黃，梁嚴(yán)，郝迎鵬，汪慧嫻，王浩博，黃曉光

1.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.昆侖能源有限公司

0 引言

“雙碳”目標(biāo)旨在促使能源供應(yīng)體系由以化石能源為主向以新能源為主轉(zhuǎn)型，進而推動經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展［1］?，F(xiàn)階段中國能源消費結(jié)構(gòu)以煤炭為主，能源體系規(guī)模龐大、轉(zhuǎn)型成本高，以新能源為主的能源體系需解決風(fēng)光等可再生能源多尺度、波動性、不確定性帶來的安全穩(wěn)定供應(yīng)難題。2021年10月24日國務(wù)院發(fā)布的國發(fā)〔2021〕23號《2030年前碳達峰行動方案》明確提出“大力推動天然氣與多種能源融合發(fā)展”。天然氣具備清潔低碳、靈活易儲等能源特性，一方面可在城鎮(zhèn)環(huán)境污染治理、工業(yè)及電力領(lǐng)域節(jié)能減排發(fā)揮重要作用，另一方面可依托天然氣產(chǎn)供儲銷產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢，解決大規(guī)模風(fēng)光可再生電力并網(wǎng)穩(wěn)定消納、氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展資源供應(yīng)及基礎(chǔ)設(shè)施依托等問題［2-3］。

1 天然氣與風(fēng)光氫產(chǎn)業(yè)融合趨勢

“雙碳”目標(biāo)下天然氣將在中國能源綠色低碳轉(zhuǎn)型過程中起到過渡作用。中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院預(yù)測中國天然氣需求將于2040年前后進入峰值平臺期，達到5 500×108～ 6 500×108m3/a，需求增量集中在氣電調(diào)峰和工業(yè)燃料兩大領(lǐng)域，通過“氣電調(diào)峰+風(fēng)光新能源”以及天然氣替代煤炭用能助力能源轉(zhuǎn)型和工業(yè)用能升級，承擔(dān)電力系統(tǒng)季節(jié)性調(diào)峰以及能源系統(tǒng)基礎(chǔ)供能作用；這之后天然氣需求將進入緩慢下降期，天然氣的基礎(chǔ)能源作用逐漸減弱，主要承擔(dān)電力系統(tǒng)及熱力系統(tǒng)的季節(jié)性調(diào)峰功能；2050年后天然氣在碳排放相對分散的城市燃?xì)夂徒煌I(lǐng)域利用規(guī)?？焖傧陆?，主要集中在碳排放相對集中的發(fā)電和工業(yè)領(lǐng)域進行利用，并采用CCUS（碳捕集、利用與封存）實現(xiàn)凈零排放［4］。

中國風(fēng)光可再生能源具備“資源總量大、邊際成本低、低碳環(huán)?！钡忍匦?，可以為中國“清潔低碳用能模式”和“能源安全掌握在自己手中”等問題提供一種有效的解決途徑。然而，風(fēng)光可再生能源大規(guī)模發(fā)展面臨供能不穩(wěn)定、不可預(yù)測、電網(wǎng)接入差等一系列問題，天然氣發(fā)電可解決風(fēng)光日內(nèi)及季節(jié)性調(diào)峰調(diào)頻問題，將在以風(fēng)光為主體的新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮關(guān)鍵作用［5］。

目前中國正逐步構(gòu)建氫能全產(chǎn)業(yè)鏈工業(yè)體系。氫能制備方面，可通過在城燃終端、交通運輸樞紐及化工園區(qū)等區(qū)塊布局小規(guī)模天然氣制氫項目解決氫源供應(yīng)不足問題；氫能儲運方面，可依托現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)混摻運輸氫氣，實現(xiàn)低成本、規(guī)?；?、連續(xù)性氫能供應(yīng)；氫能利用方面，可依托終端天然氣加注站設(shè)施、居民燃?xì)夤芫W(wǎng)等基礎(chǔ)條件培育氫能用戶市場。

