天然气发电污染

原标题：痛点｜“受气”的天然气发电④：双碳目标下气电能否浴火重生

“气价偏高、气源时有中断、政策不完善，是气电发展面临的三大问题。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋对澎湃新闻表示。上述因素的存在，导致中国的天然气发电虽为低碳清洁能源，角色却很尴尬，生存空间受到煤电和新能源的双重挤压。但在低碳转型目标下，污染小、灵活性强的气电不可缺席，它是衔接传统能源与零碳新能源世界的桥梁。气电行业如何走出困境？澎湃新闻行业观察与产业调查栏目“痛点”推出《“受气”的天然气发电》专题，通过采访多方人士，剖析气电发展瓶颈，呈现多重背景叠加之下天然气发电的未来走势。

气价、电价、碳价，天然气发电的未来命运与三者紧密相联。碳达峰、碳中和目标下，煤电首当其冲，但更远期，气电也面临被其他能源形式替代的风险。减碳目标下天然气发电能否浴火重生？气电的时间窗口还有多久？

牛津能源研究所在《中国电力行业的天然气：挑战与前进道路》报告中称，昂贵的天然气进口成本和燃气轮机技术以及缺乏充分竞争的电力市场，是中国天然气发电面临的主要障碍。尽管如此，预计“十四五”期间天然气发电仍将加快增长，到2025年将新增40-50GW发电机组。

这一增量大致相当于目前中国气电总装机的一半。牛津能源研究所认为，中国政府提出的2030年碳达峰及2060年碳中和承诺将限制煤炭消费，加上集成可再生能源对电力系统的灵活性要求，未来政策框架对天然气发电将更为支持，但碳中和目标将限制所有化石燃料（包括天然气）消费，天然气发电难以在长期内显著发展。

相较于煤电，气电公认的优势在于污染小和灵活性强。从度电二氧化碳排放水平看，燃气电厂较燃煤电厂减排50%-60%。2015年以来，煤电机组的超低排放改造大幅降低了燃煤电厂常规大气污染物的排放。燃煤发电和燃气发电哪个更干净的争论，尤其是煤电“近零排放”比天然气发电更干净的言论近年来频频见诸媒体。

超低排放煤电的环保效果真的超过气电了吗？

从常规大气污染物的排放指标上看，超低排放燃煤电厂氮氧化物排放水平可比肩未经改造的燃气电厂，但其他排放指标与燃气电厂相比仍存在很大差距。此外，燃煤发电的三氧化硫、重金属等非常规污染物排放仍难以有效治理，大气污染物种类及排放水平明显多于燃气发电。

“中国气电的发展最终还是要靠环保和低碳的政策，气再便宜，也没有煤便宜。”中国石油集团规划计划部副总经济师、中国石油学会石油经济专委会秘书长朱兴珊对澎湃新闻（www.thepaper.cn）称，市场化只能解决气电灵活性的价值体现，行业要实现可持续发展，必须有环保和低碳政策作为支撑。

碳达峰、碳中和时间表的提出，为中国能源转型确定了可量化的目标。气电的“身份”，较此前更加明朗。

中国能源研究会理事、长期供职于发电央企的陈宗法认为，“双碳”目标下，在未来的“新型电力系统”构建中已明确“以新能源为主体”，气电成为主体能源的前景渺茫。但气电仍有两大机遇：一是高比例新能源的接入与电网调节能力严重不足的矛盾日益突出，气电作为灵活性电源将发挥重要作用；二是“双碳”目标倒逼我国构建清洁低碳、安全高效的能源体系，倡导绿色低碳生活，气电作为清洁冷热源将发挥替代作用。“2025年实现碳达峰后，将有计划、有步骤实施煤电退出计划。因此，燃机作为清洁能源，仍是未来替代传统煤电的重要选项。”

一位资深燃气发电企业高管曾对澎湃新闻“吐苦水”说，燃气电厂的盈利能力之所以不如燃煤电厂，一方面是燃气电厂燃料价格高，按照能量计算，燃气电厂的燃料价格是燃煤电厂的2.63倍，导致燃气电厂的燃料成本占比高达75%。此外，燃气电厂承担了更多的调峰任务，但没有得到相应的补偿，其环保价值亦没有体现。

