天然氣發(fā)電可持續(xù)發(fā)展的若干思考
——以廣西為例

■國家能源局南方監(jiān)管局廣西業(yè)務(wù)辦公室 鄒水坤 黃柳強(qiáng)

天然氣是清潔的化石能源，利用天然氣發(fā)電（又稱燃?xì)獍l(fā)電、氣電）與燃煤發(fā)電相比具有低排放、靈活性高等優(yōu)勢。廣西自2014 年投產(chǎn)首臺(tái)氣電機(jī)組以來，目前氣電裝機(jī)容量為48 萬千瓦，僅占全區(qū)裝機(jī)容量的1.3%；2020 年廣西氣電發(fā)電量7億千瓦時(shí)，僅占全區(qū)發(fā)電量的0.4%，低于全國氣電發(fā)電量3.2%的占比，大幅低于全球氣電發(fā)電量23.4%的占比，與美國、英國、日本等發(fā)達(dá)國家的氣電發(fā)電量占比更是相距甚遠(yuǎn)。

本文通過分析氣電當(dāng)前面臨的發(fā)展機(jī)遇和挑戰(zhàn)，結(jié)合廣西能源結(jié)構(gòu)、氣電行業(yè)現(xiàn)狀、電力市場發(fā)展等實(shí)際情況，探析氣電產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展道路，提出若干發(fā)展構(gòu)想，助力構(gòu)建新型電力系統(tǒng)及達(dá)成“雙碳”目標(biāo)。

氣電迎來新的機(jī)遇

（一）“雙碳”目標(biāo)導(dǎo)向，氣電發(fā)展迎來寶貴窗口期

降碳已是我國能源行業(yè)不可逆轉(zhuǎn)的趨勢。按照《2030 年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案》部署，要嚴(yán)控新增煤電項(xiàng)目，全面推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電大規(guī)模開發(fā)。近年來，廣西清潔能源得到快速發(fā)展。截至2021年底，廣西電源總裝機(jī)約5500 萬千瓦，其中火電2470 萬千瓦（占比45%），水電1760 萬千瓦（占比32%），核電217萬千瓦（占比4%），其他為風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源（占比19%）。其中，風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)741萬千瓦，較兩年前增長158%；光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)311 萬千瓦，連續(xù)兩年增長率超過40%，如圖1 所示?！笆奈濉逼陂g，廣西還將規(guī)劃新增陸上風(fēng)電裝機(jī)1500萬千瓦以上，光伏發(fā)電裝機(jī)1000萬千瓦以上。

但是，新能源間歇性、波動(dòng)性、隨機(jī)性的特點(diǎn)容易出現(xiàn)“有裝機(jī)無出力”的現(xiàn)象。2021 年，國內(nèi)多地的風(fēng)電最小出力低于總裝機(jī)的2%，而廣西頻繁出現(xiàn)低于1%的情況；同時(shí)反調(diào)峰特性明顯，常常下半夜多發(fā)、白天少發(fā)，曾經(jīng)出現(xiàn)全區(qū)風(fēng)電在10小時(shí)內(nèi)總出力在525萬千瓦至23萬千瓦之間劇烈變化。因此，廣西急需靈活性電源的強(qiáng)力支撐，以保障電網(wǎng)安全。如今，廣西水電資源開發(fā)基本飽和，且現(xiàn)有水電以徑流式為主，調(diào)節(jié)能力有限；抽水蓄能雖是優(yōu)質(zhì)的調(diào)峰電源，但資源選址困難，建設(shè)周期長，難以大規(guī)模發(fā)展；電化學(xué)儲(chǔ)能正值商業(yè)化初期，成本較高且調(diào)峰時(shí)間短，規(guī)模發(fā)展尚不確定。反觀氣電機(jī)組調(diào)峰能力強(qiáng)，升降負(fù)荷速度快，運(yùn)行可靠性高，建設(shè)周期較短，是理想的靈活性電源之一，是調(diào)峰機(jī)組的主要選擇類型。而且氣電的度電二氧化碳排放量較煤電減少近50%，二氧化硫、煙塵、固體廢物、重金屬等污染物排放量也均低于或遠(yuǎn)低于煤電。

（二）天然氣供應(yīng)能力提升，為氣電發(fā)展提供氣源保障

我國天然氣資源勘探開發(fā)潛力可觀，2021 年天然氣產(chǎn)量2053億立方米，連續(xù)5年增產(chǎn)超過100億立方米。目前，廣西天然氣主要依靠中緬管道和西氣東輸管道供應(yīng)，設(shè)計(jì)能力共217億立方米/年；同時(shí)在北部灣建有兩座LNG 接收站，接收能力共360 萬噸/年，輸氣管道覆蓋廣西11 個(gè)地市?！笆奈濉逼陂g，廣西將規(guī)劃建設(shè)多條省際管道、省內(nèi)支線和大型LNG 接收站，有能力保障省內(nèi)天然氣消費(fèi)發(fā)展需求。

