低碳轉型背景下我國氣電產業發展路徑

劉志坦 李玉剛 楊光俊 王文飛

國電環境保護研究院有限公司

0 引言

2020年9月22日習近平主席在第75屆聯合國大會一般性辯論發言時，首次提出我國力爭2030年前實現碳達峰、努力爭取2060年前實現碳中和的目標（以下簡稱“30·60目標”），既為我國未來低碳轉型發展和建設美麗中國之路明確了目標和路徑，也彰顯了我國應對氣候變化的堅定決心和大國擔當。作為低碳清潔能源，天然氣將在轉型發展中發揮更為重要的作用。天然氣發電作為天然氣利用的重要途徑之一，在低碳轉型背景下如何應對？是否可以實現可持續發展？

為此，筆者基于我國碳排放和氣電產業發展現狀，對氣電產業的碳排放特征規律進行了系統分析，對比了同樣場景下煤電的碳排放現狀，提出了協同減排的觀點，進而提出了在能源低碳轉型背景下的氣電發展路徑建議。

1 我國電力產業碳排放現狀及趨勢

1.1 電力產業碳排放現狀

2016年《巴黎協定》的簽訂和快速生效，意味著減少溫室氣體排放開始由科學共識轉變為全球行動。在多種因素和全球社會多種力量的共同推動下，全球能源生產與消費結構和方式正在發生重大變化，低碳化、清潔化發展成為當前最明確的趨勢，應對氣候變化已不再是局限于環境領域的科學問題，更是行業可持續發展繼續面臨的重要挑戰。

我國積極響應全球氣候變化，也采取了一系列積極有效的措施。2009年提出到2020年單位國內生產總值CO2排放量相比2005年下降40%～45%，并于2015年進一步提出在2030年左右CO2排放量達到峰值并爭取盡早達峰，2030年碳排放強度比2005年下降60%～65%。數據顯示，我國2019年碳排放強度相比2005年下降了48.1%，提前超額實現2020年目標。

但由于我國能源消費長期過度依賴煤炭，碳排放持續攀升。2019年我國能源消費總量為48.6×108t標準煤，相比1980年增長約706%[1]。其中煤炭消費量占能源消費總量的57.7%，遠高于世界平均水平（27%）。據《BP 世界能源統計年鑒》，2019 年我國化石能源燃燒產生的CO2排放量約98×108t，超過全球CO2總排放量的1/4，其中，電力行業CO2排放量約占全國CO2總排放量的40%。

我國電力行業積極應對氣候變化，持續提高可再生能源發電比重，不斷優化煤電機組結構，碳排放強度持續改善。2019年我國單位火電發電量CO2排放績效值為838 g/(kW·h)，比2005年下降了20.0%，如圖1所示[2]。

由于通過技術進步進一步降低煤電機組碳排放的空間有限，未來我國電力行業若要提前實現碳達峰和碳中和目標，必須調整一次能源結構，降低煤炭在一次能源消費中的占比并嚴控煤電增量，才能從根本上解決問題。

1.2 我國電力產業溫室氣體減排政策趨勢

2011年10月，國家發展和改革委員會（以下簡稱發改委）印發《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》，批準北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東和深圳等七省市開展碳交易試點工作。2013—2014年，上述七個碳交易試點陸續啟動。2016年福建全面啟動碳排放交易市場，目前國內試點區地區的火力發電企業均被納入碳交易。截至2020年底，七省市試點碳排放交易運行平穩，碳配額現貨累計交易量達到3.4×108t，累計成交金額約70億人民幣，其中廣東、湖北、深圳的配額限額累計成交量居前三名。多數試點碳市場配額的成交價介于20～30元/t，北京試點碳市場成交價格介于40～50元/t，位居碳市場首位。

2016年10月27日，國務院印發《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》，提出加快推進綠色低碳發展，確保完成“十三五”規劃綱要確定的低碳發展目標任務，推動我國CO2排放量在2030年左右達到峰值并爭取盡早達峰。同時方案中對大型發電集團也提出明確目標，即2020年單位供電CO2排放量控制在550 g/(kW·h)以內[3]。2017年發改委印發《全國碳排放權交易市場建設方案（發電行業）》，以部署全國碳市場建設任務，要求以“穩中求進”為總基調，以發電行業為突破口，分階段、有步驟地建立歸屬清晰、保護嚴格、流轉順暢、監管有效、公開透明的全國碳市場。

