双碳目标下中国天然气行业发展机遇与挑战.docx

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双碳目标下中国天然气行业发展机遇与挑战

摘要

目前我国二氧化碳年排放量约100亿吨,约占全球二氧化碳排放总量的30%,其中煤炭是最大的二氧化碳排放来源。

能源结构转型是实现“双碳”目标的必然路径,低碳能源天然气将在能源转型中起到桥梁和支撑作用,发展空间广阔。

但我国天然气产业也面临一些问题,包括国内基础设施有待进一步完善,进口LNG资源采购缺乏有效统筹,天然气下游配气环节改革有待推进等。

建议国家和地方政府加大鼓励天然气消费,供气企业进一步提升天然气的供应能力与经济性,进一步深化天然气下游领域改革,逐步实现天然气配售分离,助力我国“双碳”目标完成。

01

天然气将在能源转型中起桥梁和支撑作用

能源消费结构如何转型?

关键是在保障国家能源供应安全的前提下,控制高碳化石能源消费,发展低碳化石能源和非化石能源。

非化石能源必将迎来持续快速增长;煤炭和石油消费增速已进入降档阶段,作为二氧化碳主要排放来源,应逐步被天然气、非化石能源替代。

天然气将在能源转型中起到桥梁和支撑作用,尤其在碳达峰阶段(2021-2030年),天然气是保障能源安全、能源结构转型、能源供应清洁化的现实选择。

电力领域——天然气发电有较大提升空间

在电力领域,天然气发电具有独特的低碳、调峰优势,能够有效助力电力绿色转型。

当前,电力碳排放在我国能源排放中占比40%左右,电力领域减排对我国碳减排意义重大。

根据国家能源局《2021年能源工作指导意见》,2021年电能占我国终端能源消费比重力争达到28%左右,较2020年目标提高一个百分点。

未来我国电能占终端能源消费比重将进一步提升,降低电力领域碳排放将是碳中和的重点领域,快速减少煤电、提高非化石能源发电占比是电力领域减排的主要方向。

根据国家统计局发布的《中华人民共和国2020年国民经济和社会发展统计公报》,2020年末我国全口径发电装机容量约22亿千瓦,其中并网风电装机容量2.8亿千瓦,并网太阳能发电装机容量2.5亿千瓦。

据中国电力企业联合会《2020-2021年度全国电力供需形势分析预测报告》,截至2020年年底煤电装机占比约49%。

目前,全国天然气发电装机容量刚突破1亿千瓦,天然气发电装机占比仅4.5%,有较大提升空间。

就非化石能源发电而言,过去10年间,风光发电成本快速下降,当前我国陆上风电成本为0.3~0.6元/千瓦时,光伏发电成本一般在0.3~0.8元/千瓦时,已接近平价上网,随着技术进步,非化石能源成本将持续下降。

预计“十四五”期间,我国非化石能源规模快速增长,在碳中和背景下,有望在“十四五”期间摆脱补贴依赖,迎来市场化建设高峰。

参考中国光伏行业协会、《风能北京宣言》等观点,乐观预计在“十四五”末,风电、光伏发电两者累计装机容量将由5.3亿瓦增加至12亿瓦左右。

但未来15年,仅依靠非化石能源发电不能满足中国庞大的电力需求,而且非化石能源发电受气候环境影响大,间歇性、随机性和反调峰的问题突出,而目前储能技术尚在发展阶段,因此非化石能源发电离不开大量化石能源发电的协同。

“十四五”期间应实施更加严格的控煤措施,给天然气发电预留一定空间。

因为与煤电相比,天然气发电不仅能够减少碳排放,而且能够大幅减少氮氧化物等污染物排放,且天然气发电调峰能力更强。

据测算,一座2×460MW9F级燃气电厂,年利用小时数2500小时,相比煤电可减排二氧化碳89万吨/年;年利用小时数4000小时,相比煤电可减排二氧化碳约142万吨/年。

按燃气发电约占总装机容量及总发电量的30%计算,中国如将相应比例的煤电替换成气电,相比现在可减排二氧化碳约7.6亿吨/年。

与煤电相比,天然气发电具有启停时间短、爬坡速率快、调节性能好等调峰优势,是配合风电、光伏发电的最佳途径。

近两年,天然气发电已在我国发电侧的实际运行中起到重要调峰作用。

2020年12月至2021年1月,在国内经济加快复苏、全国大范围强降温的背景形势下,全国日最高用电负荷超过夏季峰值,日最高发电量已接近夏季峰值,全国20个省级电网用电两位数增长。

