天然气消费替代效应与中国能源转型安全
王小林 成金华 陈军 肖建忠
摘要：基于能源设备产能资本弹性-粘性特征，解构了产能投资、设备资产动态演变过程;建立能源替代系统动力学模型，揭示了我国天然气消费替代带来的能源供应安全冲击和能源设备资产搁浅的形成机理;模拟分析2019—2050年天然气替代下能源消费结构、供应安全和产能设备资产搁浅变化，提出了保障我国能源转型安全的能源结构优化路径。研究结果表明：①我国煤炭和石油产能资本存量过高，使市场形成了对传统化石能源消费的路径依赖，是天然气替代和能源清洁化转型的资本阻力，这也决定了采用天然气替代实现能源结构转型将是一个长期、渐进过程。②维持现有碳价（50元/t）和天然气溢价（-11472元/toe）不变，到2050年我国天然气消费占比12%左右，以煤炭和石油消费为主的能源结构未得到根本性改观。③提高碳价、降低天然气溢价可以加大天然气对煤炭和石油的替代、强化电力等清洁能源消费的市场导向，但这是以降低能源供应安全和传统化石能源资产搁浅为代价的。④天然气替代的政策应该遵循能源产能资本弹性-粘性对能源结构优化路径的资本成本约束。为有效降低传统化石能源资产搁浅程度，且提高能源供应安全水平，我国可采取三种优化方案：天然气溢价降低60%;溢价降低从20%逐步增至60%;碳价从100元/t逐渐提高到600元/t，同时溢价降低从20%逐步增至60%。到2050年，这三种方案均可提高天然气消费占比到20%左右，降低煤炭和石油消费占比至60%以下。⑤保障我国能源转型安全需要加大碳市场和天然气市场改革与建设力度，充分发挥价格机制对能源消费和产能设备投资的市场调节作用;加强政府对能源市场投资的宏观调控，逐步减少煤炭和石油产能投资，增加天然气和电力等清洁能源产能投资。
关键词：天然气替代效应;能源转型安全;资本弹性-粘性;设备资产搁浅;系统动力学模型
中图分类号F062.1;X24文献标识码A文章编号1002-2104（2021）03-0138-12DOI：10.12062/cpre.20200604
作为从传统化石能源向清洁可再生能源过渡的重要桥梁，天然气在降低碳排放和促进人类社会可持续发展过程中起到重要作用，已成为世界各国能源结构优化、低碳化战略选择[1-2]。近年来，我国政府出台了“大气污染防治行动计划”和“加快推进天然气利用的意见”等一系列政策，有力地推动了天然气消费[3-4]。天然气消费在一次能源中占比上升到7.8%，但距《能源发展“十三五”规划》天然气占比10%的预期目标仍有较大差距。国内外研究认为，到2050年我国天然气和电力消费应该达到20%和37%以上，才能实现能源清洁化转型[2，5]。然而，天然氣替代传统化石能源政策的实施并不顺利，例如，2017年底到2018年初天然气供应短缺造成的大范围“气荒”冲击了能源系统供应安全，使得“煤改气”政策备受质疑和反思[6]。这意味着，政府主导下的天然气替代扭曲了能源市场配置，不仅可能阻碍能源转型进程[7]，而且还可能造成能源资产搁浅，进而影响能源转型安全[8]。天然气替代传统化石能源带来的供应安全和资产搁浅已成为我国能源转型和结构优化不可忽视的问题。不仅如此，短期内大幅提升清洁能源比重会增加能源转型的经济成本、影响能源供应的稳定性，而合理高效的能源消费结构是能源系统供应安全的有效保障[9-10]。因此，如何寻求天然气对传统化石能源的最优替代路径，优化能源消费结构、保障能源供应的持续与稳定，是我国能源转型安全亟待解决的关键问题。
1文献综述
