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    重慶油改氣-錢興坤:中國天然氣市場路在何方

    【導讀】當前,我國天然氣市場正面臨著前所未有的危機和挑戰,上下游相關企業也對未來發展的方向感到迷茫。建議國家明確天然氣在能源戰略中的定位,加大政策支持力度,深化改革,通過市場化機制引導 天然氣 產業的健康持續發展。

     

    天然氣作為清潔高效的化石能源,長期以來得到了政府的高度重視和支持,相關企業也不遺余力地推動天然氣業務的大發展。在當前加強大氣污染防治和應對氣候變化的雙重背景下,我國政府更是提出了十分積極的發展目標?!短烊粴獍l展“十二五”規劃》提出2015年天然氣消費量達到2300億立方米;2014年出臺的《能源行業加強大氣污染防治工作方案》提出2015年天然氣消費比重達到7%,2017年提高到9%以上;同年發布的《能源發展戰略行動計劃(2014?2020年)》和《國家應對氣候變化規劃(2014?2020年)》又提出2020年天然氣占一次能源消費比重達到10%以上,利用量達到3600億立方米。

     

    我國人均 天然氣 消費量和天然氣占一次能源的比重均為全球平均水平的1/4,可以說,無論是從當前治理環境的緊迫性來看,還是從兌現我國政府向國際社會做出的碳排放承諾來看,天然氣發展目標非常適宜。

     

    但實際情況并不如預期般樂觀。由于經濟增速換擋、氣價上調、煤炭價格下挫及其他替代能源的快速發展,2014年我國 天然氣 消費增速結束了連續十幾年兩位數增長歷史,增速大幅回落至8.6%,創2002年以來的新低。根據國家發改委統計數據,2015年一季度全國天然氣消費增速同比僅增長4.8%,4月份甚至同比下跌5.9%。估計2015年天然氣消費量能達到2000億立方米就不錯了,與“十二五”規劃的2300億立方米目標相去甚遠。

     

    目前看來,實現“十三五”規劃目標的挑戰和困難極大。2020年天然氣消費量要達到3600億立方米,意味著未來5年年均需求增量不能低于300億立方米;而2000?2014年我國 天然氣 消費量從245億立方米增至1800億立方米,年均增量僅為110億立方米,即便在增量最大的2011年也僅為230億立方米。如果“十三五”期間沒有強有力的政策支持,2020年全國天然氣需求連3000億立方米都很難實現。特別是受經濟下行壓力加大的影響,整個能源行業都不景氣,煤炭市場持續萎靡,電力需求陷入低谷,天然氣行業又怎能獨善其身?

     

    與需求疲弱相對應的,則是我國 天然氣 資源供應能力的嚴重過剩,粗略估算年富余量至少在100億立方米以上,特別是最近幾年大量照付不議的長貿進口合同陸續進入窗口期,將進一步加劇資源過剩的局面。

     

    進口管道氣方面,已投產的中亞天然氣管道A、B、C線合計設計輸氣能力550億立方米/年,中亞天然氣管道D線境外段也已經在2014年開工,計劃2016年通氣,設計輸氣能力300億立方米/年。中俄東線天然氣管道也已簽署購銷協議,計劃2018年建成,設計輸氣能力380億立方米/年。加上中緬天然氣管道,2020年我國進口天然氣管道合計輸氣能力將高達1350億立方米,甚至超過2014年國內天然氣產量。

     

    進口液化天然氣(LNG)方面,截至2014年年底我國已有11座LNG接收站建成投產,合計能力4080萬噸/年,另有近2000萬噸/年的產能在建。盡管去年我國LNG進口量僅為1985萬噸,但石油石化三大企業簽署的協議LNG進口總量已經超過4200萬噸/年。最近幾年,我國將有大量的進口LNG協議進入窗口期,除了2014年開始執行的PNG LNG(200萬噸/年)和QC LNG(360萬噸/年)外,還包括BG Portfolio(500萬噸/年)、AP LNG(760萬噸/年)、Gorgon LNG(225萬噸/年)和Shell Portfolio(200萬噸/年)等。

     

    此外,我們還需特別警惕國際現貨LNG對國內 天然氣 市場的沖擊。當前全球LNG市場資源嚴重過剩,國際上游貿易企業已經把中國作為“泄洪”的主要對象之一。它們一方面通過與油價掛鉤的方式以超過12美元/MMBtu的價格向我們銷售長貿資源,另一方面又以7~8美元/MMBtu的現貨價格沖擊國內天然氣市場。這將嚴重擾亂我國天然氣市場秩序,導致夏季上游氣田大規模限產,并進一步拉大天然氣管網冬夏峰谷差,對管網正常生產運行造成巨大沖擊。我國對天然氣進出口沒有特殊管制,國家有關部門正推動管網設施公平開放,并將LNG接收站也列為開放對象之一。然而,美國所有新建LNG接收站都不受第三方開放條款支配,歐洲新建LNG接收站也大多獲得了第三方開放豁免。

