當前,我國電力生產(chǎn)與供應向低碳化與清潔化轉(zhuǎn)型,新型電力系統(tǒng)加速構(gòu)建。作為清潔低碳、靈活高效的電源,天然氣發(fā)電在電力系統(tǒng)中發(fā)揮了重要作用。但受我國天然氣對外依存度較高、氣電價格機制有待完善等一些因素制約,目前,天然氣發(fā)電正站在機遇與挑戰(zhàn)并存的十字路口,亟須深入研究并明確其在未來能源體系中的戰(zhàn)略定位,系統(tǒng)規(guī)劃產(chǎn)業(yè)發(fā)展藍圖。
天然氣發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀
隨著“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略的加快實施,中國作出“力爭2030年前二氧化碳排放達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和”的國際承諾。2021年3月15日,習近平總書記在中央財經(jīng)委員會第九次會議上,進一步明確要把碳達峰、碳中和納入生態(tài)文明建設(shè)整體布局,并強調(diào)構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系和新型電力系統(tǒng),釋放出加速能源電力系統(tǒng)清潔低碳轉(zhuǎn)型的強烈信號。
天然氣發(fā)電裝機穩(wěn)步增長
近十年,天然氣發(fā)電裝機規(guī)模穩(wěn)步增長。截至2023年底,全國天然氣發(fā)電總裝機容量1.26億千瓦,占發(fā)電裝機總量的4.5%,同比增長8.6%,近十年,天然氣發(fā)電裝機年均增長9.5%,高于全國電力總裝機年均增速。全國天然氣發(fā)電裝機主要集中在長三角區(qū)域的江浙滬、珠三角區(qū)域的廣東,以及京津冀等負荷中心省市,其中廣東、江蘇、浙江、北京和上海裝機容量排名前五(見圖1)。
天然氣發(fā)電運營模式差異較大
我國天然氣發(fā)電呈現(xiàn)裝機容量較大,但平均利用小時數(shù)整體較低的特點。2023年,我國天然氣發(fā)電量占總發(fā)電量的3.2%,而全球天然氣發(fā)電量占比達到23%。近十年來,全國天然氣發(fā)電平均利用小時數(shù)保持在2500小時左右,上海、浙江區(qū)域重型燃機機組主要以調(diào)峰為主,2023年平均利用小時數(shù)低于2000小時,北京、廣東區(qū)域燃機機組承擔發(fā)電基荷,2023年平均利用小時數(shù)接近4000小時。
此外,各省份上網(wǎng)電價政策也存在較大差異。江浙滬、天津、廣東、河南等區(qū)域執(zhí)行兩部制電價,北京、河北、湖北、福建等區(qū)域執(zhí)行單一制電價。總體來看,執(zhí)行兩部制電價的區(qū)域經(jīng)營狀況明顯好于執(zhí)行單一制電價區(qū)域。
天然氣發(fā)電參與市場處于探索階段
各省天然氣發(fā)電參與市場政策和機制差異較大,呈現(xiàn)“一省一策”的特點(見表)。目前,江蘇、廣東、四川、廣西和山西等地區(qū)已開始探索推動天然氣發(fā)電參與電力市場交易。其中,江蘇、四川、廣西和廣東推動天然氣發(fā)電參與電力中長期交易;廣東、山西推動天然氣發(fā)電參與電力現(xiàn)貨交易??傮w來看,現(xiàn)行市場機制不夠完善,天然氣發(fā)電參與市場仍離不開場外補貼政策的支持。
天然氣發(fā)電面臨的挑戰(zhàn)和機遇
天然氣發(fā)電具有排放低、效率高、調(diào)節(jié)靈活等優(yōu)勢,是“雙碳”目標下構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要組成和有效電源,同時,國家對清潔能源的需求,以及人民對美好生活的用電需求都為天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)提供了一定的發(fā)展機遇。但我國氣電發(fā)展也存在氣源保障程度不高、燃料成本較高、關(guān)鍵核心技術(shù)受限等問題。
