韩国天然气发展能给我们带来哪些启示 [复制链接]

中国油气资源供应大量依赖进口，是能源安全问题的集中体现。同时，中国化石能源消费占比高，能源消费强度大，面临着巨大的减排压力。中国的能源问题在很多方面与韩国有相似和相通之处，当前相关部门正在编制“十四五”能源发展规划及专项规划，韩国的能源*策与发展规划、天然气产业发展及改革经验可以给我们一些启示和借鉴。

1　韩国能源供需基本情况

1.1　化石能源

根据《BP世界能源统计》数据测算，年韩国一次能源消费总量折合4.30亿吨标煤，为全球第8大能源消费国。－年，韩国能源消费年均增速为2.23%，能源消费弹性系数为0.45（见图1）。从能源消费结构来看，化石能源消费占比为88.1%，核能为10%。在化石能源消费中，石油消费量最多，为1.84亿吨标煤，占比为42.8%；其次是煤炭，消费量为1.26亿吨标煤，占比为29.3%；天然气消费量为0.69亿吨标煤，占比为16%。

韩国作为制造业强国和机电、化工产品出口大国，能源消费强度仍然较高，以全球0.68%的人口消耗了全球2.2%的能源，其中石油消耗占全球的2.8%（位列全球第8），煤炭占2.3%（位列全球第5），天然气占1.3%（位列全球第15）。韩国是能源资源极度匮乏的国家，几乎没有任何化石能源储量，水能等可再生能源的可开发量也十分有限，煤炭、石油、天然气几乎都依赖进口，能源对外依存度达97%。由于能源供应几乎全部来自进口，韩国是全球最重要的能源贸易国之一，石油进口量居世界第5位，天然气进口量居世界第3位，煤炭进口量居世界第4位。以液化天然气（LNG）为例，年韩国LNG进口量为万吨，仅次于中国和日本，占全球LNG贸易量的14%。

1.2　电力

截至年底，韩国电力总装机容量为1.18亿千瓦，其中火电0.76亿千瓦，核电0.26亿千瓦，水电0.06亿千瓦，其他0.10亿千瓦。年各类机组总发电量为亿千瓦时，人均发电量为1.15万千瓦时，是同期中国人均发电量千瓦时的2.56倍。其中，燃煤、天然气、核电、非水可再生能源发电量分别为亿、亿、亿和亿千瓦时，占比分别为44%、27%、22.3%和3.7%，水力发电量为29亿千瓦时，其他为51亿千瓦时。

为了提高本国能源自给能力，韩国*府自20世纪70年代起便注重发展核电，年3月，日本福岛核事故后核电发展步伐放缓，更加注重核电的安全问题。根据国际原子能机构（IAEA）的统计，截至年底，韩国核电在运行机组有24台，总装机容量为22.4吉瓦，全球排名第6位，居美国、法国、中国、日本、俄罗斯之后；有5台机组正在建设，装机容量为兆瓦。

韩国可再生能源发展较晚，年以后才陆续开始建设风电与光伏电站，年该国水电与其他可再生能源发电占比仅为4.18%，远低于中国的25.83%。韩国可再生能源资源条件不丰富，不仅国土面积小，而且约70%的国土面积是山地，建设风电和光伏电站造价较高，尽管如此，近年来韩国还是制定了可再生能源发展的宏伟蓝图。

1.3　温室气体排放与低碳绿色增长战略

随着经济与人口的增长，韩国能源消费尤其是化石能源消费大幅增长，由此产生了大量的温室气体。以年为起点，年韩国能源消费增长了6.73倍，二氧化碳排放量增长了4.64倍，达到6.96亿吨，占全球排放总量的2.1%，是全球第七大排放国。人均碳排放量为13.48吨，为其年水平的4.1倍，是全球平均水平的3.04倍；单位国内生产总值（GDP）排放量为0.43千克/美元，比全球平均水平高约9%。作为经济相对发达的国家，韩国较早感受到了来自国际减排组织的压力。早在年便提出“低碳绿色增长”国家战略，年制定了《低碳绿色增长基本法》；年向联合国气候变化框架公约秘书处提交《应对气候变化国家自主贡献》文件，提出到年实现温室气体排放较基准情景减少37%的目标；年12月，国会通过《第一轮气候变化应对基本计划》和《国家温室气体减排基本路线图》；年10月，国会通过《第二轮气候变化应对基本计划》，提出到年温室气体排放量相比年减少24.4%的计划，达到年的排放水平。