     

    綜上所述,當前我國天然氣市場正面臨著前所未有的危機和挑戰,上下游相關企業也對未來發展的方向感到迷茫。建議國家明確天然氣在能源戰略中的定位,加大政策支持力度,深化改革,通過市場化機制引導天然氣產業的健康持續發展。

     

    首先,應明確新時期天然氣在我國能源系統中的戰略地位,力求天然氣在能源結構目標的實現。

     

    我國以煤炭為主的能源結構短期內不會改變,這使得未來減排形勢依然嚴峻。分析比對各類能源的發展,唯有天然氣是優化我國能源結構、防治環境污染、改善大氣環境的現實能源。而從我國天然氣利用領域看,傳統的如城市燃氣、工業燃料、化工用氣,甚至新興的交通領域用氣等市場規模都不足以完全消化今后的過剩資源。國外經驗表明,天然氣市場發展進入穩定期以后,發電將成為促進天然氣需求增長的主要動力。目前我國電源結構中,煤炭發電占60%以上;而氣電在環保和效能方面大大優于煤炭,同時氣電可以為風電、光伏發電等可再生能源調峰。截至2014年年底,我國燃氣發電裝機容量5567萬千瓦,僅占全國發電裝機總量的4%,遠低于燃煤發電62%的裝機比重,也遠低于美國(40%)、英國(36%)、日本(28%)、韓國(21%)等主要國家天然氣發電裝機水平。燃氣發電裝機容量5000萬千瓦,運行時數達到3000小時,即可消費天然氣約300億立方米。有關機構預測2020年我國發電裝機總需求在20億千瓦左右,“十三五”期間新增約6.5億千瓦。因此,天然氣發電是能否實現我國能源結構目標的關鍵。

     

    其次,必須通過行業的自身努力,以及政府配套的產業刺激政策,提高天然氣與相關能源的經濟競爭力。

     

    天然氣在我國能源市場始終扮演著替代者的角色,替代目標以煤炭和石油產品為主。市場經濟條件下,價格競爭力是能否實現替代的關鍵。但是,國內煤炭價格已經從2010年1000元/噸的高位降至目前的400元/噸;Brent原油價格也從2014年6月的115美元/桶降至目前的65美元/桶;反之,國內天然氣門站價格則連續多年上調,累計漲幅超過50%。目前我國天然氣價格已經相當于等熱值煤炭價格的3至4倍,氣電成本是煤電的近2倍,天然氣相對成品油的經濟性優勢也被大幅削弱甚至喪失。企業用氣意愿大幅下降,甚至出現逆向使用煤炭替代天然氣的現象。這也是近期我國天然氣需求增長大幅放緩的重要原因。近年來美國天然氣生產和消費市場之所以快速發展,價格優勢是關鍵。

     

    提高天然氣價格競爭力,對供氣企業而言,必須采取切實措施降低生產和供應成本。包括鼓勵技術和管理創新,用科技進步帶動產量增長和成本下降;提高內部市場化運作機制,控制高成本的非常規氣和煤制氣產量;加強天然氣貿易的靈活性,提高對外議價能力。對政府來講,一是通過財政稅收手段盡可能降低天然氣價格中的含稅比例;二是對包括煤炭在內的化石能源征收環境稅或碳稅,使不同類型能源的終端銷售價格能夠充分體現其外部成本;三是加快電力行業的市場化改革,包括給予天然氣發電業務一定的財政補貼,鼓勵天然氣供應企業參與電力業務等。

     

    最后,應繼續深化天然氣市場化改革。

     

    21世紀以來,隨著天然氣產業的快速發展,我國積極推進天然氣市場化改革,取得了一定的成效,但仍存在許多與市場經濟要求不相適應的問題,突出體現為天然氣市場碎片化管理和產業鏈分散運營模式所帶來的種種弊端。中央政府主要管理長輸管道的成本核算和門站價格,卻忽視了對合同履行情況和配售氣環節的監管;省內配氣管網和城市燃氣管網受益于特許經營制度,在地方政府的保護下旱澇保收,自身缺乏開發市場的動力,也妨礙其他企業的公平競爭。在此背景下,即便上游企業下調供應價格,由于中間管輸環節眾多,下游用戶也未必能享受到多少好處。

     

    深化天然氣市場改革,一是要推動網運分離,加強對輸配氣成本的監管,將其控制在合理的區間;二是要推動市場公平開放,允許下游用戶自由選擇供應商;三是放開門站價格管制,實現能夠真正反映市場供需的價格機制。

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