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摘要
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(biāo)下構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要組成和有效電源，但中國天然氣發(fā)電發(fā)展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，當(dāng)前，各方對“雙碳”進程中天然氣發(fā)電發(fā)展問題仍有爭議，亟待統(tǒng)一認識，明確發(fā)展定位和方向。將天然氣發(fā)電與新能源發(fā)電的融合發(fā)展納入電力系統(tǒng)整體規(guī)劃考慮，采用自主開發(fā)的碳達峰、碳中和電力規(guī)劃軟件包進行優(yōu)化分析，以電力行業(yè)零碳為目標(biāo)構(gòu)建電力低碳轉(zhuǎn)型情景，研判了碳中和目標(biāo)下天然氣發(fā)電未來發(fā)展規(guī)模與布局，并就影響天然氣發(fā)電未來規(guī)模的不確定性因素展開了敏感性分析。依托模型測算結(jié)果，建立評估氣電在新型電力系統(tǒng)中功能作用的量化指標(biāo)，分析未來天然氣發(fā)電在清潔電量供應(yīng)、電力平衡、調(diào)峰平衡中的功能作用。天然氣發(fā)電未來仍須適度發(fā)展，新增布局仍主要集中在東南沿海，中西部逐漸增加，未來重點須加強天然氣產(chǎn)運儲銷統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、完善天然氣和氣電價格機制、加快攻關(guān)核心技術(shù)，切實發(fā)揮天然氣發(fā)電在新型電力系統(tǒng)構(gòu)建過程中的積極作用。
1 中國氣電發(fā)展現(xiàn)狀及主要問題
1.1 發(fā)展現(xiàn)狀
近年來中國氣電保持穩(wěn)步增長態(tài)勢，但裝機及發(fā)電量占比仍處于較低水平，如圖1所示。截至2023年底，中國氣電裝機容量達12562萬kW，近十年氣電裝機年均增速約11.4%，但由于基數(shù)偏低，氣電裝機整體規(guī)模占比較低，僅占總裝機規(guī)模的4.3%，遠低于世界平均水平（25%左右），與美國40%以上的氣電裝機占比相比差距較大。從發(fā)電量看，中國天然氣發(fā)電量也保持了穩(wěn)定增長，2023年達3016億kW·h，近十年年均增速約為10.2%，發(fā)電利用小時數(shù)為2500~3000h，但氣電發(fā)電量占總發(fā)電量比重始終未突破3.5%，遠低于世界平均水平（23%），顯著低于美國（37%）、歐盟（27%）、日本（36.8%）、韓國（27%）、德國（13%）等。
圖1 2013—2023年中國天然氣發(fā)電裝機及電量變化趨勢
Fig.1 Trend of installed capacity and electricity of natural gas power generation in China from 2013 to 2023
中國氣電主要布局在長三角、珠三角和京津地區(qū)，南方以調(diào)峰機組為主，北方以熱電聯(lián)產(chǎn)機組為主。受氣源供應(yīng)、管網(wǎng)建設(shè)、電價承受力等因素影響，廣東、江浙滬、京津等地區(qū)氣電裝機容量較高，占全國比重約80%。廣東、浙江、上海等省市調(diào)峰氣電占比約70%~80%；北京、天津由于冬季供暖需求大，全部是熱電聯(lián)產(chǎn)機組；江蘇工業(yè)供熱負荷較多，70%以上為熱電聯(lián)產(chǎn)機組。
各地氣電電價模式和水平不一，執(zhí)行兩部制電價地區(qū)逐漸增多。當(dāng)前，中國氣電執(zhí)行單一制和兩部制2種電價方式。各地電價水平不一，單一制電價為0.61~0.69元/(kW·h)；兩部制電價中容量電價為28~48元/(kW·月)、電量電價為0.44~0.55元/(kW·h)。由于容量電價基本可補償電廠固定成本，電量電價與變動成本持平或略高，兩部制電價對氣電企業(yè)經(jīng)營形成兜底，自2014年起，上海、浙江、江蘇、河南陸續(xù)開始執(zhí)行兩部制電價。
1.2 氣電優(yōu)勢
與煤電相比，氣電具備調(diào)節(jié)能力強、排放低、效率高、建設(shè)工期短等優(yōu)勢，具體如表1所示。
