天然氣在新型電力系統(tǒng)中的重要作用與發(fā)展對策

唐紅君 李 洋 李欣瑤 吳佳雯

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.國家油氣戰(zhàn)略研究中心）

2021 年3 月15 日，中央財經委員會第九次會議首次提出要構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，明確了新能源在未來電力系統(tǒng)中的主體地位。黨的二十大報告強調加快規(guī)劃建設新型能源體系，為新時代能源電力發(fā)展提供了根本遵循。新型電力系統(tǒng)以確保電力安全為基本前提，以滿足經濟社會高質量發(fā)展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設為主線，以源網荷儲多方協(xié)同、靈活互動為支撐，以堅強、智能、柔性電網為樞紐平臺，以技術創(chuàng)新和體制機制創(chuàng)新為基礎保障，是新型能源體系的重要組成部分和實現“雙碳”目標的關鍵載體。新型電力系統(tǒng)具備四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎保障，共同構建新型電力系統(tǒng)的“四位一體”框架體系[1]。本文研究分析了構建新型電力系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)，客觀評價天然氣在新型電力系統(tǒng)中的作用，充分認識天然氣發(fā)展存在的問題，提出未來天然氣在新型電力系統(tǒng)中的發(fā)展對策建議。

1 構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨挑戰(zhàn)

2022 年中國繼續(xù)保持世界第一大可再生能源消費國和生產國地位，可再生能源占一次能源消費的16%[2]。截至2022 年底，我國風能及太陽能累計發(fā)電裝機規(guī)模為7.6×108kW，在全國發(fā)電裝機結構中占比達到29.6%[3]。預計2035 年，風能及太陽能發(fā)電裝機規(guī)模占比將進一步提升，累計發(fā)電裝機容量達到20.7×108kW，在發(fā)電結構中占比將達到45%[4]。近年來，我國風電、光電消納能力逐年提升，2022年風電、光伏利用率分別為96.8%、98.3%，但隨著新能源裝機持續(xù)大幅增長，局部地區(qū)新能源電源建設速度超出消納能力，能源的規(guī)?；l(fā)展和高效消納利用之間矛盾突出。例如，內蒙古東部2022 年風電利用率僅為90%，西藏2022 年光伏利用率僅為80%。2022 年，全國棄風和棄光電量分別達220×108kW·h 和40×108kW·h，比裝機容量450×104kW 的煤電廠一年的發(fā)電量還多，對應約為50 億元燃煤成本和600×104t 的CO2排放。

目前，在西班牙、德國、美國等可再生能源消費比例較高的國家（在一次能源消費中占比分別為21.0%、21.2%、11.3%），靈活調節(jié)電源比重相對較高，占總裝機比例分別達到31%、19%、47%[5]。天然氣發(fā)電是靈活調節(jié)電源的重要組成部分。我國各地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性調節(jié)能力不同，抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調節(jié)電源比重僅為6%[6]，電力系統(tǒng)調節(jié)能力嚴重不足，難以滿足可再生能源大規(guī)模高比例并網發(fā)電的需求，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨穩(wěn)定性、靈活性和安全性挑戰(zhàn)。

1.1 風光等新能源的間歇性和波動性導致電網不穩(wěn)定

光伏和風電出力的不確定性與負荷波動疊加，使得電力系統(tǒng)安全運行風險增大。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，火電、核電、水電等常規(guī)電源基本是即發(fā)即用，波動因素主要來自負荷。據國網能源研究院有限公司（簡稱國網研究院）預測，2050 年全國最大負荷約為23.4×108kW，日負荷最大峰谷差約為6.0×108kW；而考慮風電、光伏等間歇性可再生能源的凈負荷最大峰谷差約為8.0×108kW，占最大負荷的34.2%[7]，致使電網系統(tǒng)抗擾動能力下降，調節(jié)難度增大，帶來潛在不安全因素，系統(tǒng)穩(wěn)定性降低。

在可再生能源起步較早的部分歐美國家和地區(qū)，受極端天氣影響或新能源發(fā)電波動擾動，高比例新能源滲透下的電網，大多發(fā)生過大規(guī)模脫網引發(fā)的停電事故，如2019 年8 月英國倫敦、2020 年8 月美國加利福尼亞州和2021 年2 月美國得克薩斯州等重大停電事故。

1.2 風光出力與用電“錯峰”，電力系統(tǒng)對靈活性資源需求攀升

風電與光電出力不僅波動性強，還具有逆調峰的特性。光電表現為“晝出夜伏”，通常發(fā)電的最大值與負荷的早高峰時段相近，具有一定“正調峰”能力，但對晚高峰用電沒有貢獻。風電的“錯峰”更加明顯，深夜負荷最低時段往往是風電出力的高峰時刻。高比例新能源接入電網后將存在巨大的峰谷差，亟須配備靈活性基礎電源以滿足日常調峰需求。尤其是在極端情況下，新能源出力大幅波動，更需要配備靈活性基礎儲備電源“兜底”，以保障電網安全平穩(wěn)供應。

