王小林 成金華 陳軍 肖建忠

摘要：基于能源設備產能資本彈性-粘性特征，解構了產能投資、設備資產動態(tài)演變過程;建立能源替代系統(tǒng)動力學模型，揭示了我國天然氣消費替代帶來的能源供應安全沖擊和能源設備資產擱淺的形成機理;模擬分析2019—2050年天然氣替代下能源消費結構、供應安全和產能設備資產擱淺變化，提出了保障我國能源轉型安全的能源結構優(yōu)化路徑。研究結果表明：①我國煤炭和石油產能資本存量過高，使市場形成了對傳統(tǒng)化石能源消費的路徑依賴，是天然氣替代和能源清潔化轉型的資本阻力，這也決定了采用天然氣替代實現能源結構轉型將是一個長期、漸進過程。②維持現有碳價（50元/t）和天然氣溢價（-11472元/toe）不變，到2050年我國天然氣消費占比12%左右，以煤炭和石油消費為主的能源結構未得到根本性改觀。③提高碳價、降低天然氣溢價可以加大天然氣對煤炭和石油的替代、強化電力等清潔能源消費的市場導向，但這是以降低能源供應安全和傳統(tǒng)化石能源資產擱淺為代價的。④天然氣替代的政策應該遵循能源產能資本彈性-粘性對能源結構優(yōu)化路徑的資本成本約束。為有效降低傳統(tǒng)化石能源資產擱淺程度，且提高能源供應安全水平，我國可采取三種優(yōu)化方案：天然氣溢價降低60%;溢價降低從20%逐步增至60%;碳價從100元/t逐漸提高到600元/t，同時溢價降低從20%逐步增至60%。到2050年，這三種方案均可提高天然氣消費占比到20%左右，降低煤炭和石油消費占比至60%以下。⑤保障我國能源轉型安全需要加大碳市場和天然氣市場改革與建設力度，充分發(fā)揮價格機制對能源消費和產能設備投資的市場調節(jié)作用;加強政府對能源市場投資的宏觀調控，逐步減少煤炭和石油產能投資，增加天然氣和電力等清潔能源產能投資。

關鍵詞：天然氣替代效應;能源轉型安全;資本彈性-粘性;設備資產擱淺;系統(tǒng)動力學模型

中圖分類號F062.1;X24文獻標識碼A文章編號1002-2104（2021）03-0138-12DOI：10.12062/cpre.20200604

作為從傳統(tǒng)化石能源向清潔可再生能源過渡的重要橋梁，天然氣在降低碳排放和促進人類社會可持續(xù)發(fā)展過程中起到重要作用，已成為世界各國能源結構優(yōu)化、低碳化戰(zhàn)略選擇[1-2]。近年來，我國政府出臺了“大氣污染防治行動計劃”和“加快推進天然氣利用的意見”等一系列政策，有力地推動了天然氣消費[3-4]。天然氣消費在一次能源中占比上升到7.8%，但距《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》天然氣占比10%的預期目標仍有較大差距。國內外研究認為，到2050年我國天然氣和電力消費應該達到20%和37%以上，才能實現能源清潔化轉型[2，5]。然而，天然氣替代傳統(tǒng)化石能源政策的實施并不順利，例如，2017年底到2018年初天然氣供應短缺造成的大范圍“氣荒”沖擊了能源系統(tǒng)供應安全，使得“煤改氣”政策備受質疑和反思[6]。這意味著，政府主導下的天然氣替代扭曲了能源市場配置，不僅可能阻礙能源轉型進程[7]，而且還可能造成能源資產擱淺，進而影響能源轉型安全[8]。天然氣替代傳統(tǒng)化石能源帶來的供應安全和資產擱淺已成為我國能源轉型和結構優(yōu)化不可忽視的問題。不僅如此，短期內大幅提升清潔能源比重會增加能源轉型的經濟成本、影響能源供應的穩(wěn)定性，而合理高效的能源消費結構是能源系統(tǒng)供應安全的有效保障[9-10]。因此，如何尋求天然氣對傳統(tǒng)化石能源的最優(yōu)替代路徑，優(yōu)化能源消費結構、保障能源供應的持續(xù)與穩(wěn)定，是我國能源轉型安全亟待解決的關鍵問題。

1文獻綜述

現有文獻研究主要著眼于能源替代的驅動機制、成效及影響因素等方面。如郭楊和李金葉[11]、倉定幫等[12]研究發(fā)現技術創(chuàng)新是新能源替代化石能源的核心推動力，能有效降低新能源成本，加快新能源對傳統(tǒng)化石能源的替代進程。Blanco等[13]采用多準則方法，測度了替代政策選擇對社會福利和經濟發(fā)展的影響。湯韻和梁若冰[14]利用計量分析了天然氣替代煤炭的環(huán)境效應，認為強制實施“煤改氣”將會增加企業(yè)和社會負擔，政府應循序漸進，利用干預政策在能源市場中對企業(yè)產生間接影響。Labandeira等[15]針對能源需求的價格彈性進行元分析，發(fā)現提升替代能源替代效應能強化能源轉型政策的有效性和持續(xù)性。也有學者從經濟和技術層面對替代合理性進行了討論，如劉平闊和王志偉[16]構建了一個不同轉型模式合理性的內因判定模型，認為通過電能替代煤炭和石油及清潔發(fā)電替代火力發(fā)電的替代方案難以滿足我國現階段能源轉型目標要求。還有學者利用CES生產函數、超越對數生產函數和CGE模型，從投入產出角度宏觀分析了技術、勞動力、資本與能源之間在?？怂咕庀碌南嗷ヌ娲鷱椥?，力圖揭示生產方式變化對能源轉型的影響[17-19]。