表1 煤電、氣電特性對比
Table 1 Characteristics comparison between coal-fired and gas-fired power generation
1）調(diào)節(jié)能力強。氣電機組啟?？欤\行靈活，單循環(huán)燃氣輪機機組調(diào)峰能力可達100%，聯(lián)合循環(huán)機組非供熱期可達70%。
2）排放低。氣電幾乎不排放煙塵和二氧化硫。單位度電發(fā)電量氮氧化物、二氧化碳排放量分別約為0.114 g和400 g，分別相當(dāng)于煤電的60%和50%左右。
3）效率高。單循環(huán)氣電發(fā)電效率為35%~45%，聯(lián)合循環(huán)發(fā)電由于增加了余熱鍋爐，利用了排氣余熱，機組整體發(fā)電效率可達50%以上，最新的H級聯(lián)合循環(huán)發(fā)電效率達60%以上，加上供熱，整體能源效率可達75%以上。
4）建設(shè)工期短。常規(guī)電源中，氣電建設(shè)周期最短，其中單循環(huán)氣電工期為10~12個月，聯(lián)合循環(huán)氣電為16~20個月，比煤電更適合作為應(yīng)對負荷增長和其他電源建設(shè)不確定性的儲備電源。
1.3 存在問題
發(fā)電用氣保障程度不高。中國天然氣資源有限，已查明的化石能源儲量中天然氣僅占0.6%。“缺油少氣”的資源稟賦決定了中國天然氣對外依存度近些年一直保持在40%以上的高位。另外，冬季民生用氣擠占發(fā)電用氣量，進一步影響氣電的穩(wěn)定性，例如華東地區(qū)2020年冬季由于給北方供暖讓氣導(dǎo)致機組缺氣停機比例超過70%。
燃料成本高，燃機核心制造技術(shù)尚未全部掌握導(dǎo)致市場競爭力不強。受上游資源約束、中下游供氣環(huán)節(jié)多等影響，中國天然氣價格較高，近年來大部分地區(qū)的發(fā)電用氣價格為2.0~2.5元/m3，氣電成本約為0.55~0.65元/(kW·h)，比煤電、水電、核電等電源高0.1~0.3元/(kW·h)。另外，中國尚缺少燃氣輪機燃燒室、高溫透平葉片等關(guān)鍵部件自主設(shè)計和制造能力，機組檢修維護、改造升級等都依賴原廠商，費用高昂，進一步降低了氣電的市場競爭力。
近年來政府推動降低用能成本，氣電價格疏導(dǎo)空間有限，給氣電企業(yè)經(jīng)營帶來較大壓力。各地政府主要通過提高銷售電價疏導(dǎo)較高的氣電上網(wǎng)電價，但這與降低工商業(yè)用能成本的要求相互沖突。隨著市場化交易電量比例提升，可分攤高電價的電量降低，再加上氣電裝機增加，各地疏導(dǎo)壓力逐漸增大，造成部分地區(qū)氣電利用小時數(shù)持續(xù)降低，企業(yè)經(jīng)營困難。
氣電發(fā)展前景受替代低碳能源發(fā)電技術(shù)的影響存在不確定性。氣電習(xí)慣上被稱作清潔能源發(fā)電，但本質(zhì)屬于化石能源、高碳能源，氣電碳排放情況盡管好于煤電，“雙碳”目標(biāo)硬約束下，氣電未來發(fā)展定位仍不清晰，盡管近期影響不大，但中遠期存在被“非化石能源”“煤電+CCUS技術(shù)”等零碳能源發(fā)電技術(shù)替代的風(fēng)險。
2 “雙碳”目標(biāo)下氣電未來發(fā)展趨勢研究
2.1 模型方法
考慮“雙碳”目標(biāo)下行業(yè)間碳減排路徑的統(tǒng)籌優(yōu)化和頂層設(shè)計仍不清晰，電力系統(tǒng)應(yīng)承擔(dān)的具體減排責(zé)任和貢獻潛力尚不明確，以電力行業(yè)未來承擔(dān)的碳減排實物量為主約束，以2060年電力系統(tǒng)實現(xiàn)零碳排放為目標(biāo)，依托碳達峰、碳中和電力規(guī)劃軟件包（GESP-V）優(yōu)化分析不同情景下電源發(fā)展規(guī)模布局、傳統(tǒng)電源CCUS改造捕集規(guī)模和電力碳減排路徑。GESP-V以包含新能源在內(nèi)的多區(qū)域電力規(guī)劃模型為核心，可反映電力電量平衡、碳排放約束、碳捕集改造、電制氫等減碳、新能源利用等關(guān)鍵技術(shù)的影響，集成電源規(guī)劃、生產(chǎn)模擬、政策分析等系統(tǒng)工具，可針對各類情景下的能源電力發(fā)展路徑、電源發(fā)展規(guī)模布局、電力流向規(guī)模、傳統(tǒng)電源CCUS改造捕集規(guī)模、電力碳減排路徑等開展優(yōu)化分析，如圖2所示。
