天然氣是一種穩(wěn)定、靈活的低碳化石能源，在供應端和消費端具有比較優(yōu)勢，可作為過渡能源為建設清潔低碳、安全高效的新型能源體系以及實現(xiàn)我國碳達峰、碳中和目標提供基礎保障。當前，我國能源轉(zhuǎn)型發(fā)展路徑有多種方案設計，對天然氣的發(fā)展前景也有著認識方面的顯著差異，為此，需要明晰碳達峰、碳中和約束下我國天然氣發(fā)展的策略。
中國工程院劉合院士科研團隊在中國工程院院刊《中國工程科學》2021年第6期發(fā)表《碳達峰、碳中和約束下我國天然氣發(fā)展策略研究》。文章在科學分析碳達峰、碳中和目標兩個階段發(fā)展關系，面臨挑戰(zhàn)和堅持原則的基礎上，深刻剖析了我國天然氣的發(fā)展機遇，分析了在發(fā)電、交通運輸、城市燃氣、工業(yè)等重點領域的天然氣比較優(yōu)勢；從終端價格、基礎設施、價格機制、發(fā)展速度等方面總結(jié)了制約天然氣發(fā)展的相關因素，針對性提出了我國天然氣的發(fā)展目標。文章建議，強化頂層統(tǒng)籌引領，明確天然氣發(fā)展定位與發(fā)展思路；充分發(fā)揮比較優(yōu)勢，推進天然氣消費的跨越發(fā)展；合理利用國內(nèi)國外兩種資源，確保天然氣充足可靠供應；推動基礎設施建設，提升供應安全保障效率和水平；強化土地、財稅、價格等政策和機制建設，促進天然氣產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。
一、前言
碳達峰、碳中和是國家重大戰(zhàn)略，旨在以能源體系轉(zhuǎn)型推動經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展，促使能源體系由以化石能源為主向可再生能源為主轉(zhuǎn)型發(fā)展。當前，我國能源結(jié)構(gòu)具有以煤為主、能源體系規(guī)模大、轉(zhuǎn)型時間短、轉(zhuǎn)型成本高等特點；同時能源轉(zhuǎn)型要解決可再生能源多尺度、波動性、不確定性帶來的能源安全穩(wěn)定供應難題，亟待探索能源轉(zhuǎn)型發(fā)展的可行路徑。天然氣屬于低碳化石能源，發(fā)展基礎雄厚、發(fā)展?jié)摿薮?，在供應端和消費端的各領域具有獨特的比較優(yōu)勢；既可在平抑新能源大量接入的電網(wǎng)調(diào)峰、交通領域低碳化發(fā)展、工業(yè)領域減排、城市環(huán)境污染治理等方面發(fā)揮重要作用，也可為儲能，高滲透綠氫，碳捕獲、利用與封存等顛覆性技術突破和能源體系平穩(wěn)轉(zhuǎn)換贏得時間。因此，明確天然氣在實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標不同階段的角色定位，適時適度發(fā)揮天然氣清潔低碳、高效穩(wěn)定的獨特優(yōu)勢，對于我國天然氣行業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展，碳達峰、碳中和目標的順利實現(xiàn)具有重要意義。
國內(nèi)外機構(gòu)相繼開展我國碳中和路線圖研究，分析我國碳中和發(fā)展路徑并預測能源需求。綜合這些機構(gòu)的預測結(jié)果，到 2060 年，我國化石能源消費在一次能源消費中的占比為 7%~30%；天然氣消費量為 1.0×1011~4.9×1011 m3 ，約占一次能源消費總量的 3%~16%。不同機構(gòu)對化石能源特別是天然氣未來發(fā)展情況的研究結(jié)論存在顯著差異，反映出各方對碳達峰、碳中和轉(zhuǎn)型路徑以及天然氣在轉(zhuǎn)型路徑中的作用認識方面存在明顯分歧。
針對于此，本文在科學認識碳達峰、碳中和發(fā)展階段，發(fā)展挑戰(zhàn)，發(fā)展原則的基礎上，系統(tǒng)研究天然氣的發(fā)展基礎和供需雙側(cè)的機遇與優(yōu)勢，剖析發(fā)展制約因素并提出天然氣發(fā)展的目標和建議，以期進一步凝聚共識，明確天然氣發(fā)展地位，為國家制定碳達峰、碳中和發(fā)展路徑提供基礎參考。
二、科學認識碳達峰、碳中和目標