能源安全研究范圍較寬泛，可以分為“能源供應”“能源轉換和分配”以及“能源需求”等子系統(tǒng)的安全和風險[20]。目前，國內外對能源供應安全研究領域不斷拓展，從能源供應多元化轉向能源互聯互通、系統(tǒng)穩(wěn)定性和供應彈性[21-22]，以及資產擱淺對能源安全的影響[23]。如Guo和Hawkes[24]研究認為氣候政策不確定性、去碳化速度和可再生能源競爭是天然氣生產和進出口基礎設施資產擱淺的主要原因，美國和澳大利亞等國家面臨天然氣出口設施資產擱淺的風險。Ansari和Holz[25]則分析了氣候變化不確定性對發(fā)展中國家化石燃料儲量、運輸基礎設施和相關產業(yè)資產擱淺的沖擊，認為中國煤炭產業(yè)以及中東和拉丁美洲石油產業(yè)面臨更大資產擱淺風險。資本投入能直接影響能源替代產生的轉型速度和環(huán)境效益[26]，而轉型速度關乎資產擱淺水平，即受向下升值影響的資產或因轉型而提前轉化為負債的資產[8]。能源替代必然伴隨著產能資本過早剝離、造成資產擱淺，這既產生了高昂沉沒成本，也不利于保障能源轉型過程的供應安全[27-28]。

從上述文獻來看，能源替代主要側重于能源結構優(yōu)化的路徑和政策選擇，而較少從微觀層面分析能源產能設備沉默成本對能源替代的成本約束。產能資本具有長期彈性和短期粘性（Putty-Clay）的異質性特征[29]，而能源結構轉型必然出現能源資本的擱淺或者損失，但激進的能源替代政策將導致傳統(tǒng)化石能源設備資產強制性退出能源系統(tǒng)，這可能引發(fā)能源系統(tǒng)安全和系統(tǒng)性風險[8，27-28]。Moxnes[30]、Abada等[31]將Putty-Clay理論嵌入能源系統(tǒng)，從能源產能資本異質性角度，微觀揭示出OECD成員國能源市場競爭性選擇對能源替代的影響機理，未進一步深入研究天然氣替代對能源轉型需求安全的影響。同時，歐洲能源市場中的各能源成本差異較小，有利于市場機制在能源替代中發(fā)揮主導作用[32]。我國天然氣替代傳統(tǒng)化石能源的動力不僅僅來自市場選擇，更受到政府對能源結構優(yōu)化的政策驅動[11]。同時，煤炭、石油、天然氣和可再生能源成本差異顯著[16]，市場機制主導能源替代進程可能達不到政府預期，而過強的政策性干預能源替代更可能沖擊潛在的能源轉型安全。

有鑒于此，基于資本彈性-粘性理論，建立能源替代系統(tǒng)動力學模型，揭示天然氣消費替代效應引發(fā)的能源供應安全和資產擱淺風險的形成機理，從能源結構優(yōu)化、供應安全和資產擱淺三個維度，分析并綜合評價能源轉型安全，提出適合我國天然氣替代的市場和政策激勵優(yōu)化方案，以期為我國能源結構優(yōu)化和轉型安全提供理論、方法借鑒和政策支持。

2模型構建與校驗

2.1能源替代系統(tǒng)力學模型

產能設備是能源轉化為能量的關鍵物理紐帶，例如，火力、水力以及光伏發(fā)電等所依存的設備系統(tǒng)。能源市場供應和消費量都依賴產能設備容量大小，而設備容量則是由產能資本投資和資本存量決定的[30]。能源替代受到產能成本、市場選擇、投資競爭、資本流動以及資本投資變化等影響，為此，將能源替代過程劃分為四個階段，結合系統(tǒng)動力學方法，建立能源替代系統(tǒng)動力學模型。

階段一：產能成本計算。能源設備產能成本由建設成本、運營成本、環(huán)境成本和溢價四部分構成，如式（1）所示。

Ci=CCiPBTi+OOi+Pi+QCO2i×PCO2Ei-PRi（1）

Ci為第i種能源的產能總成本;CCi是產能設備建設成本，一般在投資回收期PBTi內分攤到總成本當中。OOi為單位產能運行成本;Pi為第i種能源市場價格，對產能企業(yè)而言，市場價格轉化為企業(yè)生產成本的一部分。QCO2i是單位能源消費產生的CO2排放量，Pco2為碳交易價格，將能源消費產生的環(huán)境成本內部化;Ei為設備產能效率，反映了能源企業(yè)的技術水平。PRi是溢價，為影響第i種能源消費、但沒有納入到模型中的因素，例如靈活性、可供性、清潔能源補貼以及上網電價等[30-31，36，38]，間接反映能源消費政策性影響。

