饒慶平，郝建剛，白云山

（1.中國華電集團有限公司，北京市 西城區(qū) 100031；2.華電電力科學研究院有限公司，浙江省 杭州市 310030）

0 引言

2020年，習近平總書記在全球氣候雄心峰會上的重要講話，向世界宣示了我國應(yīng)對氣候變化的戰(zhàn)略決心和目標，最為核心的是實現(xiàn)2030年碳達峰、2060年碳中和目標(以下簡稱“雙碳”目標)。2021年，中央財經(jīng)委第九次會議明確指出，“十四五”是碳達峰的關(guān)鍵期、窗口期，要構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。

統(tǒng)籌推進“四個革命，一個合作”能源安全戰(zhàn)略和“雙碳”目標是我國能源電力發(fā)展中必須牢牢把握的2個方面。天然氣發(fā)電(以下簡稱“氣電”)是我國火力發(fā)電的組成部分，也是電力轉(zhuǎn)型升級的重要推動力量[1-5]。過去15年，氣電在我國得到一定的發(fā)展，但受天然氣生產(chǎn)、存儲、輸配和相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策、關(guān)鍵技術(shù)等因素制約，相對來說規(guī)模較小、發(fā)展偏慢，各方面對氣電的認識也不全面[6-7]。

本文通過研究分析國內(nèi)外氣電發(fā)展進程、氣電特點及我國相關(guān)上下游產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀，提出我國氣電發(fā)展、行業(yè)政策等方面的建議，以期為我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供有益參考，助力我國能源電力轉(zhuǎn)型升級和減污降碳目標如期實現(xiàn)。

1 氣電的特點及減污降碳優(yōu)勢

1.1 氣電在污染排放控降方面相對優(yōu)勢明顯

在今后一個時期內(nèi)，火電仍然發(fā)揮著兜底保障的作用。在化石能源轉(zhuǎn)換利用中，相較于燃煤發(fā)電，天然氣發(fā)電具有污染物排放簡單、綜合效率高等優(yōu)勢，環(huán)境價值遠高于同等級煤電機組，其氮氧化物、二氧化硫、懸浮顆粒的排放強度也遠低于煤電機組，同容量燃氣機組的NOx排放量僅為燃煤機組的15%(均未加裝脫硝裝置)。在進行脫硝改造時，由于同功率機組的鍋爐煙氣流量遠小于燃煤機組，單位電能NOx排放也僅為燃煤機組的15%左右，單位電能CO2排放量為燃煤機組的38%～40%，SO2排放量接近于零，粉塵顆粒排放量可以忽略不計。200～600 MW燃煤機組與E、F級燃氣機組的NOx、SO2、CO2排放量比較如圖1所示[8]。

圖1 200～600 MW燃煤機組與E級、F級燃氣機組的NO x、SO2、CO2排放量比較Fig.1 Comparison of NO x,SO2,CO2 emission between 200-600 MWcoal-fired units and class E and class F gas-fired units

1.2 氣電是相對高效的化石能源轉(zhuǎn)換方式

與煤電相比，氣電少了龐大的輸煤儲煤、脫硫、灰渣處置等系統(tǒng)，占地面積是煤電的1/3～1/2；耗水率是煤電的1/3；氣電的能源轉(zhuǎn)換效率高，現(xiàn)階段F級燃機聯(lián)合循環(huán)凈效率超過55%，H級燃機則達到60%以上，熱電聯(lián)產(chǎn)機組的綜合效率將達到70%以上，能源梯級利用水平遠高于煤電機組。大型氣電項目建設(shè)成本具有一定優(yōu)勢，燃氣發(fā)電廠建設(shè)周期短，對老舊煤電機組替換時，原有電廠的大多數(shù)設(shè)備都能得到利用，不需要占用新的廠址，從而降低建設(shè)成本，各種電站形式投資成本與利用率比較如表1[9]所示。目前，國內(nèi)新投的H級燃機發(fā)電項目單位容量造價已低至0.2萬元/kW。

表1 各種電站形式投資成本與利用率比較Tab.1 Comparison of investment and utilization rate of various power station forms