2　韩国的能源*策和相关规划

2.1　能源总体规划概述

自20世纪90年代末以来，韩国先后制定和颁布了5个能源总体规划。年10月颁布的《第一个国家能源规划（－）》、年12月颁布的《第二个国家能源规划（－）》制定的法律依据是《合理能源利用法》第四条——商业工业和能源部①有义务每5年制定一项持续10年或更长时间的国家能源规划，经国会审议确定。年李明博上台执*，基于其新提出的“低碳绿色增长战略”理念，国会审议通过了《第一个国家能源总体规划（－）》。年2月，基于年颁布的《低碳绿色增长基本法》第四十一条和《能源法》第十条，朴槿惠*府颁布了《第二个国家能源总体规划（－）》；年5月，文在寅*府颁布了《第三个国家能源总体规划（－）》。

韩国的能源总体规划是一个涵盖所有能源行业的综合性规划，旨在为该国中长期能源*策提供基本的理念、愿景、目标，同时提出有助于实现这些目标的重点任务，由国会审议通过后颁布。与总体能源规划配套，*府相关部门根据需要制定专项规划，例如分品种能源供应规划、能源利用规划、技术开发规划、应对气候变化规划等。总体能源规划是各项能源发展的指南，为特定能源和部门能源规划提供原则和方向，并从宏观角度进行统筹协调。韩国能源总体规划的规划期长达20年，每5年修订一次。

2.2　各阶段的能源*策和规划

20世纪八九十年代，韩国的能源*策主要围绕国内庞大的能源需求以及贫瘠的能源资源展开，实行“供给导向”能源安全战略，即为韩国经济发展寻求持续、可靠的低价能源供应体系，以促进经济增长和维持市民的生活水平，提高产业竞争力。韩国能源行业由国有企业垄断，年该国放开对石油产品的价格管制，但目前电、气、热供应价格仍由*府确定。

年，基于国际上日益盛行的市场化结构改革、对可持续性发展的追求、能源技术的发展，以及能源消费模式和消费意识的变化，韩国《第二个国家能源规划（－）》对能源*策导向进行了调整，主要体现在四个方面。一是由先前的稳定供给与需求开始转向可持续发展，兼顾经济增长、环境保护和能源安全。主要举措包括建立一个环境友好的低碳能源系统，例如优化能源结构，减少对石油的依赖，居民和商业采暖转向天然气，加快发展新能源和可再生能源；强化能效和节能*策；稳定石油和天然气进口，积极参与海外资源开发，加快国内能源基础设施建设；加强管理能源危机的能力等。二是能源运行由*府驱动转向市场驱动。在发电行业已经进行私有化的基础上，加快天然气行业重构，对韩国天然气公司（KOGAS）进行拆分，将其进口批发业务私有化，保留基础设施并向第三方公平开放；建立天然气交易所，促进市场对供需调节职能的形成，发挥价格调节供需的功能；设立独立的能源监管机构，重塑*府角色以适应能源产业结构调整。这是韩国第二个能源规划最大的亮点，但天然气领域的结构重组受各方面因素制约，至今未有实质性进展。三是对外关系由封闭转向互联开放。加强与国际能源组织的合作，构建东北亚能源合作网络，积极拓展海外资源开发。四是能源技术由满足国内需要转向技术创造市场。通过发展技术扩大未来能源选择范围，并把能源技术作为出口战略性产业。

