气电发展决定性因素是国家环保政策.doc

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1、气电发展决定性因素是国家环保政策前言天然气具有丰富、经济、稳定、灵活、清洁、低碳特征，不仅自身提供可负担的清洁低碳能源，还可弥补可再生能源在稳定性方面的不足，支撑可再生能源发展。能源生产和消费革命战略(2016-2030)设定了2030年天然气占比要达到15%的发展目标。加快推进天然气利用的意见提出逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，明确了天然气的定位。由于2017年发生气荒和天然气对外依存度不断增高，加上超低排放煤电的大力宣传和快速发展，公众和政府部门对发展气电还存在不同认识，气电发展困难重重，前景存在不确定性。朱兴珊认为，天然气发电前景取决于对气电环保、低碳、灵活性价值

2、以及对我国天然气供应保障程度的认识以及政策的影响。国际天然气价格走低，将有利于气电发展，但不是决定因素，决定性的因素应该是国家的环保政策。本演讲材料是以中国石油经济技术研究院天然气发电有关课题研究为基础总结的，在此向课题组（陈蕊、樊慧、段天宇、朱博骐等）表示感谢！一、气电发展现状和面临的困境（一）装机容量和发电量不断增加，但占比和发电小时较少截至2019年底，我国气电装机容量为9022万千瓦，气电占全国电力总装机的比例为4.5%，远低于世界40%和发达国家30%的水平。发电小时数长期偏低，近几年基本在2700小时以下，而同期煤电利用小时保持在4000小时以上。发电量由2010年的777亿千瓦时

3、增至2019年的2380亿千瓦时，但占比仅由1.9%，小幅升至3.3%，远低于全球平均水平23%，显著低于美国、日本、韩国、德国等发达国家，甚至低于印度。（二）主要集中在环渤海及东南沿海地区气电分布与经济发展水平高度相关，目前主要集中在经济发达的长三角、珠三角和京津地区。广东、江苏、浙江、上海是我国燃气电厂最为密集的省份。气的成本相对较高，经济相对发达的省份会给予气电政策上的支持，上网电价比较高，气电主要依靠地方政府的政策支持得以发展。（三）国家层面对气电缺乏明确的定位与政策指引天然气发电涉及天然气、电力、环保等多个领域，各领域政策不协调统一，总基调是“有序发展、适度发展”。从政策方面看，天然

4、气政策对气电发展较为积极，认为气电是扩大天然气利用的方向之一；电力政策是有序发展天然气发电；环保政策主要支持散煤替代，对气电发展没有明确的支持态度。政府和发电企业对供气安全的担心也动摇了对发展气电的信心。（四）目前的政策下气电发电成本相对较高，竞争力较弱当前，我国各地发电用气价格在2.2-2.7元/立方米。在此气价水平下，我国典型地区燃气电厂发电成本约为0.56-0.58元/kWh，其中，燃料成本占比约70%-75%。气电的成本介于光伏发电和生物质发电、海上风电之间。（五）地方支持下降，执行不利的两部制电价地区增多随着各地燃气发电装机增多及地方政府下调电价压力加大，多地已下调燃气发电上网电价。

5、上海、浙江、江苏、河南先后开始实行两部制上网电价。两部制上网电价机制限制了气电装机利用率。部分省市已完全放开气电上网电价，鼓励燃气发电企业与电力用户和电网企业协商定价。（六）气电逐步进入电力市场交易，竞争形势更加严峻随着新一轮电力体制改革启动，发电计划将逐步放开，在电力供需整体宽松的形势下，上网电价下浮，气电盈利空间进一步被压缩。目前电价机制无法体现气电的调峰及环保价值，气电与煤电同场竞争，缺乏市场竞争力。以广东省为例，已经建成较为完善的双边协议、集中竞价、挂牌交易和发电权转让等一、二级衔接、场内外互补的中长期交易品种。2019年广东省气电已全部进入电力交易市场，预计2020年市场电量将超过基

