也谈“天然气发电的对错之争”

科学合理地利用天然气离不开燃气热电联产。国务院2018年印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》提出，有序发展天然气调峰电站等可中断用户，原则上不再新建天然气热电联产。但是，在天然气产业发展好的国家，都在积极支持天然气热电联产发展。我们相信国务院的文件是一个阶段性政策，主要为应对“蓝天保卫战”中出现了阶段性供气紧张矛盾。中国的天然气供应短缺主要集中在冬季，是因为地下储气库建设滞后，也是因为市场在资源配置上未能起到主导作用，有些时候垄断企业为了推升价格也会人为制造紧张。深化油气体制改革今年将有重大突破，据悉8月份国家油气管道公司将挂牌成立，彻底打破一些企业纵向一体化的垄断格局。管道独立后，原来同时掌控上游气田和中游管道的油气企业无法继续承担保供、调峰、调配的职责，这些服务将会逐步转移给第三方。为提升上游气田经济效益，上游企业将积极推进“照付不议”供气协议，而这类协议将不再是简单的气量约定，稳定持续用气将会成为合同的重要条款。管道公司的收益国家发改委已明确，“管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率8%”。管道公司也会据此要求下游用户提高管道负荷率水平，这都是国际规范的做法。如何能够提升管道负荷率对于下游是一个非常重大的挑战，配套建设一定比率的热电联产是一种有效的应对手段。因为热电用气持续稳定，能源利用效率高，气价承受能力好。对提高天然气井、集输站和管道设施利用率意义非常重大。用气能够持续稳定，各种设施的利用效率才能提高，天然气开采成本、输气成本才会降低，各方利益才会最大化。所以，我们不能仅仅从电力系统、热力系统考虑问题，也必须兼顾天然气系统的协同优化。

天然气替代煤炭是必然规律

在文章中，江亿院士认为:“煤炭利用的最好的法子就是发电。煤电是适用于电力基础负荷、热电联产的，这是煤炭最善于干的事儿。”付林教授补充说：“用气发电就意味着替代用煤发电，也就相当于天然气替代煤炭——‘气代煤’”“那么把煤炭放哪儿、用作何用？”就煤炭的利用而言，江院士说的非常对，就煤炭转换能源而言，发电是最好的利用方式，但是煤炭并非仅仅用于能源转换。

煤炭最佳的利用方式是煤基多联产。这是倪维斗院士一直积极主张的利用方式，他认为：煤基多联产符合中国国情，新型煤化工大有可为。所谓煤基多联产，就是化工发电共轨生产，多联产系统以煤气化技术为核心，通过化工合成与动力生产过程的集成耦合，实现了煤炭物质和能量的梯级转化与利用。也就是先对煤炭气化，在气化过程中回收煤炭中的各种有用的物质生产化工产品，将余下的可燃气体和气化过程的余热发电，并将发电后余热用于生产工业蒸汽，将较低温度余热生产采暖和生活热水。这一“分配得当，各得其所”的梯级利用过程，可以最大限度地减少污染、提高煤炭利用效率和降低二氧化碳排放，将污染物全部转化为化工原料，并将部分碳加以利用已达到减排目的。

减少煤炭最主要的目的是应对气候变化。世界煤炭资源确实非常丰富，全球煤炭的储采比132年，大大超过石油和天然气。但中国的煤炭并不丰富，储采比只有38年，和天然气基本持平。西班牙储采比433年，美国365年，俄罗斯364年，澳大利亚306年，德国206年。2018年1-12月中国煤及褐煤进口量为2.8亿吨，与2017年同比还增加了3.9%，而全国煤炭消费总量仅增加0.77%，说明进口增速大大超过国内产量增速。如果按热值评估，煤炭进口量实际超过天然气。煤炭的优势就是价格比较低廉，但是全球很多国家都没有因为煤炭便宜而大力发展煤电。北美煤电比重已降至24.5%，欧洲降到21.2%，这背后的一个重要因素是生态环境和温室气体减排的需要。中国要成为一个负责任的大国，要完成对国际社会的减排承诺，必须减少煤炭的利用。倪维斗院士一直认为，若要将未来全球温升控制在2～3℃，2050年全球二氧化碳排放要比1990年减少50%，只能排放104亿吨。即使发达国家承诺减排其中80%，发展中国家整体上也需要比2005年减排36%。而我国仍处于二氧化碳排放的上升期，面临国际上对我国排放峰值出现时间和绝对值的要求，在已经大力强化节能和发展核能、可再生能源的条件下，未来在碳减排上仍将处于被动状态。可以说，应对全球气候变化，国际上可能留给我国的二氧化碳排放空间已非常小，我们应及早主动应对而不是被动减排。

发展天然气是应对全球气候变化的有效手段。目前天然气基荷发电的效率已经超过65%，燃气轮机单循环的效率已经超过45%，如果采用燃机直接驱动余热锅炉供热，综合效率可以达到90%，热电比100%，这些指标都要高于燃煤火电和燃煤热电联产。碳氢化合物的能量载体就是碳和氢，天然气主要成分的甲烷，分子式是CH4，一个碳四个氢，而煤炭的典型分子式C135H96O9SN，135个碳96个氢，相比之下煤炭的含碳量大大高于甲烷。未来减少温室气体排放，我们必须减少煤炭消费，增加对天然气的利用，而且天然气热电联产是各种能源利用技术中能效最高的，自然也是二氧化碳排放最少的。燃烧同等热值的天然气仅为煤炭的60%，而发电效率天然气比煤电提高44%，燃气热电又进一步提升了燃气发电和供热的综合效率。

