“双碳”目标下中国天然气发展的关键问题

朱兴珊，樊慧，朱博骐，陈蕊

1.中国石油天然气集团有限公司发展计划部；2.中国石油经济技术研究院

0 引言

中国于2020年9月提出“双碳”目标后，又在2021年 10月印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中明确了“2060年非化石能源消费比重达到80%以上”的低碳路径。中国能源结构清洁低碳转型步伐将进一步加快，并最终建成以新能源为主体的低碳能源体系。综合比较国内外权威机构对中国以“碳达峰”“碳中和”为导向的能源转型路径研究发现，对天然气的认识存在较大差异，预测2050年天然气需求量将为2 054×108～6 600×108m3，峰值时间分布于2030—2045年［1］。正如IEA（国际能源署）所说，天然气在能源转型中扮演的角色是“复杂”的，仍存在争议。研究“双碳”目标下中国天然气中长期发展，先要分析天然气在中国能源转型中发挥的作用，包括在终端用能领域（如工业、建筑、交通等）、发电领域、制氢领域等与其他能源的比较优势，还要进一步分析天然气产业相关配套机制、政策等需要着力做哪些改进才能发挥好这些作用，这也是“双碳”目标下中国天然气发展的几个关键问题。

1 “双碳”目标下天然气在能源转型中起关键支撑作用

1.1 构建新型电力系统过程中充当主要调峰资源

在“双碳”目标的引领下，中国将构建以新能源为主体的新型电力系统，这对电力系统安全保障提出了巨大的挑战。其中，打造充足的电力系统调节能力是提高电力系统可靠性的重要手段。目前中国电力系统整体调节能力不足，抽水蓄能、气电这两种灵活性电源占总装机比重仅为6%，远低于西班牙（31%）、美国（47%）、德国（19%）等。预计“十四五”“十五五”期间年均新增风电和太阳能发电装机将达到1.1×108kW，2030年全国风电和太阳能发电装机将远超对外宣布的12×108kW，届时电力系统调节能力缺口将超过 6.6×108kW［2］。预计 2060年风电、光伏发电装机容量将超过60×108kW。发展充足的灵活性电源已成为构建以新能源为主体的新型电力系统的关键。电力系统中灵活性电源主要包括煤电灵活性改造、抽水蓄能电站、燃气调峰电站、电化学储能等［3］，不同类型灵活性电源优劣势比较如表1所示。

表1 各类灵活性电源优劣势比较

目前中国主要依靠煤电灵活性改造增强调节能力，但只能是权宜之计。原因是煤电机组的调节性能远不及燃气机组，且其深度调峰会大大降低机组运行安全性、环保性、发电效率和经济性。同时煤电的污染物排放水平大大高于气电，碳排放水平是气电的两倍［4］，煤电灵活性改造在污染物和碳排放方面仍存在先天不足。国家主席习近平在2021年4月22日“领导人气候峰会”上已明确表示中国将严控煤电项目。在中发〔2021〕36号《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和国发〔2021〕23号《2030年前碳达峰行动方案》中提出严格控制新增煤电项目，有序淘汰煤电落后产能，严控煤电装机规模。在“双碳”和“双控”形势下，煤电灵活性改造发展空间已受到限制并将逐步萎缩。

抽水蓄能是优质的调峰电源，近期国家加大了对抽水蓄能电站的政策支持力度，强化了电价形成机制和装机规划等方面研究。截至2020年，国内抽水蓄能装机容量约3 100×104kW，规划到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到约1.2×108kW，但考虑到抽水蓄能建设周期需要6～7年，并且低成本站址已开发完毕，新开发成本将大幅上升，实现难度大。

电化学储能配合新能源发展是未来大势所趋，但仍面临几方面的挑战：一是其安全性问题仍待有效解决；二是其经济性在今后一段时间内仍不具竞争力，何时能实现商业化规模发展仍具有不确定性；三是其更适合功率型应用，难以实现跨日调节；四是不能解决转动惯量缺失的问题。

