碳中和背景下中國“十四五”天然氣行業發展

周淑慧 王 軍 梁 嚴

中國石油規劃總院

0 引言

2020 年9 月22 日，習近平總書記在第75 屆聯合國大會上宣布中國將增加自主減排貢獻，力爭二氧化碳（CO2）排放2030 年前達到峰值，2060 年前實現碳中和。鑒于超過85%的CO2排放量來自能源活動，碳中和戰略將深刻改變我國能源的消費結構，必須加快向綠色低碳能源轉型的步伐。

天然氣是最為清潔的化石能源，碳達峰與碳中和戰略對其發展會帶來怎樣的影響？近中期及遠期還有多大的市場發展空間，中國是否與全球同步達到峰值，峰值水平是多少？達到峰值后又會呈現怎樣的走勢？這些問題直接關系到行業今后的發展前景，關系到企業上游勘探開發投入及基礎設施建設的積極性，非常有必要進行探討。基于上述問題的判斷，筆者重點展望了中國“十四五”天然氣產供儲銷體系建設部署，提出了政府相關主管部門、能源及油氣企業需要重點關注的問題及促進行業健康可持續發展的建議。

1 對我國2060 年碳中和目標的認識

碳中和、凈零排放、氣候中性作為舶來詞，社會各界對其內涵還不是很清楚，認識上有點混亂，有必要追根溯源。根據聯合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）2018 年10 月發布的特別報告《Global Warming of 1.5 ℃》[1]，碳中和的英文表達為Carbon Neutrality，指一個組織一年內的CO2排放量通過移除技術應用達到平衡，也稱CO2凈零排放（Net-Zero CO2Emission）。凈零排放的英文表達為Net-Zero Emission，指一個組織一年內所有溫室氣體排放量與移除量達到平衡，而溫室氣體除CO2之外，還有氧化亞氮、氟利昂、甲烷等，核算時均以CO2當量計算。氣候中性的英文表達為Climate-Neutrality，指一個組織的活動對氣候系統未產生凈影響，該定義考慮了區域或局部的地球物理效應，如航空業中非CO2排放輻射效應影響。三者的主要區別在于，“碳中和”目標只與CO2有關，“凈零排放”目標則包括所有溫室氣體，而“氣候中性”目標則考慮其他地球物理效應的影響。基于IPCC 對碳中和的定義，對中國2060年碳中和目標比較準確的理解應是爭取在2060 年前實現CO2中和，而不是所有溫室氣體的中和。

近幾年中國溫室氣體排放絕對量及構成鮮見公布，相關報告一般多提及單位GDP 排放量相對下降情況，如在《新時代的中國能源發展》白皮書中[2]，2019 年中國的碳排放強度比2005 年下降了48.1%。據2019 年6 月中國政府向《聯合國氣候變化框架公約》秘書處提交的《中華人民共和國氣候變化第二次兩年更新報告》[3]，2014 年中國溫室氣體排放總量為123.01×108t（不包括碳匯），相對2010 年增加了16.8%；其中CO2排放量約102.75×108t，占溫室氣體總排放量的83.5%（圖1）。據麥肯錫2020 年6月發布的《應對氣候變化：中國對策》[4]報告估算：2016年中國溫室氣體凈排放量為160×108t CO2當量，其中CO2占溫室氣體總排放量的62%，甲烷占30%，其他溫室氣體占8%。2020 年10 月清華大學等機構聯合發布的《中國低碳發展與轉型路徑研究》[5]報告估算：2020 年中國溫室氣體凈排放量為130.7×108t，其中CO2排放量為113.5×108t，占溫室氣體排放總量的86.8%。盡管不同機構在溫室氣體排放總量的估算上有著較大差距，但都可以看出“碳中和”與“凈零排放”二者之間在數據上存在著較大的差異，CO2之外的氧化亞氮（N2O）、甲烷（CH4）等溫室氣體排放占比約15%。

圖1 中國溫室氣體排放構成圖

截至2021 年1 月底，全球有30 個國家或地區通過正式渠道明確提出碳中和目標，這些國家或地區的溫室氣體排放量約占全球的2/3。歐洲、日韓等發達經濟體有的提出碳中和目標，有的提出溫室氣體凈零排放目標，時間基本都在2050 年前后。如2019年12 月歐盟發布的“綠色協議”提出整個歐盟到2050 年實現溫室氣體凈零排放，并于2020 年3 月將這一目標列入歐洲首部《氣候法》草案。世界資源研究所、能源基金會（美國）、麥肯錫、波士頓、清華大學等機構近期發布的關于中國碳中和的相關研究成果，大多倡議以實現全球溫升1.5 ℃目標作為各國行動方略，同時一致認為2060 年中國碳中和目標與全球實現溫升1.5 ℃的努力一致。中國作為《巴黎協定》締約方之一，在溫室氣體減排上的立場是“共同但有區別的責任”。中國經濟發展取得了舉世矚目的成就，年溫室氣體排放量全球第一，但人均排放居全球第49 位，僅為美國的1/2 左右。現階段中國整體上仍處于工業化進程中，產業結構失衡，區域工業化水平差異較大，去產能、調結構需尚需時日，特別是能源供需結構長期以煤為主，實現2060 碳中和目標面臨巨大壓力。基于現實國情，建議“十四五”及遠期碳減排相關工作部署以2060 年實現CO2凈零排放作為約束，而不是所有溫室氣體凈零排放，以便為未來經濟發展留出相對寬松的排放空間，5 ～10 年后再根據各方面的發展情況適時調整自主減排力度。

