每到冬天，南方人在艳阳里冻成狗，羡慕北方的大雪纷纷和暖气。只是今年，这份羡慕突然变成了同情：没有一点防备，也没有一丝顾虑，天然气没来，也不让烧煤了，屋里没了暖气。

    冬天这么冷，为何取暖的天然气却遇到了气荒？

然而，气荒并不是什么新鲜事，从2004年开始，中国已经经历了十年气荒，2015年峰回路转出现过一次天然气过剩，没想到才两年时间，中国人民的“老朋友”又回来了。

为什么中国总是在气荒？气荒十年，又没气了

    在中国这样一个70%靠燃煤供给能量的国家，烧煤占了空气污染的大头，包括70%的CO2, 90%的SO2, 67%的NOx，以及70%的颗粒物。雾霾大规模爆发之后，煤炭一直都被认为是造成雾霾的 “罪魁祸首”。

    从2013年9月开始，国家开始推行“煤改气”，而2017年是计划第一阶段的收官之年，各地都在超额完成任务、猛刷政绩。

    根据环保部12月24日公布的数据，2017年京津冀及周边“2+26”城市“煤改气”改造完成394.3万户，超额完成四分之一。改造任务量最多的河北省，180万户的全年目标河北完成了253.7万户，导致今年冬天天然气需求大增，为去年同期的234%。

    需求涨上来了，但供给却出现了意外。一是原定于2017年投运的中石化天津LNG接收站无法按计划投产，减少日供应能力2000-3000万方/日。二是管道天然气进口被减供。中国天然气最大进口源土库曼斯坦(今年前三季度占84.6%)在入冬后，寒流来临优先保本国居民福利用气，违约减供，相比合同计划供应量减少了4000万-5000万方/日，尤其是北方地区突然断了供。

    从2007年开始中国就是天然气净进口国，2016年天然气对外依存度达到32%，2017年1-10月，天然气进口依存度更是攀升至37.5%。

    但其实这个世界上，天然气资源稀缺、严重依靠能源进口的国家有很多，但像中国一遇意外就气荒的，并不多。

    众多依赖进口天然气、夏天用气少、冬季用气多的国家，一般都选择建造地下储气库来保障天然气供应。比如，德国天然气资源同样匮乏，严重依赖进口，但其拥有超过其三个月用量的天然气储备，因此在几次俄乌天然气断供危机中，从没有出现过气荒。尽管美国早已是世界第一大天然气产量国，常年天然气产量过剩，目前其地下储气库数量将近500座，有效储气能力占总消费量的占比接近20%。

    而据国际天然气联盟(IGU)的数据显示，截至2015年底，全球地下储气库约630个，有效储气库容3588亿立方米，天然气调峰量与天然气需求量的比值约为10.3%，其中美国，英国和德国的储气量与消耗量的比值为17%到25%。

    根据IGU的经验，当一个国家的天然气依赖达进口达到30%以上时，地下储气库的气体容量应该是天然气消耗量的12%以上，才能保证供气。2015年，中国天然气表观消费量达到1931亿立方米，地下储气真正的调峰气体仅有55亿立方米，调峰气量占天然气消耗量的比例不到3%，调峰能力严重不足。

人都快冻死了，为什么不能多建一点储气库？

    储气库太少，一是因为煤改气规模太大速度太快，储气库来不及建;二是因为建储气库真的是一门不赚钱的生意。

    首先，建储气库本身投资巨大。根据测算，一立方米的储气能力，需要投资3至8元;中国冬季天然气采暖的建筑面积为约22亿平方米，按平均15立方米/平方米的采暖需气量，按60%的用气量需要在非采暖季存储、其余40%在冬季供给计算，仅为此中国就需要建设大约200亿立方米的储气库，这就需要投资1000亿元左右。

    这种量级的投资，只有三桶油有实力建造。

    其次，储气库赚的是季节差价。一般来说，天然气夏季需求疲软，冬季旺盛，按照市场经济理论，则必然夏天便宜冬天贵。在这种情况下，储气库就可利用“调峰原理”实现盈利：在夏天，天然气便宜还没人用的时候，买进天然气，然后储存起来，等到冬天需求量大的时候再拿出来，以合理的价格出售。

    储气比例高，不仅能保证供应，也能刺激储气企业盈利。按照预期，2020年中国天然气消费量将达到3600亿立方米，假定气体存储与消耗的比率为12%，削峰需求将有432亿立方米。

    可在中国天然气价格仍然实行政府管控，一年四季价钱都要保证低价，根本没有制定冬季调峰气价，而建库要大量投资，增加的调节能力又不能转化成效益，所以三桶油根本没动力建造。地方企业除了北京燃气、上海燃气这些大的企业集团，基本上都没有实力建库，最多建个大型的LNG储配站。

