近日，中国能源报发文“天然气发电的对错之争”，直接引用了中国工程院江亿院士的观点：“我国不应再发展天然气热电联产了，要尽快停止。”他的观点引起业界的一片哗然，如何看待这场争论，如何评判天然气热电联产，不仅直接关系到中国能源结构性转型和供给侧改革，也关系到中国应如何面对世界“百年之大变局”。
(来源：中能网 ID：China5e 作者：韩晓平)
梳理江亿院士反对天然气热电联产的主要观点，一是中国天然气对外依存度过高，担心能源安全；二是中国需要天然气调峰电站，不需要发展热电联产；三是天然气是稀缺资源，搞发电热电得不偿失；四是天然气替代煤炭，煤炭怎么办；五是天然气价格昂贵，用的越少越好。
就这些观点，一些业内专家有积极支持的，也有表示反对的。在文章中，江亿院士的观点得到工程院倪维斗院士、清华大学付林教授、中国电力企业联合会理事长刘振亚、中海油研究总院规划研究院综合规划资深工程师许江风的支持，他们都是我十分尊重的专家，实事求是地说这些观点反映了各自层面和角度看到的问题。持不同意见的有江苏省能源局气电及分布式能源工程研究中心秘书长刘志坦、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、中国城市燃气协会分布式能源专委会主任徐晓东等，他们针锋相对的观点也是有充足的数据支持和科学依据。
就他们争论的问题，我们认为应该从更高的视野和更多的视角来分析判断，从而得到一个尽可能完整和全面评判，支持未来的能源规划与决策。
关于天然气安全问题
文章引用了江亿院士的话：“去年我国已经超过日本成为世界第一大天然气进口国，对外依存度超过40%，如果再升高，能源安全就会产生问题”。这确实是一个实实在在的矛盾，2018年中国的天然气对外依存度实际上已经达到45.3%，今年上半年超过47%，而且还在快速增长，安全问题无法回避。
造成天然气依存度持续上升的主要原因是什么？是因为中国天然气资源不足，还是油气改革滞后？其实，中国的天然气资源还是非常丰富的，常规天然气资源量大约在56万亿方，根据自然资源部公布的数据，截至2017年，全国天然气剩余技术可采储量55220.96亿方。这就是说根据已经掌握的资源情况，按照目前的技术可以开采的资源量为5.5万亿方。英国石油公司（BP）有一个非常权威的全球能源统计年鉴，根据今年公布的数据，依据地质和工程技术评估的中国2018年合理可采储量为6.1万亿方，储采比37.6年。页岩革命让美国实现能源独立，天然气不仅自给自足，而且开始大规模出口，不过美国的储采比只有14.3年，2018年天然气产量8318亿方，可采储量11.9万亿方。
中国非常规天然气的资源潜力也非常巨大。中石化和中石油在四川盆地的页岩气开发都取得了突破性进展，我国是北美之外唯一掌握相关技术并实现商业开采的国家，目前已进入快速增长阶段。2017年中石油在四川长宁、威远、昭通三个地区投产210口井，产量30.6亿方；2018年投产330口井，产量56亿方，产能规模66亿方；预计2020年投产820口井，产量将达131亿方，产能150亿方。中石化2017年在涪陵就已完成了销量60亿方，产能100亿方的规模。涪陵页岩气田2020年的销售目标将达130亿方。从2014年9月开始，我国在不到4年的时间里，在四川盆地探明涪陵、威远、长宁、威荣4个整装页岩气田，累计新增探明地质储量突破万亿方，产能达135亿方，累计产气225.8亿方。依据资源评价，我国页岩气有利区的技术可采资源量21.8万亿方，目前探明率仅4.79%，资源潜力巨大。
