清潔煤電與燃氣發(fā)電環(huán)保性及經濟性比較研究*

王樹民 劉吉臻

(1.華北電力大學能源動力與機械工程學院，北京市昌平區(qū)，102206；2.神華集團有限責任公司，北京市東城區(qū)，100011)

★ 專題論壇——燃煤發(fā)電與燃氣發(fā)電比較 ★

清潔煤電與燃氣發(fā)電環(huán)保性及經濟性比較研究*

王樹民1，2劉吉臻1

(1.華北電力大學能源動力與機械工程學院，北京市昌平區(qū)，102206；2.神華集團有限責任公司，北京市東城區(qū)，100011)

以神華集團在京津冀區(qū)域的22臺近零排放改造燃煤機組和神華集團在北京、浙江區(qū)域的燃氣機組為對象，通過分析工程造價、檢修維護成本、售電完全成本等指標，系統(tǒng)研究了近零排放燃煤發(fā)電和燃氣發(fā)電的經濟性、環(huán)保性等問題。研究結果表明，達到燃氣發(fā)電大氣污染物排放濃度限值的清潔煤電，比燃氣發(fā)電售電完全成本低0.29～0.47元/kWh。在當前和今后一個時期，大力推進燃煤發(fā)電機組近零排放改造，實現(xiàn)煤炭的清潔高效利用，是中國推動能源供給革命的重要實踐，也是實現(xiàn)煤炭工業(yè)可持續(xù)發(fā)展的重要保證。

清潔煤電 近零排放 燃氣發(fā)電 環(huán)保性比較 經濟性比較

1 引言

能源是人類賴以生存和發(fā)展的重要物質基礎，能源的合理開發(fā)利用對世界經濟和人類社會發(fā)展具有重大意義。當前，世界各國在能源開發(fā)利用中，都會選擇適合國情的、科學合理的能源消費結構和能源利用方式。從世界一次能源消費結構來看，2015年煤炭占比29.2%，石油占比32.9%，天然氣占比23.8%。而中國2015年的一次能源消費結構中，煤炭占比63.7%，石油占比18.6%，天然氣占比5.9%?？梢?，在當今世界范圍內，煤炭和石油仍是一次能源的消費主體。從進口依存度來看，如表1所示，中國2015年煤炭進口量僅為消費量的5%，遠低于石油60%和天然氣32%的進口比例，在今后一個時期，煤炭都將是我國能源安全的可靠保障。

表1 2015年中國主要一次能源儲量及進口依存度統(tǒng)計

注：開采成本低于130美元/kg的鈾資源量

目前全球40%左右的電力依靠燃煤提供，化石燃料的高比例使用是大氣污染的重要原因。在世界范圍內所有的污染源中，發(fā)電排放了全球1/3左右的SO2、14%的NOx和5%的細顆粒物(PM2.5)。其中，燃煤發(fā)電貢獻了主要的部分，包括其中3/4的SO2排放、70%的NOx排放和90%以上的PM2.5排放。由于環(huán)保意識的增強，各國建立了嚴格的燃煤發(fā)電排放標準，采用了有效的污染物控制技術，SO2、NOx和PM2.5分別下降了55%、34%和32%。在中國，傳統(tǒng)煤煙型污染尚未得到有效控制的情況下，以臭氧、PM2.5和酸雨為特征的區(qū)域性復合型大氣污染日益突出，區(qū)域內空氣重污染現(xiàn)象大范圍同時出現(xiàn)的頻次日益增多，嚴重制約社會經濟的可持續(xù)發(fā)展，威脅人民群眾身體健康。

