近年来，京津冀地区雾霾问题日益引人关注，煤炭被指是“罪魁祸首”。从英美等国能源转型的实践看，用天然气替代煤炭是战胜雾霾的一个重要途径。

“煤改气”就能治霾吗？

　　近年来，京津冀地区雾霾问题日益引人关注，煤炭被指是“罪魁祸首”。中国科学院“大气灰霾追因与控制”专项组研究员揭示的一组数据可谓触目惊心：京津冀鲁占全球陆地面积不到0.3%，却燃烧了全球11%的煤，生产了全球15%的钢。另一份机构研究报告则指出，煤炭燃烧是京津冀地区雾霾的最大根源，对二氧化硫和氮氧化物的贡献分别达到82%和47%。
　　从英美等国能源转型的实践看，用天然气替代煤炭是战胜雾霾的一个重要途径。今年5月，中俄签订价值4000亿美元的天然气大单，也被视作中国改变能源消费结构的重要举措。
　　但是，对“富煤贫油少气”的中国来说，被各地寄予厚望并强力推进的“煤改气”，真是一剂治霾良方么？

　　“量”与“价”的双重挑战

　　过去10年里，中国天然气产业呈爆发式增长态势，消费量年均增长16%。2013年，中国天然气表观消费量预计超过1600亿立方米，超越伊朗成为世界第三大天然气消费国。有人因此慨叹：属于中国的“天然气黄金时代”即将到来。
　　有些能源机构也对中国的天然气需求表达了乐观态度。例如，IEA（国际能源署）预计，中国的天然气需求将由2010年接近德国的水平（833亿方），提高到2035年的5930亿方，接近全欧盟需求水平（6920亿方）。
　　但是，在需求看涨的同时，供给前景则远不乐观。目前国内天然气产量尚不足1200亿方，对外依存度已超过30%。假设2030年中国天然气消费规模达到5000亿方，如此巨量的缺口，如何填补？
　　一些能源研究机构认为，中国天然气产业能否进入“黄金时代”，关键取决于两大因素：一是能否更好地开发非常规天然气；二是国内天然气市场的发育程度。
　　IEA预计，非常规天然气产量占中国天然气总产量的比例到2020时将达到45%，2035年时达到83%。然而，考虑到中国在非常规天然气资源条件、基础设施、技术创新能力和商业环境等方面与美国存在的差异，中国的页岩气等非常规天然气开发能否“担当大任”，人们应持持谨慎乐观态度。如果国内非常规气发展不如预期，那么可以预料，天然气将很快步石油后尘，面临着对外依存度大幅攀升的问题。
　　即使供应问题解决，第二个问题随之而来：是否有可接受的气价？从世界能源消费历史看，价格在能源替代过程中发挥着重要作用。《石油枯竭的后天》一书就指出，人类历史上的两次能源替代——煤炭替代薪柴、石油替代煤炭——中，替代能源价格都相对低廉。按可比价格，1650年煤炭均价约为0.5英镑/吨，以后长期维持在1英镑/吨左右，“廉价煤炭时代”维持了近150年。而1870年石油均价约为0.6美元/桶，1970年仅为1.8美元/桶，大约相当于2009年的10美元/桶，一杯原油的价格比一杯咖啡还要便宜。
　　中国此次“煤改气”转型，显然没有那么幸运。在国际能源市场上，天然气本就有“富贵气”之称，而中国还得额外承受“亚洲溢价”。与美国的3-4美元/mmbtu（百万英热单位）、欧洲的10-12美元/mmbtu相比，亚洲LNG（液化天然气）价格基本在15美元/mmbtu的高位徘徊。在国内气价受管制的情况下，一些LNG项目进口价格高于国内售价，直接影响了进口商的积极性。
　　澳洲、北美、俄罗斯等地都在加快推进液化生产线建设，业内预计，到2020年全球LNG供应规模有望翻翻，2040年甚至可能达到6亿吨，气源的获取应该无忧。但受供应侧——美国气价可能回升、澳洲大型液化项目成本大幅攀升、远距离运输成本较高，以及需求侧——中日韩印等亚洲国家需求旺盛（2020年中国LNG进口预计达6000万吨，印度需求预计达5000万吨）的影响，“亚洲溢价”的不利局面能否扭转，依然要打上问号。
　　随着经济体收入的增长，对更清洁和更方便的燃料收取一定的“溢价”符合经济规律。但中国面临着两难的选择：一是，环境压力要求加快“煤改气”，但天然气与煤炭等能源的比价关系，决定了天然气市场拓展并无明显优势；二是，国内气源不足，国际资源价格高企，价格管制使得国内气价较低，影响了企业积极性，导致“气荒”问题多次出现。如果推进天然气价格市场化改革，短期趋势必然是气价上升，这又将进一步抑制天然气对煤炭的替代速度。

