天然气不再仅仅是“桥梁能源”，而是可再生能源的最佳搭档，共同构建新型电力系统的稳定基石。
随着“十五五”规划临近，我国能源体系正加速向低碳化、智能化方向转型。在这一进程中，天然气与可再生能源的融合发展已成为构建新型能源体系的关键路径。这种融合不仅能解决可再生能源的间歇性和波动性问题，还能为天然气行业在能源转型中开辟新的发展空间。
01 能源转型背景下的必然选择
在“双碳”目标引领下，我国能源结构正经历深刻变革。当前，全国非化石能源发电量占比已从2012年的21.4%提升至36.2%，风电、光伏发电年均新增装机容量连续多年超过1亿千瓦，占电力总装机容量比重超过37%。
可再生能源大规模发展带来了电力系统调节难题。由于可再生能源“看天吃饭”的特性，其发电出力在年、月、日、时等时间尺度上都会大幅波动，需要灵活可靠的调节电源来保障电力系统稳定运行。
天然气发电凭借其灵活、高效、清洁、低碳的优势，成为弥补可再生能源随机性、波动性和间歇性不足的理想选择。天然气发电机组可以秒级响应需求，并长周期运行，是当前唯一可以实现这一目标并长周期运行的调节手段。
国家发改委2024年8月1日修订印发的《天然气利用管理办法》明确提出，天然气要从替代高碳能源为主转向替代高碳能源与支撑可再生能源发展并重，成为促进高比例可再生能源发展的重要伙伴。
02 多元融合路径与实践探索
（1）天然气与光伏发电互补
光伏发电受日照变化影响，在一日之内会出现谷-峰-谷的波动起伏。日出后光伏发电出力增长，午间达到峰值，日落后归零。这种小时级、大负荷的调峰需求正是天然气发电机组的擅长领域。
我国东部的江苏、浙江等光伏发电大省，已配备了大规模的天然气发电机组。山东青岛建设了海上光伏发电+陆上9F重型燃气机组项目，平时以光伏发电为主，顶峰时段和夜间则由天然气发电，实现了太阳能资源的充分利用和平稳供电。
青海省海西地区的光伏发电-天然气发电-储能一体化项目展示了更先进的融合模式。该项目包括6000兆瓦光伏发电机组、2000兆瓦燃气发电机组及储能电池系统。
实际运行表明，白天光伏发电时，天然气发电出力降低，晚上光伏发电为零时，天然气发电出力增加，实现全时段电力稳定供应。
（2）天然气与风电协同发展
与光伏发电相比，风力变化的随机性更大。在无风、微风或风力过大时，风电机组都难以正常出力，需要天然气发电提供灵活调节。
美国科罗拉多州的案例展示了天然气与风电融合的成功模式。Xcel Energy公司开发了700兆瓦的风力发电项目，并配套建设了备用燃气发电机组；天然气供应商则利用枯竭油气藏建设了工作气量为3亿立方米的地下储气库，并将其全部租赁给电力企业，租约长达32年。
我国新疆达坂城则创新性地采用了天然气发电联动供热模式。在每天电力需求高峰时段利用燃气锅炉供热，其余时间则使用附近风电企业富余风电供热，满足了当地40万平方米8000余人的采暖需求，每个供暖季可减少煤炭消费1.8万吨。
（3）天然气与氢能深度融合
氢能产业与天然气产业链具有相似特征，为两者融合发展提供了基础。天然气与氢能在产业链上下游各环节均可实现协同，包括制氢、储运和利用。
在浙江平湖市，全国首个城燃-氢能制储掺输分用一体化示范项目已建成投运。该项目涵盖绿电制氢、管道储氢、天然气掺氢、管道混输等全产业链，设计天然气掺氢比例30%，较新建纯氢管道可大幅降低投资成本。
按2022年浙江省用气量计算，该项目每年可减少二氧化碳排放量5.6万吨，节约至少5.4万千瓦时电能。预计到2030年，我国通过天然气管道掺氢可具备消纳绿氢150万吨的能力，全产业链年产值将达500亿元。
03 区域差异化发展策略
（1）中东部地区：布局调峰气电
