1、中海石油气电集团有限责任公司CNOOC Gas&Power Group1CONTENTS目录未来天然气供应充足，支撑气电发展1双碳目标下的能源转型新趋势2天然气发电战略定位和发展空间3天然气发电行业政策建议42全球天然气储量丰富，近年国际LNG产能投资和建设加速，即将进入新一轮供应周期，市场将由当前供需偏紧逐步转为宽松。国内天然气供需也愈发宽松，天然气价格将逐步回归到真实成本，随着基础设施不断完善，天然气灵活调峰优势将更加显著，更有利于保障国家能源安全。3消费：2001-2022年全球天然气消费量总体呈现稳步增长态势，年均复合增长率为1.7%。从全球一次能源消费结构来看，2022年天然气消费量
2、为3.94万亿方，天然气占比在近20年保持相对稳定态势，在所有能源品类中位居第三，达24%贸易：2013-2023年，国际LNG贸易量持续增长，2023年全球LNG贸易量约4.1亿吨，年均复合增长率为5.4%需求端：增量主要来自中国大陆和欧洲，需求增量占比分别为32%和52%供应端：增长主要来自美国、澳大利亚和俄罗斯，其中美国供应增量占比51%国际回顾：全球天然气消费稳步增长，LNG贸易规模快速扩大全球天然气消费量走势万亿方00.511.522.533.544.52000192022北美南美中部美洲欧洲独联体国家中东非洲亚太2013-2023年全球L
3、NG进口情况万吨2013-2023年全球LNG出口情况万吨4 自2010年，我国天然气消费整体保持快速增长，从2010年的1076亿方增长至2023年的3945亿方，复合增长率9.7%受经济环境、国家政策变化等因素影响，天然气消费增速波动性明显，一次能源消费占比总体呈平稳上升态势国内回顾：天然气消费快速增长，能源消费占比平稳上升032058237328033067330637263663394520.2%22.1%14.2%12.8%8.1%5.7%6.5%15.3%18.1%9.4%7.8%12.7%-1.7%7.6%-5%0%5%10%15%20
4、%25%00400050002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20232010-2023年全国天然气表观消费量及增速情况天然气表观消费量增速近10年中国一次能源消费量结构演变年份一次能源消费量占能源消费总量的比重（%）(亿吨标准煤)煤炭石油天然气非化石能源 201341.7 67.417.15.3 10.2201442.8 65.817.35.6 11.3201543.4 63.818.45.8 12.0201644.1 62.218.76.1 13.0201745.6 60.
5、618.96.9 13.6201847.2 59.018.97.6 14.5201948.7 57.719.08.0 15.3202049.8 56.918.88.4 15.9202152.655.918.68.816.7202254.156.217.98.417.5202357.255.318.38.517.7数据来源：统计局，2023年数据为预估5储量：当前全球探明天然气商业可采储量188万亿方，可满足全球45年以上的生产。分区域看，40%的储量在中东，30%在独联体国家，其他主要分布在亚太、北美、非洲等地产量：2022年全球天然气产量约为4万亿方，近10年年均复合增长率约2%，整体呈现上
6、升趋势，全球主要天然气生产国为美国、俄罗斯、伊朗、中国、加拿大等产能：全球LNG液化项目进入新一轮投资“繁荣期”，产能将从当前4.8亿吨/年提升至2028年约7亿吨/年，预计供应量将由4亿吨/年提升至约6亿吨/年国际展望：全球天然气储量丰富，LNG产能急剧增加全球LNG新增产能预测百万吨002021年2022年2023年2024年2025年2026年2027年2028年2029年在建项目短期内实现FID项目实际总计万亿方全球天然气产量走势图数据来源：BP、IEA6欧洲：受俄乌形势影响，2022年LNG进口量增至1.28亿吨，增速60%，2023年降至1.26亿吨。未来俄气
