“碳中和”背景下中国天然气产业发展综述

王 震 孔盈皓 李 伟

中国海油集团能源经济研究院

0 引言

2020年9月22日，中国政府在第75届联合国大会上提出，力争二氧化碳排放2030年前达到峰值，2060年前实现“碳中和”。化石能源排放是中国二氧化碳排放的重要来源，为实现“碳中和”目标，化石能源的成长空间无疑将受到限制。天然气是碳排放强度最低的化石能源之一，我国的天然气产业的未来发展形势如何、能够为实现“碳中和”目标起到何种作用、“十四五”及未来中国天然气产供储销体系该如何建设、天然气发电前景如何等问题，引发学术界热议。许多文献就“碳中和”背景下中国天然气产业链的某一环节进行了分析研究，但关于“碳中和”背景下中国天然气全产业链的总结性文献仍较为缺乏。为此，笔者梳理总结近期的相关研究成果，分析中国天然气行业的发展前景，探究中国天然气产业产供储销体系建设的要点，展望天然气发电的走势，以期形成对“碳中和”背景下中国天然气全产业链的综合认识，最后提出在“碳中和”背景下促进中国天然气行业健康发展的相关建议。

1 天然气在能源体系中的作用与前景

“碳中和”目标提出后，众多机构和学者围绕天然气在中国能源体系中的作用与前景展开研究。

1.1 天然气在“碳中和”过程中的作用

我国能源结构以煤为主，煤炭在一次能源结构中长期处于主导地位。在我国能源消费快速增长的背景下，利用低碳或非化石能源替代高碳排放的煤炭是降低二氧化碳排放的重要手段之一。洪涛[1]认为，深度电气化及高渗透绿氢都需要较长时间才能实现，中期利用低碳的天然气替代煤炭对实现“双碳”目标有很大的促进作用。罗佐县[2]指出，降碳必须降煤，降煤的重点则是利用气电、可再生以及核电替代煤电。由于大规模储能技术尚未突破，可再生能源发电稳定性不足的短板较为突出，核电由于安全问题难以大规模使用。对比来看，天然气发电具有资源供应稳定以及技术成熟的优势，利用天然气替代煤炭是中国在2030年前实现“碳达峰”的现实选择。张荣旺[3]指出，受限于调峰能力、应用范围等因素，非化石能源短期内无法完全满足中国庞大的能源体量。天然气虽是化石能源，但在等热值情况下，碳排放比煤炭减少约45%，是近期保障能源安全和能源结构转型的现实选择，将在能源转型中起到桥梁和支撑作用。段言志等[4]指出，“碳中和”目标的提出将加速风光等绿色能源的发展，而天然气高效、灵活的特性可用于弥补其他绿色能源的劣势，因此从长期看风光的大规模使用将促进天然气消费的增长。周淑慧等[5]的研究表明，天然气在“碳中和”路径中的作用可分为4个阶段：2020—2030年，天然气发挥其低碳特点助力“碳达峰”；2030—2035年，天然气进入与可再生能源融合发展阶段；2035—2050年，天然气与可再生能源充分融合；2050—2060年，天然气仍发挥对可再生能源的支撑作用。