（一）碳達峰、碳中和是由兩個階段組成的有機整體
碳達峰、碳中和兩個階段的總體發(fā)展方向是一致的，但也存在一定的差異。
①發(fā)展階段不同。碳達峰是碳中和的必經(jīng)階段與先決基礎，而碳中和是碳達峰的最終目標與倒逼約束。
②發(fā)展基礎不同。碳達峰是在能源消費增長、非水可再生能源規(guī)模導入的背景下，高碳化石能源的逐步達峰與控碳過程；碳中和則是在能源消費達峰、化石能源設施逐步退役的背景下，非化石能源的加速增長過程。
③發(fā)展重點不同。2030 年前以控碳為重點，為可再生能源成熟發(fā)展贏得時間；2030 年后以可再生能源體系構(gòu)建為重點，推動能源結(jié)構(gòu)革命性轉(zhuǎn)型。整體來看，既不能割裂兩個階段來制定能源轉(zhuǎn)型路徑，更不能把兩個階段弱化合并為一個階段；2030 年前實現(xiàn)碳達峰目標是我國近期能源轉(zhuǎn)型發(fā)展的重點。
（二）碳達峰、碳中和目標下能源轉(zhuǎn)型發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)
能源轉(zhuǎn)型的實質(zhì)是各領域用能結(jié)構(gòu)的升級與優(yōu)化調(diào)整、能源供需體系與巨量基礎設施的升級轉(zhuǎn)換。目前，我國是世界第一大能源消費國，能源消費量仍將持續(xù)增長，化石能源占比高，化石能源基礎設施存量大、新度高，能源轉(zhuǎn)型發(fā)展面臨任務重、時間短、成本高等多重挑戰(zhàn)。
1. 能源體系規(guī)模大、減排任務重
我國擁有全球規(guī)模最大的能源生產(chǎn)、轉(zhuǎn)化、輸配、供應體系，2020 年的能源生產(chǎn)總量為 4.08×109 tce、能源消費總量為 4.98×109 tce，約占全球能源消費總量的 25%；火電、水電、風電、光伏裝機規(guī)模均位居世界首位。我國當前仍處于工業(yè)化后期，短期內(nèi)用能需求仍將持續(xù)增長。國內(nèi)外多家機構(gòu)的預測結(jié)果表明，我國能源消費總量將在 2035 年前后達到峰值（約 5.7×109 tce）。在碳排放方面，美國的歷史峰值為 5.7×109 t，歐盟的歷史峰值為 4.4×109 t，而我國的碳排放峰值可能在 2030 年前突破 1.04×1010 t。由此可見，我國能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整和碳減排任務艱巨且繁重。
2. 能源轉(zhuǎn)型時間短
歐盟各國在 20 世紀 90 年代已實現(xiàn)碳達峰，美國、日本、韓國等國家也已在 2010 年左右實現(xiàn)碳達峰；按照全球 2050 年凈零排放目標計算，碳達峰與碳中和的時間間隔多在 40~70 年，平均周期約為 50 年。我國碳達峰、碳中和的時間間隔僅為 30 年，在經(jīng)濟持續(xù)發(fā)展、用能持續(xù)增長的情況下推動實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標將面臨發(fā)展與減排的雙重壓力。因此，在距實現(xiàn)碳達峰目標不足 10 年的情況下，亟需統(tǒng)籌短期和中長期發(fā)展，把握 “十四五”的窗口期、關鍵期，為實現(xiàn)短期達峰和中長期中和目標筑牢基礎。
3. 能源轉(zhuǎn)型成本高
根據(jù)測算，我國實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標的總投入約為 136~300 萬億元，占到 2030 年前全球?qū)崿F(xiàn)凈零排放總投資成本的 1/3。能源轉(zhuǎn)型成本高昂，在充分引入社會資本、最大化發(fā)揮市場調(diào)節(jié)機制來推動發(fā)展可再生能源的同時，更要妥善解決好化石能源基礎設施擱淺帶來的成本浪費問題。例如，歐洲、美國、日本等國家和地區(qū)的煤電機組平均服役年限約為 40 年，目前正處于規(guī)模退役期，煤炭發(fā)展周期與低碳轉(zhuǎn)型趨勢具有一致性；我國由于工業(yè)發(fā)展起步較晚，煤電機組平均投運年限僅有 12 年， “一刀切”式的煤電機組退出機制會帶來極大的資產(chǎn)擱淺成本。
