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11月16日，重庆南岸融侨半岛，等候加气的出租车排起长龙。
据媒体报道，11月18日，曾经充斥着重庆城区的出租车难觅踪迹———重庆的两万多辆出租车中，相当大的一部分都在排队加气。即便这里是中国最大的天然气产地，但也无法对车辆加气实行敞开供应。而在武汉、杭州、合肥等多个南方城市，这一幕都在发生。这个冬天如此寒冷，人们正在尝试重新适应“排队等待”。
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价格”的说法已经在市场中广为流传。有业内人士告诉记者，“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。
博弈加剧“气荒”
11月18日下午，记者在渝中区储奇门加气站看到，在细雨中，加气车辆长队足有200米。此外，重庆全市有7000辆公交车，其中天然气公交车就有6200辆。平时半个小时可加好气，现在却要排队等候两小时左右，造成许多班次公交车每天往返次数减少，乘客只能在站台“望眼欲穿”。
这样的窘况不只发生在重庆。日前，武汉市不得不临时宣布，对所有出租车停止供气，烧气出租车改烧油，每台车由政府每天补贴100元。而杭州则已经关闭了十几家用气企业，以保证居民用气。
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。”一位不愿透露姓名的专家说。
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”今年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。根据中石化在今年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。在此情况下，价格谈判下一步如何进行，上述中石化人士则很有信心地对记者称，“估计国家很快就会调整天然气定价机制，在项目正式投产前，肯定会解决天然气价格和购销协议的问题。”
在能源专家韩晓平看来，天然气之所以出现供应短缺，并不仅仅是价格问题。“一个重要的原因是我们勘探开发的主体太单一了，没有建立起一个多元化的供应渠道。有竞争企业才有降低成本的内在动力，只有一个企业来经营的话，永远会价格不够高。”
消费者看不透的成本
事实上，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”。
“我们希望国家尽快出台理顺目前天然气价格的政策，否则西气东输二线开通后，市场就会出现老用户使用价格比较低廉的天然气，新用户完全按国际价格用气的局面，我们很难以管理。”中石油勘探与生产分公司副总经理马新华说。马新华表示，“气源来自土库曼斯坦西气东输二线工程明年开始向国内输气，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。”
寻找替代资源以弥补供应缺口
巨大的天然气供应缺口，给各方资本寻求替代品以动力。“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。”11月18日，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远在接受记者采访时表示。
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。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。
随着新项目的陆续投产，煤层气对天然气的补充作用也将逐步提升。孙茂远预测，2010年全国煤层气产量可达到80亿-90亿立方米，而2015年目标是300亿立方米，较常规天然气的比例将逐步提高。据统计，2008年，我国天然气使用量为720亿立方米，并预计在2015年将超过千亿立方米。如果煤层气届时能达到量产300亿立方米，其对天然气的补充作用将超过20%。据了解，尽管国家对煤层气的价格政策跟天然气固定定价有所区别，生产企业可与用户直接商谈价格，但目前煤层气交易基本与天然气同价，同样面临着价格偏低，企业赢利困难的问题。
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，特别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。业内专家告诉记者，与投资煤层气相似，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。
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