碳排放目標背景下我國天然氣發電發展路徑分析

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 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對氣候變化的戰略決心和目標，最為核心的是實現2030年碳達峰、2060年碳中和目標(以下簡稱“雙碳”目標)。2021年，中央財經委第九次會議明確指出，“十四五”是碳達峰的關鍵期、窗口期，要構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，構建以新能源為主體的新型電力系統。

統籌推進“四個革命，一個合作”能源安全戰略和“雙碳”目標是我國能源電力發展中必須牢牢把握的2個方面。天然氣發電(以下簡稱“氣電”)是我國火力發電的組成部分，也是電力轉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展，但受天然氣生產、存儲、輸配和相關產業政策、關鍵技術等因素制約，相對來說規模較小、發展偏慢，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外氣電發展進程、氣電特點及我國相關上下游產業發展現狀，提出我國氣電發展、行業政策等方面的建議，以期為我國氣電產業發展提供有益參考，助力我國能源電力轉型升級和減污降碳目標如期實現。

1 氣電的特點及減污降碳優勢

1.1 氣電在污染排放控降方面相對優勢明顯

在今后一個時期內，火電仍然發揮著兜底保障的作用。在化石能源轉換利用中，相較于燃煤發電，天然氣發電具有污染物排放簡單、綜合效率高等優勢，環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，占地面積是煤電的1/3～1/2；耗水率是煤電的1/3；氣電的能源轉換效率高，現階段F級燃機聯合循環凈效率超過55%，H級燃機則達到60%以上，熱電聯產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。大型氣電項目建設成本具有一定優勢，燃氣發電廠建設周期短，對老舊煤電機組替換時，原有電廠的大多數設備都能得到利用，不需要占用新的廠址，從而降低建設成本，各種電站形式投資成本與利用率比較如表1[9]所示。目前，國內新投的H級燃機發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

為適應以新能源為主體的新型電力系統的安全運行需要，系統靈活性提升和儲能能力建設日趨急迫，氣電在以下方面具有一定優勢：1）大型燃氣輪機功率大，調節寬度大；2）經過很少的改造即能實現黑啟動功能；3）啟停速度快，負荷響應速度快，調峰調頻能力強，啟停方面有明顯優勢，啟停過程能源損失小。常規的煤電機組啟動時間較長，一般冷態啟動到滿負荷需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損失，而氣電啟動過程較快，一般冷態啟動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 全球氣電發展概況

2.1 典型國家氣電發展歷程

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

2.1.1 美國氣電發展歷程

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

圖2 美國2019年和2020年發電結構Fig.2 Structure of electricity of US from 2019 to 2020

2.1.2 英國氣電發展歷程

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

2.1.3 日本氣電發展歷程

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

2.1.4 俄羅斯氣電發展歷程

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

2.2 歐洲的脫碳努力和電力結構調整

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%。電力和熱力行業排放量年均下降4%，相比之下，各類工業和航空業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

歐洲的電力結構近年來急劇演變，可再生能源發電比例逐步提高，碳價和各國有效的退煤措施進一步降低了煤炭發電量，碳排放量和排放強度逐年下降。2020年，總發電量為3 871.3 TW·h，其中煤炭發電占比14.84%，低于2000年的30%，相比之下，可再生能源發電占比從2000年的15%發展到2020年的23.79%，天然氣發電占比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國的發電結構以及碳排放強度Fig.4 28 european union countries power generation structure and carbon emission intensity since 2000

3 我國氣電發展現狀

3.1 氣源及消費結構

國產氣、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%。由于國內消費量增速明顯高于產量增速，未來進口氣比例必將呈持續快速增長態勢，我國天然氣供需呈現消費總量不大，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、工業燃料、發電和化工等部分組成，其中，工業用氣占比最大，約為39.5%，發電用氣占比約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電。根據《BP世界能源展望2020》預測[11]，我國2050年天然氣消費量較2018年將有大幅度增加，預計有65%～100%的增長。

3.2 “十三五”期間我國氣電發展回顧

《電力發展“十三五”規劃(2016—2020年)》(簡稱《規劃》)以綠色發展為主線，涵蓋了供應能力、電源結構、電網發展、綜合調節能力、節能減排、民生用電保障6個目標，涉及電源發展、系統調峰、電網發展、電力消費、科技創新、國際合作、體制改革7個領域的18項任務。

根據中電聯、電規總院發布的報告，截至2020年10月底，全國發電總裝機容量為21億kW，超額完成《規劃》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”期間氣電發展趨勢

據有關信息，“十四五”期間將是我國氣電發展的戰略“窗口期”，預計到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。結合我國氣電發展現狀和重要意義，預計“十四五”期間氣電發展將會呈現以下主要趨勢：

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、廣東等東部經濟較為發達的區域，年發電集中在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。但為實現碳中和目標及綠色發展，且隨著部分地區老舊燃煤機組退役，在燃氣管網能及的范圍內，部分燃煤機組將有可能改建為燃氣供熱或調峰機組。

