低碳转型背景下我国气电产业发展路径

刘志坦 李玉刚 杨光俊 王文飞

国电环境保护研究院有限公司

0 引言

2020年9月22日习近平主席在第75届联合国大会一般性辩论发言时，首次提出我国力争2030年前实现碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和的目标（以下简称“30·60目标”），既为我国未来低碳转型发展和建设美丽中国之路明确了目标和路径，也彰显了我国应对气候变化的坚定决心和大国担当。作为低碳清洁能源，天然气将在转型发展中发挥更为重要的作用。天然气发电作为天然气利用的重要途径之一，在低碳转型背景下如何应对？是否可以实现可持续发展？

为此，笔者基于我国碳排放和气电产业发展现状，对气电产业的碳排放特征规律进行了系统分析，对比了同样场景下煤电的碳排放现状，提出了协同减排的观点，进而提出了在能源低碳转型背景下的气电发展路径建议。

1 我国电力产业碳排放现状及趋势

1.1 电力产业碳排放现状

2016年《巴黎协定》的签订和快速生效，意味着减少温室气体排放开始由科学共识转变为全球行动。在多种因素和全球社会多种力量的共同推动下，全球能源生产与消费结构和方式正在发生重大变化，低碳化、清洁化发展成为当前最明确的趋势，应对气候变化已不再是局限于环境领域的科学问题，更是行业可持续发展继续面临的重要挑战。

我国积极响应全球气候变化，也采取了一系列积极有效的措施。2009年提出到2020年单位国内生产总值CO2排放量相比2005年下降40%～45%，并于2015年进一步提出在2030年左右CO2排放量达到峰值并争取尽早达峰，2030年碳排放强度比2005年下降60%～65%。数据显示，我国2019年碳排放强度相比2005年下降了48.1%，提前超额实现2020年目标。

但由于我国能源消费长期过度依赖煤炭，碳排放持续攀升。2019年我国能源消费总量为48.6×108t标准煤，相比1980年增长约706%[1]。其中煤炭消费量占能源消费总量的57.7%，远高于世界平均水平（27%）。据《BP 世界能源统计年鉴》，2019 年我国化石能源燃烧产生的CO2排放量约98×108t，超过全球CO2总排放量的1/4，其中，电力行业CO2排放量约占全国CO2总排放量的40%。

我国电力行业积极应对气候变化，持续提高可再生能源发电比重，不断优化煤电机组结构，碳排放强度持续改善。2019年我国单位火电发电量CO2排放绩效值为838 g/(kW·h)，比2005年下降了20.0%，如图1所示[2]。

由于通过技术进步进一步降低煤电机组碳排放的空间有限，未来我国电力行业若要提前实现碳达峰和碳中和目标，必须调整一次能源结构，降低煤炭在一次能源消费中的占比并严控煤电增量，才能从根本上解决问题。

1.2 我国电力产业温室气体减排政策趋势

2011年10月，国家发展和改革委员会（以下简称发改委）印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七省市开展碳交易试点工作。2013—2014年，上述七个碳交易试点陆续启动。2016年福建全面启动碳排放交易市场，目前国内试点区地区的火力发电企业均被纳入碳交易。截至2020年底，七省市试点碳排放交易运行平稳，碳配额现货累计交易量达到3.4×108t，累计成交金额约70亿人民币，其中广东、湖北、深圳的配额限额累计成交量居前三名。多数试点碳市场配额的成交价介于20～30元/t，北京试点碳市场成交价格介于40～50元/t，位居碳市场首位。

2016年10月27日，国务院印发《“十三五”控制温室气体排放工作方案》，提出加快推进绿色低碳发展，确保完成“十三五”规划纲要确定的低碳发展目标任务，推动我国CO2排放量在2030年左右达到峰值并争取尽早达峰。同时方案中对大型发电集团也提出明确目标，即2020年单位供电CO2排放量控制在550 g/(kW·h)以内[3]。2017年发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，以部署全国碳市场建设任务，要求以“稳中求进”为总基调，以发电行业为突破口，分阶段、有步骤地建立归属清晰、保护严格、流转顺畅、监管有效、公开透明的全国碳市场。

