GE：2023加速天然氣發電增長邁向零碳未來白皮書（19頁）.pdf

1、加速天然氣發電增長邁向零碳未來加速天然氣發電增長 邁向零碳未來2摘要氣候變化是全人類面臨的嚴峻挑戰，關系到世界各國的可持續發展。站在“碳達峰、碳中和”的新起點上，GE 相信，加速天然氣發電和可再生能源的戰略性部署，精進低碳或接近零碳的發電技術可快速地實現大幅度減排。加速天然氣發電增長 邁向零碳未來3加速天然氣發電增長 邁向零碳未來4碳中和目標下的電力行業變革越來越多的國家意識到溫室氣體含量上升會對氣候變化產生一系列影響并紛紛采取相應的行動和對策以實現零碳未來的愿景。由于全球溫室氣體排放量的 41%來自電力行業，因此，電力系統的低碳變革勢在必行，而其中的關鍵在于用綠色創新技術替代傳統技術。目前，

2、全球已有超過 120 個國家和地區提出了碳中和目標，大部分計劃在 2050 年實現，如歐盟、英國、加拿大、日本等國家和地區。綜合來看，發達國家在全球低碳發展背景下對電力行業進行的變革重點在于，認可天然氣發電在過去對環保和減碳的貢獻，更重視天然氣發電和可再生能源的互補性，持續發展天然氣發電使其成為傳統煤電替代的基荷能源和保障電力系統安全穩定可靠的靈活性能源，并積極布局氫能發電產業以最終實現清潔零碳發電。歐盟：在過去的 1990 年到 2018 年間，累計減排約 1400 兆噸二氧化碳當量。其中，電力行業減排了近 500 兆噸二氧化碳當量。在這段電力行業變革中，傳統燃煤發電的發電量從總發電量的 4

3、0%減少到 20%；天然氣發電量增長了 3 倍，從原先的少于 7%增長至總發電量的 18%；風電和太陽能的發電量則從0 增長至總發電量的 14%。圖 1：歐洲不同發電形式裝機規模及趨勢I02004006008001,0001,2001,4001991199520002005201020152019TWh?加速天然氣發電增長 邁向零碳未來5由此可見，歐盟電力行業實現二氧化碳減排的關鍵原因在于持續推進天然氣發電產業布局，利用天然氣發電替代傳統燃煤發電，實現熱電聯供和能源高效利用，并結合可再生能源實現多能互補。同時，綜合考慮到天然氣發電未來可實現部分或全部氫燃料發電，且未來的成本和技術上的突破可能使

4、氫氣具有成本競爭力，歐盟一些國家正在采取政策激勵措施，以促進氫能產業基礎設施的發展并降低成本。與風能和太陽能光伏行業通過有針對性的政策激勵措施所經歷的情況類似，這些技術有可能顯著提高氫的可用性和可負擔性。日本：是當前全球 LNG 第一大進口國，天然氣發電已經成為其電力供應的主力軍，發電量占比高達 37%，超過其它所有類型的發電形式。為實現 2050 年碳中和的目標，日本也在積極采取行動實施能源結構脫碳，其 2021 年公布的第 6 次 能源基本計劃的新目標是：大力部署可再生能源，到 2030年其發電量在日本總發電量中所占比重大幅上調至 36%38%；并對新建和在運行的天然氣發電機組逐步要求摻氫

5、燃燒的能力，積極發展氫能發電，2030 年，氫能發電量將達到 93009400 億度。天然氣發電作為靈活穩定低碳的發電形式，仍將被日本政府作為發電量占比最高的化石能源發電形式。圖 2：日本電源結構分析II?10,240?kWh?9,3009,400?kWh?10,650?kWh201920302030(H27?)18%6%37%32%7%1%3638%2022%20%19%2%3%2224%2022%27%26%?24%?59%?76%?41%?44%?56%加速天然氣發電增長 邁向零碳未來6中國：不僅是全球主要排放國里首個設定碳中和目標期限的發展中國家，也是世界電力生產和消費大國，隨著 20

6、30 年前實現碳達峰、2060 年前實現碳中的目標的設定，中國提出 2030 年風電、光伏發電累計裝機要達到 12 億千瓦，電力系統正通過加快構建新型電力系統以實現快速深度轉型。雖然當前中國發電結構中煤電仍占絕對主導地位，但煤電發電裝機容量及發電量已從高速增長進入低速增長階段，電網需要穩定低碳的基荷電源；同時，由于可再生能源發電存在間歇性、波動性和不穩定性的特點，要求電力電網系統配置更高比例的靈活性電源作為支撐。電網需要更大規模的響應速度快、發電成本可承受、可持續供電的電源為其提供調峰、調頻服務。2020 年 全 國 全 口 徑 發 電 裝 機 容 量 達220058 萬千瓦，同比增長 9.5

7、%，全國全口徑火電裝機容量達 124517 萬千瓦，同比增長 4.7%，占全部裝機容量的 56.58%。其中，煤電裝機容量為 107992 萬千瓦，同比增長3.8%，占全部裝機容量的 49.07%，首次降至50%以下；氣電裝機容量為 9802萬千瓦，同比增長 8.6%，占全部裝機容量的 4.45%。圖 3：2011-2020 年中國發電裝機容量和發電量（按發電形式）III4,7224,9775,3475,6315,6945,9906,4186,9947,3257,624-500 1,000 1,500 2,000 2,500-1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,00