為此，在實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標的過程中，既要防范以現(xiàn)實問題為借口的轉(zhuǎn)型遲滯，更要防范不顧實際的轉(zhuǎn)型冒進；應按照自身節(jié)奏有序推進碳達峰、碳中和行動，穩(wěn)妥處理好發(fā)展和減排、近期和中長期的關系，兼顧不同能源品種在不同階段、不同領域、不同地區(qū)的發(fā)展需要，因地制宜，探索整體轉(zhuǎn)型背景下能源轉(zhuǎn)型路徑的最優(yōu)方案。
（三）碳達峰、碳中和目標下能源轉(zhuǎn)型發(fā)展的原則
1. 不能以損害能源安全為代價
化石能源在未來相當長一段時期內(nèi)仍是我國能源供應的主體，鑒于我國現(xiàn)階段能源消費持續(xù)增長、油氣對外依存度高、可再生能源早期發(fā)力不足等現(xiàn)實問題，能源轉(zhuǎn)型過程中的能源安全隱患逐漸顯現(xiàn)。在煤炭方面，受全球范圍內(nèi)的政策和投資限制，產(chǎn)能急劇壓縮、價格快速攀升的情況直接導致我國多地出現(xiàn)“拉閘限電”危機。在石油和天然氣方面，我國對外依存度分別高達 70%、40%，碳達峰、碳中和背景下我國石油進口配額不斷收緊，疊加國際油氣價格波動加劇等因素，國內(nèi)油氣保供面臨嚴峻挑戰(zhàn)。在可再生能源方面，全球極端氣候事件頻發(fā)，風、光供能的不穩(wěn)定性缺陷逐漸顯現(xiàn)。因此，我國的能源轉(zhuǎn)型在短期內(nèi)需堅持“先立后破” 原則，優(yōu)先穩(wěn)定化石能源供應；面向中長期，大力發(fā)展可再生能源，逐漸擺脫對進口能源的過渡依賴，以更加清潔低碳、安全獨立的能源來支撐我國經(jīng)濟社會發(fā)展。
2. 不能以大幅提高用能成本為代價
在能源轉(zhuǎn)型過程中，應以降低成本作為推動非化石能源替代化石能源的內(nèi)在驅(qū)動，從能源供應完全成本角度出發(fā)，考慮可再生能源的發(fā)展規(guī)模與節(jié)奏，綜合可再生能源與化石能源的成本優(yōu)勢。相關模擬結(jié)果表明，可再生能源的消納成本會隨著滲透比例的增加而提高；當滲透比例在 30% 時，消納成本約占我國平均售電價格的 17%，在更高比例滲透情景下的消納成本占比將高達 30%。因此，我國可再生能源發(fā)展也要充分考慮儲能調(diào)峰技術的成熟度和發(fā)展規(guī)模，避免出現(xiàn)電力消納成本和終端成本大幅上漲的情形。
3. 不能以能源效率損失為代價
國際能源署（IEA）研究發(fā)現(xiàn)，2020—2070 年能效提升的累計碳減排貢獻率約為 40%。我國 2020 年單位國內(nèi)生產(chǎn)總值的能耗約為 0.49 tce/ 萬元，是世界平均水平的1.4倍、發(fā)達國家的2.1倍。提升能源效率是我國實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標的重要依托和主導方向。
三、我國天然氣的發(fā)展機遇和優(yōu)勢
（一）具備跨越式發(fā)展的資源和設施基礎
1. 世界天然氣供應充足
世界天然氣資源儲量極為豐富，特別是隨著頁巖氣革命的到來，大幅提高了天然氣資源的開采水平。世界天然氣資源量、儲產(chǎn)量和儲采比情況如表 1所示。2019 年全球剩余常規(guī)和非常規(guī)天然氣可采資源量共計為 8.03×1014 m3 ，2020 年剩余探明可采儲量為 1.881×1014 m3 ；按照 2020 年產(chǎn)量（3.85×1011 m3 ）估算，全球天然氣儲采比為 48.8，仍然維持在較高水平，具備持續(xù)發(fā)展的資源和儲量基礎。近年來，隨著液化天然氣（LNG）基礎設施的不斷發(fā)展，全球 LNG 出口國數(shù)量已超過 50 個，LNG 貿(mào)易量持續(xù)快速增長；近十年的年均增速為 6.8%，遠高于管道氣 1.8% 的增長速度。2020 年，LNG 貿(mào)易量達到 4.879×1011 m3 ，占世界天然氣貿(mào)易總量的 51.9%，首次超過了管道氣。未來，全球天然氣產(chǎn)量將以年均 1.4% 的速度增長，預計 2040 年的產(chǎn)量將達到 5.4×1012 m3。全球天然氣資源儲量充足、產(chǎn)量持續(xù)增長以及天然氣基礎設施的不斷完善，都為我國利用海外天然氣資源奠定了良好的基礎。
