天然气在构建清洁低碳能源体系中的地位与作用

马新华 张国生 唐红君 梁英波

（1.中国石油勘探开发研究院；2.国家油气战略研究中心）

我国天然气资源十分丰富，开发潜力巨大，特别是陆上鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和柴达木盆地四大气区的储产量是我国国内天然气产业稳健发展的重要保障[1-3]。“十三五”期间，我国天然气消费年均增速10%以上，增量超过200×108m3/a。2020年，天然气消费量为3280×108m3[4]，占一次能源消费比例为8.4%[4]。天然气清洁低碳，兼顾稳定性、灵活性、经济性特征，有望逐步发展成为我国主体能源之一，可在能源转型中担当重要角色。此外，随着俄罗斯至欧洲和中国天然气管道的建成以及LNG终端项目增加，全球天然气供应安全得到不断改善。2020年，我国天然气进口量1391×108m3[5]，其中管道气进口量451×108m3，LNG进口量940×108m3。我国天然气进口战略通道格局已基本形成，陆上管道气进口通道中亚线（中亚A线、B线和C线）、中缅线和中俄东线中段已建成投产，三条战略通道的管道输送能力已达到1050×108m3/a[6]；海上LNG进口通道发挥重要作用，我国已投运LNG接收站22座，总接收能力8700×104t/a[7]；已建成储气库27座[7]，基本形成了以地下储气库和沿海LNG 接收站储罐为主、其他调峰方式为补充的综合调峰储备体系，全国储气能力达到234×108m3[4]，工作气量约147×108m3[7]，占全国天然气消费量的4.5%，还远低于国际10%以上的平均水平[8]。加强“双碳”目标下天然气在构建我国清洁能源体系中的地位与作用研究，对国家能源战略规划的制定、能源公司投资与发展方向，以及天然气产业链的协调运行具有重要意义。

1 天然气在全球能源转型中的地位与作用

据bp世界能源展望（2020年版）[9]和能源统计（2021年）[5]，全球天然气资源丰富，可采资源量约为522×1012m3，剩余探明可采储量188×1012m3，待发现资源量约为216×1012m3，储采比为49[5]，上产潜力大。未来，全球天然气产量仍将稳步增长，中长期供应总体保持宽松状态，预测2050年产量达5.67×1012m3[5]。全球天然气消费将持续保持快速增长,成为全球能源低碳转型的首选能源。

1.1 全球天然气消费将持续保持快速增长，2040年左右有望成为第一大能源

2020年，受新冠肺炎疫情影响，除可再生能源外，全球一次能源消费均呈下降趋势，天然气消费量为3.823×1012m3[5]，比2019年下降2.3%。据bp世界能源统计年鉴（2021年版），2010—2020年，全球一次能源消费年均增速为0.97%，天然气年均增速为1.92%[5]，比煤和石油分别高出1.9个百分点和1.8个百分点。从全球能源消费结构变化来看，1965—2020年，天然气在一次能源消费中占比由15%持续升至25%[5]，同期煤炭和石油消费占比分别下降9个百分点和12个百分点[5]（图1），能源低碳发展趋势持续加强。

图1 全球1965—2020年一次能源消费结构和天然气占比变化趋势[5]

全球已有137个国家或地区提出了“零碳”或“碳中和”的气候目标[10]，纷纷加速向低碳清洁能源转型。天然气具有降污和减碳的双重特性，肩负着由化石能源向可再生能源过渡的重要使命，在全球一次能源中的占比已超过煤炭，直逼石油，未来增长前景可期。笔者调研分析了国际能源署（IEA）、英国石油公司（bp）、Equinor公司等12家机构的天然气需求预测[9，11-21]（图2），所设定的25种情景可细分为既定政策情景、加速转型情景和净零情景3类。在既定政策情景中，2050年前天然气消费不达峰，2035年和2050年消费均值分别为4.61×1012m3和5.01×1012m3；在加速转型情景中，天然气消费2035年左右达峰，2035年和2050年消费均值分别为3.91×1012m3和3.69×1012m3；在净零情景下，全球天然气消费2025年左右达峰，2035年和2050年消费均值分别为2.67×1012m3和1.52×1012m3。总体上看，随着中国、印度等新兴经济体国家电力需求不断增长，天然气替代煤炭从电力部门向重工业扩展，并主要担当化石能源向清洁低碳能源转型的最现实能源。预计2040年左右，天然气在一次能源消费中的占比达到25.6%，超过石油短暂成为第一大能源。