现有文献研究主要着眼于能源替代的驱动机制、成效及影响因素等方面。如郭杨和李金叶[11]、仓定帮等[12]研究发现技术创新是新能源替代化石能源的核心推动力，能有效降低新能源成本，加快新能源对传统化石能源的替代进程。Blanco等[13]采用多准则方法，测度了替代政策选择对社会福利和经济发展的影响。汤韵和梁若冰[14]利用计量分析了天然气替代煤炭的环境效应，认为强制实施“煤改气”将会增加企业和社会负担，政府应循序渐进，利用干预政策在能源市场中对企业产生间接影响。Labandeira等[15]针对能源需求的价格弹性进行元分析，发现提升替代能源替代效应能强化能源转型政策的有效性和持续性。也有学者从经济和技术层面对替代合理性进行了讨论，如刘平阔和王志伟[16]构建了一个不同转型模式合理性的内因判定模型，认为通过电能替代煤炭和石油及清洁发电替代火力发电的替代方案难以满足我国现阶段能源转型目标要求。还有学者利用CES生产函数、超越对数生产函数和CGE模型，从投入产出角度宏观分析了技术、劳动力、资本与能源之间在希克斯均衡下的相互替代弹性，力图揭示生产方式变化对能源转型的影响[17-19]。
能源安全研究范围较宽泛，可以分为“能源供应”“能源转换和分配”以及“能源需求”等子系统的安全和风险[20]。目前，国内外对能源供应安全研究领域不断拓展，从能源供应多元化转向能源互联互通、系统稳定性和供应弹性[21-22]，以及资产搁浅对能源安全的影响[23]。如Guo和Hawkes[24]研究认为气候政策不确定性、去碳化速度和可再生能源竞争是天然气生产和进出口基础设施资产搁浅的主要原因，美国和澳大利亚等国家面临天然气出口设施资产搁浅的风险。Ansari和Holz[25]则分析了气候变化不确定性对发展中国家化石燃料储量、运输基础设施和相关产业资产搁浅的冲击，认为中国煤炭产业以及中东和拉丁美洲石油产业面临更大资产搁浅风险。资本投入能直接影响能源替代产生的转型速度和环境效益[26]，而转型速度关乎资产搁浅水平，即受向下升值影响的资产或因转型而提前转化为负债的资产[8]。能源替代必然伴随着产能资本过早剥离、造成资产搁浅，这既产生了高昂沉没成本，也不利于保障能源转型过程的供应安全[27-28]。
从上述文献来看，能源替代主要侧重于能源结构优化的路径和政策选择，而较少从微观层面分析能源产能设备沉默成本对能源替代的成本约束。产能资本具有长期弹性和短期粘性（Putty-Clay）的异质性特征[29]，而能源结构转型必然出现能源资本的搁浅或者损失，但激进的能源替代政策将导致传统化石能源设备资产强制性退出能源系统，这可能引发能源系统安全和系统性风险[8，27-28]。Moxnes[30]、Abada等[31]将Putty-Clay理论嵌入能源系统，从能源产能资本异质性角度，微观揭示出OECD成员国能源市场竞争性选择对能源替代的影响机理，未进一步深入研究天然气替代对能源转型需求安全的影响。同时，欧洲能源市场中的各能源成本差异较小，有利于市场机制在能源替代中发挥主导作用[32]。我国天然气替代传统化石能源的动力不仅仅来自市场选择，更受到政府对能源结构优化的政策驱动[11]。同时，煤炭、石油、天然气和可再生能源成本差异显著[16]，市场机制主导能源替代进程可能达不到政府预期，而过强的政策性干预能源替代更可能冲击潜在的能源转型安全。
有鉴于此，基于资本弹性-粘性理论，建立能源替代系统动力学模型，揭示天然气消费替代效应引发的能源供应安全和资产搁浅风险的形成机理，从能源结构优化、供应安全和资产搁浅三个维度，分析并综合评价能源转型安全，提出适合我国天然气替代的市场和政策激励优化方案，以期为我国能源结构优化和转型安全提供理论、方法借鉴和政策支持。
2模型构建与校验
2.1能源替代系统力学模型
产能设备是能源转化为能量的关键物理纽带，例如，火力、水力以及光伏发电等所依存的设备系统。能源市场供应和消费量都依赖产能设备容量大小，而设备容量则是由产能资本投资和资本存量决定的[30]。能源替代受到产能成本、市场选择、投资竞争、资本流动以及资本投资变化等影响，为此，将能源替代过程划分为四个阶段，结合系统动力学方法，建立能源替代系统动力学模型。