2 天然氣與風(fēng)光融合模式及前景

“雙碳”背景下風(fēng)光可再生能源將逐步演變?yōu)橹黧w電源，舒印彪院士團隊提出2030年風(fēng)光裝機總?cè)萘窟_16.2×108kW，發(fā)電總量達2.6×1012kW·h；2060年風(fēng)光裝機總?cè)萘窟_46×108kW，發(fā)電總量達8.8×1012kW·h［6-7］。受風(fēng)光發(fā)電資源波動性、隨機性以及發(fā)電設(shè)備弱支撐性、低抗擾性影響，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)主要面臨三方面關(guān)鍵問題：一是多時間尺度源荷功率平衡問題，風(fēng)光出力存在季節(jié)、月度及小時隨機波動性，終端用能負(fù)荷日益尖峰化及波動不規(guī)則化，系統(tǒng)電力供需平衡對靈活電源及儲能建設(shè)需求大；二是電力系統(tǒng)碳減排與穩(wěn)定運行難以兼顧，“雙碳”目標(biāo)下煤電將逐步退出并向靈活電源轉(zhuǎn)型，新能源消納及電網(wǎng)穩(wěn)定運行面臨較大壓力；三是新型電力系統(tǒng)的配套政策尚不完善，亟需完善電力市場化交易、輔助服務(wù)市場建設(shè)、靈活電源容量補償?shù)葯C制。通過研判，舒院士對“雙碳”背景下中國電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)作出如下展望（見圖1）。

圖1 “雙碳”背景下中國電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)展望

2.1 天然氣與風(fēng)光融合可行性

2.1.1 政策方面

2021年7月29日國家發(fā)展和改革委員會（簡稱國家發(fā)展改革委）、國家能源局出臺的發(fā)改運行〔2021〕1138號《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》明確氣電調(diào)峰與抽水蓄能、電化學(xué)儲能等同為調(diào)峰電源，且市場化并網(wǎng)項目需配套建設(shè)或購買調(diào)峰能力落實并網(wǎng)條件，配建調(diào)峰電源比例需達到15% ～ 20%［8］。2022年1月29日國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》明確了因地制宜建設(shè)天然氣調(diào)峰電站，推動氣電與風(fēng)電、光伏發(fā)電融合發(fā)展及聯(lián)合運行［9］。

2.1.2 技術(shù)方面

綜合對比靈活調(diào)節(jié)電源及新型儲能技術(shù)參數(shù)（見表1），氣電調(diào)峰機組可實現(xiàn)每日啟停、調(diào)頻、調(diào)相、旋轉(zhuǎn)備用等功能，燃?xì)廨啓C從啟動到滿負(fù)荷運行僅20 min，是旋轉(zhuǎn)備用和調(diào)峰機組的良好選擇；單循環(huán)及聯(lián)合循環(huán)機組調(diào)峰能力可達到100%，熱電聯(lián)產(chǎn)機組調(diào)峰能力達20% ～ 30%；氣電與風(fēng)光融合后可確保電力系統(tǒng)電力供需平衡，提高電力系統(tǒng)可靠性，降低風(fēng)光棄電率及提升清潔電源比例［10］。

表1 氣電與其他調(diào)峰設(shè)施技術(shù)參數(shù)對比

2.1.3 經(jīng)濟方面

基于調(diào)節(jié)電源造價及運維成本、資源供應(yīng)成本、平均利用水平等測算，氣電調(diào)峰機組單位造價成本為2 000 ～ 2 500元/kW，平準(zhǔn)化度電成本0.504 ～ 0.737元/（kW·h），增設(shè)CCUS技術(shù)后度電成本增加0.233元/（kW·h）；煤電靈活性改造單位造價成本約600 ～ 700元/kW，平準(zhǔn)化度電成本0.392 ～ 0.403元/（kW·h），增設(shè)CCUS技術(shù)后度電成本增加0.296元/（kW·h）；抽水蓄能造價成本為5 000 ～ 6 000元/kW，平準(zhǔn)化度電成本0.25 ～ 0.39元/（kW·h）；新型儲能造價成本與儲能類型密切相關(guān)，其中電化學(xué)儲能造價最低為1 500元/kW，平準(zhǔn)化度電成本0.56 ～ 0.78元/（kW·h）［11］。

