單彤文，教授級高級工程師，中國海油集團公司專家，畢業(yè)于上海交通大學(xué)，現(xiàn)任中國海油集團公司科技信息部副總經(jīng)理，曾任中國海油氣電集團總工程師兼研發(fā)中心主任、黨委書記。其在海洋工程及液化天然氣領(lǐng)域有多年工作經(jīng)驗，現(xiàn)任國際標(biāo)準(zhǔn)化組織ISO/TC67/SC9 中方專家代表、全國專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會液化天然氣分標(biāo)委副主任委員。曾擔(dān)任多個國家及省部級課題研究的負(fù)責(zé)人。

　　摘要： “十四五”是我國能源向清潔化轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵期，隨著可再生能源的快速發(fā)展及碳排放目標(biāo)的確定，在此期間調(diào)整與平衡電源結(jié)構(gòu)，合理規(guī)劃火力發(fā)電的發(fā)展目標(biāo)并安排相應(yīng)的配套政策十分重要，甚至可能成為影響能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵性因素。本文詳細(xì)分析了天然氣發(fā)電在“中國碳排放2030年達峰，2060年實現(xiàn)碳中和”總體目標(biāo)引領(lǐng)下的能源轉(zhuǎn)型中的重要作用，以及其在環(huán)保性、環(huán)保性、靈活性等方面相對煤炭發(fā)電的突出優(yōu)勢，闡述了目前天然氣發(fā)電面臨的主要問題，提出了天然氣發(fā)電在未來電力及能源結(jié)構(gòu)中的定位與發(fā)展路徑建議。以期為我國天然氣發(fā)電及未來能源轉(zhuǎn)型規(guī)劃提供參考。

　　關(guān)鍵詞：天然氣發(fā)電；能源轉(zhuǎn)型；定位；發(fā)展路徑

　　在2030年碳達峰、2060年碳中和的背景下，中國能源轉(zhuǎn)型的任務(wù)已經(jīng)非常明確，即能源結(jié)構(gòu)要進一步調(diào)整并向清潔化發(fā)展。根據(jù)測算，我國要實現(xiàn)碳中和目標(biāo)，在能源供應(yīng)側(cè)可再生能源占比不能低于80%，需求側(cè)電動化率不能低于80%[1]。碳中和是遠(yuǎn)期最終目標(biāo)，但是通過可靠、有效的減排手段實現(xiàn)碳排放總量快速達峰甚至下降、減輕未來實現(xiàn)碳中和帶來的壓力應(yīng)該是近期的主要目標(biāo)。

　　電力行業(yè)是碳排放及污染物排放的重要來源之一，其中火電更是排放大戶?；痣娭械奶烊粴獍l(fā)電（或稱“燃?xì)獍l(fā)電”“氣電”）因其清潔性、環(huán)保性、靈活性等受到發(fā)達國家的重視。以天然氣發(fā)電代替煤炭發(fā)電（或稱“燃煤發(fā)電”“煤電”），逐步控制煤炭消費量，一方面可以減少污染物排放，改善空氣質(zhì)量；另一方面可以降低電力行業(yè)碳排放強度，使碳排放總量得到控制，甚至大幅下降。

　　對比發(fā)達國家天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑來看，天然氣市場進入成熟期后消費增長動力主要來自于發(fā)電。要實現(xiàn)2030年天然氣占一次能源消費比重15%的目標(biāo)[2]，規(guī)模化發(fā)展天然氣發(fā)電是關(guān)鍵，特別是以大規(guī)模、高比例可再生能源為主的新一代電力系統(tǒng)，對電力系統(tǒng)靈活性和安全可控等提出了更高要求，天然氣發(fā)電的清潔低碳和靈活性將在可再生能源為主的電力系統(tǒng)構(gòu)建中發(fā)揮積極作用。

　　2019年中國天然氣表觀消費量3067億m3，在一次能源消費結(jié)構(gòu)中占比約8.3%，遠(yuǎn)低于全球24%的平均水平；其中發(fā)電用氣553.9億m3，占比18.1%，不及全球平均水平39%的一半；這兩項指標(biāo)與美國、英國、日本等發(fā)達國家相比更是相距甚遠(yuǎn)[3-4]。

　　本文分析了燃?xì)獍l(fā)電在能源轉(zhuǎn)型中的重要作用及其相比煤炭發(fā)電在環(huán)保性、清潔性、靈活性等方面的優(yōu)勢，分析了燃?xì)獍l(fā)電目前面臨的問題，提出了天然氣發(fā)電在未來電力及能源結(jié)構(gòu)中的定位與發(fā)展路徑建議。

　　1 燃?xì)獍l(fā)電在能源轉(zhuǎn)型中的作用明顯

　　從國際經(jīng)驗看，今后十年間，中國在推動可再生能源發(fā)電的同時，天然氣發(fā)電占比仍存在上升空間。從德國和美國能源發(fā)展的去碳化經(jīng)驗來看，兩國在降低一次能源中煤炭消費比例、提升可再生能源占比的同時，天然氣用量仍有所上升。德國在1995年以前一次能源消費中煤的占比較高，1985年曾達到41.32%，之后煤的使用量和在一次能源消費中的占比迅速降低，到2017年下降至21.27%。2011年以后，隨著核能占比下降，風(fēng)能、光能和生物能等可再生能源占比迅速上升，2018年德國一次能源消費中天然氣占比約23.4%，超過煤炭。2019年，德國政府決定在2038年前逐步停止使用煤炭。按照其最新的“能源轉(zhuǎn)型”計劃，到2030年，德國可再生能源發(fā)電比例需達到65%，天然氣發(fā)電裝機占比約18%，碳排放量較1990年需減少55%。美國一次能源消費占比中，石油、天然氣和煤炭占絕對主導(dǎo)地位，較長一段時間維持在80%以上。2019年，美國可再生能源消費占比達11.5%，130多年來首次超過煤炭。與此同時，天然氣消費量再創(chuàng)新高，占比約32%，增量主要來自燃?xì)獍l(fā)電。與德、美相比，2019年中國一次能源中，煤炭占比最高達57.7%，天然氣占比僅8.3%。按照國際經(jīng)驗，可再生能源的快速發(fā)展中，天然氣作為重要的過渡能源，也將進一步發(fā)揮重要作用，而電力需求將是天然氣消費增長的重要來源。

