薛慶，劉明明*，程承，李展

1 中國石油大學 ( 北京 )經(jīng)濟管理學院，北京 102249

2 山西財經(jīng)大學管理科學與工程學院，山西 030006

3 中國石化經(jīng)濟技術(shù)研究院，北京 100029

0 引言

2020年以來，全球遭遇新冠肺炎疫情沖擊，各國經(jīng)濟普遍承壓，國際貿(mào)易大幅萎縮。逆全球化潮流、保護主義和單邊主義不斷推高地緣政治風險。產(chǎn)業(yè)層面，國際油氣市場頻繁動蕩，國際石油公司面臨低碳轉(zhuǎn)型挑戰(zhàn)。面對高度不確定的外部環(huán)境和國內(nèi)經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展的要求，國家首次將“加快構(gòu)建以國內(nèi)大循環(huán)為主體、國內(nèi)國際雙循環(huán)相互促進的新發(fā)展格局”確立為“十四五”時期我國經(jīng)濟社會發(fā)展指導思想的重要組成部分。與此同時，我國經(jīng)濟低碳轉(zhuǎn)型的政策信號也更加強烈，提出了力爭于2030年前碳達峰、2060年前碳中和的宏偉目標。

“雙循環(huán)”新發(fā)展格局和“碳中和”新目標的確立，為我國的天然氣產(chǎn)業(yè)帶來前所未有的發(fā)展機遇與挑戰(zhàn)[1-2]。作為國內(nèi)經(jīng)濟大系統(tǒng)下的重要子系統(tǒng)，天然氣產(chǎn)業(yè)也將進行深刻的資源配置方式變革。打破市場分割、緩解價格扭曲、打通資源串換和購銷壁壘、推動基礎設施公平開放，是降低地域性、季節(jié)性天然氣供需矛盾，構(gòu)建“國內(nèi)大循環(huán)、國內(nèi)國際雙循環(huán)”的重要保障。從中長期來看，首先，國內(nèi)勘探開發(fā)將成為天然氣供應內(nèi)循環(huán)體系的重要一環(huán)。各大國有石油公司分別制定了提升油氣勘探開發(fā)力度的2019—2025“七年行動方案”，國內(nèi)天然氣增長的動力將持續(xù)釋放。其次，更安全、更暢通、更多元化的天然氣進口渠道將支撐和促進更高質(zhì)量的國內(nèi)天然氣大循環(huán)。隨著國內(nèi)經(jīng)濟總量和消費能力的快速增長，我國油氣對外依存度不斷攀升，使?jié)撛诘墓袛囡L險加大，但與此同時，廉價的天然氣現(xiàn)貨進口和穩(wěn)定的長協(xié)貿(mào)易也有助于提高天然氣利用的經(jīng)濟性、提升內(nèi)循環(huán)的質(zhì)量效益。第三，不斷推動儲氣庫、管網(wǎng)、LNG接收站等基礎設施互聯(lián)互通、公平開放，能夠更好地滿足國內(nèi)日益增長的天然氣需求。儲運設施建設也將與新基建有效結(jié)合，帶動國內(nèi)其他相關(guān)產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟的良性循環(huán)。最后，“天然氣+可再生能源”可以成為未來社會重要的能源解決方案，確保“雙循環(huán)”和“碳中和”目標最終實現(xiàn)。我國承諾2030年前，二氧化碳排放不再增長，這要求電力、化工、交通、建筑等碳中和關(guān)鍵行業(yè)均大力發(fā)展電氣化及CCUS技術(shù)，確保綠色低碳技術(shù)可大規(guī)模穩(wěn)定應用。相比于未做出“碳中和”承諾前的發(fā)展路徑，我國以天然氣為過渡能源的歷史階段可能因可再生能源的快速發(fā)展而被大大縮短，天然氣需求也將隨之提前達峰。相較于歐美國家從“碳達峰”到“碳中和”的50～70年過渡期，我國2060碳中和目標隱含的過渡時長僅為30年，這意味著未來的節(jié)能減排路徑比歐美發(fā)達國家更加陡峭[3]。在能源轉(zhuǎn)型的過程中，天然氣作為清潔、低碳、高熱值的化石燃料品種，在發(fā)電調(diào)峰和調(diào)度靈活性方面的優(yōu)勢將更加顯現(xiàn)，需求潛力有望得到進一步的釋放[4]。

