我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的潛力、挑戰(zhàn)與推進措施

郭華璋 羅歆堯 張紅梅

（1.中鐵國際集團有限公司，北京，10020；2.重慶天然氣管道有限公司，重慶 渝北區(qū) 410020；3.四川川港燃氣有限責任公司，四川 成都 610017）

0 前言

眾所周知，天然氣發(fā)電具有清潔性、高效性、低碳性、靈活性等方面的突出優(yōu)勢，發(fā)展氣電對于改善大氣環(huán)境質(zhì)量、積極應對氣候變化、促進天然氣能源有效利用和發(fā)展、保障電力系統(tǒng)能源平穩(wěn)供應，具有重要的意義。但是，天然氣發(fā)電存在設備投入和維護成本較高，燃料供應價格和輸量波動，燃機關鍵技術被國外屏蔽，投資回報不穩(wěn)定等特點，如果國家相關政策扶持力度不夠，對原料價格和入網(wǎng)價格不綜合考慮氣電能源對電力調(diào)峰和減少碳排放的貢獻成本，氣電的優(yōu)勢就不能充分體現(xiàn)，也會影響企業(yè)的投資積極性。從能源結構、供需關系、氣電特性、裝機動態(tài)、價格政策、關鍵技術等方面，探討了我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展中存在的問題和面臨的挑戰(zhàn)，提出我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的途徑和建議。

1 我國氣電工業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀

2005 年以前，我國天然氣產(chǎn)量供不應求，燃氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)比較落后。2006 年以后，開始進口天然氣，隨著我國天然氣儲量和生產(chǎn)能力不斷提高，以及環(huán)境保護對綜合碳排放量提出越加嚴格的要求，國家逐步出臺了一些政策，以支持氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。部分央企和地方企業(yè)陸續(xù)進入氣電產(chǎn)業(yè)，截止到2019 年底，各企業(yè)在全國總裝機量的占比如圖1 所示［1］。其中，中國華電集團有限公司和中國華能集團有限公司裝機規(guī)模最大，分別占氣電總裝機容量的16.7%和11.5%。中國海油依托海上天然氣產(chǎn)能優(yōu)勢，擁有846×104kW 的裝機量，占氣電總裝機容量的9.4%。此外，北京能源集團有限責任公司、廣東省粵電集團有限公司、浙江能源集團有限公司和深圳能源集團股份有限公司等地方發(fā)電集團的氣電總裝機容量已達1 629 104 kW，分別占全國總裝機量的5.6%、5.2%、4.5%、2.8%。構成了當前以央企為主導，地方發(fā)電企業(yè)積極參與的多元化格局。

圖1 央企和地方企業(yè)在全國總氣電裝機中的占比

從2010 年至今，我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，氣電裝機容量增長了240%。氣電在火電裝機中占比由2010 年的4.1%增長到2019 年的8.7%（圖2）。由于光伏發(fā)電和風電快速發(fā)展，發(fā)電總裝機量年年攀升，氣電在總裝機容量中的占比走勢平穩(wěn)，近六年維持在4.2%～4.5%。

圖2 氣電裝機量占比逐年變化圖

由此可知，在我國能源結構調(diào)整和低碳轉型中，氣電作為清潔能源得到持續(xù)的發(fā)展。2020 年和2021年的突出成績?nèi)缦拢?/p>

近年我國自主研發(fā)重型燃氣輪機取得突破性進展。2020 年9 月，東方電氣集團自主研發(fā)的F 級50 MW 重型燃氣輪機試運行成功［2］。同年12 月，中國聯(lián)合重型燃氣輪機技術有限公司完成了300 MW F級燃氣輪機的初步設計，并計劃在2023 年前完成整機制造和試驗。同時該公司還在去年底，完成了400 MW G／H 級燃氣輪機的主體部件概念設計［3］。

2021年3月，中國海油在珠江的首個智慧電廠試點項目啟動。它的優(yōu)勢是：通過信息化網(wǎng)絡技術，實現(xiàn)全廠范圍各控制系統(tǒng)、控制設備的信息共享、可視化共享。綜合運用大數(shù)據(jù)分析，實現(xiàn)生產(chǎn)過程的智能優(yōu)化控制，智能決策支持，最終實現(xiàn)氣電廠全生命周期的企業(yè)資產(chǎn)最佳調(diào)配，生產(chǎn)質(zhì)量最優(yōu)控制，實現(xiàn)企業(yè)利益與社會效益最大化。智能電廠是氣電行業(yè)的發(fā)展趨勢，是大數(shù)據(jù)的實踐典范。

