(協鑫能源科技股份有限公司， 江蘇 蘇州 215126)

摘要：在當前的能源使用狀況下，推動能源系統低碳轉型，提高能源的利用率，成為各國能源從業者共同的目標。電力需求的增長，將使中國等發展中國家電力行業的脫碳變的更加困難。這需要一方面努力推進電力系統脫碳化，積極探索發展風光可再生電力、推進燃料轉換(BP認為可再生電力翻倍的碳減排效果與將10%的煤電機組改為氣電機組的效果類似)、“化石能源發電+CCS碳捕捉”等多種電力系統脫碳化路徑。另一方面，也要意識到電氣化并非能源轉型的全部，我們要從節約能源消費、提高能源利用效率、發展可再生能源、氫能等其它能源多方面入手，提供一個更加多元化的低碳轉型方案。燃氣-蒸汽聯合循環發電作為低碳環保、能源梯級利用的典型代表，已成為世界各國推動能源轉型的關鍵措施，本文旨在通過對燃煤電廠與燃氣電廠進行綜合比較，為我國燃氣電廠在當前形勢下的生存與發展進行一些探索。

關鍵詞：能源供需形勢、能源梯級利用、燃氣電廠

0 引言

隨著世界經濟規模的不斷增大，世界能源消費量持續增長，1973年世界一次能源消費量僅為57.3億噸油當量，2018年已超過138億噸油當量。2018年世界一次能源消費增長2.9%，幾乎是過去10年平均增速1.5%的兩倍，是2010年以來增速最高的一年[1]。中國、美國及印度共貢獻了全球能源需求增長的三分之二，其中美國的能源需求增長創三十年來新高。據《BP世界能源展望2019》預計，在漸進轉型的情景下，全球能源需求到2040年將比現在增長三分之一。

2018年，全世界天然氣消費增長1950億立方米，增速達5.3%，為1984年來增速最快的一年。天然氣消費增長主要來自美國(780億立方米)，其次是中國(430億立方米)、俄羅斯(230億立方米)和伊朗(160億立方米)三國。跨區域天然氣貿易增長390億立方米，增速達4.3%，是過去10年來平均增速的兩倍，液化天然氣的持續快速擴張是主要原因。液化天然氣的供給增長主要來自澳大利亞(150億立方米)、美國(110億立方米)和俄羅斯(90億立方米)，約一半的液化天然氣進口增長來自中國(210億立方米)。

2018年，世界能源消費結構逐漸趨向優質化，經合組織國家的煤炭需求降至1975年以來的最低水平。說明部分國家和地區已經開始實現多元的能源結構，可再生能源使用的增長替代了煤炭和石油的使用。據BP公司預測，中國的能源消費中煤炭的占比將快速下降，從2018年的60%降至2040年的35%，降低的總量基本由可再生能源和天然氣的增量抵消。

1 全國電力行業能源供需形勢(2018)

一、天然氣供需形勢

2018年，我國天然氣消費量達到2803億立方米，同比增長17.5%。全國天然氣消費規模超過百億立方米的省份增至10個，分別為江蘇、廣東、四川、新疆、北京、山東、浙江、河北、河南、陜西。相比之下，2018年我國的天然氣產量為1603億立方米，占消費天然氣量的57.19%，雖然產量較上一年增長了8.3%，但相比天然氣消費量仍存在1200億立方米缺口，天然氣使用很大程度上還依賴進口[2]。

 

圖1 2016-2018年我國天然氣產量及消費量

從天然氣消費結構來分析，工業燃料占比38.6%，城鎮燃氣占比33.9%，發電用氣占比17.3%，化工用氣占比10.2%。其中工業燃料與城鎮燃氣消費量占總消費量的72.5%。

 

二、煤炭供需形勢

2018年，我國煤炭消費量為46.4億噸標準煤，同比增長3.3%。原煤產量為36.8億噸，同比增長4.5%，進口量2.81億噸，同比增長3.9%。煤炭市場供需基本實現平衡。從煤炭的消費結構來分析，電力行業全年耗煤約21億噸，占煤炭消費總量的53.8%，鋼鐵行業耗煤約6.2億噸，建材行業耗煤5億噸，化工行業耗煤2.8億噸，占比分別為15.9%、12.8%、7.2%。由此可見，煤炭的主要消費發生在電力行業[3]。