1.3 新能源發(fā)展對關鍵礦物需求猛增，成本上漲供應安全風險加大

在碳中和愿景下，全球主要國家大力發(fā)展清潔能源技術。未來，以清潔能源技術為主的能源系統(tǒng)對關鍵礦產的需求將遠超以化石燃料為主的能源系統(tǒng)，對鋰、鈷、鎳、銅、稀土等關鍵礦物需求量大幅增加。國際能源署（IEA）2021 年在《關鍵礦產在清潔能源轉型中的角色》報告中預測，到2040 年，能源行業(yè)對關鍵礦產的需求將比現在增加6 倍[8]。全球關鍵礦物分布極度不均衡，極個別國家控制了絕大部分產量。2020 年，全球67%的鈷產量來自剛果（金），70%的鋰產量來自澳大利亞和智利，68%的稀土產量來自中國和澳大利亞，43%的鎳產量來自印度尼西亞和菲律賓。

隨著全球近年光伏產能的快速擴張，光伏原材料多晶硅料價格大幅上漲。2021 年以來，銅、鋁、鋰等礦產資源價格出現非理性上漲，2021 年5 月，倫敦金融交易所（LME）銅、鋁期貨價格均觸及10 年以來高位。同時，美國關鍵礦物清單中的50 種礦物[9]，有19 種為中國供應，美國視中國為關鍵礦物供應安全的主要風險，聯合盟國對中國海外關鍵礦物資產的打擊一觸即發(fā)，關鍵礦物海外進口的風險增大。

2 天然氣在新型電力系統(tǒng)中的重要作用

“減碳不能減安全”。從國際經驗看，為保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定，高比例可再生能源入網都配有一定比例的靈活性基礎電源。氣電以其低碳、高效、穩(wěn)定、啟?？臁⑴榔驴?、變負荷能力強等優(yōu)勢成為最佳靈活性電源。目前歐盟國家氣電已經取代煤電，成為最大單一電源。

截至2022 年底，我國全口徑發(fā)電裝機容量為25.6×108kW，其中氣電為1.1×108kW，占比約4.5%。2022 年，我國天然氣表觀消費量為3663×108m3[10]，天然氣消費結構中天然氣發(fā)電占比約18%。同期，美國、英國天然氣發(fā)電用氣量分別占天然氣消費總量的38%[11]、33%[12]，天然氣發(fā)電分別占各自總發(fā)電量的39.9%、38.4%[2]。

天然氣的發(fā)展是我國能源結構由高碳向低碳、零碳發(fā)展不可跨越的階段。“雙碳”目標下，天然氣的功能定位會進一步加強，其清潔低碳特性可替代高碳能源，靈活易儲特性可與新能源相融合[13]，天然氣在我國構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中的作用將更加凸顯。

2.1 氣代煤深度減排，是助推電力系統(tǒng)碳達峰的重要抓手

根據《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告2023》[14]，2022 年，全國電力行業(yè)CO2平均排放強度約為541 g/（W·h），而燃煤電廠碳排放強度為824g/（kW·h）。顯然，降低煤電碳排放水平是減少電力行業(yè)碳排放的重要手段，在由高碳能源向零碳能源轉變的較長時期內，用氣電替代煤電是碳減排的有效手段。

2011 年以來，美國加速以氣電替代煤電，已有100 多座燃煤電廠被燃氣電廠替代，推動美國碳排放量下降5.3×108t，對碳減排貢獻率達65%，氣電占比達到40%。調研分析發(fā)現，目前全球50 多個已實現碳達峰的國家，電力行業(yè)大多選擇速降煤、穩(wěn)增氣、加快發(fā)展可再生能源的減碳路徑。從度電CO2排放水平看，燃氣電廠較燃煤電廠可減少碳排放量50%～60%，且無氮氧化物和重金屬污染物。因此，無論是富氣的北美還是貧氣的歐洲，天然氣都在電力系統(tǒng)能源結構優(yōu)化中擔當重任。

