中國儲能網(wǎng)訊：氣電是能穩(wěn)定頂峰的支撐性電源之一，氣電運(yùn)行啟停迅速，是最適合為風(fēng)電、光伏調(diào)峰的熱發(fā)電技術(shù)。但氣電在我國的推廣，受限于天然氣氣源的低自給率和氣電的高電價。作為高價電，我國近六成的氣電，分布在經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的江浙粵三省。筆者認(rèn)為，隨著社會、經(jīng)濟(jì)的不斷發(fā)展，更多區(qū)域?qū)﹄妰r的敏感度將下降；而在風(fēng)光發(fā)電占比日益提高的背景下，氣電的調(diào)峰能力將受到更大的重視；同時，隨著我國綜合國力的提升，對天然氣低自給率的耐受度將發(fā)生變化。
氣電的特性和分布情況
氣電適合為風(fēng)電光伏調(diào)峰，但一次能源自給率低
電力難以大規(guī)模、長時間儲存，電力系統(tǒng)發(fā)、輸、配、用實時平衡，要保證8760小時不間斷的持續(xù)供應(yīng)。煤電、氣電、核電等熱發(fā)電技術(shù)和帶庫容的水電，能長時間、穩(wěn)定地發(fā)電，是支撐性電源。其中核電受限于廠址資源和鈾資源，水電受限于廠址資源，發(fā)展空間受到制約。風(fēng)電、光伏、徑流式水電是低碳電源，但因其出力波動的特性，無法成為支撐性電源。抽水蓄能和電化學(xué)儲能可提供日內(nèi)調(diào)節(jié)能力，但不具備長周期調(diào)節(jié)能力和穩(wěn)定的獨(dú)立頂峰能力（見表1）。
2021年初的寒潮導(dǎo)致多地電力緊張，此后我國多地陸續(xù)發(fā)生多次有序用電；尤其是2022年8月，川渝遭遇罕見高溫和旱情，為了保障民生用電，當(dāng)?shù)毓ど虡I(yè)用電受到較大影響。之后我國越發(fā)重視建設(shè)支撐性電源。但從支撐性電源的前期工作耗時和建設(shè)周期來看，水電、核電的前期工作耗時4~5年，建設(shè)期約5年；煤電、氣電的前期工作耗時1年多，建設(shè)期1年半到2年。因此，當(dāng)急需新增支撐性電源頂峰時，只能選擇能夠盡快建成投產(chǎn)的煤電、氣電。
我國富煤貧油少氣，煤炭的自給率一直超過90%，2018年以來，石油、天然氣的自給率分別低于30%、60%。（見圖1）
一次能源的自給率，不僅反映了我國與國際能源市場之間的融合度，更反映了我國對國外一次能源資源的依賴程度和安全供應(yīng)的保障程度。為了保障能源安全，“能源的飯碗必須端在自己手里”，需要避免自給率過快下降。
氣電電價較高，主要分布于經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)
熱發(fā)電機(jī)組中，氣電價格高于煤電、核電。以廣東為例，氣電上網(wǎng)標(biāo)桿電價為0.655元/千瓦時（長協(xié)和現(xiàn)貨價格略低于標(biāo)桿電價），其中，燃料成本超過0.5元/千瓦時（氣價約2.9～3元/立方米，1立方米氣可發(fā)電5~6千瓦時）。廣東煤電長協(xié)價格約0.462元/千瓦時，核電電價為0.4056～0.435元/千瓦時。
氣電是“高價甜點”。2023年，我國氣電裝機(jī)12562萬千瓦，81.8%分布在沿海四省三市：其中，廣東3946萬千瓦、江蘇2066萬千瓦、浙江1345萬千瓦、北京1002萬千瓦、上海891萬千瓦、天津565萬千瓦、福建456萬千瓦。尤其是經(jīng)濟(jì)最發(fā)達(dá)的江浙粵三省，氣電裝機(jī)合計7357萬千瓦，占全國氣電裝機(jī)的58.6%。
新型電力系統(tǒng)建設(shè)路徑下的氣電定位
為了實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，我國正加快建設(shè)以清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟(jì)高效、供需協(xié)調(diào)、靈活智能為主要特征的新型電力系統(tǒng)。
當(dāng)前，全球正在同步研發(fā)多種電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的技術(shù)路線：當(dāng)某種技術(shù)路線或多種技術(shù)路線發(fā)生顛覆性突破，電力系統(tǒng)將能完成跨越式發(fā)展，實現(xiàn)零碳電力系統(tǒng)。
路線一：核聚變
核能是已知的能量密度最高的能源，可用于民用、軍事、太空探索等，是具備戰(zhàn)略價值的終極能源。1983年，我國確立核能“熱堆、快堆、聚變堆”三步走戰(zhàn)略。我國在運(yùn)的商業(yè)反應(yīng)堆均為熱中子堆（裂變能），快堆（裂變能）的實驗堆已投產(chǎn)，可控核聚變尚在研發(fā)之中。
路線二：“風(fēng)光+長周期儲能技術(shù)”
狹義儲能技術(shù)主要包括抽水蓄能、電化學(xué)儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、重力儲能、熔巖儲熱等；廣義儲能技術(shù)包括氫能、綠色燃料（氨、醇等）等。風(fēng)光配套儲能技術(shù)是為了平抑風(fēng)光發(fā)電的波動性、隨機(jī)性和間歇性，為電力系統(tǒng)提供穩(wěn)定、持久、可調(diào)節(jié)的電力。
