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

　　摘要： “十四五”是我國(guó)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(guó)碳排放2030年達(dá)峰，2060年實(shí)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(duì)煤炭發(fā)電的突出優(yōu)勢(shì)，闡述了目前天然氣發(fā)電面臨的主要問(wèn)題，提出了天然氣發(fā)電在未來(lái)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(guó)天然氣發(fā)電及未來(lái)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(dá)峰、2060年碳中和的背景下，中國(guó)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(jìn)一步調(diào)整并向清潔化發(fā)展。根據(jù)測(cè)算，我國(guó)要實(shí)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(dòng)化率不能低于80%[1]。碳中和是遠(yuǎn)期最終目標(biāo)，但是通過(guò)可靠、有效的減排手段實(shí)現(xiàn)碳排放總量快速達(dá)峰甚至下降、減輕未來(lái)實(shí)現(xiàn)碳中和帶來(lái)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(lái)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(dá)國(guó)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(fèi)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(qiáng)度，使碳排放總量得到控制，甚至大幅下降。

　　對(duì)比發(fā)達(dá)國(guó)家天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑來(lái)看，天然氣市場(chǎng)進(jìn)入成熟期后消費(fèi)增長(zhǎng)動(dòng)力主要來(lái)自于發(fā)電。要實(shí)現(xiàn)2030年天然氣占一次能源消費(fèi)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(duì)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(guó)天然氣表觀消費(fèi)量3067億m3，在一次能源消費(fèi)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(xiàng)指標(biāo)與美國(guó)、英國(guó)、日本等發(fā)達(dá)國(guó)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(shì)，分析了燃?xì)獍l(fā)電目前面臨的問(wèn)題，提出了天然氣發(fā)電在未來(lái)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(guó)際經(jīng)驗(yàn)看，今后十年間，中國(guó)在推動(dòng)可再生能源發(fā)電的同時(shí)，天然氣發(fā)電占比仍存在上升空間。從德國(guó)和美國(guó)能源發(fā)展的去碳化經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，兩國(guó)在降低一次能源中煤炭消費(fèi)比例、提升可再生能源占比的同時(shí)，天然氣用量仍有所上升。德國(guó)在1995年以前一次能源消費(fèi)中煤的占比較高，1985年曾達(dá)到41.32%，之后煤的使用量和在一次能源消費(fèi)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(guó)一次能源消費(fèi)中天然氣占比約23.4%，超過(guò)煤炭。2019年，德國(guó)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(jì)劃，到2030年，德國(guó)可再生能源發(fā)電比例需達(dá)到65%，天然氣發(fā)電裝機(jī)占比約18%，碳排放量較1990年需減少55%。美國(guó)一次能源消費(fèi)占比中，石油、天然氣和煤炭占絕對(duì)主導(dǎo)地位，較長(zhǎng)一段時(shí)間維持在80%以上。2019年，美國(guó)可再生能源消費(fèi)占比達(dá)11.5%，130多年來(lái)首次超過(guò)煤炭。與此同時(shí)，天然氣消費(fèi)量再創(chuàng)新高，占比約32%，增量主要來(lái)自燃?xì)獍l(fā)電。與德、美相比，2019年中國(guó)一次能源中，煤炭占比最高達(dá)57.7%，天然氣占比僅8.3%。按照國(guó)際經(jīng)驗(yàn)，可再生能源的快速發(fā)展中，天然氣作為重要的過(guò)渡能源，也將進(jìn)一步發(fā)揮重要作用，而電力需求將是天然氣消費(fèi)增長(zhǎng)的重要來(lái)源。

　　截至2019年底，全國(guó)全口徑發(fā)電裝機(jī)容量201006萬(wàn)kW，其中氣電9024萬(wàn)kW，占比約4.5%[5]；2019年我國(guó)天然氣表觀消費(fèi)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(guó)、英國(guó)、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(fèi)結(jié)構(gòu)中占比分別為36%、31%及69%[3]。

