全球天然气行业发展现状与趋势分析（2021）
今年以来，全球天然气逐渐恢复的供给仍落后于旺盛的需求，市场呈现供需错配的局面。受供需失衡、极端气候、能源转型等因素影响，天然气价格一路领涨，进而在不同能源品种和地区之间传导扩散，引发全球能源价格上升。在此过程中，全球LNG贸易格局呈现出区域间竞争加剧、相互影响加深的态势。
中短期看，全球性降碳减排趋势将为天然气消费提供较大增长空间，同时，考虑到极端天气气候事件在新旧能源系统交替之际对能源供应体系的影响，天然气在能源转型中的作用将进一步凸显。当然，天然气能否在能源转型中真正起到支撑作用，一定程度上还取决于天然气行业的温室气体减排成效。天然气市场和关键行业参与者正在探索利用CCUS技术、氢气和碳抵消机制等多种手段实现降低碳排放的可能性，天然气行业甲烷减排也有望进一步提速。
本文重点分析今年以来全球天然气市场近况和行业发展趋势，以期为我国天然气行业发展提供思考。
1.全球天然气供给偏紧
2020年受疫情和国际油价历史性暴跌影响，天然气上游生产受阻，美国、俄罗斯等主要天然气生产国产量下降，液化项目投产推迟、投资放缓。BP数据显示，2020年世界天然气产量3.85万亿立方米，同比下降3.3%，其中美国、俄罗斯-中亚地区和拉美地区产量分别下降154亿立方米、321亿立方米和194亿立方米；此外全年天然气勘探活动有所回落，全球天然气可采储量188.1万亿立方米，同比下降1.2%。
资料来源：Shell
图1 新冠肺炎疫情下LNG供应量、项目投资情况
2021年以来，随着疫情逐步受控，全球经济共振复苏，天然气产能逐步爬坡，但疫情的反复使得产能缺口始终无法全面恢复，持续的供给侧冲击导致天然气产能短缺。面对需求的快速上涨，全球天然气供给偏紧。
从区域供应的角度来看，美国在全球天然气供应中占比约24%，是全球第一大天然气供应国。美国天然气供应中超过80%用于满足国内需求，其余出口（2020年产量9150亿立方米，出口1370亿立方米），其中LNG主要出口至欧洲及亚太地区，管道气主要出口至加拿大和墨西哥。美国每年都有一定比例的天然气回注量（2020年回注量35600亿立方英尺，约占其井口气产量的10%），产能相对充足。2021年2月，美国出现极寒天气，得克萨斯州和俄亥俄州大范围停电，天然气基础设施遭到破坏，天然气产量快速下滑。8月，飓风“艾达”使美国墨西哥湾沿岸地区天然气产量再次下滑，且产量恢复不及预期。除了突发事件抑制天然气短期供给外，当前美国LNG出口装置利用率接近满负荷，而其通往加拿大和墨西哥的管输能力很难转化为全球LNG的流通量，出口设施产能成为美国天然气向全球市场供应的主要瓶颈。
资料来源：EIA
图2 美国LNG与管道气出口情况
俄罗斯在全球天然气供应中占比约17%，是仅次于美国的天然气供应国。俄罗斯天然气供应除满足国内需求外，有超过三分之一用于出口（2020年供应量为6385亿立方米，出口量高达2380亿立方米），其中大部分管道气/LNG供给欧洲地区，其余主要供给中国、日本、白俄罗斯等国。俄罗斯正在逐年扩大LNG供应，但其天然气出口方式目前仍然依赖管道。在俄罗斯通往欧洲的管输能力中（2100亿立方米/年），过境乌克兰的管道约占一半。近期国际市场对俄罗斯天然气的关注在于“北溪2号”天然气管道的投运进度，这条设计输气能力550亿立方米/年的跨境管道一旦投入使用，将成为俄罗斯绕过乌克兰等国对欧出口天然气的主要通道，届时俄罗斯对欧洲的天然气供应能力将大大增强。11月17日，德国能源监管机构暂停了“北溪2号”的审批程序，使该管道难以在今冬缓解欧洲天然气供应压力，短期来看，国际市场上俄罗斯天然气供应增长潜力有限。
表1 俄罗斯通往欧洲的天然气管道
资料来源：Bloomberg
