浙江省天然气利用现状与前景展望
1 天然气需求与利用现状
天然气可广泛应用于发电、热电联产、工业和城市燃气领域，根据相关规划和调研，到2020年，浙江省天然气需求近300亿m3。其中，燃气电厂和热电厂用气占需求的60%，城市燃气和工业用气占需求的40%。
浙江经济发达，增长强劲而资源短缺，能源对外依存度高达96%，能源消费以煤炭和石油为主，能源及电力供应未能满足市场的旺盛需求和长期增长趋势，能源瓶颈和环境压力对浙江经济可持续发展的制约日益突现。天然气作为一种清洁高效的优质能源，在全球范围内得到广泛利用，占全球一次能源消费的23.8%，2007年天然气在中国一次能源消费中的比重为33%，在浙江省仅为15%，见表1。根据相关规划，2010年天然气将占全国一次能源消费的53%，到2020年，天然气将占全国一次能源消费的10%。浙江省正在大力引进天然气，天然气将为浙江省的能源结构调整、环境保护和产业升级起到积极作用。
2004年浙江省引进西气东输天然气，揭开了浙江省大规模利用天然气的序幕，2006年东海天然气登陆浙江。近年来浙江省天然气市场快速发展，消费量逐年提高，经过4年的发展，天然气2007年已占全省能源消费的1.5%，见表2。 表1 2007年全球、中国及浙江省一次能源消费结构
表2 浙江省天然气历年消费情况
目前，浙江省天然气市场尚处于起步阶段，市场占有率还很低，市场也主要局限在杭嘉湖和宁绍地区，供应尚不能满足需求，电厂用气严重不足。市场的进一步拓展并覆盖全省有赖于引进更多的气源，包括川气、西气东输二线和进口液化天然气，最终形成陆上管输、海气上岸和进口LNG的多气源供应格局。
2 天然气供应
浙江省天然气的气源包括已经投产的西气东输天然气、东海天然气和将要引进的川气东送天然气、西气东输二线天然气和进口液化天然气。全省已有、在建、规划和计划天然气项目的总供应规模达203亿m3／a。
2.1 西气东输
西气东输工程是“十五”期间国家安排建设的特大型基础设施，西起新疆轮南，东到上海，将新疆塔里木盆地的天然气输往我国东部地区，沿线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海、浙江10个省区市，全长4000多km，设计年输量120亿m3，增压后可增供60亿m3／a。
2004年初，作为全省天然气总买总卖方的浙江省天然气开发有限公司与中国石油天然气股份有限公司签订了13.88亿m3／a的西气东输天然气采购协议，浙江门站初始价格为1.31元／m3，包括0.48元／m3的出厂基准价和0.83元／m3的管输费。西气东输管线增压后，向浙江的供应量可增加到18亿m3／a。西气东输天然气出厂基准价每年调整一次，调整系数根据原油、液化石油气和煤炭价格5年移动平均变化情况，分别按0.4、0.
2、0.4加权平均确定，相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。近年来的能源价格上涨使西气东输浙江门站气价保持上升趋势。西气东输天然气通过杭州—湖州天然气管道向湖州、杭州供气。半山电厂的进厂气价由最初的1.35元／m3上涨到目前的1.85元／m3。在杭州市场，居民到户气价为2.4元／m3，非居民到户气价为3.2元／m3。2008年底，德清——嘉兴天然气管线建成将向嘉兴市供应西气东输天然气。
2.2 东海天然气
20世纪70年代以来，在东海陆架盆地西湖凹陷先后发现了平湖、天外天、宝云亭、残雪、断桥、孔雀亭、武云亭、春晓8个油气田。其中平湖油气田于1998年底建成，1999年4月开始向上海供气。春晓气田群位于距宁波350km的东海大陆架上，包括春晓、天外天、断桥和残雪4个油气田。春晓气口群生产的天然气通过约350km的海底管线输送到陆上终端(浙江宁波春晓)天然气处理厂，完成处理后向钱塘江以南地区工业和民用用户供气。目前春晓气田群项目由中海油和中石化联营。春晓气田群于2006年2月投产，通过杭州——宁波天然气输气管道向沿线用户供气。杭甬线起始于东海天然气登陆点春晓，经宁波、绍兴至杭州崇贤的杭州——湖州天然气输气管道杭州末站，干线线路全长243km，2004年底开工建设，2007年7月全线建成投产。东海天然气浙江门站价格约为1.8元／m3。东海天然气供杭州——宁波天然气管道沿线电厂的气价为1.85元／m3。目前杭州 宁波天然气管道沿线居民到户气价为2.8元／m 3，非居民到户气价为3.4元／m3。达产后春晓气田群向浙江的供气规模为11.5亿m3／a。此外，在资源短缺和高油气价格的背景下，将重新启动东海瓯江凹陷的勘探开发。
2.3 川气东送
