“雙碳”目標背景下淄博市天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展分析與思考

摘要“十四五”時期是我國能源向清潔化轉型的關鍵期，本文通過分析天然氣發(fā)電在清潔性、環(huán)保性、靈活性等方面相對煤炭發(fā)電的突出優(yōu)勢，以及淄博市所處區(qū)域位置的能源供應特點，指出天然氣發(fā)電在我市能源轉型過程中具有關鍵作用及重大意義，并提出了適度發(fā)展天然氣熱電聯(lián)產、大力發(fā)展以天然氣分布式能源為主體的綜合能源服務項目的發(fā)展建議。關鍵詞：天然氣發(fā)電；天然氣熱電聯(lián)產；天然氣分布式能源；能源轉型目錄TOC\o"1-2"\h\u背景 背景2020年9月，習近平主席在聯(lián)合國大會上莊嚴承諾，中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。在“雙碳”目標背景下，我國能源結構要進一步調整并向清潔化發(fā)展。根據(jù)測算我國最終要實現(xiàn)碳中和目標，在能源供應側可再生能源占比不能低于80%，需求側電動化率不能低于80%[1]，也就是說中國的低碳化發(fā)展路徑是大力提高電能在終端能源利用中的比例，這意味著我國最終要通過可再生能源發(fā)電來實現(xiàn)“碳中和”的目標。但是從高碳能源到可再生能源不是一蹴而就的，必然遵循著由高碳能源轉向低碳能源，再由低碳能源轉入完全可再生能源的客觀規(guī)律。中國石油勘探開發(fā)研究院研究員趙文智表示，“雙碳”戰(zhàn)略要在保證能源安全的基礎上去謀劃，是新時期組織實施國家雙戰(zhàn)略必須要平衡好的關系。我國在未來40年推進中國雙碳目標發(fā)展的實施過程當中，油氣依然是需要積極組織加快推進的一個方向，可以將天然氣作為從化石能源向清潔能源過渡的橋梁。人們對于天然氣在城鎮(zhèn)燃氣、工業(yè)燃料、交通運輸?shù)阮I域所起到的環(huán)保作用都有高度認同，然而對是否要大力促進天然氣在發(fā)電領域的應用，則有許多不同的聲音。實際上天然氣發(fā)電因為其清潔性、環(huán)保性、靈活性等因素在發(fā)達國家一直擔當著重要角色?，F(xiàn)在我國電力行業(yè)占主導地位的燃煤電廠是二氧化碳和各類污染物的排放大戶，以天然氣發(fā)電代替煤炭發(fā)電，逐步控制煤炭消費量，一方面可以減少污染物排放，改善空氣質量；另一方面可以降低電力行業(yè)二氧化碳排放強度，使二氧化碳排放總量得到控制，甚至大幅下降。1.根據(jù)世界發(fā)達國家發(fā)展經驗，天然氣發(fā)電在我國能源轉型中應該發(fā)揮重要作用“十三五”期間，我國在能源供給方面，推動可再生能源和天然氣占比逐步提升，煤炭供應比例下降并逐漸向清潔化和環(huán)境友好方向轉變，能源輸配和儲備體系建設加快推進，多元能源供給體系已經初步形成?！吨袊茉锤锩M展報告2020》數(shù)據(jù)顯示，2019年，煤炭在一次能源消費總量中的占比約為57.7%，比2015年下降6個百分點；石油約占18.9%，較2015年略高0.6個百分點；天然氣約占8.1%，提高2.2個百分點；非化石能源約占15.3%，提高3.2個百分點。截至2019年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量201006萬千瓦，其中氣電9024萬千瓦，占比約4.5%[2]。天然氣表觀消費量3067億立方米，在一次能源消費結構中占比約8.1%，遠低于全球24%的平均水平；其中發(fā)電用氣553.9億立方米，占比18.1%，不及全球平均水平39%的一半。這兩項指標與美國、英國、日本等發(fā)達國家相比更是相距甚遠[3-4]。同年度美國、英國、日本天然氣發(fā)電分別占各自總發(fā)電量的38.63%、40.1%以及35.0%，發(fā)電用氣量在天然氣消費結構中占比分別為36%、31%及69%[3]。從發(fā)達國家天然氣產業(yè)發(fā)展路徑來看，天然氣市場進入成熟期后消費增長動力主要來自于發(fā)電。從國際經驗看，今后十年間，中國在推動可再生能源發(fā)電的同時，天然氣發(fā)電占比仍存在上升空間。從德國和美國能源發(fā)展的去碳化經驗來看，兩國在降低一次能源中煤炭消費比例、提升可再生能源占比的同時，天然氣用量仍有所上升。德國在1995年以前一次能源消費中煤的占比較高，1985年曾達到41.32%，之后煤的使用量和在一次能源消費中的占比迅速降低，到2017年下降至21.27%。2011年以后，隨著核能占比下降，風能、光能和生物能等可再生能源占比迅速上升，2018年德國一次能源消費中天然氣占比約23.4%，超過煤炭。2019年，德國政府決定在2038年前逐步停止使用煤炭。按照其最新的“能源轉型”計劃，到2030年，德國可再生能源發(fā)電比例需達到65%，天然氣發(fā)電裝機占比約18%，碳排放量較1990年需減少55%。美國一次能源消費占比中，石油、天然氣和煤炭占絕對主導地位，較長一段時間維持在80%以上。2019年，美國可再生能源消費占比達11.5%，130多年來首次超過煤炭。與此同時，天然氣消費量再創(chuàng)新高，占比約32%，增量主要來自燃氣發(fā)電。與德、美相比，2019年中國一次能源中，煤炭占比最高達57.7%，天然氣占比僅8.1%。