顧家瑞 中國石化上海工程公司
伍德麥肯茲最近發(fā)布重要觀點報告，液化天然氣的環(huán)保資質(zhì)正受到越來越多的審查。盡管燃燒時排放的二氧化碳約為煤炭的一半，但液化天然氣價值鏈仍然高度碳密集，并受到甲烷損失的困擾。
作為回應，液化天然氣參與者正在積極努力減少其項目的溫室氣體（GHG）足跡。然而，這一切都是有代價的，到目前為止，買家不愿為低排放液化天然氣支付溢價，這抑制了賣家承諾進行重大投資以降低碳強度的意愿。
這種情況可能即將改變。隨著歐盟（EU）將其排放交易計劃（ETS）擴展到航運，從2024年起，進入歐洲的液化天然氣貨物將被征收碳稅。歐盟進一步同意開始監(jiān)測國家和公司的甲烷排放，并為整個價值鏈的化石燃料進口確定可接受的限制。目前，第一稿只涉及新的液化天然氣進口合同，但不能排除對所有超過規(guī)定限額的液化天然氣管進口征收甲烷稅的可能性。歐盟可以更進一步，將液化天然氣納入其碳邊界調(diào)整機制（CBAM），以現(xiàn)行的碳排放交易體系碳價格設定進口稅。
此舉將推高歐洲天然氣價格，使全球液化天然氣市場一分為二，并創(chuàng)造歐洲溢價，因為不含稅的市場價格將會更低。如果稅收僅限于歐盟，甚至擴大到日本和韓國，貿(mào)易流動可能會得到優(yōu)化，以減輕影響。
液化天然氣流量的大洗牌
對溫室氣體排放征稅的市場中的天然氣價格將不可避免地上漲，因為邊際供應商需要收回額外稅收的成本。具有目的地靈活性的液化天然氣參與者需要評估哪種策略可以最大化其盈利能力，要么專注于沒有進口排放稅的市場，要么投資脫碳并供應征稅的優(yōu)質(zhì)市場。除了現(xiàn)行價格和運輸成本之外，隨著液化天然氣公司優(yōu)化其投資組合，其碳強度的價值也將成為首要和中心問題。液化天然氣貿(mào)易流量因此發(fā)生巨大變化，有可能徹底改變定價機制。
在分析中，我們考慮了每噸二氧化碳當量 100 美元的碳稅，并模擬了三種情景：對歐盟進口征收甲烷稅、僅對歐盟進口征收總體溫室氣體排放稅，以及日本和韓國也征收該稅。
研究結(jié)果描繪了如果液化天然氣項目的溫室氣體排放量保持在當前水平，天然氣/液化天然氣貿(mào)易流量和價格將如何變化的情況。
1.歐盟僅對甲烷征收進口稅
對價格的影響不大。歐洲價格僅上漲 0.6 美元/毫米英熱單位，即 6.5%，因為盡管稅收相對較高，但甲烷僅占溫室氣體排放總量的一小部分。然而，由于歐盟仍需要一些美國液化天然氣，來自北美的邊際貨物將繼續(xù)決定歐洲價格。由于美國液化天然氣的甲烷強度遠高于其他地區(qū)，這將為大西洋盆地的一些液化天然氣生產(chǎn)商提供必要的推動力，以減少其甲烷排放量，因為他們的目標是更高的歐洲價格。
2.歐盟對所有溫室氣體排放征收更廣泛的進口稅
更廣泛的溫室氣體排放稅將產(chǎn)生重大影響，使歐洲價格上漲 1.7 美元/百萬英熱單位，即 18%。歐洲將成為明顯的全球優(yōu)質(zhì)液化天然氣市場，因為美國液化天然氣企業(yè)將需要與亞洲相同的凈回值。不過，隨著時間的推移，歐洲液化天然氣需求的下降將意味著美國液化天然氣被低碳液化天然氣替代品取代，從而導致歐洲價格溢價下降。這不可避免地限制了美國液化天然氣和其他參與者投資脫碳的動力。
3.日本和韓國也征收進口排放稅
日本和韓國的價格上漲了約 18%，重新確立了相對于歐洲的傳統(tǒng)溢價。低碳液化天然氣取代了美國液化天然氣，盡管仍需要一些液化天然氣來滿足需求，導致東北亞價格反映了這些市場美國液化天然氣稅收成本的全部負擔。然而，由于沒有征收進口排放稅，亞洲其他地區(qū)的價格不會出現(xiàn)溢價。
減少排放有哪些選擇？
減少液化天然氣排放的機會取決于各個項目的特點以及相關的碳價格和稅收。盡管許多公司宣布了各種現(xiàn)有和計劃中的液化天然氣設施的潛在減排計劃，但很少有選擇能夠提供足夠的、具有成本效益的減排來抵消碳稅和甲烷稅的額外成本。
最佳減排方案大致分為四類：
甲烷減排：美國天然氣生產(chǎn)商已經(jīng)在減少其運營中的甲烷排放，主要集中在氣動設備和壓縮機上。根據(jù)認證框架（如MiQ），該國一些產(chǎn)量最多產(chǎn)盆地的供應顯示出相關甲烷損失水平以及碳強度的大幅下降。在某些情況下，這導致了高達40%的上游排放量（井口到傳輸）的減少，是解決排放問題最具成本效益的選擇之一。隨著《通脹削減法案》的甲烷收費在2026年前對井口至液化天然氣廠超過特定閾值的排放征收1500美元/噸CH4的稅（相當于53美元/噸的二氧化碳當量稅），即使不考慮歐洲的進口稅，預計也會有相當大的進一步減排。