2 碳中和目標下天然氣發展前景

2.1 碳中和目標下全球天然氣發展空間

根據IPCC 國家溫室氣體清單指南，煤炭、石油、天然氣作為固定源時CO2排放系數分別為94 600 kg/TJ、77 400 kg/TJ、56 100 kg/TJ，產生相同熱值時，天然氣燃燒時的CO2排放量是煤炭的59%，如果進一步考慮鍋爐燃燒效率因素，天然氣相對煤炭減排量可達50%左右。因此，一方面近中期推進氣代煤對實現碳達峰目標有很大的促進作用，另一方面鑒于天然氣的含碳化石能源屬性，遠期碳中和目標下也將逐步被無碳的可再生能源或氫能、核能等新能源替代。國際上有很多機構開展全球能源發展研究，并且大多研究都是基于情景假設思路，如國際能源署的既定政策情景、可持續發展情景、凈零排放情景等，不同情景下未來能源消費規模、消費結構具有非常大的差別，不同機構的預測結果也千差萬別。為此，筆者在分析對比國內外部分研究機構研究成果的基礎上，對全球未來能源需求特別是天然氣發展空間給出基本判斷。

國際能源署2020 年10 月發布的最新研究成果報告《World Energy Outlook 2020》[6]認為，新冠肺炎疫情對全球能源造成的破壞超過了近年來任何其他事件，并且這些影響將持續數十年。全球化石燃料面臨極大挑戰，在既定政策情景下，煤炭需求量2030 年比2019 年減少7%，2040 年比2019 年減少12%，到2040 年煤炭在一次能源消費結構中的占比將降到20%以下，相比2019 年減少13%；石油發展前景則充滿了不確定性，未來十年石油需求增長時代將結束但不會明顯下降，可能會維持約10 年的平臺期；天然氣需求量則快速增加，2030 年達到4.6×1012m3，相對2019 年增長15%，增長主要來自中國、印度、中東及東南亞國家，歐洲需求則呈下降趨勢，2030—2040 年全球天然氣需求量將以年均1.2%的速度增加，2040 年可增加到5.2×1012m3，增長主要來自工業領域。不同的政策背景下各類能源需求有極大差異，可持續發展情景下，即接近巴黎協定2.0 ℃溫控目標，2040 年全球煤炭、石油消費分別降至2019 年的34%、66%，天然氣消費在2020 年中期達到峰值（約4.2×1012m3）后緩慢下降，2030 年降至2019 年的水平，2040 年相比2019 年減少12%，但印度和中國等發展中經濟體由于電力需求的快速增加及煤炭轉換，在2040 年前仍將穩步增長。

據麥肯錫2021 年1 月發布的《全球能源展望（2021）》[7]，參考情景下全球化石燃料總需求可能在2027 年達到峰值，其中煤炭需求2014 年已經達峰，2050 年相對2019 年下降40%；石油需求峰值可能會在2029 年到達，由于化工原料和航空用油需求，到2050 年石油仍將發揮重要作用；天然氣是未來10 ～15 年仍然繼續增長的化石能源，2037 年需求達到峰值（約4.2×1012m3），相比2017 年增加約17%，增長動力主要來自化工、其他工業以及亞洲和美洲非經合組織成員建筑行業的需求，之后因燃氣發電從基本負荷提供者向靈活性補充角色轉變而下降，但2050 年的需求仍比目前高約5%。該報告特別指出，參考情景下全球能源活動相關CO2排放在2023 年到達峰值330×108t，平臺期持續到2030 年，2050 年比目前減少約25%，但這一趨勢意味著全球溫升將朝著3.5 ℃路徑發展，距離巴黎協定溫升1.5 ℃軌跡有非常大的差距，需要各國更具雄心加速轉型。

《BP 世界能源展望：2020 年》[8]快速轉型情景下，即與巴黎協定2.0 ℃溫升目標一致，2050 年能源活動碳排放相對2018 年減少75%，全球天然氣消費在2038 年左右達到峰值4.5×1012m3，2050 年消費需求與2018 年的3.85×1012m3基本一致，天然氣在一次能源消費結構中的占比從2018 年的24%降至21%。凈零排放情景下，即與全球氣溫升1.5℃溫升目標一致，2050 年能源活動碳排放相對2018 年減少95%，全球天然氣消費在2026 年左右達峰，峰值略高于4.0×1012m3；2050 年天然氣消費需求約2.3×1012m3，相比2019 年下降43%，天然氣在一次能源結構中的占比降至13%。

歐洲能源公司的典型代表殼牌公司，在2018 發布了全球能源轉型分析報告“天空情景”[9]，該情景假定基于巴黎協定2.0 ℃溫升目標，2070 年全球實現能源活動凈零排放。該情景下，全球天然氣消費在2028 年達到峰值，峰值需求約4.2×1012m3，之后經過6 年左右的平臺期，2040 年后開始迅速下降，2050 年天然氣消費量降至2.92×1012m3，比2015 年減少約16%，在一次能源中的占比由2017 的22%降至14%。天然氣在替代煤炭發電、支持間歇性可再生能源發展的早期起著重要的作用，但隨著太陽能光伏的迅速擴張、儲能成本下降及碳排放成本的走高，天然氣消費將受到抑制。

綜合多家機構研究成果得出初步結論：在全球較有可能實現的2℃溫升控制目標，也就是中國2060年碳中和目標對應的情景下，未來10 ～15 年全球天然氣需求仍將溫和增長，2030 年中后期達峰，峰值水平在4.0×1012m3左右，2040 年之后快速下降，2050 年消費規模降至2019 年的約80%，2060 年后大幅下降。

2.2 碳中和目標下中國天然氣發展空間

2019 年全球天然氣在一次能源消費中占比為24.2%，其中日本為20.8%、韓國為16.3%，歐洲為23.8%。我國能源消費高碳化情況嚴重，2019 年煤炭在一次能源消費中占比高達57.6%，天然氣占比僅為7.8%[10]，與世界平均水平特別是與美國、歐盟、日韓等發達國家相比仍有非常大的差距，也由此帶來了嚴重的生態環境及溫室氣體排放問題。碳達峰及碳中和目標下，未來中國天然氣市場還有多大的發展空間，是否與全球同步達到峰值，峰值水平是多少，達到峰值后又會呈現怎樣的走勢，這直接關系到勘探開發、基礎設施建設投入的積極性問題。筆者在調研國內外知名機構研究成果基礎上，采用LEAP 模型進行分析預測。

