——几个关键要素的讨论
　　本文从能源结构的角度，解读扩大天然气消费的政策，以及政策目标涉及的机制与手段问题，以期判断出未来几年的天然气市场的基本框架。
　　天然气是最清洁的化石能源。至少在10年以前，在学术与政策界就有“天然气时代来临”的畅想，并且认为天然气时代对于局部环境质量与全球温室气体排放问题都是一个好消息。在天然气运输不便、基础设施缺乏有所改善(通过液化实现长途运输、天然气管网进一步完善)之后，不断上升的天然气价格成为最大的关切以及迅速普及的障碍。
　　过去10年，非常规油气资源，特别是北美致密气/页岩气的爆发，极大地改变了天然气以及能源工业的图景。美国能源信息署(EIA)统计显示，10年内美国的页岩气生产增长了20倍，2012年在全部天然气生产中的比例占到了40%。天然气价格迅速下降，甚至于短期内低过煤炭。EIA能源展望认为，到2040年，页岩气产量可能接近美国全部天然气产量的53%，致密气达到15%。
　　在美国之外的其他地区，特别是澳大利亚、中国以及欧盟国家，关于本地区非常规气资源禀赋以及开采可能性的评估与试采也正在进行之中。如果一切顺利，一个天然气的“黄金时代”(国际能源署(IEA)《能源展望2012》语)有可能出现。
　　回到我国，过去的10年，天然气的消费从很低的基数，实现了年均接近20%的增长，但是这种增长仍旧属于“被压抑的增长”。气荒、供应不足、“以供定需”、“有序使用”、冬季保供成为了人们最主要的印象。供应不足的经历如此刻骨铭心(特别是一些工业天然气用户，比如燃气电厂)，以至于有人做出了中国天然气供应将长期紧张的判断。
　　长期天然气是否紧张，这不得而知，这种判断或许是对的。不过这种“预测”意义上的判断是无法讨论的，因为经济能源系统作为开放的系统，人们的行动与政策是可以施加影响的，短期的变化会很慢，特别是基础设施，但是长期人的主观能动性是个重要的因素。长期来讲，一个有意义的问题是，不断扩大的天然气使用，是否能够增进全社会的福利，是否有利于能源结构的合理化。如果它的答案是肯定的话，那么解决供应不足的问题就应该成为政策目标与行动含义，而不是反过来从“可行性”的角度忽略或者推翻前一个目标。本文即从能源结构的角度，解读扩大天然气消费的政策，以及政策目标涉及的机制与手段问题。
　　解读目标：提高天然气消费比重
　　2014年11月，国务院印发了《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，其中提及，坚持提高天然气消费比重，到2020年，天然气比重达到10%以上。实施气化城市民生工程，到2020年，城镇居民基本用上天然气；发展天然气交通运输；在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区，发展天然气调峰电站，结合热负荷需求适度发展燃气—蒸汽联合循环热电联产。结合这一需求的增长，做好供应侧的基础设施与气源保障，到2020年，天然气主干管道里程达到12万公里以上；加大液化天然气和管道天然气进口力度。
　　应该讲，以上的表述非常明确、具体并具有可操作性。特别地，不同主体加大进口在一定程度上也可以倒逼国内的天然气市场开放与管道的无差别进入，消除业已存在的价格“堰塞湖”(指的是同一效用的气却具有不同的价格)，有助于形成统一的市场。
　　如果这一目标可以实现，在中国的能源结构中，煤炭的份额下降与天然气的上升将是较为确定性的趋势。这是此消彼长的连续性变化，问题的关键在于变化多快，10%的国家层面的增长目标(目前是6%左右)是否合适，过大还是过小，是否会受到供给层面操作性努力进度的限制(天然气属于大宗商品，基础设施决策与投资都异常谨慎，多为照付不议合同，周期很长，供应变化的节奏很慢，因此比较容易对近期，比如5-10年的情况进行展望)。
　　这是一个有争议的问题。因为一方面，对于大部分地区(特别是欧洲与我国)，天然气一般比煤炭贵，实现天然气的扩大化意味着较高的能源成本与负担，对于我国这样的发展中国家，是否有必要用这种“高级气”是有争论的。另一方面，从可行性角度，如果没有强有力的政策或者手段干预，天然气对煤炭的替代是很困难的，更多的可能是天然气与可再生能源长期的替代，而煤炭由于成本低，这种替代即使在基础设施层面实现了，在能源活动上的替代也是不可持续的。最后，天然气的确比煤炭油品清洁，但是毕竟还是化石能源，其排放温室气体相比可再生能源还是可观，那么是否有必要从煤炭时代直接跳过天然气时代而进入可再生能源时代。
　　以下，我们将尝试回答几个关键问题：
　　1. 天然气在哪些部门实现增长？