天然气发电调节能力强、清洁低碳、布局灵活，适用于集中式和分布式等多种应用场景，因此，“可再生+气电”是未来相当长时间内提供增量电力热力需求、保障电力供应安全的优选解决方案。“双碳”目标使国内电力研究机构对气电发展前景判断整体趋向乐观，基于气电的灵活性价值，国网能源研究院有限公司提出“深度减排情景”预测中国气电装机将由当前1×108kW持续增长至2060年近3×108kW［5］，全球能源互联网发展合作组织预测将达到3.2×108kW［6］。所以，气电是新型电力系统的关键支撑电源，其调峰作用将贯穿能源转型全过程。

1.2 补位和替代高碳高污染燃料，充当基础能源

中国尚未完成工业化和城镇化，在全面建设社会主义现代化强国的进程中，能源消费在相当长时间内仍将增长。中国石油经济技术研究院预测“碳达峰”阶段中国能源消费总量仍要增长约20%，同时煤炭消费将提前达峰并开始下降，其中的缺口只能由非化石能源和天然气补位［10］。在碳达峰以后，随着能源消费下降，煤炭消费将以更快的速度下降，也需要由非化石能源和天然气来替代。

天然气以其清洁低碳、基础设施相对完善、可规模应用等特征，成为最具优势的补位能源和替代能源。一方面，等热值天然气二氧化碳排放量约为煤炭的59.3%，“气代煤”可实现至少40%的碳减排效果，并大幅降低颗粒物、SO2、NOX、重金属、放射性物质等污染物排放，实现“减污降碳”协同增效。北京大学能源研究院等机构以北京市为例，研究证实在天然气利用规模扩大的十多年间，北京市PM2.5、PM10、NOX和 SO2等污染物浓度逐年降低［11］。另一方面，天然气在陆上重载和长途运输、船舶等交通运输领域替代油品同样可实现“减污降碳”协同，是重卡、船运领域规模应用新能源前最具比较优势的清洁低碳燃料。以船运为例，当前船运领域温室气体排放占全球碳排放总量约 3%［12］，且被认为较陆上运输碳减排难度更大［13］，采用 LNG动力船是可行的解决方案之一。LNG动力船不仅较传统燃油船可减少20%的碳排放，而且清洁优势突出［14］，与甲醇、氢、氨等其他清洁低碳燃料相比，具有技术成熟、经济性好等综合优势［15］。

综上所述，天然气在能源转型中可补位（补充增量）和替代（替代存量）高碳高污染燃料，充当基础能源，碳达峰前主要承担补位功能，碳达峰后主要承担替代功能。

1.3 在氢能发展过程中充当“孵化器”和“助推器”

在未来低碳社会中，氢作为二次能源，将在难以电气化的领域实现可再生电力大规模长周期存储等方面发挥关键作用［16］。IEA认为，到 2060年，氢能将占全球终端能源需求约10%，广泛应用于交通、电力、化工、钢铁、建筑等领域［17］。可再生能源制氢是未来发展方向，但受经济性差、技术待突破等因素制约，业内基本共识是2030年前无法实现商业化利用。中国氢能联盟预测，直到2040年中国可再生能源制氢占氢能供应的比例才有望达到50%［18］。因此，绿氢规模化发展需要化石能源制氢对产业进行先导培育，扩大氢的应用场景、培育市场规模、解决氢的储运和加注难点，突破核心技术瓶颈。

与煤制氢相比，天然气制氢在撬动氢能利用方面具有独特优势。一是天然气制氢是碳排放最低的化石能源制氢工艺。在不配套CCS（碳捕获与封存）技术的情况下，天然气制氢碳排放强度约 10.8 kgCO2/kgH2，煤制氢碳排放强度约21.5 kgCO2/kgH2，天然气制氢较煤制氢低50%。据IEA数据，配套CCS的情况下，天然气制氢碳排放水平可降至 1 kgCO2/kgH2［16］。二是与煤制氢相比更环保、能耗更低，在有些场景也具备经济优势。天然气制氢仅有少量的锅炉污水，煤制氢有大量灰渣、酸性气体和污水排放。在经济性方面，煤制氢虽具有一定优势，但由于氢的产业链条很长，储运是难点且成本相对较高，在运输距离较远的情况下，天然气站内制氢就近销售具有成本优势［19-20］。三是天然气与氢能具有先天协同发展优势。氢能发展初期可以利用业已成熟的天然气产业体系，开展灵活的天然气制氢，天然气管道掺氢，燃气轮机、锅炉和窑炉掺氢等，通过不断扩大规模，实现氢储运和应用技术突破，降低成本，培育氢能产业，为绿氢发展铺平道路。四是天然气制氢+CCS或采用天然气无碳制氢工艺生产“蓝氢”可起到与绿氢相同的减碳效果，在整个能源转型过程中将发挥重要作用。