按照國際經驗，可再生能源的快速發(fā)展中，天然氣作為重要的過渡能源，也將進一步發(fā)揮重要作用，而電力需求將是天然氣消費增長的重要來源[5]。在“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略框架下，《能源生產和消費革命戰(zhàn)略（2016—2030）》《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》《關于促進天然氣協(xié)調穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》等陸續(xù)出臺，確立將天然氣培育成為中國主體能源之一，提出2030年天然氣在一次能源消費結構中的占比達15%的具體目標。要實現(xiàn)2030年天然氣占一次能源消費比重15%的目標[6]，規(guī)?；l(fā)展天然氣發(fā)電是關鍵，特別是以大規(guī)模、高比例可再生能源為主的新一代電力系統(tǒng)，對電力系統(tǒng)靈活性和安全可控等提出了更高要求，天然氣發(fā)電的清潔低碳和靈活性將在可再生能源為主的電力系統(tǒng)構建中發(fā)揮積極作用?！笆奈濉睍r期，中國天然氣產業(yè)高質量發(fā)展有望邁上一個新臺階。有序適度發(fā)展分布式能源、“風光水儲氣”一體化和燃氣發(fā)電，預計新增天然氣需求約420億立方米。預計到“十四五”末，工業(yè)燃料、城鎮(zhèn)燃氣天然氣需求量分別為1450億立方米和1500億立方米，占比分別約為33%和34%，與“十三五”末相比分別降低1個百分點和4個百分點；燃氣發(fā)電天然氣需求量為1000億立方米左右，占比約為23%，提高5個百分點。（《中國天然氣高質量發(fā)展報告2020》）。2.天然氣發(fā)電技術簡介天然氣發(fā)電有大型天然氣熱電聯(lián)產和天然氣分布式能源兩種模式，下面分別予以介紹。2.1天然氣熱電聯(lián)產傳統(tǒng)的煤炭發(fā)電主要設備是鍋爐加供熱汽輪機。由于煤炭燃燒形成的高溫煙氣不能直接做功，需要經鍋爐將熱量傳給蒸汽，由高溫高壓蒸汽帶動汽輪發(fā)電機組發(fā)電，做功后的低品位的汽輪機抽汽或背壓排汽用于供熱。這種系統(tǒng)占地大，負荷調節(jié)能力差，發(fā)電效率低。燃氣輪機熱電聯(lián)產系統(tǒng)分為單循環(huán)和聯(lián)合循環(huán)兩種形式。單循環(huán)的工作原理是：空氣經壓氣機與燃氣在燃燒室燃燒后，溫度達1000℃以上、壓力在1～1.6MPa范圍內的煙氣進入燃氣輪機推動葉輪，將燃料的熱能轉變?yōu)闄C械能，并拖動發(fā)電機發(fā)電。從燃氣輪機排出的煙氣溫度一般為450℃～600℃，通過余熱鍋爐將熱量回收用于供熱。大型的燃氣輪機發(fā)電效率可達30%以上。燃氣輪機機組啟停調節(jié)靈活，因而對于變動幅度較大的負荷較適應。上述單循環(huán)中余熱鍋爐可以產生參數(shù)很高的蒸汽，燃氣－蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)就是在單循環(huán)基礎上增設供熱汽輪機，使余熱鍋爐產生的較高參數(shù)的蒸汽在供熱汽輪機中繼續(xù)做功發(fā)電，其抽汽或背壓排汽用于供熱，可以形成燃氣－蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)。這種系統(tǒng)的發(fā)電效率進一步得到提高，可達到50%以上。現(xiàn)在國內主要重型燃氣輪機設備主要被美國GE、日本三菱、德國西門子等廠家壟斷，主設備單價一般在3000-5000元/千瓦。熱電聯(lián)產項目基本上都是全上網模式(自備熱電聯(lián)產項目除外)，除電廠自身用電用去很少一部分電能外，其余大部輸送給了電網。燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)把具有較高平均吸熱溫度的燃氣輪機與具有較低平均放熱溫度的供熱汽輪機結合起來，使燃氣輪機的高溫尾氣進入余熱鍋爐產生蒸汽，并使蒸汽在汽輪機中繼續(xù)作功發(fā)電，其抽汽或背壓排汽用于供熱和制冷，達到揚長避短、相互彌補的目的，使整個聯(lián)合循環(huán)的熱能利用水平較簡單循環(huán)有了明顯提高，凈效率已達48%～58%，并且正向著60%的目標邁進。2.2天然氣分布式能源分布式冷熱電聯(lián)供（DistributedEnergySystem／CombinedCooling，Heat&Power，DES／CCHP）能源系統(tǒng)通過各種一次能源轉換技術的集成運用，在一個區(qū)域內同時提供冷、熱、電等多種終端能源，實現(xiàn)能源的梯級利用、高效利用。以天然氣為一次能源的分布式聯(lián)供系統(tǒng)就是天然氣分布式能源。天然氣分布式能源是指利用天然氣為燃料，利用微型燃氣輪機或燃氣內燃機燃燒潔凈的天然氣發(fā)電，高溫段的煙氣用于發(fā)電，中溫段的煙氣驅動吸收式制冷機，低溫段的煙氣用于除濕、供熱和熱水供應，充分實現(xiàn)能源的梯級利用，綜合能源利用效率可達90%以上。分布式能源將能源系統(tǒng)以小規(guī)模、模塊化、分散式的方式布置在用戶附近，獨立輸出冷、熱、電三種形式的能源，大幅度節(jié)省電網的建設投資、輸變電損耗和運營費用。