朱興珊，樊慧，朱博騏，陳蕊

1.中國石油天然氣集團有限公司發(fā)展計劃部；2.中國石油經(jīng)濟技術研究院

0 引言

中國于2020年9月提出“雙碳”目標后，又在2021年 10月印發(fā)的《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中明確了“2060年非化石能源消費比重達到80%以上”的低碳路徑。中國能源結(jié)構清潔低碳轉(zhuǎn)型步伐將進一步加快，并最終建成以新能源為主體的低碳能源體系。綜合比較國內(nèi)外權威機構對中國以“碳達峰”“碳中和”為導向的能源轉(zhuǎn)型路徑研究發(fā)現(xiàn)，對天然氣的認識存在較大差異，預測2050年天然氣需求量將為2 054×108～6 600×108m3，峰值時間分布于2030—2045年［1］。正如IEA（國際能源署）所說，天然氣在能源轉(zhuǎn)型中扮演的角色是“復雜”的，仍存在爭議。研究“雙碳”目標下中國天然氣中長期發(fā)展，先要分析天然氣在中國能源轉(zhuǎn)型中發(fā)揮的作用，包括在終端用能領域（如工業(yè)、建筑、交通等）、發(fā)電領域、制氫領域等與其他能源的比較優(yōu)勢，還要進一步分析天然氣產(chǎn)業(yè)相關配套機制、政策等需要著力做哪些改進才能發(fā)揮好這些作用，這也是“雙碳”目標下中國天然氣發(fā)展的幾個關鍵問題。

1 “雙碳”目標下天然氣在能源轉(zhuǎn)型中起關鍵支撐作用

1.1 構建新型電力系統(tǒng)過程中充當主要調(diào)峰資源

在“雙碳”目標的引領下，中國將構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，這對電力系統(tǒng)安全保障提出了巨大的挑戰(zhàn)。其中，打造充足的電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力是提高電力系統(tǒng)可靠性的重要手段。目前中國電力系統(tǒng)整體調(diào)節(jié)能力不足，抽水蓄能、氣電這兩種靈活性電源占總裝機比重僅為6%，遠低于西班牙（31%）、美國（47%）、德國（19%）等。預計“十四五”“十五五”期間年均新增風電和太陽能發(fā)電裝機將達到1.1×108kW，2030年全國風電和太陽能發(fā)電裝機將遠超對外宣布的12×108kW，屆時電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力缺口將超過 6.6×108kW［2］。預計 2060年風電、光伏發(fā)電裝機容量將超過60×108kW。發(fā)展充足的靈活性電源已成為構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的關鍵。電力系統(tǒng)中靈活性電源主要包括煤電靈活性改造、抽水蓄能電站、燃氣調(diào)峰電站、電化學儲能等［3］，不同類型靈活性電源優(yōu)劣勢比較如表1所示。

表1 各類靈活性電源優(yōu)劣勢比較

目前中國主要依靠煤電靈活性改造增強調(diào)節(jié)能力，但只能是權宜之計。原因是煤電機組的調(diào)節(jié)性能遠不及燃氣機組，且其深度調(diào)峰會大大降低機組運行安全性、環(huán)保性、發(fā)電效率和經(jīng)濟性。同時煤電的污染物排放水平大大高于氣電，碳排放水平是氣電的兩倍［4］，煤電靈活性改造在污染物和碳排放方面仍存在先天不足。國家主席習近平在2021年4月22日“領導人氣候峰會”上已明確表示中國將嚴控煤電項目。在中發(fā)〔2021〕36號《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》和國發(fā)〔2021〕23號《2030年前碳達峰行動方案》中提出嚴格控制新增煤電項目，有序淘汰煤電落后產(chǎn)能，嚴控煤電裝機規(guī)模。在“雙碳”和“雙控”形勢下，煤電靈活性改造發(fā)展空間已受到限制并將逐步萎縮。

抽水蓄能是優(yōu)質(zhì)的調(diào)峰電源，近期國家加大了對抽水蓄能電站的政策支持力度，強化了電價形成機制和裝機規(guī)劃等方面研究。截至2020年，國內(nèi)抽水蓄能裝機容量約3 100×104kW，規(guī)劃到2030年，抽水蓄能電站裝機容量達到約1.2×108kW，但考慮到抽水蓄能建設周期需要6～7年，并且低成本站址已開發(fā)完畢，新開發(fā)成本將大幅上升，實現(xiàn)難度大。

