深度!如何持续打造天然气主体能源地位?

中国能源消费结构一煤独大、百花争放的格局,煤炭作为国家主体能源消费占比一直居高不下。

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中国能源消费结构一煤独大、百花争放的格局,煤炭作为国家主体能源消费占比一直居高不下。2018年我国能源消费增速延续反弹态势,油气市场供不应求,能源消费结构显著优化。预计2019年能源消费总量进一步提高,非化石能源和天然气是主要驱动力。《天然气发展“十三五”规划》提出,到2020年,天然气占一次能源消费的比例力争达到10%,而十二五期末这一数字仅为5.9%。


2017年7月4日,国家发展改革委网站发布由13个部委联合印发的《加快推进天然气利用的意见》,明确加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的利用,并提出一系列保障政策,旨在将天然气培育成为我国现代清洁能源系统的主体能源之一。


在天然气消费方面,持续发展、勇攀高峰。2018年,我国天然气表观消费量达到2803亿立方米,同比增长17.5%,日高峰用气量首次突破10亿立方米,全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。从区域消费看,各省天然气消费水平都有明显提升。浙江、河北、河南、陕西四省的消费规模均首次超百亿立方米。2019年上半年,全国天然气表观消费量为1495亿立方米,比2018年同期增长12%,不过受到中美贸易摩擦升级、“煤改气”增量规模减小等因素影响,增速较前两年有所放缓。总体来看,2019年上半年国内市场整体走势偏弱。1-10月份,天然气产量1422.8亿立方米,同比增长10.2%;天然气进口量1067.9亿立方米,同比增长8.4%。10月份天然气产量146.7亿立方米,同比增长9.2%;天然气进口量93.4亿立方米,同比下降5.7%。


如何将天然气打造成为主体能源,实现清洁能源利用是十三五期间的能源发展结构化调整重点。十三五仅剩一年时间,实现主体能源地位和10%的能源结构占比任重道远,主要从降本增效、增强供给、体制改革三方面着手提升天然气的主体地位。


第一,降低各环节成本,提高天然气经济性。在天然气市场化改革的大背景下,扩大天然气利用规模最重要的还是降低天然气产业链各环节的成本,提高天然气相对于其他替代能源的经济性。第二,鼓励勘探开发、进口和储气设施建设,加强资源供应保障。天然气利用规模大幅扩大势必会对资源供应提出更高的要求,为避免出现气荒,《加快推进天然气利用的意见》提出从国内、国外两个方面提高资源保障能力。《意见》还着力补齐储气设施建设滞后、调峰能力不足的“短板”。在产气方面,国家大力勘探开发力度,国产气增量连续两年超百亿立方米。2018年,全国油气勘探开发总投入约2667.6亿元,同比增长20.5%。数据显示,2018年我国天然气产量约为1603亿立方米,同比增加123亿立方米,增速8.3%,其中页岩气约109亿立方米,煤气层为49亿立方米。在储气方面,一方面,对供气调峰责任进行了细分,天然气销售企业和城镇燃气企业各司其职,避免相互推诿。其中,季节(月)调峰由天然气销售企业承担,小时调峰由城镇燃气企业承担,日调峰由销售企业和城镇燃气企业共同承担,并在天然气购销合同中予以约定。承担供气调峰责任的企业既可以自建储气设施,也可以从第三方购买储气调峰服务,从而吸引各方资本参与储气设施建设。另一方面,对企业储备提出了具体的要求。天然气销售企业到2020年应当建立不低于其年合同销售量10%的企业天然气储备,县级以上地方人民政府要推进储气调峰设施建设,具备3天以上的应急储气能力。对于地下储气库,《意见》要求放开储气地质构造的使用权,鼓励各方资本参与建设,到2020年地下储气库形成有效工作气量148亿立方米,2030年进一步提高至350亿立方米。在进口方面,加大我国四大能源进口战略通道(即西北:中亚-中国管道气、西南:中缅管道气、东南:海上LNG、东北:中俄管道气)建设。2019年12月2日,国家主席习近平同俄罗斯总统普京视频连线,共同见证中俄东线天然气管道投产通气。中俄东线天然气管道正式投产通气,这不仅是中俄能源合作的里程碑,同时也是我国四大能源进口战略通道(即西北:中亚-中国管道气、西南:中缅管道气、东南:海上LNG、东北:中俄管道气)布局的收官之作。目前一年内将引进50亿立方天然气,东北地区、京津冀等地将直接受益,以后逐年增加输量,待到2024年俄罗斯境内段二期、中国境内段二期、三期工程完成,最终达到380亿立方米/年。届时更多清洁能源将助推我国经济发展。中俄东线天然气管道投产通气将深刻影响我国天然气的供应格局。

