天然气发电的对错之争：调峰还是热电联产

“我已多次说过，我国不应再发展天然气热电联产了，要尽快停止。”谈及气电发展，中国工程院院士、国家能源委员会专家咨询委员会委员江亿态度明确，“从电源结构上看，我国是需要天然气发电厂的，但需要的是天然气调峰电厂，而非天然气热电联产。”

值得注意的是，中国工程院院士倪维斗在不同场合也多次表达过类似观点。

天然气热电联产在我国气电领域占据“大头”。记者日前从中国电力企业联合会获得的一份名为《电力“十三五”规划中期评估及优化建议》的文件显示，截至2017年底，全国气电装机7629万千瓦，其中70%以上是热电联产。既然是“主流”，天然气热电联产为何引得两位院士一再“否定”？若早应叫停，其在气电领域的市场份额为何如此之高？气电发展方向真的错了吗？

第一部分

反对热电联产

调峰or热电联产

“江院士说得对，我完全赞同。”

“江院士的观点不对，基本论点就是错的。”

“江院士的说法有点太绝对了，但我基本认同他的观点。”

“江院士的研究方向不是气电，显得有点‘外行’。”

……

江亿院士的观点一经发表，便引起了大争议。支持者态度明确，反对者也毫不含糊，有的甚至言辞激烈。分歧、选边站队、隔空喊话，气电发展路线之争近期成为行业舆论热点。

气电，是清洁、低碳能源。在温室气体排放成为全球焦点议题的背景下，清洁、低碳是未来的发展方向。国际上对气电推崇有加，我国也提出了“有序”“适度”发展气电等原则，并制定了颇具雄心的发展规划。例如，《电力发展“十三五”规划》明确，“十三五”期间，全国气电新增投产5000万千瓦，2020年达到1.1亿千瓦以上。装机规模相当于“五年翻一番”。

但数据显示，当前我国气电比重仍然较低。截至2018年底，我国气电装机总量8330万千瓦，占比仅4.38%，远低于美国42%、英国42%与韩国27%的水平。

《电力发展“十三五”规划》

《天然气发展“十三五”规划》

有序发展气电，大力推进分布式气电建设。充分发挥现有天然气电站调峰能力，推进天然气调峰电站建设，在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设一批天然气调峰电站，新增规模达到500万千瓦以上。适度建设高参数燃气蒸汽循环热电联产项目，支持利用煤层气、煤制气、高炉煤气等发电。推广应用分布式气电，重点发展热电冷多联供。“十三五”期间，全国气电新增投产5000万千瓦，2020年达到1.1亿千瓦以上，其中热电冷多联供1500万千瓦。

借鉴国际天然气发展经验，提高气电比重，扩大天然气利用规模，鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，有序发展天然气调峰电站，因地制宜发展热电联产。在可再生能源分布比较集中和电网灵活性较低区域积极发展天然气调峰机组，推动气电与风力、太阳能(3.340, -0.01, -0.30%)发电、生物质发电等新能源发电融合发展。2020年气电装机规模达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。

“十三五”气电发展规划目标

气电项目具体可分为纯发电项目、天然气调峰电站、天然气热电联产以及天然气热电冷三联供项目。虽然种类很多，但比较容易区分：纯发电项目多建设于油气资源丰富的国家和地区，我国气电项目多为调峰电站和热电联产。纯发电项目只用于发电；天然气热电联产电站是在发电的基础上增加了供热的功能；天然气热电冷三联供则是在发电、供热的基础上，进一步增加了制冷的功能。三者功能依次增多。纯发电项目与天然气调峰电站都只有发电功能，但两者定位不同，前者是一直发电的，后者则只是在缺电时才发电，其他时间“休息”，两者就像小汽车的4个轮胎与“备用轮胎”的差别。总体来讲，调峰电站能起到保障电力系统安全稳定运行的作用。

双方争论的焦点就在于应该发展“调峰”还是应该发展“热电联产”电站。看似难以对比的两种形式为何成了“非此即彼”的竞争、替代关系？

“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”

