中心副主任刘世锦则认为，在市场经济条件下，资源约束问题很大程度上是价格问题。缓解资源紧张的一个基本方法，是“要让价格起作用”。
“（气荒）问题的产生，给我们一个警示。”国家发改委一位主要负责人在“煤电油运”座谈会上指出，“我们要共同研究这个问题，对问题进行总结。”
“缺口”何在
加大国内产出，遂成为应对不断增长的天然气需求的另一途径。
国土资源部油气资源战略研究中心副主任车长波指出，2005年国内天然气产量在500亿立方米左右，新一轮评价结果则显示，2005年至2020年，中国天然气探明储量持续增长，年均探明4000亿至5000亿立方米。同时，天然气国内供应量也将快速增长，预计2010年达到900至1100亿立方米，2020年达到1500亿至1700亿立方米。
然而，据国务院发展研究中心一位专家介绍，天然气的生产特点，决定了缓解“气荒”要比缓解“煤荒”、“电荒”更困难。“解决‘气荒’需要有比较长期的投资过程，譬如开发新气田、修建运输管道都将耗时甚久，并不是增加投入马上就能增加产出的。”
发改委一位官员表示，天然气的消费增长过快，是出现“气荒”、造成天然气供应缺口增大的另一重要原因。据发改委统计，2004到2005年，中国天然气生产增幅大约为15％左右，同时天然气消费增长已经达到了25％。在北京、上海等城市，天然气的消费增长幅度更高达30％以上，个别地区甚至达到38％。
发改委副主任欧新黔则指出，在一些大中城市，出于环保、节约土地等方面的考虑，取暖改烧煤为烧气；有的产煤区也弃煤用气，进一步增加了天然气的供应压力。“天然气产业上、中、下游的发展并不均衡，”中国石油经济技术研究中心专家刘克雨说，“近年大量的天然气应用项目上了之后，给行业带来很大的矛盾。”
“我国天然气的利用、规划与天然气的产出能力之间不够匹配——在天然气供应大于需求之时，各个地方都要搞天然气的利用。但在项目上马之后，天然气又会出现供不应求。”中石化经济技术研究院副总工程师曹晓对《财经》表示。
此外，一些专家指出，缺乏在天然气方面的能源储备的长期规划，也是中国面对“气荒”而措手不及的一个重要原因。
此前，为了进口液化天然气，中国三大石油巨头曾宣布将建造总共约20座接收站。而截至目前，只有中海油一家正式宣布，2006年将在广东投产中国第一个液化天然气接收站。该站是中海油和英国石油公司（BP）的合资企业。
此外，中海油与英国石油公司准备在上海等地再兴建若干天然气接收站的计划，目前尚未获得政府的最后批准。
能源结构再思考
由于国际油价长期居高不下，加之环保压力不斷增大，全球对于更清洁能源的使用已然十分迫切。作为“清洁能源”的天然气需求增长强劲，已被公认为21世纪消费量增长最快的能源。
天然气在一次性能源消费中的比重将越来越大。据权威机构预测，2010年，全球天然气消费量将达到3110亿立方英尺（约合88亿立方米），在一次性能源消费中的比例达到25％，2050年这一数字将达到30％。届时，天然气将完全取代石油或与石油持平，成为第一大能源。
对于“能源消费结构亟待优化”的中国，天然气的开采和利用显然负有重要使命。2004年，中国能源消费总量达到19.7亿吨标准煤；在能源消费结构中，煤炭所占比重尽管有下降趋势——由1990年的76.2％降到2004年的67.7％，但仍然是绝对主力。如何解决工业发展中长期存在的高耗能和高污染问题，进一步优化能源消费结构，始终是困扰中国经济发展的大问题。
同时，中国天然气的利用远低于世界平均水平。目前，全球天然气占能源消费总量的24％，我国只有3％左右，甚至低于印度的8％。
2000年推出的“十五能源规划”显示，2000年，中国一次能源销量总量为11.38亿吨标准煤，其中煤炭占62.74％，石油占25.83％，天然气占2.99％，水电及核电等占到8.44％。预计到“十五”规划期末即2005年，中国一次能源消费总量将约为13.02亿吨标准煤，其中煤炭占57．58％，石油为26．34％，天然气占5.62％，水电及核电等为10.46％。
显然，天然气作为替代煤炭的清洁能源，在“十五”规划中的设定增长速度是最快的，增长率达到87％，远超过石油、水电以及核电。另据中国石油天然气规划总院院长王功礼介绍，天然气在能源消费结构中的比例在2020年的目标为10％。
但是，现实状况似乎并不乐观。发改委投资研究所政策研究室副主任王元京认为，近年来，中国煤炭、水电、天然气的消费结构呈逆向变动。煤炭生产在一次性能源生产中的比重为75.6％，比2000年的66％提高了近十个百分点；天然气生产所占比重达到3.0％，比2000年下降0.4％，“煤炭、水电和天然气在一次能源生产结构中的比例，并没有得到优化。”
发改委能源研究所的一位研究员则指出，近年来，由于天然气短缺，中国一直没有真正把能源结构的重心转移到发展天然气上。只是在局部的能源布局中，一些相对发达地区的地方政府开始比较注重发展天然气等清洁能源项目。上海曾表示，将力争使天然气在上海全市能源消费中的比重，从2003年的1％提高到2010年的10％。
去年12月26日，酝酿已久的发改委关于天然气价格的调整方案出台——天然气出厂价格由政府定价、政府指导价并存，统一为实行政府指导价，同时调高了天然气的出厂价格。方案显示，根据不同油田供气情况，各油气田提供工业和城市燃气用天然气出厂价格每千立方米提高50元至150元；化肥用天然气出厂价格每千立方米提高50元至100元。
据发改委测算，提高天然气出厂价格后，居民每户用气月支出仅增加3元左右，但调价政策公布当天，许多地方的银行门前便排起了长队——居民们成千度地购买天然气。
“考虑到消费者的承受能力，此次提价的幅度并不大。国家倾向于渐进式改革，即一点一点地提价。”一位石油行业的专家分析指出，“目前成品油和天然气都是国家指导价，从长远来看，必须实行市场化价格——国家不再对价格进行干预……现在还只是向这个方向走，但幅度还不够。”
据发改委一位高层人士透露，目前国家解决“气荒”的思路是，一方面加强老油气田的挖潜改造，另一方面加快新油气田的投产，适当压缩油田自用气等以期增加天然气供应量。同时，国家将强化天然气的需求侧管理，优先保障民用气源，并做好资源的供应协调。
据悉，各省市已被要求“调节各自的能源结构，严格控制新上项目”，这成为应对“气荒”的又一措施。其中，新上项目的条件之一，是需有资源供应方的合同。
然而，要真正根除“气荒”考验，达成2020年天然气消费在一次性能源消费中占比10％的远景，中国确乎需要解决的问题还很多。