能源多元化遭遇天然氣考驗

氣價激漲與“氣荒”頻仍，向以增加天然氣使用為重點的能源結構優化政策提出挑戰

位于廣東的國內第一個引進LNG（液化天然氣）試點項目預計在4月開始進氣，并自6月正式對外供天然氣。據悉，其中70％將用于燃氣發電。對于仍然面臨天然氣短缺困擾的南粵而言，這無疑是一個令人興奮的消息。

然而，廣東油氣商會會長梁承娛卻不無擔心：“（國內）其他燃氣發電廠的氣源還是存在問題。針對目前廣東0.46元/度的上網電價，目前（廣東）這個LNG項目的氣價是可以承受的。而一旦以后的項目談判價格提高，燃氣發電廠將難以承受”。據梁透露，目前其他多數引進LNG項目的談判，由于價格的原因均進展不大。

據悉，廣東LNG試點的氣源是在2002年談成的——廣東大鵬液化天然氣有限公司與澳大利亞方面簽署了長達25年的購氣合同，價格約3美元/百萬BTU，這也是目前亞洲市場的最低氣價。

“當時的價格是在國際氣價較低的背景之下達成的，現在要再達成這一價格，幾乎是不可能的……LNG項目最大的制約是價格。”中國石油經濟技術研究中心專家劉克雨告訴記者。

“氣荒”突至

中國的能源緊張和結構問題，正在從更多的方面表現出來。在“煤荒”、“電荒”以及局部地區出現的“油荒”后，自2005年下半年，中國大部分地區再度遭遇了“氣荒”。

2005年9月，海南省天然氣市場率先出現價格異動，瓶裝液化氣價格突然大幅上升；10月底，陜西省西安市的天然氣供應出現明顯短缺。國務院領導對此給予批示，要求“一定要保證民用供氣”，國家發改委副主任歐新黔當即在西安進行缺氣狀況的調研。

11月后，液化氣漲價風潮開始向全國多個省市快速蔓延——廣東、海南、廣西、福建、上海、江蘇、山東、河南、遼寧、陜西、重慶、西藏，液化氣價格大幅上漲。至此，國內天然氣的供求矛盾已成為全局性問題。國家發改委遂召集“氣荒”情況較為嚴重的九個省區，舉行了專門的協調會。

2005年末，在發改委舉行的“煤電油運”座談會上，來自全國不同省份的與會代表紛紛提出，煤電和運輸的緊張態勢基本得到緩解，但與此同時，天然氣短缺帶來的生產上和居民生活矛盾已日益突出。例如，由于“氣荒”，有的燃氣公司因無法按合同供應，被用氣企業告上了法庭；為了應對“氣荒”，一些燃氣公司將生活用氣進行不同程度的稀釋。

“老百姓都在抱怨——炒菜變成了煮菜。”一位來自西部地區的代表說。

“中國天然氣短缺的情況較為嚴重，而且在未來一段時間內難以緩解。”中國城市燃氣協會秘書長遲國敬告訴《財經》。

天然氣是清潔能源的代表，已經開始更多地進入發電等生產領域。自2003年“電荒”問題浮出，燃氣電廠已經成為許多地方積極發展的電力項目。截至2005年底，全國發電裝機容量達到50841萬千瓦，其中，燃氣發電占到總容量的大約為2.1％，發展速度相當快。

同時，燃氣電廠的建設和發展，業已受到“氣荒”的明顯制約。由于天然氣供應量不足，華東和南方地區有相當數量的新投產燃氣發電廠無法正常生產，導致不少燃氣電廠投產之日便成為虧損之時。其中，僅華東一地，去年就有400萬千瓦新建投產的燃氣機組因燃氣供應不能保證而無法投入運行，占全部燃氣發電能力的40％左右。今年，預計華東地區無法投入正常生產運行的燃氣機組將達到600萬千瓦。

