SHPGX导读：为促进天然气与新能源的融合发展，本文在对天然气与光伏发电、风电、地热、氢能等新能源融合发展路径进行研究的基础上，提出了在中国中东部重点省份积极布局气电厂，在沿海地区打造“海上风电+天然气协同开发+气电”模式，在西北地区打造“可再生能源+气电”能源基地，在工业园区等负荷中心打造“天然气分布式能源+新能源”分布式能源综合站的具体融合策略，并提出相关实施建议。

作者简介

第一作者：石云，男，高级工程师。2008年毕业于天津大学船舶与海洋工程专业，获硕士学位。现在中国海油集团能源经济研究院，从事天然气市场分析、产业研究工作。E-mail：shiyun@cneei.com.cn。

“双碳”背景下天然气与新能源融合发展路径及策略

石云，潘继平，王恺，赵思行

中国海油集团能源经济研究院

摘要：“双碳”背景下，中国能源结构加速向多元化、清洁化和低碳化转变。天然气作为一种清洁低碳高效的化石能源，是构建新型能源体系的主要能源，在中国能源系统转型过程中作为新能源的“伙伴能源”，发挥重要作用。为促进天然气与新能源的融合发展，在对天然气与光伏发电、风电、地热、氢能等新能源融合发展路径进行研究的基础上，提出了在中国中东部重点省份积极布局气电厂，在沿海地区打造“海上风电+天然气协同开发+气电”模式，在西北地区打造“可再生能源+气电”能源基地，在工业园区等负荷中心打造“天然气分布式能源+新能源”分布式能源综合站的具体融合策略，并提出相关实施建议。

关键词：“双碳”；天然气；新能源；调峰；融合发展

0　引言

在经历了从薪柴到煤炭、从煤炭到石油的两次能源大转型后，当前世界正经历第三次能源转型，一次能源结构加速向多元化、清洁化和低碳化转变［1］。随着电气化进程的推进，化石能源在能源系统中的占比将逐步降低，新能源占比将不断提升。但新能源发电具有不稳定、不连续的特征，而天然气发电运行灵活，是较好的调峰电源，未来可实现与新能源融合发展。本文通过研究天然气与新能源融合发展的路径，提出相应的策略，期望为天然气及新能源产业的融合发展提供一定的参考。

1　“双碳”背景下中国能源转型趋势

1.1　中国能源结构向清洁低碳化转型

“双碳”已成为中国能源转型的核心战略，中国能源系统正向多元化、清洁化、低碳化变革。根据中国电力企业联合会发布的《中国电力行业年度发展报告2023》，2022年全国非化石能源发电量31 443×108 kW·h，在总发电量中的占比从2012年的21.4%提升至36.2%。多数研究机构对能源转型的认识基本一致，区别在于对能源转型速度的预测以及不同转型速度下化石能源峰值的差异。根据中国石油天然气集团有限公司2021年发布的《世界与中国能源展望》数据，参考情景下2030年中国能源需求将达到峰值，约60×108 tce，2060年能源需求为45×108 ~ 55×108 tce；2030年非化石能源占一次能源比例增至26%左右，2060年增至80%；煤炭占比持续下降，2030年降至43%，2060年降至5%；2030年前石油占比稳定在18%，2060年降至6%；2030年天然气占比增至12%，2060年降为9%。

1.2　天然气需求仍将保持稳步提升

“双碳”背景下，从中长期来看，“更高效、更低碳、更灵活”的天然气是支持国家实现清洁低碳战略的重要抓手，肩负“碳减排”与“保供应”双重责任。根据中国海油集团能源经济研究院内部模型测算，预计2040年前，天然气消费仍将保持增长，2040年左右天然气消费达峰，峰值约6 500×108 m3。工业部门始终是最大的天然气用户，预计2040年左右达峰时工业用气量约3 000×108 m3，2060年仍保持2 300×108 m3以上；发电用气需求预计在2040年左右达峰，峰值约1 200×108 m3，2060年降至1 000×108 m3；建筑部门天然气需求在2035年前后达峰，峰值约1 250×108 m3，2060年降至650×108 m3；交通部门用气量受电力、氢能等清洁能源的推广影响较大，前景较难预测，能源转型速度不同，用气需求差异较大，预计2060年用气需求为100×108 ~ 700×108 m3。

