SHPGX导读：抓住2020年上半年国际天然气价格深度下跌的难得机遇，坚持既定的天然气发展目标，瞄准天然气产业发展中资源供应保障能力不足、用气成本过高、气电发展支持不力等问题，大力促进天然气在构建清洁能源体系和实现碳中和目标中更好发挥关键支撑作用。
摘要
天然气是我国着力培育的现代清洁能源体系的主体能源之一，关系美丽中国建设、人类命运共同体构建和人民美好生活需要。受新冠疫情及国际油价暴跌的影响，2020年上半年国际天然气价格深度下跌，为我国天然气产业加快发展提供了难得机遇。预计“十四五”我国液化天然气综合进口成本将比“十三五”低20%以上。建议抓住低气价机遇，瞄准天然气产业发展中资源供应保障能力不足、用气成本过高、气电发展支持不力等问题，坚持既定的天然气发展目标，在提高资源保障程度、降低全产业链成本、推进天然气与新能源融合发展等方面，加大工作力度，强化政策支持，促进天然气在构建清洁能源体系和实现碳中和目标中更好发挥关键支撑作用。
关键词：清洁能源；能源体系；天然气；发展建议
01
背景
世界天然气资源极为丰富，不仅本身是可负担的清洁低碳能源，还可弥补可再生能源在稳定性方面的不足，支撑可再生能源规模发展。“四个革命、一个合作”能源安全新战略提出形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系，天然气将在这个体系中居于重要位置。《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》等多份文件指出，2030 年前非化石能源占比要达到 20%，天然气占比要达到 15%，新增能源需求主要依靠清洁能源满足，二氧化碳排放达峰并力争提前达峰，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。十九大报告在“加快生态文明体制改革，建设美丽中国”这章中，将“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”作为推进绿色发展的重要任务，将“积极参与全球环境治理，落实减排承诺”作为着力解决突出环境问题的重要内容；在“坚持和平发展道路，推动构建人类命运共同体”这章中提出，要“合作应对气候变化，保护好人类赖以生存的地球家园”。主席在第75届联合国大会上宣布，中国“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，并在气候雄心峰会上进一步提出，“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。《加快推进天然气利用的意见》提出，逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，明确了天然气的定位。这些目标和定位是符合中国国情实际和富有远见的。我们一定要保持战略定力，坚持天然气主体能源定位，加大政策和措施力度，努力实现天然气发展目标，从而保障非化石能源目标和碳排放控制目标的实现。
02
清洁能源体系中天然气的关键支撑作用
2.1 天然气清洁低碳优势突出，是清洁低碳的基础能源
与煤炭相比，天然气净化后几乎不含硫和粉尘，其完全燃烧后不产生固废，仅有少量NOx排放，而且CO2排放也要低40%。天然气替代散煤的环保效果已得到公认，然而，目前在超低排放煤电和气电的环保效果比较方面，还存在一些模糊认识，有必要澄清。
众多学者的研究结果显示，在中国，目前气电的环保效果仍大大高于超低排放煤电（见表1和表2）。第一，燃煤电厂超低排放燃煤机组的烟尘、SO2的实际排放仍显著高于气电，排放浓度是气电的7～19倍。气电采用新型低氮燃烧器和脱硝后，NOx排放浓度可以稳定在15 毫克/立方米以下，较超低排放煤电低约50%。发达国家气电NOx排放浓度已基本达到10 毫克/立方米甚至5 毫克/立方米[1]，中国个别先进电厂也已达到10 毫克/立方米以下。因此，所谓超低排放煤电达到气电排放水平的说法并不准确，只能说超低排放煤电达到了规定的气电排放标准，同时也说明气电排放标准定得过于宽松。