　　2019年我國(guó)繼續(xù)保持世界第一大可再生能源消費(fèi)國(guó)和生產(chǎn)國(guó)的地位，可再生能源消費(fèi)總量相當(dāng)于美國(guó)（全球第2）的2.2倍、巴西（全球第3）的3.2倍。2019年我國(guó)消費(fèi)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(guó)當(dāng)年CO2排放總量的16.5%[3]。雖然我國(guó)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(guó)棄風(fēng)和棄光電量分別高達(dá)169億kW?h和46億kW?h，相當(dāng)于450萬(wàn)kW煤電廠一年的發(fā)電量，對(duì)應(yīng)約50億元燃煤成本和600萬(wàn)t CO2排放[6-7]?？傮w來(lái)看，中國(guó)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(guó)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(jī)比重超過(guò)70%，靈活調(diào)節(jié)電源占比不足4%。而國(guó)外主要可再生能源比例較高的國(guó)家靈活電源比重相對(duì)較高，西班牙、德國(guó)、美國(guó)（可再生能源在一次能源消費(fèi)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(jī)比例分別達(dá)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(lái)越高，可再生能源發(fā)電波動(dòng)性、間歇性等弊端也將成倍擴(kuò)大影響，這將對(duì)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來(lái)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(shí)變化的，且變化快慢不同，需要不同響應(yīng)速度的電源進(jìn)行補(bǔ)充。天然氣發(fā)電具有運(yùn)行靈活、啟停時(shí)間短、爬坡速率快、調(diào)節(jié)性能出色等優(yōu)勢(shì)，相對(duì)于燃煤發(fā)電、抽水蓄能、電池儲(chǔ)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(guó)家未來(lái)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(jìn)入完全可再生能源，這是世界能源轉(zhuǎn)型和發(fā)展的趨勢(shì)。我們理應(yīng)順應(yīng)這一趨勢(shì)并盡可能縮短這個(gè)過(guò)程，但應(yīng)尊重這一過(guò)程的客觀規(guī)律，不應(yīng)試圖從高碳能源跨過(guò)低碳能源而一步到位進(jìn)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(shì)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(gè)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(guó)家經(jīng)過(guò)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(guó)大氣質(zhì)量做出了不可否認(rèn)的貢獻(xiàn)，但應(yīng)清晰地認(rèn)識(shí)到經(jīng)過(guò)“超低排放”改造的燃煤電廠除了NOx排放勉強(qiáng)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(duì)比

　　2011年，我國(guó)環(huán)境保護(hù)部（現(xiàn)生態(tài)環(huán)境部）與國(guó)家質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)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(kāi)始實(shí)施。標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)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(guó)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(guó)新建燃煤電廠將按照重點(diǎn)地區(qū)和非重點(diǎn)地區(qū)開(kāi)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(diǎn)控制區(qū)新建的燃煤機(jī)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(diǎn)控制區(qū)市域范圍內(nèi)所有火電燃煤機(jī)組均執(zhí)行特別排放限值要求（表1）。

　　表1 國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)及部分地方標(biāo)準(zhǔn)對(duì)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(duì)電廠污染物控制設(shè)施進(jìn)行升級(jí)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(dá)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(guò)“超低排放”改造后，僅是要達(dá)到或者低于國(guó)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(shí)際排放值。GB13223-2011首次增加了燃?xì)廨啓C(jī)組大氣污染物排放濃度限值，但是并未將燃?xì)廨啓C(jī)單獨(dú)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(jī)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(jì)發(fā)達(dá)的省市，如北京、天津、深圳陸續(xù)出臺(tái)了地方標(biāo)準(zhǔn)或者政府規(guī)定對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)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(guó)家要求的50mg/m3進(jìn)一步嚴(yán)格為15～35mg/m3；天津、深圳并未對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)的煙塵及SO2排放做出更嚴(yán)格的規(guī)定，其原因是實(shí)際運(yùn)行中，在不采取任何后處理措施的情況下，燃?xì)廨啓C(jī)的這2種污染物排放濃度均極低，規(guī)范無(wú)需再作要求。

