中國儲能網(wǎng)訊：燃氣機組（以下簡稱“燃機”）由于相對清潔環(huán)保、啟停速度快、調(diào)節(jié)能力強等優(yōu)點，在電力行業(yè)中的裝機比重越來越大，是實現(xiàn)碳中和目標，發(fā)展風光電源的有效助力。目前，全國天然氣發(fā)電機組裝機規(guī)模達到1億千瓦以上，占總裝機容量的5%，其中廣東省燃機裝機達2527萬千瓦，占廣東省裝機19%，已成為廣東省第二大裝機電源，北京市燃機裝機比重最高，甚至達到了76%。與燃機優(yōu)點相伴的，是燃氣價格較高、進口依存度高的缺陷。隨著電力現(xiàn)貨市場建設的深化，目前8個試點地區(qū)均進行了以月度為周期的連續(xù)試結(jié)算，非試點地區(qū)也開始準備電力現(xiàn)貨市場方案設計。由于電力現(xiàn)貨交易機制是電力計劃調(diào)度機制的替代者，在同一交流控制區(qū)中的電源均需參與電力現(xiàn)貨交易，否則就會產(chǎn)生不平衡資金，國外經(jīng)驗和8個試點地區(qū)的嘗試都已經(jīng)證明這一點。那么優(yōu)缺點同樣突出的燃機如何在電力現(xiàn)貨市場中生存、發(fā)展，成為現(xiàn)階段必須要研究的問題。
碳中和需要燃機支撐可再生能源
碳中和需要風光發(fā)電取得跨越式發(fā)展，在儲能成本沒有本質(zhì)性的降低前，依靠大電網(wǎng)消納是風光發(fā)電的唯一選擇。而大電網(wǎng)需要足夠的轉(zhuǎn)動慣量和支撐電源，目前能夠規(guī)模化提供這些服務的只有燃煤機組和燃氣機組，在碳中和的要求下，相較燃煤機組，燃機具有顯著的優(yōu)勢。
一是綜合能效較高。目前國內(nèi)9F級燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組純凝發(fā)電氣耗折合標準煤耗240克/千瓦時，明顯低于燃煤機組平均發(fā)電煤耗的320克/千瓦時，并且9F級燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組廠用電率為2.5%，明顯低于燃煤機組平均廠用電率的5%，折合標準煤耗進一步降低，相應二氧化碳排放降低。
二是污染物排放少。由于天然氣燃燒過程中只會生成二氧化碳和水，沒有粉塵和硫化物排放，更沒有燃煤粉塵中的重金屬污染，屬于清潔能源。只有空氣中的少量氮氣在燃燒時被氧化為NOx，其排放標準也是大幅低于燃煤機組。根據(jù)火電廠大氣污染物排放標準(GB 13223-2011)，國內(nèi)燃機和煤機大氣污染物排放標準如圖所示。
三是啟停速度較快，爬坡能力較強。由于燃機的燃燒特性，可以實現(xiàn)快速啟停和調(diào)峰。目前國內(nèi)燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組緊急情況下可以實現(xiàn)2小時啟動并網(wǎng)，負荷調(diào)整速率可以達到6.67%MCR（額定負荷）/分鐘，大幅高于燃煤2%MCR（額定負荷）/分鐘。
四是固定投資成本較低。目前國內(nèi)重型燃機主要由世界三大燃機供應商（美國GE、德國西門子、日本三菱重工）分別與國內(nèi)主要電力裝備集團（哈汽集團、上汽集團、東汽集團）合作供應，主要供應E級和F級機組。目前9F型機組投資成本已降至2500元/千瓦左右，低于百萬千瓦級燃煤機組的3500元/千瓦、光伏發(fā)電5827元/千瓦和陸上風電的7862元/千瓦。隨著重型燃機國產(chǎn)化率越來越高，燃機機組單位投資還會越來越低。另外，燃機電站人力成本較低。目前國內(nèi)新建的燃機電廠，裝機為兩臺9F級燃機，定員不足100人，大幅低于目前同等規(guī)模燃煤電站的350人。
在與各類型能源的比較中，特別是和燃煤機組相比較，燃機綜合能效高、污染排放少，啟停調(diào)峰和爬坡速度快，固定投資成本小。因此，燃機將成為碳中和背景下大電網(wǎng)中的理想可靠電源。
從計劃運行模式看燃機在電力市場中的劣勢
在計劃運行模式下，燃氣機組采用含補貼的固定電價上網(wǎng)，按照政府分配發(fā)電計劃的方式運營。站在原有模式角度看待市場化，會發(fā)現(xiàn)燃機存在一定的劣勢。
