本文原载《国际石油经济》期刊（2024-1），原题为《对天然气在新型能源体系中地位和作用的认识》，仅代表作者观点，供诸读者参考。
2021年以来，中国碳达峰碳中和“1+N”政策体系陆续出台，能源供需清洁低碳转型步入快车道。2022年乌克兰危机爆发，全球地缘政治和能源供需格局发生深刻变化，能源安全上升为各国能源战略的核心。2022年12月，中国共产党二十大报告提出积极稳妥推进碳达峰和碳中和，加快规划建设新型能源体系，确保粮食、能源资源等供应链安全。天然气是清洁低碳、灵活高效的优质化石能源，在改善大气环境、提升民生用能水平、优化能源结构方面发挥了重要历史作用。面对复杂多变的地缘政治环境和气侯变化带来的极端天气频发，中国能源利用加快向绿色低碳转型，未来天然气在中国新型能源体系构建中将处于怎样的地位、发挥怎样的作用尚未形成共识。
本文站在全球视角，调研世界能源体系发展趋势，在此基础上展望中国新型能源体系内涵和发展路径，剖析天然气在发电、工业燃料、民生、交通、化工各个细分利用领域的发展定位和作用，以期为中国能源及天然气中长期发展战略制定提供参考。
01全球能源体系向清洁低碳发展方向加速演进
1.1地缘政治博弈引发全球能源经济秩序大动荡，化石能源供应格局发生大调整
2022年2月爆发的乌克兰危机首先引发欧洲能源危机，进而蔓延至全球，煤、原油、天然气等能源价格全面暴涨，欧洲各国通货膨胀高企，工商业遭受严重打击。冲突引发全球油、气、煤贸易格局发生重大调整。
欧洲与俄罗斯在油气领域长期相互依赖的关系被打破，欧洲的油气供应“俄退美进”，同时欧洲吸引更多的非洲、中东、里海地区资源。2022年，欧洲进口液化天然气（LNG）规模创纪录达到1.266亿吨，大幅增加了66%，其中44%的进口来自美国；美国出口的LNG中有69%流向了欧洲市场，一改往年东北亚为主要目的地的贸易流向；俄罗斯管道气西向出口受阻，被迫加快“东移南下”，中国成为其首要目标；中东丰富的油气资源成为欧、亚国家竞争的焦点，主要资源国卡塔尔“东张西望”追求利益最大化。煤炭方面，欧洲多国重启煤电，短期用煤需求大幅增加，俄煤禁运引发全球煤炭贸易体系重塑，澳大利亚和印度煤炭资源从亚太流向欧洲，但从长期能源发展趋势看，各国加速低碳转型与能源自给步伐，冲突对全球煤炭贸易格局影响不大。
1.2安全成为各国能源战略的核心，能源转型更加迫切，但也更加理性
一方面，乌克兰危机引发全球性能源短缺，价格暴涨，对社会经济带来严重破坏，凸显化石能源供应安全的脆弱性。风电、光伏、氢能设施建在本土，基本不需要从外部进口，得到各国更加重视，以更快的速度发展。根据国际可再生能源署（IRENA）统计，2022年全球新增电力装机量中，可再生能源占比高达83%，以创纪录的水平增长。另一方面，近几年高温干旱、低温寒潮等极端天气频发，充分暴露了可再生能源供应的不稳定和不平衡问题，各国在坚定能源转型的同时，充分认识到适度保留化石能源的重要性，注重可再生能源与化石能源、核能及需求侧管理的多方面协同。
以欧盟为例，乌克兰危机下通过重启煤电和核电、多渠道增加非俄罗斯天然气供应、终端电能替代、风光发电替代气电等多能协同及节能措施，平稳度过了2022—2023年采暖季。作为长期战略，2022年6月欧盟快速通过了“重新赋能欧洲：欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动”（REPowerEU）的计划，并修订通过第Ⅲ版《可再生能源指令》，坚定不移地推进“净零”碳排放目标，加快发展可再生能源和氢能。近些年欧盟应对气候变化政策（见图1）。日本和韩国类似，2023年2月日本通过“以实现绿色转型为目标的基本方针”，松绑核电，最大限度利用可再生能源；韩国2023年2月通过“第十次电力供需基本计划”，在战略上恢复核电站建设并延长运营期限，加快发展可再生能源，以减少对进口化石能源的依赖。