1.2 天然气供需形势预测

1.2.1 天然气消费量预测

周淑慧等[5]的研究表明，在碳中和情景下，中国天然气消费量在2035年左右达到峰值6 500×108m3，之后有5～10年的平台期，2050年下降至5 500×108m3，2060年仍有4 300×108m3。李孥等[6]分三种情景对中国天然气消费量进行展望，尽管结果略有不同，但三种情景下天然气消费量达峰时间与峰值较为接近：峰值约为5 000×108m3，达峰时间在2035年前后。高振宇等[7]从天然气终端消费量着手，分行业预测天然气消费量，预计中国天然气消费总量在2035年达6 000×108m3。张荣旺[3]认为“十四五”期间中国天然气市场将持续增长，预计2025年天然气消费总量约4 500×108m3，2030年天然气消费总量约6 020×108m3，消费量高峰在2045年前后到来。洪涛[1]认为，中国天然气消费量将在2040年左右达峰，峰值约6 000×108m3，占一次能源比重低于15%。国际能源署《世界能源展望：2020年》[8]认为，在可持续发展情景下，2025、2030、2040年中国天然气消费分别为3 980×108m3、4 460×108m3、5 110×108m3。根据清华大学2020年10月发布的报告《中国低碳发展与转型路径研究》[9]，在1.5℃情景下，天然气消费量在2030年左右达到峰值5 800×108m3，2040 年降至 3 380×108m3，2050 年大幅降至1 500×108m3。在世界资源研究所2020年12月发布的《零碳之路：“十四五”开启中国绿色发展新篇章》[10]强化行动情景下，2050年中国天然气消费量约4 600×108m3，比2030年消费规模略有增加。在BP《世界能源展望（2020年版）》[11]的净零排放情景下，天然气需求量峰值2030年为5 020×108m3，2050年为4 670×108m3。国网能源研究院有限公司发布的《中国能源电力发展展望》[12]提到，在电气化加速情景下，天然气需求量在2040年前后达到峰值，峰值水平约6 000×108m3，2050年下降至4 400×108m3，2060年进一步降至 4 100×108m3。全球能源互联网发展合作组织发布《中国2060年前碳中和研究报告》[13]指出，碳中和背景下，中国天然气消费量在2035年达到峰值，峰值消费量约为5 000×108m3。

“十三五”期间，国产与进口天然气均对中国天然气稳定供应起到重要作用。产量方面，中国天然气勘探开发取得重大进展，天然气产量保持年均100×108m3以上的增长，2020年达到1 925×108m3（含煤制气）。其中，页岩气产量超过200×108m3，产量占比由2015年的3.5%上涨至2020年的10.4%，占比逐年增加。进口气方面，2020年中国天然气进口量约1 408×108m3，占中国天然气消费量的43%。其中管道气进口主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、缅甸、俄罗斯，约476×108m3；LNG进口主要来自澳大利亚、卡塔尔等国，约932×108m3。

在我国天然气对外依存度较高的情况下，未来一段时间内，如何有效满足中国天然气需求量增长是众多学者关注的研究热点。陆家亮等[14]利用灰色—哈伯特、神经网络—哈伯特和产量构成等方法构建天然气产量预测集成系统，对中国天然气产量进行预测，预计2025年中国天然气产量介于2 100×108～ 2 450×108m3，2050年产量介于3 300×108～4 100×108m3，其中页岩气产量有望在2050年超过1 000×108m3。王建良等[15]选取多循环广义翁氏模型对中国天然气产量分情景预测，认为在持续增加勘探和技术研发投资的前提下，2025年中国的天然气产量有望超过2 100×108m3，高峰产量介于3 982×108～4 663×108m3，峰值时间在2055—2060年期间出现，其中页岩气产量增长潜力最大。邹才能等[16]从技术、资源潜力等角度综合分析认为，在目前的技术条件下，中国页岩气产量有望在2025年达到300×108m3，是天然气产量增长的生力军。戴金星等[17]在系统总结中国天然气资源量与探明程度、天然气年产量增长特征以及天然气剩余可采储量与增长规律的基础上，与世界产气大国作了相应对比，认为2025年中国年产气量能够达到2 500×108m3。贾爱林等[18]在评价常规与非常规天然气勘探增储和开发上产潜力的基础上，认为2025年中国天然气产量有望达到2 270×108m3。BP《世界能源展望（2020年版）》[11]预测显示，“十四五”期间中国天然气产量将快速增长，预计2025年产量为2 410×108m3，产量在2045年前后达峰，峰值产量高于3 000×108m3。

目前，中国已经签署的天然气长期进口合同量（包括管道气和LNG）约1 600×108m3[19]。其中，LNG合同执行量约800×108m3，管道气约800×108m3[3]。管道气方面，来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、缅甸的天然气进口量增长潜力有限，进口增量主要来自俄罗斯。随着中俄东线天然气管道在“十四五”期间建成投产，其进口量有望在2025年达到设计输气能力——380×108m3/a，预计增量约300×108m3。周淑慧等[5]认为，若按照4 300×108～4 500×108m3的需求量测算，到2025年中国天然气供应缺口约400×108m3，需要通过LNG现货或新签长协资源进行补充。中国石油经济技术研究院发布的《2020年国内外油气行业发展报告》[20]指出，LNG接收能力的快速增长将带动LNG进口量大幅提升，“十四五”期间，国内天然气供应将相对宽松。