“30·60目標”提出后不久，2020年12月31日生態環境部公布《碳排放權交易管理辦法（試行）》（以下簡稱《管理辦法》），并印發配套的配額分配方案和重點排放單位名單[4]。從2021年1月1日起，全國碳市場首個履約周期正式啟動，首個履約周期截至2021年12月31日，涉及2 225家發電行業的重點排放單位。修訂印發的《管理辦法》進一步加強了對溫室氣體排放的控制和管理，在“30·60目標”新形勢下為加快推進全國碳市場建設提供了更加有力的法制保障。配套的配額分配方案明確了納入配額管理的發電行業重點排放單位名單，首次從國家層面將溫室氣體排放控制責任壓實到企業，通過市場倒逼機制，促進產業技術的升級，激發企業的減排動力，對實現綠色低碳發展具有重大意義。《管理辦法》的出臺，也是落實習近平總書記關于溫室氣體減排系列講話的具體舉措。

1.3 氣電產業碳排放現狀

隨著我國天然氣產業的持續發展和資源環境約束日益加劇，進入21世紀以來，我國氣電產業逐步發展壯大，截至2020年底我國氣電裝機容量達9 802×104kW，“十三五”期間年均增長9.69%，在我國能源體系和經濟發展方式向綠色低碳轉型進程中發揮著愈來愈重要的作用[5-6]。2020年我國氣電發電量為2 485×108kW·h[7]，按《管理辦法》中燃氣機組碳排放（本文均指CO2排放）基準值0.392 t/(MW·h)推算，年度CO2排放量為9 741×104t，約占電力行業CO2排放量的2.48%。

2 氣電產業碳排放競爭力分析

作為兩種最為成熟的火力發電形式，煤電和氣電都發揮著重要的能源供應保障作用。由于資源稟賦的差異，長期以來我國火力發電中煤電占據主導地位，氣電因經濟性問題使得其低碳環保優勢和靈活性電源的價值受到抑制。但隨著低碳轉型進程的加快，氣電與煤電的競合關系也將發生一些變化。

2.1 氣電與煤電碳排放對比

對煤電和氣電在不同應用場景下的碳排放情況進行定量對比分析。以GE公司6F.03、9F.03和9HA.01這3種目前主流型號燃氣機組為例，天然氣的低位熱值取32.74 MJ/m3，密度為0.708 3 kg/m3（選擇陜甘寧天然氣），考慮碳氧化率缺省值為99%。

2.1.1 氣電機組碳排放強度分析

2.1.1.1 純凝發電機組

“一拖一”聯合循環機組在額定負荷純凝工況下發電碳排放強度如表1所示。從表1可以看出，機組效率越高，碳排放強度越低，且三種機組碳排放強度均低于《管理辦法》中燃氣機組碳排放基準值。

表1 GE三種聯合循環機組純凝工況的碳排放強度對比表

2.1.1.2 熱電聯產機組

現實運行中，部分燃氣蒸汽聯合循環機組采用“以熱定電”方式運行。對于抽凝機組，供熱抽汽量可根據實際需求靈活調整，供熱量與發電量沒有強耦合關系。在負荷率不變的情況下，綜合發電量的碳排放強度與熱電比存在一定關系，以6F.03“一拖一”聯合循環機組基本負荷為例，60%熱電比情況下單位綜合發電量的碳碳排放強度低于40%熱電比情況（表2）。

表2 6F.03聯合循環抽凝機組基本負荷下三種供熱工況的碳排放強度對比表

實際運行中，為在經濟性最優和技術可行性之間尋找平衡點，抽凝機組的實際發電量和供熱量（熱電比）受到電網調度、熱負荷變化、電價熱價氣價變化、天然氣供應情況、機組性能等因素的影響，難以保證供熱量變化情況下負荷率不變，因此碳排放強度比較還需具體情況具體分析。

而對于背壓機組，供熱量越少，發電量就越低，機組負荷率就越低，從而碳排放強度就越高，以6F.03“一拖一”聯合循環機組為例（表3），供熱量在86 t/h時，燃機負荷率更低，為40%，單位綜合發電量的碳排放強度更高，為333.82 g/(kW·h)。因此在“以熱定電”條件下運行，供熱量較低的背壓機組碳排放強度將受到影響。

