“双碳”目标背景下淄博市天然气发电行业发展分析与思考

摘要“十四五”时期是我国能源向清洁化转型的关键期，本文通过分析天然气发电在清洁性、环保性、灵活性等方面相对煤炭发电的突出优势，以及淄博市所处区域位置的能源供应特点，指出天然气发电在我市能源转型过程中具有关键作用及重大意义，并提出了适度发展天然气热电联产、大力发展以天然气分布式能源为主体的综合能源服务项目的发展建议。关键词：天然气发电；天然气热电联产；天然气分布式能源；能源转型目录TOC\o"1-2"\h\u背景 背景2020年9月，习近平主席在联合国大会上庄严承诺，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。在“双碳”目标背景下，我国能源结构要进一步调整并向清洁化发展。根据测算我国最终要实现碳中和目标，在能源供应侧可再生能源占比不能低于80%，需求侧电动化率不能低于80%[1]，也就是说中国的低碳化发展路径是大力提高电能在终端能源利用中的比例，这意味着我国最终要通过可再生能源发电来实现“碳中和”的目标。但是从高碳能源到可再生能源不是一蹴而就的，必然遵循着由高碳能源转向低碳能源，再由低碳能源转入完全可再生能源的客观规律。中国石油勘探开发研究院研究员赵文智表示，“双碳”战略要在保证能源安全的基础上去谋划，是新时期组织实施国家双战略必须要平衡好的关系。我国在未来40年推进中国双碳目标发展的实施过程当中，油气依然是需要积极组织加快推进的一个方向，可以将天然气作为从化石能源向清洁能源过渡的桥梁。人们对于天然气在城镇燃气、工业燃料、交通运输等领域所起到的环保作用都有高度认同，然而对是否要大力促进天然气在发电领域的应用，则有许多不同的声音。实际上天然气发电因为其清洁性、环保性、灵活性等因素在发达国家一直担当着重要角色。现在我国电力行业占主导地位的燃煤电厂是二氧化碳和各类污染物的排放大户，以天然气发电代替煤炭发电，逐步控制煤炭消费量，一方面可以减少污染物排放，改善空气质量；另一方面可以降低电力行业二氧化碳排放强度，使二氧化碳排放总量得到控制，甚至大幅下降。1.根据世界发达国家发展经验，天然气发电在我国能源转型中应该发挥重要作用“十三五”期间，我国在能源供给方面，推动可再生能源和天然气占比逐步提升，煤炭供应比例下降并逐渐向清洁化和环境友好方向转变，能源输配和储备体系建设加快推进，多元能源供给体系已经初步形成。《中国能源革命进展报告2020》数据显示，2019年，煤炭在一次能源消费总量中的占比约为57.7%，比2015年下降6个百分点；石油约占18.9%，较2015年略高0.6个百分点；天然气约占8.1%，提高2.2个百分点；非化石能源约占15.3%，提高3.2个百分点。截至2019年底，全国全口径发电装机容量201006万千瓦，其中气电9024万千瓦，占比约4.5%[2]。天然气表观消费量3067亿立方米，在一次能源消费结构中占比约8.1%，远低于全球24%的平均水平；其中发电用气553.9亿立方米，占比18.1%，不及全球平均水平39%的一半。这两项指标与美国、英国、日本等发达国家相比更是相距甚远[3-4]。同年度美国、英国、日本天然气发电分别占各自总发电量的38.63%、40.1%以及35.0%，发电用气量在天然气消费结构中占比分别为36%、31%及69%[3]。从发达国家天然气产业发展路径来看，天然气市场进入成熟期后消费增长动力主要来自于发电。从国际经验看，今后十年间，中国在推动可再生能源发电的同时，天然气发电占比仍存在上升空间。从德国和美国能源发展的去碳化经验来看，两国在降低一次能源中煤炭消费比例、提升可再生能源占比的同时，天然气用量仍有所上升。德国在1995年以前一次能源消费中煤的占比较高，1985年曾达到41.32%，之后煤的使用量和在一次能源消费中的占比迅速降低，到2017年下降至21.27%。2011年以后，随着核能占比下降，风能、光能和生物能等可再生能源占比迅速上升，2018年德国一次能源消费中天然气占比约23.4%，超过煤炭。2019年，德国政府决定在2038年前逐步停止使用煤炭。按照其最新的“能源转型”计划，到2030年，德国可再生能源发电比例需达到65%，天然气发电装机占比约18%，碳排放量较1990年需减少55%。美国一次能源消费占比中，石油、天然气和煤炭占绝对主导地位，较长一段时间维持在80%以上。2019年，美国可再生能源消费占比达11.5%，130多年来首次超过煤炭。与此同时，天然气消费量再创新高，占比约32%，增量主要来自燃气发电。