2021 年1 月18 日，東莞深能樟洋擴建項目試車完成，我國氣電裝機容量突破1×108kW（“十三五”目標計劃是1.1×108kW），氣電裝機在我國發(fā)電總裝機容量中占比達到約4.5%。

截止到2021 年6 月，我國又落地、完工、啟動了29 個氣電項目，其中四川省4 項（潼南市、遂寧市、成都市高新西區(qū)、大邑縣），江蘇省5項（鎮(zhèn)江市2 項，蘇州開發(fā)區(qū)、漂水縣、清遠市），海南省4 項（萬寧市、洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)、海口市2項），山東省2項（泰安市、臨沂市），廣東省11項（廣州東區(qū)、中堂鎮(zhèn)、東江、開發(fā)東區(qū)、珠江市、樟洋村、鼎湖區(qū)、惠州市、江門市、搏羅縣、茂名市、汕尾市），哈爾濱市1項（新區(qū)），湖南省1項（樊城區(qū)），重慶市1項（兩江）。從趨勢看，新項目主要集中在珠三角、長江三角州、海南省和京津魯?shù)貐^(qū)，西南和東北地區(qū)有進展。燃機熱電聯(lián)產(chǎn)新項目落地完成的較多，共有22 項，分布如上各省份。而燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電冷三聯(lián)供項目僅有2項，分布在廣東省江門市和廣州開發(fā)東區(qū)。

4）近年來江蘇省、福建省、上海市、廣東省等省市采取市場氣電價格的輔助服務機制，扶持氣電廠家的生產(chǎn)積極性，取得一些經(jīng)驗。江蘇省以低價天然氣補貼氣電成本。上海市對調(diào)峰發(fā)電機組和天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電機組實行不同的電價；對天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)，根據(jù)利用小時數(shù)進行價格核算。福建省針對各個電廠區(qū)別定價，并建立終端用戶與銷售價格聯(lián)動機制，當氣源價格調(diào)整時，電價也相應調(diào)整；各城市燃氣公司在不違背相關合約的前提下，可自由選擇上游氣源，可結合不同月份的用氣需求與上游供氣企業(yè)簽訂全年供氣合同，使氣電廠盈利基本有保障。廣東省為緩和供電緊張，2021年6月1日對氣電不再設置限定年利用小時數(shù)，統(tǒng)一按照各類機組的上網(wǎng)價格執(zhí)行（0.605～0.64 元／kW·h），氣電價格獲量漲幅0.14～0.17元／kW·h。市場價格的輔助服務機制，一定程度上緩解了氣電行業(yè)面臨的生存壓力，同時也減輕了當?shù)卣呢斦摀＝衲?月北京市啟動燃氣電廠成本調(diào)查，調(diào)查完畢后將對燃氣電廠價格決策、降本增效提供支撐。

5）在“十四五”即將出臺之際，一些省份提案，積極穩(wěn)妥發(fā)展光伏、風電、生物能等可再生能源。推進地熱、余熱、燃氣三聯(lián)供，拓展清潔能源供熱、制冷等產(chǎn)業(yè)，減少煤炭熱電聯(lián)產(chǎn)項目。例如，浙江省政府提出，完善氣電協(xié)調(diào)運行機制、增加氣電發(fā)電小時數(shù)，適時調(diào)整天然氣發(fā)電價格，支持氣電參加天然氣代輸試點，逐步完成上下游直接交易。在新建LNG 接收站周邊，鼓勵配套高效的氣電項目。支持氣電企業(yè)直購海外氣源。“十三五”收官和“十四五”開端之年，在2030 年“碳達峰”，2060 年“碳中和”宏偉目標指引下，我國的氣電產(chǎn)業(yè)得到持續(xù)發(fā)展。