中国天然气主要矛盾不是没有资源而是改革滞后。由于油气市场化改革严重滞后，导致投资不足、创新不足、活力不足。正是因为自身的资源开发不利，才造成对外依存大。如果因为目前的对外依存高，而不发展天然气应用，我们推进了油气市场化改革，也会因为缺乏市场规模而无法引入更多的资金和技术投入，会继续现在资源开发不出来的恶性循环。审视这些近年来成功的市场化改革，家电、手机、汽车，一开始全是外国产品，全是对外依存，随着市场的扩大，中国的企业逐步发展起来，国产品牌就主导了市场。过去，在技术局限下，天然气确实是一种较为稀缺的资源，是“巴黎香水”。但今天，随着勘探开发技术进步，天然气正在成为全球最丰富、很廉价、最优质的能源资源。美国的页岩革命已经使天然气的发电的成本远低于煤电，2017年美国燃煤火电上网电价相当于人民币0.41-0.97元/千瓦时，而天然气上网价格为0.28-0.53元/千瓦时。煤电的高位价格包含脱硫脱汞，而天然气不存在这些问题。我们一定要动态的看问题，不能因为天然气目前的安全压力和价格昂贵，就放弃了这种未来更具竞争力的清洁能源。
能源安全问题是一个相对的矛盾。因为对于能源供应安全问题的担心，我们就少用天然气，不进口或少进口天然气，这是一种线性思维。我们倡导“人类命运共同体”，推进“一带一路”建设，沿线国家无论是陆上还是海上，天然气是他们能够与中国贸易交换的主要资源。如果我们不进口这些资源，他们就没有资金购买中国商品，也没有资金偿还我们在当地建设基础设施的贷款，就会成为“债务陷阱”。如果大家都与中国没有了贸易往来，难道中国的安全就会更好吗？习近平总书记在谈到能源四个革命的同时，还提出了“全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全”，这就是找到了中国能源安全的钥匙。任何人妄图切断中国的能源供应就会危及各国的经济利益，就会遭到大家的共同抵制和反对。最近在美国制裁华为的问题上，大家就已经看到了这个趋势，没有几个国家会因为美国一部分人的偏执牺牲自己的利益，最终让美国的那些极端人士成了孤家寡人。
中国的能源安全要在全球大安全体系下构筑。我们既要保证能源安全，也要用中国的巨大能源市场构筑我们的地缘安全屏障，团结更多的国家。中国的能源安全必须坚持这样一个境界，包括未来与美国的贸易再平衡，如果双方能够达成协议，中国也需要进口美国的天然气。天然气与石油、煤炭不一样，对上中下游有很强的依赖性，无论是陆上的管道、还是海上的LNG，上中下游都是通过长期协议锁定的，需要从上游气田，中游储运，到下游市场同步建设，一个项目投资少则几百亿，多则上千亿，会大大加强彼此的利益关联。不管是资源还是市场，链条一旦断裂上下游将很难找到替代。所以，天然气交易会有助于形成利益共同体。目前，北约与俄罗斯的矛盾日益激化，而德国却积极主张与俄罗斯缓和，其天然气利益是主要因素。解决天然气的安全问题，一方面要通过深化油气改革加强国内自身的供应能力和储备能力；另一方面要通过中国巨大的市场潜力全方位进口资源，通过利益纽带与资源国形成更紧密的利益共同体。而这一切，反而需要我们增加天然气的消费，扩大市场，把天然气科学的用精用善。
发展调峰还是热电联产
在这个问题上，江亿院士认为：“从整个电源结构上讲，我国是希望有气电厂的，但希望的是天然气调峰电厂，而非天然气热电联产”。随着风电光伏这些不稳定不确定的可再生能源占比不断增加，需要电网要有更强的调峰能力。而目前的天然气热电联产项目不具备这种调峰能力，不利于电网接纳更多的可再生能源。实事求是地说，江亿院士提出的问题，从一个侧面提醒了中国的天然气热电联产行业，不仅要考虑供热的问题，也需要考虑电力市场的需求的变化。