天然氣利用率高，大氣污染物排放少，是一種非常高效的能源綜合利用方式。分布式能源所發(fā)的電原則上以自用為主，并網不上網，并網的目的是應急和調峰。3.天然氣發(fā)電與煤炭發(fā)電相比優(yōu)勢明顯天然氣發(fā)電相比煤炭發(fā)電不僅常規(guī)污染物排放低于燃煤發(fā)電，而且在碳排放、調峰性能、投資、占地、用水等多個方面優(yōu)于燃煤發(fā)電。3.1天然氣發(fā)電與煤炭發(fā)電相比常規(guī)污染物排放大幅降低雖然我國煤炭發(fā)電經過多年的“超低排放”改造，大幅降低了常規(guī)污染物排放，為改善中國大氣質量做出了不可否認的貢獻，但是燃煤電廠除了NOx排放勉強能與燃氣電廠比肩外，其他污染物，如SO2、煙塵、固體廢物、重金屬等污染物排放均高于或遠高于天然氣發(fā)電。研究人員[8]通過現(xiàn)場實測及文獻調研的方式對全國99臺超低排放燃煤機組以及江蘇省17臺燃氣機組（未安裝脫硝裝置）進行了統(tǒng)計，結果顯示：實際排放的NOx平均濃度方面，燃氣電廠與超低排放燃煤電廠相比無明顯差距，但燃氣機組僅依靠低氮燃燒器即可很好地控制NOx排放，如加裝脫硝裝置，其NOx排放濃度可進一步下降[9]；SO2平均排放濃度方面，燃煤電廠約為16毫克/立方米，明顯高于燃氣機組的2.20毫克/立方米（E級）和0.84毫克/立方米（F級）；平均煙塵排放濃度方面，燃煤機組是燃氣機組的1.8～2.4倍。其他眾多研究結果均有類似結論，以生產單位電量所排放的污染物濃度對比如圖1所示。圖1：超低排放燃煤發(fā)電與燃氣發(fā)電污染物實際排放水平對比除了以上大氣排放物外，燃煤煙氣排放中還包含有一定的放射物及重金屬。雖然目前沒有對這些進行統(tǒng)一衡量與測量的要求與標準，但根據(jù)煤質的不同，這部分污染甚至有可能造成十分嚴重的危害后果。此外，燃煤發(fā)電還會產生大量的固體廢物，包括石子煤、粉煤灰、爐渣、脫硫灰渣、脫硫產物、廢棄脫硝催化劑等，且汞、鉛等痕量重金屬易在以上固體廢物中富集，固體廢物處置不當易產生二次污染問題。天然氣發(fā)電則不存在固體廢物排放。因此，無論從常規(guī)大氣污染物排放還是固體廢物排放來看，天然氣發(fā)電都比燃煤發(fā)電更清潔，這一結論是確定并且有科學依據(jù)的。3.2燃氣發(fā)電替代燃煤發(fā)電是碳減排的有效手段根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計》數(shù)據(jù)，2019年我國化石能源燃燒產生的CO2排放量約為98億噸[3]，其中電力行業(yè)CO2排放量約占全國總排放量的40%，而燃煤電廠是電力行業(yè)中最主要的碳排放源[11]。根據(jù)《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告》，2019年全國電力行業(yè)CO2平均排放強度約為577克/千瓦時，而燃煤電廠碳排放強度為844克/千瓦時[5]。研究人員根據(jù)相關標準及假定，計算了典型燃煤發(fā)電與燃氣發(fā)電CO2排放強度，結果表明：在CO2排放強度方面，燃氣電廠約為411克/千瓦時，燃煤電廠為798克/千瓦時，氣電排放強度僅為煤電的50%左右，可見氣電替代煤電可大幅降低火電行業(yè)的碳排放量。2019年，美國的能源相關碳排放為48億噸，比2018年減少1.4億噸，主要是通過“以氣代煤”實現(xiàn)的；歐盟燃煤電廠的發(fā)電量下降了25%以上，而燃氣發(fā)電量增長了近15%[3]。在由高碳能源向零碳能源轉變的較長時期內，用氣電替代煤電是碳減排的有效手段。截至2019年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量201006萬千瓦，其中煤電104063萬千瓦，氣電9024萬千瓦；全國全口徑發(fā)電量為73266億千瓦時，其中煤電45538億千瓦時，氣電2325億千瓦時

[5]。假定按照世界電源裝機結構平均水平，天然氣發(fā)電約占總裝機容量及總發(fā)電量的30%計算，中國如將相應比例的煤炭發(fā)電替換成天然氣發(fā)電，則2019年可減少CO2排放約7.6億噸?？梢娢磥聿捎脷怆娞娲媪棵弘娍蓽p緩我國CO2排放總量的增長，如果大規(guī)模替代甚至可實現(xiàn)CO2排放總量的下降，這將極大有助于我國實現(xiàn)2030年左右CO2排放達峰這一目標。此外，天然氣可以更好地與碳捕集、利用和存儲（CCUS）技術相結合。未來，隨著CCUS技術突破和成本降低，天然氣有望成為一種十分接近“零碳”的能源。3.3天然氣發(fā)電比煤炭發(fā)電更適合作為調峰電源，與可再生能源發(fā)電具有更強的互補性2019年我國繼續(xù)保持世界第一大可再生能源消費國和生產國的地位，可再生能源消費總量相當于美國（全球第2）的2.2倍、巴西（全球第3）的3.2倍。隨著“雙碳”目標的實施，我國可再生能源發(fā)電的比例將繼續(xù)大幅提升，這對電力系統(tǒng)調節(jié)靈活性的要求越來越高。在電力系統(tǒng)中，靈活調峰電源至少要達到總裝機的10%～15%。而我國抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調節(jié)電源比重僅為6%，電力系統(tǒng)調節(jié)能力嚴重不足。