碳市场的深入和完善，给气电带来了新的机遇，其运行经济性不佳的短板将得到一定程度的弥补。

2021年是全国碳市场第一个履约期，业内普遍认为配额分配比较宽松，碳价也将偏低。这也是各国排放交易计划启动初期的普遍情形。随着碳价逐步攀升，当碳价达到一定水平，度电碳排放系数只有煤电一半的天然气发电将更具竞争力。

当然，中国的电价体系有别于已具备成熟碳市场的国家和地区。气电的环境优势在市场层面何时显现，倚赖于双碳目标指引下符合中国减碳路径的碳定价机制如何设计。

由于各地经济发展水平不同、能源结构也存在差异，实现碳达峰的时间和路径设计有所不同。政府的态度和政策，是决定电力行业低碳转型的重要推动力。

梳理各地“十四五”规划，广东、江苏、浙江依然是最青睐天然气发电的省份，其共同特点是经济增速领跑、能源需求仍在快速增长、且省内一次能源匮乏。

经济强省不仅对天然气价格的承受能力更强，近两年来置身于全国性的能源消费总量和强度“双控”现实压力下，加之疫情后经济复苏加快、电网负荷屡创新高，这些省份“既要保障电力供应又要完成减碳目标”的需求最为迫切。

惠州深能源丰达电力有限公司董事长张海成对澎湃新闻表示，双碳目标提出后，广东、浙江选择了相似的能源转型路线，降低煤电电量、稳步增加气电发电量和气电利用小时。“对于经济大省而言，这是务实的选择。在同样的碳排放总量下，气电可发的电量是煤电的两倍，可与新能源作为互补。在这些地区，气电的装机容量和发电量占比会出现明显的上升。”

他强调说，讨论气电的增量空间时，很难放到全国尺度下去考量，因为各地的资源供应、基础设施等条件差异很大，北方地区更是面临冬季供暖季天然气需求量陡增的问题。考虑到短期内气电的燃料价格、资源充裕度，能否在全国大面积全力推广，还需要打一个问号。

但如果将讨论范畴缩小到珠三角，答案是肯定的：广东的天然气需求旺季出现在夏季，对应的恰好是全国天然气需求淡季。此外，油气改革后，在广东得以大规模从国际资源采购资源。再者，珠三角的天然气需求大，相关企业对中游接收站、管网设施的投资积极性更强。

江苏省能源局天然气发电及分布式能源工程研究中心秘书长刘志坦对双碳目标下气电的增量空间预测更为乐观。除了传统的气电大省外，在西北等风光资源富集区配套建设燃气调峰电站，有助于提升可再生能源发电总出力水平和电网运行可靠性以及电源外送能力；随着俄气入华， 东北地区从原来的气网末端成为气源输入地，气电的市场空间增大；对于华北、山东等地区，巨大的减排压力下，气电可以替代退役煤电热电联产成为供热的主力，实现协同减排。

为了给实体经济减负，2018年至2020年，中国连续三年部署降低工商业电价。为了完成该目标，根据广东省发改委数据，上述年份气电上网标杆电价曾经历多次下调，令电厂举步维艰。进入电力现货市场交易后，经营状况更是雪上加霜。

不过，在完全竞争性电力市场中，用电高峰期和非高峰期之间的价格差异可能会使灵活的天然气发电获利。长期来看，气电进入现货市场交易价格是涨是跌难以一概而论。

今年5月，广东现货价格最高冲到1.5元。“以往我们只看到气电成本高，没有看到气电的独特技术优势在现货市场下体现出巨大的市场价值，广东5月份现货市场电价在相当一段时间价格高企，高成本的气电意外盈利。”张海成认为，类比海外电力市场，中国双碳目标下，气电的境遇具备有利条件：灵活可靠型电源的额外收益来自两方面，一是调峰电量的市场价值更高，二是可以额外获得调频等辅助服务收入。因为，现货市场下，随机性电源没有定价权，可靠型电源有定价权，灵活可靠型电源的市场价值会提高，间歇随机性电源的价值会降低。因此，电力市场深入，有利于作为灵活可靠型电源的气电。