但是，回顧我國氣電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展歷程，相對于國際平均水平和發(fā)達國家的水平尚存差距。近50 年氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展得最快的是美國，成功開發(fā)頁巖氣助力了該國燃氣發(fā)電的快速增長。2019 年美國的燃氣發(fā)電量占全球燃氣發(fā)電量的27%，占全球發(fā)電總量6.2%，位居第一。自2007年以來，美國電力產(chǎn)業(yè)在保持總發(fā)電量穩(wěn)定的情況下，二氧化碳排放量下降了約三分之一。俄羅斯具有豐富的天然氣資源，氣電產(chǎn)業(yè)位居第二，占全球天然氣發(fā)電總量的8.2%。日本利用液化天然氣助力天然氣發(fā)電，位居第三，占全球天然氣發(fā)電總量的5.75%。中國在2016 年進入全球第七，2019年進入世界第4位，天然氣發(fā)電量占全球天然氣發(fā)電總量的3.78%［4］（表1）。

表1 世界各國燃氣發(fā)電量基本情況統(tǒng)計表 單位：kW·h

2 天然氣發(fā)電在工業(yè)生產(chǎn)中的重要作用

2.1 氣電是相對清潔的火電電源，對減少碳排放具有重要作用

煤電是火電產(chǎn)業(yè)的排放大戶，煤電通過技術改造即使達到了政府超低排放要求（煙塵、二氧化硫、氮氧化物等排放濃度分別不超過5 mg／m3、35 mg／m3、50 mg／m3），它的排放指標仍然高于氣電。據(jù)專業(yè)統(tǒng)計，超低排放燃煤機組的平均煙塵排放濃度是燃氣機組的1.8～2.4 倍，SO2排放濃度是燃氣機組的7～19 倍［4］。另外，燃煤發(fā)電除排放常規(guī)的SO、NOX、CO 外，還會排放SO3等凝結顆粒，以及汞、鉛、砷、氟化物等重有害物質(zhì)。它的灰渣處理和廢水處理，對生態(tài)環(huán)境影響極大。據(jù)測算，煤電CO、灰渣以及CO2產(chǎn)生的環(huán)境成本為0.15元／（kW·h）。

天然氣發(fā)電主要生成二氧化碳和水，沒有粉塵和硫化物排放，沒有重金屬污染，會有少量NOX排放（空氣中的氮氣燃燒形成）。如果燃氣電廠經(jīng)過改造和加裝SCR 后，NOX排放水平可控制在15 mg／m3以下，達到超低排放。燃氣電廠水耗率指標通常低于燃煤電廠，僅為燃煤電廠的約1／3，屬低耗能清潔火電能源。

根據(jù)全球碳地圖集中2019 年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，自2006 年我國CO2排放量超過美國，連續(xù)13 年成為全球最大的溫室氣體排放國。2019 年我國的煤炭發(fā)電量占全球煤炭發(fā)電量的50.2%。2019 年我國CO2排放量為101.75×108t，與美國、印度、俄羅斯和日本等4 國的CO2排放量之和相當。我國CO2排放量與經(jīng)濟增長具有較高的匹配度，上世紀90 年代排放量平穩(wěn)增加，2000至2013年排放量快速增加，2015年后排放量逐漸趨穩(wěn)。2019 年我國電力行業(yè)耗煤量約22.9×108t，占煤炭消費總量的58%左右，電力行業(yè)碳排放量約占我國碳排放總量的40%。

根據(jù)IPCC 發(fā)布的世界各種電源平均碳排放強度報告，氣電、油電、煤電的碳排放強度分別為469 g／kW、840 g／kW、1 001 g／kW。換言之，氣電的碳排量僅是煤電的碳排量的50%。因此，增加氣電在我國火電中的裝機容量可以有效地降低火電產(chǎn)業(yè)帶來的碳排放總量，有助于早日實現(xiàn)“碳達峰”。

