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“受气”的天然气发电:身为清洁能源,角色却颇尴尬

字体: 放大字体  缩小字体 发布日期:2021-07-14  浏览次数:85

 

 

  “气价偏高、气源时有中断、政策不完善,是气电发展面临的三大问题。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋对澎湃新闻表示。

 

 

  自上世纪90年代以来,中国的天然气发电产业经历了近三十年持续发展。但时至今日,仍难以摆脱相对尴尬的角色:清洁低碳的气电本质上属于化石能源,发电成本竞争不过煤电、又不如风电太阳能发电“零碳清洁”,其生存空间受到煤电和新能源的双重挤压。“一无名分二无地位”,虽是一句业内的玩笑话,但确是气电的真实写照。

 

 

  随着国内能源电力工业的高速发展,中国的煤电、水电、风电、太阳能发电装机容量均居世界第一,核电商运装机容量世界第三、在建规模世界第一,清洁能源发电装机占比提高到40%左右。相比之下,截至2020年底,国内气电装机容量9802万千瓦,占发电总装机的比重为4.45%,远低于四分之一左右的全球平均水平。发电量占比仅为3.26%,也远低于全球平均数23%。

 

 

  在行业的官方统计口径中,气电被归并在“火电”名下,没有正式“名分”。与同为火电的煤电相比,气电的碳排放水平约为煤电的50%,但全国燃机的平均发电小时数仅为煤机的七成不到。

 

 

  在天然气下游的用气规模上,气电排在城市燃气、工业燃料之后。横看竖看,气电就像是委屈的“受气包”,长期蛰伏前行。虽然气电装机在“十三五”期间年均增长达到9.69%,但燃气发电行业真正的“春天”,始终将至而未至。

 

 

  受“气”制约,气电难以走上C位

 

 

  气价和气源,是长期制约在中国天然气发电产业的“瓶颈”,经济性短板使其低碳环保优势和灵活性电源的价值受到抑制。“不是气电人不争气,而是受制于‘气’。”一位气电行业资深从业人士形象地吐槽说,要么是气源上气不接下气,要么就是气价贵得让人背过气去。

 

 

  这导致了国内天然气发电企业亏损普遍。面对较高的燃料成本,多地政府采用财政补贴和两部制电价等措施来解决。但随着气电装机规模扩大,成本疏导的压力也越来越大。

 

 

  “气价偏高、气源时有中断、政策不完善,是气电发展面临的三大问题。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋对澎湃新闻分析称,气电行业存在三大“软肋”,最根本的问题在于作为燃料的天然气价格普遍过高,一般情况下燃气电厂购买的到厂气价在每立方米2.5元至3元之间,“这就导致气电机组要想保本,电价须达到0.6元/千瓦时左右,与水电、煤电、核电、风电、光伏发电相比,气电在价格上缺乏竞争性。”

 

 

  中国石油集团规划计划部副总经济师、中国石油学会石油经济专委会秘书长朱兴珊在2020年7月的一场线上会议上也曾算过一笔账:在各地发电用气价格为2.2-2.7元/立方米的气价水平下,我国典型地区燃气电厂发电成本约为0.56-0.58元/千瓦时,其中,燃料成本占比约70%-75%。气电的成本,介于光伏发电和生物质发电、海上风电之间。

 

 

  气价之高推涨气电价格,气电机组的上网电价水平长期处于高位。这决定了气电在电力市场竞争中缺乏与其他传统电源同场竞赛的底气。随着“十四五”风电、光伏全面进入平价、竞价时代,来自电力市场的竞争压力将与日俱增:可再生能源没有碳排放,且边际成本趋近于零,在电力市场最具优势。

 

 

  除了难以承受的气价之痛,气源的稳定性也影响着天然气发电的效率。郭焦锋表示,燃气发电需要大量连续稳定的天然气供应,但在少数企业的垄断下,近年来燃气电厂在天然气供应紧张时经常成为短供甚至断供的最主要对象,影响其正常运营和市场的投资积极性。

 

 