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

　　國(guó)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?；鹆Πl(fā)電機(jī)組運(yùn)行時(shí)，實(shí)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(shí)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(shí)際運(yùn)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(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)及文獻(xiàn)調(diào)研的方式對(duì)全國(guó)99臺(tái)超低排放燃煤機(jī)組以及江蘇省17臺(tái)燃?xì)鈾C(jī)組（未安裝脫硝裝置）進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，結(jié)果顯示：實(shí)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(wú)明顯差距，但燃?xì)鈾C(jī)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(jìn)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(gè)數(shù)量級(jí)；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(jī)組的2.20mg/m3（E級(jí)）和0.84 mg/m3（F級(jí)）；平均煙塵排放濃度方面，燃煤機(jī)組是燃?xì)鈾C(jī)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(guó)超低排放燃煤發(fā)電的煙塵、SO2的實(shí)際排放濃度仍高于氣電。

　　有部分學(xué)者認(rèn)為，燃煤機(jī)組和燃?xì)鈾C(jī)組煙氣中的氧含量相差很大，將實(shí)際排放濃度折算到相同氧含量下的數(shù)值，燃?xì)鈾C(jī)組NOx排放濃度折算值會(huì)成倍增加，數(shù)值將高于超低排放燃煤機(jī)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(jī)組中的燃燒特性決定了其空氣過(guò)量系數(shù)及煙氣中的氧含量，強(qiáng)行將排放濃度按照統(tǒng)一的氧含量進(jìn)行折算對(duì)比并無(wú)實(shí)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(jìn)行比較。因?yàn)闊o(wú)論是煤電還是氣電，其最終產(chǎn)品都是電能。因此，應(yīng)對(duì)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(wú)實(shí)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(lái)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(shí)，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(shí)際折合對(duì)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(diǎn)。

　　圖1 超低排放燃煤發(fā)電與燃?xì)獍l(fā)電污染物實(shí)際排放水平對(duì)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(méi)有對(duì)這些進(jìn)行統(tǒng)一衡量與測(cè)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(huì)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(wèn)題。

　　因此，無(wú)論從常規(guī)大氣污染物排放還是固體廢物排放來(lái)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(jì)》數(shù)據(jù)，2019年我國(guó)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(guó)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(guó)電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告》，2019年全國(guó)電力行業(yè)CO2平均排放強(qiáng)度約為577g/kW?h，而燃煤電廠碳排放強(qiáng)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(guó)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(guò)“以氣代煤”實(shí)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(zhǎng)了近15%[3]。在由高碳能源向零碳能源轉(zhuǎn)變的較長(zhǎng)時(shí)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(jì)算了典型燃煤發(fā)電與燃?xì)獍l(fā)電CO2排放強(qiáng)度，結(jié)果表明：在CO2排放強(qiáng)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(qiáng)度僅為煤電的50%左右，看見(jiàn)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(guó)全口徑發(fā)電裝機(jī)容量201006萬(wàn)kW，其中煤電104063萬(wàn)kW，氣電9024萬(wàn)kW；全國(guó)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(jī)結(jié)構(gòu)平均水平，天然氣發(fā)電約占總裝機(jī)容量及總發(fā)電量的30%計(jì)算，中國(guó)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(jiàn)未來(lái)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(guó)CO2排放總量的增長(zhǎng)，如果大規(guī)模替代甚至可實(shí)現(xiàn)CO2排放總量的下降，這將極大有助于我國(guó)實(shí)現(xiàn)2030年左右CO2排放達(dá)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(chǔ)（CCUS）技術(shù)相結(jié)合。未來(lái)，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(lái)40年，煤電裝機(jī)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(jī)不能作為主力機(jī)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(jī)比重至少達(dá)到80%以上，方可實(shí)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(shí)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(dá)到總裝機(jī)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(lái)。雖然煤電機(jī)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(jī)組靈活性改造后的長(zhǎng)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(guò)程中出現(xiàn)非正常停機(jī)并造成損失事件時(shí)有發(fā)生。從長(zhǎng)遠(yuǎn)看，煤電裝機(jī)規(guī)模勢(shì)必要進(jìn)行合理控制，同時(shí)著重發(fā)展氣電、儲(chǔ)能等多種靈活性資源，同時(shí)完善電力市場(chǎng)機(jī)制，完善公平的靈活性補(bǔ)償機(jī)制，才能激勵(lì)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(qiáng)的特點(diǎn)，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(dòng)時(shí)間對(duì)比，燃?xì)怆姀S冷啟動(dòng)時(shí)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(dòng)時(shí)間也僅為70~90min。因此天然氣電廠能更好地滿足電網(wǎng)對(duì)電源的啟停調(diào)度需求。