表 1 世界天然氣資源量、儲產(chǎn)量和儲采比情況
注：剩余可采資源量來源于IEA發(fā)布的2018年年底數(shù)據(jù)；剩余探明可采儲量和產(chǎn)量來源于BP p.l.c.發(fā)布的2020年數(shù)據(jù)。
2. 我國天然氣勘探開發(fā)方興未艾
我國天然氣資源豐富，勘探開發(fā)程度低，發(fā)展?jié)摿Υ?。根?jù)相關測算，我國常規(guī)氣、頁巖氣、煤層氣的技術可采資源量分別為 3.33×1013 m3 、 1.285×1013 m3 、1.25×1013 m3 ，合計為 5.865×1013 m3 。截至 2019 年年底，全國累計探明常規(guī)氣、頁巖氣、煤層氣的技術可采儲量分別為 7.69×1012 m3 、 4.334×1011 m3 、3.285×1011 m3 ，探明率分別為 23%、 3.4%、2.6%，處于勘探早期階段。2000 年以來，我國天然氣工業(yè)迎來大發(fā)展，常規(guī)氣與非常規(guī)氣并舉，相繼發(fā)現(xiàn)了蘇里格、安岳、克拉蘇、涪陵、普光等 28 個地質(zhì)儲量超千億立方米的大氣田，連續(xù) 18 年新增探明地質(zhì)儲量超 5×1011 m3 （見圖 1）；建成了鄂爾多斯、四川、塔里木、南海四大氣區(qū)，天然氣產(chǎn)量由 2000 年的 2.44×1010 m3 增長到 2020 年的 1.888×1011 m3 （見圖 2），年均增速達到 10.8%。綜合資源基礎、勘探發(fā)現(xiàn)與生產(chǎn)特征預測，通過常非并舉、海陸并進等措施，我國天然氣產(chǎn)量有望在 2035年達到3.0×1011 m3 ，天然氣發(fā)展還有較大潛力。
圖 1 我國天然氣新增探明儲量構(gòu)成圖（2000—2020年）
圖 2 我國天然氣產(chǎn)量構(gòu)成圖（2000—2020 年）
3. 天然氣基礎設施日益完善
天然氣基礎設施是天然氣快速發(fā)展的重要基礎。自 2000 年啟動西氣東輸工程建設以來，我國已建成橫貫東西、縱貫南北、聯(lián)通內(nèi)外的基礎設施網(wǎng)絡，構(gòu)建了以西氣東輸、川氣東送、陜京線等國內(nèi)管輸體系和中亞、中俄、中緬跨國管線為主體的天然氣管網(wǎng)體系，形成了西氣東輸、北氣南下、緬氣東進、海氣登陸的四大天然氣進口供應格局和“三橫三縱”的國內(nèi)天然氣管網(wǎng)架構(gòu)。截至 2020 年年底，國內(nèi)長輸天然氣管道總里程為 1.1×104 km、城市燃氣管網(wǎng)為 7.0×104 km，已建成的 22 座沿海 LNG 接收站的接收能力為 8.8×107 t/a，已建成的 27 座儲氣庫庫容為 1.61×1010 m3 ，調(diào)峰能力為 1.02×1010 m3 。整體來看，天然氣基礎設施的發(fā)展支撐了我國天然氣進口量超過 1.4×1011 m3 ，天然氣消費量達到 3.28×1011 m3。
（二）重點領域利用天然氣的比較優(yōu)勢明顯
我國天然氣消費快速增長，消費量由 2000 年的 2.45×1010 m3 增長到 2020 年的 3.28×1011 m3 ，在能源消費結(jié)構(gòu)中的比例由 2.2% 升至 8.4%。我國最主要的用氣部門是工業(yè)、居民、電力、交通運輸，在 2019 年的消費占比分別為 38%、17%、16%、7%。在碳達峰、碳中和約束下，世界天然氣供應充足，天然氣在發(fā)電、交通運輸、城市燃氣、工業(yè)等重點領域的消費和利用具有明顯的比較優(yōu)勢。
1. 發(fā)電領域
燃氣發(fā)電（氣電）相較燃煤發(fā)電（煤電）具有清潔低碳、靈活高效的特點。
