“双碳”目标下川渝地区天然气与新能源融合发展研究

曾鹏升 赵靓 宫航 胡金燕 纪文 程思杰 周莉

（1.西南油气田分公司安全环保与技术监督研究院；2.国家能源高含硫气藏开采研发中心安全环保技术研究所）

为应对全球气候变化，我国已提出“二氧化碳（以下简称CO2）排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”为明确目标。“十四五”时期，将加快发展非化石能源，大力提升风电、光伏发电规模，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右；国内单位生产总值能源消耗和CO2排放分别降低13.5%、18%。“双碳目标”充分体现我国低碳发展的决心和信心，实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，是国家的重大战略决策。

1 碳达峰、碳中和实施的认识

碳达峰是指温室气体（我国专指CO2）排放量在一段时间内达到历史最高值，之后进入平台期并可能在一定范围内波动，然后进入持续缓慢或快速下降阶段，是温室气体排放量由增转降的拐点。碳中和是指企业、团体或个人测算在一定时间内，直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的CO2排放量，实现CO2“零排放”。从碳达峰到碳中和的过程，就是经济增长与碳排放从相对脱钩走向绝对脱钩的过程。

中国2020 年碳排放量为世界第一，达到100×108t，占全球31%[1]。“双碳”目标的提出为我国应对气候变化明确了方向，同时也对油气传统能源行业的发展带来了一定挑战和机遇[2]。碳达峰到碳中和的实施路径可以归纳为能效提升、零碳排放、负碳技术三大方面，而新能源技术又是作为零碳排放中的重要措施。发展新能源产业是提高能源安全、引领产业转型升级、实现绿色发展的重要途径。

我国距离新能源的大范围普及使用，最终替代化石能源还尚需时日，天然气作为低碳化石能源，在能源消费结构从高碳化石能源向可再生能源发展过程中，起着至关重要的能源保障作用，碳中和目标的实现离不开天然气[3]。川渝地区作为国内天然气生产和供应基地，在天然气增储上产的同时，与新能源全面融合发展是天然气行业绿色低碳发展的重要方向。

2 川渝地区天然气行业面临新形势

2.1 川渝地区天然气产能规模扩大

川渝地区石油天然气行业以生产和供应天然气为主，根据全国油气资源评价结果，四川盆地天然气总资源量达39.94×1012m3，可采资源量为12.45×1012m3，2020 年底，已探明地质储量为6.02×1012m3，探明率仅为15%，仍处于勘探早中期，是我国天然气勘探开发最具潜力的盆地。2020年，四川盆地生产天然气约565×108m3，居全国之首，较2019年增加60×108m3，增幅占全国天然气增量的52%。“十四五”期间，川渝地区将实施中国“气大庆”建设行动，加强天然气产供储销体系建设，建成全国最大天然气（页岩气）生产基地。

2.2 生产建设碳减排形势严峻

为持续向社会保障能源供应，川渝地区天然气行业正处于常规天然气及页岩气快速开发阶段[4-5]。随之而来的是，从井口到净化、输配，再到终端销售等一系列产能配套设施将持续建设，净化厂、增压站、脱水站等重点耗能环节增多，能源消费量刚性上升。因此，在天然气增储上产的强劲势头中，要降低CO2、甲烷等温室气体的排放总量和强度，实现碳中和目标，对于天然气行业绿色低碳发展面临严峻形势。

2.3 可再生能源消费占比提升空间广阔

川渝地区天然气行业生产系统能源消费主要有天然气、电力、汽油和柴油四大类，用于采气、增压、净化、脱水、输送等环节，主要耗能设备为锅炉、压缩机、加热炉等。2020年，在川渝地区天然气行业能源消费中，天然气消费为主导，电力消耗相对较少（以水电为主）。太阳能、风能、地热能等可再生能源，在川渝天然气行业能源消费中占比较低，因此新能源消费比例提升空间十分广阔，但同时也面临着能源结构调整的巨大挑战。

3 川渝地区天然气行业迎接新机遇

3.1 具有良好的可再生资源禀赋

川渝地区推动新能源发展具备齐全的产业生态链，拥有一定对风能、太阳能、地热能等可再生资源的开发条件。

初步估算，四川省离地50 m高度的风能理论储量为8 835×104kW，潜在开发量1 500×104kW。综合考虑风机技术、电网及运输条件，可开发量约为400×104～500×104kW。四川省风能资源主要集中在川西南地区的凉山州、攀枝花一带，盆周山区有零星分布。例如：攀枝花市部分区域风功率密度为21～189 W/m2，年平均风速为5.40～7.50 m/s，等级为1 级，个别区域风功率密度170～261 W/m2，年平均风速为3.02～6.33 m/s，风功率等级2级。在风能资源较为匮乏的重庆，其少部分地区也存在较好的风能资源。在重庆的东北部、东南部以及渝中山地，尤其是地势高突的高山草地、山脊也具有风能资源潜力。