階段二：能源市場選擇。市場選擇表現為能源間相互替代，實質上是能源市場對產能資本的投資競爭，而產能成本是市場投資決策的依據[33]，也反映了產能投資對市場的響應，表現為產能資本彈性[31]。對于單個能源生產企業(yè)而言，當天然氣產能成本低于煤炭或石油產能成本，企業(yè)對天然氣產能進行投資，形成天然氣對傳統(tǒng)化石能源替代;否則，企業(yè)將投資轉移到煤炭和石油產能上，產生天然氣逆替代;而對生產部門而言，群體投資決策呈現出多項Logit選擇特征[30]，表示為式（2）。

Si=e-αCi∑ie-αCi（2）

Ii=SiI（3）

其中，α為非負參數，i，Si∈[0，1]，且∑iSi=1，份額Si是關于總成本Ci的遞減函數。第i種能源的產能投資Ii由Si和所有能源產能設備總投資I決定，見式（7）。

階段三：產能資本轉化與流動。產能資本轉化與流動過程可以用式（4）—（6）表示，具體而言，新增投資Ii增加了新設備產能資本量KNi;KNi經過設備生命周期（T）的一半后轉化為舊產能資本KOi，增加了KOi存量;而KOi經過T/2周期折舊后，轉化為折舊資本DOi，并被淘汰?？梢?，當新增投資確定后，能源產能資本新、舊轉化和折舊淘汰過程，遵循了資本自身運行規(guī)律，并不受市場選擇影響，表現為能源設備資本粘性，進而形成了能源替代的資本成本約束。

dKNidt=Ii-2KNiTi（4）

dKOidt=2KNiTi-2KOiTi（5）

DO=∑iDOi=∑i2KOiTi（6）

階段四：總產能投資驅動。為保障能源系統(tǒng)持續(xù)、穩(wěn)定運行，需求根據能源供需差來調整總產能投資，投資過程可以式（7）和（8）表示[30-31]。如果總需求（ED）等于總產能（K）時，則f（x）=1，新增投資I用以彌補產能折舊DO，即I=DO;如果ED>K，則f（x）>1，此時I>DO，產能凈增加;如果ED

I=DO·f（ED-K）TI·DO）（7）

其中，設備總產能K=∑iKi，Ki表示i種能源設備總產能資本，Ki=KNi+KOi。f（x）為分段連續(xù)函數，如式（8）。

f（x）=x+1ifx≥0

f（x）=eβxifx<0（8）

引入產能利用率U衡量總產能和總需求之間的平衡程度，并據此估計不同能源的市場需求如式（9）所示：

U=EDK（9）

假定每種能源的產能利用率與能源市場總體水平相似，即對于第i種能源而言Ui=U，因此第三種能源模擬需求值i為：

i=UiKi=EDKiK（10）

2.2模型參數優(yōu)化

模型中存在KNi，KOi，PRi，α（i=煤炭，石油，天然氣，電力）等需要優(yōu)化的參數，鑒于系統(tǒng)模型的非線性特征，文章采用遺傳算法對其優(yōu)化求解[34]。將待優(yōu)化的參數編碼為有13個基因位的實數染色體：（KN1，KO1，PR1，KN2，KO2，PR2，KN3，KO1，PR3，α），目標函數e，表示為各能源歷史消費量Dti與模擬需求量i間差異的絕對值之和，如式（11）所示。遺傳算法的參數設置為：種群數Poposize=400，最大迭代數為：Maxgen=5000;選擇、交叉和變異率分別為：Ps=0.2，Pc=0.02和Pm=0.001。

e=∑i∑t|Dti-|（11）

2.3模型校準及檢驗

研究對象為我國煤炭、石油、天然氣和電力。需要說明的是，在文中電力包括核電、水電、風電以及太陽能發(fā)電等一次清潔可再生能源，不包括煤炭、發(fā)電等轉化過來的二次能源，后文表述為電力或電力等清潔能源。樣本數據期為2000—2018年，能源消費量數據來自《中國能源統(tǒng)計年鑒》，煤炭價格來自國際貨幣基金組織，石油和天然氣價格來自《BP世界能源統(tǒng)計年鑒》，電力價格來自國家能源局，部分數據來自IEA統(tǒng)計年鑒。參數初始值見表1，噸油當量用toe表示。

