大力推动燃气与多种能源融合发展

摘要：双碳目标提出后，燃气行业发展面临新的机遇和挑战。准确把握发展大势，客观认识天然气发展优势，对合理处理燃气近中期规模增长与远期减碳之间关系非常重要。

未来应大力推动燃气与多种能源融合发展，着力拓展多元业务体系，积极培育新兴燃气发展。天然气与新能源融合发展主要有基地型、海洋型和园区型3种应用场景。通过天然气掺氢、氢储能、氢能分布式能源等可实现天然气与氢能融合发展。

关键词：双碳目标；新燃气；多种能源；融合发展

1 引 言

燃气是我国城市终端用能的重要组成部分，改革开放以来燃气事业取得了长足的发展。我国提出碳达峰碳中和目标后，能源绿色低碳转型步伐加快，城市燃气行业如何把握新的机遇、直面新的挑战，始终保持高质量发展至关重要。

在此背景下，本文分析了双碳背景下燃气行业面临的形势，研判了燃气未来发展应重点关注的问题，提出新形势下燃气行业推动与多种能源融合发展的重点方面。

2 双碳背景下燃气行业面临新形势

2.1电能替代加速推进，传统燃气在终端用能占比面临下降

随着可再生能源的高速发展，电能在终端用能的占比也将大幅提升。2022年3月，国家发展改革委等十部门联合颁布了《关于进一步推进电能替代的指导意见》，提出要持续提升工业、交通、建筑、农业农村等重点领域电气化水平，2025年电能占终端能源消费比重将由目前的约25%提高至30%左右，燃气行业发展将面临与电能替代的竞争与协同。一方面，电能替代将对燃气增量市场的规模和速度产生影响，特别是在新增城镇人口、城乡结合部、农村等地将面临与电的竞争；另一方面，随着双碳战略的深入实施，存量市场也可能面临电能改造和规模收缩。

2.2能源品种互动性加强燃气行业发展模式需要革新

随着能源消费革命的深化，能源品种互动性将加强，以终端用户用能需求为引导，传统的各个能源品种单独规划、单独设计、单独运行的模式将逐步向多品种能源一体化解决方案的模式发展。特别是随着风电光伏在能源消费中占比的逐渐提升，其固有的不稳定、不连续、难预测特性以及集中与分散开发利用并举的发展模式将导致多种能源互补融合发展、消费侧与供给侧互动融合发展成为必然。在此发展背景下，燃气行业也需积极适应能源发展大势，不断创新商业模式，加快促进产业转型升级。

2.3新燃气持续涌现燃气内涵不断丰富

回顾燃气发展历史可以发现，燃气的定义不是一成不变的，从人工煤气、液化石油气到天然气，燃气随着时代的发展和能源结构的调整，其内涵和外延始终在不断的与时俱进。进入新的历史阶段，燃气的概念继续向低碳和无碳气体延伸。2021年国际燃气联盟（IGU）发布立场文件，旗帜鲜明地提出可再生气、氢气、脱碳和低碳等气体能源均属于燃气的范畴。结合我国脱碳和低碳气体能源发展实际，目前关注度较高的新燃气主要包括沼气、生物天然气、氢气等。在双碳背景下，燃气行业应关注新燃气的培育和发展，为燃气行业进一步转型升级打下基础。

3 双碳背景下燃气行业适应性分析

3.1 客观认识天然气发展优势

双碳背景下，作为含碳能源，传统燃气特别是作为燃气主角的天然气在未来城市能源中能否继续发挥作用，这是燃气行业必须优先解决的问题。本文认为天然气主要有两方面优势。一是天然气利用能同时显著减少大气污染物和二氧化碳的排放，在环境治理和碳减排方面具有显著的协同效应。据统计，燃气电厂较燃煤电厂的氮氧化物排放量减少26%，二氧化硫减少95%，烟尘减少64.3%。在同等发电量的情况下，燃煤电厂的二氧化碳排放量是气电的2倍。在碳排放方面，燃煤锅炉比天然气高出56%～68%。从国外经验看天然气是发达国家减碳的重要支撑。美国在2007年实现碳达峰后，现已进入二氧化碳的快速减排阶段。这其中最大的减碳来源即是天然气，减排贡献为40%。二是天然气集高效能、高灵活性和易储存于一体，在新型电力系统构建中可发挥灵活性电源作用。在单台机组装机容量相同的情况下，天然气通常是发电效率最高的机组。同时，天然气发电机组启停简单迅速、爬坡速率快，能够适应电网小时、天、月、季节等不同时间尺度的调峰需求，调峰需求适应面宽。此外，随着掺氢燃气机组、燃氢发电机组、CCUS等技术的推广，燃气发电的外延也在扩展，大气污染物和二氧化碳排放有望进一步减少。

