2020-09-30 09:06:42 中国能源网

我国天然气和天然气发电虽保持较快增长，但发展仍不及预期。2019年中国天然气发电装机达到9022万千瓦，但气电在中国电源结构中占比仅有4.5%，发电量占比仅3.2%，远低于全球平均23%的水平。按照目前的发展趋势，中国气电装机很难实现电力发展“十三五”规划提出的1.1亿千瓦的目标。目前在我国大力开展的“打赢蓝天保卫战”、加速能源转型、摆脱煤炭依赖以及应对气候变化进程中，都迫切需要增加天然气的供应和消费。

在煤电沙龙第十七期的第一节中，北京大学能源研究院特聘研究员朱兴珊、协鑫能源科技股份有限公司副总经理王世宏、江苏省天然气发电和分布式能源工程研究中心秘书长刘志坦对“十四五”电力规划中天然气发电问题进行了探讨。

天然气发电现状及优势

目前我国气电主要集中分布在经济发达的长三角、珠三角和京津地区。广东、江苏、浙江、上海是中国燃气电厂分布最为密集的省份，装机容量约占全国的60%，装机类型包括燃气调峰发电机组和供工业热负荷的燃气热电联产机组。

气电装机容量中以五大发电集团为主，约占全国总装机容量的50%。其中华电、华能装机规模较大，截至2019年分别达到1509和1042万千瓦（分别占气电总装机的16.7%和11.5%），中海油依托上游天然气产业的优势，拥有846万千瓦装机。

刘志坦指出：气电和煤电都是以化石能源为燃料，但是气电与煤电相比，具有很多优势。‍第一是更高效，目前气电的联合循环效率已经超过了60%。像最近投产的广州增城的H型机组效率基本上可以达到63%左右，而目前超超临界的燃煤机组效率还没有突破50%。第二是更低碳，气电的碳排放水平约为煤电的50%左右。第三是更环保，由于燃料性质，目前除了氮氧化物以外，气电基本上没有其他的常规污染物。第四是更灵活，燃机的特性是起停速度快，具有更良好的调峰能力。第五是更节约资源，与同等规模的煤电相比，气电厂更节约水资源，占地更少。

王世宏指出，天然气被称为清洁能源，是由于其在开采、生产、运输、使用全过程中对环境的友好，相比传统燃煤，天然气开采、生产对环境影响小，管道运输几乎无污染。天然气热电联产相比燃煤热电，还可大大减少水、土地等环境资源的占用。在东部经济发达、能源价格承受能力强、能源需求大、环保要求高的地区燃煤热电联产项目必然会受到控制，而天然气热电联产必然是替代燃煤热电联产，调整能源结构的重要方向，是现阶段最现实的选择。

天然气发电市场的挑战

在“十三五”当中，我国天然气和天然气发电发展当中也遇到了许多挑战。

朱兴珊表示：我国天然气发电的成本较高。中国典型地区燃气电厂发电成本约为0.55-0.60元/kW·h，其中，燃料成本占比约70%-75%。与其他类型的电源特别是与煤电相比，气电的上网电价相对较高，仅比海上风电和生物质发电稍低。随着中国新一轮电力体制改革启动，发电计划逐步放开，市场交易比例逐步增加。在电力供需整体宽松的形势下，上网电价下降，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低碳环保价值，气电与煤电同场竞争，缺乏市场竞争力。

此外，燃气轮机生产的国产化率虽已经达到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，成本居高不下。

王世宏认为：我国天然气发电以及天然气开采，与西方发达国家相比起步较晚，对天然气的社会价值、环保价值仍然认识不足。天然气发电、热电联产、分布式等利用形式不仅在能源结构优化方面发挥着重要作用，而且它对我国天然气市场做大做强有积极作用，对于国内气电高端装备水平的提升也有积极作用。