“我国天然气资源不多，目前天然气消费占比7%左右，很难像发达国家一样达到20%—30%。尽管比例很低，但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。石油储藏相对容易，但对外依存度已经超过60%，这也不是好事。如果天然气对外依存度超过60%，这将给能源安全带来很大问题。”江亿说，资源是基础，“家底”摆在这里，任何行动不能脱离这一实际。

数据显示，2018年我国天然气消费总量约2800亿立方米，进口约1250亿立方米。在“资源不多”这一基础判断之上，江亿向记者展开了他的逻辑。

“非化石能源——水电、光伏、风电、核电是我国能源未来发展的最主要方向，但除了水电之外，风电、光伏发电的灵活性都挺差，非人类可以控制，核电也不容易来回调，考虑到电站的安全问题，核电最好也别调。发展非化石能源电力的最主要瓶颈，好多人说是电网输送能力不强。不对！是缺少灵活性电源。”江亿说，“德国、丹麦等国风电都发展得不错，很重要的原因是有气电调峰。因为气电的调节性能非常好，就像汽车一样，一脚油门下去，腾一声就起来，一抬脚，就慢下来，没有那么大的惯性，不像燃煤锅炉。”

据江亿介绍，我国近年来也建设了一些天然气调峰发电厂，但几乎不用，“因为我国缺少天然气资源”。而调峰能力的不足是造成弃水、弃风、弃光——“三弃”的重要原因。国家能源局数据显示，近年来我国每年“三弃”电量超过1000亿千瓦时，与北京市全年用电量相当。“所以，我国就应该将有限的天然气资源用在其他能源不能解决的问题上，即为电力系统调峰。天然气是宝贝，应该用在‘刀刃上’。反之，天然气用作热电联产，就丧失了调节能力。”江亿说。

“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”

为何天然气热电联产会丧失调峰能力？据介绍，这源于热电联产的物理特性。

热电联产同时生产热和电，但以生产热为主要目的。热电联产就像北方的火炕。火炕一头连着灶台，另一头连着炕，灶台可以烧火做饭，烟气会进入铺设在炕里的通道，为炕供热。换言之，热电联产中的电和热就像火炕的火和烟，两者是捆绑在一起的。

因此，江亿表示，天然气热电联产的电力是随着供热需求而变化的，不由自己做主，也就失去了灵活性优势，所以，其对电力调峰的贡献不大。“另外，天然气热电联产与燃煤热电联产的最大区别，是天然气热电联产的‘热电比‘要小得多，几乎差一倍，至少差60%。”

那么何为热电比？这一差别会导致什么后果？

据江亿介绍，热电比即是热电联产项目供热量和发电量的比值，由于以供热为主要目的，所以热电联产的热电比越高越好。“但是天然气热电联产因为热电比小，所以，为了生产同样多的热，其生产的电量要比燃煤热电联产高出一倍。这就麻烦了，因为随着城市产业结构调整，高能耗工业的比例越来越低，主要的用电方已变为建筑用电。相比于工业，建筑用电量少、用热量高。如果都像北京一样，将燃煤热电联产改为燃气热电联产，立刻就出现问题了，即生产的电会增加非常多！这就是热电比小引发的矛盾，尤其是在冬季供暖期间，为了满足期间不断增加的供热需求，就得发更多的电。所以，近年来北京频繁出现向外地送电的现象。本来气电可以与风电、光伏发电配合、互动，帮助风电、光伏发电等可再生能源上网，结果这样一来，反而把风电、光伏发电给‘挤’出去了，造成了弃光、弃风。”

另外，由于一立方米天然气的能量产出了更多的电力，生产的热相应就会变少，所以，与燃煤热电联产相比，为了提供同样的热量，就需要消耗更多的天然气。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。

因此，江亿表示：“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。”

“天然气就像是博士，很稀缺，就应该安排他去干些高级的活儿。而发电、热电联产这种事情不用安排博士去干，让本科生来干就可以了”