　　截至2019年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量201006萬kW，其中氣電9024萬kW，占比約4.5%[5]；2019年我國天然氣表觀消費量3067億m3，其中發(fā)電用氣553.9億m3，占比約18.1%[4]。而同年度美國、英國、日本天然氣發(fā)電分別占各自總發(fā)電量的38.63%、40.1%以及35.0%，發(fā)電用氣量在天然氣消費結(jié)構(gòu)中占比分別為36%、31%及69%[3]。

　　2019年我國繼續(xù)保持世界第一大可再生能源消費國和生產(chǎn)國的地位，可再生能源消費總量相當(dāng)于美國（全球第2）的2.2倍、巴西（全球第3）的3.2倍。2019年我國消費的可再生能源（含水電）減少的CO2排放量為16.5億t，相當(dāng)于我國當(dāng)年CO2排放總量的16.5%[3]。雖然我國可再生能源生產(chǎn)規(guī)模居全球首位，但是棄風(fēng)、棄光的現(xiàn)象還比較嚴(yán)重。2019年全國棄風(fēng)和棄光電量分別高達169億kW?h和46億kW?h，相當(dāng)于450萬kW煤電廠一年的發(fā)電量，對應(yīng)約50億元燃煤成本和600萬t CO2排放[6-7]?？傮w來看，中國各地區(qū)電力系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)能力不同，但都難以滿足高比例可再生能源發(fā)電的需求。我國抽水蓄能、燃?xì)獍l(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源比重僅為6%，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力嚴(yán)重不足。風(fēng)電、光伏發(fā)電富集的“三北”地區(qū)電源調(diào)度靈活性更低，煤電裝機比重超過70%，靈活調(diào)節(jié)電源占比不足4%。而國外主要可再生能源比例較高的國家靈活電源比重相對較高，西班牙、德國、美國（可再生能源在一次能源消費中的占比分別為17.0%、17.5%、8.6%）的靈活調(diào)節(jié)電源占總裝機比例分別達到31%、19%、47%，而天然氣發(fā)電是靈活調(diào)節(jié)電源的重要組成部分。

　　隨著光伏、風(fēng)電等可再生能源并入電網(wǎng)的數(shù)量和比例越來越高，可再生能源發(fā)電波動性、間歇性等弊端也將成倍擴大影響，這將對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來更大挑戰(zhàn)。電網(wǎng)需要更大規(guī)模的響應(yīng)速度快、發(fā)電成本可承受、可持續(xù)供電的電源為其提供調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)。系統(tǒng)需求及供應(yīng)是隨時變化的，且變化快慢不同，需要不同響應(yīng)速度的電源進行補充。天然氣發(fā)電具有運行靈活、啟停時間短、爬坡速率快、調(diào)節(jié)性能出色等優(yōu)勢，相對于燃煤發(fā)電、抽水蓄能、電池儲能等調(diào)峰電源，是響應(yīng)特性、發(fā)電成本、供電持續(xù)性綜合最優(yōu)的調(diào)峰電源。天然氣發(fā)電配合可再生能源的發(fā)展思路將是國家未來能源轉(zhuǎn)型的最佳途徑。

　　從高碳能源轉(zhuǎn)向低碳能源，由低碳能源進入完全可再生能源，這是世界能源轉(zhuǎn)型和發(fā)展的趨勢。我們理應(yīng)順應(yīng)這一趨勢并盡可能縮短這個過程，但應(yīng)尊重這一過程的客觀規(guī)律，不應(yīng)試圖從高碳能源跨過低碳能源而一步到位進入到完全可再生能源。

　　2．燃?xì)獍l(fā)電與燃煤發(fā)電相比優(yōu)勢明顯

　　燃?xì)獍l(fā)電相比燃煤發(fā)電不僅常規(guī)污染物排放低于燃煤發(fā)電，而且在碳排放、調(diào)峰性能、投資、占地、用水等多個方面優(yōu)于燃煤發(fā)電。

　　2.1燃?xì)獍l(fā)電與燃煤發(fā)電相比在污染物排放上大幅降低

　　國家經(jīng)過多年大力投入及發(fā)展，燃煤發(fā)電“超低排放”改造大幅降低了燃煤電廠污染物排放，為改善中國大氣質(zhì)量做出了不可否認(rèn)的貢獻，但應(yīng)清晰地認(rèn)識到經(jīng)過“超低排放”改造的燃煤電廠除了NOx排放勉強能與燃?xì)怆姀S比肩外，其他污染物，如SO2、CO2、煙塵、固體廢物、重金屬等污染物排放均高于或遠(yuǎn)高于燃?xì)獍l(fā)電。

　　2.1.1 燃?xì)獍l(fā)電與燃煤發(fā)電在環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)上的對比

　　2011年，我國環(huán)境保護部（現(xiàn)生態(tài)環(huán)境部）與國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗檢疫總局制定了GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，自2012年開始實施。標(biāo)準(zhǔn)中對火電廠污染物排放濃度限值和控制要求做出了詳細(xì)規(guī)定。

　　根據(jù)GB13223-2011及國家環(huán)保部《關(guān)于執(zhí)行大氣污染物特別排放限值的公告》，自2012年1月，全國新建燃煤電廠將按照重點地區(qū)和非重點地區(qū)開始執(zhí)行新的排放標(biāo)準(zhǔn)，煙塵、SO2、NOx排放限值分別為30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3（西南地區(qū)除外）；自2013年4月，重點控制區(qū)新建的燃煤機組執(zhí)行大氣污染物特別排放限值，煙塵、SO2、NOx排放標(biāo)準(zhǔn)分別為20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3。“十三五”期間，重點控制區(qū)市域范圍內(nèi)所有火電燃煤機組均執(zhí)行特別排放限值要求（表1）。

