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天然气发电是实现“双碳”目标的重要技术途径之一，低碳、清洁、可调度性强的特性使其成为社会主义现代化国家清洁低碳、安全高效电力能源保障的重要组成部分。从天然气发电的技术特性和经济成本分析角度出发，利用多方数据对我国天然气发电的现状进行了阐述，并展望了气电行业在碳达峰、碳中和事业中将发挥的作用。
关键词：天然气发电 碳达峰 清洁能源
在我国“十三五”期初，天然气占一次能源消费结构的6%。国务院办公厅发布的《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》和国家发展改革委、国家能源局发布的《能源发展“十三五”规划》中，均要求积极发展天然气等清洁能源，提出了天然气在一次能源消费中的比重，到2020年力争达到10%左右的目标;同时要求降低煤炭消费占比，提高天然气发电利用比重，鼓励发展天然气分布式多联供项目，支持发展燃气调峰电站，并结合热负荷需求适度发展燃气热电联产项目。
在已经发布的“十四五”规划中，天然气发展并没有获得明确的数字目标。但随着“双碳”目标的确立，天然气发电借助其碳排放强度低、可调度能力强、清洁环保污染少的优势，将会在未来较长的一段时间内填补由于碳达峰削减燃煤发电量所产生的可调度电力缺口，为建设清洁低碳、安全高效的能源体系和提高能源供给保障能力，贡献更大的力量。
本文将从天然气作为火力发电清洁燃料的角度，对我国天然气发电（以下亦称“燃气发电”或“气电”）行业的现状进行论述，并对行业未来发展情况进行分析。
1 天然气发电的特点和优势
天然气是一种无色、无味、密度比空气轻的燃气，在常压状态下的沸点是-161℃，主要成分为甲烷，通常情况下会同时含有氮气和二氧化碳等惰性气体，并可能含有少量的乙烷、丙烷、丁烷和更高碳原子数的碳氢化合物，可通过对气田、页岩和煤层的开采过程获得，也可通过生物质的分解过程获得。根据国家能源局、国务院发展研究中心、自然资源部联合发布的《中国天然气发展报告（2020）》数据，2019年，全球天然气消费量为3.93万亿标准立方米（以下简称立方米），在一次能源消费中占比为24.2%，其中亚太地区天然气消费量为8699亿立方米，北美地区为10576亿立方米，欧亚地区为11278亿立方米;2019年，我国天然气表观消费量为3064亿立方米，折合标煤约3.6亿吨，同比增长8.6%，在一次能源消费结构中占比达8.1%，同比上升0.3个百分点。
与我国一次能源主力的煤炭相比，天然气具有明显的碳排放強度优势。根据国务院发展研究中心发布的《中国气体清洁能源发展报告》，并结合政府间气候变化专门委员会（IPCC）和美国能源信息署（EIA）等机构发布的数据计算，每燃烧1公斤标煤能够释放7000千卡热量，产生二氧化碳约为2.7吨;而释放同样的热量只需要燃烧约0.85立方米天然气，燃料重量下降至约0.65公斤，产生二氧化碳仅为1.58公斤左右。从度电碳排放量的角度分析，若使用实际运行数据保守计算度电燃料耗用率，燃煤发电需消耗约300克标煤，产生二氧化碳约为810克;而燃气发电则需消耗约0.2立方米天然气，燃料重量约为155克，产生二氧化碳仅约370克。由此可见，在产生同等热量的情况下，天然气燃烧后所产生的二氧化碳排放量只有煤炭燃烧后所产生二氧化碳排放量的59%。而在产生同等电量的情况下，该比值则降至45%，碳减排效果明显。
