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2025年底，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合发布首批52个国家级零碳园区建设名单。根据三部门印发的《关于开展零碳园区建设的通知》，首批园区建设周期为2025年至2030年。这意味着未来五年内，这些园区的能源体系要从现有状态逐步过渡到零碳。
对燃气行业来说，政策引导下行业变化影响需重新“评估”。过去十年，“煤改气”给城市燃气企业带来稳定的工业用气增长，但零碳园区的规则完全不同。按照政策导向，零碳园区将以风、光、氢、储为主体的新型能源体系为核心，配套严格的碳排放准入标准。天然气在工业园区的角色将从主力能源退居调峰和备用，需求总量面临趋势性下行压力。
有业内人士向记者表示，对于燃气企业来说，面临“业务还能不能嵌进去以及怎么嵌进去”的现实问题。“传统工业用气这块利润最丰厚的蛋糕正在被切走。”金联创天然气分析师刘征表示。
碳排放红线收紧
根据上述文件，年综合能耗20万至100万吨标准煤的园区，单位能耗碳排放不得高于0.2吨/吨标准煤；超过100万吨标准煤的园区，也不得超过0.3吨/吨标准煤。有业内专家测算，目前全国园区单位能耗碳排放平均值约为2.1吨/吨标准煤。
“这一数值约为当前全国工业平均碳排放强度的十分之一。也就是说即便将煤炭全部替换为天然气，其直燃碳排放仍高达1.9至2.4吨/吨标准煤当量，远超零碳园区的准入红线，传统‘煤改气’的减碳路径因此被排除。”刘征说。
这意味着这场“试验”中天然气的定位将发生变化。
“但我们也应该看到，国家级零碳园区的核心碳排放指标是0.2—0.3吨/吨标煤，按照天然气碳排放因子1.56t/tce测算，用于消除可再生能源不稳定性的天然气消费占比为12%—19%，目前全国平均大约是9%，总量上还有6%的增长空间。” 某燃气企业相关负责人说。
此外，政策对绿电的比例要求进一步压缩了天然气的空间。中国能源研究会首席专家李琼慧公开指出，若外购电全部为绿电，园区天然气消费占比不得超过12.2%；若完全不用天然气、全部电气化，外购电中绿电比例需达85.5%以上。20万吨标煤对应电量约6.7亿—33亿千瓦时。难点在于工业园区的高温蒸汽需求难以通过电气化替代。
天然气供热的经济性优势正在发生变化。在零碳园区的绿电直供、储能调配和电气化主导模式下，园区内工业锅炉、窑炉、热电联产等传统燃气消费场景面临替代。
“零碳园区的建设必然会对天然气的发展带来巨大影响，燃气企业有必要思变，最主要的变化应该是基于客户的需求为用户提供智能能碳服务，包含用户侧的能碳改造、区域能源系统的多能互补与智能运营等，最终实现天然气与可再生能源的融合共生。”上述某燃气企业相关负责人说。
“要不要改变燃气企业的商业模式，关键看目前的业务结构及盈利贡献。从天然气消费来看，目前全国消费天然气约4200亿立方米，其中用于燃气发电的约670亿立方米，占比16%左右，所以天然气利用小时数下降目前的影响是有限的。”该负责人补充说。
传统用气场景“压缩”
“在绝大多数零碳园区规划中，天然气退居调峰、应急和备用角色。对于依赖工业园区供气的城市燃气企业来说，这意味着核心客户的长期用气预期已经发生根本性改变，客户本身已不需要那么多天然气。”刘征说。
以典型制造业园区为例，其用能结构中蒸汽和热水需求占比较高，过去多由燃气锅炉或燃气热电联产满足。如今，空气源热泵、电极锅炉配合储热装置，在绿电支撑下可以实现零碳排放。