　　在这个问题上，如果我们认可评价好坏的标准在于产出投入比最大(而不是单方面的产出水平，完全不问投入)，那么这完全可以是一个事实判断。要回答这个问题，我们必须测量“增气”的成本以及效益。
　　天然气在交通领域，代替更贵的油品，是一个效益大于成本的事情。LNG卡车的增量投资，由于节省的燃料成本，大致在1-3年之间就可以收回来。由于天然气涨价预期的存在，未来的回收期预计可能拉长，但是仍旧是有吸引力的。无法快速增长的基本原因在于供应侧基础设施的缺乏。
　　在发电领域，天然气单位发电的燃料成本比煤电高出一倍，甚至更多。但是在某些情况下，天然气发电也可以成为成本有效性的选择。这些情况包括：
　　尖峰位置的负荷。用天然气往往是成本最低的，因为这部分年利用小时数低，燃料成本变得无足轻重，而投资成本成为了主要决定因素。
　　天然气热电(冷)多联产系统。具有非常多的优势，本地供应、热效率高、方便灵活，是智能电网系统中重要的组成部分。美国在一段时间，曾经有人提出未来的电网是天然气网的说法，说的就是这种分布式天然气发电为主的应用模式。在我国，这种系统的竞争性受到了利用水平、技术能力、价格扭曲等多方面因素的复杂影响，发展目前而言较为困难。
　　与大比例可再生能源的配合。天然气机组是不可缺少的，因为它启停迅速，调峰调频可堪大任。这也是国际上为何可再生能源商跟天然气能源商目前有点“惺惺相惜”感觉的基本原因。
　　高收入地区减少污染损失。这些地区的收入水平与电价水平高，而人口密集，污染的损失很大。天然气机组即使作为基荷，可以降低污染物排放，也有一定的竞争力，在非扭曲的电力市场中，将会排挤外来电力(比如距离过远而成本过高，或者面临更近地理区域的电力需求的竞争，缺乏远输电的足够动力)，成为有经济竞争力的选择。
　　而这些领域，在我国的发展都是比较初步的，存在着巨大的成本有效性的空间。从这个角度，笔者总体上倾向于认可，我国天然气增加是朝向福利改善的方向的论点。考虑到其他国家，包括发展中国家的天然气利用水平，10%的份额还不算高。
　　2. 天然气替代有哪些不确定性？
　　这个问题在市场环境下表现的非常充分。2009-2012年期间，欧盟碳市场价格信号乏力(源于经济增长乏力等因素)、德国弃核、趸售电力市场价格不断走低(源于可再生发电越来越多的merit-order效应)、美国煤炭出口增多(源于页岩气的国内替代)，煤炭价格相比2008年高点下降30%以上，而煤炭消费持续增长，明显呈现出对天然气的替代。2013年夏季，德国天然气机组出力就因为燃料成本高昂(边际成本高)，其利用率下降了20%。
　　美国也呈现相似的规律。天然气价格2012年跌到最低，之后出现了明显的回升，煤炭又部分地重拾其市场份额。Shearer(2014)在《Environmental Research Letters》对美国天然气供应扩大情况的模拟显示，扩大的天然气供应(从而更低的天然气价格)在更大的程度上会压缩可再生能源发展的空间，而不是煤炭。
　　在我国，由于缺乏不同能源之间竞争的市场机制，这一问题并没有那么显性，但是会以其他的方式表现出来。天然气发电是贵，但是在我国电力结构中的份额低到5%以下的程度(2013年，占总装机的3.5%，发电量的2%)，是否可以由贵的程度完全解释，这是一个需要研究的问题。
　　一个典型的例子是上海。目前，上海的本地电源装机为2200万千瓦，而外来输电则超过1500万千瓦。2014年夏季，上海电网最高负荷是2600万千瓦左右。这意味着即使以最大负荷计，系统的冗余度也超过40%。由于不同机组分门别类的设定了很多特定的价格，而相对天然气的价格，其发电的上网价格往往不够高，天然气机组的市场份额完全没有了规则，其快速调节、污染排放小的价值也缺乏发现机制。不同的机组如何分“有限的用电蛋糕”，就是一个比较混沌的问题了。天然气机组是投入使用还是闲置，占据何种地位，也有很大的自由量裁成分。
　　3. 天然气使用是长远未来的桥梁还是障碍？
　　这个问题属于面向长远未来的讨论了。人们现在越来越倾向于认为美国页岩气的井喷以及由此带来的燃气价格下降，是气候变化问题的坏消息了。笔者的合作者之一Nico Bauer博士近期在英国《自然》杂志的文章就模拟了这样的一个故事——因为增强的天然气竞争力，在更大的程度上会推迟可再生能源的发展速度，而对煤炭的替代是微乎其微的。并且由于电力价格由此下降，带来了电力消费的反弹，加上天然气传输过程中的泄漏(甲烷高增温效应)等排放，扩大的天然气供应对于温室气体减排几乎完全无效，甚至于增加碳的排放。
