單彤文，教授級高級工程師，中國海油集團公司專家，畢業于上海交通大學，現任中國海油集團公司科技信息部副總經理，曾任中國海油氣電集團總工程師兼研發中心主任、黨委書記。其在海洋工程及液化天然氣領域有多年工作經驗，現任國際標準化組織ISO/TC67/SC9 中方專家代表、全國專業標準化技術委員會液化天然氣分標委副主任委員。曾擔任多個國家及省部級課題研究的負責人。
摘要： “十四五”是我國能源向清潔化轉型的關鍵期，隨著可再生能源的快速發展及碳排放目標的確定，在此期間調整與平衡電源結構，合理規劃火力發電的發展目標并安排相應的配套政策十分重要，甚至可能成為影響能源轉型的關鍵性因素。本文詳細分析了天然氣發電在“中國碳排放2030年達峰，2060年實現碳中和”總體目標引領下的能源轉型中的重要作用，以及其在環保性、環保性、靈活性等方面相對煤炭發電的突出優勢，闡述了目前天然氣發電面臨的主要問題，提出了天然氣發電在未來電力及能源結構中的定位與發展路徑建議。以期為我國天然氣發電及未來能源轉型規劃提供參考。
關鍵詞：天然氣發電；能源轉型；定位；發展路徑
在2030年碳達峰、2060年碳中和的背景下，中國能源轉型的任務已經非常明確，即能源結構要進一步調整并向清潔化發展。根據測算，我國要實現碳中和目標，在能源供應側可再生能源占比不能低于80%，需求側電動化率不能低于80%[1]。碳中和是遠期最終目標，但是通過可靠、有效的減排手段實現碳排放總量快速達峰甚至下降、減輕未來實現碳中和帶來的壓力應該是近期的主要目標。
電力行業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。火電中的天然氣發電（或稱“燃氣發電”“氣電”）因其清潔性、環保性、靈活性等受到發達國家的重視。以天然氣發電代替煤炭發電（或稱“燃煤發電”“煤電”），逐步控制煤炭消費量，一方面可以減少污染物排放，改善空氣質量；另一方面可以降低電力行業碳排放強度，使碳排放總量得到控制，甚至大幅下降。
對比發達國家天然氣產業發展路徑來看，天然氣市場進入成熟期后消費增長動力主要來自于發電。要實現2030年天然氣占一次能源消費比重15%的目標[2]，規模化發展天然氣發電是關鍵，特別是以大規模、高比例可再生能源為主的新一代電力系統，對電力系統靈活性和安全可控等提出了更高要求，天然氣發電的清潔低碳和靈活性將在可再生能源為主的電力系統構建中發揮積極作用。
2019年中國天然氣表觀消費量3067億m3，在一次能源消費結構中占比約8.3%，遠低于全球24%的平均水平；其中發電用氣553.9億m3，占比18.1%，不及全球平均水平39%的一半；這兩項指標與美國、英國、日本等發達國家相比更是相距甚遠[3-4]。
本文分析了燃氣發電在能源轉型中的重要作用及其相比煤炭發電在環保性、清潔性、靈活性等方面的優勢，分析了燃氣發電目前面臨的問題，提出了天然氣發電在未來電力及能源結構中的定位與發展路徑建議。
1 燃氣發電在能源轉型中的作用明顯
從國際經驗看，今后十年間，中國在推動可再生能源發電的同時，天然氣發電占比仍存在上升空間。從德國和美國能源發展的去碳化經驗來看，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“能源轉型”計劃，到2030年，德國可再生能源發電比例需達到65%，天然氣發電裝機占比約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，天然氣消費量再創新高，占比約32%，增量主要來自燃氣發電。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%。按照國際經驗，可再生能源的快速發展中，天然氣作為重要的過渡能源，也將進一步發揮重要作用，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、日本天然氣發電分別占各自總發電量的38.63%、40.1%以及35.0%，發電用氣量在天然氣消費結構中占比分別為36%、31%及69%[3]。