事实上，江亿“反对”天然气热电联产并非仅仅因为其调峰能力受限。在他看来，相比于热电联产，气电的调峰作用更加稀缺、“珍贵”。

“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。”江亿说，“天然气就像是博士，很稀缺，就应该安排他去干些高级的活儿。而发电、热电联产这种事情不用安排博士去干，让本科生来干就可以了，如果安排博士来干，博士就不够用了。得让博士干他擅长的事情——调峰。因为煤炭根本干不了调峰的事儿，如果硬逼着煤炭调峰，效率低、成本高。所以，就是应该让气电去调峰，煤炭老老实实地去发电、热电联产，这多好啊。”

江亿接着说：“燃气热电联产并不是说不对，从提高天然气利用效率角度来讲，天然气热电联产是很好的方式，但从‘用有限的资源去干别人干不了的活儿’的角度上讲，天然气热电联产的方式就不对了。就好像你满地都是博士，让他去干本科生的活儿也行，可能还干得不错。但是我就那么几个博士，是不是让他去干本科生干不了的活儿更合适？为何非要让他去干本科生就能干的活儿呢？”

“人家别的国家，如美国、德国，天然气很多，就是说他们博士挺多，他们效率怎么高怎么干。但咱们没有那么多天然气。所以，就得从优化的角度而非提高能效的角度看待此问题。”江亿说，因为我国天然气消费量占比不到10%，天然气热电联产能源效率虽然很高，可以达到80%甚至更高，但对能源总体效率影响不大。“但通过让天然气去干别人干不了的活儿、保证非化石能源电力的发展，这个意义就大了。”

“出发点不一样，想的事情就不一样。天然气有太多优越性了。例如，干净，比煤干净多了，可以替代煤炭在城市中分散烧。另外，很容易实现自动化、管道运输。这么好的资源，需要充分发挥其特色、特点。别人干不了的活儿，就让它来干。总之，大电厂、热电联产让煤炭来干就可以了，天然气这东西宝贝着呢。逻辑就是这么个逻辑。”江亿总结说。

这一说法，也得到了中国工程院院士倪维斗的认同：“以煤为主是符合我国资源禀赋且不可改变的事实。相比而言，天然气更像是巴黎香水，宝贵的能源应该用在合适的地方，如果用在靓女靓男身上，就比抹在老头老太太脸上更合适。”

“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？”

对此，清华大学建筑节能研究中心教授付林表达了同样的观点。

“天然气热电联产能源利用效率高，但其在供热的时候还在发电。这就会产生一定的问题。因为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’。”付林说，“这没有错！但关键是替代什么样的煤？如果我国天然气资源充足，这种替代没有问题，但是我国没有这么多的天然气资源，所以就会出现问题。尤其是国际形势的变化会影响我国能源安全，毕竟能源是经济社会发展的命脉、血液。”

在付林看来，这种情况下，需要考虑的就是怎样有效替代煤炭的问题，即替代哪一部分的煤炭。

“主要应该替代能源利用效率比较低、污染排放比较高的煤炭。如散煤、燃煤锅炉用煤。”付林说。据他介绍，从世界范围来讲，煤炭的最好用途是发电。西方主要国家八九成的煤炭都用来发电。如果煤炭最好用途是发电，现在却要用燃气发电来代替燃煤发电，“那么把煤炭放哪儿、用作何用？”

“不管是天然气热电联产，还是热电冷三联供，其实都是在发电过程中挤压燃煤发电。考虑到我国以煤为主、天然气匮乏的资源禀赋，尤其是在近年来供气保障紧张甚至出现‘气荒’的情况下，用气电替代煤炭发电，且替代的是煤炭利用的最佳方式，这种替代是需要打个问号的。”付林说。

因此，付林表示，天然气的利用要发挥自身特长、优势：一是替代污染严重、效率低下的煤；二是煤炭难以起到作用而天然气有其独特优势的地方，即调峰，因为气电灵活，在调峰方面远远优于煤电。

“天然气这么贵，用得越少越好”

