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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，旨在以能源體系轉型推動經(jīng)濟社會高質量發(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型發(fā)展。當前，我國能源結構具有以煤為主、能源體系規(guī)模大、轉型時間短、轉型成本高等特點；同時能源轉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。

國內外機構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。綜合這些機構的預測結果，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 1.0×10 11 ~4.9×10 11 m 3 ，約占一次能源消費總量的 3%~16%。不同機構對化石能源特別是天然氣未來發(fā)展情況的研究結論存在顯著差異，反映出各方對碳達峰、碳中和轉型路徑以及天然氣在轉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建為重點，推動能源結構革命性轉型。整體來看，既不能割裂兩個階段來制定能源轉型路徑，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型發(fā)展的重點。

（二）碳達峰、碳中和目標下能源轉型發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)

能源轉型的實質是各領域用能結構的升級與優(yōu)化調整、能源供需體系與巨量基礎設施的升級轉換。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)、轉化、輸配、供應體系，2020 年的能源生產(chǎn)總量為 4.08×10 9 tce、能源消費總量為 4.98×10 9 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，短期內用能需求仍將持續(xù)增長。國內外多家機構的預測結果表明，我國能源消費總量將在 2035 年前后達到峰值（約 5.7×10 9 tce）。在碳排放方面，美國的歷史峰值為 5.7×10 9 t，歐盟的歷史峰值為 4.4×10 9 t，而我國的碳排放峰值可能在 2030 年前突破 1.04×10 10 t。由此可見，我國能源結構優(yōu)化調整和碳減排任務艱巨且繁重。

2. 能源轉型時間短

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 年前全球實現(xiàn)凈零排放總投資成本的 1/3。能源轉型成本高昂，在充分引入社會資本、最大化發(fā)揮市場調節(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)實問題為借口的轉型遲滯，更要防范不顧實際的轉型冒進；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，探索整體轉型背景下能源轉型路徑的最優(yōu)方案。

（三）碳達峰、碳中和目標下能源轉型發(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，我國的能源轉型在短期內需堅持“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在驅動，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 8.03×10 14 m 3 ，2020 年剩余探明可采儲量為 1.881×10 14 m 3 ；按照 2020 年產(chǎn)量（3.85×10 11 m 3 ）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 貿易量達到 4.879×10 11 m 3 ，占世界天然氣貿易總量的 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 5.4×10 12 m 3 。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 3.33×10 13 m 3 、 1.285×10 13 m 3 、1.25×10 13 m 3 ，合計為 5.865×10 13 m 3 。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 7.69×10 12 m 3 、 4.334×10 11 m 3 、3.285×10 11 m 3 ，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 個地質儲量超千億立方米的大氣田，連續(xù) 18 年新增探明地質儲量超 5×10 11 m 3 （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 2.44×10 10 m 3 增長到 2020 年的 1.888×10 11 m 3 （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3.0×10 11 m 3 ，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成圖（2000—2020年）

圖 2 我國天然氣產(chǎn)量構成圖（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)通內外的基礎設施網(wǎng)絡，構建了以西氣東輸、川氣東送、陜京線等國內管輸體系和中亞、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”的國內天然氣管網(wǎng)架構。截至 2020 年年底，國內長輸天然氣管道總里程為 1.1×10 4 km、城市燃氣管網(wǎng)為 7.0×10 4 km，已建成的 22 座沿海 LNG 接收站的接收能力為 8.8×10 7 t/a，已建成的 27 座儲氣庫庫容為 1.61×10 10 m 3 ，調峰能力為 1.02×10 10 m 3 。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 1.4×10 11 m 3 ，天然氣消費量達到 3.28×10 11 m 3 。

（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 2.45×10 10 m 3 增長到 2020 年的 3.28×10 11 m 3 ，在能源消費結構中的比例由 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 CO 2 、氮氧化合物排放量較煤炭下降 44%、50%，沒有粉塵顆粒、SO 2 排放。

②調峰型氣電的機組具有啟?？臁⑴榔滤俾士?、調節(jié)性能好等優(yōu)勢，煤電冷啟動需要 5 h，而調峰型氣電機組全負荷啟動僅需 9~10 min；調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，含調峰機組 39.5 GW（占比為 41%），全年發(fā)電用天然氣達到 5.71×10 10 m 3 。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，電力調峰需求規(guī)模日益增大，以調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

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 3.6×10 10 m 3 增長至 2020 年的 6.41×10 10 m 3 （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，分別占全國總人口的 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。天然氣純凈且雜質極少，易于控制溫度并保證產(chǎn)品質量；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 1.95×10 10 m 3 發(fā)展到 2020 年的 1.29×10 11 m 3 。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。化工領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 3.0×10 10 m 3 。

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 /m 3 ，在旺季時最高達 3 元 /m 3 。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，但仍存在一些結構性矛盾，體現(xiàn)在調峰設施滯后、調峰能力不足、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)、省內長輸管線、市內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節(jié)相結合的定價機制，市場化定價范圍日益增大；但在天然氣調峰、燃氣電廠調峰定價等具體環(huán)節(jié)，價格機制尚待進一步完善，如因缺乏有競爭力的調峰電價導致了燃氣調峰發(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)揮燃氣調峰電廠的優(yōu)勢，當前燃氣調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，也要及時構建與新能源融合發(fā)展的新格局。根據(jù)國內外天然氣供需形勢、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（6×10 11 m 3 以上），國內天然氣產(chǎn)量將超過 3×10 11 m 3 ，能夠依靠國內自主生產(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。按照強化國內供應基礎、拓展多元供氣來源、鼓勵發(fā)展氣電調峰與天然氣汽車、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，筑牢國內天然氣供應基礎，多元引進海外天然氣資源，內外并舉實現(xiàn)充足供應。國內應持續(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，力爭國內產(chǎn)量達到 3×10 11 m 3 。針對國際天然氣資源的獲取，堅持多元化理念，投資與貿易并舉、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（CH 4 ）所產(chǎn)生的溫室效應在一百年后仍是 CO 2 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。將調峰成本納入到體系成本中，盡快健全反映調峰成本的調峰氣價和調峰電價，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。