　　圖2 煤電與氣電冷啟動(dòng)時(shí)間對(duì)比（數(shù)據(jù)來(lái)源于參考文獻(xiàn)13）

　　圖3為5分鐘內(nèi)每1000MW煤電與氣電最大負(fù)荷變化對(duì)比[13]，可見(jiàn)氣電相比煤電更能適應(yīng)電網(wǎng)短時(shí)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(duì)比（數(shù)據(jù)來(lái)源于參考文獻(xiàn)13）

　　電網(wǎng)調(diào)峰時(shí)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(shí)現(xiàn)分鐘級(jí)的響應(yīng)，又能實(shí)現(xiàn)較低的成本，無(wú)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(shí)變化大對(duì)電網(wǎng)產(chǎn)生的沖擊，保障電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

　　圖4 調(diào)峰電源成本及響應(yīng)時(shí)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(shì)

　　天然氣發(fā)電除了具備常規(guī)污染物排放低的優(yōu)點(diǎn)外，在占地、投資、節(jié)水方面也具有較大優(yōu)勢(shì)。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(xiàng)指標(biāo)的對(duì)比。

　　根據(jù)《電力工程項(xiàng)目建設(shè)用地指標(biāo)》規(guī)范，采用直流供水、燃煤水路運(yùn)輸、碼頭接卸轉(zhuǎn)皮帶運(yùn)輸進(jìn)廠的2×1000MW燃煤電廠用地基本指標(biāo)為31.83 hm²，單位裝機(jī)容量用地159m2/MW；采用直流供水，4套F級(jí)一拖一總裝機(jī)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(jī)容量用地72m2/MW[14]?？梢?jiàn)，同等裝機(jī)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(fèi)用。

　　根據(jù)《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)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(jià)為3345元，新建400MW等級(jí)9F純凝燃?xì)怆姀S單位kW造價(jià)為2110元[15]，燃?xì)怆姀S單位造價(jià)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(jī)組單位產(chǎn)品能源消耗限額(GB21258-2017)》，1000MW級(jí)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(guó)6000kW及以上火電廠供電煤耗306.4g/ kW?h[3]，國(guó)內(nèi)燃?xì)怆姀S實(shí)際供電煤耗多為220~230gce/ kW?h?？梢?jiàn)，燃?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(jī)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(jī)組0.025~0.10m3/(s•G) [17]。國(guó)內(nèi)實(shí)際運(yùn)行的燃?xì)怆姀S，與燃煤電廠類似，冷卻方式會(huì)對(duì)水耗率指標(biāo)產(chǎn)生很大影響，循環(huán)供水機(jī)組水耗率不超過(guò)0.35m3/(s•G)，直流供水機(jī)組水耗率不超過(guò)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(wèn)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(wèn)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(wèn)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(duì)天然氣發(fā)電有所提及，但目前尚未出臺(tái)專門(mén)針對(duì)天然氣發(fā)電的政策文件。對(duì)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(shí)有波動(dòng)。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(jià)的因素考慮，對(duì)天然氣發(fā)電的支持力度近年實(shí)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(jià)，壓縮計(jì)劃發(fā)電小時(shí)數(shù)，增加競(jìng)價(jià)上網(wǎng)發(fā)電小時(shí)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(duì)較高

　　目前我國(guó)各地燃?xì)獍l(fā)電燃料氣價(jià)格約為2.2~2.7元/m3，按每度電氣耗0.2 m3計(jì)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(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力不足的重要原因。

　　以廣東地區(qū)典型天然氣9F機(jī)組（利用小時(shí)3000h）和600MW燃煤機(jī)組（利用小時(shí)4000h）電價(jià)對(duì)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(dòng)力煤價(jià)格約為600元/t（折合標(biāo)煤價(jià)約為840元/t，按熱值計(jì)價(jià)約28.66元/GJ），電廠天然氣供應(yīng)價(jià)格約為2.6元/Nm3（按熱值計(jì)價(jià)約79.49元/GJ），兩者燃料價(jià)格比接近1:3，2種燃料的價(jià)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(jī)組與燃煤機(jī)組發(fā)電成本對(duì)比表（數(shù)據(jù)來(lái)源于參考文獻(xiàn)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(jì)價(jià)值尚未體現(xiàn)

