中国电力报：天然气发电有哪些优势和劣势?
张宁：天然气发电的优势主要有以下三个方面。一是相对清洁，二氧化碳和氮氧化物排放水平分别低于燃煤发电的50%和20%，二氧化硫和烟尘排放几乎为零。二是运行灵活，启停时间短，爬坡速率快，调节性能出色。三是占地面积小，可以布局在负荷中心。
我国天然气发电的问题主要在于经济性。受制于资源禀赋，我国天然气供应成本较高，发电用气价格一般在2~2.5元/立方米，这意味着气电仅燃料成本就需要约0.4~0.5元/千瓦时，已远超煤电等其他电源的上网电价。其次，从能源安全角度考虑，我国天然气对外依存度较高，气源保障能力有限。尤其是冬季发电用气和居民采暖用气高峰重合，进一步加剧了天然气供应压力，并且在“压非保民”情况下，对电力系统而言气电的可靠性和灵活性大打折扣。再次，气电的“清洁”只是相对于煤电，与水电、核电及各种新能源相比仍会产生一定排放，特别是在新能源成本不断下降的情况下，气电“靠清洁性吃饭”的空间较为有限。
中国电力报：如何看待气电在我国的发展规模?
张宁：总体来讲，增长潜力有限。从发电角度，天然气发电近期不具备经济性，随着新能源成本持续下降，未来气电的经济竞争力更差。从调峰角度，在我国当前电源结构下，通过建立合理市场机制和开展灵活性改造能够激发出煤电可观的调峰潜力，今后随着储能成本不断降低、需求响应商业模式逐渐丰富、互联电网灵活优化运行能力日益提升，气电在调峰方面的角色并非不可替代。
需要注意的是，不宜通过与其他国家进行气电在电源结构中占比的简单比较得出气电需要大发展的结论。一方面，我国天然气资源稀缺，与美国等国家情况差异较大，用气成本高昂。另一方面，我国燃机装备制造水平相对落后，核心技术未实现国产化，气电的固定投资成本和维护成本也相对较高。
在我们构建的中国电力系统源网荷储协调发展规划模型中，综合考虑了气电在电力电量平衡和提供灵活性等方面的作用，通过系统整体优化，在几种典型场景下预计气电合理装机容量在2030年不超过2亿千瓦，在2050年不超过4亿千瓦。
中国电力报：在什么条件下，我国气电有望具备更好的发展潜力?
张宁：气电的发展离不开相关政策扶持。我国东部地区由于电力需求集中、煤炭资源有限且存在较大的环境保护压力，气源相对充裕的部分省份对气电采取了一定的鼓励措施。一方面表现为制定气电上网电价，对气电进行补贴。随着分布式能源系统成为发展热点，部分省市也制定了针对燃气三联供项目的补贴政策。另一方面，在能源发展规划中严控煤炭消费总量，鼓励提高天然气消费量，以推动能源转型进程。例如，江苏省近年来在气电领域发展迅速，就得益于上述政策的作用。
此外，环境税今年已经开征，碳交易预计将于2020年在电力行业全面开展，这些外部成本内部化的机制将使气电相对于煤电的成本劣势得到一定程度的缓解。但根据我们计算分析，在可预见的环境税和碳价合理范围内，气电成本仍将明显高于煤电。
最后，随着电力市场建设的推进，特别是辅助服务市场和现货市场的建立健全，气电将凭借其灵活性价值获取收益，有助于气电项目经济性的提升，但预计同样无法实质性改变气电的经济性劣势。
中国电力报：在您看来，天然气在能源互联网中扮演着怎样的角色?
张宁：能源互联网应更多以电为核心。第一，从电在能流图中的位置就不难看出，电是多种能源转换的枢纽，以电为中心的优化空间较大。第二，电是风、光、水等各类清洁能源利用的有效载体。第三，随着电气化水平持续提升，电将成为未来能源消费的主要形式。第四，电力系统的信息化和智能化水平较高，具备实时交互与控制条件，更符合能源互联网的精神。
气和热 (冷)也是能源互联网的重要组成部分，因为电、气、热、冷是主要的终端用能需求，且存在一定互补性。能源互联网的实质是打破壁垒、提高效率，通过把握多能耦合环节，可以扩大优化空间。
对于天然气而言，近期可通过分布式能源项目在能源互联网中发挥重要作用。一方面，分布式三联供机组综合能效水平较高，能够以高效的方式同时满足园区多种能源需求。另一方面，三联供机组是多能互补的关键环节，既可与分布式新能源实现一定的协调配合，又可作为电热冷气四种能源的耦合结点实现多能协同优化。但在推进项目前需做好经济性分析。能效水平高未必意味着便宜，也要看输入能源的价格，并且分布式能源项目单位造价高，增加了天然气供应管道等基础设施建设成本，需将上述因素统筹考虑，同时结合项目所在地电、热、冷负荷需求特性进行具体的经济性测算。此外，近日国务院印发的 《打赢蓝天保卫战三年行动计划》提出 “原则上不再新建天然气热电联产”，已对部分省份审批分布式能源项目造成一定影响，需要对有关政策进行持续跟踪。
远期来看，随着电制气技术逐步成熟、新能源发电渗透率不断提高，部分时段富余电力制氢和甲烷将成为促进新能源消纳、实现系统优化运行的重要方式。届时，电和气将能够实现双向转换，有助于进一步挖掘跨能源系统的互补价值。
