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| “雙碳”目標下燃氣發電發展問題研究 |
| 來源：中國電力企業管理 作者：王建光 王晶 肖明 時間：2021/7/28 |
我國提出的“爭取2030年碳排放達峰，2060年實現碳中和”將帶來一場深刻的生產生活方式變革，也將重新塑造我國能源電力行業的格局，能源生產清潔化、能源消費電氣化將成為必然趨勢，而以新能源為主體的電力系統對現行電力系統的生產運行和體制機制提出了巨大挑戰。在燃煤發電受限、新能源裝機持續增長的預期下，清潔且靈活的燃氣機組可以作為一定時期內的過渡電源，但我國燃氣發電還存在諸多問題需要進一步明確和解決。
新形勢下發展燃氣發電的意義
在“雙碳”目標約束下，留給煤電的發展空間已經非常有限。多家機構的研究表明，為實現“雙碳”目標，煤電要在2025年達峰，2030年后逐步退出，2060年碳中和時全部退出，煤電從基礎性、主體性能源向保障性、調節性能源轉變已成為行業共識。
但新能源發電帶來的一系列問題又需要具有物理慣性的傳統機組來解決。2020年底我國風電、光伏裝機容量5.3億千瓦，為在2030年實現碳達峰這一戰略目標，未來十年風電、光伏累計需要完成12億千瓦的目標。根據國網能源院的研究，2060年我國陸上風電、光伏兩者裝機容量占比將達到約60%，發電量占比將達到45%。風光出力的隨機性、波動性、間歇性將給電力系統平衡調節和靈活運行帶來重大挑戰，高比例可再生能源、高比例電力電子設備導致系統轉動慣量持續下降，調頻、調壓能力不足，而需求側冬、夏“雙峰”特征愈加明顯，峰谷差不斷擴大，電力保障供應的難度逐年加大。
在此背景下，屬于化石能源又排放較少的燃氣機組將在系統轉型過程中提供有力支撐。首先，燃氣機組能為系統提供高比例的有效容量保障。2020年我國風光裝機容量占比達到24%，但發電量占比僅9.8%。據統計，燃煤機組的有效容量為80%，燃氣機組有效容量能夠達到90%，而風電、光伏的有效容量僅為10%~20%左右，因此可再生能源裝機占比越高，需要的裝機冗余量越大。去年底我國江西、湖南等省份缺電、美國加州和得州輪流停電事故都反映出高比例可再生能源和負荷高峰同時出現時會出現“缺電力不缺電量”的局面。而在新能源裝機居世界領先的歐盟28國，傳統電源容量一直保持與最大負荷相當，在我國嚴控煤電的大環境下，新增燃氣發電成為可選項。
其次，燃氣機組調節性能優異，可作為提供多種輔助服務的靈活性電源。當前技術條件下，依靠大電網模式消納可再生能源是唯一可靠的途徑，而靈活性資源的充裕度對新能源消納至關重要。對比其他靈活性資源，抽水蓄能的建設周期長、對地理環境有特殊要求、價格機制不完善；電化學儲能的成本和安全性問題尚待解決，無法支撐大規模可再生能源消納；需求側資源參與市場程度低、激勵機制未建立；煤電靈活性改造可能造成機組損害和壽命衰減問題，導致更多污染物排放。相比而言，燃氣機組啟停更靈活、爬坡速率更快，調節性能更好，配合可再生能源發展是現實條件下的最優選擇。
再次，燃氣機組相對其他化石能源機組更加清潔高效。天然氣的主要成分是甲烷，燃燒后的產物只有二氧化碳和水，其中二氧化碳的排放量約為燃煤機組的42%，燃氣機組沒有粉塵和硫化物排放，只有空氣中的少量氮氣在燃燒時被氧化為氮氧化物，其排放標準也大幅低于燃煤機組，大大優于加裝了煙氣脫硫裝置的燃煤機組。國內聯合循環燃氣機組發電氣耗折合標煤約240克/千瓦時，明顯低于燃煤機組平均發電煤耗的320克/千瓦時，且廠用電率只有燃煤機組的一半，減排效果明顯。此外，燃氣機組還具有占地面積小、用水量少、初始投資小等優勢。
除了大型集中式燃氣發電外，分布式燃氣機組可以實現用戶側多能供應，大幅提高能源利用效率。分布式燃機布局靈活、運營高效，通過能源的合理梯級利用，采用發電后的廢熱進行制冷和供熱，可將傳統火電機組的效率由35%~40%提升到70%~90%。通過在負荷中心就近提供多種能源供應，大幅減少輸配電和輸熱損耗，適合在數據中心、商業綜合體、醫院等對多種能源均有穩定需求的場景開展綜合能源服務。
