天然气与风光氢产业融合模式及前景展望

黄，梁严，郝迎鹏，汪慧娴，王浩博，黄晓光

1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.昆仑能源有限公司

0 引言

“双碳”目标旨在促使能源供应体系由以化石能源为主向以新能源为主转型，进而推动经济社会高质量发展［1］。现阶段中国能源消费结构以煤炭为主，能源体系规模庞大、转型成本高，以新能源为主的能源体系需解决风光等可再生能源多尺度、波动性、不确定性带来的安全稳定供应难题。2021年10月24日国务院发布的国发〔2021〕23号《2030年前碳达峰行动方案》明确提出“大力推动天然气与多种能源融合发展”。天然气具备清洁低碳、灵活易储等能源特性，一方面可在城镇环境污染治理、工业及电力领域节能减排发挥重要作用，另一方面可依托天然气产供储销产业链优势，解决大规模风光可再生电力并网稳定消纳、氢能产业规模化发展资源供应及基础设施依托等问题［2-3］。

1 天然气与风光氢产业融合趋势

“双碳”目标下天然气将在中国能源绿色低碳转型过程中起到过渡作用。中国石油天然气股份有限公司规划总院预测中国天然气需求将于2040年前后进入峰值平台期，达到5 500×108～ 6 500×108m3/a，需求增量集中在气电调峰和工业燃料两大领域，通过“气电调峰+风光新能源”以及天然气替代煤炭用能助力能源转型和工业用能升级，承担电力系统季节性调峰以及能源系统基础供能作用；这之后天然气需求将进入缓慢下降期，天然气的基础能源作用逐渐减弱，主要承担电力系统及热力系统的季节性调峰功能；2050年后天然气在碳排放相对分散的城市燃气和交通领域利用规模快速下降，主要集中在碳排放相对集中的发电和工业领域进行利用，并采用CCUS（碳捕集、利用与封存）实现净零排放［4］。

中国风光可再生能源具备“资源总量大、边际成本低、低碳环保”等特性，可以为中国“清洁低碳用能模式”和“能源安全掌握在自己手中”等问题提供一种有效的解决途径。然而，风光可再生能源大规模发展面临供能不稳定、不可预测、电网接入差等一系列问题，天然气发电可解决风光日内及季节性调峰调频问题，将在以风光为主体的新型电力系统中发挥关键作用［5］。

目前中国正逐步构建氢能全产业链工业体系。氢能制备方面，可通过在城燃终端、交通运输枢纽及化工园区等区块布局小规模天然气制氢项目解决氢源供应不足问题；氢能储运方面，可依托现有天然气管网混掺运输氢气，实现低成本、规模化、连续性氢能供应；氢能利用方面，可依托终端天然气加注站设施、居民燃气管网等基础条件培育氢能用户市场。

2 天然气与风光融合模式及前景

“双碳”背景下风光可再生能源将逐步演变为主体电源，舒印彪院士团队提出2030年风光装机总容量达16.2×108kW，发电总量达2.6×1012kW·h；2060年风光装机总容量达46×108kW，发电总量达8.8×1012kW·h［6-7］。受风光发电资源波动性、随机性以及发电设备弱支撑性、低抗扰性影响，以新能源为主体的新型电力系统主要面临三方面关键问题：一是多时间尺度源荷功率平衡问题，风光出力存在季节、月度及小时随机波动性，终端用能负荷日益尖峰化及波动不规则化，系统电力供需平衡对灵活电源及储能建设需求大；二是电力系统碳减排与稳定运行难以兼顾，“双碳”目标下煤电将逐步退出并向灵活电源转型，新能源消纳及电网稳定运行面临较大压力；三是新型电力系统的配套政策尚不完善，亟需完善电力市场化交易、辅助服务市场建设、灵活电源容量补偿等机制。通过研判，舒院士对“双碳”背景下中国电力供应结构作出如下展望（见图1）。