1.3　未来天然气将实现与新能源融合发展

目前，中国已步入构建现代能源体系的新阶段。未来随着非化石能源占比的提升，尤其是当其在能源消费中的占比超过70%后，新能源的不确定性、波动性、间歇性带来的供电保障和消纳问题将成为中国能源发展的核心和关键。天然气清洁、低碳、高效，在一次能源结构转型与终端用能“电气化”水平提升过程中，将发挥提升能源质量、稳定电力输出、促进多能融合等作用。天然气发电运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、调节性能出色，是未来为风电、光伏发电等新能源电力提供调峰服务的主要来源之一，也是新型能源体系构建过程中的主要能源，在中国能源系统转型过程中作为新能源的“伙伴能源”，将实现与新能源融合发展［2-4］。

2　天然气与新能源融合发展路径

本文所述的新能源是指太阳能、风能、地热、氢能、生物质能等。天然气与新能源融合主要涉及电力和热力领域，融合路径分别从纵向（沿天然气产业链）和横向（与不同新能源品种）两个维度来研究。

2.1　纵向维度

天然气与新能源在纵向维度的融合发展，是指通过天然气与新能源的协同布局，技术协同创新以及体制机制、法规标准等协同改革，推动天然气在上游生产、中游输配、下游利用等环节与新能源进行因地制宜的融合，实现能源供应更高质量，系统运行更加协调，资源利用更有效率的一种发展模式［5］。天然气与新能源融合发展路径见图1。

在上游领域，可以实现天然气与风能、太阳能等新能源的协同开发，提高资源利用率，同时利用新能源发电可以有效降低油气田用能，提高低碳化水平。海上风电开发与海上油气田开发具有极强的协同效应：一方面，可以利用海上油气田工程地质资料、环境数据、施工资源等，实现与海上风电开发共享共建，降低海上风电开发边际成本，同时可以利用海上风电给海上平台供电，在降碳的同时提高海上风电经济性；另一方面，海上油气田生产的天然气用于发电可以更大规模地为海上风电资源提供调峰服务，提高海上风电的消纳，远期可以利用海上风电制氢来缓解弃风现象，这也是未来深海风电实现输送的可能方式。

在中游领域：首先可通过天然气管道掺氢输送实现与氢能的融合；其次，天然气主干管道中输送的天然气压力通常较高，而给下游终端用户的供气压力通常较低，这就需要通过调压站进行降压，在调压的过程中释放出大量的能量，可将此压力能回收利用进行发电，降低用能成本；最后，在LNG（液化天然气）气化转化为常温气态的过程中，可以释放大量的冷能，对LNG冷能进行充分合理的回收利用，可以极大地提高LNG接收站能源利用效率，提高经济效益。

在下游领域，天然气发电可作为新能源电力的调峰电源，在天然气中掺入一定比例的氢气可以提高发电效率，提升燃气发电的经济性，并且降低碳排放。此外，利用新能源谷电制造压缩空气，可将燃气发电的效率提升20% ~ 25%，碳排放相应降低。化工领域，天然气可参与制氢。交通领域，可打造“油、气、电、氢、服”综合能源站。城市燃气领域，天然气可与地热能等融合实现联合供暖。

2.2　横向维度

天然气与新能源在横向维度的融合，是指通过天然气与多种能源产品互补，开拓单一能源产品无法高效开发的潜在市场，主要包括天然气与风能、太阳能的融合，天然气与氢能的融合以及天然气与地热能的融合。

2.2.1　天然气与风能、太阳能融合

天然气与风能、太阳能的融合主要是天然气发电参与风电、光伏发电调峰。在构建新型能源体系过程中，电力系统灵活调节能力对于支撑高比例新能源并网、提高大电网运行安全性和可靠性至关重要［6］。灵活性资源主要包括煤电灵活性改造、燃气机组、抽水蓄能和电化学储能。其中：抽水蓄能是较好的调峰方式，但受制于地理条件，发展空间受限；电化学储能大规模应用尚需时日，且发展上限需考虑锂、钴、镍等资源约束；相较燃煤发电，燃气发电调峰技术成熟，碳排放强度约为燃煤发电的50%，且负荷调节范围宽、响应快速，是未来较好的调峰选择。各类灵活性资源对比见表1。

表1　各类灵活性资源对比

国家发展和改革委员会（简称国家发展改革委）、国家能源局于2021年7月发布发改运行〔2021〕1138号《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模》的通知，提到促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能，支持气电作为构建新型电力系统的重要调节电源［7］。国务院《2030年前碳达峰行动方案》及国家发展改革委《“十四五”现代能源体系规划》相关文件也提到，要因地制宜建设既满足电力运行调峰需要又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气“双调峰”电站，推动天然气及气电与可再生能源融合发展、联合运行［8］。