1.3低碳与安全双重发展目标下，全球能源加速向新能源演进
当前全球能源利用仍然以石油、天然气和煤炭为主。根据英国能源协会《世界能源统计年鉴2023》（EnergyInstituteStatisticalReviewofWorldEnergy2023）数据，2022年三大传统化石能源在一次消费中的占比高达81.8%，其中煤炭占26.7%、石油占31.6%、天然气占23.5%，化石能源消费带来了369亿吨二氧化碳排放；电力生产也主要依赖化石能源，核能、太阳能、风能、水电等非化石能源发电量占比仅为39.4%。全球已有150个国家作出净零碳排放或碳中和目标承诺，以风能、太阳能为核心的非化石能源进入快速发展期，新型储能、氢能发展有望带动能源系统形态根本性变革，全球能源发展呈现“化石能源下降、可再生能源快速扩张、电气化水平提升、低碳和氢能使用增加”四大趋势。根据国际能源署（IEA）《世界能源展望2023》，在各国“宣誓情景”下，2030年油、气、煤在能源供应结构中的占比从2022年的79.4%下降至69.6%，2050年降至37.1%；风能和太阳能等可再生能源供应占比2050年达到52.5%（见图2），加上核能、传统生物质能，非化石能源占比达到62.9%，成为主导能源。
02天然气在全球能源体系中的地位和作用
2.1天然气是历年消费增长最快的化石能源，新冠病毒疫情及地缘政治冲突影响下2022年全球天然气消费阶段性下降
全球天然气消费整体呈现快速增加态势，2010—2019年消费规模从3.16万亿立方米增至3.9万亿立方米，年均增速为2.28%，同期石油和煤炭消费的增速为1.22%、0.42%。2020年受新冠病毒疫情影响，全球能源消费整体比上年下降4.3%，天然气消费比上年下降1.6%，在一次能源消费结构中的占比增加了0.5个百分点，达到24.7%。2021年疫情缓和、经济复苏，叠加北半球罕见低温、可再生能源发电不足、南美干旱等极端天气影响，天然气消费规模从上年的3.86万亿立方米快速回升至4.07万亿立方米，增速高达5.4%。
2022年，乌克兰危机爆发，油气价格飙升，受此影响全球天然气消费降至3.94万亿立方米，比上年减少3.1%。其中，欧洲市场加速与俄罗斯管道气脱钩，消费量大幅减少了740亿立方米，降幅高达12.7%；亚太市场天然气供应多来自进口，对价格非常敏感，各国纷纷加大煤炭和核电的使用，天然气需求减少了2.3%，其中中国消费规模由2021年的3690亿立方米降至2022年的3646亿立方米，20年来首次出现负增长；北美地区得益于充足而廉价的资源优势，成为全球天然气消费唯一增长区域，实现了4.7%的高增速。
2.2全球能源低碳转型中天然气需求先增后降，增长动力主要来自发电和工业领域
根据《bp世界能源展望2023》预测，在新动能情景下，全球天然气需求呈现长期增长趋势，2030年达到4.20万亿立方米，2050年增至4.62万亿立方米；在加速转型情景下，全球天然气需求先增后降，2030年回到2021年4.07万亿立方米的水平，2050年降至2.42万亿立方米，在中国、印度等新兴市场经济发展及工业化、城镇化带动下，天然气需求持续增加，但部分需求被欧洲、日本等发达经济体由于低碳转型减少的需求抵消。从利用方向上看，2030年之后，发达经济体工业和建筑用气需求大幅减少，新动能情景下发电成为增长的主要动力，2050年相对2030年大幅增加3050亿立方米，占总增量的74%（见图3）。在资源潜力方面，据美国《油气杂志》2023年《全球油气储量报告》，2022年各国剩余探明天然气可采储量为211万亿立方米，储采比接近50，可为持续大规模天然气利用提供充足的资源基础。
2.3伴随可再生能源发电成为主体，气电将升至第二大装机地位，在电力系统中的调峰和应急支撑作用更加凸显