經過遺傳算法優(yōu)化，得到最優(yōu)參數（表2），進而將參數代到模型中，模擬得到2000—2018年四種能源消費量，并與實際消費量比較（圖1）。煤炭初始設備產能資本存量（KO+KN）最大，石油和電力次之，天然氣最小。這表明煤炭產能資本粘性最強，能源市場過度依賴煤炭消費。這一結果較為真實地反映了當前我國能源生產領域發(fā)展現狀：工業(yè)化進程長期以來所形成的以煤為主的能源結構，保障了國民經濟的高速發(fā)展，但是產生了具有特殊國情的煤炭產能投資路徑依賴。與此同時，作為高效能源，石油和電力在我國經濟社會可持續(xù)發(fā)展中表現出了重要的保障效能，并在國家安全戰(zhàn)略中顯現出了日益重要的作用，在高質量發(fā)展目標驅動下，其市場消費主要受到兩者新產能資本存量（KN）不斷增強的驅動。當然，天然氣作為清潔低碳能源的重要來源，在環(huán)境規(guī)制政策倒逼綠色生產方式轉型的背景下，其產能資本存量雖小，但已經具有了一定市場基礎。市場對能源消費的偏好是能源供給的動力之源，市場經濟條件下，能源消費價格及其所反映的生產成本，有機銜接能源供給與消費，成為能源生產體系的“晴雨表”和以引領能源企業(yè)生產行為的“風向標”。模擬結果顯示，我國煤炭和天然氣的溢價成本PR分別為-988元/toe和-11472元toe，而電力和石油溢價成本為正，這表明市場偏向于石油和電力等能源

消費。同時，碳排放政策降低了煤炭消費偏好，而過高的天然氣溢價則形成了天然氣替代煤炭和石油的成本阻力。采用誤差檢驗法（MAPE）計算出煤炭、石油、天然氣和電力預測精度，分別為1.60%、4.1%、8.98%和6.74%，均小于10%，即擬合量和實際結果比較吻合。這表明，模型能從資本彈性和粘性角度動態(tài)捕獲能源設備資本投資和產能資本流動的過程，揭示出能源結構優(yōu)化的資本成本約束機理。

3天然氣消費替代效應

用交叉價格需求彈性來度量天然氣替代效應，模擬出了2000年、2004年、2008年、2014年和2018年這五年的天然氣價格需求曲線，以及天然氣對煤炭、石油和電力替代彈性（圖2），以此分析天然氣價格變化對產能資本彈性-粘性影響，以及由此產生的天然氣替代效應引發(fā)的供應安全和產能資產擱淺問題。

從天然氣需求曲線來看（圖2（a）），價格在0～15000元/toe區(qū)間時，市場需求隨著價格增加而減少，產能投資隨之減少，見式（2）、（3），表現為產能資本彈性，這為天然氣供應提供了一定的彈性空間（圖2（a）中帶陰影柱狀圖）。而當價格超過15000元/toe時，市場消費表現出剛性需求，產能資本存量（KO+KN）并沒有隨之降低，表現出資本粘性，這確定了供應安全的最低臨界值（圖2（a）中紫色水平虛線）。如果天然氣供應低于資本存量，則導致產能設備不能提供足夠能量滿足市場需求。可見，產能資本存量為衡量能源供應安全提供了參考，存量越大，市場面臨供應安全與風險越大。在2000—2018年，我國天然

氣供應彈性空間逐漸增大，提高了價格調節(jié)市場供需能力，而天然氣資本存量上升導致市場面臨更大供應安全。例如，2018年天然氣消費量約為2×108toe（約為2.8×108m3），進口量約占總消費量的43.5%，這也為我國天然氣對外依存度不斷上升提供了佐證[35]。

天然氣對煤炭、石油和電力的替代彈性呈現出先增加后降低的偏態(tài)分布，替代彈性峰值出現在價格7200元/toe左右，高于現有平均價格（4200元/toe），如圖2（b）—圖2（d）所示。提高天然氣價格，加快了對煤炭、石油和電力等能源的替代，但也會刺激天然氣產能投資、增大天然氣供應壓力。隨著資源供應增加，天然氣對煤炭、石油和電力的替代彈性也逐漸增大，而彈性峰值對應的價格逐漸向右移（圖2），這意味著充足的天然氣供應推動了市場擴張，也潛在地降低了天然氣溢價，減小了替代成本。石油交叉彈性最大，電力次之，而煤炭最小，且彈性均小于1%。雖然彈性較小，但是這三種能源消費基數大（圖3），以2018年消費量計算，天然氣對煤炭、石油和電力的最大替代量分別為650×104toe、500×104toe和240×104toe。這表明，在市場機制作用下，天然氣可以對這三種能源實現有限替代，增大能源之間的互補性，有利于防范短期內能源供應短缺誘發(fā)的能源系統(tǒng)供應安全和風險。

天然氣對煤炭、石油天然氣替代產生了能源資產擱淺和投資增加的負、正兩種效應（圖3）。隨著天然氣價格增大，其產能資本投資逐漸減少，煤炭、石油和電力資產擱淺也逐步降低;當價格超過3000元/toe，天然氣產能資本卻面臨擱淺，而煤炭、石油和電力產能資本投資隨著價格增加而增大。然而，當價格超過15000元/toe，資本存量達到了產能資本的下限和上限，產能資本粘性阻滯了天然氣替代。由此可見，天然氣

