王晓庆等:“双碳”目标下中国天然气行业发展机遇与挑战

摘要:目前我国二氧化碳年排放量约100亿吨,约占全球二氧化碳排放总量的30%,其中煤炭是最大的二氧化碳排放来源。

摘要:目前我国二氧化碳年排放量约100亿吨,约占全球二氧化碳排放总量的30%,其中煤炭是最大的二氧化碳排放来源。能源结构转型是实现“双碳”目标的必然路径,低碳能源天然气将在能源转型中起到桥梁和支撑作用,发展空间广阔。但我国天然气产业也面临一些问题,包括国内基础设施有待进一步完善,进口LNG资源采购缺乏有效统筹,天然气下游配气环节改革有待推进等。建议国家和地方政府加大鼓励天然气消费,供气企业进一步提升天然气的供应能力与经济性,进一步深化天然气下游领域改革,逐步实现天然气配售分离,助力我国“双碳”目标完成。


01 天然气将在能源转型中起桥梁和支撑作用


能源消费结构如何转型?关键是在保障国家能源供应安全的前提下,控制高碳化石能源消费,发展低碳化石能源和非化石能源。非化石能源必将迎来持续快速增长;煤炭和石油消费增速已进入降档阶段,作为二氧化碳主要排放来源,应逐步被天然气、非化石能源替代。天然气将在能源转型中起到桥梁和支撑作用,尤其在碳达峰阶段(2021-2030年),天然气是保障能源安全、能源结构转型、能源供应清洁化的现实选择。


电力领域——天然气发电有较大提升空间


在电力领域,天然气发电具有独特的低碳、调峰优势,能够有效助力电力绿色转型。当前,电力碳排放在我国能源排放中占比40%左右,电力领域减排对我国碳减排意义重大。根据国家能源局《2021年能源工作指导意见》,2021年电能占我国终端能源消费比重力争达到28%左右,较2020年目标提高一个百分点。未来我国电能占终端能源消费比重将进一步提升,降低电力领域碳排放将是碳中和的重点领域,快速减少煤电、提高非化石能源发电占比是电力领域减排的主要方向。根据国家统计局发布的《中华人民共和国2020年国民经济和社会发展统计公报》,2020年末我国全口径发电装机容量约22亿千瓦,其中并网风电装机容量2.8亿千瓦,并网太阳能发电装机容量2.5亿千瓦。据中国电力企业联合会《2020-2021年度全国电力供需形势分析预测报告》,截至2020年年底煤电装机占比约49%。目前,全国天然气发电装机容量刚突破1亿千瓦,天然气发电装机占比仅4.5%,有较大提升空间。


就非化石能源发电而言,过去10年间,风光发电成本快速下降,当前我国陆上风电成本为0.3~0.6元/千瓦时,光伏发电成本一般在0.3~0.8元/千瓦时,已接近平价上网,随着技术进步,非化石能源成本将持续下降。预计“十四五”期间,我国非化石能源规模快速增长,在碳中和背景下,有望在“十四五”期间摆脱补贴依赖,迎来市场化建设高峰。参考中国光伏行业协会、《风能北京宣言》等观点,乐观预计在“十四五”末,风电、光伏发电两者累计装机容量将由5.3亿瓦增加至12亿瓦左右。


但未来15年,仅依靠非化石能源发电不能满足中国庞大的电力需求,而且非化石能源发电受气候环境影响大,间歇性、随机性和反调峰的问题突出,而目前储能技术尚在发展阶段,因此非化石能源发电离不开大量化石能源发电的协同。


“十四五”期间应实施更加严格的控煤措施,给天然气发电预留一定空间。因为与煤电相比,天然气发电不仅能够减少碳排放,而且能够大幅减少氮氧化物等污染物排放,且天然气发电调峰能力更强。据测算,一座2×460MW 9F级燃气电厂,年利用小时数2500小时,相比煤电可减排二氧化碳89万吨/年;年利用小时数4000小时,相比煤电可减排二氧化碳约142万吨/年。按燃气发电约占总装机容量及总发电量的30%计算,中国如将相应比例的煤电替换成气电,相比现在可减排二氧化碳约7.6亿吨/年。