綜上所述，在天然氣對外依存度不斷攀升的背景下，資源供應穩(wěn)定性、價格體系和基礎設施建設等方面存在的短板，將使我國的天然氣供應安全面臨較大的隱患。因此，有必要全面梳理在“雙循環(huán)”、“碳中和”背景下，我國天然氣行業(yè)的市場需求、資源供應格局、基礎設施建設、體制機制改革現(xiàn)狀、存在的問題和未來變化趨勢。本文基于我國天然氣市場發(fā)展特征，構(gòu)建天然氣進口中長期仿真模型，圍繞“雙循環(huán)”和“碳中和”兩大關(guān)鍵影響因素，設計不同的發(fā)展情景，通過對多情景下我國的天然氣進口形勢進行對比，尋找符合“雙循環(huán)”新格局和“碳中和”要求的天然氣進口戰(zhàn)略，并提出相應政策建議。

1 天然氣供需形勢研究方法論

從上世紀90年代開始，就有學者針對天然氣供需系統(tǒng)進行了分析，研究方法經(jīng)歷了價格彈性預測、回歸分析、深度學習和系統(tǒng)仿真的演變。

彈性預測和回歸分析主要針對未來某個國家或地區(qū)天然氣供需總量及其影響因素進行研究，其代表 研 究 包 括Liu[1]、Bentzen和Engsted[2]、Mackay和Probert[3]、Krichene[4]、Lin和Wang[5]、Wang等[6]、Yu等[7]、Zhang[8]。運用彈性預測和回歸分析對未來供需總量進行判斷的優(yōu)點是簡單、清晰，但受到靜態(tài)分析的局限，雖然可以提供天然氣進出口、基礎設施建設、產(chǎn)業(yè)政策調(diào)整的相關(guān)建議，但是不能直觀地顯示不同政策情景對供需缺口的具體影響，以及天然氣系統(tǒng)如何達到動態(tài)平衡。

隨著計算機算法的演進，以系統(tǒng)仿真為主要研究方法的天然氣供需形勢研究越來越多。由于世界各國天然氣市場起步時間和發(fā)展階段不同，國內(nèi)外學者所建立的天然氣市場仿真模型呈現(xiàn)出明顯差異。其中，混合互補優(yōu)化模型是體系較為完備、應用較為廣泛的一種：2005年，Gabriel等基于北美天然氣市場的結(jié)構(gòu)特點，初步建立了天然氣市場的線性互補優(yōu)化模型[9]；2008年，Egging等使用同類互補優(yōu)化模型對歐洲天然氣市場的進出口貿(mào)易進行了分析，對歐洲天然氣供給情況未來發(fā)展趨勢的不確定性進行了研究，并前瞻性地分析了當俄羅斯對歐洲的天然氣供應中斷時，歐洲天然氣市場可能受到的影響[10]；與北美市場相比，歐洲天然氣進出口貿(mào)易更加活躍，跨區(qū)域能源流動更加頻繁，市場活動更加復雜，基于這種區(qū)域性的差異，Egging等在前述模型的基礎上加入非線性模塊，建立了全球天然氣市場的混合互補優(yōu)化模型(Global Gas Model，簡稱GGM模型)，使得跨區(qū)域的管道天然氣貿(mào)易和液化天然氣貿(mào)易能夠以中長期合約的形式出現(xiàn)在模型的約束條件里[11]；2014年，Huppmann和Egging再次改進了GGM模型，分析市場勢力、能源替代等因素對全球天然氣市場均衡的影響[12]。GGM模型還被歐盟、天然氣輸出國論壇(GECF)等組織廣泛用于天然氣行業(yè)中長期規(guī)劃的制定和政策影響的評估。以上仿真模型以線性規(guī)劃、非線性規(guī)劃和智能算法為主，學者普遍使用數(shù)值實驗對優(yōu)化模型的敏感性和實用性進行測試，并通過情景分析法，將模型應用于天然氣市場的具體問題。例如Dieckhoner等在考慮基礎設施擴張的前提下，使用情景分析法研究了天然氣貿(mào)易格局隨市場發(fā)展而發(fā)生的變化[13]；Geng等基于全球天然氣貿(mào)易形勢，引入了“天然氣貿(mào)易密度”、“天然氣貿(mào)易集中度”、“平均貿(mào)易路徑長度”、“天然氣貿(mào)易聚類系數(shù)”等指標，用于對全球天然氣貿(mào)易網(wǎng)絡進行動態(tài)分析[14]。