天然氣達峰及燃氣發電的定位
受限于我國“富煤貧油少氣”的資源稟賦，天然氣在我國能源結構中占比較小。2020年，國內生產天然氣1888億立方米，比上年增長9.8%，連續4年增產超過100億立方米。2020年，國內天然氣表觀消費量3259.3億立方米，同比增長7.6%，對外依存度達到42%，即42%的天然氣需求要通過進口LNG或管道天然氣滿足，在帶來能源安全問題的同時導致天然氣使用成本居高不下。
在新的碳排放形勢下，化石能源消費將陸續達峰并逐漸下降。由于天然氣產生的碳排放強度較低，在過渡期以低碳化石能源代替高碳化石能源的路徑將使得天然氣達峰時間點在煤炭和石油之后。我國化石能源中煤炭、石油、天然氣產生的碳排放占比為76.6%、17.0%、6.4%，預計煤炭、石油、天然氣分別于2025、2030、2040年左右達峰。中國石油技術經濟研究院的研究表明，按照此前的政策形勢判斷，天然氣將在2050年前后達峰，峰值接近7000億立方米/年，而在碳中和情境下中國的天然氣需求將在2040年前后進入峰值平臺期，峰值約5500億立方米/年，達峰時間提前的同時，峰值也相應下降。
2017年13部委聯合發布的《加快推進天然氣利用的意見》中提出“逐步將天然氣培育成為我國現代清潔能源體系的主體能源之一”的發展目標，加快推進天然氣在城鎮燃氣、工業燃料、燃氣發電、交通運輸等領域的大規模高效科學利用，從實際情況來看，近幾年天然氣的發展并不樂觀。2019年天然氣在我國一次能源消費結構中的占比僅為8.3%，遠低于世界平均水平24%，其中一個主要原因在于燃氣發電占比較低，據中石油技術經濟研究院統計，2019年底我國天然氣消費結構中發電占比為17.9%，遠低于全球37%的平均水平。
燃氣發電可同時實現天然氣發展和電能替代兩大目標。截至2020年12月底，中國燃氣發電裝機容量約為1億千瓦，占全國發電裝機總量的比例僅4.5%，沒有完成《能源發展“十三五”規劃》中2020年燃氣發電裝機規模1.1億千瓦的目標。牛津能源研究所預計，到2025年中國燃氣發電裝機容量將新增0.4~0.5億千瓦，總量達到1.4~1.5億千瓦；電力部門的天然氣消費量將增長40%~50%，達到750~800億立方米/年。可見，在“十四五”時期燃氣發電裝機仍有50%左右的增長空間，在嚴控煤電、碳捕集封存技術未成熟、靈活性資源稀缺的能源轉型過渡和換擋期，燃氣發電的各方面綜合優勢突出，可在承上啟下過程中發揮中流砥柱的關鍵作用。
燃氣發電的運行困境
當前我國燃氣機組在運行中面臨多方面的不利因素，生存和發展較為困難。燃氣機組的盈利分析可以從營業收入和營業成本兩方面考慮，營業收入分為電能量收入與輔助服務收入，電能量收入由上網電價與上網電量決定，由于目前我國電力市場保持雙軌制運行，因此燃氣機組存在“計劃電”與“市場電”的區別，而營業成本則以燃料成本為主。燃料成本、上網電價、利用小時數均是決定燃氣機組運行和盈利能力的關鍵參數，也正是這幾方面的不利因素造成了當下燃氣機組的運行困境。
燃料成本和運行維護成本高昂是國內燃氣機組不得不面對的現實。燃機發電成本中燃料成本占比最高，約為67%，根據典型燃機數據分析，純凝發電成本約0.6元/千瓦時、熱電聯產發電成本約0.56元/千瓦時，是燃煤機組成本的2.4~2.8倍。受限于我國天然氣資源不夠充裕、對外依存度高的現狀，且受到石化企業與海外LNG供應商簽訂的長期協議價格、燃氣管網分段管理的層層加價問題等因素影響，雖然國家油氣管網公司已經成立，但我國天然氣改革尚未到位，國際油氣現貨價格與燃氣機組的燃料成本之間沒有形成有效的傳導機制。燃氣設備國產化程度較低，修理維護工作長期被國外廠家技術人員壟斷，維護費用高昂。