2015年中國煤炭消費量39.64億t，占能源消費總量的64%，其中電煤消費量18.39億t，占煤炭消費量的46%。中國已經成為世界上燃煤發(fā)電應用技術最為先進的國家，在燃煤發(fā)電技術、裝備制造、材料科學及設計、工程和環(huán)保投入等方面都取得了長足的進步。然而，中國的發(fā)電集團由于其傳統(tǒng)的思維方式，滿足于電力行業(yè)相對于其他行業(yè)對中國經濟社會發(fā)展作出的貢獻，滿足于《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)中對燃煤發(fā)電大氣污染物排放濃度限值的規(guī)定要求，對于煤電通過環(huán)保升級技術改造，進一步減少大氣污染物排放濃度普遍持觀望甚至是抵觸的態(tài)度。自2013年以來，以神華集團為代表的中央企業(yè)開展了煤電近零排放或超低排放的技術研究和創(chuàng)新實踐，通過對煤電大氣污染物進行深度治理，使得燃煤發(fā)電已經能夠達到燃氣發(fā)電大氣污染物排放濃度限值的近零排放標準，很大程度上補齊了環(huán)保方面的短板，推進了中國能源供給側結構性改革的步伐。

本文所指的清潔煤電就是達到中國GB13223-2011中規(guī)定的燃氣輪機組發(fā)電大氣污染物排放濃度限值(煙塵5 mg/m3、二氧化硫35 mg/m3、氮氧化物50 mg/m3)的近零排放煤電。燃氣發(fā)電就是指燃氣輪機發(fā)電機組通過燃燒天然氣進行發(fā)電。在神華集團提出煤電近零排放企業(yè)標準、技術路線及創(chuàng)新實踐時，社會上出現(xiàn)了很多相關的討論甚至是質疑和抵觸，其核心問題聚焦于煤電近零排放的環(huán)保性、經濟性。本文將以神華集團為例，對清潔煤電和燃氣發(fā)電進行系統(tǒng)地對比分析，對清潔煤電的綜合效益給出參考。

2 清潔煤電與燃氣發(fā)電環(huán)保性對比分析

2015年末，中國6000 kW及以上電廠裝機容量達到15.1億kW，比“十一五”末的9.7億kW增加了5.4億kW。神華集團截至2016年6月底，燃煤發(fā)電裝機容量達到7078萬kW，占神華集團電力總裝機的89%。本部分從對燃煤發(fā)電近零排放的企業(yè)標準、技術路線、創(chuàng)新實踐、環(huán)境效果等方面著手，系統(tǒng)論證中國實施煤電近零排放的科學性和必要性，并將清潔煤電與燃氣發(fā)電的環(huán)保性進行對比分析。

2.1 燃煤發(fā)電近零排放的企業(yè)標準

1973年，中國頒布了《工業(yè)“三廢”排放試行標準》(GBJ4-73)，首次以國家標準的方式對火電廠大氣污染物排放提出限值要求，1991年、1996年、2003年、2011年相繼對標準進行了修訂，目前正在執(zhí)行的是環(huán)境保護部和國家質量監(jiān)督檢驗檢疫總局2011年修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)，其中規(guī)定燃氣輪機組大氣污染物排放濃度限值是煙塵5 mg/m3、二氧化硫35 mg/m3、氮氧化物50 mg/m3，而燃煤機組在中國重點地區(qū)特別排放限值是煙塵20 mg/m3、二氧化硫50 mg/m3、氮氧化物100 mg/m3。神華集團2013年提出的燃煤發(fā)電機組近零排放標準，就是按照GB13223-2011中規(guī)定的燃氣輪機組大氣污染物排放濃度限值而設定。而超低排放目標是來源于2015年環(huán)境保護部、國家發(fā)改委、國家能源局出臺的《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》(環(huán)發(fā)〔2015〕164號)，其中規(guī)定超低排放的目標是煙塵10 mg/m3、二氧化硫35 mg/m3、氮氧化物50 mg/m3。

中國燃煤電廠大氣污染物中的煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度限值均低于美國、歐盟、德國和日本等國家，這是中國在當前的發(fā)展階段下，考慮資源稟賦和環(huán)境約束，尤其是解決中國霧霾問題上的必然抉擇和重要舉措。神華集團在煤電大氣污染物滿足國家達標排放要求的基礎上，進一步提出了煤電達到天然氣發(fā)電大氣污染物排放濃度限值的近零排放企業(yè)標準，并進行了富有成效的創(chuàng)新實踐，最終使得煤電清潔如氣電，引領了中國煤電大氣污染物排放的新標準。中國與世界主要國家和地區(qū)新建大型燃煤電廠大氣污染物排放濃度限值比較情況見表2。

