嘉宾：童晓光

　　中国工程院院士、中石油勘探开发公司高级顾问

　　天然气的碳排放比煤和石油都低，煤为2.66吨二氧化碳/吨标准煤，石油为2.02吨二氧化碳/吨标准煤，天然气仅为1.47吨二氧化碳/吨标准煤。天然气的利用主要有4个方面，即城市燃气、工业燃料、化工原料和发电。提高天然气在能源构成中的比重，是中国迈向低碳经济的桥梁。

　　提升天然气占能源消费比例

　　国家能源局的目标是，到2015年将天然气在一次能源中的比例提高到8.3%，2020年提高到12%。中国能源消费基数很大，天然气在能源构成中要如此大幅度提高，是一项艰巨的任务，必须深入研究其可能性和实施的条件。

　　提升天然气在能源结构中的比例，对优化我国的能源结构非常有益。与世界相比，我国天然气在能源结构中所占比例最低，占4.8%左右，而世界平均占比是23.8%以上。中国今年的天然气产量是1000亿立方米，进口是300亿立方米，目前天然气在能源消费中的比例是上升的，近两年的增速在20%左右。

　　目前世界能源消费结构仍然以化石能源为主，中国的结构则更加不合理，70%以上是煤炭，18%左右是石油。几乎所有关于能源发展战略的研究都认为，应该把煤炭的百分比降下来，因为煤炭总量下降现在看来是较难的，但是比例下降还是可以做到的。唯一的办法就是提高其他能源的比例，能源界的观点同样认为，要在短时间内把可再生能源的比例提得很高，困难也不小，所以普遍认为，天然气是高碳排放的化石能源向低碳排放的能源过渡的最好办法，因此要提大力高天然气的利用率和消费比例。

　　我国发展天然气产业需要坚持两个结合，即常规天然气和非常规天然气结合，国内天然气和利用国外天然气相结合。因此，首先要大力发展具有较高商业价值的致密砂岩气，对页岩气要进行很好的评价和技术上的积累，真正把产业做上去。其次，要认识到虽然世全球至今仍具有丰富的天然气资源，但是进口难度同样不小。2011年国内天然气进口量超过300亿立方米，同比增加82.3%。对外依存度快速上升至24%。国家发改委提出2015年天然气消费量2600亿立方米，有900亿立方米天然气需要进口，届时对外依存度将达到30%以上。除300亿立方米的煤层气外，未来4年国产天然气需要增加400亿立方米。业内专家分析预测结果认为，2030年中国理想的天然气消费量目标为5000亿立方米，而届时国内产量大致为2500亿立方米，还需从国外进口天然气2500亿立方米。

　　积极发展页岩气

　　对于如何发展页岩气，要认识到中美两国情况有很多差别，具体包括：

　　一是中美两国的页岩气埋藏深度不一。美国页岩气的埋藏深度，一般都是地下几百米到两千多米的深度，虽然每口井的采量有限，但总体的成本比较低，可以打大量的水平井。中国的页岩气埋藏太深，一般是四五千米。这就导致了井的成本升高，经济上就不合算。

　　二是美国的页岩气主要分布在中部平原，作业车辆进出很方便，中国页岩气地质条件最好的在四川山区，问题表现在：一是页岩气压裂技术需要大量用水，山顶缺水；二是压裂需要大型压裂设备，山区交通不便利，作业难度大，这些都会使开发企业成本大大增加。

　　所以页岩气必须要发展，但是要进行科学实验，谨慎推进。必须要坚持以下两点：

　　第一，要积极不要过热。 现在国内正在做页岩气资源的调查评价和区块优选，地质储量以及可采储量尚没有确切的数字。对于美国大力宣传页岩气，要客观看待。美国能源信息署(EIA)认为，中国有地质资源量144万亿立方米，技术可采资源量为36万亿立方米，一下子就把中国推的非常高，容易引发过热的追捧。对中国的页岩气来说，应该搞积极推进，但是产量很难像有关部门估计的那么高。

　　第二，要谨慎不要冒进。目前，国内对页岩气的发展，各方主张差别较大，石油界的专家相对比较保守。能源主管部门提出的指标是，到2015年页岩气达到65亿立方米，2020年达到800亿立方米。国土资源部油气中心提出2020年页岩气达到1000亿立方。对于这样的发展目标，我认为“十二五”的目标相对比较客观，2020年的目标要完成，难度很大。

　　煤层气就是一个例子，煤层气2015年规划目标是300亿立方米，一半依靠井下瓦斯产量。我国煤层气产业是从1996年正式起步，后被纳入国家科研重大专项。虽经15年的发展，但总体上处于初期发展阶段。2010年地面抽采和井下瓦斯只有约100亿立方米。

　　推进天然气价格改革

　　“加快理顺能源价格体系、深化产品价格改革”连续多年被政府部门关注，“推进天然气价格改革”也成为重要的改革议题之一。

　　从国际范围来看，天然气不同于石油，没有形成世界统一的价格，全球大致形成了亚太、欧洲、北美三大市场，亚太地区价格最高，欧洲较低，北美最低。在中国，2011年，中国石油企业海外油气权益产量达8500万吨油气当量。其中中石油权益油产量4173.2万吨，权益气产量125.7亿方，合计5170万吨油气当量。制约天然气进口贸易发展的最大障碍是气价较低，尚未建立起由市场定价的天然气价格机制。

　　关键问题就在于，将国内气与进口气混合后，虽然价格有所降低，现阶段石油企业可以承受，但随着中亚天然气、沿海LNG进口规模增加，以及未来天然气消费比例的上升，这种价格模式是不可持续的。

　　以中亚天然气为例，今年1~2月份，西气东输二线进口中亚气到达新疆霍尔霍斯口岸价为2.46元/立方米，加上至少1元/立方米的管输费，到达北京的门站价格在3.5元/立方米。而北京民用销售气价是2.05元/立方米，亏损达1.5元/立方米，这一差价由石油公司承担。所以气价问题不解决，引进国外天然气的方针就很难实施。

　　去年底，国家发改委在广东、广西两地开展天然气价格形成机制改革试点，改革路线确定为由“成本加成法”向“市场净回值法”转变，目前看来，进展仍然有限，市场化定价机制形成仍需快速推进。广东供气主要依靠LNG，气价之所以偏低，是因为中海油进口澳大利亚液化天然气时，价格是按照当时的原油价格20美元/桶的基准，将气价与油价挂钩，现在对方开始觉得不划算，已经提出涨价的要求。

　　由于气价较低，已经影响了石油企业的积极性，让中国在国际天然气进口的谈判中处于不利地位。以中俄天然气价格谈判为例，按照俄方的报价，核算0.35美元一立方米气，折合人民币2元多，再加上管输成本，注定了中方企业无法承受。

　　目前国内气价由政府来调节，地区之间有差别，体系比较复杂，但总体上价格偏低。原因就在于政府担心放开气价后，会带来市场和价格的动荡。实际这种顾虑是不必要的。一直以来，国家部门的表态是择机推出天然气价格改革，但这个时机把握不容易。天然气价格最好由市场自行调节供需和价格，已成共识，目前只能一步步做，最关键的是如何走出第一步。