關(guān)于中國天然氣供需系統(tǒng)分析，常見的研究方法和模型包括長期能源替代規(guī)劃系統(tǒng)模型、灰色系統(tǒng)理論、計量經(jīng)濟學模型、部門需求法等(Li等[15]；Lin等[16]；Vivoda[17]；Xiong等[18]；Guo等[19])。值得 注意的是，Zhang等在GGM模型的基礎上嘗試建立中國天然氣貿(mào)易流向模型[20]，但是2016年至今，我國管網(wǎng)和基礎設施布局以及產(chǎn)業(yè)政策情景已發(fā)生了巨大變化，因此以往的研究結(jié)論已不適合當前的產(chǎn)業(yè)發(fā)展實際。總體上，針對中國天然氣供需形式分析的模型很多，但是仿真效果和預測結(jié)果差異比較大，因此在進行模型的訓練和應用中，應該基于不同的情景和數(shù)據(jù)特點選擇不同的模型對天然氣未來產(chǎn)量和需求量進行預測，并且進行適當?shù)恼`差分析，對模型的準確性和合理性進行檢驗。

基于以上現(xiàn)有研究成果，本文在Egging等學者的GGM基礎上，根據(jù)中國以及全球天然氣市場的供需格局、基礎設施現(xiàn)狀和未來發(fā)展趨勢，改進目標函數(shù)、約束條件和部分數(shù)據(jù)參數(shù)，建立中國天然氣貿(mào)易仿真模型。本文的突出貢獻在于，為我國單獨建立地理區(qū)域標識，充分考慮我國區(qū)域間天然氣資源稟賦不平衡的現(xiàn)實情況，根據(jù)我國的長期進口合約、基礎設施產(chǎn)能建設和規(guī)劃情況，把天然氣能源流動的研究與設施布局的動態(tài)優(yōu)化相結(jié)合，實現(xiàn)了對原有模型的改進和細化，使研究成果更具有應用價值和現(xiàn)實指導意義。本文還從多區(qū)域供需動態(tài)平衡的視角對中國天然氣產(chǎn)業(yè)中的各種不確定政策因素進行情景分析，對我國天然氣發(fā)展戰(zhàn)略中的一般性和特殊性進行探索性研究。

2 我國天然氣供需形勢分析

2.1 國內(nèi)循環(huán)與低碳效應齊發(fā)力、促需求

新冠疫情難阻天然氣消費增長勢頭。2020年以來，盡管新冠疫情對1季度天然氣需求產(chǎn)生較大影響，但是由于民眾居家時間拉長后燃氣消費提升，下半年工業(yè)用氣需求強勁反彈，入冬后局部地區(qū)寒潮間接提升采暖用氣量，我國天然氣需求仍保持增長勢頭。根據(jù)國家統(tǒng)計局、海關(guān)總署數(shù)據(jù)和行業(yè)報告測算結(jié)果，預計全年天然氣表觀消費總量達到3266×108m3，庫存凈增長35×108m3，真實需求3231×108m3，較2019年增長6.6%[21]。

2020年，化石能源(煤炭、石油、天然氣)占我國能源消費總量比重高達84.6%(根據(jù)國家統(tǒng)計局能源主要產(chǎn)品產(chǎn)量月度數(shù)據(jù)計算)。與全面跨越到可再生能源相比，加快天然氣在發(fā)電、取暖和燃料領(lǐng)域?qū)γ禾?、石油的替代，是實現(xiàn)碳中和目標更加現(xiàn)實的選擇。從中長期來看，在我國能源消費總量進入3%～4%的中速增長區(qū)間后，天然氣消費增長很大程度上來自對煤炭和石油的替代，未來中國天然氣消費增長的主要驅(qū)動力來自三大領(lǐng)域，一是燃氣發(fā)電和集中供暖；二是交通燃料；三是居民和商業(yè)用氣。第一，天然氣在發(fā)電和集中供暖領(lǐng)域?qū)γ禾康奶娲约霸诜植际侥茉聪到y(tǒng)、冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)中份額的增長，將成為中國天然氣需求增長的最大驅(qū)動力；第二，液化天然氣在陸上、水上交通運輸對汽油、柴油、燃料油等石油產(chǎn)品的替代，將推動交通用氣需求的增長；第三，居民和商業(yè)用氣方面，“十四五”期間，城鎮(zhèn)燃氣的普及工作將進入收尾階段，但農(nóng)村地區(qū)仍有較大的增長潛力，將成為拉動國內(nèi)天然氣需求的重要途徑。2020—2040年，以上領(lǐng)域的天然氣消費增量占比有望達到60%以上[22-23]。