2.2 氣電是最佳靈活電源，是以可再生能源為主電網的穩(wěn)定器

天然氣發(fā)電可充分發(fā)揮調峰、調頻、兜底等重要保障作用[15]。根據國網研究院預測，2050 年，我國風、光等可再生能源占比將達到58%～60%，高比例可再生能源導致電網負荷的峰谷差越來越大，對靈活性電源的需求不斷攀升。借鑒發(fā)達國家經驗，為保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定，靈活調峰電源在電力系統(tǒng)中的裝機比例至少要達到總裝機的10%～15%[3]?，F階段我國靈活性電源占比僅為6%左右，亟須大幅提升靈活電源裝機，以保障新型電力系統(tǒng)的調峰需求。

目前，靈活性電源主要有燃煤發(fā)電、抽水蓄能、電池儲能和天然氣發(fā)電。燃煤發(fā)電和抽水蓄能受環(huán)境和站址約束，新增潛力有限；電池儲能成本高，較長一段時間內無法承擔大規(guī)模儲能需求；天然氣發(fā)電建設周期短，是響應特性、供電持續(xù)性綜合最優(yōu)的靈活調峰電源，是確保我國高比例新能源電網穩(wěn)定的最佳途徑。

3 我國加快氣電發(fā)展面臨多重挑戰(zhàn)

3.1 儲氣調峰能力不足，出現冬季供氣緊張

全國天然氣供應總體平衡，但季節(jié)性消費不均衡，如環(huán)渤海地區(qū)消費量峰谷差達4 倍以上。冬季取暖期供應偏緊，如遇極端天氣，調峰氣量需求劇增，因天然氣調峰能力不足，供氣緊張局面時有發(fā)生。據國家能源局統(tǒng)計數據，2022 年,全國地下儲氣庫工作氣量約為190×108m3，LNG 接收站儲罐為82×108m3，兩者綜合儲氣調峰能力約占全國天然氣消費量7.4%，低于國際上12%～15%的平均水平。儲氣調峰能力與消費量嚴重不匹配，導致冬季民生用氣和發(fā)電用氣矛盾凸顯，制約氣電發(fā)展。

近年來，盡管國內天然氣產量保持高速增長，增速仍低于天然氣消費量增速，進口天然氣比重不斷提升，我國天然氣對外依存度逐步加大，從2012年的21%快速上升到2020 年的43%，之后保持在40%左右。一些電力行業(yè)人士對天然氣供應穩(wěn)定性和安全性存疑，影響氣電產業(yè)發(fā)展。

3.2 天然氣市場體制機制不完善，氣電經濟性欠佳

首先，燃氣成本偏高，嚴重影響氣電市場競爭力。我國國產氣因資源品位低，開采成本較高；進口LNG 因“亞洲溢價”推高了天然氣進口成本；此外，我國在2008—2012 年高油價時期簽署了一批“照付不議”的LNG 長期購銷協(xié)議，LNG 合同離岸價超過15 美元/106Btu（約3.5 元/m3），導致我國天然氣供應價格一直偏高，電價競爭力削弱。

其次，氣電在環(huán)保、調峰和調頻上的經濟價值尚未體現，氣電調峰電廠發(fā)展緩慢。氣電和煤電相比，NOX、SO2、煙塵等常規(guī)污染物和CO2減排的環(huán)境價值未在經濟上得到體現；氣電的市場化價格機制和電力輔助服務市場機制尚未建立，進口高價氣無法通過電價直接進行傳導，而日本和歐洲等進口依存度高的國家，則是通過價格機制設計保障氣電的發(fā)展和競爭力；我國尚未設置科學的調峰電價，電力調峰企業(yè)無法獲得氣電調峰的合理收益；重型燃氣輪機關鍵熱部件依賴進口，燃氣機組檢修維護費用居高不下，拉高了氣電生產成本。

3.3 國家對氣電發(fā)展的政策不明朗，氣電發(fā)展緩慢

天然氣發(fā)電所涉及的天然氣、電力、環(huán)保等部門政策不夠協(xié)調、統(tǒng)一，天然氣發(fā)電的總基調是“有序推進、適度發(fā)展”，目前尚未出臺針對天然氣發(fā)電的政策文件，發(fā)展方向定位不清，企業(yè)和地方政府支持力度逐漸減弱；由于天然氣成本較高，氣電項目盈利空間有限，部分電力公司即使制定了燃氣電廠規(guī)劃，仍處于觀望階段，一定程度上抑制了氣電發(fā)展；電網公司不斷下調氣電上網電價，壓縮計劃發(fā)電小時數，增加競價上網發(fā)電小時數，使得氣電發(fā)展難達預期。

