近期，天然气价格疯涨，美国天然气价格较去年5月翻了2倍，其中纽约天然气价格达4.38美元/百万英热单位，相当于我国的0.94元/立方米；亚洲天然气价格翻了6倍，其中日本天然气（JKM）价格达32.5美元/百万英热单位，相当于我国的6.97元/立方米；欧洲天然气期货价格翻了10倍，其中英国天然气交易中心价格达12.77英镑/百万英热单位，相当于我国的3.77元/立方米。在这种情况下，业界“低价天然气时代已经结束”的论调逐渐占据主流，这不禁让人联想，天然气是否已进入高价时代？我国今冬是否会发生气荒？应如何应对？
（来源：中国能源报 文 | 朱金宏 冯连勇）
供需严重失衡
欧洲天然气供应严重短缺。2021年，全球主要天然气产地受新冠肺炎疫情影响，未恢复预期产能，再加上全球迎来6年来的最热夏季，欧洲天然气库存频频告急，比2020年同期减少250亿立方米，约为德国年消费量的1/3，已达十年来的最低点。
高昂的碳排放权交易价格下，欧洲发电企业为降低成本，严重依赖俄罗斯进口天然气（进口量已远高于欧洲的生产量）。近年来，欧洲的天然气产量不断下降，荷兰格罗宁根气田（欧洲最大气田之一）因地震提前关闭，挪威天然气供应因疫情中断。同时，2021年7月，俄罗斯天然气公司发生火灾，经乌克兰输送欧洲的天然气中断……多种因素加剧了欧洲气荒，天然气供应量已降至3年来的最低点。俄罗斯BCS全球市场高级石油和天然气分析师罗纳德·史密斯表示，欧洲通过进口LNG保障冬季供应的措施为时已晚，当前德国、英国、西班牙电力供应价格已达20年来的高峰。
亚洲进口需求抬高了天然气价格。亚洲是天然气的主要进口地区之一，随着中国实现疫情的严格管控，较早开始复工复产，天然气需求也随之快速增加。但同时，能源企业缺乏资金扩大天然气产量，供应捉襟见肘。因此，在亚洲进口大量天然气的情况下，供需矛盾凸显，带动了天然气价格从1.2元/立方米涨至6.97元/立方米。现任迪拜BEnergy Solutions DMCC 执行董事莎拉·贝赫贝哈尼表示，欧洲需在寒流来临前提高天然气储量，同时，亚洲也要避免冬季气荒，两大市场对LNG的争夺，共同抬高了天然气价格。
美国高价天然气加重了电力供应负担。在高温下，美国加州暂停了绿色行动计划，水电断供，并提高了气电供应，致使天然气供应量大幅增加。当地政府已宣布电网进入紧急状态，临时新建了5台30万千瓦的燃气发电机组，并暂时取消空气质量规定，以优先保障电力供应。
天然气投资未及时跟上
2020年的疫情管控，使得全球天然气需求量放缓，且当年夏季较低的气温也使欧洲天然气消费量未达预期，呈总体锐减态势。同时，在亚太地区严格的疫情管控与低油价影响下，天然气处于较低的价格区间，但随着2021年经济复苏，需求一路走高。
尽管2021年天然气需求高涨，但能源企业仍不愿投资扩充产能。究其原因，天然气投资回报具有不确定性，资本市场为规避能源转型风险，纷纷退出化石能源业务。如2020年以来，除卡塔尔外，几乎没有新的LNG出口项目获批准；各国政府不透明的降碳政策影响能源企业投资发展；页岩油气企业降低增产的成本支出，避免出现供过于求、价格滑坡等问题；天然气管道项目在疫情下难以推进……可以说，正是在天然气需求快速增长、供应不增反减的背景下，极端天气进一步放大了天然气价格波动。
能源转型加剧天然气供应短缺
天然气作为清洁的化石能源，同等热值产生的碳排放仅为煤炭的一半，在我国碳中和目标下，天然气将加速替代煤炭、石油，满足能源转型中的总量增加与存量替代需求。国际能源署认为，天然气是通往能源低碳化的必经之路，是风能、太阳能等非化石能源体系成熟前，进行能源转型的有力支撑。
基于碳达峰、碳中和目标要求，“十四五”期间我国能源结构将加快转型。其中，碳达峰强调先立后破，即新的需求要以清洁、高效、低碳的能源来满足，逐步取代污染、低效、高碳的能源，而天然气替代煤炭则能实现国内能源“双保障”，即保障转型中的能源安全、保障高比例新能源接入后的电力稳定供应。碳中和目标将加速气电替代煤电、气化工替代煤化工，这使得天然气占比在2040年前将持续提升，但全球天然气产能有限，从而加剧了供应短缺问题。国家能源局的统计数据显示，为实现碳达峰、碳中和目标，2021年工业生产新增用气为150亿-180亿立方米，发电行业新增用气为100亿立方米，交通、化工领域天然气增量为20亿-30亿立方米。