“30·60目标”提出后不久，2020年12月31日生态环境部公布《碳排放权交易管理办法（试行）》（以下简称《管理办法》），并印发配套的配额分配方案和重点排放单位名单[4]。从2021年1月1日起，全国碳市场首个履约周期正式启动，首个履约周期截至2021年12月31日，涉及2 225家发电行业的重点排放单位。修订印发的《管理办法》进一步加强了对温室气体排放的控制和管理，在“30·60目标”新形势下为加快推进全国碳市场建设提供了更加有力的法制保障。配套的配额分配方案明确了纳入配额管理的发电行业重点排放单位名单，首次从国家层面将温室气体排放控制责任压实到企业，通过市场倒逼机制，促进产业技术的升级，激发企业的减排动力，对实现绿色低碳发展具有重大意义。《管理办法》的出台，也是落实习近平总书记关于温室气体减排系列讲话的具体举措。

1.3 气电产业碳排放现状

随着我国天然气产业的持续发展和资源环境约束日益加剧，进入21世纪以来，我国气电产业逐步发展壮大，截至2020年底我国气电装机容量达9 802×104kW，“十三五”期间年均增长9.69%，在我国能源体系和经济发展方式向绿色低碳转型进程中发挥着愈来愈重要的作用[5-6]。2020年我国气电发电量为2 485×108kW·h[7]，按《管理办法》中燃气机组碳排放（本文均指CO2排放）基准值0.392 t/(MW·h)推算，年度CO2排放量为9 741×104t，约占电力行业CO2排放量的2.48%。

2 气电产业碳排放竞争力分析

作为两种最为成熟的火力发电形式，煤电和气电都发挥着重要的能源供应保障作用。由于资源禀赋的差异，长期以来我国火力发电中煤电占据主导地位，气电因经济性问题使得其低碳环保优势和灵活性电源的价值受到抑制。但随着低碳转型进程的加快，气电与煤电的竞合关系也将发生一些变化。

2.1 气电与煤电碳排放对比

对煤电和气电在不同应用场景下的碳排放情况进行定量对比分析。以GE公司6F.03、9F.03和9HA.01这3种目前主流型号燃气机组为例，天然气的低位热值取32.74 MJ/m3，密度为0.708 3 kg/m3（选择陕甘宁天然气），考虑碳氧化率缺省值为99%。

2.1.1 气电机组碳排放强度分析

2.1.1.1 纯凝发电机组

“一拖一”联合循环机组在额定负荷纯凝工况下发电碳排放强度如表1所示。从表1可以看出，机组效率越高，碳排放强度越低，且三种机组碳排放强度均低于《管理办法》中燃气机组碳排放基准值。

表1 GE三种联合循环机组纯凝工况的碳排放强度对比表

2.1.1.2 热电联产机组

现实运行中，部分燃气蒸汽联合循环机组采用“以热定电”方式运行。对于抽凝机组，供热抽汽量可根据实际需求灵活调整，供热量与发电量没有强耦合关系。在负荷率不变的情况下，综合发电量的碳排放强度与热电比存在一定关系，以6F.03“一拖一”联合循环机组基本负荷为例，60%热电比情况下单位综合发电量的碳碳排放强度低于40%热电比情况（表2）。

表2 6F.03联合循环抽凝机组基本负荷下三种供热工况的碳排放强度对比表

实际运行中，为在经济性最优和技术可行性之间寻找平衡点，抽凝机组的实际发电量和供热量（热电比）受到电网调度、热负荷变化、电价热价气价变化、天然气供应情况、机组性能等因素的影响，难以保证供热量变化情况下负荷率不变，因此碳排放强度比较还需具体情况具体分析。

而对于背压机组，供热量越少，发电量就越低，机组负荷率就越低，从而碳排放强度就越高，以6F.03“一拖一”联合循环机组为例（表3），供热量在86 t/h时，燃机负荷率更低，为40%，单位综合发电量的碳排放强度更高，为333.82 g/(kW·h)。因此在“以热定电”条件下运行，供热量较低的背压机组碳排放强度将受到影响。