而电力供应侧,煤电供应趋紧,风电、光伏发电因自身间歇性特点难以增量。

在此情形下,天然气发电充分发挥调峰作用,在国家部委协调和国内供气企业共同努力下,全国天然气日供气量突破13亿立方米,确保了我国天然气发电的用气需求,有效缓解了我国电力供应紧张的态势。

未来,随着风电、光伏发电的大规模扩张,电力需求波动将更加频繁,此类调峰可能成为常态。

非电领域——天然气在城市燃气、工业、交通领域仍有广阔空间

在城市燃气领域,根据国家统计局数据,2010-2019年,我国城镇人口由6.7亿提升至8.5亿,城镇气化人口由1.9亿提升至3.9亿,居民用气量也由227亿立方米提升至488亿立方米。

随着城镇化进程不断推进,城镇气化人口和城镇人口气化率不断提升,未来居民用气仍将稳定增长。

国家能源局公开数据显示,2020年底北方地区清洁取暖率达到约65%,天然气采暖仍有较大的发展空间。

在工业领域,例如钢铁、冶金等碳排放大户,电气化仍面临技术可行性挑战,难以取代化石能源消费,天然气作为清洁的化石能源,相较煤炭具有独特优势,工业领域煤改气应当持续快速推进。

在交通领域,虽然路面运输(公路、铁路)电气化水平持续推进,但发展仍存挑战。

一方面新能源应用存在技术和应用场景局限,另一方面,电动汽车虽然用户端排放相对清洁,但考虑全生命周期,清洁化程度仍有待提升。

在重卡和船舶等重型交通工具燃料选择上,电力作为动力存在局限,充电时间长,且电池太重,传统汽油、柴油排放污染高,而LNG具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、污染少的优点,加快发展LNG车船加注有利于减少碳排放,应大力鼓励发展。

02

我国天然气发展空间预测

天然气供需预测

从消费侧来看,“十三五”期间,我国天然气消费整体保持快速增长,从2015年的1932亿立方米增至2020年的3237亿立方米,复合增长率11%,在一次能源消费中占比由2015年的5.9%持续提升至2020年的8.3%,但与国际平均水平24%相比仍有较大差距。

2020年,全国天然气消费量3237亿立方米,其中工业用气约占36%,城市燃气占28%,电厂用气占比17%,交通用气占比10%。

在“双碳”目标下,按照部门分析法进行预测,2025年我国天然气消费量达到4500亿~4800亿立方米,一次能源占比10%左右;2030年或可达到6000亿~6500亿立方米,一次能源占比13%左右。

从供应侧来看,历经20多年发展,我国已形成由国产常规气、国产非常规气、进口管道气、进口LNG等多气源供应的格局。

在国产气方面,增速整体不及天然气消费增速,近两年我国天然气上产速度加快,2020年产量1926亿立方米,已连续4年增产超过100亿立方米;进口管道气方面,主要来源于中亚气、缅气以及俄气,近几年供应占比保持稳定,2020年供应量475亿立方米;进口LNG方面,近几年在需求快速增长、国产气增速有限的情况下,供应占比从2016年的16%攀升至2020年的28%,是主要增量气源之一,是冬季保供的主要气源,为我国天然气安全稳定供应发挥着重要作用。

随着天然气产供储销体系建设,预计到2025年,我国天然气资源供应将超过4650亿立方米,同时调峰能力进一步提升,支撑天然气产业健康可持续发展。

随着国产气增储上产持续推进,预计我国天然气产量将由2020年的1926亿立方米增至2025年的2300亿立方米左右。

进口管道气增量主要为俄气和中亚气,预计2025年达到950亿立方米。

对于进口LNG而言,当前我国LNG接收站建设如火如荼,规划新建或扩建接收站达35座之多,新增产能达1.2亿吨/年,预计“十四五”末我国LNG接收能力将超过2亿吨/年,为扩大进口LNG规模提供了设施保障,同时国际产能充裕,预计2025年LNG进口量或超1亿吨(1400亿立方米)。