在低碳过渡期间，气电要争取在新型电力系统中获得有利地位，需要上下游互信共赢。

一位资深气电人士表示，天然气发电要争气，关键是天然气要争气。“上游油气生产供应企业要有战略定力，要有长期思维，就是要争取延长天然气低碳能源过渡时期，要在低碳过渡期争取更大的市场份额，不能搞短期思维，对下游用户杀鸡取蛋，市场一紧张就拼命抬价，对下游用户吃干榨净。以近几年几次气荒为教训，天然气发电企业也要积极落实锁定天然气中长期供应合同（带价带量的合同），不能过度依赖现货采购市场。”

有中石油集团人士曾对澎湃新闻透露，与两家大型发电央企讨论气电上下游合作的过程中，遭遇了现实问题。“发电企业的诉求是能不能给他们一个天然气的综合价格，便于投资过程中的成本核算。但国际天然气现货价格去年2美元多一点，今年6月之后涨到8.5美元，价格波动很大。若以国际现货价格和长贸价格供货，我们难以给出一个固定的综合价格。”该人士说，这导致整个产业上下游都很纠结。

对于上下游关系，刘志坦的建议是实施天然气产业纵向一体化，比如上游与下游企业的相互参股来实现成本的合理控制。“这是基于我国目前气电产业链上下游市场机制不完善，为降低因上游资源供应不确定性和下游市场波动性带来的风险而采取的有效措施。天然气产业上中下游相关各方应加强合作，协同发展。”

燃煤發電與燃氣發電對空氣污染的影響，可以分「溫室氣體」，以及區域性的「空氣污染物」兩個部分。

溫室氣體的比較-二氧化碳

在「溫室氣體」部分，《溫室氣體減量及管理法》第3條第1款定義的溫室氣體包括：二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亞氮（N2O）、氫氟碳化物（HFCs）、全氟碳化物（PFCs）、六氟化硫（SF6）、三氟化氮（NF3）及其他經中央主管機關公告者註。

依本條2015年的制定理由說明，為參考UNFCCC（聯合國氣候變遷綱要公約）、《京都議定書》、IPCC（Intergovernmental Panel on Climate Change, 聯合國政府間氣候變化專家委員會）及國際間溫室氣體盤查（inventory）及查證規則與ISO名詞之定義訂定。

若僅看「燃料 － 二氧化碳排放」的關係，每產生生一兆焦耳的能量，天然氣大約是煤的6成，天然氣會產生56,100公斤、煙煤會產生94,600公斤、亞煙煤會產生96,100公斤的CO2數據來源。

另外，在實際發電的過程，由於各種不同機組熱能轉換效率不同，會產生出不同的碳排結果；整體來說，效率由好至差依序為「燃氣複循環」、「燃煤超超臨界」、「非超超臨界的燃煤機組」。但老舊的複循環機組、或是僅有燃氣渦輪的天然氣發電，效率可能低於燃煤機組。

「燃氣複循環」（combined cycle, CC）機組為台灣目前主推的火力發電方式，在燃燒天然氣推動燃氣渦輪（gas turbine, GT）發電之餘，再將產生的熱收集起來，推動蒸氣渦輪（steam turbine, ST）發電註。

也有將煤氣化後、採用複循環機組的技術（integrated gasification Combined Cycle, IGCC），有助於煤的脫硫與其它雜質。但經濟效益不足，而尚未被普遍商業化使用。

至於燃料為固態的燃煤機組，通常是透過提高蒸氣鍋爐內的溫度與壓力，來提高能源轉換效率。較新的技術，能讓溫度超過攝氏580度或主蒸汽壓力28MPa以上（參考、參考），此時，鍋爐內溫度或壓力遠高於水的臨界值，稱為超超臨界（Ultra-supercritical）；以林口電廠為例，舊的亞臨界機組在除役後，改設超超臨界機組，評估發電效率由38%提升為44.93%，亦即在發電量與其它條件相同的情況下，每年可減少20％排放量（參考）。