三、電力供需形勢

2018年，我國全社會用電量6.84萬億千瓦時，同比增長8.5%、同比提高1.9%，為2012年以來最高增速;各季度同比分別增長9.8%、9.0%、8.0%和7.3%，增速逐季回落，但總體處于較高水平。全國人均用電量4956千瓦時，人均生活用電量701千瓦時[4]。

截至2018年底，全國全口徑發電裝機容量19.0億千瓦、同比增長6.5%。其中，非化石能源發電裝機容量7.7億千瓦，占總裝機容量的比重為40.8%、比上年提高2.0個百分點。分類型看，水電裝機3.5億千瓦、火電11.4億千瓦、核電4466萬千瓦、并網風電1.8億千瓦、并網太陽能發電1.7億千瓦。火電裝機中，煤電10.1億千瓦、占總裝機容量的比重為53.0%，比上年降低2.2個百分點;氣電8330萬千瓦，同比增長10.0%。全國發電裝機及其水電、火電、風電、太陽能發電裝機規模均居世界首位。

圖3 2016-2018年我國煤炭產量、消費量及用電量

圖4 2018年我國各類型發電機組裝機容量
 

2 燃氣電廠與燃煤電廠的綜合比較

一、燃氣電廠與燃煤電廠環保性能對比

(一)大氣污染物排放對比

對于燃煤電廠來說，排放的大氣污染物主要有氮氧化物、二氧化硫、煙塵等，因管道天然氣中基本不含硫，所以燃氣電廠排放的大氣污染物主要為氮氧化物。

2016年環境保護部下發的《火電行業排污許可證申請與核發技術規范》中，要求火電機組排污量按照機組裝機容量和年利用小時數，采用排放績效法測算。對火電機組氮氧化物排放績效值要求見表1[5]：

 

表注：2003年12月31日之前建成投產或通過設項目環境影響評價報告書審批的火力發電鍋爐，按照W型火焰鍋爐、現有循環流化床鍋爐對應的排放績效測算;采用煤矸石、生物質、油頁巖、石油焦等燃料的發電鍋爐，可以參照循環流化床鍋爐績效值測算。

根據表1數據可知：在裝機容量和年利用小時數一致的情況下，燃煤電廠的氮氧化物允許排放量是燃氣電廠1.6倍。

在《環境統計手冊》中，無煙煤、煙煤燃燒時煙氣排放量的計算公式為：

 

 

在以上兩個公式中：

Vy ---煙氣排放量，Nm3/kg

QyL ---燃料低位發熱量，kJ

α ---空氣過剩系數

V0 ---燃料理論空氣量，固態、液體燃料時單位為Nm3/kg，氣體燃料時單位為Nm3

根據《環境保護實用數據手冊》中的數據：煙煤燃燒時理論空氣量為7.5-8.5Nm3/kg，取平均值8.0Nm3/kg;天然氣(干性)燃燒時理論空氣量為8.84-9.01Nm3，取平均值8.925Nm3。

根據《火力發電廠技術經濟指標計算方法》(DL/T 904-2004)中規定，標煤低位發熱量為29271kJ/kg，過剩空氣系數計算公式為：

 

根據《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)中規定，燃煤鍋爐排煙基準含氧量為6%，燃氣機組排煙基準含氧量為15%，根據空氣過剩系數計算公式，燃煤鍋爐空氣過剩系數為1.4，燃氣機組空氣過剩系數為3.5。

根據《天然氣》(GB17820-2018)中規定，天然氣高位熱值不小于36MJ/m3，其低位熱值為32.46MJ/m3。

按照以上數據，燃煤電廠1千克標煤燃燒時煙氣排放量為11.29立方米，燃氣電廠1立方米天然氣燃燒時煙氣排放量為31.26立方米。

結合超低排放燃煤電廠和燃氣電廠的實際排放情況，計算結果如表2所示：

 

表注：燃煤機組煤耗按282g/kWh計算;E級燃氣機組氣耗按0.190Nm3/kWh計算;F級燃氣機組氣耗按0.183Nm3/kWh計算;H級燃氣機組氣耗按0.170Nm3/kWh計算。