2.2.1 部分外部研究機構的判斷

圖2 中國分領域溫室氣體排放構成圖

從中國溫室氣體排放清單看[3]，2005—2014 年能源活動產生的CO2占比高達87%～90%（圖2），因此實現碳減排目標須首先從減少化石能源消費、優化能源結構入手。2014 年國家“四個革命一個合作”能源新戰略首次提出推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。2017 年，《能源生產和消費革命戰略（2016—2030 年）》[11]提出2030 年能源消費總量控制在60×108tce（tce 表示噸標準煤，下同）以下，天然氣消費占比達約15%，非化石能源消費占比達到20%左右。碳達峰與碳中和目標提出到2030 年非化石能源占一次能源消費比重達到25%左右，較之前的能源革命戰略20%的目標增加了5%，能源消費清潔低碳轉型進程加快。近期部分機構發表了關于中國碳中和目標下能源發展的研究成果（表1），總體認為在2060年碳中和目標下，未來15 ～20 年中國天然氣市場仍處于穩定增長期，峰值消費量在5 000×108～6 000×108m3，也有機構的判斷超過6 000×108m3。

國際能源署《世界能源展望：2020 年》[6]認為，受工業及發電產業煤改氣等因素驅動，中國天然氣消費未來20 年仍然持續增長。既定政策情景下，2025年、2030 年、2040 年需求量分別為4 250×108m3、 5 000×108m3、6 370×108m3，可持續發展情景下分別 為3 980×108m3、4 460×108m3、5 110×108m3。中國一次能源消費在2025 年左右達到峰值后開始緩慢下降，2030 年相對2019 年約減少5%，2040 年減少13%。

根據清華大學2020 年10 月發布的報告《中國低碳發展與轉型路徑研究》[5]：2.0 ℃情景下，一次能源消費在2030 年達到峰值58×108tce 后開始緩慢下降，2050 年約為52×108tce；天然氣消費在2035年左右達到峰值7 500×108m3，之后逐步下降，2040年約為6 600×108m3，2050 年降至約4 400×108m3。 1.5 ℃情景下于2050 年實現CO2凈零排放，其他溫室氣體深度減排，一次能源在2030 年達到峰值54×108tce，之后逐步下降至2050 年的50×108tce；天然氣消費量在2030 年左右達到峰值5 800×108m3，2040 年降到3 380×108m3，2050 年大幅降至 1 500×108m3。

在世界資源研究所2020 年12 月發布的《零碳之路：“十四五”開啟中國綠色發展新篇章》[12]強化行動情景下，2050 年中國一次能源消費總量約56×108tce，其中煤炭占比約28%，石油占比約12%，天然氣占比約11%，折合4 600×108m3，比2030 年消費規模略有增加。同時報告認為，控制排放并不等于抑制能源消費，而是通過優化能源結構、提高能效，促使能源更加合理利用，因此2050 年前對中國能源消費總量的判斷一直處于緩慢增長狀態。

表1 部分機構預測2050 年中國能源消費及溫室氣體排放情況表

在《BP 世界能源展望：2020 年》[8]設定的3 種情景下，中國天然氣消費需求都將穩定增長，2050年天然氣占一次能源的比例介于12%～13%。快速轉型情景下，2035 年左右達到峰值6 420×108m3，之后緩慢下降，2050 年需求降為5 200×108m3，相對2019 年增加約70%。即使是凈零排放情景，2030年峰值需求也在5 020×108m3，2050 年為4 670×108m3，相對2019 年消費量仍有1 600×108m3的增長空間。

在國網能源研究院《中國能源電力發展展望》[13]電氣化加速情景下，中國一次能源消費低碳化轉型趨勢明顯，2035 年、2050 年、2060 年非化石能源占一次能源消費比重分別有望達到約37.8%、64.7%、74%，2035 年左右非化石能源總規模超過煤炭；風能、太陽能快速發展，2030 年以后成為主要的非化石能源品種，2050 年占一次能源需求總量比重分別為26%和17%，2060 年進一步提升至31%和21%。天然氣需求在2040 年前后達到峰值，峰值水平在6 000×108m3左右，2050 年下降到4 400×108m3，2060 年進一步降至4 100×108m3。

2.2.2 本文基于LEAP 模型的研判

傳統上我國天然氣市場中長期需求預測通常采用類比法、能源消費比例法、部分分析法、用氣項目分析法、系統動力學模型等方法，這些方法都基本不涉及碳排放問題。筆者基于2030 年碳達峰及2060年碳中和目標，采用LEAP 模型對我國未來天然氣需求進行研判。關于能源活動CO2的排放，參考IEA、清華大學等機構的研究結果，2030 年之前達到峰值，取值105×108t，2050 年取值29×108t，2060 年取值15×108t，屆時通過碳匯及碳捕集技術的應用，實現CO2的中和。

LEAP 模型是長期能源替代規劃系統的簡稱（Long-range Energy Alternatives Planning System），是一個基于情景分析的自下而上的能源—環境核算工具，可用來分析不同情景假定下，全社會及主要行業的中長期能源需求，并計算能源在流通、轉換和消費過程中大氣污染物及溫室氣體排放量[14]。該模型有較為詳細的環境數據庫，統計了各個國家、不同技術種類的排放指標，因此非常適合用于“碳排放約束”情景下的能源系統分析。如Shin 等[15]應用LEAP 模型分析了韓國增加天然氣發電容量對能源市場、發電成本和溫室氣體排放的影響；高俊蓮等[16]利用LEAP 模型對中國煤炭需求情景進行了研究，吳唯等[17]以LEAP 模型為研究工具，分析了不同情景下浙江省2020—2050 年的能源需求和碳排放；郭洪旭等[18]利用LEAP 模型，模擬不同發展情景下廣州市交通領域未來能源消費需求和CO2排放趨勢，分析城市低碳發展的方向與路徑；國家發展和改革委員會（以下簡稱發改委）能源所[19]采用LEAP 模型模擬分析了中國2005—2050 年相關因素對經濟社會發展、能源需求和CO2排放的影響。