图2 12家机构对未来天然气需求量预测结果[9，11-21]

1.2 欧美典型国家碳达峰后，天然气担当主力推动能源绿色低碳转型

德、英、法、美等发达国家资源禀赋与技术优势各不相同，能源转型路径也有明显差异。法国高度重视核能发展，英国、德国和美国则重点加大天然气和可再生能源对煤炭的替代，总体上均秉持“减煤、稳油、增气、大力发展可再生能源”转型思路，高度重视天然气在清洁低碳能源转型过程中的重要作用。

英国、德国均于1973年实现碳达峰，随之大力发展天然气和可再生能源，规模替代煤炭和石油，推动能源结构进一步优化。1973—2020年，英国、德国的天然气消费在一次能源中占比分别上升25个百分点和17个百分点，达到36%和26%，相应CO2排放量分别下降57%和46%[5]（图 3）。

图3 1965—2020年英国、德国、法国一次能源结构和CO2排放量变化趋势[5]

美国于2007年实现碳达峰，比欧盟晚34年。由于页岩气革命成功，美国大力推动气代煤、气代油，通过积极发展天然气，推动能源结构向清洁低碳方向迈进。2007—2020年，天然气在一次能源消费中占比提升了11个百分点，达到34%，同期煤炭、石油消费占比分别下降13个百分点和4个百分点[5]（图4）。期间，美国出台天然气利用激励政策，如天然气峰谷气价差异近50%，高峰电价为低谷电价的3～4倍，是均价的1.5～2倍。受此政策影响，2005年以来，美国电力部门加大气电利用规模，电力部门二氧化碳排放量下降了8.2×108t。其中，煤电转气电推动二氧化碳排放量下降5.3×108t，贡献率达65%，天然气在能源低碳转型中发挥了重要作用。

图4 1965—2020年美国一次能源消费结构及CO2排放量变化趋势

发达经济体中，一次能源消费和终端用能均呈现清洁低碳消费特点。无论是一次能源消费结构还是发电结构，天然气占比普遍比较高。其中，一次能源消费结构中，欧美发达国家（除法国）天然气占比均超过20%，俄罗斯、意大利、荷兰和英国占比超过35%，欧盟占比为24.5%[5]，我国仅为8.4%[4]。在发电结构中，荷兰天然气发电占比接近60%，意大利、美国、英国和日本超过35%，世界平均水平约为23%，我国仅为3%[5]（图5）。我国天然气使用与发达国家相比还具有明显差距，未来发展空间巨大。

图5 典型国家天然气在一次能源消费结构与发电结构中占比[4-5]

1.3 国际石油公司把天然气业务作为能源转型的发力点

碳中和已成全球共识，应对气候变化的行动方兴未艾，国际油公司普遍实施了“降油增气多元发展”战略[22-23]，加大对天然气业务投资力度，多途径布局天然气资产，努力培育天然气业务成为新利润增长点。

欧洲石油公司是能源转型战略的先行者。bp公司提出天然气是业务转型发展第一重点，早在2016年，公司上游业务重点就已转向天然气，成为其核心业务组合和长期战略重心，2025年天然气产量在油气总产量的占比要由现在的41%提高到60%[24]。道达尔公司提出“大能源战略”，先期从石油公司转向全球领先的天然气公司、盈利能力良好的天然气发电公司，最后完成向新能源为主的综合能源公司转型，2035年天然气产量在油气总产量的占比要由现在的46%提高到60%。埃尼公司提出，2030年天然气产量占比要提高至60%，2050年提高至90%。壳牌公司2015年斥巨资470亿英镑收购英国天然气集团，成为全球最大的LNG供应商，完善天然气产业链布局，预计2035年，天然气占油气总产量当量可达75%。从欧洲石油公司近期披露信息看，天然气被很多欧洲公司视为“目标燃料”而非“低碳桥梁”，仍是未来30年欧洲石油公司资产组合的重要组成部分。

2 天然气在构建我国清洁能源体系中的地位与作用

天然气是我国能源发展由高碳向低碳和零碳能源不可跨越的阶段。在“双碳”目标下，天然气的功能定位会进一步加强，其“清洁低碳” 特性决定“以气代高碳能源”，其“灵活易储”特性决定“与新能源相融合”。加快推进以气代煤、以气代油，促进天然气与新能源融合协调发展将是构建我国清洁低碳能源体系的最佳选择，为此要提升天然气在一次能源消费中的比例，力争2035年达到15%以上，在电力消费结构中的占比达到10%以上，也是践行《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》提出的能源革命战略目标要求。

