“氣價偏高、氣源時有中斷、政策不完善，是氣電發(fā)展面臨的三大問題。”國務院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所研究員郭焦鋒對澎湃新聞表示。
自上世紀90年代以來，中國的天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了近三十年持續(xù)發(fā)展。但時至今日，仍難以擺脫相對尷尬的角色：清潔低碳的氣電本質(zhì)上屬于化石能源，發(fā)電成本競爭不過煤電、又不如風電太陽能發(fā)電“零碳清潔”，其生存空間受到煤電和新能源的雙重擠壓。“一無名分二無地位”，雖是一句業(yè)內(nèi)的玩笑話，但確是氣電的真實寫照。
隨著國內(nèi)能源電力工業(yè)的高速發(fā)展，中國的煤電、水電、風電、太陽能發(fā)電裝機容量均居世界第一，核電商運裝機容量世界第三、在建規(guī)模世界第一，清潔能源發(fā)電裝機占比提高到40%左右。相比之下，截至2020年底，國內(nèi)氣電裝機容量9802萬千瓦，占發(fā)電總裝機的比重為4.45%，遠低于四分之一左右的全球平均水平。發(fā)電量占比僅為3.26%，也遠低于全球平均數(shù)23%。
在行業(yè)的官方統(tǒng)計口徑中，氣電被歸并在“火電”名下，沒有正式“名分”。與同為火電的煤電相比，氣電的碳排放水平約為煤電的50%，但全國燃機的平均發(fā)電小時數(shù)僅為煤機的七成不到。
在天然氣下游的用氣規(guī)模上，氣電排在城市燃氣、工業(yè)燃料之后。橫看豎看，氣電就像是委屈的“受氣包”，長期蟄伏前行。雖然氣電裝機在“十三五”期間年均增長達到9.69%，但燃氣發(fā)電行業(yè)真正的“春天”，始終將至而未至。
受“氣”制約，氣電難以走上C位
氣價和氣源，是長期制約在中國天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)的“瓶頸”，經(jīng)濟性短板使其低碳環(huán)保優(yōu)勢和靈活性電源的價值受到抑制。“不是氣電人不爭氣，而是受制于‘氣’。”一位氣電行業(yè)資深從業(yè)人士形象地吐槽說，要么是氣源上氣不接下氣，要么就是氣價貴得讓人背過氣去。
這導致了國內(nèi)天然氣發(fā)電企業(yè)虧損普遍。面對較高的燃料成本，多地政府采用財政補貼和兩部制電價等措施來解決。但隨著氣電裝機規(guī)模擴大，成本疏導的壓力也越來越大。
“氣價偏高、氣源時有中斷、政策不完善，是氣電發(fā)展面臨的三大問題。”國務院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所研究員郭焦鋒對澎湃新聞分析稱，氣電行業(yè)存在三大“軟肋”，最根本的問題在于作為燃料的天然氣價格普遍過高，一般情況下燃氣電廠購買的到廠氣價在每立方米2.5元至3元之間，“這就導致氣電機組要想保本，電價須達到0.6元/千瓦時左右，與水電、煤電、核電、風電、光伏發(fā)電相比，氣電在價格上缺乏競爭性。”
中國石油集團規(guī)劃計劃部副總經(jīng)濟師、中國石油學會石油經(jīng)濟專委會秘書長朱興珊在2020年7月的一場線上會議上也曾算過一筆賬：在各地發(fā)電用氣價格為2.2-2.7元/立方米的氣價水平下，我國典型地區(qū)燃氣電廠發(fā)電成本約為0.56-0.58元/千瓦時，其中，燃料成本占比約70%-75%。氣電的成本，介于光伏發(fā)電和生物質(zhì)發(fā)電、海上風電之間。
氣價之高推漲氣電價格，氣電機組的上網(wǎng)電價水平長期處于高位。這決定了氣電在電力市場競爭中缺乏與其他傳統(tǒng)電源同場競賽的底氣。隨著“十四五”風電、光伏全面進入平價、競價時代，來自電力市場的競爭壓力將與日俱增：可再生能源沒有碳排放，且邊際成本趨近于零，在電力市場最具優(yōu)勢。
除了難以承受的氣價之痛，氣源的穩(wěn)定性也影響著天然氣發(fā)電的效率。郭焦鋒表示，燃氣發(fā)電需要大量連續(xù)穩(wěn)定的天然氣供應，但在少數(shù)企業(yè)的壟斷下，近年來燃氣電廠在天然氣供應緊張時經(jīng)常成為短供甚至斷供的最主要對象，影響其正常運營和市場的投資積極性。
另據(jù)了解，由于電廠用氣在天然氣分配次序相對偏后，尤其是冬季重點保民用氣為主的時段，一些機組連正常保養(yǎng)用氣也很難得到保證。