    此外，想在冬季高峰期大批量临时采购现货天然气，是不现实的。天然气开采初期投资大、风险高，进出口运输两端要配备大型液化厂和接收站，因此合同期限通常在20年以上，与项目的融资期限相同。以便卖方回收成本，天然气的开发公司、管输与销售公司和用户捆绑在一起，共同克服20年生产、运输和消费的风险和问题。

    到目前为止，市场75%的天然气供应都是签的长期合同，一旦断供，很难在短时间内买到现货的管道天然气补上。

气从哪里来

    在中国，天然气不是纯粹的商品，更是“管制品”，天然气市场也是一个靠管的市场，然而十年气荒证明，天然气靠管是管不好的。

    天然气垄断首先体现在上游市场。勘探开采，是整个行业的基础。迄今为止国内拥有天然气开发资质的企业只有四家，分别是中石油、中石化、中海油和陕西延长。其中，“三桶油”天然气产量之和超过了全国的90%，仅中石油就占了六成，在国内生产领域属于绝对垄断型 (CR8≥ 70%)。

    事实上，中国天然气总体储量并不贫乏，根据最新一轮油气资源评价和全国油气资源动态评价(2015年) 统计，中国天然气地质资源量90.3万亿立方米、可采资源量50.1万亿立方米，探明率14%，尚处于勘探早期。

    但勘探市场被长期垄断，别的企业根本没有机会参与开采，而三大石化巨头毕竟开采能力有限，2016年国内天然气产量为1378亿立方米，仅增长2.1%，而当年天然气消费量增长6.6%凭借其目前的开采速度，天然气明显供应不足。

    而在天然气中游的运输市场，依然被巨头把持。中国天然气资源主要集中在中西部地区天然气气田，进口来源国主要集中在中亚国家，而天然气主要消费市场又在东部经济发达地区，气源和市场之间距离太远，一般利用管道进行输送。

    根据美国天然气工业的发展经验，当消费量为1300亿立方米时，管道长度达到17.5万千米才能满足供气需求。截至2015年底，中国天然气表观消费量达到1931亿立方米，干线管道的总长度仅为6.4万千米，远落后于发达国家的历史水平。管道基础设施落后，难以满足市场对天然气输配的需求。

    中国的天然气管道不仅短，而且没连成网。无论是涩宁兰天然气管道、西气东输管道，还是忠武输气管道、陕京二线输气管道均是独立运行，中间未有交叉，因此，中国目前主要的天然气通道只能称之为“管”，而不是“网”。“煤改气”最受冻的其实就是燃气管道还没有覆盖的偏远农村和中小城市家庭。

    管道是死的，海运船是活的。陆地管道天然气不足，还可以靠海运进口液态天然气(LNG)现货救急。截至目前，中国共17座LNG接收站，目前已经开始运转的16座总接卸周转能力达5300万吨/年，相当于603亿万立方米天然气，但2016年实际开工率为仅31%至43%，年均开工率为36%。

    因为其中13座分布在东南沿海城市，接收站选址考虑的是方便进口，中国LNG主要进口国都在南边，主要是澳大利亚、卡塔尔、印尼、马来西亚、巴布亚新几内亚这五个国家，再往北运。而南方人冬天不烧燃气取暖，对燃气的需求一直提不上去，往北运LNG对运输管道的要求极高，最后只能靠LNG槽车运。

    中国海关总署数据显示，天然气荒导致中国2017年LNG进口量较2016年跳增46%，达到3813万吨的纪录规模，超过韩国成为全球第二大LNG进口国，仅次于日本。槽车运输的天然气暴增到中国天然气总消费量的24%，约为240亿立方米，而2014年仅有5.6%。

    事实上，槽车的运输成本很高，路透社计算显示，海油雇的100多辆柴油车每车装载20吨，从珠海运到保定共2400公里，将花费约两天时间，耗费成本5.04万元人民币。按照当周9000元/吨的报价，每车的运输成本几乎是所运LNG价值的近三分之一。有研究表明，超过1000公里其实不适合槽车运，铁路运输更划算，但燃气荒当头，铁路资源比商业车队难调动多了。

    除了槽车本身的成本，还要考虑天然气本身的损耗。天然气本体是气体，为了储存和运输方便就低温变成液态天然气LNG，无论是LNG站的固定储罐，还是槽车、槽船里的移动储罐，主要功能都是保温和制冷，外界热量及操作过程中产生的热输入，会让储槽中的液化天然气不断蒸发，每天的蒸发率可达千分之三，即便对三桶油这样的巨头也是很大的损失。