一是變動成本高造成競爭力不足。由于計劃運行模式下沒有分時段的定價機制，國內(nèi)燃氣機組為了提高能源利用率，普遍選型為燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機型，大大提高燃氣熱效率，降低發(fā)電氣耗，但是相對單循環(huán)燃機調(diào)節(jié)性能和啟停性能大大下降。目前國內(nèi)燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組發(fā)電氣耗為0.2立方米/千瓦時左右，廠用電率2.5%左右，按照工業(yè)管道燃氣價格3元/立方米左右計算，燃機的變動成本高于0.6元/千瓦時，相比北方大部分煤機要高出3倍。同時，燃機作為高精尖設備，其維護工作長期被外國廠家技術(shù)人員壟斷，必須要按照EOH簽訂長期維修協(xié)議，維護費用較高。即使未來沿海LNG價格下降，燃機的變動成本仍然要顯著高于煤機。在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境中，市場將在資源配置中起到?jīng)Q定作用，會讓成本最低的機組優(yōu)先發(fā)電。而燃機作為高變動成本機組，相比較于其他類型機組將處于本能的劣勢。
二是利用小時數(shù)會進一步降低。受地方政府補貼能力影響，目前國內(nèi)燃機的利用小時數(shù)普遍較低。在北方地區(qū)，承擔城市居民供暖的燃機利用小時數(shù)稍微高一些，能達到3000小時及以上，但仍大幅低于燃煤機組。處于南方或者不承擔居民供暖的燃機則在電力系統(tǒng)中普遍被定為調(diào)峰機組或者緊急備用機組，甚至成為燃氣、電力雙調(diào)峰機組，利用小時數(shù)普遍較低，有的甚至低于1000小時。電力現(xiàn)貨市場中，燃機將會在市場價格低于邊際成本時主動選擇停機，只在市場價格高于變動成本才會選擇開機，造成燃機的利用小時數(shù)進一步下降，設備利用率將嚴重不足。
三是企業(yè)收益不確定性增加影響持續(xù)投資的積極性。在電力現(xiàn)貨市場中，機組的發(fā)電上網(wǎng)價格不再執(zhí)行固定的政府定價，而是按照市場波動價格結(jié)算。而目前的電力市場大環(huán)境是供大于求，市場價格普遍低于煤電標桿電價，相對含補貼的燃機上網(wǎng)電價降幅更大。利用小時下降疊加市場價格較低，未來燃機收益存在很大的不確定性，可能影響后續(xù)項目的投資。
上述問題，一直是困擾燃機企業(yè)參加市場競爭的困難，實際上這些問題還是從計劃視角出發(fā)看到的困難。市場化條件下，燃機的經(jīng)營發(fā)展模式發(fā)生了本質(zhì)上的變化，并不一定就是電力市場競爭中的弱者。
燃機適應電力現(xiàn)貨市場的策略和市場設計
在碳中和的背景下，消納大量非化石能源的電力系統(tǒng)需要厘清真正的電力價值，就要依靠電力市場的發(fā)展，特別是電能量市場和輔助服務市場。燃機發(fā)電企業(yè)應當充分利用燃機固有的優(yōu)勢，尋求發(fā)揮燃機物理特性的市場設計，盡快適應現(xiàn)貨市場規(guī)則機制，制定良好的市場策略，在市場中謀求良好的收益。
一是簽訂適應現(xiàn)貨市場的中長期合同。燃機邊際成本高于煤機邊際成本，是不是燃機在中長期市場中就簽不到中長期合同了呢？當然不是，而是要依據(jù)現(xiàn)貨市場價格和中長期市場價格簽訂足量的中長期合同。具體操作就是，燃機發(fā)電企業(yè)要深入細致研究現(xiàn)貨市場價格，以高于平均現(xiàn)貨市場價格簽訂中長期合同，利用中長期合同價格與現(xiàn)貨市場價格差賺取足夠的收益。
假定現(xiàn)貨市場平均價格為250元/兆瓦時，一臺300兆瓦燃機如果能夠按照350元/兆瓦時的價格簽訂4000小時的中長期合同，那么這臺燃機將在不開機的情況下收到1.2億元的純利潤。當然，任何市場都是有風險的，如果現(xiàn)貨市場價格隨著市場波動被抬高，甚至高于簽訂的中長期合同，那么在現(xiàn)貨市場中將會造成經(jīng)營虧損。所以燃機發(fā)電企業(yè)要深入研究市場大環(huán)境，準確預判現(xiàn)貨市場價格，努力保證盈利。