表2 中國與世界主要國家和地區(qū)新建大型燃煤電廠大氣污染物排放濃度限值比較

2.2 燃煤發(fā)電近零排放的技術路線

根據大氣污染物近零排放的目標要求，神華集團組織電力設計院、電科院和神華國華電力研究院等單位，經過近1年的研究，于2013年5月創(chuàng)新提出了近零排放總體技術路線，如圖1所示。

圖1 神華集團燃煤電廠大氣污染物近零排放技術路線

圖1是神華集團燃煤電廠大氣污染物近零排放典型技術路線，即采用低溫省煤器技術降低煙塵比電阻和煙氣體積流量以提高靜電除塵器除塵效率，安裝高效濕法脫硫裝置(脫硫效率99.9%)、濕式電除塵器(除塵效率98%～99%)和低氮燃燒技術+全負荷脫硝系統(tǒng)(脫硝效率不低于85%)，最大限度地降低燃煤電廠煙氣中煙塵、二氧化硫、氮氧化物和重金屬等的排放濃度。

在圖2中可以看到，神華集團燃煤電廠大氣污染物近零排放典型技術路線中，在大氣污染物脫除設備的入口處和煙囪的出口處，煙塵排放濃度從8000 mg/m3降至5 mg/m3，二氧化硫排放濃度從1065 mg/m3降至26 mg/m3，氮氧化物排放濃度從200 mg/m3降至30 mg/m3，實現(xiàn)了煤電大氣污染物幾近于零的排放。與燃煤機組相比，燃氣輪機組環(huán)保排放指標好，在不安裝除塵、脫硫、脫硝裝置情況下，煙塵、二氧化硫排放基本可以忽略不計，氮氧化物可控制在30 mg/m3以內。煤電通過近零排放改造，也能夠達到燃氣輪機組大氣污染物排放濃度限值，清潔煤電可以像天然氣發(fā)電一樣清潔。

2.3 燃煤發(fā)電近零排放的創(chuàng)新實踐

神華集團京津冀區(qū)域燃煤電廠從環(huán)保達標排放到近零排放的改造工作歷時3年，總投資23.5億元。截至2016年3月20日，完成了京津冀區(qū)域全部22臺、總裝機978萬kW容量機組的近零排放改造。改造后環(huán)保設施運行情況良好，大氣污染物排放指標穩(wěn)定。

根據國家或地方政府環(huán)境監(jiān)測機構的現(xiàn)場取樣測試結果顯示，22臺燃煤機組改造后的平均煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別為2.25 mg/m3(最大值5 mg/m3～最小值0.23 mg/m3)、9.6 mg/m3(最大值24 mg/m3～最小值未檢出)、23.8 mg/m3(最大值36.77 mg/m3～最小值3 mg/m3)，特別是三河電廠4號機組改造后，經中國環(huán)境監(jiān)測總站的現(xiàn)場取樣測試，煙塵排放濃度達到0.23 mg/m3。

2.4 燃煤發(fā)電近零排放的環(huán)境效果

以2014年中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計數據為例，中國煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放總量為5793.2萬t，其中，發(fā)電排放量為1338萬t，如果2014年8.3億kW的燃煤機組全部實現(xiàn)近零排放，則2014年中國發(fā)電的煙塵、二氧化硫、氮氧化物減排比例將達到89.7%。2014年煤電近零排放的環(huán)境效果見表3。

如果2013年京津冀區(qū)域燃煤機組全部實現(xiàn)近零排放，則其煤電的煙塵、二氧化硫、氮氧化物的減排比例將達到92.8%。2013年京津冀區(qū)域煤電近零排放的環(huán)境效果見表4。

圖2 神華集團燃煤電廠大氣污染物近零排放典型技術路線指標示意

排放物全國排放/萬t發(fā)電排放/萬t煤電近零排放/萬t煤電近零排放發(fā)電減排比例/%煤電近零排放全國減排比例/%煙塵1740.8987.792.25.2二氧化硫1974.462053.691.328.7氮氧化物207862076.687.626.2合計5793.21338137.989.720.7

