我国气电产业发展的潜力、挑战与推进措施

郭华璋 罗歆尧 张红梅

（1.中铁国际集团有限公司，北京，10020；2.重庆天然气管道有限公司，重庆 渝北区 410020；3.四川川港燃气有限责任公司，四川 成都 610017）

0 前言

众所周知，天然气发电具有清洁性、高效性、低碳性、灵活性等方面的突出优势，发展气电对于改善大气环境质量、积极应对气候变化、促进天然气能源有效利用和发展、保障电力系统能源平稳供应，具有重要的意义。但是，天然气发电存在设备投入和维护成本较高，燃料供应价格和输量波动，燃机关键技术被国外屏蔽，投资回报不稳定等特点，如果国家相关政策扶持力度不够，对原料价格和入网价格不综合考虑气电能源对电力调峰和减少碳排放的贡献成本，气电的优势就不能充分体现，也会影响企业的投资积极性。从能源结构、供需关系、气电特性、装机动态、价格政策、关键技术等方面，探讨了我国气电产业发展中存在的问题和面临的挑战，提出我国气电产业发展的途径和建议。

1 我国气电工业的发展现状

2005 年以前，我国天然气产量供不应求，燃气发电产业比较落后。2006 年以后，开始进口天然气，随着我国天然气储量和生产能力不断提高，以及环境保护对综合碳排放量提出越加严格的要求，国家逐步出台了一些政策，以支持气电产业发展。部分央企和地方企业陆续进入气电产业，截止到2019 年底，各企业在全国总装机量的占比如图1 所示［1］。其中，中国华电集团有限公司和中国华能集团有限公司装机规模最大，分别占气电总装机容量的16.7%和11.5%。中国海油依托海上天然气产能优势，拥有846×104kW 的装机量，占气电总装机容量的9.4%。此外，北京能源集团有限责任公司、广东省粤电集团有限公司、浙江能源集团有限公司和深圳能源集团股份有限公司等地方发电集团的气电总装机容量已达1 629 104 kW，分别占全国总装机量的5.6%、5.2%、4.5%、2.8%。构成了当前以央企为主导，地方发电企业积极参与的多元化格局。

图1 央企和地方企业在全国总气电装机中的占比

从2010 年至今，我国气电产业发展迅速，气电装机容量增长了240%。气电在火电装机中占比由2010 年的4.1%增长到2019 年的8.7%（图2）。由于光伏发电和风电快速发展，发电总装机量年年攀升，气电在总装机容量中的占比走势平稳，近六年维持在4.2%～4.5%。

图2 气电装机量占比逐年变化图

由此可知，在我国能源结构调整和低碳转型中，气电作为清洁能源得到持续的发展。2020 年和2021年的突出成绩如下：

近年我国自主研发重型燃气轮机取得突破性进展。2020 年9 月，东方电气集团自主研发的F 级50 MW 重型燃气轮机试运行成功［2］。同年12 月，中国联合重型燃气轮机技术有限公司完成了300 MW F级燃气轮机的初步设计，并计划在2023 年前完成整机制造和试验。同时该公司还在去年底，完成了400 MW G／H 级燃气轮机的主体部件概念设计［3］。

2021年3月，中国海油在珠江的首个智慧电厂试点项目启动。它的优势是：通过信息化网络技术，实现全厂范围各控制系统、控制设备的信息共享、可视化共享。综合运用大数据分析，实现生产过程的智能优化控制，智能決策支持，最终实现气电厂全生命周期的企业资产最佳调配，生产质量最优控制，实现企业利益与社会效益最大化。智能电厂是气电行业的发展趋势，是大数据的实践典范。

2021 年1 月18 日，东莞深能樟洋扩建项目试车完成，我国气电装机容量突破1×108kW（“十三五”目标计划是1.1×108kW），气电装机在我国发电总装机容量中占比达到约4.5%。

截止到2021 年6 月，我国又落地、完工、启动了29 个气电项目，其中四川省4 项（潼南市、遂宁市、成都市高新西区、大邑县），江苏省5项（镇江市2 项，苏州开发区、漂水县、清远市），海南省4 项（万宁市、洋浦经济开发区、海口市2项），山东省2项（泰安市、临沂市），广东省11项（广州东区、中堂镇、东江、开发东区、珠江市、樟洋村、鼎湖区、惠州市、江门市、搏罗县、茂名市、汕尾市），哈尔滨市1项（新区），湖南省1项（樊城区），重庆市1项（两江）。从趋势看，新项目主要集中在珠三角、长江三角州、海南省和京津鲁地区，西南和东北地区有进展。燃机热电联产新项目落地完成的较多，共有22 项，分布如上各省份。而燃气蒸汽联合循环热电冷三联供项目仅有2项，分布在广东省江门市和广州开发东区。