2022年，全球各类电源总装机8643吉瓦（GW），其中可再生能源装机占比42%，已成为第一大电源；煤电装机列第二位，占比26%；气电装机1875吉瓦，占比22%；核电装机占比维持在5%。2022年各类机组总发电量为29033太瓦时（TWh），平均年发电小时数为3359小时；其中可再生能源发电占29.6%，比装机份额低12.6个百分点，年均发电小时数为2370小时；天然气发电6500太瓦时，占22.4%，与装机份额相当，年均发电小时数为3466小时，与各类机组平均发电小时数相当；煤炭发电占35.9%，平均发电小时数为4663小时，是平均值的1.39倍。
在气侯变化加速及新的地缘政治格局下，各国强化能源安全战略，加速发展可再生能源，提升终端用能电气化水平，气电将以其清洁灵活的特性超过煤电成为第二大装机电源。国际能源署在《世界能源展望2023》“国家政策、宣誓、净零”三种情景下都调高了对电力装机和发电量的预测，2050年全球电力装机将达到25965～36959吉瓦（见表1），是2021年的3.0～4.3倍；发电量增至53985～76838太瓦时（见表2），是2021年的1.9倍～2.6倍。在国家政策情景下，2050年气电装机及发电量分别为2259吉瓦和6150太瓦时，是2021年1.2倍和95%，发电小时数下降到2720小时；宣誓情景下发电小时数降至1089小时。气电在电力系统中更多起到调峰和应急支撑电源作用。
03中国新型能源体系发展路径构建
3.1党的二十大为中国能源发展擘画了蓝图和行动纲领
碳达峰碳中和（“双碳”）战略和“百年未有大变局”下，中国需要加快构建本质安全的能源系统。党的十八大以来，以习近平同志为核心的党中央统筹国内与国际两个大局、统筹发展与安全，提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为中国新时代能源发展指明了方向。党的二十大报告指出，要“深入推进能源革命”“加快规划建设新型能源体系”，为新时代能源发展擘画了新的蓝图和行动纲领。准确理解新型能源体系的内涵，找准建设新型能源体系的路径，对于积极稳妥推进碳达峰碳中和、深入推动经济高质量发展具有重大现实意义。
本文认为，新型能源体系是以保障能源安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展用能需求为首要目标，以非化石能源为供给主体，以清洁低碳利用的化石能源为必要支撑，以新型电力系统为重要依托，以科技创新为主要驱动力，以体制机制创新为重要保障，供需交互、产消协同，多能融合，不断提高终端用能低碳化、电气化水平。新型能源体系构建重视绿色低碳，更加强调安全及各能源品种协调发展，具有“能源供应多元化清洁化，能源消费电气化低碳化，能源调配一体化智慧化，能源生产分散化去中心化，能源配置高效化市场化”5个方面的鲜明特征。
能源是国民经济发展的重要物质基础和动力源泉，适度的能源消费增长是保障中国经济稳定增长的重要条件，超越经济发展阶段过早实现能源消费达峰可能会对经济发展形成负面抑制效应。2011—2020年的10年间，中国能源消费增加了38.17%，同期国内生产总值（GDP）增加了84.36%，能源消费弹性系数平均为0.52。近3年，受新冠病毒疫情、能源政策调整等因素影响，能源消费强度明显抬头，2020年弹性系数高达1.0，为2006年以来的最高值。2021年中国能源消费总量增至52.59亿吨标准煤，比上年增加2.56亿吨，增速为5.5%，能源消费弹性系数回调至0.65。2022年能源消费总量达到54.1亿吨标准煤，增速为2.87%，能源消费弹性系数高达0.96。根据国家统计局初步测算，2023年全社会能源消费总量比上年增长5.7%，能源消费弹性系数攀升至1.096。