（三）能源市場改革加快推進(jìn)，為氣電發(fā)展開創(chuàng)新局面

自2022 年起，廣西有序放開氣電、風(fēng)電參加電力市場化交易。隨著發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的不斷放開，市場規(guī)模不斷擴(kuò)大。2016～2021 年，市場主體準(zhǔn)入數(shù)量從166 家增長到10106 家，交易電量從138億千瓦時(shí)增長到840億千瓦時(shí)，如圖2所示。

2021 年南方區(qū)域調(diào)頻、廣西調(diào)峰輔助服務(wù)市場的正式運(yùn)行也為電廠提供了市場化選擇，鼓勵(lì)更多有能力的機(jī)組參與調(diào)節(jié)。同時(shí)，廣西電力現(xiàn)貨市場也在加快籌備建設(shè)中，參考廣東電力現(xiàn)貨市場2021年試運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，氣電機(jī)組多日多個(gè)時(shí)段均按上限價(jià)格1.5元/千瓦時(shí)成交。

國家油氣體制改革步伐正在加快推進(jìn)，上下游產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)袌龌瘍r(jià)格形成機(jī)制不斷完善，油氣管網(wǎng)設(shè)施公平開放監(jiān)管不斷加強(qiáng)。此外，氣電企業(yè)應(yīng)抓住發(fā)展機(jī)遇，積極參與電力市場，利用自身優(yōu)勢，負(fù)荷高峰頂峰發(fā)電、負(fù)荷低谷快速啟停調(diào)峰等，在市場中獲取更大收益。

氣電面臨的挑戰(zhàn)

推動(dòng)氣電產(chǎn)業(yè)科學(xué)發(fā)展有助于實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，可以為新型電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行提供有效支撐。然而，氣電發(fā)展還面臨燃料成本高、成本回收機(jī)制不完善、天然氣市場化改革程度較低等問題。

（一）燃料成本較高

氣電的燃料成本約占發(fā)電成本的四分之三，廣西的天然氣門站價(jià)格約1.87 元/立方米，但廣西天然氣長協(xié)合同價(jià)格常隨供應(yīng)季節(jié)變化而變化，冬季提價(jià)近40%，2021 年超合同用氣的結(jié)算價(jià)格甚至突破10 元/立方米，折合度電成本突破3 元/千瓦時(shí)，遠(yuǎn)高于水電、核電和煤電的發(fā)電成本。燃料成本較高是氣電競爭力不足的重要原因。

（二）成本回收機(jī)制不完善

目前國內(nèi)少數(shù)省市的氣電上網(wǎng)電價(jià)采用兩部制電價(jià)。以廣西為例，氣電電價(jià)分為容量電價(jià)和電度電價(jià)，前者作為發(fā)電成本中的固定費(fèi)用補(bǔ)償，后者作為發(fā)電成本中的變動(dòng)費(fèi)用補(bǔ)償。

廣西的容量電價(jià)和部分補(bǔ)貼電量的電度電價(jià)均來源于區(qū)內(nèi)有限的資金補(bǔ)貼盤子（多年前定額后未再調(diào)整過）。其中，容量電價(jià)折合約12元/千瓦每月，低于其他區(qū)域的最低容量電價(jià)50%～70%；此外超出補(bǔ)貼電量以外的發(fā)電量按照煤電在電力市場的交易平均價(jià)執(zhí)行，而近年煤電交易平均價(jià)均低于0.4 元/千瓦時(shí)，因此氣電企業(yè)發(fā)電意愿不強(qiáng)，特別是沒有動(dòng)力超出補(bǔ)貼電量之外發(fā)電，否則氣電企業(yè)極易陷入虧損。

（三）天然氣市場化改革程度低

天然氣價(jià)格機(jī)制雖然在市場化進(jìn)程中不斷變革，但從市場主體反映信息看，仍存在改進(jìn)空間：第一，目前進(jìn)口中亞氣、中緬氣的門站銷售價(jià)格仍受管制；第二，省內(nèi)單家供氣企業(yè)市場占有率高，議價(jià)空間小，特別是冬季供氣漲價(jià)幅度高，并嚴(yán)格限制供氣量；第三，缺乏行業(yè)上下游聯(lián)動(dòng)的天然氣價(jià)格調(diào)節(jié)機(jī)制，上游供應(yīng)市場的未完全放開對(duì)下游企業(yè)市場競爭力影響重大。