電化學儲能配合新能源發(fā)展是未來大勢所趨，但仍面臨幾方面的挑戰(zhàn)：一是其安全性問題仍待有效解決；二是其經(jīng)濟性在今后一段時間內(nèi)仍不具競爭力，何時能實現(xiàn)商業(yè)化規(guī)模發(fā)展仍具有不確定性；三是其更適合功率型應用，難以實現(xiàn)跨日調(diào)節(jié)；四是不能解決轉(zhuǎn)動慣量缺失的問題。

天然氣發(fā)電調(diào)節(jié)能力強、清潔低碳、布局靈活，適用于集中式和分布式等多種應用場景，因此，“可再生+氣電”是未來相當長時間內(nèi)提供增量電力熱力需求、保障電力供應安全的優(yōu)選解決方案?！半p碳”目標使國內(nèi)電力研究機構對氣電發(fā)展前景判斷整體趨向樂觀，基于氣電的靈活性價值，國網(wǎng)能源研究院有限公司提出“深度減排情景”預測中國氣電裝機將由當前1×108kW持續(xù)增長至2060年近3×108kW［5］，全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預測將達到3.2×108kW［6］。所以，氣電是新型電力系統(tǒng)的關鍵支撐電源，其調(diào)峰作用將貫穿能源轉(zhuǎn)型全過程。

1.2 補位和替代高碳高污染燃料，充當基礎能源

中國尚未完成工業(yè)化和城鎮(zhèn)化，在全面建設社會主義現(xiàn)代化強國的進程中，能源消費在相當長時間內(nèi)仍將增長。中國石油經(jīng)濟技術研究院預測“碳達峰”階段中國能源消費總量仍要增長約20%，同時煤炭消費將提前達峰并開始下降，其中的缺口只能由非化石能源和天然氣補位［10］。在碳達峰以后，隨著能源消費下降，煤炭消費將以更快的速度下降，也需要由非化石能源和天然氣來替代。

天然氣以其清潔低碳、基礎設施相對完善、可規(guī)模應用等特征，成為最具優(yōu)勢的補位能源和替代能源。一方面，等熱值天然氣二氧化碳排放量約為煤炭的59.3%，“氣代煤”可實現(xiàn)至少40%的碳減排效果，并大幅降低顆粒物、SO2、NOX、重金屬、放射性物質(zhì)等污染物排放，實現(xiàn)“減污降碳”協(xié)同增效。北京大學能源研究院等機構以北京市為例，研究證實在天然氣利用規(guī)模擴大的十多年間，北京市PM2.5、PM10、NOX和 SO2等污染物濃度逐年降低［11］。另一方面，天然氣在陸上重載和長途運輸、船舶等交通運輸領域替代油品同樣可實現(xiàn)“減污降碳”協(xié)同，是重卡、船運領域規(guī)模應用新能源前最具比較優(yōu)勢的清潔低碳燃料。以船運為例，當前船運領域溫室氣體排放占全球碳排放總量約 3%［12］，且被認為較陸上運輸碳減排難度更大［13］，采用 LNG動力船是可行的解決方案之一。LNG動力船不僅較傳統(tǒng)燃油船可減少20%的碳排放，而且清潔優(yōu)勢突出［14］，與甲醇、氫、氨等其他清潔低碳燃料相比，具有技術成熟、經(jīng)濟性好等綜合優(yōu)勢［15］。

綜上所述，天然氣在能源轉(zhuǎn)型中可補位（補充增量）和替代（替代存量）高碳高污染燃料，充當基礎能源，碳達峰前主要承擔補位功能，碳達峰后主要承擔替代功能。

1.3 在氫能發(fā)展過程中充當“孵化器”和“助推器”

在未來低碳社會中，氫作為二次能源，將在難以電氣化的領域?qū)崿F(xiàn)可再生電力大規(guī)模長周期存儲等方面發(fā)揮關鍵作用［16］。IEA認為，到 2060年，氫能將占全球終端能源需求約10%，廣泛應用于交通、電力、化工、鋼鐵、建筑等領域［17］?？稍偕茉粗茪涫俏磥戆l(fā)展方向，但受經(jīng)濟性差、技術待突破等因素制約，業(yè)內(nèi)基本共識是2030年前無法實現(xiàn)商業(yè)化利用。中國氫能聯(lián)盟預測，直到2040年中國可再生能源制氫占氫能供應的比例才有望達到50%［18］。因此，綠氫規(guī)?；l(fā)展需要化石能源制氫對產(chǎn)業(yè)進行先導培育，擴大氫的應用場景、培育市場規(guī)模、解決氫的儲運和加注難點，突破核心技術瓶頸。