基于“十四五”时期（2021—2025年）前半程能源消费实际增长情况，考虑国家经济社会发展对能源需求的刚性增长，特别是能源政策从“能耗双控”向“碳排放双控”科学转变，新增可再生能源消费、原料用能不纳入考核指标，未来几年中国能源消费弹性系数仍将保持高位，2025年中国能源消费规模将超过60亿吨标煤，2030年可能超过65亿吨标煤。展望远期，一方面经济发展和城镇居民生活水平提升带动能源需求总量继续增加，另一方面技术进步、工业用能再电气化及智能化管控带来能效提升，叠加产业结构升级、经济增长趋缓、人口趋少等因素对能源消费增长形成抑制，预计2040年前后中国一次能源消费将达到峰值，然后进入缓慢下降期。
3.3中国新型能源体系建设“三步走”发展路径
基于新时代社会主义现代化建设“两步走”战略安排和“双碳”愿景，本文提出中国新型能源体系建设“三步走”发展路径（见图4）。第一步，加快构建期（当前—2035年），煤炭和石油消费逐步达峰，天然气和一次能源消费总量稳步增加，非化石能源消费占比达到1/3，呈现“煤炭、油气、非化石”三分天下格局；第二步，总体形成期（2035—2050年），煤炭和石油消费快速下降，天然气及一次能源消费总量在2040年左右达峰后稳中有降，电力消费在2045年前后达峰，非化石能源消费占比接近60%；第三步，成熟完善期（2050—2060年），化石能源消费快速下降，非化石能源消费比重达到80%，能源结构深度低碳化，能源供应多元化、协同化，通过能源流、数据流、信息流深入融合，形成电网、油气网、热网和信息网协同发展的能源互联网。
04天然气在中国新型能源体系中的地位和作用
在能源安全、“双碳”目标等新的时代背景下中国天然气发展进入了新阶段，未来发展的逻辑一是天然气与风、光等低碳无碳能源融合互补，确保中国能源电力安全平稳供应；二是保障和提升民生用能需求，将发展成果更好惠及民生；三是天然气自身的清洁低碳高效利用，促进行业自身及下游利用领域可持续发展。在此逻辑下，工业领域“补煤替煤”、发电领域“融合新能源”将是中国天然气未来发展的两大战略方向，城市燃气和交通用气也将稳定增加，2035—2040年中国天然气消费将达到峰值，峰值年消费量在6500亿立方米左右。
4.1新型电力系统领域：天然气将发挥灵活性调节和应急支撑作用，促进可再生能源发展
4.1.1可再生能源装机占比快速增加，使得电力系统面临调节难度大的难题
随着可再生能源装机占比快速增加，风力发电、太阳能发电等出力的随机性和波动性使得电力系统面临季节性调节需求增大、长周期调节难度加大等难题。近3年全国各类电源发电量曲线及青海省典型风、光出力曲线可充分说明这一问题。图5是2020年以来的中国各类电源月度发电量曲线，图6是风、光发电与各类电源总发电量对比曲线，由于电能难以大规模存储，现阶段发电量曲线基本可视为用电负荷曲线。可以看出，风、光出力与用电需求呈现出明显的背离趋势，火电作为灵活性调节电源出力始终跟踪净负荷的变化，调节作用更加突出。图7为青海省风、光装机逐月发电量曲线，可以看出风电出力一般4月份最高，12份最低，峰谷比达2.5；光伏出力3月最高，6月最低，峰谷比超过1.5。图8为青海省风电和光伏发电高峰月平均日出力曲线，显然光伏发电白天与晚上出力存在极大差别，午间达到极值，夜间降为零；风力发电日内也存在明显波动，傍晚高，午间低，两时段相差约1.6倍。为充分消纳利用新能源及平稳外送，必然需要配套建设更多的灵活性电源。
4.1.2解决中国电力系统的稳定性和灵活性问题，气电将发挥重要的调节和支撑作用
碳中和约束下，2060年非化石能源在一次能源消费结构中的占比将达到80%，非化石能源发电占比达到90%左右，电能占终端用能比重增至70%左右，届时能源系统的安全问题基本全部转化为电力系统的安全。国家能源局2023年6月发布《新型电力系统发展蓝皮书》，将新型电力系统建设划分为三个阶段。本文认为每个阶段都有其突出矛盾。
2）总体形成期（2030—2045年），新能源成为电源主体，非化石能源发电逐步替代化石能源发电，10小时左右长时新型储能技术攻关取得突破，此阶段面临的突出问题是氢能的高效经济储运设施建设尚不能满足电力系统灵活调节要求，大比例新能源接入下电力系统长周期调节、极端气象条件下的安全运行问题持续存在。