2.2 天然氣與風(fēng)光融合模式

中國風(fēng)力及光照資源分布呈現(xiàn)“三北地區(qū)多、中東部地區(qū)少”的特征，三北地區(qū)（西北、華北及東北）風(fēng)光資源適用于基地規(guī)模式開發(fā)，中東部地區(qū)（華中、華東、華南）風(fēng)光資源適用于分布零散式開發(fā)。基于不同地區(qū)風(fēng)光資源特點、電力外送方式、消納市場等差異點，提出了兩大類天然氣與風(fēng)光融合模式。

2.2.1 模式一：基地側(cè)氣電與風(fēng)光可再生電力打捆外送

在三北可再生資源密集區(qū)建設(shè)氣電調(diào)峰機組，平抑風(fēng)光等可再生能源給電力系統(tǒng)帶來的不穩(wěn)定效應(yīng)，風(fēng)光氣儲融合所發(fā)電量通過特高壓電力外送通道外輸至中東部區(qū)域（見圖2）。該模式利用風(fēng)光電價補貼氣電調(diào)峰成本，實現(xiàn)風(fēng)光氣儲一體化項目綜合盈利。2023年2月27日國家能源局發(fā)布的國能發(fā)油氣〔2023〕21號《加快油氣勘探開發(fā)與新能源融合發(fā)展行動方案（2023—2025年）》明確提出了在油氣礦區(qū)及周邊地區(qū)發(fā)展風(fēng)電、光伏發(fā)電，傳統(tǒng)油氣勘探開發(fā)企業(yè)可發(fā)揮氣電聯(lián)營對風(fēng)光可再生電力并網(wǎng)關(guān)鍵支撐作用，在三北地區(qū)建設(shè)沙戈荒“風(fēng)光氣氫儲”新能源大基地項目，助力實現(xiàn)單一油氣業(yè)務(wù)向油氣熱電氫等綜合業(yè)務(wù)轉(zhuǎn)型。

圖2 基地側(cè)氣電與風(fēng)光可再生電力打捆外送模式

2.2.2 模式二：終端側(cè)氣電與風(fēng)光可再生電力就近利用

在中東部終端用電負(fù)荷中心區(qū)域建設(shè)氣電調(diào)峰機組，用電高峰期或風(fēng)光出力較低時期，需提高天然氣發(fā)電機組出力；用電低谷期或風(fēng)光出力較高期，需降低天然氣發(fā)電機組出力，確保電力系統(tǒng)維持供需平衡（見圖3）。該模式下主要通過“兩部制”電價政策、氣電聯(lián)動機制、電力市場化交易機制等確保天然氣發(fā)電企業(yè)維持盈利。根據(jù)中東部區(qū)域內(nèi)資源特性和用能特性，科學(xué)、充分、合理配置煤電、氣電、核電及風(fēng)光可再生電源裝機機組，省電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一調(diào)配區(qū)域內(nèi)各類電源出力，所發(fā)電量直接供應(yīng)給終端用戶。

圖3 終端側(cè)氣電與風(fēng)光可再生電力就近利用模式

2.2.3 融合模式對比

天然氣與風(fēng)光融合兩種模式差異化主要體現(xiàn)在：①應(yīng)用場景不同，基地側(cè)模式適用于三北地區(qū)特高壓外送通道支撐電源，終端側(cè)模式適用于中東部電力自消納；②運行模式不同，基地側(cè)模式是風(fēng)光氣儲聯(lián)合調(diào)度，終端側(cè)模式是電網(wǎng)分別調(diào)度；③商業(yè)模式不同，基地側(cè)模式是風(fēng)光氣儲一體化盈利，終端側(cè)模式是電價政策下各電源盈虧平衡。

