唐紅君 李 洋 李欣瑤 吳佳雯

（1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院；2.國(guó)家油氣戰(zhàn)略研究中心）

2021 年3 月15 日，中央財(cái)經(jīng)委員會(huì)第九次會(huì)議首次提出要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，明確了新能源在未來(lái)電力系統(tǒng)中的主體地位。黨的二十大報(bào)告強(qiáng)調(diào)加快規(guī)劃建設(shè)新型能源體系，為新時(shí)代能源電力發(fā)展提供了根本遵循。新型電力系統(tǒng)以確保電力安全為基本前提，以滿足經(jīng)濟(jì)社會(huì)高質(zhì)量發(fā)展的電力需求為首要目標(biāo)，以高比例新能源供給消納體系建設(shè)為主線，以源網(wǎng)荷儲(chǔ)多方協(xié)同、靈活互動(dòng)為支撐，以堅(jiān)強(qiáng)、智能、柔性電網(wǎng)為樞紐平臺(tái)，以技術(shù)創(chuàng)新和體制機(jī)制創(chuàng)新為基礎(chǔ)保障，是新型能源體系的重要組成部分和實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵載體。新型電力系統(tǒng)具備四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標(biāo)，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎(chǔ)保障，共同構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的“四位一體”框架體系[1]。本文研究分析了構(gòu)建新型電力系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)，客觀評(píng)價(jià)天然氣在新型電力系統(tǒng)中的作用，充分認(rèn)識(shí)天然氣發(fā)展存在的問(wèn)題，提出未來(lái)天然氣在新型電力系統(tǒng)中的發(fā)展對(duì)策建議。

1 構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨挑戰(zhàn)

2022 年中國(guó)繼續(xù)保持世界第一大可再生能源消費(fèi)國(guó)和生產(chǎn)國(guó)地位，可再生能源占一次能源消費(fèi)的16%[2]。截至2022 年底，我國(guó)風(fēng)能及太陽(yáng)能累計(jì)發(fā)電裝機(jī)規(guī)模為7.6×108kW，在全國(guó)發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)中占比達(dá)到29.6%[3]。預(yù)計(jì)2035 年，風(fēng)能及太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)規(guī)模占比將進(jìn)一步提升，累計(jì)發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到20.7×108kW，在發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比將達(dá)到45%[4]。近年來(lái)，我國(guó)風(fēng)電、光電消納能力逐年提升，2022年風(fēng)電、光伏利用率分別為96.8%、98.3%，但隨著新能源裝機(jī)持續(xù)大幅增長(zhǎng)，局部地區(qū)新能源電源建設(shè)速度超出消納能力，能源的規(guī)?；l(fā)展和高效消納利用之間矛盾突出。例如，內(nèi)蒙古東部2022 年風(fēng)電利用率僅為90%，西藏2022 年光伏利用率僅為80%。2022 年，全國(guó)棄風(fēng)和棄光電量分別達(dá)220×108kW·h 和40×108kW·h，比裝機(jī)容量450×104kW 的煤電廠一年的發(fā)電量還多，對(duì)應(yīng)約為50 億元燃煤成本和600×104t 的CO2排放。

目前，在西班牙、德國(guó)、美國(guó)等可再生能源消費(fèi)比例較高的國(guó)家（在一次能源消費(fèi)中占比分別為21.0%、21.2%、11.3%），靈活調(diào)節(jié)電源比重相對(duì)較高，占總裝機(jī)比例分別達(dá)到31%、19%、47%[5]。天然氣發(fā)電是靈活調(diào)節(jié)電源的重要組成部分。我國(guó)各地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力不同，抽水蓄能、燃?xì)獍l(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源比重僅為6%[6]，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力嚴(yán)重不足，難以滿足可再生能源大規(guī)模高比例并網(wǎng)發(fā)電的需求，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨穩(wěn)定性、靈活性和安全性挑戰(zhàn)。