國外主要可再生能源比例較高的國家靈活電源比重相對較高，西班牙、德國、美國（可再生能源在一次能源消費中的占比分別為17.0%、17.5%、8.6%）的靈活調節(jié)電源占總裝機比例分別達到31%、19%、47%。在目前的政策環(huán)境下，“煤電深度調峰改造”有一定的靈活空間，但煤電靈活性改造的成本、頻繁啟停的成本以及相應的環(huán)境影響，將使得煤電機組靈活性改造后的長遠作用受限，甚至會抬高電力系統(tǒng)的總體供電成本，不利于電力系統(tǒng)的低碳轉型。天然氣發(fā)電相比燃煤發(fā)電在負荷調節(jié)范圍、響應速度、變負荷能力等方面都有很大的優(yōu)勢。如圖2所示為煤電與氣電冷啟動時間對比，燃氣電廠冷啟動時間僅為燃煤電廠的幾分之一甚至幾十分之一[13]。圖2煤電與氣電冷啟動時間對比圖3為5分鐘內每1000兆瓦煤電與氣電最大負荷變化對比[13]，可見氣電相比煤電更能適應電網短時間內的負荷變化，滿足電網負荷調節(jié)的需求。圖3煤電與氣電5分鐘內最大負荷變化對比電網調峰時根據(jù)負荷變化速率的不同，需要不同響應速度的調峰電源。如圖4所示，相比而言，天然氣發(fā)電既可以實現(xiàn)分鐘級的響應，又能實現(xiàn)較低的成本，無疑是響應速度及成本綜合較優(yōu)的調峰電源。圖4調峰電源成本及響應時間的關系隨著光伏、風電等可再生能源并入電網的數(shù)量和比例越來越高，可再生能源發(fā)電波動性、間歇性等弊端也將成倍擴大影響，這將對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來更大挑戰(zhàn)。電網需要更大規(guī)模的響應速度快、發(fā)電成本可承受、可持續(xù)供電的電源為其提供調峰、調頻服務。天然氣發(fā)電具有運行靈活、啟停時間短、爬坡速率快、調節(jié)性能出色等優(yōu)勢，相對于燃煤發(fā)電、抽水蓄能、電池儲能等調峰電源，是響應特性、發(fā)電成本、供電持續(xù)性綜合最優(yōu)的調峰電源。天然氣發(fā)電配合可再生能源的發(fā)展思路將是國家未來能源轉型的最佳途徑。3.4天然氣發(fā)電與煤炭發(fā)電相比的其他優(yōu)勢天然氣發(fā)電除了具備常規(guī)污染物排放低的優(yōu)點外，在占地、投資、節(jié)水方面也具有較大優(yōu)勢。根據(jù)《電力工程項目建設用地指標》規(guī)范，燃煤電廠單位裝機容量用地159平方米/兆瓦，采用直流供水，而燃氣電廠單位裝機容量用地72平方米/兆瓦[14]，同等裝機容量的燃氣電廠占地僅為燃煤電廠的一半，可節(jié)省土地資源及土地費用。根據(jù)《火電工程限額設計參考造價指標（2018年水平）》，新建1000兆瓦超臨界純凝燃煤電廠單位千瓦造價為3345元，新建400兆瓦等級9F純凝燃氣電廠單位千瓦造價為2110元[15]，燃氣電廠單位造價顯著低于燃煤電廠,節(jié)省投資。根據(jù)《常規(guī)燃煤發(fā)電機組單位產品能源消耗限額(GB21258-2017)》，1000兆瓦級燃煤電廠單位產品能耗限定值的基礎值為273～285克標準煤/千瓦時[16]，而2019年全國6000兆瓦及以上火電廠實際供電煤耗為306.4克/千瓦時[3]，國內燃氣電廠實際折合供電煤耗為220～230克標準煤/千瓦時?？梢?，燃氣電廠供電煤耗遠低于燃煤電廠，其原因是燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電效率遠高于燃煤發(fā)電效率。根據(jù)《火力發(fā)電廠節(jié)水導則》中的水耗率指標，單機600兆瓦以上燃煤電廠淡水循環(huán)供水系統(tǒng)水耗率0.40～0.60立方米/(秒?吉瓦)，直流供水系統(tǒng)水耗率0.04～0.08立方米/(秒?吉瓦)。國內實際運行的燃氣電廠，循環(huán)供水機組水耗率不超過0.35立方米/(秒?吉瓦)，直流供水機組水耗率不超過0.05立方米/(秒?吉瓦)。如采用相同的冷卻方式，燃氣電廠水耗率指標通常低于燃煤電廠，僅為燃煤電廠的1/2左右。4．國內天然氣發(fā)電的相關政策和發(fā)展現(xiàn)狀及規(guī)劃早在2011年，國家發(fā)改委就下發(fā)了《關于發(fā)展天然氣分布式能源的指導意見》（發(fā)改能源[2011]2196號），《意見》指出與傳統(tǒng)集中式供能方式相比，天然氣分布式能源具有能效高、清潔環(huán)保、安全性好、削峰填谷、經濟效益好等優(yōu)點。天然氣分布式能源在國際上發(fā)展迅速，但我國天然氣分布式能源尚處于起步階段。推動天然氣分布式能源，具有重要的現(xiàn)實意義和戰(zhàn)略意義。天然氣分布式能源節(jié)能減排效果明顯，可以優(yōu)化天然氣利用，并能發(fā)揮對電網和天然氣管網的雙重削峰填谷作用，增加能源供應安全性。目前，我國天然氣供應日趨增加，智能電網建設步伐加快，專業(yè)化服務公司方興未艾，天然氣分布式能源在我國已具備大規(guī)模發(fā)展的條件?！赌茉窗l(fā)展十三五規(guī)劃》：合理布局天然氣銷售網絡和服務設施，以民用、發(fā)電、交通和工業(yè)等領域為著力點，實施天然氣消費提升行動。以京津冀及周邊地區(qū)、長三角、珠三角、東北地區(qū)為重點，推進重點城市“煤改氣”工程。