至于曾作為中國天然氣管道建設標志性工程的“西氣東輸”，從2004年底正式商業運營以來，即面臨供給跟不上需求的局面。

據悉，河南的鄭州燃氣公司和安陽彩玻集團均為“西氣東輸”工程的最早用戶，原計劃到2007年的用氣量分別為2億立方米和2.7億立方米，但實際上，兩家用戶在2005年的實際需求就已達到2.2億立方米和2.7億立方米，大大超出此前的預計。“西氣東輸”工程的最大用戶——上海市，原計劃在2005年的使用量為7億－10億立方米，實際需求為15億立方米，超過上限近50％。

據有關專家介紹，“西氣東輸”工程完工后，將在沿線建設多座增壓站，對管線進行壓縮加密，使得最大年輸氣能力提升至170億立方米。但下游市場61家用戶近期經過自我評估后，其匯總數字為2010年總需求298億立方米。

“我國天然氣需求呈爆炸式增長。”中國石油天然氣規劃總院院長王功禮說。預計2004年－2020年間，需求平均增速將達11％－13％；到2020年，全國天然氣需求可望超過2000億立方米，比現在的300億立方米增長五到六倍。屆時，即使東海天然氣田加大產能，中原、蘇北油田的天然氣以及陜京管線予以“支援”，市場缺口也將非常大。

“批零倒掛”

2005年以來，隨著國際原油價格不斷攀升，具有比價效應的天然氣價格也開始不斷走高。同時，由于國內天然氣定價機制尚不完善，導致天然氣銷售中與成品油極為相似的“批零倒掛”一幕不僅再度上演，而且加速了“氣荒”的到來。

在目前全國液化氣市場供應總體構成中，三分之一來自中石化，三分之一來自中石油、中海油等，三分之一依靠進口。在華東、華南等地，進口液化氣已超過60％。廣東全省目前有2900萬LPG(液化石油氣)用戶，需求的80％依賴國外進口，12％從外省購買，本地三大煉化廠——中石化廣州分公司、中石化茂名分公司、中石化湛江東興石油企業有限公司——只能供給8％左右的用氣量。

實際上，早在2004年，國內天然氣銷售價格已經出現了“倒掛”。其時，中石油、中石化兩家公司天然氣平均出廠價格為592元／千立方米（不含增值稅），僅相當于美國天然氣井口價格的37.3％；與日本、韓國、歐美當年的進口LNG的到岸價相比，僅為它們的41.7％、40％和45.2％。

據發改委的監測數據，2003年，國際市場原油、天然氣、發電用煤三者之間的比價關系已經升至1∶1.04∶0.25，而國內這三種資源比價關系仍停留在1∶0.41∶0.41，中國的天然氣價格明顯低于國際市場。

于是，當國際上的天然氣期貨價格屢次沖到12－14美元／百萬BTU（大約折合3.57－4.17元人民幣/立方米）且僅為出廠價時，國內很多地方的企業和居民消費價格，仍維持在1元/立方米左右的低位。

例如，目前天然氣加氣站的價格是汽油價格的45％。在西安等地，對于既可以燒油又可燒氣的出租車來說，后者比前者平均每天節省80元錢左右，出租車于是成為天然氣的“忠實用戶”。

由于天然氣價格持續看漲，不少液化氣進口商開始采取低庫存策略，對海外采購采取極為謹慎的態度。除了合同訂單，這些進口商開始大幅減少進貨量。一些進口碼頭控制供貨，只對合同用戶供貨，個別碼頭甚至開始停止供氣。

海關統計顯示，自2005年7月始，液化石油氣進口量開始停滯不前，10月和12月甚至出現了10萬噸左右的下滑。此外，以中海油為首的國內油氣進口巨頭也對天然氣進口戰略采取了審慎的原則。

據外電報道，中海油由于未能同以雪佛龍公司（Chevron Corp.）為首的高更（Gorgon）氣田所有者就天然氣價格達成一致，于2005年底放棄了購買該油田的天然氣。最后，雪佛龍公司與日本大坂天然氣公司等三家日本公用事業公司簽署了總值約為75億美元的25年期合約。