圖2 碳達峰、碳中和目標(biāo)下電力發(fā)展路徑優(yōu)化模型
Fig.2 Power development path optimization model under the goal of reaching carbon emission peak and carbon neutrality
GESP-V的目標(biāo)函數(shù)是規(guī)劃期內(nèi)系統(tǒng)總費用Z最小，具體包括規(guī)劃期內(nèi)總投資I、規(guī)劃期內(nèi)新增固定資產(chǎn)的余值S、系統(tǒng)固定運行費用F、系統(tǒng)變動運行費用V、系統(tǒng)環(huán)境成本等外部成本E，即
投資成本包括規(guī)劃期內(nèi)新增電源及其配套輸變電的投資、區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線擴展耗費的投資、CCUS 設(shè)備改造的投資；全系統(tǒng)的運行費用包括燃料費用、固定運行費、變動費用、需求側(cè)響應(yīng)調(diào)用成本；排放費用包括碳排放和各類污染物排放費用，并扣除新增投資在規(guī)劃期末的余值。
GESP-V的約束方程主要包括電力系統(tǒng)擴展規(guī)劃約束、電力系統(tǒng)運行約束、發(fā)電資源約束、能源電力發(fā)展政策約束等。
電力系統(tǒng)擴展規(guī)劃約束反映規(guī)劃期內(nèi)逐水平年的新增及退役情況，對于電源裝機擴展規(guī)劃，有
2.2 主要邊界條件
經(jīng)濟發(fā)展目標(biāo)、能源需求、非化石能源結(jié)構(gòu)占比、非化石能源開發(fā)潛力及目標(biāo)、碳減排關(guān)鍵目標(biāo)和電力碳預(yù)算等邊界條件設(shè)置如表2所示。經(jīng)濟發(fā)展、能源消費總量、能源結(jié)構(gòu)、碳減排目標(biāo)作為模型中電力需求預(yù)測外置模塊的輸入邊界，非化石能源發(fā)電潛力及目標(biāo)在電源裝機擴展規(guī)劃約束中以上限或下限約束體現(xiàn)，電力碳預(yù)算在碳排放約束方程中體現(xiàn)。
表2 關(guān)鍵邊界條件
Table 2 Key boundary conditions
2.3 氣電未來規(guī)模及布局
根據(jù)模型測算得到未來全國電源裝機結(jié)構(gòu)，如圖3所示。從氣電未來裝機規(guī)?？?，預(yù)計2030、2060年，氣電裝機分別達到2.2億kW、3億kW，氣電裝機規(guī)模增長趨勢總體可分為穩(wěn)步增長、增容控量、控容減量3個發(fā)展階段，如圖4所示。
圖3 2020—2060年全國電源裝機結(jié)構(gòu)
Fig.3 National power installation mix from 2020 to 2060
圖4 2020—2060年全國氣電裝機規(guī)模變化趨勢
Fig.4 Change trend of national gas electricity installed capacity from 2020 to 2060
穩(wěn)步增長階段：2030年前氣電仍將延續(xù)當(dāng)前發(fā)展態(tài)勢，保持穩(wěn)步增長態(tài)勢，預(yù)計2030年氣電裝機達到2.2億kW左右，2020~2030年均增長1200萬kW，年均增速為8%，與“十三五”期間增速基本相當(dāng)。2030年氣電發(fā)電量達到7550億kW·h左右，未來十年年均增長500億kW·h左右，氣電發(fā)電利用小時數(shù)保持穩(wěn)定水平，約為2500~3500h。
增容控量階段：2030~2045年，氣電裝機規(guī)模和發(fā)電量仍保持增長，但增速逐步放緩，且發(fā)電量增速相比裝機增速下降更快，利用小時數(shù)保持下降趨勢，預(yù)計2040年左右，氣電發(fā)電量將達到峰值，約為8380萬億kW·h。2035年以后氣電CCUS改造逐步進入示范和規(guī)?；瘧?yīng)用，2045年加裝CCUS裝置的氣電裝機規(guī)模約為3000萬kW左右，氣電總裝機規(guī)模約為2.9億kW。
