“天然气不是过渡能源，天然气将作为可再生能源的最佳合作伙伴长期存在。 ”
12月4日，国际天然气联盟（IGU）主席李亚兰在联合国气候大会上与11人进行了对话。 摄影：唐轩。
来自迪拜的韩淑林和来自北京的徐佩玉
编辑 |马克
在过去的两届联合国气候大会上，甲烷排放控制一直是会议的焦点。
甲烷是第二大温室气体，20年全球变暖效应是二氧化碳的84倍。 甲烷是天然气的主要成分，除了燃烧产生的二氧化碳外，甲烷泄漏也是天然气行业碳排放的重要来源。
化石燃料退出的前景也是气候会议上争议的核心。 在气候大会上，东道国阿拉伯联合酋长国提出了包括《石油和天然气脱碳宪章》在内的一揽子气候应对措施。 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，由国际天然气联盟（IGU）共同主办的“中国甲烷减排努力、进展与机遇”主题的边会活动在COP28中国角举行。 会后，国际燃气联盟理事长李亚兰接受了《财十一》专访。
李亚兰认为，天然气作为碳最低的化石能源，其竞争对手不是新能源而是储能，具有系统调控能力的天然气是新能源发展的合作伙伴，同等调控能力的储能技术的发展速度决定了天然气的未来。
李亚兰认为，国际天然气市场将持续两到三年的紧张状态，随着上游投资和扩张的逐步实施，国际市场有望在2024年左右实现新的平衡，中国将在国际市场上发挥越来越重要的作用。
天然气的作用取决于大规模储能技术的发展速度
《财经十一》：COP28轮值主席国提出《油气脱碳宪章》，而中国目前尚未加入的三桶石油，你怎么看？对于燃气企业来说，减少碳排放一般采用哪些环节？
李亚兰：目前，油气行业有各种减排组织、倡议、联盟等，很多中国企业，如三大石油国有企业，以及北京燃气等城市燃气公司，也参加了不同的组织，没有参加《油气脱碳宪章》并不意味着他们不重视这项工作。 现在标准比较多，不同的组织有不同的侧重点，其基础数据标准也不尽相同，而《油气脱碳宪章》才刚刚起步，需要从不同角度分析与自身业务的相关性，而这项工作还在进行中，所以现阶段不参与并不是最重要的。
天然气工业的温室气体排放主要包括两部分，一是二氧化碳排放，二是甲烷排放。
CO2的排放来自天然气的燃烧，只要是一个完整的燃烧过程，CO2的排放是肯定的。 这部分碳排放可以通过CCS或CCUS来实现。 此外，在用户终端的使用中，需要提高设备的能效，提高能效，降低能耗。
对于甲烷，从天然气的整个产业链来看，上游生产排放的甲烷较多，下游排放的甲烷相对较少。 上游企业利用无人机、激光雷达等检测甲烷排放，通过伴生气**技术减少油气田燃除（开采过程中天然气伴生燃烧）;采用小功率燃气轮机和等离子点火燃烧技术，减少天然气的排放（直接排放），提高火炬燃烧效率等对于下游燃气企业来说，还需要找出底部数字，弄清楚不同环节的甲烷泄漏量，比如管道泄漏量、燃气管道建设维护过程中泄漏量等当数据清晰时，就可以开出正确的药物。
此外，确保整个燃气运行系统不泄漏不仅是气候变化问题，也是安全问题。 城市燃气企业将配备专用检漏车进行巡检，问题随时处理。 对于施工和维护作业，应尽量减少甲烷排放，并通过机械封堵设备将施工过程中的甲烷泄漏降到最低。
《财经十一》：对于未来天然气来说，在能源转型的大趋势下，一般认为它是一种转型能源，这个转型期有多长？在能源转型中扮演什么角色？
李亚兰：首先，我不同意天然气是过渡能源的定义，或者至少在现阶段是这样。 我相信天然气将继续成为可再生能源的最佳合作伙伴。
从长远来看，天然气的作用更多取决于储能技术的发展，如果储能技术发展得足够快，成本能达到可接受的水平，天然气的作用就不重要了，但目前我们还没有看到这种可能性。
天然气具有很强的储存能力，不仅有时调节能力，有日常调节能力，还有季节性调节能力，规模巨大。 目前，各类储电的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重越大，对储能的需求规模就越大。 如果大规模储能的增长速度不够快，将需要其他能源来帮助电力系统解决季节性问题，而天然气将在其中发挥重要作用。
就我国情况而言，天然气在能源结构中的比重还很低，风电和光伏的比重不高，新能源的利用小时数也比较低。
《财经十一》：2024年以来，整个上游油气板块投资有所回升，但一些一直积极投资新能源的油气企业放缓了对新能源的投资。 对此，你怎么看？中欧美大型油气企业在转型路径上有哪些特点？
李亚兰：能源企业满足经济社会发展对能源的需求是其重要责任之一，特别是现在可再生能源已经不能满足社会的需求，一旦一度紧张，油气企业就需要加大投入，增加供给，保证社会需求。
油气企业都处于第一次转型期，但转型路径也不同。 一些欧洲石油公司确实有一个比较雄心勃勃的可再生能源投资计划，现在还不能说他们没有雄心壮志，其实他们一直在投资可再生能源，但毕竟才刚刚起步，基数低，需要时间才能成长。 从战略角度来看，这些欧洲石油公司在开发新能源方面并没有太大的退缩。
美国公司更关注CCS（碳捕集与封存技术）。 近期，美国批准了新的油田开发项目和新建LNG出口项目的建设，美国石油公司仍然认为油气将在很长一段时间内发挥重要作用，因此更加重视CCS。
