“双碳”目标下天然气发展形势的思考

李俊杰

（中海石油气电集团有限责任公司计划部，北京 100028）

0 引言

2020年，中国提出“二氧化碳排放力争于2030年前实现碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和”（以下简称“双碳”目标）重大战略目标，对内是推动生态文明建设、实现中华民族永续发展的要求，对外是构建人类命运共同体、实现人与自然和谐发展的需要，对中国全面建设社会主义现代化国家具有重要意义。“双碳”目标背景下，中国加速构建清洁低碳高效安全的能源生产和消费体系，天然气作为二氧化碳排放量最低的化石能源，将成为主要的煤炭替代能源，在能源消费结构从化石能源向可再生能源转变的过程中发挥重要过渡作用，天然气快速发展的趋势没有变化。由于国产气的不足，对进口天然气的需求会不断增加。但是，国际政治经济格局正在进行深刻变革和复杂调整，增加了获取国际资源的不确定性。为保障国内天然气稳定安全供应，有必要对天然气需求做出预测，对国际供需环境做出分析，在此基础上提出发展建议。

1 发展现状

通过对建国后天然气消费量统计数据的分析，可以看出我国天然气产业在2001年后进入快速发展阶段［1-2］。2001—2020年，我国天然气消费量平均增速14%，2020年天然气消费量为3 280×108m3，同比增加6.9%，约为2001年消费量的12倍，在一次能源中所占比例为8.4%（图1）。

图1 2001—2020年中国天然气消费量变化图

从供应侧来看，一是天然气储量和产量稳步增加。2020年，天然气探明新增地质储量为1.29×1012m3，其中，天然气、页岩气和煤层气新增探明地质储量分别达到10 357×108m3、1 918×108m3、673×108m3。我国已经陆续建成以鄂尔多斯、塔里木、四川和南海为代表的天然气主要产区，2020年全国生产天然气量为1 925×108m3，同比增加9.8%。二是进口天然气快速增长。我国从2006年开始进口天然气，进口液化天然气（LNG）10×108m3。2020年，进口天然气已超过1 400×108m3［3］，其中进口LNG量为6 713×104t，同比增长11.5%，进口管道气量为477×108m3，同比下降8.9%。

从基础设施方面来看，2020年，全国天然气管道总里程约11×104km，天然气“全国一张网”骨架初步形成，主干管网已覆盖除西藏外全部省份。中国大陆建成投产LNG接收站22座（含LNG中转储备站），接收能力超过9 000×104t/a。全国已建成地下储气库（群）总工作气量超过130×108m3。

2 天然气发展新形势

2.1 总体趋势

实现“双碳”目标是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，能源行业的变革首当其冲，清洁绿色新型能源替代传统化石能源是必然的发展方向。但是由于能源转型周期长、技术制约以及可再生能源安全等问题，化石能源在一定的时期内依然会是主力能源。煤炭、石油和天然气等三种化石能源中，天然气的二氧化碳排放量最低，2020年，我国二氧化碳排放量为98.9×108t，约占全球总排放量的30.9%［4］，其中来自煤炭的排放量占比高达67.4%，天然气的排放量占比仅为5.4%。2020年，我国能源消费总量为49.8×108t（标准煤），煤炭在一次能源中的比例为56.8%，天然气占比为8.4%。因此，目前的能源转型应集中在天然气对煤炭的替代上。另外，在新型能源系统中，以风能和太阳能为代表的可再生能源将占据主要位置，预计2050年可再生能源在一次能源中的比例将提升到40%［5］。而风、光电受自然因素及储能技术制约，发电随机性、间歇性和波动性的问题还没有很好的解决，需要有后备电源与其形成互补关系，平衡供能的不稳定。天然气具有与其他能源载体转换灵活的特性，可以弥补风、光电不足时的能源供应，在未来清洁能源系统中起到重要的安全稳定作用。因此，天然气在实现“双碳”目标的过程中，将成为唯一一个持续增长的化石能源，在建立清洁低碳、智慧高效、经济安全能源体系中占据重要位置。预计，2025年天然气消费量为4 300×108～4 500×108m3，2030年在一次能源消费结构中的占比提高到15%左右［6］，2040年前后需求量达到峰值，约为5 500×108m3/a。