3）巩固完善期（2045—2060年），新能源逐步成为电量主体，绿氢、绿氨的制-储-运-用全产业链趋于成熟，电能与绿氢、绿氨、绿甲醇等二次能源深度融合利用，此阶段主要问题是受碳中和约束，煤电大量退出，电力系统长周期平衡、极端情景下应急支撑都需要更加低碳的化石能源+碳捕集利用与封存（CCUS）协同解决。
解决中国电力系统的稳定性、灵活性和经济性问题，在不同发展阶段需要通过煤电、气电、水电、储能和需求侧响应等多举措共同解决。2016年以来以来，中国气电装机规模平均每年增加700万千瓦，截至2023年10月，气电装机规模约为1.22亿千瓦，在中国电源结构中占比为4.5%，广东、江苏、浙江、上海、北京5省市装机占比达76.7%。
活性调节作用。当前气电发展的主要制约因素是用气成本高昂、电价难以疏导、天然气资源保供存在不确定性。本文研究结论认为，基于不同煤价、不同发电小时数，考虑CCUS成本后，气电与煤电作为调峰电源平准化度电成本有趋同之势（见图9）。
4.1.3气电在中国能源结构中的定位和作用
基于新型电力系统发展各个阶段的突出问题，结合天然气资源供应能力，本文提出气电在中国能源结构中的定位和作用如下。
1）加速转型期（2030年前），气电在东部负荷中心充当调峰电源和热电联供基础电源，天然气与电力冬夏峰谷互济、南北峰谷互济；在西部地区与风、光、水多能互补，促进大规模新能源开发；2030年气电装机规模在2.2亿千瓦左右，发电用气约1250亿立方米。
2）总体形成期（2030—2045年），气电作为重要灵活性电源，与煤电共同支撑以新能源装机为主体的新型电力系统，2045年气电装机规模达到峰值3.8亿千瓦，发电用气超过2000亿立方米。
3）巩固完善期（2045—2060年），“气电+CCUS”与生物质气、绿氢、绿氨等“零碳气体”融合，补位煤电承担长周期调峰和应急保障作用，发电年用气保持在2000亿立方米左右。
4.2工业燃料领域：天然气将发挥“补煤替煤”作用，促进工业用能减污降碳协同增效
4.2.1全球工业用能结构中天然气保持较高占比
根据国际能源署《世界能源展望2022》，2021年全球终端能源消费总量为150亿吨标煤，其中工业用能57.1亿吨标煤，占比约38%；在工业用能结构中，煤炭占比28.7%，天然气占比18.6%，电力占比22.1%（见表3）。随着新兴市场国家工业化、城镇化发展，未来工业用能需求仍将稳定增加。在既定政策情景下，2050年工业用能增加到71.4亿吨标煤，相比2021年增加25%；其中电力消费占比缓慢增加，2050达到25.3%，天然气占比保持在18%～19%，
天然气消费量从2021年的7960亿立方米增加到10020亿立方米，增幅约26%。在宣誓情景下，电气化加速叠加效率提升，2050年工业用能仅略有增加，电力消费占比提升至37.9%，天然气占比从18.6%降至14.4%，消费量减少到5650亿立方米，但2030年前仍然保持增长态势。
4.2.2目前中国工业用能结构高碳化特点突出
4.2.3中国工业用能电气化加速，但高温加热场景下传统用能方式替代需要较长过程
4.2.4天然气在工业用能中的定位和作用
综合考虑中国天然气安全供应、天然气作为工业燃料的经济承受能力、工业用能电气化技术发展趋势，本文提出天然气在工业用能中的定位和作用如下。2023年12月，国务院印发《空气质量持续改善行动计划》，强调坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目上马，严禁新增钢铁产能，2025年京津冀及周边地区、长三角地区煤炭消费量较2020年分别下降10%和5%左右。在严格控制煤炭消费增长政策下，煤炭消费在2028年前后达峰后逐步减少，相应的天然气持续发挥“补煤替煤”作用，助力工业用能减污降碳协同增效。