1.3 氣電具有較好的靈活性

為適應(yīng)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的安全運行需要，系統(tǒng)靈活性提升和儲能能力建設(shè)日趨急迫，氣電在以下方面具有一定優(yōu)勢：1）大型燃氣輪機功率大，調(diào)節(jié)寬度大；2）經(jīng)過很少的改造即能實現(xiàn)黑啟動功能；3）啟停速度快，負荷響應(yīng)速度快，調(diào)峰調(diào)頻能力強，啟停方面有明顯優(yōu)勢，啟停過程能源損失小。常規(guī)的煤電機組啟動時間較長，一般冷態(tài)啟動到滿負荷需9 h左右，并且在此過程中，伴有大量的一次能源損失和工質(zhì)損失，而氣電啟動過程較快，一般冷態(tài)啟動5 h左右，其中燃機均具有一鍵啟停功能，啟動時間固定。煤機與燃機啟動用時比較如表2所示。

表2 煤機與燃機啟動用時比較Tab.2 Comparison of startup time between steam turbine and gas turbine h

2 全球氣電發(fā)展概況

2.1 典型國家氣電發(fā)展歷程

從全球電力發(fā)展趨勢看，清潔低碳化趨勢顯著，氣電在電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)中占比大幅提升，是電力系統(tǒng)的主要組成部分。2020年，全球氣電發(fā)電量6 268.1 TW·h，其中，北美、歐洲、亞太、中東地區(qū)天然氣發(fā)電量分別為1 992.4、759.1、1 456.9、836.1 TW·h。2019年和2020年，天然氣發(fā)電均是經(jīng)濟合作與發(fā)展組織國家最大電源，分別占其總發(fā)電量的30.07%和30.88%。2020年，我國氣電發(fā)電量為247 TW·h，占總發(fā)電量的3.17%，遠低于全球平均水平，顯著低于美、日、韓、德。從發(fā)達國家天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)律看，隨著城鎮(zhèn)化進程基本結(jié)束以及天然氣市場進入成熟期，天然氣利用主要靠發(fā)電推動。目前，美、英、日的發(fā)電用氣量在天然氣消費結(jié)構(gòu)中占比分別為36%、31%、69%，全球平均為39%，而我國約為17.8%。

2.1.1 美國氣電發(fā)展歷程

2020年，美國發(fā)電量為4 286.6 TW·h，其中，天然氣、石油、煤炭、新能源發(fā)電量分別為1 738.4、18.8、844.1、831.5 TW·h。2019年的天然氣發(fā)電量為1 705.2 TW·h，與2020年基本持平。美國各能源發(fā)電比較如圖2所示。

圖2 美國2019年和2020年發(fā)電結(jié)構(gòu)Fig.2 Structure of electricity of US from 2019 to 2020

2.1.2 英國氣電發(fā)展歷程

自20世紀90年代以來，英國的氣電快速發(fā)展，2008年氣電發(fā)電量達到高點，占全國發(fā)電總量的45%。2017年，英國聯(lián)合循環(huán)燃氣輪機裝機容量為3 289萬kW，占比40%。2020年，英國總發(fā)電量為312.8 TW·h，其中天然氣發(fā)電量為114.1 TW·h，占比36.47%。

2.1.3 日本氣電發(fā)展歷程

日本在1973年后為氣電、核電快速發(fā)展時期，石油危機后提出石油替代能源政策，加速發(fā)展核電和氣電，2011年發(fā)生核電安全事故后，天然氣發(fā)電比例相應(yīng)增長。2020年，日本總發(fā)電量為1 004.8 TW·h，其中氣電發(fā)電量為353.5 TW·h，占比35.18%；煤電發(fā)電量為298.8 TW·h，占比29.73%；核電發(fā)電量為43 TW·h，占比4.28%。

2.1.4 俄羅斯氣電發(fā)展歷程

俄羅斯天然氣資源豐富，與煤相比，天然氣有價格競爭優(yōu)勢，1979年蘇聯(lián)石油產(chǎn)需矛盾加劇，提出以天然氣和煤代替石油，天然氣在發(fā)電燃料中所占比例從24.3%增至40.1%。2020年，天然氣發(fā)電量為485.5 TW·h，占總發(fā)電量的44.73%。