表3 6F.03聯合循環背壓機組三種負荷率下的碳排放強度對比表

2.1.2 氣電機組與煤電機組碳排放強度對比

目前我國氣電主要承擔供熱和調峰作用，因此筆者主要就氣電供熱和調峰兩種類型的機組與容量相近煤電機組進行碳排放量的對比。

氣電供熱主要通過燃氣熱電聯產方式在北方地區采暖供熱，以及為有工業用蒸汽需求的企業或園區提供不同壓力等級的工業蒸汽。燃氣熱電聯產通過替代分散煤和小煤電可以極大地改善環境質量，促進區域能源結構調整和經濟轉型發展，同時還具有明顯的CO2減排效果。表4為兩種主要供熱（工業和民用）類型的氣電機組與煤電機組碳排放強度比較。由于難以確保燃機與煤機裝機選型完全一致且難以保證同樣的熱電比下機組負荷率一致，因此在估算煤電碳排放時，只能基于燃煤熱電聯供的碳配額基準進行燃煤機組的碳排放速率估算。表5為抽凝機三種情景下的碳排放強度對比。

表5 熱電聯產機組三種情景下的CO2減排總量對比表

由表4、5可知，無論氣電還是煤電機組，機組容量越大，熱電比越高，其單位綜合發電量的碳排放強度越低。同樣供熱能力的氣電機組相比燃煤機組，其碳排放強度具有明顯優勢，碳排放量僅約燃煤機組的40%。

表4 不同供熱情景下氣電、煤電機組碳排放強度對比表

隨著波動性、隨機性和間歇性特征明顯的風電、光伏等新能源的快速發展，其在電網中比重愈來愈高，電網對于靈活性電源的需求亦愈來愈迫切，正常情況下，電網應配置約15%的靈活性電源，否則可再生能源的發展將受到一定程度的抑制。而目前我國靈活性電源比重僅為6%，主要是抽水蓄能、氣電和少量具有調節能力的水電。燃氣輪機機組與完成靈活性改造的煤電機組都可以作為電網靈活性電源[8]。表6為氣電、煤電兩類靈活性電源碳減排總量的對比。為便于分析，筆者選擇經過靈活性改造的600 MW煤機和GE 9E.03“一拖一”聯合循環機組作為調峰電源，對比分析碳排放強度。由表6可知，燃氣調峰機組的碳排放總量僅為經過靈活性改造的燃煤機組的42%，碳排放優勢明顯。

表6 兩類靈活性機組的碳排放總量對比表

通過以上分析可知，無論是供熱還是調峰情景，氣電在碳排放方面減排優勢明顯。相較于煤電，發展氣電不僅具有明顯直接減排的效益，而且可以促進風電、光伏等可再生能源的發展，具有顯著的間接減排效益。而且隨著碳配額市場交易以及電力輔助服務市場的深入和完善，氣電的運行經濟性相對于煤電而言也將得到改善。

2.2 “30·60目標”目標對氣電產業競爭力的影響

通過前述分析可以看出，與煤電相比，氣電在低碳轉型背景下減排優勢明顯[9-10]。在這一背景下，隨著碳配額市場交易以及電力輔助服務市場的深入和完善，其運行性經濟性不佳的短板將得到一定程度的改善。例如，以某2×450 MW燃氣調峰電站為例，其實際碳排放基準值按0.342 t/(MW·h)推算，與《管理辦法》中燃氣機組碳排放基準值0.392 t/(MW·h)有0.05 t/(MW·h)的空間，按年利用小時數3 500 h計算，其每年可用于交易的碳配額為15.75×104t。若碳交易價格為30元/t，其年收益為472.5萬元；若碳交易價格為80元/t，其年收益為1 260萬元。因此氣電在能源結構轉型進程中應充分發揮其低碳優勢，在實現直接減排和間接減排雙重效益的同時改善其經營狀況。

從內部條件、外部環境、企業戰略選擇3個方面進行“30·60目標”背景下的SWOT分析，較之于煤電，氣電的SWOT對比分析結果見圖2。

3 “30·60目標”背景下氣電產業發展路徑

“30·60目標”的提出既是我國經濟社會未來數十年的發展方向，也是未來電力行業，特別是發電行業可持續發展的主要約束條件。未來電力行業將按近期（2030年前）碳達峰、中期（2030—2050年）碳下降、遠期（2050年后）碳中和3個階段來規劃“30·60目標”實現的路徑。由于目前通過節能等技術降碳空間有限以及CCUS技術短期內還不具備商業化運行條件，因此能源結構轉型是電力行業低碳轉型的主要路徑，一方面要不斷壓減化石能源的消費總量，在電力行業主要是降低煤炭消費總量；同時要加快新能源的發展，大力發展光伏、風電等新能源。而在上述兩種場景和路徑中，氣電均可以發揮其低碳高效靈活和技術成熟的優勢，促進電力行業加快低碳轉型進程。

