“天然气不是过渡能源，天然气作为可再生能源的最佳伙伴，会长期存在。”

12月4日，国际燃气联盟（IGU）主席李雅兰在联合国气候大会现场对话财经十一人。摄影/唐绚

韩舒淋 发自迪拜 徐沛宇 发自北京

编辑 | 马克

近两届联合国气候大会上，甲烷控排都是会议焦点。

甲烷是第二大温室气体，20年水平的全球增温效应是二氧化碳的84倍。天然气的主要成分就是甲烷，天然气行业的碳排放除了燃烧产生的二氧化碳，甲烷泄漏也是重要的排放源。

化石燃料的退出前景也始终是气候大会上的核心争议。在本次气候大会上，主办国阿联酋提出了一揽子气候应对方案，其中包括《石油和天然气脱碳宪章》。占全球石油产量40%的50家石油公司签署了该宪章，其中包括一家中国公司振华石油。

迪拜时间12月4日上午，由国际燃气联盟 （IGU） 参与主办的《中国甲烷控排努力、进展和机遇》主题边会在COP28中国角召开。会后，国际燃气联盟主席李雅兰接受了《财经十一人》专访。

李雅兰认为，天然气作为最低碳的化石能源，其竞争对手不是新能源而是储能，具备系统调节能力的天然气是新能源发展的伙伴，而同样具备调节能力的储能技术的发展速度决定了天然气的未来。

李雅兰认为国际天然气市场的供应紧张还将持续两到三年，随着上游投资扩产逐步落地，国际市场有望在2025年左右实现新的平衡，而中国将在国际市场中扮演越来越重要的平衡者角色。

天然气角色取决于大规模储能技术的发展速度

《财经十一人》：COP28主席国提出了《石油和天然气脱碳宪章》，目前中国的三桶油并没有加入，您怎么看？对于燃气公司来说，一般从哪些环节去减碳？

李雅兰：现在油气行业有各种各样的减排组织、倡议、联盟等，中国很多的企业，比如三大石油央企，以及北京燃气等城市燃气企业也都参加了不同的组织，暂时没有参与《石油和天然气脱碳宪章》不代表不重视这个工作。现在标准比较多，不同组织的关注点也不一样，它的基础数据标准也不太一样，而且《石油和天然气脱碳宪章》刚刚起步，大家需要从不同的角度来分析与自己企业的相关性，现在这个工作还在进行中，所以目前阶段没有参与不是一个最重要的事情。

天然气行业的温室气体排放主要包括两部分，一个是二氧化碳排放，一个是甲烷排放。

二氧化碳排放来自天然气的燃烧，只要它是个完全燃烧的过程，二氧化碳的排放量就是个定数了。这部分碳排放量可以通过 CCS或者CCUS去实现碳中和。另外在用户终端使用上，需要提高设备的能效，提高能源使用效率，减少能源消耗。

对于甲烷，从天然气整个产业链来说，上游生产领域排放的甲烷更多一些，下游相对较少。上游企业采用无人机，激光雷达等进行甲烷排放检测，通过伴生气回收技术减少油气田燃除 （开采过程中的天然气伴生燃烧） ;采用低功率燃气轮机和等离子点火燃烧技术减少天然气的放空 （直接排放） 、提高火炬燃除效率等;对下游燃气企业来说，也要摸清底数，搞清楚不同环节上甲烷的泄漏量有多少，比如管道漏损了多少，在燃气管道施工和维修的过程中泄漏了多少等？数据清楚了，治理起来就能够对症下药。

而且，保证燃气整个运行系统不泄漏，不仅是气候变化问题，更是安全问题。城燃企业都会配专用的泄漏检测车进行巡检，发现问题随时处理。对于施工和维修作业，要尽量减少甲烷排放，通过机械封堵设备，保证在施工中尽可能地减少甲烷泄漏。