1.1 風(fēng)光等新能源的間歇性和波動(dòng)性導(dǎo)致電網(wǎng)不穩(wěn)定

光伏和風(fēng)電出力的不確定性與負(fù)荷波動(dòng)疊加，使得電力系統(tǒng)安全運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)增大。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，火電、核電、水電等常規(guī)電源基本是即發(fā)即用，波動(dòng)因素主要來(lái)自負(fù)荷。據(jù)國(guó)網(wǎng)能源研究院有限公司（簡(jiǎn)稱國(guó)網(wǎng)研究院）預(yù)測(cè)，2050 年全國(guó)最大負(fù)荷約為23.4×108kW，日負(fù)荷最大峰谷差約為6.0×108kW；而考慮風(fēng)電、光伏等間歇性可再生能源的凈負(fù)荷最大峰谷差約為8.0×108kW，占最大負(fù)荷的34.2%[7]，致使電網(wǎng)系統(tǒng)抗擾動(dòng)能力下降，調(diào)節(jié)難度增大，帶來(lái)潛在不安全因素，系統(tǒng)穩(wěn)定性降低。

在可再生能源起步較早的部分歐美國(guó)家和地區(qū)，受極端天氣影響或新能源發(fā)電波動(dòng)擾動(dòng)，高比例新能源滲透下的電網(wǎng)，大多發(fā)生過(guò)大規(guī)模脫網(wǎng)引發(fā)的停電事故，如2019 年8 月英國(guó)倫敦、2020 年8 月美國(guó)加利福尼亞州和2021 年2 月美國(guó)得克薩斯州等重大停電事故。

1.2 風(fēng)光出力與用電“錯(cuò)峰”，電力系統(tǒng)對(duì)靈活性資源需求攀升

風(fēng)電與光電出力不僅波動(dòng)性強(qiáng)，還具有逆調(diào)峰的特性。光電表現(xiàn)為“晝出夜伏”，通常發(fā)電的最大值與負(fù)荷的早高峰時(shí)段相近，具有一定“正調(diào)峰”能力，但對(duì)晚高峰用電沒(méi)有貢獻(xiàn)。風(fēng)電的“錯(cuò)峰”更加明顯，深夜負(fù)荷最低時(shí)段往往是風(fēng)電出力的高峰時(shí)刻。高比例新能源接入電網(wǎng)后將存在巨大的峰谷差，亟須配備靈活性基礎(chǔ)電源以滿足日常調(diào)峰需求。尤其是在極端情況下，新能源出力大幅波動(dòng)，更需要配備靈活性基礎(chǔ)儲(chǔ)備電源“兜底”，以保障電網(wǎng)安全平穩(wěn)供應(yīng)。

1.3 新能源發(fā)展對(duì)關(guān)鍵礦物需求猛增，成本上漲供應(yīng)安全風(fēng)險(xiǎn)加大

在碳中和愿景下，全球主要國(guó)家大力發(fā)展清潔能源技術(shù)。未來(lái)，以清潔能源技術(shù)為主的能源系統(tǒng)對(duì)關(guān)鍵礦產(chǎn)的需求將遠(yuǎn)超以化石燃料為主的能源系統(tǒng)，對(duì)鋰、鈷、鎳、銅、稀土等關(guān)鍵礦物需求量大幅增加。國(guó)際能源署（IEA）2021 年在《關(guān)鍵礦產(chǎn)在清潔能源轉(zhuǎn)型中的角色》報(bào)告中預(yù)測(cè)，到2040 年，能源行業(yè)對(duì)關(guān)鍵礦產(chǎn)的需求將比現(xiàn)在增加6 倍[8]。全球關(guān)鍵礦物分布極度不均衡，極個(gè)別國(guó)家控制了絕大部分產(chǎn)量。2020 年，全球67%的鈷產(chǎn)量來(lái)自剛果（金），70%的鋰產(chǎn)量來(lái)自澳大利亞和智利，68%的稀土產(chǎn)量來(lái)自中國(guó)和澳大利亞，43%的鎳產(chǎn)量來(lái)自印度尼西亞和菲律賓。

隨著全球近年光伏產(chǎn)能的快速擴(kuò)張，光伏原材料多晶硅料價(jià)格大幅上漲。2021 年以來(lái)，銅、鋁、鋰等礦產(chǎn)資源價(jià)格出現(xiàn)非理性上漲，2021 年5 月，倫敦金融交易所（LME）銅、鋁期貨價(jià)格均觸及10 年以來(lái)高位。同時(shí)，美國(guó)關(guān)鍵礦物清單中的50 種礦物[9]，有19 種為中國(guó)供應(yīng)，美國(guó)視中國(guó)為關(guān)鍵礦物供應(yīng)安全的主要風(fēng)險(xiǎn)，聯(lián)合盟國(guó)對(duì)中國(guó)海外關(guān)鍵礦物資產(chǎn)的打擊一觸即發(fā)，關(guān)鍵礦物海外進(jìn)口的風(fēng)險(xiǎn)增大。