4）近年来江苏省、福建省、上海市、广东省等省市采取市场气电价格的辅助服务机制，扶持气电厂家的生产积极性，取得一些经验。江苏省以低价天然气补贴气电成本。上海市对调峰发电机组和天然气热电联产发电机组实行不同的电价；对天然气热电联产，根据利用小时数进行价格核算。福建省针对各个电厂区别定价，并建立终端用户与销售价格联动机制，当气源价格调整时，电价也相应调整；各城市燃气公司在不违背相关合约的前提下，可自由选择上游气源，可结合不同月份的用气需求与上游供气企业签订全年供气合同，使气电厂盈利基本有保障。广东省为缓和供电紧张，2021年6月1日对气电不再设置限定年利用小时数，统一按照各类机组的上网价格执行（0.605～0.64 元／kW·h），气电价格获量涨幅0.14～0.17元／kW·h。市场价格的辅助服务机制，一定程度上缓解了气电行业面临的生存压力，同时也减轻了当地政府的财政负担。今年4月北京市启动燃气电厂成本调查，调查完毕后将对燃气电厂价格决策、降本增效提供支撑。

5）在“十四五”即将出台之际，一些省份提案，积极稳妥发展光伏、风电、生物能等可再生能源。推进地热、余热、燃气三联供，拓展清洁能源供热、制冷等产业，减少煤炭热电联产项目。例如，浙江省政府提出，完善气电协调运行机制、增加气电发电小时数，适时调整天然气发电价格，支持气电参加天然气代输试点，逐步完成上下游直接交易。在新建LNG 接收站周边，鼓励配套高效的气电项目。支持气电企业直购海外气源。“十三五”收官和“十四五”开端之年，在2030 年“碳达峰”，2060 年“碳中和”宏伟目标指引下，我国的气电产业得到持续发展。

但是，回顾我国气电产业的发展历程，相对于国际平均水平和发达国家的水平尚存差距。近50 年气电产业发展得最快的是美国，成功开发页岩气助力了该国燃气发电的快速增长。2019 年美国的燃气发电量占全球燃气发电量的27%，占全球发电总量6.2%，位居第一。自2007年以来，美国电力产业在保持总发电量稳定的情况下，二氧化碳排放量下降了约三分之一。俄罗斯具有丰富的天然气资源，气电产业位居第二，占全球天然气发电总量的8.2%。日本利用液化天然气助力天然气发电，位居第三，占全球天然气发电总量的5.75%。中国在2016 年进入全球第七，2019年进入世界第4位，天然气发电量占全球天然气发电总量的3.78%［4］（表1）。

表1 世界各国燃气发电量基本情况统计表 单位：kW·h

2 天然气发电在工业生产中的重要作用

2.1 气电是相对清洁的火电电源，对减少碳排放具有重要作用

煤电是火电产业的排放大户，煤电通过技术改造即使达到了政府超低排放要求（烟尘、二氧化硫、氮氧化物等排放浓度分别不超过5 mg／m3、35 mg／m3、50 mg／m3），它的排放指标仍然高于气电。据专业统计，超低排放燃煤机组的平均烟尘排放浓度是燃气机组的1.8～2.4 倍，SO2排放浓度是燃气机组的7～19 倍［4］。另外，燃煤发电除排放常规的SO、NOX、CO 外，还会排放SO3等凝结颗粒，以及汞、铅、砷、氟化物等重有害物质。它的灰渣处理和废水处理，对生态环境影响极大。据测算，煤电CO、灰渣以及CO2产生的环境成本为0.15元／（kW·h）。

天然气发电主要生成二氧化碳和水，没有粉尘和硫化物排放，没有重金属污染，会有少量NOX排放（空气中的氮气燃烧形成）。如果燃气电厂经过改造和加装SCR 后，NOX排放水平可控制在15 mg／m3以下，达到超低排放。燃气电厂水耗率指标通常低于燃煤电厂，仅为燃煤电厂的约1／3，属低耗能清洁火电能源。

根据全球碳地图集中2019 年的统计数据，自2006 年我国CO2排放量超过美国，连续13 年成为全球最大的温室气体排放国。2019 年我国的煤炭发电量占全球煤炭发电量的50.2%。2019 年我国CO2排放量为101.75×108t，与美国、印度、俄罗斯和日本等4 国的CO2排放量之和相当。我国CO2排放量与经济增长具有较高的匹配度，上世纪90 年代排放量平稳增加，2000至2013年排放量快速增加，2015年后排放量逐渐趋稳。2019 年我国电力行业耗煤量约22.9×108t，占煤炭消费总量的58%左右，电力行业碳排放量约占我国碳排放总量的40%。

