“氣價(jià)偏高、氣源時(shí)有中斷、政策不完善，是氣電發(fā)展面臨的三大問(wèn)題?！眹鴦?wù)院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所研究員郭焦鋒對記者表示。
上述因素的存在，導致中國的天然氣發(fā)電雖為低碳清潔能源，角色卻很尷尬，生存空間受到煤電和新能源的雙重擠壓。但在低碳轉型目標下，污染小、靈活性強的氣電不可缺席，它是銜接傳統能源與零碳新能源世界的橋梁。
中國能源資源稟賦富煤貧油少氣，大規模天然氣發(fā)電或熱電聯(lián)產(chǎn)是不是奢侈品？
討論天然氣資源匱乏與否，繞不開(kāi)兩個(gè)字——“氣荒”。2017年冬季供暖季，我國北方部分地區出現天然氣供應短缺，影響部分居民采暖，引發(fā)社會(huì )輿論廣泛關(guān)注，至今心有余悸?！皻饣摹笔欠駮?huì )卷土重來(lái)？有沒(méi)有足夠的天然氣支持氣電發(fā)展？
氣夠用嗎？
實(shí)際上，2017年底的“氣荒”并非真正的資源短缺。彼時(shí)曾走訪(fǎng)天然氣保供壓力最大的河北省發(fā)現，該省天然氣供應之所以出現始料未及的缺口，最直接的原因，是強力推進(jìn)的煤改氣超過(guò)預期，加上供暖季到來(lái)后用氣需求集中釋放，嚴重超出最初設計的冬季保供方案。除了終端天然氣消費量大增外，一系列意外情況的發(fā)生：包括上游中亞管道輸氣量削減、天津LNG接收站未能如期投產(chǎn)等，也令天然氣保供陡然承壓。
對于氣夠不夠、天然氣對外依存度持續攀升后的能源安全問(wèn)題，中國石油集團規劃計劃部副總經(jīng)濟師、中國石油學(xué)會(huì )石油經(jīng)濟專(zhuān)委會(huì )秘書(shū)長(cháng)朱興珊曾在多個(gè)場(chǎng)合釋疑。
根據中石油勘探院的預測，若不考慮深水天然氣和天然氣水合物開(kāi)發(fā)，國內天然氣產(chǎn)量在2025年將達到2100億至2450億方，到2050年可達到3300億至4100億方，國產(chǎn)天然氣可長(cháng)期滿(mǎn)足包括民生、公服及關(guān)鍵工業(yè)用氣的“底線(xiàn)需求”。
作為油氣進(jìn)口第一大國，2020年中國天然氣的對外依存度攀升至43%。根據中國石油經(jīng)濟技術(shù)研究院的研究，2040年前，我國天然氣對外依存度逐年增加，2040年達到53%左右的峰值，以后開(kāi)始下降。如果煤炭地下氣化、深海天然氣和天然氣水合物取得突破，我國天然氣對外依存度有望進(jìn)一步降低。
朱興珊認為，只要措施得當，供應安全風(fēng)險是可控的。從全球來(lái)看，天然氣資源充足，全球天然氣探明儲量為197萬(wàn)億立方米，按照現在的產(chǎn)量可開(kāi)采50年以上，估算的可采資源量是783到900萬(wàn)億立方米，可以開(kāi)采200多年。從消費端來(lái)看，發(fā)達國家基本上已經(jīng)達到了天然氣消費的峰值，全球需求增量主要來(lái)自中國、印度等發(fā)展中國家。中國是未來(lái)天然氣需求增量最大的國家，“可以說(shuō)，全球大部分出口天然氣資源都是為中國準備的?！庇纱丝磥?lái)，我國利用國際天然氣資源的條件有利，中長(cháng)期供應安全風(fēng)險整體可控。
“關(guān)鍵是國內保障工作?！敝炫d珊建言國內天然氣產(chǎn)量保持底線(xiàn)需求，產(chǎn)能要遠遠大于產(chǎn)量，假如某一條進(jìn)口通道供應中斷，國內產(chǎn)能可以迅速頂上，當進(jìn)口氣便宜時(shí)，國內下調產(chǎn)量；繼續完善進(jìn)口多元化部署、不過(guò)多倚賴(lài)單一進(jìn)口渠道，降低進(jìn)口風(fēng)險；建立應急保障機制。
“進(jìn)口天然氣不可怕，怕的是沒(méi)做好準備?！彼f(shuō)道。
這并非一家之言。
長(cháng)期從事能源經(jīng)濟與戰略研究的中國石化經(jīng)濟技術(shù)研究院調研室主任羅佐縣撰文提出，中國是未來(lái)長(cháng)時(shí)期內天然氣需求增量的主要推動(dòng)者，到本世紀中葉全球天然氣需求增量的三分之一以上將來(lái)自中國，中國有需求話(huà)語(yǔ)權。當前及今后一段時(shí)期天然氣供大于求形勢將一直存在，國際賣(mài)家普遍有與中國加強天然氣貿易的愿望，對我國利用天然氣總體利好?！霸谫I(mǎi)方市場(chǎng)長(cháng)期存在的格局下，天然氣發(fā)電行業(yè)應該審時(shí)度勢，適度加快發(fā)展?！?/p>