　　首先，燃?xì)獍l(fā)電的環(huán)境價(jià)值未得到充分體現(xiàn)。2011年起，國(guó)內(nèi)開(kāi)始碳交易市場(chǎng)的試點(diǎn)探索，北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東和深圳等7省市開(kāi)始首批試點(diǎn)，后進(jìn)一步推廣，四川、福建和新疆也先后建立了碳交易市場(chǎng)。但2013年以來(lái)，我國(guó)碳交易市場(chǎng)累計(jì)成交量?jī)H2.2億t，總交易額約51.5億元人民幣，對(duì)比目前中國(guó)每年超100億t的碳排放總量，整體成交量較低，市場(chǎng)不夠活躍。與此對(duì)應(yīng)，天然氣發(fā)電CO2減排的價(jià)值也未在經(jīng)濟(jì)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(qiáng)度411g計(jì)算，同樣發(fā)電量下，煤電度電煤耗300g/ kW?h、碳排放強(qiáng)度以798g/ kW?h計(jì)，煤電比天然氣發(fā)電多排放CO2約20萬(wàn)t。若參考?xì)W洲20~30歐元/t的碳價(jià)，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(jià)值標(biāo)準(zhǔn)對(duì)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(jìn)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(guó)燃?xì)獍l(fā)電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的差距基本相當(dāng)。說(shuō)明如果燃?xì)獍l(fā)電的環(huán)境價(jià)值得以充分體現(xiàn)，其完全可以與燃煤發(fā)電直接競(jìng)爭(zhēng)。

　　其次，有利于天然氣發(fā)電的市場(chǎng)化價(jià)格機(jī)制尚未建立。全球范圍內(nèi)，日本、歐洲等高比例進(jìn)口天然氣的國(guó)家或地區(qū)，通過(guò)價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)保障氣電的發(fā)展和相對(duì)煤電的競(jìng)爭(zhēng)力。如日本的氣電價(jià)格每月隨LNG價(jià)格波動(dòng)調(diào)整，其產(chǎn)業(yè)省參照調(diào)價(jià)機(jī)制對(duì)電力公司調(diào)價(jià)申報(bào)實(shí)施審核，使得氣電成本可通過(guò)電價(jià)疏導(dǎo)。德國(guó)電力交易系統(tǒng)中的短期電力交易價(jià)格可以反映短期電力供需關(guān)系，在早、晚高峰時(shí)段價(jià)格較高，高于靈活的燃?xì)怆姀S的邊際成本，燃?xì)怆姀S運(yùn)營(yíng)商可以在短期市場(chǎng)上獲取收益，從而提升了對(duì)靈活性電源投資的積極性。

　　另外，電力輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制也尚未完全建立。國(guó)內(nèi)各大電力市場(chǎng)改革試點(diǎn)中，已經(jīng)在嘗試建立市場(chǎng)化的輔助服務(wù)機(jī)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(jià)格機(jī)制，實(shí)踐探索非常有限，天然氣發(fā)電在調(diào)峰方面的經(jīng)濟(jì)價(jià)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(shí)現(xiàn)自主化