根據(jù)IEA、BP、FGE三大能源咨詢機構(gòu)所作的中長期預測結(jié)果，預計到2030年，中國天然氣需求量為2019年的1.8倍，2040年進一步增長到2019年的2.0倍左右[24-26]。

2.2 政策引導鼓勵國產(chǎn)氣供應增長、保安全

依靠資源稟賦和政策支持，我國中短期天然氣產(chǎn)量增長空間較為可觀。根據(jù)2020年的BP世界能源統(tǒng)計年鑒，我國天然氣探明儲量為8.4×1012m3，占全球總量的4.2%；2008—2019年年均增長10.7%，探明儲量增速遠高于同期全球1.5%的年均水平。從2018年開始，國家相繼出臺一系列政策措施，如擴大非常規(guī)氣補貼范圍、取消外商在油氣上游領(lǐng)域投資限制、減征頁巖氣資源稅等，鼓勵國內(nèi)油氣勘探開發(fā)[27]。國有石油公司積極落實關(guān)于加大油氣勘探開發(fā)力度、保障我國能源安全的批示精神，設立了不同的增儲上產(chǎn)目標。國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示，2020年我國天然氣產(chǎn)量為1888×108m3，比2019年增加9.8%，在政府和企業(yè)的共同努力下，未來我國國內(nèi)天然氣產(chǎn)量仍有較大的增長空間。初步預計，2020—2030年國內(nèi)天然氣產(chǎn)量年均增速為4.4%；2030—2040年，因成熟氣田枯竭，產(chǎn)量年均增速降至1.5%～2.0%，在此期間常規(guī)氣產(chǎn)量增速放緩，非常規(guī)天然氣成為增量的主要來源。

圖2 機構(gòu)對中國天然氣需求的中長期預測Fig. 2 Medium and long-term forecast of China’s natural gas demand by institutions

2.3 進口氣填補國內(nèi)供需缺口、不可或缺

截至“十三五”期末，我國基本形成了西氣東輸、海氣登陸、就近供應、北氣南下的天然氣供應格局[28-29]。但在需求潛力不斷釋放的情況下，供需缺口持續(xù)存在，進口管道氣和LNG已經(jīng)成為我國天然氣供應體系中不可或缺的組成部分。管道氣方面，隨著未來中俄東線北段的建成投產(chǎn)，東北、西北、西南三大管道氣進口通道的輸氣量將繼續(xù)保持增長，輸送能力有望進一步提升。LNG方面，“十四五”初期國際市場供應的寬松態(tài)勢，將使進口成本繼續(xù)保持中低水平，有助于LNG進口量在中國天然氣進口總量中占比的穩(wěn)步提升[30]。隨著天然氣進口規(guī)模的擴大，供應安全問題將愈發(fā)值得重視。中亞資源供應的穩(wěn)定性仍存隱憂，特別是哈薩克斯坦和土庫曼斯坦等部分供應國，由于本國用氣需求增速高于產(chǎn)量增速，未來隨著時間的推移，可能出現(xiàn)減供、中途下載等情況。

2.4 部分儲運設施建設相對滯后、影響用氣效率

我國境內(nèi)管輸能力和儲氣調(diào)峰能力仍顯不足?！笆濉逼陂g，西氣東輸三線、陜京四線等國內(nèi)主干管道建成投用，中俄東線北段通氣，“南氣北上”等互聯(lián)互通工程輸送能力增加6000×104m3/天的目標基本實現(xiàn)，LNG接收站實際接收能力超過9000×104t/a，全國互聯(lián)互通的供應體系初步形成，但是管道和儲氣庫建設進度仍然滯后。其中，長輸管道總里程為8.7×104km，尚未達到10.4×104km的規(guī)劃目標，全國地下儲氣庫合計有效工作氣量約102×108m3，也尚未達到148×108m3的規(guī)劃目標[31]。截至2020年底，我國儲氣庫工作氣量占天然氣消費量的比重不足5%，遠低于國際天然氣聯(lián)盟(IGU)建議的12%標準。按當前建設進度，預計“十四五”期末，在地下儲氣庫、沿海LNG儲罐和城市調(diào)峰儲罐共同發(fā)揮作用的情況下，應急調(diào)峰氣量將達到消費量的8%左右，比國際合理水平低4%，儲氣調(diào)峰保障能力仍然薄弱。在“雙循環(huán)”的新發(fā)展格局下，完善國內(nèi)天然氣儲運系統(tǒng)、加強天然氣供應保障能力，將成為基礎設施去瓶頸的關(guān)鍵。

