天然气发电在中国能源转型期的定位与发展.doc

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1、天然气发电在中国能源转型期的定位与发展摘 要：“十四五”是中国能源向清洁化转型的关键期，随着可再生能源的快速发展及碳排放目标的确定，在此期间调整与平衡电源结构，合理规划火力发电的发展目标并安排相应的配套政策十分重要，甚至可能成为影响能源转型的关键性因素。本文首先明确了天然气发电配合可再生能源的发展思路将是国家未来能源转型的最佳路径，并详细论述了燃气发电在环保性、清洁性、灵活性等方面相对煤炭发电的突出优势。其次，指出了目前天然气发电面临政策、定位不够清晰，环保及调峰、调频价值没有完全体现，核心技术尚未国产化导致维护成本过高等主要问题。最后，提出了天然气发电的发展路径及建议：发挥固有优势，成为可再

2、生能源发电的成长伴侣；天然气产业链与发电产业链互动结合，提高整体竞争力；进一步形成价值可完全体现的电力市场价格机制；推动核心技术自主化和装备国产化，降低发电成本。在2030年碳达峰、2060年碳中和的背景下，中国能源转型的任务已经非常明确，即能源结构要进一步调整并向清洁化发展。根据测算，中国要实现碳中和目标，在能源供应侧可再生能源占比不能低于80，需求侧电动化率不能低于80。碳中和是远期最终目标，但是通过可靠、有效的减排手段实现碳排放总量快速达峰甚至下降、减轻未来实现碳中和带来的压力应该是近期的主要目标。电力行业是碳排放及污染物排放的重要来源之一，其中火电更是排放大户。火电中的天然气发电（或称

3、“燃气发电”“气电”）因其清洁性、环保性、灵活性等受到发达国家的重视。以天然气发电代替煤炭发电（或称“燃煤发电”“煤电”），逐步控制煤炭消费量，一方面可以减少污染物排放，改善空气质量；另一方面可以降低电力行业碳排放强度，使碳排放总量得到控制，甚至大幅下降。对比发达国家天然气产业发展路径来看，天然气市场进入成熟期后消费增长动力主要来自于发电。要实现2030年天然气占一次能源消费比重15的目标，规模化发展天然气发电是关键，特别是以大规模、高比例可再生能源为主的新一代电力系统，对电力系统灵活性和安全可控等提出了更高要求，天然气发电的清洁低碳和灵活性将在可再生能源为主的电力系统构建中发挥积极作用。20

4、19年中国天然气表观消费量3067亿m3，在一次能源消费结构中占比约8.3，远低于全球24的平均水平；其中发电用气553.9亿m3，占比18.1，不及全球平均水平39的一半；这两项指标与美国、英国、日本等发达国家相比更是相距甚远。本文分析了燃气发电在能源转型中的重要作用及其相较煤炭发电在环保性、清洁性、灵活性等方面的优势，分析了燃气发电目前面临的主要问题，提出了天然气发电在未来电力及能源结构中的定位与发展路径建议。1燃气发电在能源转型中的作用明显从国际经验看，今后十年间，中国在推动可再生能源发电的同时，天然气发电占比仍存在上升空间。从德国和美国能源发展的去碳化经验来看，两国在降低一次能源中煤炭

5、消费比例、提升可再生能源占比的同时，天然气用量仍有所上升。德国在1995年以前一次能源消费中煤的占比较高，1985年曾达到41.32，之后煤的使用量和在一次能源消费中的占比迅速降低，到2017年下降至21.27。2011年以后，随着核能占比下降，风能、光能和生物能等可再生能源占比迅速上升，2018年德国一次能源消费中天然气占比约23.4，超过煤炭。2019年，德国政府决定在2038年前逐步停止使用煤炭。按照其最新的“能源转型”计划，到2030年，德国可再生能源发电比例需达到65，天然气发电装机占比约18，碳排放量较1990年需减少55。美国一次能源消费占比中，石油、天然气和煤炭占绝对主导地位，