    例如九江天然气公司气化站内2个LNG储罐共98立方米，每天平均蒸发的LNG液体体积为0.554立方米，换算成气态天然气在标准状态下的体积为313.66立方米，可满足约600户居民的用气，日蒸发率可达千分之五。

    即便算上进口LNG的储存和运输成本，天然气供应商卖给下游终端用户或运往燃气发电厂依然能获得不菲的利润。国家为了鼓励天然气，会对企业购买LNG槽车奖励补贴，例如深圳最高累计补贴达4万元/辆，即补贴槽车与普通燃油车差价的一半左右。其次，“三桶油”加上海油几乎垄断了天然气进口，他们在各自的地区占有很大的市场份额，民用、工业和商用客户源源不断，根本不愁卖不出去。

    2013年，由于中石油在陕西违约涨价30%，遭到下游批发商的抵制，结果陕西多家LNG工厂被中石油长庆油田限供乃至停气，酿成陕西断气风波。由于没有额外的气源，下游企业并不具备任何的议价能力，最终被动接受中石油涨价，否则企业只能被迫停产。

清洁煤还是煤改气？

    事实上，民用煤改气增加的燃气需求还不是大头。目前工业燃料、发电、化工的用气占比为67.5%，2017年仅是华北地区，重点城市工业“煤改气”工程就替代燃煤锅炉4万蒸吨，这部分的需求就达到每天4000万方。

    大力推行“煤改气”，但对于中国这样一个煤炭储备丰富，而天然气和石油现有资源有限的国家来说，是否是明智之选？

尊重国情才是最大的节约和环保。煤炭归根到底就是一种资源，它的清洁与否，关键在于如何去使用。事实上，作为传说中的污染大头，中国的燃煤电厂效率和排放标准已经很严格了——排放的氮氧化物不超过50毫克/立方米，甚至高于美国(95毫克/立方米)和欧盟(150毫克/立方米)。

    超超临界煤电厂技术也有望帮助工厂达到更严格的标准。与传统的亚临界电厂相比，这些电厂可以在更高的温度(1400华氏度)和更高的内部压力水平(超过5000磅/平方英寸)下点燃煤炭，从而更有效地发电。目前，中国100个效率最高的煤电厂中超过90%配备了超超临界技术，在美国是0.76%。

    除了超超临界煤电厂技术，煤粉碎、大型流化床锅炉，以及还在研发阶段的捕集与封存CO2的CCS技术等等，都能尽最大限度减少污染物排放，提升燃烧效率。因此，清洁煤炭并没有想象中那么“脏”。

    相反，天然气发电技术在中国目前依然处于初级阶段，用在发电中的效率并不比煤炭高。

    2014年浙能嘉兴一电力公司对2台百万千瓦燃煤机组实施了烟气超低排放改造，对不同时间段、不同机组负荷、不同煤种工况的烟气进行抽样测试，结果表明机组主要控制污染物排放值均低于表中所示天然气机组的标准。虽然增加了一次性投资和运行费用，每度电成本增加0.016元，但发电成本合计仅为当地天然气燃气轮机发电成本的50%。

    中国的天然气发电技术才刚刚起步，发电企业并没有掌握燃气轮机组的核心技术，燃烧器、透平叶片等核心热部件完全依靠进口。止2015年底，燃气发电装机容量6637万kW，但仅占全国发电装机容量的4.4%，高额的进口价格和维修费用是导致中国天然气发电的成本居高不下。因此，想要达到排放标准，清洁煤炭比天然气发电低得多。

    清洁煤炭这么好，为什么没有全国推广？政府自上而下设定排放配额和效率标准这种方法有一个致命的缺陷，标准一次定的太高，很多后进地区的工厂望尘莫及。

    例如，安装超高效率低排放的HELE技术需要增加20-30%的前期成本。享受政府补贴的大工厂大多不用担心，但小工厂买不起技术，只能继续偷排，这导致全国燃煤电厂仍有48%在使用低效率的亚临界电厂。

    除了电厂之间的技术差距很大外，欠发达的煤炭生产省之间的能源效率水平差距也很大，碳排放总量较高的地区也是制造业和采矿业高度集中的地区，尤其是内蒙古，宁夏，山西这些能源大省，人均碳排放量较高，但相对沿海发达省份江苏，能源效率也更低。

    与其一步登天用更贵的天然气，不如先想想怎么解决小工厂承受不起高价清洁煤只能继续偷排。2013年，工业燃煤和燃煤发电 产生的污染物致死24.15万人，另外一个致命的污染来源其实是家庭散煤，产生的污染物致17.7万人死亡。那些家里拆了燃煤炉、装了燃气炉却没有等来气的家庭，要么继续偷偷烧散煤，要么冻死。

（文章来源：下划线 图：视觉中国）

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