“氣價偏高、氣源時有中斷、政策不完善，是氣電發(fā)展面臨的三大問題。”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記者表示。
上述因素的存在，導(dǎo)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(zhuǎn)型目標下，污染小、靈活性強的氣電不可缺席，它是銜接傳統(tǒng)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(guī)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，繞不開兩個字——“氣荒”。2017年冬季供暖季，我國北方部分地區(qū)出現(xiàn)天然氣供應(yīng)短缺，影響部分居民采暖，引發(fā)社會輿論廣泛關(guān)注，至今心有余悸。“氣荒”是否會卷土重來？有沒有足夠的天然氣支持氣電發(fā)展？
氣夠用嗎？
實際上，2017年底的“氣荒”并非真正的資源短缺。彼時曾走訪天然氣保供壓力最大的河北省發(fā)現(xiàn)，該省天然氣供應(yīng)之所以出現(xiàn)始料未及的缺口，最直接的原因，是強力推進的煤改氣超過預(yù)期，加上供暖季到來后用氣需求集中釋放，嚴重超出最初設(shè)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(xù)攀升后的能源安全問題，中國石油集團規(guī)劃計劃部副總經(jīng)濟師、中國石油學會石油經(jīng)濟專委會秘書長朱興珊曾在多個場合釋疑。
根據(jù)中石油勘探院的預(yù)測，若不考慮深水天然氣和天然氣水合物開發(fā)，國內(nèi)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)天然氣可長期滿足包括民生、公服及關(guān)鍵工業(yè)用氣的“底線需求”。
作為油氣進口第一大國，2020年中國天然氣的對外依存度攀升至43%。根據(jù)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一步降低。
朱興珊認為，只要措施得當，供應(yīng)安全風險是可控的。從全球來看，天然氣資源充足，全球天然氣探明儲量為197萬億立方米，按照現(xiàn)在的產(chǎn)量可開采50年以上，估算的可采資源量是783到900萬億立方米，可以開采200多年。從消費端來看，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自中國、印度等發(fā)展中國家。中國是未來天然氣需求增量最大的國家，“可以說，全球大部分出口天然氣資源都是為中國準備的。”由此看來，我國利用國際天然氣資源的條件有利，中長期供應(yīng)安全風險整體可控。
“關(guān)鍵是國內(nèi)保障工作。”朱興珊建言國內(nèi)天然氣產(chǎn)量保持底線需求，產(chǎn)能要遠遠大于產(chǎn)量，假如某一條進口通道供應(yīng)中斷，國內(nèi)產(chǎn)能可以迅速頂上，當進口氣便宜時，國內(nèi)下調(diào)產(chǎn)量；繼續(xù)完善進口多元化部署、不過多倚賴單一進口渠道，降低進口風險；建立應(yīng)急保障機制。
“進口天然氣不可怕，怕的是沒做好準備。”他說道。
這并非一家之言。
長期從事能源經(jīng)濟與戰(zhàn)略研究的中國石化經(jīng)濟技術(shù)研究院調(diào)研室主任羅佐縣撰文提出，中國是未來長時期內(nèi)天然氣需求增量的主要推動者，到本世紀中葉全球天然氣需求增量的三分之一以上將來自中國，中國有需求話語權(quán)。當前及今后一段時期天然氣供大于求形勢將一直存在，國際賣家普遍有與中國加強天然氣貿(mào)易的愿望，對我國利用天然氣總體利好。“在買方市場長期存在的格局下，天然氣發(fā)電行業(yè)應(yīng)該審時度勢，適度加快發(fā)展。”
供應(yīng)是充足的，更關(guān)鍵的是，天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的“命門”——氣價，如何回落到合理水平？
氣能不能更便宜？
國內(nèi)的天然氣供應(yīng)三大來源分別是國產(chǎn)氣、進口液化天然氣（LNG）和進口管道氣。相比較而言，進口LNG的靈活性最大。作為氣電燃料的天然氣通常由當?shù)氐某侨脊竟饣蛴芍惺偷戎惫趶V東這樣的進口LNG主要消費地，氣電廠氣源則以進口LNG為主。
在國際LNG市場，素有“亞洲溢價”一說。該現(xiàn)象所折射的，是亞洲進口國在國際天然氣定價體系中缺乏話語權(quán)。2018年，美國亨利港現(xiàn)貨全年均價為3.16美元/MMBtu（百萬英熱單位），英國NBP年均價為8.05美元/MMBtu，東北亞地區(qū)LNG進口均價為9.41美元/MMBtu，美歐亞三地價格比為1∶2.5∶3。
國家發(fā)改委價格監(jiān)測中心研究員劉滿平分析稱，亞洲溢價之所以出現(xiàn)，很大一部分原因是中日韓天然氣消費需求快速增長，三個國家中僅中國生產(chǎn)天然氣，但國內(nèi)產(chǎn)量增速跟不上消費量增速，對外依存度持續(xù)升高，日韓則完全依賴進口。
隨著全球LNG出口國及出口量的增長，上述格局已經(jīng)松動，天然氣亞洲溢價有望不斷縮減甚至持平。
朱興珊給出預(yù)測數(shù)據(jù)是：“十四五”期間，國內(nèi)LNG綜合進口成本為6-7美元/MMBtu，相比“十三五”時期的9-10美元/MMBtu，大幅回落30%-50%。
進口氣源價格雖有降低，但折算到終端價格依舊不便宜。
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的進口氣到岸價將成為長期趨勢。再疊加接卸、氣化、管輸?shù)瘸杀举M用，抵達終端用戶的氣價將達到2.5元/方左右。這與國產(chǎn)氣中開發(fā)成本最高的頁巖氣到達終端的價格大致相當。