与德、美相比，2019年中国一次能源中，煤炭占比最高达57.7%，天然气占比仅8.1%。按照国际经验，可再生能源的快速发展中，天然气作为重要的过渡能源，也将进一步发挥重要作用，而电力需求将是天然气消费增长的重要来源[5]。在“四个革命、一个合作”能源安全新战略框架下，《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》《能源发展“十三五”规划》《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》等陆续出台，确立将天然气培育成为中国主体能源之一，提出2030年天然气在一次能源消费结构中的占比达15%的具体目标。要实现2030年天然气占一次能源消费比重15%的目标[6]，规模化发展天然气发电是关键，特别是以大规模、高比例可再生能源为主的新一代电力系统，对电力系统灵活性和安全可控等提出了更高要求，天然气发电的清洁低碳和灵活性将在可再生能源为主的电力系统构建中发挥积极作用。“十四五”时期，中国天然气产业高质量发展有望迈上一个新台阶。有序适度发展分布式能源、“风光水储气”一体化和燃气发电，预计新增天然气需求约420亿立方米。预计到“十四五”末，工业燃料、城镇燃气天然气需求量分别为1450亿立方米和1500亿立方米，占比分别约为33%和34%，与“十三五”末相比分别降低1个百分点和4个百分点；燃气发电天然气需求量为1000亿立方米左右，占比约为23%，提高5个百分点。（《中国天然气高质量发展报告2020》）。2.天然气发电技术简介天然气发电有大型天然气热电联产和天然气分布式能源两种模式，下面分别予以介绍。2.1天然气热电联产传统的煤炭发电主要设备是锅炉加供热汽轮机。由于煤炭燃烧形成的高温烟气不能直接做功，需要经锅炉将热量传给蒸汽，由高温高压蒸汽带动汽轮发电机组发电，做功后的低品位的汽轮机抽汽或背压排汽用于供热。这种系统占地大，负荷调节能力差，发电效率低。燃气轮机热电联产系统分为单循环和联合循环两种形式。单循环的工作原理是：空气经压气机与燃气在燃烧室燃烧后，温度达1000℃以上、压力在1～1.6MPa范围内的烟气进入燃气轮机推动叶轮，将燃料的热能转变为机械能，并拖动发电机发电。从燃气轮机排出的烟气温度一般为450℃～600℃，通过余热锅炉将热量回收用于供热。大型的燃气轮机发电效率可达30%以上。燃气轮机机组启停调节灵活，因而对于变动幅度较大的负荷较适应。上述单循环中余热锅炉可以产生参数很高的蒸汽，燃气－蒸汽联合循环系统就是在单循环基础上增设供热汽轮机，使余热锅炉产生的较高参数的蒸汽在供热汽轮机中继续做功发电，其抽汽或背压排汽用于供热，可以形成燃气－蒸汽联合循环系统。这种系统的发电效率进一步得到提高，可达到50%以上。现在国内主要重型燃气轮机设备主要被美国GE、日本三菱、德国西门子等厂家垄断，主设备单价一般在3000-5000元/千瓦。热电联产项目基本上都是全上网模式(自备热电联产项目除外)，除电厂自身用电用去很少一部分电能外，其余大部输送给了电网。燃气-蒸汽联合循环把具有较高平均吸热温度的燃气轮机与具有较低平均放热温度的供热汽轮机结合起来，使燃气轮机的高温尾气进入余热锅炉产生蒸汽，并使蒸汽在汽轮机中继续作功发电，其抽汽或背压排汽用于供热和制冷，达到扬长避短、相互弥补的目的，使整个联合循环的热能利用水平较简单循环有了明显提高，净效率已达48%～58%，并且正向着60%的目标迈进。2.2天然气分布式能源分布式冷热电联供（DistributedEnergySystem／CombinedCooling，Heat&Power，DES／CCHP）能源系统通过各种一次能源转换技术的集成运用，在一个区域内同时提供冷、热、电等多种终端能源，实现能源的梯级利用、高效利用。以天然气为一次能源的分布式联供系统就是天然气分布式能源。天然气分布式能源是指利用天然气为燃料，利用微型燃气轮机或燃气内燃机燃烧洁净的天然气发电，高温段的烟气用于发电，中温段的烟气驱动吸收式制冷机，低温段的烟气用于除湿、供热和热水供应，充分实现能源的梯级利用，综合能源利用效率可达90%以上。分布式能源将能源系统以小规模、模块化、分散式的方式布置在用户附近，独立输出冷、热、电三种形式的能源，大幅度节省电网的建设投资、输变电损耗和运营费用。天然气利用率高，大气污染物排放少，是一种非常高效的能源综合利用方式。分布式能源所发的电原则上以自用为主，并网不上网，并网的目的是应急和调峰。3.