2.5 體制機制瓶頸待逐步打破、深化市場化改革

近年來，我國大力推進天然氣市場化改革，在上游礦權(quán)、中游管網(wǎng)、下游準入環(huán)節(jié)已取得突出成就，但一些制約市場發(fā)展、抑制基礎設施投資建設力度的體制機制問題仍然存在。以儲氣環(huán)節(jié)為例，地下儲氣庫屬于高固定投入項目，投資回收期長，且墊底氣成本無法回收，儲氣服務和調(diào)峰氣量未能形成市場化定價，儲氣能力建設的主力仍是國家石油公司，社會資本對儲氣庫投資建設積極性嚴重不足。在“雙循環(huán)”新發(fā)展格局下，天然氣行業(yè)體制機制改革的深化勢在必行。首先，油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域的開放，對于建立多元競爭的市場體系發(fā)揮著重要的引領(lǐng)功能，也可以在很大程度上減輕我國的天然氣進口壓力。其次，國家油氣管網(wǎng)公司將為行業(yè)帶來全局性變革。通過管網(wǎng)基礎設施的公平開放，管道、儲氣庫、LNG接收站等基礎設施的建設和運行效率有望進一步提升，形成多主體多渠道投資、運營的新局面，從而降低中間成本，優(yōu)化資源配置[32]。最后，市場化定價范圍逐步擴大，有助于進一步理順天然氣價格機制，通過差異化的氣價，更加直觀地反映儲氣調(diào)峰成本、季節(jié)性峰谷價差，提高各類主體的儲氣調(diào)峰設施投資建設和運營積極性。

3 天然氣進口形勢仿真模型構(gòu)建

基于上述分析，本文構(gòu)建天然氣貿(mào)易仿真模型，對我國天然氣中長期進口形勢進行情景分析，通過比較不同情景下的天然氣對外依存度、貿(mào)易格局和基礎設施利用情況，提出有利于我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策建議。

3.1 改進的GGM模型

本文在Egging等學者的GGM模型基礎上，根據(jù)中國以及全球天然氣市場的供需格局、基礎設施現(xiàn)狀和未來發(fā)展趨勢，改進目標函數(shù)、約束條件和部分數(shù)據(jù)參數(shù)，建立了中國天然氣貿(mào)易仿真模型，用于中國天然氣市場供需、貿(mào)易和基礎設施建設等問題的數(shù)值模擬分析。

改進的GGM模型依然以市場綜合收益最大化為目標，其目標函數(shù)如下：

該目標函數(shù)受到如下條件的約束：

(1)天然氣生產(chǎn)能力約束：

(2)供應者資源獲取權(quán)限約束：

(3)儲氣設施采氣、注氣量約束：

(4)基礎設施(管道、LNG液化廠、LNG接收站、儲氣庫等)擴能投資約束：

(5)基礎設施(管道、LNG液化廠、LNG接收站、儲氣庫等)能力約束：

模型中符號及變量說明如表1所示，其基本參數(shù)沿用Egging等的全球天然氣開源模型的部分初始設定，在此基礎上，根據(jù)我國天然氣產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀和發(fā)展趨勢，按以下思路進行修正：

表1 改進的GGM模型基本符號與變量說明Table 1 Basic symbols and variable descriptions of improved GGM model

(1)在模型中為我國單獨建立地理區(qū)域標識，并將我國的地理區(qū)域劃分進一步細化，相應增設管道、儲氣庫、LNG接收站等基礎設施節(jié)點，使模型能夠?qū)ξ覈奶烊粴馐袌鰧崿F(xiàn)更好的模擬效果；

(2)根據(jù)我國的LNG、管道氣長期進口合約，管道、儲氣庫、LNG接收站產(chǎn)能建設和規(guī)劃情況，對模型的參數(shù)進行相應更新和修正，使模擬結(jié)果更加貼近我國天然氣產(chǎn)業(yè)實際；