碳中和背景下利用LEAP 模型預測天然氣需求的原理是：設定人口、經濟、產業、技術進步等發展情景，計算得到各類能源需求及碳排放數據，然后以各階段及“碳中和”情景下的碳排放作為約束條件，將情景分析得出的排放數據向前反饋，通過對“能源需求總量及結構”不斷的反饋調整，使之滿足環境約束，最終實現“社會—經濟—能源—天然氣”的協同發展模擬。LEAP 模型只是提供了一個工具和平臺，研究中需要結合具體研究對象，收集和研判未來不同時點國家或區域的人口、城鎮化率等社會發展指標、GDP 及三次產業結構等經濟發展指標、主要工業產品產量及能耗指標、交通運輸工具保有量及能耗指標等基礎參數。本文中，人口、城鎮化率、經濟、產業結構等多數參數均取自國家或行業發展規劃，或者相應領域權威研究機構的研究成果。主要基礎參數選取如下：①人口。基于《國家人口發展規劃（2016—2030 年）》，2030 年前后我國人口總量達到峰值，峰值水平約14.5 億人，此后開始緩慢減少，2050 年降至約14 億。②城鎮化率。2030年之前以年均近1.0%的增速發展，2030 年達到70%，此后保持0.3%左右的增速，在2050 年達到77%。③經濟總量。中國經濟發展處于中高速增長期，2021—2030 年GDP 年均增速介于5.5%～5.0%，2030—2050 年介于3%～4%；④產業結構，第三產業占比持續提高，2030 年一、二、三產業比重按5∶35∶60 考慮。⑤能源效率，2030 年交通運輸部門人均能耗0.5 ～0.6 tce，商業部門人均能耗0.4 tce，工業產品單耗達到國際先進水平。

研究結果表明，中國2060 年碳中和目標的實現大體可以分為以下4 個階段（圖3）：

圖3 碳中和目標下我國能源活動CO2 排放量圖

圖4 碳中和目標下我國能源需求預測圖

2020—2030 年，能源消費及碳總量達峰階段。此階段內煤炭、石油等高碳能源消費相繼達峰并開始緩慢下降，天然氣發揮其低碳、清潔、靈活的作用，保持較快增長，可再生能源高速增長（圖4）。預測2025 年能源消費總量53.6×108tce，天然氣需求量 4 400×108m3，在一次能源消費中占比11%。2030年能源消費總量達到峰值58×108t，天然氣消費量增至5 260×108m3，在一次能源消費中占比超過12%。

2030—2035 年，能源消費總量平臺振蕩、碳排放總量波動下行階段。此階段內煤炭、石油消費加速下降，天然氣與可再生能源充分融合發展，消費需求小幅增長并趨于峰值，可再生能源發展進一步提速，成為主體能源之一。總體能源消費量緩慢下降，2035 年約57×108tce。天然氣需求量在2035 年左右達峰，峰值水平約6 500×108m3。

2035—2050 年，能源消費總量緩慢下降、碳排放總量線性高速下降階段。此階段內煤炭和石油消費迅速下降，退出主體能源的歷史舞臺，天然氣與可再生能源充分融合，利用重點由終端燃料轉向發電，消費量在峰值水平上小幅下降，2050 年需求量大致為5 500×108m3。非化石能源以指數級增長，在氣電、儲能等技術支撐下樹立核心地位，成為絕對的主體能源。

2050—2060 年，能源消費總量持續下降、CO2實現凈零排放階段。此階段內煤炭和石油基本退出，天然氣通過氣電聯合、碳捕集等技術仍然發揮對可再生能源的支撐保障作用，2060 年需求量大致為 4 300×108m3。這階段需加大非CO2溫室氣體減排力度，加強碳匯吸收、碳捕集與利用等技術的研發與應用，促進2075 年前后實現全部溫室氣體凈零排放。

3 “十四五”天然氣產供儲銷體系建設

3.1 天然氣資源供應

2020 年12 月中旬召開的中央經濟工作會議[20]， 將碳達峰、碳中和列為2021 年八大重點工作任務之一，提出要抓緊制定2030 年前碳排放達峰行動方案，支持有條件的地方率先達峰。相關部門正在抓緊編制“十四五”能源、生態環保、應對氣候變化等專項規劃，制定碳中和路線圖、分階段量化目標、碳達峰行動方案及配套政策措施，具體指標任務將分解到各省市及重點用能企業，相關部署將有效驅動“十四五”天然氣消費持續快速增長。筆者在前文LEAP 模型研究基礎上，結合省市、重點行業能源及天然氣發展規劃，初步判斷2025 年我國能源消費總量可控制在54×108tce，天然氣消費量介于（4 300 ～4 500）× 108m3，在一次能源消費中占比10.7%～11.2%。

中國的天然氣供應必須堅持“立足國內、多元引進”的原則，構建國內基礎穩固、海外多元的天然氣供給體系。國內資源方面，根據國家要求相關企業正在按照七年行動計劃，加大勘探開發力度，但面臨資源劣質化、開發成本剛性上升、生態環保要求趨嚴等諸多挑戰，低油價下綜合效益不斷下降，持續大幅增產存在非常大的困難。根據相關機構和學者的研究成果[21-23]及部分企業的初步發展規劃，2025 年國內天然氣產量介于（2 200 ～2 400）×108m3。2025 年 2 200×108m3情景下，各類資源產量大致為：常規氣 1 250×108m3、致密氣500×108m3、頁巖氣350×108m3、煤層氣100×108m3。煤制天然氣受生態環保、水資源及項目經濟性多方面因素制約，難以大規模發展，“十四五”期間考慮已投產的新疆慶華、大唐克什克騰旗、匯能古鄂爾多斯、伊犁新天以及正在建設的大唐阜新和已經核準的蘇新和豐、北控準格爾旗等項目，2025 年產量約100×108m3。