2019年我國繼續保持世界第一大可再生能源消費國和生產國的地位，可再生能源消費總量相當于美國（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，相當于我國當年CO2排放總量的16.5%[3]。雖然我國可再生能源生產規模居全球首位，但是棄風、棄光的現象還比較嚴重。2019年全國棄風和棄光電量分別高達169億kW?h和46億kW?h，相當于450萬kW煤電廠一年的發電量，對應約50億元燃煤成本和600萬t CO2排放[6-7]。總體來看，中國各地區電力系統的靈活性調節能力不同，但都難以滿足高比例可再生能源發電的需求。我國抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源比重僅為6%，電力系統調節能力嚴重不足。風電、光伏發電富集的“三北”地區電源調度靈活性更低，煤電裝機比重超過70%，靈活調節電源占比不足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%）的靈活調節電源占總裝機比例分別達到31%、19%、47%，而天然氣發電是靈活調節電源的重要組成部分。
隨著光伏、風電等可再生能源并入電網的數量和比例越來越高，可再生能源發電波動性、間歇性等弊端也將成倍擴大影響，這將對電力系統的安全穩定運行帶來更大挑戰。電網需要更大規模的響應速度快、發電成本可承受、可持續供電的電源為其提供調峰、調頻服務。系統需求及供應是隨時變化的，且變化快慢不同，需要不同響應速度的電源進行補充。天然氣發電具有運行靈活、啟停時間短、爬坡速率快、調節性能出色等優勢，相對于燃煤發電、抽水蓄能、電池儲能等調峰電源，是響應特性、發電成本、供電持續性綜合最優的調峰電源。天然氣發電配合可再生能源的發展思路將是國家未來能源轉型的最佳途徑。
從高碳能源轉向低碳能源，由低碳能源進入完全可再生能源，這是世界能源轉型和發展的趨勢。我們理應順應這一趨勢并盡可能縮短這個過程，但應尊重這一過程的客觀規律，不應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．燃氣發電與燃煤發電相比優勢明顯
燃氣發電相比燃煤發電不僅常規污染物排放低于燃煤發電，而且在碳排放、調峰性能、投資、占地、用水等多個方面優于燃煤發電。
2.1燃氣發電與燃煤發電相比在污染物排放上大幅降低
國家經過多年大力投入及發展，燃煤發電“超低排放”改造大幅降低了燃煤電廠污染物排放，為改善中國大氣質量做出了不可否認的貢獻，但應清晰地認識到經過“超低排放”改造的燃煤電廠除了NOx排放勉強能與燃氣電廠比肩外，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高于燃氣發電。
2.1.1 燃氣發電與燃煤發電在環保標準上的對比
2011年，我國環境保護部（現生態環境部）與國家質量監督檢驗檢疫總局制定了GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》，自2012年開始實施。標準中對火電廠污染物排放濃度限值和控制要求做出了詳細規定。
根據GB13223-2011及國家環保部《關于執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和非重點地區開始執行新的排放標準，煙塵、SO2、NOx排放限值分別為30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3（西南地區除外）；自2013年4月，重點控制區新建的燃煤機組執行大氣污染物特別排放限值，煙塵、SO2、NOx排放標準分別為20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3。“十三五”期間，重點控制區市域范圍內所有火電燃煤機組均執行特別排放限值要求（表1）。
表1 國家標準及部分地方標準對常規污染物排放限值的規定
燃煤電廠參考GB13223-2011標準中燃氣電廠的排放濃度限值，并對電廠污染物控制設施進行升級改造，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氣電廠的排放限值，即常規污染物排放執行表1中“超低排放限值”，稱之為燃煤電廠的“超低排放”。但燃煤發電經過“超低排放”改造后，僅是要達到或者低于國標規定的燃氣電廠排放限值，而這仍遠高于燃氣電廠的實際排放值。GB13223-2011首次增加了燃氣輪機組大氣污染物排放濃度限值，但是并未將燃氣輪機單獨分類，而是與天然氣鍋爐籠統歸為“以氣體為燃料的鍋爐或燃氣輪機組”，標準規定煙塵、SO2、NOx排放限值分別為5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。在一些經濟發達的省市，如北京、天津、深圳陸續出臺了地方標準或者政府規定對燃氣輪機常規污染物排放特別是NOx排放提出了更高要求（表1）。地方標準主要是將NOx的排放限值從國家要求的50mg/m3進一步嚴格為15～35mg/m3；天津、深圳并未對燃氣輪機的煙塵及SO2排放做出更嚴格的規定，其原因是實際運行中，在不采取任何后處理措施的情況下，燃氣輪機的這2種污染物排放濃度均極低，規范無需再作要求。
