2025年底，國家發展改革委、工業和信息化部、國家能源局聯合發布首批52個國家級零碳園區建設名單。根據三部門印發的《關于開展零碳園區建設的通知》，首批園區建設周期為2025年至2030年。這意味著未來五年內，這些園區的能源體系要從現有狀態逐步過渡到零碳。

對燃氣行業來說，政策引導下行業變化影響需重新“評估”。過去十年，“煤改氣”給城市燃氣企業帶來穩定的工業用氣增長，但零碳園區的規則完全不同。按照政策導向，零碳園區將以風、光、氫、儲為主體的新型能源體系為核心，配套嚴格的碳排放準入標準。天然氣在工業園區的角色將從主力能源退居調峰和備用，需求總量面臨趨勢性下行壓力。

有業內人士向記者表示，對于燃氣企業來說，面臨“業務還能不能嵌進去以及怎么嵌進去”的現實問題。“傳統工業用氣這塊利潤最豐厚的蛋糕正在被切走。”金聯創天然氣分析師劉征表示。

碳排放紅線收緊

根據上述文件，年綜合能耗20萬至100萬噸標準煤的園區，單位能耗碳排放不得高于0.2噸/噸標準煤；超過100萬噸標準煤的園區，也不得超過0.3噸/噸標準煤。有業內專家測算，目前全國園區單位能耗碳排放平均值約為2.1噸/噸標準煤。

“這一數值約為當前全國工業平均碳排放強度的十分之一。也就是說即便將煤炭全部替換為天然氣，其直燃碳排放仍高達1.9至2.4噸/噸標準煤當量，遠超零碳園區的準入紅線，傳統‘煤改氣’的減碳路徑因此被排除。”劉征說。

這意味著這場“試驗”中天然氣的定位將發生變化。

“但我們也應該看到，國家級零碳園區的核心碳排放指標是0.2—0.3噸/噸標煤，按照天然氣碳排放因子1.56t/tce測算，用于消除可再生能源不穩定性的天然氣消費占比為12%—19%，目前全國平均大約是9%，總量上還有6%的增長空間。” 某燃氣企業相關負責人說。

此外，政策對綠電的比例要求進一步壓縮了天然氣的空間。中國能源研究會首席專家李瓊慧公開指出，若外購電全部為綠電，園區天然氣消費占比不得超過12.2%；若完全不用天然氣、全部電氣化，外購電中綠電比例需達85.5%以上。20萬噸標煤對應電量約6.7億—33億千瓦時。難點在于工業園區的高溫蒸汽需求難以通過電氣化替代。

天然氣供熱的經濟性優勢正在發生變化。在零碳園區的綠電直供、儲能調配和電氣化主導模式下，園區內工業鍋爐、窯爐、熱電聯產等傳統燃氣消費場景面臨替代。

“零碳園區的建設必然會對天然氣的發展帶來巨大影響，燃氣企業有必要思變，最主要的變化應該是基于客戶的需求為用戶提供智能能碳服務，包含用戶側的能碳改造、區域能源系統的多能互補與智能運營等，最終實現天然氣與可再生能源的融合共生。”上述某燃氣企業相關負責人說。

“要不要改變燃氣企業的商業模式，關鍵看目前的業務結構及盈利貢獻。從天然氣消費來看，目前全國消費天然氣約4200億立方米，其中用于燃氣發電的約670億立方米，占比16%左右，所以天然氣利用小時數下降目前的影響是有限的。”該負責人補充說。

傳統用氣場景“壓縮”

“在絕大多數零碳園區規劃中，天然氣退居調峰、應急和備用角色。對于依賴工業園區供氣的城市燃氣企業來說，這意味著核心客戶的長期用氣預期已經發生根本性改變，客戶本身已不需要那么多天然氣。”劉征說。

以典型制造業園區為例，其用能結構中蒸汽和熱水需求占比較高，過去多由燃氣鍋爐或燃氣熱電聯產滿足。如今，空氣源熱泵、電極鍋爐配合儲熱裝置，在綠電支撐下可以實現零碳排放。

