天然气定价机制亟待规范

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1、中国能源报/2012年/4月/16日/第014版油气天然气定价机制亟待规范需按市场机制尽快理顺下游不同价格用户华南理工大学天然气利用研究中心主任华贲当前，中国经济稳步快速增长，但由于基数大，能耗年增加量越来越大。2011年总能耗达到34.89亿吨标煤/年，年增加2.39亿吨标煤/年。最新指标煤炭耗量“封顶”在39亿吨/年，比2010年净增8.5亿吨/年。但是，“十二五”规划新增电力耗煤7亿吨/年，现代煤化工项目耗煤6亿吨/年，已超过8.5亿吨/年的净增量，还不包括增量经济大部分所在的新开发工业区和城区的燃料煤。这样一来，新区占终端耗能80%的工业和建筑物耗能只能靠天然气，然而只

2、靠天然气替代煤，难以保障能耗增长的需求，更重要地应靠提高能效。如何提高天然气利用能效？发达国家30年来的成熟经验是，发展分布式冷热电联供DES/CCHP。长期以煤为燃料的中国能效为36.8%，低于世界平均水平50%13个百分点，靠发展DES/CCHP提高能效潜力极大。“十二五”规划在占天然气耗量60%以上的发电、工业、建筑物燃料市场，大规模发展天然气DES/CCHP替代煤，是提高能效的历史性机遇。经测算，DES/CCHP需要约100GW的装机容量。中国如何在短期内达到这个目标？现行价格机制是天然气市场拓展的症结在当前全球化的国际能源贸易格局下，我国石油对外依存度已超过50%，国

3、内的成品油消费价格，已“与国际接轨”。天然气国内消费价格在近年来进口占比快速增加情况下也在逐渐攀升。国内工人1小时最低工资能够买到的天然气数量只有OECD（经济合作与发展组织）国家的1/6。这是由于经济发展程度不同、货币汇率差所导致的。而由于我国煤炭基本自给，天然气却需要部分进口，因而在一个相当长的历史时期内，我国天然气/煤等热值比价大于2（OECD国家为小于2）的局面难以改变。这使得我国天然气6类下游市场用户对天然气价格的承受能力因替代物不同而异：发电和工业、建筑物以及分布式能源用气主要替代煤，难以承受；民/商用气替代LPG，可以承受，替代煤则难以承受；交通运输燃料替代汽柴油

4、，承受能力最强。所以天然气价格制约市场拓展的主要是占60%以上的发电和燃料用气。有人不解，为什么美国等发达国家的DES/CCHP绝大部分都是小、微型的，却也都能有很大的经济效益。而中国的DES/CCHP项目却迟迟不能快速发展，特别是大部分“楼宇型”、“用户型”DES/CCHP都会赔钱？从宏观技术经济条件的角度分析，就会释然。以美国同中国来比较，两国工人工资以本国货币计算，差不多都是几千元/月。但美国发电和33工业用天然气价只有20-30美分/m，中国却高达人民币2-3元/m。另一方面，DES/CCHP的核心设备——天然气燃气轮机或内燃机，在美国是用美元计价的，进口到我国后其人民

5、币价格又升了6-7倍。所以，同样的系统构成在OECD国家经济效益良好，在中国却不好，尽管在我国其它设备和施工费用较低。有人把DES/CCHP难以发展，归因于发电不能上网。其实，这不是关键因素。因为按照上述天然气价和设备的国内实际价格来核算，我国天然气分布式能源项目发电成本，已经超过了现行的气电上网价格，上网售电也是亏损的。以目前全国气电装机容量最大的广东省为例，即使是规模最大、联合循环效率达到50%以上第1页共4页的9F、9E机组，也要依靠0.2-0.3元/kWh不等的补贴才能运行。效率低、单位投资高数倍的小机组就更不用说了。有人尝试分布式能源孤网运行，发电自用、替代价格较高的

6、网电。但是在一个有限的小区域内，要让DES/CCHP系统能够随着昼夜、四季冷、热、汽，特别是电的需求数量和比率的实时变化而达到供需平衡，并有可靠的保障，是极其困难的。因此，中国不能照抄国外的模式，必须依据国情探索自己的发展之路。在近10年的探索中发现，提高天然气能效和经济性、降低成本的内部因素有：区域DES/CCHP设备规模大、效率高、单位投资低；区域较大，包含的冷、热、电、汽需求负荷多，时间特性能够互补，系统效率较高；尽可能采用国产设备，可大幅度降低成本；系统规划设计集成优化水平和运营管理水平，对效率和经济性影响很大。但即使上述因素都做得很好，许多时候外部因素还是决定性的，如

7、天然气价VS上网电价。要使中国DES/CCHP能够快速发展，必须解决这个关键问题。对于电价存在着一个中国特有的历史机遇：近半电力要“西电东送”，负荷中心供电可靠性保障堪忧；可再生能源发电、特别是风电、核电快速增长，电网昼夜调峰压力越来越大。OECD国家可用天然气发电调峰，但中国的天然气纯调峰电站在经济上不可行。建在负荷中心的区域性分布式能源，若按16小时/天运行、夜间停机，并采用电网的低谷电制冷，可起到双向协同电网调峰的作用，极大改善供电可靠性，也就可以争取较高上网电价。在目前我国工业耗电量