能源转型过渡期的思考
双碳目标是应对气候变化寻找能源转型的伟大战略决策，它的提出适逢全球经济包括我国经济增速放缓，疫情又阻碍经济复苏的时机，无疑给沉寂的社会经济各界注入一剂强心针。间歇式能源风电光电成本近年大幅降低，绿电通过电解制氢既解决了自身上网难的问题又使绿氢成本下降，目前国内发展绿氢以及灰氢、蓝氢的声音此起彼伏，给人的感觉是中国正在跑步进入零碳时代。
面对发展新能源的举国热潮，我们有必要冷静理智的思考，在新能源的商业化还有相当长的一段路程时，如何对待传统能源？特别是传统能源中相对清洁的能源？
任何伟大的变革离不开社会舆论的正确引导，显然我们没有为这场变革做好思想准备，目前舆论场的某些言论有失偏颇。例如某院士会议上在谈到能源转型时说到“以电力系统零碳转型为中心，各个用能部门相互配合实现零碳转型，燃油、燃气领域维持现状，逐渐减少而不是发展和增大”；再如某大学研究院院长在会议上说“30年以后煤矿产业，石油和天然气产业几乎不复存在”。
两位专家的言论代表了目前一种典型思潮，一是必须立即转入以电力为中心的用能模式，二是宣告了化石能源的生命周期。在国内煤电占比70%左右的能源供应现状下，急骤转向电气化，实际上仍是以煤代煤。我们需要的是结构性替代，首要的任务是让用煤量和用油量减下来。30年后化石能源不复存在的言论太主观武断，人类离开化石能源的生活至少在目前是不可想象的。碳中和不是碳灭亡，双碳行动必须循序渐进理性发展，极端冒进不仅是对油气产业造成打击，与能源转型不利，更重要的是对经济社会的稳定发展不利。
化石能源是我国能源的基石，由高碳能源到零碳能源，必然有一个过渡期。在过渡期除做好化石能源的使用约束、排放约束、排放利用以及发展碳汇林业外，重要的是做好两个结构性替代，一个是以新能源（如风、光、氢能）逐步替代化石能源，这是一次性替代；一个是以相对低碳能源替代高碳能源，因为零碳能源不能商业化应用，这是过渡性替代。至于过渡时长目前难以预测，在新能源无法应用的领域也许长期陪伴，成为“碳中和”行动被中和的“碳”之一。
能源转型过程中，过渡能源的选择是从资源的供应规模及资源排放的清洁性、使用的便捷性、消费的经济性、供应的安全性等综合因素考虑，天然气是唯一可担此大任的能源。天然气对能源转型的重要性无须置疑，天然气在中国的发展却似乎生不逢时，煤炭（煤电）的强势地位、石油价格的时而低廉、新能源的突然降临，对天然气的发展都是挑战。发达国家的天然气市场已经成熟或基本成熟，我国的天然气市场尚处培育阶段。努力扩大消费量，壮大天然气产业，这是我国能源转型中不可或缺的一环。
天然气消费潜力巨大
天然气作为一种物质或者说商品，它的属性是燃料，是普普通通的燃料，而不是贵族商品。天然气在能源转型过渡期的作用应以燃料为主，最应先替代的是散煤（居民炊具、中小型锅炉、工业炉窑）散油（交通工具用油），因为这一部分分散流动难以治理。在关注引起全球温室效应的二氧化碳排放的同时，我们还要结合国情，关注我国的大气环境污染问题，如煤炭和石油燃烧排放的硫化物（SO2）、氮氧化合物（NOx）及颗粒物（PM）。
我国大气环境质量自从推动煤改气后有所好转，但十分脆弱并未从根本上改善。2017年气荒前后，天然气被某些舆论炒作为优质资源，提出解决供需矛盾的策略是优质资源优化配置，所谓优化配置实质上就是谁出价高给谁用。村村通的对象—低收入者农民被认为不该用气，工业煤改气一度叫停。减煤控油增气是我国关于环境、能源方面的基本国策，在能源转型的关键时刻，应该为这项政策正本清源，使其发扬光大，而不是一味的追逐时髦忘记初心。
天然气做燃料的优势是，做炊事燃料，温度上升快容易调节；做采暖用气，用于农户房屋保温效果好，适合于城市集中供热锅炉或热电厂；做交通燃料，特别是应用到重型交通工具上，比油清洁，比电池自身重量轻；做工业用气，适合于高温场所如工业炉窑，电燃料不能用作温度较高的场所。作为燃料根据使用的重要性来分，依次应是居民生活（包括采暖），公共福利单位，交通能源，工业燃料等，关于发电燃料及化工原料见后述讨论。