在广东、浙江、江苏、山东、河北等中东部重点省份，新能源电力装机增长迅速，调峰需求极为迫切。这些地区应当积极布局一批调峰燃气电厂，构建终端侧气电与新能源发电就近利用模式，为未来新增的新能源并网提供调峰服务。
广东电力现货市场的实践表明，在晚高峰时段，电价可能触及峰值，考虑电厂成本后，折合天然气价格约2.7元/立方米，使部分拥有低价气源的天然气发电厂可以实现效益发电。这为通过市场机制解决气电经济性问题提供了可行路径。
（2）沿海地区：海上风电与天然气协同
沿海地区是我国重要的电力负荷中心，应充分发挥海上风电与海上油气资源协同开发优势。未来可打造“海上风电+天然气协同开发+气电”模式，通过气电作为调峰电源，提高海上风电资源获取的可能性和消纳能力。
远期可实现海上风电制氢，将多余电能转化为氢气储存，解决新能源电力储存难的问题；也可将氢气通过船舶或掺入天然气管道输送上岸，供终端用户使用，实现多能融合。
（3）西北地区：可再生能源基地化利用
我国西北地区风、光资源丰富，2013—2021年，风电、光伏发电等可再生能源装机容量增长近40%。可在这些地区打造“可再生能源+气电”能源基地，通过天然气发电的调节能力，保障可再生能源电力的稳定外送。
鄂尔多斯碳中和研究院提出了“燃气发电123发展策略”，其中包括“气电联营”发展模式、天然气与新能源就地消纳和基地外送两种融合模式，以及建立气电联动/容量电量两部制电价机制等创新举措。
04 面临的挑战与推进建议
（1）提升天然气应急调峰能力
目前，我国储气调峰能力仍存在不足。多数储气设施按“注气期平稳注入，采气期平稳采出”设计注采能力，最大日注采能力难以满足突发应急需求。
相比之下，美国用于风电调峰的Totem储气库配备了35天采出的采气能力，单位库容采气能力约为我国储气库的3—4倍。因此，需要加强储气设施建设，提高应急注采能力，确保天然气“注得进，采得出”。
（2）探索创新商业模式
当前我国天然气发电受制于资源、气价、电价等多方面因素，其调峰、清洁属性尚未能完全体现，大部分项目面临经济性挑战。
应积极探索天然气发电+可再生能源协同发展的商业模式。在天然气+可再生能源外送项目中，天然气发电保障可再生电力平稳输出，减少弃风弃光；可再生电力则摊薄天然气发电成本，使之可以承受更大气价波动。
电力现货市场的建设为解决这一问题提供了契机。2023年底，国家发文要求进一步加快电力现货市场建设工作，这为业界提供了解决天然气发电发展和可再生能源消纳问题的市场机制。
（3）加强政策支持与标准制定
天然气与可再生能源融合发展需要合理的政策支持和配套措施。应加快构建和完善电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场相衔接的电力市场体系，通过市场机制体现天然气发电的调峰价值。
同时，需要加强技术标准制定，特别是在天然气管道掺氢等领域，要完善掺氢比、混氢工艺、管材相容性及终端设备适应性等方面的技术标准，确保融合发展的安全可靠。
“十五五”时期将是天然气与可再生能源深度融合的关键阶段。随着新型电力系统建设的推进，天然气发电装机预计将从2020年的约1亿千瓦增长至2030年的2.2亿千瓦，到2050年可能超过3亿千瓦。
未来，能源企业将不再是单一的燃气供应商，而是综合能源服务商。如北京燃气集团已经由“专注燃气”向“专注能源”战略升级，以天然气业务作为主体保障，逐步拓展可再生能源和新能源。
通过天然气与可再生能源的协同发展，我国能源体系将更加清洁、低碳、安全、高效，为“双碳”目标实现提供坚实支撑。
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