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气代煤”是能源结构转型升级必由之路

发布时间:2015-11-26 来源:中国石油报 浏览:703次

以天然气代替煤炭(“气代煤”)是促进我国能源结构向低碳、清洁、高效转型升级的重要途径。应抓住天然气市场改革的历史时机,完善相关价格机制,加大环保政策落实力度,支持燃机制造业攻坚克难,推动我国“气代煤”稳步前行。

以天然气代替煤炭(“气代煤”)是促进我国能源结构向低碳、清洁、高效转型升级的重要途径,其中散烧煤炭及小型煤电应优先替代。尽管当前“气代煤”仍受经济性困扰,但未来气煤比价仍有下行空间。根据测算,“十三五”期间我国“气代煤”市场潜力超过1000亿立方米,应抓住天然气市场改革的历史时机,完善相关价格机制,加大环保政策落实力度,支持燃机制造业攻坚克难,推动我国“气代煤”稳步前行。

天然气替代煤炭是大气污染防治和应对气候变化的现实选择

我国是世界第一大煤炭生产和消费国。煤炭产量占世界总产量的47%,2014年煤炭消费量占中国一次能源消费结构的66%,远高于世界30%的平均水平。且我国煤炭消费结构较为分散。发电用煤占比约50%;工业、供热等领域直接燃烧用煤量超过20%,这部分煤炭主要作为工业燃料、生活散烧使用,集中程度低,难于系统治理,污染物排放系数远远高于燃煤电厂。据统计,当前我国散烧燃煤用量约9亿至10亿吨,严重影响生态环境。同时,煤电机组中相当部分比例为小型机组,这些机组的发电效率、能耗和污染物排放等方面仍具有相当的改造空间。现阶段,可再生能源和新能源还难以担纲,而天然气清洁、便利、高效且供应充裕,“气代煤”成为我国能源结构转型的必然之选。

结合我国的煤炭利用结构,“气代煤”的主要方向应集中于工业领域的燃煤锅炉、窑炉及居民采暖锅炉等,发电领域代替煤炭近期主要包括小型燃煤电厂,未来在燃气机组国产化取得突破后将有机会进入规模替代的阶段。在电力供应有缺口或制造业较为密集的地区,可以通过燃气热电联产方式为其集中供热,同时满足区域电力需求。在电力供应较为充足的地区,可以通过燃气锅炉为主、辅以燃气热电联产的方式替代燃煤锅炉及小型煤电厂,以满足热电需求。从地域分布上看,我国煤炭消费强度最高的省市上海、天津、山东、江苏、浙江等都集中于东部沿海地区,与其环境污染程度高度相关,这些地区经济承受能力相对较强,是“气代煤”的重点市场。

天然气清洁高效优势突出,但经济性明显不足

无论是在发电还是其他工业领域,天然气较煤炭的利用转换效率均高出10%以上,天然气分布式能源的综合利用效率甚至可达70%。根据2014年国家新修订的《锅炉大气污染物排放标准》,新建燃气锅炉在颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物四项指标的排放限值较新建燃煤锅炉分别低60%、83%、33%及100%。从实测数据上看,即便与“超低排放”的燃煤机组相比,燃气电厂的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物排放也明显较低,碳排放更是低55%左右。此外,燃气发电还具有启停速度快、调度灵活、建设周期短、占地面积小等优势,且较其他新能源单机容量大、运行安全稳定,可作为重要用电负荷中心支点。

经济性是制约我国天然气发电行业的关键瓶颈。以沿海地区为例,按照当前非居民气门站价格计算,气电的燃料成本超过0.7元/千瓦时,远高于水电、煤电、核电的上网电价,仅略低于太阳能光伏发电和生物质发电,使得电网接纳气电的意愿较差,设备利用率严重偏低。除了燃料成本外,燃机装备购置和养护成本居高不下也是导致气电缺乏竞争力的重要因素。目前我国尚不完全掌握燃机核心技术,整机检修维护、改造升级、部件更换等均依赖原厂商,缺乏回旋余地,燃气电厂主要依托制造厂家服务协议模式管理设备,费用高昂。

