7月29日上午，微霾中的北京，某能源咨询公司一场名为“煤炭是否在未来能源供应中占据一席之地”的论坛正在举行。而就在数天前，北京刚刚关停了一座大型燃煤电厂，替代燃气电厂同日投产运营，政府称未来还将关停多家燃煤电厂，力争两年后实现100%清洁发电。“减煤增气”，是北京寻求治理雾霾的重要突破口，这一本应获得掌声的举措却遭到了质疑，有些媒体和专家甚至指出，“煤改气”就是一条邪路。事实果真如此么?
不要急于给“煤改气”下定论
反对“煤改气”的理由是充足的：首先，中国富煤贫油少气。目前煤炭占一次能源消费的比重为67%，天然气仅为5%左右，而煤炭在我国化石能源储量中占比近95%，石油和天然气加起来仅占一个零头，舍煤求气不符合国情。其次，煤炭可以实现清洁高效利用，燃煤发电的环保性能甚至可以比燃气发电更好，上海外高桥第三发电厂就是典型。再者，“煤改气”经济性不好。目前国内燃气发电成本大约为燃煤发电的2-3倍，很多燃气电厂依靠补贴维持运营，德日等发达国家近期都出现燃煤发电对燃气发电的“反替代”现象，中国更应对“煤改气”敬而远之。
应该说,上述观点具有一定道理。纵观世界能源替代史，石油超越煤炭成为“能源皇帝”，确实是在替代能源价格较低的情况下完成的，1970年石油价格仅为1.8美元/桶，有人曾戏称“一杯石油比一杯咖啡还要便宜”。而天然气有“富贵气”之称，其大规模应用受制于社会发展水平、能源强度、产业结构、资源禀赋等，普及需要一个过程。尤其是目前国内电价尚未完全实现市场化，燃气发电盈利能力不佳，容易招致争议。
然而，当今世界能源转型的趋势是从高碳能源迈向低碳能源，用清洁天然气替代煤炭，是英美等西方国家战胜雾霾的重要手段，我国虽有“富煤少气”的国情，也不能逆历史潮流而行之吧?实际上，在油气资源日益全球化的今天，随着俄气、中亚气输入规模增大，以及海外大量LNG产能的建设，获取天然气资源并非难题，天然气“亚洲溢价”局面也有望缓和。此外，我国非常规气资源潜力不容小觑，有机构预计可能超过美国，如果能够以较低成本进行大规模开发，也会为“煤改气”带来有力支撑。
再者，天然气属于对政策高度敏感的行业，未来全球气候变化行动的任何“风吹草动”，以及国家环保政策的相应变化，都可能令“煤改气”局面改观。在未充分考虑全球环保趋势和政策变化的情况下，匆忙提出“煤改气是一条邪路”，好处是可以给行业盲目发展降温，却也可能对产业健康发展造成误导。
燃气发电仍将占一席之地
从世界范围来看，燃气发电是天然气利用的重要途径之一。据IEA统计，OECD国家发电、民商和工业用气比例约为37%、31%和22%。而从长期趋势看，全球一次能源用于发电的比重将越来越大，电力行业将成为所有一次能源竞争的大舞台。BP《2035年世界能源展望》揭示，2012年全球42%的一次能源用于发电(1965年仅30%)，预计到2035年这一比例将升至46%。
目前，美国天然气装机容量占总装机容量的比例为39%、日本为29%、英国为34%、韩国为27%，而我国仅在3%左右。在电力日益成为人类核心“二次能源”的背景下，很多一次能源将为谋求通往电力市场的“门票”而展开争夺。从全球很多国家的情况看，水电受制资源有限，核电政策前景不明，可再生能源发电尚处弱势，石油基本退出发电领域的竞争，煤电与气电往往成为两大关键角色，二者相互竞争，此消彼长。据称，美国很多电厂采用的是煤炭与天然气的双燃料装置，电厂可根据不同燃料价格的高低及时进行切换。
中国的发电市场则是煤炭“一头独大”(占比高达74%)，要想同美国、日本、欧洲一样，实现天然气对煤炭的大规模替代，甚至拥有“三分天下有其一”的位置，确实非常困难。但是天然气在未来电力发展中依然拥有一席之地。
天然气用途很多，但天然气发电地位是无法撼动的。从目前看，城市燃气是天然气优先考虑方向，但沿海一线城市燃气布局的“跑马圈地”已展开多年，增长潜力有限，正如一位专家所言，“再怎么用气也不能一天洗八回澡，吃八回饭吧”。同时，天然气在交通运输、工业用气等领域潜力很大，但市场开拓的难度也不小，存在较大的不确定性。天然气的特性是不易储存，上游气田开发往往要以下游市场落实为前提。在这种情况下，一座装机容量达百万千瓦的燃气电厂，每年可以消费天然气近10亿立方米，是非常稳定的天然气消费的来源。
其次，燃气联合循环机组具有运行灵活、启停迅速的优势，尤其在沿海经济发达地区，燃气电厂在夏季用电高峰期的调峰作用非常突出，其调峰职能将进一步得到发挥。近年来，相对富裕的东部沿海地区正在“领跑”电力结构多元化进程，沿海多个省份禁止新上燃煤电厂，发展燃气发电、核电和可再生能源成为必然选择。下一步，具有较大环境容量的西部地区会适度发展煤电，将西部丰裕的煤电和水电“东送”的局面将会长期存在。
燃气发电的“春天”何时到来?