截至2021年底，中国灵活性调节电源装机约25 068×104 kW，其中：气电10 859×104 kW（调峰机组约5 000×104 kW），煤电纯凝机组灵活性改造约10 000×104 kW，抽水蓄能3 639×104 kW，新型储能570×104 kW［9-10］。中国灵活性调节电源装机容量仅占电力总装机容量的10.5%，远低于发达国家。

根据《世界与中国能源展望》（2021版），预计2030年非化石能源占一次能源比例增至26%左右，2060年增至80%。随着新能源占比快速增加，电力调峰需求随之升高，预计中国燃气发电装机在2020—2030年从约1×108 kW快速增长至2.2×108 kW，到2050年超过3×108 kW，约占全国电力总装机容量的5%。近期，气电发展一方面来源于部分地区限制燃煤发电和供热，另一方面来自电网对调峰电源的需求，未来将主要来源于电力调峰需求。

过去几年，天然气发电用气增长较快，从2017年的430×108 m3增长至2021年的620×108 m3。未来，随着新能源发电装机的高比例接入，燃气发电作为灵活性电源的定位逐步明确，年发电小时数将逐步降低，发电用气量的增速将有所放缓。预计2025年和2030年发电用气量将分别达到750×108 m3和900×108 m3，并于2040年前后达到高峰，峰值约1 200×108 m3。

2.2.2　天然气与氢能融合

氢能产业主要分为上游制氢、中游储运和下游利用三大环节。氢能与天然气在产业链上具有相似的特征，具有融合发展的可能性［11-12］。

上游领域的融合主要是在天然气制氢方面。天然气制氢技术主要包括天然气水蒸气重整制氢、天然气部分氧化制氢和天然气自热转化制氢。可以通过以下3种方式进行天然气制氢：在天然气资源地重整制氢，二氧化碳就近封存，实现“灰氢”变“绿氢”；在天然气加注站利用小型设备制氢，实现气氢联合加注；依托LNG接收站天然气重整制氢，利用冷能的同时副产干冰。

天然气与氢能在中游储运领域的融合主要是天然气管道掺氢输送［13］。与新建纯氢输送管道相比，天然气管道掺氢输送投资低、经济性相对较好，且可以利用天然气管道已有的终端客户资源，便于推广。但天然气管道掺入氢气后，可能造成运输效率下降，同时涉及氢脆问题等，管线钢等级越高，氢脆敏感性越大。对于在运行的天然气管道掺氢，需要根据实际情况进行评估［14-15］。应继续加强在掺氢比、混氢工艺、管材相容性及终端设备适应性等方面的技术研究并完善相关标准体系，推动天然气掺氢的技术应用，促进氢能产业的大力发展。支线管网钢材等级相对较低，可以优先考虑在支线管网掺氢输送供终端用户使用，提高能源效率的同时减少碳排放。未来，随着技术不断成熟，可将西北地区可再生能源制取的氢掺入天然气管道，大规模输送至中东部氢能需求较大的地区。

天然气与氢能在下游领域的融合主要有气、氢综合加注以及天然气与氢气混合燃料的燃气轮机。在氢燃料电池汽车尚未大规模发展时，可以“以气养氢”实现过渡。随着小型化天然气制氢设备成本下降，氢燃料电池汽车达到一定规模后，天然气加注站内制氢具有较好的经济性和较大的发展潜力。未来逐步打造“油、气、电、氢、服”综合能源站，不仅能给汽车加油、加气，还能实现充电、加氢等，实现价值最大化。此外，在对现有燃气发电厂进行适当调整后，在联合循环机组中混掺一定比例的氢气燃烧，可以大幅降低碳排放量［16］。

2.2.3　天然气与地热资源融合

天然气与地热能融合路径主要为联合供暖。地热水通过换热器换热达到热网设计水温后进行供热，若地热井出水温度较高，可以设置多级换热器，通过充分的阶梯换热实现能源高效利用。地热能可能存在出水不稳定和衰减现象，可通过与天然气联合供热，构建以地热为基础能源，天然气作为补充能源的联合供热模式，实现能源合理配置，推动能源高效利用。

国家发展改革委等八部门2021年发布的《关于促进地热能开发利用的若干意见》（简称《意见》）提出，到2025年中国地热能供暖面积达到21×108 m2，到2035年达到42×108 m2。根据《中国建筑节能年度发展研究报告》，北京市民用住宅采暖耗热为36 W/m2，若采用天然气供暖，1 m2供热面积在120 d供暖期内耗气量约10 m3。孙赫晨等［17］通过典型案例对地热和天然气联合供暖最佳配比进行研究，得出最佳配比为地热能供热占比40%，天然气供热占比60%。根据《意见》规划的地热能供热面积，若其中20%采用地热与天然气联合供暖，预计2025年天然气需求量为25×108 m3，2030年天然气需求量为50×108 m3。