2.3 融合發(fā)展空間

在滿足不同時間尺度全社會用電需求，風(fēng)光新能源裝機發(fā)展目標(biāo)基礎(chǔ)上，開展全國新增電力負(fù)荷及新增各類電源（其中風(fēng)光出力10% ～ 20%）電力供需及靈活調(diào)節(jié)平衡，用電高峰期，需額外運行調(diào)峰機組滿足高峰電力負(fù)荷；用電低谷期，需降低調(diào)峰機組出力滿足低谷電力負(fù)荷。2030年電力系統(tǒng)啟停調(diào)峰裝機需求約1.4×108kW，深度調(diào)峰裝機需求約2.3×108kW［12-14］。

結(jié)合中國水能資源稟賦條件，抽水蓄能電站是當(dāng)前及未來一段時期滿足電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求的關(guān)鍵方式。2021年9月國家能源局發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021—2035年）》提出了抽水蓄能儲備項目247個，總裝機規(guī)模達3.05×108kW，2030年抽蓄投產(chǎn)總裝機達1.2×108kW，隨著抽水蓄能規(guī)劃儲備項目陸續(xù)建成投產(chǎn)，其裝機總規(guī)模將逐步提升［15］。2021年10月29國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的發(fā)改運行〔2021〕1519號《全國煤電機組改造升級實施方案》明確指出了推行節(jié)煤降耗改造、供熱改造、靈活性改造，“十四五”期間完成存量煤電機組靈活性改造，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3 000×104～ 4 000×104kW，后續(xù)將逐步完成所有煤電靈活性改造［16］。以電化學(xué)儲能為主的新型儲能主要解決風(fēng)光日內(nèi)調(diào)峰，《2030年前碳達峰行動方案》提出了2025年新型儲能裝機容量達0.3×108kW，且各省市要求風(fēng)光新能源配置儲能比例基本維持在10% ～ 20%，至2030年新型儲能實現(xiàn)全面市場化發(fā)展［17］。

天然氣發(fā)電與靈活煤電共同解決電力系統(tǒng)季節(jié)性調(diào)峰需求，天然氣發(fā)電與儲能共同解決電力系統(tǒng)日內(nèi)調(diào)峰需求。基于電力系統(tǒng)啟停調(diào)峰、深度調(diào)峰需求與抽水蓄能、靈活煤電及新型儲能裝機規(guī)模平衡，測算2030年中國天然氣發(fā)電裝機規(guī)模將達2.2×108kW，其中基地側(cè)氣電總體規(guī)模達0.6×108kW，終端側(cè)氣電總裝機規(guī)模達1.6×108kW［18-19］。

3 天然氣與氫能融合模式及前景

氫能產(chǎn)業(yè)現(xiàn)階段仍存在模式不可持續(xù)、產(chǎn)業(yè)成本較高、技術(shù)存在瓶頸等問題，制約其規(guī)模化發(fā)展。中國正逐步構(gòu)建制氫、儲氫、運氫、加氫及用氫等氫能工業(yè)體系，當(dāng)前可依托完善的天然氣產(chǎn)供儲銷體系優(yōu)勢，助力氫能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。

3.1 天然氣與氫能融合可行性

氫能具有密度低（易揮發(fā)）、燃點低（易燃）、液態(tài)能量密度大等物理特性，具有二次能源、清潔無碳、靈活高效、應(yīng)用廣泛等特征。在標(biāo)況下，氫氣氣態(tài)密度約為天然氣的八分之一，液態(tài)密度約為天然氣的五分之一，其凝點、沸點及燃點密度均低于天然氣。氫能和天然氣在產(chǎn)業(yè)鏈上具有相似鏈系特征、類似儲運特點和部分相同應(yīng)用領(lǐng)域，在交通、分布式發(fā)電等利用領(lǐng)域市場基本相同，競爭優(yōu)勢取決于成本、效率、政策等因素；在上游氫能制備、中游儲運及加注站合建方面具有協(xié)同發(fā)展可能性［20］。