2）從技術更新來看，新增的燃機項目將會出現大型化和小型化相結合的特征。目前，國內已有增城、軍糧城等H級燃機陸續服役，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電成本，提高發電收益。此外，由于采用了新型燃燒技術，機組的污染物排放水平也有所降低。與此同時，國內在燃機研發及運維方面的水平逐漸提高，核心部件的生產制造也有所突破，以上因素一定程度上會促進國內氣電的發展。

3）從環保角度來看，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、全氫燃燒等技術將得到快速發展，新增燃機項目與制氫、儲氫等技術相結合也逐漸成為可能。

4）從裝機容量看，根據全球能源互聯網發展合作組織的《中國“十四五”電力發展規劃研究》[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、太陽能發電和生物質能發電在2020—2025年的增量都將超過2019年的存量規模，如表3和圖5所示。

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

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

4 我國氣電發展面臨的問題

4.1 天然氣供應能力不足

1）天然氣增產乏力。我國天然需求增長與國內產量增長的不匹配是制約我國氣電發展的主要瓶頸之一。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模持續擴大，天然氣表觀消費量為3 064億m3，2020年為3 300億m3，在一次能源消費結構中占比達8.1%，同比上升0.3個百分點，未達到“十三五”規劃10%的目標。2019年國內天然氣產量為1 736億m3，與“十三五”規劃的2020年國內天然氣目標產量2 070億m3存在缺口，與國務院2018年9月發布的《關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》中提到的2020年目標產量達到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）管網建設滯后。目前，我國管網體系的建設呈多元化主體、多層次結構等特征，管網格局條塊分割、結構復雜，不利于管網系統高效運行、油氣資源配置效率的提高及油氣安全穩定。主要表現為：一是不利于管道互聯互通工程的實施，不同企業間天然氣儲運設施隔斷，制約了國內供氣、調氣的靈活性和協調性；二是不利于天然氣資源跨省、跨區域調配[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，將管道作為基礎設施獨立運行，并通過管容交易平臺向托運商提供無歧視的代輸服務。2017年國務院印發實施的《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》在2020年取得了實質性進展，中石油、中石化分別持有國家管網集團股權達29.9%、14%，我國天然氣主干管網將正式由國家管網集團統一管理。目前我國天然氣消費市場開發還處于初期階段，天然氣利用政策也優先保障城鎮燃氣，以致天然氣發電在很大程度上受制于保證民生用氣的政策環境。尤其是在冬季等重點時段實行“壓非保民”政策，發電用天然氣供應仍然較為緊張。上游產業鏈發展與終端消費市場開發之間存在不協調和脫節現象，供應能力與終端市場消費失衡。

3）儲氣調峰能力不足。儲氣能力是保障天然氣上中下游產業鏈協調聯接的關鍵環節。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：季節性氣溫變化、生活方式差異、企業生產安排、停工維護檢修以及突發事故工況等。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穩定和供應安全等矛盾，建立完善的天然氣調峰儲備體系是各國應對天然氣需求波動、增強能源安全供應的重要手段，也是天然氣市場維持健康發展的必要前提。

歐美發達國家在天然氣市場發展過程中也曾遇到與中國類似的問題，經過多年的經營和不斷完善，現已形成了較為成熟的調峰儲備體系和健全的管理運營機制，這些對我國調峰儲備體系建設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，地下調峰儲氣庫容也保障了其天然氣的高產、穩產，不因下游市場調峰而限產[14]。目前我國已建成的儲氣庫數量少，單個規模普遍偏小，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節能力和生產連續性。

4.2 燃機核心技術依賴國外

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、高效燃機的核心關鍵部件的研制技術，工業燃機幾乎完全依賴于美、德、日等國制造商，燃機設備故障頻繁，維修周期和維修費用不可控，在運燃機的維護技術依賴于制造廠家，使得燃機企業在售后服務合作中處于被動地位，在技術升級改造上缺乏話語權。國外設備制造商在燃機檢修服務中處于壟斷地位，燃氣發電企業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的升級。根據燃機的等級不同，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

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

5 結論

1）在我國加快能源電力轉型升級進程中，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型之路的條件，但仍可從中得到啟發和借鑒其有益經驗，發揮氣電在電力電量平衡、靈活快捷、調峰調頻、相對清潔低碳等優勢，在適量保有的火電裝機中優化結構，穩妥推進“以氣替煤”，協調推進能源安全和綠色轉型。

2）天然氣產業與電力產業有相似之處，必須貫通產、輸、儲、耗等上中下游產業鏈等各環節，打破市場準入限制，推動形成良性循環，促進相關產業健康有序發展，改善化石能源結構，提升我國能源安全保障能力。

3）“雙碳”目標務期必成，結構調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構調整的同時，也要大力實施存量資產的減污降碳。要充分發揮我國的制度優勢，切實推進能源革命，從國家戰略的高度統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能減排水平。具體到氣電發展層面，在充分考慮氣電在節能減排和調峰作用的基礎上，應盡快理清并完善氣電定價機制，在核心技術研發及應用方面，一是學習國外燃機維修市場經驗，逐步擴大本土第三方維修燃氣輪機的份額，聯合本土風險投資，同時積極推進國內相關企業與科研院所的合作，打通燃氣熱部件維修瓶頸，形成自主化設計、生產、檢測及評估能力，從而最終降低檢修成本和檢修風險。