2.2 歐洲的脫碳努力和電力結(jié)構(gòu)調(diào)整

建立于2005年的歐洲碳市場作為歐洲氣候政策的基石[10]，是目前世界上最大的碳排放交易體系，在31個國家運行(包括歐盟成員國，以及英國、冰島、挪威和列支敦士登)并在2020年和瑞士鏈接，覆蓋歐盟45%的溫室氣體排放。歐洲碳市場的總量上限由歐盟的長期減排目標決定，每年遞減，2020年和2030年需要比2005年分別降低21%和43%。

隨著歐洲氣候能源政策的實施，低碳轉(zhuǎn)型力度加大，碳市場的排放量逐年遞減，每年降幅約為3%，在2019年更是大幅下降，降幅達到9%。電力和熱力行業(yè)排放量年均下降4%，相比之下，各類工業(yè)和航空業(yè)的排放量下降幅度不大，如圖3所示。

圖3 2008年以來歐洲碳市場各部門排放量和配額總量Fig.3 Total emissions and quotas of various sectors in European carbon market since 2008

歐洲的電力結(jié)構(gòu)近年來急劇演變，可再生能源發(fā)電比例逐步提高，碳價和各國有效的退煤措施進一步降低了煤炭發(fā)電量，碳排放量和排放強度逐年下降。2020年，總發(fā)電量為3 871.3 TW·h，其中煤炭發(fā)電占比14.84%，低于2000年的30%，相比之下，可再生能源發(fā)電占比從2000年的15%發(fā)展到2020年的23.79%，天然氣發(fā)電占比19.60%，明顯高于煤電的14.84%。歐盟28國的碳排放強度也逐年下降，從2000年的397 g/(kW·h)下降到2019年的250 g/(kW·h)，如圖4所示。

圖4 2000年以來歐盟28國的發(fā)電結(jié)構(gòu)以及碳排放強度Fig.4 28 european union countries power generation structure and carbon emission intensity since 2000

3 我國氣電發(fā)展現(xiàn)狀

3.1 氣源及消費結(jié)構(gòu)

國產(chǎn)氣、進口管道氣、進口液化天然氣(liquefied nature gas，LNG)是我國天然氣的三大來源，國產(chǎn)氣與進口氣平分秋色。2020年，我國天然氣消費量達3 262億m3，為美國同期的40%左右，其中進口天然氣消費量為1 408億m3。從進口構(gòu)成看，管道氣進口476億m3，占比約34%；LNG進口6 713萬t(約932億m3)，占比約66%。由于國內(nèi)消費量增速明顯高于產(chǎn)量增速，未來進口氣比例必將呈持續(xù)快速增長態(tài)勢，我國天然氣供需呈現(xiàn)消費總量不大，但對外依存度很高的特點。

2020年，我國天然氣消費主要由城市用氣、工業(yè)燃料、發(fā)電和化工等部分組成，其中，工業(yè)用氣占比最大，約為39.5%，發(fā)電用氣占比約17.4%，城市燃氣占比約30.7%，化工用氣占比約12.2%。我國天然氣市場開始部分顯現(xiàn)成熟階段的特征，城市燃氣的份額未來將略有增長，化工的份額將略有下滑，增長空間最大的是發(fā)電。根據(jù)《BP世界能源展望2020》預(yù)測[11]，我國2050年天然氣消費量較2018年將有大幅度增加，預(yù)計有65%～100%的增長。

3.2 “十三五”期間我國氣電發(fā)展回顧

《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃(2016—2020年)》(簡稱《規(guī)劃》)以綠色發(fā)展為主線，涵蓋了供應(yīng)能力、電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)發(fā)展、綜合調(diào)節(jié)能力、節(jié)能減排、民生用電保障6個目標，涉及電源發(fā)展、系統(tǒng)調(diào)峰、電網(wǎng)發(fā)展、電力消費、科技創(chuàng)新、國際合作、體制改革7個領(lǐng)域的18項任務(wù)。

