中國能源政策研究（簡體書）

調研發現，由于近年來我國加大了天然氣國內資源開發和國外資源進口的力度，國內氣田開采能力、煤層氣開采能力快速增長，國外管道進口氣和船運進口液化氣迅速增加；頁巖氣資源非常豐富，預計可采資源量有20萬億立方米，具備規模化開采條件，為未來大規模天然氣供給奠定了堅實基礎。初步匡算，未來10年我國燃氣供給量可望年均增長14％，2015年和2020年將分別達到2600億立方米和4000億立方米，相當于3.45億噸標準煤和5.3億噸標準煤，分別占一次能源的7.5％和11％，表明天然氣作為我國非煤能源主體的時代已經到來。發展天然氣冷熱電聯供能源是天然氣先進高效的利用方式，也是成熟天然氣市場國家天然氣的主要消費渠道，若按照歐美國家天然氣用于冷熱電聯供能源約40％的比例匡算，2015年和2020年我國將分別有1000億立方米和1600億立方米天然氣可用于燃氣冷熱電聯供能源，燃氣裝機容量可分別達到7800萬千瓦和1.2億千瓦，可相應替代燃煤為城市提供大量熱源和冷源，將在國家節能減排和調整能源結構中發揮關鍵作用。
第二，技術已經成熟。發展天然氣冷熱電聯供能源的關鍵技術主要有燃氣輪機技術、余熱空調技術、熱泵技術、頁巖氣開采技術、智能電網技術等。從國外情況看，燃氣冷熱電聯供能源在歐美國家已有成熟多年的規模化應用經驗，燃氣發電已占電力供給的20％—30％，各項技術均已成熟，尤其是近年頁巖氣開采技術的突破，拓展了燃氣來源，大大增強了燃氣供給能力，美國還因此成為世界燃氣出口國。我國燃氣冷熱電聯供能源技術水平落后于歐美國家，但近年來進步很快，一些企業通過合資合作引進國外先進燃氣輪機技術現已初步具備批量生產能力；直驅式余熱空調技術已經成熟，已大批量生產并可以出口；引進頁巖氣勘探開發技術進展順利，示范工程已經啟動；智能電網發展全面推進，關鍵技術研發進展順利。這些情況表明，我國規模化發展天然氣冷熱電聯供能源沒有不可逾越的技術障礙。
第三，經濟性不斷提高。發展天然氣冷熱電聯供能源的經濟性主要取決于設備成本和燃氣成本。受燃氣輪機主要依靠進口和目前天然氣成本較高的影響，目前我國燃氣冷熱電聯供能源系統建設和運營成本較高，裝機成本大致為1.2萬元／千瓦，北京等地不考慮供熱供冷效益的發電盈虧點為0.8元／千瓦小時，與燃煤熱電聯供機組相比，目前冷熱電聯供能源發展的經濟性不高、競爭力不強。但是，隨著天然氣冷熱電聯供能源的規模化發展，建設成本與運行成本可望逐步下降，經濟性也會不斷提高。據估計，未來5年，冷熱電聯供能源建設成本與運行成本年均可以下降8％，2015年廣州、上海等地可望與燃煤發電成本相當。