天然气发电与煤炭发电相比优势明显天然气发电相比煤炭发电不仅常规污染物排放低于燃煤发电，而且在碳排放、调峰性能、投资、占地、用水等多个方面优于燃煤发电。3.1天然气发电与煤炭发电相比常规污染物排放大幅降低虽然我国煤炭发电经过多年的“超低排放”改造，大幅降低了常规污染物排放，为改善中国大气质量做出了不可否认的贡献，但是燃煤电厂除了NOx排放勉强能与燃气电厂比肩外，其他污染物，如SO2、烟尘、固体废物、重金属等污染物排放均高于或远高于天然气发电。研究人员[8]通过现场实测及文献调研的方式对全国99台超低排放燃煤机组以及江苏省17台燃气机组（未安装脱硝装置）进行了统计，结果显示：实际排放的NOx平均浓度方面，燃气电厂与超低排放燃煤电厂相比无明显差距，但燃气机组仅依靠低氮燃烧器即可很好地控制NOx排放，如加装脱硝装置，其NOx排放浓度可进一步下降[9]；SO2平均排放浓度方面，燃煤电厂约为16毫克/立方米，明显高于燃气机组的2.20毫克/立方米（E级）和0.84毫克/立方米（F级）；平均烟尘排放浓度方面，燃煤机组是燃气机组的1.8～2.4倍。其他众多研究结果均有类似结论，以生产单位电量所排放的污染物浓度对比如图1所示。图1：超低排放燃煤发电与燃气发电污染物实际排放水平对比除了以上大气排放物外，燃煤烟气排放中还包含有一定的放射物及重金属。虽然目前没有对这些进行统一衡量与测量的要求与标准，但根据煤质的不同，这部分污染甚至有可能造成十分严重的危害后果。此外，燃煤发电还会产生大量的固体废物，包括石子煤、粉煤灰、炉渣、脱硫灰渣、脱硫产物、废弃脱硝催化剂等，且汞、铅等痕量重金属易在以上固体废物中富集，固体废物处置不当易产生二次污染问题。天然气发电则不存在固体废物排放。因此，无论从常规大气污染物排放还是固体废物排放来看，天然气发电都比燃煤发电更清洁，这一结论是确定并且有科学依据的。3.2燃气发电替代燃煤发电是碳减排的有效手段根据《BP世界能源统计》数据，2019年我国化石能源燃烧产生的CO2排放量约为98亿吨[3]，其中电力行业CO2排放量约占全国总排放量的40%，而燃煤电厂是电力行业中最主要的碳排放源[11]。根据《中国电力行业年度发展报告》，2019年全国电力行业CO2平均排放强度约为577克/千瓦时，而燃煤电厂碳排放强度为844克/千瓦时[5]。研究人员根据相关标准及假定，计算了典型燃煤发电与燃气发电CO2排放强度，结果表明：在CO2排放强度方面，燃气电厂约为411克/千瓦时，燃煤电厂为798克/千瓦时，气电排放强度仅为煤电的50%左右，可见气电替代煤电可大幅降低火电行业的碳排放量。2019年，美国的能源相关碳排放为48亿吨，比2018年减少1.4亿吨，主要是通过“以气代煤”实现的；欧盟燃煤电厂的发电量下降了25%以上，而燃气发电量增长了近15%[3]。在由高碳能源向零碳能源转变的较长时期内，用气电替代煤电是碳减排的有效手段。截至2019年底，全国全口径发电装机容量201006万千瓦，其中煤电104063万千瓦，气电9024万千瓦；全国全口径发电量为73266亿千瓦时，其中煤电45538亿千瓦时，气电2325亿千瓦时

[5]。假定按照世界电源装机结构平均水平，天然气发电约占总装机容量及总发电量的30%计算，中国如将相应比例的煤炭发电替换成天然气发电，则2019年可减少CO2排放约7.6亿吨。可见未来采用气电替代存量煤电可减缓我国CO2排放总量的增长，如果大规模替代甚至可实现CO2排放总量的下降，这将极大有助于我国实现2030年左右CO2排放达峰这一目标。此外，天然气可以更好地与碳捕集、利用和存储（CCUS）技术相结合。未来，随着CCUS技术突破和成本降低，天然气有望成为一种十分接近“零碳”的能源。3.3天然气发电比煤炭发电更适合作为调峰电源，与可再生能源发电具有更强的互补性2019年我国继续保持世界第一大可再生能源消费国和生产国的地位，可再生能源消费总量相当于美国（全球第2）的2.2倍、巴西（全球第3）的3.2倍。随着“双碳”目标的实施，我国可再生能源发电的比例将继续大幅提升，这对电力系统调节灵活性的要求越来越高。在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的10%～15%。而我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6%，电力系统调节能力严重不足。国外主要可再生能源比例较高的国家灵活电源比重相对较高，西班牙、德国、美国（可再生能源在一次能源消费中的占比分别为17.0%、17.5%、8.6%）的灵活调节电源占总装机比例分别达到31%、19%、47%。