2.1.2 燃氣發電與燃煤發電在實際排放上的對比
國家標準及地方標準中規定的排放限值是允許排放的高限。火力發電機組運行時，實際排放值與標準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。雖然一些專家認為理論上超低排放煤電可以做到和燃氣電廠幾乎同樣的排放限值，但實際運行中燃氣電廠清潔性仍然明顯優于超低排放的燃煤電廠。徐靜馨[8]等通過現場實測及文獻調研的方式對全國99臺超低排放燃煤機組以及江蘇省17臺燃氣機組（未安裝脫硝裝置）進行了統計，結果顯示：實際排放的NOx平均濃度方面，燃氣電廠與超低排放燃煤電廠相比無明顯差距，但燃氣機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，燃氣電廠比燃煤電廠低一個數量級；SO2平均排放濃度方面，燃煤電廠約為16mg/m3，明顯高于燃氣機組的2.20mg/m3（E級）和0.84 mg/m3（F級）；平均煙塵排放濃度方面，燃煤機組是燃氣機組的1.8~2.4倍。其他眾多研究結果均有類似結論，即目前我國超低排放燃煤發電的煙塵、SO2的實際排放濃度仍高于氣電。
有部分學者認為，燃煤機組和燃氣機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值，燃氣機組NOx排放濃度折算值會成倍增加，數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種發電機組中的燃燒特性決定了其空氣過量系數及煙氣中的氧含量，強行將排放濃度按照統一的氧含量進行折算對比并無實際意義。
要綜合比較2種發電形式的清潔性，應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，其最終產品都是電能。因此，應對比的是生產一單位的電能，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值。以生產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、合理的判別方法。
圖1為生產單位電量時，超低排放燃煤發電與燃氣發電在污染物排放上的實際折合對比。可以看出，燃氣電廠基本不排放煙塵及SO2，排放值明顯低于超低排放燃煤電廠，加裝脫硝設備的燃氣電廠NOx排放值也低于超低排放燃煤電廠。樊慧[10]等人的研究結論也充分支持了本文的這一觀點。
圖1 超低排放燃煤發電與燃氣發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一衡量與測量的要求與標準，但根據煤質的不同，這部分污染甚至有可能造成十分危害的后果。此外，燃煤發電還會產生大量的固體廢物，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，固體廢物處置不當易產生二次污染問題。
因此，無論從常規大氣污染物排放還是固體廢物排放來看，天然氣發電都比燃煤發電更清潔，這一結論是確定并且有科學依據的。
2.2 燃氣發電替代燃煤發電是碳減排的有效手段
根據《BP世界能源統計》數據，2019年我國化石能源燃燒產生的CO2排放量約為98億t[3]，其中電力行業CO2排放量約占全國總排放量的40%，而燃煤電廠是電力行業中最主要的碳排放源[11]。根據《中國電力行業年度發展報告》，2019年全國電力行業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碳排放的重要手段。2019年，美國的能源相關碳排放為48億t，比2018年減少1.4億t，主要是通過“以氣代煤”實現的；歐盟燃煤電廠的發電量下降了25%以上，而燃氣發電量增長了近15%[3]。在由高碳能源向零碳能源轉變的較長時期內，用氣電替代煤電是碳減排的有效手段。