2.2 天然气利用工程发展形势

根据我国天然气利用政策，天然气利用分为城市燃气、天然气发电、工业燃料、天然气化工和其他用户，“双碳”目标提出后，对不同天然气用户的主要影响如下。

1）城市燃气

城市用气规模与城镇化率成正相关。2011—2019年，中国城镇化水平从51.8%提高到62.7%，天然气用气人数也由1.9亿人增加到了3.9亿人。

2019年，我国城市居民生活用天然气量为502.3×108m3，较2011年增加了90%。由于我国人口总量增速放缓，城市居民生活用气增速会相应减缓。但是，受人民生活水平升高和清洁能源转型影响，人均用气量会有所增加，居民用气总量会保持缓慢增速。随着碳中和进程的推进，消费端电力逐步替代化石能源，预计在天然气利用达到峰值的2040年前后，城市居民生活用气会开始下降。

“十三五”期间，我国推动“2+26”城市、汾渭平原、西北及东北地区重点城市“煤改气”工程，累计新增“煤改气”用户1 900万户，天然气供暖面积达30.6×108m3，占集中供暖面积的30%。“双碳”目标提出后，北方天然气取暖仍有较大的发展空间。同时，随着南方取暖需求增加，上海市、江苏省、浙江省、安徽省、江西省、湖南省、湖北省、四川省和重庆市等长江流域省市相继出台取暖计划，预计到2025年，仅南方燃气取暖新增用户数量就将达到720万户。在取暖方式上，北方以集中供暖为主，燃气热电厂将是主要的供暖方式；在南方，供暖方式相对多样化，燃气或电制热分户采暖、以及工业余热或多能互补等集中取暖方式灵活运用［7］。

2019年，我国交通运输用气量约为341×108m3，占总用气量的11%。在国家政策支持下，以及电池和充电技术上的不断改善，电动汽车在公共交通领域逐步替代天然气汽车，车用天然气量明显下降。但是，在长途运输领域，交通工具对续航能力有更高的要求，国家支持LNG在重型载货汽车、大型载客汽车、船舶等长途远洋交通领域应用。在碳减排的压力下，企业本身也倾向于选择相比电动车在动力、续航能力、技术更加成熟的LNG汽车替代柴油车［8］。2020年国内采购LNG重卡14.2万辆，同比增加4.5万辆，主要分布在山西、河南、陕西、河北、山东等货物输送量大省。预计“十四五”期间，LNG重卡的保有量将快速提升，2022—2025年保持11%增长速度。2025年，国内LNG车辆加注市场LNG需求量2 200×104t，车用天然气总量超过400×108m3。

2）天然气发电

2020年，我国全口径发电设备容量为22×108kW［9］，天然气发电装机规模为9 972×104kW，占我国电力总装机规模4.5%；天然气发电量为2 525×108kW时，占总发电量的3.3%，消费天然气约为588×108m3。目前，全国建成约150家燃气电厂（不含分布式），主要分布在环渤海、长三角和珠三角地区，其中广东省37座、江苏省33座、浙江省21座，位列全国省份前三位。

我国在着力构建清洁低碳、安全高效的能源体系过程中，源网荷储一体化和多能互补是提升可再生能源开发消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择。在电源侧，主要采取风光储、风光水（储）、风光火（储）等方式强化灵活调节作用，努力实现电源的稳定输出。在负荷侧则需要加强配备保障电源来增加调节响应能力，天然气发电是主要的调峰电源。预计2025年，天然气发电装机将突破1.5×108kW，占比5.1%；发电量达到4 000×108kW时，占比3.4%；用气量约800×108m3，到2030年超过1 000×108m3。根据各省“十四五”初步规划研究，东南沿海依然是主要的电力负荷中心，也是天然气发电的重点区域，预计新增4 800×104kW。