在目前的政策环境下，“煤电深度调峰改造”有一定的灵活空间，但煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响，将使得煤电机组灵活性改造后的长远作用受限，甚至会抬高电力系统的总体供电成本，不利于电力系统的低碳转型。天然气发电相比燃煤发电在负荷调节范围、响应速度、变负荷能力等方面都有很大的优势。如图2所示为煤电与气电冷启动时间对比，燃气电厂冷启动时间仅为燃煤电厂的几分之一甚至几十分之一[13]。图2煤电与气电冷启动时间对比图3为5分钟内每1000兆瓦煤电与气电最大负荷变化对比[13]，可见气电相比煤电更能适应电网短时间内的负荷变化，满足电网负荷调节的需求。图3煤电与气电5分钟内最大负荷变化对比电网调峰时根据负荷变化速率的不同，需要不同响应速度的调峰电源。如图4所示，相比而言，天然气发电既可以实现分钟级的响应，又能实现较低的成本，无疑是响应速度及成本综合较优的调峰电源。图4调峰电源成本及响应时间的关系随着光伏、风电等可再生能源并入电网的数量和比例越来越高，可再生能源发电波动性、间歇性等弊端也将成倍扩大影响，这将对电力系统的安全稳定运行带来更大挑战。电网需要更大规模的响应速度快、发电成本可承受、可持续供电的电源为其提供调峰、调频服务。天然气发电具有运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、调节性能出色等优势，相对于燃煤发电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源，是响应特性、发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源。天然气发电配合可再生能源的发展思路将是国家未来能源转型的最佳途径。3.4天然气发电与煤炭发电相比的其他优势天然气发电除了具备常规污染物排放低的优点外，在占地、投资、节水方面也具有较大优势。根据《电力工程项目建设用地指标》规范，燃煤电厂单位装机容量用地159平方米/兆瓦，采用直流供水，而燃气电厂单位装机容量用地72平方米/兆瓦[14]，同等装机容量的燃气电厂占地仅为燃煤电厂的一半，可节省土地资源及土地费用。根据《火电工程限额设计参考造价指标（2018年水平）》，新建1000兆瓦超临界纯凝燃煤电厂单位千瓦造价为3345元，新建400兆瓦等级9F纯凝燃气电厂单位千瓦造价为2110元[15]，燃气电厂单位造价显著低于燃煤电厂,节省投资。根据《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额(GB21258-2017)》，1000兆瓦级燃煤电厂单位产品能耗限定值的基础值为273～285克标准煤/千瓦时[16]，而2019年全国6000兆瓦及以上火电厂实际供电煤耗为306.4克/千瓦时[3]，国内燃气电厂实际折合供电煤耗为220～230克标准煤/千瓦时。可见，燃气电厂供电煤耗远低于燃煤电厂，其原因是燃气蒸汽联合循环发电效率远高于燃煤发电效率。根据《火力发电厂节水导则》中的水耗率指标，单机600兆瓦以上燃煤电厂淡水循环供水系统水耗率0.40～0.60立方米/(秒•吉瓦)，直流供水系统水耗率0.04～0.08立方米/(秒•吉瓦)。国内实际运行的燃气电厂，循环供水机组水耗率不超过0.35立方米/(秒•吉瓦)，直流供水机组水耗率不超过0.05立方米/(秒•吉瓦)。如采用相同的冷却方式，燃气电厂水耗率指标通常低于燃煤电厂，仅为燃煤电厂的1/2左右。4．国内天然气发电的相关政策和发展现状及规划早在2011年，国家发改委就下发了《关于发展天然气分布式能源的指导意见》（发改能源[2011]2196号），《意见》指出与传统集中式供能方式相比，天然气分布式能源具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好等优点。天然气分布式能源在国际上发展迅速，但我国天然气分布式能源尚处于起步阶段。推动天然气分布式能源，具有重要的现实意义和战略意义。天然气分布式能源节能减排效果明显，可以优化天然气利用，并能发挥对电网和天然气管网的双重削峰填谷作用，增加能源供应安全性。目前，我国天然气供应日趋增加，智能电网建设步伐加快，专业化服务公司方兴未艾，天然气分布式能源在我国已具备大规模发展的条件。