樊慧[8]等根據相關標準及假定，計算了典型燃煤發電與燃氣發電CO2排放強度，結果表明：在CO2排放強度方面，燃氣電廠約為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的碳排放量。
截至2019年底，全國全口徑發電裝機容量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構平均水平，天然氣發電約占總裝機容量及總發電量的30%計算，中國如將相應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，如果大規模替代甚至可實現CO2排放總量的下降，這將極大有助于我國實現2030年左右CO2排放達峰這一目標。
此外，天然氣可以更好地與碳捕集、利用和存儲（CCUS）技術相結合。未來，隨著CCUS技術突破和成本降低，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電，使得2060年可再生能源發電裝機比重至少達到80%以上，方可實現電力的真正低碳化甚至零碳化，確保2060年碳中和目標的實現。
2.3 燃氣發電比燃煤發電更適合作為調峰電源
在電力系統中，靈活調峰電源至少要達到總裝機的10%~15%。在目前的政策環境下，“煤電深度調峰改造”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展，煤電靈活性改造的成本、頻繁啟停的成本以及相應的環境影響，將使得煤電機組靈活性改造后的長遠作用受限，甚至會抬高電力系統的總體供電成本，不利于電力系統的低碳轉型。近期某些煤電調峰過程中出現非正常停機并造成損失事件時有發生。從長遠看，煤電裝機規模勢必要進行合理控制，同時著重發展氣電、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展[12]。
燃氣發電相比燃煤發電具有負荷調節范圍寬、響應快速、變負荷能力強的特點，是電網調峰的更佳選擇。如圖2所示為煤電與氣電冷啟動時間對比，燃氣電廠冷啟動時間僅為燃氣電廠的幾分之一甚至幾十分之一[13]。此外，燃氣蒸汽聯合循環電廠熱態啟動時間也僅為70~90min。因此天然氣電廠能更好地滿足電網對電源的啟停調度需求。
圖2 煤電與氣電冷啟動時間對比（數據來源于參考文獻13）
圖3為5分鐘內每1000MW煤電與氣電最大負荷變化對比[13]，可見氣電相比煤電更能適應電網短時間內的負荷變化，滿足電網負荷調節的需求。
圖3 煤電與氣電5min內最大負荷變化對比（數據來源于參考文獻13）
電網調峰時根據負荷變化速率的不同，需要不同響應速度的調峰電源。如圖4所示，相比而言，天然氣發電既可以實現分鐘級的響應，又能實現較低的成本，無疑是響應速度及成本綜合較優的調峰電源，可為風電、光伏等可再生能源提供調峰服務，緩解或消除此類可再生能源不穩定、瞬時變化大對電網產生的沖擊，保障電網的安全穩定運行。
圖4 調峰電源成本及響應時間的關系
2.4 燃氣發電與燃煤發電相比的其他優勢
天然氣發電除了具備常規污染物排放低的優點外，在占地、投資、節水方面也具有較大優勢。表2為天然氣發電與燃煤發電在占地、投資、能耗及水耗等多項指標的對比。
根據《電力工程項目建設用地指標》規范，采用直流供水、燃煤水路運輸、碼頭接卸轉皮帶運輸進廠的2×1000MW燃煤電廠用地基本指標為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燃氣蒸汽聯合循環電廠用地基本指標為11.59 hm²，單位裝機容量用地72m2/MW[14]。可見，同等裝機容量的燃氣電廠占地僅為燃煤電廠的一半，可節省土地資源及土地費用。
根據《火電工程限額設計參考造價指標（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純凝燃氣電廠單位kW造價為2110元[15]，燃氣電廠單位造價顯著低于燃煤電廠，節省投資。
根據《常規燃煤發電機組單位產品能源消耗限額(GB21258-2017)》，1000MW級燃煤電廠單位產品能耗限定值的基礎值為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]，國內燃氣電廠實際供電煤耗多為220~230gce/ kW?h。可見，燃氣電廠供電煤耗遠低于燃煤電廠，其原因是燃氣蒸汽聯合循環發電效率遠高于燃煤發電效率。
