碳减排约束下的燃煤发电与天然气发电成本比较研究*

樊金璐 吴立新 任世华

(煤炭科学研究总院煤炭战略规划研究院，北京市朝阳区,100013)

★ 专题论坛——燃煤发电与燃气发电比较 ★

碳减排约束下的燃煤发电与天然气发电成本比较研究*

樊金璐 吴立新 任世华

(煤炭科学研究总院煤炭战略规划研究院，北京市朝阳区,100013)

采用全生命周期的研究方法，从能源开采及加工、运输、电站运行的横向产业链和电站建设、运行、退役的纵向时间链对燃煤发电和天然气发电碳排放进行了分析，对碳减排约束下的燃煤发电和天然气发电的成本进行了分析和比较。结果表明，超低排放水平的典型燃煤发电和天然气发电的全生命周期碳排放分别为745.9735 g/kWh、522.4980 g/kWh，如果考虑通过碳排放权交易和CCS技术将燃煤发电碳排放降低到天然气发电水平，当碳减排成本不超过1100元/t时，燃煤发电在经济性方面仍具有优势。

燃煤发电 天然气发电 全生命周期 碳减排 成本比较

我国能源消费以煤炭为主，煤炭占一次能源消费量的比重长期在65%～70%之间。煤炭燃烧产生了大量PM2.5等大气污染物和二氧化碳，其中占煤炭利用50%以上的燃煤发电是污染物排放和碳排放的主要来源。2012年以来，我国开始开展燃煤发电超低排放示范，截至2015年底，超低排放机组装机容量已超过1亿kW。根据《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发〔2015〕164号)的要求，“到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放。”未来煤电常规污染物排放水平将与天然气发电接近，碳排放将成为煤电发展的主要约束条件。在碳减排约束条件下，燃煤发电与天然气发电相比的竞争力受到广泛关注，本文将从全生命周期的角度，综合考虑污染物排放和碳排放因素，探讨燃煤发电和天然气发电的经济性，为今后一段时期的能源决策和能源战略制定提供参考。

1 研究方法和评价范围

1.1 评价方法

为了对燃煤发电和天然气发电的碳排放和成本进行全面评价与比较，采用全生命周期的研究方法。生命周期评价是一种用于评估产品在其整个生命周期中，从原材料的获取、生产、使用直至最终处置产生影响的方法。

1.2 评价范围

全生命周期评价包括能源开采及加工、燃料运输、电站运行等横向的产业链，还包括电站建设所需要的材料生产、运输、施工、退役等纵向的时间链，忽略燃料开采和加工建设过程的碳排放，具体见图1。

图1 燃煤发电和天然气发电全生命周期评价范围

1.3 计算方法

全生命周期碳排放计算公式如下：

(1)

(2)

式中：Et——碳排放总量；

E阶段1、E阶段2、E阶段3——分别代表阶段1、阶段2、阶段3的碳排放量；

Ci1、Ci2、…、Cin——分别代表不同能源或材料消耗；

Zi1、Zi2、…、Zin——分别代表不同能源或材料的碳排放因子。

以上公式排放结果归一化到单位发电量，即生产单位千瓦时(kWh)电量碳排放。全生命周期中的水泥、铜、铝、燃料等碳排放因子主要参考《水泥单位产品能源消耗限额》(GB16780-2012)、中国标准化研究院《铜铝电缆全生命周期环境评估报告》等相关标准和研究报告。

2 燃煤发电全生命周期碳排放

燃煤发电的全生命周期碳排放包括煤炭生产、加工、运输环节以及燃煤电站建造、运行、退役环节的直接和间接碳排放。本文选取百万千瓦的超低排放机组开展研究，按照供电煤耗285 g/kWh计算。

2.1 煤矿生产和洗煤厂运行

煤矿和洗煤厂运行的碳排放主要来自两个方面，一是耗能产生的碳排放，二是煤炭开采排放的煤层气。煤炭生产过程中主要耗能包括电、柴油、汽油、原煤；原煤洗选加工过程中主要消耗的能源为电力、煤油、汽油及柴油。根据中国统计年鉴相关数据计算，煤矿和洗煤厂运行过程中的碳排放为23.6752 g/kWh。

根据2015年煤层气抽采利用情况及煤炭产量等数据，吨煤甲烷排放取6 m3，碳排放为34.4020 g/kWh。

2.2 煤炭运输

煤炭运输包括铁路、远洋、国内水运、公路等方式。各种运输方式的距离、耗能和燃料结构如表1所示。碳排放主要来自运输环节的燃料消耗，折算碳排放5.8607 g/kWh。

表1 不同煤炭运输方式的运距、耗能和燃料结构

2.3 煤炭电厂

(1)电站建设及退役阶段。电站建设阶段的碳排放主要来自基础设施建设和设备安装。电站设备包括锅炉、汽机、发电机及附属设备组成，退役主要消耗电力和燃料。百万千瓦超临界电站的建设和退役相关耗材和耗能数据参考周亮亮研究的相关数据，经过计算得到燃煤电站建设环节和退役环节碳排放为4.6872 g/kWh。