7、即使进一步被LNG替代，但欧洲天然气消费整体呈下降趋势(21年5050亿方、22年4350亿方、23年降至4050亿方），预计欧洲LNG需求将保持当前水平日韩：受核、煤及新能源影响，日本LNG需求保持当前水平，韩国平均增速低于2%南亚、东南亚：消费量主要取决于价格，若LNG价格低位则能刺激该区域需求增长中国：受煤炭、新能源挤压，国产气、进口管道气竞争，LNG价格也是需求的关键因素 预计近两年国际LNG市场将由偏紧转为平衡，价格10-15美元/百万英热，2026年起转为宽松态势，供大于求形势下价格有望接近主流气源合理收益下的水平，约6-8美元/百万英热国际展望：全球LNG需求放缓，整体供大于求，
8、价格下降0 5 10 15 20 25 30 35 40 2000224202520262027202820292030JKMTTFJKM预测价格TTF预测价格欧亚气价预测美元/百万英热00000400005000060000700002022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035已投产项目产量在建项目产量预计FID项目产量LNG需求中长期全球LNG供需平衡预测万吨7国内展望：中长期天然气资源供应充足，支撑更大的发展
9、规模 需求端：预计天然气将部分替代煤炭等传统高碳能源，并承担为新能源调峰及保障能源体系安全稳定的重任，城燃、工业、天然气发电、交通等行业用气持续增长，其中天然气发电潜力大，预计2025年天然气消费量4300亿方，2030年消费量达到5800亿方城燃：包括居民、采暖、工商业及交通用气，预计用气需求稳定增长工业：主要包括玻璃、陶瓷制品加工，钢铁等金属冶炼加工，炼油、炼焦以及机械制造等领域，用气需求受价格、经济等影响大，目前天然气在工业终端用能中占比较低，预计用气需求具备增长潜力发电：在电气化加速发展的趋势下，综合考虑非化石能源发电的不稳定性，燃气发电可抓住国际气价下降的机遇，进一步发挥调峰优势，预
10、计天然气发电仍有较大发展空间，在消费结构中的占比有所提升 供应端：预计国产气、进口管道气增量可观，已签署长协合同量大幅增加，同时考虑低价现货规，未来可供资源量明显大于需求中远期我国天然气供需预测2023202420252030需求预测（亿方）3748 40204300 5800 资源量预计（亿方）37444 城燃39%工业36%发电17%化工8%2023年消费结构 当前沿海LNG接收站建设热度不减，目前已投运LNG接收站28座，总接收能力1.2亿吨/年；2025年预计投运LNG接收站40座以上，总接收能力约2亿吨/年；2030年预计投运50座以上，总接收能力2.6亿吨/年
11、左右 未来LNG设施能力能够满足每年1亿吨以上的进口LNG接卸，为我国LNG进口规模提升和天然气发电资源供应奠定基础接收站平均利用率将由2021年的80%左右下降到45%左右国内展望：LNG接收站快速布局，LNG运转和调峰能力有效提升中国LNG需求、接收站规模和利用率展望百万吨/年78%59%51%43%45%43%42%43%44%46%0%10%20%30%40%50%60%70%80%0 50 100 150 200 250 300 20224202520262027202820292030国家管网中海油中石油中石化第三方LNG需求利用率9全球能源低碳及电气化转型加
12、速，我国将保持第一大电力消费国地位。我国电力生产供应延续清洁化进展，需要规模提升电力系统调节能力，气电具备清洁环保、节能高效、调峰能力强等优点，这些特性使其在未来的电力系统中发挥重要作用。1010数据来源：IEA、国网能源研究院n 全球及我国电能占终端能源消费比重将大幅提升，并将逐步成为终端用能主力当前发达国家电能占终端能源消费25%左右，2060年电能占全球终端能源需求比重将达到53%，呈现出明显加速提升态势。2022年，中国终端电能占比为27.5%，仅次于日本30.4%，位居主要国家第二。2025年达到30%，2060年达到60%以上。n 我国全社会用电量持续正增长，保持全球第一大电力消费