欧洲是全球最大的天然气进口地区，近年来欧洲本土天然气产量持续下降（2020年产量约2190亿立方米，消费量约5410亿立方米）。数据显示，今年上半年欧洲天然气产量下降10%。一方面，北海多个天然气田面临枯竭，荷兰一些气田情况类似。欧洲重要气田荷兰格罗宁根气田（Groningen）由于地震频发，2022年将停止常规生产，以该气田年产量估算，将影响欧洲天然气总供给的5%左右。另一方面，碳中和背景下欧洲油气公司削减了对上游业务的投资。BP、壳牌、道达尔等公司都制定了降低上游业务的碳强度目标，承诺到2050年或更早成为净零排放企业，欧洲油气公司整体投资和产出都在减少，地区整体自给率大幅下降。
从区域库存的角度来看，去年疫情暴发后多个天然气生产国削减产能，今年年初的极寒天气又消耗了大量天然气存储量，造成美、俄、欧等地天然气库存低于往年平均水平，叠加今年入夏以来相对较高的气价缩小了夏冬价差，削弱了夏季天然气存储动力，进一步加剧了市场供应紧张局面。美国方面，截至10月29日当周，天然气库存量36110亿立方英尺，比去年同期低3130亿立方英尺，降幅8%；比5年平均值低1010亿立方英尺，降幅2.7%。欧洲方面，今年注气周期内，欧洲地区库存注入量仅为77%，大幅低于去年同期的95%，为十多年来最低水平。俄罗斯方面，作为欧洲天然气进口最大的供应商，俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）当前的库存水平也远低于往年同期，仅满足俄国内冬季所需，俄气在近2个月内每日向俄地下储藏库注入的天然气就相当于其每日对西欧出口量的80%。这些国家和地区持续低位运行的天然气库存，使得市场敏感度提高，对冬季供应不足的担忧加深。
2.全球天然气需求强劲
2020年，世界天然气消费量3.82万亿立方米，同比下降2.3%，主要经济体消费有升有降，其中北美和欧洲地区天然气消费量同比分别下降2.6%和2.5%，亚太地区消费增速放缓，天然气消费量同比增长0.1%。
2021年以来，在全球经济复苏的背景下，工业生产和消费需求一改去年的低迷态势，强势反弹。国际能源署（IEA）在10月发布的《2021年第四季度全球天然气市场报告》中指出，前三季度全球天然气市场需求保持强劲。
从需求增长的地区看，欧洲天然气需求恢复性增长，亚洲天然气需求持续快速增长。前三季度，欧洲天然气消费量同比增长近10%；前8个月，中国天然气消费量同比增长16%；前7个月，韩国、日本和印度天然气消费量同比分别增长17%、8%和3%。IEA预计，2021年全年，欧洲地区天然气消费需求将同比增长4.5%；亚洲天然气消费量将同比增长7%，其中中国将贡献年增量的73%，新兴经济体和韩国将分别贡献年增量的16%和6%。
从需求增长的驱动看，首先，全球经济活动逐渐恢复，亚洲和中东等地经济增速加快，提振了电力部门和工业部门的天然气需求。
其次，天然气需求对气候变化较为敏感，今年以来，气候因素，尤其是极端气候因素驱动天然气需求大幅增长。极端天气频发正在由偶然性因素逐步转变为长期因素，影响天然气市场供需格局。
——年初的极端寒冷天气和夏季的罕见高温增加了居民取暖和制冷需求，从而推高天然气发电需求。
——北半球今年夏季持续高温与丰水期降水量下降形成鲜明反差，北美、俄罗斯及欧洲多地出现不同程度的旱情，干旱天气造成水电不足，天然气作为替代能源需求上升。在南半球，巴西、阿根廷等国亦遭遇严重旱情，水力发电量的减少增加了这些国家对热力调度的需求，天然气消费激增。
——受气候影响，今年北半球整体风量普遍有所下降，从英国到德国，多个国家上半年都出现了风力发电骤降的现象。而风力发电，是许多国家，特别是欧洲国家可再生能源里最主要的发电来源，为填补风力发电的缺口，需使用天然气发电作为补充，带动天然气需求进一步增长。