刘志坦强调：为了应对天然气发电较高的燃料成本，多地政府采取了两部制电价或直接给予财政补贴等方式来加以疏导，但随着燃机装机容量的不断提升，价格疏导的压力也越来越大，进一步扩大天然气发电规模难度愈来愈大。此外，我国对气电产业发展的重要性认识不足，使其发展缺乏科学的统筹规划。气电特别是热电联产以及冷热电三联供既是天然气高效利用的重要方式，又是调整能源结构、改善区域环境质量的有效措施。

天然气发电市场展望

2015年以来，在“煤改气”政策的推动下，中国天然气消费快速增长，而国内天然气产量增速相对较低，造成中国天然气对外依存度快速升高。对此朱兴珊表示：我国不应过多的担忧天然气对外依存度高的问题。从全球来看，天然气资源充足，供需长期宽松，价格将长期保持低位，中国利用国际资源的形势极为有利。全球天然气探明储量199万亿立方米，按目前的开采量可开采50年，其中“一带一路”沿线国家探明储量占全球天然气探明储量比例达76%。全球天然气可采资源量783-900万亿立方米，按目前的消费量可用二百多年。发达国家天然气消费已进入平台期或开始下降，天然气消费增长主要来自中国、印度等发展中国家，而印度天然气消费量和价格承受能力较低，中国具有较大的竞争优势。随着天然气液化和储运技术的进步，近些年全球LNG贸易量迅速增长，天然气越来越成为全球性的贸易商品。同时，LNG贸易灵活性也日益增加，天然气进口来源非常多，集中度不高，进口天然气的风险大大降低。

根据中国石油经济技术研究院的研究，中国天然气对外依存度在2040年达到53%左右的峰值，以后开始下降。如果煤炭地下气化、深海天然气和天然气水合物开发取得突破，中国天然气对外依存度还将大大降低。只要措施得当，供应安全风险是可以得到控制的。我国应保持战略定力，明确天然气2030年占比15%目标。因此，“十四五”期间天然气的占比应该达到12%，才能完成2030年15%的目标。

刘志坦认为：从未来的发展的方面来看，我国应从技术和资源方面加强国际合作，提升燃机自主化和国产化水平，建立多元化的天然气进口格局，从而尽可能的降低天然气进口成本和能源安全的风险。与此同时，应加强上下游的一体化力度，实现产业链的纵向整合，这样上游的天然气企业可以参与下游的发电厂的建设，发电集团也可以积极的向上游延伸，进入上游的勘探开采，包括贸易的环节。通过上下游的紧密的合作实现产业链价值的最大化和社会福利的最大化，从而提升我国气电产业链的竞争力。

建议能源“十四五”规划中应进一步明确气电的地位，保持战略定力，不能动摇，在大湾区、长三角和京津冀等重点地区合理布局，有序发展燃气热电联产项目，积极发展调峰燃机项目，加大上下游一体化力度，共同营造气电发展的良好环境，提升产业竞争力，实现资源配置最优化，进而推动我国清洁能源实现高质量发展。预计到2025年“十四五”规划期结束时，我国气电装机容量将会达到1.5亿千瓦左右，占总装机容量的6%左右。“十四五”期间气电的快速发展将是实现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的有效途径。

王世宏表示：天然气发电具有清洁、低碳、灵活、高效等多维综合优势，气电在配合可再生能源调峰、与新能源多能互补发展方面具有较大潜力。煤电虽也能调峰，但在低负荷阶段，煤电的能效会急剧下降，污染物排放也难以实现超低排放的控制值。同时对煤电的安全性和相关设备的使用寿命也有很大影响。‍‍‍‍

未来，煤电退出已经成为大势，目前对电力供应的主要发展方向是可再生能源，而天然气与可再生能源的合作能够共同促进能源体系的清洁低碳转型。

气电扮演着两个重要角色，一是替代煤炭，促进电力系统的清洁低碳发展；二是协调和促进可再生能源发展壮大，最终取代自己。天然气的最终归宿是作为原料，而非燃料，为人类服务。

目前，中国的气电发展落后于能源转型、生态环境保护和减排减碳的要求。因此“十四五”期间我国应该大力推动天然气发电，来实现我国未来的能源转型目标。