根据IPCC 发布的世界各种电源平均碳排放强度报告，气电、油电、煤电的碳排放强度分别为469 g／kW、840 g／kW、1 001 g／kW。换言之，气电的碳排量仅是煤电的碳排量的50%。因此，增加气电在我国火电中的装机容量可以有效地降低火电产业带来的碳排放总量，有助于早日实现“碳达峰”。

2.2 能源结构改革的任务是，发展天然气工业，发展气电

能源结构改革就是打破旧的能源消费模式，追求更为清洁环保，更有社会经济价值的能源消费格局。随着我国天然气和页岩气开发进入成熟期，天然气利用主体应当是发电。截止到2019 年，天然气在我国一次能源消费结构中占比仅为8.3%，与美国（31%）、英国（35%）、日本（22%）等发达国家相差甚远［6］，其中气电用气553.9×108m3（占比18.1%），低于全球平均水平（39%）。“十三五”期间，我国政府在《加快推进天然气利用的意见》中提出，要把天然气培育成现代清洁能源体系中的主体能源之一，力争在2030 年让天然气在一次消费结构中的占比达到15%。这是一个艰巨的任务，也是一场能源生产和消费的意识转变和革命。

2.3 气电成为可再生能源电力系统调峰的主力

近年来，我国的风电、光伏电力发展较快，它们在电力结构中的占比越来越大，具有随机性、波动性，间歇性的特性，对电力系统的灵活安全可控提出了更苛刻的要求。据专家测算，在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的10%～15%，才能够消纳高比例可再生能源的波动变化。目前，我国电网系统的调峰能力明显不足，新能源消纳技术和能力亟需提升。提升电源侧跟随可再生能源电力变化调峰调频，具有快速调节电力系统负荷的应变能力，是承接高比例可再生能源平稳运行的必要条件。

燃气轮机通过调节燃料流量参数来调节负荷，它具有负荷调节范围广、能力强、响应快的优点。一个单循环燃气机组的调峰能力可达100%，联合循环机组的调峰能力可达70%～100%［7］，是理想的灵活性电源。燃气电力不仅可以对天然气供应电网进行季节性调峰，而且还可以与化学储能、抽水储能、灵活性改造后的煤电共同配合，为电网提供调峰、调频、系统备用和黑启动等辅助服务。

我国抽水塔式蓄能具有交流发电、调峰、调频，以及发电事故处理备用等多种功能，能快速准确响应网络负荷的快速变化，但塔式蓄能电站受站址资源的约束，一般总量和装机容量都不高，有待于后期进一步开发。煤电通过灵活性改造，也具备一定调峰能力，但性能不及燃机，如果深度调峰可能会影响机组运行的安全性、环保性、经济性。我国电化学储能正处于从项目示范向商业化初期过渡的阶段，运行成本不确定。研究报告指出，对于持续时间放电时间为4小时的电池储能项目，平准化能源成本（LCOE）为150 美元／WWh，一旦调峰需求超过4小时，成本会大幅攀升。因此，截止当前，仅有气电的调峰能力最为强大、持久和灵活。

3 我国气电产业发展面临的挑战

我国的灵活调节电源占比低于6%，电力系统调节能力严重不足，影响电力平稳运行。特别是在可再生能源比较富集的东北、西北、华北北部等地区，在煤电装机比重超过72%情况下，灵活调节电源占比约3%，调峰调频能力低下。相比其他可再生能源比例较高的国家，有较大的差距，如西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机比例分别为34%、14%、49%，远高于我国的占比。

气电发展分布不均，沿海较强，内陆较弱的问题，也是我国气电产业目前存在的问题。我国天然气发电主要分布在长三角、珠三角及京津、福建地区。例如：在珠三角地区，为配合中澳广东LNG 一期项目新建燃气电厂，为配合荔湾3-1气田产量登陆和珠海LNG 项目而建设的燃气电厂；在京津地区，为利用“陕京线”管道气而建的燃气电厂；长三角地区，为江浙徽上海LNG 项目和西气东输而建设燃气电厂。这些项目多采用9F 和9E 大型机组集中发电，占全国总装机量的90%以上。而在我国天然气资源和光伏、风电较为丰富的西北、东北、华北北部、西南地区，气电装机容量较小，调峰调频能力不足，电力运行的安全性不高。

