促进我国天然气发电高质量发展的思考.docx

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1、促进我国天然气发电高质量发展的思考在“双碳”背景下，电力行业清洁低碳转型面临巨大压力。天然气发电具有清洁、高效、灵活等优势，成为电力行业低碳转型的重要过渡路径。随着风电、光伏发电等新能源规模快速提升，电网调峰压力进一步增大，燃气电厂作为灵活调峰电源的作用将更加突出，为新能源高比例消纳和电力系统安全稳定运行保驾护航。一、天然气发电优势（一）调峰灵活气电灵活性高，是调峰调频的优质电源。天然气发电具备启停灵活、爬坡速率快等优势，可以有效且迅速的调节出力水平，用于电网调峰。对比GEGasPoWer测算的不同电源类型的可靠容量系数，气电是除核电外第二可靠的调峰电源。相比于煤电，气电的响应速度更快、负荷变

2、化能力更强。相关研究显示，燃煤电厂的冷启动时间为10小时以上，而单循环燃气电厂的启动只需几分钟；同时，气电机组在短时间内的最大负荷变化也远高于煤电机组。因此，气电为最优的调峰电源之一。（二）清洁低碳与煤电相比，气电更具清洁性。从碳排放上看，天然气的主要成分甲烷是含碳量最小、含氢量最大的烧，因此气电的碳排放强度比煤电低。典型的9F燃气发电机组碳排放强度仅为345克/千瓦时，而煤电机组则高达838克/千瓦时，气电机组的碳排放强度比煤电低将近60%O从氮排放上看,根据火电厂大气污染物排放标准(GB13223-20H)，我国目前对于燃煤机组的氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，经过超低排放改造的机组

3、排放限值为50毫克/立方米，而北京、天津、深圳等多个地区对燃气机组的氮氧化物排放限值都设在30毫克/立方米以下，远低于燃煤机组。止匕外，燃煤机组主要通过外部的脱硝系统来处理烟气中的氮氧化物，而燃气电厂主要通过提高燃烧技术从而从源头主动控制氮排放，能有效避免二次污染。从硫排放上看，燃气电厂的燃料中硫含量较少，因此尾端二氧化硫排放也较少，E级、F级燃气电厂的二氧化硫排放浓度分别约为2.20毫克/立方米、0.84毫克/立方米，明显低于燃煤电厂的16毫克/立方米。从其他污染物上看，燃煤机组的烟尘排放浓度是燃气机组的L82.4倍，且会产生放射物、重金属与固体废物。因此，无论从何种污染物来看，燃气发电机组

4、相较于燃煤机组都更加低碳清洁。二、天然气发电现状(一)国外天然气发电情况从全球范围看，天然气发电的应用现状因各国能源政策、资源禀赋以及市场需求的不同而有所差异。在欧美国家和亚洲新兴市场，天然气发电在满足日益增长的电力需求的同时，对新能源规模化发展起到了重要保障作用。在美国，天然气发电装机容量在全美电力总装机容量中的占比超过40%,是其主力电源之一。页岩气革命使得美国天然气供应充足且价格相对低廉，而成熟的天然气市场使得天然气发电成本较低，这大大促进了天然气发电的发展。美国的环境法规，如清洁空气法等，鼓励使用低排放的燃料，推动煤炭向天然气转型。许多州还出台了碳排放交易和碳税政策，进一步推动天然气发

5、电替代高碳排放的煤电。在资源优势和政策法规的引导下，天然气发电在美国电力系统中逐渐取代了部分煤电，成为电力结构转型的关键力量。美国能源部发布迈向100%清洁电力之路报告，计划2035年实现100%清洁电力，清洁能源发电占比将由44%提升至71%,煤电机组加速退役，天然气发电在电力系统中的调峰作用进一步显现，装机有望进一步增加。在德国，天然气发电装机容量相对较小，约占全国总装机容量的15%左右。尽管比例不如美国高，但在德国的能源转型中，天然气发电同样发挥了关键作用。一方面，大规模的可再生能源（如风电和光伏）占据了德国电力系统的重要地位，但其间歇性和波动性对电网稳定性提出了挑战。天然气发电可以灵活