阶段一：产能成本计算。能源设备产能成本由建设成本、运营成本、环境成本和溢价四部分构成，如式（1）所示。
Ci=CCiPBTi+OOi+Pi+QCO2i×PCO2Ei-PRi（1）
Ci为第i种能源的产能总成本;CCi是产能设备建设成本，一般在投资回收期PBTi内分摊到总成本当中。OOi为单位产能运行成本;Pi为第i种能源市场价格，对产能企业而言，市场价格转化为企业生产成本的一部分。QCO2i是单位能源消费产生的CO2排放量，Pco2为碳交易价格，将能源消费产生的环境成本内部化;Ei为设备产能效率，反映了能源企业的技术水平。PRi是溢价，为影响第i种能源消费、但没有纳入到模型中的因素，例如灵活性、可供性、清洁能源补贴以及上网电价等[30-31，36，38]，间接反映能源消费政策性影响。
阶段二：能源市场选择。市场选择表现为能源间相互替代，实质上是能源市场对产能资本的投资竞争，而产能成本是市场投资决策的依据[33]，也反映了产能投资对市场的响应，表现为产能资本弹性[31]。对于单个能源生产企业而言，当天然气产能成本低于煤炭或石油产能成本，企业对天然气产能进行投资，形成天然气对传统化石能源替代;否则，企业将投资转移到煤炭和石油产能上，产生天然气逆替代;而对生产部门而言，群体投资决策呈现出多项Logit选择特征[30]，表示為式（2）。
Si=e-αCi∑ie-αCi（2）
Ii=SiI（3）
其中，α为非负参数，i，Si∈[0，1]，且∑iSi=1，份额Si是关于总成本Ci的递减函数。第i种能源的产能投资Ii由Si和所有能源产能设备总投资I决定，见式（7）。
阶段三：产能资本转化与流动。产能资本转化与流动过程可以用式（4）—（6）表示，具体而言，新增投资Ii增加了新设备产能资本量KNi;KNi经过设备生命周期（T）的一半后转化为旧产能资本KOi，增加了KOi存量;而KOi经过T/2周期折旧后，转化为折旧资本DOi，并被淘汰。可见，当新增投资确定后，能源产能资本新、旧转化和折旧淘汰过程，遵循了资本自身运行规律，并不受市场选择影响，表现为能源设备资本粘性，进而形成了能源替代的资本成本约束。
dKNidt=Ii-2KNiTi（4）
dKOidt=2KNiTi-2KOiTi（5）
DO=∑iDOi=∑i2KOiTi（6）
阶段四：总产能投资驱动。为保障能源系统持续、稳定运行，需求根据能源供需差来调整总产能投资，投资过程可以式（7）和（8）表示[30-31]。如果总需求（ED）等于总产能（K）时，则f（x）=1，新增投资I用以弥补产能折旧DO，即I=DO;如果ED>K，则f（x）>1，此时I>DO，产能净增加;如果ED<k，则f（x）<1，此时i<do，产能降低。ti用于衡量资本市场对产能投资的调整速度。能源总需求记为ed，产能资本总投资可表示为：
I=DO·f（ED-K）TI·DO）（7）
其中，设备总产能K=∑iKi，Ki表示i种能源设备总产能资本，Ki=KNi+KOi。f（x）为分段连续函数，如式（8）。
f（x）=x+1ifx≥0
f（x）=eβxifx<0（8）
引入产能利用率U衡量总产能和总需求之间的平衡程度，并据此估计不同能源的市场需求如式（9）所示：
U=EDK（9）
假定每种能源的产能利用率与能源市场总体水平相似，即对于第i种能源而言Ui=U，因此第三种能源模拟需求值i为：
i=UiKi=EDKiK（10）
2.2模型参数优化