2.2 能源結構改革的任務是，發(fā)展天然氣工業(yè)，發(fā)展氣電

能源結構改革就是打破舊的能源消費模式，追求更為清潔環(huán)保，更有社會經(jīng)濟價值的能源消費格局。隨著我國天然氣和頁巖氣開發(fā)進入成熟期，天然氣利用主體應當是發(fā)電。截止到2019 年，天然氣在我國一次能源消費結構中占比僅為8.3%，與美國（31%）、英國（35%）、日本（22%）等發(fā)達國家相差甚遠［6］，其中氣電用氣553.9×108m3（占比18.1%），低于全球平均水平（39%）。“十三五”期間，我國政府在《加快推進天然氣利用的意見》中提出，要把天然氣培育成現(xiàn)代清潔能源體系中的主體能源之一，力爭在2030 年讓天然氣在一次消費結構中的占比達到15%。這是一個艱巨的任務，也是一場能源生產(chǎn)和消費的意識轉變和革命。

2.3 氣電成為可再生能源電力系統(tǒng)調(diào)峰的主力

近年來，我國的風電、光伏電力發(fā)展較快，它們在電力結構中的占比越來越大，具有隨機性、波動性，間歇性的特性，對電力系統(tǒng)的靈活安全可控提出了更苛刻的要求。據(jù)專家測算，在電力系統(tǒng)中，靈活調(diào)峰電源至少要達到總裝機的10%～15%，才能夠消納高比例可再生能源的波動變化。目前，我國電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)峰能力明顯不足，新能源消納技術和能力亟需提升。提升電源側跟隨可再生能源電力變化調(diào)峰調(diào)頻，具有快速調(diào)節(jié)電力系統(tǒng)負荷的應變能力，是承接高比例可再生能源平穩(wěn)運行的必要條件。

燃氣輪機通過調(diào)節(jié)燃料流量參數(shù)來調(diào)節(jié)負荷，它具有負荷調(diào)節(jié)范圍廣、能力強、響應快的優(yōu)點。一個單循環(huán)燃氣機組的調(diào)峰能力可達100%，聯(lián)合循環(huán)機組的調(diào)峰能力可達70%～100%［7］，是理想的靈活性電源。燃氣電力不僅可以對天然氣供應電網(wǎng)進行季節(jié)性調(diào)峰，而且還可以與化學儲能、抽水儲能、靈活性改造后的煤電共同配合，為電網(wǎng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務。

我國抽水塔式蓄能具有交流發(fā)電、調(diào)峰、調(diào)頻，以及發(fā)電事故處理備用等多種功能，能快速準確響應網(wǎng)絡負荷的快速變化，但塔式蓄能電站受站址資源的約束，一般總量和裝機容量都不高，有待于后期進一步開發(fā)。煤電通過靈活性改造，也具備一定調(diào)峰能力，但性能不及燃機，如果深度調(diào)峰可能會影響機組運行的安全性、環(huán)保性、經(jīng)濟性。我國電化學儲能正處于從項目示范向商業(yè)化初期過渡的階段，運行成本不確定。研究報告指出，對于持續(xù)時間放電時間為4小時的電池儲能項目，平準化能源成本（LCOE）為150 美元／WWh，一旦調(diào)峰需求超過4小時，成本會大幅攀升。因此，截止當前，僅有氣電的調(diào)峰能力最為強大、持久和靈活。

3 我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)

我國的靈活調(diào)節(jié)電源占比低于6%，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力嚴重不足，影響電力平穩(wěn)運行。特別是在可再生能源比較富集的東北、西北、華北北部等地區(qū)，在煤電裝機比重超過72%情況下，靈活調(diào)節(jié)電源占比約3%，調(diào)峰調(diào)頻能力低下。相比其他可再生能源比例較高的國家，有較大的差距，如西班牙、德國、美國的靈活調(diào)節(jié)電源占總裝機比例分別為34%、14%、49%，遠高于我國的占比。

氣電發(fā)展分布不均，沿海較強，內(nèi)陸較弱的問題，也是我國氣電產(chǎn)業(yè)目前存在的問題。我國天然氣發(fā)電主要分布在長三角、珠三角及京津、福建地區(qū)。例如：在珠三角地區(qū)，為配合中澳廣東LNG 一期項目新建燃氣電廠，為配合荔灣3-1氣田產(chǎn)量登陸和珠海LNG 項目而建設的燃氣電廠；在京津地區(qū)，為利用“陜京線”管道氣而建的燃氣電廠；長三角地區(qū)，為江浙徽上海LNG 項目和西氣東輸而建設燃氣電廠。這些項目多采用9F 和9E 大型機組集中發(fā)電，占全國總裝機量的90%以上。而在我國天然氣資源和光伏、風電較為豐富的西北、東北、華北北部、西南地區(qū)，氣電裝機容量較小，調(diào)峰調(diào)頻能力不足，電力運行的安全性不高。

