“气价偏高、气源时有(yǒu)中断、政策不完善，是气電(diàn)发展面临的三大问题。”國(guó)務(wù)院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋对记者表示。
上述因素的存在，导致中國(guó)的天然气发電(diàn)虽為(wèi)低碳清洁能(néng)源，角色却很(hěn)尴尬，生存空间受到煤電(diàn)和新(xīn)能(néng)源的双重挤压。但在低碳转型目标下，污染小(xiǎo)、灵活性强的气電(diàn)不可(kě)缺席，它是衔接传统能(néng)源与零碳新(xīn)能(néng)源世界的桥梁。
中國(guó)能(néng)源资源禀赋富煤贫油少气，大规模天然气发電(diàn)或热電(diàn)联产是不是奢侈品？
讨论天然气资源匮乏与否，绕不开两个字——“气荒”。2017年冬季供暖季，我國(guó)北方部分(fēn)地區(qū)出现天然气供应短缺，影响部分(fēn)居民(mín)采暖，引发社会舆论广泛关注，至今心有(yǒu)余悸。“气荒”是否会卷土重来？有(yǒu)没有(yǒu)足够的天然气支持气電(diàn)发展？
气够用(yòng)吗？
实际上，2017年底的“气荒”并非真正的资源短缺。彼时曾走访天然气保供压力最大的河北省发现，该省天然气供应之所以出现始料未及的缺口，最直接的原因，是强力推进的煤改气超过预期，加上供暖季到来后用(yòng)气需求集中释放，严重超出最初设计的冬季保供方案。除了终端天然气消费量大增外，一系列意外情况的发生：包括上游中亚管道输气量削减、天津LNG接收站未能(néng)如期投产等，也令天然气保供陡然承压。
对于气够不够、天然气对外依存度持续攀升后的能(néng)源安全问题，中國(guó)石油集团规划计划部副总经济师、中國(guó)石油學(xué)会石油经济专委会秘书長(cháng)朱兴珊曾在多(duō)个场合释疑。
根据中石油勘探院的预测，若不考虑深水天然气和天然气水合物(wù)开发，國(guó)内天然气产量在2025年将达到2100亿至2450亿方，到2050年可(kě)达到3300亿至4100亿方，國(guó)产天然气可(kě)長(cháng)期满足包括民(mín)生、公服及关键工业用(yòng)气的“底線(xiàn)需求”。
作為(wèi)油气进口第一大國(guó)，2020年中國(guó)天然气的对外依存度攀升至43%。根据中國(guó)石油经济技术研究院的研究，2040年前，我國(guó)天然气对外依存度逐年增加，2040年达到53%左右的峰值，以后开始下降。如果煤炭地下气化、深海天然气和天然气水合物(wù)取得突破，我國(guó)天然气对外依存度有(yǒu)望进一步降低。
朱兴珊认為(wèi)，只要措施得当，供应安全风险是可(kě)控的。从全球来看，天然气资源充足，全球天然气探明储量為(wèi)197万亿立方米，按照现在的产量可(kě)开采50年以上，估算的可(kě)采资源量是783到900万亿立方米，可(kě)以开采200多(duō)年。从消费端来看，发达國(guó)家基本上已经达到了天然气消费的峰值，全球需求增量主要来自中國(guó)、印度等发展中國(guó)家。中國(guó)是未来天然气需求增量最大的國(guó)家，“可(kě)以说，全球大部分(fēn)出口天然气资源都是為(wèi)中國(guó)准备的。”由此看来，我國(guó)利用(yòng)國(guó)际天然气资源的条件有(yǒu)利，中長(cháng)期供应安全风险整體(tǐ)可(kě)控。
“关键是國(guó)内保障工作。”朱兴珊建言國(guó)内天然气产量保持底線(xiàn)需求，产能(néng)要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于产量，假如某一条进口通道供应中断，國(guó)内产能(néng)可(kě)以迅速顶上，当进口气便宜时，國(guó)内下调产量；继续完善进口多(duō)元化部署、不过多(duō)倚赖单一进口渠道，降低进口风险；建立应急保障机制。
“进口天然气不可(kě)怕，怕的是没做好准备。”他(tā)说道。
这并非一家之言。