(3)根據(jù)不同的情景設置以及IEA、EIA、BP等機構(gòu)的最新報告，對全球天然氣供需數(shù)據(jù)的初始值進行修正。

3.2 情景設置

根據(jù)“雙循環(huán)”的基本要求可知，暢通的資源串換、靈活的資源購銷、開放的基礎設施是天然氣工業(yè)“雙循環(huán)”的典型特征，因此本文用基礎設施產(chǎn)能約束作為“雙循環(huán)”格局發(fā)展程度的代理變量。假設當2050年“雙循環(huán)”新發(fā)展格局全面形成時，天然氣發(fā)展的基礎設施瓶頸約束消除(情景A2和B2)。與此相反的是儲運能力約束情景(A1和B1)，在此情景下，2020—2025年基礎設施產(chǎn)能分布以當前規(guī)劃情況為準，2026—2050年基礎設施建設產(chǎn)能建設和擴張情況由模型數(shù)值模擬結(jié)果決定。

根據(jù)2020—2050年“雙循環(huán)”、“碳中和”政策落地程度，本文共設置4個未來發(fā)展情景，具體情景描述如表2所示。

表2 4種情景設置描述Table 2 Description of Four Scenario Settings

基于以上假設，將四種情景下預設的天然氣表觀消費量匯總至圖3。通過比較超低碳情景(B1、B2情景)和優(yōu)先發(fā)展情景(A1、A2情景)可以發(fā)現(xiàn)，“碳中和”愿景下，能源轉(zhuǎn)型全面提速、化石能源向非化石能源的過渡期縮短，將使我國天然氣消費需求提前達峰。B1、B2情景下，我國天然氣消費量將于2035～2040年間達峰，峰值水平為6500×108～6780×108m3，達峰時間比A1、A2情景提前5～10年。超低碳運行情景下，2035年后的天然氣表觀消費量顯著低于無碳約束下的消費總量。而解除儲運能力約束后，天然氣表觀消費量峰值將上 升280×108m3(從B1上升到B2)或者290×108m3(從A1上升到A2)。

圖3 我國天然氣表觀消費量基本假設Fig. 3 Assumptions of natural gas consumption in China

4 仿真結(jié)果與分析

天然氣貿(mào)易仿真模型的編程和數(shù)值模擬過程均由GAMS軟件實現(xiàn)，仿真實驗流程如圖4所示。

圖 4 天然氣貿(mào)易仿真模型數(shù)值模擬流程圖Fig. 4 Flow chart of numerical simulation of natural gas trade

仿真結(jié)果和相應分析如下：

4.1 天然氣對外依存度

超低碳發(fā)展情景下，伴隨著天然氣消費2035—2040年間達峰，國內(nèi)天然氣產(chǎn)量提前達峰并開始回落(見圖5)，但我國天然氣產(chǎn)量增幅低于消費量增幅。

圖5 我國天然氣供應類型模擬結(jié)果Fig. 5 Simulation results of natural gas supply types in China

激進的能源轉(zhuǎn)型策略將提高我國天然氣對外依存度。如圖6所示，B1情景下，2025—2050年我國天然氣平均對外依存度為49.6%，比A1情景高1.1個百分點；B2情景下，2025—2050年我國天然氣平均對外依存度為51.4%，比A2情景高1.0個百分點。

圖6 我國天然氣對外依存度模擬結(jié)果Fig. 6 Simulation results of China’s dependence on imported natural gas

基礎設施產(chǎn)能擴建對管道和LNG進口的相對促進作用十分顯著，造成對外依存度進一步提升。在解除儲運能力約束后，對外依存度將上升2.0(從B1上升到B2)或2.1個百分點(從A1上升到A2)。

在基礎設施產(chǎn)能約束完全移除的情況下，LNG在整個天然氣進口量中的占比明顯提升(見圖7)。

圖7 進口LNG在進口天然氣總量中占比模擬結(jié)果Fig. 7 Simulation results of the proportion of imported LNG in the total imported natural gas

4.2 天然氣進口來源結(jié)構(gòu)

2025—2050年，我國天然氣進口渠道將更加集中。圖8展示了4種能源轉(zhuǎn)型情景下，我國從重點國家和地區(qū)進口天然氣量的變化情況，其中，中亞、俄羅斯以管道氣為主，其他地區(qū)以LNG進口為主。

圖8 中國從重點國家和地區(qū)進口天然氣量變化Fig. 8 Changes in natural gas imports from key countries and regions in China