根據(jù)中電聯(lián)、電規(guī)總院發(fā)布的報告，截至2020年10月底，全國發(fā)電總裝機容量為21億kW，超額完成《規(guī)劃》中20億kW總裝機容量的目標，比2015年底新增裝機容量5.7億kW。其中火電裝機容量為12.3億kW；煤電裝機容量為10.7億kW，達到規(guī)劃11億kW以下的目標，比2015年末僅增長1.7億kW；氣電裝機容量為9 802萬kW，略少于1億kW的規(guī)劃目標，占全部裝機容量的4.45%，占火電裝機容量的8%。

3.3 “十四五”期間氣電發(fā)展趨勢

據(jù)有關(guān)信息，“十四五”期間將是我國氣電發(fā)展的戰(zhàn)略“窗口期”，預(yù)計到2025年，我國氣電裝機容量將會突破1.5億kW，占總裝機容量的6%左右。結(jié)合我國氣電發(fā)展現(xiàn)狀和重要意義，預(yù)計“十四五”期間氣電發(fā)展將會呈現(xiàn)以下主要趨勢：

1）從分布范圍來看，目前燃機主要分布在北京、上海、江蘇、浙江、廣東等東部經(jīng)濟較為發(fā)達的區(qū)域，年發(fā)電集中在3 000～5 000 h，除部分老舊機組替換外，新增大型燃機項目的可能性逐漸降低，競爭也將更為激烈。但為實現(xiàn)碳中和目標及綠色發(fā)展，且隨著部分地區(qū)老舊燃煤機組退役，在燃氣管網(wǎng)能及的范圍內(nèi)，部分燃煤機組將有可能改建為燃氣供熱或調(diào)峰機組。

2）從技術(shù)更新來看，新增的燃機項目將會出現(xiàn)大型化和小型化相結(jié)合的特征。目前，國內(nèi)已有增城、軍糧城等H級燃機陸續(xù)服役，相較于9E、9FA等機型，H級燃機功率及效率明顯提高，在外部邊界條件一致的條件下，H級燃機更有利于降低發(fā)電成本，提高發(fā)電收益。此外，由于采用了新型燃燒技術(shù)，機組的污染物排放水平也有所降低。與此同時，國內(nèi)在燃機研發(fā)及運維方面的水平逐漸提高，核心部件的生產(chǎn)制造也有所突破，以上因素一定程度上會促進國內(nèi)氣電的發(fā)展。

3）從環(huán)保角度來看，隨著燃機排放標準越來越嚴格，已有燃機電廠進行燃燒器改造、加裝脫硝裝置將會成為趨勢。同時，摻氫燃燒、全氫燃燒等技術(shù)將得到快速發(fā)展，新增燃機項目與制氫、儲氫等技術(shù)相結(jié)合也逐漸成為可能。

4）從裝機容量看，根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織的《中國“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃研究》[12]，2025年，我國電源裝機容量將達到29.5億kW，清潔能源裝機將占比57.5%、發(fā)電量將占比45%。氣電裝機容量將達到1.52億kW，電化學新型儲能將達到4 000萬kW，煤電裝機比例將下降到37.3%。非化石能源中抽水蓄能、風電、太陽能發(fā)電和生物質(zhì)能發(fā)電在2020—2025年的增量都將超過2019年的存量規(guī)模，如表3和圖5所示。

表3 “十四五”電力裝機預(yù)期Tab.3 Power installation forecast in the 14th Five-Year Plan

圖5 2010—2025年各類發(fā)電裝機占比變化Fig.5 Changes in the proportion of installed power generation in 2010-2025