長(cháng)期从事能(néng)源经济与战略研究的中國(guó)石化经济技术研究院调研室主任罗佐县撰文(wén)提出，中國(guó)是未来長(cháng)时期内天然气需求增量的主要推动者，到本世纪中叶全球天然气需求增量的三分(fēn)之一以上将来自中國(guó)，中國(guó)有(yǒu)需求话语权。当前及今后一段时期天然气供大于求形势将一直存在，國(guó)际卖家普遍有(yǒu)与中國(guó)加强天然气贸易的愿望，对我國(guó)利用(yòng)天然气总體(tǐ)利好。“在买方市场長(cháng)期存在的格局下，天然气发電(diàn)行业应该审时度势，适度加快发展。”
供应是充足的，更关键的是，天然气发電(diàn)产业的“命门”——气价，如何回落到合理(lǐ)水平？
气能(néng)不能(néng)更便宜？
國(guó)内的天然气供应三大来源分(fēn)别是國(guó)产气、进口液化天然气（LNG）和进口管道气。相比较而言，进口LNG的灵活性最大。作為(wèi)气電(diàn)燃料的天然气通常由当地的城燃公司供气或由中石油等直供，在广东这样的进口LNG主要消费地，气電(diàn)厂气源则以进口LNG為(wèi)主。
在國(guó)际LNG市场，素有(yǒu)“亚洲溢价”一说。该现象所折射的，是亚洲进口國(guó)在國(guó)际天然气定价體(tǐ)系中缺乏话语权。2018年，美國(guó)亨利港现货全年均价為(wèi)3.16美元/MMBtu（百万英热单位），英國(guó)NBP年均价為(wèi)8.05美元/MMBtu，东北亚地區(qū)LNG进口均价為(wèi)9.41美元/MMBtu，美欧亚三地价格比為(wèi)1∶2.5∶3。
國(guó)家发改委价格监测中心研究员刘满平分(fēn)析称，亚洲溢价之所以出现，很(hěn)大一部分(fēn)原因是中日韩天然气消费需求快速增長(cháng)，三个國(guó)家中仅中國(guó)生产天然气，但國(guó)内产量增速跟不上消费量增速，对外依存度持续升高，日韩则完全依赖进口。
随着全球LNG出口國(guó)及出口量的增長(cháng)，上述格局已经松动，天然气亚洲溢价有(yǒu)望不断缩减甚至持平。
朱兴珊给出预测数据是：“十四五”期间，國(guó)内LNG综合进口成本為(wèi)6-7美元/MMBtu，相比“十三五”时期的9-10美元/MMBtu，大幅回落30%-50%。
进口气源价格虽有(yǒu)降低，但折算到终端价格依旧不便宜。
國(guó)務(wù)院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋对澎湃新(xīn)闻表示，不考虑通货膨胀的前提下，6-7美元/MMBtu的进口气到岸价将成為(wèi)長(cháng)期趋势。再叠加接卸、气化、管输等成本费用(yòng)，抵达终端用(yòng)户的气价将达到2.5元/方左右。这与國(guó)产气中开发成本最高的页岩气到达终端的价格大致相当。
2020年，受新(xīn)冠疫情、國(guó)际油价暴跌和暖冬等因素影响，天然气三大主要市场价格进一步下跌，均创历史新(xīn)低。去年1-6月， 美國(guó)HH、荷兰TTF、东北亚LNG现货均价分(fēn)别為(wèi)1.81美元/MMBtu、2.48美元/MMBtu和3.72美元/MMBtu，同比下跌33.7%、52.4%和46.4%。
在早前签署的动辄十几二十年、违约成本极高的“照付不议”長(cháng)协面前，即使现货跌成“白菜价”，也不是想买就买。
“十二五”高油价时期，國(guó)内油企签订了一批与油价挂钩的高价長(cháng)贸协议，至今仍是天然气产业发展的痛点。2014年油价大跌后，“三桶油”签订長(cháng)协的步子放缓。2015年，当亚洲LNG现货价格跌破7美元/MMBtu时，原國(guó)家能(néng)源局局長(cháng)张國(guó)宝就曾表达过担心，不知道“三桶油”要如何消化价格高达18-20美元/MMBtu的長(cháng)约价格。
LNG现货价格灵活性强，主要由供需关系决定，与油价无直接相关性。目前我國(guó)进口LNG以中長(cháng)期合同為(wèi)主。由國(guó)家能(néng)源局石油天然气司等部门撰写的中國(guó)天然气发展报告（2020）的数据显示，2019年，中國(guó)进口天然气9656万吨 （折合1352亿立方米），管道气进口占比37.6%、LNG进口占比62.4%。其中，LNG现货比例进一步提升，占LNG总进口量的35.4%。