產能資本投資是以其他三種能源資產擱淺為代價的，而過高的市場價格將導致其天然氣自身資產擱淺和投資萎縮，反而刺激了煤炭、石油等能源資本投資。我國面臨天然氣資源供應緊缺的客觀現實，市場化改革過快將推高天然氣價格，不僅會導致自身資本大幅度擱淺，而且也為傳統(tǒng)化石能源投資提供了潛在的逆增長空間。這不僅不利于天然氣市場發(fā)展和能源結構優(yōu)化，也會給能源系統(tǒng)供應安全帶來沖擊。因而，能源替代過程應該遵循產能資本彈性-粘性對能源結構優(yōu)化的資本成本約束，綜合考慮供應安全與資產擱淺之間的平衡，尋求能源結構優(yōu)化路徑。

4我國天然氣消費替代效應情景分析

由前述分析可以知道，市場價格機制只能在彈性供應空間發(fā)揮作用，難以在短期內調節(jié)傳統(tǒng)化石能源產能資本存量，不能有效推動天然氣對傳統(tǒng)化石能源替代，達到能源結構優(yōu)化目的。因而，需要制定合適的能源政策驅動天然氣對煤炭和石油替代，鑒于投資（PBT）、技術效率（E）并不能有效推動能源替代，主要考慮了市場和政策激勵，即碳市場價格和天然氣溢價[36]。情景分析到2050年我國天然氣替代效應帶來的能源結構變化、產能資產擱淺和供應安全，綜合評價兩種政策對我國能源轉型安全的影響。

4.1情景設置與能源結構優(yōu)化

將2019年作為基準年，考慮能源強度、經濟增長和人口變化等因素，借鑒嚴良等[37]研究方法，預測出2019—2050年我國能源總消費量，采用隨機漫步方法生成四種能源市場價格序列。具體情景及方案見表3。

（1）基準情景（BAU）：碳價為50元/t，天然氣消費溢價PR保持不變。

（2）市場情景（CBP）：2019年我國最高碳價為11美元/t，而瑞典等碳價高達127美元/t。據預測，為實現全球減排目標，到2020年最低碳價范圍應為40～80美元/t[36]。結合我國碳減排目標，采用OECD國家的中間碳稅政策，設置三種方案：CBPⅠ為碳價100元/t;CBPⅡ為碳價隨時間線性增加，從2019年的100元/t增長到2050年的600元/t;CBPⅢ為碳價600元/t。

（3）政府激勵情景（PR）：天然氣溢價過高可能是財政、稅收、投資等政策性激勵不足[34]。而深化天然氣市場改革、加大資源供給力度乃至補貼清潔能源，能夠降低天然氣消費溢價。為此，設置了三種激勵方案：PRⅠ為天然氣溢價降低20%;PRⅡ為溢價降低比例線性增加，即從2019年的20%降低水平增加到2050年的60%水平;PRⅢ為溢價降低60%。

（4）市場+政策激勵情景：綜合測度市場和政策引起的天然氣替代疊加效應，分為三種方案，即CBPⅠ+PRⅠ;CBPⅡ+PRⅡ;CBPⅢ+PRⅢ。

不同情景下2050年我國能源消費結構預測結果見圖4。

從基準情景來看，到2050年我國天然氣消費占比在12%左右，煤炭和石油消費占比超過60%，以傳統(tǒng)化石能源為主的能源結構未得到根本性改觀?；鶞是榫暗腂AU方案，CBPⅠ、CBPⅡ和CBPⅢ方案降低了煤炭消費占比，最高下降到34.2%，電力消費占比從22.3%上升到30.4%，天然氣消費占比最大也僅為15.3%，石油消費占比維持不變。這意味著，提高碳價格有利能源消費結構實現從煤炭向電力等清潔能源的跨越式轉換，但弱化了天然氣作為能源清潔化轉型的過渡作用。從政策激勵來看，PRI、PRII和PRIII方案提高了天然氣消費占比，最高達到23.1%;而煤炭和石油消費占比分別下降了約5%和3%，電力消費占比有所下降。這表明，雖然政策性激勵能夠優(yōu)化能源消費結構，但是未能推動電力等再生能源消費增長。從市場和政策激勵組合情景來看，CBPⅠ+PRⅠ、CBPⅡ+PRⅡ和CBPⅢ+PRⅢ方案同時提高了天然氣和電力消費占比，兩者綜合最高超過50%，石油消費占比在19%左右，而煤炭消費占比下降到30%。這表明，市場和政策激勵共同作用加快煤炭向天然氣和電力等清潔能源轉換，保持石油消費結構穩(wěn)定，源循序漸進推動能源結構優(yōu)化。

4.2產能設備資產擱淺

觀察2019—2050年10種方案下累積資產擱淺結果，發(fā)現天然氣替代傳統(tǒng)化石能源導致了煤炭和石油產能資產擱淺，增加了天然氣和電力產能資本投資需求（圖5）。這表明，傳統(tǒng)化石能源向清潔能源轉型必然要承受傳統(tǒng)能源資產擱淺的代價，也為低碳和可再生能源提供