调峰，得到了不少专家的认同。

“燃气机组启停快、运行灵活，可为清洁能源、负荷波动等提供灵活调节。我国天然气储量有限，目前天然气对外依存度超过45%；燃气发电成本远高于煤电，仅燃料成本就接近0.5元/千瓦时；燃气发电同样排放二氧化碳，每燃烧1吨标准煤当量的天然气，排放1.65吨二氧化碳，相当于等热当量煤炭排放二氧化碳的60%。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。”在4月18日召开的中国电力企业联合会2019年第一次理事长会议上，中国电力企业联合会理事长刘振亚对天然气发展给出了这样的结论。其中提到的西班牙，因其风电发展的优异成绩在全球电力行业小有名气。

“我完全同意江院士的观点。气电的主要目的就应该是为可再生能源调峰，而不应该以发电利用小时数论英雄。”中海油研究总院规划研究院综合规划资深工程师许江风态度明确，“天然气这么贵，用得越少越好。”

据许江风介绍，挪威地处天气寒冷的北欧地区，供热需求大，但当地通过利用可再生能源、垃圾焚烧等技术，已经实现了“去煤化”，天然气、石油消费也在下降。“当地的气电厂年利用小时数只有300多小时。因为其定位就是为可再生能源调峰，完全没必要烧太多天然气。”

《电力“十三五”规划中期评估及优化建议》也明确提出，建议“调整天然气电站发展方式”。具体来讲，该文件建议将发展调峰电源作为气电主要发展方向，重点布局在气价承受能力较高的东中部地区和在新能源快速发展的西北地区。

该文件认为：“我国天然气资源严重不足。人均天然气剩余探明可采储量仅相当于世界平均水平的1/10。气电成本高，气价对发电成本影响很大，我国发展气电不具有成本优势。长期以来，我国气电发展方式不合理，调峰优势尚未充分发挥。热电联产占比高，截至2017年底，全国气电装机7629万千瓦，其中70%以上是热电联产项目。”

第二部分

支持热电联产

“天然气不是宝贝，因为天然气资源压根儿就不稀缺”

“我不认同江院士的观点有两条，首先我认为天然气不是宝贝，因为天然气资源压根儿就不稀缺。”北京某上市公司旗下天然气热电联产企业主要负责人开门见山，对“我国天然气资源匮乏”的基本观点予以否定。

谈及天然气资源匮乏与否，2017年冬季供暖季出现的“气荒”是绕不开的话题。当年，我国北方地区出现天然气供应短缺，影响到部分居民的冬季采暖，引发社会舆论广泛关注。

“当时为什么出现‘气荒’？主要有两方面原因：

一是供气方出现了问题，即中亚天然气供应被哈萨克斯坦截留了一部分，每天少了5000万立方米，因为当地天气也很冷，所以天然气消费量需求很旺盛。

二是当年我国‘煤改气’动作太大了，‘运动式’的改造，天然气需求一下子就上去了。但天然气供应能力建设需要时间，所以导致了供需资源不匹配。”上述负责人认为，这次“气荒”是由天气方面的偶然因素和行政方面的干预因素叠加而成，并不能用来证明天然气“资源不多”。他进一步表示，随着“煤改气”日趋理性，近两年天然气需求的涨幅都已趋缓，后续供需关系不会太紧张。“我国2018年天然气消费量在2800亿立方米左右，净增400亿立方米，今后的增量大概在300亿立方米左右，相对还是比较平稳的。”

供需形势的平稳也反映在了价格上。多位受访对象向记者介绍，鉴于前年的“气荒”，去年国家能源主管部门要求中海油、中石油等企业务必做好天然气保供，所以“三桶油”在国际市场上大量购入液化天然气（LNG）。由于购买太集中，去年国际市场LNG价格应声上涨，随着供需形势日趋平稳，最近国际市场LNG便宜了不少，价格仅为去年高点时的1/3左右。

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说：“2017年底的‘气荒’，是特殊情况，不会成为常态。因为国际市场是不缺气的。这也是天然气行业的主流观点。至少在2025年之前，全球天然气将呈现相对宽松的局面。包括中石油、中海油等上游企业和地方天然气公司等下游企业，都持这样的观点。”