《能源发展十三五规划》：合理布局天然气销售网络和服务设施，以民用、发电、交通和工业等领域为着力点，实施天然气消费提升行动。以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市“煤改气”工程。加快建设天然气分布式能源项目和天然气调峰电站。《天然气发展十三五规划》：借鉴国际天然气发展经验，提高天然气发电比重，扩大天然气利用规模，鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，有序发展天然气调峰电站，因地制宜发展热电联产。在可再生能源分布比较集中和电网灵活性较低区域积极发展天然气调峰机组，推动天然气发电与风力、太阳能发电、生物质发电等新能源发电融合发展。《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》：积极推动天然气国内供应能力倍增发展。推动分布式成为重要的能源利用方式。在具备条件的建筑、产业园区和区域，充分利用分布式天然气、分布式可再生能源，示范建设相对独立、自我平衡的个体能源系统。根据分布式能源供应情况，合理布局产业集群，完善就近消纳机制，推动实现就地生产、就地消费。从国家政策层面看，国家对大型天然气热电联产的态度基本上是有序适度发展，对分布式能源项目则是大力支持大力发展。这应该主要是从能源安全的角度考虑。2020年天然气在一次能源中的消费比例仅为8.3%左右，我国天然气对外依存度已经达到43%。《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》提出2030年天然气在一次能源消费结构中的占比达15%的具体目标。以我市的华能白杨河电厂为例，按照计划新上2套F级（2×400兆瓦级）燃气－蒸汽联合循环热电联产机组，每小时用气量就是8万立方米，每天满负荷运行15小时就要耗气120万立方米，如果大力发展大型天然气热电联产项目的话，对我国天然气供应安全是一个极大的考验。而天然气分布式能源装机容量一般在50兆瓦之内，有的只有几十个千瓦，“十四五”末全国预计燃气发电天然气用气量在1000亿立方米左右，保障大规模分布式能源项目是完全可行的。国家和部分地区为了促进天然气发电尤其是天然气分布式能源行业发展，也出台了一些具体的鼓励政策。2019年10月30日国家发改委发布第29号令，公布《产业结构调整指导目录（2019年本）》，天然气分布式能源技术开发与应用进入鼓励类项目。2019年12月4日，浙江省发改委发布《关于调整天然气发电机组上网电价的通知》（浙发改价格［2019］491号），自2019年11月1日起，9F、6B机组调整为每千瓦时0.626元。2019年12月5日，青岛市发布《青岛市加快清洁能源供热发展的若干政策实施细则》（青城管规［2019］2号），新建天然气分布式能源项目竣工验收合格后，按照发电装机容量1000元/千瓦的标准给予设备投资补贴。运行两年后经评审年平均综合利用效率达到70%及以上的，再给予1000元/千瓦的补贴。上海市按照《上海市天然气分布式功能系统和燃气空调发展专项扶持办法》（沪府办发［2017］2号）规定对上海浦东前滩等5个分布式供能项目、上海交大昂立股份等3个燃气空调项目给予了专项补助资金。《长沙市促进天然气分布式能源发展办法》（长政发办［2017］9号）规定安装天然气发电机组装机容量、天然气分布式能源补贴标准为2000元/千瓦。2021年1月20日，四川省《关于做好天然气分布式能源发展有关事项的通知》（川发改能源〔2021〕17号），鼓励楼宇式天然气分布式能源项目，规范区域式天然气分布式能源项目，强化了对电网接入（含并网）监督管理，为天然气分布式能源发展创造了很好的社会环境。据中国城市燃气协会分布式能源专业委员会不完全统计，截止到2019年底，天然气分布式能源项目个数586个，总装机容量2042万千瓦。天然气分布式能源项目主要分布在京津冀、长三角、珠三角、川渝等地区。从应用场景看，天然气分布式能源项目主要集中在园区内、办公类和工业类。其中园区类项目个数占比48%，装机占总装机容量的84%；办公类和工业类项目个数占比13%和11%。2019年新增天然气分布式能源项目个数92个，新增装机456万千瓦。从地区分布来看，广东（24）、江苏（15）、四川（10）、山东（10）等地区新增项目最多。