对话国际燃气联盟主席李雅兰：储能技术决定天然气未来

  12月4日，国际燃气联盟（IGU）主席李雅兰在联合国气候大会现场对话财经十一人。摄影/唐绚

  甲烷是第二大温室气体，20年水平的全球增温效应是二氧化碳的84倍。天然气的主要成分就是甲烷，天然气行业的碳排放除了燃烧产生的二氧化碳，甲烷泄漏也是重要的排放源。

  化石燃料的退出前景也始终是气候大会上的核心争议。在本次气候大会上，主办国阿联酋提出了一揽子气候应对方案，这中间还包括《石油和天然气脱碳》。占全球石油产量40%的50家石油公司签署了该，这中间还包括一家中国公司振华石油。

  迪拜时间12月4日上午，由国际燃气联盟（IGU）参与主办的《中国甲烷控排努力、进展和机遇》主题边会在COP28中国角召开。会后，国际燃气联盟主席李雅兰接受了《财经十一人》专访。

  李雅兰认为，天然气作为最低碳的化石能源，其竞争对手不是新能源而是储能，具备系统调节能力的天然气是新能源发展的伙伴，而同样具备调节能力的储能技术的发展速度决定了天然气的未来。

  李雅兰认为国际天然气市场的供应紧张还将持续两到三年，随着上游投资扩产逐步落地，国际市场有望在2025年左右实现新的平衡，而中国将在国际市场中扮演逐渐重要的平衡者角色。

  《财经十一人》：COP28主席国提出了《石油和天然气脱碳》，目前中国的三桶油并没有加入，您怎么看？对于燃气公司来说，一般从哪些环节去减碳？

  李雅兰：现在油气行业有各种各样的减排组织、倡议、联盟等，中国很多的企业，比如三大石油央企，以及北京燃气等城市燃气企业也都参加了不同的组织，暂时没有参与《石油和天然气脱碳》不代表不重视这个工作。现在标准比较多，不同组织的关注点也不一样，它的基础数据标准也不太一样，而且《石油和天然气脱碳》刚刚起步，大家需要从不同的角度来分析与自己企业的相关性，现在这个工作还在进行中，所以目前阶段没有参与不是一个最重要的事情。

  天然气行业的温室气体排放最重要的包含两部分，一个是二氧化碳排放，一个是甲烷排放。

  二氧化碳排放来自天然气的燃烧，只要它是个完全燃烧的过程，二氧化碳的排放量就是个定数了。这部分碳排放量能够最终靠 CCS或者CCUS去实现碳中和。另外在用户终端使用上，需要提高设备的能效，提高能源使用效率，减少能源消耗。

  对于甲烷，从天然气整个产业链来说，上游生产领域排放的甲烷更多一些，下游相对较少。上游企业采用无人机，激光雷达等进行甲烷排放检测，通过伴生气回收技术减少油气田燃除（开采过程中的天然气伴生燃烧）;采用低功率燃气轮机和等离子点火燃烧技术减少天然气的放空（直接排放）、提高火炬燃除效率等;对下游燃气企业来说，也要摸清底数，搞清楚不同环节上甲烷的泄漏量有多少，比如管道漏损了多少，在燃气管道施工和维修的过程中泄漏了多少等？数据清楚了，治理起来就能够对症下药。

  而且，保证燃气整个运行系统不泄漏，不仅是气候变化问题，更是安全问题。城燃企业都会配专用的泄漏检测车进行巡检，察觉缺陷随时处理。对于施工和维修作业，要最好能够降低甲烷排放，通过机械封堵设备，保证在施工中尽可能地减少甲烷泄漏。