2.1 天然气代煤是我国2030年前实现碳达峰的重要抓手

能源活动是我国二氧化碳排放的主要来源，不考虑土地利用、土地利用变化和林业吸收量，约占二氧化碳排放量的87%[25]。在能源活动碳排放量中，煤炭燃烧贡献78%，石油消费贡献16%，天然气消费贡献约6%。从国际碳减排经验看，气代煤是碳减排初期的主要路径。我国一次能源消费量和碳排放量主要经历了3个发展阶段（图6）：（1）2000年以前，能源消费增长平缓，煤炭消费占据统治地位，碳排放和煤炭消费量密切相关，碳排放量年均增加 0.94×108t[5]，年均增速4.2%；（2）2001—2013年，我国加入WTO，能源消费快速增长，碳排放量年均增加4.4×108t[5]，年均增速高达8.4%，煤炭消费快速增长是碳排放量增长的主要原因；（3）2014年至今，能源消费低速增长，煤炭消费增速趋近于零，年均新增碳排放降至1.0×108t[5]，年均增速1.1%，天然气和非化石能源消费快速增长推动单位能源碳排放强度大幅下降是主要原因。

图6 1980—2020年我国能源消费和二氧化碳排放变化趋势[5]

2.2 天然气发电是最佳灵活电源，也是我国电力调峰最现实选择

天然气发电可充分发挥调峰调频和兜底基础保障作用。根据国家电网研究院预测，2050年，风能、太阳能等可再生能源占比将达到58%～60%[26]，高比例可再生能源导致电网负荷的峰谷差越来越大，对灵活性电源的需求不断提升。借鉴发达国家经验，为保持电力系统稳定，灵活调峰电源在电力系统中的装机至少要达到总装机的10%～15%[27]。截至2020年底，我国灵活性电源占比仅为6%，难以满足高比例可再生能源发电进入电网的调峰需求。目前，灵活性电源主要包括燃煤发电、抽水蓄能、电池储能和天然气发电。燃煤发电和抽水蓄能受环境和站址约束，新增潜力有限；电池储能通常在4个小时内成本最优，超过该临界点平均成本以指数倍增加，在较长一段时间内无法承担大规模灵活调峰储能需求；而天然气发电灵活、启停快、调节性能优、建设周期短，是响应特性、供电持续性综合最优的灵活调峰电源，堪当高比例新能源接入新型电力系统下电力安全的“稳定器”。

2.3 天然气是推动新能源规模发展的“最佳伙伴”，也是我国实现绿色低碳转型的最现实能源

天然气与新能源融合发展主要有两方面应用场景：一方面，在电池储能未大规模商业应用之前，用天然气为可再生能源调峰，以满足灵活性电源需求；另一方面，用于多能互补集成供能系统，面向终端用户对冷、热、电、气等多种用能需求，通过天然气热、电、冷三联供，分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。天然气发电的灵活性优势将有助于提升可再生能源发电装置的利用率，从而降低整个供能系统的成本。

在我国清洁能源体系构建初期阶段，天然气发电可发挥基荷电源和调峰调频作用，助推风能、太阳能新能源就地消纳，提高风能、太阳能利用率；在快速发展阶段，风能、太阳能新能源在电力结构中占比超过40%后，对储能需求快速增长，成本将大幅上升，规模发展天然气发电，不仅可推动我国进口天然气的消纳，而且助力风能、太阳能新能源供应成本下降；在发展成熟阶段，发挥气电储能作用，作为能源系统的基荷电源，形成多能互补集成供能系统，保障能源安全。

3 “双碳”目标下我国天然气利用方向与发展前景

3.1 我国未来不同领域天然气利用前景

当前，城市燃气、工业燃料、天然气发电和化工用气是我国天然气消费四大领域，占比分别为38%、37%、16%和9%[28]。“十三五”以来，城市燃气和燃气发电增长迅速，与工业燃料用气形成了“三足鼎立”局面。

（1）城市燃气。主要包含居民、天然气船舶、公共服务、采暖用气4个门类。“十四五”及今后一段时间，城市燃气各门类都有消费增长空间，居民、船舶和采暖用气增长更为显著。一是“煤改气”将扩展到东北、西南、中部区域；二是南方采暖需求可能较大规模实施；三是船舶用气在政策推动下增长前景仍在。“双碳”目标下，散煤利用领域推广天然气替代，既必要又紧迫，城市气化率以国际平均居民气化水平70%以上作为标准，我国还有13%的增长空间[6]。笔者认为，持续推进我国天然气市场化改革，加强区域输配价格监管，进一步推动终端用气价格降低，“煤改气”仍具有较长时期生命力。预计，城市用气2030年达峰，峰值为1700×108m3，持续到2040年，之后开始下降，2050年递减到1350×108m3，2060 年为 1080×108m3。