短期来看:改变东北能源供应格局,助力东北地区振兴。来自俄罗斯的天然气为广袤东北的寒冷冬季带来大量的清洁能源,改变了东北地区以“区域内油气田为主,进口LNG和长输管道为辅”的资源供应模式,使得东北地区整体供气格局呈现“北气南下,就近供应,海气登陆”的特点,同时随着天然气供应充足,也将进一步推动东北地区天然气气化的进程,助力东北地区振兴。长期来看:1、增加资源供应通道,拉低供气成本。随着中俄东线投产,将大幅提高东北、环渤海、长三角地区的资源供应能力,对目标市场的气化进程起到积极的推动作用,同时,将对环渤海、长三角地区进口LNG形成冲击,增加了地区气源竞争程度。2、推动天然气价格市场化。目前我国天然气价格将逐步走向市场化,门站价格限制终将被取消,销售价格由供需双方协商确定,供应成本成为气源主要竞争力,在资源供应宽松和多元化的格局下将会迫使高价气退出市场,进一步推动天然气价格市场化进程。

3、保障国家能源安全。2018年中国天然气对外依存度大幅上升至45.3%,随着中俄东线管道通气,除了海上通道,中国已经构筑了从中亚到新疆的西北能源通道、从缅甸到云南的西南能源通道,四大能源战略通道,从不同方向把世界各地的天然气资源不断输送到中国,气源来源的多元化与贸易路线的多元化,一起构筑了中国的国家能源安全体系,助力中国的能源革命。

第三,持续拉动终端消费,提升有效覆盖率和替代率,实现消费区域全覆盖和消费有效替代。一方面提升天然气消费区域覆盖率,持续推动乡镇和村庄市场建设。中国天然气市场发展几十年,天然气消费由城市到县城,由乡镇到村庄,经历了县县通、镇镇通、村村通三大工程。全国县级市场基本覆盖,镇级市场日益普及,村级市场逐步开发。另一方面选择性建设“煤改气”“煤改电”工程,实现天然气有效替代。2019年7月3日,国家能源局发布《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》(以下简称《通知》),明确提出要拓展多种清洁供暖方式,主推清洁煤、生物质供暖。这标志着已经在全国大范围开展的“煤改气”工程将迎来重大变革。“煤改气”作为我国控制环境污染的战略决策之一,曾一度被认为是利国利民、清洁取暖、打赢蓝天保卫战的重要举措。然而,随着在“煤改气”实施过程中引发的气荒、安全事故、补贴难到位、居民用不起等各种问题的接踵而来,一直饱受争议的“气改”工程的处境愈发尴尬了。如今,国家能源局的“官宣叫停”意味着有关政策制定者终于意识到燃煤“一刀切”不可取,“煤改气”工程需要社会价值和经济价值并重,提升有效替代价值。第四,持续推动油气体制改革,打破垄断,释放天然气产业链活力。

一方面天然气管输环节独立运作推动产业链采、输、销分离发展。2019年12月9日上午,国家石油天然气管网集团有限公司正式挂牌,标志着落实“管住中间,放开两头”的石油天然气管网运营机制市场化改革迈出了关键一步。从未来看,国家油气管网集团的成立将实现三个有利于:一是将实现油气资源的生产、管输、销售三分离,以及向第三方市场主体的公平开放,有利于促进油气资源市场竞争,提高资源配置效率,更好地体现能源商品属性,发挥市场在资源配置中的决定性作用,进一步推进市场化的油气价格机制改革,激发市场活力,从而更好为经济发展服务。二是将实现油气管网的互联互通,构建“全国一张网”,有利于更好地在全国范围内进行油气资源调配,提高油气资源的配置效率,保障油气能源安全稳定供应。过去三桶油根据自身定位和资源优势各建管网,虽然形成了国家主干管网,油气大动脉,但因各自为战的利益驱使,不能实现管网的有效覆盖。将国家管网统一收归一家运营,便于打破管线的垄断,全国统筹一盘棋,真正实现管网的高效布局。三是将实现统筹规划、建设、运营全国油气干线管网,有利于减少重复投资和管道资源浪费,加快管网建设步伐,提升油气运输能力,高效利用油气资源。另一方面天然气价格机制改革经过多年的不断改革与完善,我国完成了天然气产供储销价格体系重构工作。新的价格体系的主要特点是:第一,国家发改委管理的门站销售价格在我国天然气产供储销价格体系中居于核心地位。气源价格(包括国产天然气的出厂价格和进口天然气的到岸价格)、管输价格、地下储气库的储气价格以及进口LNG的接收、储存和气化价格等,通常都是作为产运储销一体化的上游供气公司的内部结算价格,与城市燃气公司、直供大用户等下游买方不发生直接关系。

第二,政府管控与市场调节相结合。门站销售价格属于国家发改委管辖范围的天然气,目前分为两类:一类是门站销售价格执行政府指导价的天然气,目前的做法是采取“基准价+浮动幅度”的管理办法,上浮的浮动幅度最高不超过20%,下浮的浮动幅度不受限制。另一类是门站销售价格完全市场化的天然气,实际执行中仍参照“基准价+浮动幅度”的管理办法操作,区别在于上浮的浮动幅度不受最高不超过20%的限制,具体浮动幅度由供用气双方协商确定。因此总体看,我国目前对天然气价格管理采取政府管控与市场调节相结合的办法。

2020年是天然气发展成为主体能源地位最为重要的一年,时间紧、任务重。必须从以上四个方面齐抓共建,才能真正实现《天然气发展“十三五”规划》提出的目标,有效发挥天然气作为清洁能源的价值,促进能源消费革命。