城市气化率是衡量一个国家城市现代化的标志之一，我国目前的气化率约为60%，欧美发达国家约为90%，发达国家的小型城镇基本做到镇镇通，管道四通八达。我国即将进入小康社会，改革的红利应该雨露均沾，农村居民连天然气都不能使用，是件不公平也是不可想象的事情。近几年村村通方面做了一些工作，但估计全国仍有一亿农户未用气。如果50%改用天然气，每户年炊事用气约300方，年采暖用气约1000方，全国农村年炊事和采暖用气需求将增加约650亿方。2020年的冬季供气再次紧张，部分原因就是煤改气农户开始接受用气采暖。
北方城市集中供热应使用天然气，京津冀等直辖市、省会城市已基本实现清洁采暖。但因管道不完善及价格等因素，北方大中城市集中供热仍约有30%用燃煤锅炉，估计年用煤量在一亿吨左右，若改用气，年需要新增800亿方。北方城市大约有30~40%使用燃煤热电厂供热，年用煤量约3亿吨。随着城市骨架的拉大，当初建在郊外的热电厂现在大都处于人口稠密的闹市之中，若50%改天然气，年需要新增1200亿方。南方城市这几年逐步开始城市集中供热或区域性供热，如贵阳、武汉、上海。笔者认为以采用天然气热电联产为佳，既替代了煤电又解决了供热需要。日常对医院、宾馆、工业等用户供应热水、蒸汽，冬季采暖。预计年用气量在200亿方左右。以上合计全国年集中供热将新增用气约2200亿方。
因大气环境污染原因，我国大中城市普遍限制柴油货车进城，内河沿海也在推动船舶清洁化。仅管电动重型货车和货运船舶已研发成功，但由于电池太重（约3吨多）使得货运量减少，以及充电时间长等原因无市场运营。全国目前约有700万辆重型货车，大约有50多万辆使用液化天然气（LNG），北方产煤大省如山西、内蒙、陕西、新疆，LNG重型货车占比60%~70%，南方地区占比约10%，南方地区LNG车辆保有量低的原因是LNG加气站不配套。一辆重型货车年行驶10万公里年用LNG30吨，如果350万辆改用气，年用LNG1.05亿吨，折1470亿方。全国内河沿海内贸船舶年消耗燃油1500万吨，如果50%使用LNG，年用量约85亿方，内河目前约有50艘LNG动力船。以上合计全国重型交通工具年需新增用气1555亿方，这是以气代油。
工业煤改气虽然自2017年后政府不实行一刀切，但因蓝天指数要求，各地仍设法推动工业煤改气。全国冶金行业和建材行业仍有小型锅炉、工业煤窑燃煤，年用煤量约1亿吨，若改用气年需新增天然气800亿方。
综上所述天然气新增用量：农村生活和采暖用气650亿方，城镇集中供热2200亿方，交通用气1555亿方，工业用气800亿方，合计5205亿方。
这是我国以气代煤代油的最后一场硬仗，这是任何新能源可能相当长的一段时间不能替代的刚需。关于天然气发电，行业内也有专家认为目前应大力发展天然气发电替代煤电，但笔者认为散煤散油燃料的替代供应未解决之前应慎用发电。如果用于发电，应优先用于替代城市煤热电联产项目。天然气化工亦应发展，在供量有限、成本偏高的这几年，天然气化工有些萎缩。在夏秋两季供大于需时，可大量用于天然气化工项目。笔者认为天然气化工将来是平衡夏秋与冬季峰谷的压舱石，但需要制定一些特殊的价格和供应政策，关于这方面的讨论见后述。
管住价格 培育市场 壮大产业
我国天然气的增长率2017年、2018年分别是14.8%、17.5%， 2019年、2020年分别是的8.6%、7.5%，分析这一组数字发人深省。前两年环保政策给力，虽价格一路坚挺，但依然欣欣向荣，后两年环保政策弱化，虽价格有高有低，但总体每况愈下。国内已有气田夏秋关井压产， LNG接收站气化规模日渐式微。价格偏高，供应不能保证，如此的游戏规则使用户望而生畏。天然气价格市场化的倡导者忘记市场经济最基本的原则即公平自愿，如果不是环保政策的强硬，前几年的繁荣是不可能的。