表3 6F.03联合循环背压机组三种负荷率下的碳排放强度对比表

2.1.2 气电机组与煤电机组碳排放强度对比

目前我国气电主要承担供热和调峰作用，因此笔者主要就气电供热和调峰两种类型的机组与容量相近煤电机组进行碳排放量的对比。

气电供热主要通过燃气热电联产方式在北方地区采暖供热，以及为有工业用蒸汽需求的企业或园区提供不同压力等级的工业蒸汽。燃气热电联产通过替代分散煤和小煤电可以极大地改善环境质量，促进区域能源结构调整和经济转型发展，同时还具有明显的CO2减排效果。表4为两种主要供热（工业和民用）类型的气电机组与煤电机组碳排放强度比较。由于难以确保燃机与煤机装机选型完全一致且难以保证同样的热电比下机组负荷率一致，因此在估算煤电碳排放时，只能基于燃煤热电联供的碳配额基准进行燃煤机组的碳排放速率估算。表5为抽凝机三种情景下的碳排放强度对比。

表5 热电联产机组三种情景下的CO2减排总量对比表

由表4、5可知，无论气电还是煤电机组，机组容量越大，热电比越高，其单位综合发电量的碳排放强度越低。同样供热能力的气电机组相比燃煤机组，其碳排放强度具有明显优势，碳排放量仅约燃煤机组的40%。

表4 不同供热情景下气电、煤电机组碳排放强度对比表

随着波动性、随机性和间歇性特征明显的风电、光伏等新能源的快速发展，其在电网中比重愈来愈高，电网对于灵活性电源的需求亦愈来愈迫切，正常情况下，电网应配置约15%的灵活性电源，否则可再生能源的发展将受到一定程度的抑制。而目前我国灵活性电源比重仅为6%，主要是抽水蓄能、气电和少量具有调节能力的水电。燃气轮机机组与完成灵活性改造的煤电机组都可以作为电网灵活性电源[8]。表6为气电、煤电两类灵活性电源碳减排总量的对比。为便于分析，笔者选择经过灵活性改造的600 MW煤机和GE 9E.03“一拖一”联合循环机组作为调峰电源，对比分析碳排放强度。由表6可知，燃气调峰机组的碳排放总量仅为经过灵活性改造的燃煤机组的42%，碳排放优势明显。

表6 两类灵活性机组的碳排放总量对比表

通过以上分析可知，无论是供热还是调峰情景，气电在碳排放方面减排优势明显。相较于煤电，发展气电不仅具有明显直接减排的效益，而且可以促进风电、光伏等可再生能源的发展，具有显著的间接减排效益。而且随着碳配额市场交易以及电力辅助服务市场的深入和完善，气电的运行经济性相对于煤电而言也将得到改善。

2.2 “30·60目标”目标对气电产业竞争力的影响

通过前述分析可以看出，与煤电相比，气电在低碳转型背景下减排优势明显[9-10]。在这一背景下，随着碳配额市场交易以及电力辅助服务市场的深入和完善，其运行性经济性不佳的短板将得到一定程度的改善。例如，以某2×450 MW燃气调峰电站为例，其实际碳排放基准值按0.342 t/(MW·h)推算，与《管理办法》中燃气机组碳排放基准值0.392 t/(MW·h)有0.05 t/(MW·h)的空间，按年利用小时数3 500 h计算，其每年可用于交易的碳配额为15.75×104t。若碳交易价格为30元/t，其年收益为472.5万元；若碳交易价格为80元/t，其年收益为1 260万元。因此气电在能源结构转型进程中应充分发挥其低碳优势，在实现直接减排和间接减排双重效益的同时改善其经营状况。

从内部条件、外部环境、企业战略选择3个方面进行“30·60目标”背景下的SWOT分析，较之于煤电，气电的SWOT对比分析结果见图2。

3 “30·60目标”背景下气电产业发展路径

“30·60目标”的提出既是我国经济社会未来数十年的发展方向，也是未来电力行业，特别是发电行业可持续发展的主要约束条件。未来电力行业将按近期（2030年前）碳达峰、中期（2030—2050年）碳下降、远期（2050年后）碳中和3个阶段来规划“30·60目标”实现的路径。由于目前通过节能等技术降碳空间有限以及CCUS技术短期内还不具备商业化运行条件，因此能源结构转型是电力行业低碳转型的主要路径，一方面要不断压减化石能源的消费总量，在电力行业主要是降低煤炭消费总量；同时要加快新能源的发展，大力发展光伏、风电等新能源。而在上述两种场景和路径中，气电均可以发挥其低碳高效灵活和技术成熟的优势，促进电力行业加快低碳转型进程。

