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(本文是在2009年11月21日北京天然气市场暨城市燃气论坛上的讲话,发表于《天然气技术》3(6) 1-3,2009,并可见于

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china5e.com/show.php?contentid=59125) 中国天然气定价机制改革建议 华贲华南理工大学天然气利用研究中心 快速发展天然气是中国到2030年应对气候变化和持续发展的最重要举措[1] 气候变化是当代面临的最严峻挑战之一.化石能源的过度使用加速了气候变化和地球表面人为的升温过程.科学家预测,当前地球生态的警戒线是控制大气中CO2浓度不超过450ppm,以把1850年以来的地表温升控制在2℃以内;

一旦超过2℃的 非线性气候引爆点 ,就会朝着6~7度的严酷升温发展,全球变暖将无法控制;

导致物种甚至人类毁灭.此外,气候变化导致的风暴、热浪、洪水、冰灾等灾害也正在加剧.然而近年来CO2的排放仍呈加速的趋势.2008年,全球CO2的总排放量已达300亿吨/年,大气CO2浓度已达400ppm.人类迫切需要有一个共同的国际协议来划分责任,落实避免灾难的规划和进程. 1997年的《京都议定书》,要求发达国家在1990年基准上,2008~2012年的5年间减排5.2%.2007年的《巴厘行动计划》提出了提高终端利用能效,提高电网效率,加速以天然气替代煤,发展可再生能源,工业和发电用能产生的CO2的扑集、利用和封存(CCUS)等7项减排措施,和到2030年世界CO2减排到230亿teCO2/a的具体目标[2].2009年12月将在哥本哈根举行的会议是一次更加重要的人类共同行动.目标是使全球CO2排放浓度将在2020年左右达到峰值(450ppm),以后逐步降低;

底线是控制温升不超过2℃. 按照这些强制减排目标的措施,可以估算出2030年相应于230亿teCO2/a(人均2.8吨)的排放控制目标,世界240亿吨标煤[3](人均2.9tec/p.a)的一次能源的具体构成大致应为:非化石能源占40%,石油和天然气30%,煤30%,但是煤的一半须采用CCS利用.由于能源资源禀赋的局限和完成工业化的需要,中国能够做到的能耗构成是:非化石能源27%,石油16%,天然气17%,煤40%(其中近一半、约12 亿t/a采用CCUS利用);

详见下表. 表1 碳排放控制的中国2020--2030-2050年能耗及构成的估计 项目时间

2020 %

2030 %

2050 % 煤 (亿t/a / 亿tec/a) 26.2 / 18.4

51 24/16.8

40 20.2/14.4

32 石油 (亿t/a / 亿tec/a) 5.0 / 7.2

20 4.7/ 6.7

16 4.4 /6.3

14 天然气

40 / 5.0

14 56 /7.1

17 56 /7.2

16 (100bcm/a /亿tec/a) 其它(亿tec/a)5.4

15 11.4

27 18.0

38 (水电、核、再生) 总计(亿tec/a

36 100

42 100

45 100 文章[1]详细论述了中国实现这个目标的可能性.其中的一个最重要的论点就是,在2030年之前提高能效、减排CO2的最有力的措施是加速发展天然气.文章分析道:2008年中国94%的GDP是近18年新增的.其中相当大一部分是从国外(成套)引进的的先进技术和设备.但总能效却比国外低13个百分点之多;

其重要原因与中国一次能源中煤占近七成有关.中国煤电占78%,而煤电转换效率约35%,天然气联合循环发电效率则可达55%以上.天然气冷热电联供系统(DES/CCHP)的能源利用效率更在70%以上;

CO2排放却只有煤电+燃煤锅炉的1/4.中国本世纪初才发展天然气,比世界晚了30年.经过几年的努力天然气在一次能源中的比率才从2.7%提高到3.5%,远低于世均的23-25%.尽快发展天然气乃是中国实现表1中的目标的最重要保证.主要战略措施包括:⑴、作为主要工业燃料(包括68万台小锅炉中的8成)的煤(占全国煤耗30%,其余55%发电,15%制水泥)尽可能采用集约化的天然气DES/CCHP替代[2];