除了碳排放强度方面的优势，天然气与煤炭相比还具有明显的环保优势。根据供应商提供的实际检测数据，天然气成分中几乎不含硫分和灰分，其燃烧后所产生的二氧化硫、飞灰等污染物明显少于燃烧煤炭，从而基本上消除了燃气发电企业脱硫、除尘、除灰等环节的投资成本和运行成本，更不会产生汞等重金属污染物。同时，目前主流燃气轮机供应商所提供的燃气发电机组，均采用干式低排放技术（DLE），能够显著降低机组的氮氧化物排放水平，在不使用SCR等额外脱硝技术的情况下，即已可满足氮氧化物排放国家标准的要求;根据江苏省《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》征求意见稿的结论，投运SCR后的氮氧化物排放强度甚至可降至每立方米15毫克以内。
天然气发电在能耗方面也处于领先地位。根据《发电杂志》（POWER Magazine）的报道，当前最先进的H级燃气轮机联合循环机组，热效率已经可以达到63%～64%。如果使用主流的F级燃气轮机联合循环机组的实际运行数据计算，度电气耗约为0.18立方米，折合标煤为210克，约是燃煤发电当前平均度电煤耗的2/3。再者，度电燃料重量的显著降低也会减少电力燃料通过海运或陆运时的能耗水平，同样达到节能减排的目的。
2 我国天然气发电的现状和展望
2021年1月，东莞深能樟洋电力公司扩建项目首套机组168小时满负荷试运的顺利结束，标志着我国燃气发电装机容量突破1亿千瓦，在我国总装机容量中占比约为4.5%。根据中电联《2020年全国电力工业统计快报数据一览表》的统计，2020年年末，我国燃气发电装机容量为9802万千瓦，占火电装机容量124517万千瓦的7.9%，占总装机容量220058万千瓦的4.45%。2020年，我国气电发电量为2485亿千瓦时，占火电发电量51743亿千瓦时的4.8%，占总发电量76236亿千瓦时的3.3%。以上数据与国家发展改革委《能源发展“十三五”规划》中的“2020 年气电装机规模达到1.1亿千瓦”相比，虽然未实现既定目标，但与“十二五”末我国燃气发电装机容量5700万千瓦相比，容量增幅达到了72%。
但是，度电燃料成本依旧是制约我国气电发展的重要因素。2020年，火电装机容量占总装机容量的56.6%，但火电发电量占总发电量的占比达到67.9%;与之形成对比的是，燃气发电4.45%的装机容量占比，对应的发电量占比只有3.3%，说明相较火电整体而言，燃气发电利用率偏低。通过实际运行数据计算，天然气价格折算出的标煤单价达到了动力煤标煤单价的2倍，与当前JKM天然气现货价格和动力煤价格的比例基本相符，意味着燃气发电度电燃料成本相较燃煤发电高出近30%。 即便如此，电力行业内部对于天然气发电的前景还是乐观的。在2021年经济形势与电力发展分析预测会上，中电联提出要加快构建新型电力系统，积极推进气电电源的开发，预计2025年、2030年、2035年，全国气电装机分别达到1.5亿、2.35亿、3亿千瓦。
总体来看，天然气发电在十年内的主要发展驱动力有以下几个方面：
一是在“双碳”目标的驱动下，必须找到一种安全可靠的低碳清洁电源来支撑逐年增长的电力需求量。天然气发电具有前文所述的碳排放强度低、燃烧效率高、燃烧后污染物少等诸多优点，同时具备了新能源电源无法比拟的可调度性，即可用于基本负荷，也可利用其高爬坡率进行调峰，是最适合的选择之一。
二是我国天然气运输系统正在快速发展，有助于提高国内天然气燃料保供控价的能力。随着国家管网集团正式成立，一个上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系逐步形成，将有助于提高天然气管道运输的覆盖程度，扩大新建燃气电厂的选址范围，同时增加管道运输的公平性，最终降低终端用户的运输成本。此外，根据国际天然气联盟（IGU）《全球液化天然气报告（2021）》（World LNG Report）的数据，我国液化天然气的年接收能力已超过8300万吨，相当于全国天然气年消费量的近1/3，年增长率接近10%。进口液化天然气与国产气、进口管道气共同構建了我国气源的多样性，能够有效加强国内天然气供应的保障能力，进而稳定天然气价格。