　　表1 國家標(biāo)準(zhǔn)及部分地方標(biāo)準(zhǔn)對常規(guī)污染物排放限值的規(guī)定

　　燃煤電廠參考GB13223-2011標(biāo)準(zhǔn)中燃?xì)怆姀S的排放濃度限值，并對電廠污染物控制設(shè)施進行升級改造，目的是力求改造后的燃煤電廠煙氣中排放的污染物濃度達到燃?xì)怆姀S的排放限值，即常規(guī)污染物排放執(zhí)行表1中“超低排放限值”，稱之為燃煤電廠的“超低排放”。但燃煤發(fā)電經(jīng)過“超低排放”改造后，僅是要達到或者低于國標(biāo)規(guī)定的燃?xì)怆姀S排放限值，而這仍遠(yuǎn)高于燃?xì)怆姀S的實際排放值。GB13223-2011首次增加了燃?xì)廨啓C組大氣污染物排放濃度限值，但是并未將燃?xì)廨啓C單獨分類，而是與天然氣鍋爐籠統(tǒng)歸為“以氣體為燃料的鍋爐或燃?xì)廨啓C組”，標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定煙塵、SO2、NOx排放限值分別為5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。在一些經(jīng)濟發(fā)達的省市，如北京、天津、深圳陸續(xù)出臺了地方標(biāo)準(zhǔn)或者政府規(guī)定對燃?xì)廨啓C常規(guī)污染物排放特別是NOx排放提出了更高要求（表1）。地方標(biāo)準(zhǔn)主要是將NOx的排放限值從國家要求的50mg/m3進一步嚴(yán)格為15～35mg/m3；天津、深圳并未對燃?xì)廨啓C的煙塵及SO2排放做出更嚴(yán)格的規(guī)定，其原因是實際運行中，在不采取任何后處理措施的情況下，燃?xì)廨啓C的這2種污染物排放濃度均極低，規(guī)范無需再作要求。

　　2.1.2 燃?xì)獍l(fā)電與燃煤發(fā)電在實際排放上的對比

　　國家標(biāo)準(zhǔn)及地方標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的排放限值是允許排放的高限。火力發(fā)電機組運行時，實際排放值與標(biāo)準(zhǔn)限值以及煤電與煤電之間，煤電與氣電之間，在實際排放上都存在較大差異。雖然一些專家認(rèn)為理論上超低排放煤電可以做到和燃?xì)怆姀S幾乎同樣的排放限值，但實際運行中燃?xì)怆姀S清潔性仍然明顯優(yōu)于超低排放的燃煤電廠。徐靜馨[8]等通過現(xiàn)場實測及文獻調(diào)研的方式對全國99臺超低排放燃煤機組以及江蘇省17臺燃?xì)鈾C組（未安裝脫硝裝置）進行了統(tǒng)計，結(jié)果顯示：實際排放的NOx平均濃度方面，燃?xì)怆姀S與超低排放燃煤電廠相比無明顯差距，但燃?xì)鈾C組僅依靠低氮燃燒器即可很好地控制NOx排放，如加裝脫硝裝置，其NOx排放濃度可進一步下降[9]；煙塵平均排放濃度方面，燃?xì)怆姀S比燃煤電廠低一個數(shù)量級；SO2平均排放濃度方面，燃煤電廠約為16mg/m3，明顯高于燃?xì)鈾C組的2.20mg/m3（E級）和0.84 mg/m3（F級）；平均煙塵排放濃度方面，燃煤機組是燃?xì)鈾C組的1.8~2.4倍。其他眾多研究結(jié)果均有類似結(jié)論，即目前我國超低排放燃煤發(fā)電的煙塵、SO2的實際排放濃度仍高于氣電。

　　有部分學(xué)者認(rèn)為，燃煤機組和燃?xì)鈾C組煙氣中的氧含量相差很大，將實際排放濃度折算到相同氧含量下的數(shù)值，燃?xì)鈾C組NOx排放濃度折算值會成倍增加，數(shù)值將高于超低排放燃煤機組。但煤與天然氣是2種完全不同的燃料，燃料本身及其在2種發(fā)電機組中的燃燒特性決定了其空氣過量系數(shù)及煙氣中的氧含量，強行將排放濃度按照統(tǒng)一的氧含量進行折算對比并無實際意義。

　　要綜合比較2種發(fā)電形式的清潔性，應(yīng)該按照單位電量污染物的排放量進行比較。因為無論是煤電還是氣電，其最終產(chǎn)品都是電能。因此，應(yīng)對比的是生產(chǎn)一單位的電能，煤電和氣電各自排放了多少污染物；而不是比較二者同樣氧含量下，煙氣中污染物濃度這一無實際含義的表面數(shù)值。以生產(chǎn)單位電量所排放的污染物濃度來衡量煤電與氣電的清潔性，顯然是更為科學(xué)、合理的判別方法。

　　圖1為生產(chǎn)單位電量時，超低排放燃煤發(fā)電與燃?xì)獍l(fā)電在污染物排放上的實際折合對比?？梢钥闯?，燃?xì)怆姀S基本不排放煙塵及SO2，排放值明顯低于超低排放燃煤電廠，加裝脫硝設(shè)備的燃?xì)怆姀SNOx排放值也低于超低排放燃煤電廠。樊慧[10]等人的研究結(jié)論也充分支持了本文的這一觀點。

　　圖1 超低排放燃煤發(fā)電與燃?xì)獍l(fā)電污染物實際排放水平對比

　　除了以上大氣排放物外，燃煤煙氣排放中還包含有一定的放射物及重金屬。雖然目前沒有對這些進行統(tǒng)一衡量與測量的要求與標(biāo)準(zhǔn)，但根據(jù)煤質(zhì)的不同，這部分污染甚至有可能造成十分危害的后果。此外，燃煤發(fā)電還會產(chǎn)生大量的固體廢物，包括石子煤、粉煤灰、爐渣、脫硫灰渣、脫硫產(chǎn)物、廢棄脫硝催化劑等，且汞、鉛等痕量重金屬易在以上固體廢物中富集，固體廢物處置不當(dāng)易產(chǎn)生二次污染問題。