在制造业领域的煤炭替代方面,尽管燃煤锅炉的燃料成本远低于使用天然气,但如果考虑使用天然气带来的设备等的固定资产投资、占地面积、水电耗材及管理、人工成本和排污费用等方面的节约,燃气锅炉的综合成本与燃煤锅炉十分接近,而减排效果不可同日而语,且由于天然气燃烧的高效和稳定,使其产品质量提高的效果十分明显。以浙江某印染企业燃煤锅炉改造为例,天然气和煤炭等热值比价为3∶1,改造后燃气锅炉综合运行成本仅为燃煤锅炉的1.2倍。未来随着我国天然气价格机制改革深化,气煤比价仍有下行空间,工业用气的综合成本甚至有望与煤炭持平。

我国“气代煤”发展空间广阔,亟须政策支持

中国石油经济技术研究院对我国“气代煤”空间进行了预测,主要是对沿海地区10吨/小时及以下燃煤锅炉和30万千瓦以下燃煤机组,以全国不同地区(沿海和内陆地区、能源输出和输入省份)按10%至50%的比例用天然气进行部分替代,在相关配套政策的支持下,“十三五”期间我国“气代煤”需天然气约1100亿立方米;其中工业领域替代需求量最大,超过500亿立方米,发电领域替代需求约400亿立方米,供热领域替代需求近200亿立方米。2020年至2025年替代潜力近1600亿立方米。截至2014年,我国天然气发电装机容量为5567万千瓦,仅占全国总装机容量的4%,发电量占比不足2%,远低于20%左右的世界平均水平。此外,当前我国煤电装机中20万千瓦及以下煤电占比达到20%,应由更加清洁的电源或者大型燃煤电厂予以替代,气电装机仍有很大的发展空间。散烧煤方面,我国燃煤工业锅炉基量大,在用锅炉总数超过50万台,10吨/小时及以下燃煤锅炉数量占比超过70%,而小型燃煤锅炉的拆除、置换一直是国家及地方环保政策的重点整治方向。《国家大气污染防治行动计划》明确提出要逐步淘汰小燃煤锅炉,加快京津冀区域城市建成区、长三角城市群、珠三角区域等重点区域现有工业企业燃煤设施天然气替代步伐,到2017年,基本完成燃煤锅炉、工业窑炉、自备燃煤电站的天然气替代改造任务。从供应来看,根据国务院办公厅2014年年初转发发改委关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知,到2020年我国天然气供应能力达到4000亿立方米,力争达到4200亿立方米。因此,目前看,天然气供应是充足的。

虽然巨大的节能环保需求为“气代煤”发展描绘了宏伟蓝图,但目前仍面临电力与煤炭行业产能供应过剩、用气成本相对偏高等挑战,仍需政策方面的支持才能持续健康发展。

第一,深化天然气与电力市场改革,加强市场监管,合理制定输配环节费用,放开大用户直购,完善调峰价格机制,推动居民与非居民用气门站价格并轨,按照供应成本确定终端用户价格,建立电价、热价与气价的传导机制,同时继续推进天然气交易中心建设,建立真正反映市场供需的气价机制。

第二,制定更加严格的环保政策并督促各级政府执行到位,在大城市首先设立“无燃煤区”,原则上不再新建燃煤锅炉,研究征收碳税或环境税以体现不同能源的生态补偿成本。

第三,加快燃气轮机研发制造的国产化进程,力争在“十三五”期间取得重大突破,具备核心技术研发能力和关键部件生产能力,为“十四五”燃气机组加快替代燃煤机组创造条件。

第四,设立天然气储运基础设施建设基金,对天然气管道、储气库等网络设施建设给予投融资和税费见面等方面的政策支持。

第五,出台强制政策逐步淘汰小型燃煤机组,对电力企业新建电力装机要求配比一定比例燃气机组,提高并确保燃气发电最低利用小时数。

第六,做好煤炭行业专项升级疏导,并给予资源性城市特殊支持政策。

第七,鼓励天然气、电力企业加强纵向一体化发展协同合作,共同推动我国清洁能源持续健康发展。

(作者为中国石油经济技术研究院副院长)

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