3　天然气与新能源融合策略

一是，在中东部重点省份积极布局气电厂，为快速增加的新能源电力进行调峰。“十四五”期间，广东、浙江、江苏、山东、河北等中东部重点省份新能源电力装机增长快，天然气调峰需求大。结合各区域内资源和用能特点，积极布局一批调峰燃气电厂，以大型电厂为核心，构建终端侧气电与新能源发电就近利用模式，为未来新增的新能源并网提供调峰服务。

二是，未来在沿海地区打造“海上风电+天然气协同开发+气电”模式，实现多能融合。沿海地区是中国重要的电力负荷中心，应充分发挥海上风电与海上油气资源协同开发优势，降低油气田耗能，提高综合效益。未来逐步打造“海上风电+气电”融合新模式，通过气电作为调峰电源，提高海上风电资源获取的可能性，提高海上风电消纳能力。远期实现海上风电制氢，将多余电能转化为氢气（储能），解决新能源电力储存难的问题，平抑新能源发电的波动性；也可将氢气通过船舶或者掺入天然气管道输送上岸，供终端用户使用，实现多能融合；或者将氢气与天然气混合进行发电，逐步实现纯氢发电。

三是，在西北地区打造“可再生能源+气电”能源基地。中国西北地区风、光资源丰富，2013—2021年，风电、光伏发电等可再生能源装机容量增长近40倍，但最大用电负荷及用电量增长均不到3倍，因此需将电力外送至中东部负荷中心进行消纳。西北地区同时又是中国重要的天然气生产基地，在西北地区打造气电与新能源发电联合外送模式，以风电、光伏发电等可再生能源发电为核心，建设气电调峰机组，平抑可再生能源给电力系统带来的不稳定性，通过第三方电网、热网，实现能源远距离输送。

四是，在工业园区等负荷中心打造“天然气分布式能源+新能源”分布式能源综合站。所谓“分布式能源”是指分布在用户端的能源综合利用系统，根据用户能源需求不同，实现能源对口供应，能源利用效率高。在工业园区等负荷中心建设利用天然气、太阳能、风能、地热能、生物质能等联合供热、供电的综合能源站，实现能源的综合利用和梯级利用（见图2）。构建以“分布式能源+储能”为主体的微电网，实现综合效益最大化的同时，将风电和光伏发电的不稳定性因素在微电网系统内进行消除，减少对上级电网的冲击。

4　推进天然气与新能源融合发展的建议

天然气与新能源融合发展有助于兼顾能源清洁化与能源安全双重目标，对中国实现“双碳”目标具有重要的推动作用，是未来发展的趋势。但目前仍存在天然气发电定位不清晰、融合标准规范不完善、油气与新能源一体化开发细则不明确、海上油气矿权与海上风电发展用海矛盾等问题，需要在政策和技术层面进一步完善。

一是，进一步明确天然气发电的行业定位，鼓励以天然气发电为主的电力调峰设施建设。建议国家层面出台相关政策支持文件，明确天然气发电的行业定位，充分发挥天然气发电在未来电力调峰调频体系中的作用，进一步完善天然气发电为新能源调峰的价格机制，助力新型能源体系建设。

二是，在国家能源局发布的《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》基础上，进一步制定油气与新能源协同开发实施细则，加快解决海上油气矿权与海上风电发展用海矛盾问题。将海上风电发展和海洋油气开发纳入国家统一规划，对于油气开发与海上风电发展重叠的区块统一审批，简化协同开发审批流程，加大对海上油气与风电协同开发以及沿海海上风电和天然气发电融合发展的政策支持力度。

三是，统筹安排油气与地热开发，打造地热+多能互补综合智慧能源系统。地热资源与油气开发技术相似，部分区域重叠，建议油气企业统筹两种资源，协同开发。优选地热资源丰富区域，充分发挥地热资源可调节、易储存的优势，构建以地热能为基础的“地热+天然气+太阳能”的综合智慧能源系统，提升能源效率和供能安全性，打造地热+多能互补的综合智慧能源供应体系。

四是，完善气电与新能源融合的标准规范，加强技术研发，促进融合业务成熟稳定发展。“双碳”背景下，中国能源体系和电力系统发生结构性改革，“气电+新能源”融合模式是未来的发展趋势。建议加快建立切实可行的融合模式标准规范，加强技术攻关，解决制约融合发展的技术瓶颈，对融合项目的建设加以规范和引导。

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本文来源 | 油气与新能源

本文作者 | 石云，潘继平，王恺，赵思行