“国家能源局和美国能源部在我国举办了中美两国天然气行业的合作论坛，目的就是促进两国的天然气贸易”“国际市场上气源是充足的”

为什么说天然气将呈现供应宽松？

“这个从全球各天然气生产大国液化厂的建设计划就能看出。”上述负责人说。例如，美国是目前全球最大的天然气生产国，并在2017年成为天然气净出口国。“美国主要以LNG形式出口天然气，其在墨西哥湾规划了好几个千万吨级（一吨LNG约合1400立方米天然气）大型液化厂，液化后直接装船运往世界各地。”

据介绍，美国的液化能力正在快速释放。中石油经济技术研究院年初发布的《2018年国内外油气行业发展报告》显示，去年全球LNG贸易量为3.24亿吨（约合4406亿立方米），同比增长10%，增速与上年持平。LNG进口增量主要来自亚洲和欧洲，出口增量则主要来自澳大利亚和美国。其中，澳大利亚出口量为6861万吨，同比增长21.7%；美国出口量为2105万吨，同比增长高达63.2%。

“目前中美之间的LNG贸易还比较少，去年交易量只有几十万吨，才刚刚起步。但在5月中旬，国家能源局和美国能源部在我国举办了中美两国天然气行业的合作论坛，目的就是促进两国的天然气贸易。因为美国这些在建的液化厂投资巨大，千万吨级液化厂的投资都在四五百亿美元左右，液化厂必须保证下游有稳定的市场才能收回投资，所以这就需要签订一些长期协议。”上述负责人说。

那中美贸易战会否影响两国天然气合作？

“这个完全可以绕开的，美国企业可以把气先卖给欧洲人，我们再从欧洲人那儿买回来，完全可以避开高关税。”上述负责人说，“另外，在天然气交易中，为了防止倒卖，卖方通常会在协议中列出‘目的地限制’条款。原先这是很严格的，但现在随着美国出口量的增加，这方面已经松动。”

上述负责人表示，考虑到美国在液化厂的投资力度之大，其将来很可能成为世界最大的LNG卖家，而中国将成为最大的买家。“除了美国，目前的产气大国卡塔尔、俄罗斯、加拿大、澳大利亚、印尼等都在投资建设定位于出口的液化厂。而需求方面，日本天然气消费量呈现下降趋势，韩国基本趋于平稳，中国是主要的增长国家，印度也能上涨一些，其他国家的需求增量都相对较小。所以，国际市场上气源是充足的。”

“前几年国内在天然气勘探开发上投资少，中石油等企业天然气资源‘占而不采’的现象比较严重。国家能源局等主管部门拿他们也没办法”

“同时，国内也在加大力度开发天然气。前几年国内在天然气勘探开发上投资少，中石油等企业天然气资源‘占而不采’的现象比较严重。国家能源局等主管部门拿他们也没办法。但近两年这些企业还是比较讲政治的，中石油去年开始加大了勘探开发力度。”上述负责人说，“另外，我国页岩气资源储量全球第一。美国之所以能实现天然气净出口，就是因为他们在页岩气开采方面取得了技术突破。目前，中石化在页岩气开采方面已经具备了比较成熟的技术。相信这些技术会在近几年迅速推广开来。事实上，技术达到了零界点，之后必然是爆炸式的增长。”

另据介绍，2017年之所以出现“气荒”，除了因为部分中亚管道气“缺席”外，还因为有的海上LNG无法及时“到场”。

“由于北方LNG接收站少且当时出现了大雾，LNG船舶长时间靠不了岸，无法释放保供能力。”上述负责人说，“所以去年国家发改委在东部沿海一下子规划了17个LNG接收站。”

建设这么多接收站有什么好处呢？

据介绍，首先是灵活，接收站可以买现价LNG，也可以买长期协议的气。再一个就是，接收站目前主流的储罐容量是16万立方米，一个储罐能存气1亿立方米。所以，如果建设的罐多了，就相当于建设了一个大的储气库。因为天然气消费具有明显季节性，例如，北京的夏季用气量仅为冬季的1/10，但是天然气产量是相对稳定的，所以这就需要一定的储气设施，来调节供需之间的“时差”，让供需更匹配。