（2）工业燃料。作为“煤改气”中占比最大的领域，随着环保要求的持续推进，有望快速发展。环渤海、汾渭平原因国家政策推动，工业小锅炉、小窑炉在“十三五”期间基本淘汰完毕，但其他地区还有很大的“煤改气”空间[6]。天然气在工业燃料领域的主要替代品为煤炭和石油。从替代方向来看，食品加工、消费、医药等行业对“气代煤”和“气代油”的天然气价格承受能力较高，且替代没有较高的技术、经济和政策壁垒。钢铁、化工、有色金属、建材等高能耗企业对气价较为敏感，且改造成本较高，预计替代比例相对较低。2017年，天然气在纺织业能源消费占比仅为4.9%，在食品加工业仅为10.5%。工业燃料的散煤替代仍然存在巨大市场空间，主要取决于工业燃料各部门对能源成本的敏感性差异。预计2027年左右，我国工业燃料用气达到峰值1900×108m3，之后开始下降；2035—2050年，进入平台期，消费量维持在（1700～1800）×108m3/a，2060年递减到1500×108m3。

（3）天然气发电。2030年前是我国实现碳达峰关键窗口期，电力部门要不断优化电力结构，严控新增煤电项目，加速煤电落后产能的退出，天然气发电的清洁低碳优势及其在能源转型中灵活高效的作用将日益显现。“十四五”期间，随着电力、天然气和碳排放权交易市场化改革红利的集中释放，天然气发电的经济性将不断提升，在能源转型中既可对存量替代又可对增量替代。中长期，天然气发电将迎来较大的发展空间，预计2035年中国发电及集中供热用气量将超过2600×108m3，2040年达峰，峰值为3000×108m3；之后开始下降，2050年递减到2600×108m3后保持稳定。

3.2 我国未来天然气消费量预测

在“双碳”目标提出前，对我国天然气市场中长期需求预测通常采用部门分析法、用气项目分析法、类比法、能源消费比例法等方法，这些方法基本不涉及碳排放问题。本文采用中国石油集团经济技术研究院开发的“世界与中国能源展望模型”对能源系统进行模拟分析，以2020年为基准年，5年为一期，主要基于我国不同行业、部门“自下而上”天然气利用方向，考虑到宏观经济发展、各阶段增速、人口变化、政策导向等因素的影响，分稳健型、积极型、激进型3种可实现碳中和情景进行预测，认为积极型碳中和情景比较符合我国能源现状及未来发展趋势，推荐作为我国实现碳中和目标方案，进而预测我国超长期天然气消费量（图7）。

图7 我国未来天然气消费结构变化趋势

2021—2035年，天然气消费快速增长，以工业燃料和天然气发电增长为主。2035年天然气消费量有望达到6000×108m3，较2020年增加超2700×108m3，年均增长率为4.1%，在中国一次能源消费中的占比为13.5%。

2036—2050年，天然气消费增速放缓，天然气发电成为主要增长源。2040年前天然气消费达峰，峰值近6500×108m3，较2035年增加约500×108m3，在中国一次能源消费中的占比达到15%；2050年天然气消费量为5700×108m3，在中国一次能源消费中的占比为13.8%。