三是天然气发电技术尚存在减碳空间。根据《发电杂志》的报道，GE目前向市场提供的H级燃气轮机能够燃烧15%至20%体积比例的氢燃料，并且具备燃烧100%氢燃料的升级能力;而三菱已完成燃烧30%体积比例氢燃料的试验，透平进口温度达到1600℃，等效联合循环出力达到700兆瓦，实现了10%的碳排放强度减少量。除了在传统燃气轮机上掺烧氢燃料以外，天然气发电领域还产生了一些更前沿的碳减排技术。例如，Allam循环是一种在高纯度氧气中燃烧天然气，并以高压二氧化碳流体作为工质的近零排放天然气发电方式。该技术路线通过空气分离器提取空气中的氧气，与天然气混合后燃烧加热纯二氧化碳进气至超临界状态，并用该流体驱动透平进行发电，在几乎不产生氮氧化物等污染物的同时，排放的高纯度二氧化碳还能极大降低碳捕集利用的难度。目前，全球有多个使用该技术路线的百兆瓦量级项目处于筹备状态，预期系统效率将高于加装碳捕集设备的传统燃气发电机组。
3 结语
我国近7成的发电量来自燃煤发电，利用燃气发电对燃煤发电进行替代是碳达峰的一种可行路线。虽然从燃料成本上考虑，目前燃气发电还无法和燃煤发电看齐，但国家生态环境部《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》明确指出，“为鼓励燃气机组发展，在燃气机组配额清缴工作中，当燃气机组经核查排放量不低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为已获得的全部免费配额量”，意味着碳排放权成本的引入将重新量化燃气发电和燃煤发电变动成本的比较关系，而当前每吨二氧化碳50元左右的价格将会有效降低两者之间的差距。这些都将进一步推动天然气发电在我国的发展，提升其在“十四五”构建现代能源体系工作中的作用，从而为全面建设社会主义现代化国家提供清洁低碳、安全高效的电力能源保障。
（作者张一瑄工作单位为中国大唐集团有限公司燃料事业部）
关键词：天然气发电 碳达峰 清洁能源
在我国“十三五”期初，天然气占一次能源消费结构的6%。国务院办公厅发布的《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》和国家发展改革委、国家能源局发布的《能源发展“十三五”规划》中，均要求积极发展天然气等清洁能源，提出了天然气在一次能源消费中的比重，到2020年力争达到10%左右的目标;同时要求降低煤炭消费占比，提高天然气发电利用比重，鼓励发展天然气分布式多联供项目，支持发展燃气调峰电站，并结合热负荷需求适度发展燃气热电联产项目。
在已经发布的“十四五”规划中，天然气发展并没有获得明确的数字目标。但随着“双碳”目标的确立，天然气发电借助其碳排放强度低、可调度能力强、清洁环保污染少的优势，将会在未来较长的一段时间内填补由于碳达峰削减燃煤发电量所产生的可调度电力缺口，为建设清洁低碳、安全高效的能源体系和提高能源供给保障能力，贡献更大的力量。
本文将从天然气作为火力发电清洁燃料的角度，对我国天然气发电（以下亦称“燃气发电”或“气电”）行业的现状进行论述，并对行业未来发展情况进行分析。
1 天然气发电的特点和优势