天然气分布式能源因其能效高、清洁环保、安全性好、调度灵活的优势，可以做为“互联网+”智慧能源重要组成部分，以多能互补的方式，为特定区域内提供集电、气、热、冷于一体的综合能源服务［10］。截止到2020年底，我国天然气分布式能源项目共计约630个，总装机容量约为2 200×104kW。未来，天然气分布式能源的主要用户仍然是大中型城市中具有稳定冷热电需求的能源负荷中心［11］。预计至2025年，天然气分布式能源装机规模将超过3 000×104kW，2030年超过4 000×104kW。

3）工业燃料

2013年以来，我国实施大气污染防治行动计划，全面推广工业“煤改气”，成为天然气消费增速的主要推动力量。但是，煤炭在工业燃料中比例依然高达70%左右，远高于欧美国家15%的占比。2019年，工业燃料用气约为1 120×108m3，占比约为39%，主要用于采矿业、制造业和建筑业。在“双碳”目标提出后，清洁能源转型会加快步伐，钢铁、陶瓷、玻璃、石化、有色等行业的燃料结构会进一步优化。我国稳步拓展工业“煤改气”，以打造低碳工业园区为着力点，助力重点工业领域碳达峰。天然气做为工业燃料的使用规模会继续扩大，预计到“十四五”末，工业领域天然气消费量将超过2 000×108m3。

4）天然气化工

2020年，我国天然气在化工领域消费占比约为6%，消费量约为196×108m3。天然气在化工领域主要是作为原料生产尿素、甲醇和氢气等产品，其中用天然气生产（CO2含量在20%以上的天然气除外）尿素和甲醇属于限制类，未来不会有太大的变化。“双碳”目标的提出，对其他天然气化工产业主要有两方面的影响：①以煤为原料的化工生产会因为碳排放的压力转向利用天然气；②由于氢能源需求增加，目前绿氢缺乏成本竞争力，蓝氢是一定时期内氢能源的主要来源，天然气制氢需求增加。这两个因素会成为天然气化工主要的增长点，具体影响程度还需要持续跟踪观察。

3 面临的挑战

“双碳”目标提出后，国内外能源经济形势出现新的变化，中国天然气产业高质量发展仍面临诸多问题和严峻挑战，质量变革、效率变革和动力变革尚存在需要突破的重要瓶颈［12］。

3.1 国内资源不能满足增长需求，国际资源获取难度增加

我国天然气资源总量丰富，2020年底，剩余探明技术可采储量超过7×1012m3［13］，但油气储量品质下降，每年新增产量较少。近几年，国内主要油气企业持续加大勘探开发投资力度，尤其是国家能源局在2019年制定油气行业增储上产“七年行动计划”之后，主要油气企业落实主体责任，进一步加大了在勘探开发上的投入。2017—2020年，连续4年天然气产量增量超过100×108m3［14］，但是仍然与需求增长差距较大，天然气对外依存度从2018年开始已经连续3年超过40%。如果国产气按照年增量100×108m3的增速，2025年国产气量约为2 400×108m3，需要进口约1 900×108～2 100×108m3的气量以平衡国内供需，对外依存度约为42%～49%。

我国进口天然气包括进口管道气和进口LNG。陆上进口天然气管道总的设计输气能力约为1 050×108m3/a，气源主要来自土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹比克斯坦、俄罗斯和缅甸，由于哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦和缅甸的社会经济发展使天然气需求增长较快以及本国天然气资源有限，出口会逐步减少。在“十四五”期间，我国进口管道气预计能够达到1 000×108m3，需求缺口主要依靠进口LNG来补充。