表4 2013年京津冀區(qū)域煤電近零排放的環(huán)境效果

從人類社會發(fā)展對能源的需求來看，煤炭的清潔高效利用、煤電的清潔高效發(fā)展是世界歷史的潮流和能源發(fā)展的必然。在中國，煤電近零排放是電力企業(yè)面對國情的戰(zhàn)略選擇，也是對社會負責任的具體體現(xiàn)。通過煤電近零排放的創(chuàng)新實踐，讓社會意識到只要利用方式正確，煤炭和煤電都是清潔、高效、經濟的一次能源。

2.5 清潔煤電與燃氣發(fā)電的排放對比

神華集團目前運營兩座燃氣電廠，其中神華北京燃氣熱電廠的95萬kW“二拖一”燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)供熱發(fā)電機組工程，總投資約38億元，2015年8月7日投入商業(yè)運營。神華浙江余姚燃氣電廠的78萬kW“二拖一”多軸聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電機組工程，總投資約22.12億元，于2007年8月5日投入商業(yè)運營。

以神華北京燃氣和浙江燃氣機組為例，在其實際運行過程中，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度要大幅低于國家燃氣輪機組大氣污染物排放濃度限值。而通過燃煤機組近零排放改造，神華集團京津冀區(qū)域全部22臺燃煤機組的平均煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度也僅為國家燃氣輪機組大氣污染物排放濃度限值的一半左右?？梢姡弘娡ㄟ^近零排放改造，補齊了在煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放方面的短板。國家燃氣輪機組排放濃度限值及神華集團典型機組2015年大氣污染物排放濃度統(tǒng)計情況見表5。

表5 國家燃氣輪機組排放濃度限值及神華集團典型機組2015年大氣污染物排放濃度統(tǒng)計表 mg·m-3

2015年底中國煤電裝機8.8億kW，根據國家能源局、環(huán)境保護部《關于印發(fā)2016年各省(區(qū)、市)煤電超低排放和節(jié)能改造目標任務的通知》(國能電力〔2016〕184號)，截至2015年底有13988萬kW煤電完成近零排放(超低排放)改造。以神華集團京津冀區(qū)域22臺、合計978萬kW燃煤機組近零排放改造的平均投資260元/ kW來計算，如果中國剩余的7.4億kW燃煤機組全部完成近零排放(超低排放)改造，需要投資1924億元左右，必將促進電力裝備制造富余產能的利用、環(huán)保產業(yè)的進步和經濟社會的發(fā)展。

3 清潔煤電與燃氣發(fā)電經濟性對比

在清潔煤電與燃氣發(fā)電的討論中，包括初投資和運行費用在內的經濟性問題，是討論的焦點問題之一。其中的初投資包括土地、土建、設備及安裝等，運行成本主要包括燃料成本、人工成本及檢修維護費用等，最終體現(xiàn)在售電完全成本的差別上。

3.1 清潔煤電工程造價高于燃氣發(fā)電

中國2015年60萬kW等級及以上煤電機組參考動態(tài)投資在3500元/kW左右，而30萬kW等級燃氣輪機組參考動態(tài)投資在3000元/ kW左右。由于燃氣機組建設周期約為同容量燃煤機組的70%、占地面積僅為燃煤機組的40%、人員配置不到常規(guī)燃煤機組的20%等因素，燃煤機組的單位工程造價要高于燃氣機組。

神華北京燃氣熱電廠的工程造價3532元/kW、浙江余姚燃氣電廠的工程造價2836元/ kW。而神華集團京津冀區(qū)域22臺燃煤機組受投產時間等因素影響，工程造價平均為3955元/ kW，其中包含近零排放改造投入260元/ kW。神華集團京津冀區(qū)域近零排放燃煤機組平均造價，較北京燃氣熱電廠和浙江余姚燃氣電廠分別高出423元/kW和1119元/kW。神華燃氣電廠實際投資情況見表6。