  《财经十一人》：对于天然气的未来，在能源转型的大趋势下，一般认为它是过渡能源，这个过渡期有多久？在能源转型中的角色是怎样的？

  李雅兰：首先天然气是过渡能源这个定义我不太认可，或者至少在现阶段我不认可。我认为天然气作为可再次生产的能源的最佳伙伴，还会长期存在。

  长远看，天然气的角色更多地取决于储能技术的发展，如果储能技术发展的足够快，成本能达到可接受的程度，天然气的角色就不重要了，但是目前我们还没看到这样的可能性。

  天然气有强大的储存能力，不仅有时调节能力，日调节能力，还有季节调节能力，这是一个巨大的规模。目前各类电力储能规模对于整个能源系统的平衡来说微不足道。随着可再次生产的能源的发展，可再次生产的能源在电力系统中的比例越大，需要的储能规模就越大。如果大规模储能发展的不够快，就需要其它能源来帮助电力系统解决季节调节问题，天然气将在其中承担重要角色。

  就中国的情况而言，天然气占能源结构中的比例还很低，风电、光伏的比例也不高，新能源的利用小时数也比较低，未来天然气和可再生与能源都有很大的增长空间，天然气是支撑可再次生产的能源发展的最好的能源品种。

  《财经十一人》：2021年以来整个油气上游领域的投资都在恢复，但曾经积极投资新能源的一些油气公司放缓了对新能源的投资。您对此怎么看？中国、欧洲、美国的大型油气企业，在转型路径各有什么特点？

  李雅兰：能源企业满足经济社会持续健康发展对能源的需求是它的重要职责之一，尤其是现在可再次生产的能源还不能满足社会需求时，一旦供应紧张，油气企业就需要加大投资，增加供给保障社会需求。

  油气公司都在探讨转型，但是转型路径也有不同。一些欧洲石油公司原来确实有一个比较宏大的可再次生产的能源资本预算，现在不能说他们没雄心了，实际上他们也一直在做可再生能的投资，但是它毕竟刚刚起步，基数低，发展壮大还需要一些时间。从战略的角度看，这些欧洲石油公司在发展新能源上没有过大的退缩。

  美国公司更关注CCS（碳捕捉和封存技术）。近期美国又批准了新的油田开发项目，新的液化天然气出口项目的建设，美国石油公司还是认为油气会在相当长的时间内发挥重要的作用，所以他们更重视CCS。

  中国的油气公司是两个方向的工作都在做。比如中石油，有做新能源的较好的基础，它旗下油气田地域较广，资金实力比较雄厚，开发了很多新能源项目。同时三桶油也是中国油气甲烷减排联盟的发起单位，也在做CCS和甲烷减排。应该说中国油气公司既有欧洲公司在新能源上的布局，也有美国公司在CCS上的探索。

  《财经十一人》：俄乌冲突导致欧洲的LNG（液化天然气）价格波动非常大。您认为全球天然气供需紧张周期还会持续多久？

  李雅兰：2022年天然气紧张最直接原因当然是俄乌冲突，欧洲减少使用俄罗斯的管道天然气，导致LNG价格高涨。但实际上，全球天然气紧张从2021年下半年就开始了，因为前几年天然气勘探开发投资减少，导致天然气供应量减少，俄乌冲突加剧了天然气市场的供需失衡。

  俄乌冲突前，虽然整体上全球天然气供应有所减少，但是那是一个缓慢的过程。俄乌冲突后，尤其是北溪管线被炸后，欧洲市场突然少了几百亿立方米的天然气供应，市场反应异常激烈，价格暴涨。要补充这个缺口大概需要两三年的时间，因此全球天然气供应紧张的局面还会持续两三年。

  天然气行业是一个长周期的产业，从市场上供不应求到加大勘探开发投入，再到增加供应，至少需要两三年甚至四五年的时间。从2021年开始，全球油气行业的投资开始增加。2023年油气行业的投资比2019、2020年有很大增加。估计大概需要两、三年左右的时间天然气市场会实现再平衡。

  另外，欧洲减少使用俄罗斯的管道天然气后，采取一些其他的措施替代天然气，比如说采取可再次生产的能源替代天然气，甚至也用煤替代天然气。这些措施发挥了一定的作用，弥补了一些欧洲天然气的供应缺口。

  在天然气行业投资增加和欧洲天然气替代这两个因素影响下，乐观估计，如果2025年是暖冬，2025年就能轻松实现燃气市场的基本平衡，最晚2026年能重新达到平衡。再平衡的结果是供应相对宽松，价格回归理性。