與煤制氫相比，天然氣制氫在撬動氫能利用方面具有獨特優(yōu)勢。一是天然氣制氫是碳排放最低的化石能源制氫工藝。在不配套CCS（碳捕獲與封存）技術的情況下，天然氣制氫碳排放強度約 10.8 kgCO2/kgH2，煤制氫碳排放強度約21.5 kgCO2/kgH2，天然氣制氫較煤制氫低50%。據(jù)IEA數(shù)據(jù)，配套CCS的情況下，天然氣制氫碳排放水平可降至 1 kgCO2/kgH2［16］。二是與煤制氫相比更環(huán)保、能耗更低，在有些場景也具備經(jīng)濟優(yōu)勢。天然氣制氫僅有少量的鍋爐污水，煤制氫有大量灰渣、酸性氣體和污水排放。在經(jīng)濟性方面，煤制氫雖具有一定優(yōu)勢，但由于氫的產(chǎn)業(yè)鏈條很長，儲運是難點且成本相對較高，在運輸距離較遠的情況下，天然氣站內(nèi)制氫就近銷售具有成本優(yōu)勢［19-20］。三是天然氣與氫能具有先天協(xié)同發(fā)展優(yōu)勢。氫能發(fā)展初期可以利用業(yè)已成熟的天然氣產(chǎn)業(yè)體系，開展靈活的天然氣制氫，天然氣管道摻氫，燃氣輪機、鍋爐和窯爐摻氫等，通過不斷擴大規(guī)模，實現(xiàn)氫儲運和應用技術突破，降低成本，培育氫能產(chǎn)業(yè)，為綠氫發(fā)展鋪平道路。四是天然氣制氫+CCS或采用天然氣無碳制氫工藝生產(chǎn)“藍氫”可起到與綠氫相同的減碳效果，在整個能源轉(zhuǎn)型過程中將發(fā)揮重要作用。

Cd元素的轉(zhuǎn)移：用0.25 mol∕L鹽酸將前處理的Cd樣品轉(zhuǎn)移至25 mL比色管中，定容搖勻，待測。

研究認為，以“雙碳”目標為導向的天然氣消費路徑分3個階段：

（1）2030年碳達峰前為快速增長期，天然氣消費快速提升，以持續(xù)替代高污染燃料、支撐新能源規(guī)模發(fā)展為主線，進一步擴大在城市燃氣、工業(yè)、發(fā)電、交通等領域的應用，制氫市場逐步擴大。

（2）2030—2050年為平臺期，隨著電氣化進程加快、新能源規(guī)模應用等，天然氣消費增速放緩，但在調(diào)峰發(fā)電、交通等領域繼續(xù)發(fā)揮重要作用，天然氣消費逐漸達到峰值并持續(xù)一段時間，峰值約為6 500×108～7 000×108m3/a。

（3）2050—2060年為下降期，天然氣消費穩(wěn)步回落，以“天然氣+CCS”的集中式脫碳利用為主要模式。

2 亟待完善的關鍵環(huán)節(jié)

2.1 國產(chǎn)氣“壓艙石”作用需進一步加強

中國是全球第一大天然氣進口國，對外依存度超過40%。面對未來全球資源供應、國際油氣價格等方面的不確定性，特別是美國加緊遏制中國的背景下，最有效的方案就是發(fā)揮國產(chǎn)氣資源優(yōu)勢，打造以我為主的供氣結(jié)構，努力把能源的飯碗端在自己的手里。中國天然氣剩余資源量豐富，截至2020年，全國累計探明天然氣（包括頁巖氣和煤層氣）地質(zhì)儲量19.6×1012m3，探明率僅7.0%，顯著低于國外典型國家［21］。較為一致的認識是，中國天然氣勘探整體處于早中期，具備支撐未來天然氣繼續(xù)增產(chǎn)的資源條件。2006年以來，中國天然氣剩余探明技術可采儲量總體呈逐年上升態(tài)勢，由不足3×1012m3增至 2020 年的 6.3×1012m3［22］?！笆濉逼陂g，中國天然氣產(chǎn)量年均增長約120×108m3，遠超“十二五”年均75×108m3的增長幅度。2020年，川渝地區(qū)天然氣產(chǎn)量達到547×108m3，目標到2035年建成中國第一個千億立方米級天然氣生產(chǎn)基地，長慶油田2021年天然氣年產(chǎn)量已突破400×108m3，并將持續(xù)增長。為保障低碳轉(zhuǎn)型進程中的能源供應安全，必須樹立資源自信，攻克技術難關，確保天然氣持續(xù)快速增儲上產(chǎn)。