3.2 合理处理燃气近中期规模增长与远期减碳之间关系

2021年12月中央经济工作会议提出传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，这是燃气行业发展的定心丸。一方面，从经济社会发展、城镇化建设推进看，未来10年～15年，天然气快速发展、规模扩展的态势不会改变，保持燃气基础设施适度超前建设，确保燃气安全稳定供应仍将是行业发展不变的旋律。另一方面，在实现碳达峰进入碳中和阶段后，传统燃气如何满足减碳需求也是我们必须面对的事实。这就要求燃气行业必须统筹处理好发展和减排、近中期与远期之间关系，应合理把控行业发展节奏，确保行业平稳发展，特别是要避免燃气基础设施过度投资而造成企业的大面积亏损。

从欧洲燃气输配企业看，主要做了两方面工作，一是组织评估了天然气及天然气基础设施对整个欧洲2050年能源系统实现净零排放的作用，二是提前谋划基础设施的转型发展，积极开拓管道输氢、天然气掺氢、生物天然气等领域业务。

3.3  准确把握燃气行业发展大势

新的发展阶段，围绕碳达峰、碳中和发展战略，燃气行业在“保安全”的同时应下大力气推进燃气行业绿色低碳转型的创新发展。一是创新驱动，大力推动燃气与多种能源融合发展。发挥天然气的调峰优势，结合新能源不同的发展模式，深入挖掘天然气与不同能源的融合场景，大力推进试点示范项目的建设和落地。二是主动革新，拓展多元化业务体系，从单纯燃气供应向综合能源供应转型。重点应以天然气分布式能源业务为切入点，以用户需求为导向，加快对电、热、冷等能源产品和服务的开发，探索立足主业向综合能源业务延伸，实现行业从单一的天然气销售商业模式，向产品综合化、经营市场化方向转型。三是大力培育新燃气发展，构建多样化的燃气供应体系。新燃气普遍具有低碳/无碳优势，且布局灵活、运营高效，不仅有利于形成燃气战略版图中的点状布局，更重要的是能增加燃气产业适应双碳战略的能力。

4 燃气与多种能源融合发展应用场景分析

4.1  天然气与新能源融合发展

天然气作为清洁低碳高效能源，与新能源融合发展已成为构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重要内容。在能源生产侧，天然气发电有助于新能源高水平消纳，实现新能源大规模发展；在能源消费侧，天然气耦合新能源构成的多能互补系统满足园区、楼宇、数据中心等多种应用场景用能需求。综合分析，天然气与新能源融合发展主要有3种应用模式。

一是以配合“三北”地区风电光伏基地建设为目标的基地型融合发展外送模式。青海省是典型案例。目前青海太阳能、风电等新能源装机占比超过60%。青海省政府提出重点打造海南、海西2个千万千瓦级可再生能源基地，同时配套建设特高压直流外送通道，将青海省丰富的清洁能源输送至东部地区。但是目前青海省新能源接入中存在系统调节能力不足、弃光现象严重、季节性缺电现象等问题。青海省已明确天然气发电将是保障可再生能源基地的安全稳定运行的重要抓手之一，已发布的《青海省“十四五”能源发展规划》将气电列入电力调峰资源重点工程，提出“十四五”期间青海将建成300万kW的燃气调峰电站。

二是以配合沿海地区海上风电发展为目标的海洋型融合发展消费模式。我国沿海地区海上风电资源丰富，发展潜力巨大。以产业基础较好、资源优势明显的江苏省为例。江苏省提出打造“海上三峡基地”，计划到2025年底，将建成海上风电1500万kW。海上风电同样具有波动性、随机性的特性。从电力消纳的角度，系统潮流呈现多样性，调峰难度大；同时负荷呈现冬低、夏高的季节性特点，夏季典型日比冬季典型日峰谷差低，即在冬季海上风电的消纳问题较夏季更为复杂。为满足海上风电运行中的调峰需求，需要因地制宜地配套设计相当容量的调峰电源。综合考虑自然资源分布和调峰电源的特点，启动迅速、运行灵活、出力调节速度快、调节范围大和环保低碳的天然气发电机组成为适宜的选择。同时，天然气不仅能促进海上风电调峰消纳，还能参与构建海上多产业协同发展体系，推动与风、光、储能协调发展。

三是以工业园区多能互补、综合供能为目标的园区型融合发展服务模式。这种模式是以园区为单位，以天然气分布式能源站为核心，汇集分布式光伏、分散式风电、余热回收、地源热泵、空气源热泵、污水源热泵、智能微网、储能等清洁供能技术，提供电、热、冷、气等能源产品。一方面，依托能源互联网、大数据、云服务平台等信息化技术开展区域能源智慧化管理，能实现各种能源品类的互补协同和“源-网-荷-储”的有机互动。另一方面，能有机串联起清洁供能、节能改造、能效服务等综合智慧能源服务产业，实现天然气与多种能源、多种产业的互利共赢发展。

4.2  天然气与氢能融合发展

作为备受关注的新燃气，氢能被燃气行业寄予厚望。双碳目标下，深化天然气与氢能的融合发展，探索脱碳应用场景，不断提升产业链价值至关重要。从国内外发展经验来看，氢能与天然气融合发展的应用场景主要集中在天然气掺氢、氢储能、氢能分布式能源3个方面。