模型中存在KNi，KOi，PRi，α（i=煤炭，石油，天然气，电力）等需要优化的参数，鉴于系统模型的非线性特征，文章采用遗传算法对其优化求解[34]。将待优化的参数编码为有13个基因位的实数染色体：（KN1，KO1，PR1，KN2，KO2，PR2，KN3，KO1，PR3，α），目标函数e，表示为各能源历史消费量Dti与模拟需求量i间差异的绝对值之和，如式（11）所示。遗传算法的参数设置为：种群数Poposize=400，最大迭代数为：Maxgen=5000;选择、交叉和变异率分别为：Ps=0.2，Pc=0.02和Pm=0.001。
e=∑i∑t|Dti-|（11）
2.3模型校准及检验
研究对象为我国煤炭、石油、天然气和电力。需要说明的是，在文中电力包括核电、水电、风电以及太阳能发电等一次清洁可再生能源，不包括煤炭、发电等转化过来的二次能源，后文表述为电力或电力等清洁能源。样本数据期为2000—2018年，能源消费量数据来自《中国能源统计年鉴》，煤炭价格来自国际货币基金组织，石油和天然气价格来自《BP世界能源统计年鉴》，电力价格来自国家能源局，部分数据来自IEA统计年鉴。参数初始值见表1，吨油当量用toe表示。
经过遗传算法优化，得到最优参数（表2），进而将参数代到模型中，模拟得到2000—2018年四种能源消费量，并与實际消费量比较（图1）。煤炭初始设备产能资本存量（KO+KN）最大，石油和电力次之，天然气最小。这表明煤炭产能资本粘性最强，能源市场过度依赖煤炭消费。这一结果较为真实地反映了当前我国能源生产领域发展现状：工业化进程长期以来所形成的以煤为主的能源结构，保障了国民经济的高速发展，但是产生了具有特殊国情的煤炭产能投资路径依赖。与此同时，作为高效能源，石油和电力在我国经济社会可持续发展中表现出了重要的保障效能，并在国家安全战略中显现出了日益重要的作用，在高质量发展目标驱动下，其市场消费主要受到两者新产能资本存量（KN）不断增强的驱动。当然，天然气作为清洁低碳能源的重要来源，在环境规制政策倒逼绿色生产方式转型的背景下，其产能资本存量虽小，但已经具有了一定市场基础。市场对能源消费的偏好是能源供给的动力之源，市场经济条件下，能源消费价格及其所反映的生产成本，有机衔接能源供给与消费，成为能源生产体系的“晴雨表”和以引领能源企业生产行为的“风向标”。模拟结果显示，我国煤炭和天然气的溢价成本PR分别为-988元/toe和-11472元toe，而电力和石油溢价成本为正，这表明市场偏向于石油和电力等能源
消费。同时，碳排放政策降低了煤炭消费偏好，而过高的天然气溢价则形成了天然气替代煤炭和石油的成本阻力。采用误差检验法（MAPE）计算出煤炭、石油、天然气和电力预测精度，分别为1.60%、4.1%、8.98%和6.74%，均小于10%，即拟合量和实际结果比较吻合。这表明，模型能从资本弹性和粘性角度动态捕获能源设备资本投资和产能资本流动的过程，揭示出能源结构优化的资本成本约束机理。
3天然气消费替代效应
用交叉价格需求弹性来度量天然气替代效应，模拟出了2000年、2004年、2008年、2014年和2018年这五年的天然气价格需求曲线，以及天然气对煤炭、石油和电力替代弹性（图2），以此分析天然气价格变化对产能资本弹性-粘性影响，以及由此产生的天然气替代效应引发的供应安全和产能资产搁浅问题。
从天然气需求曲线来看（图2（a）），价格在0～15000元/toe区间时，市场需求随着价格增加而减少，产能投资随之减少，见式（2）、（3），表现为产能资本弹性，这为天然气供应提供了一定的弹性空间（图2（a）中带阴影柱状图）。而当价格超过15000元/toe时，市场消费表现出刚性需求，产能资本存量（KO+KN）并没有随之降低，表现出资本粘性，这确定了供应安全的最低临界值（图2（a）中紫色水平虚线）。如果天然气供应低于资本存量，则导致产能设备不能提供足够能量满足市场需求。可见，产能资本存量为衡量能源供应安全提供了参考，存量越大，市场面临供应安全与风险越大。在2000—2018年，我国天然
