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“双碳”目标下燃气发电发展问题研究

2021-07-28 08:47:45 中国电力企业管理   作者: 王建光 王晶 肖明   

我国提出的“争取2030年碳排放达峰,2060年实现碳中和”将带来一场深刻的生产生活方式变革,也将重新塑造我国能源电力行业的格局,能源生产清洁化、能源消费电气化将成为必然趋势,而以新能源为主体的电力系统对现行电力系统的生产运行和体制机制提出了巨大挑战。在燃煤发电受限、新能源装机持续增长的预期下,清洁且灵活的燃气机组可以作为一定时期内的过渡电源,但我国燃气发电还存在诸多问题需要进一步明确和解决。

新形势下发展燃气发电的意义

在“双碳”目标约束下,留给煤电的发展空间已经非常有限。多家机构的研究表明,为实现“双碳”目标,煤电要在2025年达峰,2030年后逐步退出,2060年碳中和时全部退出,煤电从基础性、主体性能源向保障性、调节性能源转变已成为行业共识。

但新能源发电带来的一系列问题又需要具有物理惯性的传统机组来解决。2020年底我国风电、光伏装机容量5.3亿千瓦,为在2030年实现碳达峰这一战略目标,未来十年风电、光伏累计需要完成12亿千瓦的目标。根据国网能源院的研究,2060年我国陆上风电、光伏两者装机容量占比将达到约60%,发电量占比将达到45%。风光出力的随机性、波动性、间歇性将给电力系统平衡调节和灵活运行带来重大挑战,高比例可再生能源、高比例电力电子设备导致系统转动惯量持续下降,调频、调压能力不足,而需求侧冬、夏“双峰”特征愈加明显,峰谷差不断扩大,电力保障供应的难度逐年加大。

在此背景下,属于化石能源又排放较少的燃气机组将在系统转型过程中提供有力支撑。首先,燃气机组能为系统提供高比例的有效容量保障。2020年我国风光装机容量占比达到24%,但发电量占比仅9.8%。据统计,燃煤机组的有效容量为80%,燃气机组有效容量能够达到90%,而风电、光伏的有效容量仅为10%~20%左右,因此可再生能源装机占比越高,需要的装机冗余量越大。去年底我国江西、湖南等省份缺电、美国加州和得州轮流停电事故都反映出高比例可再生能源和负荷高峰同时出现时会出现“缺电力不缺电量”的局面。而在新能源装机居世界领先的欧盟28国,传统电源容量一直保持与最大负荷相当,在我国严控煤电的大环境下,新增燃气发电成为可选项。

其次,燃气机组调节性能优异,可作为提供多种辅助服务的灵活性电源。当前技术条件下,依靠大电网模式消纳可再生能源是唯一可靠的途径,而灵活性资源的充裕度对新能源消纳至关重要。对比其他灵活性资源,抽水蓄能的建设周期长、对地理环境有特殊要求、价格机制不完善;电化学储能的成本和安全性问题尚待解决,无法支撑大规模可再生能源消纳;需求侧资源参与市场程度低、激励机制未建立;煤电灵活性改造可能造成机组损害和寿命衰减问题,导致更多污染物排放。相比而言,燃气机组启停更灵活、爬坡速率更快,调节性能更好,配合可再生能源发展是现实条件下的最优选择。

再次,燃气机组相对其他化石能源机组更加清洁高效。天然气的主要成分是甲烷,燃烧后的产物只有二氧化碳和水,其中二氧化碳的排放量约为燃煤机组的42%,燃气机组没有粉尘和硫化物排放,只有空气中的少量氮气在燃烧时被氧化为氮氧化物,其排放标准也大幅低于燃煤机组,大大优于加装了烟气脱硫装置的燃煤机组。国内联合循环燃气机组发电气耗折合标煤约240克/千瓦时,明显低于燃煤机组平均发电煤耗的320克/千瓦时,且厂用电率只有燃煤机组的一半,减排效果明显。此外,燃气机组还具有占地面积小、用水量少、初始投资小等优势。

除了大型集中式燃气发电外,分布式燃气机组可以实现用户侧多能供应,大幅提高能源利用效率。分布式燃机布局灵活、运营高效,通过能源的合理梯级利用,采用发电后的废热进行制冷和供热,可将传统火电机组的效率由35%~40%提升到70%~90%。通过在负荷中心就近提供多种能源供应,大幅减少输配电和输热损耗,适合在数据中心、商业综合体、医院等对多种能源均有稳定需求的场景开展综合能源服务。