在碳中和目标下，天然气需求不断提高，作为替代高碳能源的最优选择，致力能源转型的国家都将增加天然气进口以替代煤、石油等传统能源，这进一步加剧了天然气供应短缺问题。中国海油集团能源经济研究院院长王震表示，天然气需求将在未来十年快速增长，到2035年我国天然气需求量将达5500亿-6000亿立方米。
今冬气荒将无法避免？
国家能源局的公开数据显示，2021年上半年天然气市场需求同比增长21.2%，较2019年同期增长23.5%，其中，工业生产用气同比增长26.6%，贡献率达44.7%；发电行业用气同比增长15.2%。天然气产量同比增长10.9%；天然气进口量同比增长23.8%，其中LNG进口量同比增长27.8%。
国内LNG价格飙升，同时，由于应急供应的管道燃气数量有限，大量城市燃气公司进入LNG市场。与2017-2018年的价格波动不同，2021年的价格飙升并非暂时现象，终端用户并未因价格变化减少天然气使用。国家能源局石油天然气司在《中国天然气发展报告（2021）》中提出，天然气价格波动明显加剧，冬奥会与采暖季用气高峰叠加，对冬季天然气保供提出了更高要求。预计2021年我国天然气消费量将达3650亿-3700亿立方米，而2020年国内天然气产量仅为1940.1亿立方米，供应缺口占总需求的47.21%。由此可见，在天然气需求大增的趋势下，国内产能不足、大量依赖进口的供给结构将影响我国天然气战略。
今夏我国气电试点地区的电力供应紧张，暴露了天然气短缺的事实。以广东省气电项目为例，2021年5月中旬，面对经济复苏和气温回升带来的巨大电力需求，水电不足加剧了省内燃气机组供应压力。6月，广东省发改委暂停气电低价上网，允许全程平价上网，新的电价结构大幅提升燃气发电的成本空间。但即使用电主体愿意承担“高价电”，我国也不可能在天然气储备不足的情况下，实现从煤电到气电的转型。而且，由于短期内我国无法实现大量天然气储备建设，若进口气仍维持高价，那么冬季供暖期间的天然气短缺问题将无法避免。
首先要加强储气能力建设
由于天然气储备不足和需求季节性波动，我国冬季供气受限问题将长期存在，为此，“十四五”相关政策已将储气能力建设列为优先事项。中国能源研究会常务理事李俊峰强调：“目前中国天然气储备能力太低，相较发达国家还有一定差距。在应对周期性价格暴跌或暴涨时，几乎束手无策。价格低迷时，无法扩大进口；价格高企时，又不得不进口。”
8月27日，国家能源局宣布油气资源“全国一张网”初步建成，我国基本实现油气资源数据的总体把控，但储量不足已成为市场化交易的“卡脖子”问题。目前我国天然气储量不到需求的10%，远低于15%的市场化水平，尚且无法保障天然气供应安全，更难以在局部放开市场化交易，令国家油气管网规划之初的“管住中间，放开两头”的设想大打折扣。未来在加强下游环节市场化的进程中，最先暴露的问题将是交割时的“无气可储、无处储气”。
而且，天然气需求东移后，生产与消费的空间跨度较大，而当前新能源技术进展缓慢，非化石能源难以支撑能源结构快速转型，天然气价格波动影响将更加凸显。若我国不能尽快构建天然气储备体系，为能源转型提供稳定、低碳的能源供应，将在转型过程中受制于人，难以保障人民的基本生活需求，无法支撑生产制造体系发展，进而影响经济发展。
如前所述，在天然气供需失衡、价格波动尚未产生更大影响以前，我国应警惕冬季气荒，提高国内天然气储备能力，推广并建设大量分布式储气站，保障能源安全。同时，通过储气技术研发、管理信息系统协调，联通分布式储气点，实现储运环节的灵活管理、即时调峰、库存预警、用能规划等功能，支撑全国能源转型。
（作者供职于中国石油大学(北京)）