(2)电厂运行期。目前燃煤电厂排放的二氧化碳，主要包括了煤炭完全燃烧产生的二氧化碳和污染物处理产生的二氧化碳。

煤炭燃烧过程二氧化碳排放因子，与电站的热效率、燃料的含碳率及燃煤氧化率等因素有关。碳排放计算参考IPCC2006温室气体指南中的公式：

(3)

式中：CEF——燃烧CO2排放因子，kg/kWh；

91.5%——燃煤氧化率；

C——燃煤的含碳量，kg/kg；

44/12——CO2和C的摩尔质量之比，kg/kg；

LHV——燃煤的低位发热量，MJ/kg；

Η——燃煤机组热效率，MJ/MJ；

0.278——热电转换系数，kWh/MJ。

脱硫过程产生的二氧化碳可通过SO2去除率计算得到：

(4)

式中：SECO2——吸附剂CO2净释放量；

MWCO2——二氧化碳的摩尔质量；

MWSO2——二氧化硫的摩尔质量；

WSO2——SO2去除量。不同煤炭资源的含硫率差别较大，本文取全国煤炭平均含硫率1.1%。

脱氮过程产生的二氧化碳主要为液氨与氮氧化物反应产生的二氧化碳，根据环保部、中电联等研究，脱氮产生的碳排放约为1.28 g/kWh。

综合以上煤炭生产、加工、运输、发电等环节的数据，可以得到超低排放的煤炭发电全生命周期碳排放数据745.9735 g/kWh，其中燃煤电厂建设、运行、退环节的碳排放占91.43%，具体见表2。

表2 超低排放燃煤发电全生命周期各环节碳排放

3 天然气发电全生命周期碳排放

天然气发电的全生命周期碳排放包括天然气生产、管道运输环节以及电站建造、运行、退役环节的直接和间接碳排放。本文选取F级燃气轮机联合循环发电开展研究，按照供电效率60%计算。

3.1 天然气开采

天然气开采阶段的碳排放主要来自开采耗能和天然气的泄露。本文借鉴宋国辉等人的研究，参考中国能源统计年鉴，天然气生产阶段的主要能源类型有天然气、电力、原油、柴油等，计算得到碳排放62.0426 g/kWh。在天然气泄漏方面，国内关于天然气泄漏量数据公布较少，参考美国环保协会发布的泄露量2.2%，通过计算得到天然气开采环节的碳排放为23.0998 g/kWh。

3.2 天然气管道建设及输送

天然气管道建设需要消耗大量钢铁，远大于气田建设产生的碳排放，应予以考虑。天然气管道建设阶段的耗材及能耗主要参考天然气管道工程设计资料，该管道设计输气规模为30亿m3，干线管径及壁厚数据见表3，输气距离约为1200 km。结合管道耗钢量以及钢铁排放因子得到管道输送的碳排放。天然气管道建设产生的碳排放为38.3040 g/kWh。

表3 某天然气管道干线管道数据

天然气管道运输阶段主要考虑作为燃料使用的天然气燃烧、泄漏的天然气以及耗电间接碳排放等3个因素。借鉴使用美国NETL研究数据，其中用作燃料(主要用于燃气轮机)的天然气量约为1.6%，参考《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求，管道泄漏量按0.5%计算。天然气输送的碳排放为41.6073 g/kWh。

3.3 天然气电厂

(1)电厂建设及退役。电厂建设耗材主要为水泥、钢、铁等。根据参考宋国辉等人的研究，水泥、钢和铁的使用量分别为20788 t、5933 t和41 t。假定建造阶段原材料全部采用公路运输，运输距离取全国平均值183 km。电厂退役主要消耗电力和燃料。根据材料的间接排放和燃料的直接排放计算，电厂建设及退役的碳排放为1.3122 g/kWh。

(2)发电环节。天然气联合循环的发电效率可以达到60%以上。发电环节的碳排放主要来自天然气燃烧，天然气发电烟尘、二氧化硫较低，氮氧化物可以通过低氮燃烧实现达标排放。天然气发电环节的碳排放为382.9760 g/kWh。

综合以上天然气生产、输送、发电等环节的数据，可以得到超低排放的天然气发电全生命周期碳排放数据522.4980 g/kWh，其中天然气电厂建设、运行、退役的碳排放占68.14%，具体见表3。

表4 天然气发电全生命周期各环节碳排放

4 碳约束条件下的燃煤发电与天然气发电成本分析

在严峻的碳减排形势下，天然气电厂在碳减排方面比燃煤发电更有优势，通过碳排放权交易和CCS技术可以减少燃煤电厂碳排放的影响，同时燃煤发电成本也会增加，本文对碳减排约束下的两种能源发电成本进行比较。

4.1 发电成本

(1)煤电成本。根据《2013-2014年度全国电力企业价格情况监管通报》，2014年平均上网电价分别为0.419元/kWh，根据华北电力大学煤电经济性研究课题组的研究，燃煤发电利润约0.1元/kWh，本文取燃煤发电成本0.3元/kWh。