氣電發(fā)展設(shè)計(jì)

為切實(shí)推動(dòng)調(diào)峰氣電發(fā)展，建議更好地發(fā)揮規(guī)劃政策引領(lǐng)作用，將其納入具體能源發(fā)展規(guī)劃，結(jié)合經(jīng)濟(jì)發(fā)展、區(qū)域?qū)嵡?、產(chǎn)業(yè)政策、能源發(fā)展趨勢等充分研究，制定產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略、扶持政策、要素資源配置方案、實(shí)施路徑和階段目標(biāo)等。本文提出“氣電市場化+產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展”的設(shè)計(jì)思路，如圖3 所示。首先要順應(yīng)能源電力體制改革發(fā)展方向，將氣電納入電力市場，通過市場引導(dǎo)和激發(fā)活力，合理擴(kuò)大氣電規(guī)模；同時(shí)規(guī)劃產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展，疏導(dǎo)成本，共享利益，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展。

（一）氣電市場化

氣電市場化是推動(dòng)氣電產(chǎn)業(yè)科學(xué)發(fā)展立竿見影的有效措施。氣電市場化的核心是價(jià)格形成機(jī)制。完善兩部制電價(jià)機(jī)制可有效幫助氣電企業(yè)回收建設(shè)運(yùn)營成本，促進(jìn)投資積極性，提升管理和技術(shù)水平。其中，容量成本可通過容量補(bǔ)貼、容量市場、保障電量等方式實(shí)現(xiàn)；市場化發(fā)電價(jià)格通過電力中長期、現(xiàn)貨市場形成，并在輔助服務(wù)市場獲取更多收益。從實(shí)踐探索分析，采用兩部制電價(jià)不僅有助于發(fā)電企業(yè)收回部分固定成本，而且在一定程度上限制企業(yè)獲得超額收益或避免巨大虧損，引導(dǎo)企業(yè)改進(jìn)管理方法，因此建議予以繼承和發(fā)展。但也不應(yīng)簡單停留在計(jì)劃資金補(bǔ)貼的初級(jí)階段，而是探索多種途徑，盤活資金來源，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。

1.容量成本回收機(jī)制

自2014 年以來，廣西氣電容量電價(jià)源于定額補(bǔ)貼資金，總量固定，來源單一，亟須擴(kuò)大資金籌措渠道，制定合理補(bǔ)貼水平，才能有效鼓勵(lì)氣電發(fā)展。建議可從以下方面選擇容量成本回收機(jī)制：

——用電側(cè)分?jǐn)偦厥?。為正確反映氣電調(diào)峰、備用的容量價(jià)值，容量成本應(yīng)盡量向用電側(cè)疏導(dǎo)、回收。可按照一定的度電分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)，對(duì)電力市場用電主體電量收取容量電費(fèi)，分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)根據(jù)氣電機(jī)組投資建設(shè)成本及市場運(yùn)行有關(guān)情況測算。

——建設(shè)容量市場。統(tǒng)籌考慮參與電力市場交易的各類電源，利用競價(jià)出清滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行和中長期負(fù)荷增長所需的容量需求，通過市場競爭方式反映容量價(jià)值。

——設(shè)置基本保障電量。每年核定一定小時(shí)數(shù)的基數(shù)合同電量，按照氣電批復(fù)價(jià)格（或補(bǔ)貼價(jià)格）結(jié)算，既幫助機(jī)組回收建設(shè)成本，保證其基本生存需要，也給予機(jī)組適量的發(fā)電空間。保障電量價(jià)格資金或可參考上述渠道等方式疏導(dǎo)。

——其他方式回收。在氣電建設(shè)運(yùn)營成本調(diào)查基礎(chǔ)上，參考天然氣采購價(jià)格，對(duì)標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平，考慮區(qū)內(nèi)市場承受程度，跟蹤氣電成本回收情況和經(jīng)營業(yè)績，滾動(dòng)調(diào)整氣電機(jī)組補(bǔ)償費(fèi)用?；蛘咄ㄟ^其他聯(lián)合捆綁發(fā)展方式、市場化交易方式、輔助服務(wù)補(bǔ)償方式等，在行業(yè)發(fā)展過程中，不斷探索完善符合地方實(shí)際的成本回收模式。