气供应弹性空间逐渐增大，提高了价格调节市场供需能力，而天然气资本存量上升导致市场面临更大供应安全。例如，2018年天然气消费量约为2×108toe（约为2.8×108m3），进口量约占总消费量的43.5%，这也为我国天然气对外依存度不断上升提供了佐证[35]。
天然气对煤炭、石油和电力的替代弹性呈现出先增加后降低的偏态分布，替代弹性峰值出现在价格7200元/toe左右，高于现有平均价格（4200元/toe），如图2（b）—图2（d）所示。提高天然气价格，加快了对煤炭、石油和电力等能源的替代，但也会刺激天然气产能投资、增大天然气供应压力。随着资源供应增加，天然气对煤炭、石油和电力的替代弹性也逐渐增大，而弹性峰值对应的价格逐渐向右移（图2），这意味着充足的天然气供应推动了市场扩张，也潜在地降低了天然气溢价，减小了替代成本。石油交叉弹性最大，电力次之，而煤炭最小，且弹性均小于1%。虽然弹性较小，但是这三种能源消费基数大（图3），以2018年消费量计算，天然气对煤炭、石油和电力的最大替代量分别为650×104toe、500×104toe和240×104toe。这表明，在市场机制作用下，天然气可以对这三种能源实现有限替代，增大能源之间的互补性，有利于防范短期内能源供应短缺诱发的能源系统供应安全和风险。
天然气对煤炭、石油天然气替代产生了能源资产搁浅和投资增加的负、正两种效应（图3）。随着天然气价格增大，其产能资本投资逐渐减少，煤炭、石油和电力资产搁浅也逐步降低;当价格超过3000元/toe，天然气产能资本却面临搁浅，而煤炭、石油和电力产能资本投资随着价格增加而增大。然而，当价格超过15000元/toe，资本存量达到了产能资本的下限和上限，产能资本粘性阻滞了天然气替代。由此可见，天然气
产能资本投资是以其他三种能源资产搁浅为代价的，而过高的市场价格将导致其天然气自身资产搁浅和投资萎缩，反而刺激了煤炭、石油等能源资本投资。我国面临天然气资源供应紧缺的客观现实，市场化改革过快将推高天然气价格，不仅会导致自身资本大幅度搁浅，而且也为传统化石能源投资提供了潜在的逆增长空间。这不仅不利于天然气市场发展和能源结构优化，也会给能源系统供应安全带来冲击。因而，能源替代过程应该遵循产能资本弹性-粘性对能源结构优化的资本成本约束，综合考虑供应安全与资产搁浅之间的平衡，寻求能源结构优化路径。
4我国天然气消费替代效应情景分析
由前述分析可以知道，市场价格机制只能在弹性供应空间发挥作用，难以在短期内调节传统化石能源产能资本存量，不能有效推动天然气对传统化石能源替代，达到能源结构优化目的。因而，需要制定合适的能源政策驱动天然气对煤炭和石油替代，鉴于投资（PBT）、技术效率（E）并不能有效推动能源替代，主要考虑了市场和政策激励，即碳市场价格和天然气溢价[36]。情景分析到2050年我国天然气替代效应带来的能源结构变化、产能资产搁浅和供应安全，综合评价两种政策对我国能源转型安全的影响。
4.1情景设置与能源结构优化
将2019年作为基准年，考虑能源强度、经济增长和人口变化等因素，借鉴严良等[37]研究方法，预测出2019—2050年我国能源总消费量，采用随机漫步方法生成四种能源市场价格序列。具体情景及方案见表3。
（1）基准情景（BAU）：碳价为50元/t，天然气消费溢价PR保持不变。
（2）市场情景（CBP）：2019年我国最高碳价为11美元/t，而瑞典等碳价高达127美元/t。据预测，为实现全球减排目标，到2020年最低碳价范围应为40～80美元/t[36]。结合我国碳减排目标，采用OECD国家的中间碳税政策，设置三种方案：CBPⅠ为碳价100元/t;CBPⅡ为碳价随时间线性增加，从2019年的100元/t增长到2050年的600元/t;CBPⅢ为碳价600元/t。