马莉等[21]、单卫国等[22]的研究指出，由于2015—2018年通过最后投资决策（Final Investment Decision，FID）的天然气液化项目较少，亚洲LNG现货价格将在2024年前震荡上行并升至高点，在2025年转而下行。白桦等[23]的研究显示，“十四五”期间，全球天然气市场将逐渐收紧，在2023—2025年出现短暂的供不应求，价格在2021年触底回升，但“十四五”期间的均价将略低于“十三五”。《2020年国内外油气行业发展报告》[20]指出，“十四五”时期，东北亚LNG现货均价为6.4美元/mmBtu（1 mmBtu=1 055 MJ），与“十三五”时期基本持平。

从更长期看，“碳中和”背景下，满足国内天然气需求将更加容易。国内天然气产量达峰时间预计晚于2050年，而消费量达峰时间或在2035年前后出现。在消费量达峰后，中国对进口天然气的需求将逐渐减少。从国际市场看，根据BP《世界能源展望（2020年版）》的一切照旧情景判断，全球天然气产量具有在2040年突破5×1012m3的资源潜力，而随着全球低碳转型步伐的加快，全球天然气需求量预计难以突破 4.7×1012m3[11]。

以上研究表明，与其他低碳或无碳能源相比，我国天然气大规模稳定供应的基础最为扎实，既是替代煤炭、实现“低碳化”最现实的选择，又是可再生能源的“终身伴侣”，将对“碳中和”目标的实现起到关键作用。路径上看，2030年前天然气的主要作用是减碳，助力中国早日达峰，之后随着可再生能源比例的快速增加，天然气将逐渐与可再生能源深度融合，成为可再生能源的有益补充。定量来看，在“碳中和”目标下，中国天然气消费量大概率在未来10年内保持较快增长，预计其峰值在2035年前后出现，峰值消费量大概率介于5 500×108～6 000×108m3。

2 天然气产业升级和发展路径

“十三五”期间，中国能源供给侧改革持续推进，天然气产业发展加速，在一次能源消费结构中的地位持续上升，逐步形成具有中国特色的产供储销体系。在“碳中和”背景下，中国产供储销体系建设将继续推进，保障国内天然气安全、高效、持续供应。

以食品药品警察为依托，“两法衔接”工作取得新成效。2013年以来，佛山市食品药品监管局与市公安局联合，先后成立了食品药品联合执法办公室和食品药品犯罪侦查支队，出台了《关于进一步加强食品药品执法协作的通知》等文件，逐步形成案前会商研判、公安提前介入、现场各司其责、事后分工配合的良性工作机制。据统计，2015年，两部门联合行动50多次，移交案件366宗；2016年，联合查处多起重大案件，食品药品“两法衔接”成效显著。

2.1 加快天然气基础设施建设

“十三五”期间，中国天然气长输管道增加1.9×104km，达8.3×104km，已初步形成“四大（进口）通道”和“三纵三横”的管网系统；LNG接收能力翻番，接近9 000×104t；地下储气库工作气量增长92×108m3，达147×108m3，但仅占我国天然气消费量的4.5%，远低于世界平均水平。虽然“十三五”期间中国基础设施建设成效明显，但仍有诸多领域需要加强。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所发布的《中国天然气高质量发展报告（2020）》指出，我国天然气管道建设相对滞后，应急储备能力建设效益相对较低，储气调峰能力急需加强。孙哲[24]认为，中国天然气调峰储备法律规范尚不完备、激励措施尚不完善、监管机制尚未健全、主体责任没有明确划分。周明亮[25]指出，建设天然气战略储备迫在眉睫，需要加快制定天然气战略储备的法律法规、解决储气设施的盈利问题、鼓励多元资本进入、解决储气设施天然气进出问题。

预计“十四五”期间，中国天然气基础设施建设将有序推进。根据《中长期油气管网规划》，“十四五”期间中国将推进中俄天然气东线、西气东输四线、西气东输五线、川气东送二线等长输天然气管道的建设，并加强基础设施互联互通工作，同时以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北、海南等地为重点，推进区域管网和支线管网建设。此外，若中俄远东天然气管道、中俄中线天然气管道谈判顺利，“十四五”期间将有望开建[26]。预计“十四五”末，中国天然气管道将形成“四大（进口）通道”和“五纵五横”的干线管网格局[27]。根据对新建、扩建、规划项目的梳理，预计2025年国内LNG接收站设计接收能力将达到1.9×108t/a[20]。在地下储气库建设方面，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》在“构建现代能源体系”中提到：加快建设中原文23、辽河储气库群等地下储气库建设。此外，国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）、财政部、自然资源部、住房城乡建设部、国家能源局联合发布《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》指出，要通过优化布局、深化改革、加大支持力度、落实主体责任等方式推动储气能力建设。预计在政策的鼓励下，到“十四五”末中国地下储气库工作气量有望突破300×108m3。

