在近日舉辦的第六屆重慶油氣論壇夏季峰會上，氣電成為論壇討論的焦點話題之一。
“氣電是可再生能源的‘最佳伙伴’，將成為新型能源體系的重要組成部分”，“與新能源融合是天然氣未來發(fā)展的方向，核心抓手在氣電”。在論壇上，來自“三桶油”、國家電網等多名行業(yè)專家紛紛發(fā)表如是觀點。
未來隨著風電、光伏等新能源逐漸轉為國內供電主體，新能源出力的不穩(wěn)定性將對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力提出更高要求，而同時，天然氣發(fā)電在調峰運行、消納新能源等方面的作用將日漸凸顯。
不過，由于氣電發(fā)展受資源保障和經濟性問題制約，其在電力結構中的占比一直較低。未來隨著電力需求不斷增長以及新能源加速發(fā)展，氣電在我國新型能源體系中的定位將發(fā)生哪些變化，天然氣發(fā)電能否迎來大規(guī)模增長？氣電未來如何參與電力市場交易，長期困擾企業(yè)的經濟性問題將如何得以解決？
支撐性電源作用凸顯
電力系統(tǒng)人士王立表示，新能源為主體是新型電力系統(tǒng)的本質特征。近年來，中國以光伏、風電為主的新能源裝機容量大幅增長。截至2023年底，國內新能源裝機10.5億千瓦，成為全國第二大電源，占比達36%，裝機容量比歐洲、美國超出近1倍和2倍多。國網能源研究院近日發(fā)布的報告預計，今年國內風電、光伏發(fā)電新投產規(guī)模共將達3.3億千瓦，累計裝機占比將超四成；遠期預計2030年全國新能源裝機規(guī)模或將超過25億干瓦，2060年超過50億干瓦，裝機占比逾六成，電量占比超過55%。
多名行業(yè)人士指出，新能源出力“靠天吃飯”，間歇性、波動性特點明顯，負荷高峰時段電力支撐能力不足，長時段電力平衡問題凸顯。隨著大規(guī)模風光新能源裝機上馬，中電聯(lián)預測，到2025年和2030年，國內最大電力負荷將分別達到16.3億千瓦和20.1億千瓦。若遇連續(xù)多天無光無風，新能源長時間低出力將造成電力供應可靠性大幅下降甚至出現缺電現象。
“電力系統(tǒng)的一大特點是供需實時平衡。”王立強調，隨著風光等波動性新電源逐漸成為供電主體，電力系統(tǒng)需要有足夠的調節(jié)能力來應對風、光等新能源電源隨機波動性給電網帶來的沖擊。
多名行業(yè)人士在會上指出，天然氣發(fā)電因具有啟停靈活、爬坡速度快、調節(jié)范圍廣、碳排放水平低等特點，是電力系統(tǒng)調峰調頻的優(yōu)質電源。
一名“三桶油”公司人士告訴第一財經記者，水電出力“靠天吃飯”、建設周期長約10年，此外還面臨生態(tài)和環(huán)保等外部約束收緊的壓力；核電亦受到主要內陸核電不開發(fā)帶來的廠址資源約束，國內核電剩余開發(fā)潛力受限。
相較于我國主要供電主體煤電，天然氣發(fā)電具有建設周期短、使用壽命長、響應速度快、碳排放低等更多優(yōu)勢。“傳統(tǒng)煤機啟?？赡芤奈鍌€小時，我們燃機用不上一小時，特別適合頂峰時段用電響應。”一名西南地區(qū)燃機企業(yè)業(yè)務負責人李方對第一財經記者表示，“在大家早晚上下班即將迎來用電高峰時段，讓煤機馬上啟動供電，不太現實，所以這時候經常會調動我們燃機。”
另外，上述“三桶油”公司人士告訴記者，煤機依托鍋爐發(fā)電，若未來要響應大規(guī)模調峰，或將面臨安全問題增加、成本走高等難題。且在儲能成本沒有實質性降低前，依靠大電網消納是風光發(fā)電的主要選擇，綜合來看，燃機更具優(yōu)勢。