①氣電較煤電環(huán)保優(yōu)勢明顯，天然氣燃燒利用時的 CO2、氮氧化合物排放量較煤炭下降 44%、50%，沒有粉塵顆粒、SO2排放。
②調(diào)峰型氣電的機組具有啟?？?、爬坡速率快、調(diào)節(jié)性能好等優(yōu)勢，煤電冷啟動需要 5 h，而調(diào)峰型氣電機組全負荷啟動僅需 9~10 min；調(diào)峰型氣電機組不僅能改善間歇性、隨機性可再生能源大規(guī)模接入帶來的電網(wǎng)安全問題，也能解決大型煤電機組深度調(diào)峰過程中能效降低和排放增加的問題。
③天然氣發(fā)電效率高，在熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電時的能源利用率可達 80%，遠超普通發(fā)電機組的 30%。截至 2020 年 10 月，我國燃氣電廠主要有熱電聯(lián)供、峰值負荷（調(diào)峰）兩類機組裝機類型，裝機量及地域分布情況如圖 3 所示；總裝機量為 97 GW，含調(diào)峰機組 39.5 GW（占比為 41%），全年發(fā)電用天然氣達到 5.71×1010 m3 。隨著空氣污染防治持續(xù)推進和可再生能源大規(guī)模介入，電力調(diào)峰需求規(guī)模日益增大，以調(diào)峰電廠為主的燃氣發(fā)電有望迎來大發(fā)展。
圖3 我國天然氣發(fā)電不同裝機類型的裝機量及地域分布
2. 交通運輸領域
天然氣在交通領域具有顯著的經(jīng)濟與環(huán)境優(yōu)勢。1 L 汽油與 1 m3 天然氣的熱量基本相當，在國際油價60美元/桶時國內(nèi)汽油零售價格約為7元/L，而天然氣加氣價格僅在 3.5~5.0 元 /m3 ，即天然氣汽車的燃料成本是燃油車的 50%~70%。相較汽油車，天然氣汽車尾氣中的 CO、CO2、氮氧化合物排放量明顯減少，顆粒懸浮物、氧化鉛和其他有害物質(zhì)可以實現(xiàn)零排放（見表 2）。此外，天然氣汽車在長途客貨運尤其是寒冷地區(qū)的應用方面具有電動汽車無法比擬的優(yōu)勢，可以與電動汽車共同推動實現(xiàn)交通領域能源革命。截至 2019 年年底，我國天然氣汽車數(shù)量超過 760 萬輛，其中出租車、城市公交車等壓縮天然氣（CNG）汽車有 700 多萬輛，LNG 重型卡車有 60 萬輛；CNG 加氣站約有 6000 座，LNG 加注站約有 3900 座，已建成全球最大的交通運輸天然氣市場；交通領域天然氣消費量為 3.63×1010 m3 ，當量替代成品油消費約 2.96×107 t。當前，天然氣汽車占全國機動車的保有量不足 3%，隨著天然氣基礎設施趨于完善，在經(jīng)濟、環(huán)境雙重因素推動下，天然氣汽車將為我國交通領域低碳化轉(zhuǎn)型作出重大貢獻。
表 2 不同類型燃料的污染物排放情況
注：以汽油的污染物排放情況作為對照標準，設為1（100%）；其他燃料的污染物排放情況以汽油作為參考。
3. 城市燃氣領域
近年來，隨著我國城鎮(zhèn)化加速推進和大氣污染防控政策助力，城市燃氣需求持續(xù)增長。特別是以 “煤改氣”為核心的《大氣污染防治行動計劃》《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》《打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動計劃》《京津冀及周邊地區(qū) 2017 年大氣污染防治工作方案》《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃（2017— 2021 年）》《加快推進天然氣利用的意見》等政策措施的密集出臺，城市燃氣消費量保持高速增長，由 2010 年的 3.6×1010 m3 增長至 2020 年的 6.41×1010 m3 （未含交通用氣）。截至 2019 年年底，我國城鎮(zhèn)化程度達到 60.6%，使用天然氣的人口數(shù)為 3.9 億，分別占全國總?cè)丝诘?28%、城市人口的 43%。預計到 2035 年，我國城鎮(zhèn)化率將達到 72%，若超過 70% 的城鎮(zhèn)人口使用天然氣，城市天然氣的消費量將有望翻番。