按照表2數據，實施超低排放以后的燃煤機組的污染物當量值要明顯高于燃氣機組，根本不存在所謂的環保優勢。我國大部分地區火電廠氮氧化物的排放標準為50mg/m3，目前只有北京與深圳對燃氣機組的氮氧化物排放提高了要求，要求排放濃度不大于15mg/m3。隨著低氮燃燒技術的進一步發展，我國其他地區燃氣機組的NOx排放標準也會逐步降低到15mg/m3。

(二)碳排放量對比

根據《碳減排約束下的燃煤發電與天然氣發電成本比較研究》一文中對燃煤電廠與燃氣電廠全生命周期的碳排放量計算，燃煤電廠和天然氣電廠的全生命周期碳排放分別為745.9735g/kWh、522.4980g/kWh，其中發電運行分別占全生命周期碳排放的90.80%、68.15%[6]。即燃煤電廠發電過程中碳排放量為677.34g/kWh，而天然氣電廠發電過程中的碳排放量僅為356.08g/kWh，不到燃煤電廠碳排放量的一半。整體來說,燃煤發電的全生命周期的碳排放和發電環節的碳排放均高于天然氣發電。

二、燃氣電廠與燃煤電廠能源利用效率的對比

根據中電聯發布的《中國電力行業年度發展報告2019》中的數據：2018年，全國6MW及以上電廠供電標煤耗為307.6g/kWh，比2017年降低1.8g/kWh。根據發改委、環境保護部及能源局聯合發布的《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》，現役先進水平的1000MW級超超臨界燃煤機組供電標煤耗為285g/kWh，新建1000MW級超超臨界濕冷機組設計供電煤耗為282g/kWh。具體數據詳見表3：

 

按照供電煤耗282g/kWh計算，每千瓦時供電所耗能量為8264.57kJ，能源利用率為43.56%。根據燃氣-蒸汽聯合循環機組實際運行情況，E級聯合循環的氣耗為0.190Nm3/kWh，F級聯合循環在純凝工況下的氣耗為0.183Nm3/kWh，而新型的H級聯合循環機組氣耗能達到0.170Nm3/kWh。即使以氣耗相對較高的E級聯合循環機組計算，天然氣高位熱值按36MJ/m3計算，每千瓦時供電所耗能量為6840kJ，能源利用率為52.63%。按照H級聯合循環機組的氣耗計算，供電的能源利用率為62.4%。

從能源利用的效率來看，燃氣-蒸汽聯合循環比常規燃煤機組有明顯的優勢。

三、燃氣電廠與燃煤電廠經濟性對比

關于燃氣電廠與常規燃煤電廠經濟性對比的研究有很多，從電廠的利潤情況來看，燃氣電廠的盈利能力的確不如燃煤電廠，而且存在較大的差距。但是，造成這種情況的主要原因主要是因為燃氣電廠燃料成本遠高于燃煤電廠。

2018年，5500大卡動力煤全年平均價格為558.5元/噸，按能量折算，價格為0.0242元/MJ，如按同樣能量價格計算，天然氣價格應為0.0242元/MJ×天然氣熱值。按GB17820-2018中規定，天然氣高位熱值按36MJ/m3計算，則天然氣價格應為0.873元/立方米。而2018年天然氣門站價最低的省份為青海省，價格為1.15元/立方米，價格最高的省份為廣東省和上海市，價格為2.04元/立方米。這只是基準門站價格，天然氣銷售企業可以在此基礎上進行上浮20%。實際上，燃氣電廠的燃料價格都是按照上浮20%計算，冬季用氣高峰時段按照上浮22.6%計算，全年平均氣價約2.3元/立方米，按能量計算，單價為0.0639元/MJ，是燃煤電廠燃料單價的2.63倍。

根據能源局發布的《2018年度全國電力價格情況監管通報》，2018年全國燃煤機組平均上網電價為370.52元/千千瓦時，而燃氣電廠平均上網電價為584.10元/千千瓦時，比燃煤機組高57.64%。