我们为什么要发展热电联产？中国改革开放之初，能源瓶颈严重制约经济发展。著名的工程热物理学家吴仲华先生，1980年为中共中央书记处做过一个非常著名的报告《中国的能源问题及其依靠科学技术解决的途经》，他在报告中深入浅出地用热力学第二定律的基本原理，提出解决中国能源问题的关键在于提高能源利用效率。他为此给出了著名的十六字方针：“分配得当，各得其所，温度对口，梯级利用”。在中国的能源消费结构中电力是最大的需求，其次就是热力，我们工业生产制造中，化工、机械加工、纺织、食品、汽车制造等等都需要大量的工业蒸汽。此外，北方居民的采暖也需求大量的蒸汽或热水进行热力供应。要想提升能源的综合利用效率，就必须根据用户不同的需求，合理配置资源，根据他们对热能品质的需求，温度对口梯级利用能源。也就是说，先将高品质的能源用于发电，再将发电后的乏蒸汽用于供给工业蒸汽，将电厂的余热供应采暖和生活热水，将能量尽可能榨光用尽。当年也是根据吴仲华先生的建议，中国在那一阶段大量建设热电厂，用非常低的能耗支持了经济的快速增长。
燃气热电如果进行必要的适用性设计是最好的调峰电源。目前，中国的天然气联合循环热电联产几乎没有哪个项目考虑应该同时具备电力、热力和燃气调峰能力，随着电力市场化和天然气管网独立的改革进程，燃气热电机组都应该具有电力、热力和天然气的调峰响应能力。中国的燃气蒸汽联合循环热电联产机组几乎都没有采用补燃锅炉，而在美欧是一个比较普遍的技术。采用这个技术的目的就是要解决燃机对电力系统的调节，锅炉对热力系统的调节，同时还可以应对燃气系统的调节响应。发展纯调峰电厂无论能效、还是经济性，以及对电网的响应速度都不如热电联产机组兼顾调峰能力更有效。如果是纯调峰电厂每天需要启停，一台GE9FA燃气蒸汽联合循环机组从冷态到满负荷需要1个小时，而启动过程的能耗非常大，而热态机组从50%的负荷到满负荷仅需不到10分钟。燃机频繁启停，还损失了机组寿命和增加维护修理成本。热电机组因为供热始终处于热态，如果兼顾调峰增加的能耗比调峰机组要少得多，所增能耗全部可以被余热锅炉和热力系统利用。如果采用补燃锅炉技术可以在供热量不变，甚至供热调节的状态下，为电网提供相当于机组容量50-70%实时无级调峰容量，响应速度更快，调节灵活性更大，更适合匹配可再生能源负荷变化。而在余热锅炉内补燃，因为燃烧的基础温度从环境温度提高到500-600℃，燃烧效率大幅度提升，充分利用燃料的潜热，如果按照低燃料热值换算效率可达105%，与常规燃气锅炉比较是一种非常好的节能手段。对余热锅炉补燃可用天然气，也可用其他燃料，比如甲醇、乙醇、二甲醚等，什么便宜烧什么。在冬季天然气供应紧张时用替代燃料，帮助天然气管网调峰。倪维斗院士一直希望在中国大力发展煤基多联产，以煤炭为原料生产化工产品，利用化工工艺反应产生的热能发电，并将发电后的余热用于供给工业蒸汽和采暖。煤基多联产最主要的化工产品就是甲醇，而如果将易于储存运输和价格低廉、燃烧更清洁的甲醇作为余热锅炉补燃的燃料，就为这些产品增加了新的市场需求，并同时解决电力、热力和天然气三维度调峰的耦合矛盾。随着电力和油气改革的深入，燃机热电厂都需要完善这些功能，才可能更好地适应市场化进程的需要。江亿院士提出的问题，需要整个行业认真考虑，采用科学的技术手段来解决大家看到的问题。
天然气需要科学合理利用
江亿院士指出：“考虑到我国‘富煤、少气’的自然禀赋，天然气热电联产的合理性大大降低。”对此，本文已经列举了我国天然气资源禀赋的情况，而且天然气合理利用有其规律，我们需要统筹考虑，科学合理的利用好天然气资源。