4. 工業(yè)領域
天然氣在工業(yè)領域應用廣泛，我國鼓勵工業(yè)領域“煤改氣”，限制天然氣化工行業(yè)的發(fā)展。工業(yè)領域天然氣主要用于冶金、陶瓷、玻璃加工、食品加工、印染、造紙等行業(yè)中的工業(yè)窯爐以及生產(chǎn)蒸汽或熱水的工業(yè)鍋爐，用以替代煤、煤氣和石油制品。天然氣純凈且雜質(zhì)極少，易于控制溫度并保證產(chǎn)品質(zhì)量；天然氣儲運便捷，無需脫硫和廢物處理等工序，大幅降低了設備保養(yǎng)、人員、車輛和環(huán)保相關的費用。工業(yè)用天然氣消費增長迅速，從 2010 年的 1.95×1010 m3 發(fā)展到 2020 年的 1.29×1011 m3。隨著“煤改氣”政策的持續(xù)推進和更嚴格環(huán)保政策的實施，工業(yè)燃料領域的天然氣消費量將逐步增長?；ゎI域天然氣主要用于制作氮肥（合成氨）和甲醇，其次是生產(chǎn)乙炔、氫氰酸、甲醛、二氯甲烷、四氯化碳、二硫化碳、硝基甲烷、炭黑以及提取氦氣。目前，我國的天然氣化工不具備競爭優(yōu)勢，采取的是限制化工用氣政策，因而化工用氣規(guī)模保持平穩(wěn)，2020 年天然氣消費量約為 3.0×1010 m3。
四、碳達峰、碳中和約束下我國天然氣發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)
（一）天然氣終端價格高，比價優(yōu)勢不突出
天然氣在發(fā)電和化工領域比價優(yōu)勢差，成為制約天然氣發(fā)展的關鍵因素。天然氣在常規(guī)發(fā)電領域的競爭力偏弱，燃氣電廠 70% 以上的發(fā)電成本源自燃料成本，天然氣價格成為燃氣電廠效益的決定性因素。2019 年，我國沿海省份和京津地區(qū)燃氣電廠的平均天然氣購置成本約為 2~2.5 元 /m3 ，在旺季時最高達 3 元 /m3 。根據(jù)測算，我國氣電的平均成本為 0.5~0.6 元 /kW·h，高于燃煤電廠的平均成本 0.23~0.31 元 /kW·h。2020 年，受新型冠狀病毒肺炎疫情和天然氣供應市場過剩的影響，全球天然氣價格下降，燃氣電廠的成本也隨之下降到 0.3~0.5 元 /kW·h，但仍高于燃煤電廠的電價成本。天然氣作為工業(yè)燃料，雖然環(huán)保優(yōu)勢明顯，但在玻璃、陶瓷、工業(yè)鍋爐生產(chǎn)蒸汽時作為燃料替代的經(jīng)濟性較弱；天然氣作為合成氨和甲醇的化工原材料，與煤相比也不具備經(jīng)濟優(yōu)勢。例如，天然氣合成每噸氨成本較無煙煤合成氨的成本高 35%，天然氣制每噸甲醇成本較無煙煤制甲醇高 66%。
（二）天然氣基礎設施尚不完善，規(guī)模發(fā)展存隱憂
我國天然氣基礎設施雖然發(fā)展迅猛，但仍存在一些結(jié)構(gòu)性矛盾，體現(xiàn)在調(diào)峰設施滯后、調(diào)峰能力不足、管線相互聯(lián)通不夠、“最后一千米”存在壁壘等，使得天然氣規(guī)模發(fā)展存在一定隱患。目前，我國天然氣調(diào)峰總儲氣量僅占天然氣總消費量的 7.2%，遠低于國際水平（15%~20%），致使北方部分地區(qū)冬季易出現(xiàn)“氣荒”。氣源不穩(wěn)定帶動非優(yōu)先供應領域的氣價上漲，制約了天然氣大規(guī)模應用。例如，受“氣荒”和天然氣價格上漲影響，2018 年上半年天然氣重型卡車的銷售量下降明顯。我國天然氣跨區(qū)域干線管網(wǎng)、省內(nèi)長輸管線、市內(nèi)管線分別由國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司、省級天然氣公司、城市燃氣公司負責建設和運營，市場主體多元、相互聯(lián)通性不夠，特別是城市大工業(yè)用戶直供氣源受制約因素多，對天然氣供應安全和消費市場產(chǎn)生直接影響。
（三）價格機制尚未理順，效益發(fā)展難度大