最后，在全球能源系统低碳转型背景下，天然气相对煤炭在碳排放方面优势明显，碳交易成本持续上涨，助长天然气需求。2020年末，欧盟议会同意将2030年温室气体减排目标从40%提高为55%，碳排放管控愈发趋严。2021年7月，欧盟委员会提出了名为“Fit for 55”的能源和气候一揽子提案，其中就碳市场改革提出进一步收紧碳交易市场、削减碳配额总量。随着政策不断收紧，欧盟碳交易价格一路飙升。洲际交易所（ICE）的数据显示，截至11月底，欧盟碳价已冲破70欧元/吨，相较于1月4日欧盟碳市场第四交易阶段启动时34欧元/吨的价格，欧盟碳价已经在今年年内实现了翻倍增长。由于气电碳排放成本较低，随着碳价上升，发电厂对天然气的需求增加。
资料来源：ICE
图3 欧洲碳交易价格走势（单位：欧元/吨二氧化碳）
2020年底至2021年初，严寒天气导致的需求旺盛带动亚洲现货市场LNG价格飙升，随后气温回升，气价下降至正常水平。欧洲的情况与亚洲类似，天然气价格在连续两个月上涨后回落。美国于2021年2月中旬遭遇多年难遇的极寒天气，令天然气价格骤升。
图4 全球天然气月均价格走势（单位：美元/千立方米）
进入3月，全球各主要市场天然气价格以平稳过渡为主，震荡幅度范围较小。随后，在市场供需错配等多方面因素驱动下，天然气价格不断提升，并在第三季度大幅上扬，先是欧洲天然气价格领涨全球，紧接着这一涨势扩大到亚洲等地现货市场，天然气一跃成为今年年内涨幅最大的能源大宗商品。10月27日，美国Henry Hub天然气主力合约达到6.2美元/百万英热单位，同比上涨87.3%。10月底，代表欧洲基准的荷兰TTF主力合约价格收于每兆瓦时74.3欧元（约合25.43美元/百万英热单位），亚洲的12月现货LNG到岸价格达到26.534美元/百万英热单位，均处于历史高位。如果以2021年3月为基期，截至2021年10月，欧洲和亚洲天然气月均价格已分别上涨了近4倍和近5倍，美国天然气月均价格也已翻番。相比之下，管道天然气供应价格波动较小，但涨幅也已超过50%。
表2 2021年3月～10月全球天然气月均价格变化情况
资料来源：Thomson Reuters, BAFA,FCS of Russia
考虑到供需失衡、能源转型等因素，加之今冬“拉尼娜”现象再度来袭，短期内全球天然气价格不会明显回落。行业咨询机构伍德麦肯兹指出，进入冬季，LNG价格不会出现任何疲软，需求侧管理和最终的电力配给，可能是最后的调控手段。
天然气价格飞涨在煤炭、石油等替代能源市场引发一系列连锁反应，随着各类化石燃料价格走高，多国电力价格不断上涨，达到历史高位。在经济全球化背景下，能源问题持续发酵，能源供应短缺正在全球蔓延。IEA表示，在全球化的世界中，能源供应问题可能将广泛和长期存在，特别是在各种突发事故导致供应链受损以及应对气候变化而削减化石燃料投资的背景下。
在供给端，澳大利亚、卡塔尔等传统LNG供应国与美国、俄罗斯等新兴LNG出口国的竞争加剧。2021年2月，卡塔尔石油公司批准了北油气田东部项目（NFE），项目总耗资287.5亿美元，是近年来获批的最大的LNG项目，该项目将在2025年前将卡塔尔LNG产能提升至1.1亿吨/年。此外，卡塔尔还计划自2027年起新建两条合计产能为1600万吨/年的生产线。若两生产线顺利投产，2030年后卡塔尔LNG产能将提升至1.26亿吨/年。
2021年澳大利亚LNG开发商的投资计划包括超100亿美元的天然气钻探和液化天然气填充项目等，以巩固其全球LNG主要供应国的地位。
美国LNG合约的灵活性及其面对极端市场冲击时表现出的韧性，巩固了美国作为全球LNG生产调节者的关键地位。据GlobalData数据，到2025年，北美地区将以3.51亿立方米的新增天然气处理能力位居全球天然气处理能力增长榜第三位。