二是及時捕捉現(xiàn)貨市場的高電價。燃機電廠簽訂了中長期合同，就要緊密關(guān)注電力現(xiàn)貨市場價格的走勢。在中長期合同內(nèi)，如果現(xiàn)貨市場價格高于中長期合同價格，合同收益將會變成負值，現(xiàn)貨價格越高，收益負值將會越大。這時燃機發(fā)電企業(yè)要及時預判現(xiàn)貨市場價格走勢，如果現(xiàn)貨市場價格超過燃機本身邊際成本，燃機企業(yè)要利用燃機快速啟停能力，果斷啟動并網(wǎng)，將收益止虧于邊際成本。如果現(xiàn)貨價格降低到邊際成本以下，盡快解列停機，減少虧損金額。如果在中長期合同以外，現(xiàn)貨市場出清價格高于燃機邊際成本而中標，燃機及時啟動，及時捕捉現(xiàn)貨市場的高電價而獲得利潤。當然，燃機在啟停過程中還要考慮本身的啟停成本。
三是積極參與調(diào)頻和備用市場。碳中和目標要求依靠大電網(wǎng)發(fā)展新能源發(fā)電，而新能源有一個固有的劣勢就是供電的隨機性和波動性。在此背景下，電力市場需要建立有效疏導的調(diào)頻和備用市場，按照“誰受益，誰承擔”的原則，優(yōu)化輔助服務市場機制，輔助服務市場產(chǎn)生的費用應疏導到用戶側(cè)。所以燃機發(fā)電企業(yè)要充分發(fā)揮燃機本身固有的優(yōu)勢，積極參與現(xiàn)貨市場中的調(diào)頻和備用等輔助服務市場，爭取較高的輔助服務市場收益，將自身收益最大化。
四是適應容量補償機制。在電力現(xiàn)貨市場中，各市場主體理性狀態(tài)下是按照變動成本參與市場競爭，所以在電能量市場中無法收回固定投資成本。為了引導發(fā)電容量有序投資，保障發(fā)電容量的長期充裕，各地在電力現(xiàn)貨市場建設中，均設立了容量補償機制，給予發(fā)電容量投資一個相對穩(wěn)定的回收預期。
根據(jù)華北電力大學和華能集團能源院容量補償機制研究成果，各電廠獲得容量補償費用等于可補償容量乘以政府制定的統(tǒng)一的單位補償標準?？裳a償容量為機組裝機容量扣減其等效檢修容量、等效非計劃停運容量和廠用電率折算容量，考慮省內(nèi)容量充裕系數(shù)，其中等效非計劃停運容量包括缺燃料停運、機組原因必停和機組自身原因限高等情況。按照廣東省容量補償機制，具體計算公式如下：
機組補償金額=裝機容量×（1－檢修停機系數(shù)－事故停機系數(shù)）×（1－廠用電率）×容量充裕系數(shù)×單位補償標準
其中，檢修停機系數(shù)=計劃檢修容量×檢修時長/(8760×裝機容量)；
事故停機系數(shù)=2×事故檢修容量×檢修時長/(8760×裝機容量)。
假定在廣東省的一臺裝機300兆瓦、廠用電系數(shù)2.5%的燃機，平均每年全容量檢修15天，無非停和事故檢修時間，按照每年305元/（千瓦·年）補償標準和容量充裕系數(shù)為0.88計算，這臺燃機每年獲得的容量補償金額=300×（1-15×24/8760）×（1-2.5%）×0.88×305×1000=7528萬元。
容量補償金額將成為燃機發(fā)電企業(yè)固定的收益，為企業(yè)提供穩(wěn)定資金流，減輕企業(yè)經(jīng)營壓力。所以燃機發(fā)電企業(yè)要充分了解研究本地的容量補償機制，爭取較高的容量補償標準，提高設備管理水平，縮短年檢修時間，減少非計劃停機，避免設備事故檢修和負荷受限，盡最大可能增加容量補償收益。
五是簽訂足量的政府授權(quán)合同。燃機由于具備清潔、環(huán)保等特點，能夠為各地方政府完成國家減煤指標和降低單位GDP能耗指標作出巨大貢獻。而且在北方地區(qū)，承擔居民供暖任務的燃機可以與政府協(xié)商，爭取足量的政府授權(quán)合同，按照政府授權(quán)取得優(yōu)先發(fā)電計劃和享受優(yōu)先發(fā)電價格，從而保證一定的現(xiàn)金流和收益。雖然在日后的電力現(xiàn)貨市場環(huán)境中，這種政府授權(quán)合同將會越來越少，但是在過渡期內(nèi)，燃機發(fā)電企業(yè)還是可以繼續(xù)爭取簽訂盡量多的政府授權(quán)合同，保證企業(yè)在過渡期內(nèi)的收益。
承擔居民供暖任務的燃機企業(yè)，還要與政府溝通，不能維持“以電養(yǎng)熱”的模式，需要提高供暖熱力價格，來提高企業(yè)供熱收益，保證企業(yè)的基本利益。