　　盡管我國(guó)現(xiàn)已具備功率5萬(wàn)kW以下輕型燃?xì)廨啓C(jī)的自主化技術(shù)能力，但5萬(wàn)kW以上的重型燃機(jī)仍基本依賴進(jìn)口，重型燃機(jī)技術(shù)基本被美國(guó)GE、日本三菱、德國(guó)西門(mén)子等廠家壟斷，燃?xì)廨啓C(jī)及其關(guān)鍵零部件價(jià)格居高不下。盡管國(guó)家非常重視燃?xì)廨啓C(jī)的國(guó)產(chǎn)化，國(guó)內(nèi)相關(guān)單位也開(kāi)展了燃?xì)廨啓C(jī)相關(guān)研發(fā)，目前國(guó)內(nèi)燃?xì)廨啓C(jī)零部件從數(shù)量上看雖然國(guó)產(chǎn)化率較高，但國(guó)內(nèi)廠商仍未掌握F級(jí)、E級(jí)燃?xì)廨啓C(jī)的控制及熱端部件的制造及維修技術(shù)，仍需依賴進(jìn)口。因此，雖然目前國(guó)內(nèi)有些報(bào)道中稱燃機(jī)國(guó)產(chǎn)化率超過(guò)70%，但是國(guó)產(chǎn)化部分的價(jià)值遠(yuǎn)低于整機(jī)價(jià)值的70%，設(shè)備的購(gòu)置與維護(hù)成本仍然高企。且與外方合作過(guò)程中，外方通過(guò)合作協(xié)議的約定，限制了重型燃?xì)廨啓C(jī)制造企業(yè)的技術(shù)改進(jìn)和品牌創(chuàng)造。突破技術(shù)瓶頸、實(shí)現(xiàn)燃?xì)廨啓C(jī)自主化依然任重道遠(yuǎn)，燃?xì)獍l(fā)電的價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力仍有待核心技術(shù)的進(jìn)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(guó)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(shì)、氣源供應(yīng)充足、體制機(jī)制不斷優(yōu)化等多重物質(zhì)基礎(chǔ)保障下，仍需要進(jìn)一步解決天然氣發(fā)電發(fā)展的制約因素，才能抓住契機(jī)發(fā)展天然氣發(fā)電，最終助力實(shí)現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整和碳中和目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。

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

　　天然氣發(fā)電清潔、高效、穩(wěn)定、啟?？焖佟⒆冐?fù)荷能力強(qiáng)的特點(diǎn)完全契合大規(guī)?？稍偕茉唇尤肭闆r下電網(wǎng)對(duì)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(shì)成為可再生能源發(fā)電的成長(zhǎng)伴侶，中短期內(nèi)可再生能源裝機(jī)規(guī)模的快速增長(zhǎng)為天然氣發(fā)電創(chuàng)造了增長(zhǎng)空間，隨著適應(yīng)大規(guī)?？稍偕茉吹膬?chǔ)能技術(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(gè)較低水平，完成天然氣發(fā)電在能源轉(zhuǎn)型過(guò)程中的角色及使命。

　　碳中和背景下，2025年新能源實(shí)現(xiàn)全面平價(jià)，靈活性電力調(diào)峰資源開(kāi)始廣泛部署；2035年煤電占比大幅度降低，并開(kāi)始部署碳捕集及封存（CCS）裝置，風(fēng)電和光伏獲得長(zhǎng)足發(fā)展，清潔能源電源裝機(jī)比例超過(guò)60%，此時(shí)氣電裝機(jī)容量達(dá)2.1億kW，占比約5%，電化學(xué)等新型儲(chǔ)能設(shè)備在電力系統(tǒng)開(kāi)始全面部署。2060年風(fēng)電和光伏占比達(dá)86%，成為電源主體，氣電占比僅為1%，約9000萬(wàn)kW，裝機(jī)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(dòng)結(jié)合，提高整體競(jìng)爭(zhēng)力

　　天然氣的充足供應(yīng)和國(guó)內(nèi)天然氣市場(chǎng)的改革優(yōu)化是天然氣發(fā)電在未來(lái)一段時(shí)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(duì)天然氣的需求，也將在我國(guó)天然氣市場(chǎng)的發(fā)展中進(jìn)一步起到均衡器的作用，兩者互動(dòng)結(jié)合將有助于提高整體競(jìng)爭(zhēng)力。

　　根據(jù)國(guó)際權(quán)威咨詢機(jī)構(gòu)預(yù)測(cè)，2020年全球天然氣需求穩(wěn)步增長(zhǎng)至4.08萬(wàn)億m3，年增速維持在2.5%；天然氣產(chǎn)量4.23萬(wàn)億m3，增速3%，供大于求將長(zhǎng)期存在，天然氣價(jià)格有望保持低位運(yùn)行，該趨勢(shì)將至少保持接近10年。預(yù)計(jì)2030年我國(guó)國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)量將達(dá)到2100億m3，2050年可達(dá)3300億~4100億m3，國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)量可長(zhǎng)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(jìn)口以及海上LNG進(jìn)口，充足的天然氣資源供應(yīng)為我國(guó)天然氣發(fā)電的發(fā)展提供了堅(jiān)實(shí)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(wú)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(lái)零碳能源最合適的紐帶。