引進國外資源方面，中亞ABC 線及中緬輸氣管道已建成投產，設計輸氣能力分別為550×108m3/a、120×108m3/a，中俄東線在北段及中段建成基礎上，“十四五”期間全線建成投產并逐步達到設計輸氣能力380×108m3/a，此外還有新疆廣匯公司在哈薩克斯坦齋桑油氣田約5×108m3/a 的份額氣。考慮上游各國資源供應的穩定性、到市場的競爭力、照付不議合同的浮動空間及企業多元化資源訴求等因素，2025年管道氣在中國市場的規模大致為800×108m3。進口LNG 資源方面，中石油、中石化、中海油、廣匯、新奧等主體已執行或已簽待執行的3 年期以上購銷協議，2025 年合計約800×108m3。

按照優先利用國內資源，其次考慮已簽進口合同資源，不足部分由新增進口補充的思路統籌新增資源引進。2025 年，國產天然氣、煤制氣及已簽各類進口長協資源合計（3 900 ～4 100）×108m3，若滿足 （4 300 ～4 500）×108m3的市場需求，還需落實新增進口資源400×108m3，屆時中國的天然氣進口依存度為45%左右。

3.2 天然氣儲運體系建設

2020 年10 月，國家石油天然氣管網集團有限公司正式獨立運營，一度放緩的干線管網建設有望步入快車道。2020 年12 月初，中俄東線中段吉林長嶺—河北永清段建成投產，東北管網、大連LNG、唐山LNG、陜京線系統、遼河儲氣庫、華北儲氣庫等實現聯通，俄羅斯東西伯利亞資源進入環渤海地區，2021 年1 月初實時進氣量接近3 000×104m3/d，在北方地區冬季保供中發揮了重要作用。2020 年12月底，青寧輸氣管道正式投產，實現了川氣東送管道、江蘇及山東省管網、青島及天津LNG 接收站之間的互聯互通，有力提升環渤海及長三角兩大經濟區天然氣資源互保互供能力。“十四五”天然氣管網建設的重點工作為：①加快國家級干線管道建設；②壓實責任補齊儲氣能力短板；③完善區域管網，打造“全國一張網”。干線管道建設，除了完成在建的中俄東線南段工程外，重點圍繞塔里木、川渝氣區頁巖氣上產，加快推進西氣東輸三線中段、西氣東輸四線、川氣出川第二通道；著眼遠期中俄東線增供、俄遠東等資源引進，打通沈陽—安平—濮陽—潛江—韶關南北中通道，充分發揮遼河、文23 等儲氣庫功能，提高南北互聯水平及對進口俄氣的戰略保障作用。

儲氣庫建設方面，依托枯竭油氣藏著力打造華北、東北、西南、西北等數個百億立方米地下儲氣庫群。華北地區以文23 為依托，東北地區以遼河儲氣庫為核心，西南地區實施相國寺儲氣庫擴容達容并新建銅鑼峽、黃草陜等新庫，西北地區在呼圖壁儲氣庫擴容的同時新開發吐哈油田儲氣庫資源，同時加強長三角、中部地區、珠三角等消費中心鹽穴儲氣庫擴容達容及新建，力爭到2025 年全國形成300×108m3儲氣能力。鑒于部分在役及新建儲氣庫存在與城市總體規劃、自然保護區、生態紅線沖突或占用基本農田問題，一些規劃儲氣庫可能出現延期和無法建設的風險。

根據發改委“供氣商10%、城市燃氣企業5%、地方政府3 天”調峰及應急儲備需求[24]，2025 年全國消費天然氣4 500×108m3時儲氣能力須超過700×108m3。在儲氣設施集約建設思想指導下，還需要在東部沿海省份完善LNG 接收站布局，特別是要加大LNG 儲氣設施建設力度，發揮其集約儲存、靈活調峰的作用，承擔起沿海及內陸部分省份燃氣公司年用氣量5%和地方區域3 天日均消費量的應急儲氣任務。根據對遼寧、河北、天津、山東、江蘇、浙江、福建、廣東等沿海各省已建、在建和規劃LNG 接收站情況的統計，預計到“十四五”末，全國LNG 接收能力在現有9 000×104tce 基礎上可望翻番，屆時天然氣保供能力將大大增強，同時接收站負荷利用率也趨于下降。

3.3 天然氣市場體系建設

“十三五”以來我國天然氣產供儲銷體系建設加快推進，產業發展的基礎日臻完善。體制機制改革的關鍵政策落地，批發環節市場化定價初步建立，國家管網獨立運營，干線管網、LNG 接收站等基礎設施開始向社會公平開放，“X+1+X”市場體系及多元競爭的市場格局初步構建。天然氣市場進入后管網獨立時代，為保障天然氣穩定供應，產業鏈平穩運行，“十四五”天然氣市場體系建設重點包括以下幾個方面。