一是天然气掺氢。从能源储运的角度，发展天然气掺氢不仅能够实现可再生能源的电力长期储存和远距离运输，也可以实现氢能的大规模储存及高效低成本地输送，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置。从能源生产供应的角度，天然气掺氢能够缓解天然气供应压力，也有助于实现工业、建筑等领域的深度脱碳。

二是氢储能。此技术是将氢能作为一种媒介，实现“可再生能源发电-水电解制氢-氢燃料电池发电”的能量转换过程，从而有效解决可再生能源的波动性和间歇性，起到电网调峰的作用。氢储能技术路线具备规模大、周期长、可跨季节储能等突出优势，可探索开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，建立“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，逐步将氢储能纳入抽水蓄能、电化学储能等多种技术相互融合的储能体系。

三是氢能分布式能源。该系统具备模块化性能强、场景适应性能好、可扩展性能好，排放低、噪音小等优势，可应用于家庭分布式热电联供系统和中小型分布式电站领域。日本家用燃料电池Ene-Farm项目是世界上总规模最大的微型燃料电池分布式电站示范项目，系统综合效率超过95%。

5 燃气与多种能源融合发展相关建议

5.1坚定行业发展信心

近年来天然气的资源保障能力始终是社会各界关注的焦点之一。特别是2017年冬季“气荒”，加剧了各界对燃气供应能力的质疑，进而蔓延至对能源安全的担忧。行业信心摇摆，在一定程度上阻滞了天然气发展目标的实现。在燃气利用领域影响更为突出，具体发展方向有些含糊不清，存在不够协调、不够统一的问题。

在新的发展要求下，未来10年～15年燃气行业仍将处于重要战略机遇期，应坚定天然气主体能源之一定位，充分发挥其在现代能源体系中的关键支撑作用。全行业应按照既定目标细化部署天然气产业发展，努力打造具有成本和规模竞争优势的天然气板块；打造天然气供应保障体系；按照产业链各环节风险和收益关系理顺产业链各环节价格；多措并举提高产业竞争力。努力构建现代能源体系下天然气与多种能源融合发展新格局。

5.2加强市场机制建设

燃气和新能源融合发展中存在成本疏导机制不顺畅、辅助服务补偿不完善、行业壁垒未打破等问题。应健全市场化的能源价格体系和用能权交易制度，通过市场化发展，提供燃气行业的竞争力。一方面，电力行业应加快培育发展配售电环节独立市场主体，完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制。完善价格市场化形成机制，制定反映气电低碳环保价值的定价模式，通过电力市场和碳交易市场耦合作用，理顺输配电价结构，全面放开竞争性环节电价。另一方面，燃气行业应加快构建价格交易中心，推动天然气价格市场化改革。通过建设完善的电力市场、油气市场、碳市场、绿证市场等，促进商品要素资源在更大范围内畅通流动，高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一的能源大市场将成为燃气和新能源融合发展的坚实基础。

5.3 构建产业发展新生态

燃气行业传统运营模式存在业务单一，企业生产、销售、管理、服务效率低，跨区经营受限，新客户增幅逐年降低等诸多问题。单一的商业模式已不能满足双碳目标下能源产业生产、运行、传输、消费模式多元化、数字化、跨界协同的发展潮流，技术和业务创新乏力。

建议创新商业模式，加快构建能源服务的新生态。一是挖掘用户新需求。在业务领域由燃气供应拓展到综合能源服务的过程中，深挖用户用能的新需求。二是促进跨界合作。开展对外合作聚合能源供应、能源服务、设备制造等上下游产业链。三是打造新型能源交易机制，打造数字化交易平台，由传统的单一供能模式转为电、气、冷、热等的多元化能源供应和多样化增值服务模式。

5.4 推进技术协同创新

技术进步是发展的驱动力，目前制约行业发展的技术问题主要有以下方面。一是能源技术装备先进性不足导致项目运行成本高，投资收益差，阻碍产业规模化发展；二是关键能源技术未能实现突破导致能源系统效率、可靠性等不足，阻碍产业升级；三是各类技术的交叉融合有待提升，亟需数字化提高行业整体效率。

建议建立技术协同创新发展机制。聚焦核心技术研发，优化产学研结合机制；组织试点示范项目实施，及时分享发展经验；完善标准规范制定，提升标准治理效能与技术迭代创新的协同水平。

5.5 加大国际合作力度

天然气作为全球能源绿色低碳转型的重要能源品类，我国应加强国际合作，共同促进世界燃气行业在政治、技术和经济方面的进步，提高气体能源在全球能源市场中的竞争力。特别是应加大在天然气领域国际治理的参与力度，利用好IGU（国际燃气联盟）和IEA（国际能源署）等国际平台，做好我国担任IGU主席国（2022-2025）的相关工作，加强国际交流，推动全球天然气市场平稳发展。此外，还应通过学术交流、行业机构、会议研讨等途径共同支持燃气领域新技术和新技能的开发。

王炜玮 孙 慧 杨 雷    

北京大学能源研究院