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“受氣”的天然氣發(fā)電:身為清潔能源,角色卻頗尷尬

字體: 放大字體  縮小字體 發(fā)布日期:2021-07-14  瀏覽次數(shù):1449

 

 

  “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??稍偕茉醇铀購哪茉聪到y(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;燃氣機組啟停快、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。

 
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