3.3.1 界定各方調峰與保供責任

2018 年，國家發改委有關文件規定了“供氣商10%、城市燃氣企業5%、地方政府3 天”調峰及應急儲備責任。管網獨立后，三大石油公司大部分儲氣庫和LNG 接收站被剝離，儲氣調峰責任怎么劃分尚未正式明確，需要國家能源主管部門盡早發文確認。同時，考慮到大多數地方政府和城燃企業的調峰應急責任距離完成尚有非常大的差距，需要政府進一步壓實各方責任，確保在既定時間完成儲氣設施建設任務。此外，天然氣不同于普通商品，其關系國家的經濟命脈與民生大計，價格在一定程度上還受政策管控，現階段還不具備完全自由化市場條件。管網獨立催生了大量新的市場主體，特別是通過價差贏利的中間貿易商，改革還需要彌補這方面的制度缺陷，加強誠信體系建設，維護良好的市場秩序，做到權責對等。若放任投機賺快錢，可能給高峰期或特殊情況下天然氣安全穩定供應帶來隱患。

3.3.2 加強對中間環節的監管

管網公司在用戶準入、氣源調配、管網開口、管輸收費等方面具有高度壟斷特點，需要加強對管網運行的監管、信息的及時充分披露，防止權力尋租，保證服務的及時公平透明。同時，管網作為能源類基礎設施，投資運營風險相對上游勘探開發低很多，而現階段干線管道運輸的收益水平高于上游勘探開發業務，因此還需從嚴核定管輸運價率，將行業基準收益率限制在合理水平，這也是終端用戶所期待分享到的油氣體制改革紅利。此外，管網獨立后，管道建設的驅動力將由原來的一體化協調發展向注重投資效益轉變，在資源和市場存在不確定性的情況下，管網公司系統擴張的動力不足，需要相關部門加強監督協調，避免管輸環節成為天然氣發展的瓶頸。

3.3.3 建立健全管網建設運行相關制度規則與規范

管網獨立運營后上中下游關系面臨重塑：①需要相關部門加強組織指導，盡快建立順暢高效的溝通機制、數據傳遞與信息共享機制、矛盾爭議解決機制等，加強產運銷之間的銜接，避免因改革帶來推諉扯皮、產業鏈運行效率下降、產運銷失衡等問題；②借鑒國際經驗，以保障存量、民生優先為原則，盡快建立管輸容量分配與轉讓機制，維護托運商公平權益；③建立管網平衡辦法及獎懲機制，保障管網安全平穩運行；建立管容“非用即失”機制，防止個別托運商“占而不用”，促使各方精細化管理；④制定滿足中長期用戶、短期可中斷用戶等多樣化需求的標準管輸服務合同，提高合同約束力和履約意識；⑤健全應急調度機制，保障民生用氣、合同用氣需求。

3.3.4 推進地方管網改革避免區域壟斷

“十四五”沿海大批LNG 接收站建成投產，接卸能力大幅增加，全國資源供應形勢走向寬松。省級能源集團或天然氣企業、實力較強的城市燃氣公司普遍將業務延伸到上中下游全產業鏈，這些地方性企業有可能利用其優勢地位，優先接收、輸送自有或關聯公司的資源，配送到下游自有終端，從而形成“玻璃門”隔斷其他企業進入。國家和地方能源監管部門須密切關注此類問題，加快推進地方管網改革，落實地方管網設施公平開放政策，逐步納入國家管網統一調度范疇，給所有市場主體創造公平的營商環境。

4 重點關注與建議

4.1 關注碳中和戰略對能源發展的影響

根據BP 統計年鑒，2019 年中國能源相關CO2排放總量為98.2×108tce，占全球的28.7%，過去3年平均增速為2.4%。若繼續沿著發達國家走過的“從煤炭到油氣，再向可再生能源轉型”的老路，那么到2050 年中國的CO2排放量仍然還是目前的100×108tce 水平，能源結構仍是煤、油氣、非化石化能源“三分天下”。碳中和國家戰略的提出，給國內傳統能源行業帶來了巨大震動，煤炭將加快退出主體能源地位。長期以來煤炭發展最大的優勢是經濟性，但如果將治理大氣污染及減碳的外部成本疊加后，煤炭將成為“最昂貴”的能源。2019 年煤炭消費占我國能源消費總量的57.7%，碳達峰及碳中和愿景下2050年將大幅減少至10%以下。終端消費中煤炭正在被電力和天然氣替代并呈加速趨勢，現有煤電機組逐步淘汰，新增電力需求主要由可再生能源滿足。據全球能源互聯網發展合作組織預測[25]，“十四五”煤電裝機達峰至11×108kW 后，逐步減少至2035 年的9.1×108kW、2050 年的4×108kW 左右，而且這部分煤電裝機須具備調節能力，甚至需要進行碳捕集與循環利用。煤炭行業在做好我國能源供應壓艙石、穩定器的同時，必須及時轉變觀念，革故鼎新，尋找適合自己的發展路徑。

對于石油消費而言，伴隨交通電動化、車船燃油經濟性及智能共享帶來的系統效率提高，疊加氫燃料電池汽車在政策加持下呈快速發展態勢，陸上交通領域電能、氫能對石油的替代不可避免，石油消費將加快向化工原料聚集，2025 年后期達到7×108t左右的峰值后，平臺振蕩進而步入緩慢下降通道。天然氣清潔低碳，在居民炊事、供熱領域優勢地位突出，同時燃氣電廠投資成本較低、運行靈活可靠，相比燃煤電廠可減少CO2排放量45%～55%，因此被視為能源轉型的重要手段和通向零碳能源的“橋梁”。碳達峰目標將促進天然氣消費需求在未來10 年內快速增加，然后進入10 年的平臺期，2040 年后受制于碳中和目標約束進入下降通道。因此，油氣上游發展需要更加聚焦天然氣，下游消費則需要抓住碳達峰之前的最佳窗口期著力推動氣代煤，發揮氣電作為靈活性電源和在消費中心支撐電源的作用，與風電、光伏發電融合發展，保障未來大比例可再生能源結構下的電力供應安全。