2019年12月，由国际能源署（IEA）等机构举办的“天然气市场形势与安全供应”报告会指出，在环保政策驱动下，天然气代煤、与可再生资源协同发展是中国天然气发电稳步发展的主要动力，预计2035年中国发电用气量将达到1700亿立方米，气电装机容量将达到2.4亿千瓦，天然气发电将成为天然气需求量最大的行业，伴随着天然气市场化进程的推进和清洁发电比例的提升，天然气发电“短板”也将显著改善。5．淄博市发展天然气发电的必要性淄博市作为京津冀及周边地区大气污染传输通道“2+26”城市之一，也是全国老工业基地，是全国重要的石油化工、医药生产基地和建材产区，受产业结构影响，环境污染防治任务十分繁重，二氧化碳减排工作更显重要。从整个山东省来说，受自然条件限制，清洁能源发展存在多重制约，规模化开发难度加大。受生态保护红线等因素制约，陆上集中式风电可持续开发空间不足；海上风电建设成本偏高，军事、用海等制约因素较多，短时间内实现评价规模化发展难度大；地热能利用面临地热富集区与水资源禁（限）采区、地热采矿区与油气矿业权高度重叠“双重”制约。核电社会关注度高，存在较强的“邻避效应”，且规划建设周期长，短期内难以形成规模化效应。而且我省的可再生能源消纳能力严重不足，目前，我省电力系统调峰主要依靠泰山抽水蓄能电站和直调公用燃煤机组，缺少常规水电、燃机、电化学储能等资源，调峰能力不足，手段相对单一，为保障清洁能源消纳，煤电机组已经采取日内启停机等非正常调峰手段，电力系统调峰能力亟待加强。淄博市本身不具备水电、核电发展条件，山东省的风电开发以海上风电为重点，光伏发电加快发展集中式光伏，充分利用东营、滨州、潍坊等市盐碱滩涂地和济宁、泰安、菏泽、枣庄等市采煤沉陷区，重点打造鲁北千万千瓦级盐碱滩涂地、鲁西南百万千瓦级采煤沉陷区光伏基地。（《山东省能源发展十四五规划》）可以看出淄博市本身缺乏发展绿色可再生能源的先天条件。因此，天然气作为最实用的低碳清洁能源，合理利用天然气应该是实现淄博市能源结构优化和缓解大气环境污染的重要途径。虽然我市天然气用气总量在全省各个地市中排名第一，但是按照一次能源占比计算仍有很大空间。根据《淄博统计年鉴2020》，2019年我市能源结构以煤炭、石油为主，有少量天然气和煤气，各类能源在能源消费中的占比详见下表1：能源名称消费量（万吨标准煤）消费比例（%）煤炭1921.5228.0油品3872.7356.5天然气284.514.1其他（含市外电力供应）777.4111.3总计6856.17100表1：2019年淄博市能源消费占比情况从表1可以看出我市2019年天然气用气量为22.8亿m3，在全市能源消费中的比重约为4.1%，低于全省5%的平均水平，更低于全国8%的平均水平。根据调研数据，2017-2020年淄博市天然气年用气量分别为16.0亿立方米、23.3亿立方米、22.8亿立方米、23.7亿立方米。近几年用气结构中，工业用气量占比最高，达70%～80%，且用气量占比逐年增加；其次为居民生活炊事和取暖用气量，约占13%～15%；然后是汽车用气量，约占2%～8%；最后为商业用气量，约占2%～4%。天然气发电用气量为零。煤炭消耗量1921.52万吨标准煤，在一次能源消耗中占比28%。煤炭消耗主要用于发电，是我市重要污染源，也是我市二氧化碳的主要排放来源。《山东省能源发展十四五规划》按照省委省政府“三个坚决”部署要求，要求严格利用综合标准、依法依规退出煤炭、煤电落后产能，大力推进单机容量30万千瓦以下煤电机组关停整合。30万千瓦及以上热电联产电厂供热半径15公里范围内的燃煤小型热电机组（含自备电厂）基本完成关停整合。全面关停淘汰中温中压及以下参数、年平均供电煤耗高于304克/千瓦时或未达到超低排放标准的低效燃煤机组。淄博市应该调整地区能源结构，适度发展天然气热电联产项目（1～2家），大力推广分布式能源项目，逐步形成以大型热电联产电厂为中心、分布式能源为补充的格局，发展好当地能源供应，形成“能从远方来”和“能从身边来”的并重格局。如果淄博市不尽快发展天然气发电，随着煤炭发电产能的压减，淄博的电力供应就会以外电为主，一旦遇上特殊情况，调峰保障能力将受到极大挑战。6．我市为天然气发电行业发展所做的保障工作我市自2002年引进管道天然气以来，天然气行业得到迅速发展，目前共有居民用户约135万户、工商业用户5000余户，天然气管网总长度约1.3万公里，近年来全市天然气年用量保持在20亿立方米以上，占全省总量的15％以上，位居第一。天然气气源方面，从全国来看，近年来我国天然气勘探取得一系列重大成果，天然气产量大幅增加，同时进口稳步增长，进口来源和主体日趋多元化。国内天然气产供储销体系建设取得进展，“西气东输、北气南下、海气登陆”互联互通格局初步形成，截至2019年天然气干线管道里程超过8.7万千米，一次输气能力超过3500亿立方米/年。