了潛在的產能資本投資空間。具體而言，相比于BAU方案，碳市場價格提高了煤炭消費環(huán)境成本，增強了市場對電力等可再生能源的選擇偏好（圖4）。當采用方案CBPIII（碳價格為600元/t）時，到2050年煤炭產能資本累積擱淺量達到96×108toe，需要增加72×108toe的電力產能資本投資，以彌補煤炭資產擱淺帶來的能源系統(tǒng)產能不足的風險。政策激勵會刺激天然氣產能資本投資，導致煤炭、石油和電力產能資產擱淺和投資萎縮。在實施方案PRIII（天然氣溢價降低60%）時，煤炭、石油和電力的累積產能資產擱淺達到101×108toe，天然氣累積產能資本投資需要達到102×108toe才能夠滿足市場產能需求。市場與政策激勵相互組合產生的疊加效應促進了天然氣和電力產能資本投資，而煤炭和石油因環(huán)境成本內部化和溢價優(yōu)勢下降，其產能資產擱淺則是市場長期選擇結果。在方案CBPIII+PRIII中，煤炭和石油累積資產擱淺高達158×108toe。將三種情景對比發(fā)現，碳價政策主要強化煤炭設備產能的環(huán)境成本，通過電力等清潔能源產能投資對其產能資本產生擠出效應，即碳價政策能對傳統(tǒng)化石能源產能資本實施定向調控。政策激勵則主要減少天然氣溢價，降低天然氣替代的成本門檻，能針對性調控自身產能資本投資，不能對其他能源產能資本進行選擇性調控。而碳價與天然氣溢價政策組合兼具能源產能資本投資和擱淺的選擇和定向調控功能。

4.3能源供應安全

鑒于資本粘性和彈性對能源供給安全的影響，模擬出2050年三種情景下10種方案對應的能源供應安全臨界值、彈性供應空間（圖6），以此分析各能源品種供應安全。

從天然氣自身供應安全來看（圖6（a）），基準情景下，天然氣安全供應臨界值為4.69×108toe，彈性供應量約為2400×104toe。市場情景下，供應臨界值從4.50×108toe上升到5.23×108toe，彈性供應空間從2500×104toe擴大到2700×104toe左右，占臨界值的5%左右。政策激勵情景雖然提高了天然氣消費量，但對供應安全提出了更大的挑戰(zhàn)，如PRIII方案實施時，臨界值高達8.98×108toe，彈性供應空間約為4602×104toe，僅占臨界值的5.1%。在市場和政策激勵情境下，天然氣安全供應臨界值與政策激勵下的臨界值相當，但是顯著擴大彈性供應空間;如實施CBPIII+PRIII方案，臨界值為8.78×108toe，彈性供應空間為7477×104toe，占臨界值的8.5%。需要說明的是，CBPⅡ、PRⅡ和CBPⅡ+PRⅡ三種方案實施時，彈性供應空間占臨界值之比分別為5.38%、6.1%和6.28%，這表明，在相同安全水平下，漸進式的碳價和天然氣溢價政策更能增加天然氣供應彈性。三種情景雖然推動了天然氣消費，也抬高了安全供應臨界值，即產能資本存量，這意味著天然氣供應面臨更大的產能資本剛性約束，市場將面臨更加嚴峻的供應安全形勢。而天然氣價格調節(jié)產生的彈性供應空間約為2500×104～8000×104toe，按照1toe=1400m3天然氣計算，折合為350×108～1120×108m3，因此，通過市場手段可部分緩解天然氣供應安全。

從天然氣替代效應來看（圖6（b）、（c）和（d）），相對于BAU方案，碳價、溢價以及兩者組合政策下煤炭供應安全臨界值呈階梯式下降，影響效果大致相當，最大下降到15×108toe左右;不同的是碳價政策縮小了煤炭彈性供應空間，而碳價與溢價政策則擴大了供應彈性。相較于我國煤炭資源豐富的資源稟賦，煤炭安全供應面臨壓力降低。石油供應安全臨界值并沒有顯著降低，而是穩(wěn)定在8.26×108toe左右，只是擴大了彈性供應空間，約為1000×104～3000×104toe，增大了石油市場供需的價格調控能力，即天然氣替代能夠部分緩解我國石油市場供需緊平衡狀態(tài)。對電力等可再生能源而言，相較于BAU方案，碳價政策推高了供應安全臨界值，縮小了彈性供應空間;而溢價政策以及碳價和溢價組合政策在沒有過多增加安全臨界值的情況下，擴大了其彈性供應空間，例如，實施CBPIII+PRIII方案，臨界值為10.05×108toe左右，彈性供應占臨界值之比為1.52%。這表明，天然氣替代提高了電力等可再生能源供應彈性，強化了清潔能源消費的市場導向。

