“氣價偏高、氣源時有中斷、政策不完善，是氣電發展面臨的三大問題。”國務院發展研究中心資源與環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，大規模天然氣發電或熱電聯產是不是**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，我國北方部分地區出現天然氣供應短缺，影響部分居民采暖，引發社會輿論廣泛關注，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*大的河北省發現，該省天然氣供應之所以出現始料未及的缺口，*直接的原因，是強力推進的煤改氣超過預期，加上供暖季到來后用氣需求集中釋放，嚴重超出*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**問題，中國石油集團規劃計劃部副總經濟師、中國石油學會石油經濟專委會秘書長朱興珊曾在多個場合釋疑。
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發，國內天然氣產量在2025年將達到2100億至2450億方，到2050年可達到3300億至4100億方，國產天然氣可長期滿足包括民生、公服及關鍵工業用氣的“底線需求”。
作為油氣進口**大國，2020年中國天然氣的對外依存度攀升至43%。根據中國石油經濟技術研究院的研究，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**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，按照現在的產量可開采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，發達國家基本上已經達到了天然氣消費的峰值，全球需求增量主要來自中國、印度等發展中國家。中國是未來天然氣需求增量*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**風險整體可控。
“關鍵是國內保障工作。”朱興珊建言國內天然氣產量保持底線需求，產能要遠遠大于產量，假如某一條進口通道供應中斷，國內產能可以迅速頂上，當進口氣便宜時，國內下調產量；繼續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。
長期從事能源經濟與戰略研究的中國石化經濟技術研究院調研室主任羅佐縣撰文提出，中國是未來長時期內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。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，天然氣發電行業應該審時度勢，適度加快發展。”
供應是充足的，更關鍵的是，天然氣發電產業的“命門”——氣價，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源分別是國產氣、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*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。2018年，美國亨利港現貨全年均價為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。
國家發改委價格監測中心研究員劉滿平分析稱，亞洲溢價之所以出現，很大一部分原因是中日韓天然氣消費需求快速增長，三個國家中僅中國生產天然氣，但國內產量增速跟不上消費量增速，對外依存度持續升高，日韓則完全依賴進口。
隨著全球LNG出口國及出口量的增長，上述格局已經松動，天然氣亞洲溢價有望不斷縮減甚至持平。
朱興珊給出預測數據是：“十四五”期間，國內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。
國務院發展研究中心資源與環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、管輸等成本費用，抵達終端用戶的氣價將達到2.5元/方左右。這與國產氣中開發成本*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，均創歷史新低。去年1-6月， 美國HH、荷蘭TTF、東北亞LNG現貨均價分別為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”長協面前，即使現貨跌成“白菜價”，也不是想買就買。
“十二五”高油價時期，國內油企簽訂了一批與油價掛鉤的高價長貿協議，至今仍是天然氣產業發展的痛點。2014年油價大跌后，“三桶油”簽訂長協的步子放緩。2015年，當亞洲LNG現貨價格跌破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現貨價格靈活性強，主要由供需關系決定，與油價無直接相關性。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展報告（2020）的數據顯示，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現貨比例進一步提升，占LNG總進口量的35.4%。
隨著世界經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貿易的**業內人士對澎湃新聞表示，LNG的長協和油價掛鉤，在低油價時，優勢顯現。在天然氣市場供需寬松態勢下，如今的長協合同條款更加靈活、定價方式也更多元，國內企業傾向于和國際資源商談長期合同采購。
據《財經》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。考慮到固定資產投資折舊，燃氣電廠的燃料成本約占總發電成本的四分之三，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？對氣價成本構成繼續拆解，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節的費用之高。“4毛多的管輸費，已經把我們打趴下了。”
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”加大國內天然氣勘探開發力度的同時，多位下游電廠受訪者呼吁增加上游主體，推進礦業權競爭性出讓，激發勘探開發活力、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放。同時，大力推動對大中型燃氣發電項目的天然氣直供模式，減少中間環節費用。
近年來，隨著一些國有大型發電集團、區域性能源企業、城市燃氣企業加入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，要發沒有氣”的窘境有望逐漸得以緩解。
業內較為樂觀的判斷是，所有的供應主體和消費主體公平使用天然氣管網等基礎設施，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節，無論是供應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設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。
對于長協的歷史**問題，朱興珊建議，通過價格復議、合同再談判等方式降低已簽合同價格和照付不議量；國家有關部門牽頭研究原有長貿合同分擔機制；為企業充分利用現貨創造條件，例如，增加油企上產考核彈性，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放等。同時，按產業鏈各環節風險和收益關系理順天然氣產業鏈各環節價格，天然氣輸配與電力輸配同屬于網絡型自然壟斷行業，具有類似的投資和經營風險，應參照電網的準許收益率確定輸配管網的準許收益率，同時加強成本監審及信息公開。
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業的競爭力？下一篇，將對此話題予以剖析。
來源：澎湃新聞