“另外，储气设施多了，‘三桶油’就能更好地掌握购买‘节奏’。去年因为担心‘气荒’复发，所以‘三桶油’在国际市场上集中购买了大量的LNG。由于接收站少，LNG船舶不能及时卸货、储存。但LNG船都是有卸货时间限制的，卸完货后船舶才能对接下一个客户。因此‘三桶油’尤其是中海油只能将订购的大量LNG倒卖给别人。但此时的价格就不再是购入的价格了，而是大幅下降了。中海石油因此赔了不少钱。”上述负责人说，“当然，我觉得这都是特殊情况，不应该成为常态。要是成为常态了，那说明咱们能源主管部门的管理水平得多次啊？！”

上述负责人表示，沿海正在建设的17个接收站将在未来两三年集中投产，届时接收能力将集中释放，整个天然气国内市场供需形势将发生根本性变化，不会再有“气荒”出现。

“用得越少，投资就会越少，这个行业就越发展不起来。只有用了，才能吸引投资和促进技术进步，才能做大市场。换言之，天然气会‘越用越便宜’”

“另外，天然气也不是宝贝，不是‘奢侈品’。”上述负责人说，在《天然气发展“十三五”规划》中，我国已明确了天然气在我国能源中的定位——“逐步把天然气培育成主体能源之一”。“从国际上看，也是这样的发展趋势。而且天然气市场本身也在快速扩张，国内外市场都是如此。”

据刘志坦介绍，2017年全球天然气在一次能源消费比重约23%，我国天然气占一次能源消费比重为7%，2020年的目标是提高至10%，相应的消费量将达到3600亿立方米左右，较2015年增加1600亿立方米，“就目前发展情况来看，10%的目标是极有可能实现的。”

“有很多人担心天然气对外依存度高会引起能源安全问题，但其实没有那么严重。要是那么想的话，大豆等粮食岂不是更麻烦？”上述负责人说，例如，2017年我国进口了9500万吨大豆，对外依存度超过87%。“要是这么看待问题，那么日本、韩国天然气安全风险最高，因为他们几乎全靠进口。但实际上两国天然气并没有出现过供应安全问题。”

上述负责人表示，我国气源是多元化的，有国内自产气，也有进口气，且进口气战略方向很多：有俄罗斯的天然气，将在近两年从东北地区入境；有中亚的，从西北地区入境；有缅甸的，从云南入境；还有海上来的，即进口LNG。

“多气源能够更好保障天然气的供应。能源安全需要考虑，但不能搞得像不能用了。恰恰相反，我们更需要用天然气。”上述负责人说，“考虑天然气利用问题，需要用企业家思维，因为一个产业的发展，良好的投资循环是必需的。用得越少，投资就会越少，这个行业就越发展不起来。只有用了，才能吸引投资和促进技术进步，才能做大市场。换言之，天然气会‘越用越便宜’。”

“说天然气是宝贝，一定程度上是认为其稀有。但从目前的资源储量来看，天然气有的是，是足够用的。”上述负责人说，“天然气不能成为‘奢侈品’，从国家层面来说，应该通过推动产业发展，使得天然气成为‘大众产品’。天然气发展应该是这种思路。”

“就电力供应来讲，未来可能更多地依靠可再生能源，但是热力不一定从远方来，而且新能源供热在一定程度上也是不经济的。最适合实现高品质供热的就是天然气热电联产”

“第二条我不认同江院士观点的是关于天然气热电联产。院士‘反对’天然气热电联产，我不太理解这个观点。”上述负责人说，“任何一项技术是否合理，都需要看它的应用场景。离开场景谈一项技术是没有意义的，因为各类技术都有优缺点，都有其适合的应用场景。”