資源保障和經濟性問題待解
“氣電在中國電力結構中的位置是有一些尷尬的。”東方證券在研報中對氣電如此評價。據稱，截至2022年，中國氣電裝機量已經增至120GW，明顯高于日本，但發(fā)電量僅有290TWh，氣電利用小時數約2500小時，低于日本4300小時以上的水平。另外，在天然氣進口國中日韓三國之中，中國的氣電比例在3%，而日韓則均約30%。
東方證券表示，氣電利用小時數低最主要的原因是發(fā)電利潤未能給到激勵。一方面是氣價高昂，另一方面是電力市場的峰谷價差不夠大，氣電作為調峰用途的優(yōu)勢因此受到抑制。
資源保障是限制氣電大規(guī)模發(fā)展的最主要因素。國內當前約四成天然氣供應仍依賴進口，另外，冬季民生用氣擠占發(fā)電用氣量，影響燃氣發(fā)電穩(wěn)定性。上述“三桶油”公司人士表示，受上游資源約束、中下游供氣環(huán)節(jié)多等影響，國內天然氣發(fā)電成本較高，約0.55-0.65元/千瓦時，比煤電、水電、核電等電源高0.1-0.3元/千瓦時。另據國網能源研究院財審所主任尤培培介紹，由于我國天然氣銷售價格存在居民、非居民用氣交叉補貼，以2021年數據看，國內工業(yè)用氣和發(fā)電用氣價格平均是居民用氣價格的1.1-1.3倍。
而地處資源地的氣電企業(yè)也不好過。“我們背靠西南油氣田自產地，肯定有資源優(yōu)勢。但問題是，現在天然氣還是比較貴。”李方告訴記者，考慮到自產資源有限，上游資源方更愿意把氣賣給沿海地區(qū)的燃機公司，“它們的接受度更高，可能三四塊錢都愿意買，我們的上網電價本來就低，很難跟它們競爭。”
氣電上網電價結構不合理，是造成上述困境的重要原因。據尤培培介紹，國內天然氣發(fā)電上網電價制定權歸屬地方，各地價格管理制度不盡相同，除少數地區(qū)制定了天然氣發(fā)電價格聯(lián)動機制外，絕大多數省份仍缺少氣價與電價間的必要銜接，導致氣價變化無法通過上網電價反映與分攤。當氣電廠用氣成本提高后，天然氣發(fā)電上網電價卻維持不變，導致氣電廠無力承擔高昂的用氣成本，只能靠政府補貼勉強維持經營。
“如果沒有補貼，主營調峰業(yè)務的氣電企業(yè)很難在市場上生存。”李方告訴第一財經記者，當前電力市場交易的最大優(yōu)勢是讓多方公平進入市場競爭，但市場化交易就意味著利益驅動，報價低者更有吸引力。“但這樣講的話，我們的燃料成本高，再加上人工、折舊、檢修各項費用，放到現在的市場上很難拼得贏。”
如何迎來轉機
在與會人士看來，隨著電力市場化改革持續(xù)推進、碳約束加強、國內石油天然氣增儲上產穩(wěn)步推進，中國天然氣發(fā)電或許將要進入一個全新的階段。
在資源保障方面，綜合各家機構統(tǒng)計數據，全球液化天然氣產能將在2027年進入集中投放的高峰期，與此同時，歐洲、日本等地持續(xù)減少對化石能源的消費。長期來看，天然氣市場會進入供需相對寬松的階段，氣價將在較長時間處于低位。
另據上述“三桶油”公司人士介紹，近年來，我國自非洲、美洲、大洋洲等地20多個國家進口天然氣，且單一國家最大進口比例僅兩成左右，天然氣進口持續(xù)多元化，進口安全性不斷提升。
在成本上，尤培培曾提出建議，一方面，逐步緩解氣價交叉補貼，合理調整居民與非居民氣價比價關系，將發(fā)電用天然氣價格穩(wěn)定在合理區(qū)間；另一方面，鼓勵天然氣供需雙方在交易中心進場交易，進而形成具有代表性、影響力的天然氣基準價格。