Cd元素的转移：用0.25 mol∕L盐酸将前处理的Cd样品转移至25 mL比色管中，定容摇匀，待测。

研究认为，以“双碳”目标为导向的天然气消费路径分3个阶段：

（1）2030年碳达峰前为快速增长期，天然气消费快速提升，以持续替代高污染燃料、支撑新能源规模发展为主线，进一步扩大在城市燃气、工业、发电、交通等领域的应用，制氢市场逐步扩大。

（2）2030—2050年为平台期，随着电气化进程加快、新能源规模应用等，天然气消费增速放缓，但在调峰发电、交通等领域继续发挥重要作用，天然气消费逐渐达到峰值并持续一段时间，峰值约为6 500×108～7 000×108m3/a。

（3）2050—2060年为下降期，天然气消费稳步回落，以“天然气+CCS”的集中式脱碳利用为主要模式。

2 亟待完善的关键环节

2.1 国产气“压舱石”作用需进一步加强

中国是全球第一大天然气进口国，对外依存度超过40%。面对未来全球资源供应、国际油气价格等方面的不确定性，特别是美国加紧遏制中国的背景下，最有效的方案就是发挥国产气资源优势，打造以我为主的供气结构，努力把能源的饭碗端在自己的手里。中国天然气剩余资源量丰富，截至2020年，全国累计探明天然气（包括页岩气和煤层气）地质储量19.6×1012m3，探明率仅7.0%，显著低于国外典型国家［21］。较为一致的认识是，中国天然气勘探整体处于早中期，具备支撑未来天然气继续增产的资源条件。2006年以来，中国天然气剩余探明技术可采储量总体呈逐年上升态势，由不足3×1012m3增至 2020 年的 6.3×1012m3［22］。“十三五”期间，中国天然气产量年均增长约120×108m3，远超“十二五”年均75×108m3的增长幅度。2020年，川渝地区天然气产量达到547×108m3，目标到2035年建成中国第一个千亿立方米级天然气生产基地，长庆油田2021年天然气年产量已突破400×108m3，并将持续增长。为保障低碳转型进程中的能源供应安全，必须树立资源自信，攻克技术难关，确保天然气持续快速增储上产。

2.2 天然气自身的供应调节能力需大幅提升

储气库是天然气工业的“粮仓”，与欧洲、美国这些具有千亿立方米规模储气能力的国家和地区相比，国内的储气调峰设施建设仍处于发展初期。截至2020年，全国地下储气库储气能力约147×108m3，沿海LNG储罐储气能力约62×108m3，合计综合储气能力约 209×108m3，约占全国天然气消费量的6.4%。为加快补足储气能力短板，国家发展改革委、国家能源局联合印发了发改能源规〔2018〕637号《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，设定了“供气商与国家管网年销售量 10%”“城市燃气企业年用气量 5%”“地方政府3天需求量”的储气能力要求。但从当前形势看，责任主体距离国家要求的硬指标仍有差距，而支撑可再生能源规模发展对天然气自身的供应调节能力也提出了更高的要求，需要进一步提高储气能力。特别是在电力尖峰负荷和天然气采暖负荷“双峰叠加”的冬季，天然气要提供稳定、灵活、经济的电力，保障电力供应安全，必须自我提升，打造更加充足的储气调峰能力。

虽然国家原则上已出台了储气调峰市场化定价政策，明确了“储气服务价格、天然气购进和销售价格均由市场形成”。但由于天然气销售环节的价格机制尚不完善，“谁受益、谁承担”的调峰成本分担机制尚不健全，供气企业实际生产运行中的调峰成本仍难以完全疏导，不利于激励各类主体建设调峰设施的积极性。