与煤电相比,天然气发电具有启停时间短、爬坡速率快、调节性能好等调峰优势,是配合风电、光伏发电的最佳途径。近两年,天然气发电已在我国发电侧的实际运行中起到重要调峰作用。2020年12月至2021年1月,在国内经济加快复苏、全国大范围强降温的背景形势下,全国日最高用电负荷超过夏季峰值,日最高发电量已接近夏季峰值,全国20个省级电网用电两位数增长。而电力供应侧,煤电供应趋紧,风电、光伏发电因自身间歇性特点难以增量。在此情形下,天然气发电充分发挥调峰作用,在国家部委协调和国内供气企业共同努力下,全国天然气日供气量突破13亿立方米,确保了我国天然气发电的用气需求,有效缓解了我国电力供应紧张的态势。未来,随着风电、光伏发电的大规模扩张,电力需求波动将更加频繁,此类调峰可能成为常态。


非电领域——天然气在城市燃气、工业、交通领域仍有广阔空间


在城市燃气领域,根据国家统计局数据,2010-2019年,我国城镇人口由6.7亿提升至8.5亿,城镇气化人口由1.9亿提升至3.9亿,居民用气量也由227亿立方米提升至488亿立方米。随着城镇化进程不断推进,城镇气化人口和城镇人口气化率不断提升,未来居民用气仍将稳定增长。国家能源局公开数据显示,2020年底北方地区清洁取暖率达到约65%,天然气采暖仍有较大的发展空间。


在工业领域,例如钢铁、冶金等碳排放大户,电气化仍面临技术可行性挑战,难以取代化石能源消费,天然气作为清洁的化石能源,相较煤炭具有独特优势,工业领域煤改气应当持续快速推进。


在交通领域,虽然路面运输(公路、铁路)电气化水平持续推进,但发展仍存挑战。一方面新能源应用存在技术和应用场景局限,另一方面,电动汽车虽然用户端排放相对清洁,但考虑全生命周期,清洁化程度仍有待提升。在重卡和船舶等重型交通工具燃料选择上,电力作为动力存在局限,充电时间长,且电池太重,传统汽油、柴油排放污染高,而LNG具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、污染少的优点,加快发展LNG车船加注有利于减少碳排放,应大力鼓励发展。


02 我国天然气发展空间预测


天然气供需预测


从消费侧来看,“十三五”期间,我国天然气消费整体保持快速增长,从2015年的1932亿立方米增至2020年的3237亿立方米,复合增长率11%,在一次能源消费中占比由2015年的5.9%持续提升至2020年的8.3%,但与国际平均水平24%相比仍有较大差距。2020年,全国天然气消费量3237亿立方米,其中工业用气约占36%,城市燃气占28%,电厂用气占比17%,交通用气占比10%。在“双碳”目标下,按照部门分析法进行预测,2025年我国天然气消费量达到4500亿~4800亿立方米,一次能源占比10%左右;2030年或可达到6000亿~6500亿立方米,一次能源占比13%左右。


从供应侧来看,历经20多年发展,我国已形成由国产常规气、国产非常规气、进口管道气、进口LNG等多气源供应的格局。在国产气方面,增速整体不及天然气消费增速,近两年我国天然气上产速度加快,2020年产量1926亿立方米,已连续4年增产超过100亿立方米;进口管道气方面,主要来源于中亚气、缅气以及俄气,近几年供应占比保持稳定,2020年供应量475亿立方米;进口LNG方面,近几年在需求快速增长、国产气增速有限的情况下,供应占比从2016年的16%攀升至2020年的28%,是主要增量气源之一,是冬季保供的主要气源,为我国天然气安全稳定供应发挥着重要作用。随着天然气产供储销体系建设,预计到2025年,我国天然气资源供应将超过4650亿立方米,同时调峰能力进一步提升,支撑天然气产业健康可持续发展。随着国产气增储上产持续推进,预计我国天然气产量将由2020年的1926亿立方米增至2025年的2300亿立方米左右。进口管道气增量主要为俄气和中亚气,预计2025年达到950亿立方米。对于进口LNG而言,当前我国LNG接收站建设如火如荼,规划新建或扩建接收站达35座之多,新增产能达1.2亿吨/年,预计“十四五”末我国LNG接收能力将超过2亿吨/年,为扩大进口LNG规模提供了设施保障,同时国际产能充裕,预计2025年LNG进口量或超1亿吨(1400亿立方米)。