表6 神華燃氣電廠實際投資情況

3.2 清潔煤電檢修維護成本低于燃氣發(fā)電

目前，中國的燃煤機組在設計、設備制造、工程建設、發(fā)電技術和檢修維護等方面均比較成熟，而在燃氣輪機研發(fā)上起步較晚。2001年，國家發(fā)改委發(fā)布《燃氣輪機產業(yè)發(fā)展和技術引進工作實施意見》，決定以市場換取技術的方式進行技術引進，通過上海汽輪機廠、哈爾濱汽輪機廠、東方汽輪機廠和外企合作燃氣輪機生產及聯(lián)合循環(huán)技術。目前，中國在燃氣機組的整機設計、熱部件材料制造及冷卻和隔熱涂層等關鍵技術方面的技術壁壘仍未突破，燃氣發(fā)電機組燃燒器和透平葉片等熱通道部件還完全依靠進口，整體裝備制造水平有待提升。目前神華集團京津冀區(qū)域燃煤發(fā)電機組的檢修費用平均65元/kW左右。而燃氣發(fā)電機組由于設備維護、整機檢修依靠原廠商，燃氣發(fā)電機組動葉、靜葉、燃燒器等主要部件發(fā)生故障需返廠檢修，備件和維修費用昂貴，使得神華北京燃氣熱電廠、浙江余姚燃氣電廠每年檢修費用在89元/kW和84.41元/kW左右。

3.3 清潔煤電售電完全成本低于燃氣發(fā)電

神華集團2015年京津冀區(qū)域燃煤電廠平均售電完全成本為0.24元/kWh，神華北京燃氣熱電廠、浙江余姚燃氣電廠售電完全成本為0.53元/kWh、0.71元/kWh，燃煤發(fā)電售電完全成本僅為燃氣發(fā)電的45%和33%。其中的燃料成本方面，京津冀區(qū)域天然氣平均價格為2.7元/m3，北京地區(qū)為2.51元/m3，浙江區(qū)域為2.993元/m3。按照低位發(fā)熱量35 MJ/m3計算，京津冀、北京和浙江每29.26 MJ天然氣價格分別為2.26元、2.1元和2.5元，而29.26 MJ的電煤價格僅為0.45元左右，同樣熱值的天然氣價格是煤炭價格的5倍左右。2015年神華集團京津冀區(qū)域燃煤發(fā)電的燃料成本為0.16元/kWh，僅為神華北京燃氣熱電廠、浙江余姚燃氣電廠燃料成本的38%和30%。2015年，全球煤炭價格已連續(xù)第4年下跌，所有地區(qū)的天然氣價格均下跌，其中北美地區(qū)跌幅最大。在一次能源中，天然氣是熱量高、污染小的高品質清潔能源，盡管從目前的燃料價格水平來看，燃煤發(fā)電具有明顯的成本優(yōu)勢，但目前天然氣價格呈下行趨勢，如果在未來工業(yè)用天然氣價格降至1元/m3，煤炭價格維持現(xiàn)有水平不變，則燃煤與燃氣發(fā)電的燃料成本基本持平。

3.4 清潔煤電銷售電價低于燃氣發(fā)電

2015年，京津冀區(qū)域燃煤機組標桿電價平均為0.354元/kWh(含稅)，其中包含國家發(fā)改委和環(huán)境保護部《燃煤發(fā)電機組環(huán)保電價及環(huán)保設施運行監(jiān)管辦法》(發(fā)改價格〔2014〕536號)規(guī)定，給予除塵、脫硫、脫硝電廠的電價加價2.7分/kWh。

按照國家發(fā)改委、環(huán)境保護部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》(發(fā)改價格〔2015〕2835號)，2016年1月1日前已經并網運行的現(xiàn)役機組，統(tǒng)購上網電量加價1分/kWh(含稅)。截至2016年9月底，神華集團京津冀區(qū)域已有17臺機組落實了超低排放電價，即使22臺燃煤機組超低排放電價全部落實到位，其平均銷售電價也僅為0.365元/kWh。神華集團京津冀區(qū)域22臺燃煤機組電價的構成和落實情況見表7。