年，面对国际上气侯变化减排压力、全球新能源和可再生能源快速发展、国际原油供给紧张和油价波动飙升，加之韩国国内对经济增长动能转换存在迫切需求，新上台的李明博*府提出了“低碳绿色增长战略”，并以此为指引制定了《第一个国家能源总体规划（－）》。规划展望了年五大发展愿景，提出“实现能源自给型社会、非石油依赖型社会、低能耗社会、绿色能源和绿色技术创造新增长引擎和就业机会、实现能源共享繁荣社会”。规划还提出了各能源品种的发展方向和具体指标：一是大幅度提高可再生能源所占比重，到年在一次能源消费中的占比由年的2.2%提高到11%；二是努力减少石油、煤炭等化石燃料在能源结构中的占比，由年的83%降到61%；三是鉴于核能具有高效、清洁、安全等特点，规划确定到年新建10座兆瓦的核电站，使核电在韩国电力装机中的占比由年的27%提高到41%，发电占比由36%提高到59%。通过绿色能源和绿色技术创造新的经济增长引擎和就业机会是规划最大的亮点，具体举措包括设立绿色增长委员会，制定国家温室气体减排指标，加大对技术研发和设备的投资，实行新的可再生能源义务配额制等。

年，面对国际上油价持续高企、北美非常规油气资源大规模发展、日本福岛核电站重大事故、可再生能源结构调整（光伏和风能制造过剩，可再生能源行业正经历一个快速重组时期），以及国内电力供应紧张、核电站事故频发、民众对核电安全的担忧增加等国内外形势，朴槿惠*府发布的《第二个国家能源总体规划（－）》对能源*策做出较大调整。主要目标和任务包括向需求管理*策过渡、建立分布式能源系统（这两个方面为首次提出）、平衡环境和安全问题、加强能源安全和供应稳定、建立稳定的资源来源、能源*策反映民意6个方面。

相比年版的规划，该规划最大变化是放缓了核电发展步伐，降低对核电的依赖，核电发展目标从年装机占比为41%调整到年的29%，强调通过加大投资力度、加强老厂管理、加强计划性和预防性检查等，大力加强核安全，把核电站安全运行放在首位；还强调核工业的创新和核电“走出去”战略，通过技术、核心设备、零部件出口，力争年把韩国建成核电出口大国。为满足国内能源需求，煤炭、石油、天然气等传统化石能源的发展目标又回归保守，年在一次能源中的占比合计为77%，相比年版规划61%的目标大幅增加。考虑到实际开发情况、资源基础和部署条件，规划大幅下调可再生能源发展目标，年可再生能源在一次能源中的发展目标仅为5%，相比年版规划年11%的发展目标下调了6个百分点。在海外资源开发能力建设方面注入了新的理念，在年版规划提出以国有企业为主体的基础上，转向国有和私营并举，鼓励和支持私营企业境外投资，国有企业侧重高风险领域和长期投资方向，民间企业侧重市场化程度高的领域，所采取的手段从并购或收购油气田股份，扩展到取得勘探开发领域的经营许可证。

年5月，文在寅上任伊始，便下令暂停营运国内8座老旧燃煤发电厂。6月，文在寅在釜山市出席韩国首座商业运营核反应堆“古里1号”退役仪式时表示，“我们将摒弃以核能为中心的能源*策，迈向一个无核时代。我们将彻底废止所有正在进行中的核反应堆建设计划”。同时，他还重复了竞选时的另一个承诺，在5年总统任期结束（年5月）前至少关闭10个老旧燃煤电站，以减少温室气体和粉尘排放。

年5月，韩国国会通过《第三个国家能源总体规划（－）》，核心观点包括通过能源转型实现可持续增长和提高生活质量，向清洁安全的能源结构过渡，扩大分布式和参与式能源系统，增强能源产业的全球竞争力。

