治霾如何“换气”

近日，国家能源局与北京、天津、河北及中石油、中石化集团公司分别签订“煤改气”用气保供协议，要求在确保民生用气的前提下推动“煤改气”工程量气而行、有序实施。从英美等国能源转型的实践看，用天然气替代煤炭是战胜雾霾的一大途径。但对“富煤贫油少气”的中国来说，被各地寄予厚望并强力推进的“煤改气”真是一剂治霾良方么？在治霾压力倒逼之下，中国天然气产业会迎来什么样的机遇和挑战？

天然气“黄金时代”

2013年，中国天然气表观消费量预计超过1600亿立方米，超越伊朗成为世界第三大天然气消费国。过去10年来，中国天然气产业呈爆发式增长态势，年均消费量增长16%。有人因此慨叹：属于中国的“天然气黄金时代”即将到来。

有些能源机构也表达了乐观的态度。例如，IEA（国际能源署）预计，中国的天然气需求将由2010年的833亿方，提高到2035年的5930亿方，略低于全欧盟需求水平（6920亿方）与中东地区需求水平（6410亿方）。

在对天然气“黄金时代”普遍怀有乐观情绪的氛围中，进行一些“冷思考”是必要的。假设2030年中国天然气消费规模达到6000亿方，考虑到目前国内天然气产量尚不足1200亿方（对外依存度已超过30%）的现实，如此巨量的需求，资源从哪里来？

在一些能源研究机构的分析框架中，由于国内常规气增长潜力有限，中国天然气产业能否进入“黄金时代”，关键取决于两大因素：一是能否应对好非常规天然气的开发问题；二是国内天然气市场的发育程度。IEA预计，中国未来的非常规天然气产量将占天然气总产量的45%（2020年）和83%（2035年）。然而，考虑到中国在非常规天然气资源条件、基础设施、技术创新能力和商业环境等方面与美国存在的差异，中国的页岩气等非常规天然气开发能否“担当大任”，还需持谨慎乐观态度。如果国内非常规气发展不如预期，即使海外有足够资源，可以预料天然气将很快步石油后尘，面临着对外依存度大幅攀升的问题。

即使供应问题解决，第二个问题随之而来，是否有可接受的气价？从世界能源消费历史看，价格在能源替代过程中发挥着重要作用。人类历史上煤炭对薪柴、石油对煤炭的两次能源替代，替代能源价格都相对低廉。按可比价格，1650年煤炭均价约为0.5英镑/吨，以后长期维持在1英镑/吨左右，“廉价煤炭时代”维持了近150年。而1870年石油均价约为0.6美元/桶，1970年仅为1.8美元/桶，大约相当于2009年的10美元/桶，一杯原油的价格比一杯咖啡还要便宜。

中国此次“煤改气”的能源转型，显然没有前两次那么幸运。在国际能源市场上，天然气本就有“富贵气”之称，中国目前还得承受所谓的“亚洲溢价”。与美国气价3～4美元/百万英热单位、欧洲10～12美元/百万英热单位相比，亚洲LNG价格基本在15美元/百万英热单位的高位徘徊（相当于3～4元/方）。在国内气价受管制的情况下，一些LNG项目进口价格高于国内售价，直接影响了进口商的积极性。

尽管当前澳洲、北美、俄罗斯等地都在加快推进液化生产线建设，业内预计到2020年全球LNG供应规模有望翻番，2040年甚至可能达到6亿吨，气源的获取应该无忧。但受供应侧——美国气价可能回升、澳洲大型液化项目成本大幅攀升、远距离运输成本较高，以及需求侧——中日韩印等亚洲国家需求旺盛（2020年中国LNG进口预计达6000万吨，印度需求预计达5000万吨）的影响，“亚洲溢价”的不利局面能否扭转依然需要打上问号。