天然氣發(fā)電面臨的挑戰(zhàn)
天然氣發(fā)電價格政策有待完善。近年來,國家對天然氣發(fā)電的發(fā)展規(guī)劃比較模糊,價格主管部門對天然氣發(fā)電項目持審慎態(tài)度,天然氣發(fā)電定價機制不健全。目前,天然氣價格政策仍在執(zhí)行2014年出臺的《關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2014〕3009號)文件,天然氣發(fā)電定價權(quán)下放到省級價格主管部門,建立了氣電價格聯(lián)動機制并明確了封頂價格,鼓勵地方政府通過財政補貼、氣價優(yōu)惠疏導天然氣發(fā)電價格矛盾。同時,從監(jiān)管角度提出建設(shè)管理要求,進一步嚴控燃氣電廠建設(shè)。
2021年5月,國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見(征求意見稿)》,將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制改為“電量電價+容量補償”的市場化價格形成機制。該文件是有序推進天然氣發(fā)電進入市場的有效方法和手段,但是正式文件遲遲未出臺。
天然氣價格受國際油氣價格波動影響愈發(fā)顯著。近年來,我國天然氣產(chǎn)量和消費量均保持較快增長。2018~2023年,天然氣消費量年均增長率約7%,國產(chǎn)天然氣量年均增長率約7.7%。盡管國有石油公司持續(xù)加大增儲上產(chǎn)力度,實現(xiàn)國產(chǎn)氣連續(xù)7年增量超100億立方米,但我國天然氣外采率連續(xù)多年持續(xù)高于40%。此外,受油氣產(chǎn)業(yè)周期性變化、地緣政治博弈等因素影響,近幾年國際油價整體處于高位,與其掛鉤的進口天然氣長協(xié)價格漲幅較大,國際天然氣現(xiàn)貨價格也震蕩加劇,帶動國內(nèi)氣價持續(xù)高位運行。
天然氣發(fā)電參與市場機制不健全。我國電力市場化進程仍在推進過程中,電力中長期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務市場還需要有效銜接。目前,高比例帶曲線中長期合約無法構(gòu)成有效避險措施,中長期交易價格無法全部回收天然氣機組成本;電力現(xiàn)貨市場價格上下限幅度范圍偏小,市場形成價格的機制與市場交易規(guī)則沒有針對天然氣發(fā)電機組進行優(yōu)化,難以體現(xiàn)天然氣發(fā)電機組的價值定位。碳市場仍處于起步階段,在現(xiàn)行碳市場機制下,碳配額基準值確定原則對于天然氣發(fā)電來說,使其低碳價值無法得到充分體現(xiàn)。
天然氣發(fā)電運營管理難度大。一是在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中,天然氣發(fā)電的電能量供給和靈活調(diào)節(jié)能力面臨多類型調(diào)節(jié)資源的競爭,存在一定的市場風險。二是氣電面臨天然氣供應和電網(wǎng)調(diào)度雙重制約,“頂峰缺氣”“谷段多氣”現(xiàn)象較為普遍,氣、電供需不匹配造成較大的運營風險。三是熱電聯(lián)產(chǎn)面臨多重約束,部分熱電聯(lián)產(chǎn)機組既承擔電網(wǎng)氣網(wǎng)調(diào)節(jié)功能,還要承擔供熱功能,“以熱定電、以氣定電”的運行方式在很大程度上影響熱電聯(lián)產(chǎn)機組的靈活性,嚴重影響經(jīng)濟效益。
天然氣發(fā)電迎來機遇
清潔低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展為天然氣發(fā)電提供了環(huán)境機遇。天然氣發(fā)電是電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型的重要路徑之一。在“雙碳”目標引領(lǐng)下,電力行業(yè)清潔低碳轉(zhuǎn)型面臨巨大壓力,天然氣發(fā)電因清潔、高效、靈活等天然優(yōu)勢成為一條重要的低碳轉(zhuǎn)型的過渡橋梁。