多省市降低燃氣機組標桿電價，政府補貼逐步縮減。出于連續三年降低一般工商業電價等考慮，自2018年以來，湖北、北京、上海、天津、廣東等地區陸續降低燃氣機組標桿電價，2020年浙江宣布開展天然氣發電機組平價上網改革試點工作。此外，高成本的燃氣發電往往需要價格疏導和財政補貼，例如根據《國家發改委關于疏導京津滬燃氣電價矛盾的通知》(發改價格[2014]112號)，北京、天津均將燃氣電價疏導至非居民用電，每千瓦時電銷售電價提高0.06元左右，但隨著市場化交易的開展，原來承擔電價補貼的高價用戶直接或間接進入市場，原先疏導到用戶側的“燃氣交叉補貼”渠道部分流失，補貼規模持續縮減。
高成本燃氣機組在市場化交易中不占優勢，利用小時數下降。由于我國目前開展的電力交易以中長期交易為主，而同質化的電量交易往往引起發電側的價格“廝殺”，燃氣機組在價格比拼中幾乎沒有優勢。因此廣東中長期交易采取“價差”傳導模式，實現了燃氣機組和燃煤機組同臺競價。而同樣是氣電大省的浙江，雖然中長期交易參與方中包含燃氣機組，實際上燃氣機組在中長期市場基本沒有成交量。天津則采取了“燃煤燃氣3.6∶1”的打捆方式進行交易。同時由于在市場競爭中不占優勢，燃氣機組利用小時數進一步下滑，北方熱電聯產機組利用小時數大約3000小時，大幅低于煤電機組，而南方燃氣調峰機組利用小時數僅1000小時上下，設備利用率嚴重不足。
輔助服務市場和碳市場不成熟，燃氣機組低碳和靈活性價值無法體現。從歐美等發達國家發展燃氣發電的經驗來看，需要建立充分競爭、峰谷電價差異明顯的現貨市場，燃氣機組通過靈活調節的特性在電能量和輔助服務市場中獲取收益，疊加較低的碳成本增大被優先調度的概率，才能走上良性發展的正循環。雖然目前我國多個省份已建立輔助服務市場，但是由于市場空間有限，在燃煤機組紛紛開展靈活性改造的環境中燃氣機組的靈活調節優勢被削弱，且價格激勵不足以覆蓋燃氣機組的調節成本。同時，我國發電行業碳市場剛剛起步，形成合理的碳價形成機制尚待時日，目前我國碳市場采取的是產出與基準線控制的方式，對不同類型的機組設置了不同的基準線，不利于從燃煤到燃氣、可再生能源的電源轉換，相比之下歐美采用的碳排放總量控制模式更能促進從高碳能源到低碳能源的轉換。
對于進一步發展燃氣發電的政策建議
一是在“十四五”規劃中明確燃氣發電發展目標和定位。充分認識到“雙碳”目標下發展燃氣發電對于電力系統穩定和天然氣發展的重要意義，確定合理的發展目標，明確燃氣機組在電力、天然氣和供熱市場中分別承擔的功能和定位，加大燃氣發電在天然氣消費中的占比，鼓勵發展天然氣調峰電站，體現其清潔靈活的價值。
二是持續推進油氣改革，理順天然氣價格形成機制。加快推進“管住中間，放開兩頭”改革，減少供氣中間環節，有效降低各環節輸配費用，深化天然氣價格改革，建立與國際天然氣現貨的關聯度。建設儲氣調峰設施，避免氣價季節性大幅波動。統籌天然氣供應企業與燃氣發電企業利益，鼓勵天然氣供應企業與燃氣發電企業進行股權合作。
三是實行氣電聯動和兩部制電價等燃氣電價支撐政策。建議建立天然氣價格與燃氣機組上網電價聯動機制，明確價格調整的啟動條件、調整周期等內容，根據天然氣價格變化及時調整上網電價，及時疏導上下游成本變化。通過兩部制電價政策保證燃氣電廠固定成本的回收，降低燃氣電廠的經營風險，保障燃氣電廠的盈利空間。
四是盡快推進現貨市場和輔助服務市場建設。燃氣機組參與中長期市場的困境主要來自中長期電量交易無法靈活反映電力的瞬時平衡特性，無法體現其靈活調整出力的優勢，市場中的問題恰恰需要通過市場的發展來解決。進一步推動電力市場化改革，擴大市場化交易規模，鼓勵在中長期帶曲線交易體現電力的時間價值，建立能反映電力實時平衡的現貨市場，同時建立配套的調頻、備用輔助服務市場，以使燃氣機組實現在各個市場中的綜合利益最大化。
五是推進碳市場建設，體現燃氣低碳價值。待碳市場初步建立、合理的碳價機制初步形成后，逐步加大有償配額比例，統一不同類型機組的基準線或采用總量控制型碳市場機制，利用市場機制推動從燃煤到燃氣到可再生能源的轉換。推動碳市場與電力市場耦合發展，將碳成本納入發電成本，給予高效低碳機組更多的發電機會。
本文刊載于《中國電力企業管理》2021年06期，作者單位：中國華電集團有限公司天津分公司
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