能源多元化战略的选择——燃气发电

天然气因其良好的可贸易性、低排放已成为了世界主要国家能源战略多元化的重要选项。从本次俄乌冲突可以观察到，由于天然气在制造业、发电、生活取暖等方面发挥的作用越来越大，天然气的供需安全已经成为诱发能源危机的重要因素，并开始产生全球化的影响。欧洲及全球能源危机迅速向电力危机传导，之后又通过全球天然气市场进行了快速而有效的调节。时至今日，欧洲仍在不断寻求通过多元而开放的天然气市场维护自身能源电力安全，这为我们重新审视我国燃气发电的发展，也提供了新的视角。

对于电力系统来说，燃气发电污染物排放低、碳排放相对较少、能量转换效率高、系统调节性能优越，一些国家走出了一些可借鉴的道路。

燃气发电如今成为全球第二大电源，是各个国家追求能源多元化过程中的一个重要选项，燃气发电的发展已具有重要的战略价值。据能源研究所（EI）2023年报告统计，2022年燃气发电在全球发电份额中平均为22.7%，仅次于燃煤发电35.4%，燃气发电量占该国最多的是伊朗86.2%、俄罗斯45.8%、美国39.9%，中国仅为3.3%。

燃气发电的发展近乎以石油和煤炭的替代者出现在历史的舞台。俄罗斯从1985年至今，得益于天然气资源充足、气价低，气电逐渐替代油电，在俄罗斯发电燃料中所占比例在40%以上。到2018年，俄罗斯发电燃料中天然气占46%，在火电厂发电燃料占比72%，已经逐渐承担基荷。美国的燃气发电快速发展伴随着美国页岩气革命，从2000年到2012年，美国的页岩气干气产量从0.39万亿立方英尺提高到850万亿立方英尺，页岩气占天然气产量中的比例已由2%上升至37%。在2000－2008年，美国新增天然气发电装机规模占该时间段新增装机的90%。到2018年，美国气电装机总量已经达4.7亿kW，燃气发电量1.58万亿(kW·h)，已经占总发电量的35%。除了美俄等天然气资源丰富的国家，天然气发电在经济承受能力较好的日本也同样取得了较好的发展。日本在1950年前电力装机主要由水电、煤电提供，随着1960－1973年电力需求快速增长，燃料逐渐从煤炭转向价格便宜、使用更加便利的石油，日本石油发电比例一度超过70%。1973年后，日本加速发展核电和气电，2011年发生福岛事故后，天然气发电比例相应增长，到2021年，总发电量中气电装机占比第一达到24.8% 。然而日本的天然气大量依赖进口，在2022年已经达到90%以上。受LNG价格波动影响，2022年日本家庭年均能源支出也出现了大幅上涨，达到30万日元（约合人民币15000元人民币） ，大约占日本家庭年均支出的8%，以中国2022年人均可支配收入折算，约占中国两口之家年均可支配收入的20%。

从过去的经验来看，我国平均电价水平较低，似乎燃气发电利润空间不大。但是随着我国推动生态文明建设的力度越来越大，碳中和路径越来越清晰，大规模风光新能源电源渗透率增加对灵活调节资源的需求日趋强烈，燃气发电的需求量也在潜移默化的提升。

单从生态文明的视角出发，燃气发电相对于燃煤发电具有无可争辩的优势。燃气发电在绿色环保方面具有燃煤发电无可比拟的优势。煤电的“超低排放”改造虽然降低了污染物排放，但除了氮氧化物排放勉强能与燃气发电比肩外，其他污染物，如硫化物、二氧化碳、烟尘、固废、重金属等污染物排放均高于或远高于燃气发电。从相关学者对超低排放燃煤机组和燃气机组（未安装脱硝装置）的对比分析也可以看到，实际排放的氮氧化物平均浓度无明显差距，但燃气机组仅依靠低氮燃烧器即可很好地控制氮氧化物排放，如加装脱硝装置，其氮氧化物排放浓度还可有下降空间。在烟尘平均排放浓度方面，燃气电厂比燃煤电厂更是低了一个数量级，并且燃煤机组硫化物平均排放浓度远高于燃气机组。目前我国气电在烟尘、硫化物的实际排放浓度方面，相较于超低排放燃煤发电仍有明显的优势。

较高的发展成本成为了制约燃气发展的重要因素。从经济性角度考虑，燃煤电厂改造以实现超低排放的成本仍低于“煤改气”。燃气发电成本尤其受到燃料成本和燃气轮机设备维护成本的影响，中国近一半的天然气需求通过进口LNG或管道天然气满足。一般情况下，燃气电厂到厂气价在每立方米2.5～3元，发电边际成本约为0.56～0.58元/千瓦时，燃料成本占天然气发电成本的七成以上。就设备和投资成本而言，虽然燃气轮机国产化率已达70%以上，但在一些燃机燃烧室、高温透平叶片等关键零部件和关键材料制造方面，我国仍未掌握自主设计和制造技术，投产后核心部件的运行维护也被外国供应商垄断，检修维护费居高不下，中型电厂一个大型维护周期的成本可能高达6000万美元，在这样的情况下，天然气发电企业需要的电价可能至少要在0.6元/千瓦时以上，留给燃气发电发展的空间亟待提升。