图1 “双碳”背景下中国电力供应结构展望

2.1 天然气与风光融合可行性

2.1.1 政策方面

2021年7月29日国家发展和改革委员会（简称国家发展改革委）、国家能源局出台的发改运行〔2021〕1138号《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》明确气电调峰与抽水蓄能、电化学储能等同为调峰电源，且市场化并网项目需配套建设或购买调峰能力落实并网条件，配建调峰电源比例需达到15% ～ 20%［8］。2022年1月29日国家发展改革委、国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确了因地制宜建设天然气调峰电站，推动气电与风电、光伏发电融合发展及联合运行［9］。

2.1.2 技术方面

综合对比灵活调节电源及新型储能技术参数（见表1），气电调峰机组可实现每日启停、调频、调相、旋转备用等功能，燃气轮机从启动到满负荷运行仅20 min，是旋转备用和调峰机组的良好选择；单循环及联合循环机组调峰能力可达到100%，热电联产机组调峰能力达20% ～ 30%；气电与风光融合后可确保电力系统电力供需平衡，提高电力系统可靠性，降低风光弃电率及提升清洁电源比例［10］。

表1 气电与其他调峰设施技术参数对比

2.1.3 经济方面

基于调节电源造价及运维成本、资源供应成本、平均利用水平等测算，气电调峰机组单位造价成本为2 000 ～ 2 500元/kW，平准化度电成本0.504 ～ 0.737元/（kW·h），增设CCUS技术后度电成本增加0.233元/（kW·h）；煤电灵活性改造单位造价成本约600 ～ 700元/kW，平准化度电成本0.392 ～ 0.403元/（kW·h），增设CCUS技术后度电成本增加0.296元/（kW·h）；抽水蓄能造价成本为5 000 ～ 6 000元/kW，平准化度电成本0.25 ～ 0.39元/（kW·h）；新型储能造价成本与储能类型密切相关，其中电化学储能造价最低为1 500元/kW，平准化度电成本0.56 ～ 0.78元/（kW·h）［11］。

2.2 天然气与风光融合模式

中国风力及光照资源分布呈现“三北地区多、中东部地区少”的特征，三北地区（西北、华北及东北）风光资源适用于基地规模式开发，中东部地区（华中、华东、华南）风光资源适用于分布零散式开发。基于不同地区风光资源特点、电力外送方式、消纳市场等差异点，提出了两大类天然气与风光融合模式。

2.2.1 模式一：基地侧气电与风光可再生电力打捆外送

在三北可再生资源密集区建设气电调峰机组，平抑风光等可再生能源给电力系统带来的不稳定效应，风光气储融合所发电量通过特高压电力外送通道外输至中东部区域（见图2）。该模式利用风光电价补贴气电调峰成本，实现风光气储一体化项目综合盈利。2023年2月27日国家能源局发布的国能发油气〔2023〕21号《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》明确提出了在油气矿区及周边地区发展风电、光伏发电，传统油气勘探开发企业可发挥气电联营对风光可再生电力并网关键支撑作用，在三北地区建设沙戈荒“风光气氢储”新能源大基地项目，助力实现单一油气业务向油气热电氢等综合业务转型。

图2 基地侧气电与风光可再生电力打捆外送模式

2.2.2 模式二：终端侧气电与风光可再生电力就近利用

在中东部终端用电负荷中心区域建设气电调峰机组，用电高峰期或风光出力较低时期，需提高天然气发电机组出力；用电低谷期或风光出力较高期，需降低天然气发电机组出力，确保电力系统维持供需平衡（见图3）。该模式下主要通过“两部制”电价政策、气电联动机制、电力市场化交易机制等确保天然气发电企业维持盈利。根据中东部区域内资源特性和用能特性，科学、充分、合理配置煤电、气电、核电及风光可再生电源装机机组，省电网企业统一调配区域内各类电源出力，所发电量直接供应给终端用户。

图3 终端侧气电与风光可再生电力就近利用模式

2.2.3 融合模式对比

天然气与风光融合两种模式差异化主要体现在：①应用场景不同，基地侧模式适用于三北地区特高压外送通道支撑电源，终端侧模式适用于中东部电力自消纳；②运行模式不同，基地侧模式是风光气储联合调度，终端侧模式是电网分别调度；③商业模式不同，基地侧模式是风光气储一体化盈利，终端侧模式是电价政策下各电源盈亏平衡。