6、数电量，燃气机组较燃煤机组可获得更多的辅助服务收益。（七）投资方对气源稳定性的担忧成为重要制约因素燃气电厂长期以来承担了冬季为气网调峰的责任，对气源供应稳定性始终存有顾虑。加之近两年中国天然气对外依存度快速升高，2017年“气荒”事件等进一步加重电力企业对天然气稳定供应风险的担忧。（八）天然气发电受可再生能源发电和煤电双重挤压政府对可再生能源发电支持力度较大，给予了较多的补贴政策。2019年风电、光伏装机增量约为气电的8倍。同时，国家有大力推进“超低排放”煤电，天然气发电受可再生能源发电和煤电双重挤压。2019年气电发展明显放缓。与同期风电、光伏的快速增长相比，气电发展缓慢。新增装机增速从20

7、18年10.6%下降至2019年7.7%。2019年清洁电源占比提高至41.5%，但气电近几年一直维持在3-4%。发电用气增长显著放缓，2019年增速降幅超一半。气电机组利用小时数2646小时，比2018年下降121小时。（九）短期政策影响气电发展2020年疫情后的重建工作中，为了维持企业稳定，降低企业生产经营成本，中央提出了“六稳”、“六保”政策。电价、气价全面下降，覆盖面由一般工商业用户扩大至除高耗能以外的大工业和一般工商业。气电价格疏导更加困难，对气电的发展更加不利。再看今年出台的能源政策。一是国家能源局 2020年能源工作指导意见（2020年6月5日），其政策取向是坚持以保障能源安全为

8、首要任务，严格执行阶段性降电价、气价政策，降低社会用能成本。煤电提了统筹推进现役煤电机组超低排放和节能改造，继续淘汰关停不达标的落后煤电机组。从严控制、按需推动煤电项目建设。着力提高电煤消费比重。支持发展背压式热电联产供暖。气电只提了实施燃气轮机自主创新发展示范项目。在调峰方面，提出积极推进煤电灵活性改造，研究实施促进储能技术与产业发展的政策，没有提发展气电调峰。二是国家发展改革委、国家能源局关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见（以下简称意见）。意见第二条“持续构建多元化电力生产格局”。“稳妥推进煤电建设，发布实施煤电规划建设风险预警，严控煤电新增产能规模。”是对气电比较有利的。但意见

9、明确了“开展煤电风光储一体化试点，在煤炭和新能源资源富集的西部地区，充分发挥煤电调峰能力”，却并没提“发挥气电调峰优势，促进气电与可再生能源融合发展”。意见第十条“提升电力系统调节能力”。开展现有火电机组调节性能改造，有序安排煤电应急调峰储备电源建设。进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。依然没有提到气电，但推进辅助服务市场化还是有利的。意见第十六条“建立健全能源市场体系”。加快放开发用电计划，进一步完善电力市场交易政策，拉大电力

10、峰谷价差，逐步形成中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。这也是有利的。（十）燃机不具核心技术，购置及维护费用较高当前国内三大动力集团与国际燃机供应商组成联合体共同生产燃机，燃机生产的国产化率已经达到70%以上，但仍不具备关键部件、配件制造技术和检修、维护能力。国内燃机的调试、检修、维护等工作几乎全部由国外燃机制造企业完成，国内燃气电厂大部分依托制造厂家服务协议模式管理燃机设备，费用高昂。二、超低排放煤电的环保效果真的达到气电水平了吗？（一）常规污染物1、污染物排放标准比较：超低排放燃煤发电排放限值标准以气电排放国家标准为标杆。近些年，部分地区出台了或拟出台较国家燃机污染物排放限值标准更

11、高的燃机排放标准。2、实际排放水平比较：燃机的烟尘、SO2实际排放水平优于实施超低排放燃煤机组的排放水平；经脱硝处理后，燃机NOx排放水平较超低排放煤电机组NOx平均排放水平减少了约50%，未来仍有进一步下降的空间，且技术上可行、可实施，经济上有优势。（二）其他污染物1、燃煤发电的SO3、重金属、废水废渣等污染物排放还未得到有效解决。SO3的毒性是SO2的10倍左右，极易溶于水形成硫酸雾，对人的呼吸道容易产生严重的损害，同时还容易造成酸雨，也可能导致雾霾。目前对于SO3既无标准，也无监控，燃煤电厂现有环保设施对烟气中的SO3的脱除能力有限。燃煤发电是全球最大的汞污染物来源之一，燃煤发电还会排放

