最近一段时间，受雾霾等环境事件影响，国内一些地方政府大力推进“煤改气”工程，实现天然气对家庭燃煤、工业小锅炉，以及老旧燃煤电厂的替代。由于天然气价格相比燃煤高，这一进程并不顺利。尤其是用燃气发电厂替代燃煤发电厂，争议较大，有些媒体和专家甚至指出这是一条“邪路”。事实果真如此吗？

　　纵观反对“煤改气”的声音，主要有以下几大理由。一是中国富煤贫油少气，中国煤炭占一次能源消费比重太大，舍煤求气不符合国情。二是煤炭可以实现清洁高效利用，燃煤发电的环保性能可以做到与燃气发电一样好，上海外三电厂就是例证。三是“煤改气”经济性较差，目前国内燃气发电成本约为燃煤发电的2至3倍，多家燃气电厂亏损，依靠补贴维持运营不可持续。

　　应该说，上述观点具有一定道理。与国内相对价格较低、储量巨大的煤炭相比，天然气素有“富贵气”之称，在中国目前的经济社会发展水平和资源禀赋条件下，大规模推广天然气发电必然遭遇较大阻力。然而，从世界能源转型趋势、国内环保需求、政策走向，以及天然气利用的实际情况看，天然气发电仍将在中国电力供应市场占据一席之地。

　　首先，从全球电力市场的长期趋势看，全球一次能源用于发电的比重将越来越大，BP预计其比重将从2012年的42%上升到2035年的46%。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”展开竞争。而用天然气替代煤炭进行发电，是发达国家保护大气环境的重要手段，实践证明也是成功的。目前，美国天然气装机容量占总装机容量的比例约为40%、日本为29%、英国为34%，天然气发电几乎与煤炭发电“旗鼓相当”。反观中国则是煤炭发电“一头独大”，占比达74%，天然气发电占比仅为3%左右，发展空间巨大。

　　其次，从中国天然气利用的实际情况看，天然气发电是非常稳定、现实的天然气消费来源。当前，中国天然气开发利用的重点还是沿海经济发达地区。这当中，城市燃气虽是优先考虑方向，但一线城市燃气布局的“跑马圈地”已有多年，增长潜力有限；有专家曾戏言：“再怎么用气也不能一天洗八回澡、吃八回饭吧”。此外，天然气在交通运输、工业用气等领域潜力很大，但市场开拓的难度和不确定性较大。而天然气的特性是不易储存，上游气田开发要以下游市场落实为前提，数年前海外液化天然气（LNG）供应的商务模式都是“照付不议”（take or pay）。在这种情况下，一座装机容量百万千瓦的燃气电厂，每年可消费天然气近10亿立方米，无疑将让上游资源供应方吃下“定心丸”。

　　再次，从燃气发电厂的运行特点看，燃气联合循环机组具有运行灵活、启停迅速的优势。这几年沿海地区在夏季用电高峰时期，燃气发电厂的调峰作用非常突出，这一点表明气电与煤电是完全可以实现良性互补的。当前，相对富裕的东部沿海地区正在领跑电力结构多元化进程，沿海多个省市禁止新上燃煤电厂，发展燃气发电成为替代选择之一。从下一步趋势看，煤电在东部沿海将越来越难以立足，而具有较大环境容量的西部地区仍会适度发展煤电，并通过长输电网将富余电力送往东部。

　　最后再谈成本。目前燃气发电存在亏损，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。天然气作为发电燃料没有体现出包括资源稀缺、环境外部性在内的真实成本。如果把老旧燃煤电厂脱硫、脱硝等后期技术改造费用和运行费用算上，相信气电和煤电的价差会大幅缩小。更为关键的是，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。即使在发电技术先进的美国，燃煤电厂也以约40%的发电量，贡献了75%的碳排放，而燃气电厂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发展，各国对碳排放的控制势必更加严格。6月2日，美国政府首次对现有发电厂的二氧化碳排放进行限制，要求到2030年美国所有发电厂的碳排放量减少30%，新建燃煤电厂每兆瓦时二氧化碳排放量不得超过1000磅，约合454千克（目前约1800磅/兆瓦时）。美国政府此举可谓意义深远，或将加快推进控制全球气候变化进程。有消息称，中国也正在研究碳排放上限问题，并推进全国碳交易市场建设，这对燃气发电是利好。

　　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年电力部门二氧化碳排放将分别减少16%和49%。而假设2015年美国政府对碳排放收费，天然气发电产能将得到快速增长。

　　目光回到中国，可以假设一个场景：如果有一天，中国政府设置严格的碳排放上限，在国内推行碳排放收费政策，建立全国性碳交易市场，再加上如果能成功复制美国“页岩气革命”，丰富的页岩气资源被低成本地开发出来，也许到那一天，中国燃气发电的“春天”就真的来了。（来源：中国新能源网）