(2)占建筑物耗能80%的采暖、空调、热水和占14%的用电,尽可能用天然气DES/CCHP集约化高效联供[3];

(3)占中国1.3亿t/a柴油耗量近40%的中、重型卡车,改用高效、廉价、低排放的LNG车,(还可大幅度降低石油对外依存度,保障能源安全)[4].这3项技术在发达国家已经开发和成熟应用,但还没有充分推广.如果中国能够随着天然气的快速普及而同时普及推广这些技术,就能真正发挥 后发优势 ,实现 跨越式发展 .文章对2020年中国天然气的供应来源和市场容量进行了仔细的分析.认为,以国产大气田为主,大力开发非常规天然气(占2/3以上),加上进口管输气和LNG(占1/3以下);

那么,天然气从2008年约800亿m3/a,12年后到2020年增加3200亿m3/a达到4000亿m3/a ;

进而到2030的10年间再增加1600亿m3/a达到5600 亿m3/a是可以实现的. 纵览世界天然气下游市场用户分布,结合中国国情,可以把中国天然气下游市场用户分为发电 、民用、工业燃料、商住能源、交通燃料、工业原料等6类.研究表明,如果能够克服目前还存在的机制和法规方面的障碍,实现健康发展,这6类用户到2020年的 潜在市场需求大致为:发电900亿m3/a、民用800亿m3/a、工业燃料1000亿m3/a、商住能源

800、交通燃料

270、工业原料130,总量4000亿m3/a.基本上与供应一致. 当前天然气价格乱局严重阻碍下游市场用户拓展[3] 当前国内的天然气价格呈现的 乱局 的表现五花八门:川、陕、新等产气地区当地用户,西东一线用户,价格很低(西东一线价:化肥和城市燃气―0.56元/m3,工业用气0.96元/m3);

大鹏LNG一期照付不议协议用户,价格也很低(1.5-1.6元/m3);

而后来的福建、上海等进口LNG价格越来越高.LNG罐箱车运用户价格随国际贸易价格波动极大;

前几年1.2―2.5元/m3;

2008年曾高达6元/m3.下游各类用户价格倒挂:一些城市工业用户气价经远高于民用户.究其根源,在于下列两点:

1、上游定价机制脱离市场规律和资源优化配置原则 1)、占产量绝大多数的大气田国产天然气至今仍然沿用非市场定价机制[5];

即按照成本加适当利润,由发改委定价.2007年8月提价后,出厂价也仅为1 元/m3左右,严重偏低. 2)、进口管输天然气的价格,按合同需参照国际市场价格定期谈判修订,不确定性相当大;

总体上大大高于国产气价.进口LNG除深圳大鹏和福建莆田以外,后来的项目价格都较高,而且参差不齐. 3)、这种 一气一价 、内外气价 双轨制 的价格机制,使不同气源到达一个地方的价格差异甚大,导致市场紊乱.以进口土气为主的西二线到达东南沿海时的门站气价可能高达3元/m3以上,近70%的下游用户无法承受. 4)、国产大气田的低出厂价格使产气地区低价消费,已造成相当程度的浪费;

更严重制约着中国最有潜力天然气资源--中小气田和丰富的非常规天然气资源的投资开发和进入市场,影响长期供应保障. 可见,沿用至今的定价机制虽然在过去几年推动了中国天然气的快速发展,但在当前从国际市场多源进口的新局面下,已不适应,并成了价格乱局的根源

2、获准特许经营的燃气公司对下游用户任意定价 1)、不少地方城市燃气公司给工业用户与居民炊事用的天然气同价.还有的工业气价比民用气价还高,民用气价2.0 - 3.5元/m3,而工业气........