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摘要
天然氣發(fā)電具有排放低、效率高、調節(jié)靈活等優(yōu)勢，是“雙碳”目標下構建新型電力系統(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、關鍵核心技術受限等問題，當前，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)零碳為目標構建電力低碳轉型情景，研判了碳中和目標下天然氣發(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，分析未來天然氣發(fā)電在清潔電量供應、電力平衡、調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、完善天然氣和氣電價格機制、加快攻關核心技術，切實發(fā)揮天然氣發(fā)電在新型電力系統(tǒng)構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)，南方以調峰機組為主，北方以熱電聯(lián)產(chǎn)機組為主。受氣源供應、管網(wǎng)建設、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，氣電具備調節(jié)能力強、排放低、效率高、建設工期短等優(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）調節(jié)能力強。氣電機組啟?？?，運行靈活，單循環(huán)燃氣輪機機組調峰能力可達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）建設工期短。常規(guī)電源中，氣電建設周期最短，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對負荷增長和其他電源建設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，燃機核心制造技術尚未全部掌握導致市場競爭力不強。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、高溫透平葉片等關鍵部件自主設計和制造能力，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)電技術的影響存在不確定性。氣電習慣上被稱作清潔能源發(fā)電，但本質屬于化石能源、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”等零碳能源發(fā)電技術替代的風險。
2 “雙碳”目標下氣電未來發(fā)展趨勢研究
2.1 模型方法
考慮“雙碳”目標下行業(yè)間碳減排路徑的統(tǒng)籌優(yōu)化和頂層設計仍不清晰，電力系統(tǒng)應承擔的具體減排責任和貢獻潛力尚不明確，以電力行業(yè)未來承擔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，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、新能源利用等關鍵技術的影響，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的目標函數(shù)是規(guī)劃期內系統(tǒng)總費用Z最小，具體包括規(guī)劃期內總投資I、規(guī)劃期內新增固定資產(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)劃期內新增電源及其配套輸變電的投資、區(qū)域間聯(lián)絡線擴展耗費的投資、CCUS 設備改造的投資；全系統(tǒng)的運行費用包括燃料費用、固定運行費、變動費用、需求側響應調用成本；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、能源需求、非化石能源結構占比、非化石能源開發(fā)潛力及目標、碳減排關鍵目標和電力碳預算等邊界條件設置如表2所示。經(jīng)濟發(fā)展、能源消費總量、能源結構、碳減排目標作為模型中電力需求預測外置模塊的輸入邊界，非化石能源發(fā)電潛力及目標在電源裝機擴展規(guī)劃約束中以上限或下限約束體現(xiàn)，電力碳預算在碳排放約束方程中體現(xiàn)。
表2 關鍵邊界條件
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構，如圖3所示。從氣電未來裝機規(guī)?？?，預計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年全國電源裝機結構
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)當前發(fā)展態(tài)勢，保持穩(wěn)步增長態(tài)勢，預計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。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?，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，靈活調節(jié)機組（未CCUS改造，基本不承擔電量，僅做調峰運行）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設施，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，解決電力缺口和調節(jié)能力不足問題。在“雙碳”目標下，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)適當布局調峰氣電。在新疆、青海、內蒙古等天然氣和風光資源富集區(qū)配套建設一批燃氣調峰電站，建立協(xié)同配合的“氣風互補”或“氣光互補”發(fā)電組合，以進一步減少棄風棄光，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技術發(fā)展及碳價等因素影響。
新能源是實現(xiàn)“雙碳”目標的決定性因素，國家提出要推動新能源高質量發(fā)展，“新能源+儲能”與“火電+CCUS”是2條相互競爭的可行技術路線。若未來長時儲能技術能夠突破與應用，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，若未來氣源供應不及預期，氣電電量及裝機規(guī)模將會在當前基礎上有所下降。
CCUS技術成本影響煤電低碳轉型路徑，若CCUS技術成本下降，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技術成本在基準情景基礎上下降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，若對標目前歐盟碳價水平，2060年碳價水平設定為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，加快構建新型電力系統(tǒng)，需要堅持電源發(fā)展多元化，即多種電源協(xié)調包容發(fā)展，既包括發(fā)展風電、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、機組關鍵核心技術不掌握等問題，但其自身諸多優(yōu)點對于構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、氣電調峰能力占系統(tǒng)總調峰能力的比重3個指標，分析氣電在構建新型電力系統(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走勢
Fig.5 Trends in various indicators of gas-fired power
從清潔電量供應看，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。
從電力供應看，氣電始終是“頂峰保供應”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資源承擔電力平衡供應容量較為平均，形成多元化電源供應體系。氣電在電力平衡中的貢獻度持續(xù)提升，預計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
從調節(jié)支撐看，氣電是“調峰促消納”的有效電源，對調峰能力的貢獻作用在遠期占主導。隨著新能源發(fā)電滲透率上升，電力系統(tǒng)調峰平衡壓力逐步增大，需要配置含氣電在內的更多的靈活性調節(jié)資源。根據(jù)調峰平衡估算，在充分考慮煤電靈活性改造、抽蓄、電化學儲能等調節(jié)資源的基礎上，2030年、2060年氣電對調峰供應的貢獻度約為11%、14%。
4 結論及建議
1）氣電是“雙碳”進程中未來電源結構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)適當布局調峰氣電。
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“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，多渠道保障穩(wěn)定供應；深化上中下游供氣體制機制改革，適時科學調控氣價，完善氣電價格機制；加快科技攻關，掌握燃氣輪機關鍵核心技術。
注：本文內容呈現(xiàn)略有調整，如需要請查看原文。