2.3 电力市场化机制尚需进一步完善

当前中国迫切需要构建有效促进灵活电源建设的政策体系，防范潜在的电力系统安全风险。长期以来，天然气发电的上网电价无法体现气电的灵活、清洁、低碳等多元价值。天然气发电价格矛盾主要靠地方财政支持疏导，地方政府对气电发展起到了积极的推动作用，如江苏、浙江、上海等地都出台了两部制电价以保障燃机的基本生存。但随着气电规模的加大，地方财政补贴也难以为继，气电产业的可持续发展面临很大挑战。特别是对于作为灵活性电源运行的气电项目，发电利用小时数不确定性加大，成本更高，难以回收，如何保障各类主体建设气电的积极性迫切需要解决。气电成本无法疏导的根本原因在于缺乏有效促进清洁低碳调节电源发展的系统性市场机制设计，这也是保障新能源实现预期发展目标进而担当主角迫切需要解决的问题。2021年，国际气价高企，由于缺乏市场化的电价机制，天然气成本无法疏导，气电行业效益受到较大影响，严重挫伤了各主体发展气电的积极性。

发达国家通常是通过容量市场建设、电力现货交易、辅助服务市场等方式激励灵活性电源投资，再通过环境税、碳市场解决污染物和碳排放等外部性问题，以政策“组合拳”提升灵活清洁低碳电源的市场竞争力。以欧洲为例（见图1），2018年以来碳价由10欧元/t大幅增至约60欧元/t，但由于气电碳排放水平仅为煤电的50%甚至更低，较高水平的碳价显著提升了气电相对煤电的竞争力。2018—2020年，德国风力、光伏发电和气电发电量占全国发电量的比例由 52%提升至 65.8%，同期煤电发电量占比减半，由 21.8%降至 10.8%，电力行业碳排放显著降低。中国正处于电力市场化改革进程中，全国碳市场建设也刚刚起步，仍存在容量市场缺失、辅助服务补偿水平整体偏低、电量市场不健全、电力市场与碳市场未有效协同等问题。灵活低碳电源难以获得长期有效的价格信号，缺乏可持续发展的商业模式。

图1 欧洲碳价、气价及煤炭可替代天然气的气价区间

3 关于促进天然气在能源转型中起关键支撑作用的建议

3.1 明确天然气在能源转型中起关键支撑作用并给予政策支持

一是明确气电在构建新型电力系统中的关键支撑作用定位。在能源及电力中长期发展规划等相关政策中，加大气电比重，制定积极的气电产业发展规划，支持气电发展。

二是明确天然气与新能源融合发展的实施路径。加快推动多场景的“天然气+可再生”一体化多能互补试点项目建设。包括综合能源基地“风光（水）+气电”打捆外送、沿海地区“海上风电+气电”打捆就近消纳，推动“天然气+可再生”多能互补分布式能源项目，构建冷热电气氢综合供能系统。完善跨区电力输送通道建设，为大规模天然气发电与新能源融合发展创造条件。

三是明确天然气制氢对氢能产业的培育和促进作用。近期鼓励天然气制“灰氢”，允许站内天然气制氢。目前国内仍将小型橇装天然气制氢作为化工项目管理，强制要求入化工园区，不允许放入加氢站，建议可参考国外标准、模式等，有序开展站内天然气制氢的示范项目等［19］。出台支持政策，鼓励天然气制“蓝氢”（即制氢+CCS或采用无碳制氢工艺）及天然气掺氢输送和掺烧技术研发和示范，为中远期绿氢大规模应用奠定基础。

四是进一步优化天然气利用政策体系，加强导向作用。城市燃气领域，优先保障民生用气，鼓励“地热+天然气”等以天然气为补充的低碳供暖模式应用，缓解天然气调峰压力；工业领域，持续推动天然气替代高碳高污染燃料，支撑工业节能降碳和绿色转型；交通领域，重点加大对水运行业应用LNG的政策支持，扩大保税LNG加注区域范围，相关部门统一对 LNG水运应用安全性的认识、合理制定LNG安全监管规则，完善船舶建造、加注等相关设计标准，明确船用LNG加注站的建设审批程序和管理主体，加快推动加注站建设，鼓励各级政府在一定时间段内出台船舶购置（改造）补贴、LNG动力船优先过闸、减免过闸费等配套政策。