在定價機制上，尤培培還表示，應進一步完善燃氣發(fā)電價格機制，建立氣價、電價、熱價聯(lián)動機制。她建議，進一步完善燃氣發(fā)電上網電價機制，近期可采用兩部制電價機制，待市場逐步成熟，將兩部制電價逐步與現貨市場、輔助服務市場以及容量市場融合。另外，逐步完善電力市場限價機制，利用市場峰谷電價信號，促進燃氣電站經濟效益提升。
“制約氣電發(fā)展的多個因素在朝著有利于氣電發(fā)展的方向前進。”東方證券指出，發(fā)改委能源局在2022年初發(fā)布了《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，其中指出，“推動市場主體通過市場交易方式在各層次市場形成分時段電量電價，更好拉大峰谷價差，引導用戶削峰填谷。”該機構認為，隨著電力市場改革加速，氣電作為調峰用途的優(yōu)勢也將更好展現出來。
東方證券還認為，隨著碳價上漲以及全國碳市場電力行業(yè)排放基準線收緊，氣電更低的排放優(yōu)勢將逐步顯現。
“從電力供應看，氣電始終是‘頂峰保供應’的重要補充能源，電力平衡保障作用持續(xù)增強。”王立表示，考慮其他能源的發(fā)展情況，2030年氣電在電力平衡中的貢獻度預計達8%。
從發(fā)展布局情況看，王立預計，新增氣電仍將延續(xù)當前布局——集中在長三角、珠三角、京津等地區(qū)。不過，考慮到嚴控煤電裝機規(guī)模的大趨勢以及新能源出力不穩(wěn)定性因素，他建議中部適度布局氣電，解決電力缺口和調節(jié)能力不足問題；此外，在西部和北部等氣源豐富、新能源發(fā)電較多的地區(qū)適當布局調峰氣電，以提升可再生能源發(fā)電總出力水平、電網運行的可靠性以及電源外送能力。
“氣電是可再生能源的‘最佳伙伴’，將成為新型能源體系的重要組成部分”，“與新能源融合是天然氣未來發(fā)展的方向，核心抓手在氣電”。在論壇上，來自“三桶油”、國家電網等多名行業(yè)專家紛紛發(fā)表如是觀點。
未來隨著風電、光伏等新能源逐漸轉為國內供電主體，新能源出力的不穩(wěn)定性將對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力提出更高要求，而同時，天然氣發(fā)電在調峰運行、消納新能源等方面的作用將日漸凸顯。
不過，由于氣電發(fā)展受資源保障和經濟性問題制約，其在電力結構中的占比一直較低。未來隨著電力需求不斷增長以及新能源加速發(fā)展，氣電在我國新型能源體系中的定位將發(fā)生哪些變化，天然氣發(fā)電能否迎來大規(guī)模增長？氣電未來如何參與電力市場交易，長期困擾企業(yè)的經濟性問題將如何得以解決？
支撐性電源作用凸顯
電力系統(tǒng)人士王立表示，新能源為主體是新型電力系統(tǒng)的本質特征。近年來，中國以光伏、風電為主的新能源裝機容量大幅增長。截至2023年底，國內新能源裝機10.5億千瓦，成為全國第二大電源，占比達36%，裝機容量比歐洲、美國超出近1倍和2倍多。國網能源研究院近日發(fā)布的報告預計，今年國內風電、光伏發(fā)電新投產規(guī)模共將達3.3億千瓦，累計裝機占比將超四成；遠期預計2030年全國新能源裝機規(guī)模或將超過25億干瓦，2060年超過50億干瓦，裝機占比逾六成，電量占比超過55%。