天然气替代煤炭的不同情景


“十四五”是碳达峰的关键期和窗口期,加快低碳能源天然气对煤炭的替代,能够有效助力早日实现碳达峰,并降低峰值,为碳中和的实现争取更多时间。未来10年,天然气消费量主要取决于天然气替代煤炭的程度和速度,按照上述天然气供需预测,并在天然气替代煤炭基准情景下,即煤改气政策按照当前的情况进行预估,2025年、2030年我国天然气消费量分别为4500亿立方米、6000亿立方米;在天然气替代煤炭乐观情景下,即按照工业、采暖等煤改气进一步加快进行预估,2025年、2030年我国天然气消费量分别为4800亿立方米、6500亿立方米。


《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》要求,“十四五”末单位国内生产总值能源消耗降低13.5%,2025年、2030年非化石能源占能源消费总量比重提高到20%、25%左右。考虑上述指标,参考未来我国GDP增速情况(GDP增速按照2021年8%,2022-2025年平均5.4%,2025年GDP为135.4万亿元,单位GDP能耗按照2025年比2020年减少16%),预计到2025年我国能源消费总量约55.8亿吨标准煤;2030年我国能源消费总量约59.9亿吨标准煤(“十五五”期间能源消费增速按照1%)(见表2)。在天然气替代煤炭的乐观情景下,2025年能源消费产生的二氧化碳排放量比基准情景下降0.4亿吨,2030年能源消费产生的二氧化碳排放量比基准情景下降0.7亿吨。


03 我国天然气行业面临的挑战


国内基础设施有待进一步完善


2018年以来,在国家的督促协调下,地方政府及三大石油公司重视基础设施建设,成绩显著,但设施能力仍显不足。


一是我国天然气管道仍无法满足市场需求。截至2020年,全国在役天然气管道12万千米,一次管输能力3400亿立方米/年,天然气管输能力仍显不足,且互联互通不够,尤其是“最后一公里”建设的滞后制约了下游用户消费的需求。


二是储气调峰能力不足。目前,我国已形成储气能力250亿立方米,工作气量147亿立方米,仅占我国天然气消费量的4.5%,远低于国际12%~15%的平均水平。在进口LNG储存能力方面,我国LNG接收站数量少、单体规模小、储存能力有限。单个LNG接收站配套储罐2~4个16万立方米的储罐,与同是LNG进口大国的韩国、日本相去甚远,韩国最大的平泽LNG接收站拥有23个储罐,日本袖浦LNG接收站拥有35个储罐。我国天然气消费具有明显的季节性,尤其在冬季北方采暖期间,天然气供应紧张的情况时有发生,未来随着天然气消费规模扩大,储气调峰能力亟需提升。


进口LNG资源采购缺乏有效统筹


近几年,在国内天然气需求快速增长、国产气增速有限的情况下,进口LNG供应占比从2015年的13%攀升至2020年的28%,是主要增量气源之一,我国天然气对外依存度已提升至40%以上。获取供应稳定、价格公正合理的进口LNG对保障天然气供应至关重要。


一方面,中国已是第二大LNG进口国家,但在国际LNG市场上尚未获得与进口规模相当的话语权。随着我国LNG接收站的开放,会有更多主体加入LNG进口行列,容易哄抬国际采购价格,若不尽快建立有效协同机制,极有可能在该领域重蹈此前“铁矿(1245, 1.50, 0.12%)石”国际采购的覆辙,最终导致国内终端用户承担不利后果。


另一方面,国内资源生产与国际资源引进协同性有待进一步提升。三大石油公司的国产气开采成本相对稳定,但国际市场LNG价格变化剧烈。当进口LNG价格低于国产气时,大量引进低价国际资源可以惠及下游用户。2020年国际LNG市场供大于求叠加新冠肺炎疫情影响,东北亚地区现货价格(JKM)创下历史最低记录,3-10月价格区间低至2~4美元/百万英热单位。在此情形下,引进更多的低价LNG现货资源,或可有效降低下游终端用户用气成本。