新能源發(fā)電裝機快速增長為天然氣發(fā)電提供了行業(yè)機遇。新能源快速發(fā)展對電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力提出了更高要求。截至2024年5月底,風電和光伏累計裝機容量達11.5億千瓦,同比增長37.7%,占全國裝機容量的37.9%。天然氣發(fā)電具有啟停靈活、響應速度快、調(diào)節(jié)范圍廣、可靠性高等特點,在保供電、保供熱、調(diào)峰運行等方面的作用將日益凸顯,為新能源高比例消納和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行保駕護航。
自主創(chuàng)新和技術(shù)突破為天然氣發(fā)電提供了成本機遇。我國天然氣發(fā)電裝備技術(shù)國產(chǎn)化不斷取得突破。2019年,國家能源局公布了第一批燃氣輪機創(chuàng)新發(fā)展示范項目,我國首臺自主研制的重型燃氣機組G50,在廣東清遠分布式能源站正式投入商業(yè)運行。燃機運維“卡脖子”技術(shù)攻關(guān)取得新突破。國內(nèi)首個全國產(chǎn)、自主可控燃機運維診斷平臺和國內(nèi)首套重型燃機TCS系統(tǒng),均實現(xiàn)了技術(shù)“短板”突破。隨著燃機技術(shù)的發(fā)展,目前我國H級燃機發(fā)電項目單位造價已經(jīng)降低到2000元/千瓦左右,遠低于百萬千瓦級煤電機組單位造價。
電力現(xiàn)貨市場加速推進為天然氣發(fā)電提供了市場機遇。我國電力市場改革路徑明晰,已初步形成多時間尺度、多空間范圍、多交易品種的電力中長期和現(xiàn)貨市場體系,2023年,全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量5.67萬億千瓦時,占全社會用電量比重的61.4%。電力現(xiàn)貨市場不斷完善,市場化交易規(guī)模進一步擴大。電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格的功能逐步成熟,能有效反映一次能源價格和電力供需的變化,在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下,天然氣發(fā)電的調(diào)峰、調(diào)頻和環(huán)保低碳等屬性價值將有更好的體現(xiàn)(見圖2)。
科學推進天然氣發(fā)電發(fā)展運營
天然氣發(fā)電的發(fā)展定位進一步清晰。天然氣發(fā)電是我國能源低碳轉(zhuǎn)型過程中的重要電源,其發(fā)展定位應結(jié)合不同地理位置、區(qū)域供需結(jié)構(gòu)、經(jīng)濟承受能力、不同類型機組等多方面因素。根據(jù)新出臺的《天然氣利用管理辦法》(國家發(fā)改委21號令),氣源落實且具有經(jīng)濟可持續(xù)性的天然氣調(diào)峰電站項目、天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目、天然氣分布式能源項目均是天然氣利用優(yōu)先類用氣項目,鼓勵地方政府在規(guī)劃、用地、融資、財稅等方面給予政策支持。從新型電力系統(tǒng)需求看,純凝機組將作為促進新能源大規(guī)模消納、支撐新型電力系統(tǒng)的重要靈活調(diào)節(jié)電源;熱電聯(lián)產(chǎn)機組是北方區(qū)域冬季取暖,以及東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)發(fā)展多能聯(lián)供的清潔供熱電源;分布式機組將成為多場景參與多能互補、源網(wǎng)荷儲高度融合的智慧能源系統(tǒng)的需求側(cè)響應者。