天然气达峰及燃气发电的定位

受限于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋,天然气在我国能源结构中占比较小。2020年,国内生产天然气1888亿立方米,比上年增长9.8%,连续4年增产超过100亿立方米。2020年,国内天然气表观消费量3259.3亿立方米,同比增长7.6%,对外依存度达到42%,即42%的天然气需求要通过进口LNG或管道天然气满足,在带来能源安全问题的同时导致天然气使用成本居高不下。

在新的碳排放形势下,化石能源消费将陆续达峰并逐渐下降。由于天然气产生的碳排放强度较低,在过渡期以低碳化石能源代替高碳化石能源的路径将使得天然气达峰时间点在煤炭和石油之后。我国化石能源中煤炭、石油、天然气产生的碳排放占比为76.6%、17.0%、6.4%,预计煤炭、石油、天然气分别于2025、2030、2040年左右达峰。中国石油技术经济研究院的研究表明,按照此前的政策形势判断,天然气将在2050年前后达峰,峰值接近7000亿立方米/年,而在碳中和情境下中国的天然气需求将在2040年前后进入峰值平台期,峰值约5500亿立方米/年,达峰时间提前的同时,峰值也相应下降。

2017年13部委联合发布的《加快推进天然气利用的意见》中提出“逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一”的发展目标,加快推进天然气在城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用,从实际情况来看,近几年天然气的发展并不乐观。2019年天然气在我国一次能源消费结构中的占比仅为8.3%,远低于世界平均水平24%,其中一个主要原因在于燃气发电占比较低,据中石油技术经济研究院统计,2019年底我国天然气消费结构中发电占比为17.9%,远低于全球37%的平均水平。

燃气发电可同时实现天然气发展和电能替代两大目标。截至2020年12月底,中国燃气发电装机容量约为1亿千瓦,占全国发电装机总量的比例仅4.5%,没有完成《能源发展“十三五”规划》中2020年燃气发电装机规模1.1亿千瓦的目标。牛津能源研究所预计,到2025年中国燃气发电装机容量将新增0.4~0.5亿千瓦,总量达到1.4~1.5亿千瓦;电力部门的天然气消费量将增长40%~50%,达到750~800亿立方米/年。可见,在“十四五”时期燃气发电装机仍有50%左右的增长空间,在严控煤电、碳捕集封存技术未成熟、灵活性资源稀缺的能源转型过渡和换挡期,燃气发电的各方面综合优势突出,可在承上启下过程中发挥中流砥柱的关键作用。

燃气发电的运行困境

当前我国燃气机组在运行中面临多方面的不利因素,生存和发展较为困难。燃气机组的盈利分析可以从营业收入和营业成本两方面考虑,营业收入分为电能量收入与辅助服务收入,电能量收入由上网电价与上网电量决定,由于目前我国电力市场保持双轨制运行,因此燃气机组存在“计划电”与“市场电”的区别,而营业成本则以燃料成本为主。燃料成本、上网电价、利用小时数均是决定燃气机组运行和盈利能力的关键参数,也正是这几方面的不利因素造成了当下燃气机组的运行困境。

燃料成本和运行维护成本高昂是国内燃气机组不得不面对的现实。燃机发电成本中燃料成本占比最高,约为67%,根据典型燃机数据分析,纯凝发电成本约0.6元/千瓦时、热电联产发电成本约0.56元/千瓦时,是燃煤机组成本的2.4~2.8倍。受限于我国天然气资源不够充裕、对外依存度高的现状,且受到石化企业与海外LNG供应商签订的长期协议价格、燃气管网分段管理的层层加价问题等因素影响,虽然国家油气管网公司已经成立,但我国天然气改革尚未到位,国际油气现货价格与燃气机组的燃料成本之间没有形成有效的传导机制。燃气设备国产化程度较低,修理维护工作长期被国外厂家技术人员垄断,维护费用高昂。

多省市降低燃气机组标杆电价,政府补贴逐步缩减。出于连续三年降低一般工商业电价等考虑,自2018年以来,湖北、北京、上海、天津、广东等地区陆续降低燃气机组标杆电价,2020年浙江宣布开展天然气发电机组平价上网改革试点工作。此外,高成本的燃气发电往往需要价格疏导和财政补贴,例如根据《国家发改委关于疏导京津沪燃气电价矛盾的通知》(发改价格[2014]112号),北京、天津均将燃气电价疏导至非居民用电,每千瓦时电销售电价提高0.06元左右,但随着市场化交易的开展,原来承担电价补贴的高价用户直接或间接进入市场,原先疏导到用户侧的“燃气交叉补贴”渠道部分流失,补贴规模持续缩减。