當前部分地區綠電交易價格已低于0.4元/千瓦時。隨著儲能成本下降和分時電價機制完善，電熱方案的經濟性門檻正在逐步降低。

鄭州大學中德碳中和與綠色發展研究院教授趙文瑛的研究表明，高溫蒸汽熱泵在100至120攝氏度的溫度區間已具備應用可行性，更高溫度區間的技術經濟性仍有待驗證。蒸汽成本受電價影響顯著：只有當電價低于0.25元/千瓦時，電加熱蓄熱供蒸汽的成本才低于天然氣供熱。

此外，生物天然氣入網和燃氣摻氫等轉型路徑，屬于氣源結構的綠色替代，并不增加天然氣消費總量。以四川綿陽中科綿投循環經濟產業園為例，該園區將生活垃圾滲濾液和餐廚垃圾厭氧處理產生的沼氣轉化為生物天然氣，接入市政管網，并附有綠色登記證明。這種方式將化石天然氣替換為生物天然氣，園區用氣量未發生變化。

“少數利用頁巖氣或LNG冷能的分布式能源站，只在特定資源稟賦地區維持局部用氣規模，不會改變天然氣在園區能源體系中占比趨勢性下降的整體格局。對于燃氣企業而言，即便參與生物天然氣或摻氫項目，實際銷量也難以回到過去的增長曲線。”劉征說。

對于天然氣在調峰、備用中的價值如何通過市場化機制得到合理回報，上述某燃氣企業相關負責人提出系統性建議。“一是推行氣電兩部制電價，區分基荷與調峰機組，通過容量電價保證機組基本收益，電量電價參與電力現貨；二是細化輔助服務分類定價，針對氣電快速調頻、深度調峰、應急保障等服務單獨定價，提高緊急狀態下的價差；三是健全氣電價格傳導機制，理順氣源、管輸與發電價格通道，常態化傳導天然氣采購成本變化；四是銜接碳市場與CCER機制，基于碳排放基準確定天然氣碳排放差價合約，保證氣電相對于煤電的碳差收益，并將燃氣熱電聯產、天然氣摻氫等納入CCER申報范圍；五是搭建多能協同交易平臺，標識功能定位及碳價值，實現多用戶需求牽引下的能源互補與利用。”

主動嵌入多能互補

多位業內人士表示，面對零碳園區帶來的變革，燃氣企業已經不能只盯著“賣氣”這一條路。主動介入零碳園區的能源規劃階段，爭取讓天然氣以調峰、應急備用和冷熱電聯供的合理角色納入多能互補體系，是避免被完全排除在能源方案之外的關鍵一步。

零碳園區的核心是“源網荷儲一體化”與“供需協同”，改變了傳統“重發輕輸不管用”的能源發展范式，讓負荷側成為能源系統的重要組成部分。

從具體企業的實踐來看，部分燃氣企業已經在調整業務模式。四川宜賓昆侖燃氣通過碳信用注銷，向市場供應“零碳天然氣”，直接服務于國家級零碳園區宜賓臨港經濟技術開發區東部產業園。港華能源則在大豐國家級零碳園區簽約了首個農業廢棄物利用領域CCER開發項目，依托周邊規模化奶牛場，以牛糞及秸稈等農業廢棄物為原料，經提純后生產生物天然氣并接入區域燃氣管網。中國燃氣也在推進生物質綠色蒸汽項目，為鋰電池產業園區提供清潔熱能。

從業務轉型路徑來看，上述負責人看好園區級虛擬電廠。“客戶對電、碳綜合服務需求凸顯，綠電就地消納成為關鍵。園區級虛擬電廠可實現荷源網儲協同。燃氣企業應跳出單一售氣，向電力、能碳服務延伸，提升綠電直連、交易、負荷聚合能力，構建園區能碳服務體系，實現平穩轉型。”

“天然氣在工業爐窯、金屬熱處理等場景中短期內不可替代，是行業核心也是‘保留地’”，該負責人表示，“企業應深耕剛需場景，做精專業化服務，探索天然氣制氫、摻氫等低碳路徑。建議完善燃氣定價機制，對摻氫項目給予補貼或碳減排認證，助力行業低碳高質量發展。”

“對于燃氣行業而言，需求總量承壓不可逆轉，傳統的‘銷氣量增長’邏輯難以為繼。那些率先轉型、主動參與園區能源規劃、布局生物天然氣和綜合能源服務的燃氣企業，仍然可以在新的能源版圖中占據一席之地。反之，如果繼續固守傳統工業燃氣市場，等待的只能是客戶流失和氣量下滑。”劉征說。