天然气价格贵需要科学对待

文章引述付林教授的观点：“天然气这么贵，用得越少越好”。中国的天然气价格确实贵，但贵也是存在特殊的原因，也是一个在下一步改革中需要着重解决的问题。

天然气价格昂贵既有资源问题，也有体制问题。在中国，煤炭开采已经引起严重的生态环境问题，煤炭开采区的塌陷问题、地下水位下降问题、煤矸石占用耕地和自然、空气和水体污染等问题。煤的燃烧已引起严重的大气环境污染，70～80%以上的二氧化硫、氮氧化物、汞、颗粒物及重金属和二氧化碳排放是燃煤引起的，但是煤电企业减少二氧化硫和氮氧化物却可以得到国家的财政补贴。而天然气发电除了氮氧化物和极少量的二氧化硫外基本没有其他污染，这些环境效益在我们的价格体系上没有得到更好体现。煤炭的开采和利用还要消耗大量水资源，水在中国华北和西北地区是极其珍贵的资源。这些生态效益也没有被体现。加之天然气上游市场没有形成有效的市场竞争环境，天然气发电用气价格还要承担对居民用气的交叉补贴，这些因素都推升了中国天然气的价格。造成天然气发电价格高的另一个因素是设备利用小时太短，如果能够较大幅度的提高设备利用小时，发电成本也会大幅度下降。在未来油气改革的新业态下，设备利用小时的提升还能够降低天然气的采购和输气价格。

应该给予天然气热电联产更合理的气价。在美国，担任基荷发电和热电联产的燃气电厂价格最低，不仅低于城市门站，也低于大工业用气，更是低于居民和商业用气。刘振亚理事长在中电联2019年第一次理事长会议指出：“2018年，我国燃气装机容量8330万千瓦，年平均利用小时数2680小时，远高于西班牙燃气发电的年均利用小时数（1580小时），燃气发电年排放二氧化碳约1亿吨。综合考虑气源条件、发电成本和碳减排，我国燃气发电应以调峰电站为主”。首先，西班牙不是一个工业制造业国家，工业产值占国内生产总值的15.6%，旅游总收入占生产总值的11.2%，它是全世界最大的橄榄油生产国和葡萄种植国，畜牧业欧洲第二，汽车制造是唯一有竞争力的工业产业。这种产业结构使石油已经占据一次能源的66.6%。西班牙非水可再生能源的比重高达25.7%，需求和电源结构决定了它的燃机电厂主要是调峰电站。而中国的燃机电厂70%是热电联产，年均2680小时对于热电利用小时确实是太少了，如果能够达到燃煤火电的4361小时，情况就会出现明显改观。一些热电厂为了保证供热的持续稳定，不得不建设天然气锅炉，在燃机无法运行的时候保证供热，热电联产的效益无法发挥，还增加了电厂的单位千瓦造价。截止2019年4月，根据美国能源信息署公布数据，美国城市门站平均气价换算成人民币为0.9元/方；居民气价2.65元/方；商业气价1.89元/方；工业气价0.89元/方；而发电气价仅0.72元/方。就目前的技术，燃气联合循环机组每方气可以发电5-6千瓦时，燃料成本0.12-0.145元/千瓦时，而中国的燃气发电的燃料成本要到0.5元/千瓦时。这些数据对比告诉我们，中国还有很多的事情需要我们深化改革。

燃机热电是城市供电安全的支柱。在北京、上海和珠三角地区，大量燃机热电建设在电力负荷中心，对电网供电安全形成支柱。未来随着中国经济的转型，信息技术和人工智能技术的发展，交通的电气化，对于电力的需求将持续增长，而供电安全问题越来越突出。由于天然气燃机热电污染排放非常低，可以建在电力和热力的负荷中心，深圳市最近在推进“深圳蓝”，将使燃气电厂排放降到10PPM以下，有些燃气电厂将降至5PPM；北京京能太阳宫燃气热电厂的氮氧化物排放经过不断努力，已经降到不到3PPM（5毫克）。这些电源对于城市供电安全起到的作用非常巨大，而且，就地供电就地使用，电网的损失非常少。华润协鑫北京亦庄天然气热电厂在承担亦庄开发区供电、供热、制冷、采暖的同时，还是北京地区的“黑启动电源”，对首都供电安全承担的重要的任务。但是，我们目前的价格机制，对于这些电源的价值没有客观反映。电网是按照当地燃煤火电的上网电价支付燃机电厂电费，不足部分是由地方政府通过财政补贴价差，而天然气的价格还要承担对居民交叉补贴，未来如果能够通过深化改革实事求是地反映燃气热电的客观价值，并允许燃气热电厂独立采购天然气，价格问题会迎刃而解。

各位院士和专家担心的问题有些是实实在在，有些是可以动态解决。目前，这些问题都在根据党中央国务院要求，在通过深化电力和油气体制改革中系统地加以解决。相信随着改革的不断深入，市场在资源配置中逐步形成主导作用，大家担心的问题都会逐一得以解决。

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