今年9月，国家主席习近平在第75届联合国大会期间提出，中国将提高国家自主贡献力度，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。碳中和是能源革命战略的延伸和深化，远期深刻改变能源结构，绝大部分化石能源消费都将转变为可再生能源，对天然气是利空的。近期，特别是“十四五”期间是起跑阶段，需要为碳中和及能源转型做准备，对天然气是利好的。
天然气行业正在迎来重要的战略发展机遇期，但其发展也面临国内资源勘探开发难度大、成本高、国际地缘政治格局深刻调整、可再生能源快速发展等诸多挑战。
“十四五”期间天然气行业发展机遇
“十四五”期间我国天然气行业发展面临一系列机遇和挑战。从发展机遇来看，一是中国经济长期向好，天然气需求内生增长空间广阔。中央持续深化放管服改革，推进更高水平对外开放，构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局；“50万亿”新基建、投资与消费两大引擎将有效拉动“十四五”中国经济发展，从而有效拉动包括天然气在内的清洁低碳能源需求刚性增长。
二是国家实施清洁低碳发展战略和严格的生态环境保护政策。用不到10年时间使碳排放达峰，再经30年实现碳中和，对我国应对气候变化工作提出了更高要求。天然气发电投资成本低、运行灵活，其在能源转型中的桥梁作用和在电源中的支撑作用长期内不会改变。国家“十四五”能源和生态环境规划等将提出碳达峰和碳中和的具体路径，从而推动天然气消费需求持续增长。
三是产供储销体系建设加快推进，产业发展基础日臻完善。近年来，我国天然气产供储销体系建设步入快车道。2019年国内产量增速10年来首次突破两位数，达到11.5%，增储上产迈上新台阶。天然气干线管道里程超过8.7万公里，一次输气能力逾3500亿立方米，构建了天然气进口四大战略通道及西气东输、陕京线系统、川气东送、西南管道、东北管网等全国性管网系统。建成LNG接收站22座，接卸能力9000万吨/年。建成大港-华北储气库群、文23、相国寺、呼图壁等27座地下储气库，形成有效工作气量102亿立方米。
四是油气体制机制改革关键性政策落地。上游领域，自然资源部《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》规定自2020年5月起开放油气勘察市场，境外进口资源取消准入门槛。中下游环节，2019年5月《油气管网设施公平开放监管办法》印发，同年12月国家石油天然气管网公司挂牌成立，今年10月实现独立运营，天然气管网、LNG接收站等设施更加公平开放。价格方面，今年3月发改委新版《中央定价目录》取消了天然气门站定价，仅保留对管输价格的管制。天然气行业迎来“主体多元、统一开放、充分竞争、有效监管”新时代。
五是全球天然气资源供应宽松且价格处于低位。2019年全球天然气总液化能力达4.3亿吨，2020年有望超4.5亿吨，已建和在建LNG工厂基本可满足2025年前市场需求。受新冠肺炎疫情影响，今年东北亚LNG现货价格一度跌破2.0美元/百万英热，“十四五”期间国际天然气价格或将持续低位运行，为我国扩大天然气利用提供有力支撑。此外，“十四五”期间中俄东线输气量将陆续增加至380亿立方米，稳定的资源和较有竞争力的价格将激发我国东北地区的市场潜力。
我国天然气行业发展面临何种挑战？
在看到我国天然气行业发展机遇的同时，一些可能会对其发展构成挑战的因素也不容忽视。
首先，国际政治经济格局深刻调整，给我国天然气进口稳定带来不确定性。目前，我国天然气对外依存度达到了43%，2035年可能升至60%。新冠肺炎疫情持续蔓延，全球产业链、供应链持续遭受严重冲击，主要国家经济陷入低迷，全球贸易争端加剧等因素给我国天然气进口的稳定带来不确定性。