川气东送管道西起四川省普光气田，东至上海，全长1700多km，设计年输量120亿m3，增压后可达到170亿m3／a，由中国石化投资建设。项目以普光气田为主供气源，该工程在合理供应川渝用气的前提下，主要供应江苏、浙江和上海，兼顾沿线的湖北、安徽及江西。2007年8月开工，计划2010年全线贯通。川气东送工程计划向浙江的供气量为18.5亿m3／a，供气价格与西气东输工程相当。目前配套川气东送的杭州——嘉兴天然气管道工程正在开展前期准备工作。
2.4 西气东输二线
西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、江西、湖南、广东、广西、浙江、上海、江苏、安徽等14个省区市，全长9000多km，境外与横跨3国、同步建设的中亚天然气管道相连，设计年输量300亿m3，2008年2月开工，计划2011年全线贯通。
西气东输二线工程资源已经落实。主气源由土库曼斯坦阿姆河右岸130亿m3／a勘探开发项目和中国石油与土库曼斯坦国家天然气康采恩签署的170亿m3／a购销天然气协议2部分组成。2007年7月，中国石油天然气集团公司与土库曼斯坦签署协议，将通过中亚——中国天然气管道，每年引进300亿m3天然气。中亚中国天然气管道项目起自土库曼斯坦和乌兹别克斯坦两国边境的格达伊姆，途经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，最终到达新疆的霍尔果斯，并进入西气东输二线管道。按照中土双方确认的与国际油价挂钩的定价公式计算的出厂气价，加境外和境内管输费，西气东输二线浙江门站气价将在3元／m3以上。西气东输二线工程计划向浙江自供气量为29亿m3／a，建成后将弥补浙江省浙西、浙中和浙南地区天然气利用的空白。
2.5 进口液化天然气(LNG)
自1996年浙江省人民政府5中国海油签订“关于液化天然气项目的合作原则协议》以来，浙江LNG项目(宁波LNG)已取得项目申请报告所需的除资源、市场外的全部支持性文件。目前项目工地已完成场地准备工作，待LNG资源落实后项目将正式开工建设。浙江LNG项目一期建设规模300万t／a(42亿m3／a)，二期扩建到600万t／a(84亿m3／a)。在LNG采购方面，2004年以来，中国海油分别与澳大利亚、伊朗和卡塔尔等国的资源供应方进行了商务谈判，卖方的LNG报价也由2004年底约5美元／百万英热单位上升到目前的10美元／百万英热单位以上。2008年6月，中国海油5卡塔尔液化天然气公司签订了一项为期2 5年的液化天然气(LNG)购销协议。根据该协议，中国海油每年将从卡塔尔液化天然气公司进口200万t液化天然气，计划供应福建LNG、广东LNG、上海LNG、浙江LNG和海南LNG项目。此外，2005年4月，中国海油与温州市签署了《关于合作开展温州LNG项目工作的原则协议》，温州液化天然气项目前期工作正式启动。
3 天然气价格
3.1 浙江]站价格
国内天然气价格趋势是在充分考虑国内市场承受力的前提下逐渐与国际市场接轨，石油价格自2002年以来大幅攀升，未来我国天然气价格将长期向上。按照国家发展和改革委员会文件发改价格[2003]1323号“关于西气东输天然气价格有关问题的通知”的精神，及对全球已进入高油气价格时代的判断，预计2010年西气东输天然气供浙江门站价格为1.5元／m3，2015年将达到1.8元／m3，2020年则可能突破2元／m3。预计川气东送天然气价格与西气东送天然气价格相当。东海天然气的开发成本较高，预计2010年东海天然气供浙江门站价格为1.9元／m3，2015年为2.2元／m3，2020年将达到2.5元／m3。按照目前油价测算，西气东输二线进口气的浙江门站价格已经超过3元／m3，国际油价长期高位运行，未来气价上涨的可能性远大于下跌的可能性。若浙江LNG能获得1.0-1.5美元／百万英热单位的LNG到岸价格，LNG气化后供浙江价格将高达3.2-4.6元／m3。未来浙江全省天然气同网同价，综合以上气源价格走势，且LNG价格取中问值3.9元／m3，估算浙江省天然气门站平均价格，见表3。 表3 浙江省天然气门站价格预测
3.2 终端用气价格
如表3的预测，2015年浙江省天然气的进气价格将达到2.9元／m3，假设省网管输费0.1元／m3，城市输配0.7元／m3，则电厂到厂气价和城市门站气价为3元／m3，城市终端用户价格为3.7元／m3。当电厂到厂气价为3元／m3，电厂上同电价将达到0.83元／kWh，是目前省内煤电上网电价的2倍，严重影响气电的竞争力，如此超高的价格很难被电网接受。如果考虑以城市燃气(包括工业)补贴发电用户，假设气电上网电价为0.65元／kWh(此时的电厂进厂气价为21元／m3)。当电厂用气占60%，城市用气占40%，将电厂气价下调为电厂可以接受的21元／m3，以城市燃气补贴电厂，则城市门站气价将提高到4.3元／m3，城市终端用户价格将达到5元／m3，是目前价格的2倍。随着宁波LNG二期和温州 LNG项目的投产，宁波LNG二期和温州LNG项目的资源价格极可能比宁波LNG一期更高，到2020年，终端用气价格将进一步提高。市场对天然气价格的承受能力将成为未来浙江省天然气利用的焦点问题。
