“双碳”目标下中国天然气行业高质量发展建议

李航，朱兴珊, ，孔令峰，王利宁，樊慧，向征艰

( 1.中国石油集团发展计划部；2. 北京大学能源研究院；3.中国石油集团经济技术研究院）

1 中国天然气行业发展概况

天然气是最为清洁低碳的化石能源。进入新世纪以来，在基础设施逐步完善及大气污染治理政策加码下，中国天然气消费进入高速发展期，消费量从2000年的245亿立方米跨越式增长至2021年的3654亿立方米，年均增速达13.7%（见图1）。天然气成为日益重要的民生与工业资源，中国形成了以城市燃气、工业、发电、交通等为主的利用领域。2021年，天然气在中国一次能源消费结构中的占比增至约9%，成为中国能源体系的重要组成部分[1]。

图1 2010-2021年中国天然气消费量

天然气消费量快速增长带动了国内产量和进口规模持续扩大。2021年中国天然气产量首破2000亿立方米，达到2086亿立方米（含页岩气、煤层气与煤制气），比上年增长8.3%，增量为160亿立方米，连续5年增产超过100亿立方米。其中，页岩气产量近230亿立方米，比上年增长13.1%。从2006年起，中国成为天然气净进口国，而后进口规模逐步扩大，2019年中国成为全球第一大天然气进口国；2021年天然气进口量达到1681亿立方米，比上年增长19.4%。中国已成为全球最主要的天然气市场之一。

中国天然气储运体系加快建设，发展韧性更足。2016年以来，西气东输三线、陕京四线、中靖（中卫-靖边）联络线、青宁（青岛-南京）线、天津与深圳地区液化天然气（LNG）外输管道、中俄东线（北段、中段）等干线管道投产，累计建成天然气长输管道4.6万千米。截至2021年底中国天然气管道总里程近8.4万千米，初步形成了“五纵五横”新格局。实施干线管道互联互通工程，干线管道“应联尽联”，气源孤岛“应通尽通”，“全国一张网”骨架初步形成。LNG接收能力进一步增强，截至2021年年底，中国已投运LNG接收站22座，总接收能力达9130万吨/年；目前在建LNG接收站超过20座，建成后新增接收能力超过1亿吨/年。同时，中国储气调峰能力稳步提高。截至2021年底，中国在役储气库（群）有15座，形成储气调峰能力171亿立方米，比上年增长16%，占中国天然气消费量的4.6%[1，2]。

2 “双碳”目标下中国天然气行业发展机遇

天然气是最为清洁低碳的化石能源，同时具有高效、灵活等优势，在中国碳达峰、碳中和（“双碳”）进程中扮演着重要角色。中国天然气资源可靠的供应和相对完善的基础设施，使得其在规模替代煤炭等高污染、高碳排放燃料方面具有现实基础；同时，在构建以可再生能源为主的现代能源体系进程中，天然气以其灵活、低碳、高效等优势将成为可再生能源的天然伙伴[3，4]。

2.1 天然气消费增长潜力巨大

2020年，中国人均天然气消费量约为235立方米，仅为世界平均水平的47.8%、经合组织（OECD）国家的20%左右。随着中国城镇化的推进，天然气管网设施的完善与经济性的提升，叠加“双碳”目标的政策约束，未来中国人均天然气消费量将有较大增长空间。

过去50多年，全球天然气消费量由1965年约6300亿立方米稳步增至2021年约3.99万亿立方米，天然气占全球一次能源消费的比重由1965年的14.5%提升至2021年的约25.1%。2021年，天然气在中国一次能源消费结构中的占比仅约为9%（见图2），远低于世界平均水平，未来中国天然气消费增长潜力巨大[5]。