任何商品性能上即使占有优势，但大规模商业化应用还是取决于价格。正是价格市场化，使天然气行业从兴旺走向衰落。市场化不是解决供需矛盾的万灵之丹，那个“导师国”市场经济下的天然气（页岩气）发展一直是其他国家学习的榜样，去冬今春疫情下的停电停气，能源价格疯涨，出现冻死人的现象使世人惊呆。其国天然气的市场化历史将近半个世纪，比起我国经验不可谓不丰富，但残酷的现实打破了市场化的神话。面对几乎腰斩的天然气增长率，上游国企已认识到皇帝的女儿不是不愁嫁，主动出击寻求下游合作。这在一定程度上不能不影响上游企业（包括气田开采、陆地引进、LNG接收站）投资的积极性。
沉重的环境欠账，艰巨的双碳任务，中国天然气这个幼嫩的产业如果不从体制机制上深化改革，将难以担起过渡能源的大任。
中国天然气不宜走价格市场化的路子，笔者认为应实行“政府管制价格和政府监管市场”的方针。在价格管理上冬春防止任意涨价，夏秋防止恶意竞争。在气量分配上保证民生用气，供应紧张时按照国家发改委制定的《天然气利用政策》规定的利用顺序，依次切断非民生用气。为此建议将能源主管和能源监管分为两个独立部门，能源主管部门的职责是发展规划、政策制定、物价管理、宏观管理。能源监管部门的职责是独立监管，依法监管、政企均管。建议赋予国家管网公司一定的行政权，使之在运行机制、气源调配、管网发展等方面更为主动灵活，且有一定的权威性。对国家管网公司当然也要实行严格监管，以防止成为新的垄断实体。今天的管制是为了培育市场，为了明天更好的放开，不是某些人批评的“逆市场化”。参与主体多了，供需矛盾解决了，当然可以实行市场化。
供应的可行性及安全性讨论
前述为中国天然气消费预估了5205亿方的新增量，实行这个目标的可行性有多大？2020年的消费量是3259亿方。同比增长8.6%；天然气总产量达1888亿方，同比增长9.8%；进口量10166万吨，同比增长5.3%，对外依存度约45%。近两年的天然气增速下降，主要原因是价格问题，如果价格合适，天然气的需求量无疑有较大的释放。前述预估的新增量加上去年消费量是8464亿方，如果保持年10%的增长率，10年时间可以达到这个目标。
国内总产量按10%的增长率（2020年天然气产量增长率9.8%），10年时间产量可达4897亿方，此时需进口3567亿方，对外依存度可达42%。三条陆地进口管线、中俄西线的建设以及沿海现在运行的22座、正建的20多座LNG接收站，将为中国天然气消费提供有力的进口支持。供应安全是一个世界性难题，应该未雨绸缪，但不必操心过度。日韩两国均是LNG进口大国，对外依存度高达95%以上。可能有人提出日韩是那个“导师国”的同盟国，这话有一定的道理但不全有道理，经济利益的杠杆同样在盟国之间撬开间隙，如德国对北溪2号的坚持。世界秩序正在悄然生变，退一步讲即使因政治因素和环境因素造成进口困难并不可怕，天然气不是军事能源，我国自产气有能力保证14亿人民民生用气。冬季缺气还要加快储气库的建设，不断完善管网建设。
通过上述关于国内天然气新增消费量的预估可以看出，冬季采暖用气约2700亿方（农户500亿方，城市2200亿方）。天然气消费的峰谷值太大，北京冬季和夏季的日用气量之比平均值5:1，极端值是7:1；西安是7:1，极端值是10:1。
这是中国天然气供应的不可承受之重，即使加大储气库、调峰站的建设，输配管网的设计也不可能放大10倍建设。唯一的方法是推行峰谷价格，鼓励工业用户冬季停用少用，夏秋多用。天然气化工用气可以作为这一类用户，天然气化工目前用气占比18%，大约有530多亿方。对待此类用户甚至包括对季节性不敏感产品的其他工业用户，冬春两季供应紧张时动员这些企业将合同用量贡献出来，供方应给予一定的经济补偿或在夏秋两季降低价格促使大量用气。国家可给这些企业提供低息（或无息）贷款让其增加生产线，气源富余时开足马力扩大生产。这些企业实际起到了削峰填谷作用，有理由获得资金补偿或低价气源，也有利于上游健康发展，这是从运行机制上需要改革的事情。