中国的石油和天然气公司正在双向奔赴。 例如，中国石油新能源基础良好，油气田面积广，资金实力较强，开发了许多新能源项目。 同时，三桶石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，中国油气企业在新能源布局上既有欧洲企业，也有美国企业在CCS布局。
国际天然气短缺**将持续两至三年
《财经十一》：俄乌冲突导致欧洲LNG（液化天然气）**的波动性非常高。 您认为全球天然气供需紧张周期将持续多久？
李亚兰：2024年天然气短缺最直接的原因当然是俄乌冲突，以及俄罗斯管道天然气在欧洲的使用减少，导致LNG**大幅增加。 但事实上，全球天然气短缺始于2024年下半年，因为前几年天然气勘探开发投资减少导致天然气量**减少，俄乌冲突加剧了天然气市场供需失衡。
在俄乌冲突之前，虽然全球天然气整体**有所下降，但这是一个缓慢的过程。 俄乌冲突后，尤其是北溪管道被炸后，欧洲市场突然损失了数百亿立方米的天然气**，市场反应异常激烈，**飙升。 填补这一缺口大约需要两到三年的时间，因此全球天然气紧张将再持续两三年。
天然气行业是一个长期性行业，从市场供应不足到加大勘探开发投入，至少需要两三年甚至四五年的时间。从2024年开始，全球油气行业的投资开始增加。 与上一年相比，2023 年对石油和天然气行业的投资显着增加。 据估计，天然气市场需要大约两到三年的时间才能实现再平衡。
此外，在减少俄罗斯管道天然气的使用后，欧洲还采取了一些其他措施来替代天然气，例如用可再生能源替代天然气，甚至用煤炭替代天然气。 这些措施发挥了作用，弥补了欧洲天然气的一些短缺。
在天然气行业投资增加和欧洲天然气替代两大因素的影响下，乐观估计，如果2024年是暖冬，2024年天然气市场基本均衡，最迟2024年再平衡。 再平衡的结果是相对宽松和回归理性。
《财经十一》：市场达到供需新平衡后，全球天然气市场将如何变化？对不同市场有何影响？
李亚兰：**是由供求关系决定的，只要**出现，**就应该回到一个比较合理的水平。 当然，大宗商品的**并不完全由市场决定，还受其他因素决定，如地缘政治，如气候政策等。
天然气有两种方式，一种是管道天然气，另一种是液化天然气。 过去，亚洲的天然气相对较高，而欧洲相对较低，因为欧洲大量使用俄罗斯管道天然气，有了这个基本保障，其对液化天然气的需求量并不大。 在亚洲方面，中国的情况比较好，至少还有来自中亚和中国、俄罗斯的管道天然气，而日本和韩国则没有这个条件，只能使用液化天然气，所以亚洲溢价更高。 未来，中国还可能新建天然气进口管道，进口更多的管道天然气。 当然，计划中的新中俄天然气管道需要一些时间才能向中国供应天然气。
目前，煤炭占我国能源结构的50%以上，天然气仅占8%，世界平均水平为24%，美国和欧洲已超过30%。
《财经十一》：在天然气市场结构方面，欧洲曾经是国际天然气市场的均衡器，现在包括国际能源署在内的机构认为中国正在取代欧洲成为新的均衡器，您如何看待这一变化？
李亚兰：我同意这一点。 要成为市场平衡者，首先市场要足够大，相当于拥有一个大水库。 过去，中国天然气市场规模相对较小，产能相对较小，在全球市场中的比重有限。 过去几年，中国天然气市场整体体量变大，进口在全球市场中的比重也有所提高，中国成为新的平衡者。
但是，中国和欧洲的角色并不是完全可以互换的，欧洲仍然具有一定的平衡作用，因为欧洲对LNG的需求与原来相比有了明显的增加。
此外，平衡器还要求有较强的天然气储存能力。 欧洲的天然气储存能力约占其总消费量的25%，而中国的天然气储存能力一直很弱，现在中国正在大力建设新的储气设施，当中国的储气能力达到一定水平时，它将发挥更强的平衡作用。
《财经十一》：去年冬天，河北再次出现天然气短缺，下游城市燃气倒挂是一个非常重要的原因，您认为我国天然气市场机制和**机制需要改革哪些方面？
李亚兰：上一轮天然气产业改革将上中游分开，两者均形成了强有力的国家监管，具有明确的定价机制和投资回报机制。
虽然在国家定价机制中，对下游燃气企业的投资回报有明确的规定，但下游燃气企业的管理并不是一个有上中游的体系，城市燃气企业由地方政府直接管理，市场主体特别多、规模小、分散。 北京、上海等大型城市燃气公司由直辖市直接管理。小型燃气公司可以在县一级或由开发区管理。 在确定天然气量时，需要考虑许多因素，例如该地区的负担能力、招商引资、CPI 水平、社会稳定性等。 因此，天然气是产业链，但管理是分开的，调整由不同层次分别确定，这是主要原因。
本轮改革希望形成3+1+x（3指上游三大石油公司，1指管网中的国家管网公司，x指下游的天然气销售公司），但实际市场格局为3+1+3+x，气源分布仍由三桶石油出售给下游天然气公司。
在这样的格局下，上游3+1共有4家公司，下游有3000多家大大小小的气体公司。
不同部门难以形成统一的改革思路，对同一产业链的不同环节进行管理。 在理顺市场机制的情况下，当上游价格上涨时，下游应该同步涨价，但在实践中很难做到，很多地方还是需要召开听证会来调整价格。 个别城市燃气企业的情况稍好一些，上游涨价后，可以流向工商业用户，但大多数城市燃气企业就没有那么幸运了。