天然氣發(fā)電由于原料成本高，受到可再生能源和煤電的擠兌。目前我國用于氣電的原料天然氣定價在2.0～2.8 元／m3，按每度電耗天然氣0.2 m3計算，氣電燃料氣成本為0.40～0.56元／（kW·h），綜合發(fā)電成本為0.54～0.75元／（kW·h），與核電、水電、煤電、風電、光伏電的綜合發(fā)電成本（＜0.26元、＜0.17 元、＜0.5 元、＜0.62、＜0.7／（kW·h））相比，氣電成本不具備優(yōu)勢，原料價格是影響氣電競爭力的要原因。多地政府采取財政補貼和市場聯(lián)動機制來扶持氣電發(fā)展。但隨著氣電裝機規(guī)模的不斷提升，價格補貼逐步縮水，發(fā)展氣電面臨成本挑戰(zhàn)。

定價對氣電調(diào)峰調(diào)頻所付出的成本考慮不足。燃氣機組為電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻出力時會頻繁啟停，影響主機的性能和壽命，增加關鍵設備部件的維修頻率和次數(shù)。定價應考慮燃氣機組對調(diào)峰作做出的貢獻消耗，適當提高氣電上網(wǎng)價格，并支持氣電裝機的利用小時數(shù)。當前，國內(nèi)電力市場正在進行改革，嘗試建立市場化的輔助服務機制，以化解成本與定價的矛盾。市場對提升氣電競爭力充滿期待。

我國燃機技術不夠成熟，依靠外企購置和運維，費用太高。目前我國在重型燃氣輪機的設計能力、制造能力、試驗能力、維修技術等方面均還不夠成熟。在部件損壞或壽命到期時，依賴國外制造商來維修更換并支付高額費用。熱通道部件的維修和更換周期、維修與更換評定標準和工藝、維修技術和其它專業(yè)技術服務（如燃燒調(diào)整、控制系統(tǒng)及參數(shù)設定、維修等）均由國外制造商控制。我國需要加研發(fā)大力度來突破這些屏障。

對氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展重要性認識不足。眾所周知，天然氣發(fā)電、熱電聯(lián)產(chǎn)、冷熱電三聯(lián)供，既是天然氣高效利用的重要方式，也是我國改善能源結構、減少大氣碳排放的有效手段。但是，氣電生產(chǎn)面臨著燃氣機技術和原料價格的雙重挑戰(zhàn)。如果專家意見不統(tǒng)一，影響氣電產(chǎn)業(yè)的決策。

冷熱電三聯(lián)供項目拓展不足。近五年來，我國天然氣分布式能源項目快速發(fā)展，但能夠達到國家規(guī)定的冷熱電三聯(lián)供（綜合能源利用效率70%以上）的項目較少，影響綜合效益的發(fā)揮。

電力市場化改革需要深入。目前無論重型燃機還是分布式燃機仍是計劃運營模式，或由電網(wǎng)調(diào)度調(diào)峰、或按供熱量以熱定電運行，盈利模式不夠清晰，導致天然氣調(diào)峰機組對電網(wǎng)和氣網(wǎng)的調(diào)度指令難以統(tǒng)籌兼顧，當氣網(wǎng)需要調(diào)峰的時候，電網(wǎng)未必支持，電網(wǎng)需要頂峰的時候，氣網(wǎng)未必能夠支撐。