8、0 7,000 8,000 9,0002011201220132014201520162017201820192020?(GW)?(?)?圖 4：2011-2020 年中國天然氣發電裝機容量和發電量IV1,0881,1031,1431,3331,6691,8832,0282,1552,3652,470-500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,0000200040006000800010000120002011201220132014201520162017201820192020?圖 5：全國十大省份天然氣裝機容量V-500 1,000 1,500 2,000 2,500

9、3,000?加速天然氣發電增長 邁向零碳未來7加速天然氣發電增長 邁向零碳未來8可靠容量系數高：天然氣發電靈活且可調度，可以快速可靠上網，調整出力水平，根據需要平衡供需。它們可以根據電力的供需在一天中、一周或一個月的時間內以及季節性（無論何時需要）的變化來提供更多或更少的電力。當部署更多不可調度的風能和太陽能時，這種靈活性對于保持電網穩定性尤其重要。無論什么時間、什么天氣狀況，需要多少時間，燃氣電廠都可以運行并根據需求提供可靠的電力。而風能和太陽能的可用性并不總是與需求一致的。比如風場裝機 100MW，但電網在需要時其由于風力較弱只能發 20MW，那么可靠容量系數只有 20%。GE 根據全球平

10、均值制作了表 1 所示的“可靠容量系數”。低碳清潔：天然氣主要成分是甲烷，也是含碳量最小，含氫量最大的烴。發同等電量時，天然氣發電產生的CO2比煤電低60%以上。以使用天然氣為燃料的 HA 級燃機聯合循環發電機組為例，雖然同為化石能源，但每度電的 CO2排放值僅為 320g。此外，天然氣發電在能量利用的效率上也高出煤電30%以上。最先進的 9HA.02 聯合循環發電效率 64%，折合每度電煤耗 192 克。燃機聯合循環的碳強度比同等煤電少 60%以上。此外，燃機電廠與燃煤電廠 NOx生成的原理是不同的。燃燒過程中所生成的 NOx有三種類型，即熱力型、燃料型和快速型。9HA 燃機燃燒溫度在 15

11、00以上，NOx的形成基本上就是熱力型。而在燃煤鍋爐里，大部分的 NOx生成則是燃料型。燃機電廠是通過提高燃燒技術從燃機源頭來實現低NOx排放，而燃煤電廠則是采用脫硝技術，此外，通過外在的技術來減少已經生成的NOx。燃機電廠因燃氣中含硫量少，所以尾氣中 SOx可以忽略不計。以天津軍糧城煤改氣的 9HA.01 電廠為例，相較于原燃煤電廠（30 萬千瓦標準脫硝至 25ppm），二氧化碳每年減排 180萬噸（全年利用小時 4500 小時測算），NOx每年減排 270 噸，SO2每年減排 260噸，煙塵每年減排 280 噸?？梢钥闯?，即使作為化石能源，不管是用CO2，SOx，NOx顆粒物還是按汞來衡量

12、，天然氣聯合循環發電廠都是排放最低的化石燃料發電廠，而且是源頭主動減排，不是通過脫硫脫硝等被動的減排方式，避免了二次污染。天然氣發電是新型電力系統重要支撐“雙碳”目標下，作為未來新型電力系統的重要支撐，天然氣發電的地位會愈發重要。作為調峰調頻性能優良的電源，天然氣發電是可再生能源發電的最佳補充，是電力部門低碳轉型的可行技術路線。發電類型平均可靠容量系數氣電84%煤電78%核能92%水電63%風能14%（陸上）27%（海上）太陽能20-40%表 1：不同發電類型的平均可靠容量系數煤電9F9HA.01可再生能源碳強度 g/kWh838VI3453200表 2：不同發電碳排放強度比較加速天然氣發電增

13、長 邁向零碳未來9此外，從度電成本角度看，效率越高的設備，發同等電量時消耗的燃料越少，度電成本就越低。以天然氣價格 2.4 元/立方，標煤價格800元/噸為例，考慮投資和運維成本，對應的度電成本（包括燃料和運維及投資成本）見表 4。當然，“雙碳”目標之下，度電成本除了要考慮燃料成本、投資運營和維護成本之外，還要將污染成本和碳排放的成本考慮在內。而且，如果在自身發電的同時還需要其他電源或電網協調，調峰成本（協調貢獻成本）也應計算在度電成本之中，反之，則應扣減。在電力輔助服務市場，調峰輔助服務費用一般由未進行深度調峰改造的火電廠以及風電、光伏這類不穩定的可再生能源發電廠共同承擔。在不同的發電技術中

14、，HA 級燃機有著更多的向下（低負荷率）和向上（峰荷）空間，以及更快的負荷調節速率，有機會享有更多的調峰補貼。隨著新能源比重的增加及煤電容量的限控，補償新能源的調峰成本會更加昂貴。美國碳排放的綜合社會成本約為51美元/噸，歐盟碳市場的碳排放權配額價格目前已經達到56歐元/噸VIII，假設以300元人民幣/噸作為未來國內碳交易價格的預估，按目前煤電，氣電的碳排放強度來看，不同發電形式的碳排成本估算見表 5。無疑，污染物排放的大幅降低、能效的大幅提升、極低的碳排成本等都將使得天然氣聯合循環發電廠優勢顯著，并在新型電力系統的構建中占據極為重要的地位。9HA 燃機電廠660MW 燃煤電廠NOx排放-脫