　　因此，無論從常規(guī)大氣污染物排放還是固體廢物排放來看，天然氣發(fā)電都比燃煤發(fā)電更清潔，這一結(jié)論是確定并且有科學(xué)依據(jù)的。

　　2.2 燃?xì)獍l(fā)電替代燃煤發(fā)電是碳減排的有效手段

　　根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計》數(shù)據(jù)，2019年我國化石能源燃燒產(chǎn)生的CO2排放量約為98億t[3]，其中電力行業(yè)CO2排放量約占全國總排放量的40%，而燃煤電廠是電力行業(yè)中最主要的碳排放源[11]。根據(jù)《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告》，2019年全國電力行業(yè)CO2平均排放強度約為577g/kW?h，而燃煤電廠碳排放強度為844g/kW?h[5]。因此降低火電碳排放水平是減少電力行業(yè)碳排放的重要手段。2019年，美國的能源相關(guān)碳排放為48億t，比2018年減少1.4億t，主要是通過“以氣代煤”實現(xiàn)的；歐盟燃煤電廠的發(fā)電量下降了25%以上，而燃?xì)獍l(fā)電量增長了近15%[3]。在由高碳能源向零碳能源轉(zhuǎn)變的較長時期內(nèi)，用氣電替代煤電是碳減排的有效手段。

　　樊慧[8]等根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)及假定，計算了典型燃煤發(fā)電與燃?xì)獍l(fā)電CO2排放強度，結(jié)果表明：在CO2排放強度方面，燃?xì)怆姀S約為411g/ kW?h，燃煤電廠為798g/kW?h，氣電排放強度僅為煤電的50%左右，看見氣電替代煤電可大幅降低火電行業(yè)的碳排放量。

　　截至2019年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量201006萬kW，其中煤電104063萬kW，氣電9024萬kW；全國全口徑發(fā)電量為73266億kW?h，其中煤電45538億kW?h，氣電2325億kW?h [5]。假定按照世界電源裝機結(jié)構(gòu)平均水平，天然氣發(fā)電約占總裝機容量及總發(fā)電量的30%計算，中國如將相應(yīng)比例的煤電替換成氣電，則2019年可減少CO2排放約7.6億t。可見未來增量火電采用天然氣發(fā)電可大幅降低CO2排放增量，采用氣電替代存量煤電可減緩我國CO2排放總量的增長，如果大規(guī)模替代甚至可實現(xiàn)CO2排放總量的下降，這將極大有助于我國實現(xiàn)2030年左右CO2排放達峰這一目標(biāo)。

　　此外，天然氣可以更好地與碳捕集、利用和存儲（CCUS）技術(shù)相結(jié)合。未來，隨著CCUS技術(shù)突破和成本降低，天然氣有望成為一種十分接近“零碳”的能源。未來40年，煤電裝機容量需每年下降1%，才能確保2060年煤電比重控制在10%以下，且保留的煤電裝機不能作為主力機組。煤電退出后的空間逐步讓位給可再生能源發(fā)電，使得2060年可再生能源發(fā)電裝機比重至少達到80%以上，方可實現(xiàn)電力的真正低碳化甚至零碳化，確保2060年碳中和目標(biāo)的實現(xiàn)。

　　2.3 燃?xì)獍l(fā)電比燃煤發(fā)電更適合作為調(diào)峰電源

　　在電力系統(tǒng)中，靈活調(diào)峰電源至少要達到總裝機的10%~15%。在目前的政策環(huán)境下，“煤電深度調(diào)峰改造”被提了出來。雖然煤電機組有一定的靈活改造空間，但隨著高比例可再生能源的發(fā)展，煤電靈活性改造的成本、頻繁啟停的成本以及相應(yīng)的環(huán)境影響，將使得煤電機組靈活性改造后的長遠(yuǎn)作用受限，甚至?xí)Ц唠娏ο到y(tǒng)的總體供電成本，不利于電力系統(tǒng)的低碳轉(zhuǎn)型。近期某些煤電調(diào)峰過程中出現(xiàn)非正常停機并造成損失事件時有發(fā)生。從長遠(yuǎn)看，煤電裝機規(guī)模勢必要進行合理控制，同時著重發(fā)展氣電、儲能等多種靈活性資源，同時完善電力市場機制，完善公平的靈活性補償機制，才能激勵更多靈活性資源的發(fā)展[12]。

　　燃?xì)獍l(fā)電相比燃煤發(fā)電具有負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍寬、響應(yīng)快速、變負(fù)荷能力強的特點，是電網(wǎng)調(diào)峰的更佳選擇。如圖2所示為煤電與氣電冷啟動時間對比，燃?xì)怆姀S冷啟動時間僅為燃?xì)怆姀S的幾分之一甚至幾十分之一[13]。此外，燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)電廠熱態(tài)啟動時間也僅為70~90min。因此天然氣電廠能更好地滿足電網(wǎng)對電源的啟停調(diào)度需求。

　　圖2 煤電與氣電冷啟動時間對比（數(shù)據(jù)來源于參考文獻13）

　　圖3為5分鐘內(nèi)每1000MW煤電與氣電最大負(fù)荷變化對比[13]，可見氣電相比煤電更能適應(yīng)電網(wǎng)短時間內(nèi)的負(fù)荷變化，滿足電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)節(jié)的需求。