2021年3月，俄罗斯政府批准俄LNG长期发展计划。根据该计划，在未来15年内俄罗斯LNG产能将在目前基础上增加两倍，预计到2035年将达到每年1.4亿吨。考虑到全球LNG需求和贸易持续增长的预期，俄罗斯还将增加LNG出口作为目标，力争到2035年在全球LNG市场占有20%的份额。
在需求端，亚洲主要消费国和天然气需求增速较快的新兴进口国与欧洲国家的竞争也在加大。面对全球天然气市场供应紧张的局面，以及今冬天气因素的高度不确定性，“囤气”成为各天然气进口国的普遍选择。欧洲和亚洲等国争抢有限的LNG资源，使得区域天然气价格呈现互相推涨的格局。
在欧洲，随着冬日到来，欧洲能源贸易商加紧进口天然气，LNG进口量较数月前出现飙升，比利时、法国、荷兰和英国每天的LNG进口总量已经达到1.14亿立方米，但这一数据仍低于去年同期的1.16亿立方米。
在亚洲，日本东北电力公司已经以创记录的季节性高价购买了今年11月和12月的LNG。截至10月15日，日本LNG库存总计约230万吨，比去年同期增加70万吨，是五年来的同期新高。不仅如此，据了解，日本已在争取美国明年3月的LNG交货期。韩国亦在以高价加紧购入LNG，截至10月11日，韩国LNG库存量已超过300万吨。
数据显示，目前日本、韩国进口自美国的LNG总量都创下了历史新高，亚洲已经超过欧洲，成为美国LNG的主要进口目的地。IEA指出，今年前三季度全球LNG贸易量实现同比正增长，但增速仍低于新冠疫情爆发前的水平，预计2021年全球LNG贸易量将同比增长5%，其中亚洲地区LNG进口需求将十分强劲，欧洲地区的LNG进口量则会有所下降。
从中长期看，各国面向低碳乃至零碳的能源清洁转型，势必对包括天然气在内的各类化石能源需求增长带来巨大冲击。但从中短期看，减排压力带动各国能源政策向清洁能源利用倾斜，全球性降碳减排趋势将为天然气消费提供较大增长空间。
另外，在气候变化大背景下，全球能源系统低碳转型，以煤炭为主的火力发电受到限制，而面对极端性气候影响以及疫情冲击，间歇性能源的不稳定性充分显现，供需两端的不平衡性进一步加剧。欧洲多国在能源转型方面已经进行了较长时间的尝试和探索，但通过此次以天然气为代表的能源供应短缺和价格暴涨情况来看，即使是全球能源转型的“领跑者”，欧洲地区也未能较好地应对极端气候变化给能源供给体系带来的冲击，暴露出能源系统稳定性和应急保障能力方面的短板，于是在气候导致新能源供应不足的情况下，诱发短期价格波动，进而在不同能源品种和地区之间传导扩散，引发全球能源价格上涨。
就目前的技术发展现状来看，当可再生能源遇到气候变化，能增加出力、灵活调峰的最现实选择就是天然气。在全球努力减少煤炭、增加清洁能源使用之际，各国对天然气愈发依赖。考虑到极端天气气候事件在新旧能源系统交替之际对能源供应体系的影响，天然气在能源转型中的作用将进一步凸显。
联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）曾于今年8月发布第六次评估报告的第一工作组报告《气候变化2021：自然科学基础》。报告认为，在未来几十年里，所有地区的气候变化都将加剧。随着全球温度的上升，极端高温天气发生的强度和频率都在迅速增加。长期气候的不确定性，特别是极端天气气候的频繁出现大概率会增加短期的天然气需求。
1.全产业链引入CCUS技术
碳捕集与封存（CCS）技术在不改变能源结构的前提下，实现二氧化碳的有效封存，是二氧化碳深度减排的重要途径，碳捕集、利用与封存（CCUS）是CCS的发展，把捕集的二氧化碳提纯后，投入新的生产过程进行循环再利用，使之资源化，不仅可以实现二氧化碳减排，还能产生经济效益，更具有现实操作性。CCUS技术的推广应用，为天然气全产业链低碳化发展提供有力支撑。一方面，CCUS技术助力油气生产运营实现净零排放，油气企业通常利用老旧油气田实施二氧化碳封存，通过捕集的二氧化碳实施驱油增产。如沙特阿美将天然气项目中捕集的二氧化碳用于提高原油采收率等，沙特阿美认为，循环碳经济是在全球减少碳排放的同时确保经济持续增长的最佳体系。另一方面，CCUS技术在天然气发电等领域的使用，为天然气消费增长拓展空间。IEA在2020年10月发布的报告《CCUS在低碳发电系统中的作用》中指出，CCUS技术能够为天然气发电厂在未来电力系统中发挥更加重要的保障作用提供有效支撑。