总体来看，目前中国天然气基础设施建设仍存短板，尤其是应急调峰能力，体制机制障碍需要进一步破除。但随着体制改革的持续推进以及国家政策支持力度的加大，预计“十四五”期间，天然气应急储备、输送、互联互通能力将明显改善。从更长期看，随着天然气市场化改革的进一步推进，基础设施建设瓶颈将被彻底打破，基础设施短板有望得到彻底解决。

2.2 稳步推进天然气市场化改革

近年来中国大力推进天然气市场化改革，其中价格改革是核心。“十三五”期间，上游引入竞争，打通中游运输瓶颈，规范运输环节收费，建立油气交易中心，逐步放松价格管制，天然气市场改革初见成效。目前，中国天然气市场形成了“基准门站价”与市场化定价并行的价格机制。现行价格机制基本符合我国天然气市场现状，但依然要推进与油价挂钩的天然气定价机制，并将形成气气竞争价格机制定为终极目标[28]。

曾鸣等[29]剖析了发达国家构建竞争性天然气市场的经验，认为竞争性天然气市场的构建是价格市场化的基础。李廷东等[30]研究表明，中国天然气定价机制存在以下问题：天然气管道准许收益率偏高、“基准价＋浮动幅度”的价格管理办法尚存优化空间、仍未形成有影响力的基准价格。白俊[31]认为，中国天然气市场仍存在政策交叉重叠、竞争性市场仍未形成、价格传导不畅、市场监管不足等问题。付舒等[32]的研究表明，门站价阻碍了价格市场化，但也指出因上游竞争不够、基础设施不健全、价格交易中心影响力小等问题，我国天然气市场尚不存在完全放开价格的条件。董邦国等[33]指出，天然气价格改革需要解除价格捆绑，理顺气源价格，制定合理的运输、存储、气化以及输配气价格，改变按体积计价的方式，以及加快建设市场交易中心形成有影响力的市场基准价格等。

总结来看，中国天然气行业尚不具备价格完全市场化的条件，天然气价格市场化需要以天然气全产业链改革为前提。未来中国天然气价格改革需要以构建竞争性市场为核心，以形成有影响力的基准价格为抓手，以建设健全基础设施为基础，完善基础设施定价机制，逐步取消天然气价格管制，最终形成气气竞争的价格形成机制。

2.3 进一步完善管网管理机制

“十三五”期间，在“管住中间、放开两头”原则指导下，油气市场改革有序推进。2017年5月，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，为油气体制改革指明了方向。2019年，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网公司）正式成立标志着油气体制改革迈出关键的一步，将对未来中国天然气产业产生积极深远的影响。上游领域方面，随着勘探开发的政策性壁垒被打破、资源运输通道彻底打通，预计中、下游企业将积极向勘探、开发、进口等上游领域延伸。但由于上游高风险、高投入、高技术壁垒的特点，预计对上游的影响将较为滞后[34-36]。中游领域，按照“全国一张网”的规划，部分区域性管网公司或省级管网公司将逐渐纳入或服从国家管网公司统一调度[35]，最终形成国家管网与部分省级管网公司并存的市场格局[34]。下游领域，由于上游资源量的增加，下游领域竞争将进一步加剧，有利于价格的市场化，使油气价格更加合理[37-38]。

