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碳达峰、碳中和约束下我国天然气发展面临的挑战

2022-01-04

(一)天然气终端价格高,比价优势不突出天然气在发电和化工领域比价优势差,成为制约天然气发展的关键因素。天然气在常规发电领域的竞争力偏弱,燃气电厂70%以上的发电成本源自燃料成本,天然气价格成为燃气电厂效益的决定性因素。2019年,我国沿海省份和京津地区燃气电厂的平均天然气购置成本约为2~2.5元/m3,在旺季时最高达3元/m3。根据测算,我国气电的平均成本为0.5~0.6元/kW·h,高于燃煤电厂的平均成本0.23~0.31元/kW·h。2020年,受新型冠状病毒肺炎疫情和天然气供应市场过剩的影响,全球天然气价格下降,燃气电厂的成本也随之下降到0.3~0.5元/kW·h,但仍高于燃煤电厂的电价成本。天然气作为工业燃料,虽然环保优势明显,但在玻璃、陶瓷、工业锅炉生产蒸汽时作为燃料替代的经济性较弱;天然气作为合成氨和甲醇的化工原材料,与煤相比也不具备经济优势。例如,天然气合成每吨氨成本较无烟煤合成氨的成本高35%,天然气制每吨甲醇成本较无烟煤制甲醇高66%。


天然气价格


(二)天然气基础设施尚不完善,规模发展存隐忧我国天然气基础设施虽然发展迅猛,但仍存在一些结构性矛盾,体现在调峰设施滞后、调峰能力不足、管线相互联通不够、“最后一千米”存在壁垒等,使得天然气规模发展存在一定隐患。目前,我国天然气调峰总储气量仅占天然气总消费量的7.2%,远低于国际水平(15%~20%),致使北方部分地区冬季易出现“气荒”。气源不稳定带动非优先供应领域的气价上涨,制约了天然气大规模应用。例如,受“气荒”和天然气价格上涨影响,2018年上半年天然气重型卡车的销售量下降明显。我国天然气跨区域干线管网、省内长输管线、市内管线分别由国家石油天然气管网集团有限公司、省级天然气公司、城市燃气公司负责建设和运营,市场主体多元、相互联通性不够,特别是城市大工业用户直供气源受制约因素多,对天然气供应安全和消费市场产生直接影响。


(三)价格机制尚未理顺,效益发展难度大近年来,我国天然气先后完成存量气与增量气、居民用气与工业用气的价格并轨,初步建立了政府管控与市场调节相结合的定价机制,市场化定价范围日益增大;但在天然气调峰、燃气电厂调峰定价等具体环节,价格机制尚待进一步完善,如因缺乏有竞争力的调峰电价导致了燃气调峰发展缓慢。依据2013年国家发展和改革委员会发布的《关于天然气价格的通知》,天然气电价可以根据发电机类型(热电联产或调峰)而有所不同,不得超过基准煤电价格之上0.35元/kW·h。由于天然气价格机制不灵活,无法充分发挥燃气调峰电厂的优势,当前燃气调峰电厂的利用率整体低于40%,局部甚至低于20%,进而提高了燃气调峰电厂的发电成本并制约其规模发展。


(四)碳达峰、碳中和约束下天然气发展需要提速美国天然气市场经过两百年的发展已进入全面零售竞争阶段,具有市场高度开放、法律与监管体系完善、市场信息透明、市场定价完备、第三方准入公平等特点,形成明显的市场竞争优势。美国终端市场利用初期依靠发电和城市燃气,推动后期工业用煤替代、交通柴油替代和发电比例提升,完成了天然气规模化应用。相较而言,我国天然气市场仍处于非竞争性市场阶段,发展起步晚、资源量和储量有限、地质和开发条件复杂、市场活力和竞争性不足、法律和监管体系尚待完善。因此,在碳达峰、碳中和约束下,应充分发挥天然气作为能源安全“压舱石”、电力安全“稳定器”的作用,抓住“稳油增气发展新能源”这一契机,深化并加速天然气行业改革步伐,合理布局天然气产业,增强供应可靠性和灵活性。


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