政策方面，郭焦鋒提出，不僅氣電的調(diào)峰及環(huán)保價值缺乏完善的電價機制予以體現(xiàn)，天然氣分布式能源也因電力并網(wǎng)難阻礙了大規(guī)模發(fā)展。“盡管能源主管部門出臺過多能互補、風光水火儲一體化等政策，但氣電在與其他電源協(xié)同發(fā)展時應處于什么地位、怎么發(fā)揮作用，政策層面缺乏明確的定位和指引。”
相對較高的氣電價格，使得氣電機組分布與經(jīng)濟發(fā)展水平高度相關，目前主要集中在經(jīng)濟發(fā)達的長三角、珠三角和京津地區(qū)。廣東、江蘇、浙江、上海，是國內(nèi)燃氣電廠最為密集的省份。
高比例可再生能源挑戰(zhàn)電力系統(tǒng)，氣電靈活性凸顯
但是，天然氣發(fā)電的尷尬處境，并不意味著氣電毫無比較優(yōu)勢。
“3060”雙碳目標的提出、各地碳約束的收緊，加之進行中的油氣體制改革，正在重塑天然氣發(fā)電的產(chǎn)業(yè)格局。多位接受采訪的業(yè)內(nèi)人士均對澎湃新聞表示，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，氣電不可缺席。氣電面前，仍有長達至少十年的戰(zhàn)略機遇期。
硬幣的一面，是氣電貴、燃料成本劣勢，另一面，是氣電相較于煤電的清潔低碳屬性，及其與高比例的波動性可再生能源相匹配、確保電網(wǎng)穩(wěn)定運行的優(yōu)質(zhì)調(diào)峰調(diào)頻性能。
截至2020年底，我國風電、太陽能發(fā)電的總裝機容量約5.3億千瓦，占比約為24%。以中國宣布的減碳目標測算，未來十年，新增風電、太陽能發(fā)電裝機容量將達到10億千瓦以上，總占比提升近一倍。可再生能源加速從能源系統(tǒng)的配角晉升為主角，這在全球范圍內(nèi)已勢不可擋，但其長時間、高出力使得電力系統(tǒng)在運行安全、充足容量和系統(tǒng)韌性等傳統(tǒng)供應安全問題上將面臨巨大挑戰(zhàn)。
“直接減排的主力軍、間接減排的助力者。”江蘇省能源局天然氣發(fā)電及分布式能源工程研究中心秘書長劉志坦向澎湃新聞闡述低碳轉(zhuǎn)型背景下氣電角色時說道。所謂直接減排，是指以氣電替代小煤電與燃煤鍋爐，實現(xiàn)直接碳減排的效益。間接減排，則是氣電作為靈活性電源為可再生能源發(fā)展提供支撐。
隨著波動性、隨機性和間歇性特征明顯的風電、光伏等可再生能源規(guī)模迅速擴大，其在電網(wǎng)中的比重越來越高，電網(wǎng)對于靈活性電源的需求越加迫切。只有配備充足的靈活性電源，才能“撫平”“任性”的可再生能源，從而維持電網(wǎng)安全穩(wěn)定。
劉志坦介紹說，根據(jù)國際經(jīng)驗，正常情況下，電網(wǎng)應配置約15%的靈活性電源，否則可再生能源的發(fā)展將受到一定程度的抑制。目前我國靈活性電源比重僅為6%，主要是抽水蓄能、氣電和少量具有調(diào)節(jié)能力的水電。“我國電力系統(tǒng)的靈活性電源長期不足，加上新能源增速全球第一，這其中的矛盾就變得愈加突出。”
中電聯(lián)2019年12月發(fā)布的《煤電機組靈活性運行政策研究》顯示，歐美國家的靈活電源比重普遍較高，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。在中國新能源富集的“三北”地區(qū)，風電、太陽能發(fā)電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調(diào)節(jié)電源不足3%，調(diào)節(jié)能力先天不足。
在儲能技術(shù)突破經(jīng)濟性掣肘、實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化應用之前，抽水蓄能、燃氣輪機機組與完成靈活性改造的煤電機組都可以作為電網(wǎng)靈活性電源，三者各有利弊：抽水蓄能技術(shù)成熟、反應快速，但受到站址資源和建設工期限制，遠水解不了近渴；燃氣機組啟?？?、運行靈活，單循環(huán)燃氣輪機機組調(diào)峰能力可以達到100%，聯(lián)合循環(huán)機組調(diào)峰能力可達70-100%，但面臨高氣價、氣源約束；煤電通過靈活性改造可以一定程度提升調(diào)節(jié)能力，但需要犧牲機組運行效率、提高煤耗來壓低負荷。從碳排放結(jié)果來看，經(jīng)過靈活性改造的燃煤機組的碳排放總量仍大幅高于燃氣調(diào)峰機組。