针对国家管网公司的成立，也有许多学者就基础设施公平开放、自然垄断环节政府监管、民生保供责任落实、已签高价长协消纳、多头对外进口推高国际LNG价格等问题展开研究。周淑慧等[5]认为，天然气市场体系建设重在压实储气调峰与保供责任，加强对中间环节的监管，推进地方管网改革融入“一张网”统筹调度。郭海涛等[36]认为，国家管网公司的成立为“十四五”期间进一步推进天然气市场改革创造了有利条件，需要重点关注上游市场改革、推进省级管网的市场化体制改革、创新管容分配机制、加大信息公开和管输成本监管等。陈蕊等[34]指出，国家管网公司成立后，应加强对天然气产、运、销，特别是对区域管网的监管；落实天然气门站价格动态调整机制，疏导价格传导；明确多头进口规则，降低对国际市场影响的同时，防止进口商投机；鼓励签订长期购销协议。王亮等[39]围绕建设和运营天然气“全国一张网”的目标，提出推进省级管网的独立运营、推动同一区域内管道运营机构集约整合等建议。李俊杰[40]认为，国家管网公司成立后，天然气产业持续健康发展需要强化对国家管网公司的监管、明确天然气调峰保供责任划分等。

国家管网公司运营模式的讨论同样是研究重点，主要包括管容分配、定价模式以及费率设计等。王亮等[41]认为，结合中国国情“管容交易＋调度运行”一体化模式优势明显，同时指出应建立管容交易中心，逐渐完善市场化管容分配机制。郭海涛等[36]指出，中国管道容量基本没有富裕，管容不存在交易基础，管容分配宜遵循“应急预留、民生优先、先买先得、即买即配”的原则。

目前我国天然气管输、存储、配气均采用一部制定价方式，有学者建议逐步向两部制过渡。董邦国等[33]认为，按照国际上成熟市场的经验，中国天然气基础设施应采取“容量费＋使用费”的两部制收费方式。崔媛媛等[42]指出，一部制管输价格已不符合天然气市场的新形势，且中国已具备实行两部制的基础条件，建议采取试点的方式逐渐推行两部制收费模式。2021年6月，国家发展改革委发布《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，对天然气管道运输价格做了明确的规定。新办法延长了管道折旧年限，并将管输运价率由一企一价改为一区一价，但是运输价格依然按照“准许成本加合理收益”的办法确定，“准许收益率”依旧保持8%，未改变一部制定价模式。李廷东等[30]、董邦国等[33]均指出，8%的收益率偏高。

总体来看，天然气管网改革有利于上游勘探开发、LNG进口领域多元竞争格局的形成，增加天然气资源供应，进而促进下游领域竞争，最终激发行业活力。但是改革红利的完全释放，还需要国家层面加强监管、积极引导，尤其是对国家管网的监管以及保供责任的重新划分。市场化管容分配、两部制定价将是管网运营模式的改革方向，但需根据我国天然气产业的发展程度逐步、适时推进。

3 “碳中和”背景下天然气发电前景分析

中国要实现“碳中和”目标，在能源供应侧可再生能源占比不能低于80%[3]。高比例可再生电力系统意味着巨大的调峰需求，而天然气发电因其在调峰、调频方面的优势受到广泛关注。

热电联产与气电调峰是天然气发电的两种主要形式。天然气热电联产与气电调峰相比具有明显的经济优势，但是却丧失了一定的灵活性。殷建平等[43]对比分析了热电联产与气电调峰优劣，认为应该将气电调峰作为天然气发电的主要发展方向。全球能源互联网发展合作组织发布《中国2060年前碳中和研究报告》[13]指出，气电在中国电力体系中的主要作用是调峰，预计到2030年、2050年气电装机总容量分别为1.85×108kW、3.3×108kW，在电力系统中的比例分别为4.9%、4.4%。

单彤文[44]、陈蕊等[45]、朱兴珊等[46]均认为天然气发电在环保、灵活性上与煤电相比有着明显的优势，天然气发电与可再生能源融合发展将是中国能源转型的最佳路径。但也指出天然气发电仍面临政策、定位不明确，环保、调峰价值不能充分显现，核心技术缺失等问题。洪涛[1]认为，虽然天然气发电面临储能的挑战，但是仍是电力行业最佳备用电源。陈宗法[47]认为，在“双碳”目标及“构建以新能源为主体的新型电力系统”的大背景下，燃气发电挑战与机遇并存。