如果标准从严制定或修订，气电的优势必然大幅度显现。第二，超低排放煤电还存在SO3等可凝结颗粒物的排放，目前既没有标准，也不受监控，在这方面有专家认为其可能与雾霾形成有关[2]。第三，超低排放煤电还存在汞等重金属污染、粉煤灰的处置与利用、脱硫过程产生的大量石膏的处置与利用、脱硫废水排放、放射性污染等问题，对生态环境甚至人的健康造成重大风险[3]。2020年我国新冠肺炎疫情最为严重的时期，在工业、交通等生产和社会活动处于较低水平情况下，京津冀及周边地区仍持续出现大范围重雾霾天气，说明我国大气污染物排放量仍显著高于环境容量，仅靠燃煤超低排放措施还不能解决煤炭燃烧造成的环境污染问题，必须加大限煤力度。
2.2 气电与可再生能源发电良性互补，是最佳灵活性电源
可再生能源发电具有间歇性、随机性、反调峰特性，现有电网的灵活性尚不能支撑其大规模并网。目前，我国灵活性电源装机比例只有6%，而可再生能源比例较高的国家灵活性电源比例均在20%以上，美国高达47%，中国灵活性电源发展严重滞后于风电、光电的发展。截至2020年7月底，中国风电装机2.18亿千瓦，太阳能发电装机2.19亿千瓦，分别占总发电装机的10.5%和10.6%。根据中国石油发布的2020版《世界与中国能源展望》，在中国2060年实现碳中和的情景下，2035年和2050年中国风、光发电装机占比将分别达47%和65%，需要更大的灵活性支撑，对“源—网—荷—储”等灵活性资源协调发展提出了更高要求。目前储能技术尚不成熟，抽水蓄能资源又十分有限，而且二者均难以承担灵活调节的重要责任。有人认为在役燃煤机组灵活性改造和气电均可承担主要调峰责任，实际上，燃煤机组灵活性改造的调峰能力、性能远不及燃气机组，而且深度调峰会大大降低机组运行安全性、环保性和经济性（例如效率降低、污染物和碳排放增加）。燃气机组调峰能力强、调峰速度快、清洁低碳，是理想的灵活性电源（见表3）。同时，作为灵活性电源，气电的低碳环保效果也大大好于煤电。因此，气电应是支撑可再生能源的规模化发展的首选灵活性电源[7]。另外，可再生能源的利用以电为主，在满足居民炊事、采暖及工商业终端等用热需求方面，天然气仍具有优势[8]。
在能源体系的视角下，天然气由于具有清洁、低碳、灵活性的特征，并且应用场景广泛，决定了其在清洁能源体系中必然发挥类似球类比赛中“自由人”的关键支撑作用，从而承担重要角色。
2.3 发挥天然气在清洁能源体系中关键支撑作用的有利条件
2.3.1 充足的全球资源和灵活的贸易方式
全球天然气探明储量197万亿立方米，按目前的产量可开采50年以上，其中“一带一路”沿线国家探明储量占全球天然气探明储量比例达76%。全球天然气可采资源量达3800万亿立方米，按目前的消费量可用数百年。发达国家天然气消费已进入平台期或开始下降，天然气消费增长主要来自中国、印度等发展中国家，而印度天然气消费量和价格承受能力较低，在进口天然气竞争中我国具有较大的优势。
随着天然气液化和储运技术的进步，近些年全球LNG贸易量迅速增长，天然气越来越成为全球性的贸易商品。同时，LNG贸易灵活性也日益增加，天然气进口来源越来越多，进口天然气的风险大大降低。10余年的实践证明，境外出口商对中国客户的信誉非常认可，与中国企业签署LNG贸易协议的意愿较强。加上中国是天然气需求大国，更是最主要的天然气需求增长国，很多项目都瞄准中国市场。
2.3.2 进口天然气的采购成本有望大幅降低
“十二五”高油价时期，有关企业签订了一批与油价挂钩的高价长贸协议，成为我国天然气产业发展的痛点。2019年以来，全球主要市场天然气价格呈下行趋势，2020年受新冠疫情及国际油价暴跌等因素影响，国际气价继续深度下跌，东北亚LNG现货单日报价最低跌至2美元/百万英热单位以下。近两年新签的与油价挂钩的天然气进口合同，斜率已由原先的15%左右降到10%左右。“十四五”期间，预计国际油价难以突破65美元/桶，与油价挂钩的进口LNG长贸到岸价格将降至7美元/百万英热单位以下；与气价挂钩的长贸到岸价将降至6美元/百万英热单位左右；东北亚现货均价4.8～8美元/百万英热单位；综合进口成本6～7美元/百万英热单位，与“十三五”期间9～10美元/百万英热单位的综合进口成本相比，降幅可达20%以上。