　　我國(guó)正在進(jìn)行的電力體制改革和天然氣市場(chǎng)改革為天然氣發(fā)電發(fā)展提供了優(yōu)越的“制度平臺(tái)基礎(chǔ)”。隨著國(guó)家管網(wǎng)公司成立后，“X+1+X”市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)格局的形成，憑借優(yōu)良的調(diào)峰優(yōu)勢(shì)，天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)將形成穩(wěn)定的天然氣消費(fèi)終端。

　　國(guó)際天然氣市場(chǎng)整體寬松環(huán)境為獲取有競(jìng)爭(zhēng)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(jì)，2025—2035年全球天然氣供需兩旺，整體呈現(xiàn)寬松態(tài)勢(shì)[20]。從國(guó)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(guó)內(nèi)氣源呈現(xiàn)更加多元化的趨勢(shì)，將更好地保障天然氣供應(yīng)。國(guó)際、國(guó)內(nèi)供應(yīng)寬松的市場(chǎng)環(huán)境，促進(jìn)了天然氣價(jià)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(guó)天然氣消費(fèi)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(guò)對(duì)燃?xì)怆姀S的合理調(diào)度減小氣網(wǎng)用氣峰谷差，對(duì)天然氣產(chǎn)業(yè)鏈也具有重要調(diào)峰作用。

　　4.3 進(jìn)一步形成價(jià)值可完全體現(xiàn)的電力市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制

　　根據(jù)《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)指標(biāo)》中限額設(shè)計(jì)控制指標(biāo)[15]，將2×1000MW國(guó)產(chǎn)超超臨界新建燃煤電廠和400MW等級(jí)新建一拖一純凝燃?xì)怆姀S進(jìn)行對(duì)比，燃煤發(fā)電利用小時(shí)按照5000h計(jì)，燃?xì)獍l(fā)電按照3500h計(jì)，如要做到燃煤發(fā)電和燃?xì)獍l(fā)電價(jià)格相當(dāng)，則對(duì)應(yīng)的標(biāo)煤價(jià)和氣價(jià)如表3所示。

　　表3 燃煤發(fā)電與燃?xì)獍l(fā)電相同電價(jià)下的燃料價(jià)格對(duì)比

　　除了提高燃料價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力外，輔以合理的價(jià)格機(jī)制才能建立起良好的產(chǎn)業(yè)發(fā)展環(huán)境。一是我國(guó)多個(gè)碳交易試點(diǎn)已運(yùn)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(kuò)大至全國(guó)；歐洲碳交易市場(chǎng)是目前世界上規(guī)模最大碳交易市場(chǎng)，2018年以來(lái)，歐洲碳交易價(jià)格顯著回升，保持在約20歐元/t；未來(lái)全國(guó)甚至全球碳交易市場(chǎng)的建立將會(huì)增強(qiáng)天然氣發(fā)電的價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力；二是通過(guò)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)化機(jī)制的建立和完善，進(jìn)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(jìn)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，促進(jìn)可再生能源消納。以走在電力市場(chǎng)改革前列的廣東省為例，其調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)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(duì)比[18]。因此燃?xì)獍l(fā)電可通過(guò)控制成本獲取更多的集中競(jìng)爭(zhēng)電量，與此同時(shí)依靠自身技術(shù)優(yōu)勢(shì)獲得更多的輔助服務(wù)市場(chǎng)，從兩方面增加電廠收入，保持電廠盈利經(jīng)營(yíng)的同時(shí)，也更好地服務(wù)了當(dāng)?shù)仉娏κ袌?chǎng)，保證了電網(wǎng)的可靠穩(wěn)定運(yùn)行，體現(xiàn)了燃?xì)怆姀S的作用與價(jià)值。從表中可以看到煤價(jià)與氣價(jià)的比價(jià)為1∶（1.2~1.6）時(shí)，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(jìn)行直接的價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)，換而言之，天然氣價(jià)格的下降將非常有助于提高天然氣發(fā)電的競(jìng)爭(zhēng)力。