2.2 天然气是煤炭、石油等高碳能源退出后补位的关键能源

2.2.1 天然气助推工业领域减污降碳

天然气兼具环保、低碳、高效、基础设施相对完善等多元优势。在工业领域，天然气具有减排效果好、经济性好的特点。一是二氧化碳减排效果较大电网电更优。当前中国电力供应结构中煤炭发电量占比在56%，大电网电二氧化碳排放强度约为550克/千瓦时。等热值天然气替代煤炭，二氧化碳排放量减少超过40%，考虑利用效率后减排效果更好；与“电代煤”相比，“气代煤”减排效果更优；考虑电锅炉和燃气锅炉效率，燃气锅炉二氧化碳排放强度仅为电锅炉的50%（见表1）。二是燃气锅炉较电锅炉经济性好。现阶段推广“电能替代”，企业仍面临运行成本高的压力。以江苏省为例，企业采用燃气锅炉较电锅炉的用能成本减少27%～38%[6]。

表1 燃气锅炉与电锅炉二氧化碳排放量与经济性比较

2.2.2 天然气助力建筑领域碳排放更早达峰

建筑用气主要集中在生活炊事、洗浴、采暖、商业等领域。“十三五”期间，中国气化人口稳步提升、北方地区冬季清洁取暖拉动建筑用气快速增长。截至2020年，中国用气人口达到4.9亿，城镇人口气化率达到54.3%。天然气供暖面积约为30.6亿平方米，占北方城镇供暖面积的20%。《2030年前碳达峰行动方案》明确提出要优先保障民生用气，天然气在保障居民用能需求和推进建筑领域绿色低碳转型方面将发挥重要作用，特别是在燃气取暖领域，天然气供热仍将是重要的清洁低碳供暖方式之一，南方采暖也将成为新的用气增长点。按照替代燃料比价法测算，城市居民用等热值天然气价格约为电力价格的40%～60%。

图2 2021年世界（内环）和中国（外环）能源消费结构对比

2.2.3 天然气在船舶和重卡等运输领域具有明显优势

在交通运输领域，天然气是电动卡车、氢能重卡、氨动力船、生物燃料动力船等新能源车船大规模商业化应用前的重要过渡燃料，具有较好的发展前景。

LNG动力船技术成熟，经济性好，碳排放相对较低。与传统燃油船相比，LNG动力船碳排放量可减少20%以上；清洁性方面，根据中国船级社的研究结果，以目前中国主流LNG动力船发动机为例，在LNG与柴油混合比例（质量比）为7∶3的工作状态下，双燃料混合燃烧发动机与燃油发动机相比，硫氧化物和颗粒物排放量降低60%～70%，氮氧化物排放量降低35%～40%。目前LNG动力燃料船舶在中国还处于起步阶段，截至2020年底，中国LNG动力燃料船舶约为300艘（小型船舶，1000吨级以下），在建及建成LNG船舶加注站21座，运行4座。短期看，LNG船舶产业体系发展仍然难以满足国家治理大气污染和建设交通强国新形势的要求，需要加快发展。

LNG在陆上重型货运领域具有环保、低碳、经济性优等多重优势。重卡载重高、行驶里程长、能源消耗高、排放量高，因此重卡如何有效实现节能减排，成为实现交通领域深度碳减排的关键。随着中国天然气行业的快速发展、资源供应的增加，叠加政策驱动，LNG汽车发展迅速，近10年LNG汽车对柴油形成明显替代。作为车用燃料，与传统燃油燃料相比，LNG具有抗爆性能好、对发动机损耗小、燃料费用低、环保性能好等优点，LNG商用车的研发和应用得到了大力推广。2017年7月，国家发改委等13部委联合发布的《加快推进天然气利用的意见》中，明确将城镇燃气、工业用气、发电用气与交通用气列为中国天然气四大利用领域。近年来，在《打赢蓝天保卫战三年行动计划》、淘汰国三标准货车、重型柴油车执行国六排放标准等政策的推动下，叠加LNG燃料较高的经济性，中国LNG汽车增长更为迅速。2021年，LNG汽车保有量突破80万辆（见图3），其中LNG重卡保有量达到58万辆。