（3）政府激励情景（PR）：天然气溢价过高可能是财政、税收、投资等政策性激励不足[34]。而深化天然气市场改革、加大资源供给力度乃至补贴清洁能源，能够降低天然气消费溢价。为此，设置了三种激励方案：PRⅠ为天然气溢价降低20%;PRⅡ为溢價降低比例线性增加，即从2019年的20%降低水平增加到2050年的60%水平;PRⅢ为溢价降低60%。
（4）市场+政策激励情景：综合测度市场和政策引起的天然气替代叠加效应，分为三种方案，即CBPⅠ+PRⅠ;CBPⅡ+PRⅡ;CBPⅢ+PRⅢ。
不同情景下2050年我国能源消费结构预测结果见图4。
从基准情景来看，到2050年我国天然气消费占比在12%左右，煤炭和石油消费占比超过60%，以传统化石能源为主的能源结构未得到根本性改观。基准情景的BAU方案，CBPⅠ、CBPⅡ和CBPⅢ方案降低了煤炭消费占比，最高下降到34.2%，电力消费占比从22.3%上升到30.4%，天然气消费占比最大也仅为15.3%，石油消费占比维持不变。这意味着，提高碳价格有利能源消费结构实现从煤炭向电力等清洁能源的跨越式转换，但弱化了天然气作为能源清洁化转型的过渡作用。从政策激励来看，PRI、PRII和PRIII方案提高了天然气消费占比，最高达到23.1%;而煤炭和石油消费占比分别下降了约5%和3%，电力消费占比有所下降。这表明，虽然政策性激励能够优化能源消费结构，但是未能推动电力等再生能源消费增长。从市场和政策激励组合情景来看，CBPⅠ+PRⅠ、CBPⅡ+PRⅡ和CBPⅢ+PRⅢ方案同时提高了天然气和电力消费占比，两者综合最高超过50%，石油消费占比在19%左右，而煤炭消费占比下降到30%。这表明，市场和政策激励共同作用加快煤炭向天然气和电力等清洁能源转换，保持石油消费结构稳定，源循序渐进推动能源结构优化。
4.2产能设备资产搁浅
观察2019—2050年10种方案下累积资产搁浅结果，发现天然气替代传统化石能源导致了煤炭和石油产能资产搁浅，增加了天然气和电力产能资本投资需求（图5）。这表明，传统化石能源向清洁能源转型必然要承受传统能源资产搁浅的代价，也为低碳和可再生能源提供
了潜在的产能资本投资空间。具体而言，相比于BAU方案，碳市场价格提高了煤炭消费环境成本，增强了市场对电力等可再生能源的选择偏好（图4）。当采用方案CBPIII（碳价格为600元/t）时，到2050年煤炭产能资本累积搁浅量达到96×108toe，需要增加72×108toe的电力产能资本投资，以弥补煤炭资产搁浅带来的能源系统产能不足的风险。政策激励会刺激天然气产能资本投资，导致煤炭、石油和电力产能资产搁浅和投资萎缩。在实施方案PRIII（天然气溢价降低60%）时，煤炭、石油和电力的累积产能资产搁浅达到101×108toe，天然气累积产能资本投资需要达到102×108toe才能够满足市场产能需求。市场与政策激励相互组合产生的叠加效应促进了天然气和电力产能资本投资，而煤炭和石油因环境成本内部化和溢价优势下降，其产能资产搁浅则是市场长期选择结果。在方案CBPIII+PRIII中，煤炭和石油累积资产搁浅高达158×108toe。将三种情景对比发现，碳价政策主要强化煤炭设备产能的环境成本，通过电力等清洁能源产能投资对其产能资本产生挤出效应，即碳价政策能对传统化石能源产能资本实施定向调控。政策激励则主要减少天然气溢价，降低天然气替代的成本门槛，能针对性调控自身产能资本投资，不能对其他能源产能资本进行选择性调控。而碳价与天然气溢价政策组合兼具能源产能资本投资和搁浅的选择和定向调控功能。
4.3能源供应安全
鉴于资本粘性和弹性对能源供给安全的影响，模拟出2050年三种情景下10种方案对应的能源供应安全临界值、弹性供应空间（图6），以此分析各能源品种供应安全。