15、硝前（g/kWh)0.24（50mg/Nm3）0.35 未脫硝（250mg/Nm3）NOx排放-脫銷后（g/kWh)0.0770%脫硝(15mg/Nm3)0.18 超低排放80%脫硝（50 mg/Nm3）SOx排放（kWh)0.02（實際近于零）0.12煙塵排放（g/kWh)0.02（實際近于零）0.04表 3：9HA 燃機電廠與同等級煤電污染物排放比較煤電(CNY/kW.h)9F(CNY/kW.h)9HA.01(CNY/kW.h)可再生能源(CNY/kW.h)碳價（50 元/噸）0.040.0150.010碳價（300 元/噸）0.250.100.090表 5：不同發電技術的碳排放成本對比煤

16、電9F9HA.01可再生能源LCOE CNY/kWh0.380.610.590.3VII表 4：不同發電技術的 LCOE 對比加速天然氣發電增長 邁向零碳未來10國家繼續全面構建安全可靠、有彈性有韌性的天然氣產業鏈、供應鏈體系，積極融入國際天然氣市場發展。中國天然氣可采資源量為 85.41012m3，世界排名第二IX，“十三五”天然氣年均增量超百億立方米，年均增速超過 7.4%X，據 IEA 2021 年最新統計，中國天然氣生產量居全球第四。自“十三五”規劃以來，天然氣產供儲銷體系建設穩步推進，天然氣儲產量和國產天然氣生產量快速增長，天然氣進口量持續增加，“全國一張網”基本成型，為天然氣發電可

17、持續發展奠定堅實基礎。中長期看，國際國內供應寬松的市場環境、油氣改革的持續推進，天然氣供應可以得到保障，天然氣價格將逐漸趨于合理。據IHS 市場預測，亞洲現貨市場天然氣價格和歐洲市場趨勢接近，目前正在建設的全球 LNG 液化項目會使得新增供應量大幅增長，可能會超過需求增長量，導致價格長期走軟并有助于刺激額外的天然氣需求，預計亞洲現貨價格將在多年內大幅低于亞洲長協價格。XI不可忽視的是，天然氣供應對外依存大、環保低碳政策、電力市場改革有待完善等問題也讓氣電的發展道路不是一帆風順。如 2020 年以來天然氣價格不斷上漲，上游資源供應不確定性和下游市場波動性導致氣電在電力交易市場中處于劣勢。盡管燃氣

18、電廠較燃煤電廠單位發電量碳排放低50%60%，且污染物排放顯著低于燃煤電廠，但當前碳交易和用能權交易的市場行為尚未完全成熟，天然氣發電環保低碳等環境價值尚未得到市場認可。同時，天然氣發電突出的調峰調頻性能的被認可，對于未來建立安全穩定的以高比例可再生能源為主體的新型電力系統也至關重要。中國天然氣發電發展現狀和展望中國天然氣發電處于高速發展期中國天然氣供應實現多渠道穩定供給作為天然氣利用的重要領域之一，天然氣發電產業正面臨著難得的發展機遇。自 2014年 7月以來，國家發改委陸續發布了一系列鼓勵和促進天然氣發電發展的相關政策。2017 年 6 月，國家發展改革委發布的 加快推進天然氣利用的意見

19、中提出，將天然氣培育成為中國現代清潔能源體系的主體能源之一。與此同時，天然氣發電行業的改革和發展也在不斷推進?！笆濉逼陂g，中國天然氣發電年均增長 9.69%。截至 2021年 6 月，全國 6 兆瓦及以上燃氣發電裝機容量達到 10588 萬千瓦。隨著中國天然氣資源的大規模開發利用，國家“西氣東輸”、近海天然氣開發和引進國外液化天然氣等工作全面鋪開；隨著供給寬松期疊加市場化改革加速期，天然氣發電成本將會逐步下降。在碳達峰、碳中和的目標背景下，環保低碳靈活性強的氣電發展正當其時。一方面，天然氣發電將繼續為負荷中心煤電機組的淘汰提供替代；同時，靈活高效的天然氣分布式能源站將為產業園區、物流園區、

20、旅游服務區、大型商業設施、交通樞紐、學校、醫院等區域供能提供可靠支撐；此外，未來天然氣發電將與風電、光伏發電等其他可再生能源相結合實現多能互補，成為電網靈活性調峰資源的重要組成。圖 6：2011-2021 中國天然氣供應量和消費量XII23.5%28.1%30.8%31.7%32.0%35.9%39.6%44.6%44.0%43.1%44.3%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%05010015020025030035040020112012201320142015201620172018201920202021?%?（Bcm）?(Bcm)?(Bcm)*?(Bcm)?

21、加速天然氣發電增長 邁向零碳未來11“十四五”將是發展天然氣發電產業的戰略“窗口期”預計到 2025 年，我國天然氣發電裝機容量將會突破 1.5 億千瓦，占總裝機容量的 6%左右。國家雙碳目標下，減煤提氣是未來10-20 年能源結構調整降碳的重要舉措。國家能源局、國務院發展研究中心、自然資源部等部門聯合發布的 中國天然氣發展報告（2021）預測，2025 年中國天然氣消費規模將達到 43004500 億立方米，2030 年達到 55006000 億立方米，其后天然氣消費穩步可持續增長，2040 年前后進入發展平臺期。對比發達國家天然氣產業發展路徑來看，天然氣市場進入成熟期后消費增長動力主要來自