北京市燃氣發(fā)電機組執(zhí)行單一制電價，北京市燃氣公司統(tǒng)買統(tǒng)賣天然氣，由于北京市政府額外補貼電價0.03元/kWh左右。神華北京燃氣熱電廠核準時，國家發(fā)改委核定電價為0.8485元/kWh(含稅)，由于2015年11月20日起北京市天然氣售價由3.22元/m3下調至2.51元/ m3，按照北京市財政局通知的調價原則計算，神華北京燃氣熱電廠2015年11月20日后電價調整為0.7046元/kWh，根據調整前后電價水平綜合計算，其2015年平均電價為0.78元/kWh。神華北京燃氣熱電廠2015年電價情況見表8。

浙江省物價局2015年相繼下發(fā)了《關于我省天然氣發(fā)電機組試行兩部制電價的通知》(浙價資〔2015〕135號)和《關于調整燃氣發(fā)電機組上網電價的通知》(浙價資〔2015〕240號)。根據浙江省電價政策，余姚燃氣電廠2015年平均電價為0.8153元/kWh。神華集團京津冀區(qū)域近零排放燃煤電廠較北京燃氣熱電廠、浙江余姚燃氣電廠銷售電價分別低0.415元/kWh和0.45元/kWh。神華浙江余姚燃氣電廠2015年電價情況見表9。

表7 神華集團京津冀區(qū)域近零排放燃煤機組電價情況

注：上網電價中包含除塵電價0.2分/kWh、脫硫電價1.5分/kWh、脫硝電價1分/kWh

總之，綜合考慮燃煤發(fā)電與燃氣發(fā)電在工程造價、檢修費用、售電成本、銷售電價等方面的差異，達到近零排放標準的清潔煤電，在經濟性要優(yōu)于燃氣發(fā)電，神華集團京津冀區(qū)域近零排放燃煤發(fā)電與燃氣發(fā)電綜合對比情況見表10。

表8 神華北京燃氣熱電廠2015年電價情況

注：神華北京燃氣熱電廠目前執(zhí)行0.47元/kWh的臨時結算電價，而北京市電網結算的燃氣標桿電價為0.65元/kWh

表9 神華浙江余姚燃氣電廠2015年電價情況

備注：將余姚燃氣電廠容量電價360元/千瓦·年，根據余姚燃氣電廠2015年全年上網電量情況折算成每千瓦時的容量電價

表10 神華集團京津冀區(qū)域近零排放燃煤發(fā)電與燃氣發(fā)電綜合對比表

4 清潔煤電與燃氣發(fā)電社會成本對比

從中國目前的發(fā)電機組運營情況來看，燃煤電廠沒有地方的財政補貼，而燃氣發(fā)電廠要維持生存和正常的生產運營，需要政府提供大量的財政補貼，支付較高的社會成本。

以北京市9家燃氣電廠為例，在2015年，如果按照北京市燃氣發(fā)電平均價格為0.78元/kWh測算，北京市政府需要在北京市燃氣標桿電價0.65元/kWh的基礎上補貼0.13元/kWh，以9家燃氣電廠2015年全年累計上網電量310.6億kWh計算，2015年需要北京市政府支付財政補貼近37億元。北京市主要燃氣電廠財政補貼額度預測見表11。

中國天然氣資源匱乏，燃氣電廠的運行受限于燃氣的供應。此外，中國大部分燃氣電廠實行的是臨時上網電價，各電廠的上網電價實行“一事一議”、“一廠一價”的方式，高氣價決定了高電價，由于燃氣發(fā)電機組上網電價沒有建立統(tǒng)一、規(guī)范的疏導機制，各省價格政策差異較大。由于中國多數省市缺乏上網電價與氣價之間的聯(lián)動調整機制，天然氣價改后，電廠的高額成本難以通過上網電價進行分攤，經濟性進一步下降，也遏制了企業(yè)投資積極性。