6、较长一段时间维持在80以上。2019年，美国可再生能源消费占比达11.5，130多年来首次超过煤炭；与此同时，天然气消费量再创新高，占比约32，增量主要来自燃气发电。与德、美相比，2019年中国一次能源中，煤炭占比最高达57.7，天然气占比仅8.3。按照国际经验，可再生能源的快速发展中，天然气作为重要的过渡能源，也将进一步发挥重要作用，而电力需求将是天然气消费增长的重要来源。截至2019年底，全国全口径发电装机容量201006万k，其中气电9024万K，占比约4.5；2019年中国天然气表观消费量3067亿m3，其中发电用气553.9亿m3，占比约18.1。而同年度美国、英国、日本天然气发电分

7、别占各自总发电量的38.63、40.10以及35.00，发电用气量在天然气消费结构中占比分别为36、31及69。2019年中国继续保持世界第一大可再生能源消费国和生产国的地位，可再生能源消费总量相当于美国（全球第2）的2.2倍、巴西（全球第3）的3.2倍。2019年中国消费的可再生能源（含水电）减少的CO2排放量为16.5亿t，相当于中国当年CO2排放总量的16.5。虽然中国可再生能源生产规模居全球首位，但是弃风、弃光的现象还比较严重。2019年全国弃风和弃光电量分别高达169亿K和46亿K，相当于450万K煤电厂一年的发电量，对应约50亿元燃煤成本和600万tCO2排放。总体来看，中国各地区

8、电力系统的灵活性调节能力不同，但都难以满足高比例可再生能源发电的需求。中国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6，电力系统调节能力严重不足。风电、光伏发电富集的“三北”地区电源调度灵活性更低，煤电装机比重超过70，灵活调节电源占比不足4。而国外主要可再生能源比例较高的国家灵活电源比重相对较高，西班牙、德国、美国（可再生能源在一次能源消费中的占比分别为17.0、17.5、8.6）的灵活调节电源占总装机比例分别达到31、19、47，而天然气发电是灵活调节电源的重要组成部分。随着光伏、风电等可再生能源并入电网的数量和比例越来越高，可再生能源发电波动性、间歇性等弊端也将成倍扩大影响，这将对电力系统

9、的安全稳定运行带来更大挑战。电网需要更大规模的响应速度快、发电成本可承受、可持续供电的电源为其提供调峰、调频服务。系统需求及供应是随时变化的，且变化快慢不同，需要不同响应速度的电源进行补充。天然气发电具有运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、调节性能出色等优势，相对于燃煤发电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源，是响应特性、发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源。天然气发电配合可再生能源的发展思路将是国家未来能源转型的最佳途径。从高碳能源转向低碳能源，由低碳能源进入完全可再生能 源，这是世界能源转型和发展的趋 势。中国理应顺应这一趋势并尽可能缩短这个过程，但应尊重这一过程的客观规律，不应试图从高碳能源跨

10、过低碳能源而一步到位进入到完全可再生能源。2燃气发电与燃煤发电相比优势明显燃气发电相比燃煤发电不仅常规污染物排放低于燃煤发电，而且在碳排放、调峰性能、投资、占地、用水等多个方面优于燃煤发电。2.1 燃气发电与燃煤发电相比在污染物排放上大幅降低国家经过多年大力投入及发展，燃煤发电“超低排放”改造大幅降低了燃煤电厂污染物排放，为改善中国大气质量做出了不可否认的贡献，但应清晰地认识到经过“超低排放”改造的燃煤电厂除了NOx排放勉强能与燃气电厂比肩外，其他污染物，如SO2、CO2、烟尘、固体废物、重金属等污染物排放均高于或远高于燃气发电。2.1.1 在环保标准上的对比2011年，中国环境保护部（现生态

11、环境部）与国家质量监督检验检疫总局制定了GB132232011火电厂大气污染物排放标准，自2012年开始实施。标准中对火电厂污染物排放浓度限值和控制要求做出了详细规定。根据GB132232011及国家环保部关于执行大气污染物特别排放限值的公告，自2012年1月，全国新建燃煤电厂将按照重点地区和非重点地区开始执行新的排放标准，烟尘、SO2、NOx排放限值分别为30、100、100mg/m3（西南地区除外）；自2013年4月，重点控制区新建的燃煤机组执行大气污染物特别排放限值，烟尘、SO2、NOx排放标准分别为20、50、100mg/m3。“十三五”期间，重点控制区市域范围内所有火电燃煤机组均执行