2 天然氣在新型電力系統(tǒng)中的重要作用

“減碳不能減安全”。從國(guó)際經(jīng)驗(yàn)看，為保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定，高比例可再生能源入網(wǎng)都配有一定比例的靈活性基礎(chǔ)電源。氣電以其低碳、高效、穩(wěn)定、啟?？?、爬坡快、變負(fù)荷能力強(qiáng)等優(yōu)勢(shì)成為最佳靈活性電源。目前歐盟國(guó)家氣電已經(jīng)取代煤電，成為最大單一電源。

截至2022 年底，我國(guó)全口徑發(fā)電裝機(jī)容量為25.6×108kW，其中氣電為1.1×108kW，占比約4.5%。2022 年，我國(guó)天然氣表觀消費(fèi)量為3663×108m3[10]，天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)中天然氣發(fā)電占比約18%。同期，美國(guó)、英國(guó)天然氣發(fā)電用氣量分別占天然氣消費(fèi)總量的38%[11]、33%[12]，天然氣發(fā)電分別占各自總發(fā)電量的39.9%、38.4%[2]。

天然氣的發(fā)展是我國(guó)能源結(jié)構(gòu)由高碳向低碳、零碳發(fā)展不可跨越的階段。“雙碳”目標(biāo)下，天然氣的功能定位會(huì)進(jìn)一步加強(qiáng)，其清潔低碳特性可替代高碳能源，靈活易儲(chǔ)特性可與新能源相融合[13]，天然氣在我國(guó)構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中的作用將更加凸顯。

2.1 氣代煤深度減排，是助推電力系統(tǒng)碳達(dá)峰的重要抓手

根據(jù)《中國(guó)電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告2023》[14]，2022 年，全國(guó)電力行業(yè)CO2平均排放強(qiáng)度約為541 g/（W·h），而燃煤電廠碳排放強(qiáng)度為824g/（kW·h）。顯然，降低煤電碳排放水平是減少電力行業(yè)碳排放的重要手段，在由高碳能源向零碳能源轉(zhuǎn)變的較長(zhǎng)時(shí)期內(nèi)，用氣電替代煤電是碳減排的有效手段。

2011 年以來(lái)，美國(guó)加速以氣電替代煤電，已有100 多座燃煤電廠被燃?xì)怆姀S替代，推動(dòng)美國(guó)碳排放量下降5.3×108t，對(duì)碳減排貢獻(xiàn)率達(dá)65%，氣電占比達(dá)到40%。調(diào)研分析發(fā)現(xiàn)，目前全球50 多個(gè)已實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰的國(guó)家，電力行業(yè)大多選擇速降煤、穩(wěn)增氣、加快發(fā)展可再生能源的減碳路徑。從度電CO2排放水平看，燃?xì)怆姀S較燃煤電廠可減少碳排放量50%～60%，且無(wú)氮氧化物和重金屬污染物。因此，無(wú)論是富氣的北美還是貧氣的歐洲，天然氣都在電力系統(tǒng)能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化中擔(dān)當(dāng)重任。

2.2 氣電是最佳靈活電源，是以可再生能源為主電網(wǎng)的穩(wěn)定器

天然氣發(fā)電可充分發(fā)揮調(diào)峰、調(diào)頻、兜底等重要保障作用[15]。根據(jù)國(guó)網(wǎng)研究院預(yù)測(cè)，2050 年，我國(guó)風(fēng)、光等可再生能源占比將達(dá)到58%～60%，高比例可再生能源導(dǎo)致電網(wǎng)負(fù)荷的峰谷差越來(lái)越大，對(duì)靈活性電源的需求不斷攀升。借鑒發(fā)達(dá)國(guó)家經(jīng)驗(yàn)，為保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定，靈活調(diào)峰電源在電力系統(tǒng)中的裝機(jī)比例至少要達(dá)到總裝機(jī)的10%～15%[3]?，F(xiàn)階段我國(guó)靈活性電源占比僅為6%左右，亟須大幅提升靈活電源裝機(jī)，以保障新型電力系統(tǒng)的調(diào)峰需求。