4 我國氣電發(fā)展面臨的問題

4.1 天然氣供應(yīng)能力不足

1）天然氣增產(chǎn)乏力。我國天然需求增長與國內(nèi)產(chǎn)量增長的不匹配是制約我國氣電發(fā)展的主要瓶頸之一。2008年我國天然氣對外依存度為5.7%，到2019年上升至44.2%，如圖6所示。從消費情況看，2019年我國天然氣消費規(guī)模持續(xù)擴大，天然氣表觀消費量為3 064億m3，2020年為3 300億m3，在一次能源消費結(jié)構(gòu)中占比達8.1%，同比上升0.3個百分點，未達到“十三五”規(guī)劃10%的目標。2019年國內(nèi)天然氣產(chǎn)量為1 736億m3，與“十三五”規(guī)劃的2020年國內(nèi)天然氣目標產(chǎn)量2 070億m3存在缺口，與國務(wù)院2018年9月發(fā)布的《關(guān)于促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》中提到的2020年目標產(chǎn)量達到2 000億m3也存在一定差距。

圖6 我國歷年天然氣對外依存度Fig.6 China’s dependence on natural gas over years

2）管網(wǎng)建設(shè)滯后。目前，我國管網(wǎng)體系的建設(shè)呈多元化主體、多層次結(jié)構(gòu)等特征，管網(wǎng)格局條塊分割、結(jié)構(gòu)復(fù)雜，不利于管網(wǎng)系統(tǒng)高效運行、油氣資源配置效率的提高及油氣安全穩(wěn)定。主要表現(xiàn)為：一是不利于管道互聯(lián)互通工程的實施，不同企業(yè)間天然氣儲運設(shè)施隔斷，制約了國內(nèi)供氣、調(diào)氣的靈活性和協(xié)調(diào)性；二是不利于天然氣資源跨省、跨區(qū)域調(diào)配[13]。

借鑒歐美等主要國家均基于價值鏈對天然氣管道和銷售進行拆分，將管道作為基礎(chǔ)設(shè)施獨立運行，并通過管容交易平臺向托運商提供無歧視的代輸服務(wù)。2017年國務(wù)院印發(fā)實施的《關(guān)于深化石油天然氣體制改革的若干意見》在2020年取得了實質(zhì)性進展，中石油、中石化分別持有國家管網(wǎng)集團股權(quán)達29.9%、14%，我國天然氣主干管網(wǎng)將正式由國家管網(wǎng)集團統(tǒng)一管理。目前我國天然氣消費市場開發(fā)還處于初期階段，天然氣利用政策也優(yōu)先保障城鎮(zhèn)燃氣，以致天然氣發(fā)電在很大程度上受制于保證民生用氣的政策環(huán)境。尤其是在冬季等重點時段實行“壓非保民”政策，發(fā)電用天然氣供應(yīng)仍然較為緊張。上游產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展與終端消費市場開發(fā)之間存在不協(xié)調(diào)和脫節(jié)現(xiàn)象，供應(yīng)能力與終端市場消費失衡。

3）儲氣調(diào)峰能力不足。儲氣能力是保障天然氣上中下游產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)調(diào)聯(lián)接的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。天然氣的終端利用存在必然的不均衡性，主要影響因素包括：季節(jié)性氣溫變化、生活方式差異、企業(yè)生產(chǎn)安排、停工維護檢修以及突發(fā)事故工況等。我國冬季天然氣消費峰谷差已由2010年的1.36倍提高到1.8倍，其中京津冀冬季供需矛盾更為突出，北京市冬季最高月用氣量是夏季最低月用氣量的6～8倍。為了解決天然氣生產(chǎn)穩(wěn)定和供應(yīng)安全等矛盾，建立完善的天然氣調(diào)峰儲備體系是各國應(yīng)對天然氣需求波動、增強能源安全供應(yīng)的重要手段，也是天然氣市場維持健康發(fā)展的必要前提。

歐美發(fā)達國家在天然氣市場發(fā)展過程中也曾遇到與中國類似的問題，經(jīng)過多年的經(jīng)營和不斷完善，現(xiàn)已形成了較為成熟的調(diào)峰儲備體系和健全的管理運營機制，這些對我國調(diào)峰儲備體系建設(shè)具有十分重要的借鑒意義。美國的總儲氣能力占全年天然氣消費量的17.4%，相當于64天的日均消費量，地下調(diào)峰儲氣庫容也保障了其天然氣的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，不因下游市場調(diào)峰而限產(chǎn)[14]。目前我國已建成的儲氣庫數(shù)量少，單個規(guī)模普遍偏小，形成總的有效工作氣量僅占年消費量的2.5%左右，遠低于歐美各國水平，嚴重制約了我國天然氣的調(diào)節(jié)能力和生產(chǎn)連續(xù)性。