加快建設天然氣分布式能源項目和天然氣調峰電站。《天然氣發(fā)展十三五規(guī)劃》：借鑒國際天然氣發(fā)展經驗，提高天然氣發(fā)電比重，擴大天然氣利用規(guī)模，鼓勵發(fā)展天然氣分布式能源等高效利用項目，有序發(fā)展天然氣調峰電站，因地制宜發(fā)展熱電聯(lián)產。在可再生能源分布比較集中和電網靈活性較低區(qū)域積極發(fā)展天然氣調峰機組，推動天然氣發(fā)電與風力、太陽能發(fā)電、生物質發(fā)電等新能源發(fā)電融合發(fā)展?！赌茉瓷a和消費革命戰(zhàn)略（2016—2030）》：積極推動天然氣國內供應能力倍增發(fā)展。推動分布式成為重要的能源利用方式。在具備條件的建筑、產業(yè)園區(qū)和區(qū)域，充分利用分布式天然氣、分布式可再生能源，示范建設相對獨立、自我平衡的個體能源系統(tǒng)。根據(jù)分布式能源供應情況，合理布局產業(yè)集群，完善就近消納機制，推動實現(xiàn)就地生產、就地消費。從國家政策層面看，國家對大型天然氣熱電聯(lián)產的態(tài)度基本上是有序適度發(fā)展，對分布式能源項目則是大力支持大力發(fā)展。這應該主要是從能源安全的角度考慮。2020年天然氣在一次能源中的消費比例僅為8.3%左右，我國天然氣對外依存度已經達到43%。《能源生產和消費革命戰(zhàn)略（2016—2030）》提出2030年天然氣在一次能源消費結構中的占比達15%的具體目標。以我市的華能白楊河電廠為例，按照計劃新上2套F級（2×400兆瓦級）燃氣－蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電聯(lián)產機組，每小時用氣量就是8萬立方米，每天滿負荷運行15小時就要耗氣120萬立方米，如果大力發(fā)展大型天然氣熱電聯(lián)產項目的話，對我國天然氣供應安全是一個極大的考驗。而天然氣分布式能源裝機容量一般在50兆瓦之內，有的只有幾十個千瓦，“十四五”末全國預計燃氣發(fā)電天然氣用氣量在1000億立方米左右，保障大規(guī)模分布式能源項目是完全可行的。國家和部分地區(qū)為了促進天然氣發(fā)電尤其是天然氣分布式能源行業(yè)發(fā)展，也出臺了一些具體的鼓勵政策。2019年10月30日國家發(fā)改委發(fā)布第29號令，公布《產業(yè)結構調整指導目錄（2019年本）》，天然氣分布式能源技術開發(fā)與應用進入鼓勵類項目。2019年12月4日，浙江省發(fā)改委發(fā)布《關于調整天然氣發(fā)電機組上網電價的通知》（浙發(fā)改價格［2019］491號），自2019年11月1日起，9F、6B機組調整為每千瓦時0.626元。2019年12月5日，青島市發(fā)布《青島市加快清潔能源供熱發(fā)展的若干政策實施細則》（青城管規(guī)［2019］2號），新建天然氣分布式能源項目竣工驗收合格后，按照發(fā)電裝機容量1000元/千瓦的標準給予設備投資補貼。運行兩年后經評審年平均綜合利用效率達到70%及以上的，再給予1000元/千瓦的補貼。上海市按照《上海市天然氣分布式功能系統(tǒng)和燃氣空調發(fā)展專項扶持辦法》（滬府辦發(fā)［2017］2號）規(guī)定對上海浦東前灘等5個分布式供能項目、上海交大昂立股份等3個燃氣空調項目給予了專項補助資金?！堕L沙市促進天然氣分布式能源發(fā)展辦法》（長政發(fā)辦［2017］9號）規(guī)定安裝天然氣發(fā)電機組裝機容量、天然氣分布式能源補貼標準為2000元/千瓦。2021年1月20日，四川省《關于做好天然氣分布式能源發(fā)展有關事項的通知》（川發(fā)改能源〔2021〕17號），鼓勵樓宇式天然氣分布式能源項目，規(guī)范區(qū)域式天然氣分布式能源項目，強化了對電網接入（含并網）監(jiān)督管理，為天然氣分布式能源發(fā)展創(chuàng)造了很好的社會環(huán)境。據(jù)中國城市燃氣協(xié)會分布式能源專業(yè)委員會不完全統(tǒng)計，截止到2019年底，天然氣分布式能源項目個數(shù)586個，總裝機容量2042萬千瓦。天然氣分布式能源項目主要分布在京津冀、長三角、珠三角、川渝等地區(qū)。從應用場景看，天然氣分布式能源項目主要集中在園區(qū)內、辦公類和工業(yè)類。其中園區(qū)類項目個數(shù)占比48%，裝機占總裝機容量的84%；辦公類和工業(yè)類項目個數(shù)占比13%和11%。2019年新增天然氣分布式能源項目個數(shù)92個，新增裝機456萬千瓦。從地區(qū)分布來看，廣東（24）、江蘇（15）、四川（10）、山東（10）等地區(qū)新增項目最多。2019年12月，由國際能源署（IEA）等機構舉辦的“天然氣市場形勢與安全供應”報告會指出，在環(huán)保政策驅動下，天然氣代煤、與可再生資源協(xié)同發(fā)展是中國天然氣發(fā)電穩(wěn)步發(fā)展的主要動力，預計2035年中國發(fā)電用氣量將達到1700億立方米，氣電裝機容量將達到2.4億千瓦，天然氣發(fā)電將成為天然氣需求量最大的行業(yè)，伴隨著天然氣市場化進程的推進和清潔發(fā)電比例的提升，天然氣發(fā)電“短板”也將顯著改善。5．