2.3.3 天然气产供储销体系的基础保障能力增强
近几年来，我国加快了油气市场化改革步伐，成立了国家管网公司。同时加大了油气勘探开发和天然气产供储销体系建设力度。主要油气生产企业制定了油气勘探开发七年行动计划，计划2025年天然气产量达到2200亿立方米。《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》指出，按照总调峰能力达到消费量的15%分别对供气企业、地方政府和燃气企业设定了储气能力的考核指标，并强调要加强互联互通建设。
一是天然气勘探成效显著，产量较快增长。截至2020年5月底，“十三五”累计探明8个千亿立方米级气田（区），获得了37个新发现。二是储气调峰能力持续提升。截至2019年底，我国累计建成26座地下储气库，调峰能力达到140亿立方米，LNG接卸能力达7615万吨/年，另外还有大量在建和规划建设的LNG接收站。三是基础设施互联互通程度显著增强。初步形成了全国一张网，实现了南气北调，海气西进，未来地区间管输瓶颈将彻底打通，互补互济的能力显著提升。四是“X+1+X”市场化模式即将形成。即供气主体多元、销售市场充分竞争，储运设施公平准入，形成“管住中间，放开两头”格局。五是进口多元化程度显著提升。2019年底，中俄东线正式运营，标志着我国西北、西南、东北、海上四大油气战略通道全部建成，还有多条进口天然气管道在规划和论证之中，将有助于降低供应风险。
03
存在的问题
2015年以来，在“煤改气”政策的推动下，我国天然气消费快速增长，而国内天然气产量增长相对较慢，造成我国天然气对外依存度快速升高，尤其是2017年冬季发生“气荒”，引发了各界对天然气供应安全的担忧，天然气利用政策也出现了摇摆，这在一定程度上妨碍了天然气发展目标的实现，也对构建清洁低碳、安全高效的能源体系产生了不利影响。实际上，造成“气荒”的原因并非真正的资源短缺，而主要是由于“煤改气”推进过快、调峰能力不足和基础设施欠缺等因素造成。
按照2030年天然气在一次能源消费结构占比15%的目标，届时天然气消费量将在目前基础上至少翻一番，达到6000亿～7000亿立方米。根据挪威船级社《能源转型展望——面向2050年的全球和地区预测》[9]，在2060年中国实现碳中和的情景下，2030年中国天然气消费量为5000亿～6000亿立方米。就目前对天然气和煤炭环保性的认识、舆论环境和政策措施来看，这一目标实现难度很大。从前文分析来看，全球天然气资源充足，供需长期宽松，价格将长期保持低位。我国天然气处于勘探早期阶段，陆上常规资源仍有较大潜力，非常规（含煤炭地下气化）和深海资源潜力巨大，通过产供储销体系建设的不断加强，以及改革的不断深化和科技进步，天然气供应保障条件将持续改善。因此，一定要坚定发展天然气的信心，不要被短期的困难和问题干扰。
目前制约天然气快速发展的主要问题有：一是对发展天然气的重要性和必要性认识不足，对供应安全缺乏足够信心，天然气的主体能源定位不够坚定，具体实现路径不明确，且相应的配套政策支持力度不够。二是目前对天然气供应安全的关注，过多放在了对外依存度增加和冬季供应紧张上，而应对的措施又主要放在了限制消费上。缺乏在充分满足消费需求的前提下的保障供应安全的长远部署和政策措施，这与已经确定的天然气定位和目标是不相符的，可以说是应对短期矛盾的措施影响了长期目标的实现。三是天然气市场化改革任重道远。目前的进展主要解决了基础设施公平开放的体制和政策问题，更重要的基础设施能力和调节能力缺乏问题仍尚待解决。如果没有充足的基础设施能力，也难以真正满足第三方公平准入需求。缺乏应对季节性波动和突发事件的调节和调度能力和机制，冬季用气紧张的问题仍难以解决。冬季用气紧张不是资源供应总量不足，而是缺乏调节能力和机制。冬季用气紧张始终是制约天然气发展的关键因素，一定要尽快解决。此外，还有如何增加上游主体真正形成竞争，地方管网如何改革、如何监管，如何理顺产业链价格关系，如何降低终端价格等问题。四是从我国现行政策看，对气电发展的定位不够准确，缺乏以碳中和为目标的公平政策环境，气电的低碳环保和灵活性价值得不到充分体现，对气电发展形成了制约。发电是未来天然气消费增长的主要领域，2030年前发电用气增量将占天然气总消费增量的35%以上，气电能否发展至关重要。