具体到各品种能源，该规划提出：一是通过不延长既有核电厂使用寿命、不谋求新建核电设施、就核电厂乏燃料问题达成社会共识等，为核电的逐步减少奠定基础；二是扩大天然气作为发电燃料的作用，推动天然气消费多样化，促进建筑制冷天然气利用，扩大LNG在卡车、港口拖车等交通领域的使用；三是将可再生能源发电所占比例提高4～5倍，可再生能源发电在电力生产中的比例从年的7.6%提高到年的35%；四是扩大氢作为运输燃料和发电燃料的应用，年1月，韩国颁布了氢经济发展路线图，通过电动汽车和氢动力车的扩张，减少石油在交通运输领域中的使用；五是禁止新建和改扩建燃煤电厂，实施冬春季关停、限制发电量、电价反映环境成本等措施，大幅度减少燃煤发电。近两年韩国的电力调度充分体现了上述理念，年3－6月空气污染预期加重时，韩国*府对5座燃煤电厂采取了为期4个月的临时关停措施；年12月－年2月，*府再次要求临时关闭15家燃煤电厂，并要求所有其他燃煤电厂以80%的负荷运行。

表1是韩国《第三个国家能源总体规划（－）》对各类能源供应的预测。可以看出，韩国未来20年能源变化趋势：一是年总体能源需求相比年增加15%，呈缓慢增长状态，年均增速仅为1.09%；韩国能源消费量年达峰后有望回落；二是在全球低碳减排大背景下，天然气作为清洁低碳化石能源，在韩国能源结构中的地位进一步提升，年接近石油，年超过石油占总能源供应的1/4；年和年的天然气供应量相对年分别增加24%、51%；三是年可再生能源供应量较年翻一番，达到目前核电的供应水平，年在能源供应中的占比超过14%；四是传统化石能源煤炭和石油的份额逐渐削弱，煤炭供应量年达峰后开始下降，石油供应量年前基本维持目前的水平，但市场份额逐渐下降，由年的25.8%降至年的20.7%。

3　韩国天然气产业发展概述

3.1　产业概况

为改善因大量使用煤炭产生的环境污染状况，提高城市居民生活水平，在国内资源匮乏的情况下，20世纪70年代末韩国*府下决心从境外引入天然气资源。起初由韩国国家电力公司（KEPCO）负责开展LNG进口项目的前期研究工作，年*府下令将天然气业务从韩国电力公司分离出来，成立天然气专业公司——韩国天然气公司，赋予其规划、建设、运营管理LNG接收站和管道等基础设施的权利，独家负责进口LNG。年10月，韩国第一座LNG接收站在汉城南部的平泽建成投产，首船从印度尼西亚进口的LNG用于发电，次年开始供应城市燃气。至年底，韩国已建成7座LNG接收站，储罐总罐容为万立方米，约为当年天然气消费量的13%。其中5座由韩国天然气公司建设运营，占全国接收站总罐容的90%，另外2座由大用户自行建设（见表2）。年12月，韩国贸易工业和能源部和韩国天然气公司共同举行了第7座LNG接收站——济州岛LNG接收站竣工仪式，自此韩国17个地市全部接通了管道天然气。根据相关企业规划，未来5～10年，SK集团、现代集团等还将建设3座LNG接收站，年增接收能力万吨左右。

根据IHS咨询公司统计，年韩国进口万吨LNG，其中3年及以下期限合约占26%，进口量比上年增加万吨，增幅达16.3%（见图2），主要驱动因素来自核电机组的预防性维护，导致核反应堆重启推迟，加之*府在采暖季节为控制大气污染物排放采取了暂时性关停部分老小燃煤机组的措施，由此带来天然气发电用气需求量大幅增加，增幅高达14%，天然气发电量也创造韩国历史新高，在发电结构中的占比达到27%。年，气温偏高导致采暖用气需求下降，工业用气增长不振，特别是核电重新启动、可再生能源发电大幅增加导致发电用气需求减少，韩国LNG进口规模减少，各公司进口合计万吨，相比年的历史高点减少8.4%。作为主要进口商的韩国天然气公司，其LNG进口量为万吨，比年减少11.2%。基于《第三个国家能源总体规划（－）》，长期来看，在核电逐步退出、燃煤发电减少、可再生能源加速发展的战略指引下，韩国天然气市场需求仍有较大的发展潜力。