多名行業(yè)人士指出，新能源出力“靠天吃飯”，間歇性、波動性特點明顯，負荷高峰時段電力支撐能力不足，長時段電力平衡問題凸顯。隨著大規(guī)模風光新能源裝機上馬，中電聯(lián)預測，到2025年和2030年，國內最大電力負荷將分別達到16.3億千瓦和20.1億千瓦。若遇連續(xù)多天無光無風，新能源長時間低出力將造成電力供應可靠性大幅下降甚至出現缺電現象。
“電力系統(tǒng)的一大特點是供需實時平衡。”王立強調，隨著風光等波動性新電源逐漸成為供電主體，電力系統(tǒng)需要有足夠的調節(jié)能力來應對風、光等新能源電源隨機波動性給電網帶來的沖擊。
多名行業(yè)人士在會上指出，天然氣發(fā)電因具有啟停靈活、爬坡速度快、調節(jié)范圍廣、碳排放水平低等特點，是電力系統(tǒng)調峰調頻的優(yōu)質電源。
一名“三桶油”公司人士告訴第一財經記者，水電出力“靠天吃飯”、建設周期長約10年，此外還面臨生態(tài)和環(huán)保等外部約束收緊的壓力；核電亦受到主要內陸核電不開發(fā)帶來的廠址資源約束，國內核電剩余開發(fā)潛力受限。
相較于我國主要供電主體煤電，天然氣發(fā)電具有建設周期短、使用壽命長、響應速度快、碳排放低等更多優(yōu)勢。“傳統(tǒng)煤機啟?？赡芤奈鍌€小時，我們燃機用不上一小時，特別適合頂峰時段用電響應。”一名西南地區(qū)燃機企業(yè)業(yè)務負責人李方對第一財經記者表示，“在大家早晚上下班即將迎來用電高峰時段，讓煤機馬上啟動供電，不太現實，所以這時候經常會調動我們燃機。”
另外，上述“三桶油”公司人士告訴記者，煤機依托鍋爐發(fā)電，若未來要響應大規(guī)模調峰，或將面臨安全問題增加、成本走高等難題。且在儲能成本沒有實質性降低前，依靠大電網消納是風光發(fā)電的主要選擇，綜合來看，燃機更具優(yōu)勢。
資源保障和經濟性問題待解
“氣電在中國電力結構中的位置是有一些尷尬的。”東方證券在研報中對氣電如此評價。據稱，截至2022年，中國氣電裝機量已經增至120GW，明顯高于日本，但發(fā)電量僅有290TWh，氣電利用小時數約2500小時，低于日本4300小時以上的水平。另外，在天然氣進口國中日韓三國之中，中國的氣電比例在3%，而日韓則均約30%。
東方證券表示，氣電利用小時數低最主要的原因是發(fā)電利潤未能給到激勵。一方面是氣價高昂，另一方面是電力市場的峰谷價差不夠大，氣電作為調峰用途的優(yōu)勢因此受到抑制。
資源保障是限制氣電大規(guī)模發(fā)展的最主要因素。國內當前約四成天然氣供應仍依賴進口，另外，冬季民生用氣擠占發(fā)電用氣量，影響燃氣發(fā)電穩(wěn)定性。上述“三桶油”公司人士表示，受上游資源約束、中下游供氣環(huán)節(jié)多等影響，國內天然氣發(fā)電成本較高，約0.55-0.65元/千瓦時，比煤電、水電、核電等電源高0.1-0.3元/千瓦時。另據國網能源研究院財審所主任尤培培介紹，由于我國天然氣銷售價格存在居民、非居民用氣交叉補貼，以2021年數據看，國內工業(yè)用氣和發(fā)電用氣價格平均是居民用氣價格的1.1-1.3倍。
而地處資源地的氣電企業(yè)也不好過。“我們背靠西南油氣田自產地，肯定有資源優(yōu)勢。但問題是，現在天然氣還是比較貴。”李方告訴記者，考慮到自產資源有限，上游資源方更愿意把氣賣給沿海地區(qū)的燃機公司，“它們的接受度更高，可能三四塊錢都愿意買，我們的上網電價本來就低，很難跟它們競爭。”