04
清洁能源体系建设视角下加快天然气发展的相关建议
4.1 坚持天然气主体能源定位不动摇，充分发挥其在清洁能源体系中的关键支撑作用
充分认识并大力宣传天然气在环境污染治理和控制碳排放方面的优势，以及对于可再生能源发展的关键支撑作用，并在能源规划中进一步予以明确；在能源、电力和天然气等相关规划中进一步体现天然气的主体能源定位，按照既定目标细化部署。
4.2 坚定资源自信，多途径加强天然气供应安全保障
4.2.1 坚定资源自信
在不考虑深海天然气资源开发和天然气水合物、煤炭地下气化等领域技术突破等潜在增长因素的情况下，中国天然气自主供应能力可以长期满足包括民生、公共服务及关键工业用气的“底线需求”（2030年为2100亿立方米，2035年2350亿立方米），未来对外依存度最高不会超过53%。如考虑上述领域的技术突破，自主供应能力还有较大提升空间，对外依存度将明显降低。而且，未来全球天然气供需长期宽松，需求增量主要来自中国，利用国外天然气资源的条件总体有利，天然气中长期供应安全风险整体可控。
4.2.2 进一步提高国内资源保障程度
继续加大对国内天然气勘探开发的支持力度，在努力完成七年行动计划的基础上，力争到2030年国内产量超过2700亿立方米、2035年超过3200亿立方米，夯实保障我国天然气供应安全的基础。应加大上游改革开放力度和政策支持力度。例如，参照致密气补贴标准，给超深层（埋深7000米以上）、深海（水深大于500米）天然气予以补贴；从国家层面加快推动中深层煤炭地下气化、深海油气和天然气水合物开发商业化；加强对勘探开发技术的考核；探索各油田作为独立矿权人参与矿权竞争以及增产天然气量自由进入市场、价格放开的相关政策等。
4.2.3 强化基础设施和应急调峰能力建设，完善产供储销体系
明确国家管网公司的首要任务是满足天然气发展对基础设施的需要，要加快基础设施能力建设，加强互联互通，尽快使能力超前并有富余。如果不能满足用户需要，要允许有运输需求的企业和其他企业独资或合资建设并拥有基础设施，建立完善国家管网公司、省管网公司和油气企业分级分类多元化建设模式。
积极落实已出台的鼓励储气设施建设的有关措施，尽快解决储气设施的商业性问题，调动多方参与储气设施建设积极性。支持企业将气田直接转为储气库，可考虑将其所有费用纳入抵扣项或给予其他财税方面的支持。建立以资源和产能储备为主的国家天然气战略（应急）储备体系。建议由自然资源部统筹油气田以外储气库资源的调查和勘查，并提供专门渠道供查阅勘查成果。
加强应急法规体系建设，加快制定出台《油气储备法》、《天然气调度条例》等法规，规定天然气储备的责任和义务及在紧急情况下的合法断供次序。鼓励油气企业的气田和进口通道留有富余能力以备应急之用，并给予财政支持。
4.2.4 继续完善进口多元化部署，降低进口风险
按照海陆平衡、长短结合、留有余量、分散多元的原则，有序推动引进俄罗斯和中亚天然气的管道建设，深化论证新增引进俄罗斯和中亚天然气的管道的市场竞争力，优先建设市场竞争力较强的通道。研究通过建设LNG接收站和发展在缅业务增加中缅管道供气量的可行性，在经济合理的前提下实现进口通道多元化。加强LNG采购合作，尽量降低采购成本，通过建立资源池和做大贸易来保障供应安全。LNG合同条款要灵活、合同期要中短结合，价格公式要多样（例如，与油价挂钩、与HH价格挂钩、与国内天然气交易价格挂钩、与国内煤炭和电力价格挂钩等）。海外勘探开发项目在有经济效益的前提下，优先开发进口管道沿线和能将份额气运回国内的项目。
4.3 进一步营造公平竞争的发展环境
逐步取消门站价格管制，让市场决定价格。鉴于目前我国尚缺少多元化的市场主体，很难形成多对多的交易，可以选择广东、江苏、浙江等经济发达、承受力强、供应多源的省份作为完全市场化的试点先行先试[10]。可以根据各省的实际情况分别借鉴美国模式或欧洲模式进行试验，根据实际效果再形成一套成熟的改革方案进行推广。过渡期可以放开所有进口气和新增国产气非居民用气门站价格，同时扩大居民用气基准门站价格上浮范围，并对特殊群体居民用气实施精准补贴。