《财经十一人》：对于天然气的未来，在能源转型的大趋势下，一般认为它是过渡能源，这个过渡期有多久？在能源转型中的角色是怎样的？

李雅兰：首先天然气是过渡能源这个定义我不太认可，或者至少在现阶段我不认可。我认为天然气作为可再生能源的最佳伙伴，还会长期存在。

长远看，天然气的角色更多地取决于储能技术的发展，如果储能技术发展的足够快，成本能够达到可接受的程度，天然气的角色就不重要了，但是目前我们还没有看到这样的可能性。

天然气有强大的储存能力，不仅有时调节能力，日调节能力，还有季节调节能力，这是一个巨大的规模。目前各类电力储能规模对于整个能源系统的平衡来说微不足道。随着可再生能源的发展，可再生能源在电力系统中的比例越大，需要的储能规模就越大。如果大规模储能发展的不够快，就需要其它能源来帮助电力系统解决季节调节问题，天然气将在其中承担重要角色。

就中国的情况而言，天然气占能源结构中的比例还很低，风电、光伏的比例也不高，新能源的利用小时数也比较低，未来天然气和可再生与能源都有很大的增长空间，天然气是支撑可再生能源发展的最好的能源品种。

《财经十一人》：2021年以来整个油气上游领域的投资都在恢复，但曾经积极投资新能源的一些油气公司放缓了对新能源的投资。您对此怎么看？中国、欧洲、美国的大型油气企业，在转型路径各有什么特点？

李雅兰：能源企业满足经济社会发展对能源的需求是它的重要职责之一，尤其是现在可再生能源还不能满足社会需求时，一旦供应紧张，油气企业就需要加大投资，增加供给保障社会需求。

油气公司都在探讨转型，但是转型路径也有不同。一些欧洲石油公司原来确实有一个比较宏大的可再生能源投资计划，现在不能说他们没有雄心了，实际上他们也一直在做可再生能的投资，但是它毕竟刚刚起步，基数低，发展壮大还需要时间。从战略的角度看，这些欧洲石油公司在发展新能源上没有太大的退缩。

美国公司更关注CCS （碳捕捉和封存技术） 。近期美国又批准了新的油田开发项目，新的液化天然气出口项目的建设，美国石油公司还是认为油气会在相当长的时间内发挥重要的作用，所以他们更重视CCS。

中国的油气公司是两个方向的工作都在做。比如中石油，有做新能源的较好的基础，它旗下油气田地域较广，资金实力比较雄厚，开发了很多新能源项目。同时三桶油也是中国油气甲烷减排联盟的发起单位，也在做CCS和甲烷减排。应该说中国油气公司既有欧洲公司在新能源上的布局，也有美国公司在CCS上的探索。

国际天然气供应紧张还会持续两到三年

《财经十一人》：俄乌冲突导致欧洲的LNG （液化天然气） 价格波动非常大。您认为全球天然气供需紧张周期还会持续多久？

李雅兰：2022年天然气紧张最直接原因当然是俄乌冲突，欧洲减少使用俄罗斯的管道天然气，导致LNG价格高涨。但实际上，全球天然气紧张从2021年下半年就开始了，因为前几年天然气勘探开发投资减少，导致天然气供应量减少，俄乌冲突加剧了天然气市场的供需失衡。

俄乌冲突前，虽然整体上全球天然气供应有所减少，但是那是一个缓慢的过程。俄乌冲突后，尤其是北溪管线被炸后，欧洲市场突然少了几百亿立方米的天然气供应，市场反应异常激烈，价格暴涨。要补充这个缺口大概需要两三年的时间，因此全球天然气供应紧张的局面还会持续两三年。

天然气行业是一个长周期的产业，从市场上供不应求到加大勘探开发投入，再到增加供应，至少需要两三年甚至四五年的时间。从2021年开始，全球油气行业的投资开始增加。2023年油气行业的投资比2019、2020年有很大增加。估计大概需要两、三年左右的时间天然气市场会实现再平衡。

另外，欧洲减少使用俄罗斯的管道天然气后，采取一些其他的措施替代天然气，比如说采取可再生能源替代天然气，甚至也用煤替代天然气。这些措施发挥了一定的作用，弥补了一些欧洲天然气的供应缺口。