4 氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的途徑和建議

發(fā)展氣電產(chǎn)業(yè)，對于我國積極響應《巴黎協(xié)定》（2016 年簽署的氣候變化協(xié)定），減少碳排放、促進天然氣工業(yè)發(fā)展，提高我國現(xiàn)代工業(yè)制造水平、提升電力系統(tǒng)的調(diào)峰調(diào)頻能力、促進光伏風能發(fā)電等可再生能源的發(fā)展，均具有重要的現(xiàn)實意義。根據(jù)專家測算，2060年我國要實現(xiàn)“碳中和”，在能源供應側可再生能源占比應達到80%或以上，需求側電動化率應達到80%或以上。目前我國天然氣呈多元化（天然氣、頁巖氣、煤層氣）并進的供應趨勢。2020年中國天然氣年產(chǎn)量達到1 888.5×108m3，較上年增長9.8%；頁巖氣年產(chǎn)為200×108m3，較上年增長39.3%。頁巖氣產(chǎn)量增加領引了中國天然氣自供能力增強，使得我國對外依存度下降。目前全球天然氣供應相對寬松，我國管道天然氣進口以及LNG 進口渠道通暢［8］。充足的天然氣供應可以為氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供原料保障。由此，提出如下建議：

將發(fā)展氣電作為中長期戰(zhàn)略目標。建議在“十四五”規(guī)劃中進一步明確氣電的戰(zhàn)略定位，保持發(fā)展的定力和專注力，在長三角地區(qū)，珠三角大灣區(qū)、京津冀魯?shù)戎攸c地區(qū)合理布局，有序發(fā)展，提高智能化管理水平。

開發(fā)“三北”和西南地區(qū)氣電市場。我國西南、西北地區(qū)天然氣產(chǎn)量相對豐富，東北地區(qū)作為“中俄東線”過境省，天然氣資源和價格均有優(yōu)勢。西北、東北地區(qū)有大量可再生能源需要消納，調(diào)峰調(diào)頻的需求長期存在，氣電發(fā)展具有成本優(yōu)勢，發(fā)展?jié)摿薮螅?］。

鼓勵氣電產(chǎn)業(yè)智能化，參與碳資產(chǎn)交易。分步實施國家“雙碳”目標統(tǒng)一規(guī)劃，依靠科技進步，適時加載CCUS技術，實施減污降碳改造，提高數(shù)字化、智能化、綠色化水平，并加強碳盤查，條件具備時參與碳資產(chǎn)交易，促進節(jié)能減排，降低氣電企業(yè)的生產(chǎn)成本［10］。

穩(wěn)定燃氣成本，保障天然氣供應。雖然2019 年以來全球主要天然氣市場的價格均呈下行趨勢，跨國管道運營資源充裕。但我們還需強化天然氣的供應安全：要加大常規(guī)和非常規(guī)氣田（頁巖和煤層氣）的勘探開發(fā)力度，提高探明儲量和可采儲量，增加天然氣產(chǎn)能；要構建多渠道、多元化的燃氣進口模式，降低進口燃氣的成本；要充分利用市場化輔助服務機制，支持氣電廠家直購天然氣，減少中間環(huán)節(jié)成本。

實施多能聯(lián)供的專項改造。因地制宜，實施多能聯(lián)供的專項改造，由單一發(fā)電向冷熱電氣水綜合供應轉變，并實現(xiàn)熱力網(wǎng)源一體、源網(wǎng)荷儲聯(lián)動，減少設備閑置，提高綜合能效。

提升燃氣輪機研發(fā)和制造水平。加大科研力度，尋找關鍵技術突破口，提升燃氣輪機燃燒室、高溫透平葉片等關鍵熱部件的設計和制造能力，早日實現(xiàn)重型燃氣輪機的國產(chǎn)化。徹底擺脫國外商家對我國實行的技術屏蔽。

突破國外公司對燃機維修市場的壟斷。在政府主導下集中統(tǒng)一采購燃機設備，在檢修維護談判和相關技術轉讓方面加強開拓，采購一些備件備品，吸納燃氣輪機維修技術人才，消化吸收設備運維、檢修的核心技術，優(yōu)化運行，自主檢修，降低運行成本。

制定反映氣電環(huán)保價值與調(diào)峰價值的電價和調(diào)度機制。其一，建議國家對氣電實行多元化的定價機制，充分考慮氣電對減少碳排放的貢獻、對調(diào)峰的貢獻所付出的生產(chǎn)成本。將氣電納入政府財政環(huán)保專項資金補貼范圍。其二，對“十四五”新增煤電裝機加征排污費，限制其發(fā)展；其三，實行清潔電力優(yōu)先上網(wǎng)的扶持政策。設定氣電機組的盈虧邊界，提高氣電機組的利用小時數(shù)，以保證盈利，并攤薄成本［11-14］。

