“气价偏高、气源时有中断、政策不完善，是气电发展面临的三大问题。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋对记者表示。

上述因素的存在，导致中国的天然气发电虽为低碳清洁能源，角色却很尴尬，生存空间受到煤电和新能源的双重挤压。但在低碳转型目标下，污染小、灵活性强的气电不可缺席，它是衔接传统能源与零碳新能源世界的桥梁。

中国能源资源禀赋富煤贫油少气，大规模天然气发电或热电联产是不是奢侈品？

讨论天然气资源匮乏与否，绕不开两个字——“气荒”。2017年冬季供暖季，我国北方部分地区出现天然气供应短缺，影响部分居民采暖，引发社会舆论广泛关注，至今心有余悸。“气荒”是否会卷土重来？有没有足够的天然气支持气电发展？

气够用吗？

实际上，2017年底的“气荒”并非真正的资源短缺。彼时曾走访天然气保供压力最大的河北省发现，该省天然气供应之所以出现始料未及的缺口，最直接的原因，是强力推进的煤改气超过预期，加上供暖季到来后用气需求集中释放，严重超出最初设计的冬季保供方案。除了终端天然气消费量大增外，一系列意外情况的发生：包括上游中亚管道输气量削减、天津LNG接收站未能如期投产等，也令天然气保供陡然承压。

对于气够不够、天然气对外依存度持续攀升后的能源安全问题，中国石油集团规划计划部副总经济师、中国石油学会石油经济专委会秘书长朱兴珊曾在多个场合释疑。

根据中石油勘探院的预测，若不考虑深水天然气和天然气水合物开发，国内天然气产量在2025年将达到2100亿至2450亿方，到2050年可达到3300亿至4100亿方，国产天然气可长期满足包括民生、公服及关键工业用气的“底线需求”。

作为油气进口第一大国，2020年中国天然气的对外依存度攀升至43%。根据中国石油经济技术研究院的研究，2040年前，我国天然气对外依存度逐年增加，2040年达到53%左右的峰值，以后开始下降。如果煤炭地下气化、深海天然气和天然气水合物取得突破，我国天然气对外依存度有望进一步降低。

朱兴珊认为，只要措施得当，供应安全风险是可控的。从全球来看，天然气资源充足，全球天然气探明储量为197万亿立方米，按照现在的产量可开采50年以上，估算的可采资源量是783到900万亿立方米，可以开采200多年。从消费端来看，发达国家基本上已经达到了天然气消费的峰值，全球需求增量主要来自中国、印度等发展中国家。中国是未来天然气需求增量最大的国家，“可以说，全球大部分出口天然气资源都是为中国准备的。”由此看来，我国利用国际天然气资源的条件有利，中长期供应安全风险整体可控。

“关键是国内保障工作。”朱兴珊建言国内天然气产量保持底线需求，产能要远远大于产量，假如某一条进口通道供应中断，国内产能可以迅速顶上，当进口气便宜时，国内下调产量；继续完善进口多元化部署、不过多倚赖单一进口渠道，降低进口风险；建立应急保障机制。

“进口天然气不可怕，怕的是没做好准备。”他说道。

这并非一家之言。

长期从事能源经济与战略研究的中国石化经济技术研究院调研室主任罗佐县撰文提出，中国是未来长时期内天然气需求增量的主要推动者，到本世纪中叶全球天然气需求增量的三分之一以上将来自中国，中国有需求话语权。当前及今后一段时期天然气供大于求形势将一直存在，国际卖家普遍有与中国加强天然气贸易的愿望，对我国利用天然气总体利好。“在买方市场长期存在的格局下，天然气发电行业应该审时度势，适度加快发展。”

供应是充足的，更关键的是，天然气发电产业的“命门”——气价，如何回落到合理水平？

气能不能更便宜？

国内的天然气供应三大来源分别是国产气、进口液化天然气（LNG）和进口管道气。相比较而言，进口LNG的灵活性最大。作为气电燃料的天然气通常由当地的城燃公司供气或由中石油等直供，在广东这样的进口LNG主要消费地，气电厂气源则以进口LNG为主。

在国际LNG市场，素有“亚洲溢价”一说。该现象所折射的，是亚洲进口国在国际天然气定价体系中缺乏话语权。2018年，美国亨利港现货全年均价为3.16美元/MMBtu（百万英热单位），英国NBP年均价为8.05美元/MMBtu，东北亚地区LNG进口均价为9.41美元/MMBtu，美欧亚三地价格比为1∶2.5∶3。

国家发改委价格监测中心研究员刘满平分析称，亚洲溢价之所以出现，很大一部分原因是中日韩天然气消费需求快速增长，三个国家中仅中国生产天然气，但国内产量增速跟不上消费量增速，对外依存度持续升高，日韩则完全依赖进口。

随着全球LNG出口国及出口量的增长，上述格局已经松动，天然气亚洲溢价有望不断缩减甚至持平。

朱兴珊给出预测数据是：“十四五”期间，国内LNG综合进口成本为6-7美元/MMBtu，相比“十三五”时期的9-10美元/MMBtu，大幅回落30%-50%。

进口气源价格虽有降低，但折算到终端价格依旧不便宜。

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋对澎湃新闻表示，不考虑通货膨胀的前提下，6-7美元/MMBtu的进口气到岸价将成为长期趋势。再叠加接卸、气化、管输等成本费用，抵达终端用户的气价将达到2.5元/方左右。这与国产气中开发成本最高的页岩气到达终端的价格大致相当。