目前，靈活性電源主要有燃煤發(fā)電、抽水蓄能、電池儲(chǔ)能和天然氣發(fā)電。燃煤發(fā)電和抽水蓄能受環(huán)境和站址約束，新增潛力有限；電池儲(chǔ)能成本高，較長(zhǎng)一段時(shí)間內(nèi)無(wú)法承擔(dān)大規(guī)模儲(chǔ)能需求；天然氣發(fā)電建設(shè)周期短，是響應(yīng)特性、供電持續(xù)性綜合最優(yōu)的靈活調(diào)峰電源，是確保我國(guó)高比例新能源電網(wǎng)穩(wěn)定的最佳途徑。

3 我國(guó)加快氣電發(fā)展面臨多重挑戰(zhàn)

3.1 儲(chǔ)氣調(diào)峰能力不足，出現(xiàn)冬季供氣緊張

全國(guó)天然氣供應(yīng)總體平衡，但季節(jié)性消費(fèi)不均衡，如環(huán)渤海地區(qū)消費(fèi)量峰谷差達(dá)4 倍以上。冬季取暖期供應(yīng)偏緊，如遇極端天氣，調(diào)峰氣量需求劇增，因天然氣調(diào)峰能力不足，供氣緊張局面時(shí)有發(fā)生。據(jù)國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2022 年,全國(guó)地下儲(chǔ)氣庫(kù)工作氣量約為190×108m3，LNG 接收站儲(chǔ)罐為82×108m3，兩者綜合儲(chǔ)氣調(diào)峰能力約占全國(guó)天然氣消費(fèi)量7.4%，低于國(guó)際上12%～15%的平均水平。儲(chǔ)氣調(diào)峰能力與消費(fèi)量嚴(yán)重不匹配，導(dǎo)致冬季民生用氣和發(fā)電用氣矛盾凸顯，制約氣電發(fā)展。

近年來(lái)，盡管?chē)?guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)量保持高速增長(zhǎng)，增速仍低于天然氣消費(fèi)量增速，進(jìn)口天然氣比重不斷提升，我國(guó)天然氣對(duì)外依存度逐步加大，從2012年的21%快速上升到2020 年的43%，之后保持在40%左右。一些電力行業(yè)人士對(duì)天然氣供應(yīng)穩(wěn)定性和安全性存疑，影響氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

3.2 天然氣市場(chǎng)體制機(jī)制不完善，氣電經(jīng)濟(jì)性欠佳

首先，燃?xì)獬杀酒?，?yán)重影響氣電市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。我國(guó)國(guó)產(chǎn)氣因資源品位低，開(kāi)采成本較高；進(jìn)口LNG 因“亞洲溢價(jià)”推高了天然氣進(jìn)口成本；此外，我國(guó)在2008—2012 年高油價(jià)時(shí)期簽署了一批“照付不議”的LNG 長(zhǎng)期購(gòu)銷(xiāo)協(xié)議，LNG 合同離岸價(jià)超過(guò)15 美元/106Btu（約3.5 元/m3），導(dǎo)致我國(guó)天然氣供應(yīng)價(jià)格一直偏高，電價(jià)競(jìng)爭(zhēng)力削弱。

其次，氣電在環(huán)保、調(diào)峰和調(diào)頻上的經(jīng)濟(jì)價(jià)值尚未體現(xiàn)，氣電調(diào)峰電廠發(fā)展緩慢。氣電和煤電相比，NOX、SO2、煙塵等常規(guī)污染物和CO2減排的環(huán)境價(jià)值未在經(jīng)濟(jì)上得到體現(xiàn)；氣電的市場(chǎng)化價(jià)格機(jī)制和電力輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制尚未建立，進(jìn)口高價(jià)氣無(wú)法通過(guò)電價(jià)直接進(jìn)行傳導(dǎo)，而日本和歐洲等進(jìn)口依存度高的國(guó)家，則是通過(guò)價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)保障氣電的發(fā)展和競(jìng)爭(zhēng)力；我國(guó)尚未設(shè)置科學(xué)的調(diào)峰電價(jià)，電力調(diào)峰企業(yè)無(wú)法獲得氣電調(diào)峰的合理收益；重型燃?xì)廨啓C(jī)關(guān)鍵熱部件依賴進(jìn)口，燃?xì)鈾C(jī)組檢修維護(hù)費(fèi)用居高不下，拉高了氣電生產(chǎn)成本。