  《财经十一人》：市场达到新的供需平衡之后，全球市场天然气价格会如何变化？对不同市场有哪些影响？

  李雅兰：价格是供需决定的，只要供应上来了，价格就应该会回到一个是合理的的水平。当然，大宗商品的价格不完全是由市场决定的，还会受其它因素的影响，比如地理政治学，比如气候政策等。

  天然气的全球贸易是两种方式，一种是管道天然气，一种是液化天然气。过去亚洲天然气价格相对来说比较高，欧洲价格相对低，是因为欧洲大量使用俄罗斯的管道天然气，有了这个基础保障后，它对液化天然气的需求不大。亚洲这边，中国情况好一些，至少有中亚和中俄管道天然气，日韩没这个条件，只能用液化天然气，因此亚洲溢价就高一些。未来中国还有可能建设新的天然气进口管道，进口更多的的管道天然气。当然，规划中的中俄新天然气管道能够向中国供气还需要一定的时间。

  中国的天然气需求潜力还很大，目前我们的能源结构中煤炭占到50%以上，天然气只有8%，世界中等水准是24%，美国、欧洲已超越30%。

  《财经十一人》：在天然气市场格局方面，以前欧洲是国际天然气贸易市场的平衡者，现在包括国际能源署等机构觉得中国正在取代欧洲成为新的平衡者，您怎么看这种变化？

  李雅兰：我比较同意这个观点。要做市场的平衡者，首先市场要足够大，相当于有一个大的蓄水池。过去，中国天然气市场规模比较小，容量比较小，在全球市场上的比例有限。这几年来，中国天然气市场整体的体量变大了，进口量在全球市场的比例也增大了，中国就成为了新的平衡者。

  不过，现在中国和欧洲的角色也不是完全互换的，欧洲还有一定的平衡作用，因为欧洲的LNG需求量比原来有了较大增长。

  另外，平衡者还要求拥有较强的天然气储存能力。欧洲的天然气储存能力大概占其总消费量的25%左右，中国的天然气储存能力一直较弱，现在中国正在大力新建储气设施，等到中国的储气能力达到某些特定的程度后，就会发挥更强的平衡者的作用。

  《财经十一人》：去年冬天河北又出现气荒，下游城燃价格倒挂是很重要的原因，您认为中国的天然气市场机制和价格机制还需要做哪些改革？

  李雅兰：上一轮的天然气产业改革将上游和中游分离，都形成了较强的国家监管，有明确的定价机制和投资回报机制。

  虽然在国家的定价机制里，对下游燃气企业的投资收益率也有明确的规定，但是下游燃气企业的管理与上、中游不是一个体系，城燃企业都是由地方政府直接管理的，而且市场主体特别多、小而分散。大的城市燃气企业，比如北京、上海直接由直辖市政府管理；小的燃气公司，可能由县一级政府或者一个开发区政府来管理。地方政府确定燃气的价格时，考虑的因素比较多，比如本区域的价格承担接受的能力、招商引资、CPI水平、社会稳定等等。因此，天然气是一个产业链，但是管理是分开的，价格调整是由不同层级的政府分别确定的，这是最主要的原因。

  这轮改革希望形成3+1+X（3指上游是三大石油公司，1指管网环节的国家管网公司，X指下游的燃气销售公司），但实际市场格局是3+1+3+X，气源分配还是由三桶油销售给下游的燃气公司。

  这样的格局下，上游3+1总共就4家公司，而下游大大小小的燃气公司有3000多家，下游公司的体量、能力、水平等方方面面和上游企业差距太大，很难博弈，下游企业在与上游企业的价格谈判中也处于弱势。

  由不同的政府部门分别管理同一个产业链的不同环节，很难形成统一的改革思路。在理顺市场机制的情况下，上游涨价的时候，下游应该同步顺价，但实际很难做到，很多地方调价还需要开听证会。个别城燃企业情况稍微好一些，上游涨价之后可以顺到工商业用户，但是大部分的城燃企业就没那么幸运。返回搜狐，查看更加多