在四川省川西高原的甘孜州、阿坝州、凉山州和攀枝花市地区，具有较为丰富稳定的太阳能资源。例如：攀枝花市平均日照时数2 730 h，多年平均太阳辐射量为5 886.04 MJ/m2[6]。按年总辐射量在5 000 MJ/m2以上，日照时数在2 000 h以上的可利用土地面积估算，全省太阳能资源理论可开发量约1.4×108kW，技术可开发量约8 000×104kW。位于高原上甘孜州的稻城县、石渠县、巴塘县、理塘县、甘孜州和炉霍县一带为总辐射最高值区大于6 000 MJ/m2，太阳能资源最为丰富，一年中可利用日数大于200天。重庆太阳能属Ⅳ类太阳能资源区，年辐射总量为3 390～4 200 MJ/m2，年日照时数为1 000～1 400 h，渝东南、渝东北局部地区光照条件相对较好，技术可开发量为400×104kW。

四川盆地拥有地热资源总量约1 525×108tce，热流范围35～69 mW/m2，地温梯度在20～30 ℃/km。四川省深层地热资源主要分布在川西高原和四川盆地，川西高原区的地热资源以中高温对流型为主，具有较高的地热发电潜力；四川盆地西部的成都平原存在着规模巨大的浅层地温能资源，而东部则存在深层地热资源。

川渝地区水电资源丰富，2020 年四川水电累计发电量达3 541×108kWh，约占全国水电发电量的26.1%、四川省发电总量的89.0%[7-8]。

3.2 具有优势齐全的产业生态链

川渝地区天然气行业集输储配系统完善，拥有全国最为完善的天然气管网，四川盆地输气干支管道近5×104km，上接气田、下连用户、覆盖川渝、联通全国，环形骨干管网与国家多条输气干网连接，形成了“川气自用、外气补充、内外互通、战略储备”的格局，是国家西南地区能源战略通道的枢纽。川渝地区将进一步建成满足气田生产、市场供应、应急调峰和富余气外输需求的完善管网体系。川渝地区拥有成熟的终端燃气用户和加油加气站网点，利于风光分布式能源与氢能的全产业链布局。随着光伏与风电技术的日趋成熟、成本不断降低，在分布式能源布局中能够构成多能互补的灵活能源供应。川渝地区水能资源丰富，是全国最大的水电基地，在水电制氢方面拥有巨大的资源和价格优势。目前，四川已有从事氢能产业的企业及科研院所超100家，覆盖氢气制备、储运、加注、燃料电池、整车制造等全产业链主要领域，氢能产业基础良好，是国内可再生能源制氢、燃料电池、储氢瓶、氢气压缩机、加氢系统、氢能源汽车试点的重要地区，在氢能车辆示范领域处于西部领先地位。

3.3 具有特色的余压余热资源

川渝地区拥有上下游齐全的天然气产业链，在井口、净化厂、输配气站、地下储气库等运行过程中，需要经过多级调压，再进行降压输送，因此拥有数量众多的调压点，潜在的油气田独特压差资源较为丰富，实现压力能的回收利用，是内部清洁能源替代的重要措施。根据国家发改委等十三个部委联合发布的《“十三五”全民节能行动计划》中，将余压利用能量系统优化工程纳入节能重点工程，在政策上也有利于从井口到最终用户全过程的天然气压力能推广应用。此外，还有数量众多的燃气式压缩机组余热、锅炉及加热炉烟气余热等资源，可实现余热资源回收利用。

3.4 具有契机的成渝双城经济圈建设

随着成渝地区双城经济圈建设提速，并坚定不移走生态优先、绿色发展之路，城市的快速发展必然带动能源消费的提升，电力缺口将进一步加剧，电力消纳能力加强，这对川渝地区天然气发电与可再生能源发电融合互补提供了机遇，将进入气电大规划、大布局、大发展区域。两地政府提出将川渝地区打造成为国内国际知名的氢能产业基地、示范应用特色区域和绿氢输出基地，形成“一轴、一港、一区、三路”的“1113”发展格局，提供绿色经济氢源。为川渝地区天然气行业提供了低碳转型，占据氢能发展高地提供了良好契机。