随着世界经济逐渐走出疫情阴霾、大宗商(shāng)品价格大涨，2021年以来國(guó)际油价和天然气价格已大幅回升。
一位熟悉LNG贸易的资深业内人士对澎湃新(xīn)闻表示，LNG的長(cháng)协和油价挂钩，在低油价时，优势显现。在天然气市场供需宽松态势下，如今的長(cháng)协合同条款更加灵活、定价方式也更多(duō)元，國(guó)内企业倾向于和國(guó)际资源商(shāng)谈長(cháng)期合同采購(gòu)。
据《财经》杂志(zhì)报道，2019年，以一家位于珠三角的燃气電(diàn)厂為(wèi)例，其气价成本约為(wèi)2.52元/立方米，2020年上半年降至约2.15元/立方米，折算度電(diàn)燃料成本约為(wèi)0.42元/千瓦时。考虑到固定资产投资折旧，燃气電(diàn)厂的燃料成本约占总发電(diàn)成本的四分(fēn)之三，去年上半年度電(diàn)成本约為(wèi)0.58元/千瓦时。
由此可(kě)见，虽然全球供需宽松，天然气够用(yòng)，但即便國(guó)际气价触底，气電(diàn)成本依然高企。
原因出在哪儿？对气价成本构成继续拆解，有(yǒu)江苏燃气電(diàn)厂和华北某地燃气電(diàn)厂人士向澎湃新(xīn)闻直指中间环节的费用(yòng)之高。“4毛多(duō)的管输费，已经把我们打趴下了。”
下游将降成本的期望寄托在天然气市场化改革，即“X+1+X”市场化模式：供气主體(tǐ)多(duō)元、销售市场充分(fēn)竞争，储运设施公平准入，形成“管住中间，放开两头”格局。
在“三桶油”加大國(guó)内天然气勘探开发力度的同时，多(duō)位下游電(diàn)厂受访者呼吁增加上游主體(tǐ)，推进矿业权竞争性出让，激发勘探开发活力、真正形成竞争。在中游，加快LNG接收站等基础设施建设， LNG接收站富余能(néng)力对第三方公平开放。同时，大力推动对大中型燃气发電(diàn)项目的天然气直供模式，减少中间环节费用(yòng)。
近年来，随着一些國(guó)有(yǒu)大型发電(diàn)集团、區(qū)域性能(néng)源企业、城市燃气企业加入LNG进口和接收站投资队列，气源格局趋于多(duō)元化、市场化，燃气電(diàn)厂“有(yǒu)气不能(néng)发，要发没有(yǒu)气”的窘境有(yǒu)望逐渐得以缓解。
业内较為(wèi)乐观的判断是，所有(yǒu)的供应主體(tǐ)和消费主體(tǐ)公平使用(yòng)天然气管网等基础设施，开展多(duō)对多(duō)的市场竞争，这有(yǒu)利于降低终端天然气价格。再加上直供减少中间环节，无论是供应的保障程度还是价格问题，都将显著改善。
“國(guó)家油气體(tǐ)制改革还没有(yǒu)完全到位，尤其是天然气接收站和天然气管線(xiàn)这些基础设施的容量还是遠(yuǎn)遠(yuǎn)不够。”有(yǒu)燃气電(diàn)厂人士对澎湃新(xīn)闻坦言，诚然，國(guó)际天然气资源丰富、長(cháng)期看供大于求，但要真正盘活资源，先决条件是國(guó)内硬件设施要先行。脱离足够丰富的天然气基础设施、天然气供应“经脉”不畅通，气源再充足也只能(néng)是无源之水、无本之木(mù)。
对于長(cháng)协的历史遗留问题，朱兴珊建议，通过价格复议、合同再谈判等方式降低已签合同价格和照付不议量；國(guó)家有(yǒu)关部门牵头研究原有(yǒu)長(cháng)贸合同分(fēn)担机制；為(wèi)企业充分(fēn)利用(yòng)现货创造条件，例如，增加油企上产考核弹性，加快LNG接收站建设，强制要求LNG接收站富余能(néng)力对第三方公平开放等。同时，按产业链各环节风险和收益关系理(lǐ)顺天然气产业链各环节价格，天然气输配与電(diàn)力输配同属于网络型自然垄断行业，具有(yǒu)类似的投资和经营风险，应参照電(diàn)网的准许收益率确定输配管网的准许收益率，同时加强成本监审及信息公开。
除了“气”的成本，“電(diàn)”的成本还有(yǒu)没有(yǒu)压缩空间？一种常见的观点认為(wèi)，燃机“受制于人”也导致了長(cháng)期以来气電(diàn)无法轻装上阵。燃气轮机的自主化能(néng)在多(duō)大程度上增强气電(diàn)产业的竞争力？下一篇，将对此话题予以剖析。
来源：澎湃新(xīn)闻