图3 中国LNG汽车保有量及增速

2.3 天然气是电网消纳风、光等可再生能源的重要能源

碳中和目标下，风、光等可再生能源发电大规模并网给中国电力供应安全带来了巨大的挑战，需要打造充足的电力系统调节能力。目前中国整体缺乏优质的灵活性电源，抽水蓄能、气电这两种灵活性电源占总装机的比重仅为6%，远低于西班牙（31%）、美国（47%）、德国（19%）等发达经济体。抽水蓄能电站受站址资源和较长建设周期等约束，中短期难以满足灵活性需求。电化学储能配合新能源发展是未来大势所趋，但目前仍面临经济性较弱、安全性问题待解决等现实挑战。中国目前主要依靠煤电的灵活性改造增强调节能力，只能是权宜之计。一是煤机的调节性能远不及燃气轮机，且其深度调峰会大大降低机组运行安全性、环保性和经济性；二是煤电碳排放水平是气电的两倍，灵活性改造弥补不了其碳排放方面的先天不足。天然气发电调节能力强、受限制条件少、布局灵活、清洁环保，是配合可再生能源灵活运行、满足增量电力需求、保障中国电力供应安全的有效电源，发展潜力巨大。

碳排放权交易市场（简称碳市场）有助于改善气电相对于煤电的成本劣势。碳市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放，推动绿色低碳发展的一项重大制度创新，是实现碳达峰、碳中和与国家自主贡献（NDC）目标的重要政策工具。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场正式开市交易，占全国碳排放40%以上的超过2000家发电企业作为首批交易主体走进该市场。首日碳排放配额价为48元/吨，首笔交易成功的全国碳交易价格为52.78元/吨。据测算，碳价每提升100元/吨，气电相对煤电成本改善0.0387元/千瓦时。

天然气掺氢技术的发展使得天然气掺氢利用成为可能。在条件合适的场合，将利用绿电制成的氢掺入天然气进行混合燃烧，可大大降低碳排放强度，还可缓解天然气保供压力和减少弃风、弃水、弃光率。以掺氢燃气轮机发电为例，在中国三北或海上风光资源丰富地区，以掺氢燃气轮机发电作为调峰电源，可在可再生能源发电过剩时制氢，将氢单独或与天然气混合储存于地下储气库，在电力供应紧张时，利用掺氢燃机发电调峰。三北地区老油气田改建地下储气库成本较低，可选库址丰富，新气田可以按照调峰模式建设，满足大规模调峰气电的用气调峰保障。建设小规模专属地下储气库即可满足大规模燃机掺氢需求。依托三北地区油气田建设“风光气储氢一体化”新能源大基地，可以同时解决调峰、天然气保供、降低碳排放问题，以比电化学储能更低的成本、以比灵活性煤电更低的碳排放建设大型新能源基地。在缺水地区，掺氢燃机联合循环机组可以实施尾气捕集，同步回收水蒸气用于电解水制氢，回收二氧化碳用于驱油或化工利用，回收氮气用于生产绿氨，产生协同效益。

与其他制氢工艺相比，天然气制氢在撬动氢能利用方面具有排放低、能耗低与发展更协同等独特优势，天然气制氢+二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）成为向绿氢过渡的主要制氢技术，将对中国氢能市场的发展起到积极带动作用。

3 “双碳”目标下中国天然气行业发展面临的挑战

与其他清洁能源相比，虽然天然气特点突出，发展前景明朗，但中国天然气的发展还面临若干制约。

3.1 天然气供应安全风险仍然存在

中国天然气对外依存度已由2015年的32.6%快速增至2021年的46%，未来仍将继续攀升。天然气广泛应用于生活及采暖等民生领域、公共服务设施以及关系国计民生的关键工业领域，需要努力提升供应安全保障。当前中国天然气进口面临新形势：一是全球低碳转型加快推进，化石能源上游投资缩量，天然气稳定供应存在风险。二是俄乌冲突严重冲击国际天然气市场，欧洲能源脱俄进程加快，致使欧洲依赖进口LNG来弥补俄管道气供应的缺口，2026年以前欧亚现货气价持续处于高位的可能性较大。三是面临中美博弈等地缘政治风险，天然气进口存在不确定性风险。综上，中国天然气进口渠道、通道、价格等均面临不确定性风险，加大了中国天然气保供稳价的难度[7，8]。