其次，作为主要利用领域的燃气发电面临风电和光伏发电的冲击。风电、光伏发电的经济优势正在凸显，已成为全球新增电力装机的主流。2019年中国风能和太阳能装机双双超过2亿千瓦，装机占比达20.6%，已建立起支撑可再生能源规模发展的产业基础。天然气发电需要在与可再生能源融合中寻求发展空间。
此外，交通领域方面，天然气汽车面临电动车及氢燃料电池车的竞争。据工信部规划，2025年我国新能源汽车销量占比将达25%，2030年增至40%。专家预测未来2-3年氢燃料电池将在商用车领域快速渗透，5年后进入乘用车市场。CNG汽车已处于萎缩中，LNG汽车替代重型柴油物流车虽可较好满足国六排放标准，但容易受气与油比价的制约，还需政策支持。
我国石油企业如何在碳中和愿景下推动天然气业务发展
面对碳达峰和碳中和战略，我国石油企业何去何从？笔者认为，首先，石油企业须加快业务转型升级。积极顺应《巴黎协定》要求，加快调整生产方式减少碳排放，已成为绝大部分国际石油巨头的共识。越来越多的石油公司正在加大对零碳业务的投入，如壳牌提出到2030年前后成为全球最大的公用事业公司之一，道达尔积极发展光伏和储能等业务，Equinor大力发展海上风电，各大石油公司也都在积极开展CCS技术研发。
一方面，在传统油气业务方面，重点发展天然气及相关业务，同时要更加注重节能和提高能效，利用可再生电力减少碳排放，积极参与碳汇交易。另一方面，抓住窗口期发展可再生电力、生物沼气业务，逐步将新能源业务培育为公司新的增长点。此外，未来能源发展将由资源依赖型向技术依赖型转变，通过技术的不断更迭实现能源替代成本的降低。石油企业具备资金实力，研发能力强，未来应在CCS、CCUS和氢能技术研发利用方面加大投入，通过产学研结合为我国绿色低碳发展做出应有贡献。
其次，产业链上中下游企业共建和谐天然气生态圈。目前，油气体制机制改革的主要政策已经落地，国家管网独立运营为新的市场参与者提供了机遇。国际LNG资源充足且价格创历史新低，新进入或正在谋划进入资源供应主体近30家，我国天然气市场竞争已提前进入白热状态。新的市场格局下，上中下游各方互相渗透，传统供用气企业的客户关系需要重塑，由原来单纯的买卖关系变为竞合关系。上中下游各方须通力合作，包容发展，共同维持产业健康稳定发展。
再次，大力推动天然气与可再生能源融合发展。虽然中国碳中和目标实现主要依靠可再生电力，但风光发电存在间歇性和不稳定性，在利用上难以与负荷匹配的缺陷。天然气发电启停快、应急能力强，可为新能源规模高效利用提供重要支撑。传统调峰型燃气电厂和热电联产型电厂在经济上缺乏竞争力，发展空间受到限制，需要与可再生能源融合发展寻求突破。
预计“十四五”后半程，中东部沿海省份电力电量供应将出现较大缺口。建议在粤港澳大湾区、长三角等东部沿海风力资源较好地区，结合海上风电规划开展天然气与海上风电一体化多能互补试点，实现气电与可再生“打捆就地消纳”。在京津冀鲁、长三角、中南等大气污染重点防控区，支持发展天然气热电联产和分布式能源，助力当地分布式光伏发电消纳。在青海、甘肃、内蒙古等气源地，配套集中式风电和光伏发电项目，建设一批燃气电厂，通过气电与可再生的“打捆外送”，在为当地新能源项目有效运营提供支持的同时，实现天然气资源的价值最大化。
最后，国家层面宏观统筹天然气资源进口，保障行业可持续发展。国际LNG现货价格下行，吸引了各类资本争先恐后投资LNG接收站建设。根据各地已建、在建及正在开展前期工作的LNG接收站项目情况，2025年全国LNG接收站规模有望达到2亿吨。新上项目较少在国际上签订资源长期采购协议，多通过现货或中短期协议临时性采购，但是这种靠现货增加市场供应、刺激消费的格局存在极大的安全风险。建议国家统筹市场需求与资源供应，合理布局LNG接收站，避免大量基础设施建成后闲置造成浪费。另外，应将签订一定比例的中长期资源采购协议作为核准LNG接收站的条件，避免我国市场LNG对现货的高度依赖，保障民生用气的稳定供应。管输企业和资源供应企业应寻求合理模式，共同承担资源进口成本和民生供气责任，以保障整个天然气行业的健康可持续发展。