近年來，我國天然氣先后完成存量氣與增量氣、居民用氣與工業(yè)用氣的價格并軌，初步建立了政府管控與市場調(diào)節(jié)相結(jié)合的定價機制，市場化定價范圍日益增大；但在天然氣調(diào)峰、燃氣電廠調(diào)峰定價等具體環(huán)節(jié)，價格機制尚待進一步完善，如因缺乏有競爭力的調(diào)峰電價導致了燃氣調(diào)峰發(fā)展緩慢。依據(jù) 2013 年國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布的《關于天然氣價格的通知》，天然氣電價可以根據(jù)發(fā)電機類型（熱電聯(lián)產(chǎn)或調(diào)峰）而有所不同，不得超過基準煤電價格之上 0.35 元 /kW·h。由于天然氣價格機制不靈活，無法充分發(fā)揮燃氣調(diào)峰電廠的優(yōu)勢，當前燃氣調(diào)峰電廠的利用率整體低于 40%，局部甚至低于 20%，進而提高了燃氣調(diào)峰電廠的發(fā)電成本并制約其規(guī)模發(fā)展。
（四）碳達峰、碳中和約束下天然氣發(fā)展需要提速
美國天然氣市場經(jīng)過兩百年的發(fā)展已進入全面零售競爭階段，具有市場高度開放、法律與監(jiān)管體系完善、市場信息透明、市場定價完備、第三方準入公平等特點，形成明顯的市場競爭優(yōu)勢。美國終端市場利用初期依靠發(fā)電和城市燃氣，推動后期工業(yè)用煤替代、交通柴油替代和發(fā)電比例提升，完成了天然氣規(guī)?；瘧?。相較而言，我國天然氣市場仍處于非競爭性市場階段，發(fā)展起步晚、資源量和儲量有限、地質(zhì)和開發(fā)條件復雜、市場活力和競爭性不足、法律和監(jiān)管體系尚待完善。因此，在碳達峰、碳中和約束下，應充分發(fā)揮天然氣作為能源安全“壓艙石”、電力安全“穩(wěn)定器”的作用，抓住“穩(wěn)油增氣發(fā)展新能源”這一契機，深化并加速天然氣行業(yè)改革步伐，合理布局天然氣產(chǎn)業(yè)，增強供應可靠性和靈活性。
五、我國天然氣發(fā)展建議
我國天然氣行業(yè)既要滿足經(jīng)濟社會發(fā)展對清潔能源增量的需求，推動傳統(tǒng)高碳化石能源的存量替代，也要及時構(gòu)建與新能源融合發(fā)展的新格局。根據(jù)國內(nèi)外天然氣供需形勢、天然氣在重點領域的比較優(yōu)勢以及在碳達峰、碳中和過程中的作用發(fā)揮，考慮資源、環(huán)境、經(jīng)濟、安全多重因素，預計 2040 年我國天然氣需求量可翻番達到峰值（6×1011 m3 以上），國內(nèi)天然氣產(chǎn)量將超過 3×1011 m3，能夠依靠國內(nèi)自主生產(chǎn)和東北、西北、西南、海上四大戰(zhàn)略通道的海外資源保障充足供應。
天然氣具有網(wǎng)絡化連續(xù)供應特征，未來發(fā)展需要明確頂層設計，持續(xù)推進“產(chǎn)供儲銷”協(xié)同發(fā)展。從擴大消費規(guī)模、保障充足供應、做強基礎設施、做優(yōu)體制與機制 4 個方面聯(lián)合推進，切實發(fā)揮天然氣的過渡能源“橋梁”作用，為建設清潔低碳、安全高效的新型能源體系，實現(xiàn)我國碳達峰、碳中和提供基礎保障。
（一）強化頂層統(tǒng)籌引領，明確天然氣發(fā)展定位與思路
建議在國家制定的碳達峰、碳中和路線圖中，明確天然氣作為碳達峰主體能源、碳中和“橋梁” 的作用和定位。按照強化國內(nèi)供應基礎、拓展多元供氣來源、鼓勵發(fā)展氣電調(diào)峰與天然氣汽車、大力發(fā)展儲氣庫與管道基礎設施、統(tǒng)籌完善財稅價格支持政策等總體思路，發(fā)揮天然氣比較優(yōu)勢，加快天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展，為實現(xiàn) 2030 年前碳達峰貢獻力量，為新能源關鍵技術成熟和新興產(chǎn)業(yè)壯大贏得時間和空間，為最終實現(xiàn) 2060 年前碳中和目標提供最有利支撐。
（二）充分發(fā)揮比較優(yōu)勢，推進天然氣消費跨越式發(fā)展