13、国地位，2060年有望在当前基础上翻一番2022年，全球电力消费为28.5万亿千瓦时。全球电力需求将保持快速增长，预计2060年全球电力需求约63.9万亿千瓦时。2023年，中国全社会用电量9.22万亿千瓦时，预计2030年达到约12万亿千瓦时，2060年达到16.5万亿千瓦时左右。中国全社会用电量预测中国电能占终端用能比重预测全球及我国呈电气化发展趋势，电力产业具有较大发展空间112023年，全球可再生能源装机5.1亿千瓦，2030年将全球可再生能源装机容量增至3倍，2060年全球发电装机增至约310亿千瓦。天然气发电是全球第二大电源，美国第一大电源，欧盟第三大电源，发电量和装机占比约为20
14、%-25%。2023年我国非化石能源发电首次超过火电装机规模，比重首次超过50%。预计2030年、2060年我国电源装机规模有望达到40亿、80亿千瓦，2060年煤电装机占比将缩减至6.5%左右，非化石能源装机占比将达到90%左右。当前我国燃气发电远低于全球水平，仅占全国电力总装机4.3%。据行业预测，气电装机将保持增长态势，至2050年前后稳定在3亿千瓦左右。中国各类电源装机容量预测全球及我国电力装机保持增长，天然气发电空间广阔12中国各类电源发电量预测n 我国加快建设以新能源为主的新型电力系统，电力生产供应延续清洁化2023年，全国新能源发电量占全口径发电量15.8%，合计发电量同比增加2
15、791亿千万时，占2023年全社会用电量同比增长的48.4%。2023年6月，非化石能源发电装机容量占比达到50.9%，历史性超过化石能源发电装机容量。n 新能源发电导致电力系统波动，需要规模提升电力系统调节能力目前全国灵活调节电源装机占比约20%，其中气电约占灵活调节电源的20%；预计我国系统灵活性电源需要保持较快增长，2060年达到4倍以上。气电调节能力强，是配合新能源灵活性运行的有效电源类型灵活性改造煤电单循环气电联合循环气电抽水蓄能电化学储能调峰范围30%-100%0%-100%0%-100%-100%-100%-100%-100%启动时间停机-满载6-8小时19分钟2小时120-15
16、0秒15-20毫秒空载-满载1.5小时6-10分钟0.5-1小时30-35秒10-15毫秒爬坡速率（额定容量/分）3%-6%15%8%50%-100%50%-100%调节时间尺度日内、长周期日内、长周期日内、长周期日内、多日分钟级、日内投资成本300-700元/千瓦2600-3500元/千瓦5500-6000元/千瓦1500元/千瓦时煤电灵活性改造：电力“压舱石”，但调节性能远不及燃机，深度调峰会大大降低运行安全性、环保性和经济性；煤电灵活性改造弥补不了其碳排放方面的先天不足。抽水蓄能：技术成熟，具有大规模开发条件，但受站址资源、建设周期等因素制约，中短期难以满足灵活性需求。与电化学储能相比：
17、具有发展前景，但仍面临安全性、经济性等现实挑战，优势是为系统提供短时快速调节能力，但无法满足长周期电力调节需求。调峰气电：调节能力强，受限制小，布局灵活，较煤电更清洁低碳新型电力系统存在不稳定问题，气电是重要调节性电源1301 2023年，市场全国各电力交易中心组织完成市场交易电量5.6万亿千瓦时，同比增长7.9%。截至2022年底，我国各电力交易平台累计注册市场主体57.9万家。自2016年中发9号文印发后，我国各电力交易平台累计注册市场主体7年来增长14倍。交易规模不断增加02市场主体参与市场能力逐步提高 各类主体市场参与度和技术能力不断提升，对于交易规则的理解更加透彻，能够运用连续交易、
18、合同交易等机会调偏、减少偏差，有序参与市场交易。山东、甘肃、广东省已初步形成适用于新兴主体参与电力市场化交易的应用场景及商业模式，且形式多样。03交易品种和交易模式日益丰富 从交易品种上看，电力交易已形成电能量交易、辅助服务交易、合同交易（部分省份与电能量交易融合开展，部分省单独开展）等多交易品种。从交易模式上看，中长期市场覆盖多年、年度、多月、月度、月内交易，交易频次的提升更好地满足了市场主体灵活响应供需变化和清洁能源消纳的需求。电力市场改革为天然气发电产业提供机遇14n我国碳减排路径比欧盟、美国更为陡峭，碳减排压力更大天然气发电相比于燃煤发电能够显著减少碳排放，这一点在实现电力系统碳减排与