　　从另一个侧面这意味着，如果人们更看重气候变化，需要更紧的气候变化目标，那么通过碳的定价压缩天然气消费(那个时候煤炭与石油几乎淘汰了，而减排程度还不够。比如大体上，气候温升2度目标意味着2050年电力部门实现脱碳，2100年全部能源部门实现零碳排放)就有可能使得天然气资产成为无用资产，其存在“搁置”的风险。
　　当然，这个角度的考虑对于我国10%都不到的利用水平，有点像“另外一个极端”的问题了，有些超前了。但是决策者在推出政策或者目标的时候，需要明确对此是如何考虑的，这是一个科学的政策制定所需要的。
　　天然气价格机制：与石油与电力的比较
　　从技术特性而言，天然气较石油难以运输与储存(或者叫成本很高，液化为LNG成本要翻一倍)，但是比电力要容易(电力输送的损耗很高，且不易储存，基本要时刻保持供需平衡)。这种技术特性，对应到天然气的经济价值，时间、空间与交货灵活性三个维度上的非均一程度，也介于石油与电力之间。
　　在时间上，天然气市场为基础的价格波动稍大于石油，但远小于电力。2012年，欧洲地区天然气现货价格波动幅度大致是平均价格的70%，而石油的波动只有35%左右，但是电力价格的波动远超过100%。以德国电力市场为例，其日前价格在-222欧元/MWh与210欧元/MWh之间，波幅是平均价格(大致40欧元/MWh)的十倍。由于电力市场是逐小时出清的，这意味着每年德国将存在2.6万(实时价格、日内价格与日前价格×8760小时)个电力价格水平。而美国德州电力市场，是以5分钟为周期出清的，那么就意味着存在对应于不同时刻的30亿个电力价格。而石油与天然气不会有如此的价值差异与波动。
　　在空间上，世界石油基本是一个统一的市场，而天然气由于运输成本较高，地区间价格差别也很大。亚太地区的天然气价格，仍旧比北美高出3-5倍，比欧洲高出1-3倍。而短期的基础设施缺乏，也可能造成价格的大幅波动。2014年初，美国天气严寒，尽管天然气供应总量大幅增加，但是由于管道的扩张速度有限，特别是在纽约与新英格兰地区，相比港口价格，这些地区的天然气现货价高出了20倍，超过100美元/mmbtu。
　　但是，一般意义上的传输成本仍将可以预见的小于电力。这意味着即使考虑输送成本，天然气远端用户(比如上海，以进口LNG价格为标杆)相对本地用户(比如四川用户)仍具有更强竞争力是可能的。而电力一般本地用户的竞争力更强，因为电力的来源多样，受地域限制很小，各地区的电力成本的差异无法弥补高昂的输送成本是大部分情况下的现实，因此电力的就地平衡是一个基本的经济性原则，而天然气的限制要小的多。建立天然气的全国统一市场，相比电力是一个恰当的提法。
　　在交货灵活性上，天然气灵活性上要稍差于常温液态的石油，但基本不存在电力特有的不同类型机组“爬坡快慢”性能不同的问题，以及可再生电力不可控与出力波动的问题。这也为简化的天然气定价机制与产品类别提供了可能。
　　在我国，行政订立、完全特定的天然气价格，无法充分反映天然气价值在任何一个维度的实时变化，以时间维度为最。供应总量上的稀缺，是从来没有出现过的。但是，一些现象可以折射出很多缺乏价格机制的问题。比如某些地区用气价格甚至低于中东LNG现货采购成本，打击供给而刺激消费；罐装天然气(市场价格)比管道天然气(管制价值)价格高出很多，供应商有充足的动力使管道气用户变得“缺气”，而去供应高价散装用户；居民用气为主、价格高度管制的结构，冬夏峰谷差巨大，而储气库的建设由于缺乏激励，冬季的供气紧张反复上演。缺乏灵活的价格机制，可以说是我国“气荒”的最根本原因。
　　价格手段要与价格机制显性区分
　　在我国，作为天然气机制的价格，可能偏高了，特别是对于某些特定的用户群，实质上采取的是价格歧视政策，比如工业用气；而作为天然气价格手段的价格，可能仍旧偏低，因为天然气的成本高昂与供应短缺是我国的资源禀赋，抑制天然气消费过快增长的步伐可能是一个长期的方针。但是，机制与手段的区分要十分明确，机制连接着供需的变化，而政府基于额外政策目标的手段(比如资源税、消费税)可以带来相应的收入，用于一些“好”的目的。比如对居民实施普遍性用气服务，在气价高到某个阈值提供用气补贴。
　　手段可以实现机制的部分功能(比如调节需求)，但是如果不加区分(当前就是这种情况)，手段的额外收益的直接所得者就不是政府，而是天然气公司，这有悖于手段推出的目的。当前，个别天然气用户存在消费特权，表现为可以享受人为压低的价格，这事实上是变相补贴，而补贴的依据却并不足够清晰，不同用气目的间的交叉补贴也很容易成为糊涂账。这需要通过建立价格机制、统一市场予以纠正。而一些对天然气产业与经济长期发展有好处的基础设施(比如调峰储气设施)建设，有着很强的正外部性影响(成本由独立个体承担，但是好处是大家的)，而缺乏足够的激励信号。这需要调整价格手段(比如财政包干储气设施投资)来纠正投入不足。