　　天然气替代的急与缓

　　去年以来，京津冀地区以强硬的行政手段，拉开了一场“控煤攻坚战”，通过集中供热和清洁能源替代，加快淘汰供暖和工业燃煤小锅炉，并明确提出了到2015年底和2017年底的奋斗目标。
　　显然，中国政府将期望寄托在天然气上。但有媒体算了“两笔账”，情况不容乐观：一是，去年国内天然气有百亿方的缺口难填补；二是，仅北京地区，燃煤发电改天然气发电，预计亏损就达上百亿元。
　　可见，“煤改气”应在综合考虑各地能源强度、产业结构、资源禀赋、环境治理紧迫程度等多种因素后稳步推进，它应该是遵循经济规律，循序渐进。相较行政手段，价格才是引导合理用气的最佳手段。
　　从经济发展和能源利用强度看，沿海地区比中西部地区的单位GDP能耗相对较低，决定了环渤海、长三角、珠三角等地区更容易承受天然气，民众对环境治理的愿望也非常强烈。从天然气应用的领域看，城市燃气、交通运输、工业用气及燃气发电将会成为用气的“四大主力”（而化工用气需求量将下降），但增长幅度将各有差异：
　　城市燃气。2013年中国城镇气化率仅为32%左右，大部分地区气化率上升潜力较大。据统计，由于没有经过系统的脱硫、脱硝和除尘，中国5000万吨家庭用煤的大气污染物排放总量约等于10亿吨煤电。对京津冀等雾霾重灾地，用天然气替代居民燃煤、采暖燃煤和工业小锅炉燃煤，是一件急迫的任务。
　　交通运输。根据BP（英国石油公司）预测，天然气将是增长最快的替代燃料，在2030年至2035年，天然气在全球运输业燃料需求增长中的比重有望超过石油。作为车用燃料，天然气与汽柴油相比具有较大的价格优势，天然气在中国交通领域的利用近年快速增长。2000-2012年，天然气汽车保有量年均增长59%。其中，LNG由于相对CNG（压缩天然气）具有续驶里程长、更清洁安全的特点，发展更加迅猛，遍及城市公交、港口拖车、城际大巴、重卡到内河运输船舶，发展空间值得想象。
　　工业用气。近年来，中国南方地区的陶瓷、玻璃等行业加快推进“煤改气”进程。根据《大气污染防治行动计划》，京津冀、长三角、珠三角地区到2017年将基本完成燃煤锅炉、工业窑炉、自备燃煤电站的天然气替代改造任务，预计未来用气将增长较快。但如果气价超过企业承受力，工业用气增长也将面临瓶颈。
　　燃气发电。京津冀等重污染地区正纷纷推进燃气发电及煤电改气电项目。在上网电价调整不到位的情况下，燃气发电相较煤电并没有竞争优势（目前前者成本约为后者的2-3倍）。尽管在全球范围里，燃气发电可能会继续抢夺煤电份额，但在中国这一进程不会太顺利。受价改影响，一些地区燃气发电受抑制的现象已开始发生。
　　所以，“煤改气”进程的快与慢，与各地区经济发达程度、产业承受力、资源可获得性、天然气价改能否到位等多种因素有关，不宜盲目推进。

　　煤炭行业的“自我救赎”

　　“控煤”绝非易事。国家能源局提出，在2014年，将煤炭消费占一次能源消费总量的比重从65.9%下降到65%。举全国之力，煤炭占比才下降0.9个百分点，充分说明能源结构质变之难。
　　尽管煤炭有缺陷，但人类要彻底“去煤化”还不现实。据IEA预测，除非政策发生变化，煤炭很可能在2017年超越石油，成为全球头号能源消费品。
　　一些发达国家已经发生了煤炭的“逆袭”。《经济学人》今年4月刊发的一篇文章介绍，煤电价格只有气电价格的一半左右，德国煤炭发电量已经达到1620亿千瓦时，创自东德时期以来最高水平。日本福岛核电站事故后，煤炭进口数量从之前的1亿吨暴增至去年的1.8亿吨，煤炭作为长期发电燃料的地位得到进一步巩固。
　　与上述国家对煤炭清洁化利用有严格要求相比，中国的一大弊病是用煤不当。中国仅50%的煤炭用于电力，剩余50%消耗于钢铁、冶金、水泥等行业以及小锅炉和居民家中取暖等，由于环保技术缺失，后者对环境的影响更为致命。反观美国，绝大部分的煤炭用于发电，在煤炭清洁化上投入了上千亿美元。结果是，美国过去几十年GDP翻了一番，发电燃煤使用量增长了173%，但每度电的主要污染物排放率却下降了89%。
　　因此，中国的当务之急，是加快推进天然气对后50%燃煤消费的替代，不断减少中小企业和居民直接使用煤炭的数量。其次，与其用气电替代煤电，不如加快推进清洁煤发电，例如建设先进的超临界和超超临界火电机组、淘汰老旧落后小电厂、推广煤炭粉碎、气体排放净化以及碳捕获等先进技术等。
　　调整用煤结构，推行清洁煤的全产业链，实现煤炭的集中处理、集中净化和集中清洁排放，将是中国煤炭行业“自我救赎”的关键，其重要性不亚于“煤改气”。