12、特别排放限值要求（表1）。GB132232011首次增加了燃气轮机组大气污染物排放浓度限值，但并未将燃气轮机单独分类，而是与天然气锅炉笼统归为“以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组”，标准规定烟尘、SO2、NOx排放限值分别为5、35、50mg/m3。在一些经济发达的地区，如北京、天津、深圳陆续出台了地方标准或者政府规定对燃气轮机常规污染物排放特别是NOx排放提出了更高要求（表1）。地方标准主要将NOx的排放限值从国家要求的50mg/m3进一步严格为1535mg/m3；天津、深圳并未对燃气轮机的烟尘及SO2排放作出更严格的规定，其原因是实际运行中，在不采取任何后处理措施的情况下，燃气轮机的这种污染物

13、排放浓度均极低，规范无需再作要求。燃煤电厂参考GB132232011标准中燃气电厂的排放浓度限值，并对电厂污染物控制设施进行升级改造，目的是力求改造后的燃煤电厂烟气中排放的污染物浓度达到燃气电厂的排放限值，即常规污染物排放执行表中“超低排放限值”，称之为燃煤电厂的“超低排放”。但燃煤发电经过“超低排放”改造后，仅是要达到或者低于国标规定的燃气电厂排放限值，而这仍远高于燃气电厂的实际排放值。2.1.2在实际排放上的对比国家标准及地方标准中规定的排放限值是允许排放的高限。火力发电机组运行时，实际排放值与标准限值以及煤电与煤电之间，煤电与气电之间，在实际排放上都存在较大差异。虽然一些专家认为理论上超

14、低排放煤电可以做到和燃气电厂几乎同样的排放限值，但实际运行中燃气电厂清洁性仍然明显优于超低排放的燃煤电厂。徐静馨等通过现场实测及文献调研的方式对全国99台超低排放燃煤机组以及江苏省17台燃气机组（未安装脱硝装置）进行了统计，结果显示：实际排放的NOx平均浓度方面，燃气电厂与超低排放燃煤电厂相比无明显差距，但燃气机组仅依靠低氮燃烧器即可很好地控制NOx排放，如加装脱硝装置，其 NOx排放浓度可进一步下降；烟尘平均排放浓度方面，燃气电厂比燃煤电厂低一个数量级；SO2平均排放浓度方面，燃煤电厂约为16mg/m3，明显高于燃气机组的2.20mg/m3（E级）和0.84mg/m3（F级）；平均烟尘排放浓

15、度方面，燃煤机组是燃气机组的1.82.4倍。其他众多研究结果均有类似结论，即目前中国超低排放燃煤发电的烟尘、SO2的实际排放浓度仍高于气电。有部分学者认为，燃煤机组和燃气机组烟气中的氧含量相差很大，将实际排放浓度折算到相同氧含量下的数值，燃气机组NOx排放浓度折算值会成倍增加，数值将高于超低排放的燃煤机组。但煤与天然气是2种完全不同的燃料，燃料本身及其在2种发电机组中的燃烧特性决定了其空气过量系数及烟气中的氧含量，强行将排放浓度按照统一的氧含量进行折算对比并无实际意义。要综合比较2种发电形式的清洁性，应该按照单位电量污染物的排放量进行比较。因为无论是煤电还是气电，其最终产品都是电能。因此，应对

16、比的是生产一单位的电能，煤电和气电各自排放了多少污染物；而不是比较二者同样氧含量下，烟气中污染物浓度这一无实际含义的表面数值。以生产单位电量所排放的污染物浓度来衡量煤电与气电的清洁性，显然是更为科学、合理的判别方法。图1为生产单位电量时，超低排放燃煤发电与燃气发电在污染物排放上的实际折合对比。可以看出，燃气电厂基本不排放烟尘及SO2，排放值明显低于超低排放燃煤电厂，加装脱硝设备的燃气电厂NOx排放值也低于超低排放燃煤电厂。樊慧等的研究结论也充分支持了本文的这一观点。除了以上大气排放物外，燃煤烟气排放中还包含有一定的放射物及重金属。虽然目前没有对这些进行统一衡量与测量的要求与标准，但根据煤质的不同，这部分污染甚至有可能造成十分危害的后果。此外，燃煤发电还会产生大量的固体废物，包括石子煤、粉煤灰、炉渣、脱硫灰渣、脱硫产物、废弃脱硝催化剂等，且汞、铅等痕