应该说，随着经济体收入的增长，对更清洁和更方便的燃料收取一定的“溢价”符合经济规律。但当前中国确实面临着两难的选择：一是环境压力要求加快“煤改气”，但天然气与煤炭等能源的比价关系，决定了天然气市场拓展并无明显优势；二是国内气源不足，国际资源价格高企，价格管制使得国内气价较低，影响了企业积极性，导致“气荒”问题多次出现。如果推进天然气价格市场化改革，短期趋势必然是提升气价，又将进一步抑制天然气对煤炭的替代速度。个中取舍确实艰难。

替代节奏的急与缓

去年以来，京津冀地区以强硬的行政手段，拉开了一场“控煤攻坚战”。《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》中提出，加快煤改气和煤改电，通过集中供热和清洁能源替代，加快淘汰供暖和工业燃煤小锅炉，并明确提出到2015年底和2017年底的奋斗目标。

显然，政府将很大的期望寄托在天然气身上。但鉴于我国缺气的现实，是否有足够资源来满足大规模的煤改气要求，气价又是否可承受？很快有新闻媒体算了“两笔账”，情况不容乐观：一是去年国内天然气有百亿方的缺口难填补；二是仅北京地区，燃煤发电改天然气发电预计亏损达上百亿元。

由此看来，“煤改气”应在综合考虑各地能源强度、产业结构、资源禀赋、环境治理紧迫程度等多种因素后稳步推进。煤改气的推进，必然是一个遵循经济规律、循序渐进的过程。相较行政手段，引导合理用气的最佳手段应该是价格。

从地域经济发展和能源利用强度看，沿海地区比中西部地区的能源强度要低，单位GDP能耗相对较低，决定了环渤海、长三角、珠三角等地区有更大空间去承受更清洁的燃料，民众对环境治理的愿望也非常强烈。从应用领域看，城市燃气、交通运输、工业用气及燃气发电将会成为用气的“四大主力”（化工用气需求量将下降），但增长幅度将各有差异。

城市燃气潜力很大。2013年中国城镇气化率仅为32%左右，大部分地区气化率上升潜力较大。据统计，由于没有经过系统的脱硫、脱硝和除尘，中国5000万吨家庭用煤的大气污染物排放总量约等于10亿吨煤电。对京津冀等雾霾重灾地，用天然气替代居民燃煤、采暖燃煤和工业小锅炉燃煤，是一件急迫的任务。

交通运输空间可观。根据BP预测，天然气将是增长最快的替代燃料（年均6.8%），在2030年至2035年，天然气在全球运输业燃料需求增长中的比重有望超过石油。鉴于天然气作为车用燃料，与汽柴油相比具有较大的价格优势，中国天然气在交通领域的利用近年呈快速增长态势。2000～2012年，天然气汽车保有量年均增长59%。其中，LNG由于相对CNG（压缩天然气）具有续驶里程长、更清洁安全的特点，发展更加迅猛，从城市公交、港口拖车、城际大巴、重卡到内河运输船舶，发展空间值得想象。

工业领域用气需求较大。近年来，我国南方地区的陶瓷、玻璃等行业加快推进“煤改气”进程。根据《大气污染防治行动计划》，京津冀、长三角、珠三角地区要加快现有工业企业燃煤设施天然气替代步伐，到2017年基本完成燃煤锅炉、工业窑炉、自备燃煤电站的天然气替代改造任务，预计未来用气将增长较快。但如果气价超过企业承受力，工业用气增长也将面临瓶颈。

燃气发电值得关注。目前，京津冀等重污染地区纷纷加快推进燃气发电及煤电改气电项目。由于燃气发电成本约为煤炭发电的2～3倍，尽管在全球燃气发电可能会继续抢占煤电份额，但在中国这一进程不会太顺利。

“煤改气”将从优化能源结构的底线角度，倒逼企业淘汰落后产能，加快转型升级。在低碳化的大潮下，连清洁生产成本都承受不了的企业必将丧失生存的权利。但“煤改气”进程快与慢，与各地区经济发达程度、产业承受力、资源可获得性、天然气价改能否到位等多种因素有关，不宜盲目推进。

（作者系世界石油理事会中国国家委员会青年委员，中海油公司林益楷对本文亦有贡献）