控容減量階段：2045年以后，氣電裝機規(guī)模進入峰值平臺期，氣電更多發(fā)揮系統(tǒng)調(diào)節(jié)和高峰電力保障作用，氣電發(fā)電量和利用小時數(shù)均呈現(xiàn)較快下降趨勢，2060年氣電發(fā)電量約為4620萬億kW·h，相比峰值下降約45%。預(yù)計2060年氣電裝機約為3億kW，其中加裝CCUS裝置的近零脫碳機組為1.2億kW，靈活調(diào)節(jié)機組（未CCUS改造，基本不承擔(dān)電量，僅做調(diào)峰運行）為1.8億kW。
從未來氣電發(fā)展布局看，延續(xù)目前布局，新增氣電主要布局在長三角、珠三角、京津等地區(qū)。主要有2個原因，1）與其他地方相比，這些地區(qū)更容易獲得液化天然氣等基礎(chǔ)設(shè)施，氣源更有保障；2）在高發(fā)電成本、受監(jiān)管的電價、利用小時數(shù)不高的情況下，氣電的盈利能力仍將面臨挑戰(zhàn)，這些較富裕的省份有能力為氣電企業(yè)提供補貼。
中部適度布局氣電，解決電力缺口和調(diào)節(jié)能力不足問題。在“雙碳”目標(biāo)下，嚴控煤電裝機規(guī)模是大勢所趨，中部的安徽與華中各省將面臨電力、電量雙缺的困境，加上新能源的不穩(wěn)定性，低碳、可靠性較高的氣電成為各地現(xiàn)實的選擇。
西部北部氣源豐富、新能源發(fā)電較多的地區(qū)適當(dāng)布局調(diào)峰氣電。在新疆、青海、內(nèi)蒙古等天然氣和風(fēng)光資源富集區(qū)配套建設(shè)一批燃氣調(diào)峰電站，建立協(xié)同配合的“氣風(fēng)互補”或“氣光互補”發(fā)電組合，以進一步減少棄風(fēng)棄光，提升可再生能源發(fā)電總出力水平、電網(wǎng)運行的可靠性以及電源外送能力。
2.4 敏感性分析
從氣電未來發(fā)展的不確定性看，未來氣電發(fā)展規(guī)模主要受到新能源發(fā)展規(guī)模、氣源保障、CCUS技術(shù)發(fā)展及碳價等因素影響。
新能源是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的決定性因素，國家提出要推動新能源高質(zhì)量發(fā)展，“新能源+儲能”與“火電+CCUS”是2條相互競爭的可行技術(shù)路線。若未來長時儲能技術(shù)能夠突破與應(yīng)用，中遠期新能源裝機規(guī)模將會明顯提升，系統(tǒng)所需火電裝機規(guī)模將會有所下降。假定2060年新能源裝機規(guī)模在基準情景上增加3億kW，在其他各類電源裝機邊界保持不變的前提下，預(yù)計氣電裝機規(guī)模相比基準情景將下降約3000萬kW。
氣源保障對氣電發(fā)展會產(chǎn)生一定影響。在當(dāng)前電力系統(tǒng)零碳情景下，發(fā)電用氣需求在2040年達到峰值，約為1600億m3。2023年，全國規(guī)上工業(yè)天然氣產(chǎn)量達到2297億m3，保持穩(wěn)步增長，考慮中遠期天然氣摻氫、氫氣和二氧化碳制取天然氣等碳循環(huán)模式作為補充氣源，基本可滿足發(fā)電用氣需求。但同時考慮到進口天然氣受國際能源格局影響存在較大不確定性，若未來氣源供應(yīng)不及預(yù)期，氣電電量及裝機規(guī)模將會在當(dāng)前基礎(chǔ)上有所下降。
CCUS技術(shù)成本影響煤電低碳轉(zhuǎn)型路徑，若CCUS技術(shù)成本下降，系統(tǒng)中可保留較多煤電，氣電規(guī)模將有所下降。假定未來各水平年CCUS技術(shù)成本在基準情景基礎(chǔ)上下降30%開展敏感性分析。在此情景下，氣電裝機增長速度相比基準情景放緩，2060年氣電裝機規(guī)模達到2.5億kW，相比基準情景下降5000萬kW，煤電裝機容量有所增加，2060年裝機規(guī)模達到5.7億kW，相比基準情景增加7000萬kW。
考慮到未來碳市場發(fā)展存在較大不確定性，若對標(biāo)目前歐盟碳價水平，2060年碳價水平設(shè)定為500元/t，進行敏感性分析。在此情景下，2060年氣電裝機規(guī)模達到3.4億kW，相比基準情景增加4000萬kW，2060年煤電裝機規(guī)模達到4.8億kW，相比基準情景減少2000萬kW。
3 氣電在新型電力系統(tǒng)中的功能定位分析