天然气是一种无色、无味、密度比空气轻的燃气，在常压状态下的沸点是-161℃，主要成分为甲烷，通常情况下会同时含有氮气和二氧化碳等惰性气体，并可能含有少量的乙烷、丙烷、丁烷和更高碳原子数的碳氢化合物，可通过对气田、页岩和煤层的开采过程获得，也可通过生物质的分解过程获得。根据国家能源局、国务院发展研究中心、自然资源部联合发布的《中国天然气发展报告（2020）》数据，2019年，全球天然气消费量为3.93万亿标准立方米（以下简称立方米），在一次能源消费中占比为24.2%，其中亚太地区天然气消费量为8699亿立方米，北美地区为10576亿立方米，欧亚地区为11278亿立方米;2019年，我国天然气表观消费量为3064亿立方米，折合标煤约3.6亿吨，同比增长8.6%，在一次能源消费结构中占比达8.1%，同比上升0.3个百分点。
与我国一次能源主力的煤炭相比，天然气具有明显的碳排放強度优势。根据国务院发展研究中心发布的《中国气体清洁能源发展报告》，并结合政府间气候变化专门委员会（IPCC）和美国能源信息署（EIA）等机构发布的数据计算，每燃烧1公斤标煤能够释放7000千卡热量，产生二氧化碳约为2.7吨;而释放同样的热量只需要燃烧约0.85立方米天然气，燃料重量下降至约0.65公斤，产生二氧化碳仅为1.58公斤左右。从度电碳排放量的角度分析，若使用实际运行数据保守计算度电燃料耗用率，燃煤发电需消耗约300克标煤，产生二氧化碳约为810克;而燃气发电则需消耗约0.2立方米天然气，燃料重量约为155克，产生二氧化碳仅约370克。由此可见，在产生同等热量的情况下，天然气燃烧后所产生的二氧化碳排放量只有煤炭燃烧后所产生二氧化碳排放量的59%。而在产生同等电量的情况下，该比值则降至45%，碳减排效果明显。
除了碳排放强度方面的优势，天然气与煤炭相比还具有明显的环保优势。根据供应商提供的实际检测数据，天然气成分中几乎不含硫分和灰分，其燃烧后所产生的二氧化硫、飞灰等污染物明显少于燃烧煤炭，从而基本上消除了燃气发电企业脱硫、除尘、除灰等环节的投资成本和运行成本，更不会产生汞等重金属污染物。同时，目前主流燃气轮机供应商所提供的燃气发电机组，均采用干式低排放技术（DLE），能够显著降低机组的氮氧化物排放水平，在不使用SCR等额外脱硝技术的情况下，即已可满足氮氧化物排放国家标准的要求;根据江苏省《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》征求意见稿的结论，投运SCR后的氮氧化物排放强度甚至可降至每立方米15毫克以内。
天然气发电在能耗方面也处于领先地位。根据《发电杂志》（POWER Magazine）的报道，当前最先进的H级燃气轮机联合循环机组，热效率已经可以达到63%～64%。如果使用主流的F级燃气轮机联合循环机组的实际运行数据计算，度电气耗约为0.18立方米，折合标煤为210克，约是燃煤发电当前平均度电煤耗的2/3。再者，度电燃料重量的显著降低也会减少电力燃料通过海运或陆运时的能耗水平，同样达到节能减排的目的。
2 我国天然气发电的现状和展望
2021年1月，东莞深能樟洋电力公司扩建项目首套机组168小时满负荷试运的顺利结束，标志着我国燃气发电装机容量突破1亿千瓦，在我国总装机容量中占比约为4.5%。根据中电联《2020年全国电力工业统计快报数据一览表》的统计，2020年年末，我国燃气发电装机容量为9802万千瓦，占火电装机容量124517万千瓦的7.9%，占总装机容量220058万千瓦的4.45%。2020年，我国气电发电量为2485亿千瓦时，占火电发电量51743亿千瓦时的4.8%，占总发电量76236亿千瓦时的3.3%。以上数据与国家发展改革委《能源发展“十三五”规划》中的“2020 年气电装机规模达到1.1亿千瓦”相比，虽然未实现既定目标，但与“十二五”末我国燃气发电装机容量5700万千瓦相比，容量增幅达到了72%。