國際知名咨詢機構曾預測21 世紀末將全球溫升控制在2.0 ℃情景下，油氣資源富集國家約有50%的剩余石油儲量、40%的天然氣儲量面臨擱淺風險[26]，特別是沙特、伊朗、卡塔爾、科威特等油氣儲采比在50 年以上的國家。中國作為全球第一大油氣消費國，碳中和目標的提出對全球油氣行業將產生重大影響，長期看油氣資源供應買方市場特征明顯，從而促使資源富集國加快資源變現，以較低價格搶占市場，進而為我國低成本進口石油天然氣、為油氣企業參與境外勘探開發提供良好機遇。

4.2 油氣企業須守正創新加快業務轉型升級

積極順應《巴黎協定》要求，加快推進投資決策模式和生產方式的調整、努力減少生產操作過程的碳排放，已成為絕大部分國際石油巨頭的共同選擇。國際石油巨頭業務重點紛紛轉向低碳的天然氣，把對天然氣業務的投資擺在了更加重要的位置，實施“降油增氣”戰略。2019 年道達爾、殼牌、BP、雪佛龍等巨頭油氣產量中天然氣的占比已經達到50%左右，并提出了未來占比提升至60%左右的目標[27]。同時，受各國能源政策低碳化趨勢影響，特別是油氣開采輸送過程中甲烷等溫室氣體的逸散效應，國際大石油公司受到來自政府、投資者和公眾的環保監管或監督的壓力日益增大，都在主動擁抱可再生能源。2020 年以來，殼牌、BP、道達爾、意大利埃尼等公司陸續發布了2050 年“凈零”新愿景及發展路徑，用加強低碳投資換取天然氣的發展空間，以加大投入謀求低碳技術突破和成本優勢。如殼牌公司于2016 年成立天然氣一體化與新能源業務部門、關注電力業務發展的基礎上，2020 年進一步將電力業務確定為公司的三大重點業務之一，力爭至2030 年成為全球最大的綜合電力供應商，以應對全球能源結構發展的電氣化趨勢。BP 公司提出從一家國際石油公司轉型為一家綜合性能源公司，整合天然氣供應、氣電與可再生發電、儲能與充電、氫能和CCUS 技術等業務，新成立了天然氣與低碳板塊；該公司還表示在未來10 年內將削減40%以上的石油和天然氣產量，不會在新的國家新的區域進行勘探，公司每年用于排放治理的低碳投資將從現階段的5 億美元增加到50 億美元。

面對國家碳達峰與碳中和戰略，中國的油氣企業該何去何從？油氣行業是長周期行業，一個新油氣田投產后的生產周期往往持續二三十年，同時勘探開發、煉化加工、儲運集輸等生產經營中也面臨越來越大的減排壓力，因此必須提前謀劃應對。在傳統油氣業務方面，首先要鞏固發展好天然氣及相關業務，確保“七年行動計劃”目標任務實現，發揮在國家油氣安全供應中的基石作用，同時須更加注重生產過程中的節能和提高能效，如使用可再生電力減少碳排放，積極發展林業碳匯、參與碳交易等，塑造清潔能源公司的品牌形象。另一方面，須抓住當前最佳窗口期，突破傳統油氣業務，轉型發展可再生電力、氫能、生物沼氣等新能源業務。實踐中三桶油已經在積極行動，中海油2019 年6 月發布《綠色發展行動計劃》，明確了2020、2035、2050 年三階段的綠色發展目標，推進實施綠色油田、清潔能源和綠色低碳三個方面的行動方案；2020 年7 月注冊成立了中海油融風能源有限公司，加快進入風能發電領域。中石化于2020 年3 月提出打造“世界領先清潔能源化工公司”戰略，擬在新能源、新經濟、新領域上發力，加強戰略性新興產業培育，地熱、氫能、風電、太陽能、綜合能源站等各項新能源業務全面快速推進；地熱開發“雄安”模式已成為行業標桿，氫能方面憑借其豐富的煉廠氫能資源、遍布全國的加油站網絡優勢，已初步形成“東西南北中”五大發展區域；太陽能業務2020 年下半年先后入股了安徽鳳陽投資入股鳳陽硅谷智能有限公司、常州百佳年代薄膜科技公司，積極布局光伏發電新能源、新材料領域。中石油多年來持續開展新能源相關研究工作，部分油田企業嘗試開發了地熱能、光伏發電項目，在吉林開展了CO2驅油試點示范，積極參與國際油氣行業氣候倡議組織（OGCI），牽頭成立新疆CCUS 產業促進中心；近期提出了“創新、資源、市場、國際化、綠色低碳”五大發展戰略，首次將綠色低碳納入公司發展戰略，并提出了力爭在2050 年實現“凈零”排放目標。期待各企業上述戰略規劃能夠盡快落地，盡早將綠色低碳產業培育成為接替性業務和新的增長點，實現從油氣供應商向綜合能源服務商轉型。

從長遠看，能源轉型將由資源依賴型向技術依賴型轉變，通過技術的不斷創新與迭代實現能源替代成本的降低。BP、殼牌等知名跨國石油企業正在著力打造成為能源技術服務的提供商，而不僅僅是能源資源的提供者。中石油、中石化等幾大石油企業資金實力雄厚，研發能力強，未來應在氫能的開發、利用、儲運及CCUS 方面加大研發投入，起引領和示范帶頭作用，在加強內部創新體系建設的同時充分整合外部創新資源，搭建產學研一體化合作平臺，為我國綠色低碳發展做出積極貢獻。同時，還須將碳排放納入績效考核、投資決策、資產配置等公司運營的方方面面。