據了解，中國早期簽訂的LNG協議的價格約為3美元/百萬BTU。隨著越來越多的國家不斷增加天然氣的進口以替代石油，LNG價格上漲了數倍之多，中國天然氣進口商的價格空間被大大壓縮。

有專家指出，日本公司之所以能夠承受更高的價格，原因在于可以把成本的上升轉嫁給消費者。而在中國，由于電力和其他燃料的零售價設有上限，天然氣的主要使用者燃氣電廠無法有效消化原料漲價成本，而不得不放棄生產。

中石化經濟技術研究院副總工程師曹曉告訴《財經》記者，國內天然氣價格偏低，一方面使得在天然氣供給中“三分天下有其一”的進口商失去了進口的動力，另一方面，也影響了天然氣開發企業的積極性；“當一種資源的價格偏低、特別是低于國際市場價的時候，直接會影響開發企業的投入。這是一個規律。”

國務院發展研究中心副主任劉世錦則認為，在市場經濟條件下，資源約束問題很大程度上是價格問題。緩解資源緊張的一個基本方法，是“要讓價格起作用”。

“（氣荒）問題的產生，給我們一個警示。”國家發改委一位主要負責人在“煤電油運”座談會上指出，“我們要共同研究這個問題，對問題進行總結。”

“缺口”何在

加大國內產出，遂成為應對不斷增長的天然氣需求的另一途徑。

國土資源部油氣資源戰略研究中心副主任車長波指出，2005年國內天然氣產量在500億立方米左右，新一輪評價結果則顯示，2005年至2020年，中國天然氣探明儲量持續增長，年均探明4000億至5000億立方米。同時，天然氣國內供應量也將快速增長，預計2010年達到900至1100億立方米，2020年達到1500億至1700億立方米。

然而，據國務院發展研究中心一位專家介紹，天然氣的生產特點，決定了緩解“氣荒”要比緩解“煤荒”、“電荒”更困難。“解決‘氣荒’需要有比較長期的投資過程，譬如開發新氣田、修建運輸管道都將耗時甚久，并不是增加投入馬上就能增加產出的。”

發改委一位官員表示，天然氣的消費增長過快，是出現“氣荒”、造成天然氣供應缺口增大的另一重要原因。據發改委統計，2004到2005年，中國天然氣生產增幅大約為15％左右，同時天然氣消費增長已經達到了25％。在北京、上海等城市，天然氣的消費增長幅度更高達30％以上，個別地區甚至達到38％。

發改委副主任歐新黔則指出，在一些大中城市，出于環保、節約土地等方面的考慮，取暖改燒煤為燒氣；有的產煤區也棄煤用氣，進一步增加了天然氣的供應壓力。“天然氣產業上、中、下游的發展并不均衡，”中國石油經濟技術研究中心專家劉克雨說，“近年大量的天然氣應用項目上了之后，給行業帶來很大的矛盾。”

“我國天然氣的利用、規劃與天然氣的產出能力之間不夠匹配——在天然氣供應大于需求之時，各個地方都要搞天然氣的利用。但在項目上馬之后，天然氣又會出現供不應求。”中石化經濟技術研究院副總工程師曹曉對《財經》表示。

此外，一些專家指出，缺乏在天然氣方面的能源儲備的長期規劃，也是中國面對“氣荒”而措手不及的一個重要原因。

此前，為了進口液化天然氣，中國三大石油巨頭曾宣布將建造總共約20座接收站。而截至目前，只有中海油一家正式宣布，2006年將在廣東投產中國第一個液化天然氣接收站。該站是中海油和英國石油公司（BP）的合資企業。

此外，中海油與英國石油公司準備在上海等地再興建若干天然氣接收站的計劃，目前尚未獲得政府的最后批準。

能源結構再思考

由于國際油價長期居高不下，加之環保壓力不斷增大，全球對于更清潔能源的使用已然十分迫切。作為“清潔能源”的天然氣需求增長強勁，已被公認為21世紀消費量增長最快的能源。