4 天然氣在新型電力系統(tǒng)中的發(fā)展對策建議

4.1 明確氣電發(fā)展定位，提升電力系統(tǒng)安全性與靈活性

明確氣電在電網調峰的發(fā)展定位，發(fā)揮氣電的儲能功能，為電網提供應急保障。根據未來電力結構中各類能源占比，確定氣電在電力結構中的配置比例，充分發(fā)揮氣電優(yōu)勢，配合新能源調峰，提升電力系統(tǒng)靈活性與穩(wěn)定性。與新能源融合，形成多能互補集成供能系統(tǒng)，通過天然氣熱電冷聯供、分布式和能源智能微網等方式，實現多能協(xié)同供應和能源綜合梯級利用，提升可再生能源發(fā)電裝置的利用率，降低整個供能系統(tǒng)的成本?？山梃b歐美等發(fā)達國家在碳達峰過程中將天然氣發(fā)電作為主要能源的做法，提高氣電等靈活電源占比，增強新型電力系統(tǒng)的供應保障與系統(tǒng)調節(jié)能力。

4.2 統(tǒng)籌天然氣與新能源融合發(fā)展，打造“氣風光水”一體化示范區(qū)

我國西北地區(qū)風、光和天然氣資源豐富，西南地區(qū)水電和天然氣資源豐富，東部沿海地區(qū)有豐富風力資源和LNG 接收站優(yōu)勢，應因地制宜積極探索天然氣與可再生能源融合發(fā)展。統(tǒng)籌水電、風電、光伏發(fā)電和天然氣發(fā)電項目建設，推動設立“氣風光水”合作示范區(qū)[13]，發(fā)揮油氣企業(yè)與發(fā)電企業(yè)各自的資源與技術優(yōu)勢，以股權融資、交叉持股或并購整合等合作方式成立控股公司。

建議將氣電與可再生電力“捆綁”就地消納或外送，實現天然氣與可再生資源相互配合，促進可再生能源高效利用。在中部大中城市，統(tǒng)籌電、氣、熱、冷一體化集成供應，促進天然氣分布式能源發(fā)展。充分實現重點區(qū)域新能源發(fā)電高效消納，夏季平衡電網負荷、冬季為天然氣管網調峰，實現管網與電網雙向調峰，推動氣電與風電、光伏發(fā)電、水電協(xié)調發(fā)展。

4.3 加快建設天然氣應急保障體系，確保供應安全

加快天然氣調峰與應急儲備能力建設，完善儲氣調峰機制?？山梃b美國儲氣調峰市場化定價機制和法國采用法律法規(guī)規(guī)定調峰保供責任的經驗，盡快通過立法明確政府、企業(yè)及相關各方的調峰保供責任，加強儲氣庫調峰和應急儲備能力建設,確保全國天然氣調峰氣量占消費量的10%以上。構建國內外天然氣市場聯動機制，加強全球天然氣市場跟蹤與供需形勢研判，提高資源保障及應急抗風險能力。

重點加快推進中亞D 線、中俄西線和俄遠東線合作進展，確保管道氣合同氣量按期按量供應。積極拓展“一帶一路”沿線、南半球和赤道地區(qū)國家LNG 進口量，降低冬季大幅減供風險。建立天然氣全球資源池，推動LNG 產品全球采購，力爭2030 年管道氣進口量達到（1200～1300）×108m3、LNG 進口量超過1500×108m3，提高我國進口資源保障能力。

夯實國內資源壓艙石作用，突出陸上深層、海洋深水和非常規(guī)天然氣三大領域，加大國內天然氣勘探開發(fā)力度和重大理論與關鍵技術攻關，降低開采成本，2030 年國內天然氣供應量有望超過2800×108m3，國內外資源供應能力達到5600×108m3以上，可保障全國天然氣市場用氣需求。

4.4 完善氣電與碳相關政策機制，大力促進氣電發(fā)展

一是完善氣、電調峰市場化價格機制。鼓勵更多企業(yè)參與儲氣庫和天然氣發(fā)電調峰項目，充分借鑒成功經驗做法，由國家頂層設計制定具有操作性的儲氣調峰與氣電調峰定價辦法（發(fā)達國家高峰電價為低谷電價的3～4 倍，是均價的1.5～2 倍），落實天然氣調峰與氣電調峰價格，推動新能源消納。二是出臺相關配套政策。明確氣電與新能源捆綁享受補貼和優(yōu)惠政策，統(tǒng)一上網電價，推動氣電與新能源捆綁式銷售。三是制定反映氣電低碳環(huán)保價值的電價。通過電力市場和碳交易市場耦合作用，大力促進天然氣等靈活調峰電源建設。四是創(chuàng)新購銷方式，將發(fā)電大用戶作為直供用戶。明確大型燃氣電廠與上游供氣企業(yè)直接簽訂供氣協(xié)議的合法性，單獨修建天然氣管道或實現點供，降低原料采購成本。鼓勵大型燃氣電廠與天然氣供應商合資合作，捆綁利益、共享收益。