山东省气源供应现状主要由陕甘宁气田、新疆气田、渤海气田、中亚进口气、榆林大牛地气田和胜利油田、天津LNG接收站、青岛港董家口LNG接收站，规划气源主要有俄罗斯进口气、烟台港西港区LNG接收站、烟台港龙口港区LNG接收站。《山东省能源发展十四五规划》提出实施天然气供应能力提升行动计划，要加快沿海液化天然气接收站和天然气管网建设，补齐基础设施短板，提升天然气供应能力。到2025年，天然气综合保供能力达到400亿立方米以上。淄博市目前可以利用的天然气长输管线气源有五个，一是中石化天津液化天然气唐官屯-邹平线；二中石化是济青线；三是中石化济青复线；四是中石油沧淄线；五是中石油泰青威淄博联络线。烟台港西港区液化天然气接收站的输气管线也将经过淄博。市能源集团成立以来，始终以坚持践行国企担当、履行社会责任，认真落实市委、市政府“燃气能源领域一体化规划、一体化建设、一体化运营、一体化管理”的决策部署，完成了《淄博市全域天然气高压长输管网规划》编制工作，现在已经进入建设筹备阶段，预计一期工程2022年即可竣工投产。淄博市全域高压天然气管网工程建设完成后，将形成纵横贯通的整体高压输气网络，即从高青到博山的南北管线和济青一线改线、济青二线的东西管线的高压输气网络，覆盖淄博市所属行政区域，实现我市所有气源的互联互通、综合强大的天然气输配能力；为了提高我市天然气应急调峰能力，我们已经建成了3.3万立方米的液化天然气储罐，一次性储存能力达2000万立方米，大大提高了我市天然气供应的可靠性和稳定性。同时，市能源集团公司已经烟台港西港区液化天然气接收站的业主单位山东环亚国际能源集散中心有限公司签署了战略合作协议，并正与中石油、中石化等上游气源单位协商成立合资公司，这些工作为我市取得足量、优质、低价的天然气气源做了强有力的保障。7.当前天然气发电面临的问题7.1政策不够明朗，产业定位不够清晰天然气发电涉及天然气、电力、环保等多领域问题，目前各领域政策尚存在不够协调、不够统一的问题。虽然在天然气利用政策、能源发展规划及环保政策文件中均对天然气发电有所提及，但目前国家层面尚未出台专门针对天然气发电的政策文件。对于天然气发电的总基调是“有序发展、适度发展”，具体发展方向有些含糊不清。山东省除青岛市外，还没有相应具体的鼓励政策。7.2天然气发电燃料成本相对较高目前我国各地燃气发电燃料气价格约为2.2～2.7元/立方米，按每度电气耗0.2立方米计算，燃气电厂燃料气成本约为0.44～0.54元/千瓦时，综合发电成本约0.59～0.72元/千瓦时，远高于煤电（0.3～0.5元/千瓦时）。燃料气的成本，是天然气发电价格竞争力不足的重要原因。以某地区典型天然气9F机组（利用小时3000小时）和600兆瓦燃煤机组（利用小时4000小时）电价对比为例[18]，从表2可以看出，天然气发电的固定成本低于燃煤发电，但是燃煤发电5000大卡动力煤价格约为600元/吨（折合标煤价约为840元/吨，按热值计价约28.66元/吉焦），电厂天然气供应价格约为2.6元/立方米（按热值计价约79.49元/吉焦），两者燃料价格比接近1:3，2种燃料的价格差距最终导致天然气发电总成本远高于燃煤发电。表2：燃气机组与燃煤机组发电成本对比表7.3天然气发电的环境价值未得到充分体现2011年起，国内开始碳交易市场的试点探索，北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等7省市开始首批试点，后来在，四川、福建和新疆进一步推广。但2013年以来，我国碳交易市场累计成交量仅2.2亿吨，总交易额约51.5亿元人民币，对比目前中国每年超100亿吨的碳排放总量，整体成交量较低，市场不够活跃。与此对应，天然气发电二氧化碳减排的价值也未在经济上得到体现。例如，1亿立方米天然气若全部用于天然气发电，按照天然气发电度电气耗0.19立方米、碳排放强度411克计算，同样发电量下，煤电度电煤耗300克/千瓦时、碳排放强度以798克/千瓦时计，煤电比天然气发电多排放二氧化碳约20万吨。若参考欧洲20～30欧元/吨的碳价，折合成各自的综合燃料成本，两者大体相当。依据相应的环境价值标准对燃气发电和燃煤发电排放常规污染物、一氧化碳、灰渣以及二氧化碳产生的环境成本进行了核算，燃气发电环境成本约为0.05元/千瓦时，燃煤发电环境成本约为0.15元/千瓦时，燃气发电与燃煤发电在环境成本上的差距与目前中国燃气发电与燃煤发电上网电价的差距基本相当。