全球天然气资源可支撑人类文明百年进程。我们之前已经列举数据说明中国的天然气资源并不稀缺，而就全球而言天然气确实是一种非常丰富的资源。根据BP能源统计年鉴，2018年全球探明天然气资源量是196.9万亿方，储采比50.9年。1998年的探明资源130.8万亿方，2008年为170.2万亿方，可见探明储量持续增长。2008年全球天然气消费量不到3万亿方，2018年增加到3.85万亿方，消费量增加28.35%，资源却增加26.7万亿方。这是各国投入资金和工作量，已经发现和确认的可采的常规天然气资源，而地球上还有大量的天然气未被发现，特别是几十倍或上百倍于常规资源的非常规天然气资源，例如：煤层气、致密气、页岩气、生物气、可燃冰等。理论上说，天然气是一种仍在继续生成的可再生资源，在海洋的深处，甲烷资源量仍在微生物作用下持续增加。全球的油气专家都认为地球上的天然气资源足以支撑人类百年文明。
天然气对于制造业国家不可或缺。天然气会成为一座人类从化石能源过度到可再生能源的桥梁，天然气在相当长的一段时间难以替代的。德国、瑞典这些为减排二氧化碳追求高比例可再生能源的国家，近几年，将生物质能源发展的重点放在了生物质天然气上，为什么？因为工业生产中需要大量的高温高压热能，这是地热、热泵、太阳能这些可再生热源无法满足的，而用电能虽然理论上可以解决，但是成本和工艺仍存在很多局限性。就工业制造而言，天然气热电联产也是高效节能的技术。德国人在关闭燃煤火电和核电站，但与此同时又合作建设一条从波罗的海海底连接俄罗斯到德国的天然气干线——北溪2号，尽管受到美国极大的政治压力仍要坚持建设。作为工业制造业国家，没有天然气作为燃料支撑，没有天然气热电联产作为能源转换手段是不可想象的。中国是世界上最大的工业制造业国家，221种产品的产量世界第一，没有天然气支撑也是不可想象的。
科学合理地利用天然气离不开燃气热电联产。国务院2018年印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》提出，有序发展天然气调峰电站等可中断用户，原则上不再新建天然气热电联产。但是，在天然气产业发展好的国家，都在积极支持天然气热电联产发展。我们相信国务院的文件是一个阶段性政策，主要为应对“蓝天保卫战”中出现了阶段性供气紧张矛盾。中国的天然气供应短缺主要集中在冬季，是因为地下储气库建设滞后，也是因为市场在资源配置上未能起到主导作用，有些时候垄断企业为了推升价格也会人为制造紧张。深化油气体制改革今年将有重大突破，据悉8月份国家油气管道公司将挂牌成立，彻底打破一些企业纵向一体化的垄断格局。管道独立后，原来同时掌控上游气田和中游管道的油气企业无法继续承担保供、调峰、调配的职责，这些服务将会逐步转移给第三方。为提升上游气田经济效益，上游企业将积极推进“照付不议”供气协议，而这类协议将不再是简单的气量约定，稳定持续用气将会成为合同的重要条款。管道公司的收益国家发改委已明确，“管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率8%”。管道公司也会据此要求下游用户提高管道负荷率水平，这都是国际规范的做法。如何能够提升管道负荷率对于下游是一个非常重大的挑战，配套建设一定比率的热电联产是一种有效的应对手段。因为热电用气持续稳定，能源利用效率高，气价承受能力好。对提高天然气井、集输站和管道设施利用率意义非常重大。用气能够持续稳定，各种设施的利用效率才能提高，天然气开采成本、输气成本才会降低，各方利益才会最大化。所以，我们不能仅仅从电力系统、热力系统考虑问题，也必须兼顾天然气系统的协同优化。
天然气替代煤炭是必然规律
在文章中，江亿院士认为:“煤炭利用的最好的法子就是发电。煤电是适用于电力基础负荷、热电联产的，这是煤炭最善于干的事儿。”付林教授补充说：“用气发电就意味着替代用煤发电，也就相当于天然气替代煤炭——‘气代煤’”“那么把煤炭放哪儿、用作何用？”就煤炭的利用而言，江院士说的非常对，就煤炭转换能源而言，发电是最好的利用方式，但是煤炭并非仅仅用于能源转换。