探索“氣電一體化經(jīng)營“的聯(lián)合體模式。建立穩(wěn)健、靈活、科學的供氣供電商務模式，以保證氣電始終具有調(diào)峰的優(yōu)勢。建議國家將勘探開發(fā)、集輸儲運，氣電生產(chǎn)三大部門納為一體化管理，實行系統(tǒng)成本核算，系統(tǒng)資源供應，系統(tǒng)資源交易。支持供氣企業(yè)參股燃機發(fā)電項目，分散市場風險，保障項目收益。

科學管理分布式發(fā)電項目。充分發(fā)揮分布式燃機規(guī)模小、布局靈活、運營高效的特點，實現(xiàn)區(qū)域集群式管理、集中式調(diào)度、集約化運營，最大限度降低管理成本，提升項目綜合效益貢獻度。

開展其他調(diào)峰電力實驗。逐步發(fā)展電池儲能系統(tǒng)項目和抽水塔式蓄能項目，對電力調(diào)峰提供安全補充。利用儲能的多種模式靈活切換和控制優(yōu)勢，使儲能綜合效益和系統(tǒng)功能達到最佳狀態(tài)，實現(xiàn)電網(wǎng)安全、產(chǎn)業(yè)發(fā)展、社會效益三方共贏。

拓展氣電在油氣開發(fā)中的應用。利用分布式燃機易于組合、功率密度高、布局靈活、啟動快、易于搬遷等優(yōu)勢，利用井口（或當?shù)兀庠矗瑸橛蜌饩@井和壓裂提供靈活的集中持續(xù)式電力服務。①能夠為鉆井提供持續(xù)穩(wěn)定的電力服務；②通過持續(xù)大功率的電力供應，使壓裂達到最佳設計效果，大幅提升油氣井產(chǎn)量；③提升氣電的應用范圍和經(jīng)濟收益，降低鉆采和壓裂成本。這是近五十年美國氣電產(chǎn)業(yè)、燃機制造業(yè)與油氣產(chǎn)業(yè)相依相存滾動發(fā)展的成功經(jīng)驗。

開展對氣電廠的超低碳排放或凈零排放的研究。今年Net Power 公司計劃在美國建造兩座天然氣發(fā)電廠，通過特殊設計和加裝一些設備，能夠有效捕集碳排放，將其封存于地下，從而實現(xiàn)碳的凈零排放。這是美國對凈零碳排放氣電廠的首次嘗試。我國的氣電產(chǎn)業(yè)也應當有這方面的思路，通過技術攻關，大膽嘗試，努力實現(xiàn)超低碳排放或凈零碳排放。

5 結束語

許多知名機構作出預測：未來幾十年，可再生能源（太陽能，風能，海洋能、水能，生物能，地熱能等）和天然氣將成為滿足全球能源需求增長的最主要的能源。它們具有低碳化、多元化、分散化、經(jīng)濟化、全球化、數(shù)值化的重要特征，將陸續(xù)占領能源市場，推進未來電力產(chǎn)業(yè)朝著更健康、更環(huán)保、更經(jīng)濟、更安全、更可持續(xù)發(fā)展的方向發(fā)展。氣電產(chǎn)業(yè)是順應綠色環(huán)保可持續(xù)能源發(fā)展的重要驅(qū)動力，它是本世紀唯一能夠得到持續(xù)發(fā)展應用的化石能發(fā)電。氣電發(fā)展有助于我國將天然氣逐步培育成為現(xiàn)代清潔能源體系的主體能源之一。氣電發(fā)展有利于推動我國高端工業(yè)裝備的制造水平和創(chuàng)新發(fā)展。氣電發(fā)展有利于我國能源結構調(diào)整和節(jié)能減排，實現(xiàn)“2030 年達到碳排峰，2060 年達到到碳中和”的宏偉目標。氣電發(fā)展有利于可再生能源發(fā)展和維護電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。氣電發(fā)展支持國家的能源戰(zhàn)略決策和安全體系構成。氣電發(fā)展，是推動可再生能源發(fā)展的安全衛(wèi)士，任重而道遠，但前途非常光明。