2020年，受新冠疫情、國際油價暴跌和暖冬等因素影響，天然氣三大主要市場價格進一步下跌，均創(chuàng)歷史新低。去年1-6月， 美國HH、荷蘭TTF、東北亞LNG現(xiàn)貨均價分別為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%。
在早前簽署的動輒十幾二十年、違約成本極高的“照付不議”長協(xié)面前，即使現(xiàn)貨跌成“白菜價”，也不是想買就買。
“十二五”高油價時期，國內(nèi)油企簽訂了一批與油價掛鉤的高價長貿(mào)協(xié)議，至今仍是天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的痛點。2014年油價大跌后，“三桶油”簽訂長協(xié)的步子放緩。2015年，當亞洲LNG現(xiàn)貨價格跌破7美元/MMBtu時，原國家能源局局長張國寶就曾表達過擔心，不知道“三桶油”要如何消化價格高達18-20美元/MMBtu的長約價格。
LNG現(xiàn)貨價格靈活性強，主要由供需關(guān)系決定，與油價無直接相關(guān)性。目前我國進口LNG以中長期合同為主。由國家能源局石油天然氣司等部門撰寫的中國天然氣發(fā)展報告（2020）的數(shù)據(jù)顯示，2019年，中國進口天然氣9656萬噸 （折合1352億立方米），管道氣進口占比37.6%、LNG進口占比62.4%。其中，LNG現(xiàn)貨比例進一步提升，占LNG總進口量的35.4%。
隨著世界經(jīng)濟逐漸走出疫情陰霾、大宗商品價格大漲，2021年以來國際油價和天然氣價格已大幅回升。
一位熟悉LNG貿(mào)易的資深業(yè)內(nèi)人士對澎湃新聞表示，LNG的長協(xié)和油價掛鉤，在低油價時，優(yōu)勢顯現(xiàn)。在天然氣市場供需寬松態(tài)勢下，如今的長協(xié)合同條款更加靈活、定價方式也更多元，國內(nèi)企業(yè)傾向于和國際資源商談長期合同采購。
據(jù)《財經(jīng)》雜志報道，2019年，以一家位于珠三角的燃氣電廠為例，其氣價成本約為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。考慮到固定資產(chǎn)投資折舊，燃氣電廠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。
由此可見，雖然全球供需寬松，天然氣夠用，但即便國際氣價觸底，氣電成本依然高企。
原因出在哪兒？對氣價成本構(gòu)成繼續(xù)拆解，有江蘇燃氣電廠和華北某地燃氣電廠人士向澎湃新聞直指中間環(huán)節(jié)的費用之高。“4毛多的管輸費，已經(jīng)把我們打趴下了。”
下游將降成本的期望寄托在天然氣市場化改革，即“X+1+X”市場化模式：供氣主體多元、銷售市場充分競爭，儲運設(shè)施公平準入，形成“管住中間，放開兩頭”格局。
在“三桶油”加大國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)力度的同時，多位下游電廠受訪者呼吁增加上游主體，推進礦業(yè)權(quán)競爭性出讓，激發(fā)勘探開發(fā)活力、真正形成競爭。在中游，加快LNG接收站等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)， LNG接收站富余能力對第三方公平開放。同時，大力推動對大中型燃氣發(fā)電項目的天然氣直供模式，減少中間環(huán)節(jié)費用。
近年來，隨著一些國有大型發(fā)電集團、區(qū)域性能源企業(yè)、城市燃氣企業(yè)加入LNG進口和接收站投資隊列，氣源格局趨于多元化、市場化，燃氣電廠“有氣不能發(fā)，要發(fā)沒有氣”的窘境有望逐漸得以緩解。
業(yè)內(nèi)較為樂觀的判斷是，所有的供應(yīng)主體和消費主體公平使用天然氣管網(wǎng)等基礎(chǔ)設(shè)施，開展多對多的市場競爭，這有利于降低終端天然氣價格。再加上直供減少中間環(huán)節(jié)，無論是供應(yīng)的保障程度還是價格問題，都將顯著改善。
“國家油氣體制改革還沒有完全到位，尤其是天然氣接收站和天然氣管線這些基礎(chǔ)設(shè)施的容量還是遠遠不夠。”有燃氣電廠人士對澎湃新聞坦言，誠然，國際天然氣資源豐富、長期看供大于求，但要真正盤活資源，先決條件是國內(nèi)硬件設(shè)施要先行。脫離足夠豐富的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施、天然氣供應(yīng)“經(jīng)脈”不暢通，氣源再充足也只能是無源之水、無本之木。
對于長協(xié)的歷史遺留問題，朱興珊建議，通過價格復(fù)議、合同再談判等方式降低已簽合同價格和照付不議量；國家有關(guān)部門牽頭研究原有長貿(mào)合同分擔機制；為企業(yè)充分利用現(xiàn)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(shè)，強制要求LNG接收站富余能力對第三方公平開放等。同時，按產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)風險和收益關(guān)系理順天然氣產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價格，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)，具有類似的投資和經(jīng)營風險，應(yīng)參照電網(wǎng)的準許收益率確定輸配管網(wǎng)的準許收益率，同時加強成本監(jiān)審及信息公開。
除了“氣”的成本，“電”的成本還有沒有壓縮空間？一種常見的觀點認為，燃機“受制于人”也導(dǎo)致了長期以來氣電無法輕裝上陣。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，將對此話題予以剖析。
來源：澎湃新聞