儲層二氧化碳的碳捕獲和封存（CCS）：對于儲層二氧化碳含量較高的 LNG 項目，排氣可能是排放強度的關鍵驅(qū)動因素，并導致一些世界上排放量最高的液化天然氣田項目（例如，唐古液化天然氣從井口到液化天然氣裝載的排放量中，55%以上來自二氧化碳排放）。然而，由于每噸成本為 50 美元至 120 美元，CCS 的可行性取決于附近注入地點的可用性以及一定程度的監(jiān)管支持（例如美國的45Q碳固存稅收抵免）。
CCS對Gorgon和Snohvit等高二氧化碳項目的影響相當大，使裝運前總排放量減少了約30%。正在規(guī)劃或已提出CCS的未來項目，如卡塔爾的North Field East、Tangguh、MLNG 9和Barossa，可能平均減排約三分之一。
電氣化：通過使用由附近電網(wǎng)的低碳電源供電的電驅(qū)動渦輪機，可以減少液化過程的排放，最多可減少 80% 的液化排放。在美國，現(xiàn)有并網(wǎng)電力驅(qū)動項目包括自由港和厄爾巴島液化天然氣項目，而新建項目包括科珀斯克里斯蒂三期和卡梅倫二期液化天然氣項目。
幾個現(xiàn)有和擬建的電驅(qū)動液化天然氣項目未并網(wǎng)（Ichthys、巴布亞液化天然氣）。這些項目由專用燃氣聯(lián)合循環(huán)燃氣輪機提供動力，效率很高。但它們?nèi)狈Φ吞茧娋W(wǎng)電力供應，因此從減排的角度來看，電氣液化具有吸引力。
現(xiàn)有項目的電力驅(qū)動改造也在考慮之中。然而，由于現(xiàn)有燃氣輪機已經(jīng)投入了大量成本，因此這是一個不太經(jīng)濟的提議。
其他選擇：運營商正在尋求的其他幾種選擇影響較小或成本較高。
美國已提出燃燒后 CCS（即來自渦輪機廢氣），并提供 45Q 稅收抵免。該信貸價值高達 85 美元/噸，但仍遠遠低于大多數(shù)燃燒后 CCS 開發(fā)的成本。將此與碳進口稅相結(jié)合將進一步推動。
運營商還建議使用可再生能源來減少天然氣燃燒。在澳大利亞，Pluto LNG 已宣布計劃購買太陽能，而 Queensland Curtis LNG (QCLNG) 則提議建造一個專用的 120 兆瓦太陽能發(fā)電廠，以滿足工廠的電力需求?？ㄋ柕谋碧飽|（NFE）項目可能會使用太陽能作為輔助功能，而電池則被認為可以減少澳大利亞惠斯通和達爾文液化天然氣公司的旋轉(zhuǎn)儲備。
形成了一個雙層液化天然氣市場
對液化天然氣排放征稅將重新設計液化天然氣貿(mào)易流、重新調(diào)整價格，并迫使液化天然氣參與者重新評估貿(mào)易策略和投資選擇，以實現(xiàn)整個價值鏈的脫碳。但對于不同的液化天然氣參與者以及進口國和出口國政府來說，影響會有所不同。
分裂的液化天然氣市場
對進口液化天然氣的碳排放征稅的政府將導致其內(nèi)部市場的天然氣價格上漲。歐洲以及東北亞的潛在市場可能會接受這一點，以加速向低碳替代品的轉(zhuǎn)變。然而，亞洲新興市場的買家仍將對液化天然氣價格上漲保持警惕，并且不愿跟風。最有可能的結(jié)果是液化天然氣市場一分為二，一個是優(yōu)質(zhì)液化天然氣市場，另一個是免稅國家市場。然而，高端市場液化天然氣需求的下降意味著它們的重要性將隨著時間的推移而減弱，從而限制了它們在推動脫碳投資方面的影響力。
低碳液化天然氣供應商受益最大
碳排放量最低的項目將受益于進口排放稅。瞄準高端市場將提高交易盈利能力，一些買家愿意為長期合同支付溢價。俄羅斯和加拿大將是最有優(yōu)勢的，因為它們靠近優(yōu)質(zhì)液化天然氣市場。卡塔爾和莫桑比克要求提高碳價，以吸引亞洲新興市場的鄰近免稅市場。
對于那些政府正在收緊環(huán)境法規(guī)的供應商來說，征收進口排放稅也是個好消息，例如澳大利亞的保障機制和美國《通貨膨脹削減法案》的甲烷收費。對排放征收進口稅，免除已在源頭繳納的稅款，可能成為幫助補償國內(nèi)減排成本上升的唯一希望。
液化天然氣脫碳需要征收高碳稅
對甲烷排放征收 100 美元/噸二氧化碳當量稅將有效實現(xiàn)其目標。在收緊國內(nèi)甲烷法規(guī)的支持下，減少甲烷排放仍然是唾手可得的目標，不同國家都取得了進展。甲烷進口稅將有助于提供額外的經(jīng)濟激勵，同時限制液化天然氣價格的上漲。在這種情況下，還將鼓勵出口國引入國內(nèi)稅收并保留稅收收入。
為了使全球液化天然氣市場大規(guī)模脫碳，100美元/噸二氧化碳當量的進口稅是不夠的。它當然可以激勵靠近高端市場的最終投資決策前 (FID) 項目在液化天然氣工廠和儲氣庫CCS中部署電力驅(qū)動裝置，以限制上游的二氧化碳排放。然而，F(xiàn)ID后液化天然氣項目部署這些技術(shù)需要接近200美元/噸二氧化碳當量的碳價格。
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