当前，油气行业高度重视CCUS等负减排技术，油气行业气候倡议组织（OGCI）将CCUS技术作为其重点行动方向之一。油气企业更是积极推进CCUS业务，油气巨头启动的大型CCUS项目，正在成为市场增长重要的加速器。根据Global CCS Institute发布的报告《Global Status of CCS 2020》，截至2020年底，全球有28个处于运行阶段的大规模CCUS项目，这些已投运的大型CCUS工业示范项目中有13个集中在天然气行业，为天然气处理项目。
需要指出的是，尽管经过多年的发展，CCUS技术已在全球范围内得到接受与使用，但不同方式的捕获和封存潜力、实施难度和社会经济效益差别很大。以当前的碳价，实施CCUS技术尚不具备经济可行性，产业化推进存在困难。在天然气行业通往零碳世界的解决方案中，具体哪种路径更有前景，关键还将取决于技术、商业模式的成熟度和经济性。
2.利用行业资源优势发展氢能
目前全球氢气产量中，70%来自天然气制氢。随着氢能经济规模不断壮大、氢产业全面升级，通过可再生能源发电制取绿氢将逐渐成为未来主流制氢方式，但以天然气为原料并结合碳捕集技术制取的蓝氢也将保持一定的市场份额。油气公司上游未来主要发展方向是非常规油气及深层、深海油气勘探开发，一旦这些领域取得突破，对氢气供应最直接的影响就是制氢成本下降。从各咨询机构及油气公司的判断看，预计2030年前后全球天然气制氢技术有可能商业化，成本大幅下降。
以沙特、阿联酋、俄罗斯等为代表的天然气资源国当前低碳转型战略主要体现在两个方面，除了前面提到的在全产业链引入CCUS技术以降低碳排放强度外，另一个方向就是利用天然气资源丰富的优势发展氢能。根据俄罗斯能源部出台的《氢能行业发展规划》，俄罗斯将主要利用天然气中的甲烷制取氢气，因为蓝氢成本低廉，仅相当于通过可再生能源制取绿氢成本的四分之一甚至五分之一。沙特阿美计划未来几年投资1100亿美元开发Jafurah气田，该气田蕴藏约200万亿立方英尺天然气，是世界上最大的天然气项目之一，曾提出2024年启动生产，到2036年销量达到22亿立方英尺/日。但出于减排考虑，沙特阿美决定不再将这些天然气以LNG形式出口，而是用于制造蓝氢。中东国家石油公司正在积极发展蓝氢等相关技术，阿布扎比国家石油ADNOC计划到2030年将其CCUS产能至少增加5倍，这将为阿联酋蓝氢发展奠定基础。
运输方面，能源领域越来越多的投资者、管理决策者将目光转向依靠天然气管道输氢。现阶段天然气掺氢输送技术已针对这一需要发展起来。尽管该项技术目前还存在一定问题，但业界仍应将其视为发展重点。
3.通过碳抵消开展碳中和LNG贸易
伴随碳捕集、林业碳汇等碳抵消业务的开展，碳中和天然气等交易创新举措成为行业发展的重要出路。碳中和LNG是指在天然气的上游开采、处理、液化、运输、再气化以及最终使用过程中产生的碳排放被其他形式的减碳行为完全抵消，进而实现全生命周期的净零排放。例如，壳牌于2020年6月与中国海油签署的2船次碳中和LNG就是通过壳牌在中国青海和新疆支持的植树项目抵消了该船次LNG全生命周期的碳排放值。其他碳中和LNG供应商提供的减碳方案还包括投资和支持可再生能源发电项目、碳捕集项目等。在碳排放管理逐步深化的国际形势下，碳中和LNG等新型市场交易品种逐渐获得关注，碳中和LNG的运作方式在国际能源贸易领域的应用日益加强。LNG生产商竞相添加脱碳标签，通过交付碳中和LNG以增强天然气的吸引力。