22、于發電。2021 年初，我國氣電裝機容量突破 1億千瓦，占發電總裝機比重的 4.5%，遠低于四分之一左右的全球平均水平；發電量占比僅為 3.26%，也遠低于全球平均數 23%。天然氣發電環保低碳，同時具有運行靈活，機組啟動快，既可基荷發電，也可以調峰發電，且便于接近負荷中心，提高供電可靠性。此外，從國家構建新型電力系統對氣電的定位和需求看，氣電不僅是替代煤電減少碳排放的重要組成（國際經驗亦是如此），還將是可再生能源比例增加后支持電網靈活性和安全可靠的重要依靠。目前，中國靈活性電源比重仍較低，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源比重僅為 6%，亟需效率高、排放小、靈活性強的氣電來“加油打氣”。天然氣

23、發電目前主要布局在經濟較為發達、天然氣供應充足、環保低碳方面要求較高的長三角、珠三角和京津冀等區域?！笆奈濉逼陂g，還將繼續推進煤改氣進程，在具備條件的人口密集的大城市負荷中心布局大規模和高效的天然氣發電；并且，在新型產業園區和大中城市大型商業區，積極發展天然氣分布式能源，實現氣、電、冷、熱一體化集成供應，統籌協調發展。同時，在天然氣和風光資源富集區配套建設一批燃氣調峰電站，保證足夠容量且靈活啟停的電廠來調節電網負荷峰谷，對電網提供調頻服務。通過建立協同配合的氣風互補或氣光互補發電形態、風光氫氣耦合發電的新形式，提升新能源和可再生能源發電總出力水平和電網運行可靠性以及電源外送能力，實現氣電與新

24、能源融合發展。由于負荷調節的復雜性，煤電超臨界機組的負荷變化速率為額定功率的 1.5%左右。由于負荷受到鍋爐和汽輪機以及其它輔機的綜合影響，比如缸體熱應力，實際 60萬等級煤電負荷調節速率約 20MW/分鐘左右。而燃氣輪機由于是靠直接調節燃料來調節負荷，缸體適應熱應力的變化，有著快速的升降負荷能力，9HA.01 升降負荷率為65MW/分鐘，為同等煤電的3倍以上。9HA.02燃機電廠9HA.01燃機電廠9F燃機電廠儲能電池負荷變化率(MW/分鐘)886524NA滿足排放的燃機最小負荷（%）353550NA出力調整范圍(MW)273-826ISO217-660ISO212-314ISO（目前容量最

25、大 Vistra Energy 美國），300MW/1200MWH100%負荷效率（%）6463.460.7NA調峰時長持續持續持續 滿容量 4 小時，通常 10 小時以內LCOE CNY/kWh0.580.590.610.90表 6：不同等級燃氣輪機的負荷靈活性比較加速天然氣發電增長 邁向零碳未來12天然氣發電產業涉及的上下游兩個產業都處于市場化改革不斷推進的進程中，只有持續推動上游天然氣和下游電力市場改革，建立公平、開放、透明、有序的市場環境，完善氣電聯動和電力輔助服務市場化機制，氣電產業才能可持續發展。碳交易市場的不斷成熟和壯大，也將為氣電產業發展提供有力的外部發展環境。天然氣產業上中下

26、游相關各方應加強合作，協同發展，共建良好產業生態圈，共同促進產業健康穩定。實施天然氣產業縱向一體化可以提升全產業鏈效率和競爭力，從而實現產業協調可持續發展，有助于實現上下游協同減排。2021 年 2 月 15 日-21 日這一周，美國德克薩斯州受到寒潮沖擊，在嚴寒情況下，光伏的太陽能電池板凍結、風力發電也由于冰凍故障而出力不足，80%風力發電的產能無法實現。同時用電需求急劇上升，供電缺口導致大部分地區陷入黑暗和寒冷。突發狀況讓德州能源部門措手不及。從圖中的美國德州極端天氣的供電結構圖可以看出，在寒潮期間，風電和光伏發電能力都嚴重受限，而供電需求大幅上升，氣電在支持電力恢復，維持電網穩定上發揮了

27、重要作用。60,00040,00020,000080,000?Wrightstone 2/17/21Courtesy Alex Epstein?EIA?圖 7：美國德州極端天氣的供電結構圖XIII體制機制改革推進天然氣發電產業可持續發展零碳技術是天然氣發電未來發展的重要技術選擇，零碳技術的突破，可以為天然氣發電行業發展換取新的空間。碳捕集、利用和封存（CCUS）技術將捕集的二氧化碳廣泛應用于各種領域，可實現資源化利用，具有現實操作性。近年來，天然氣摻氫逐漸成為研究熱點。天然氣摻氫可以提高天然氣燃燒效率，同時具有節能環保效益，是天然氣發電未來實現零碳排的關鍵路徑之一。燃氣輪機已用高氫/低熱值的氣

28、體運行了數十年。當前，最先進的 HA 級燃氣輪機能夠燃燒天然氣摻混高達 50的氫氣（按體積計），并且在 2030 年前有望實現 100%氫氣燃燒。天然氣發電零碳技術的探索應用45%60%69%97%100%1,000?圖 8：燃機輪機實現低碳或近零碳的途徑XIV加速天然氣發電增長 邁向零碳未來13氫氣的特性與天然氣相比有著顯著差異。與甲烷相比，氫氣單位體積熱值是甲烷的30%，而單位質量熱值是甲烷的 2.4 倍。同樣熱值，燃料體積大幅增加，但華白指數與甲烷相比變化不大。另外，氫氣的燃燒速度非?？?，是甲烷的 510 倍。而且氫氣燃燒溫度高，比甲烷燃燒高出約 170 攝氏度，NOx排放高。在基于氫氣