　　圖3 煤電與氣電5min內(nèi)最大負(fù)荷變化對比（數(shù)據(jù)來源于參考文獻13）

　　電網(wǎng)調(diào)峰時根據(jù)負(fù)荷變化速率的不同，需要不同響應(yīng)速度的調(diào)峰電源。如圖4所示，相比而言，天然氣發(fā)電既可以實現(xiàn)分鐘級的響應(yīng)，又能實現(xiàn)較低的成本，無疑是響應(yīng)速度及成本綜合較優(yōu)的調(diào)峰電源，可為風(fēng)電、光伏等可再生能源提供調(diào)峰服務(wù)，緩解或消除此類可再生能源不穩(wěn)定、瞬時變化大對電網(wǎng)產(chǎn)生的沖擊，保障電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

　　圖4 調(diào)峰電源成本及響應(yīng)時間的關(guān)系

　　2.4 燃?xì)獍l(fā)電與燃煤發(fā)電相比的其他優(yōu)勢

　　天然氣發(fā)電除了具備常規(guī)污染物排放低的優(yōu)點外，在占地、投資、節(jié)水方面也具有較大優(yōu)勢。表2為天然氣發(fā)電與燃煤發(fā)電在占地、投資、能耗及水耗等多項指標(biāo)的對比。

　　根據(jù)《電力工程項目建設(shè)用地指標(biāo)》規(guī)范，采用直流供水、燃煤水路運輸、碼頭接卸轉(zhuǎn)皮帶運輸進廠的2×1000MW燃煤電廠用地基本指標(biāo)為31.83 hm²，單位裝機容量用地159m2/MW；采用直流供水，4套F級一拖一總裝機容量1600MW燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)電廠用地基本指標(biāo)為11.59 hm²，單位裝機容量用地72m2/MW[14]?？梢?，同等裝機容量的燃?xì)怆姀S占地僅為燃煤電廠的一半，可節(jié)省土地資源及土地費用。

　　根據(jù)《火電工程限額設(shè)計參考造價指標(biāo)（2018年水平）》，新建1000MW超超臨界純凝燃煤電廠單位kW造價為3345元，新建400MW等級9F純凝燃?xì)怆姀S單位kW造價為2110元[15]，燃?xì)怆姀S單位造價顯著低于燃煤電廠，節(jié)省投資。

　　根據(jù)《常規(guī)燃煤發(fā)電機組單位產(chǎn)品能源消耗限額(GB21258-2017)》，1000MW級燃煤電廠單位產(chǎn)品能耗限定值的基礎(chǔ)值為273~285gce/ kW?h[16]。2019年全國6000kW及以上火電廠供電煤耗306.4g/ kW?h[3]，國內(nèi)燃?xì)怆姀S實際供電煤耗多為220~230gce/ kW?h?？梢姡?xì)怆姀S供電煤耗遠(yuǎn)低于燃煤電廠，其原因是燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)發(fā)電效率遠(yuǎn)高于燃煤發(fā)電效率。

　　根據(jù)《火力發(fā)電廠節(jié)水導(dǎo)則》中的水耗率指標(biāo)，單機600MW以上燃煤電廠淡水循環(huán)供水系統(tǒng)水耗率0.40~0.60m3/(s•G)，淡水循環(huán)、海水循環(huán)、海水直流供水系統(tǒng)水耗率0.04~0.08m3/(s•G)，空冷機組0.025~0.10m3/(s•G) [17]。國內(nèi)實際運行的燃?xì)怆姀S，與燃煤電廠類似，冷卻方式會對水耗率指標(biāo)產(chǎn)生很大影響，循環(huán)供水機組水耗率不超過0.35m3/(s•G)，直流供水機組水耗率不超過0.05 m3/(s•G)。如采用相同的冷卻方式，燃?xì)怆姀S水耗率指標(biāo)通常低于燃煤電廠，僅為燃煤電廠的1/3左右。

　　3. 燃?xì)獍l(fā)電面臨的問題

　　3.1 政策不夠明朗，產(chǎn)業(yè)定位不夠清晰

　　天然氣發(fā)電涉及天然氣、電力、環(huán)保等多領(lǐng)域問題，目前各領(lǐng)域政策尚存在不夠協(xié)調(diào)、不夠統(tǒng)一的問題。雖然在天然氣利用政策、能源發(fā)展規(guī)劃及環(huán)保政策文件中均對天然氣發(fā)電有所提及，但目前尚未出臺專門針對天然氣發(fā)電的政策文件。對于天然氣發(fā)電的總基調(diào)是“有序發(fā)展、適度發(fā)展”，具體發(fā)展方向有些含糊不清，政策時有波動。在當(dāng)前尚不清晰的政策環(huán)境下，部分電力公司制定了燃?xì)怆姀S規(guī)劃但仍處于觀望階段。地方政府更多地從降低電價的因素考慮，對天然氣發(fā)電的支持力度近年實際也存在退坡的現(xiàn)象。電網(wǎng)公司不斷下調(diào)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價，壓縮計劃發(fā)電小時數(shù)，增加競價上網(wǎng)發(fā)電小時數(shù)，使得天然氣發(fā)電的發(fā)展更加難如預(yù)期。

　　3.2 天然氣發(fā)電燃料成本相對較高

　　目前我國各地燃?xì)獍l(fā)電燃料氣價格約為2.2~2.7元/m3，按每度電氣耗0.2 m3計算，燃?xì)怆姀S燃料氣成本約為0.44~0.54元/kW?h，綜合發(fā)電成本約0.59~0.72元/ kW?h，與風(fēng)電（陸上風(fēng)電0.43元/ kW?h，海上風(fēng)電 0.62元/ kW?h）、光伏發(fā)電（0.5~0.7元/ kW?h）接近，但遠(yuǎn)高于煤電（0.3~0.5元/ kW?h）、核電（0.23~0.26元/ kW?h）及水電（0.10~0.17元/ kW?h），燃料氣的成本，是天然氣發(fā)電價格競爭力不足的重要原因。

　　以廣東地區(qū)典型天然氣9F機組（利用小時3000h）和600MW燃煤機組（利用小時4000h）電價對比為例[18]，從表3可以看出，天然氣發(fā)電的固定成本低于燃煤發(fā)電，但是燃煤發(fā)電5000大卡動力煤價格約為600元/t（折合標(biāo)煤價約為840元/t，按熱值計價約28.66元/GJ），電廠天然氣供應(yīng)價格約為2.6元/Nm3（按熱值計價約79.49元/GJ），兩者燃料價格比接近1:3，2種燃料的價格差距最終導(dǎo)致天然氣發(fā)電總成本遠(yuǎn)高于燃煤發(fā)電。