以浙江余姚燃氣電廠為例，實際動態(tài)投資22.12億元，2007年投產以來累計實現(xiàn)利潤總額僅為4964萬元。余姚燃氣電廠執(zhí)行“兩部制”電價政策后，考慮現(xiàn)行電、氣價政策(電量電價520元/MWh，氣價2.31元/m3)，在年容量收入24233萬元的情況下，盈虧平衡點電量需達到31.6億kWh以上，折合發(fā)電利用小時4051 h。從目前情況看，余姚燃氣電廠年發(fā)電利用小時僅為2000 h左右，年平均單位固定成本221.28元/MWh，單位燃料成本415.17元/MWh。按照年發(fā)電利用小時2000 h進行測算，未來年度要實現(xiàn)盈虧平衡，含稅電量電價需達到744.65元/MWh以上，需要在目前520元 /MWh的基礎上再增加224.65元/MWh。從當前和今后一個時期的國家政策導向、經濟發(fā)展形勢和市場需求情況來看，在發(fā)電利用小時和電量電價兩個方面都無法達到余姚燃氣電廠盈虧平衡點的水平。盡管余姚電廠在建設初期就預留了二期擴建場地，但由于一期項目缺乏經濟性，所以二期擴建項目一直都沒有啟動。

當前，燃煤發(fā)電是中國經濟、環(huán)保的發(fā)電方式，與氣電、風電、光電等其他發(fā)電方式相比，增加清潔煤電的消納，有利于降低全社會的用電成本，增強企業(yè)的活力。根據中電聯(lián)統(tǒng)計數據顯示，中國2015年底天然氣發(fā)電裝機容量6637萬kW、天然氣發(fā)電量1658億kWh。如果按照煤電電價0.35元/kWh、氣電電價0.7元/kWh來計算，2015年全社會氣電用電量1658億kWh，與等量的煤電用電量相比，需要包括政府和企業(yè)在內的全社會多支付580億元的用電成本。中國不同類型發(fā)電方式的電價水平統(tǒng)計情況見表12。

表11 北京市主要燃氣電廠財政補貼額度預測

注：由于神華北京燃氣熱電廠目前執(zhí)行0.47元/kWh的電網臨時結算電價，尚未獲得北京市0.65元/kWh的燃氣標桿電價，因此2015年的補貼電價暫為0.31元/kWh，2016年的補貼電價按照0.21元/kWh測算

表12 中國不同類型發(fā)電方式的電價水平統(tǒng)計

5 今后能源發(fā)展的影響分析

針對今后能源的發(fā)展，國際能源署發(fā)布的《能源和空氣污染》(Energy and Air Pollution)報告對比了兩種情景。其中新政策情景(New Policies Scenario)延續(xù)現(xiàn)有能源、污染物控制計劃及政策；清潔空氣情景(Clean Air Scenario)采用一些能夠顯著降低污染物排放的措施。新政策情景中，盡管全球能源需求增長，到2040年，與能源相關的污染物排放是下降的。相比2015年，PM2.5、SO2和NOx分別下降了7%、20%和10%。清潔空氣情景中，在2020年前煤炭會達到利用峰值，天然氣是唯一的需求增長的化石燃料。2040年，全球PM2.5將下降3/4，SO2和NOx低于新政策情景的50%。煤炭達到峰值的現(xiàn)實會導致煤炭企業(yè)的產能調整及價格變動。前面的分析表明，燃氣輪機電站的運行費用高及穩(wěn)定性差主要受制于天然氣源的限制。中國具有豐富的頁巖氣資源，如果今后能夠大規(guī)模開采和利用及具有較好的價格優(yōu)勢，對于燃氣輪機電站的運行具有很大的提升。另一方面，中國將啟動實施飛機發(fā)動機和燃氣輪機重大專項，預計“十三五”期間將投入上千億資金，一旦在核心技術上取得突破，長期制約中國燃氣輪機發(fā)展的瓶頸被打破，中國的燃氣輪機發(fā)電行業(yè)必將迎來新一輪發(fā)展高潮和廣闊空間，燃氣輪機的單位造價也會相應降低?？傊?，燃煤發(fā)電和燃氣發(fā)電均有經濟性提升的空間。

6 結論及建議

(1)中國作為全球第一大能源生產國和消費國，“十三五”期間在全面建成小康社會的偉大征程中，迫切需要安全有保障的、利用清潔化的、百姓用得起的能源。在中國當前的資源稟賦和價格水平下，與燃氣發(fā)電相比，清潔煤電在經濟性和可靠性上具有明顯優(yōu)勢。