根據《火力發電廠節水導則》中的水耗率指標，單機600MW以上燃煤電廠淡水循環供水系統水耗率0.40~0.60m3/(s•G)，淡水循環、海水循環、海水直流供水系統水耗率0.04~0.08m3/(s•G)，空冷機組0.025~0.10m3/(s•G) [17]。國內實際運行的燃氣電廠，與燃煤電廠類似，冷卻方式會對水耗率指標產生很大影響，循環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，燃氣電廠水耗率指標通常低于燃煤電廠，僅為燃煤電廠的1/3左右。
3. 燃氣發電面臨的問題
3.1 政策不夠明朗，產業定位不夠清晰
天然氣發電涉及天然氣、電力、環保等多領域問題，目前各領域政策尚存在不夠協調、不夠統一的問題。雖然在天然氣利用政策、能源發展規劃及環保政策文件中均對天然氣發電有所提及，但目前尚未出臺專門針對天然氣發電的政策文件。對于天然氣發電的總基調是“有序發展、適度發展”，具體發展方向有些含糊不清，政策時有波動。在當前尚不清晰的政策環境下，部分電力公司制定了燃氣電廠規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，對天然氣發電的支持力度近年實際也存在退坡的現象。電網公司不斷下調天然氣發電上網電價，壓縮計劃發電小時數，增加競價上網發電小時數，使得天然氣發電的發展更加難如預期。
3.2 天然氣發電燃料成本相對較高
目前我國各地燃氣發電燃料氣價格約為2.2~2.7元/m3，按每度電氣耗0.2 m3計算，燃氣電廠燃料氣成本約為0.44~0.54元/kW?h，綜合發電成本約0.59~0.72元/ kW?h，與風電（陸上風電0.43元/ kW?h，海上風電 0.62元/ kW?h）、光伏發電（0.5~0.7元/ kW?h）接近，但遠高于煤電（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，是天然氣發電價格競爭力不足的重要原因。
以廣東地區典型天然氣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，天然氣發電的固定成本低于燃煤發電，但是燃煤發電5000大卡動力煤價格約為600元/t（折合標煤價約為840元/t，按熱值計價約28.66元/GJ），電廠天然氣供應價格約為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致天然氣發電總成本遠高于燃煤發電。
表2 燃氣機組與燃煤機組發電成本對比表（數據來源于參考文獻18）
3.3 天然氣發電在環保和調峰、調頻上的經濟價值尚未體現
首先，燃氣發電的環境價值未得到充分體現。2011年起，國內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，天然氣發電CO2減排的價值也未在經濟上得到體現。例如，1億m3天然氣若全部用于天然氣發電，按照天然氣發電度電氣耗0.19 m3、碳排放強度411g計算，同樣發電量下，煤電度電煤耗300g/ kW?h、碳排放強度以798g/ kW?h計，煤電比天然氣發電多排放CO2約20萬t。若參考歐洲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。依據相應的環境價值標準對燃氣發電和燃煤發電排放常規污染物、CO、灰渣以及CO2產生的環境成本進行了核算，燃氣發電環境成本約為0.05元/ kW?h，燃煤發電環境成本約為0.15元/ kW?h，燃氣發電與燃煤發電在環境成本上的差距與目前中國燃氣發電與燃煤發電上網電價的差距基本相當。說明如果燃氣發電的環境價值得以充分體現，其完全可以與燃煤發電直接競爭。
其次，有利于天然氣發電的市場化價格機制尚未建立。全球范圍內，日本、歐洲等高比例進口天然氣的國家或地區，通過價格機制設計保障氣電的發展和相對煤電的競爭力。如日本的氣電價格每月隨LNG價格波動調整，其產業省參照調價機制對電力公司調價申報實施審核，使得氣電成本可通過電價疏導。德國電力交易系統中的短期電力交易價格可以反映短期電力供需關系，在早、晚高峰時段價格較高，高于靈活的燃氣電廠的邊際成本，燃氣電廠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，電力輔助服務市場機制也尚未完全建立。國內各大電力市場改革試點中，已經在嘗試建立市場化的輔助服務機制，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價格機制，實踐探索非常有限，天然氣發電在調峰方面的經濟價值尚未能得到充分體現。