2051—2060年，天然气消费平稳下降，2060年约为5200×108m3。天然气主要作为新能源发电的调峰电源，保障城市集中供电安全。

4 我国天然气发展建议

4.1 加大国内天然气勘探开发力度，夯实国产天然气“压舱石”地位

加大天然气勘探开发力度，既是响应国家增储上产要求的积极落实，也是低油价下立足丰富资源、发挥市场竞争优势、实现最大经济效益的发展方式，更是缓解油公司经营压力的重要抓手。为此要聚焦陆上深层、海洋深水和非常规天然气三大领域，加大陆上常规气（含致密气）、页岩气、煤层气和海域勘探开发投入[29-30]。陆上常规气立足四川、鄂尔多斯、塔里木三大盆地，加快新区增储建产和提高老区储量动用率、采收率，进一步扩大生产规模，力争2035年天然气产量达到1600×108m3；页岩气全面推进川渝地区海相页岩气开发，重点突破3500m以深海相页岩气效益开发技术，实现规模效益发展，力争2035年页岩气产量达到650×108m3；煤层气立足鄂尔多斯和沁水盆地已开发老区规模效益开发，同时加快蜀南、准噶尔、二连盆地勘探评价和开发建设，力争2035年天然气产量达到150×108m3；海域立足南海、渤海、东海三大海域，扎实做好南海近海天然气增储上产，加大渤海与东海天然气勘探开发，拓展南海中南部深水/超深水大气田勘探开发，力争2035年天然气产量达到400×108m3以上。通过国产天然气持续快速上产，2035年国内天然气供应量超过2800×108m3以上。

4.2 强化与海外资源国多方式合作，构建多元化进口气格局

拓展气源进口通道，建立多元化进口供应体系，有利于保障天然气进口安全。重点要加快推进中亚D线、中俄西线和俄远东线合作进展，确保管道气合同气量按期按量供应。积极拓展“一带一路”沿线、南半球和赤道地区国家LNG进口量，减少取暖季大幅减供风险。紧盯俄罗斯北极、中东、东非等富气区，积极参与海外天然气勘探开发项目，从源头夯实海外天然气进口资源基础。全方位参与进口管道气运输，建立与我国作为LNG进口大国地位相匹配的自有LNG运输力量。建立全球资源池，推动LNG产品全球采购，力争2030年管道气进口量达到1700×108m3以上、LNG进口量超过1500×108m3，提高我国进口天然气资源保障能力。

4.3 统筹天然气与可再生能源融合发展，打造“气风光水”一体化示范基地

我国西北地区风能、太阳能和天然气资源丰富，西南地区水电和天然气资源丰富，东部沿海地区有丰富的风力资源和LNG接收站优势，要因地制宜探索天然气与可再生能源融合发展，统筹水电、风电、太阳能发电和天然气发电项目建设，实现天然气与风、光、水电进行互补，推动设立“气风光水”合作示范区[31]，发挥油气企业与发电企业各自的资源与技术优势，以股权融资、交叉持股或并购整合的合作方式成立控股公司。建议在西部地区，利用风电与太阳能发电优势，将气电与可再生电力“捆绑”就地消纳或外送；在中部大中城市，统筹电、气、热、冷一体化集成供应，促进天然气分布式能源发展；在东南沿海等负荷中心，利用海上风电发展契机，推动气电与新能源能源融合。充分实现重点区域新能源发电高效消纳，推动气电与风、光、水电协调发展。

4.4 加强天然气调峰储备体系建设，提高调峰和应急储备能力

为确保天然气季节调峰和应急调峰安全供应要求，加强天然气调峰储备体系建设是重中之重。借鉴美国储气调峰的市场化定价和法国利用法律法规规定调峰保供责任的经验，建议尽快立法明确政府企业相关各方的调峰保供责任，推进地下储气库、LNG接收站、储罐等储气调峰基础设施建设，提高储气调峰和应急储备能力，确保我国天然气调峰工作气量占天然气总消费量10%以上。重点加强储气库建设规划和LNG储罐布局，以及地面储气设施建设。储气设施优先部署在进口通道、管网枢纽、重点消费市场中心附近，满足市场基本调峰需求，可利用枯竭油气藏建设储气库；在沿海地区，选择具备扩建能力的LNG接收站，建设LNG储备，作为调峰气源。

4.5 推进气价、电价、碳税相关价格体制机制创新，提高天然气竞争力

为充分发挥天然气清洁、灵活、高效优势，推动气电定价体制机制改革和创新购销方式是当务之急。完善储气调峰和电力调峰辅助服务市场价格机制，鼓励企业参与储气库建设和天然气发电调峰项目，按照“谁受益、谁承担”的模式，推动储气库建设成本、新能源消纳成本在供应侧和用户侧的合理分摊。参考发达国家峰谷气价比、电价比及其他成功经验做法，由国家顶层设计制定具有可操作性的储气调峰与气电调峰定价办法，落实天然气调峰与气电调峰价格；明确气电与新能源捆绑享受有关补贴和优惠政策，统一上网电价，推动气电与新能源捆绑式销售；制定反映气电低碳环保价值的电价，通过电力市场和碳交易市场耦合作用，大力促进天然气等灵活调峰电源建设；鼓励大型燃气电厂与天然气供应商合资合作，捆绑利益，共享收益。