3.1 影響電力行業“30·60目標”實現進程的因素

3.1.1 存量煤電是影響進程的基礎性因素

由于我國資源稟賦條件，長期以來煤電在我國電力裝機結構中處于主導地位，是基礎電源。截至2020年底，我國在運煤電機組107 992×104kW，占全部裝機容量的49.07%，首次降至50%以下，但發電量依舊超過60%。預計“十四五”期間煤電裝機規模（預計約11.5×108kW）和發電量均將達峰。煤電在我國低碳轉型進程中是重要的約束性因素和基礎條件，現有煤電機組的壽命是決定碳達峰和碳中和目標實現的關鍵因素之一。

我國2000年及以前投運煤電機組約為2.3×108kW，主要是300 MW及以下煤耗較高的低效亞臨界機組，此外，這部分機組還有相當比例的是熱電聯產機組，這些機組將于2030年前陸續達到設計壽命期。為了盡早實現碳達峰目標，這部分機組應該逐步退役或轉為電（熱）保安電源，發揮能源安全穩定器作用。一些廠址位于發達地區或具有供氣條件區域城市周邊且承擔供熱任務的機組應優先考慮實行“煤改氣”，以保障能源安全穩定供應，實現碳減排目標。我國2000—2010年期間投運煤電機組約為4.1×108kW（2010年我國的煤電裝機容量為64 661×104kW）[11]，這些機組將于2040年前陸續達到設計壽命期，即在碳達峰后逐步退役。若按3 000 h計算，此部分煤電退役后年碳減排量約為17×108t，約占現有電力行業碳排放總量的40%，是碳減排的重點目標，也將有力地加快碳中和進程。這部分煤電退出后其電量空間可以主要由新能源發電彌補，其供熱能力和經改造后所具備的靈活性電源作用可以由氣電和其他供熱技術替代。2040年后預計我國剩余煤電裝機容量約為5.1×108kW，這部分機組大部分將成為電網保安電源，其發電利用小時數和發電量將大大降低，為新能源的發展提供更大的電量空間。

3.1.2 影響進程的其他因素

3.1.2.1 政府的態度和政策

政府的態度和政策是促進電力行業低碳轉型的重要推動力。自提出“30·60目標”后，除中央有關部門出臺《管理辦法》等制度外，各地政府也紛紛抓住“十四五”規劃的編制契機，因地制宜地提出響應措施，提出碳達峰規劃。例如《浙江省煤炭石油天然氣發展“十四五”規劃》（征求意見稿）中明確提出：“在保障全省煤炭石油天然氣安全平穩供應的基礎上，積極落實碳達峰行動。要持續提高天然氣利用水平，大幅增加氣電發電利用小時數”[12]。由于我國各地方經濟發展水平不同、能源結構存在差異，因此實現碳達峰目標的時間和路徑也存在一定差異。

3.1.2.2 經濟轉型和產業結構

經濟轉型的力度和產業結構調整快慢決定了電力行業低碳轉型的進程。我國電力消費結構中第二產業占據主導地位，2019年第二產業用電量占全社會用電量的68.4%。當前我國重化工業和高耗能產業仍然占據重要比重，這是我國經濟實現可持續發展的同時與實現“30·60目標”必須解決的核心矛盾。因此必須堅持節能優先方針，抑制不合理能源消費，推動能源消費革命，才能逐步實現低碳綠色生產，加快電力行業“30·60目標”的實現。

3.1.2.3 科技創新和技術進步

科技創新的投入和技術進步的速度是決定電力行業低碳轉型的重要物質基礎。從長遠來看，碳中和目標的實現有賴于CCUS技術的規模應用，但就實現碳達峰目標的時間而言，目前CCUS技術發展階段離大規模商業應用仍有較大距離，無論成本和技術成熟度均尚未取得實質性進展。因此希望通過采用CCUS技術來保持大規模煤電應用并提前實現碳達峰目標是不現實的，必須逐步降低煤電裝機容量和發電量。可以預期待CCUS技術成熟后，可能用于少量的氣電碳減排場景。儲能技術是平抑可再生能源波動性的最佳配套技術，其技術成熟度和可接受成本是新能源大規模發展的重要支撐。因此儲能技術的成熟發展將逐步降低電網對于其他靈活性電源的需求。

3.2 “30·60目標”背景下氣電產業發展路徑

為早日實現“30·60目標”，積極發展天然氣是我國建立清潔高效、綠色低碳、安全經濟能源體系的重要途徑和必然選擇。預計在碳達峰之前，我國天然氣消費量將穩步增加并將在2035年左右達峰。屆時年消費量預計在6 500×108m3[13]，此后天然氣消費量將在一定時期內保持相對穩定。2050年后天然氣消費量將逐步下降。