　　表2 燃?xì)鈾C組與燃煤機組發(fā)電成本對比表（數(shù)據(jù)來源于參考文獻18）

　　3.3 天然氣發(fā)電在環(huán)保和調(diào)峰、調(diào)頻上的經(jīng)濟價值尚未體現(xiàn)

　　首先，燃?xì)獍l(fā)電的環(huán)境價值未得到充分體現(xiàn)。2011年起，國內(nèi)開始碳交易市場的試點探索，北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東和深圳等7省市開始首批試點，后進一步推廣，四川、福建和新疆也先后建立了碳交易市場。但2013年以來，我國碳交易市場累計成交量僅2.2億t，總交易額約51.5億元人民幣，對比目前中國每年超100億t的碳排放總量，整體成交量較低，市場不夠活躍。與此對應(yīng)，天然氣發(fā)電CO2減排的價值也未在經(jīng)濟上得到體現(xiàn)。例如，1億m3天然氣若全部用于天然氣發(fā)電，按照天然氣發(fā)電度電氣耗0.19 m3、碳排放強度411g計算，同樣發(fā)電量下，煤電度電煤耗300g/ kW?h、碳排放強度以798g/ kW?h計，煤電比天然氣發(fā)電多排放CO2約20萬t。若參考?xì)W洲20~30歐元/t的碳價，折合成各自的綜合燃料成本，兩者大體相當(dāng)。依據(jù)相應(yīng)的環(huán)境價值標(biāo)準(zhǔn)對燃?xì)獍l(fā)電和燃煤發(fā)電排放常規(guī)污染物、CO、灰渣以及CO2產(chǎn)生的環(huán)境成本進行了核算，燃?xì)獍l(fā)電環(huán)境成本約為0.05元/ kW?h，燃煤發(fā)電環(huán)境成本約為0.15元/ kW?h，燃?xì)獍l(fā)電與燃煤發(fā)電在環(huán)境成本上的差距與目前中國燃?xì)獍l(fā)電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價的差距基本相當(dāng)。說明如果燃?xì)獍l(fā)電的環(huán)境價值得以充分體現(xiàn)，其完全可以與燃煤發(fā)電直接競爭。

　　其次，有利于天然氣發(fā)電的市場化價格機制尚未建立。全球范圍內(nèi)，日本、歐洲等高比例進口天然氣的國家或地區(qū)，通過價格機制設(shè)計保障氣電的發(fā)展和相對煤電的競爭力。如日本的氣電價格每月隨LNG價格波動調(diào)整，其產(chǎn)業(yè)省參照調(diào)價機制對電力公司調(diào)價申報實施審核，使得氣電成本可通過電價疏導(dǎo)。德國電力交易系統(tǒng)中的短期電力交易價格可以反映短期電力供需關(guān)系，在早、晚高峰時段價格較高，高于靈活的燃?xì)怆姀S的邊際成本，燃?xì)怆姀S運營商可以在短期市場上獲取收益，從而提升了對靈活性電源投資的積極性。

　　另外，電力輔助服務(wù)市場機制也尚未完全建立。國內(nèi)各大電力市場改革試點中，已經(jīng)在嘗試建立市場化的輔助服務(wù)機制，但目前除走在前列的廣東省外，尚未建立比較全面有效的電力輔助服務(wù)價格機制，實踐探索非常有限，天然氣發(fā)電在調(diào)峰方面的經(jīng)濟價值尚未能得到充分體現(xiàn)。

　　3.4 天然氣發(fā)電的核心技術(shù)尚未實現(xiàn)自主化

　　盡管我國現(xiàn)已具備功率5萬kW以下輕型燃?xì)廨啓C的自主化技術(shù)能力，但5萬kW以上的重型燃機仍基本依賴進口，重型燃機技術(shù)基本被美國GE、日本三菱、德國西門子等廠家壟斷，燃?xì)廨啓C及其關(guān)鍵零部件價格居高不下。盡管國家非常重視燃?xì)廨啓C的國產(chǎn)化，國內(nèi)相關(guān)單位也開展了燃?xì)廨啓C相關(guān)研發(fā)，目前國內(nèi)燃?xì)廨啓C零部件從數(shù)量上看雖然國產(chǎn)化率較高，但國內(nèi)廠商仍未掌握F級、E級燃?xì)廨啓C的控制及熱端部件的制造及維修技術(shù)，仍需依賴進口。因此，雖然目前國內(nèi)有些報道中稱燃機國產(chǎn)化率超過70%，但是國產(chǎn)化部分的價值遠(yuǎn)低于整機價值的70%，設(shè)備的購置與維護成本仍然高企。且與外方合作過程中，外方通過合作協(xié)議的約定，限制了重型燃?xì)廨啓C制造企業(yè)的技術(shù)改進和品牌創(chuàng)造。突破技術(shù)瓶頸、實現(xiàn)燃?xì)廨啓C自主化依然任重道遠(yuǎn)，燃?xì)獍l(fā)電的價格競爭力仍有待核心技術(shù)的進一步突破。

　　4．天然氣發(fā)電發(fā)展路徑及建議

　　天然氣將在我國能源結(jié)構(gòu)向低碳化、清潔化轉(zhuǎn)型中發(fā)揮重要的作用，而規(guī)?；l(fā)展天然氣發(fā)電是天然氣產(chǎn)業(yè)成熟發(fā)展的關(guān)鍵因素。在天然氣環(huán)保調(diào)峰的天然屬性優(yōu)勢、氣源供應(yīng)充足、體制機制不斷優(yōu)化等多重物質(zhì)基礎(chǔ)保障下，仍需要進一步解決天然氣發(fā)電發(fā)展的制約因素，才能抓住契機發(fā)展天然氣發(fā)電，最終助力實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整和碳中和目標(biāo)的實現(xiàn)。