12、镉、铬等重金属。虽然脱硫和除尘装置可以吸附部分废气中的重金属，但产生的废渣通常被直接掩埋或露天堆放，通过烟气、灰渣等进入空气、土壤和水环境中造成二次污染，严重威胁人类健康。北京大学一研究表明，北京 PM2.5中砷的浓度过高，而燃煤排放是大气中砷的主要来源。另外，燃煤发电放射性污染严重。这些非常规污染物对人体的总危害甚至大于常规污染物。2、有人认为目前燃煤电厂废水和固废得到有效的控制，这个说法不是完全实事求是的。据了解，目前我国燃煤电厂中实施脱硫废水处理率不到20%；据中国电力行业年度发展报告2019统计，2018年全国燃煤电厂粉煤灰产量5.5亿吨，综合利用率71%，同比降低1%。脱硫石膏产生量

13、8150万吨，综合利用率为74%，同比降低1%。此外全国燃煤电厂运行催化剂约100万方，每年约有1/3的废旧催化剂需要处理，燃煤电厂湿法脱硫每年也要消耗大量石灰石。在解决排放问题的同时又造成了新的生态环境问题。因此，燃煤电厂在常规污染物实施了超低排放改造之后，其水、固废等的处理仍然是任重道远。（三）污染当量基于实际运行数据，综合考虑常规污染物与非常规污染物，超低排放燃煤电厂单位发电量污染物排放当量（0.22710-3），是E级燃气轮机（0.09610-3）的2.4倍，是F级燃机（0.08910-3）的2.5倍，燃机环保优势突出。（四）碳排放比较中国碳排放量全球占比超过1/4。电力部门碳排放量约

14、占43%。从度电CO2排放水平看，燃气电厂较燃煤电厂减排约50%。最新型燃气轮机可以较燃煤电厂实现60%的减排效果。提升气电比例可有效降低火电碳排放水平。三、谁来支撑可再生能源大规模发展？（一）可再生能源发电规模发展需要调峰电源支撑风电、太阳能发电具有间歇性、随机性、反调峰的特性，其大规模并网将给我国电网的安全稳定运行带来了巨大的挑战。提高电力系统中灵活性电源的比例，提升可再生能源电源快速调节负荷的能力，是有效承接未来高比例可再生能源的前提。当前，我国抽水蓄能、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

15、%，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、美国的灵活调节电源占总装机比例分别达到31%、19%、47%。（二）不同机组电网友好性比较抽水蓄能运行灵活、反应快速，是最为优质的调峰电源，但受到站址资源的约束，发展潜力有限。电化学储能正处于从项目示范向商业化初期过渡的阶段，但成本仍很高，尚不能长时间调峰，发展前景不明朗。燃气轮机调峰能力强、调峰速度快、受限制条件少，是理想的灵活性电源。单循环燃气轮机机组调峰能力可以达到100%，联合循环机组调峰能力可以达到70-100%。此外，燃机是靠直接调节燃料来调节负荷，响应非常快，有快速的升降负荷能力。气电是调峰调频性能突出、可靠性高、可规模发展的调峰电源，是未来电力系统调峰的主要选择。煤电通过灵活性改造可以一定程度提升调节能力，但调峰能力、性能远不及燃机，而且深度调峰可能对机组运行安全性、环保性、经济性产生影响。如果用超低排放的煤电来深度调峰，超低排放的说法也就不存在了。调峰机组能源效率降低，排放增加，就达不到超低排放的标准。按发1度电的能耗计算，不能算是超低排放。个人认为通过以上比较可得出结论，用气电来配合可再生能源进行调峰是更好的选择，气电+可再生能源也是国家未来能源转型的最佳途径。四、有没有足够的天然气支持气电发展？2015年以来，在