天然氣在一次性能源消費中的比重將越來越大。據權威機構預測，2010年，全球天然氣消費量將達到3110億立方英尺（約合88億立方米），在一次性能源消費中的比例達到25％，2050年這一數字將達到30％。屆時，天然氣將完全取代石油或與石油持平，成為第一大能源。

對于“能源消費結構亟待優化”的中國，天然氣的開采和利用顯然負有重要使命。2004年，中國能源消費總量達到19.7億噸標準煤；在能源消費結構中，煤炭所占比重盡管有下降趨勢——由1990年的76.2％降到2004年的67.7％，但仍然是絕對主力。如何解決工業發展中長期存在的高耗能和高污染問題，進一步優化能源消費結構，始終是困擾中國經濟發展的大問題。

同時，中國天然氣的利用遠低于世界平均水平。目前，全球天然氣占能源消費總量的24％，我國只有3％左右，甚至低于印度的8％。

2000年推出的“十五能源規劃”顯示，2000年，中國一次能源銷量總量為11.38億噸標準煤，其中煤炭占62.74％，石油占25.83％，天然氣占2.99％，水電及核電等占到8.44％。預計到“十五”規劃期末即2005年，中國一次能源消費總量將約為13.02億噸標準煤，其中煤炭占57．58％，石油為26．34％，天然氣占5.62％，水電及核電等為10.46％。

顯然，天然氣作為替代煤炭的清潔能源，在“十五”規劃中的設定增長速度是最快的，增長率達到87％，遠超過石油、水電以及核電。另據中國石油天然氣規劃總院院長王功禮介紹，天然氣在能源消費結構中的比例在2020年的目標為10％。

但是，現實狀況似乎并不樂觀。發改委投資研究所政策研究室副主任王元京認為，近年來，中國煤炭、水電、天然氣的消費結構呈逆向變動。煤炭生產在一次性能源生產中的比重為75.6％，比2000年的66％提高了近十個百分點；天然氣生產所占比重達到3.0％，比2000年下降0.4％，“煤炭、水電和天然氣在一次能源生產結構中的比例，并沒有得到優化。”

發改委能源研究所的一位研究員則指出，近年來，由于天然氣短缺，中國一直沒有真正把能源結構的重心轉移到發展天然氣上。只是在局部的能源布局中，一些相對發達地區的地方政府開始比較注重發展天然氣等清潔能源項目。上海曾表示，將力爭使天然氣在上海全市能源消費中的比重，從2003年的1％提高到2010年的10％。

去年12月26日，醞釀已久的發改委關于天然氣價格的調整方案出臺——天然氣出廠價格由政府定價、政府指導價并存，統一為實行政府指導價，同時調高了天然氣的出廠價格。方案顯示，根據不同油田供氣情況，各油氣田提供工業和城市燃氣用天然氣出廠價格每千立方米提高50元至150元；化肥用天然氣出廠價格每千立方米提高50元至100元。

據發改委測算，提高天然氣出廠價格后，居民每戶用氣月支出僅增加3元左右，但調價政策公布當天，許多地方的銀行門前便排起了長隊——居民們成千度地購買天然氣。

“考慮到消費者的承受能力，此次提價的幅度并不大。國家傾向于漸進式改革，即一點一點地提價。”一位石油行業的專家分析指出，“目前成品油和天然氣都是國家指導價，從長遠來看，必須實行市場化價格——國家不再對價格進行干預……現在還只是向這個方向走，但幅度還不夠。”

據發改委一位高層人士透露，目前國家解決“氣荒”的思路是，一方面加強老油氣田的挖潛改造，另一方面加快新油氣田的投產，適當壓縮油田自用氣等以期增加天然氣供應量。同時，國家將強化天然氣的需求側管理，優先保障民用氣源，并做好資源的供應協調。

據悉，各省市已被要求“調節各自的能源結構，嚴格控制新上項目”，這成為應對“氣荒”的又一措施。其中，新上項目的條件之一，是需有資源供應方的合同。

然而，要真正根除“氣荒”考驗，達成2020年天然氣消費在一次性能源消費中占比10％的遠景，中國確乎需要解決的問題還很多。