今年以来，全球范围内已完成多船碳中和LNG交易，如俄气向欧洲交付首船碳中和LNG、日本多次购入碳中和LNG、新加坡和印度等国相继达成碳中和LNG交易等。天然气市场信息和数据提供商Natural Gas Intelligence预计，虽然今年碳中和LNG的交货量在全球LNG交货总量中的占比不足1%，但这并不会阻碍碳中和LNG在市场中的继续渗透。伍德麦肯兹认为，LNG的绿色进程才刚刚开始，业内对于碳排放的认识也会逐步加深。随着未来需求逐步上涨，LNG市场可能面临更高的减排要求，政府立法、股东义务和项目融资等领域可能要求LNG生产方、交付方和消费方进一步减少碳排放。
未来，随着碳中和进程推进，碳中和LNG交易将成为大势所趋，碳中和LNG响应了更高的碳减排要求，但同时碳中和LNG较传统LNG成本更高，相应的溢价将分摊至产业链的各个环节，买卖双方将面临成本分摊、认证标准、碳计量、碳交易等多种问题。
天然气能否在能源转型中真正起到支撑作用，一定程度上还取决于天然气行业的甲烷减排成效。在人类活动产生的温室气体中，甲烷仅次于二氧化碳，为第二大温室气体，其排放后20年尺度内和100年尺度内的全球增温潜势（GWP）分别是二氧化碳的84倍和28倍。减少甲烷排放是全球温室气体减排的重要组成部分，也是短期内减缓气候变暖速度的最直接和有效的途径。研究表明，快速、全面减少来自石油和天然气、农业和其他活动的甲烷排放，可以使全球变暖的速度减缓30%。
油气领域甲烷排放量较大，尤其是在天然气生产运营全过程，从上游的天然气采集和处理，到中游的天然气储运，再到下游的城市燃气和终端用户，每个环节都会产生甲烷排放。2020年，全球油气行业甲烷排放量达7200万吨，按20年尺度的全球增温潜势计算，相当于60亿吨二氧化碳当量。据IEA评估，从技术可行性的角度来看，到2030年全球石油天然气部门的甲烷排放量有望减少75%。由于甲烷的回收利用价值可抵消防止泄漏的成本，约50%的甲烷排放可实现零成本减排。即使收集甲烷并不能带来收益，但由于毫不作为或将引发公众对天然气是否真正清洁的怀疑，进而导致欧美部分国家出台限制天然气利用的政策。因此，消除甲烷泄露对天然气的负面影响已经成为许多油气公司致力于甲烷减排的主要动力之一。
如埃克森美孚就加强甲烷监管提出内部规则，并在2020年12月发布的《能源和碳排放摘要》中确定到2025年甲烷排放强度下降40%～50%的目标。道达尔承诺在2030年前全面消除运营设施的伴生气燃烧。雪佛龙计划到2028年将甲烷强度在2016年基础上降低50%，到2030年实现无常规天然气燃除（Routine Gas Flaring）。俄罗斯国家石油公司制订的2035年碳管理计划提出，到2035年甲烷排放强度小于0.25%，伴生气实现零燃烧。巴西国家石油公司制定的2021～2025年转型战略中，计划到2025年上游甲烷排放减少40%等。
2021年9月20日，油气行业气候倡议组织（OGCI）成员企业董事长/CEO联合签署发布了OGCI最新发展战略，同时更新了2025年上游业务碳排放强度和甲烷排放强度目标。作为国际油气行业重要的应对气候变化组织之一，目前OGCI有12家成员企业，包括中国石油、埃克森美孚、BP、壳牌、沙特阿美等，成员油气产量占全球油气产量的30%。根据新目标，OGCI表示计划到2025年将上游甲烷排放强度降低到远低于0.2%，将上游运营的碳强度降低到每桶石油当量17千克二氧化碳当量，并到2030年结束常规燃烧。11月刚刚结束的联合国气候变化框架公约缔约方大会第二十六次会议（COP26）上发起的“全球甲烷减排承诺”也提出，到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平上至少减少30%。随着甲烷减排得到越来越多的国际关注，天然气行业甲烷减排有望进一步提速。