總之，在電力市場中，燃機企業(yè)只要做到精準預測現(xiàn)貨市場價格，在中長期市場中賺取差價收益；捕捉現(xiàn)貨市場的高電價，及時啟動頂峰，謀取現(xiàn)貨市場收益；積極參與調(diào)頻和備用輔助服務市場，增加輔助收益；適應容量補償機制和爭取政府授權(quán)合同，保證企業(yè)基本收益。
碳中和目標下燃機發(fā)展的策略建議
電力現(xiàn)貨市場建設帶來了燃機企業(yè)經(jīng)營機制脫胎換骨的變化，相應的燃機的發(fā)展工作也將與計劃體制下不同，需要做好以下三方面的工作。
一是良好的選址決定了燃機電站生命周期的收益水平。電力現(xiàn)貨市場在形成波動的分時電價同時，也將形成不同的位置信號，負荷中心的現(xiàn)貨價格將遠遠高于電源聚集地的現(xiàn)貨價格，相應中長期價格也將是負荷中心遠遠高于電源聚集地。高變動成本的燃機要想在現(xiàn)貨市場中獲得高收益，必須選擇參與現(xiàn)貨價格較高的電力市場。這就要求燃機建設選址要選擇在電力供需偏緊，對供電穩(wěn)定性要求較高的地區(qū)。電力負荷中心城市一般經(jīng)濟水平發(fā)展較好，對電價敏感度低，對電力穩(wěn)定性要求高，需要快速響應的穩(wěn)定電源，將成為燃機未來選址的重要選擇。
二是正確的燃機選型是高回報的保障手段。目前國內(nèi)建造的燃機絕大部分都是選擇燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)，在燃機尾部裝設余熱利用裝置，利用燃機排放的高溫余熱繼續(xù)發(fā)電或者供暖供冷。這種能源梯級利用是一個非常好的選擇。承擔基本負荷燃機，或者在城市綜合能源中承擔多聯(lián)供的分布式燃機，聯(lián)合循環(huán)機型仍然是一個不錯的選擇。
然而，如果是在市場中成為調(diào)峰電源的燃機，選擇單循環(huán)燃機機型將成為趨勢。因為，在聯(lián)合循環(huán)的機組中，為了燃機的尾氣余熱利用，需要安裝復雜的汽水循環(huán)系統(tǒng)設備，而余熱鍋爐和汽輪機是燃機快速啟停操作中的巨大累贅。現(xiàn)貨市場中一天之內(nèi)的高價時段最多也不過3-4小時，燃機要想在現(xiàn)貨市場中快速捕捉高價時段，必須實現(xiàn)快速啟停功能。而目前國內(nèi)聯(lián)合循環(huán)機組在應急啟動中至少需要2小時才能實現(xiàn)并網(wǎng)，嚴重浪費了簡單循環(huán)燃機機組在15-30分鐘內(nèi)實現(xiàn)并網(wǎng)的特點。并且復雜的汽水循環(huán)系統(tǒng)設備增加了一大部分的固定投資，造成設備投資回報率下降。所以，為了適應現(xiàn)貨市場中價格波動，投資安裝能夠快速頂峰的燃氣機組，在設備選型時應該選擇簡單循環(huán)機型。
三是科學確定燃料合同簽訂方式是保證盈利的關(guān)鍵。燃料價格是影響燃機成本的主要因素，合理確定燃料合同方式非常重要。如燃機定位于市場價格控制機組，則燃機將在市場高價時發(fā)電，那么燃機簽訂的燃料合同就不能采用照付不議的管道氣方式，應當適當提高燃料采購價格，購買管道公司的儲氣服務，避免因燃氣照付不議合同，被迫在市場低價時段發(fā)電。
電力體制市場化改革是貫徹黨中央、國務院關(guān)于構(gòu)建更加完善的要素市場化配置體制機制的指示意見，是經(jīng)濟體制改革的必然趨勢，是碳中和目標實現(xiàn)的必然途徑。電力企業(yè)應該清醒地認識到電力體制市場化改革的大趨勢，“電量為王”已成為過去，穩(wěn)定的企業(yè)效益才是最終目標。燃機發(fā)電企業(yè)應該及早謀劃，清楚認識燃機在未來市場化改革中的優(yōu)勢和劣勢，積極參與市場設計，做到揚長補短，準確把握價格波動，積極參與中長期市場和現(xiàn)貨市場，加強與政府的溝通合作，爭取足量政府合同和容量補償，保證穩(wěn)定的市場收益。在未來的發(fā)展中，相關(guān)電力企業(yè)在投資燃機項目時，也要把握市場方向，在市場價格信號的指導下，做到精準判斷，做好燃料管理和機型、廠址的選擇。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年11期，作者供職于華能北京熱電有限責任公司