从天然气自身供应安全来看（图6（a）），基准情景下，天然气安全供应临界值为4.69×108toe，弹性供应量约为2400×104toe。市场情景下，供应临界值从4.50×108toe上升到5.23×108toe，弹性供应空间从2500×104toe扩大到2700×104toe左右，占临界值的5%左右。政策激励情景虽然提高了天然气消费量，但对供应安全提出了更大的挑战，如PRIII方案实施时，临界值高达8.98×108toe，弹性供应空间约为4602×104toe，仅占临界值的5.1%。在市场和政策激励情境下，天然气安全供应临界值与政策激励下的临界值相当，但是显著扩大弹性供应空间;如实施CBPIII+PRIII方案，临界值为8.78×108toe，弹性供应空间为7477×104toe，占临界值的8.5%。需要说明的是，CBPⅡ、PRⅡ和CBPⅡ+PRⅡ三种方案实施时，弹性供应空间占临界值之比分别为5.38%、6.1%和6.28%，这表明，在相同安全水平下，渐进式的碳价和天然气溢价政策更能增加天然气供应弹性。三种情景虽然推动了天然气消费，也抬高了安全供应临界值，即产能资本存量，这意味着天然气供应面临更大的产能资本刚性约束，市场将面临更加严峻的供应安全形势。而天然气价格调节产生的弹性供应空间约为2500×104～8000×104toe，按照1toe=1400m3天然气计算，折合为350×108～1120×108m3，因此，通过市场手段可部分缓解天然气供应安全。
从天然气替代效应来看（图6（b）、（c）和（d）），相对于BAU方案，碳价、溢价以及两者组合政策下煤炭供应安全临界值呈阶梯式下降，影响效果大致相当，最大下降到15×108toe左右;不同的是碳价政策缩小了煤炭弹性供应空间，而碳价与溢价政策则扩大了供应弹性。相较于我国煤炭资源丰富的资源禀赋，煤炭安全供应面临压力降低。石油供应安全临界值并没有显著降低，而是稳定在8.26×108toe左右，只是扩大了弹性供应空间，约为1000×104～3000×104toe，增大了石油市场供需的价格调控能力，即天然气替代能够部分缓解我国石油市场供需紧平衡状态。对电力等可再生能源而言，相较于BAU方案，碳价政策推高了供应安全临界值，缩小了弹性供应空间;而溢价政策以及碳价和溢价组合政策在没有过多增加安全临界值的情况下，扩大了其弹性供应空间，例如，实施CBPIII+PRIII方案，临界值为10.05×108toe左右，弹性供应占临界值之比为1.52%。这表明，天然气替代提高了电力等可再生能源供应弹性，强化了清洁能源消费的市场导向。
4.4情景方案比较
从天然气消费占比、传统化石能源设备资产搁浅和能源系统供应安全（四种能源安全供应临界值之和）三个维度，利用三元相图，综合评价市场和政策驱动效应引发的能源转型安全（图7）。图中三个轴的坐标值均表示相对BAU方案的消费占比、资产搁浅和安全供应量的增长或减少百分比。需要说明的是，供应量约接近BAU方案的安全供应临界值，能源系统相对供应安全水平越高，反之越低。
相较于BAU，方案CBPⅡ和CBPⅢ相对煤炭、石油资产搁浅增量小于38.5%，供应安全水平维持在62.5%以上，但是天然气消费占比增量低于12.5%;方案CBPⅠ和CBPⅡ+PRⅢ将导致煤炭、石油资本显著搁浅超过50%，而且供应安全水平低于50%;方案PRⅠ和CBPⅠ+PRⅠ将产生相同效应，即维持较高供应安全水平和较低煤炭、石油资本相对搁浅程度，而天然气消费占比相对增量仍然低于25%;方案PRⅡ、PRⅢ以及CBPⅡ+PRⅡ将增加天然气相对占比40%左右，天然气消费占比达到20%左右且能维持较低的资产搁浅程度、保持较高的能源系统供应安全。