淄博市發(fā)展天然氣發(fā)電的必要性淄博市作為京津冀及周邊地區(qū)大氣污染傳輸通道“2+26”城市之一，也是全國老工業(yè)基地，是全國重要的石油化工、醫(yī)藥生產基地和建材產區(qū)，受產業(yè)結構影響，環(huán)境污染防治任務十分繁重，二氧化碳減排工作更顯重要。從整個山東省來說，受自然條件限制，清潔能源發(fā)展存在多重制約，規(guī)?；_發(fā)難度加大。受生態(tài)保護紅線等因素制約，陸上集中式風電可持續(xù)開發(fā)空間不足；海上風電建設成本偏高，軍事、用海等制約因素較多，短時間內實現(xiàn)評價規(guī)?；l(fā)展難度大；地熱能利用面臨地熱富集區(qū)與水資源禁（限）采區(qū)、地熱采礦區(qū)與油氣礦業(yè)權高度重疊“雙重”制約。核電社會關注度高，存在較強的“鄰避效應”，且規(guī)劃建設周期長，短期內難以形成規(guī)?；?。而且我省的可再生能源消納能力嚴重不足，目前，我省電力系統(tǒng)調峰主要依靠泰山抽水蓄能電站和直調公用燃煤機組，缺少常規(guī)水電、燃機、電化學儲能等資源，調峰能力不足，手段相對單一，為保障清潔能源消納，煤電機組已經采取日內啟停機等非正常調峰手段，電力系統(tǒng)調峰能力亟待加強。淄博市本身不具備水電、核電發(fā)展條件，山東省的風電開發(fā)以海上風電為重點，光伏發(fā)電加快發(fā)展集中式光伏，充分利用東營、濱州、濰坊等市鹽堿灘涂地和濟寧、泰安、菏澤、棗莊等市采煤沉陷區(qū)，重點打造魯北千萬千瓦級鹽堿灘涂地、魯西南百萬千瓦級采煤沉陷區(qū)光伏基地。（《山東省能源發(fā)展十四五規(guī)劃》）可以看出淄博市本身缺乏發(fā)展綠色可再生能源的先天條件。因此，天然氣作為最實用的低碳清潔能源，合理利用天然氣應該是實現(xiàn)淄博市能源結構優(yōu)化和緩解大氣環(huán)境污染的重要途徑。雖然我市天然氣用氣總量在全省各個地市中排名第一，但是按照一次能源占比計算仍有很大空間。根據(jù)《淄博統(tǒng)計年鑒2020》，2019年我市能源結構以煤炭、石油為主，有少量天然氣和煤氣，各類能源在能源消費中的占比詳見下表1：能源名稱消費量（萬噸標準煤）消費比例（%）煤炭1921.5228.0油品3872.7356.5天然氣284.514.1其他（含市外電力供應）777.4111.3總計6856.17100表1：2019年淄博市能源消費占比情況從表1可以看出我市2019年天然氣用氣量為22.8億m3，在全市能源消費中的比重約為4.1%，低于全省5%的平均水平，更低于全國8%的平均水平。根據(jù)調研數(shù)據(jù)，2017-2020年淄博市天然氣年用氣量分別為16.0億立方米、23.3億立方米、22.8億立方米、23.7億立方米。近幾年用氣結構中，工業(yè)用氣量占比最高，達70%～80%，且用氣量占比逐年增加；其次為居民生活炊事和取暖用氣量，約占13%～15%；然后是汽車用氣量，約占2%～8%；最后為商業(yè)用氣量，約占2%～4%。天然氣發(fā)電用氣量為零。煤炭消耗量1921.52萬噸標準煤，在一次能源消耗中占比28%。煤炭消耗主要用于發(fā)電，是我市重要污染源，也是我市二氧化碳的主要排放來源?！渡綎|省能源發(fā)展十四五規(guī)劃》按照省委省政府“三個堅決”部署要求，要求嚴格利用綜合標準、依法依規(guī)退出煤炭、煤電落后產能，大力推進單機容量30萬千瓦以下煤電機組關停整合。30萬千瓦及以上熱電聯(lián)產電廠供熱半徑15公里范圍內的燃煤小型熱電機組（含自備電廠）基本完成關停整合。全面關停淘汰中溫中壓及以下參數(shù)、年平均供電煤耗高于304克/千瓦時或未達到超低排放標準的低效燃煤機組。淄博市應該調整地區(qū)能源結構，適度發(fā)展天然氣熱電聯(lián)產項目（1～2家），大力推廣分布式能源項目，逐步形成以大型熱電聯(lián)產電廠為中心、分布式能源為補充的格局，發(fā)展好當?shù)啬茉垂?，形成“能從遠方來”和“能從身邊來”的并重格局。如果淄博市不盡快發(fā)展天然氣發(fā)電，隨著煤炭發(fā)電產能的壓減，淄博的電力供應就會以外電為主，一旦遇上特殊情況，調峰保障能力將受到極大挑戰(zhàn)。6．我市為天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展所做的保障工作我市自2002年引進管道天然氣以來，天然氣行業(yè)得到迅速發(fā)展，目前共有居民用戶約135萬戶、工商業(yè)用戶5000余戶，天然氣管網總長度約1.3萬公里，近年來全市天然氣年用量保持在20億立方米以上，占全省總量的15％以上，位居第一。天然氣氣源方面，從全國來看，近年來我國天然氣勘探取得一系列重大成果，天然氣產量大幅增加，同時進口穩(wěn)步增長，進口來源和主體日趨多元化。國內天然氣產供儲銷體系建設取得進展，“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸”互聯(lián)互通格局初步形成，截至2019年天然氣干線管道里程超過8.7萬千米，一次輸氣能力超過3500億立方米/年。山東省氣源供應現(xiàn)狀主要由陜甘寧氣田、新疆氣田、渤海氣田、中亞進口氣、榆林大牛地氣田和勝利油田、天津LNG接收站、青島港董家口LNG接收站，規(guī)劃氣源主要有俄羅斯進口氣、煙臺港西港區(qū)LNG接收站、煙臺港龍口港區(qū)LNG接收站?！