天然气下游配气环节改革有待推进


近年来,我国油气体制改革不断深入,各项举措有序推进,纵观我国天然气产业链,上游和中游环节的改革成效已初步显现。上游领域投资利好政策持续出台,油气勘探开发已逐步放开;国家管网公司已顺利组建,天然气长输管线、LNG接收站等中间基础设施全面开放。但目前我国仍需进一步推进下游配气环节的改革,才能打通天然气供应的“最后一公里”。天然气下游配气环节主要为城市燃气以及市级管网、省级管网,目前存在的问题包括:城市燃气专营权具有垄断性特征,不利于天然气市场化;输配气价格监管难度大,上游气价的降低难以完全传导至终端用户;下游配气环节影响直供、点供作用发挥,不利于降低中间环节成本,等等。


04 相关建议


鼓励加大天然气利用规模,助力早日实现碳达峰


从我国“双碳”目标看,从2030年碳达峰到2060年碳中和只有30年时间,而发达国家从碳达峰到碳中和的过渡期均在45年以上。为确保实现碳中和目标,建议在储能技术、氢能利用尚在发展起步阶段的“十四五”“十五五”时期,加快天然气的利用,快速以低碳能源天然气替代高碳能源煤炭,助力我国早日实现碳达峰,并降低峰值,为实现碳中和目标争取更多时间。建议地方政府在大力发展非化石能源的同时,鼓励天然气在发电、采暖、工业、交通等领域的发展,提高天然气的利用规模。


进一步提升国内天然气供应能力和经济性


天然气的发展时间和发展空间在很大程度上取决于自身的供应能力和经济性。在国家天然气产供储销体系建设的推动下,我国天然气供应能力已得到明显提升。建议政府及各供气企业持续在国内天然气勘探开发、海外天然气资源获取、管道等基础设施布局等方面发力,进一步提升国内天然气供应能力,降低用气成本,保障下游天然气消费。


一是加大国产气勘探开发力度,同时鼓励国内油气企业“走出去”,参与海外有竞争力的天然气田和天然气液化项目开发。相对于单纯的国际资源采购,择机获取具有竞争力和灵活性的海外权益气,将进一步增强我国对进口LNG资源的掌控力度,降低LNG资源进口的风险和成本,提升国家能源安全保障系数。


二是建立一套行之有效、快速反应、灵活有序、多方联动的统筹协调机制,加强进口LNG统筹,并加强国内资源生产和国际资源引进的有效协同。在应急需要和国际现货价格低位时适当减少产量,利用低价现货替代;在国际现货价格抬升后恢复产量,通过调节国产气生产节奏来达到产量和经济效益的最优组合效果。国内资源生产和国际资源引进有效协同,既能把中国的宝贵资源用在刀刃上,又能及时把握住国际上短暂出现的低价资源机会,有效降低用户用气成本,还能够通过自身调节能力的增强,提高引进国际LNG资源的主动权和话语权。


三是进一步加大管线建设和储气能力建设。国家管网公司成立后,进一步加快推进天然气输气管线建设,同时实现LNG接收站、天然气管线互联互通。加强统筹与顶层设计,有序、快速推进储气能力建设,实现储气设施集约化、规模化建设运营,避免LNG接收站“遍地开花”,鼓励已建LNG接收站大力扩建储罐,提高岸线资源及土地的利用率。实现储气能力共建、共享、共用,打造国家级储气能力创新示范中心。建立调峰价格机制,疏导储气设施建设成本,激发投资积极性。


深化油气体制改革,打通天然气供应“最后一公里”


结合未来国内天然气发展情况,借鉴国外适用经验,管住中间、放开两头,加快天然气下游领域改革,逐步实现天然气配售分离。建议城市燃气企业只负责管道配气、维护及部分储备等业务,获取稳定的收益;气源供应商可直接向用户供气,实现区域气源供应的多样化;终端用户可自行选择气源供应商,真正打通“最后一公里”。