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根据媒体报道,12月4日,发改委部署相关省区市价格主管部门召开会议,旨在规范LNG生产流通企业和相关社会组织加强价格自律、规范价格行为。
而召开此次会议的背景,是近期不断抬高的LNG价格。
根据生意社数据,11月初,LNG价格在4200元/吨,但是12月1日,市场平均参考价为6558.33元/吨,上涨超过50%。
天然气价格提高,固然有市场主体炒作的因素。但按照市场经济的规律,供给不足也是价格抬升的原因之一。
事实上,在3个月前,就已经有业内人士预计到,今冬天然气可能供给不足。
原因之一,是“煤改气”的推进。
根据测算,如果重点城市天然气取暖全部完成,到2021年,仅京津冀及周边区域的六省市,天然气取暖用气量将达到约479亿立方米,相当于2016年全国天然气用量的近1/4。
但以当前的条件,我国尚不具备大面积推广煤改气的条件,原因有两个:
首先,国际市场不断变化、地方政府和天然气设施所有者利益诉求不一致的情况下,供气项目的建设较慢;
其次,由于调峰短板,“举全国之力保华北”的情况在采暖期始终存在。但是,南方天然气用户和非采暖用户的交叉补贴等问题并非解决。
因此,如果“煤改气”大面积推广,或将导致“气荒”。相对可行的方法是,“煤改气”先突出重点地区——将“2+26”城市作为发展重点,北方其他地区适度发展,南方地区则应稍后发展。
原因之二,是天然气基础供给还有明显的薄弱环节,特别是储气调峰设施滞后。
取暖用气的需求集中出现在每年冬天,因为用气的季节峰谷差较大,因此,储气调峰设施配套就需要及时跟进。2016年后,清洁取暖“煤改气”开始实施,今年,多个地区推进“煤改气”,这将进一步推高冬季用气峰值。
但现实情况是,我国储气调峰能力建设不足,具体表现在两方面:
首先,国际通用的调峰手段为地下储气库,但我国此类储气库的有效工作气量较低。
2016年,我国地下储气库形成的有效工作气量为64亿立方米,为消费量的3.1%,远低于世界平均水平。
其次,我国城市应急调峰设施建设较弱,与此前制定的2020年目标存在差距。
根据《天然气基础设施建设与运营管理办法》的要求,我国在2020年至少形成不低于保障本行政区域平均3天需求量的应急储气能力,但在京津冀大气污染传输通道的“2+26”重点城市中,当前的应急储气能力为1亿立方米左右,仅相当于去年全年日均用量的75%。
同时,天然气尚未实现市场化运作,没有建立储气调峰价格,以及不够明确的调峰设施投资和储气费用回收渠道,也让企业缺乏建设储气调峰设施的动力。
近期,全国各省政府积极实施“煤改气”工程,针对因燃煤机组被淘汰导致生产经营活动受到影响的企业和单位,政府鼓励企业自主进行“煤改气”,采用热电联产及建设分布式能源站。天然气分布式系统能够持续稳定的电力供应,同时天然气分布式系统的综合能源利用效率能达到70%以上,具有良好的节能效益和经济性,天然气分布式能源利用在工业企业“煤改气”的市场极具潜力。2018年1月18-19日,北极星电力网2018煤改气暨天然气发电新项目建设投资高峰论坛,点击抢位:http://news.bjx.com.cn/zhuanti/2018mgq/
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