有一種比較激進的觀點認為，我國能源可以從以煤炭為主，越過油氣直接過渡到以新能源為主的零碳系統(tǒng)。聽起來很美，但不切實際。新能源高增速發(fā)展下，提高電力系統(tǒng)靈活性已經(jīng)成為優(yōu)先事項。由于儲能技術(shù)尚無法實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)部署，平衡電力系統(tǒng)要求部署包括天然氣發(fā)電等靈活性技術(shù)。
“我個人認為這種觀點是不合適的（注：指從以煤炭為主越過油氣直接過渡到以新能源為主的零碳系統(tǒng)）。一是目前我國的電力系統(tǒng)尚不具備以新能源為主的支撐能力。二是這種能源轉(zhuǎn)型的代價太大。要構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，應該走能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和可再生能源發(fā)展的并行之路，即低碳和零碳并行。”中國工程院院士、全球能源互聯(lián)網(wǎng)研究院院長湯廣福近日接受《國家電網(wǎng)雜志》采訪時稱，歐盟的清潔能源低碳發(fā)展之路給了我們很多啟示。要調(diào)整能源結(jié)構(gòu)，把煤炭的使用量降下來，把油氣的使用量升上去。雖然我國油氣對外依存度較高，不可能像歐洲那樣大量采用天然氣，但也應該適度發(fā)展油氣資源，特別是發(fā)展天然氣發(fā)電調(diào)峰，以配合波動性、間歇性可再生能源的大規(guī)模開發(fā)利用。如果忽視電網(wǎng)調(diào)峰資源的發(fā)展，將會給新型電力系統(tǒng)構(gòu)建帶來巨大的不可逾越的技術(shù)鴻溝。
湯廣福告誡稱，目前業(yè)界存在一個誤解，認為只要解決了儲能問題就會解決一切問題。當然，儲能是要大力發(fā)展。儲能也能夠滿足一部分削峰填谷的需求，但儲能并不能完全代替靈活電源。在儲能成為大規(guī)模靈活電源之前，必須依靠天然氣發(fā)電或者經(jīng)過靈活性改造的煤電作為靈活電源。美國、歐洲轉(zhuǎn)型之所以比較成功，是因為有大量的天然氣發(fā)電作為靈活電源用來調(diào)峰。
從歐洲各國實踐來看，由于積極的氣候政策和高碳價擠壓煤電廠利潤空間，退煤進程加速。與煤炭發(fā)電量逐年下降同時發(fā)生的是，可再生能源發(fā)電量日益上升，作為靈活性電源的天然氣發(fā)電量也逐漸上升。
“放棄天然氣過渡能源作為擺渡車，想直接上新能源+儲能的登機橋，這是走不通的。”惠州深能源豐達電力有限公司董事長張海成分析稱，可再生能源上馬越多、備用電源及靈活性措施也應同步增長，目前明顯不足。他對澎湃新聞稱，在現(xiàn)有技術(shù)路徑下，在邁向碳達峰的途中要平衡經(jīng)濟增長帶來的能源需求擴張和減排之間的關系，可選項并不多，以氣電作為靈活性電源和調(diào)峰機組是最現(xiàn)實的選擇。
中電聯(lián)行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任葉春對于氣電發(fā)展前景的觀點較為樂觀。“3060”目標對可再生能源發(fā)展按下快進鍵，由于可再生能源的特性，在目前電網(wǎng)規(guī)劃方式和結(jié)構(gòu)下，需要有容量足夠且靈活啟停的電廠來調(diào)節(jié)電網(wǎng)負荷峰谷。一方面，啟停速度快、操作靈活的天然氣發(fā)電，是目前較好的調(diào)峰調(diào)頻電源，在儲能尚不能發(fā)揮較大調(diào)節(jié)潛力下，天然氣發(fā)電具有廣闊的發(fā)展空間。另一方面，與煤電相比，天然氣發(fā)電更加清潔低碳，將成為構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要過渡電源。“按照發(fā)展遠景，全國新能源裝機將達到50億千瓦，風、光各50%，電力需求13萬億千瓦時，最大負荷5200小時。同時，考慮新能源配置10%~15%的儲能，則仍需大量常規(guī)機組、儲能、需求側(cè)響應幫助實現(xiàn)電力平衡，天然氣發(fā)電至少仍需要1億千瓦左右。”
天然氣發(fā)電的特殊之處，在于上游天然氣領域和下游電力領域正同時經(jīng)歷市場化改革，價格體制亟待理順。尷尬的氣電要想揚長避短，降氣價和拓氣源依舊是繞不開的話題。那么，高氣價還有沒有解？以及，對于天然氣對外依存度已攀升至43%的中國而言，有沒有足夠的天然氣支持氣電發(fā)展？下一篇，我們將回到源頭，從氣夠不夠用說起。
