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治霾如何“换气”

来源:江南娱乐-意甲尤文图斯亚
时间:2014-07-24 06:31:05
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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

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)


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