科學布局新增項目,優(yōu)化存量降本增效。一是新建天然氣發(fā)電項目宜采取差異化戰(zhàn)略布局:江浙滬、廣東、北京等區(qū)域,大力發(fā)展H級和F級高效重型燃機及分布式燃機;有較強調(diào)峰需求的區(qū)域如山東、新疆等,在落實價格和市場機制的前提下,積極布局調(diào)峰機組;在氣源地、LNG接收站等天然氣供應相對充足的區(qū)域如四川、重慶、遼寧等,可規(guī)劃建設(shè)調(diào)峰機組。二是存量項目實施精細化管理,提質(zhì)增效。研判天然氣供應保障能力和價格走勢,根據(jù)電力市場價格信號做好啟停、檢修優(yōu)化等,提高經(jīng)濟運行水平;分布式機組需要依托園區(qū)發(fā)展,拓展冷熱電市場,提高熱電比和能源綜合利用效率;進一步挖潛市場效益,實現(xiàn)天然氣發(fā)電調(diào)節(jié)能力、頂峰能力的價值兌現(xiàn);強化成本控制,拓展多氣源供應渠道,優(yōu)化長協(xié)氣偏差考核,加強發(fā)電成本全過程管控。
科技創(chuàng)新助力提高天然氣發(fā)電競爭力。一是加快推進燃機裝備國產(chǎn)化,依托國家能源局燃機示范應用項目,通過自主研發(fā)和技術(shù)合作,加快突破發(fā)電用重型燃氣輪機關(guān)鍵技術(shù);加強技術(shù)創(chuàng)新改造,提高能源利用效率和發(fā)電效率。二是提高自主檢修運維能力,推進國內(nèi)相關(guān)企業(yè)與科研院所合作,打通燃機檢修瓶頸,形成自主生產(chǎn)、檢測、評估等能力,逐步擴大本土第三方檢修運維份額,降低檢修運維成本和風險。三是加強天然氣摻氫技術(shù)研發(fā)與應用,研究混合氣燃燒技術(shù),逐步提高摻氫比例,降低碳排放。四是提升天然氣發(fā)電數(shù)智化水平,在天然氣發(fā)電TCS控制系統(tǒng)、運行優(yōu)化、設(shè)備診斷、實時監(jiān)控等方面引入數(shù)智化技術(shù),通過AI大模型等技術(shù)應用,提高天然氣發(fā)電運營效率。
加強上下游合作,實現(xiàn)天然氣產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。踐行能源安全新戰(zhàn)略,推動上下游產(chǎn)業(yè)鏈有效銜接,將天然氣產(chǎn)業(yè)鏈和發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同規(guī)劃,降低氣源供給中間環(huán)節(jié)費用。探索通過股權(quán)合作、氣-電聯(lián)營、中長期合同等方式推動天然氣發(fā)電企業(yè)與主要供氣企業(yè)建立長久穩(wěn)定的合作關(guān)系。拓展綜合能源服務新業(yè)態(tài),發(fā)揮天然氣發(fā)電機組靈活調(diào)節(jié)的優(yōu)勢和多能聯(lián)供的特點,推動發(fā)展“新能源+”、源網(wǎng)荷儲、虛擬電廠、節(jié)能服務、套餐式售能等綜合能源服務新模式,增加用戶黏性和價值創(chuàng)造能力,拓展天然氣發(fā)電運營收益渠道。
政策建議
一是完善產(chǎn)業(yè)政策,明確天然氣發(fā)電定位。從頂層設(shè)計上明確天然氣發(fā)電在新型電力系統(tǒng)中的定位,從國家層面對天然氣發(fā)電進行統(tǒng)籌規(guī)劃,從政策、稅收、金融、補貼等方面支持天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
二是科學形成價格,優(yōu)化市場機制銜接。推進國家把天然氣發(fā)電納入火電容量電價實施范疇,進一步放寬電力現(xiàn)貨市場價格上下限,拉大峰谷價差,奠定天然氣發(fā)電全面進入市場的基礎(chǔ),確保天然氣發(fā)電的市場價值體現(xiàn)。豐富輔助服務交易品種,推動費用向用戶側(cè)疏導;科學制定碳配額基準及分配機制,體現(xiàn)氣電低碳價值。
三是推進市場協(xié)同,保障天然氣發(fā)電穩(wěn)定運營。推動天然氣市場化改革,研究建立天然氣市場與電力市場的銜接機制,夯實天然氣發(fā)電在電力市場競爭中的基礎(chǔ),發(fā)現(xiàn)并有效體現(xiàn)天然氣發(fā)電對管網(wǎng)調(diào)節(jié)的重要價值。