3.3 國(guó)家對(duì)氣電發(fā)展的政策不明朗，氣電發(fā)展緩慢

天然氣發(fā)電所涉及的天然氣、電力、環(huán)保等部門(mén)政策不夠協(xié)調(diào)、統(tǒng)一，天然氣發(fā)電的總基調(diào)是“有序推進(jìn)、適度發(fā)展”，目前尚未出臺(tái)針對(duì)天然氣發(fā)電的政策文件，發(fā)展方向定位不清，企業(yè)和地方政府支持力度逐漸減弱；由于天然氣成本較高，氣電項(xiàng)目盈利空間有限，部分電力公司即使制定了燃?xì)怆姀S規(guī)劃，仍處于觀望階段，一定程度上抑制了氣電發(fā)展；電網(wǎng)公司不斷下調(diào)氣電上網(wǎng)電價(jià)，壓縮計(jì)劃發(fā)電小時(shí)數(shù)，增加競(jìng)價(jià)上網(wǎng)發(fā)電小時(shí)數(shù)，使得氣電發(fā)展難達(dá)預(yù)期。

4 天然氣在新型電力系統(tǒng)中的發(fā)展對(duì)策建議

4.1 明確氣電發(fā)展定位，提升電力系統(tǒng)安全性與靈活性

明確氣電在電網(wǎng)調(diào)峰的發(fā)展定位，發(fā)揮氣電的儲(chǔ)能功能，為電網(wǎng)提供應(yīng)急保障。根據(jù)未來(lái)電力結(jié)構(gòu)中各類(lèi)能源占比，確定氣電在電力結(jié)構(gòu)中的配置比例，充分發(fā)揮氣電優(yōu)勢(shì)，配合新能源調(diào)峰，提升電力系統(tǒng)靈活性與穩(wěn)定性。與新能源融合，形成多能互補(bǔ)集成供能系統(tǒng)，通過(guò)天然氣熱電冷聯(lián)供、分布式和能源智能微網(wǎng)等方式，實(shí)現(xiàn)多能協(xié)同供應(yīng)和能源綜合梯級(jí)利用，提升可再生能源發(fā)電裝置的利用率，降低整個(gè)供能系統(tǒng)的成本?？山梃b歐美等發(fā)達(dá)國(guó)家在碳達(dá)峰過(guò)程中將天然氣發(fā)電作為主要能源的做法，提高氣電等靈活電源占比，增強(qiáng)新型電力系統(tǒng)的供應(yīng)保障與系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

4.2 統(tǒng)籌天然氣與新能源融合發(fā)展，打造“氣風(fēng)光水”一體化示范區(qū)

我國(guó)西北地區(qū)風(fēng)、光和天然氣資源豐富，西南地區(qū)水電和天然氣資源豐富，東部沿海地區(qū)有豐富風(fēng)力資源和LNG 接收站優(yōu)勢(shì)，應(yīng)因地制宜積極探索天然氣與可再生能源融合發(fā)展。統(tǒng)籌水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電和天然氣發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)，推動(dòng)設(shè)立“氣風(fēng)光水”合作示范區(qū)[13]，發(fā)揮油氣企業(yè)與發(fā)電企業(yè)各自的資源與技術(shù)優(yōu)勢(shì)，以股權(quán)融資、交叉持股或并購(gòu)整合等合作方式成立控股公司。

建議將氣電與可再生電力“捆綁”就地消納或外送，實(shí)現(xiàn)天然氣與可再生資源相互配合，促進(jìn)可再生能源高效利用。在中部大中城市，統(tǒng)籌電、氣、熱、冷一體化集成供應(yīng)，促進(jìn)天然氣分布式能源發(fā)展。充分實(shí)現(xiàn)重點(diǎn)區(qū)域新能源發(fā)電高效消納，夏季平衡電網(wǎng)負(fù)荷、冬季為天然氣管網(wǎng)調(diào)峰，實(shí)現(xiàn)管網(wǎng)與電網(wǎng)雙向調(diào)峰，推動(dòng)氣電與風(fēng)電、光伏發(fā)電、水電協(xié)調(diào)發(fā)展。