总体而言，在市场和政府激励的情景下，提高天然气消费占比，加快了煤炭石油向电力等再生能源转换，但是，我国将面临化石能源资产搁浅程度加深和能源供应安全水平下降的困境。综合考虑天然气替代下对能源系统安全和传动化石能源资产搁浅的影响，渐进式政策激励（PRⅡ），强政策激励（PRⅢ）以及渐进式的市场和政策激励（CBPⅡ+PRⅡ）方案在推动我国能源结构优化的同时，能有效控制传统化石能源搁浅风险、维持较高的能源系统供应安全水平。
5结论与启示
建立能源替代系统动力学模型，揭示了产能资本弹性-粘性对能源替代和结构优化的资本成本约束机理，捕获了能源转换过程中各能源品种产能资本投资和资本存量动态演变特征，识别出了天然气替代产生的能源系统供应安全和资产搁浅风险，为能源替代和转型安全研究提供了科学的理论和方法借鉴。主要研究结论与启示如下。
（1）2000—2018年我国煤炭和石油产能资本存量过高，形成了能源市场对传统化石能源消费的路径依赖，成为天然气替代和能源转型的资本阻力，这也决定了天然气替代驱动的能源结构转型将是一个渐进、长期的过程。天然气替代是以整个能源系统供应安全降低和产能资产搁浅为代价的;而市场价格调控仅能推动天然气对煤炭、石油和电力的有限替代，部分缓解能源供应短缺诱发的供应安全和风险。因而，天然气对传统化石能源替代应该遵循产能资本弹性-粘性对能源结构优化路径的资本成本约束，以降低天然气替代对能源系统供应安全的冲击和产能资产搁浅风险。
（2）如果现有碳价和天然气消费溢价不变，到2050年我国天然气消费占比12%左右，我国以煤炭和石油消费为主的能源结构未得到根本性改观。能源消费结构优化和清洁化转型应实施积极的碳价和天然气溢价政策，但是两者激励机理和路径则不同。碳价政策主要强化煤炭设备产能的环境成本，刺激电力等清洁能源产能资本投资，挤压煤炭产能投资，实现了煤炭产能投资转向清洁能源产能投资路径的定向调控，但弱化了天然气作为过渡能源的桥梁作用。天然气溢价政策主要降低天然气替代的成本门槛，增加了天然气消费和产能投资偏好，但不能对煤炭、石油和电力产能资本投资进行选择性调控。而碳价与天然气溢价政策组合兼具能源产能资本投资的选择和定向调控功能，在降低煤炭和石油产能资本存量的同时，也提高了天然气和电力等清洁能源投资，循序渐进地推动了煤炭、石油消费向电力等清洁能源转换。
（3）碳价和天然气溢价政策能提高天然气消费占比，优化能源结构，但是到2050年我国将面临化石能源资产搁浅程度加深和能源供应安全水平下降的困境。综合考虑政府对能源结构优化预期、能源系统供应安全和传统化石能源产能资产搁浅三个维度，我国应采取三种方案：天然氣溢价降低60%;溢价降低从20%逐步增至60%;以及碳价从100元/t逐渐提高到600元/t，溢价降低从20%逐步增至60%。这三种方案既能提高天然气消费占比，达到20%左右，又能有效控制传统化石能源搁浅风险、保障能源系统供应安全，推动传统化石能源向电力等清洁能源渐进转换。
（4）保障能源转型安全需要加大我国碳市场和天然气市场改革和建设力度，充分发挥价格机制对能源消费和产能设备投资的市场调节作用。一方面，通过提高碳税增加企业煤炭和石油消费环境成本，激发更多低碳能源消费企业参与碳市场交易，诱导企业能源消费清洁化转型;另一方面，加大我国天然气资源供应、基础设施建设和市场化改革，降低因供应短缺形成的负消费溢价水平，从而减少天然气替代成本，充分发挥价格对能源替代的市场调节机制。此外，需要发挥政府对能源市场投资的宏观调控作用，逐步减少煤炭和石油产能投资、增加天然气和电力等清洁能源产能投资，降低能源转型过程中的资产搁浅、防范能源系统供应安全风险。
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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
（責任编辑：李琪）