實現(xiàn)雙碳目標(biāo)，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，需要堅持電源發(fā)展多元化，即多種電源協(xié)調(diào)包容發(fā)展，既包括發(fā)展風(fēng)電、太陽能發(fā)電等新能源，也包括發(fā)展水電、核電、抽蓄、新型儲能，還包括推廣加裝CCUS的煤電、氣電和生物質(zhì)發(fā)電等。雖然氣電大規(guī)模發(fā)展，需要面臨上述氣源保障程度不高、燃料成本較高、機組關(guān)鍵核心技術(shù)不掌握等問題，但其自身諸多優(yōu)點對于構(gòu)建中國未來多元保障、高靈活性的新型電力系統(tǒng)將起到重要的輔助作用。本章選取氣電發(fā)電量占清潔電源發(fā)電量比重、氣電發(fā)電能力占總發(fā)電能力需求比重、氣電調(diào)峰能力占系統(tǒng)總調(diào)峰能力的比重3個指標(biāo)，分析氣電在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)進程中的功能定位，如圖5所示。
圖5 氣電功能定位各項指標(biāo)走勢
Fig.5 Trends in various indicators of gas-fired power
從清潔電量供應(yīng)看，2030年前氣電提供清潔電量的功能作用持續(xù)增強，2030年后氣電占清潔電量的比重開始逐步下降，氣電的電量供應(yīng)作用開始減弱。2030年，氣電發(fā)電量達到7500億kW·h，占清潔能源發(fā)電量總量的11%。此后隨著氣電發(fā)電利用小時數(shù)的逐步下降，氣電電量增勢放緩，2045年以后氣電發(fā)電量開始呈現(xiàn)下降趨勢，氣電占清潔電量的比重持續(xù)下降，到2060年降至3%左右。
從電力供應(yīng)看，氣電始終是“頂峰保供應(yīng)”的重要補充電源，電力平衡保障作用持續(xù)增強。在充分考慮煤電、水電、核電、新能源的基礎(chǔ)上，2030年氣電在電力平衡中的貢獻度約為8%，2030年前煤電仍是保障電力平衡的主力電源。遠期來看保障電力平衡需要依靠多元化清潔能源，各類型電源和需求側(cè)資源承擔(dān)電力平衡供應(yīng)容量較為平均，形成多元化電源供應(yīng)體系。氣電在電力平衡中的貢獻度持續(xù)提升，預(yù)計2060年全國電力平衡容量需求達到28億~32億kW，氣電在電力平衡中的貢獻度提升至11%，如圖6所示。
圖6 2020—2060年全國各類電源電力平衡貢獻圖
Fig.6 Contribution of power balance of various power sources from 2020 to 2060
從調(diào)節(jié)支撐看，氣電是“調(diào)峰促消納”的有效電源，對調(diào)峰能力的貢獻作用在遠期占主導(dǎo)。隨著新能源發(fā)電滲透率上升，電力系統(tǒng)調(diào)峰平衡壓力逐步增大，需要配置含氣電在內(nèi)的更多的靈活性調(diào)節(jié)資源。根據(jù)調(diào)峰平衡估算，在充分考慮煤電靈活性改造、抽蓄、電化學(xué)儲能等調(diào)節(jié)資源的基礎(chǔ)上，2030年、2060年氣電對調(diào)峰供應(yīng)的貢獻度約為11%、14%。
4 結(jié)論及建議
1）氣電是“雙碳”進程中未來電源結(jié)構(gòu)多元化的重要組成部分，電力規(guī)劃軟件模型測算表明，電力零碳情景下，2060年，氣電裝機規(guī)模將達到3億kW，氣電對電力平衡容量貢獻度約為11%，氣電對調(diào)峰平衡的貢獻度約為14%。2035年前后開始通過配備CCUS裝置捕集二氧化碳，預(yù)計2060年氣電CCUS改造規(guī)模達到1.2億kW左右，年碳捕集量為1.2億t。
2）氣電未來新增布局主要分布在長三角、珠三角、京津等氣源有保障、氣價承受力強的地區(qū)，中部適度布局氣電，解決電力電量缺口和調(diào)節(jié)能力不足問題，西部北部氣源豐富、新能源發(fā)電較多的地區(qū)適當(dāng)布局調(diào)峰氣電。
3）氣電未來發(fā)展須重點解決氣源保障難、燃料成本高、核心技術(shù)“卡脖子”等現(xiàn)實問題，建議加強天然氣產(chǎn)運儲銷統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，多渠道保障穩(wěn)定供應(yīng)；深化上中下游供氣體制機制改革，適時科學(xué)調(diào)控氣價，完善氣電價格機制；加快科技攻關(guān)，掌握燃氣輪機關(guān)鍵核心技術(shù)。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請查看原文。