提高天然气勘探开采行业技术水平，降低供应价格，有效利用国际市场降低燃气发电成本，是降低天然气发电企业运营成本的关键。天然气发电行业上游天然气供应方包括国内石油公司及城市燃气公司。燃气发电企业通过石油天然气公司经LNG或管道获得燃料，或通过城市燃气公司获得燃料，按照政府磋商后制定的上网电价，出售给下游电网公司。对于天然气发电行业来说，上下游几乎都处于自然垄断和强监管下，增值空间基本依靠发电企业效率提升，一旦不能很好控制燃气发电的成本，所有提升效益的努力也将付诸东流。

目前我国具有代表性的天然气发电企业主要分布在北京、上海、山东、浙江、广东等发达地区，其中北京与广东的企业较多，其它地区主要以东部和北部电力需求旺盛或者燃料资源充沛的地区为主。目前，我国天然气发电产业整体参与企业较多，但技术、资金、市场占有率均集中行业龙头企业。从装机来看，国有企业保持较高的比重，截至2022年上半年，华能国际天然气装机量保持领先，达到12243千瓦，其次是华电国际，天然气装机量达8589.05千瓦。以国有企业为代表的发电企业也正积极努力布局，缩小与国外技术的差距，国家电力投资集团成立了中国联合重型燃气轮机技术公司，并制定了详细的重型燃气轮机的设计和开发计划。这些努力都将有助于进一步提高燃气发电水平，降低天然气发电成本。

就天然气原料获取而言，我国在提升勘探开发力度方面有进展，但在国际市场中稳定采购价格的能力仍有待提升。2022年，国内油气企业勘探开发投资同比增长19%，全国新增探明地质储量保持高峰水平11323亿立方米。全国天然气产量2201亿立方米，同比增长6.0%，连续六年增产超100亿立方米，其中页岩气产量240亿立方米。2022年，进口天然气1503亿立方米，同比下降9.9%，其中，来自土库曼斯坦、澳大利亚、俄罗斯、卡塔尔、马来西亚五个国家的进口量合计1215亿立方米，占比81%。管道气进口量627亿立方米，同比增长7.8%，俄罗斯管道气增长54%，中亚管道气近年履约量波动加大。在全球天然气供应紧张及LNG现货价格高企的背景下，LNG进口量同比下降19.5%，主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、俄罗斯、印度尼西亚、巴布亚新几内亚以及美国，并且受国际高气价影响，中国作为进口国付出了更高成本，LNG进口货值同比增长25%。在勘探开发方面，仍然任务艰巨，“小富即安”不能满足我国建设社会主义现代化强国的天然气资源需求，我国在开放条件下维护天然气供应安全的能力也在持续提升过程当中。

天然气对我国仍是一种“奢侈”的能源资源，但事在人为，这不能成为我们思考未来能源战略的边界条件。面向我国建设社会主义现代化强国的总目标，从世界众多发达国家的实践经验来看，为了统筹好生态文明建设和不断增强我国能源多元化发展能力，燃气发电是其不可或缺的关键一部分。当前遇到的突出问题，正是我们提升燃气发电发展质量的切入点，自立自强提升我国天然气供应保障能力，提升我国在国际市场中的议价能力，提升我国燃气机组产业发展水平，降低燃气发电发展成本的措施都显得必不可少。

作者介绍

朱瑞，国网能源院电网发展综合研究所中级研究员，主要从事电网形态研究、农村能源发展研究、源网荷储一体化发展等研究工作。

指导专家介绍

王能全，国家能源委员会专家咨询委员会委员，享受国务院政府特殊津贴，教授，能源问题研究独立学者；国网能源研究院特聘专家，北京大学能源研究院特聘研究员，对外经济贸易大学外聘教授；中国石油流通协会专家委员会委员，众多行业委员会委员/专家。

三十多年来，一直从事世界能源和石油问题研究和实践，发表450余篇文章，出版1部合作译著、4部专著和1部合编著作。1993年1月出版的《石油与当代国际经济政治》是我国第一本系统分析和研究国际石油问题专著；2018年9月出版的《石油的时代》全面系统地分析了1859年以来国际石油市场变迁及其深层次原因；2020年6月出版的《石油的谜·思》收录了1986年—2019年撰写的80篇精华文章；2020年10月出版的《石油的奇迹—数说美国能源独立》全面系统地分析了当前美国能源形势。自1994年以来，一直作为核心成员参与国家石油储备研究、推动、建设和管理等工作。2003年6月以来，参与国家发展和改革委员会、国家能源局若干石油天然气行业规划起草工作，参与国家重大能源政策和工程项目的分析及研究工作，主持众多国家级重大课题的研究工作并多次获得奖项，多次参与/主持多边、双边国际能源交流；作为中国国际工程咨询公司等专家参与众多国家石油石化重大项目的咨询、评估工作。