但是，度电燃料成本依旧是制约我国气电发展的重要因素。2020年，火电装机容量占总装机容量的56.6%，但火电发电量占总发电量的占比达到67.9%;与之形成对比的是，燃气发电4.45%的装机容量占比，对应的发电量占比只有3.3%，说明相较火电整体而言，燃气发电利用率偏低。通过实际运行数据计算，天然气价格折算出的标煤单价达到了动力煤标煤单价的2倍，与当前JKM天然气现货价格和动力煤价格的比例基本相符，意味着燃气发电度电燃料成本相较燃煤发电高出近30%。 即便如此，电力行业内部对于天然气发电的前景还是乐观的。在2021年经济形势与电力发展分析预测会上，中电联提出要加快构建新型电力系统，积极推进气电电源的开发，预计2025年、2030年、2035年，全国气电装机分别达到1.5亿、2.35亿、3亿千瓦。
总体来看，天然气发电在十年内的主要发展驱动力有以下几个方面：
一是在“双碳”目标的驱动下，必须找到一种安全可靠的低碳清洁电源来支撑逐年增长的电力需求量。天然气发电具有前文所述的碳排放强度低、燃烧效率高、燃烧后污染物少等诸多优点，同时具备了新能源电源无法比拟的可调度性，即可用于基本负荷，也可利用其高爬坡率进行调峰，是最适合的选择之一。
二是我国天然气运输系统正在快速发展，有助于提高国内天然气燃料保供控价的能力。随着国家管网集团正式成立，一个上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系逐步形成，将有助于提高天然气管道运输的覆盖程度，扩大新建燃气电厂的选址范围，同时增加管道运输的公平性，最终降低终端用户的运输成本。此外，根据国际天然气联盟（IGU）《全球液化天然气报告（2021）》（World LNG Report）的数据，我国液化天然气的年接收能力已超过8300万吨，相当于全国天然气年消费量的近1/3，年增长率接近10%。进口液化天然气与国产气、进口管道气共同構建了我国气源的多样性，能够有效加强国内天然气供应的保障能力，进而稳定天然气价格。
三是天然气发电技术尚存在减碳空间。根据《发电杂志》的报道，GE目前向市场提供的H级燃气轮机能够燃烧15%至20%体积比例的氢燃料，并且具备燃烧100%氢燃料的升级能力;而三菱已完成燃烧30%体积比例氢燃料的试验，透平进口温度达到1600℃，等效联合循环出力达到700兆瓦，实现了10%的碳排放强度减少量。除了在传统燃气轮机上掺烧氢燃料以外，天然气发电领域还产生了一些更前沿的碳减排技术。例如，Allam循环是一种在高纯度氧气中燃烧天然气，并以高压二氧化碳流体作为工质的近零排放天然气发电方式。该技术路线通过空气分离器提取空气中的氧气，与天然气混合后燃烧加热纯二氧化碳进气至超临界状态，并用该流体驱动透平进行发电，在几乎不产生氮氧化物等污染物的同时，排放的高纯度二氧化碳还能极大降低碳捕集利用的难度。目前，全球有多个使用该技术路线的百兆瓦量级项目处于筹备状态，预期系统效率将高于加装碳捕集设备的传统燃气发电机组。
3 结语
我国近7成的发电量来自燃煤发电，利用燃气发电对燃煤发电进行替代是碳达峰的一种可行路线。虽然从燃料成本上考虑，目前燃气发电还无法和燃煤发电看齐，但国家生态环境部《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》明确指出，“为鼓励燃气机组发展，在燃气机组配额清缴工作中，当燃气机组经核查排放量不低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为已获得的全部免费配额量”，意味着碳排放权成本的引入将重新量化燃气发电和燃煤发电变动成本的比较关系，而当前每吨二氧化碳50元左右的价格将会有效降低两者之间的差距。这些都将进一步推动天然气发电在我国的发展，提升其在“十四五”构建现代能源体系工作中的作用，从而为全面建设社会主义现代化国家提供清洁低碳、安全高效的电力能源保障。
（作者张一瑄工作单位为中国大唐集团有限公司燃料事业部）