目前，我国进口LNG长期购销协议总量约为740×108m3，“十四五”末则需要新增进口LNG约150×108～350×108m3。近几年全球政治格局发生重大变化，国际贸易“逆全球化”趋势明显，尤其是新冠肺炎疫情爆发后，国际环境进一步恶化，对开展国际贸易带来负面影响。新冠肺炎疫情前，全球做出最终投资决策的液化天然气项目总产能约有1.5×108t/a，其中，2019年底在建或批准开发的液化能力为1.2×108t/a，但受疫情影响，项目进展有所延后，虽然现有和正在开发的供应可以满足2024年的大部分需求［15］，但由于液化天然气项目投资的周期性特点，预计在2025年之后会影响供应，开始出现供需缺口［16］，增加了资源进口难度。同时，由于我国没有具有国际影响力的价格指数，天然气市场缺乏国际定价话语权，不能主动应对国际市场变化，进口LNG又存在“亚洲溢价”，提高了国内用气成本。

3.2 天然气价格形成机制不健全，市场调节功能发挥不到位

我国天然气价格改革主要经历了政府定价、双轨制和指导价格三个阶段，目前执行的是指导价格机制［17-20］，还没有全面建立起市场形成价格的机制，距离我国油气体制改革“放开两头”、放开气源和销售价格、激发市场活力［21］的目标还有差距，市场价格尚没有真正反映市场供需关系。尤其是在供需紧张时，国际资源可获取数量较少且价格较高。在国内，价格不是由市场供需关系形成，价格传导机制出现偏差，无法利用价格调节市场需求，反而出现资源价格与销售价格倒挂的不正常现象，对各方面都造成不良影响。例如：2020年我国进口LNG现货占进口LNG的比例超过40%，国际LNG现货价格波动较大，在2020年7月—2021年1月间，价格波动幅度超过9倍，但是由于国内对销售价格浮动范围的控制，资源价格没有能够顺延到终端用户，上游企业在某些情况下只能价格倒挂销售，造成效益亏损。另外，由于较低的价格不能促使用户调减用气量，而能够获取的国际资源又不能满足国内需求，反而加重了供需的紧张状态。不利于调动供应的积极性，也不能满足用户需求，影响整个产业的良性发展。

3.3 天然气基础设施不完善，利用效率不均衡

一是天然气管网和LNG接收站公平公正开放有待进一步完善。为提高资源利用效率，国家推动了基础设施对社会公平公正开发，并成立国家管网集团，统一建设运营全国天然气主干管网，对外提供输配服务。但是，在近一年多的实际操作中，因为资源采购、客户落实等原因，出现了用户竞标得到管网使用权和LNG接收站窗口期却又放弃的情况，导致基础设施没有充分发挥作用，影响市场供给。二是天然气管网规模和储气能力亟需扩大。我国与欧洲相比，土地面积和经济规模相近，2020年，欧洲天然气消费量约为我国的1.6倍。但是欧洲天然气干线总里程超过23×104km，约为我国的2.1倍，储气库工作气量为1 427×108m3，约为我国的11倍。三是LNG接收站将来面临着产能过剩的风险。我国目前建成LNG接收站接收能力超过9 000×104t/a，在建和规划的接收站超过20个，全部建成后，接收能力将超过1.8×108t/a，预计2025年利用效率仅为40%左右。四是由于基础设施的联通还不完善以及LNG接收站市场覆盖范围的局限性，资源还不能在基础设施间完全自由流动，在南北用气季节性差异较大的情况下，同一时期，有些区域的接收站即使满负荷运行也难以满足当地市场需求，而某些区域接收站则因为需求不足而利用率偏低，造成资源和基础设施局部不平衡。