煤炭最佳的利用方式是煤基多联产。这是倪维斗院士一直积极主张的利用方式，他认为：煤基多联产符合中国国情，新型煤化工大有可为。所谓煤基多联产，就是化工发电共轨生产，多联产系统以煤气化技术为核心，通过化工合成与动力生产过程的集成耦合，实现了煤炭物质和能量的梯级转化与利用。也就是先对煤炭气化，在气化过程中回收煤炭中的各种有用的物质生产化工产品，将余下的可燃气体和气化过程的余热发电，并将发电后余热用于生产工业蒸汽，将较低温度余热生产采暖和生活热水。这一“分配得当，各得其所”的梯级利用过程，可以最大限度地减少污染、提高煤炭利用效率和降低二氧化碳排放，将污染物全部转化为化工原料，并将部分碳加以利用已达到减排目的。
减少煤炭最主要的目的是应对气候变化。世界煤炭资源确实非常丰富，全球煤炭的储采比132年，大大超过石油和天然气。但中国的煤炭并不丰富，储采比只有38年，和天然气基本持平。西班牙储采比433年，美国365年，俄罗斯364年，澳大利亚306年，德国206年。2018年1-12月中国煤及褐煤进口量为2.8亿吨，与2017年同比还增加了3.9%，而全国煤炭消费总量仅增加0.77%，说明进口增速大大超过国内产量增速。如果按热值评估，煤炭进口量实际超过天然气。煤炭的优势就是价格比较低廉，但是全球很多国家都没有因为煤炭便宜而大力发展煤电。北美煤电比重已降至24.5%，欧洲降到21.2%，这背后的一个重要因素是生态环境和温室气体减排的需要。中国要成为一个负责任的大国，要完成对国际社会的减排承诺，必须减少煤炭的利用。倪维斗院士一直认为，若要将未来全球温升控制在2～3℃，2050年全球二氧化碳排放要比1990年减少50%，只能排放104亿吨。即使发达国家承诺减排其中80%，发展中国家整体上也需要比2005年减排36%。而我国仍处于二氧化碳排放的上升期，面临国际上对我国排放峰值出现时间和绝对值的要求，在已经大力强化节能和发展核能、可再生能源的条件下，未来在碳减排上仍将处于被动状态。可以说，应对全球气候变化，国际上可能留给我国的二氧化碳排放空间已非常小，我们应及早主动应对而不是被动减排。
发展天然气是应对全球气候变化的有效手段。目前天然气基荷发电的效率已经超过65%，燃气轮机单循环的效率已经超过45%，如果采用燃机直接驱动余热锅炉供热，综合效率可以达到90%，热电比100%，这些指标都要高于燃煤火电和燃煤热电联产。碳氢化合物的能量载体就是碳和氢，天然气主要成分的甲烷，分子式是CH4，一个碳四个氢，而煤炭的典型分子式C135H96O9SN，135个碳96个氢，相比之下煤炭的含碳量大大高于甲烷。未来减少温室气体排放，我们必须减少煤炭消费，增加对天然气的利用，而且天然气热电联产是各种能源利用技术中能效最高的，自然也是二氧化碳排放最少的。燃烧同等热值的天然气仅为煤炭的60%，而发电效率天然气比煤电提高44%，燃气热电又进一步提升了燃气发电和供热的综合效率。
天然气价格贵需要科学对待
文章引述付林教授的观点：“天然气这么贵，用得越少越好”。中国的天然气价格确实贵，但贵也是存在特殊的原因，也是一个在下一步改革中需要着重解决的问题。