渡綎|省能源發(fā)展十四五規(guī)劃》提出實施天然氣供應能力提升行動計劃，要加快沿海液化天然氣接收站和天然氣管網建設，補齊基礎設施短板，提升天然氣供應能力。到2025年，天然氣綜合保供能力達到400億立方米以上。淄博市目前可以利用的天然氣長輸管線氣源有五個，一是中石化天津液化天然氣唐官屯-鄒平線；二中石化是濟青線；三是中石化濟青復線；四是中石油滄淄線；五是中石油泰青威淄博聯(lián)絡線。煙臺港西港區(qū)液化天然氣接收站的輸氣管線也將經過淄博。市能源集團成立以來，始終以堅持踐行國企擔當、履行社會責任，認真落實市委、市政府“燃氣能源領域一體化規(guī)劃、一體化建設、一體化運營、一體化管理”的決策部署，完成了《淄博市全域天然氣高壓長輸管網規(guī)劃》編制工作，現(xiàn)在已經進入建設籌備階段，預計一期工程2022年即可竣工投產。淄博市全域高壓天然氣管網工程建設完成后，將形成縱橫貫通的整體高壓輸氣網絡，即從高青到博山的南北管線和濟青一線改線、濟青二線的東西管線的高壓輸氣網絡，覆蓋淄博市所屬行政區(qū)域，實現(xiàn)我市所有氣源的互聯(lián)互通、綜合強大的天然氣輸配能力；為了提高我市天然氣應急調峰能力，我們已經建成了3.3萬立方米的液化天然氣儲罐，一次性儲存能力達2000萬立方米，大大提高了我市天然氣供應的可靠性和穩(wěn)定性。同時，市能源集團公司已經煙臺港西港區(qū)液化天然氣接收站的業(yè)主單位山東環(huán)亞國際能源集散中心有限公司簽署了戰(zhàn)略合作協(xié)議，并正與中石油、中石化等上游氣源單位協(xié)商成立合資公司，這些工作為我市取得足量、優(yōu)質、低價的天然氣氣源做了強有力的保障。7.當前天然氣發(fā)電面臨的問題7.1政策不夠明朗，產業(yè)定位不夠清晰天然氣發(fā)電涉及天然氣、電力、環(huán)保等多領域問題，目前各領域政策尚存在不夠協(xié)調、不夠統(tǒng)一的問題。雖然在天然氣利用政策、能源發(fā)展規(guī)劃及環(huán)保政策文件中均對天然氣發(fā)電有所提及，但目前國家層面尚未出臺專門針對天然氣發(fā)電的政策文件。對于天然氣發(fā)電的總基調是“有序發(fā)展、適度發(fā)展”，具體發(fā)展方向有些含糊不清。山東省除青島市外，還沒有相應具體的鼓勵政策。7.2天然氣發(fā)電燃料成本相對較高目前我國各地燃氣發(fā)電燃料氣價格約為2.2～2.7元/立方米，按每度電氣耗0.2立方米計算，燃氣電廠燃料氣成本約為0.44～0.54元/千瓦時，綜合發(fā)電成本約0.59～0.72元/千瓦時，遠高于煤電（0.3～0.5元/千瓦時）。燃料氣的成本，是天然氣發(fā)電價格競爭力不足的重要原因。以某地區(qū)典型天然氣9F機組（利用小時3000小時）和600兆瓦燃煤機組（利用小時4000小時）電價對比為例[18]，從表2可以看出，天然氣發(fā)電的固定成本低于燃煤發(fā)電，但是燃煤發(fā)電5000大卡動力煤價格約為600元/噸（折合標煤價約為840元/噸，按熱值計價約28.66元/吉焦），電廠天然氣供應價格約為2.6元/立方米（按熱值計價約79.49元/吉焦），兩者燃料價格比接近1:3，2種燃料的價格差距最終導致天然氣發(fā)電總成本遠高于燃煤發(fā)電。表2：燃氣機組與燃煤機組發(fā)電成本對比表7.3天然氣發(fā)電的環(huán)境價值未得到充分體現(xiàn)2011年起，國內開始碳交易市場的試點探索，北京、上海、天津、重慶、湖北、廣東和深圳等7省市開始首批試點，后來在，四川、福建和新疆進一步推廣。但2013年以來，我國碳交易市場累計成交量僅2.2億噸，總交易額約51.5億元人民幣，對比目前中國每年超100億噸的碳排放總量，整體成交量較低，市場不夠活躍。與此對應，天然氣發(fā)電二氧化碳減排的價值也未在經濟上得到體現(xiàn)。例如，1億立方米天然氣若全部用于天然氣發(fā)電，按照天然氣發(fā)電度電氣耗0.19立方米、碳排放強度411克計算，同樣發(fā)電量下，煤電度電煤耗300克/千瓦時、碳排放強度以798克/千瓦時計，煤電比天然氣發(fā)電多排放二氧化碳約20萬噸。若參考歐洲20～30歐元/噸的碳價，折合成各自的綜合燃料成本，兩者大體相當。依據(jù)相應的環(huán)境價值標準對燃氣發(fā)電和燃煤發(fā)電排放常規(guī)污染物、一氧化碳、灰渣以及二氧化碳產生的環(huán)境成本進行了核算，燃氣發(fā)電環(huán)境成本約為0.05元/千瓦時，燃煤發(fā)電環(huán)境成本約為0.15元/千瓦時，燃氣發(fā)電與燃煤發(fā)電在環(huán)境成本上的差距與目前中國燃氣發(fā)電與燃煤發(fā)電上網電價的差距基本相當。說明如果燃氣發(fā)電的環(huán)境價值得以充分體現(xiàn)，則完全可以與燃煤發(fā)電直接競爭。7.4天然氣發(fā)電的核心技術尚未實現(xiàn)自主化盡管我國現(xiàn)已具備功率5萬kW以下輕型燃氣輪機的自主化技術能力，但5萬kW以上的重型燃機仍基本依賴進口，重型燃機技術基本被美國GE、日本三菱、德國西門子等廠家壟斷，燃氣輪機及其關鍵零部件價格居高不下。