3.1 影响电力行业“30·60目标”实现进程的因素

3.1.1 存量煤电是影响进程的基础性因素

由于我国资源禀赋条件，长期以来煤电在我国电力装机结构中处于主导地位，是基础电源。截至2020年底，我国在运煤电机组107 992×104kW，占全部装机容量的49.07%，首次降至50%以下，但发电量依旧超过60%。预计“十四五”期间煤电装机规模（预计约11.5×108kW）和发电量均将达峰。煤电在我国低碳转型进程中是重要的约束性因素和基础条件，现有煤电机组的寿命是决定碳达峰和碳中和目标实现的关键因素之一。

我国2000年及以前投运煤电机组约为2.3×108kW，主要是300 MW及以下煤耗较高的低效亚临界机组，此外，这部分机组还有相当比例的是热电联产机组，这些机组将于2030年前陆续达到设计寿命期。为了尽早实现碳达峰目标，这部分机组应该逐步退役或转为电（热）保安电源，发挥能源安全稳定器作用。一些厂址位于发达地区或具有供气条件区域城市周边且承担供热任务的机组应优先考虑实行“煤改气”，以保障能源安全稳定供应，实现碳减排目标。我国2000—2010年期间投运煤电机组约为4.1×108kW（2010年我国的煤电装机容量为64 661×104kW）[11]，这些机组将于2040年前陆续达到设计寿命期，即在碳达峰后逐步退役。若按3 000 h计算，此部分煤电退役后年碳减排量约为17×108t，约占现有电力行业碳排放总量的40%，是碳减排的重点目标，也将有力地加快碳中和进程。这部分煤电退出后其电量空间可以主要由新能源发电弥补，其供热能力和经改造后所具备的灵活性电源作用可以由气电和其他供热技术替代。2040年后预计我国剩余煤电装机容量约为5.1×108kW，这部分机组大部分将成为电网保安电源，其发电利用小时数和发电量将大大降低，为新能源的发展提供更大的电量空间。

3.1.2 影响进程的其他因素

3.1.2.1 政府的态度和政策

政府的态度和政策是促进电力行业低碳转型的重要推动力。自提出“30·60目标”后，除中央有关部门出台《管理办法》等制度外，各地政府也纷纷抓住“十四五”规划的编制契机，因地制宜地提出响应措施，提出碳达峰规划。例如《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》（征求意见稿）中明确提出：“在保障全省煤炭石油天然气安全平稳供应的基础上，积极落实碳达峰行动。要持续提高天然气利用水平，大幅增加气电发电利用小时数”[12]。由于我国各地方经济发展水平不同、能源结构存在差异，因此实现碳达峰目标的时间和路径也存在一定差异。

3.1.2.2 经济转型和产业结构

经济转型的力度和产业结构调整快慢决定了电力行业低碳转型的进程。我国电力消费结构中第二产业占据主导地位，2019年第二产业用电量占全社会用电量的68.4%。当前我国重化工业和高耗能产业仍然占据重要比重，这是我国经济实现可持续发展的同时与实现“30·60目标”必须解决的核心矛盾。因此必须坚持节能优先方针，抑制不合理能源消费，推动能源消费革命，才能逐步实现低碳绿色生产，加快电力行业“30·60目标”的实现。

3.1.2.3 科技创新和技术进步

科技创新的投入和技术进步的速度是决定电力行业低碳转型的重要物质基础。从长远来看，碳中和目标的实现有赖于CCUS技术的规模应用，但就实现碳达峰目标的时间而言，目前CCUS技术发展阶段离大规模商业应用仍有较大距离，无论成本和技术成熟度均尚未取得实质性进展。因此希望通过采用CCUS技术来保持大规模煤电应用并提前实现碳达峰目标是不现实的，必须逐步降低煤电装机容量和发电量。可以预期待CCUS技术成熟后，可能用于少量的气电碳减排场景。储能技术是平抑可再生能源波动性的最佳配套技术，其技术成熟度和可接受成本是新能源大规模发展的重要支撑。因此储能技术的成熟发展将逐步降低电网对于其他灵活性电源的需求。

3.2 “30·60目标”背景下气电产业发展路径

为早日实现“30·60目标”，积极发展天然气是我国建立清洁高效、绿色低碳、安全经济能源体系的重要途径和必然选择。预计在碳达峰之前，我国天然气消费量将稳步增加并将在2035年左右达峰。届时年消费量预计在6 500×108m3[13]，此后天然气消费量将在一定时期内保持相对稳定。2050年后天然气消费量将逐步下降。