天然氣在能源消費不同領域的比較優(yōu)勢存在顯著差異，天然氣跨越發(fā)展存在現(xiàn)實需求。發(fā)揮天然氣綠色低碳優(yōu)勢，踐行綠色發(fā)展理念，以大氣污染防治為依托，持續(xù)推進城市燃氣和工業(yè)領域“煤改氣”工程，助力城市和區(qū)域環(huán)境持續(xù)向好發(fā)展；發(fā)揮天然氣綠色低碳和價格優(yōu)勢，以長途貨運和嚴寒地區(qū)城市交通為重點，積極布局 LNG、CNG 加氣站，加快“油改氣”步伐，推動交通領域快速減碳；發(fā)揮天然氣低碳、靈活優(yōu)勢，以可再生能源生產(chǎn)基地、電力需求負荷中心為重點，加速推進調(diào)峰氣電規(guī)劃布局，助力可再生能源的大規(guī)模發(fā)展和電網(wǎng)輸配電安全；發(fā)揮天然氣低碳、高效優(yōu)勢，因地制宜建設熱電聯(lián)產(chǎn)燃氣電站，推動區(qū)域高效用能。
（三）合理利用國內(nèi)國際兩種資源，確保天然氣充足可靠供應
秉承開放條件下的自主可控能源安全觀，筑牢國內(nèi)天然氣供應基礎，多元引進海外天然氣資源，內(nèi)外并舉實現(xiàn)充足供應。國內(nèi)應持續(xù)加大天然氣勘探開發(fā)力度，常非并重、陸海并舉，強化深層、深海、非常規(guī)（“兩深一非”）油氣勘探開發(fā)重大科技攻關；建設川渝地區(qū)、鄂爾多斯盆地、新疆、海域四大生產(chǎn)基地，力爭國內(nèi)產(chǎn)量達到 3×1011 m3 。針對國際天然氣資源的獲取，堅持多元化理念，投資與貿(mào)易并舉、陸路與海陸并重、長協(xié)與現(xiàn)貨并存，強化中亞 – 俄羅斯供應基礎，拓展中東、東非渠道，鞏固發(fā)展西北、東北、西南、海域四大天然氣進口通道，依靠資源來源多元、貿(mào)易方式多元來進口通道多元，實現(xiàn)天然氣的充足可靠供應。
（四）推進基礎設施建設，提升安全保障效率和水平
針對天然氣消費區(qū)域的季節(jié)不平衡性、連續(xù)供應等特點，按照基礎設施網(wǎng)絡化、調(diào)節(jié)設施冗余化思路，強化天然氣管網(wǎng)布局優(yōu)化和輸配能力建設，形成聯(lián)通內(nèi)外、溝通海陸、互聯(lián)互通的全國天然氣管道網(wǎng)絡。統(tǒng)籌 LNG 接收站布局，按照需求導向、適度超前的原則建設 LNG 接收站，避免地方投資沖動帶來的低效、散亂格局。加大儲氣庫調(diào)峰能力建設，積極推進東北、華北、西南等儲氣庫群建設，按照適度冗余標準確定與消費量相匹配的調(diào)峰能力。持續(xù)推進“產(chǎn)供儲銷”體系建設，強化智能化和數(shù)字化建設，以多環(huán)節(jié)聯(lián)動實現(xiàn)體系的高效與安全運行。由于天然氣中占比最大的成分（CH4）所產(chǎn)生的溫室效應在一百年后仍是 CO2 的 21~28 倍，因此應在技術、裝備、管理層面積極創(chuàng)新，明確標準和職責，在生產(chǎn)、運輸、使用過程中嚴格控制排放或泄漏的天然氣量，確保天然氣效能的最大化。
（五）強化政策機制建設，促進天然氣產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展
發(fā)揮政策機制的引導和推動作用，建立并優(yōu)化與國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)相適應的用地、用海、安全環(huán)保政策，延續(xù)非常規(guī)天然氣財政補貼和稅收優(yōu)惠政策。將調(diào)峰成本納入到體系成本中，盡快健全反映調(diào)峰成本的調(diào)峰氣價和調(diào)峰電價，通過政策和市場雙向發(fā)力來推動儲氣庫和燃氣調(diào)峰電站建設和布局。強化交通領域“氣代油”、工業(yè)和燃氣領域“煤改氣”等鼓勵政策。調(diào)整天然氣價格形成機制，鼓勵工業(yè)園區(qū)、大用戶天然氣直供政策，大幅降低工業(yè)和發(fā)電領域用氣價格。通過政策層面的多點發(fā)力，助力天然氣跨越式發(fā)展和安全穩(wěn)定供應，為我國碳達峰、碳中和提供堅實保障。
來源：山西化學工業(yè)