3.2 天然气发电经济性仍然不足

发电是中国天然气利用的重点方向。受目前中国电力定价机制影响，虽然天然气发电具有清洁高效的特点，对提高电网消纳新能源具有较大作用，但由于中国天然气价格水平相对较高，且发电小时数较低，天然气发电在环保性、调峰能力等方面的优势并未合理反映，市场竞争力不足[9]。当前，中国典型地区燃气电厂的发电成本约为0.55～0.65元/千瓦时，相应的上网电价与之基本相当，远高于煤电和核电，也高于风电、光伏发电最低类别资源区的指导价。

3.3 储气调峰能力有待大幅提升

随着中国采暖用气消费的增长，天然气消费季节性峰谷差逐年加大。同时，中国要支撑大规模可再生能源发展，必将增加天然气消费的波动性和不可预测性，特别是在冬季电力高峰负荷和天然气采暖负荷“双峰叠加”时期，兼顾提供稳定的热源和灵活的电源，对天然气储备设施建设与储气调峰能力提出了更高要求。截至2021年底，中国综合储气调峰能力仅占天然气消费量的约6.6%，与欧美等地区典型国家10%～15%的比例差距较大，调峰设施不足成为中国天然气产业链的短板。

3.4 产业清洁低碳转型仍面临诸多挑战

一方面，油气行业甲烷排放问题显现。油气行业甲烷排放主要来自伴生气排放、火炬燃放过程中的未完全燃烧、设备放空、管路阀门等组件泄漏导致的气体逃逸等[10]。2020年中国油气行业甲烷排放量约为315万吨，为2014年的2.8倍、2005年的14.3倍，年均增速约为20%。随着中国经济的快速发展，以甲烷为主的非二氧化碳温室气体排放较快增长，从整个生命周期的排放看，油气行业的甲烷排放将会削弱使用天然气带来的潜在气候效应。另一方面，当前CCUS技术成本仍较高，产业链还不健全，天然气+CCUS的低碳零碳化之路还面临诸多掣肘。

4 处理好四对关系，推动中国天然气行业高质量发展

4.1 处理好发展与安全的关系，提升天然气供应保障能力

安全是发展的前提，天然气的高质量发展应以安全稳定供应为基础，在全球能源行业大变局的背景下，仍需进一步夯实中国天然气供应保障能力。

4.1.1 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年中国境内天然气产量超过2700亿立方米、2035年超过3000亿立方米，力争将对外依存度控制在50%以内。为此，需继续加大政策支持力度，给予持续性的财政补贴，有效盘活埋深4000米以上的页岩气、超深层（埋深7000米以上）、深海（水深大于500米）等领域资源；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商业化。强化科技攻关、创新驱动，持续加大在勘探开发、CCUS等领域的攻关，整合优化科技资源配置，建立国家级科研平台，构建企业、高校优势互补的合作机制，推动在基础理论、核心技术、装备等方面的突破。

4.1.2 构建稳定、多元、有弹性、韧性强的进口天然气供应体系

统筹规划中国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配置，构建稳定、多元、有弹性、韧性强的进口天然气供应体系。加强政府间协同合作，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。

4.1.3 完善多能协同共保机制

强化多种能源协同保供理念，进一步完善能源跨部门联合保供机制。增加冬季煤炭供应和储备，做好柴油应急储备，在天然气用气高峰时充分发挥煤炭的兜底保障作用和柴油的补位作用，确保民生用能安全。此外，加快推进地热等低碳资源在供暖领域的发展，缓解冬季天然气调峰的压力。

4.2 处理好短期与长期的关系，实现天然气功能和价值最大化

以最大程度发挥天然气在中国碳达峰、碳中和进程中的作用为目标，以减污降碳协同替代、支撑新能源规模发展、最终实现集中式利用深度降碳为路径，分阶段优化完善天然气利用政策体系。