4.4情景方案比較

從天然氣消費占比、傳統(tǒng)化石能源設備資產擱淺和能源系統(tǒng)供應安全（四種能源安全供應臨界值之和）三個維度，利用三元相圖，綜合評價市場和政策驅動效應引發(fā)的能源轉型安全（圖7）。圖中三個軸的坐標值均表示相對BAU方案的消費占比、資產擱淺和安全供應量的增長或減少百分比。需要說明的是，供應量約接近BAU方案的安全供應臨界值，能源系統(tǒng)相對供應安全水平越高，反之越低。

相較于BAU，方案CBPⅡ和CBPⅢ相對煤炭、石油資產擱淺增量小于38.5%，供應安全水平維持在62.5%以上，但是天然氣消費占比增量低于12.5%;方案CBPⅠ和CBPⅡ+PRⅢ將導致煤炭、石油資本顯著擱淺超過50%，而且供應安全水平低于50%;方案PRⅠ和CBPⅠ+PRⅠ將產生相同效應，即維持較高供應安全水平和較低煤炭、石油資本相對擱淺程度，而天然氣消費占比相對增量仍然低于25%;方案PRⅡ、PRⅢ以及CBPⅡ+PRⅡ將增加天然氣相對占比40%左右，天然氣消費占比達到20%左右且能維持較低的資產擱淺程度、保持較高的能源系統(tǒng)供應安全。

總體而言，在市場和政府激勵的情景下，提高天然氣消費占比，加快了煤炭石油向電力等再生能源轉換，但是，我國將面臨化石能源資產擱淺程度加深和能源供應安全水平下降的困境。綜合考慮天然氣替代下對能源系統(tǒng)安全和傳動化石能源資產擱淺的影響，漸進式政策激勵（PRⅡ），強政策激勵（PRⅢ）以及漸進式的市場和政策激勵（CBPⅡ+PRⅡ）方案在推動我國能源結構優(yōu)化的同時，能有效控制傳統(tǒng)化石能源擱淺風險、維持較高的能源系統(tǒng)供應安全水平。

5結論與啟示

建立能源替代系統(tǒng)動力學模型，揭示了產能資本彈性-粘性對能源替代和結構優(yōu)化的資本成本約束機理，捕獲了能源轉換過程中各能源品種產能資本投資和資本存量動態(tài)演變特征，識別出了天然氣替代產生的能源系統(tǒng)供應安全和資產擱淺風險，為能源替代和轉型安全研究提供了科學的理論和方法借鑒。主要研究結論與啟示如下。

（1）2000—2018年我國煤炭和石油產能資本存量過高，形成了能源市場對傳統(tǒng)化石能源消費的路徑依賴，成為天然氣替代和能源轉型的資本阻力，這也決定了天然氣替代驅動的能源結構轉型將是一個漸進、長期的過程。天然氣替代是以整個能源系統(tǒng)供應安全降低和產能資產擱淺為代價的;而市場價格調控僅能推動天然氣對煤炭、石油和電力的有限替代，部分緩解能源供應短缺誘發(fā)的供應安全和風險。因而，天然氣對傳統(tǒng)化石能源替代應該遵循產能資本彈性-粘性對能源結構優(yōu)化路徑的資本成本約束，以降低天然氣替代對能源系統(tǒng)供應安全的沖擊和產能資產擱淺風險。

（2）如果現有碳價和天然氣消費溢價不變，到2050年我國天然氣消費占比12%左右，我國以煤炭和石油消費為主的能源結構未得到根本性改觀。能源消費結構優(yōu)化和清潔化轉型應實施積極的碳價和天然氣溢價政策，但是兩者激勵機理和路徑則不同。碳價政策主要強化煤炭設備產能的環(huán)境成本，刺激電力等清潔能源產能資本投資，擠壓煤炭產能投資，實現了煤炭產能投資轉向清潔能源產能投資路徑的定向調控，但弱化了天然氣作為過渡能源的橋梁作用。天然氣溢價政策主要降低天然氣替代的成本門檻，增加了天然氣消費和產能投資偏好，但不能對煤炭、石油和電力產能資本投資進行選擇性調控。而碳價與天然氣溢價政策組合兼具能源產能資本投資的選擇和定向調控功能，在降低煤炭和石油產能資本存量的同時，也提高了天然氣和電力等清潔能源投資，循序漸進地推動了煤炭、石油消費向電力等清潔能源轉換。

（3）碳價和天然氣溢價政策能提高天然氣消費占比，優(yōu)化能源結構，但是到2050年我國將面臨化石能源資產擱淺程度加深和能源供應安全水平下降的困境。綜合考慮政府對能源結構優(yōu)化預期、能源系統(tǒng)供應安全和傳統(tǒng)化石能源產能資產擱淺三個維度，我國應采取三種方案：天然氣溢價降低60%;溢價降低從20%逐步增至60%;以及碳價從100元/t逐漸提高到600元/t，溢價降低從20%逐步增至60%。這三種方案既能提高天然氣消費占比，達到20%左右，又能有效控制傳統(tǒng)化石能源擱淺風險、保障能源系統(tǒng)供應安全，推動傳統(tǒng)化石能源向電力等清潔能源漸進轉換。