29、上述固有特性之上，GE HA 級燃機的燃燒器 DLN2.6e 采用微孔預混燃燒技術，該燃燒技術源于 GE 和美國能源局在 2005 年開始研發的專門針對氫氣燃燒應用的技術。圖 9 為 DLN2.6e 的剖面圖?；野最伾墓苁糠譃橄冗M的預混器，紅色部分為預混器的殼體。軸向燃料分級燃燒的噴嘴分布在燃燒筒過渡段一體件的上下部。一體件的后半部分與 1 級噴嘴入口連接。壓氣機排氣逆流圍繞整個燃燒室?？諝饽媪鬟M入燃燒器端蓋然后再進入預混管束，與管束外空腔的燃料過管壁微孔后在微管內均相混合。燃料適應性強。華白指數變化范圍最大可做到+/-15%，這就很好解決了同一款燃燒器既可以燒純甲烷，也可以燒純氫氣的需求

30、。預混效率高。相比于以往帶旋流器的大尺寸噴嘴，DLN2.6e 采用不帶旋流器的小尺寸噴嘴（直徑為毫米級別），不僅預混充分，而且可以保持燃料速度快的特點，當燃料速度快于燃燒速度時，可以很好避免回火的發生。NOx排放控制能力強。采用小尺寸噴嘴，預混充分，將燃燒器與過渡段結合成一體，減少高溫煙氣滯留的時間，采用分級燃燒，使火焰高溫區域更加均勻，降低 NOx排放。該設計可以解決摻氫燃燒的一些問題：燃氣輪機采用 100氫氣或混合氫氣為燃料，只需對燃機和輔機系統進行一定范圍改造。因此，如今建造的燃氣電廠并不意味著電廠整個生命周期的 CO2排放量會一直維持在初始水平。未來的成本和技術上的突破可使氫氣具有競爭

31、力，可用作零碳可調度燃料來補充可再生能源。圖 9：DLN2.6e 的剖面圖加速天然氣發電增長 邁向零碳未來14在摻氫燃燒方面，全球已有超過 100 臺 GE燃氫及低熱值燃料機組在運行，累計運行小時數超過 800 萬小時。美國 Long Ridge Energy 旗下位于俄亥俄州的一座 HA 級燃氣電廠，正嘗試通過向天然氣燃料中混合氫氣的方式來實現低碳轉型。這不僅是美國首座氫燃料燃氣電廠，也是全球首座實現摻氫燃燒的 HA 級聯合循環燃氣電廠。電廠配備 GE 7HA.02 燃氣輪機，裝機容量485 兆瓦，預計可滿足 40 萬戶當地家庭的用電需求。Long Ridge Energy 開創了行業應用的

32、先河，機組當下已實現 15%-20%（按體積計算）比例的摻氫燃燒，并計劃在 2030年具備100%燃氫能力。除了為電網供電，Long Ridge Energy 還計劃將這種“低碳”電力供應給周邊一些耗電量極高的數據中心，助力其盡早實現碳中和目標。中國首座摻氫燃燒 9HA 電廠也將落地廣東惠州。該電站由廣東省能源集團旗下的惠州大亞灣石化區綜合能源站打造，包括兩臺 9HA.01 重型燃氣輪機的聯合循環機組。2023 年項目投產后，兩臺燃機將采用10%（按體積計算）的氫氣摻混比例與天然氣混合燃燒?？茖W規劃氫能發展路徑，加大氫能產業鏈各個環節關鍵材料和關鍵技術的研發，實現技術自主可控，大幅降低氫能使用

33、成本是中國走向零碳未來的必由之路。另外，中國還應大規模發展新能源發電制氫，發揮綠氫快速功率調節特性和長周期儲能特性，為電力系統“削峰平谷”。相信，隨著中國電力產業的全方位深刻變革，作為實現“雙碳”目標和“美麗中國”的重要力量，清潔低碳、安全高效的天然氣發電產業將為綠染中國的大美畫卷添上濃墨重彩的一筆。圖 10：GE 燃氣輪機氫燃料燃燒經驗*預計 2022 年摻氫運行。*預計 2023 年摻氫運行。19902000201020201x7F聯合循環發電(美國)1x7E聯合循環發電(美國)1x7F聯合循環發電(美國)1x6B聯合循環發電(歐洲)2x6F煉油廠(美國)2x6F合成氣煉油廠(亞洲)1xG

34、E10 高氫氣(歐洲)2x7F Syngas燃煤聯合循環發電(美國)2x9E煉油廠(印度)1x6B煉油廠(歐洲)1x6B煉油廠(韓國)1xGT13E2煉油廠(歐洲)3x9E 煉油廠(歐洲)2xGT11N2鋼廠(巴西)2xLM2500鋼廠(中國)1x7F合成氣聯合循環發電(韓國)2x9HA摻氫燃燒(中國)*1x7HA摻氫燃燒(美國)*數十年摻氫燃燒經驗100多臺燃機，運行超過800萬小時加速天然氣發電增長 邁向零碳未來15粵港澳大灣區的需求和機遇粵港澳大灣區作為新型能源系統轉型的“橋頭堡”，電力工業發展成效顯著，區域電網互聯水平、供電能力、質量和可靠性水平全國領先，天然氣電廠規?？焖僭鲩L，約占全

35、國天然氣發電裝機總量的 29%，廣東省更是全國氣電裝機容量最高的省份。因此，作為天然氣發電多元化發展的重要舞臺，粵港澳大灣區尤其是廣東省氣電發展的現狀、限制因素、優勢條件以及前景發展的分析對全國其它區域的氣電發展也具有一定參考意義。10,0006,0008,00020102016201920112012201320142015201720184,0002,0000?圖 11：大灣區電源容量XV能源需求情況。中長期來看，粵港澳大灣區經濟和產業結構將向低碳、零碳深度轉型，新產業、新業態和新商業模式經濟拉動效應明顯，服務業和高端先進制造業比重不斷上升，高耗能和高碳資產企業加速淘汰并逐步向區外轉移，綠