4 发展建议

为促进天然气产业的健康发展，支撑“双碳”目标的实现，需要关注以下3个方面。

4.1 要重点关注筑牢资源安全供应基础，推动国产气增储上产

资源端：一是要进一步优化矿权制度改革。我国在2011年、2012年和2015年尝试进行了油气勘探权开放，但效果没有达到预期。2019年出台政策全面推进矿产资源管理改革［22］，但在具体执行时，还需要制定相关配套制度，进一步采取具体有效的措施，鼓励更多的企业进入油气资源领域，努力形成勘探开发主体多元化格局；二是加大政策支持力度，鼓励企业在页岩气、煤层气、深水油气田领域加大投资。我国非常规天然气储量丰富，但受关键技术、重大设备瓶颈等条件的制约，开发总体经济效益差，需要国家加强政策引导，降低开发成本，激发企业投资热情；三是积极创造有利的外部环境，加强与重点资源国的多边合作，构建多元多点多渠道的国际资源供应安全体系，利用海外资源保障国内需求。消费端：一是要提高天然气综合利用效率。2018年，我国一次能源消费总量占全球的23.6%，单位GDP能耗为0.62 tce/万元（2010年不变价），远高于全球平均水平0.35 tce/万元GDP（2010年不变价），降低能耗也是降低天然气消费总量的有效途径之一；二是继续推动天然气终端市场的改革，解决好城市燃气“最后一公里”的问题，提高销售终端的市场化程度，降低用气成本。

4.2 继续推进市场化改革，平衡好政府宏观管控和市场调节作用

由于天然气在能源供应中具有更强的民生性质，尤其是城市燃气与广大人民群众的日常生活息息相关，如果出现断供情况，容易引起社会异常反应，因此在天然气市场化改革中，政府的管控作用绝不可忽视，需要与市场作用做好平衡协调，共同起到稳定天然气市场的作用。我国油气体制改革也明确要求“发挥市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用”。政府需要发挥好宏观调控作用，从更高的层面上，对全国天然气供需趋势做出科学预测，制定好发展战略和规划部署，在具体市场管理上，制定市场规则，创建公平公正的市场环境。对居民用户和国家重大项目，要利用行政手段保证供应。市场则更多的是通过供需关系来形成价格，再通过市场对价格的灵敏反应来调节资源配置，最终形成供需动态平衡。对于市场化程度较高的工商业用户，可以充分发挥市场作用，让供需双方承担主体责任，通过资源流动平衡市场，最终实现社会效益和企业效益的双提升。

4.3 要统筹规划全国天然气基础设施建设运营，提高整体利用效率

一是做好天然气管网的规划建设，扩大管网覆盖范围及互联互通程度，尽快建成完善的“全国一张网”，为天然气产业提供良好的基础支撑；二是统筹规划全国LNG接收站建设，围绕粤港澳大湾区、长江三角洲和京津冀等主要的天然气消费中心区域，在做好充分调研的基础上，集约化、规模化建设LNG接收站，避免未来能力过剩造成的资源浪费；三是协调全国管网和LNG接收站的建设运营，努力实现统一规划建设、统一调配资源、统一运营管理，弥补现阶段基础设施与资源局部不均衡的短板；四是加快储气能力建设，重点是储气库的建设，建立健全储气设施运营模式，完善终端销售价格疏导渠道，完善投资回报渠道；五是加强对天然气基础设施经济性、社会性和安全性监管，坚持对全社会的公平公正开放，发挥好社会服务性质；六是规范基础设施的使用管理，完善相关制度，基础设施拥有者公开能力、成本、价格等信息，用户平等竞争，认真履约，做到有奖有罚，创建良好的市场环境。

5 结束语

我国天然气产业经过几十年的发展，已经成为能源结构中重要的组成部分，对国民经济发展和生态文明建设做出了巨大贡献，并将在实现“双碳”目标的过程中发挥更为重要的作用。在新的发展阶段，面对国内外严峻的能源经济形势，既要看到国内需求持续增加，又要对国际天然气供需形势变化带来的挑战提前做出应对策略。在国内继续推动上下游的市场化改革，强化政府的宏观管控职能，激发市场的调节功能；同时努力营造良好的国际能源环境，加强与国际资源国的合作，构建多元化进口渠道；统筹规划全国天然气基础设施，加快储气能力建设，统一建设、统一运营天然气管网和LNG接收站，规避地区间的局部资源和基础设施的不平衡。立足当下，着眼长远，充分利用好国际国内“两个资源”，保障国内天然气供应安全，为“双碳”目标的实现打下坚实基础。