尽管可再生能源等零碳能源被认为是未来的主力能源，但天然气相比其他能源品类具备较高的机动性、灵活性和适用性，无论是作为民用、工业和交通领域使用的燃料，还是工业的原料来源，亦或作为电力系统的基荷电源、调峰电源、分布式发电电源，都有巨大发展空间，将在全球能源绿色低碳转型中发挥重要作用。
在我国，天然气是实现“双碳”目标的重要力量。当前及未来较长时期，我国能源发展进入增量替代和存量替代并存的发展阶段，在“双碳”目标政策驱动下，天然气作为清洁低碳的化石能源，不仅承担着国家能源结构转型期间保障能源安全的使命，也是未来新型电力系统规划中重要的基础保证。推动能源绿色低碳转型，在工业、建筑、交通、电力等多领域有序扩大天然气利用规模，是助力能源碳达峰，构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要实现途径之一。不管后疫情时代能源市场如何变化，中短期内应牢牢坚持天然气这一发展定位不动摇，努力打造具有成本和规模竞争优势的天然气板块，构建现代能源体系下天然气与新能源融合发展新格局。
在国际市场天然气、电力、油品短缺问题愈演愈烈，全球能源价格加快上涨的同时，我国部分区域局部时段也出现了能源供需偏紧问题。相比采取不同措施应对能源价格上涨的能源进口国，能源自足或供应稳定的国家将拥有更大优势。这需要我们正视转型期能源安全面临的挑战，立足国内保障供应安全，进一步增强我国能源持续稳定供应能力，更好地把能源的饭碗端在自己手里。
具体到天然气领域，应进一步提升勘探开发力度，推进天然气持续稳步增产。国家统计局数据显示，2020年我国天然气产量达到1925亿立方米，增量为163亿立方米，天然气连续四年增产超过100亿立方米。其中，非常规气体表现亮眼，页岩气、煤层气、煤制气等非常规气全面增产、贡献突出。根据中石油经济技术研究院预测，我国非常规气将成为未来我国天然气增产主力。另外考虑到我国对天然气等传统能源存在一定的外部依赖性，还应增强多元化进口能力，统筹国产气和进口气，探索建立国内、国外两个市场联动的灵活调节新机制，有效应对国际市场变化和气价波动。同时，引导全社会提高节能意识，积极倡导节约用气，推动高峰期有序用气，多措并举保障我国天然气稳定供应。
面对巨大的减排压力，只有在全价值链实现碳排放强度的降低才能支撑天然气长远的可持续发展。如前所述，天然气行业正在全产业链通过CCUS技术应用、甲烷控排、增加碳中和天然气供应等措施实现传统业务的可持续发展，促进天然气供应向低碳化发展。同时，天然气发电具有清洁、高效、灵活等特性，可有效弥补风光发电的不确定性和间歇性，随着可再生能源发电规模不断扩大，气电的优势和价值将更加凸显。天然气产业与可再生能源产业深度耦合，是降低企业油气资产过快搁浅风险和助力向净零排放能源系统过渡的桥梁。
“双碳”目标下，应充分挖掘可再生能源以及CCUS技术在天然气全产业链的利用潜力，优化天然气利用方向，推动行业高质量发展。开拓天然气与可再生能源融合发展的高效市场，可重点围绕我国“三北”地区陆上风光资源、东南沿海地区海上风力资源以及市场端分布式能源系统，大力开展天然气发电与风光融合项目。在现有储能技术不具备大规模商业化应用、抽水蓄能电站对地理条件要求苛刻的条件下，天然气与可再生能源融合发展是我国风光资源进一步规模化开发的现实选择。天然气与可再生能源融合发展的伙伴关系，对于构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要支撑作用，是能源系统保持韧性、安全性和稳定性的关键。同时，天然气行业需要积极应对甲烷排放、促进CCUS规模化发展等，为天然气行业应对能源转型争取有利时间。
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