3.4 天然氣發電的核心技術尚未實現自主化
盡管我國現已具備功率5萬kW以下輕型燃氣輪機的自主化技術能力，但5萬kW以上的重型燃機仍基本依賴進口，重型燃機技術基本被美國GE、日本三菱、德國西門子等廠家壟斷，燃氣輪機及其關鍵零部件價格居高不下。盡管國家非常重視燃氣輪機的國產化，國內相關單位也開展了燃氣輪機相關研發，目前國內燃氣輪機零部件從數量上看雖然國產化率較高，但國內廠商仍未掌握F級、E級燃氣輪機的控制及熱端部件的制造及維修技術，仍需依賴進口。因此，雖然目前國內有些報道中稱燃機國產化率超過70%，但是國產化部分的價值遠低于整機價值的70%，設備的購置與維護成本仍然高企。且與外方合作過程中，外方通過合作協議的約定，限制了重型燃氣輪機制造企業的技術改進和品牌創造。突破技術瓶頸、實現燃氣輪機自主化依然任重道遠，燃氣發電的價格競爭力仍有待核心技術的進一步突破。
4．天然氣發電發展路徑及建議
天然氣將在我國能源結構向低碳化、清潔化轉型中發揮重要的作用，而規模化發展天然氣發電是天然氣產業成熟發展的關鍵因素。在天然氣環保調峰的天然屬性優勢、氣源供應充足、體制機制不斷優化等多重物質基礎保障下，仍需要進一步解決天然氣發電發展的制約因素，才能抓住契機發展天然氣發電，最終助力實現能源結構的調整和碳中和目標的實現。
4.1 發揮固有優勢，成為可再生能源發電的成長伴侶
天然氣發電清潔、高效、穩定、啟停快速、變負荷能力強的特點完全契合大規模可再生能源接入情況下電網對低碳調峰、調頻電源的需求。天然氣發電可以發揮其固有優勢成為可再生能源發電的成長伴侶，中短期內可再生能源裝機規模的快速增長為天然氣發電創造了增長空間，隨著適應大規模可再生能源的儲能技術、電網技術逐步發展成熟，遠期天然氣發電規模將逐漸降低到一個較低水平，完成天然氣發電在能源轉型過程中的角色及使命。
碳中和背景下，2025年新能源實現全面平價，靈活性電力調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，風電和光伏獲得長足發展，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%，電化學等新型儲能設備在電力系統開始全面部署。2060年風電和光伏占比達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 天然氣產業鏈與發電產業鏈互動結合，提高整體競爭力
天然氣的充足供應和國內天然氣市場的改革優化是天然氣發電在未來一段時間內得以穩步發展的物質基礎，天然氣發電在能源轉型期的發展定位增加了中短期內對天然氣的需求，也將在我國天然氣市場的發展中進一步起到均衡器的作用，兩者互動結合將有助于提高整體競爭力。
根據國際權威咨詢機構預測，2020年全球天然氣需求穩步增長至4.08萬億m3，年增速維持在2.5%；天然氣產量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。預計2030年我國國內天然氣產量將達到2100億m3，2050年可達3300億~4100億m3，國內天然氣產量可長期滿足居民、公共服務以及關鍵工業的基本需求[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為我國天然氣發電的發展提供了堅實的“資源物質基礎”。
天然氣發電可靠、高效、清潔、低碳的本質屬性為其奠定了大規模發展的“技術基礎”。天然氣發電無論從發電效率、排放指標等方面均遠優于燃煤發電，在穩定性上優于可再生能源，是聯結傳統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電發展提供了優越的“制度平臺基礎”。隨著國家管網公司成立后，“X+1+X”市場競爭格局的形成，憑借優良的調峰優勢，天然氣發電產業將形成穩定的天然氣消費終端。
國際天然氣市場整體寬松環境為獲取有競爭力的天然氣資源供應創造有利條件。BP世界能源展望預計，2025—2035年全球天然氣供需兩旺，整體呈現寬松態勢[20]。從國內看，隨著中俄天然氣管道的正式通氣、中美第一階段經貿協議的簽署，國內氣源呈現更加多元化的趨勢，將更好地保障天然氣供應。國際、國內供應寬松的市場環境，促進了天然氣價格逐漸趨于合理。