　　4.1 發(fā)揮固有優(yōu)勢，成為可再生能源發(fā)電的成長伴侶

　　天然氣發(fā)電清潔、高效、穩(wěn)定、啟停快速、變負(fù)荷能力強的特點完全契合大規(guī)模可再生能源接入情況下電網(wǎng)對低碳調(diào)峰、調(diào)頻電源的需求。天然氣發(fā)電可以發(fā)揮其固有優(yōu)勢成為可再生能源發(fā)電的成長伴侶，中短期內(nèi)可再生能源裝機規(guī)模的快速增長為天然氣發(fā)電創(chuàng)造了增長空間，隨著適應(yīng)大規(guī)?？稍偕茉吹膬δ芗夹g(shù)、電網(wǎng)技術(shù)逐步發(fā)展成熟，遠(yuǎn)期天然氣發(fā)電規(guī)模將逐漸降低到一個較低水平，完成天然氣發(fā)電在能源轉(zhuǎn)型過程中的角色及使命。

　　碳中和背景下，2025年新能源實現(xiàn)全面平價，靈活性電力調(diào)峰資源開始廣泛部署；2035年煤電占比大幅度降低，并開始部署碳捕集及封存（CCS）裝置，風(fēng)電和光伏獲得長足發(fā)展，清潔能源電源裝機比例超過60%，此時氣電裝機容量達2.1億kW，占比約5%，電化學(xué)等新型儲能設(shè)備在電力系統(tǒng)開始全面部署。2060年風(fēng)電和光伏占比達86%，成為電源主體，氣電占比僅為1%，約9000萬kW，裝機與2019年幾乎持平。

　　4.2 天然氣產(chǎn)業(yè)鏈與發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈互動結(jié)合，提高整體競爭力

　　天然氣的充足供應(yīng)和國內(nèi)天然氣市場的改革優(yōu)化是天然氣發(fā)電在未來一段時間內(nèi)得以穩(wěn)步發(fā)展的物質(zhì)基礎(chǔ)，天然氣發(fā)電在能源轉(zhuǎn)型期的發(fā)展定位增加了中短期內(nèi)對天然氣的需求，也將在我國天然氣市場的發(fā)展中進一步起到均衡器的作用，兩者互動結(jié)合將有助于提高整體競爭力。

　　根據(jù)國際權(quán)威咨詢機構(gòu)預(yù)測，2020年全球天然氣需求穩(wěn)步增長至4.08萬億m3，年增速維持在2.5%；天然氣產(chǎn)量4.23萬億m3，增速3%，供大于求將長期存在，天然氣價格有望保持低位運行，該趨勢將至少保持接近10年。預(yù)計2030年我國國內(nèi)天然氣產(chǎn)量將達到2100億m3，2050年可達3300億~4100億m3，國內(nèi)天然氣產(chǎn)量可長期滿足居民、公共服務(wù)以及關(guān)鍵工業(yè)的基本需求[19]，配合陸上管道天然氣進口以及海上LNG進口，充足的天然氣資源供應(yīng)為我國天然氣發(fā)電的發(fā)展提供了堅實的“資源物質(zhì)基礎(chǔ)”。

　　天然氣發(fā)電可靠、高效、清潔、低碳的本質(zhì)屬性為其奠定了大規(guī)模發(fā)展的“技術(shù)基礎(chǔ)”。天然氣發(fā)電無論從發(fā)電效率、排放指標(biāo)等方面均遠(yuǎn)優(yōu)于燃煤發(fā)電，在穩(wěn)定性上優(yōu)于可再生能源，是聯(lián)結(jié)傳統(tǒng)高碳能源和未來零碳能源最合適的紐帶。

　　我國正在進行的電力體制改革和天然氣市場改革為天然氣發(fā)電發(fā)展提供了優(yōu)越的“制度平臺基礎(chǔ)”。隨著國家管網(wǎng)公司成立后，“X+1+X”市場競爭格局的形成，憑借優(yōu)良的調(diào)峰優(yōu)勢，天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)將形成穩(wěn)定的天然氣消費終端。

　　國際天然氣市場整體寬松環(huán)境為獲取有競爭力的天然氣資源供應(yīng)創(chuàng)造有利條件。BP世界能源展望預(yù)計，2025—2035年全球天然氣供需兩旺，整體呈現(xiàn)寬松態(tài)勢[20]。從國內(nèi)看，隨著中俄天然氣管道的正式通氣、中美第一階段經(jīng)貿(mào)協(xié)議的簽署，國內(nèi)氣源呈現(xiàn)更加多元化的趨勢，將更好地保障天然氣供應(yīng)。國際、國內(nèi)供應(yīng)寬松的市場環(huán)境，促進了天然氣價格逐漸趨于合理。

　　天然氣發(fā)電還具備一定的電網(wǎng)、氣網(wǎng)雙調(diào)峰作用。我國天然氣消費特別是在北方大型城市通常呈現(xiàn)出非常明顯的季節(jié)性峰谷差，除為電網(wǎng)調(diào)峰、支持風(fēng)電、光伏發(fā)電發(fā)展外，天然氣發(fā)電作為用氣大戶，可以通過對燃?xì)怆姀S的合理調(diào)度減小氣網(wǎng)用氣峰谷差，對天然氣產(chǎn)業(yè)鏈也具有重要調(diào)峰作用。

　　4.3 進一步形成價值可完全體現(xiàn)的電力市場價格機制

　　根據(jù)《火電工程限額設(shè)計參考造價指標(biāo)》中限額設(shè)計控制指標(biāo)[15]，將2×1000MW國產(chǎn)超超臨界新建燃煤電廠和400MW等級新建一拖一純凝燃?xì)怆姀S進行對比，燃煤發(fā)電利用小時按照5000h計，燃?xì)獍l(fā)電按照3500h計，如要做到燃煤發(fā)電和燃?xì)獍l(fā)電價格相當(dāng)，則對應(yīng)的標(biāo)煤價和氣價如表3所示。