  另据了解,由于电厂用气在天然气分配次序相对偏后,尤其是冬季重点保民用气为主的时段,一些机组连正常保养用气也很难得到保证。

 

 

  政策方面,郭焦锋提出,不仅气电的调峰及环保价值缺乏完善的电价机制予以体现,天然气分布式能源也因电力并网难阻碍了大规模发展。“尽管能源主管部门出台过多能互补、风光水火储一体化等政策,但气电在与其他电源协同发展时应处于什么地位、怎么发挥作用,政策层面缺乏明确的定位和指引。”

 

 

  相对较高的气电价格,使得气电机组分布与经济发展水平高度相关,目前主要集中在经济发达的长三角、珠三角和京津地区。广东、江苏、浙江、上海,是国内燃气电厂最为密集的省份。

 

 

  高比例可再生能源挑战电力系统,气电灵活性凸显

 

 

  但是,天然气发电的尴尬处境,并不意味着气电毫无比较优势。

 

 

  “3060”双碳目标的提出、各地碳约束的收紧,加之进行中的油气体制改革,正在重塑天然气发电的产业格局。多位接受采访的业内人士均对澎湃新闻表示,构建以新能源为主体的新型电力系统,气电不可缺席。气电面前,仍有长达至少十年的战略机遇期。

 

 

  硬币的一面,是气电贵、燃料成本劣势,另一面,是气电相较于煤电的清洁低碳属性,及其与高比例的波动性可再生能源相匹配、确保电网稳定运行的优质调峰调频性能。

 

 

  截至2020年底,我国风电、太阳能发电的总装机容量约5.3亿千瓦,占比约为24%。以中国宣布的减碳目标测算,未来十年,新增风电、太阳能发电装机容量将达到10亿千瓦以上,总占比提升近一倍。可再生能源加速从能源系统的配角晋升为主角,这在全球范围内已势不可挡,但其长时间、高出力使得电力系统在运行安全、充足容量和系统韧性等传统供应安全问题上将面临巨大挑战。

 

 

  “直接减排的主力军、间接减排的助力者。”江苏省能源局天然气发电及分布式能源工程研究中心秘书长刘志坦向澎湃新闻阐述低碳转型背景下气电角色时说道。所谓直接减排,是指以气电替代小煤电与燃煤锅炉,实现直接碳减排的效益。间接减排,则是气电作为灵活性电源为可再生能源发展提供支撑。

 

 

  随着波动性、随机性和间歇性特征明显的风电、光伏等可再生能源规模迅速扩大,其在电网中的比重越来越高,电网对于灵活性电源的需求越加迫切。只有配备充足的灵活性电源,才能“抚平”“任性”的可再生能源,从而维持电网安全稳定。

 

 

  刘志坦介绍说,根据国际经验,正常情况下,电网应配置约15%的灵活性电源,否则可再生能源的发展将受到一定程度的抑制。目前我国灵活性电源比重仅为6%,主要是抽水蓄能、气电和少量具有调节能力的水电。“我国电力系统的灵活性电源长期不足,加上新能源增速全球第一,这其中的矛盾就变得愈加突出。”

 

 

  中电联2019年12月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》显示,欧美国家的灵活电源比重普遍较高,西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。在中国新能源富集的“三北”地区,风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%,但灵活调节电源不足3%,调节能力先天不足。

 

 

  在储能技术突破经济性掣肘、实现大规模商业化应用之前,抽水蓄能、燃气轮机机组与完成灵活性改造的煤电机组都可以作为电网灵活性电源,三者各有利弊:抽水蓄能技术成熟、反应快速,但受到站址资源和建设工期限制,远水解不了近渴;燃气机组启停快、运行灵活,单循环燃气轮机机组调峰能力可以达到100%,联合循环机组调峰能力可达70-100%,但面临高气价、气源约束;煤电通过灵活性改造可以一定程度提升调节能力,但需要牺牲机组运行效率、提高煤耗来压低负荷。从碳排放结果来看,经过灵活性改造的燃煤机组的碳排放总量仍大幅高于燃气调峰机组。