2035年工业领域天然气需求达到峰值2300亿立方米以上，相比2020年增加近900亿立方米，占天然气消费峰值总增量的30%；陶瓷及玻璃等非金属矿物制品业、金属制品业、食品加工业、食品制造业、医药制造业、造纸业等耗能高或煤炭利用占比高且价格承受力较高的行业是天然气利用的重点增量领域。2040年后，随着工业电气化水平提高以及绿氢、绿氨制储运用技术发展，工业用气需求趋于下降，天然气主要用于可再生能源电力难以替代的高温场景，服务于石油、化工、金属冶炼、玻璃、陶瓷、冶金、耐火材料加工等行业。
4.3城市燃气领域：天然气将长期发挥基础能源作用，助力增进民生福祉
4.3.1保障民生用气是天然气行业发展的第一使命
4.3.2经济发展与管网普及带动城镇燃气近中期需求稳定增加，远期将逐步下降
4.4交通领域：天然气将发挥过渡性能源作用，助力陆上重卡和远洋船舶运输减污降碳
4.4.1天然气重卡经济和环保性能突出，带动LNG需求持续增长
4.4.2内河LNG动力船舶受经济性制约，发展前景不乐观
4.4.3远洋LNG动力船舶在国际碳减排压力下，有望实现新突破
根据挪威船级社统计，2023年7月全球在役LNG动力船舶有420艘（不含LNG运输船），新船建造订单523艘，占所有替代燃料订单总数的48.9%，气化船型主要为集装箱船、油轮和汽车运输船。远洋LNG动力船舶发展的动力主要来自温室气体减排约束，2023年7月国际海事组织海洋环境保护委员会第80届会议通过《2023年船舶温室气体减排战略》，明确国际航运在2050年前后达到温室气体净零排放，并约定2030和2040年两个指示性校验时点，即2030年排放总量相比2008年减少20%～30%，2040年减少70%～80%。欧盟的减排要求更加激进，2030年须减少29%，2040年减少83%，航运业纳入欧盟碳排放权交易体系已经完成立法程序，2024年开始生效，所有进出欧盟的船舶都须遵守该规定。
中国企业拥有全球最大规模的远洋运输船队，毫无疑问将面临来自欧盟和国际海事组织双重减排压力。国际海事组织研究认为，现阶段采取的能效指数、碳排放强度指数等措施可以满足2030年减排目标，要达到2040年减排目标必须加快低碳、无碳燃料技术和燃料的使用。当前可预见的替代燃料包括LNG、生物液体燃料、绿甲醇、绿氨、绿氢等，鉴于生物燃料的原料供应能力有限，绿甲醇、绿氨、绿氢等零碳燃料生产成本高，且储运、燃烧技术不成熟，采用技术条件成熟的LNG动力船舶路线，支付一定碳税、使用碳中和LNG或使用常规LNG掺混生物质是未来10～20年较为现实的选择。中国海上LNG加注业务刚刚起步，上海洋山港、深圳盐田港、宁波舟山港走在前列，各有１艘LNG加注船投入使用。基于国际船舶在中国港口保税船燃料的加注情况，粗略预测2035年远洋运输LNG加注需求潜力为80亿～120亿立方米。还应认识到，LNG动力船舶造价高，燃料价格不稳定，且存在甲烷逃逸、减排不彻底等弊端，未来发展规模存在较大不确定性，远期净零碳排放约束下趋于减少。
4.5化工领域：天然气将起到补充原料气作用，主要保障农业化肥生产
天然气作为化工原料，利用方向包括合成氨、甲醇、氢气、乙炔、碳黑、二硫化碳等，其中合成氨、甲醇是两大主要用气领域，全球约80%的合成氨、70%的甲醇以天然气为原料进行生产。中国天然气化工经过数十年发展，在合成氨、甲醇、炭黑和硫磺等传统领域技术成熟度高，由于天然气资源禀赋差、生产成本高，仅在新疆、四川、内蒙古、青海、海南5个省区的油气田周边形成了一定规模。2022年底，中国以天然气为原料的合成氨装置产能约为1300万吨，产量1184万吨，产能利用率高达91%，产能和产量全国占比均为21%；同期，全国以天然气为原料的甲醇产能为949万吨，占全国甲醇总产能的9.5%，产量为505万吨，产能整体利用率仅为53.2%，采暖季甲醇装置整体处于停工状态，主要配合天然气削峰填谷。