　　表4 廣東地區(qū)一套典型9F燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組(利用小時(shí)數(shù)3000h)和600MW燃煤機(jī)組(利用小時(shí)為4000h)輔助服務(wù)凈收入對(duì)比（數(shù)據(jù)來(lái)源于參考文獻(xiàn)18）

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

　　不斷推動(dòng)燃?xì)廨啓C(jī)在內(nèi)的天然氣發(fā)電相關(guān)技術(shù)的優(yōu)化升級(jí)，進(jìn)一步提升發(fā)電效率，有效降低綜合成本。我國(guó)對(duì)發(fā)展重型燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)業(yè)高度重視，航空發(fā)動(dòng)機(jī)與燃?xì)廨啓C(jī)國(guó)家科技重大專項(xiàng)（即“兩機(jī)專項(xiàng)”），從2016年起進(jìn)入實(shí)施階段，已被列為“十三五”發(fā)展計(jì)劃中我國(guó)要實(shí)施的100項(xiàng)重點(diǎn)任務(wù)之首。2019年9月，國(guó)家能源局印發(fā)《關(guān)于將華能南通電廠燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電項(xiàng)目等24個(gè)項(xiàng)目列入第一批燃?xì)廨啓C(jī)創(chuàng)新發(fā)展示范項(xiàng)目的復(fù)函》，就22個(gè)燃?xì)廨啓C(jī)型號(hào)和2個(gè)運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目開(kāi)展示范。依托該批示范項(xiàng)目，我國(guó)燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)業(yè)長(zhǎng)期以來(lái)依賴進(jìn)口的關(guān)鍵核心技術(shù)將逐步實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)化，裝備及維修成本將進(jìn)一步降低。我國(guó)燃?xì)廨啓C(jī)的自主研發(fā)制造近期也取得了一些進(jìn)展，2020年9月，東方電氣集團(tuán)完全自主研發(fā)的F級(jí)50MW重型燃?xì)廨啓C(jī)整機(jī)點(diǎn)火試驗(yàn)成功，標(biāo)志著我國(guó)F級(jí)重型燃?xì)廨啓C(jī)研發(fā)制造方面取得了較大突破；中國(guó)聯(lián)合重型燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)有限公司已于2020年12月完成300MW F級(jí)燃?xì)廨啓C(jī)的初步設(shè)計(jì)工作，將于2021年完成詳細(xì)設(shè)計(jì)，2022年完成整機(jī)制造，2023年完成整機(jī)試驗(yàn)。此外下一代400MW G/H級(jí)燃?xì)廨啓C(jī)主部件概念設(shè)計(jì)也已于2020年底完成。

　　5. 結(jié)束語(yǔ)

　　隨著國(guó)家電力體制與油氣體制的持續(xù)深化改革、國(guó)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(guó)家相關(guān)部門(mén)及能源從業(yè)者應(yīng)該意識(shí)到“十四五”能源規(guī)劃及配套政策對(duì)天然氣發(fā)電以及未來(lái)能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵作用及重大意義。

　　宜從國(guó)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(shí)包括配套調(diào)峰電源規(guī)劃，明確天然氣發(fā)電相對(duì)燃煤發(fā)電的優(yōu)先電源地位?？稍偕茉错?xiàng)目應(yīng)與天然氣發(fā)電項(xiàng)目等其他調(diào)峰電源項(xiàng)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(shì)互補(bǔ)，切實(shí)落實(shí)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(xiàng)目不新增，同時(shí)審慎對(duì)待煤電深度調(diào)峰改造項(xiàng)目，重點(diǎn)支持天然氣和可再生能源的融合發(fā)展，提高我國(guó)一次能源中清潔化石能源的占比，實(shí)現(xiàn)天然氣產(chǎn)業(yè)規(guī)劃目標(biāo)，為我國(guó)將來(lái)能源轉(zhuǎn)型進(jìn)入深水區(qū)做好充分準(zhǔn)備。

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　　原文發(fā)表于《中國(guó)海上油氣》2021年4月第33卷 第2期

　　本文作者 | 中國(guó)海油集團(tuán)公司 單彤文