(2)煤電通過近零排放改造，能夠補齊環(huán)保方面的短板，達到燃氣輪機組大氣污染物排放濃度限值，實現(xiàn)清潔化。如果燃煤機組全部實現(xiàn)近零排放，則2014年中國發(fā)電的煙塵、二氧化硫、氮氧化物減排量為1200萬t，發(fā)電減排比例達到89.7%，中國總體的煙塵、二氧化硫、氮氧化物減排比例達到20.7%，清潔煤電對中國霧霾治理具有著重要的意義。

(3)中國每年有7～8億t散燒煤，從工業(yè)小鍋爐散燒煤來看，其在用鍋爐的大氣污染物排放濃度限值是燃煤電站鍋爐近零排放標準的10倍左右，如果實現(xiàn)清潔煤電替代散燒煤，將大大緩解煤炭使用對環(huán)境造成的不利影響，走出一條煤炭清潔高效利用之路。

(4)受全球經濟發(fā)展緩慢等因素影響，導致天然氣價格下行壓力較大，如果未來工業(yè)用天然氣價格降至1元/m3，煤炭價格維持現(xiàn)有水平不變，則清潔煤電與燃氣發(fā)電的燃料成本將基本持平，屆時，燃氣發(fā)電的經濟性將大幅提升。

(5)由于燃氣發(fā)電在污染物排放，尤其是在二氧化碳溫室氣體排放方面的天然優(yōu)勢，當前在繼續(xù)推進清潔煤電發(fā)展的同時，可以綜合考慮中國不同地區(qū)的環(huán)境容量情況，在部分經濟有條件的地區(qū)建設一定規(guī)模的燃氣電廠。

(6)2015年中國煤炭消費39.64億t，其中電煤消費18.39億t，占煤炭消費量的46%，發(fā)電用煤是煤炭消費的重要渠道。在當前和今后一個時期，大力發(fā)展安全有保障的、利用清潔化的、百姓用得起的清潔煤電，是中國煤炭工業(yè)可持續(xù)發(fā)展的重要舉措。

[1]BP.BP Statistical Review of World Energy.2016

[2]國土資源部.中國礦產資源報告2015.2015

[3]林衛(wèi)斌.能源數據簡明手冊2016.北京：經濟管理出版社，2016

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[10]樊慧，段兆芳，單衛(wèi)國.中國天然氣發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀及前景展望.中國能源，2015(2)

[11]史進淵，楊宇，陳健等.燃氣輪機發(fā)電機組可靠性評價指標的計算公式.熱力透平，2003(4)

[12]國家環(huán)?？偩?GB13271-2014鍋爐大氣污染物排放標準.北京：中國標準出版社，2014

(責任編輯 熊志軍)

Economic and environmental comparison of clean coal-fired power and gas turbine power

Wang Shumin1，2， Liu Jizhen1

(1.School of Energy, Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Changping, Beijing 102206, China；2.Shenhua Group Corporation Limited, Dongcheng, Beijing 100011, China)

Based on the typical near-zero emissions coal-fired units of Shenhua Group in the area of Beijing-Tianjin-Hebei and gas turbine units of Shenhua in the area Beijing and Zhejiang, the project cost, maintenance cost, electricity sale costs etc. Were analysis, and the economy and pollution of near-zero emissions coal-fired and gas-fired units were summarized. The results show that clean coal-fired power can reach the limit of gas turbine emissions and its reliability have good performance. Compared with the gas turbine power, the electricity sale costs of clean coal-fired power is lower 0.29 ～ 0.47 Yuan(RMB)/kWh.The current and future a period, innovative practice of near-zero emissions for coal-fired power plants, will be strongly support energy supply revolution of China, and will be the guarantee of the sustainable development of coal industry.

clean coal-fired power， near-zero emission， gas turbine power， environmental comparison, economic comparison

國家科技支撐計劃(2015BAA05B02)

TD-9

A

王樹民(1962-)，男，教授級高級工程師，中國神華能源股份有限公司副總裁，主要從事電力生產技術管理和燃煤電站污染物控制技術及應用研究。

劉吉臻(1951-)，男，中國工程院院士，博士，教授，博士生導師，華北電力大學校長，第十二屆全國政協(xié)委員，新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室主任，國家基礎研究發(fā)展計劃首席科學家。