气电发展： 瓶颈凸显 潜力待挖

　　“目前无论是国际社会趋势，还是我国自身能源转型需求，都给天然气发电发展提供了很好的舞台。”协鑫能源科技股份有限公司副总经理王世宏日前在“中国煤电发展之路辨析”系列沙龙上表示。他指出，发展天然气热电联产是调整能源结构的重要方向之一。

　　据统计，截至2019年，我国天然气发电装机达到9022万千瓦，距离“十三五”规划提出的1.1亿千瓦的目标存在差距。如何应对我国气电发展面临的问题、“十四五”气电发展应扮演何种角色，成为与会嘉宾讨论的重点话题。

　　装备自主化水平亟待提升

　　北京大学能源研究院特聘研究员朱兴珊指出，天然气与天然气发电之间是相互促进的关系，发展气电对电力系统和天然气消费都有重大意义。“气电在天然气消费增量中占据较高比例，到2030年，气电消费增量将占整个天然气消费增量的35%以上。如果气电发展遇到障碍，天然气消费增长的目标将很难实现。”

　　气电对于电力、天然气系统具有“双重调节”作用，为何近年发展缓慢?王世宏直言，技术“卡脖子”问题仍是我国气电发展的瓶颈。“目前最大的痛处，就是一些关键设计制造技术还掌握在国外企业手中。”

　　江苏省天然气发电和分布式能源工程研究中心秘书长刘志坦也坦言，我国目前还未掌握天然气发电一些高端热通道部件、备件、材料的相关设计和制造技术。“希望'十四五'乃至后期，一方面提升自主燃机设计和制造能力，另一方面通过各种方式加强国际合作，通过示范项目提升自主化水平和能力。”

　　刘志坦建议，应进一步加强上下游一体化力度。“上游天然气企业可以考虑参与下游气电建设，发电企业也可以积极向上游勘探开采贸易延伸，通过上下游紧密合作，实现整个产业链的价值最大化和整个社会福利的最大化。”

　　降成本需市场驱动

　　除了技术，市场、政策因素同样制约气电行业的发展节奏。

　　“技术上，目前燃气轮机联合循环效率已突破60%。个人认为，市场和政策因素的主导更明显。从英、美等国家的气电发展进程看，政策特别是环保政策在推动气电发展中起到了很重要的作用，一定程度上值得我们借鉴。”刘志坦指出。

　　“政府层面给予政策和资金支持是必要的，但单纯依靠政策支持难以保证产业有序健康发展，最终还要遵循市场规律。”王世宏表示，目前因天然气价格高、燃机电厂单位造价也偏高，加之较高的运营维护费，造成企业经营困难。“气电上网电价目前普遍高于煤电，在电力交易市场中又处于劣势。个人认为，全社会享受清洁环保的气电，对其成本也应共享共担，这才是解决气电发展问题的手段。”

　　朱兴珊也指出，目前我国对天然气发电价格进行补贴，只是“权宜之计”。“有观点认为，一些国家气电发展快是因为天然气便宜，但实际上主要是依靠环保政策支持，以及气电在电力市场的灵活性价值得以体现。我国目前配套政策仍未完善，因此采取了由地方政府直接补贴价格的方式。”

　　刘志坦则表示，要改善气电的经济性短板，应从多角度入手，例如加大国内上游天然气资源勘探力度、逐步建立多元化进口竞争格局、加快天然气市场化改革、提高自主化水平等。“建议'十四五'期间推动大中型燃气发电项目的天然气直供模式，尽可能减少中间环节加价。同时，充分发挥气电在电力市场辅助服务的功能，体现燃机的价值。”

　　低碳转型地位难替代

　　上述专家表示，气电在清洁低碳、安全高效、灵活节能等方面的作用，无法简单地通过煤电灵活性改造、超低排放改造等手段代替，仍需大力发展。“到2025年，气电装机容量将达到1.5亿千瓦，占全国总发电装机容量的6%左右;到2030年达到2.5亿千瓦，占比提升至8%。” 刘志坦预测。

　　刘志坦还指出，煤电目前除了氮氧化物外，二氧化硫、粉尘等常规污染物控制水平与气电相比还存在差距，脱硫废水等问题也需要解决。“这是由燃料性质决定的，和煤电努力不努力没有关系。”

　　“在灵活性方面，气电调峰深度可以做到100%，煤电调峰深度超过50%后，能效、减排水平都将直线下降。”朱兴珊认为，“气电在电力灵活性调节方面的作用和效果煤电难以替代，深度调峰时的煤电机组无法实现超低排放，对安全运行影响也较大。”

　　对于社会普遍关注的天然气供给能力问题，朱兴珊表示，根据中石油经济技术研究院的预测，我国天然气对外依存度将在2040年达到峰值(53%)。“目前天然气国内产量还远不能不能自给自足，仍需要大量进口。未来，随着油气体制改革深入，产业链上游会不断开放给社会资本，对于增加产量、降低成本非常有利。”