 

 

  有一种比较激进的观点认为,我国能源可以从以煤炭为主,越过油气直接过渡到以新能源为主的零碳系统。听起来很美,但不切实际。新能源高增速发展下,提高电力系统灵活性已经成为优先事项。由于储能技术尚无法实现大规模商业部署,平衡电力系统要求部署包括天然气发电等灵活性技术。

 

 

  “我个人认为这种观点是不合适的(注:指从以煤炭为主越过油气直接过渡到以新能源为主的零碳系统)。一是目前我国的电力系统尚不具备以新能源为主的支撑能力。二是这种能源转型的代价太大。要构建新型电力系统,应该走能源结构调整和可再生能源发展的并行之路,即低碳和零碳并行。”中国工程院院士、全球能源互联网研究院院长汤广福近日接受《国家电网杂志》采访时称,欧盟的清洁能源低碳发展之路给了我们很多启示。要调整能源结构,把煤炭的使用量降下来,把油气的使用量升上去。虽然我国油气对外依存度较高,不可能像欧洲那样大量采用天然气,但也应该适度发展油气资源,特别是发展天然气发电调峰,以配合波动性、间歇性可再生能源的大规模开发利用。如果忽视电网调峰资源的发展,将会给新型电力系统构建带来巨大的不可逾越的技术鸿沟。

 

 

  汤广福告诫称,目前业界存在一个误解,认为只要解决了储能问题就会解决一切问题。当然,储能是要大力发展。储能也能够满足一部分削峰填谷的需求,但储能并不能完全代替灵活电源。在储能成为大规模灵活电源之前,必须依靠天然气发电或者经过灵活性改造的煤电作为灵活电源。美国、欧洲转型之所以比较成功,是因为有大量的天然气发电作为灵活电源用来调峰。

 

 

  从欧洲各国实践来看,由于积极的气候政策和高碳价挤压煤电厂利润空间,退煤进程加速。与煤炭发电量逐年下降同时发生的是,可再生能源发电量日益上升,作为灵活性电源的天然气发电量也逐渐上升。

 

 

  “放弃天然气过渡能源作为摆渡车,想直接上新能源+储能的登机桥,这是走不通的。”惠州深能源丰达电力有限公司董事长张海成分析称,可再生能源上马越多、备用电源及灵活性措施也应同步增长,目前明显不足。他对澎湃新闻称,在现有技术路径下,在迈向碳达峰的途中要平衡经济增长带来的能源需求扩张和减排之间的关系,可选项并不多,以气电作为灵活性电源和调峰机组是最现实的选择。

 

 

  中电联行业发展与环境资源部副主任叶春对于气电发展前景的观点较为乐观。“3060”目标对可再生能源发展按下快进键,由于可再生能源的特性,在目前电网规划方式和结构下,需要有容量足够且灵活启停的电厂来调节电网负荷峰谷。一方面,启停速度快、操作灵活的天然气发电,是目前较好的调峰调频电源,在储能尚不能发挥较大调节潜力下,天然气发电具有广阔的发展空间。另一方面,与煤电相比,天然气发电更加清洁低碳,将成为构建以新能源为主体的新型电力系统的重要过渡电源。“按照发展远景,全国新能源装机将达到50亿千瓦,风、光各50%,电力需求13万亿千瓦时,最大负荷5200小时。同时,考虑新能源配置10%~15%的储能,则仍需大量常规机组、储能、需求侧响应帮助实现电力平衡,天然气发电至少仍需要1亿千瓦左右。”

 

 

  天然气发电的特殊之处,在于上游天然气领域和下游电力领域正同时经历市场化改革,价格体制亟待理顺。尴尬的气电要想扬长避短,降气价和拓气源依旧是绕不开的话题。那么,高气价还有没有解?以及,对于天然气对外依存度已攀升至43%的中国而言,有没有足够的天然气支持气电发展?下一篇,我们将回到源头,从气够不够用说起。

 
 
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