　　表3 燃煤發(fā)電與燃?xì)獍l(fā)電相同電價下的燃料價格對比

　　除了提高燃料價格競爭力外，輔以合理的價格機制才能建立起良好的產(chǎn)業(yè)發(fā)展環(huán)境。一是我國多個碳交易試點已運行多年，配額、減排量及相關(guān)金融衍生品交易逐步成熟，不久碳交易范圍將擴大至全國；歐洲碳交易市場是目前世界上規(guī)模最大碳交易市場，2018年以來，歐洲碳交易價格顯著回升，保持在約20歐元/t；未來全國甚至全球碳交易市場的建立將會增強天然氣發(fā)電的價格競爭力；二是通過電力輔助服務(wù)市場化機制的建立和完善，進一步提升系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻能力和設(shè)備利用效率，促進電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，促進可再生能源消納。以走在電力市場改革前列的廣東省為例，其調(diào)頻輔助服務(wù)市場基本被省內(nèi)燃?xì)怆姀S獲得，如表9所示為氣電和煤電輔助服務(wù)收入對比[18]。因此燃?xì)獍l(fā)電可通過控制成本獲取更多的集中競爭電量，與此同時依靠自身技術(shù)優(yōu)勢獲得更多的輔助服務(wù)市場，從兩方面增加電廠收入，保持電廠盈利經(jīng)營的同時，也更好地服務(wù)了當(dāng)?shù)仉娏κ袌觯ＷC了電網(wǎng)的可靠穩(wěn)定運行，體現(xiàn)了燃?xì)怆姀S的作用與價值。從表中可以看到煤價與氣價的比價為1∶（1.2~1.6）時，即使不考慮環(huán)境成本，天然氣發(fā)電完全可以與燃煤發(fā)電進行直接的價格競爭，換而言之，天然氣價格的下降將非常有助于提高天然氣發(fā)電的競爭力。

　　表4 廣東地區(qū)一套典型9F燃?xì)獍l(fā)電機組(利用小時數(shù)3000h)和600MW燃煤機組(利用小時為4000h)輔助服務(wù)凈收入對比（數(shù)據(jù)來源于參考文獻18）

　　4.4 推動核心技術(shù)自主化和裝備國產(chǎn)化，降低發(fā)電成本

　　不斷推動燃?xì)廨啓C在內(nèi)的天然氣發(fā)電相關(guān)技術(shù)的優(yōu)化升級，進一步提升發(fā)電效率，有效降低綜合成本。我國對發(fā)展重型燃?xì)廨啓C產(chǎn)業(yè)高度重視，航空發(fā)動機與燃?xì)廨啓C國家科技重大專項（即“兩機專項”），從2016年起進入實施階段，已被列為“十三五”發(fā)展計劃中我國要實施的100項重點任務(wù)之首。2019年9月，國家能源局印發(fā)《關(guān)于將華能南通電廠燃?xì)廨啓C發(fā)電項目等24個項目列入第一批燃?xì)廨啓C創(chuàng)新發(fā)展示范項目的復(fù)函》，就22個燃?xì)廨啓C型號和2個運維服務(wù)項目開展示范。依托該批示范項目，我國燃?xì)廨啓C產(chǎn)業(yè)長期以來依賴進口的關(guān)鍵核心技術(shù)將逐步實現(xiàn)國產(chǎn)化，裝備及維修成本將進一步降低。我國燃?xì)廨啓C的自主研發(fā)制造近期也取得了一些進展，2020年9月，東方電氣集團完全自主研發(fā)的F級50MW重型燃?xì)廨啓C整機點火試驗成功，標(biāo)志著我國F級重型燃?xì)廨啓C研發(fā)制造方面取得了較大突破；中國聯(lián)合重型燃?xì)廨啓C技術(shù)有限公司已于2020年12月完成300MW F級燃?xì)廨啓C的初步設(shè)計工作，將于2021年完成詳細(xì)設(shè)計，2022年完成整機制造，2023年完成整機試驗。此外下一代400MW G/H級燃?xì)廨啓C主部件概念設(shè)計也已于2020年底完成。

　　5. 結(jié)束語

　　隨著國家電力體制與油氣體制的持續(xù)深化改革、國內(nèi)天然氣生產(chǎn)能力的提升以及多氣源格局的形成，“十四五”期間將是發(fā)展天然氣發(fā)電的戰(zhàn)略“窗口期”。國家相關(guān)部門及能源從業(yè)者應(yīng)該意識到“十四五”能源規(guī)劃及配套政策對天然氣發(fā)電以及未來能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵作用及重大意義。

　　宜從國家層面全面統(tǒng)籌考慮天然氣與可再生能源的協(xié)調(diào)發(fā)展，可再生能源規(guī)劃應(yīng)同時包括配套調(diào)峰電源規(guī)劃，明確天然氣發(fā)電相對燃煤發(fā)電的優(yōu)先電源地位。可再生能源項目應(yīng)與天然氣發(fā)電項目等其他調(diào)峰電源項目同步規(guī)劃、同步建設(shè)、同步投產(chǎn)，可再生能源降本、天然氣發(fā)電調(diào)峰，優(yōu)勢互補，切實落實新增能源需求靠清潔能源滿足的戰(zhàn)略。“十四五”規(guī)劃期間應(yīng)嚴(yán)控煤電項目不新增，同時審慎對待煤電深度調(diào)峰改造項目，重點支持天然氣和可再生能源的融合發(fā)展，提高我國一次能源中清潔化石能源的占比，實現(xiàn)天然氣產(chǎn)業(yè)規(guī)劃目標(biāo)，為我國將來能源轉(zhuǎn)型進入深水區(qū)做好充分準(zhǔn)備。

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　　原文發(fā)表于《中國海上油氣》2021年4月第33卷 第2期

　　本文作者 | 中國海油集團公司 單彤文