19、绿色发展协同的关键中得到了体现。碳市场的建立和运行机制通过法规实施对温室气体排放进行控制，这为天然气发电作为一种相对清洁的能源形式提供了市场空间。我国、欧盟、美国“双碳”减排路径对比各国碳市场2024年1-2月成交情况n我国碳交易市场正在从“地方试点市场”向“全国统一市场”过渡，处于起步阶段天然气作为一种相对清洁的能源，在碳交易市场中具有一定的优势，可以通过参与碳交易来实现低碳发展。天然气发电企业可以通过购买和出售碳排放权来获得额外的收入，这对于提高企业的盈利能力具有重要意义。通过参与碳交易，天然气发电企业可以更清晰地了解市场动态和自身碳排放的成本，从而做出更加合理的经营决策，促进整个行业的健
20、康发展。碳市场建设为天然气发电产业提供机遇15面对能源绿色低碳转型趋势、安全保供复杂形势以及市场化交易要求，天然气发电作为一种清洁高效灵活的电源，发展机遇和风险挑战并存，需研究明确天然气发电在未来能源系统中的战略定位，系统谋划发展路径。16天然气发电面临机遇发展机遇1.部分地区电力保供需要气电作为支撑电源部分地区电力安全保供、外送通道建设亟需支撑性电源，但国际舆论、区域环保政策，部分地区煤电发展受限。发展气电是川渝/青海等西部清洁能源大省及外送基地、江浙粤等经济大省及受端地区提升电力安全保障水平、提供电力电量支撑的现实选择。4.气电可为未来掺氢等新型低碳技术提供应用空间提供发展空间3.综合能源
21、服务业务发展提供新机遇 我国综合能源服务业务处于起步阶段，作为能源行业的重要战略发展方向，传统能源企业都在努力向综合能源服务方向发展。天然气发电可按需与煤电、风电、光伏、氢能等联合，实现多能互补互促发展。全球低碳转型背景下，掺氢燃氢等新兴低碳技术受到广泛关注，被认为是应对气候变化的远期技术选择之一，将为燃气轮机掺氢、纯氢燃烧改造升级和长期发展提供了新的空间。2.新能源的大规模发展需要气电作为调峰电源从供应侧看，风光等新能源快速发展，出力不确定性大幅增加；从需求侧看，三产和居民占比提高，负荷尖峰化，峰谷差越来越大。供需双侧波动叠加，季节性、时段性、区域性电力供需矛盾进一步凸显，亟需灵活调节资源。
22、而气电是调节性较强的长周期、大容量、有源的调峰资源。17天然气发电面临挑战01020304随着电力体制改革的纵深推进，经营性发用电计划全面放开，各省份将持续扩大市场竞价范围，燃机发电企业市场竞争的压力将显著增加。整体来看，现行上网电价结构不合理，定价机制不够完善，难以充分体现天然气发电的调峰效益和环境效益价值，缺少合理的定价机制和政策支持机制，气电项目经营难以长期维持。气电参与电力市场的挑战，经营存在困难我国作为能源消费大国，油气对外依存度高。新型能源体系下，外部环境对天然气供需可靠性影响因素增多。当前全球化石能源生产和基础设施投资强度仍不能完全适应能源安全发展需要，叠加新能源快速发展，中长期
23、全球能源安全面临的不确定性增加。外部环境不确定性增加，气源供应面临挑战天然气虽然较为清洁，但仍是“含碳”的化石能源，被视为实现碳中和的过渡性能源。在能源低碳零碳转型要求下，远期天然气消费需求必然呈现逐步下降趋势，天然气发电发展也将面临淘汰退出的风险。应对气候变化大环境下气电发展存在制约发电成本主要包括运行成本和维护成本，运行成本受燃料成本和利用小时数影响较大，气电以调峰电源为主，年利用小时数偏低，加剧发电成本升高；维护成本方面，由于燃气发电机组属于高精尖设备，关键部件仍需进口，技术层面缺少话语权，维护工作长期被国外厂家垄断，导致设备造价和维护费用也高于煤电机组。设备发电成本高，在电力市场中缺乏
24、竞争力风险挑战18天然气发电发展空间分析 情景设置考虑各类型电源、抽蓄、电化学储能以及氢储能的不同配置，设置了三组情景19天然气发电发展空间分析（1）政策既定情景（推荐）（推荐）（2）煤电保守情景（3）加快转型情景气电装机规模2040年达峰为3.5亿千瓦，发电量2040年达峰，年利用小时数先升后降近中期，气电不仅起到调峰电源的作用，还承担了一定的电力电量支撑作用；远期以调峰为主气电装机规模2035年达峰为3.0亿千瓦，发电量2035年达峰，年利用小时数呈现逐步下降趋势气电主要作调峰电源；考虑以煤为主，煤电总量大且退出慢，挤占了气电空间，气电最终全部退出气电装机规模2035年达峰为2.5亿千瓦，