供應是充足的，更關(guān)鍵的是，天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的“命門(mén)”——氣價(jià)，如何回落到合理水平？
氣能不能更便宜？
國內的天然氣供應三大來(lái)源分別是國產(chǎn)氣、進(jìn)口液化天然氣（LNG）和進(jìn)口管道氣。相比較而言，進(jìn)口LNG的靈活性最大。作為氣電燃料的天然氣通常由當地的城燃公司供氣或由中石油等直供，在廣東這樣的進(jìn)口LNG主要消費地，氣電廠(chǎng)氣源則以進(jìn)口LNG為主。
在國際LNG市場(chǎng)，素有“亞洲溢價(jià)”一說(shuō)。該現象所折射的，是亞洲進(jìn)口國在國際天然氣定價(jià)體系中缺乏話(huà)語(yǔ)權。2018年，美國亨利港現貨全年均價(jià)為3.16美元/MMBtu（百萬(wàn)英熱單位），英國NBP年均價(jià)為8.05美元/MMBtu，東北亞地區LNG進(jìn)口均價(jià)為9.41美元/MMBtu，美歐亞三地價(jià)格比為1∶2.5∶3。
國家發(fā)改委價(jià)格監測中心研究員劉滿(mǎn)平分析稱(chēng)，亞洲溢價(jià)之所以出現，很大一部分原因是中日韓天然氣消費需求快速增長(cháng)，三個(gè)國家中僅中國生產(chǎn)天然氣，但國內產(chǎn)量增速跟不上消費量增速，對外依存度持續升高，日韓則完全依賴(lài)進(jìn)口。
隨著(zhù)全球LNG出口國及出口量的增長(cháng)，上述格局已經(jīng)松動(dòng)，天然氣亞洲溢價(jià)有望不斷縮減甚至持平。
朱興珊給出預測數據是：“十四五”期間，國內LNG綜合進(jìn)口成本為6-7美元/MMBtu，相比“十三五”時(shí)期的9-10美元/MMBtu，大幅回落30%-50%。
進(jìn)口氣源價(jià)格雖有降低，但折算到終端價(jià)格依舊不便宜。
國務(wù)院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所研究員郭焦鋒對澎湃新聞表示，不考慮通貨膨脹的前提下，6-7美元/MMBtu的進(jìn)口氣到岸價(jià)將成為長(cháng)期趨勢。再疊加接卸、氣化、管輸等成本費用，抵達終端用戶(hù)的氣價(jià)將達到2.5元/方左右。這與國產(chǎn)氣中開(kāi)發(fā)成本最高的頁(yè)巖氣到達終端的價(jià)格大致相當。
2020年，受新冠疫情、國際油價(jià)暴跌和暖冬等因素影響，天然氣三大主要市場(chǎng)價(jià)格進(jìn)一步下跌，均創(chuàng )歷史新低。去年1-6月， 美國HH、荷蘭TTF、東北亞LNG現貨均價(jià)分別為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%。
在早前簽署的動(dòng)輒十幾二十年、違約成本極高的“照付不議”長(cháng)協(xié)面前，即使現貨跌成“白菜價(jià)”，也不是想買(mǎi)就買(mǎi)。
“十二五”高油價(jià)時(shí)期，國內油企簽訂了一批與油價(jià)掛鉤的高價(jià)長(cháng)貿協(xié)議，至今仍是天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的痛點(diǎn)。2014年油價(jià)大跌后，“三桶油”簽訂長(cháng)協(xié)的步子放緩。2015年，當亞洲LNG現貨價(jià)格跌破7美元/MMBtu時(shí)，原國家能源局局長(cháng)張國寶就曾表達過(guò)擔心，不知道“三桶油”要如何消化價(jià)格高達18-20美元/MMBtu的長(cháng)約價(jià)格。
LNG現貨價(jià)格靈活性強，主要由供需關(guān)系決定，與油價(jià)無(wú)直接相關(guān)性。目前我國進(jìn)口LNG以中長(cháng)期合同為主。由國家能源局石油天然氣司等部門(mén)撰寫(xiě)的中國天然氣發(fā)展報告（2020）的數據顯示，2019年，中國進(jìn)口天然氣9656萬(wàn)噸 （折合1352億立方米），管道氣進(jìn)口占比37.6%、LNG進(jìn)口占比62.4%。其中，LNG現貨比例進(jìn)一步提升，占LNG總進(jìn)口量的35.4%。
隨著(zhù)世界經(jīng)濟逐漸走出疫情陰霾、大宗商品價(jià)格大漲，2021年以來(lái)國際油價(jià)和天然氣價(jià)格已大幅回升。