另外，应强制地方管网进行运销分离改革。目前的油气体制改革还没有涉及地方管网。下一步要从国家层面强制要求地方管网实行运销分离（生产和消费重叠的川渝地区除外），并对其管输费和公平准入实施监管，允许收益率应低于长输管道。
4.4 多措并举降低成本，提高天然气竞争力
一是按照产业链各环节风险和收益关系理顺天然气产业链各环节价格。参照电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。
二是以法规形式明确向大用户直供的合法性。建议国家从法规层面明确上游供气企业对大用户进行直供（含LNG点供）的合法性和不可剥夺性，地方政府也应出台相应文件给予支持和保护。
三是降低进口LNG成本。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；国家有关部门牵头研究原有长贸合同分担机制；为企业充分利用现货创造条件，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接收站富余能力对第三方公平开放等。
4.5 加大政策支持力度，加快推进天然气利用
一是大力支持天然气发电。在“十四五”能源发展规划中尽量不新增煤电机组，并明确气电在灵活性电源中的优先地位，通过“气电+储能+可再生能源”满足用电需求增长。取消限制气电发展的相关政策，大力支持气电与可再生能源融合发展。制定统一的、更加严格的火电排污标准，加大排污收费力度，加快构建和完善全国碳市场，建立电力辅助服务市场机制，加快电价市场化改革，充分体现天然气的灵活性价值和低碳环保价值。将SO3、重金属、放射性等非常规污染物纳入污染物排放控制范围。加大对重型燃机科技攻关的支持力度，尽快突破发电用重型燃气轮机关键技术，形成自主完整的重型燃气轮机产业体系。允许油气企业将发电作为主业自主或合作开展气电业务，推动油气企业与发电企业之间的重组并购等，促进油气电一体化发展。
二是坚持积极稳妥推进煤改气和冬季清洁供暖。扩大煤炭消费减量控制的区域范围和力度，强化约束机制。在扩大资源供应，降低供应成本的前提下，在继续推进“2+26”城市煤改气的基础上，积极推进东北和西北地区的煤改气。加大力度推进南方冬季清洁供暖，因地制宜推进农村清洁取暖。
三是消除交通用气和LNG运输的政策障碍。包括危化品管理、海事管理有关规定、标准等，积极推进罐箱运输、铁路运输、江海联运、近海与内河运输；扩大交通用气规模，重点发展LNG在长途公路重载运输和水运交通中的应用。
参考文献：
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[3] 樊慧, 段天宇, 朱博骐, 陈双营. 燃气电厂与超低排放燃煤电厂环境及生态效应对比[J]. 天然气工业, 2020(7):147-150.
[4] 徐静馨, 朱法华, 王圣. 超低排放燃煤电厂和燃气电厂综合对比[J]. 中国电力, 2020, 53(2): 164-172.
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[8] 陈蕊，朱博骐，段天宇. 天然气发电在我国能源转型中的作用及发展建议[J]. 天然气工业, 2020(7):121-125.
[9]DNVGL.EnergyTransitionOutlook2020[R/OL].https://eto.dnvgl.com/2020/index.html.
[10] 戚爱华，杨雷. 关于我国天然气产业市场化发展模式的几点思考[J]. 中国能源, 2020(8):16-20.
本文来源 | 国际石油经济
本文作者 | 朱兴珊1，陈蕊2，潘继平3，樊慧2，朱博骐2，段天宇2
( 1.中国石油天然气集团有限公司；2.中国石油集团经济技术研究院；3.自然资源部油气战略研究中心）
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