2020年，受新冠疫情、国际油价暴跌和暖冬等因素影响，天然气三大主要市场价格进一步下跌，均创历史新低。去年1-6月， 美国HH、荷兰TTF、东北亚LNG现货均价分别为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%。

在早前签署的动辄十几二十年、违约成本极高的“照付不议”长协面前，即使现货跌成“白菜价”，也不是想买就买。

“十二五”高油价时期，国内油企签订了一批与油价挂钩的高价长贸协议，至今仍是天然气产业发展的痛点。2014年油价大跌后，“三桶油”签订长协的步子放缓。2015年，当亚洲LNG现货价格跌破7美元/MMBtu时，原国家能源局局长张国宝就曾表达过担心，不知道“三桶油”要如何消化价格高达18-20美元/MMBtu的长约价格。

LNG现货价格灵活性强，主要由供需关系决定，与油价无直接相关性。目前我国进口LNG以中长期合同为主。由国家能源局石油天然气司等部门撰写的中国天然气发展报告（2020）的数据显示，2019年，中国进口天然气9656万吨 （折合1352亿立方米），管道气进口占比37.6%、LNG进口占比62.4%。其中，LNG现货比例进一步提升，占LNG总进口量的35.4%。

随着世界经济逐渐走出疫情阴霾、大宗商品价格大涨，2021年以来国际油价和天然气价格已大幅回升。

一位熟悉LNG贸易的资深业内人士对澎湃新闻表示，LNG的长协和油价挂钩，在低油价时，优势显现。在天然气市场供需宽松态势下，如今的长协合同条款更加灵活、定价方式也更多元，国内企业倾向于和国际资源商谈长期合同采购。

据《财经》杂志报道，2019年，以一家位于珠三角的燃气电厂为例，其气价成本约为2.52元/立方米，2020年上半年降至约2.15元/立方米，折算度电燃料成本约为0.42元/千瓦时。考虑到固定资产投资折旧，燃气电厂的燃料成本约占总发电成本的四分之三，去年上半年度电成本约为0.58元/千瓦时。

由此可见，虽然全球供需宽松，天然气够用，但即便国际气价触底，气电成本依然高企。

原因出在哪儿？对气价成本构成继续拆解，有江苏燃气电厂和华北某地燃气电厂人士向澎湃新闻直指中间环节的费用之高。“4毛多的管输费，已经把我们打趴下了。”

下游将降成本的期望寄托在天然气市场化改革，即“X+1+X”市场化模式：供气主体多元、销售市场充分竞争，储运设施公平准入，形成“管住中间，放开两头”格局。

在“三桶油”加大国内天然气勘探开发力度的同时，多位下游电厂受访者呼吁增加上游主体，推进矿业权竞争性出让，激发勘探开发活力、真正形成竞争。在中游，加快LNG接收站等基础设施建设， LNG接收站富余能力对第三方公平开放。同时，大力推动对大中型燃气发电项目的天然气直供模式，减少中间环节费用。

近年来，随着一些国有大型发电集团、区域性能源企业、城市燃气企业加入LNG进口和接收站投资队列，气源格局趋于多元化、市场化，燃气电厂“有气不能发，要发没有气”的窘境有望逐渐得以缓解。

业内较为乐观的判断是，所有的供应主体和消费主体公平使用天然气管网等基础设施，开展多对多的市场竞争，这有利于降低终端天然气价格。再加上直供减少中间环节，无论是供应的保障程度还是价格问题，都将显著改善。

“国家油气体制改革还没有完全到位，尤其是天然气接收站和天然气管线这些基础设施的容量还是远远不够。”有燃气电厂人士对澎湃新闻坦言，诚然，国际天然气资源丰富、长期看供大于求，但要真正盘活资源，先决条件是国内硬件设施要先行。脱离足够丰富的天然气基础设施、天然气供应“经脉”不畅通，气源再充足也只能是无源之水、无本之木。

对于长协的历史遗留问题，朱兴珊建议，通过价格复议、合同再谈判等方式降低已签合同价格和照付不议量；国家有关部门牵头研究原有长贸合同分担机制；为企业充分利用现货创造条件，例如，增加油企上产考核弹性，加快LNG接收站建设，强制要求LNG接收站富余能力对第三方公平开放等。同时，按产业链各环节风险和收益关系理顺天然气产业链各环节价格，天然气输配与电力输配同属于网络型自然垄断行业，具有类似的投资和经营风险，应参照电网的准许收益率确定输配管网的准许收益率，同时加强成本监审及信息公开。

除了“气”的成本，“电”的成本还有没有压缩空间？一种常见的观点认为，燃机“受制于人”也导致了长期以来气电无法轻装上阵。燃气轮机的自主化能在多大程度上增强气电产业的竞争力？下一篇，将对此话题予以剖析。

来源：澎湃新闻