36、色技術進步貢獻率不斷上升，能源效率明顯提高，交通業、服務業和居民生活電氣化水平持續上升，氫能等零碳能源將成為新的能源增長點。因此，粵港澳大灣區能源需求盡管仍將隨著經濟持續增長的過程進一步增加，但增速與近十年相比會大為減緩。到 2025 年，粵港澳大灣區能源消費總量將控制在3.1億噸標煤左右（比“十三五”末期增加約 4800 萬噸標煤），其中電力消費量約7000-7200 億千瓦時（比“十三五”末期增加約 1600 萬千瓦時）；到2035 年能源消費總量將控制在 3.25 億噸以下，電力消費約 8000 億千瓦時左右。XVI環保減碳情況?；浉郯拇鬄硡^非化石能源消費占比將逐步提升，電能占終端能源消

37、費比重會穩步提升。預計到 2025 年，煤炭和非化石能源比重分別為16%和 42%左右，2035 年，將進一步優化到 6%和 52%。碳排放強度下降顯著。整體來看，粵港澳大灣區碳排放總量將在 2025 年左右達到峰值。15,000030,00045,00060,00020352030202520202015?圖 12：灣區二氧化碳排放量預測XVII加速天然氣發電增長 邁向零碳未來16電力供應情況?；浉郯拇鬄硡^電源裝機容量將逐步提升，其中可再生能源發電裝機和天然氣發電裝機增幅最大。到 2025 年，大灣區電源裝機容量將近 1億千瓦，其中氣電發電占比將達到 46%左右；到 2035 年，將進一步達

38、到 1.3 億千瓦，其中，由于可再生能源裝機占比大幅提升，氣電裝機將達到5000 萬千瓦以上，占比回落至 42%左右。具體來看，由于大灣區受到資源條件限制，可再生能源發展規模難以有效支撐地區用能需求；核電作為重要的零碳能源，在選址、審批、建設等方面存在周期長、選址難等現實困難；因此，氣電作為清潔、低碳、高效的發電方式，未來在大灣區能耗雙控和碳排放達峰將起到重要的作用，必然成為大灣區未來電力發展的重要方向之一。此外，隨著可再生能源發展規模的不斷加大，對電網調峰提出了更為苛刻的要求，氣電作為靈活調峰的清潔、低碳發電方式，對未來大灣區電網的安全運行和電力供應保障也將起到極其重要的作用。具體而言：未來

39、大灣區氣電發展的總體政策定位：氣電作為大灣區煤電關停后的重要骨干電源，在支撐大灣區負荷中心電力負荷平衡和安全穩定保障方面發揮重要作用。通過與省級天然氣主干管網和LNG接收站協同布局，有序推進已核準天然氣調峰電站建設，結合區域負荷增長和電力系統靈活調峰要求，適度建設氣電項目。在重點用能區域和工業園區，積極發展天然氣分布式能源，推進區域冷熱電三聯供，減輕電網輸電和電網建設壓力，優化和調整區域電源結構和電網運行穩定性。未來電網智能化對氣電的發展要求：隨著大灣區用電的不斷低碳化發展、大灣區經濟社會發展和生產生活智慧用電的需求，迫切需要全面提升電網供電可靠性、電能質量和服務水平，這都要依靠智能化的電網來

40、提供最終支撐。氣電作為未來大灣區智能調峰的重要手段，必將發揮最重要的作用，電網智能化的發展也必將倒逼氣電向智能化方向發展，以自動化、智能控制、多能互補和大數據融合技術為支撐，以新時代電力“安全、綠色、高效”發展為目標的氣電發展技術方向將構建大灣區氣電的最終布局。未來碳交易與用能權交易促進氣電發展：大灣區未來將加快完善電力市場交易規則，同時加快推進南方區域統一電力市場建設，建立電力資源區域配置市場平臺，電力市場將對更加清潔的供電方式給予更多的保障和支持。加快建立用能權交易，進一步完善碳市場機制，突出氣電在用能權和碳排放權交易中清潔、低碳、高效的顯著優勢，通過更多途徑支持天然氣調峰機組健康發展。未

41、來氣電電價政策逐步完善。為了更好推動氣電發展，廣東省出臺了一系列政策，環保政策方面，出臺了 廣東省大氣污染防治行動方案（20142017 年）、廣東省打贏藍天保衛戰實施方案（20182020 年）等；電價政策方面，出臺了 廣東省發改委關于天然氣發電機組超限定小時數上網電價問題的通知（粵發改價格函 2021 1007號）（各類型機組超過限定年利用小時數的上網電價統一為每千瓦時 0.463 元的規定，即各類機組的電量均執行限定年利用小時數內的天然氣發電上網電價），在煤電之上補貼 0.3 元左右/度電；集中供熱政策方面，出臺了 廣東省發展改革委關于印發推進我省工業園區和產業集聚區集中供熱意見的通知