4.2.1 碳达峰阶段

在碳达峰阶段，在工业、城市燃气、交通等领域持续推动天然气替代高碳燃料，支撑中国经济社会发展全面绿色转型；明确天然气发电在构建新型电力系统中的关键支撑作用，鼓励配合可再生能源灵活运行的气电发展，支持油气企业利用天然气资源、土地资源和地下储层空间优势开展“风光气（氢）储”新能源大基地建设；在能源及电力发展规划等相关政策中制定积极的气电发展规划，鼓励各地方出台相应的电价等配套政策；明确不同制氢工艺路线在氢能不同发展阶段对产业的培育作用，鼓励“蓝氢”包括天然气无碳排放制氢技术的产业应用。

4.2.2 碳中和阶段

在碳中和阶段，推进天然气与新能源深度融合发展，规模推动多场景的“天然气+可再生能源”一体化多能互补项目建设，规模推动“地热+天然气”等低碳供暖模式应用；推进“天然气+CCUS”在电力、工业等领域的规模化深度脱碳应用，结合新能源在建筑、工业、交通等领域的替代速度，逐步减少天然气分散式利用。

4.3 处理好政府与市场的关系，推进天然气行业可持续发展

明确天然气产业链各市场主体在应急调峰体系中的责任和义务，建立健全能反映天然气价值的市场机制，这是推进中国天然气行业健康可持续发展的重要基础。

4.3.1 建立健全天然气应急调峰体系

一是夯实储气调峰“硬实力”，加强监管，进一步压实“供气商与国家管网集团年销售量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。二是按照“谁投资谁受益、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，以调动多方力量投资建设储气库的积极性。三是加快制定出台《油气储备法》《天然气调度条例》等法律法规，规定天然气储备的主体责任、义务以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。

4.3.2 完善促进灵活电源发展的市场机制

加快完善有利于发挥调峰电源在构建新型电力系统中支撑作用的政策体系，体现电源间的公平竞争，确保绿色低碳灵活性电源的竞争优势。进一步完善电价机制，通过电力市场和碳市场的耦合作用，大力促进灵活低碳电源建设。短期内对调峰燃气发电推行“两部制”电价，以容量电价保障燃机的基本收益，通过参与电力辅助服务市场，尤其是填补目前电网急需的顶峰能力，实现一定增量收益。完善天然气价格与上网电价联动调整机制。加快形成容量市场/辅助服务市场、电量市场、政策性市场（碳市场、碳税等）协调统一的电力市场架构。中长期逐步完善用户参与的辅助服务分担共享机制，确保新时期电力供应安全。考虑到长距离输电成本比输气低，储气成本比储电成本低，可依托西部气田建设调峰气电，完善西电东送规划布局，以较低的储气调峰成本，支撑高比例低碳零碳电力的平稳外送。

4.4 处理好发展与减排的关系，推动天然气绿色低碳发展

天然气行业发展的任务和使命之一是推进减污降碳，故应全面推动天然气行业本身的绿色低碳发展，实现全生命周期的低碳化。

4.4.1 加强全生命周期的甲烷排放管控

针对油气生产、油气处理、甲烷泄漏、天然气液化、火炬放空、钻井以及直接排放七大温室气体排放来源，加强全过程管控，落实减排措施。积极主动做好气井勘测、井场准备、钻井、水力压裂、完井以及生产等各阶段的全过程甲烷排放管控，全面实施常规火炬熄灭工程、泄漏检测与修复（LDAR）系统建设工程、整体密闭流程改造工程、井筒排放气体回收工程、作业气体排放管控工程、甲烷排放监测与核算等。

4.4.2 推进油气生产清洁化、低碳化、智能化发展

加快发展先进节能低碳技术的攻关与推广，改造传统产业，提高生产过程中降低污染排放的水平。持续推进对CCUS技术的创新研发，不断提升技术的经济效益，实现技术优势向经济优势的转变。充分运用互联网、大数据、云计算等现代信息技术，全面提升自动化、模型化和集成化水平，推进油气生产清洁化、数字化、智能化发展。