3.2 天然氣與氫能融合模式

3.2.1 上游制備融合

氫氣來源多樣，不僅可以通過煤炭、石油、天然氣等化石能源重整、生物質(zhì)熱裂解或微生物發(fā)酵等途徑制取，還可以來自焦化、氯堿、鋼鐵、冶金等工業(yè)副產(chǎn)氣，也可以利用電解水制取，其中天然氣制氫占中國氫氣制備總量的19%。天然氣制氫最常見技術(shù)為天然氣水蒸氣轉(zhuǎn)化制氫，其氫氣/一氧化碳產(chǎn)品比最高、轉(zhuǎn)化法效率最高［21］。

天然氣制氫模式主要分為3類：一是國內(nèi)天然氣資源地重整制氫模式，通過碳捕集封存技術(shù)實現(xiàn)規(guī)模化藍氫制備，依托現(xiàn)有天然氣管道路由實現(xiàn)西氫東送；二是終端加注領(lǐng)域小型制氫模式，依托現(xiàn)有天然氣加注站增設(shè)橇裝式天然氣制氫技術(shù)，實現(xiàn)氫能就近利用；三是LNG接收站周邊重整制氫模式，實現(xiàn)天然氣與氫氣液化、運輸及冷能利用方面融合發(fā)展。

3.2.2 中游儲運融合

氫氣與天然氣在儲運方面有較高的相似性，可利用管道、罐車、鐵路及船舶等方式運輸，其中天然氣管道摻氫是解決大規(guī)模、長距離氫能運輸?shù)牧己眠^渡方法。高壓管道為全國戰(zhàn)略性管道，如西氣東輸管道等，其壓力為10 ～ 12 MPa；中壓管道為省內(nèi)干線、支線管道等，壓力為4 ～ 10 MPa；低壓管道為城市燃?xì)夤艿?，其壓力通常低? MPa。天然氣管道摻氫比例與管道材質(zhì)特性、管道運輸壓力、氣質(zhì)溫度濕度、管道服役時間等因素密切相關(guān)［22-23］，其中X70、X80鋼級天然氣管道分別可摻混氫氣的體積比達3%、2%；X52及以下鋼級的城市燃?xì)夤芫W(wǎng)可摻混氫氣的體積比達10%。

3.2.3 終端利用融合

天然氣與氫氣在城市燃?xì)狻⒔煌ㄟ\輸、電力供應(yīng)、分布式供能等領(lǐng)域可實現(xiàn)協(xié)同發(fā)展，其中加氣加氫站合建、燃?xì)廨啓C摻氫是當(dāng)前行業(yè)發(fā)展熱點。

加氫站和加氣站同屬能源加注終端，具有高度相似性。國內(nèi)城市燃?xì)夤炯扔写罅康奶烊粴饧託庹荆钟袎艛嗟墓艿蕾Y源條件，在場地條件允許的前提下，在加氣站內(nèi)改擴建加氫設(shè)施，可利用管道天然氣生產(chǎn)車用氫為燃料電池汽車加氫。隨著小型化天然氣制氫設(shè)備成本下降、氫燃料電池車達到一定規(guī)模后，天然氣加注站內(nèi)制氫具有較好的經(jīng)濟性空間和較大的發(fā)展?jié)摿Γ?4］。