目前省内液化石油气、汽油价格约为7000元／t和8500元／t，按热值计算分别相当于天然气5.4元／m3和7.7元／m3，而目前省内的天然气管输市场的非发电用天然气价格仅为24-34元／m3，大客户还可以获得更加优惠的气价。因此即便考虑了未来天然气价格的上涨，天然气较之液化石油气和汽柴油仍然具有比较明显的价格优势。目前燃料油价格约为5500元／t，按热值计算相当于天然气51元／m3，考虑天然气的清洁性和较高的热效率，天然气完全可以替代部分燃料油。尽管天然气在经济性上无法替代煤炭，但通过行政强制措施，逐步将污染较重的煤炭退出城市能源利用系列(这一环保措施也适用于燃料油)，为天然气市场的进一步扩展创造了条件。
4 结论与建议
(1)全球范围内，天然气气价提升是对近年来石油价格上涨的正常反应，也是对天然气、石油比价偏低的理性修正(在浙江省目前这一比价约为0.3-0.4)，未来省内天然气气价将长期向上。但价格的过快上涨不利于天然气市场的持续发展，特别是对浙江这样的新兴市场。2015年前，西气东输、东海天然气、川气东送和西气东输二线均达产，年供气能力达到77亿m3(约占2015年全省能源消费的4%)，期间的管线建设和市场分配的任务将很繁重。如果2015年宁波LNG项目一期在2015年达产(如表2所示)，市场供应大幅增加且浙江门站价格将较2010年提高70%，短期内涌现的巨量、高价天然气会对下游市场开发和管网建设形成压力，从而提高天然气贸易照付不议风险。因此，可以考虑宁波LNG项目一期在2015年投产，2018年达产，资源采购可选择较晚投产的上游气田和液化厂项目，以保证2015年前川气和西气二线的市场分配和2015年后LNG的市场安排。由此，到2020年，119亿m3／a的天然气消费将占全省能源消费的5%。宁波LNG项目三期和温州LNG可规划在2020年以后投产，届时天然气主管网将覆盖全省。如以上全部项目在2025年稳产或达产，不考虑其他新增气源，则203亿m3／a的天然气消费将占2025年全省能源消费的7%左右。这是一种保守、渐进的气量和气价方案，有利于天然气市场的培育和持续发展。当然在充分调研和市场落实的基础上，LNG项目仍可争取尽早投产。如果以上项目在2020年全部稳产或达产，则203亿m3／a的天然气消费约占全省能源消费的9%。
(2)对于天然气电厂，高气价对应较高的上网电价，然而比煤电上网电价高一倍的价格显然难以让电网接受，这一情况是省内燃气电厂在建设之初没有想到的。采取城市燃气对燃气电厂的交叉补贴，可降低气电上同电价，然而以占总用气40%的城市燃气补贴占总用气60%的气电用户，将大幅提高城市燃气的终端用户用气价格，严重影响天然气的竞争力。高昂的气价可能使部分规划气电项目下马，从而降低市场的总需求，特别是对进口天然气的需求。发电用气比重将下降，城市燃气及工业用气比重相应提高，从而降低了气电的补贴需求，提高了城市燃气的竞争力。假设2020年全省天然气供应的50%(59.5亿m3)用于发电，则气电装机容量将达到850万kW，占全省电力装机容量的12%，气电较高的上网电价最终将通过提高电网销售电价转移到终端用户上。气电投产即可达产和城市燃气、工业用气具有渐增性，以及城市燃气用户可承受较高的天然气价格，这些因素决定了未来天然气市场开发的重点是城市燃气及工业用户。然而燃气电厂与电网签订长期购销电协议，以及气电联动仍然是非常必要的。在加快天然气管网建设，加强市场宣传和培育的同时，对于管网暂时未能覆盖的地区，可以槽车运输形式供应、开发这些市场，为管输天然气的大规模进入做好准备。
(3)国外资源，尤其是进口 LNG是未来浙江省天然气利用的主力气源，是浙江省资源采购的主要方向。应当加强与国家石油公司的合作，引进战略投资者，保证天然气的稳定持续供应，鼓励各类资本投资天然气基础设施建设和引进工程，积极参与海外资源采购。加强对天然气产业，从资源、运输到市场的整个产业链的研究，提高市场分析、判断和决策能力，保障浙江省天然气市场的持续健康发展。自2004年开展资源引进的实质性工作以来，LNG资源尚未落实。在未签订LNG长期购买协议前，可考虑现货贸易和多目的地或转动港安排的可行性，争取获得国家发展和改革委员会对LNG项目的核准，加快 LNG接收站项目建设。此外，如果人民币继续升值，将提高浙江省对进口天然气价格的承受能力。