(2)天然气发电。天然气发电燃料成本约占总成本的60%～65%。2015年11月18日，国家发改委下调了非居民用天然气门站价格见表5，我国燃气发电主要在天然气价格相对较高中东部地区。根据浙江省、广东省的燃气电站运行的相关数据，参考下调后的天然气价格，我国天然气发电成本约在0.55元/kWh。

表5 2015年11月18日调价后我国东部地区天然气基准门站价格

4.2 不同碳交易价格对发电成本的影响

国外碳排放交易体系市场成立较早。欧盟从2005年开始进行排放交易体系的试验阶段，目前已经建立了较为完善的碳排放交易体系。目前，我国在北京、上海、天津、湖北等7个省市建立了碳交易市场试点，2016年1月22日，国家发展改革委办公厅发布了《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》(发改办气候〔2016〕57号)，明确提出“确保2017年启动全国碳排放权交易”。 假定以天然气发电的碳排放为燃煤发电碳减排的基准，当碳交易价格的变化从100～1300元/t变化时，煤电成本逐渐提高，当碳交易价格超过1100元/t时，煤电成本将高于燃气发电，不同碳交易价格下的煤电和气电成本具体见图2。

根据欧盟碳交易价格的经验，其最高碳交易价格仅达到30欧元/t，远低于1100元/t的价格。因此，通过碳排放交易使燃煤发电的碳排放达到天然气发电的水平，煤炭发电的成本仍低于天然气发电。

图2 不同碳交易价格下的煤电和气电成本

4.3 碳捕捉和封存对发电成本的影响

通过碳捕捉和封存技术(CCS)可以实现碳减排，根据神华集团在CCS方面的示范研究工作，二氧化碳捕集和封存成本约300元/t。如果通过CCS技术将燃煤发电降低到天然气发电的碳排放水平，需降低碳排放223 g/kWh，碳减排成本约0.067元/kWh，煤电成本0.367元/kWh，仍低于燃气发电成本。

5 结论

(1)燃煤电厂和天然气电厂的全生命周期碳排放分别为745.9735 g/kWh、522.4980 g/kWh，其中发电运行分别占全生命周期碳排放的90.80%、68.15%。整体来说燃煤发电的全生命周期的碳排放和发电环节的碳排放均高于天然气发电，燃煤发电的碳排放主要在发电环节产生，天然气发电产生在天然气生产、输送环节的碳排放约占30%。

(2)通过碳排放权交易和 CCS技术可以减少燃煤电厂碳排放的影响。以天然气发电的碳排放为煤电碳减排基准，通过碳排放权交易或CCS技术，当碳减排成本不超过1100元/t时，煤电成本仍低于燃气发电成本。因此，当燃煤发电常规污染物和碳排放达到天然气发电水平时，在发电成本方面较天然气发电仍具有优势。

[1]王为伟,朱本刚,杨家强.天然气发电对碳减排的贡献. 燃气轮机技术, 2016(2)

[2]中国工程院.不同发电能源的温室气体排放研究.北京,2015

[3]周亮亮.清洁燃煤发电技术全生命周期评价.重庆：重庆大学,2011

[4]高广生.中国温室气体清单研究.中国环境科学出版社,2007

[5]宋国辉.2*200MW级某天然气热电联产项目的生命周期环境影响评价.中国电力,2014(12)

[6]何语平. 大型天然气联合循环发电技术的研究.浙江电力,2005(6)

[7]华北电力大学煤电经济性研究课题组.中国燃煤发电项目的经济性研究.北京,2016

[8]煤炭科学研究总院.煤炭清洁发电与清洁能源发电节能减排比较研究.北京,2016

[9]忻元恺.几种燃煤发电新技术.中国煤炭,1997(3)

(责任编辑 张大鹏)

Comparative study of cost in coal-fired power and natural gas powerunder carbon emissions constraint

Fan Jinlu, Wu Lixin, Ren Shihua

(China Coal Research Institute Coal Strategic Planning Research Institute, Chaoyang, Beijing 100013, China)

Competitiveness between the coal-fired power and the natural gas power has also received widespread concern.The method of life cycle assessment was applied to analyze the carbon emission of coal-fired power and natural gas power from two aspects. First is the horizontal industrial chain which includes energy extraction, processing and transportation, power plant operation. Second is the vertical time chain which includes power station construction, operation and decommissioning.Meanwhile, the cost of coal-fired power and natural gas power was analyzed and compared under the constraint of carbon emission.The results showed that the life cycle carbon emissions of typical ultra-low emissions of coal-fired power and natural gas power were 745.9735 g/kWh, 522.4980 g/kWh. If the carbon emission of coal-fired power can be reduced to the same level of natural gas power generation by carbon trading and CCS technology, the coal-fired power will still has economic advantages when the cost of carbon emission reduction is less than 1100 Yuan/t.

coal-fired power, natural gas power, life cycle assessment, carbon emission reducing, cost comparison

中国工程院咨询研究项目(2016-XZ-10),煤炭科学研究总院科技创新基金项目(2015ZYR004)

TD-9

A

樊金璐(1986-)，男，安徽淮北人，助理研究员，主要研究方向为能源战略、洁净煤技术。