25、发电量2035年达峰，年利用小时数呈现逐年下降的趋势气电在电力系统中作用，近中期以调峰电源为主，远期向应急备用电源转变统筹能源低碳发展和能源安全供应，既需要大力发展新能源，也需要保持一定规模的化石能源发电。上述三种情景，情景二为煤电较大规模发展、较晚退出电力系统的较极端情景，情景三为可再生能源更积极发展的较激进情景。情景一是一种更均衡的发展策略，推荐采用情景一。2021远期气电发展空间与碳减排技术进步密切相关目前看，减排路径两种：加装CCS/CCUS设备、掺氢由于单独设置了氢能发电的装机规模，故测算中常规气电的减排全部通过气电+CCUS来解决单位：亿吨政策既定情景碳排放分析天然气发电发展空间分
26、析天然气发电在新型电力系统战略定位222024-4-29 在电力系统和天然气系统中“双调峰”地位突出 既可日内短周期调峰，还可跨季节长周期调峰调节性区域性补充性 受碳排放约束，气电“补充电源”的定位愈发明确 传统电源，可提供电量、电力、频率、功角等多重支撑 区域性作用差异显著 中东部地区，发展气电替代部分煤电 西部地区，“气电+”配合新能源发展22建议进一步明确天然气发电定位和产业布局，推动天然气发电两部制电价、市场机制、碳考核等政策，为天然气发电行业可持续发展建言献策。2323建议国家进一步明确气电定位和产业发展政策新形势下气电作为灵活调节电源将发挥重要作用进一步提高我国天然气供应保障能力加
27、强技术研发，探索燃（掺）氢燃机示范优 化 产 业 布 局，推动 天 然 气 与 新 能 源融合发展天 然 气 发 电 作 为 新型 电 力 系 统 构 建 过 程 中过 渡 补 充 电 源，能 够 在能 源 转 型 中 与 新 能 源 形成 良 性 互 补，为 新 能 源发 展 提 供 辅 助 调 节 和 支撑。但 同 时 天 然 气 发 电发 展 受 到 资 源 禀 赋、能源 安 全、经 济 成 本、碳排 放 等 多 重 因 素 制 约，应 因 地 制 宜、适 当 有 序发展。通过近年来加快调峰设施建设、推进管网互联互通，天然气产量有 望 快 速 增 长，进 口LNG接收能力将大幅提升，俄气
28、东移转供中国会明显增加。为推进新形势下我国气电健康可持续发展，应进一步协调保障气源，降低我国天然气发电成本。建 议 加 大 对 天 然 气发 电 核 心 技 术 的 研 发 攻关 力 度，推 动 设 备 国 产化 和 维 修 本 地 化。加 强以 氢 为 燃 料 的 发 电 供 热燃机机组研发，打通风、光电-氢能-电热的技术路 线，实 现 风 光 电 能 的大 规 模、长 周 期 存 储 和利用。综合考虑电力电量缺口和调节能力不足问题，因地制宜推动天然气发电与新能源耦合供电协同发展，不断提高新能源消纳能力，促进能源清洁低碳转型。24建议国家进一步完善新型电力系统市场机制和电价机制01建议降低对
29、燃气机组中长期合同持仓比例的强制要求，由市场主体自行决策，避免燃气机组因启停不确定造成的中长期合约履约风险。通过进一步放开市场价格上下限等方式，拉大现货市场的峰谷价差，在高峰时段充分发挥燃气机组的顶峰作用，实现以现货市场价格信号引导燃气机组参与调峰，并为其调节价值给予相应的经济补偿。规范现货市场中必开机组的设定原则，尽量减少燃气机组不能定价的情形。进一步完善中长期和现货市场的运行机制02根据供能需求和燃气机组运行特点，建议开展差异化电价政策制定。针对年利用小时数较高的热电机组、分布式项目，实施政府差价合约或单一制电价模式，保障燃气机组运行收益。针对调峰机组可通过推动容量市场或两部制电价模式，帮助燃气机组有效回收固定成本和基本收益。推动开展天然气发电两部制电价政策25建议国家进一步完善对央企的碳排放考核机制01中央企业节约能源与生态环境保护监督管理办法提出中央企业节约能源与生态环境保护工作实施年度及任期考核，将考核结果纳入中央企业负责人经营业绩考核体系，在20222024年任期考核中，对72家能耗和排放较高的中央企业设置节能降碳考核指标。02发展燃气发电势必会增加碳排放总量、推升碳排放强度建议国家考虑气电对保障国家及地区能源安全作用，考核时区别对待、科学评估，争取对天然气发电项目进行单列，在碳排放考核中采用针对性更强的考核指标与方法。262727
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