2.2 天然氣自身的供應調(diào)節(jié)能力需大幅提升

儲氣庫是天然氣工業(yè)的“糧倉”，與歐洲、美國這些具有千億立方米規(guī)模儲氣能力的國家和地區(qū)相比，國內(nèi)的儲氣調(diào)峰設施建設仍處于發(fā)展初期。截至2020年，全國地下儲氣庫儲氣能力約147×108m3，沿海LNG儲罐儲氣能力約62×108m3，合計綜合儲氣能力約 209×108m3，約占全國天然氣消費量的6.4%。為加快補足儲氣能力短板，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了發(fā)改能源規(guī)〔2018〕637號《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調(diào)峰輔助服務市場機制的意見》，設定了“供氣商與國家管網(wǎng)年銷售量 10%”“城市燃氣企業(yè)年用氣量 5%”“地方政府3天需求量”的儲氣能力要求。但從當前形勢看，責任主體距離國家要求的硬指標仍有差距，而支撐可再生能源規(guī)模發(fā)展對天然氣自身的供應調(diào)節(jié)能力也提出了更高的要求，需要進一步提高儲氣能力。特別是在電力尖峰負荷和天然氣采暖負荷“雙峰疊加”的冬季，天然氣要提供穩(wěn)定、靈活、經(jīng)濟的電力，保障電力供應安全，必須自我提升，打造更加充足的儲氣調(diào)峰能力。

雖然國家原則上已出臺了儲氣調(diào)峰市場化定價政策，明確了“儲氣服務價格、天然氣購進和銷售價格均由市場形成”。但由于天然氣銷售環(huán)節(jié)的價格機制尚不完善，“誰受益、誰承擔”的調(diào)峰成本分擔機制尚不健全，供氣企業(yè)實際生產(chǎn)運行中的調(diào)峰成本仍難以完全疏導，不利于激勵各類主體建設調(diào)峰設施的積極性。

2.3 電力市場化機制尚需進一步完善

當前中國迫切需要構建有效促進靈活電源建設的政策體系，防范潛在的電力系統(tǒng)安全風險。長期以來，天然氣發(fā)電的上網(wǎng)電價無法體現(xiàn)氣電的靈活、清潔、低碳等多元價值。天然氣發(fā)電價格矛盾主要靠地方財政支持疏導，地方政府對氣電發(fā)展起到了積極的推動作用，如江蘇、浙江、上海等地都出臺了兩部制電價以保障燃機的基本生存。但隨著氣電規(guī)模的加大，地方財政補貼也難以為繼，氣電產(chǎn)業(yè)的可持續(xù)發(fā)展面臨很大挑戰(zhàn)。特別是對于作為靈活性電源運行的氣電項目，發(fā)電利用小時數(shù)不確定性加大，成本更高，難以回收，如何保障各類主體建設氣電的積極性迫切需要解決。氣電成本無法疏導的根本原因在于缺乏有效促進清潔低碳調(diào)節(jié)電源發(fā)展的系統(tǒng)性市場機制設計，這也是保障新能源實現(xiàn)預期發(fā)展目標進而擔當主角迫切需要解決的問題。2021年，國際氣價高企，由于缺乏市場化的電價機制，天然氣成本無法疏導，氣電行業(yè)效益受到較大影響，嚴重挫傷了各主體發(fā)展氣電的積極性。