燃?xì)廨啓C發(fā)電具有二氧化碳及污染物排放量低、響應(yīng)能力快速等優(yōu)勢，在天然氣中混摻氫氣可推動燃機發(fā)電向更清潔化發(fā)展［25］。根據(jù)通用電氣公司（GE）的測算，現(xiàn)有技術(shù)下，以GE的9HA.02燃?xì)鈾C組為例，與傳統(tǒng)煤電相比可實現(xiàn)60%的碳減排，若進一步采用天然氣混摻50%氫氣燃燒，則可將碳排放量進一步降低69%。由于氫氣與天然氣具有不同特性，對燃燒設(shè)備、工藝等都有不同要求，需要燃?xì)獍l(fā)電廠根據(jù)實際情況進行適當(dāng)調(diào)整。

3.3 天然氣與氫能融合空間

氫能是中國新型能源體系中的重要組成部分，是終端用能實現(xiàn)低碳化轉(zhuǎn)型的重要載體。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，到2030年中國氫能在終端能源體系中占比5%，消費量達0.35×108t［26］。從中國制氫結(jié)構(gòu)來看，煤炭及天然氣重整制氫配置CCUS技術(shù)是氫能轉(zhuǎn)型的重要過渡，近期受天然氣資源緊張、供應(yīng)成本高等限制因素，重點在交通加注站、工業(yè)化園區(qū)及終端城市用戶周邊布局小型天然氣制氫設(shè)備。依托現(xiàn)有城市燃?xì)夤芫W(wǎng)是解決氫氣運輸成本高、氣源與終端不匹配的有效途徑，隨著城市化水平不斷上升、管網(wǎng)設(shè)施不斷完善，中國城市燃?xì)庑枨笕詫⒎€(wěn)定增長，中國城市燃?xì)鈪f(xié)會提出2025年摻氫消納空間達到15×104t/a。

4 結(jié)論及建議

天然氣與風(fēng)光氫融合是構(gòu)建新型能源體系的重要實踐，可助力實現(xiàn)能源供應(yīng)主體由化石能源向新能源轉(zhuǎn)變，提高能源產(chǎn)業(yè)鏈供應(yīng)鏈韌性，保障能源供應(yīng)安全。目前國家政策提倡天然氣與風(fēng)光氫產(chǎn)業(yè)融合，但對于融合發(fā)展方向、融合模式等尚未明確，亟需從政策支持、示范應(yīng)用、技術(shù)攻關(guān)等方面推動。建議：

政策支持方面，推動國家出臺《天然氣發(fā)電行業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃》，明確支持氣電作為新型電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)電源，從發(fā)電指標(biāo)獲取、配套新能源、上網(wǎng)電價政策、前期審批流程等方面助力風(fēng)光氣儲融合項目落地，建議在全國范圍內(nèi)推行氣電“兩部制”電價及氣電聯(lián)動機制，構(gòu)建“氣電調(diào)峰+新能源”指標(biāo)捆綁開發(fā)機制，依托新能源項目收益補償氣電調(diào)峰項目，建立氣電調(diào)峰電價補償機制，通過高峰時段快速啟停收取調(diào)峰電價和補償電價。

示范應(yīng)用方面，在陸上油氣田合理布局天然氣調(diào)峰電站，提升風(fēng)光新能源大基地項目調(diào)峰能力及保障特高壓直流外送通道電源支撐；在海上油氣田構(gòu)建以風(fēng)電與天然氣發(fā)電融合發(fā)展模式，建設(shè)一批風(fēng)光氣儲新能源大基地項目，努力打造“低碳”“零碳”油氣田。

技術(shù)攻關(guān)方面，加快天然氣與氫能共輸共用材料、設(shè)備等技術(shù)研發(fā)，為新建儲運設(shè)施開展混氫、純氫運輸?shù)於夹g(shù)基礎(chǔ)，加快開展不同鋼級天然氣管道摻氫運輸示范項目；積極開展燃?xì)廨啓C、微電網(wǎng)、微能網(wǎng)等技術(shù)研發(fā)，構(gòu)建源網(wǎng)荷儲一體化智慧能源系統(tǒng)，推動多種能源間的生產(chǎn)、輸送、利用協(xié)同，實現(xiàn)多種能源耦合。