在台灣機組效率的實際表現上，以台電109年電業年報為例，發每度電所需的熱量（低熱值毛熱耗率kcal/kWh），燃氣複循環最有效率，約為1,400~1800千卡；超超臨界約為1,900~2,000千卡；其它燃煤機組約為2,100~2,200千卡；但老舊燃氣、及僅有燃氣渦輪的天然氣機組，可能界於2,200~2,400千卡詳見。

溫室氣體的比較-甲烷

單就二氧化碳的排放上，天然氣雖然整體優於燃煤；但在全球暖化上，若將天然氣洩漏的情況納入評估後，現有相當多的研究認為，天然氣發電加劇全球暖化的情況，會比燃煤還嚴重。

天然氣主要由甲烷（CH4）組成，甲烷的全球暖化潛能（global warming potential, GWP）註很高，在20年評估時距內，是二氧化碳的86倍；在100年評估時距內，則是34倍註。美國卡內基美隆大學（Carnegie Mellon）2014年的評估認為，使用天然氣發電，從開採到發電間，只要有3%的洩漏，天然氣發電的溫室效應就大於燃煤；美國國家能源技術實驗室（NETL）在2014年的評估，則是1.4~1.9%。而目前對天然氣鏈洩漏率的研究，通常是高於這個比例的（參考）。

評估在特定計算時間內（如，20年、100年），某種溫室氣體對全球暖化的影響程度；數字愈大、影響愈大。

二氧化碳被設定為基準，都是「1」；其它溫室氣體則會以相同的質量，去和二氧化碳作比較。

GWP的大小，主要取決於紅外線的吸收能力、吸收光譜波長的範圍、及該化學物質在大氣中的壽命。

來源：IPCC第5次評估報告（AR5）週期，第1工作小組物質科學依據報告，第8章，表格8.7。

IPCC對GWP的評估會有更動。許多評估，包括台灣官方正式的2021年溫室氣體排放清冊報告，對甲烷的GWP值，仍採用2007年的AR4，100年時距的評估值「25」。這有助於系列報告的延續統一性，但有低估甲烷最新研究的問題。

甲烷的大氣生命期不長，約12年，因此20年時距的數值會遠大於100年數值。考量全球暖化的急迫性，更多的人認為，20年時距的數值更具代表性。

AR5對甲烷的GWP有兩種條件情境的評估，「86、34」倍是納入「氣候變遷－碳反饋」（climate-carbon feedbacks，如全球暖化讓海洋二氧化碳溶解量減少等情況，本身就有進一步加劇暖化的反饋效果）的評估值；若不考慮cc fb，則分別為「84、28」倍。

康乃爾大學（Cornell）教授Robert Howarth長年關注天然氣的全球暖化問題，並特別著重在美國新興的油頁岩等非傳統天然氣開採（參考、參考）。在他的評估中，使用油頁岩天然氣來發電，即使在最好的情況下，暖化貢獻也會高於燃煤（參考）。

區域性空氣污染的比較

而如果從區域性的化學物質，如硫氧化物（SOx，如二氧化硫SO2）、氮氧化物（NOx，如二氧化氮NO2）、一氧化碳（CO）、臭氧（O3）；懸浮微粒（PM10）、細懸浮微粒（PM2.5）來看，燃氣所排放的硫氧化物低，二氧化硫也較燃煤少很多（約20%-40%，參考） 。

根據中興大學環工系教授莊秉潔的整理，顯示（如下圖），即便是排硫量最低的「超超臨界」燃煤電廠，實際的表現（燃煤的林口新火力發電廠vs.燃氣的大潭火力發電廠），仍然差距100多倍：

莊秉潔說，更重要的，是一般認為，燃氣機組並不會排放如鉛、鎘、汞、砷這些重金屬、致癌物質，而台灣的重金屬，差不多有一半，是從這些燃煤電廠、汽電共生設備排放出來的（參考）。