發(fā)達國家通常是通過容量市場建設、電力現(xiàn)貨交易、輔助服務市場等方式激勵靈活性電源投資，再通過環(huán)境稅、碳市場解決污染物和碳排放等外部性問題，以政策“組合拳”提升靈活清潔低碳電源的市場競爭力。以歐洲為例（見圖1），2018年以來碳價由10歐元/t大幅增至約60歐元/t，但由于氣電碳排放水平僅為煤電的50%甚至更低，較高水平的碳價顯著提升了氣電相對煤電的競爭力。2018—2020年，德國風力、光伏發(fā)電和氣電發(fā)電量占全國發(fā)電量的比例由 52%提升至 65.8%，同期煤電發(fā)電量占比減半，由 21.8%降至 10.8%，電力行業(yè)碳排放顯著降低。中國正處于電力市場化改革進程中，全國碳市場建設也剛剛起步，仍存在容量市場缺失、輔助服務補償水平整體偏低、電量市場不健全、電力市場與碳市場未有效協(xié)同等問題。靈活低碳電源難以獲得長期有效的價格信號，缺乏可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)模式。

圖1 歐洲碳價、氣價及煤炭可替代天然氣的氣價區(qū)間

3 關于促進天然氣在能源轉(zhuǎn)型中起關鍵支撐作用的建議

3.1 明確天然氣在能源轉(zhuǎn)型中起關鍵支撐作用并給予政策支持

一是明確氣電在構建新型電力系統(tǒng)中的關鍵支撐作用定位。在能源及電力中長期發(fā)展規(guī)劃等相關政策中，加大氣電比重，制定積極的氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，支持氣電發(fā)展。

二是明確天然氣與新能源融合發(fā)展的實施路徑。加快推動多場景的“天然氣+可再生”一體化多能互補試點項目建設。包括綜合能源基地“風光（水）+氣電”打捆外送、沿海地區(qū)“海上風電+氣電”打捆就近消納，推動“天然氣+可再生”多能互補分布式能源項目，構建冷熱電氣氫綜合供能系統(tǒng)。完善跨區(qū)電力輸送通道建設，為大規(guī)模天然氣發(fā)電與新能源融合發(fā)展創(chuàng)造條件。

三是明確天然氣制氫對氫能產(chǎn)業(yè)的培育和促進作用。近期鼓勵天然氣制“灰氫”，允許站內(nèi)天然氣制氫。目前國內(nèi)仍將小型橇裝天然氣制氫作為化工項目管理，強制要求入化工園區(qū)，不允許放入加氫站，建議可參考國外標準、模式等，有序開展站內(nèi)天然氣制氫的示范項目等［19］。出臺支持政策，鼓勵天然氣制“藍氫”（即制氫+CCS或采用無碳制氫工藝）及天然氣摻氫輸送和摻燒技術研發(fā)和示范，為中遠期綠氫大規(guī)模應用奠定基礎。

四是進一步優(yōu)化天然氣利用政策體系，加強導向作用。城市燃氣領域，優(yōu)先保障民生用氣，鼓勵“地熱+天然氣”等以天然氣為補充的低碳供暖模式應用，緩解天然氣調(diào)峰壓力；工業(yè)領域，持續(xù)推動天然氣替代高碳高污染燃料，支撐工業(yè)節(jié)能降碳和綠色轉(zhuǎn)型；交通領域，重點加大對水運行業(yè)應用LNG的政策支持，擴大保稅LNG加注區(qū)域范圍，相關部門統(tǒng)一對 LNG水運應用安全性的認識、合理制定LNG安全監(jiān)管規(guī)則，完善船舶建造、加注等相關設計標準，明確船用LNG加注站的建設審批程序和管理主體，加快推動加注站建設，鼓勵各級政府在一定時間段內(nèi)出臺船舶購置（改造）補貼、LNG動力船優(yōu)先過閘、減免過閘費等配套政策。

3.2 多措并舉，提升天然氣供應保障能力

3.2.1 推動國產(chǎn)天然氣持續(xù)增儲上產(chǎn)

繼續(xù)加大對國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)的支持力度，在努力完成七年行動計劃的基礎上，力爭到2030年國內(nèi)產(chǎn)量超過2 700×108m3、2035年超過3 200×108m3，夯實保障天然氣供應安全的基礎［23］。首先是加大政策支持力度。在補貼0.2～0.3元/m3的條件下，就可以盤活大部分埋深4 000 m以下頁巖氣儲量［21］。建議政府給予持續(xù)性的稅收優(yōu)惠、財政補貼等政策支持，有效盤活4 000 m以下的頁巖氣油氣資源。同時，從國家層面加快推動中深層煤炭地下氣化和天然氣水合物開發(fā)。其次是強化人才培養(yǎng)和科技攻關，提升天然氣勘探開發(fā)創(chuàng)新能力。建立國家級科研平臺，構建企業(yè)、研究機構、高校優(yōu)勢互補的合作機制，持續(xù)加大在油氣勘探開發(fā)領域的理論和技術攻關，突破關鍵技術和低成本開發(fā)技術。