42、和 廣東省發展改革委關于印發廣東省工業園區和產業集聚區集中供熱實施方案(2015-2017 年)的通知(粵發改能電488號)等指導意見或實施方案；此外，廣東省還出臺了推動天然氣擴大利用，建立健全天然氣產供儲銷體系等相關政策。氣電機組的上網電價主要受氣價和年利用小時數兩大因素影響。大灣區的氣源對外依賴程度高，主要受國際氣價影響大，特別是 2021 年初春以來隨著氣價相對走高，一定程度上正在傳導至氣電的上網電價，需要疏導氣價上升帶來氣電經營困難等壓力，廣東省據此已經疏導氣價上漲和用電需求增長的雙重壓力進而調高氣電上網電價。但中長期來看，未來天然氣供需市場總體趨于寬松，氣價大概率逐步回落，進而增加氣

43、電上網電價下降的可能性。另外，氣電的年利用小時數主要受到大灣區整體用電需求、煤電、新能源發電以及外來電力等供需兩側多方面因素綜合影響，從中長期經濟增長與綠色低碳轉型發展的宏觀要求層面分析，大灣區用電需求穩定增長、煤電發電量逐步回落、新能源發電量逐年新增、外來電量穩中有升，則氣電在及時疏導氣價與電價的政策調節機制下，仍將獲得較大的發電量份額，這是支撐氣電上網電價的一個重要基本面，需要在高比例可再生能源接入地區合理布局氣電調峰項目。而且，考慮到電力市場特別是現貨市場對氣電交易的影響，15,00010,000?20202025203020355,0000?圖 13：粵港澳大灣區不同發電形式裝機量預測

44、XVIII加速天然氣發電增長 邁向零碳未來17也有利于氣電發揮啟停靈活和清潔高效的優勢從而維持較高的電價，特別是用電高峰期進一步研究制定支持氣電上網電價的補貼以及市場報價的支持政策?？梢?，氣電上網電價有待于破解氣價受國際市場決定和電價由政府指導及電力市場交易形成的多重矛盾，從而充分反映氣電的應有價值。未來天然氣供應充分保障?；浉郯拇鬄硡^陸上天然氣資源匱乏，不具備天然氣生產能力，本地天然氣主要通過國際和國內兩個市場獲得。目前，粵港澳大灣區已經規劃新建深圳迭福北 LNG 調峰接收站、珠海黃茅島 LNG 接收站、惠州 LNG 接收站、珠海LNG 接收站（新建）和加快推進廣州南沙、珠海高欄島等天然氣調

45、峰儲備庫項目建設，同時，廣東還將新建粵西、汕頭、汕頭、潮州LNG 接收站以及陽江、潮州閩粵經濟合作區天然氣調峰儲備庫項目，建設西三線、新粵浙管線和粵東西北天然氣管網、LNG 接收儲備項目配套管線，同時加強天然氣主干管網互聯互通，全面完成天然氣管網“2021”工程，“十四五”期末完成“縣縣通工程”，大力增強粵港澳大氣天然氣儲運能力?？傮w來看，未來大灣區天然氣供應模式將呈現來源地多元化、供應主體多元化和供應方式多元化的特點。根據未來粵港澳大灣區天然氣消費需求，預計到 2025 年廣東省天然氣供應能力達將超過800億立方米/年，可以滿足天然氣消費量 430 億立方米/年的需求，同時將推動全部縣城和重

46、點城鎮普及利用天然氣，天然氣占全省能源消費比重提高到 14%。簡而言之，面對國家和廣東省不斷加強能耗雙控約束力度和大力推動碳達峰碳中和工作的決策部署，大灣區氣電發展政策將主要著眼于以下幾個方面：一是充分發揮氣電的調峰功能，突出大型高效氣電在雙碳目標下的保供作用；二是推動氣電與可再生能源的融合發展；三是保障天然氣的安全、穩定供應，加快完善大灣區天然氣管網體系建設；四是推動氣價、電價的聯動，疏導氣價給天然氣電廠可能帶來的成本壓力。加速天然氣發電增長 邁向零碳未來18結論與建議天然氣發電是實現“雙碳”目標的重要組成和電網安全可靠的必要支撐電力系統的低碳和清潔發展是中國實現雙碳目標的重要組成。為構建“

47、以可再生能源為主體”的新型電力系統，氣電將發揮不可或缺的作用。一方面，燃氣發電具有清潔低碳的特點，在煤電有序退出的過程中，將成為重要的清潔、低碳替代電源；另一方面，氣電具有啟停速度快、升降負荷能力強、調節性能出色的優勢，相比較儲能、抽水蓄能等靈活性電源，是發電成本、供電持續性綜合最優的調峰電源，同時具有長周期持續調節能力，以及跨季節調峰能力。氣電還可以為局部區域天然氣儲備和調峰做出貢獻。因地制宜發展高能效燃機電廠，精準布局分布式仍是天然氣發電重要發展途徑目前天然氣發電發展較快的地區主要是在環境質量要求高、電價承受力強、多氣源保障的區域，比如長三角、珠三角、京津以及周邊。隨著經濟發達的重點區域環

48、境保護要求提高、碳達峰和碳中和實施方案的制定，上述具有多氣源保障、以及一定價格承受能力的中心城市區域，仍然是氣電發展的最主要地區，如長三角、珠三角、山東半島城市群等經濟發達地區及沿海城市或冷熱電負荷中心，以及天然氣產地及管輸側、LNG 接收站周邊、北方推進清潔供暖的省會城市。隨著燃氣發電技術的進步，這些區域的燃氣發電也順應國際趨勢，向更高效的HA級燃機過渡，為未來實現更高的效率、更大的碳減排、以及更低的發電成本提供保障。同時，在工業園區、新型產業園區和大中城市大型商業區，積極發展氣、電、冷、熱一體化的天然氣分布式能源站，將為城市低碳能源供應和節能減排做出貢獻。加強氣電與風電、光伏、氫能等多種能