天然气发电由于原料成本高，受到可再生能源和煤电的挤兑。目前我国用于气电的原料天然气定价在2.0～2.8 元／m3，按每度电耗天然气0.2 m3计算，气电燃料气成本为0.40～0.56元／（kW·h），综合发电成本为0.54～0.75元／（kW·h），与核电、水电、煤电、风电、光伏电的综合发电成本（＜0.26元、＜0.17 元、＜0.5 元、＜0.62、＜0.7／（kW·h））相比，气电成本不具备优势，原料价格是影响气电竞争力的要原因。多地政府采取财政补贴和市场联动机制来扶持气电发展。但随着气电装机规模的不断提升，价格补贴逐步缩水，发展气电面临成本挑战。

定价对气电调峰调频所付出的成本考虑不足。燃气机组为电网调峰调频出力时会频繁启停，影响主机的性能和寿命，增加关键设备部件的维修频率和次数。定价应考虑燃气机组对调峰作做出的贡献消耗，适当提高气电上网价格，并支持气电装机的利用小时数。当前，国内电力市场正在进行改革，尝试建立市场化的辅助服务机制，以化解成本与定价的矛盾。市场对提升气电竞争力充满期待。

我国燃机技术不够成熟，依靠外企购置和运维，费用太高。目前我国在重型燃气轮机的设计能力、制造能力、试验能力、维修技术等方面均还不够成熟。在部件损坏或寿命到期时，依赖国外制造商来维修更换并支付高额费用。热通道部件的维修和更换周期、维修与更换评定标准和工艺、维修技术和其它专业技术服务（如燃烧调整、控制系统及参数设定、维修等）均由国外制造商控制。我国需要加研发大力度来突破这些屏障。

对气电产业发展重要性认识不足。众所周知，天然气发电、热电联产、冷热电三联供，既是天然气高效利用的重要方式，也是我国改善能源结构、减少大气碳排放的有效手段。但是，气电生产面临着燃气机技术和原料价格的双重挑战。如果专家意见不统一，影响气电产业的决策。

冷热电三联供项目拓展不足。近五年来，我国天然气分布式能源项目快速发展，但能够达到国家规定的冷热电三联供（综合能源利用效率70%以上）的项目较少，影响综合效益的发挥。

电力市场化改革需要深入。目前无论重型燃机还是分布式燃机仍是计划运营模式，或由电网调度调峰、或按供热量以热定电运行，盈利模式不够清晰，导致天然气调峰机组对电网和气网的调度指令难以统筹兼顾，当气网需要调峰的时候，电网未必支持，电网需要顶峰的时候，气网未必能够支撑。

4 气电产业发展的途径和建议

发展气电产业，对于我国积极响应《巴黎协定》（2016 年签署的气候变化协定），减少碳排放、促进天然气工业发展，提高我国现代工业制造水平、提升电力系统的调峰调频能力、促进光伏风能发电等可再生能源的发展，均具有重要的现实意义。根据专家测算，2060年我国要实现“碳中和”，在能源供应侧可再生能源占比应达到80%或以上，需求侧电动化率应达到80%或以上。目前我国天然气呈多元化（天然气、页岩气、煤层气）并进的供应趋势。2020年中国天然气年产量达到1 888.5×108m3，较上年增长9.8%；页岩气年产为200×108m3，较上年增长39.3%。页岩气产量增加领引了中国天然气自供能力增强，使得我国对外依存度下降。目前全球天然气供应相对宽松，我国管道天然气进口以及LNG 进口渠道通畅［8］。充足的天然气供应可以为气电产业发展提供原料保障。由此，提出如下建议：

将发展气电作为中长期战略目标。建议在“十四五”规划中进一步明确气电的战略定位，保持发展的定力和专注力，在长三角地区，珠三角大湾区、京津冀鲁等重点地区合理布局，有序发展，提高智能化管理水平。

开发“三北”和西南地区气电市场。我国西南、西北地区天然气产量相对丰富，东北地区作为“中俄东线”过境省，天然气资源和价格均有优势。西北、东北地区有大量可再生能源需要消纳，调峰调频的需求长期存在，气电发展具有成本优势，发展潜力巨大［9］。

鼓励气电产业智能化，参与碳资产交易。分步实施国家“双碳”目标统一规划，依靠科技进步，适时加载CCUS技术，实施减污降碳改造，提高数字化、智能化、绿色化水平，并加强碳盘查，条件具备时参与碳资产交易，促进节能减排，降低气电企业的生产成本［10］。