4.2 燃機核心技術(shù)依賴國外

2016年我國啟動“兩機”專項，但到目前仍進展緩慢，尚未完全自主掌握大型、高效燃機的核心關(guān)鍵部件的研制技術(shù)，工業(yè)燃機幾乎完全依賴于美、德、日等國制造商，燃機設(shè)備故障頻繁，維修周期和維修費用不可控，在運燃機的維護技術(shù)依賴于制造廠家，使得燃機企業(yè)在售后服務(wù)合作中處于被動地位，在技術(shù)升級改造上缺乏話語權(quán)。國外設(shè)備制造商在燃機檢修服務(wù)中處于壟斷地位，燃氣發(fā)電企業(yè)每年要付出高昂的維護費用，用于核心部件的運行維護和控制系統(tǒng)的升級。根據(jù)燃機的等級不同，按度電折算的燃機長期維護成本達0.01～0.03元，有的甚至高達0.05元，這也是制約我國氣電發(fā)展的重要因素之一。

4.3 氣電定價機制尚需不斷完善

電力市場化規(guī)則的不完善和頻繁調(diào)整的價格政策是氣電發(fā)展中必須妥善解決的問題。目前，我國對天然氣發(fā)電的補貼機制尚處于地方政府自行制定執(zhí)行層面，氣電、氣熱價格不能如實反映氣電在能源供應(yīng)體系中應(yīng)有的價值。全國范圍尚無明確的氣電價格定價、調(diào)整機制以及熱電聯(lián)供形式下熱、電之間的分攤方法，個別地方推行的氣電“平價”上網(wǎng)并未考慮氣電的節(jié)能減排價值。

5 結(jié)論

1）在我國加快能源電力轉(zhuǎn)型升級進程中，氣電是火電的重要組成，受資源稟賦制約，我國不具備走歐美電力轉(zhuǎn)型之路的條件，但仍可從中得到啟發(fā)和借鑒其有益經(jīng)驗，發(fā)揮氣電在電力電量平衡、靈活快捷、調(diào)峰調(diào)頻、相對清潔低碳等優(yōu)勢，在適量保有的火電裝機中優(yōu)化結(jié)構(gòu)，穩(wěn)妥推進“以氣替煤”，協(xié)調(diào)推進能源安全和綠色轉(zhuǎn)型。

2）天然氣產(chǎn)業(yè)與電力產(chǎn)業(yè)有相似之處，必須貫通產(chǎn)、輸、儲、耗等上中下游產(chǎn)業(yè)鏈等各環(huán)節(jié)，打破市場準入限制，推動形成良性循環(huán)，促進相關(guān)產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展，改善化石能源結(jié)構(gòu)，提升我國能源安全保障能力。

3）“雙碳”目標務(wù)期必成，結(jié)構(gòu)調(diào)整與存量減污控碳必須同步推進。在大力推進以新能源為主的結(jié)構(gòu)調(diào)整的同時，也要大力實施存量資產(chǎn)的減污降碳。要充分發(fā)揮我國的制度優(yōu)勢，切實推進能源革命，從國家戰(zhàn)略的高度統(tǒng)籌謀劃能源安全和減污降碳行動方案，加快提升全社會的節(jié)能減排水平。具體到氣電發(fā)展層面，在充分考慮氣電在節(jié)能減排和調(diào)峰作用的基礎(chǔ)上，應(yīng)盡快理清并完善氣電定價機制，在核心技術(shù)研發(fā)及應(yīng)用方面，一是學習國外燃機維修市場經(jīng)驗，逐步擴大本土第三方維修燃氣輪機的份額，聯(lián)合本土風險投資，同時積極推進國內(nèi)相關(guān)企業(yè)與科研院所的合作，打通燃氣熱部件維修瓶頸，形成自主化設(shè)計、生產(chǎn)、檢測及評估能力，從而最終降低檢修成本和檢修風險。