天然氣發電還具備一定的電網、氣網雙調峰作用。我國天然氣消費特別是在北方大型城市通常呈現出非常明顯的季節性峰谷差，除為電網調峰、支持風電、光伏發電發展外，天然氣發電作為用氣大戶，可以通過對燃氣電廠的合理調度減小氣網用氣峰谷差，對天然氣產業鏈也具有重要調峰作用。
4.3 進一步形成價值可完全體現的電力市場價格機制
根據《火電工程限額設計參考造價指標》中限額設計控制指標[15]，將2×1000MW國產超超臨界新建燃煤電廠和400MW等級新建一拖一純凝燃氣電廠進行對比，燃煤發電利用小時按照5000h計，燃氣發電按照3500h計，如要做到燃煤發電和燃氣發電價格相當，則對應的標煤價和氣價如表3所示。
表3 燃煤發電與燃氣發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業發展環境。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電的價格競爭力；二是通過電力輔助服務市場化機制的建立和完善，進一步提升系統調峰調頻能力和設備利用效率，促進電力系統安全穩定運行，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，其調頻輔助服務市場基本被省內燃氣電廠獲得，如表9所示為氣電和煤電輔助服務收入對比[18]。因此燃氣發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優勢獲得更多的輔助服務市場，從兩方面增加電廠收入，保持電廠盈利經營的同時，也更好地服務了當地電力市場，保證了電網的可靠穩定運行，體現了燃氣電廠的作用與價值。從表中可以看到煤價與氣價的比價為1∶（1.2~1.6）時，即使不考慮環境成本，天然氣發電完全可以與燃煤發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電的競爭力。
表4 廣東地區一套典型9F燃氣發電機組(利用小時數3000h)和600MW燃煤機組(利用小時為4000h)輔助服務凈收入對比（數據來源于參考文獻18）
4.4 推動核心技術自主化和裝備國產化，降低發電成本
不斷推動燃氣輪機在內的天然氣發電相關技術的優化升級，進一步提升發電效率，有效降低綜合成本。我國對發展重型燃氣輪機產業高度重視，航空發動機與燃氣輪機國家科技重大專項（即“兩機專項”），從2016年起進入實施階段，已被列為“十三五”發展計劃中我國要實施的100項重點任務之首。2019年9月，國家能源局印發《關于將華能南通電廠燃氣輪機發電項目等24個項目列入第一批燃氣輪機創新發展示范項目的復函》，就22個燃氣輪機型號和2個運維服務項目開展示范。依托該批示范項目，我國燃氣輪機產業長期以來依賴進口的關鍵核心技術將逐步實現國產化，裝備及維修成本將進一步降低。我國燃氣輪機的自主研發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的F級50MW重型燃氣輪機整機點火試驗成功，標志著我國F級重型燃氣輪機研發制造方面取得了較大突破；中國聯合重型燃氣輪機技術有限公司已于2020年12月完成300MW F級燃氣輪機的初步設計工作，將于2021年完成詳細設計，2022年完成整機制造，2023年完成整機試驗。此外下一代400MW G/H級燃氣輪機主部件概念設計也已于2020年底完成。
5. 結束語
隨著國家電力體制與油氣體制的持續深化改革、國內天然氣生產能力的提升以及多氣源格局的形成，“十四五”期間將是發展天然氣發電的戰略“窗口期”。國家相關部門及能源從業者應該意識到“十四五”能源規劃及配套政策對天然氣發電以及未來能源轉型的關鍵作用及重大意義。
宜從國家層面全面統籌考慮天然氣與可再生能源的協調發展，可再生能源規劃應同時包括配套調峰電源規劃，明確天然氣發電相對燃煤發電的優先電源地位。可再生能源項目應與天然氣發電項目等其他調峰電源項目同步規劃、同步建設、同步投產，可再生能源降本、天然氣發電調峰，優勢互補，切實落實新增能源需求靠清潔能源滿足的戰略。“十四五”規劃期間應嚴控煤電項目不新增，同時審慎對待煤電深度調峰改造項目，重點支持天然氣和可再生能源的融合發展，提高我國一次能源中清潔化石能源的占比，實現天然氣產業規劃目標，為我國將來能源轉型進入深水區做好充分準備。
參考文獻
[1] 項目綜合報告編寫組.《中國長期低碳發展戰略與轉型路徑研究》綜合報告[J]. 中國人口·資源與環境,2020, 30(11): 1-25.