首先，中亞和俄羅斯的管道氣依然是我國最重要的天然氣來源，進口量整體平穩(wěn)。但由于中亞和俄羅斯還面向歐洲和東亞眾多國家出口天然氣，在天然氣出口戰(zhàn)略越發(fā)多元化傾向下，其資源也可能被巴基斯坦、印度等周邊國家分流，因此需要警惕供應安全風險。其次，卡塔爾受疫情影響，LNG項目建設進度推遲，未來資源有較大不確定性，預計“碳中和+雙循環(huán)”情境下，中國來自卡塔爾的進口量將在2035年高峰回落。第三，美國LNG將成為我國進口天然氣的重要補充。在拜登當選新一屆美國總統(tǒng)后，美國對華遏制態(tài)度不會改變，但拜登政府將尋求重塑國際領(lǐng)導地位和規(guī)則體系，兩國LNG貿(mào)易有望迎來新局面。在產(chǎn)業(yè)層面，美國天然氣資源豐富、LNG供應較為穩(wěn)定。從中長期來看，美國LNG是我國LNG長約和現(xiàn)貨市場的重要補充，特別是在基礎設施瓶頸消除的情況下，進口量有較大增長空間。第四，非洲的資源潛力將自2035年得到極大地釋放，將在我國天然氣消費達峰后形成相對穩(wěn)定的供應。第五，其他地區(qū)，由于本國的低碳發(fā)展政策或資源約束，LNG供應有限。例如澳大利亞，受本國政策影響，將有一部分出口資源優(yōu)先保障國內(nèi)消費，因此可供出口中國的天然氣量也較為有限。預計“碳中和+雙循環(huán)”情境下來自澳大利亞的進口量將在2035年高峰回落。南美自2035年以后的資源勘探開發(fā)前景也具有較大不確定性，增長空間有限。

4.3 國內(nèi)管道氣跨區(qū)調(diào)配

在“優(yōu)先發(fā)展+儲運受限”情境下，不斷增長的天然氣需求給資源獲取和基礎設施帶來了巨大壓力。我國的天然氣儲運體系主要由LNG再氣化裝置、輸氣管網(wǎng)、地下儲氣庫、LNG和CNG儲罐等設施組成，儲運能力的有序擴張和基礎設施的互聯(lián)互通，能夠提高資源利用效率、優(yōu)化資源配置，間接促進天然氣消費的增長。當“雙循環(huán)”發(fā)展使儲運能力瓶頸消除后，國內(nèi)天然氣管道跨區(qū)域調(diào)配量將加速釋放。如圖9所示，情景A2和情景B2的國內(nèi)天然氣管道跨區(qū)調(diào)配總量分別比情景A1和情景B1高出12.0%和11.8%，表明在不同的能源轉(zhuǎn)型路徑下，儲運設施產(chǎn)能瓶頸的消除，都有助于國內(nèi)天然氣資源的合理配置?！疤贾泻汀贝偈箛鴥?nèi)天然氣管道跨區(qū)域調(diào)配量從2035—2040年間開始高峰回落，所需要的進口基礎設施產(chǎn)能也會相應下降。

圖9 國內(nèi)天然氣管道跨區(qū)調(diào)配量Fig. 9 Simulation results of the cross-regional allocation through pipelines of domestic natural gas

4.4 LNG接收站利用率

對比A1、B1情景下的LNG接收站利用率(A2、B2情境下，模型假設基礎設施無約束，因此LNG接收站接受能力無限大，因而利用率接近0)，可以發(fā)現(xiàn)在超低碳情景(B1情景)下，2040年以后隨著天然氣需求達峰，LNG接收站利用率比A1情景加速回落，如圖10。這是提前達峰帶來的基礎設施能力閑置問題，如果到時候LNG接收站規(guī)劃過多，導致再氣化能力退役速度慢于LNG依存度回落速度，勢必會造成一定程度的資源浪費。

圖1 2016—2020年中國天然氣表觀消費量Fig. 1 Natural gas consumption of China from 2016 to 2020

圖10 國內(nèi)LNG接收站利用情況預計Fig. 10 Prediction of utilization of LNG receiving stations in China

5 結(jié)論與建議

本文系統(tǒng)梳理了2020—2050年我國天然氣市場發(fā)展面臨的市場、政策、通道、設施、體制機制機遇與挑戰(zhàn)，基于“雙循環(huán)”和“碳中和”兩大發(fā)展愿景，提出了有約束優(yōu)先發(fā)展、無約束優(yōu)先發(fā)展、有約束超低碳發(fā)展、無約束超低碳發(fā)展4大情景，改進并構(gòu)建了中國天然氣進口中長期仿真模型，對多情景下我國天然氣消費、供應、進口形勢和基礎設施利用率進行了對比。