稳定燃气成本，保障天然气供应。虽然2019 年以来全球主要天然气市场的价格均呈下行趋势，跨国管道运营资源充裕。但我们还需强化天然气的供应安全：要加大常规和非常规气田（页岩和煤层气）的勘探开发力度，提高探明储量和可采储量，增加天然气产能；要构建多渠道、多元化的燃气进口模式，降低进口燃气的成本；要充分利用市场化辅助服务机制，支持气电厂家直购天然气，减少中间环节成本。

实施多能联供的专项改造。因地制宜，实施多能联供的专项改造，由单一发电向冷热电气水综合供应转变，并实现热力网源一体、源网荷储联动，减少设备闲置，提高综合能效。

提升燃气轮机研发和制造水平。加大科研力度，寻找关键技术突破口，提升燃气轮机燃烧室、高温透平叶片等关键热部件的设计和制造能力，早日实现重型燃气轮机的国产化。彻底摆脱国外商家对我国实行的技术屏蔽。

突破国外公司对燃机维修市场的垄断。在政府主导下集中统一采购燃机设备，在检修维护谈判和相关技术转让方面加强开拓，采购一些备件备品，吸纳燃气轮机维修技术人才，消化吸收设备运维、检修的核心技术，优化运行，自主检修，降低运行成本。

制定反映气电环保价值与调峰价值的电价和调度机制。其一，建议国家对气电实行多元化的定价机制，充分考虑气电对减少碳排放的贡献、对调峰的贡献所付出的生产成本。将气电纳入政府财政环保专项资金补贴范围。其二，对“十四五”新增煤电装机加征排污费，限制其发展；其三，实行清洁电力优先上网的扶持政策。设定气电机组的盈亏边界，提高气电机组的利用小时数，以保证盈利，并摊薄成本［11-14］。

探索“气电一体化经营“的联合体模式。建立稳健、灵活、科学的供气供电商务模式，以保证气电始终具有调峰的优势。建议国家将勘探开发、集输储运，气电生产三大部门纳为一体化管理，实行系统成本核算，系统资源供应，系统资源交易。支持供气企业参股燃机发电项目，分散市场风险，保障项目收益。

科学管理分布式发电项目。充分发挥分布式燃机规模小、布局灵活、运营高效的特点，实现区域集群式管理、集中式调度、集约化运营，最大限度降低管理成本，提升项目综合效益贡献度。

开展其他调峰电力实验。逐步发展电池储能系统项目和抽水塔式蓄能项目，对电力调峰提供安全补充。利用储能的多种模式灵活切换和控制优势，使储能综合效益和系统功能达到最佳状态，实现电网安全、产业发展、社会效益三方共赢。

拓展气电在油气开发中的应用。利用分布式燃机易于组合、功率密度高、布局灵活、启动快、易于搬迁等优势，利用井口（或当地）气源，为油气井钻井和压裂提供灵活的集中持续式电力服务。①能够为钻井提供持续稳定的电力服务；②通过持续大功率的电力供应，使压裂达到最佳设计效果，大幅提升油气井产量；③提升气电的应用范围和经济收益，降低钻采和压裂成本。这是近五十年美国气电产业、燃机制造业与油气产业相依相存滚动发展的成功经验。

开展对气电厂的超低碳排放或净零排放的研究。今年Net Power 公司计划在美国建造两座天然气发电厂，通过特殊设计和加装一些设备，能够有效捕集碳排放，将其封存于地下，从而实现碳的净零排放。这是美国对净零碳排放气电厂的首次尝试。我国的气电产业也应当有这方面的思路，通过技术攻关，大胆尝试，努力实现超低碳排放或净零碳排放。

5 结束语

许多知名机构作出预测：未来几十年，可再生能源（太阳能，风能，海洋能、水能，生物能，地热能等）和天然气将成为满足全球能源需求增长的最主要的能源。它们具有低碳化、多元化、分散化、经济化、全球化、数值化的重要特征，将陆续占领能源市场，推进未来电力产业朝着更健康、更环保、更经济、更安全、更可持续发展的方向发展。气电产业是顺应绿色环保可持续能源发展的重要驱动力，它是本世纪唯一能够得到持续发展应用的化石能发电。气电发展有助于我国将天然气逐步培育成为现代清洁能源体系的主体能源之一。气电发展有利于推动我国高端工业装备的制造水平和创新发展。气电发展有利于我国能源结构调整和节能减排，实现“2030 年达到碳排峰，2060 年达到到碳中和”的宏伟目标。气电发展有利于可再生能源发展和维护电网安全稳定运行。气电发展支持国家的能源战略决策和安全体系构成。气电发展，是推动可再生能源发展的安全卫士，任重而道远，但前途非常光明。