从消费结构看，在年韩国最初使用天然气时，95%作为发电燃料，城市燃气仅占5%，即通过发电启动天然气市场。随着城市管网设施的敷设，特别是韩国*府为改善环境而出台《清洁燃料使用法》后，城市燃气消费量快速增长，年，韩国城市燃气与电力生产所消耗的天然气基本相当，当年韩国天然气总消费量为万吨，其中城市燃气消费量为万吨，发电用气消费量为万吨。年，韩国城市燃气用量开始超过发电用气，年发电用气在韩国天然气消费结构中的占比一度降至30%，年开始又逐步回升，年恢复到45%的水平后基本保持稳定（见图3）。年，韩国发电用气占比为44.8%，住宅、工业、商业、区域供热和交通用气占比分别为20.8%、18.8%、7.1%、5.6%和2.4%。

3.2　产业结构

韩国天然气产业发展立足于进口国外资源，天然气产业结构相对单一（见图4）。根据《韩国天然气公司法》《燃气事业法》，长期以来韩国LNG进口、储存、输送基本由韩国天然气公司垄断经营，韩国天然气公司是法律授权的唯一批发商，以批发方式供应城市燃气公司、燃气电厂等大型用户，不开展零售业务。韩国天然气公司是国有控股企业，年在韩国证券交易所上市。根据该公司年年度报告，其股权结构为国家持股26.15%，韩国电力公司持股20.47%，地方*府持股7.93%，国家养老基金持股7.57%，职工持股3.32%，境内外投资者持股34.55%。

至年底，韩国天然气公司在韩国国内建设运营4座LNG接收站，配套建有72个储罐，总罐容为万立方米，最大汽化能力为5.15亿立方米/日；运营千米天然气管道、座供气站；年从海外进口万吨LNG，占韩国总进口量的86.1%，为世界第一大LNG进口商。与美国和欧洲情况不同，韩国没有建设地下储气库的条件，因此只能大力发展LNG储存设施，依靠LNG接收站的储罐进行储气调峰。

自年起，韩国开始允许大型用户（例如电力公司）直接进口LNG（以下简称“直接进口商”），但其进口的LNG只能自用，或与韩国天然气公司和其他进口商串换。目前，韩国有SK、GS、浦项制铁（POSCO）、韩国中原电力公司（KOMIPO）、S-Oil公司这5家LNG直接进口商，共建成2座LNG接收站。据IHS统计，年韩国直接进口商进口万吨LNG，占韩国LNG总进口量的13.9%；年进口增加到万吨，占比上升到16.5%，呈逐年快速上升趋势。

在下游配气领域，韩国实行供气和配气捆绑模式，住宅、商业、工业、交通、公福等终端用户只能通过城市燃气企业购气。城市燃气企业最开始由地方*府所有，20世纪90年代末韩国进行了私有化改革，有些地方还引入了境外投资者，目前韩国共有34家城市燃气企业在授权许可区域内开展排他性的经营活动，从韩国天然气公司批发天然气，通过配气管道向下游终端用户零售。韩国城市燃气领域投资经营主体表现出比较集中的现象，排名居前四位的企业市场份额达到57%，其中SKES是最大的城市燃气供应商，供气量占到全国的22%。

3.3　天然气定价

韩国天然气定价总体上基于成本传递机制，即总成本加上合理收益原则。供给终端用户的天然气价格由两个环节组成：一是韩国天然气公司的批发价；二是城市燃气公司的零售价，在韩国天然气公司批发价基础上增加了配气费，由韩国天然气公司直接供气的大用户则不含城市配气费用。

韩国天然气公司天然气批发价由原料费和供应费两部分组成，原料费包括境外采购成本、海上运输成本、保险、关税、进口附加费等（见图5）。韩国进口LNG以中长期合同为主，价格大多与油价挂钩，随国际油价波动而波动。为了反应进口价格和汇率的波动，供电力用户的原料费每个月调整一次，供城市燃气用户的原料费每两个月调整一次，但前提是原料费叠加汇率变化幅度超过±3%，旨在避免价格变动过于频繁。在韩国引进天然气的前15年，韩国天然气公司批发价格按体积进行计价，后由于天然气热值发生了较大变化，自年起调整为按热值计价。批发供应费由接收站处理费和管输费两部分构成，由国家能源主管部门核定，每年进行计算和调整。考虑不同类型用户用气特点和供气成本的差异，为了削峰填谷，或为了鼓励居民用气，改善居民生活水平和大气环境，韩国*府和韩国天然气公司对批发供气费的分摊在不同发展阶段采取了不同策略，总体趋势是用气平稳且具备冬季调峰或可中断特性的发电用户、工业用户收费水平明显偏低，并且针对冬季、夏季和其他季节制定不同的供气费标准，冬季价格可能是夏季的2倍左右。此外，居民与发电、工业用户之间的交叉补贴难以避免，这一点与中国的天然气、电力供应交叉补贴情况类似。