一位熟悉LNG貿易的資深業(yè)內人士對澎湃新聞表示，LNG的長(cháng)協(xié)和油價(jià)掛鉤，在低油價(jià)時(shí)，優(yōu)勢顯現。在天然氣市場(chǎng)供需寬松態(tài)勢下，如今的長(cháng)協(xié)合同條款更加靈活、定價(jià)方式也更多元，國內企業(yè)傾向于和國際資源商談長(cháng)期合同采購。
據《財經(jīng)》雜志報道，2019年，以一家位于珠三角的燃氣電廠(chǎng)為例，其氣價(jià)成本約為2.52元/立方米，2020年上半年降至約2.15元/立方米，折算度電燃料成本約為0.42元/千瓦時(shí)?？紤]到固定資產(chǎn)投資折舊，燃氣電廠(chǎng)的燃料成本約占總發(fā)電成本的四分之三，去年上半年度電成本約為0.58元/千瓦時(shí)。
由此可見(jiàn)，雖然全球供需寬松，天然氣夠用，但即便國際氣價(jià)觸底，氣電成本依然高企。
原因出在哪兒？對氣價(jià)成本構成繼續拆解，有江蘇燃氣電廠(chǎng)和華北某地燃氣電廠(chǎng)人士向澎湃新聞直指中間環(huán)節的費用之高?！?毛多的管輸費，已經(jīng)把我們打趴下了?！?/p>
下游將降成本的期望寄托在天然氣市場(chǎng)化改革，即“X+1+X”市場(chǎng)化模式：供氣主體多元、銷(xiāo)售市場(chǎng)充分競爭，儲運設施公平準入，形成“管住中間，放開(kāi)兩頭”格局。
在“三桶油”加大國內天然氣勘探開(kāi)發(fā)力度的同時(shí)，多位下游電廠(chǎng)受訪(fǎng)者呼吁增加上游主體，推進(jìn)礦業(yè)權競爭性出讓?zhuān)ぐl(fā)勘探開(kāi)發(fā)活力、真正形成競爭。在中游，加快LNG接收站等基礎設施建設， LNG接收站富余能力對第三方公平開(kāi)放。同時(shí)，大力推動(dòng)對大中型燃氣發(fā)電項目的天然氣直供模式，減少中間環(huán)節費用。
近年來(lái)，隨著(zhù)一些國有大型發(fā)電集團、區域性能源企業(yè)、城市燃氣企業(yè)加入LNG進(jìn)口和接收站投資隊列，氣源格局趨于多元化、市場(chǎng)化，燃氣電廠(chǎng)“有氣不能發(fā)，要發(fā)沒(méi)有氣”的窘境有望逐漸得以緩解。
業(yè)內較為樂(lè )觀(guān)的判斷是，所有的供應主體和消費主體公平使用天然氣管網(wǎng)等基礎設施，開(kāi)展多對多的市場(chǎng)競爭，這有利于降低終端天然氣價(jià)格。再加上直供減少中間環(huán)節，無(wú)論是供應的保障程度還是價(jià)格問(wèn)題，都將顯著(zhù)改善。
“國家油氣體制改革還沒(méi)有完全到位，尤其是天然氣接收站和天然氣管線(xiàn)這些基礎設施的容量還是遠遠不夠?！庇腥細怆姀S(chǎng)人士對澎湃新聞坦言，誠然，國際天然氣資源豐富、長(cháng)期看供大于求，但要真正盤(pán)活資源，先決條件是國內硬件設施要先行。脫離足夠豐富的天然氣基礎設施、天然氣供應“經(jīng)脈”不暢通，氣源再充足也只能是無(wú)源之水、無(wú)本之木。
對于長(cháng)協(xié)的歷史遺留問(wèn)題，朱興珊建議，通過(guò)價(jià)格復議、合同再談判等方式降低已簽合同價(jià)格和照付不議量；國家有關(guān)部門(mén)牽頭研究原有長(cháng)貿合同分擔機制；為企業(yè)充分利用現貨創(chuàng )造條件，例如，增加油企上產(chǎn)考核彈性，加快LNG接收站建設，強制要求LNG接收站富余能力對第三方公平開(kāi)放等。同時(shí)，按產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節風(fēng)險和收益關(guān)系理順天然氣產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節價(jià)格，天然氣輸配與電力輸配同屬于網(wǎng)絡(luò )型自然壟斷行業(yè)，具有類(lèi)似的投資和經(jīng)營(yíng)風(fēng)險，應參照電網(wǎng)的準許收益率確定輸配管網(wǎng)的準許收益率，同時(shí)加強成本監審及信息公開(kāi)。
除了“氣”的成本，“電”的成本還有沒(méi)有壓縮空間？一種常見(jiàn)的觀(guān)點(diǎn)認為，燃機“受制于人”也導致了長(cháng)期以來(lái)氣電無(wú)法輕裝上陣。燃氣輪機的自主化能在多大程度上增強氣電產(chǎn)業(yè)的競爭力？下一篇，將對此話(huà)題予以剖析。
來(lái)源：澎湃新聞