天然气替代煤炭的不同情景

“十四五”是碳达峰的关键期和窗口期,加快低碳能源天然气对煤炭的替代,能够有效助力早日实现碳达峰,并降低峰值,为碳中和的实现争取更多时间。

未来10年,天然气消费量主要取决于天然气替代煤炭的程度和速度,按照上述天然气供需预测,并在天然气替代煤炭基准情景下,即煤改气政策按照当前的情况进行预估,2025年、2030年我国天然气消费量分别为4500亿立方米、6000亿立方米;在天然气替代煤炭乐观情景下,即按照工业、采暖等煤改气进一步加快进行预估,2025年、2030年我国天然气消费量分别为4800亿立方米、6500亿立方米。

《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》要求,“十四五”末单位国内生产总值能源消耗降低13.5%,2025年、2030年非化石能源占能源消费总量比重提高到20%、25%左右。

考虑上述指标,参考未来我国GDP增速情况(GDP增速按照2021年8%,2022-2025年平均5.4%,2025年GDP为135.4万亿元,单位GDP能耗按照2025年比2020年减少16%),预计到2025年我国能源消费总量约55.8亿吨标准煤;2030年我国能源消费总量约59.9亿吨标准煤(“十五五”期间能源消费增速按照1%)(见表2)。

在天然气替代煤炭的乐观情景下,2025年能源消费产生的二氧化碳排放量比基准情景下降0.4亿吨,2030年能源消费产生的二氧化碳排放量比基准情景下降0.7亿吨。

03

我国天然气行业面临的挑战

国内基础设施有待进一步完善

2018年以来,在国家的督促协调下,地方政府及三大石油公司重视基础设施建设,成绩显著,但设施能力仍显不足。

一是我国天然气管道仍无法满足市场需求。

截至2020年,全国在役天然气管道12万千米,一次管输能力3400亿立方米/年,天然气管输能力仍显不足,且互联互通不够,尤其是“最后一公里”建设的滞后制约了下游用户消费的需求。

二是储气调峰能力不足。

目前,我国已形成储气能力250亿立方米,工作气量147亿立方米,仅占我国天然气消费量的4.5%,远低于国际12%~15%的平均水平。

在进口LNG储存能力方面,我国LNG接收站数量少、单体规模小、储存能力有限。

单个LNG接收站配套储罐2~4个16万立方米的储罐,与同是LNG进口大国的韩国、日本相去甚远,韩国最大的平泽LNG接收站拥有23个储罐,日本袖浦LNG接收站拥有35个储罐。

我国天然气消费具有明显的季节性,尤其在冬季北方采暖期间,天然气供应紧张的情况时有发生,未来随着天然气消费规模扩大,储气调峰能力亟需提升。

进口LNG资源采购缺乏有效统筹

近几年,在国内天然气需求快速增长、国产气增速有限的情况下,进口LNG供应占比从2015年的13%攀升至2020年的28%,是主要增量气源之一,我国天然气对外依存度已提升至40%以上。

获取供应稳定、价格公正合理的进口LNG对保障天然气供应至关重要。

一方面,中国已是第二大LNG进口国家,但在国际LNG市场上尚未获得与进口规模相当的话语权。

随着我国LNG接收站的开放,会有更多主体加入LNG进口行列,容易哄抬国际采购价格,若不尽快建立有效协同机制,极有可能在该领域重蹈此前“铁矿石”国际采购的覆辙,最终导致国内终端用户承担不利后果。

另一方面,国内资源生产与国际资源引进协同性有待进一步提升。

三大石油公司的国产气开采成本相对稳定,但国际市场LNG价格变化剧烈。

当进口LNG价格低于国产气时,大量引进低价国际资源可以惠及下游用户。

2020年国际LNG市场供大于求叠加新冠肺炎疫情影响,东北亚地区现货价格(JKM)创下历史最低记录,3-10月价格区间低至2~4美元/百万英热单位。

在此情形下,引进更多的低价LNG现货资源,或可有效降低下游终端用户用气成本。

天然气下游配气环节改革有待推进

近年来,我国油气体制改革不断深入,各项举措有序推进,纵观我国天然气产业链,上游和中游环节的改革成效已初步显现。

上游领域投资利好政策持续出台,油气勘探开发已逐步放开;国家管网公司已顺利组建,天然气长输管线、LNG接收站等中间基础设施全面开放。

但目前我国仍需

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