6、调节负荷，作为调峰电源弥补可再生能源发电的不稳定性。另一方面，随着德国淘汰核电和减少煤电，天然气发电被视为一种可靠的低碳过渡能源。德国的能源转型政策也强调了天然气作为低碳过渡能源的作用。德国政府计划新建1000万千瓦燃气电厂用于调峰，支撑可再生能源发电占比由当前的60%左右提升至2030年的80%,并持续退出核电、煤电，目前已与欧盟委员会就新建电厂的融资框架达成一致。值得一提的是，俄乌冲突前，德国主要依赖从俄罗斯进口天然气，这使得天然气发电的供应安全和成本受地缘政治影响较大。近两年来，德国正加快推动能源多元化和天然气供应来源的多样化。在亚洲L新兴市场发展气电满足不断增长的电力需求，如印尼拥有丰

7、富的天然气储量，天然气发电占比达到15%以上;越南政府发布电力政策草案,鼓励发展天然气发电项目；泰国则更依赖进口LNG,天然气发电占总发电量的60%以上。（二）国内天然气发电情况近年来，我国鼓励因地制宜建设天然气发电，装机规模及相关产业实现较快发展。数据显示，20142023年，我国天然气发电装机规模从5679万千瓦增加至1.3亿千瓦，发电用气量由275亿立方米增加至685亿立方米，发电装机年均增长9.5%,高于全国电力总装机年均增速。从装机分布上看，我国天然气发电装机规模排名靠前的广东、江苏、浙江、北京、上海等地，均为经济较发达的负荷中心省（市）。另据国家能源局发布的中国天然气发展报告（20

8、24），2023年，国民经济回升向好，市场调节作用增强，用气结构持续优化，多能互补成效初显，市场需求较快增长。全年天然气消费量3945亿立方米，增量282亿立方米，同比增长7.6%；天然气在一次能源消费总量中占比8.5%,较上年提高0.1个百分点。从消费结构看，发电用气同比增长7%,占比17%,新增气电装机超过100O万千瓦，总装机规模达到L3亿千瓦，气电顶峰保供能力显著增强，在迎峰度夏、冬季保供中发挥重要作用。20232024年采暖季期间，面对“极端天气增多、冷暖交替频繁、寒潮影响广泛”等气候特征，政府与企业加强联动，发挥协调机制作用，压实民生保供责任，完善应急保障体系，确保安全平稳过冬。天

9、然气行业协同保障气、电时段性双调峰，冬季高峰气电日发电量达到日常均值的2.5倍以上。可以说，天然气发电在保障北方重点地区冬季供暖、满足东部发达地区电力需求、改善大气环境质量等方面发挥了积极作用。但总体上看，我国天然气发电装机和发电量占比仍远低于全球平均水平，整体仍呈现装机占比小、发电量比重低、年利用小时数不高等特点。据统计，截至2023年底，我国天然气发电装机容量在总装机中占比约4.3%,利用小时数约2436小时，年发电量约占全社会用电量的3.2%o与其他灵活性资源相比，气电在全国范围内处于“不温不火”的状态。三、我国天然气发电前景分析（一）政策逐渐明朗助力气电产业清晰定位从政策面来看，近年来

10、，国家不断出台政策，持续优化天然气消费结构，按照相关规划，在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区有序发展调峰气电项目。同时又积极推进风、光、气多能互补项目试点示范，推动天然气发电与新能源融合发展，加快构建并完善新型电力系统。其中，2021年10月，国务院印发的2030年前碳达峰行动方案明确提出，大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设天然气调峰电站。2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见，提出因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气“双调峰”电站；按照电力系统安全稳定运行和保供需要,加强煤电机

11、组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协同。2024年6月，国家发展改革委发布的天然气利用管理办法指出，天然气利用优先类为有利于保障国家能源安全和实现双碳目标、有利于产业结构优化升级，有利于保障民生、提升人民群众生活水平，具有良好经济性和社会效益的天然气利用方向。止匕外，在“优先类”用气项目中新增气源落实、具有经济可持续性的天然气调峰电站，将煤炭基地基荷燃气发电项目从“禁止类”调整至“限制类”，解除了这些地区对于天然气发电的绝对限制，为不同地区因地制宜发展天然气发电提供了政策支撑。随着政策的不断细化，天然气发电的定位将愈发清晰。（二）电力调峰需求提升拓展气电应用空间随着新能源装机的大规模投