2.發(fā)電收益機(jī)制

氣電參加電力市場化交易，結(jié)合機(jī)組特點(diǎn)選擇合適的交易品種，充分體現(xiàn)氣電價(jià)值并獲取合理收益。

——參加電力中長期市場。如按目前廣西天然氣門站價(jià)格測算，部分氣電企業(yè)發(fā)電成本幾乎與煤電標(biāo)桿價(jià)持平，因此可有序?qū)怆姍C(jī)組納入電力中長期交易。通過與上游供氣企業(yè)協(xié)商，在供氣充足時(shí)期通過多簽市場電量促進(jìn)增用氣量，按照利益共享原則達(dá)成更低合同氣價(jià)，進(jìn)而擴(kuò)大氣電企業(yè)盈利。

——參加電力現(xiàn)貨市場。根據(jù)廣西的網(wǎng)架和電源結(jié)構(gòu)分析，在現(xiàn)貨市場運(yùn)行后，氣電的快速頂峰能力在用電高峰時(shí)段不可或缺，此時(shí)氣電機(jī)組往往成為定價(jià)機(jī)組，出清價(jià)格常會(huì)是價(jià)格上限，這將為企業(yè)帶來較大收益。

——參加輔助服務(wù)市場。目前南方區(qū)域調(diào)頻、廣西調(diào)峰輔助服務(wù)市場已正式運(yùn)行，廣西氣電應(yīng)盡快納入。即使參照現(xiàn)行規(guī)則中調(diào)峰補(bǔ)償上限的范圍（0.1元/千瓦時(shí)～0.5元/千瓦時(shí)），機(jī)組啟停補(bǔ)償上限2萬元/萬千瓦，也足以激發(fā)氣電機(jī)組的參與活力。

（二）產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展

因地制宜推進(jìn)產(chǎn)業(yè)縱向橫向協(xié)同創(chuàng)新發(fā)展。天然氣發(fā)電上下游縱向融合有助于資源進(jìn)一步優(yōu)化配置，降低產(chǎn)供銷風(fēng)險(xiǎn)；多電源產(chǎn)業(yè)橫向協(xié)同發(fā)展則有助于打造綜合能源基地，提供安全優(yōu)質(zhì)穩(wěn)定的多樣化清潔能源。

1.產(chǎn)業(yè)縱向協(xié)同

加強(qiáng)天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上中下游一體化，可有效降低因上游天然氣供應(yīng)不確定性和下游電力供應(yīng)波動(dòng)性帶來的風(fēng)險(xiǎn)。一方面氣電企業(yè)可利用天然氣終端用戶優(yōu)勢，通過股權(quán)置換等方式引入上游天然氣生產(chǎn)商作為戰(zhàn)略合作伙伴，使得氣電企業(yè)可以進(jìn)入天然氣開發(fā)、儲(chǔ)運(yùn)、貿(mào)易等環(huán)節(jié)，提升對(duì)天然氣來源的掌控能力；另一方面天然氣生產(chǎn)供應(yīng)商可投資氣電廠或參與經(jīng)營，提升對(duì)終端市場的風(fēng)控能力。通過探索氣電運(yùn)營聯(lián)動(dòng)，進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)資源優(yōu)化配置。

2.產(chǎn)業(yè)橫向協(xié)同

氣電可按需與煤電、風(fēng)電、光伏發(fā)電等橫向聯(lián)合，實(shí)現(xiàn)多能互補(bǔ)互促，良性發(fā)展。

在具備條件的煤電場地?cái)U(kuò)建或改建氣電機(jī)組聯(lián)合發(fā)電，既降低投資成本，還節(jié)約土地資源，發(fā)揮煤電經(jīng)濟(jì)性和氣電低碳、靈活的顯著優(yōu)勢，強(qiáng)化發(fā)電、供熱、供冷、調(diào)峰、調(diào)頻的能源綜合體地位，兼顧企業(yè)利益、行業(yè)效益和社會(huì)福利。

在大量規(guī)劃建設(shè)風(fēng)電、光伏發(fā)電等形勢下，結(jié)合廣西北部等地區(qū)的風(fēng)電極易受到寒潮冰雪影響導(dǎo)致大規(guī)模停運(yùn)、光伏受持續(xù)陰雨天氣無法保證出力的實(shí)際情況，可考慮在資源富集區(qū)、油氣管網(wǎng)覆蓋地區(qū)配套規(guī)劃建設(shè)一定規(guī)模燃?xì)庹{(diào)峰（應(yīng)急）電站，形成“氣風(fēng)互補(bǔ)”或“氣光互補(bǔ)”的耦合新業(yè)態(tài)，提升新能源開發(fā)及送出的多樣性和穩(wěn)定性，保障電力系統(tǒng)運(yùn)行的安全性可靠性。■