4.3 加快建設(shè)天然氣應(yīng)急保障體系，確保供應(yīng)安全

加快天然氣調(diào)峰與應(yīng)急儲(chǔ)備能力建設(shè)，完善儲(chǔ)氣調(diào)峰機(jī)制?？山梃b美國(guó)儲(chǔ)氣調(diào)峰市場(chǎng)化定價(jià)機(jī)制和法國(guó)采用法律法規(guī)規(guī)定調(diào)峰保供責(zé)任的經(jīng)驗(yàn)，盡快通過(guò)立法明確政府、企業(yè)及相關(guān)各方的調(diào)峰保供責(zé)任，加強(qiáng)儲(chǔ)氣庫(kù)調(diào)峰和應(yīng)急儲(chǔ)備能力建設(shè),確保全國(guó)天然氣調(diào)峰氣量占消費(fèi)量的10%以上。構(gòu)建國(guó)內(nèi)外天然氣市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)機(jī)制，加強(qiáng)全球天然氣市場(chǎng)跟蹤與供需形勢(shì)研判，提高資源保障及應(yīng)急抗風(fēng)險(xiǎn)能力。

重點(diǎn)加快推進(jìn)中亞D 線、中俄西線和俄遠(yuǎn)東線合作進(jìn)展，確保管道氣合同氣量按期按量供應(yīng)。積極拓展“一帶一路”沿線、南半球和赤道地區(qū)國(guó)家LNG 進(jìn)口量，降低冬季大幅減供風(fēng)險(xiǎn)。建立天然氣全球資源池，推動(dòng)LNG 產(chǎn)品全球采購(gòu)，力爭(zhēng)2030 年管道氣進(jìn)口量達(dá)到（1200～1300）×108m3、LNG 進(jìn)口量超過(guò)1500×108m3，提高我國(guó)進(jìn)口資源保障能力。

夯實(shí)國(guó)內(nèi)資源壓艙石作用，突出陸上深層、海洋深水和非常規(guī)天然氣三大領(lǐng)域，加大國(guó)內(nèi)天然氣勘探開(kāi)發(fā)力度和重大理論與關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，降低開(kāi)采成本，2030 年國(guó)內(nèi)天然氣供應(yīng)量有望超過(guò)2800×108m3，國(guó)內(nèi)外資源供應(yīng)能力達(dá)到5600×108m3以上，可保障全國(guó)天然氣市場(chǎng)用氣需求。

4.4 完善氣電與碳相關(guān)政策機(jī)制，大力促進(jìn)氣電發(fā)展

一是完善氣、電調(diào)峰市場(chǎng)化價(jià)格機(jī)制。鼓勵(lì)更多企業(yè)參與儲(chǔ)氣庫(kù)和天然氣發(fā)電調(diào)峰項(xiàng)目，充分借鑒成功經(jīng)驗(yàn)做法，由國(guó)家頂層設(shè)計(jì)制定具有操作性的儲(chǔ)氣調(diào)峰與氣電調(diào)峰定價(jià)辦法（發(fā)達(dá)國(guó)家高峰電價(jià)為低谷電價(jià)的3～4 倍，是均價(jià)的1.5～2 倍），落實(shí)天然氣調(diào)峰與氣電調(diào)峰價(jià)格，推動(dòng)新能源消納。二是出臺(tái)相關(guān)配套政策。明確氣電與新能源捆綁享受補(bǔ)貼和優(yōu)惠政策，統(tǒng)一上網(wǎng)電價(jià)，推動(dòng)氣電與新能源捆綁式銷(xiāo)售。三是制定反映氣電低碳環(huán)保價(jià)值的電價(jià)。通過(guò)電力市場(chǎng)和碳交易市場(chǎng)耦合作用，大力促進(jìn)天然氣等靈活調(diào)峰電源建設(shè)。四是創(chuàng)新購(gòu)銷(xiāo)方式，將發(fā)電大用戶作為直供用戶。明確大型燃?xì)怆姀S與上游供氣企業(yè)直接簽訂供氣協(xié)議的合法性，單獨(dú)修建天然氣管道或?qū)崿F(xiàn)點(diǎn)供，降低原料采購(gòu)成本。鼓勵(lì)大型燃?xì)怆姀S與天然氣供應(yīng)商合資合作，捆綁利益、共享收益。