氣電上網電價結構不合理，是造成上述困境的重要原因。據尤培培介紹，國內天然氣發(fā)電上網電價制定權歸屬地方，各地價格管理制度不盡相同，除少數地區(qū)制定了天然氣發(fā)電價格聯(lián)動機制外，絕大多數省份仍缺少氣價與電價間的必要銜接，導致氣價變化無法通過上網電價反映與分攤。當氣電廠用氣成本提高后，天然氣發(fā)電上網電價卻維持不變，導致氣電廠無力承擔高昂的用氣成本，只能靠政府補貼勉強維持經營。
“如果沒有補貼，主營調峰業(yè)務的氣電企業(yè)很難在市場上生存。”李方告訴第一財經記者，當前電力市場交易的最大優(yōu)勢是讓多方公平進入市場競爭，但市場化交易就意味著利益驅動，報價低者更有吸引力。“但這樣講的話，我們的燃料成本高，再加上人工、折舊、檢修各項費用，放到現在的市場上很難拼得贏。”
如何迎來轉機
在與會人士看來，隨著電力市場化改革持續(xù)推進、碳約束加強、國內石油天然氣增儲上產穩(wěn)步推進，中國天然氣發(fā)電或許將要進入一個全新的階段。
在資源保障方面，綜合各家機構統(tǒng)計數據，全球液化天然氣產能將在2027年進入集中投放的高峰期，與此同時，歐洲、日本等地持續(xù)減少對化石能源的消費。長期來看，天然氣市場會進入供需相對寬松的階段，氣價將在較長時間處于低位。
另據上述“三桶油”公司人士介紹，近年來，我國自非洲、美洲、大洋洲等地20多個國家進口天然氣，且單一國家最大進口比例僅兩成左右，天然氣進口持續(xù)多元化，進口安全性不斷提升。
在成本上，尤培培曾提出建議，一方面，逐步緩解氣價交叉補貼，合理調整居民與非居民氣價比價關系，將發(fā)電用天然氣價格穩(wěn)定在合理區(qū)間；另一方面，鼓勵天然氣供需雙方在交易中心進場交易，進而形成具有代表性、影響力的天然氣基準價格。
在定價機制上，尤培培還表示，應進一步完善燃氣發(fā)電價格機制，建立氣價、電價、熱價聯(lián)動機制。她建議，進一步完善燃氣發(fā)電上網電價機制，近期可采用兩部制電價機制，待市場逐步成熟，將兩部制電價逐步與現貨市場、輔助服務市場以及容量市場融合。另外，逐步完善電力市場限價機制，利用市場峰谷電價信號，促進燃氣電站經濟效益提升。
“制約氣電發(fā)展的多個因素在朝著有利于氣電發(fā)展的方向前進。”東方證券指出，發(fā)改委能源局在2022年初發(fā)布了《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，其中指出，“推動市場主體通過市場交易方式在各層次市場形成分時段電量電價，更好拉大峰谷價差，引導用戶削峰填谷。”該機構認為，隨著電力市場改革加速，氣電作為調峰用途的優(yōu)勢也將更好展現出來。
東方證券還認為，隨著碳價上漲以及全國碳市場電力行業(yè)排放基準線收緊，氣電更低的排放優(yōu)勢將逐步顯現。
“從電力供應看，氣電始終是‘頂峰保供應’的重要補充能源，電力平衡保障作用持續(xù)增強。”王立表示，考慮其他能源的發(fā)展情況，2030年氣電在電力平衡中的貢獻度預計達8%。
從發(fā)展布局情況看，王立預計，新增氣電仍將延續(xù)當前布局——集中在長三角、珠三角、京津等地區(qū)。不過，考慮到嚴控煤電裝機規(guī)模的大趨勢以及新能源出力不穩(wěn)定性因素，他建議中部適度布局氣電，解決電力缺口和調節(jié)能力不足問題；此外，在西部和北部等氣源豐富、新能源發(fā)電較多的地區(qū)適當布局調峰氣電，以提升可再生能源發(fā)電總出力水平、電網運行的可靠性以及電源外送能力。