说明如果燃气发电的环境价值得以充分体现，则完全可以与燃煤发电直接竞争。7.4天然气发电的核心技术尚未实现自主化尽管我国现已具备功率5万kW以下轻型燃气轮机的自主化技术能力，但5万kW以上的重型燃机仍基本依赖进口，重型燃机技术基本被美国GE、日本三菱、德国西门子等厂家垄断，燃气轮机及其关键零部件价格居高不下。尽管国家非常重视燃气轮机的国产化，国内相关单位也开展了燃气轮机相关研发，目前国内燃气轮机零部件从数量上看虽然国产化率较高，但国内厂商仍未掌握F级、E级燃气轮机的控制及热端部件的制造及维修技术，仍需依赖进口，设备的购置与维护成本仍然高企。8．促进我市天然气发电行业发展的措施和建议天然气发电是联结传统高碳能源和未来零碳能源最合适的纽带，将在我市能源结构向低碳化、清洁化转型中发挥重要的作用，根据淄博市产业发展和能源供应的实际情况，为了促进我市天然气发电行业健康、优质发展，我们提出以下建议。8.1加强规划指导，统筹安排实施。根据我市城市总体发展规划和产业发展规划，市发展改革委员会、能源主管部门应会同市住房和城乡建设局，制定天然气热电联产和天然气分布式能源专项规划，并与城镇燃气、供热发展规划统筹协调，确定合理供应结构，统筹安排项目建设，保证项目规模和集成优化实施，为产业发展做好服务。8.2健全财税扶持政策。市政府应研究出台具体支持政策，给予天然气热电联产、分布式能源项目一定的投资奖励或贴息。天然气发电尤其是天然气分布式能源，实现资源综合，符合国家减、免税的政策，而且其节能靠的是利用低品位能量、区内直供和集成优化，建议此项税收应当免征或先征后返。

另外，为了体现天然气发电削峰填谷的特点，在天然气供应上给予天然气发电项目最大限度的价格优惠。8.3完善并网及上网运行管理体系。加强配电网络建设，电网公司将天然气分布式能源纳入区域电网规划范畴，解决天然气分布式能源并网和上网问题。国家发改委、能源局将会同有关部门、电网企业及单位研究制定天然气发电尤其是天然气分布式能源电网接入、并网运行、设计等技术标准和规范。同时，价格主管部门也要会同相关部门研究天然气分布式能源上网电价形成机制及运行机制等体制问题。

8.4逐步形成体现环保价值的电力市场价格机制。天然气发电要想健康发展，合理的价格机制建立起良好的产业发展环境的先决条件。一是尽快完善碳交易市场，生态环境部表态，今年6月底前，全国碳排放权交易市场将正式落地，这将大大促进碳排放配额、减排量及相关金融衍生品交易逐步成熟，体现天然气发电的环保价值，增强天然气发电的价格竞争力；二是通过电力辅助服务市场化机制的建立和完善，进一步提升系统调峰调频能力和设备利用效率，促进电力系统安全稳定运行，促进可再生能源消纳。以走在电力市场改革前列的广东省为例，其调频辅助服务市场基本被省内燃气电厂获得。因此天然气发电可通过控制成本获取更多的集中竞争电量，与此同时依靠自身技术优势获得更多的辅助服务市场，从两方面增加电厂收入，保持电厂盈利经营的同时，也更好地服务了当地电力市场，保证了电网的可靠稳定运行，体现了燃气电厂的作用与价值。8.5坚持技术创新，发展符合我市实际情况的分布式能源模式。我们要加大分布式能源基础研究和应用研究投入，紧密跟踪世界前沿技术发展，提升技术创新能力，根据淄博市的自然条件，大力发展以天然气分布式能源为主体，结合工业余热、光伏、地热等可再生能源的综合能源港。我们要打破不同能源品种单独规划、设计和运行的传统方式，树立综合能源服务理念，力图做到横向“电热冷气水”多能源品种、纵向“源网荷储”多供应环节之间的协同。通过分布式能源、隔墙售电、需求侧响应等创新技术和商业模式，推动实现“互联网+”能源生产者、消费者、运营者、储运者与监管者的信息融通。8.6探索适合天然气分布式能源发展的商业运作模式。我们要鼓励建设能源交易平台，以多种商业模式带动构建开放共享的新型能源生态系统。例如“园区综合能源运营服务模式”，通过构建综合能源运营服务平台，实现园区能源网络内外部数据集成融合，支持多类市场主体开展综合能源运营服务，实现示范区协同能量管理、新能源和储能灵活接入、需求侧响应、多能源灵活交易和能源互联网数据共享。鼓励和引导技术咨询和工程设计单位进行技术创新，提高系统集成水平。鼓励专业化公司从事天然气分布式能源的开发、建设、经营和管理，探索适合天然气分布式能源发展的商业运作模式。9.结论“十四五”时期是我市加快新旧动能转换、推动高质量发展的关键五年，也是我市贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全