按照2018年平均燃氣機組、燃煤機組的平均成本，設E級燃氣電廠上網電價X，若燃氣電廠每千瓦時電量要獲得與燃煤電廠相同的收益，則

0.37052-0.0242×8.26457=X-0.0639×6.84

其中，0.37052元/千瓦時---2018年全國燃煤機組平均上網電價

0.0242元/MJ ---2018年5500大卡動力煤能量單價

8.26457MJ ---按照供電煤耗282g/kWh計算，每千瓦時供電所耗能量

X元/千瓦時 ---E級燃氣電廠上網電價

0.0639元/MJ ---2018年燃氣電廠天然氣能量單價

6.84MJ ---E級燃氣機組每千瓦時供電所耗能量

按上式計算，燃氣電廠上網電價應為607.60元/千千瓦時。由此看出，燃氣電廠每千瓦時的收益遠低于燃煤電廠。

在我國，電網企業和電廠企業作為國民經濟保障企業，在盈利的同時承擔了更多的社會責任。雖然電網對于參與調峰的發電企業有額外的獎勵，但對于發電企業來說，電網的調峰獎勵往往不能覆蓋調峰所產生的成本，導致企業調峰的積極性不高，此時只能通過限制工業用電來保障居民用電。如果完全從經濟角度來說，這種運行方式是不經濟的，這也導致燃氣機組無法發揮調峰速度的優勢，也是影響燃氣電廠利潤的一個原因。

在某些國家，電力生產經營市場化程度較高，夏季高溫時，用電價格曾飆升至9美元/千瓦時，折合人民幣接近63元/千瓦時，是平時電價的180倍。在這種情況下，發電企業有足夠的積極性進行調峰。當然這是一個比較極端的情況，但對于燃氣發電機組，其控制模式中有一種“尖峰負荷”(PEAK)模式，在這種模式下，燃氣輪機通過提高燃燒初溫來增加出力，這種運行方式會降低設備使用壽命，此時需要電廠經營者根據調峰電價和設備的成本來進行取舍。

四、燃氣電廠與燃煤電廠對電網的作用對比

根據《2019年全球電力報告》中的數據，2018年全年，我國發電量為7.1萬億千瓦時，發電量全球第一，占全球總發電量的26.7%，比第二名的美國多2.6萬億千瓦時。但我國人均耗電量排名在63位，說明我國電力行業的發展仍有較大空間。由于電力無法儲存的特殊性，電力的生產和消耗需要保持實時的平衡。近年來，雖然也發展了諸如抽水蓄能、電池蓄能等方法平衡電網的峰谷差，但對于目前電網的規模來說，這些手段的調節能力有限。對于電網來說，能夠快速調整負荷的發電機組比其它手段能更好地平衡電網的峰谷差。

常規燃煤發電機組因容量大，能夠為電網提供基本的負荷，調節負荷的速率為10MW/分鐘。燃氣發電機組具有啟動快、調節負荷快的特點，負荷調節速率能夠達到65MW/分鐘，顯然燃氣機組更適合用于調節電網的峰谷差。另外，燃氣機組啟動快速，既可以作為電網的黑啟動電源，也可以對天然氣管網進行調峰作用，發揮儲氣庫的部分調峰作用。

五、燃氣電廠與燃煤電廠選址的對比

對燃煤電廠來說，其最主要的區域為燃煤的儲存區域，由于燃煤電廠對燃煤的需求量十分巨大，按照兩臺600MW的燃煤發電機組的耗煤量，滿負荷運行的狀態下每天需消耗煤炭約10500噸，如果電廠儲存15天的燃煤量，則存煤量達到15.75萬噸，儲煤廠占地約20000平方米(30畝)。另外還需建設灰場，總占地面積能達到400000平方米(600畝)。另外由于煤炭運輸量大，燃煤電廠需建立在鐵路或者碼頭旁邊。而對同樣規模的燃氣電廠，由于天然氣采用管道進行輸送，總占地面積約140000平方米(210畝)。而且燃氣電廠排污量低，即使建設在城市中心也不會對周圍產生影響。

由燃煤電廠和燃氣電廠的特性可以看出，燃煤電廠適合建設在遠離城市中心，靠近煤礦或者鐵路、碼頭的地方。燃氣電廠可以根據電負荷、熱負荷的集中程度進行選址，適合建設在采暖集中或工廠較集中的區域，如城市附近和工業園區。