综合以上研究，笔者认为在“碳中和”目标下，天然气发电尤其是气电调峰的发展需要充分重视。截至2020年底，中国气电装机总量约为1×108kW，占发电总装机约4.5%，远低于发达国家平均水平。从“碳达峰”的角度来看，中国电力需求量仍将快速增加，仅依赖可再生能源发电难以在未来十年满足中国电力需求量的增长，用低碳的天然气替代高碳的煤炭，是尽快实现电力行业达峰的最优选择。从电力安全的角度看，随着可再生能源装机比例的不断提高，电力系统转动惯量将不断降低，电力系统的安全稳定运行挑战将愈加严峻[48]，调峰、调频需求将更加迫切。但从目前的技术、基础条件看，化学储能、氢能难以在短期内承担起维护电网安全的重任：最具优势的大规模储能技术——化学储能，投运规模极低。截至2020年底，国内化学储能规模不足3.5 GW，而氢能仍在初始阶段，中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟发布的《氢能平价之路》指出，氢能到2030年才有望成为有竞争性的低碳解决方案，预计气电将是未来十年满足电网调峰调频需求、维护电网安全的最有效手段。此外，在政策上，多部委发文进行了专门的部署，要求“十四五”期间严控煤电项目、深化电力体制改革，利好天然气发电。

4 相关建议

4.1 高度认识天然气对实现“碳中和”目标的重要作用

推动气代煤既是治理环境污染的利器，也是短期内尽快实现“碳达峰”的唯一有效选择，更是在目前技术条件下高比例可再生能源消纳的最有效手段。对此应充分认识、大力宣传，并明确在国家或区域能源规划中予以体现。

4.2 上中下游加强合作共同推动天然气行业健康发展

国家管网公司的成立基本打破了中国天然气行业的储运限制，“碳中和”目标为天然气行业快速发展提供了额外的机会，未来十年将是中国天然气行业发展的机遇期、窗口期，天然气行业的参与者需要共同发力抓住发展机遇：①上游企业继续加大国内天然气勘探开发力度的同时，积极“走出去”获取海外优质资源，为下游企业提供优质、稳定、经济的天然气资源。②中游企业加强基础设施和应急调峰能力建设，为天然气行业发展提供安全、可靠的储运设施。③下游企业树立良好的服务意识，为用户创造优质的天然气使用体验。

4.3 充分释放管网体制改革带来的天然气市场红利

要继续推进运营模式创新，充分释放新体制带来的改革红利。一是做好天然气基础设施两部制定价的准备工作，可采取试点先行、逐步推进的方式，向两部制定价方式转变；二是目前我国尚不具备管容分配市场化的条件，可考虑增量先行试点，再逐步推进；三是管网公司成立后将有越来越多的上游企业进入上游勘探开发、LNG进口领域，这在天然气资源供应多元化的同时，也会导致保供责任的分散，建议进一步明确天然气保供责任划分。同时，国家发展改革委最新发布的《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》仅对跨省管网的成本监管、运输价格做了规定，建议进一步明确省级天然气管网运输价格的确定规则，适当调低准许收益率，进一步降低天然气运输成本。

4.4 继续统筹推进天然气行业改革

天然气市场化改革是个系统工程，需要统筹考虑，不可能一蹴而就。目前我国天然气市场存在上游缺乏竞争、中游基础设施短板明显、“全国一张网”尚未完成、未形成有影响力的基准价格等问题，影响碳中和愿景下中国天然气市场的战略性机遇，对此提出以下建议：一是研究并落实有效措施，鼓励引导多元资本进入上、中游环节，促进上游勘探开发、中游基础设施建设快速发展。二是大力推进区域、省级管网独立运营或按市场化原则自愿并入国家管网公司，彻底打通中游运输环节。三是加快构建价格交易中心，尽快形成有影响力的基准价格。四是根据上中游改革进展，有序放松对市场的价格管制，分区域逐步取消门站价格，推动天然气价格市场化。

4.5 大力解决天然气发电的制约因素

天然气发电既是中国尽早实现“碳达峰”的最优选择，也是电网调峰调频、维护电网安全运行的有效手段，需要予以充分重视。建议从以下几个方面发力扫清天然气发电的障碍：一是天然气发电与煤电相比具有环保、低碳、灵活的优势，应通过政策手段将煤电的外部性内部化，为气电发展营造公平的发展环境；二是加快电价的市场化改革，建立电力调峰交易机制，使天然气发电的调峰、调频价值在价格上充分体现；三是打破对气电厂直供天然气的政策瓶颈，减少中间环节费用，切实降低气电企业的原料气成本；四是加大科技创新力度，争取早日实现天然气发电设备国产化，降低天然气发电设备的使用成本。