在天然气行业投资增加和欧洲天然气替代这两个因素影响下，乐观估计，如果2025年是暖冬，2025年就可以实现燃气市场的基本平衡，最晚2026年可以重新达到平衡。再平衡的结果是供应相对宽松，价格回归理性。

《财经十一人》：市场达到新的供需平衡之后，全球市场天然气价格会如何变化？对不同市场有哪些影响？

李雅兰：价格是供需决定的，只要供应上来了，价格就应该会回到一个比较合理的水平。当然，大宗商品的价格不完全是由市场决定的，还会受其它因素的影响，比如地缘政治，比如气候政策等。

天然气的全球贸易是两种方式，一种是管道天然气，一种是液化天然气。过去亚洲天然气价格相对来说比较高，欧洲价格相对低，是因为欧洲大量使用俄罗斯的管道天然气，有了这个基础保障后，它对液化天然气的需求不大。亚洲这边，中国情况好一些，至少有中亚和中俄管道天然气，日韩没有这个条件，只能用液化天然气，因此亚洲溢价就高一些。未来中国还有可能建设新的天然气进口管道，进口更多的的管道天然气。当然，规划中的中俄新天然气管道能够向中国供气还需要一定的时间。

中国的天然气需求潜力还很大，目前我们的能源结构中煤炭占到50%以上，天然气只有8%，世界平均水平是24%，美国、欧洲已经超过30%。

《财经十一人》：在天然气市场格局方面，以前欧洲是国际天然气贸易市场的平衡者，现在包括国际能源署等机构认为中国正在取代欧洲成为新的平衡者，您怎么看这种变化？

李雅兰：我比较同意这个观点。要做市场的平衡者，首先市场要足够大，相当于有一个大的蓄水池。过去，中国天然气市场规模比较小，容量比较小，在全球市场上的比例有限。这几年来，中国天然气市场整体的体量变大了，进口量在全球市场的比例也增大了，中国就成为了新的平衡者。

不过，现在中国和欧洲的角色也不是完全互换的，欧洲还有一定的平衡作用，因为欧洲的LNG需求量比原来有了较大增长。

另外，平衡者还要求拥有较强的天然气储存能力。欧洲的天然气储存能力大概占其总消费量的25%左右，中国的天然气储存能力一直较弱，现在中国正在大力新建储气设施，等到中国的储气能力达到一定程度后，就会发挥更强的平衡者的作用。

《财经十一人》：去年冬天河北再次出现气荒，下游城燃价格倒挂是很重要的原因，您认为中国的天然气市场机制和价格机制还需要做哪些改革？

李雅兰：上一轮的天然气产业改革将上游和中游分离，都形成了较强的国家监管，有明确的定价机制和投资回报机制。

虽然在国家的定价机制里，对下游燃气企业的投资收益率也有明确的规定，但是下游燃气企业的管理与上、中游不是一个体系，城燃企业都是由地方政府直接管理的，而且市场主体特别多、小而分散。大的城市燃气企业，比如北京、上海直接由直辖市政府管理；小的燃气公司，可能由县一级政府或者一个开发区政府来管理。地方政府确定燃气的价格时，考虑的因素比较多，比如本区域的价格承受能力、招商引资、CPI水平、社会稳定等等。因此，天然气是一个产业链，但是管理是分开的，价格调整是由不同层级的政府分别确定的，这是最主要的原因。

这轮改革希望形成3+1+X （3指上游是三大石油公司，1指管网环节的国家管网公司，X指下游的燃气销售公司） ，但实际市场格局是3+1+3+X，气源分配还是由三桶油销售给下游的燃气公司。

这样的格局下，上游3+1总共就4家公司，而下游大大小小的燃气公司有3000多家，下游公司的体量、能力、水平等方方面面和上游企业差距太大，很难博弈，下游企业在与上游企业的价格谈判中也处于弱势。

由不同的政府部门分别管理同一个产业链的不同环节，很难形成统一的改革思路。在理顺市场机制的情况下，上游涨价的时候，下游应该同步顺价，但实际很难做到，很多地方调价还需要开听证会。个别城燃企业情况稍微好一些，上游涨价之后可以顺到工商业用户，但是大部分的城燃企业就没有那么幸运。