3.2.2 構建穩(wěn)定、多元、有彈性、韌性強的進口天然氣供應體系

國家層面統(tǒng)籌規(guī)劃中長期天然氣進口戰(zhàn)略，按照“海陸平衡、長短結(jié)合、留有余量、分散多元”的原則，進一步優(yōu)化全國進口資源池和通道配置；鼓勵國內(nèi)企業(yè)積極參與友好國家和“一帶一路”國家的天然氣上游勘探開發(fā)項目及 LNG液化項目的投資與運營，使其通過上中下游一體化對沖市場供應風險和價格風險；加強政府間合作，推動東北亞地區(qū)LNG接收站等基礎設施共享，加強國家間信息共享，增強市場流動性和信息透明度，有效提升區(qū)域能源安全水平。

3.3 “軟硬兼施”，構建支撐高比例可再生能源發(fā)展的儲氣調(diào)峰體系

一方面要夯實儲氣調(diào)峰“硬實力”。加強監(jiān)管，進一步壓實“供氣商與國家管網(wǎng)年銷售量10%”“城市燃氣企業(yè)年用氣量5%”“地方政府3天需求量”的儲氣能力建設任務，確保按國家要求完成目標。同時，在認真研究調(diào)峰需求量的基礎上，適當提高儲氣能力，以滿足支撐可再生能源發(fā)展的調(diào)峰需要。

另一方面要多方完善應急調(diào)峰體系的“軟實力”。一是配合天然氣價格改革，盡快解決儲氣設施的商業(yè)性問題。按照“誰投資誰收益、誰受益誰分攤”的原則，出臺具有現(xiàn)實可操作性的儲氣調(diào)峰定價辦法，鼓勵調(diào)峰產(chǎn)品的市場化交易，形成明確的價格信號以調(diào)動多方建設儲氣庫積極性，同時要進一步深化天然氣價格市場化改革，逐步放開價格管制，對特殊群體用氣實施精準補貼，或每個家庭按人口保障一定的低價氣量（基本生活保障量），其余用氣量全部放開價格。二是加快制定出臺《油氣儲備法》、《天然氣調(diào)度條例》等法規(guī)，建立應對進口中斷的國家儲備體系，規(guī)定天然氣儲備的主體責任、義務及在緊急情況下的合法斷供次序，形成快速反應、高效有序的應急管理體系。三是政府支持企業(yè)將部分氣田直接轉(zhuǎn)為儲氣庫、增加產(chǎn)能彈性、增加運輸通道富余能力、在進口氣通道沿線建設境外儲氣庫，并給予財稅方面的支持。

3.4 深化改革，以市場化機制促進清潔低碳靈活電源的發(fā)展

盡快形成頂層設計思路，分階段、有步驟的完善電價市場化機制，通過電力市場和碳市場耦合作用，大力促進靈活低碳電源建設。短期內(nèi)對調(diào)峰天然氣發(fā)電推行“兩部制”電價，完善天然氣價格與上網(wǎng)電價聯(lián)動機制，體現(xiàn)氣價的季節(jié)性變化，有效保障氣電調(diào)峰作用的發(fā)揮；加快形成容量市場/輔助服務市場、電量市場、碳市場/碳稅、污染物排放交易市場/環(huán)境稅等協(xié)調(diào)統(tǒng)一的市場架構，體現(xiàn)含外部性電源間的公平競爭，確保綠色低碳靈活性電源的競爭優(yōu)勢；中長期逐步完善用戶參與的輔助服務分擔共享機制，確保新型電力系統(tǒng)的供應安全，也保障能源轉(zhuǎn)型的平穩(wěn)和可持續(xù)。

3.5 多能協(xié)同，減輕天然氣調(diào)峰壓力

一是發(fā)揮好煤炭兜底保障作用，適量進行煤電機組靈活性改造，在北方地區(qū)進行煤、氣熱電聯(lián)產(chǎn)聯(lián)合運行示范并推廣。二是加快擴大地熱供暖規(guī)模，清除資源稅、礦權獲取、采水換熱回注等政策障礙，出臺支持政策，擴展地熱供暖覆蓋面，緩解北方冬季采暖帶來的燃氣供應壓力，更好發(fā)揮氣電在冬季保障電力供應安全中的作用。