12、产，我国电力调峰需求还将提升。电源侧调峰应用范围较广，包括气电在内的火电与新能源发电相结合实现多能互补，在电网灵活性调峰中能够发挥重要作用。2023年9月，国家能源局发布的对十四届全国人大一次会议第2675号建议答复的复文摘要就指出，天然气是当前及中长期解决新能源调峰问题的重要途径之一。从装机规划看，“十四五”期间东部经济发达地区与川渝等产气省份气电投资建设意愿较强。其中，东部经济发达地区整体用电量较大,保供与调峰需求较强，同时地区经济承受能力较强、土地资源相对紧缺，而发电效率更高、调峰能力更强、占地更小的燃机项目，可以在中短期内满足其电力保供和降碳的双重需求，因此气电作为基荷电源之一受重视程

13、度高。如广东省规划3600万千瓦气电装机；浙江省提出发挥气电过渡支撑作用，“十四五”期间新增气电装机700万千瓦以上，到2025年气电装机达到1956万千瓦，气电发电量占省内发电量的比重提高到19%以上；山东省强调有序推动燃气机组项目建设，到2025年，燃气机组装机达到800万千瓦；上海市提出，部分区域将从煤气并重逐步转向全部为气电，到“十四五”末气电规模达1250万千瓦。川渝等地区天然气资源丰富，作为产气大省拥有发展气电的产业优势，同时，地区水力发电占比较大，但由于水电具有季节性及区域性分布特征，发电稳定性不高，具备调峰功能的电源重要性凸显。因此，川渝地区的气电装机目标较高且明确。如四川省提

14、出，“十四五”期间将不再新核准建设煤电项目，而将新增超600万千瓦的天然气发电装机规模；重庆市提出，到2025年重庆规划新增500万千瓦、储备600万千瓦的气电装机。目前，东南沿海及气源较为充足的省份已结合“十四五”规划，安排新增了一定的调峰气电规模，增强当地的电力供应保障与系统调节能力。据“十四五”规划，到2025年，全国气电装机容量将达到1.5亿千瓦左右，相比于2020年的9000万千瓦，增幅显著。根据最新的统计数据，截至2023年底，全国气电装机容量已超过1.2亿千瓦，距离规划目标仅剩不到3000万千瓦。虽然2020年末未完成“十三五”期间气电装机容量达到1.1亿千瓦的规划目标，但“十四

15、五”规划目标有望在2025年如期完成。（三）经济性始终是影响气电发展关键因素受“贫油少气”资源禀赋制约，气电在我国发电版图中始终是一个小众角色。推动天然气发电健康发展，重在解决气源和价格两大核心问题。气源方面，近年来我国天然气进口依存度都维持在40%以上，尽管我国着力推进天然气进口来源多元化，但来自土库曼斯坦、俄罗斯、澳大利亚、卡塔尔和马来西亚5国的进口量仍占总进口量的80%左右，进口集中度较高。2023年，我国天然气进口总量为1656亿立方米,其中管道气进口量为671亿立方米，LNG进口量为984亿立方米，中国再次成为世界第一大LNG进口国，天然气进口易受国际市场供需关系、地缘政治及各类突发

16、事件影响，供应和价格不确定性较大。例如，管道气的履约量可能随着生产国的产量、天气、国内政局稳定情况等因素波动，LNG的供应可能会受欧亚竞购等因素影响。2022年在全球重大地缘冲突爆发、气源紧张时期，欧洲与亚洲LNG市场价格波动曾创下历史纪录，对多国能源安全造成较大威胁。即便是在价格相对平稳的时期，国际天然气市场价格也会受到许多重大市场事件的影响，不确定性风险长期存在，无形中给天然气打上了“供应紧张”的标签。要想打消地方政府部门以及电力部门发展气电时的顾虑，首先要确保天然气资源供应保障能力。价格方面，我国天然气资源相对短缺，对外依存度较高，致使燃气发电机组的发电成本偏高，经济性相对较差。根据业内相关测算，国内气电综合成本区间约为0.59-0.72元/千瓦时，远高于煤电、水电、核电。在气电经济性难以保障的背景下，为维持燃气电厂盈利能力，国家与地方政府往往需要支付高额补贴去支撑其电价，因此我国气电建设投资意愿较弱。为了将天然气发电的多重优势转化为经济价值，亟需进一步完