当前部分地区绿电交易价格已低于0.4元/千瓦时。随着储能成本下降和分时电价机制完善，电热方案的经济性门槛正在逐步降低。
郑州大学中德碳中和与绿色发展研究院教授赵文瑛的研究表明，高温蒸汽热泵在100至120摄氏度的温度区间已具备应用可行性，更高温度区间的技术经济性仍有待验证。蒸汽成本受电价影响显著：只有当电价低于0.25元/千瓦时，电加热蓄热供蒸汽的成本才低于天然气供热。
此外，生物天然气入网和燃气掺氢等转型路径，属于气源结构的绿色替代，并不增加天然气消费总量。以四川绵阳中科绵投循环经济产业园为例，该园区将生活垃圾渗滤液和餐厨垃圾厌氧处理产生的沼气转化为生物天然气，接入市政管网，并附有绿色登记证明。这种方式将化石天然气替换为生物天然气，园区用气量未发生变化。
“少数利用页岩气或LNG冷能的分布式能源站，只在特定资源禀赋地区维持局部用气规模，不会改变天然气在园区能源体系中占比趋势性下降的整体格局。对于燃气企业而言，即便参与生物天然气或掺氢项目，实际销量也难以回到过去的增长曲线。”刘征说。
对于天然气在调峰、备用中的价值如何通过市场化机制得到合理回报，上述某燃气企业相关负责人提出系统性建议。“一是推行气电两部制电价，区分基荷与调峰机组，通过容量电价保证机组基本收益，电量电价参与电力现货；二是细化辅助服务分类定价，针对气电快速调频、深度调峰、应急保障等服务单独定价，提高紧急状态下的价差；三是健全气电价格传导机制，理顺气源、管输与发电价格通道，常态化传导天然气采购成本变化；四是衔接碳市场与CCER机制，基于碳排放基准确定天然气碳排放差价合约，保证气电相对于煤电的碳差收益，并将燃气热电联产、天然气掺氢等纳入CCER申报范围；五是搭建多能协同交易平台，标识功能定位及碳价值，实现多用户需求牵引下的能源互补与利用。”
主动嵌入多能互补
多位业内人士表示，面对零碳园区带来的变革，燃气企业已经不能只盯着“卖气”这一条路。主动介入零碳园区的能源规划阶段，争取让天然气以调峰、应急备用和冷热电联供的合理角色纳入多能互补体系，是避免被完全排除在能源方案之外的关键一步。
零碳园区的核心是“源网荷储一体化”与“供需协同”，改变了传统“重发轻输不管用”的能源发展范式，让负荷侧成为能源系统的重要组成部分。
从具体企业的实践来看，部分燃气企业已经在调整业务模式。四川宜宾昆仑燃气通过碳信用注销，向市场供应“零碳天然气”，直接服务于国家级零碳园区宜宾临港经济技术开发区东部产业园。港华能源则在大丰国家级零碳园区签约了首个农业废弃物利用领域CCER开发项目，依托周边规模化奶牛场，以牛粪及秸秆等农业废弃物为原料，经提纯后生产生物天然气并接入区域燃气管网。中国燃气也在推进生物质绿色蒸汽项目，为锂电池产业园区提供清洁热能。
从业务转型路径来看，上述负责人看好园区级虚拟电厂。“客户对电、碳综合服务需求凸显，绿电就地消纳成为关键。园区级虚拟电厂可实现荷源网储协同。燃气企业应跳出单一售气，向电力、能碳服务延伸，提升绿电直连、交易、负荷聚合能力，构建园区能碳服务体系，实现平稳转型。”
“天然气在工业炉窑、金属热处理等场景中短期内不可替代，是行业核心也是‘保留地’”，该负责人表示，“企业应深耕刚需场景，做精专业化服务，探索天然气制氢、掺氢等低碳路径。建议完善燃气定价机制，对掺氢项目给予补贴或碳减排认证，助力行业低碳高质量发展。”
“对于燃气行业而言，需求总量承压不可逆转，传统的‘销气量增长’逻辑难以为继。那些率先转型、主动参与园区能源规划、布局生物天然气和综合能源服务的燃气企业，仍然可以在新的能源版图中占据一席之地。反之，如果继续固守传统工业燃气市场，等待的只能是客户流失和气量下滑。”刘征说。