4 川渝地区天然气行业新能源发展方向

4.1 发展天然气融合模式

目前，作为国内最大的天然气生产基地，四川盆地天然气年产量已超550×108m3。“十四五”川渝地区电力需求快速增加，电力供应缺口将进一步加剧，电力调峰矛盾凸显。目前全球平均气电用气量占用气消费结构的40%，国内气电用气量占比为18%，而川渝地区发电用气量仅占当地用气消费量的1.2%[9-10]，发展气电已经成为保障川渝电力供应安全的必然选择。在既有资源禀赋下，大力发展天然发电与水风光发电融合、无碳排放的天然气制氢、天然气热电冷联产等业务，拥有坚实可靠的资源保障。同时，川渝地区油气行业下游市场规模广、类型多，拥有庞大的燃气终端用户及加油加气网点，还有发达的天然气管网，在发展天然气管道掺氢输送与应用、分布式能源等绿色能源业务具有天然基础优势和一定的市场抗风险能力。

4.2 优化清洁能源消费结构

川渝地区天然气行业在生产过程中用清洁电力替代的同时，加快绿色清洁能源开发利用，提升余热余压、太阳能、风能、地热能等清洁能源在自身生产系统的使用比例。四川在全国水电发电量排名位于前列，依托川渝地区水电优势，提高可再生清洁电能使用占比。通过压力能回收，实现压差发电，是内部清洁能源替代的发展方向。通过对天然气小时流量、温度、进出口压力等分析得出，流量在7 000 m3/h以上、压力比在1.5以上、年运行时间超过6 000 h 的调压点，具备良好的压差发电条件，以此筛选出条件良好的压差发电站点进行试点推广。但国内压差发电项目运行时间短，缺乏相关标准和各项评价，需在试点项目中积累成熟经验再逐步全面推广。

在风光资源较为丰富的四川西部一带，可利用成熟的风力、光伏发电技术，通过风光分布式能源布局，应用于油气行业内站场阀室、净化厂、井站等的供电、数据传输和照明系统等方面。四川盆地是低温地热区，加上地热资源区域位置远离人口居住区，资源品位不高，开发利用程度低等因素，地热资源开发经济性不如华北地区，但随着地热开发技术日趋成熟和成本降低，天然气钻井众多，地质地球物理资料丰富，资源量大的优势得以体现，有条件成为地热开发的主力军。同时利用压缩机组余热、锅炉及加热炉烟气余热、气田采出水余热等资源，通过发电、供暖、制冷等技术，可对生产和生活清洁用能给予一定补充。

4.3 逐步推广氢能应用

川渝地区拥有最丰富的天然气和水电自然资源，对于“21 世纪终极能源-氢能”来说，在天然气制氢和电解水制氢方面都具有得天独厚的资源优势。在安全保障和技术成熟稳定下，利用天然净化尾气硫化氢气体制取氢气，不仅可以回收尾气产生清洁能源，还可以减少温室气体的排放。同时，油气行业在川渝地区布局了完善的CNG加气站和加油站网络，对加氢站合建提供了用地、规划、建设成本及运营管理等方面的基础，在交通应用方面具有广阔市场空间。加上国内最发达的天然气干支线管网，川渝地区在天然气管道掺氢输送方面具有无可比拟的成本和基建优势。油气行业在川渝地区积攒了几十年的终端工业与民用用户，对天然气掺氢应用及分离后的氢气利用等长期发展提高了风险保障。

在氢燃料电池技术成熟，制氢技术经济可靠，氢电转换效率提升的合宜时机下，制氢系统可以利用富余气量和电量电解水制氢，由高效储氢系统将氢气封存，或者通过燃料电池储存，待需要电力平衡时反馈到电网。还可通过封存氢气和燃料电池电解水，利用氢气捕获大气中的CO2合成甲烷，在用气高峰前进行大容量的存储，以此减轻城市高峰用气负荷达到局部调峰目的。

4.4 加强清洁能源合作

川渝地区天然气行业加强与绿色能源和电力企业合作，通过合资合作、合同能源等不同的合作模式，各自发挥自身社会影响力，形成合力共同在清洁能源领域进行探索和合作。充分利用在天然气资源、终端市场以及天然气管网方面的优势，进一步加强绿色能源领域对外交流合作，实现天然气与风光电等多种能源互相融合，通过气电融合、压差发电、氢气制取和储输等，为社会提供形式多样的清洁能源，拓展清洁能源供应途径。

5 结语

川渝地区天然气资源丰富，是我国迈向碳达峰和碳中和的桥梁性能源，未来天然气作为清洁低碳能源将成为补充基本能源供应、解决新能源调峰问题的现实选择。在快速发展新能源，天然气行业低碳转型的历史机遇下，川渝地区拥有得天独厚的天然气和水电资源，较为丰富的风电、光伏等资源和全国最发达的油气管网，具备齐全的产业生态链。川渝地区天然气行业在保障油气能源安全的红线下，须抓住当前最佳窗口期，突破传统油气业务，转型推动天然气发电与风光发电、压差发电、氢能等新能源融合发展，对内提高清洁用能比例，对外提供清洁能源输送，实现油气行业绿色低碳可持续发展，锚定目标努力实现碳中和。