[2] 李劍,佘源琦,高陽,等.中國天然氣產業發展形勢與前景[J]. 天然氣工業,2020, 40(4): 133-143.
[3] BP.Statistical Review of World Energy 2020 (64thedition) [R]. London: BP, 2020.
[4] 劉朝全,姜學峰.2019年國內外油氣行業發展報告[M]. 北京:石油工業出版社,2020.
[5] 中國電力企業聯合會.中電聯發布2019—2020年度全國電力供需形勢分析預測報告[R/OL]. (2020-01-21) [2020-10-29].https://cec.org.cn/detail/index.html?3-277104.
[6] 國家能源局.2019 年風電并網運行情況[EB/OL].(2020-02-28) [2020-10-29]. http://www.nea.gov.cn/2020-02/28/c_138827910.htm.
[7] 國家能源局.2019 光伏并網運行情況[EB/OL].(2020-02-28) [2020-10-29]. http://www.nea.gov.cn/2020-02/28/c_138827923.htm.
[8] 徐靜馨,朱法華,王圣,等.超低排放燃煤電廠和燃氣電廠綜合對比[J]. 中國電力, 2020, 53(2): 164-172.
[9] 劉志坦,舒喜,楊愛勇,李玉剛.固定式燃氣輪機大氣污染物排放標準限值的選擇[J].中國電力,2020,53(8):117-124.
[10] 樊慧,段天宇,朱博騏,等.燃氣電廠與超低排放燃煤電廠環境及生態效應對比[J].天然氣工業,2020, 40(7): 146-153.
[11] 王志軒, 潘荔, 劉志強, 等. 中國煤電清潔發展現狀及展望[J]. 電力科技與環保, 2018, 34(1):1-8.
[12] 武魏楠.聚焦碳中和：電力系統靈活性或成低碳轉型的關鍵點[R/OL]. (2020-10-22) [2020-10-29]. https://www.in-en.com/article/html/energy-2296912.shtml.
[13] AGORA.12 Insights on germany’s energiewende [R]. Berlin, AGORA, 2013.
[14] 國家電力監管委員會.電力工程項目建設用地指標[S]. 北京:中國電力出版社,2010年.
[15] 電力規劃設計總院.火電工程限額設計參考造價指標[M]. 北京:中國電力出版社,2019: 338-339.
[16] GB21258-2017, 常規燃煤發電機組單位產品能源消耗限額 [S]. 北京:中國國家標準化管理委員會,2017.
[17] DL/T5513-2016,發電廠節水設計規程 [S]. 北京:國家能源局,2016.
[18] 閆海波,李海波,蔣韜.電力體制改革下天然氣發電產業的挑戰與機遇[J]. 燃氣輪機技術,2019, 32(3): 5-9.
[19] 陸家亮,趙素平,孫玉平,等.中國天然氣產量峰值研究及建議[J]. 天然氣工業,2018, 38(1): 1-9.
[20] BP.BP energy outlook: 2020 edition [R]. London: BP, 2020.
原文發表于《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