49、源的融合，實現氣電產業協同發展到 2030 年中國將新增 8 億千瓦以上可再生能源裝機，大規模的可再生能源發電裝機并入電網，對于電網的靈活性電源提出了巨大需求。目前，各區域正在研究在天然氣和風光資源富集區配套建設一批燃氣調峰電站，建立協同配合的氣、風互補或氣、光互補發電形態，同時積極探索并建成以氫能為核心的風光氫氣耦合發電的新形式，既有效解決棄風棄光問題，也提升可再生能源發電總出力水平、電網運行可靠性以及電源外送能力，最終實現氣電與可再生能源融合發展，加快促進雙碳目標的實現，摻燒氫氣也可部分解決天然氣供給問題，進一步保障能源安全。這其中，國家能源局發布文件明確提出“支持煤炭、油氣等企業利用現有

50、資源建設光伏等清潔能源發電項目，推動天然氣發電與可再生能源融合發展項目落地，促進化石能源與可再生能源協同發展”XIX，為煤炭、油氣企業積極參與上述融合項目提供了政策機遇。為此，國家和地方需要緊密協調，探索融合發展的支持政策體系和新模式，這對于保障新型電力系統安全穩定和電力系統碳達峰具有重要意義。保障天然氣供應，建立健全氣電上下游產業協調發展機制近年來，國家和地方能源部門和企業做了大量工作，增加天然氣產量以及多渠道多元化供應，為天然氣持續穩定供給提供了保障。未來，仍將繼續增加國內天然氣產量，并持續通過多種渠道保障天然氣供給，增加天然氣儲備和調節能力。從全球市場看，雖然天然氣價格短期受到沖擊，中長

51、期看，總體供應寬松。隨著國家油氣改革的推進，各個區域天然氣基礎設施的建設，天然氣多渠道的穩定供給可以得到保障，價格回歸合理區間。在政策機制方面，建議建立健全上游資源供應、中游管網運輸、下游用戶消費之間協調可持續發展的市場運行機制，降低因上游天然氣資源供應不確定性和下游市場天然氣價格波動性帶來的風險。繼續協調與平衡天然氣產供儲銷體系，建立公平、開放、透明、有序的市場環境，搭建天然氣監管、交易和運行模擬平臺，推動基礎設施、資源供應全面開放。持續完善天然氣發電上網電價形成機制，支持氣電發展全國范圍內多個區域有天然氣發電的市場需求，亟需深化天然氣發電上網電價形成機制改革，加快推動天然氣發電參與電力市場

52、競爭，保障天然氣發電回收成本、獲得合理收益；支持天然氣發電發揮優越的調節能力，提升電力系統靈活性，促進新能源發展和消納。建議完善不同類型的天然氣發電市場化形成機制，實現上下游價格有效聯動，在電力現貨市場中為低碳能源和調峰資源建立促進和支持的價格體系，體現調峰等價值；加強輔助服務市場體系的建設，包括容量市場的構建，體現備用容量價值。同時，電力市場全國碳交易已啟動，未來政策設計應使低碳能源的價值得到市場認可和體系，激勵清潔能源投資。加速天然氣發電增長 邁向零碳未來19積極探索天然氣發電由“低碳”向“零碳”能源的過渡燃機電廠通過使用氫氣作為燃料或者采用碳捕獲、利用與封存(CCUS)，將可實現燃氣電廠

53、從低碳到零碳電源過渡。全球 CCUS 技術不斷發展，部分燃氣電廠已經開始 CCUS示范，隨著未來技術進步和成本下降，CCUS有望成為燃機電廠實現更低碳排放的重要方式。同時，GE 燃氣輪機采用高氫/低熱值氣體已經運行了數十年。目前，最先進的 HA級燃機已具有摻燒 50%氫氣的能力，并且有望在 2030 年前實現 100%摻氫燃燒。歐洲、美國、日本等國大力發展氫能產業，并積極開展燃氣輪機摻氫燃燒示范。中國積極發展氫能產業，燃氣輪機摻氫將成為未來氫氣利用的重要渠道。在有條件的地區，建議支持率先開展燃氣輪機摻氫示范或CCUS 示范，并通過完善電力市場和碳市場等多種機制政策，支持和促進相關技術應用，推動

54、和支持天然氣發電由“低碳”向“零碳”的過渡。I.GE 白皮書 加速可再生能源和天然氣發電增長，及時有效應對氣候變化II.日本 戰略能源計劃 草案，2021 年 7月21日公布III.IHS Markit:China Electric Power Data TablesIV.廣東省能源研究會項目組V.HIS Markit:China Provincial Power Demand and Supply Outlook-November 2020VI.中國電力行業年度發展報告 2020VII.中國光伏產業發展線路圖(2020 年版)VIII.第一財經報道，https:/ IX.戴金星等，“十四五”

55、是中國天然氣工業大發展期對天然氣勘探開發的建議，天然氣地球科學，2021-2-10，http:/ Markit:Benchmark gas price outlooks:December 2021XII.IHS Markit:China Natural Gas Data Tables XIII.U.S.Energy Information AdministrationXIV.GE 白皮書 加速可再生能源和天然氣發電增長，及時有效應對氣候變化XV.廣東省能源研究會項目組XVI.廣東省能源研究會項目組XVII.廣東省能源研究會項目組XVIII.廣東省能源研究會項目組XIX.2021-9-14，國家能源局綜合司，關于能源領域深化“放管服”改革優化營商環境的實施意見（征求意見稿），http:/