六、燃氣電廠對基礎科學的促進作用

從1939年世界上第一臺燃氣輪機投入商業運行開始，燃氣輪機的發展取得了長足的進步。燃氣輪機的燃燒初溫從最初的550℃發展到H級燃機的燃燒初溫達到1500℃，得益于透平材質以及涂層材料的飛速進步。反過來說，也正是商業的需求促進了材料的研究與發展。另外，燃氣輪機的應用并不僅僅局限于商用與發電，燃氣輪機還廣泛應用于軍事上，主要為飛機及大型艦船的動力發動機。GE公司曾在1969年推出LM2500型航改型燃機，直到今天仍應用在美國海軍最新的水面作戰船上。

燃氣輪機的應用，從某種意義上說，是為燃氣輪機核心技術的研發與進步提供平臺與支撐，任何成熟的技術都不是在實驗室里發明出來的，而是通過不斷實踐、研發、再實踐的過程得以實現。國內中科院上海高等研究院自主研發的天然氣分布式能源機組已投入商業運行，為微型燃氣輪機的國產化向前推進了一大步。當前，部分人員認為我國沒有掌握燃氣輪機的核心技術，造成燃機投資金額高、維修成本高，所以應該減少在燃氣輪機上面的投資，這種認識是片面的。燃氣輪機除了推動材料科學的發展，還會推進燃燒理論、控制理論等基礎性學科，燃氣輪機的廣泛使用必將會帶動這些基礎性學科的發展。

我們相信，在廣大科研人員、燃機從業技術人員的不斷努力下，我國會逐漸掌握現有的燃氣輪機技術，還能百尺竿頭更進一步，在現有的基礎上創新出更高效率、更大容量的機型。

3 能源的梯級利用

能源梯級利用是能源利用最合理和經濟的一種方式。不管是一次能源還是余能資源，均按其品位逐級加以利用。燃氣-蒸汽熱電聯產是一種典型的能源梯級利用方式，在熱電聯產系統中，高溫煙氣(約1500℃)先用來發電，發電后的低溫煙氣(約560℃)再將水加熱為水蒸汽，高溫蒸汽先用來發電，低溫余熱向工廠、寫字樓及住宅供熱與制冷。目前丹麥已經不再建設大型火力發電廠，因為大型火電存在無法實現能源梯級利用、用戶終端能耗水平無法降低等問題，通過實施分布式能源系統，能源梯級利用的總能效可達80%以上。

由能源梯級利用的理論可知，工質的初溫越高，其能源梯級利用的范圍就越大，能源利用的效率就越高。燃煤電廠與燃氣電廠相比，燃煤電廠的工質為水及水蒸汽，其初溫為500-600℃，而燃氣電廠的一級工質為空氣和天然氣，二級工質為水及水蒸汽，對E級燃機而言，其一級工質的初溫可達到1124℃，對目前最先進的H級燃機來說，其一級工質的初溫可達到1500℃，這也是燃氣電廠效率高于燃煤電廠的根本原因。

能源的梯級利用包括按質用能和逐級多次利用兩個方面：

1、按質用能就是盡可能不使高質能源去做低質能源可完成的工作，在一定要用高溫熱源來加熱時，也盡可能減少傳熱溫差。在只有高溫熱源，又只需要低溫加熱的情況下，則應先用高溫熱源發電，再利用余熱供熱，如熱電聯產。

2、逐級多次利用就是高質能源的能量不一定要在一個設備或過程中全部用完，因為在使用高質能源的過程中，能源的溫度是逐漸下降的(即能質下降)，而每種設備在消耗能源時，總有一個最經濟合理的使用溫度范圍。這樣，當高質能源在一個裝置中已降至經濟適用范圍以外時，即可轉至另一個能夠經濟使用這種較低能質的裝置中去使用，使總的能源利用率達到最高水平。

近年來，隨著能源利用水平的提高，燃氣-蒸汽聯合循環在熱電聯產的基礎上，發展為熱、電、冷聯產，通過余熱鍋爐末級熱量生產熱水，并通過溴化鋰設備生產出7℃左右的冷水，向生產辦公區域及電廠周圍用戶供應冷水，進一步提高了能源的利用率。雖然能源梯級利用是針對發電和供熱企業提出的，但可以廣泛地擴展到制冷、化工、冶金等各種工業過程，必要時可用熱泵來提高熱源的溫度品位后再利用。不同的企業對能量的等級要求是不一樣的，可以根據各用能企業的能級需求，先將高能級熱源經上一級企業使用后降為低能級熱源，再供給需求低的企業使用。能量的梯級利用能夠有效地滿足各單位的用能需要，而不增加能源消耗，極大地提高了能源利用率。