（4）保障能源轉型安全需要加大我國碳市場和天然氣市場改革和建設力度，充分發(fā)揮價格機制對能源消費和產能設備投資的市場調節(jié)作用。一方面，通過提高碳稅增加企業(yè)煤炭和石油消費環(huán)境成本，激發(fā)更多低碳能源消費企業(yè)參與碳市場交易，誘導企業(yè)能源消費清潔化轉型;另一方面，加大我國天然氣資源供應、基礎設施建設和市場化改革，降低因供應短缺形成的負消費溢價水平，從而減少天然氣替代成本，充分發(fā)揮價格對能源替代的市場調節(jié)機制。此外，需要發(fā)揮政府對能源市場投資的宏觀調控作用，逐步減少煤炭和石油產能投資、增加天然氣和電力等清潔能源產能投資，降低能源轉型過程中的資產擱淺、防范能源系統(tǒng)供應安全風險。

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SubstitutioneffectofnaturalgasconsumptionandenergytransitionsecurityinChina

WANGXiaolin1，2CHENGJinhua1，2CHENJun2，3XIAOJianzhong1，2

（1.SchoolofEconomicsandManagement，ChinaUniversityofGeosciences（Wuhan），WuhanHubei430074，China;

2.ResearchCenterofResourceandEnvironmentalEconomics，ChinaUniversityofGeosciences（Wuhan），WuhanHubei

430074，China;3.SchoolofMarxism，ChinaUniversityofGeosciences（Wuhan），HubeiWuhan430074，China）

AbstractAcceleratingthedevelopmentandutilizationofnaturalgasandoptimizingtheenergystructureareimportanttasksforChinatopromoteenergyproductionandconsumptionrevolutionandtobuildaclean，low-carbon，safeandefficientenergysystem.However，theenergystructuretransitionwillleadtoenergyassetsstranding，supplysecurityandsystemrisks.Tosolvetheseissues，thisstudyproposedasystemdynamicmodelforenergysubstitutionsysteminlightoftheputty-clayofenergyequipmentcapital，gettingadeepinsightintothemechanismofnaturalgassubstitutioneffectsofenergysupplysecurityshockandassetsstrandingriskoftraditionalfossilfuels.Moreover，energytransitionsecuritywasevaluatedcomprehensivelyfromthreedimensionsofenergystructureoptimization，supplysecurityandassetstranding，andseveralschemesforimprovingenergystructuredrivenbynaturalgassubstitutionontransitionalfossilfuelswereputforwardforfuturepolicymakers.Theresultsshowedthat：①Thehugecoalandoilequipmentcapacitycapitalstockhasledtothepathdependenceonthetraditionalfossilenergyconsumption，whichisthecapitalresistanceofnaturalgassubstitutionandcleanenergytransition.Thismeansthattherewillbealong-termandgradualprocessfornaturalgastosubstitutetraditionalfossilenergiestorealizeenergystructuretransition.②Iftheexistingcarbonprice（50yuan/ton）andnaturalgaspremium（-11472yuan/toe）remainunchanged，Chinasnaturalgasconsumptionwillaccountforabout12%by2050，andtheenergystructuredominatedbycoalandoilconsumptionwillnothavebeenfundamentallychanged.③Increasingcarbonpriceandreducingnaturalgaspremiumcanincreasethesubstitutionofnaturalgasforcoalandoil，andstrengthenthemarketorientationofcleanenergyconsumption，suchaselectricity.However，thisisatthecostofenergysupplysecurityandassetsstrandingoftraditionalfossilfuels.④Itisnecessaryforpolicymakersofnaturalgassubstitutiontofollowthecostconstraintofcapacitycapitalputty-clayonenergystructureoptimization.Threeoptimalschemesshouldbeadoptedby2050：reducingnaturalgaspremiumby60%;decreasingthepremiumgraduallyfrom20%to60%;increasingcarbonpricegraduallyfrom100to600yuan/tonwhiledecreasingthepremiumgraduallyform20%to60%.Thesethreeschemescanincreasetheproportionofnaturalgasconsumptiontoabout20%，andreducetheproportionofcoalandoilconsumptiontobelow60%.⑤Toensureenergytransitionsecurity，itisnecessarytointensifythereformandconstructionofcarbonmarketandnaturalgasmarket，andgivefullplaytothemarketguidingeffectofpricemechanismonenergyconsumptionandinvestmentinequipmentcapital.Atthesametime，itisalsonecessarytostrengthenthemacro-controlroleofgovernmentinvestmentinenergymarkettograduallyreduceinvestmentincoalandoilproductioncapacity，toincreaseinvestmentinequipmentcapacitycapitalofcleanenergiessuchasnaturalgasandelectricity，toreduceassetstrandingintheprocessofenergytransitionandtopreventsystematicrisksofenergysupply.

Keywordsnaturalgassubstitutioneffect;energytransitionsecurity;capitalputty-clay;strandedequipmentasset;systemdynamicsmodel

（責任編輯：李琪）