高成本燃气机组在市场化交易中不占优势,利用小时数下降。由于我国目前开展的电力交易以中长期交易为主,而同质化的电量交易往往引起发电侧的价格“厮杀”,燃气机组在价格比拼中几乎没有优势。因此广东中长期交易采取“价差”传导模式,实现了燃气机组和燃煤机组同台竞价。而同样是气电大省的浙江,虽然中长期交易参与方中包含燃气机组,实际上燃气机组在中长期市场基本没有成交量。天津则采取了“燃煤燃气3.6∶1”的打捆方式进行交易。同时由于在市场竞争中不占优势,燃气机组利用小时数进一步下滑,北方热电联产机组利用小时数大约3000小时,大幅低于煤电机组,而南方燃气调峰机组利用小时数仅1000小时上下,设备利用率严重不足。

辅助服务市场和碳市场不成熟,燃气机组低碳和灵活性价值无法体现。从欧美等发达国家发展燃气发电的经验来看,需要建立充分竞争、峰谷电价差异明显的现货市场,燃气机组通过灵活调节的特性在电能量和辅助服务市场中获取收益,叠加较低的碳成本增大被优先调度的概率,才能走上良性发展的正循环。虽然目前我国多个省份已建立辅助服务市场,但是由于市场空间有限,在燃煤机组纷纷开展灵活性改造的环境中燃气机组的灵活调节优势被削弱,且价格激励不足以覆盖燃气机组的调节成本。同时,我国发电行业碳市场刚刚起步,形成合理的碳价形成机制尚待时日,目前我国碳市场采取的是产出与基准线控制的方式,对不同类型的机组设置了不同的基准线,不利于从燃煤到燃气、可再生能源的电源转换,相比之下欧美采用的碳排放总量控制模式更能促进从高碳能源到低碳能源的转换。

对于进一步发展燃气发电的政策建议

一是在“十四五”规划中明确燃气发电发展目标和定位。充分认识到“双碳”目标下发展燃气发电对于电力系统稳定和天然气发展的重要意义,确定合理的发展目标,明确燃气机组在电力、天然气和供热市场中分别承担的功能和定位,加大燃气发电在天然气消费中的占比,鼓励发展天然气调峰电站,体现其清洁灵活的价值。

二是持续推进油气改革,理顺天然气价格形成机制。加快推进“管住中间,放开两头”改革,减少供气中间环节,有效降低各环节输配费用,深化天然气价格改革,建立与国际天然气现货的关联度。建设储气调峰设施,避免气价季节性大幅波动。统筹天然气供应企业与燃气发电企业利益,鼓励天然气供应企业与燃气发电企业进行股权合作。

三是实行气电联动和两部制电价等燃气电价支撑政策。建议建立天然气价格与燃气机组上网电价联动机制,明确价格调整的启动条件、调整周期等内容,根据天然气价格变化及时调整上网电价,及时疏导上下游成本变化。通过两部制电价政策保证燃气电厂固定成本的回收,降低燃气电厂的经营风险,保障燃气电厂的盈利空间。

四是尽快推进现货市场和辅助服务市场建设。燃气机组参与中长期市场的困境主要来自中长期电量交易无法灵活反映电力的瞬时平衡特性,无法体现其灵活调整出力的优势,市场中的问题恰恰需要通过市场的发展来解决。进一步推动电力市场化改革,扩大市场化交易规模,鼓励在中长期带曲线交易体现电力的时间价值,建立能反映电力实时平衡的现货市场,同时建立配套的调频、备用辅助服务市场,以使燃气机组实现在各个市场中的综合利益最大化。

五是推进碳市场建设,体现燃气低碳价值。待碳市场初步建立、合理的碳价机制初步形成后,逐步加大有偿配额比例,统一不同类型机组的基准线或采用总量控制型碳市场机制,利用市场机制推动从燃煤到燃气到可再生能源的转换。推动碳市场与电力市场耦合发展,将碳成本纳入发电成本,给予高效低碳机组更多的发电机会。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年06期,作者单位:中国华电集团有限公司天津分公司




责任编辑: 江晓蓓

标签: 双碳 目标 燃气发电发展

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