我們假設激進的能源轉(zhuǎn)型目標促使天然氣消費提前達峰。“碳中和”對天然氣生產(chǎn)和消費端同時產(chǎn)生抑制作用，天然氣產(chǎn)能將在2040年以前加速釋放，國內(nèi)天然氣表觀消費量于2035—2040年間達峰。仿真結(jié)果顯示：1)“碳中和”和基礎設施瓶頸的消除將帶來更大的保供壓力。在2035年以后，國內(nèi)天然氣產(chǎn)量提前達峰并回落，且由于我國天然氣產(chǎn)量增幅低于消費量增幅，我國將面臨更高的天然氣對外依存度，帶來更大的供應安全隱患，給資源獲取和基礎設施運營帶來巨大壓力。2)進口來源方面，LNG進口資源增長潛力較大，管道氣進口來源相對比較固定，中亞、俄羅斯等管道氣供應總量有上限。儲運設施去瓶頸后，LNG進口量在天然氣進口總量中的比重將進一步升高。美國和非洲LNG將成為我國LNG長約和現(xiàn)貨市場的重要補充。3)天然氣消費達峰后，可能出現(xiàn)LNG接收站等基礎設施冗余，應提前制定保護性政策，保障部分保供項目能夠至少回收投資成本。

基于以上仿真結(jié)果，建議謹慎推進能源轉(zhuǎn)型，充分論證能源轉(zhuǎn)型實施路徑，發(fā)揮天然氣的過渡能源優(yōu)勢，維護能源供應安全。加強天然氣消費的需求側(cè)管理，通過價格機制引導能源的合理利用。在“碳中和”背景下，有必要在我國的液化天然氣貿(mào)易環(huán)節(jié)推廣碳中和條款，引入碳信用額度機制和碳市場交易機制，以抵消LNG到岸后全消費周期產(chǎn)生的直接或間接碳排放量，實現(xiàn)進口LNG的碳中和目標，并相應完善碳排放核算機制和液化天然氣在發(fā)電、交通等領(lǐng)域的定價方式，以充分反映其環(huán)保溢價。加快天然氣市場化改革，以及基礎設施的互聯(lián)互通，通過多種措施促進天然氣基礎設施建設，特別是儲氣調(diào)峰設施和國內(nèi)天然氣管輸設施。例如，在氣價中體現(xiàn)儲氣調(diào)峰等環(huán)節(jié)成本，提升儲氣庫的投資積極性。充分利用我國天然氣進口大國的優(yōu)勢地位，從戰(zhàn)略的高度形成協(xié)調(diào)完善的采購策略，形成多元化的進口結(jié)構(gòu)，管道進口合約、LNG長約和短約、現(xiàn)貨相結(jié)合，努力降低進口成本。逐步建設管道、儲氣庫、LNG接收站等設施聯(lián)調(diào)聯(lián)運的運行管理平臺，優(yōu)化基礎設施運行夯實資源基礎，加大勘探開發(fā)力度，加快增儲上產(chǎn)，避免對外依存度進一步提高。加快研究推出天然氣期貨等衍生品上市交易，發(fā)揮期貨市場的價格發(fā)現(xiàn)、風險管理等功能。

6 展望

本文模型以Egging等的GGM為基礎構(gòu)建，重點關(guān)注我國天然氣供需中長期變化，由于預測期限較長，因此假設天然氣市場化改革在中長期已經(jīng)完成，在本文提出的4種情境中，皆不考慮中長期價格扭曲、行政干預生產(chǎn)和投資運營決策的問題。因此，改進的GGM模型中，除根據(jù)我國的基礎設施節(jié)點、產(chǎn)能建設和規(guī)劃實際情況對模型參數(shù)進行更新和修正外，價格波動、需求彈性等參數(shù)，皆沿用了Egging等的設定。這種假設可能會造成短期內(nèi)的預測結(jié)果產(chǎn)生偏差，降低2025年前預測結(jié)果的可靠性。因此，未來有必要分階段設定價格波動、需求彈性等參數(shù)，以完善模型對短期發(fā)展情景的預測效果。

此外，國內(nèi)企業(yè)未公開發(fā)布基礎設施使用成本和生產(chǎn)成本等數(shù)據(jù)，因此仿真模型沿用了Egging等的GGM模型的設定值，這是本文研究的局限所在，未來有必要通過實地調(diào)研等多種手段對這類數(shù)據(jù)加以更新，以更加符合我國天然氣市場的實際發(fā)展。