4.3 上中下游共謀發展共建和諧天然氣生態圈

國家干線管網已獨立運營、主要設施剩余能力公平開放為新的市場參與者提供了前所未有的機遇，碳中和戰略下未來十年是天然氣行業發展的最佳機遇期，為行業內上中下游企業提供了較為充裕的發展空間。2020 年疫情影響下，國際LNG 資源充足且價格處于歷史低位，新進入或正在謀劃進入的資源供應主體超過20 家，市場競爭進入白熱狀態。大型城市燃氣公司、省級管網公司、地方能源集團、電力企業等積極洽談從海外直接購買資源，謀求成為集氣源供應、區域管輸、下游銷售或利用于一體的公司。中石油等傳統資源供應商背負高價長協壓力，擴銷增量非常困難，市場份額呈下降趨勢，但依然處于市場主導地位。新的市場格局下，上中下游各方互相滲透，傳統供用氣企業的客戶關系需要重塑，由之前單純的買賣關系變為競合關系，競爭與合作將成為主流。整個行業需要樹立“創新、協調、綠色、開放、共享”新發展理念，上中下游相關各方通力合作，取長補短，包容發展，共建良好生態圈，共同促進產業健康穩定發展。此外，管網獨立后上中下游系不同主體，相互間利益紛爭、矛盾可能會時常出現，特別是在改革初期產運銷協調涉及環節多、流程長，且保供責任不是很明晰，難免出現運行效率低、互相推諉指責情況，一定程度上影響資源調配與市場供應。為此，需要供氣商、管輸企業、用戶強化誠信意識， 主動做好產供儲銷運銜接，嚴格履行交付、提取和管網平衡等義務，給其他方造成損失的應承擔賠償責任。

4.4 國家層面大力推動天然氣與可再生融合發展

中國碳中和目標的實現主要依靠可再生電力，但風能、太陽能發電存在出力不連續、不穩定、在傳輸上難以被電網消納、在利用上難以與負荷匹配的先天缺陷，天然氣發電啟停快、應急能力強，占地及單位投資少，可彌補新能源發電間歇、波動等短板，為新能源規模高效利用提供重要支撐。從世界天然氣成熟市場發展歷程看，在快速發展初期通常依靠發電和城市燃氣帶動，后期依靠工業燃料替代煤和發電持續提升。天然氣相對煤炭發電可減排CO240%～50%，可以幫助和支持能源結構去碳化，彌補煤炭退出帶來的部分空缺，因此在全球未來能源體系中仍將發揮重要作用。中國氣電發展一直以來存在政策“迷霧”，是近年來政策調整最為頻繁的天然氣利用領域，從2013 年“大氣十條”到2017 年《加快推進天然氣利用的意見》，再到2018 年“打贏藍天保衛戰行動計劃”，熱電聯產政策從“不再新建”到“有序發展”再到“不再新建”，調峰電廠從“有序發展”到“鼓勵發展”再到“有序發展”。截至2019 年底，全國燃氣發電總裝機9 022×104kW，“十三五”規劃的1.1×108kW 未能如期實現。傳統調峰型燃氣電廠和熱電聯產型電廠在經濟上缺乏競爭力，發展空間受到限制，需要與可再生能源融合尋求新突破。“十四五”后半程，中東部省份電力電量供應將出現較大缺口，建議在粵港澳大灣區、長三角等東部沿海風力資源較好的地區，結合海上風電規劃，開展天然氣與海上風電一體化多能互補試點，實現氣電與可再生“打捆就地消納”；在京津冀魯、長三角、中南等大氣污染重點防控區，支持發展天然氣熱電聯產和天然氣分布式能源，助力當地分布式光伏發電消納及電力的穩定供應；在大中城市大型商業區及新型產業園區，統籌電、氣、熱、冷一體化集成供應，促進天然氣分布式能源發展；在青海、甘肅、內蒙古等天然氣、風光資源富集區，配套集中式風電和光伏發電項目，適當建設一批燃氣電廠，通過氣電與可再生電力“打捆外送”，帶動當地新能源項目高效運營，同時實現天然氣資源的價值最大化。

4.5 統籌解決歷史長協虧損問題促進長期可持續發展

天然氣行業市場化改革、2017—2018 年的氣荒、廣闊的發展前景，特別是國際LNG 價格的下行，吸引了各類資本爭先恐后搶灘布局LNG 接收站。簡政放權改革背景下，LNG 接收站項目的核準不再要求落實境外資源購銷合同，并且除了新選址項目外，已有項目擴建或現有項目同一站址不同主體新建都不需要國家層面進行核準，審批周期大大縮短。根據各地已建、在建及正在開展前期工作的LNG 接收站項目情況，粗略統計2025 年全國LNG 接收站規模有望達到2×108t，2030 年甚至可能增至3×108t。新上項目較少在國際上簽訂長期資源購銷協議，多通過現貨或中短期協議臨時性采購，這種靠現貨增加市場供應、刺激消費的模式存在極大的安全風險，近十年國際石油價格的大起大落值得我們警醒。

為此建議如下：①國家能源主管部門“十四五”及遠景規劃合理布局LNG 接收站，避免大量基礎設施建成后的閑置，造成各方面資源浪費；②將簽訂一定比例的中長期資源采購協議作為核準LNG 接收站的條件，避免中國市場對LNG 現貨的高度依賴，保障穩定供應和能源安全；③用歷史觀、現實觀和未來觀看待中亞、中緬等戰略性管道工程，充分認識其在地緣政治角逐和保障能源安全方面的重要作用，在國家層面統籌謀劃，多方共擔，化解疏導進口高成本給傳統資源供應企業帶來的長期虧損問題。例如，由原進口企業承擔一部分；國家管網公司擔負一部分，在西氣東輸、西南管道等主要輸送進口資源的管道給予管輸費折讓，適當降低管輸收益；以管道附加費的形式由新托運商分擔一部分；新增長協和現貨消納一部分，新增進口量不分主體，根據當年實際進口規模按比例分攤歷史長協虧損，以時間換空間；各供應主體各自分擔民生供氣責任，等等。管網獨立后若繼續由原進口企業一家長期持續承擔虧損，則虧損經年累積將使得企業沒有資金投入上游勘探開發，導致國內產量下降，甚至在國際上產生照付不議違約責任，最終損害整個天然氣行業的健康可持續發展。