城市燃气公司的零售价格由韩国天然气公司批发价格加上城市燃气公司的配气成本组成，配气费因地区和城市燃气公司不同而存在差异。零售价格由当地*府批准，原则上每年核定一次，零售价格的计算方法和制定基于贸易工业和能源部颁布的详细导则。

3.4　市场化改革

韩国20世纪90年代末期启动天然气行业的改革，制定了产业结构重组计划，不过受各方面因素影响进展并不顺利，拆分韩国天然气公司的计划落空，进口批发及管网设施依然由韩国天然气公司独家负责。尽管如此，韩国天然气行业市场化改革仍然在推进之中，管网设施第三方准入得以施行，直接进口商进口的气量近两年明显增加。

3.4.1　20世纪90年代末的天然气产业重构计划

韩国天然气行业改革的主要导火索是年的亚洲金融危机，*府试图通过将国家天然气公司进行拆分和私有化（包括国家电力公司），引入竞争机制来改善行业效率低下的问题。年10月，韩国国会通过了《国有公司私有化专项法案》，为国有公司私有化奠定了法律基础，同一时期国会通过的《第一个国家能源规划》提出在电力和天然气行业中建立竞争性环境。年7月，韩国*府宣布正式启动国有公司私有化计划，包括出售韩国国家电力公司和韩国天然气公司在内的11家国有企业，并计划在年完成韩国天然气公司的私有化，消除市场准入的障碍，计划出台之际韩国*府持有韩国天然气公司50.2%的股份。

年11月，韩国商业工业和能源部发布了《天然气产业重构基本计划》，旨在提高天然气行业的资源配置和管理效率，推动天然气行业的发展，并通过扩大消费者选择来提高服务质量。年8月底，确定了详细的重组方案。根据方案，将韩国天然气公司的进口和批发业务拆分成3个子公司，其中2个出售给私营部门，其余1个作为韩国天然气公司的子公司，承接已签订的“照付不议”国际长期贸易资源采购合同，出售时间将在以后决定；随着设施运营和销售业务的拆分，LNG接收站和跨区域管网组成的基础设施向第三方公平开放，长期看，韩国天然气公司将只保留LNG基础设施和输气管道的运营管理权。对于在地方垄断体制下运作的城市燃气零售环节，将根据批发业引入竞争的进展情况分步促进竞争。为使进出口公司之间的竞争公平透明，将建立独立的监管机构，修订和加强监管制度。《第二个国家能源规划（－）》继续主张对天然气产业结构进行重组，推进市场化、私有化和产业结构调整的“三步走”改革方略（见图6）。

年，韩国天然气公司着手进行第一阶段的私有化改革，这一阶段改革的主要目的是减少*府的参与程度。年11月，韩国天然气公司举行首次公开募股，出售其股权的43%。然而，进一步拆分韩国天然气公司并扩大私有化程度的计划并没有持续下去，被搁浅的原因主要有以下三个方面。

一是对能源安全问题的担忧。在天然气市场化改革初期，关于改革是否会威胁韩国能源供应安全问题一直处于争论之中，担心复杂的私有化进程可能会阻碍LNG进口安全，私有化改革势必影响到韩国天然气公司LNG进口资源采购和合同签订。巧合的是，就在各方讨论私有化详细计划期间，－年韩国接连出现天然气供应危机，韩国天然气公司被迫限制向电厂供气。虽然这些危机并不直接由对韩国天然气公司的重组改革引起，但是引起民众对能源安全问题的高度