盡管國家非常重視燃氣輪機的國產化，國內相關單位也開展了燃氣輪機相關研發(fā)，目前國內燃氣輪機零部件從數(shù)量上看雖然國產化率較高，但國內廠商仍未掌握F級、E級燃氣輪機的控制及熱端部件的制造及維修技術，仍需依賴進口，設備的購置與維護成本仍然高企。8．促進我市天然氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展的措施和建議天然氣發(fā)電是聯(lián)結傳統(tǒng)高碳能源和未來零碳能源最合適的紐帶，將在我市能源結構向低碳化、清潔化轉型中發(fā)揮重要的作用，根據(jù)淄博市產業(yè)發(fā)展和能源供應的實際情況，為了促進我市天然氣發(fā)電行業(yè)健康、優(yōu)質發(fā)展，我們提出以下建議。8.1加強規(guī)劃指導，統(tǒng)籌安排實施。根據(jù)我市城市總體發(fā)展規(guī)劃和產業(yè)發(fā)展規(guī)劃，市發(fā)展改革委員會、能源主管部門應會同市住房和城鄉(xiāng)建設局，制定天然氣熱電聯(lián)產和天然氣分布式能源專項規(guī)劃，并與城鎮(zhèn)燃氣、供熱發(fā)展規(guī)劃統(tǒng)籌協(xié)調，確定合理供應結構，統(tǒng)籌安排項目建設，保證項目規(guī)模和集成優(yōu)化實施，為產業(yè)發(fā)展做好服務。8.2健全財稅扶持政策。市政府應研究出臺具體支持政策，給予天然氣熱電聯(lián)產、分布式能源項目一定的投資獎勵或貼息。天然氣發(fā)電尤其是天然氣分布式能源，實現(xiàn)資源綜合，符合國家減、免稅的政策，而且其節(jié)能靠的是利用低品位能量、區(qū)內直供和集成優(yōu)化，建議此項稅收應當免征或先征后返。

另外，為了體現(xiàn)天然氣發(fā)電削峰填谷的特點，在天然氣供應上給予天然氣發(fā)電項目最大限度的價格優(yōu)惠。8.3完善并網及上網運行管理體系。加強配電網絡建設，電網公司將天然氣分布式能源納入?yún)^(qū)域電網規(guī)劃范疇，解決天然氣分布式能源并網和上網問題。國家發(fā)改委、能源局將會同有關部門、電網企業(yè)及單位研究制定天然氣發(fā)電尤其是天然氣分布式能源電網接入、并網運行、設計等技術標準和規(guī)范。同時，價格主管部門也要會同相關部門研究天然氣分布式能源上網電價形成機制及運行機制等體制問題。

8.4逐步形成體現(xiàn)環(huán)保價值的電力市場價格機制。天然氣發(fā)電要想健康發(fā)展，合理的價格機制建立起良好的產業(yè)發(fā)展環(huán)境的先決條件。一是盡快完善碳交易市場，生態(tài)環(huán)境部表態(tài)，今年6月底前，全國碳排放權交易市場將正式落地，這將大大促進碳排放配額、減排量及相關金融衍生品交易逐步成熟，體現(xiàn)天然氣發(fā)電的環(huán)保價值，增強天然氣發(fā)電的價格競爭力；二是通過電力輔助服務市場化機制的建立和完善，進一步提升系統(tǒng)調峰調頻能力和設備利用效率，促進電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，促進可再生能源消納。以走在電力市場改革前列的廣東省為例，其調頻輔助服務市場基本被省內燃氣電廠獲得。因此天然氣發(fā)電可通過控制成本獲取更多的集中競爭電量，與此同時依靠自身技術優(yōu)勢獲得更多的輔助服務市場，從兩方面增加電廠收入，保持電廠盈利經營的同時，也更好地服務了當?shù)仉娏κ袌?，保證了電網的可靠穩(wěn)定運行，體現(xiàn)了燃氣電廠的作用與價值。8.5堅持技術創(chuàng)新，發(fā)展符合我市實際情況的分布式能源模式。我們要加大分布式能源基礎研究和應用研究投入，緊密跟蹤世界前沿技術發(fā)展，提升技術創(chuàng)新能力，根據(jù)淄博市的自然條件，大力發(fā)展以天然氣分布式能源為主體，結合工業(yè)余熱、光伏、地熱等可再生能源的綜合能源港。我們要打破不同能源品種單獨規(guī)劃、設計和運行的傳統(tǒng)方式，樹立綜合能源服務理念，力圖做到橫向“電熱冷氣水”多能源品種、縱向“源網荷儲”多供應環(huán)節(jié)之間的協(xié)同。通過分布式能源、隔墻售電、需求側響應等創(chuàng)新技術和商業(yè)模式，推動實現(xiàn)“互聯(lián)網+”能源生產者、消費者、運營者、儲運者與監(jiān)管者的信息融通。8.6探索適合天然氣分布式能源發(fā)展的商業(yè)運作模式。我們要鼓勵建設能源交易平臺，以多種商業(yè)模式帶動構建開放共享的新型能源生態(tài)系統(tǒng)。例如“園區(qū)綜合能源運營服務模式”，通過構建綜合能源運營服務平臺，實現(xiàn)園區(qū)能源網絡內外部數(shù)據(jù)集成融合，支持多類市場主體開展綜合能源運營服務，實現(xiàn)示范區(qū)協(xié)同能量管理、新能源和儲能靈活接入、需求側響應、多能源靈活交易和能源互聯(lián)網數(shù)據(jù)共享。鼓勵和引導技術咨詢和工程設計單位進行技術創(chuàng)新，提高系統(tǒng)集成水平。鼓勵專業(yè)化公司從事天然氣分布式能源的開發(fā)、建設、經營和管理，探索適合天然氣分布式能源發(fā)展的商業(yè)運作模式。9.結論“十四五”時期是我市加快新舊動能轉換、推動高質量發(fā)展的關鍵五年，也是我市貫徹習近平總書記“四個革命、一個合作”能源安全