“在北京这种大气污染治理任务较重的中心城市，天然气热电联产是最经济、最合理的供热模式。”上述负责人说，天然气干净，这是煤炭无法比拟的，“有观点说气电会排放氮氧化物，造成大气污染。这是事实，但相比于煤电，除了氮氧化物，气电的其他大气污染物排放要少得多，基本没有。”据他介绍，目前煤电“超低排放”改造后，声称能像气电一样干净。但事实上，“超低排放”只是跟气电的排放标准（氮氧化物50毫克/立方米、二氧化硫35毫克/立方米、烟尘5毫克/立方米）比较，而气电的实际排放水平远远优于这一排放标准。

“气电几乎没有烟尘和二氧化硫排放；烟气经过处理后，氮氧化物排放水平一般都低于10毫克/立方米。而煤电不仅排放二氧化硫、烟尘，其烟气经过处理后，氮氧化物排放水平也在20—30毫克/立方米。所以，天然气的环保优势明显。”上述负责人说，对于污染治理形势严峻的中心城市来讲，天然气热电联产是必然选择。

同时，多位受访专家表示，气电用水仅为煤电的1/3，占地更少，非常适合建设在城市中心或周边。

刘志坦也表示：“天然气热电联产一定是北方重要大城市将来重要的供热方式之一。随着2020年后俄罗斯天然气东线贯通，东北地区将是消纳这部分天然气的重要消费市场之一，哈尔滨、沈阳、长春、大连4个城市都可以建设天然气热电联产机组，因为当地供热期长，供热需求大，这些因素都有利于发展热电联产项目。就电力供应来讲，未来可能更多地依靠可再生能源，但是热力不一定从远方来，而且新能源供热在一定程度上也是不经济的。最适合实现高品质供热的就是天然气热电联产。”

另据刘志坦介绍，北方地区的省会城市也都是天然气热电联产的潜在市场，在城市地区发展天然气热电联产将成为一种趋势。“事实上，目前这已经成为趋势，石家庄、济南、廊坊等都在积极推动相关项目建设。”

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也认为：“天然气热电联产因其环保特性好、能源利用效率高，非常适合建在城市地区尤其是环保要求高的地区。不能‘一刀切’、彻底否定天然气热电联产，还是要根据各地实际选择是否建设。天然气热电联产肯定是有发展空间的。”

“天然气热电联产同时生产了电和热两种产品，提高了能源利用效率的同时也能获得电和热两部分收益，经济性相应提高，因此也得到了市场的更多认同”

占比超70%、规模超过5000万千瓦，天然气热电联产是如何取得这样的成绩的？

中国城市燃气协会分布式能源专委会主任徐晓东表示，这是不合理的电价机制导致的结果。“气电灵活性高，适合于调峰，但没有调峰电价，企业无法获得合理收益。谁愿意去无私奉献？”徐晓东说，“天然气热电联产同时生产了电和热两种产品，提高了能源利用效率的同时也能获得电和热两部分收益，经济性相应提高，因此也得到了市场的更多认同。所以，热电联产占比高实际上是气电的无奈之举。”

江亿也表示，“电价机制没整明白”是阻碍天然气调峰电站发展的重要原因。

“虽然运行费高，但燃气电厂初始投资实际上比燃煤电厂便宜，还节省土地。同时，燃气调峰电厂运行小时数不必太高，这不同于燃煤电厂。如果运行小时数低于4000小时，燃煤电厂可能就会亏损，但天然气调峰电厂本身定位是调峰，无需追求较长的运行时间，所以运行小时数在两三千小时左右时，反而是比较合适的。因为气价高，利用小时数多了，反倒会赔钱。”江亿说，“但是，反过来讲，调峰电站发展慢还是因为调峰电价政策没有整明白，这部分电量应该是高价电。”

据介绍，我国先后于2002年和2015年两次启动电力体制改革，电价市场化形成机制一直是两轮改革的核心目标。但近20年来，电价改革并不顺利，其中调峰电价形成机制至今未有大的突破。

郭焦锋说：“事实上，气电调峰是双向的。一方面，作为电力生产方，气电可以参与电力系统的调峰；另一方面，作为天然气使用方，气电也可以参与天然气系统的调峰。但目前我国缺少电力调峰和天然气调峰的补偿政策，气电的双向调峰均难以得到合理回报。”