2.3 融合发展空间

在满足不同时间尺度全社会用电需求，风光新能源装机发展目标基础上，开展全国新增电力负荷及新增各类电源（其中风光出力10% ～ 20%）电力供需及灵活调节平衡，用电高峰期，需额外运行调峰机组满足高峰电力负荷；用电低谷期，需降低调峰机组出力满足低谷电力负荷。2030年电力系统启停调峰装机需求约1.4×108kW，深度调峰装机需求约2.3×108kW［12-14］。

结合中国水能资源禀赋条件，抽水蓄能电站是当前及未来一段时期满足电力系统调节需求的关键方式。2021年9月国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》提出了抽水蓄能储备项目247个，总装机规模达3.05×108kW，2030年抽蓄投产总装机达1.2×108kW，随着抽水蓄能规划储备项目陆续建成投产，其装机总规模将逐步提升［15］。2021年10月29国家发展改革委、国家能源局印发的发改运行〔2021〕1519号《全国煤电机组改造升级实施方案》明确指出了推行节煤降耗改造、供热改造、灵活性改造，“十四五”期间完成存量煤电机组灵活性改造，增加系统调节能力3 000×104～ 4 000×104kW，后续将逐步完成所有煤电灵活性改造［16］。以电化学储能为主的新型储能主要解决风光日内调峰，《2030年前碳达峰行动方案》提出了2025年新型储能装机容量达0.3×108kW，且各省市要求风光新能源配置储能比例基本维持在10% ～ 20%，至2030年新型储能实现全面市场化发展［17］。

天然气发电与灵活煤电共同解决电力系统季节性调峰需求，天然气发电与储能共同解决电力系统日内调峰需求。基于电力系统启停调峰、深度调峰需求与抽水蓄能、灵活煤电及新型储能装机规模平衡，测算2030年中国天然气发电装机规模将达2.2×108kW，其中基地侧气电总体规模达0.6×108kW，终端侧气电总装机规模达1.6×108kW［18-19］。

3 天然气与氢能融合模式及前景

氢能产业现阶段仍存在模式不可持续、产业成本较高、技术存在瓶颈等问题，制约其规模化发展。中国正逐步构建制氢、储氢、运氢、加氢及用氢等氢能工业体系，当前可依托完善的天然气产供储销体系优势，助力氢能产业快速发展。

3.1 天然气与氢能融合可行性

氢能具有密度低（易挥发）、燃点低（易燃）、液态能量密度大等物理特性，具有二次能源、清洁无碳、灵活高效、应用广泛等特征。在标况下，氢气气态密度约为天然气的八分之一，液态密度约为天然气的五分之一，其凝点、沸点及燃点密度均低于天然气。氢能和天然气在产业链上具有相似链系特征、类似储运特点和部分相同应用领域，在交通、分布式发电等利用领域市场基本相同，竞争优势取决于成本、效率、政策等因素；在上游氢能制备、中游储运及加注站合建方面具有协同发展可能性［20］。

3.2 天然气与氢能融合模式

3.2.1 上游制备融合

氢气来源多样，不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业副产气，也可以利用电解水制取，其中天然气制氢占中国氢气制备总量的19%。天然气制氢最常见技术为天然气水蒸气转化制氢，其氢气/一氧化碳产品比最高、转化法效率最高［21］。

天然气制氢模式主要分为3类：一是国内天然气资源地重整制氢模式，通过碳捕集封存技术实现规模化蓝氢制备，依托现有天然气管道路由实现西氢东送；二是终端加注领域小型制氢模式，依托现有天然气加注站增设橇装式天然气制氢技术，实现氢能就近利用；三是LNG接收站周边重整制氢模式，实现天然气与氢气液化、运输及冷能利用方面融合发展。