对燃气发电行业来说，成本是始终无法摆脱的“魔咒”。客观说，目前燃气发电存在亏损问题，有气价较贵的原因，也有国内电力价格体制尚未市场化的原因。各种发电燃料并没有体现出包括资源稀缺、环境等外部性成本在内的真实成本，天然气发电的环境效应以及调峰效应的价值没有得到充分发挥。
目前，中国很多在运行的老旧燃煤发电厂环保设施缺乏，后期脱硫、脱销和除尘方面的技术改造费用和后期运行费用巨大，如果算上这笔费用，二者差距会大幅缩小。而我们还没有计算碳排放的潜在成本。燃煤电厂无论使用何种清洁方式发电，碳排放是不会减少的。2012年，美国约40%的CO2排放来自电力部门，燃煤电厂以约40%的发电量，却贡献了75%的碳排放。而燃气电厂的表现显然更优，每兆瓦时碳排放量只有燃煤电厂的40%左右。
随着全球低碳运动的深入发展，世界各国对碳排放的控制必将越来越严格。这其中，美国的趋势尤其值得关注。
今年6月2日，美国政府在历史上首次对现有发电厂的CO2排放进行限制，要求到2030年美国所有发电厂的碳排放量减少30%。新标准虽然仅适用于未来的新厂，将给现已运营的燃煤电厂几十年时间适应新标准，但对正在建设中的发电厂只给12个月的宽限期，建成开工后每兆瓦时CO2排放量不得超过1000磅(约合454千克)的水平(大致相当于一个现代天然气发电厂的排放水平)。考虑到目前美国燃煤电厂的碳排放量几乎达到1800磅/兆瓦时，新政策出台后，很多待建的燃煤电厂可能会面临搁浅。
众所周知，在全球气候变化行动中，美国政府此前的态度并不积极，他们此番举动可谓意义深远，或将加快推进全球气候变化的进程，也将对包括中国在内的发展中国家造成影响。有消息报道中国也正在研究碳排放上限问题。如果全球各国纷纷采取行动，未来各国对碳排放收费、推进碳交易必然是大势所趋，这对燃气发电是重大利好，对燃煤发电则是重大利空。
美国能源信息署在一份研究报告中曾经做过场景预测，在GHG10(温室气体排放10美元/吨)和GHG25(温室气体排放25美元/吨)场景下，到2025年电力部门CO2排放将分别减少16%和49%。如果GHG10场景加上国内具有充足的天然气保证，那么CO2排放将减少23%。假设2015年美国政府对碳排放收费，则天然气发电产能将得到快速增长。而无论在何种政策情景，天然气发电都比核能发电和可再生能源发电受益更大(见下图)。
目光回到中国，可以假设一个场景：如果有一天，中国政府也设置了严格的碳排放上限，在国内推行了碳排放收费政策，建立了全国性碳交易市场，如果再加上成功复制美国的“页岩气革命”，丰富的页岩气资源也被低价高效地开发出来，也许到了那一天，我们可以理直气壮地说，燃气发电的“春天”真的来了!现在的问题是，这一天何时才能到来?如何才能到来?
原标题：【市场】天然气发电的“春天”何时到来？