3.2 多措并举，提升天然气供应保障能力

3.2.1 推动国产天然气持续增储上产

继续加大对国内天然气勘探开发的支持力度，在努力完成七年行动计划的基础上，力争到2030年国内产量超过2 700×108m3、2035年超过3 200×108m3，夯实保障天然气供应安全的基础［23］。首先是加大政策支持力度。在补贴0.2～0.3元/m3的条件下，就可以盘活大部分埋深4 000 m以下页岩气储量［21］。建议政府给予持续性的税收优惠、财政补贴等政策支持，有效盘活4 000 m以下的页岩气油气资源。同时，从国家层面加快推动中深层煤炭地下气化和天然气水合物开发。其次是强化人才培养和科技攻关，提升天然气勘探开发创新能力。建立国家级科研平台，构建企业、研究机构、高校优势互补的合作机制，持续加大在油气勘探开发领域的理论和技术攻关，突破关键技术和低成本开发技术。

3.2.2 构建稳定、多元、有弹性、韧性强的进口天然气供应体系

国家层面统筹规划中长期天然气进口战略，按照“海陆平衡、长短结合、留有余量、分散多元”的原则，进一步优化全国进口资源池和通道配置；鼓励国内企业积极参与友好国家和“一带一路”国家的天然气上游勘探开发项目及 LNG液化项目的投资与运营，使其通过上中下游一体化对冲市场供应风险和价格风险；加强政府间合作，推动东北亚地区LNG接收站等基础设施共享，加强国家间信息共享，增强市场流动性和信息透明度，有效提升区域能源安全水平。

3.3 “软硬兼施”，构建支撑高比例可再生能源发展的储气调峰体系

一方面要夯实储气调峰“硬实力”。加强监管，进一步压实“供气商与国家管网年销售量10%”“城市燃气企业年用气量5%”“地方政府3天需求量”的储气能力建设任务，确保按国家要求完成目标。同时，在认真研究调峰需求量的基础上，适当提高储气能力，以满足支撑可再生能源发展的调峰需要。

另一方面要多方完善应急调峰体系的“软实力”。一是配合天然气价格改革，尽快解决储气设施的商业性问题。按照“谁投资谁收益、谁受益谁分摊”的原则，出台具有现实可操作性的储气调峰定价办法，鼓励调峰产品的市场化交易，形成明确的价格信号以调动多方建设储气库积极性，同时要进一步深化天然气价格市场化改革，逐步放开价格管制，对特殊群体用气实施精准补贴，或每个家庭按人口保障一定的低价气量（基本生活保障量），其余用气量全部放开价格。二是加快制定出台《油气储备法》、《天然气调度条例》等法规，建立应对进口中断的国家储备体系，规定天然气储备的主体责任、义务及在紧急情况下的合法断供次序，形成快速反应、高效有序的应急管理体系。三是政府支持企业将部分气田直接转为储气库、增加产能弹性、增加运输通道富余能力、在进口气通道沿线建设境外储气库，并给予财税方面的支持。

3.4 深化改革，以市场化机制促进清洁低碳灵活电源的发展

尽快形成顶层设计思路，分阶段、有步骤的完善电价市场化机制，通过电力市场和碳市场耦合作用，大力促进灵活低碳电源建设。短期内对调峰天然气发电推行“两部制”电价，完善天然气价格与上网电价联动机制，体现气价的季节性变化，有效保障气电调峰作用的发挥；加快形成容量市场/辅助服务市场、电量市场、碳市场/碳税、污染物排放交易市场/环境税等协调统一的市场架构，体现含外部性电源间的公平竞争，确保绿色低碳灵活性电源的竞争优势；中长期逐步完善用户参与的辅助服务分担共享机制，确保新型电力系统的供应安全，也保障能源转型的平稳和可持续。

3.5 多能协同，减轻天然气调峰压力

一是发挥好煤炭兜底保障作用，适量进行煤电机组灵活性改造，在北方地区进行煤、气热电联产联合运行示范并推广。二是加快扩大地热供暖规模，清除资源税、矿权获取、采水换热回注等政策障碍，出台支持政策，扩展地热供暖覆盖面，缓解北方冬季采暖带来的燃气供应压力，更好发挥气电在冬季保障电力供应安全中的作用。