3.2.2 中游储运融合

氢气与天然气在储运方面有较高的相似性，可利用管道、罐车、铁路及船舶等方式运输，其中天然气管道掺氢是解决大规模、长距离氢能运输的良好过渡方法。高压管道为全国战略性管道，如西气东输管道等，其压力为10 ～ 12 MPa；中压管道为省内干线、支线管道等，压力为4 ～ 10 MPa；低压管道为城市燃气管道，其压力通常低于4 MPa。天然气管道掺氢比例与管道材质特性、管道运输压力、气质温度湿度、管道服役时间等因素密切相关［22-23］，其中X70、X80钢级天然气管道分别可掺混氢气的体积比达3%、2%；X52及以下钢级的城市燃气管网可掺混氢气的体积比达10%。

3.2.3 终端利用融合

天然气与氢气在城市燃气、交通运输、电力供应、分布式供能等领域可实现协同发展，其中加气加氢站合建、燃气轮机掺氢是当前行业发展热点。

加氢站和加气站同属能源加注终端，具有高度相似性。国内城市燃气公司既有大量的天然气加气站，又有垄断的管道资源条件，在场地条件允许的前提下，在加气站内改扩建加氢设施，可利用管道天然气生产车用氢为燃料电池汽车加氢。随着小型化天然气制氢设备成本下降、氢燃料电池车达到一定规模后，天然气加注站内制氢具有较好的经济性空间和较大的发展潜力［24］。

燃气轮机发电具有二氧化碳及污染物排放量低、响应能力快速等优势，在天然气中混掺氢气可推动燃机发电向更清洁化发展［25］。根据通用电气公司（GE）的测算，现有技术下，以GE的9HA.02燃气机组为例，与传统煤电相比可实现60%的碳减排，若进一步采用天然气混掺50%氢气燃烧，则可将碳排放量进一步降低69%。由于氢气与天然气具有不同特性，对燃烧设备、工艺等都有不同要求，需要燃气发电厂根据实际情况进行适当调整。

3.3 天然气与氢能融合空间

氢能是中国新型能源体系中的重要组成部分，是终端用能实现低碳化转型的重要载体。根据中国氢能联盟预测，到2030年中国氢能在终端能源体系中占比5%，消费量达0.35×108t［26］。从中国制氢结构来看，煤炭及天然气重整制氢配置CCUS技术是氢能转型的重要过渡，近期受天然气资源紧张、供应成本高等限制因素，重点在交通加注站、工业化园区及终端城市用户周边布局小型天然气制氢设备。依托现有城市燃气管网是解决氢气运输成本高、气源与终端不匹配的有效途径，随着城市化水平不断上升、管网设施不断完善，中国城市燃气需求仍将稳定增长，中国城市燃气协会提出2025年掺氢消纳空间达到15×104t/a。

4 结论及建议

天然气与风光氢融合是构建新型能源体系的重要实践，可助力实现能源供应主体由化石能源向新能源转变，提高能源产业链供应链韧性，保障能源供应安全。目前国家政策提倡天然气与风光氢产业融合，但对于融合发展方向、融合模式等尚未明确，亟需从政策支持、示范应用、技术攻关等方面推动。建议：

政策支持方面，推动国家出台《天然气发电行业中长期发展规划》，明确支持气电作为新型电力系统灵活调节电源，从发电指标获取、配套新能源、上网电价政策、前期审批流程等方面助力风光气储融合项目落地，建议在全国范围内推行气电“两部制”电价及气电联动机制，构建“气电调峰+新能源”指标捆绑开发机制，依托新能源项目收益补偿气电调峰项目，建立气电调峰电价补偿机制，通过高峰时段快速启停收取调峰电价和补偿电价。

示范应用方面，在陆上油气田合理布局天然气调峰电站，提升风光新能源大基地项目调峰能力及保障特高压直流外送通道电源支撑；在海上油气田构建以风电与天然气发电融合发展模式，建设一批风光气储新能源大基地项目，努力打造“低碳”“零碳”油气田。

技术攻关方面，加快天然气与氢能共输共用材料、设备等技术研发，为新建储运设施开展混氢、纯氢运输奠定技术基础，加快开展不同钢级天然气管道掺氢运输示范项目；积极开展燃气轮机、微电网、微能网等技术研发，构建源网荷储一体化智慧能源系统，推动多种能源间的生产、输送、利用协同，实现多种能源耦合。