4 新形勢下燃氣電廠的生存與發展

進入2020年，“十三五”即將迎來尾聲。經濟的快速發展和社會生產力的顯著增強，我國能源領域發生了翻天覆地的變化，取得了舉世矚目的偉大成就。傳統的“等、靠、要”經營方式已經落伍，經營者如果還保持過去電廠的經營理念，必然會將電廠帶入發展的死胡同。燃氣電廠也需要在多元化經營上大膽嘗試和創新。

一、開辟主營業務外的新業務

創新商業模式，逐步向綜合能源服務商和供應商轉型，建立以熱電生產為主，綜合能源為輔的新模式。在電力生產過程中，為保證發電機組的正常運行，會配套除鹽水、壓縮空氣的生產，而電廠在設計時，往往會在水、氣最大使用量的基礎上設計一些余量，以保證工況最惡劣的情況下發電機組能正常運行。在不增加設備的基礎上，可以將多余的除鹽水、壓縮空氣作為商品出售給周邊需要的企業，既為周邊企業節省了設備投資和運行維護成本，也為企業增加了利潤。

二、優先發展分布式能源系統

結合“十三五”新型城鎮化建設和城鄉天然氣管道布局規劃和建設，優先發展分布式能源系統，因地制宜地發展大型天然氣發電(熱電)站，以實現能源的梯級利用。在電網系統調峰容量不足地區，利用天然氣發電機組承擔調峰調頻任務，提高系統運行靈活性、可靠性，減少棄風、棄水、棄光。

三、搶抓碳排放機遇，爭取外部市場收益

作為燃機發電企業，相比燃煤電廠，有著碳減排優勢，要認真研究碳排放交易政策，跟蹤掌握國內碳排放政策走向，使碳減排交易成為新的利潤增長點。燃氣電廠要利用燃機減排優勢，積極介入，充分利用碳交易機制，依靠碳市場機制來合理配置碳排放權這一環境資源，合理制定碳資產的經營策略，對碳資產進行科學管理，實現碳資產收益最大化。

5 結論

“十四五”時期是我國由全面建成小康社會向基本實現社會主義現代化邁進的關鍵時期，是積極應對國內社會主要矛盾轉變和國際經濟政治格局深刻變化的戰略機遇期。“十四五”期間，我國的能源產業必將得到更充分的發展。燃氣-蒸汽聯合循環發電作為低碳環保、能源梯級利用的典型代表，建議國家能源局在“十四五”能源規劃修訂時高度重視，提高天然氣發電比重，繼續深化能源供給側結構性改革。

1、從我國的資源結構來看，天然氣屬于一種稀缺的能源資源，使用時應提高利用效率。熱電冷三聯供技術，則提供了一種很好的梯級利用高品質能源的方式，既能實現節能的目標又有利于環境保護，符合我國目前的國情和能源技術的發展潮流。

2、從能源的發展來看，雖然世界各國都在努力降低煤耗，但隨著能源需求的日益增加，煤炭的需求總量仍將增加，煤炭作為能源供應的主力短期內不會改變。而天然氣的供應緊缺情況隨著開采技術及天然氣貿易的發展，將會逐年得到改善。

3、燃煤電廠與燃氣電廠在電網中的作用各有側重，燃煤電廠適合作為電網的基礎負荷，承擔保障電網安全及電力供應的主力作用，而燃氣電廠適合布局在電負荷及熱負荷中心，以其清潔、高效、快速的特性為電網充分發揮調峰作用。

4、燃氣電廠應該根據自身的優勢，開展多種經營模式，拓展電廠的業務范圍，提升生存能力。

參考文獻：

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作者簡介：王世宏(1964- )，協鑫能源科技股份有限公司副總裁，江蘇省優秀企業家;復旦大學碩士畢業，高級工程師，中國電機工程學會燃氣輪機專委會委員，江蘇電力行業協會副理事長;先后從事135MW、200MW，300MW、600MW，1000MW，S109E等電廠的開發、建設和運營管理40多年，有較豐富的生產實踐和管理運營經驗。