气电是天然气利用的主要方向之一，也是未来天然气增量部分主要消费途径，规模化发展气电是天然气产业成熟发展的关键因素[14-15]。与天然气发展趋势基本一致，在2035年前气电装机规模将持续稳步增加。2020年我国气电装机容量为9 802×104kW，同比增长8.6%，按此增速推算，预计2035年气电装机容量约为3.3×108kW，并保持相当一段时间的稳定期，预计到2050年气电装机容量将逐步下降。基于上述分析，表7汇总了气电在“30·60目标”实现进程中气电的作用和定位。

表7 “30·60目标”实现进程中气电的作用和定位表

为实现气电“30·60目标”实现进程中的作用和定位，充分发挥其协同减排效益，建议气电产业在低碳背景下的发展路径如图3所示。

3.2.1 横向融合发展

即气电与煤电、风电、光伏、氢能等能源形式横向融合，实现气电产业协同发展[16-17]。

碳达峰前可以重点实施气电与煤电融合，即在现有煤电厂同址扩建或改建气电机组，可以在降低投资并节约土地等资源的基础上，充分发挥煤电的经济性和气电的灵活性与低排放的优势，建成兼具发电、供热和调峰功能的综合能源基地，实现企业效益、行业利益和社会福利的兼顾。此外，在新型产业园区和大中城市大型商业区，应积极发展天然气分布式能源，实现气、电、冷、热一体化集成供应，统筹协调发展。

碳达峰前后，可以在新疆、青海、内蒙古等天然气和风光资源富集区配套建设一批燃气调峰电站，建立协同配合的气—风互补或气—光互补发电形态，以有效解决目前弃风弃光问题，提升可再生能源发电总出力水平和电网运行可靠性以及电源外送能力，实现气电与可再生能源融合发展。此外，随着氢能技术的不断进步以及成本的逐渐下降，未来可以建立以氢能为核心的风—光—氢—气耦合发电的新形式，进一步促进协同减排，加快“30·60目标”的实现。

3.2.2 天然气产业纵向一体化，与气电产业协同发展

这是基于我国目前气电产业链上下游市场机制不完善，为降低因上游资源供应不确定性和下游市场波动性带来的风险而采取的有效措施。天然气产业上中下游相关各方应加强合作，协同发展[18]，共建良好产业生态圈，共同促进产业健康稳定。实施天然气产业纵向一体化可以提升全产业链效率和竞争力，从而实现产业协调可持续发展，有助于实现上下游协同减排。

3.2.3 通过体制改革实现气电产业可持续发展

气电产业涉及的上下游两个产业都处于市场化改革不断推进的进程中，只有持续推动上游天然气和下游电力市场改革，建立公平、开放、透明、有序的市场环境，完善气电联动和电力辅助服务市场化机制，气电产业才能可持续发展。此外，碳交易市场的不断成熟和壮大，也将为气电产业发展提供有力的外部发展环境。

3.2.4 通过技术进步实现气电产业创新发展

燃气轮机是气电产业的核心装备，也是一个国家综合科技和制造实力的体现。应加大该领域自主创新投入，积极推进燃气轮机领域自主可控技术的突破[19-20]，进一步提升能效水平，既是实现气电产业自主维修从而降低维护成本的前提，也是实现气电产业可持续发展的必然要求。

4 结论

1）“30·60目标”的提出，为我国未来低碳转型发展和建设美丽我国之路指明了目标和路径。作为低碳清洁能源，天然气应该在转型发展中发挥更为重要的作用。

2）与煤电相比，气电具有显著的碳减排优势，在碳达峰前后有序发展燃气热电联产具有良好的直接减排效果。作为灵活性电源，气电对于可再生能源的发展具有良好的保障促进作用，积极发展气电调峰电站具有良好的协同减排效果。在我国低碳转型进程中，气电具有直接减排和间接减排双重效应，在碳中和前适度提高天然气和气电的比重，可以有效发挥其协同减排作用，产生协同减排效益，从而优化能源资源配置，争取社会福利最大化。

3）为实现气电在“30·60目标”实现进程中的作用和定位，应实施横向融合发展和纵向一体化协同发展，同时还需加快体制改革和技术进步，以实现气电产业可持续发展和创新发展。