天然气价格昂贵既有资源问题，也有体制问题。在中国，煤炭开采已经引起严重的生态环境问题，煤炭开采区的塌陷问题、地下水位下降问题、煤矸石占用耕地和自然、空气和水体污染等问题。煤的燃烧已引起严重的大气环境污染，70～80%以上的二氧化硫、氮氧化物、汞、颗粒物及重金属和二氧化碳排放是燃煤引起的，但是煤电企业减少二氧化硫和氮氧化物却可以得到国家的财政补贴。而天然气发电除了氮氧化物和极少量的二氧化硫外基本没有其他污染，这些环境效益在我们的价格体系上没有得到更好体现。煤炭的开采和利用还要消耗大量水资源，水在中国华北和西北地区是极其珍贵的资源。这些生态效益也没有被体现。加之天然气上游市场没有形成有效的市场竞争环境，天然气发电用气价格还要承担对居民用气的交叉补贴，这些因素都推升了中国天然气的价格。造成天然气发电价格高的另一个因素是设备利用小时太短，如果能够较大幅度的提高设备利用小时，发电成本也会大幅度下降。在未来油气改革的新业态下，设备利用小时的提升还能够降低天然气的采购和输气价格。
应该给予天然气热电联产更合理的气价。在美国，担任基荷发电和热电联产的燃气电厂价格最低，不仅低于城市门站，也低于大工业用气，更是低于居民和商业用气。刘振亚理事长在中电联2019年第一次理事长会议指出：“2018年，我国燃气装机容量8330万千瓦，年平均利用小时数2680小时，远高于西班牙燃气发电的年均利用小时数（1580小时），燃气发电年排放二氧化碳约1亿吨。综合考虑气源条件、发电成本和碳减排，我国燃气发电应以调峰电站为主”。首先，西班牙不是一个工业制造业国家，工业产值占国内生产总值的15.6%，旅游总收入占生产总值的11.2%，它是全世界最大的橄榄油生产国和葡萄种植国，畜牧业欧洲第二，汽车制造是唯一有竞争力的工业产业。这种产业结构使石油已经占据一次能源的66.6%。西班牙非水可再生能源的比重高达25.7%，需求和电源结构决定了它的燃机电厂主要是调峰电站。而中国的燃机电厂70%是热电联产，年均2680小时对于热电利用小时确实是太少了，如果能够达到燃煤火电的4361小时，情况就会出现明显改观。一些热电厂为了保证供热的持续稳定，不得不建设天然气锅炉，在燃机无法运行的时候保证供热，热电联产的效益无法发挥，还增加了电厂的单位千瓦造价。截止2019年4月，根据美国能源信息署公布数据，美国城市门站平均气价换算成人民币为0.9元/方；居民气价2.65元/方；商业气价1.89元/方；工业气价0.89元/方；而发电气价仅0.72元/方。就目前的技术，燃气联合循环机组每方气可以发电5-6千瓦时，燃料成本0.12-0.145元/千瓦时，而中国的燃气发电的燃料成本要到0.5元/千瓦时。这些数据对比告诉我们，中国还有很多的事情需要我们深化改革。
燃机热电是城市供电安全的支柱。在北京、上海和珠三角地区，大量燃机热电建设在电力负荷中心，对电网供电安全形成支柱。未来随着中国经济的转型，信息技术和人工智能技术的发展，交通的电气化，对于电力的需求将持续增长，而供电安全问题越来越突出。由于天然气燃机热电污染排放非常低，可以建在电力和热力的负荷中心，深圳市最近在推进“深圳蓝”，将使燃气电厂排放降到10PPM以下，有些燃气电厂将降至5PPM；北京京能太阳宫燃气热电厂的氮氧化物排放经过不断努力，已经降到不到3PPM（5毫克）。这些电源对于城市供电安全起到的作用非常巨大，而且，就地供电就地使用，电网的损失非常少。华润协鑫北京亦庄天然气热电厂在承担亦庄开发区供电、供热、制冷、采暖的同时，还是北京地区的“黑启动电源”，对首都供电安全承担的重要的任务。但是，我们目前的价格机制，对于这些电源的价值没有客观反映。电网是按照当地燃煤火电的上网电价支付燃机电厂电费，不足部分是由地方政府通过财政补贴价差，而天然气的价格还要承担对居民交叉补贴，未来如果能够通过深化改革实事求是地反映燃气热电的客观价值，并允许燃气热电厂独立采购天然气，价格问题会迎刃而解。
各位院士和专家担心的问题有些是实实在在，有些是可以动态解决。目前，这些问题都在根据党中央国务院要求，在通过深化电力和油气体制改革中系统地加以解决。相信随着改革的不断深入，市场在资源配置中逐步形成主导作用，大家担心的问题都会逐一得以解决。