氣電是天然氣利用的主要方向之一，也是未來天然氣增量部分主要消費途徑，規模化發展氣電是天然氣產業成熟發展的關鍵因素[14-15]。與天然氣發展趨勢基本一致，在2035年前氣電裝機規模將持續穩步增加。2020年我國氣電裝機容量為9 802×104kW，同比增長8.6%，按此增速推算，預計2035年氣電裝機容量約為3.3×108kW，并保持相當一段時間的穩定期，預計到2050年氣電裝機容量將逐步下降。基于上述分析，表7匯總了氣電在“30·60目標”實現進程中氣電的作用和定位。

表7 “30·60目標”實現進程中氣電的作用和定位表

為實現氣電“30·60目標”實現進程中的作用和定位，充分發揮其協同減排效益，建議氣電產業在低碳背景下的發展路徑如圖3所示。

3.2.1 橫向融合發展

即氣電與煤電、風電、光伏、氫能等能源形式橫向融合，實現氣電產業協同發展[16-17]。

碳達峰前可以重點實施氣電與煤電融合，即在現有煤電廠同址擴建或改建氣電機組，可以在降低投資并節約土地等資源的基礎上，充分發揮煤電的經濟性和氣電的靈活性與低排放的優勢，建成兼具發電、供熱和調峰功能的綜合能源基地，實現企業效益、行業利益和社會福利的兼顧。此外，在新型產業園區和大中城市大型商業區，應積極發展天然氣分布式能源，實現氣、電、冷、熱一體化集成供應，統籌協調發展。

碳達峰前后，可以在新疆、青海、內蒙古等天然氣和風光資源富集區配套建設一批燃氣調峰電站，建立協同配合的氣—風互補或氣—光互補發電形態，以有效解決目前棄風棄光問題，提升可再生能源發電總出力水平和電網運行可靠性以及電源外送能力，實現氣電與可再生能源融合發展。此外，隨著氫能技術的不斷進步以及成本的逐漸下降，未來可以建立以氫能為核心的風—光—氫—氣耦合發電的新形式，進一步促進協同減排，加快“30·60目標”的實現。

3.2.2 天然氣產業縱向一體化，與氣電產業協同發展

這是基于我國目前氣電產業鏈上下游市場機制不完善，為降低因上游資源供應不確定性和下游市場波動性帶來的風險而采取的有效措施。天然氣產業上中下游相關各方應加強合作，協同發展[18]，共建良好產業生態圈，共同促進產業健康穩定。實施天然氣產業縱向一體化可以提升全產業鏈效率和競爭力，從而實現產業協調可持續發展，有助于實現上下游協同減排。

3.2.3 通過體制改革實現氣電產業可持續發展

氣電產業涉及的上下游兩個產業都處于市場化改革不斷推進的進程中，只有持續推動上游天然氣和下游電力市場改革，建立公平、開放、透明、有序的市場環境，完善氣電聯動和電力輔助服務市場化機制，氣電產業才能可持續發展。此外，碳交易市場的不斷成熟和壯大，也將為氣電產業發展提供有力的外部發展環境。

3.2.4 通過技術進步實現氣電產業創新發展

燃氣輪機是氣電產業的核心裝備，也是一個國家綜合科技和制造實力的體現。應加大該領域自主創新投入，積極推進燃氣輪機領域自主可控技術的突破[19-20]，進一步提升能效水平，既是實現氣電產業自主維修從而降低維護成本的前提，也是實現氣電產業可持續發展的必然要求。

4 結論

1）“30·60目標”的提出，為我國未來低碳轉型發展和建設美麗我國之路指明了目標和路徑。作為低碳清潔能源，天然氣應該在轉型發展中發揮更為重要的作用。

2）與煤電相比，氣電具有顯著的碳減排優勢，在碳達峰前后有序發展燃氣熱電聯產具有良好的直接減排效果。作為靈活性電源，氣電對于可再生能源的發展具有良好的保障促進作用，積極發展氣電調峰電站具有良好的協同減排效果。在我國低碳轉型進程中，氣電具有直接減排和間接減排雙重效應，在碳中和前適度提高天然氣和氣電的比重，可以有效發揮其協同減排作用，產生協同減排效益，從而優化能源資源配置，爭取社會福利最大化。

3）為實現氣電在“30·60目標”實現進程中的作用和定位，應實施橫向融合發展和縱向一體化協同發展，同時還需加快體制改革和技術進步，以實現氣電產業可持續發展和創新發展。