電力系統(tǒng)需要日調(diào)節(jié)、周調(diào)節(jié)、月調(diào)節(jié)、季調(diào)節(jié)、年調(diào)節(jié)等多個尺度的調(diào)節(jié)能力。目前的儲能技術(shù)，僅能提供日內(nèi)調(diào)節(jié)能力。抽水蓄能是一項成熟的儲能技術(shù)，其持續(xù)發(fā)電時間取決于庫容，大約是6～11小時。大部分電化學(xué)儲能電池放電時長是2～4個小時，少數(shù)可達(dá)4~10小時。2024年5月，明陽智能的“木星一號”純氫燃?xì)廨啓C(jī)燃燒室連續(xù)燒氫10小時，是目前國內(nèi)最長周期的純氫燃燒室測試。
在未來的零碳電力系統(tǒng)中，哪種儲能技術(shù)能提供更長周期的調(diào)節(jié)能力，哪種技術(shù)便有更大的發(fā)展空間。其中，壓縮空氣儲能、飛輪儲能、氫燃機(jī)、綠色燃料發(fā)電等技術(shù)，還可為電力系統(tǒng)提供轉(zhuǎn)動慣量。
路線三：“煤電/氣電+CCUS”
通過CCUS技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用，保留煤電、氣電的支撐和調(diào)節(jié)能力，同時降低碳排放，亦是構(gòu)建零碳電力系統(tǒng)的路徑之一。氣電的度電二氧化碳排放大約是煤電的40%，“氣電+CCUS”的配置對CCUS技術(shù)的壓力相對較小。《低碳轉(zhuǎn)型背景下我國氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑》（劉志坦，《天然氣工業(yè)》，2021年6月刊）一文詳細(xì)對比了不同裝機(jī)規(guī)模的煤電和氣電機(jī)組在不同工況下的二氧化碳排放強(qiáng)度，氣電的二氧化碳排放在310~380克/千瓦時之間，煤電在840~940克/千瓦時之間。
在上述三條技術(shù)路線實現(xiàn)突破之前，只有煤電、氣電、核電、有調(diào)節(jié)能力的水電，能承擔(dān)支撐性電源的責(zé)任。核電和水電增量有限（見表2），氣電是“高價甜點”，煤電是量大管飽的“粗糧”，隨著經(jīng)濟(jì)社會的發(fā)展，預(yù)計各區(qū)域?qū)r格的敏感度將下降，進(jìn)而有條件擴(kuò)大氣電的應(yīng)用區(qū)域和規(guī)模。2024年6月，國家發(fā)改委發(fā)布的《天然氣利用管理辦法》（發(fā)改委第21號令）指出，天然氣調(diào)峰電站、熱電聯(lián)產(chǎn)、天然氣分布式能源項目，被列為天然氣利用優(yōu)先類，是有利于保障國家能源安全和實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，有利于產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級，有利于保障民生、提升人民群眾生活水平，具有良好經(jīng)濟(jì)性和社會效益的天然氣利用方向。2023年9月19日，國家能源局發(fā)布的《對十四屆全國人大一次會議第2675號建議答復(fù)的復(fù)文摘要》亦指出，天然氣是當(dāng)前及中長期解決新能源調(diào)峰問題的重要途徑之一。
淺析氣電裝機(jī)增長空間
現(xiàn)有技術(shù)條件下，近期煤電、氣電的增量需求
2021年初，我國中東部大部分地區(qū)出現(xiàn)寒潮，全國用電負(fù)荷驟升，最高用電負(fù)荷達(dá)11.89億千瓦，接近當(dāng)年的夏峰最高負(fù)荷11.92億千瓦。2023年夏，全國最高用電負(fù)荷13.39億千瓦。根據(jù)中電聯(lián)預(yù)計，2024年迎峰度夏期間，全國最高用電負(fù)荷將比2023年增加約1億千瓦，如果出現(xiàn)持續(xù)大范圍極端高溫天氣，最高用電負(fù)荷可能增加1.3億千瓦。也就是說，2024年我國的夏季峰值用電負(fù)荷將達(dá)14.39~14.69億千瓦，年均負(fù)荷增速超6.5%；2021~2024年，新增的夏季峰值負(fù)荷為2.47~2.77億千瓦；為了滿足負(fù)荷增長，備用率按13%估算，電力系統(tǒng)需新增2.79~3.13億千瓦支撐性電源，年均新增規(guī)模約9000萬千瓦~1億千瓦?？紤]到部分熱發(fā)電機(jī)組供熱導(dǎo)致的出力下降、水電夏峰出力系數(shù)約為0.9、區(qū)域不平衡性等因素，實際需要的新增支撐性電源量更大。
根據(jù)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，2025年，我國電力需求側(cè)響應(yīng)能力將達(dá)到最大用電負(fù)荷的3%～5%，相當(dāng)于能將負(fù)荷峰值延后半年到一年。
水電開發(fā)空間有賴于站址資源。目前，國內(nèi)大部分區(qū)域的水電資源完成開發(fā)，只有四川、云南、青海、西藏等地還有一定的開發(fā)潛力；到2030年，四川、青海的水電資源開發(fā)基本結(jié)束，屆時水電開發(fā)的主戰(zhàn)場將集中在藏東南水電基地，即雅魯藏布江干流下游和“三江”（怒江、瀾滄江、金沙江）流域。近十年來，年均新增水電裝機(jī)僅1170萬千瓦。
核電發(fā)展的制約因素在于廠址資源和鈾資源。1994年2月，我國首臺核電機(jī)組投產(chǎn)，截至2023年底，我國核電裝機(jī)5691萬千瓦。2018年是核電投產(chǎn)大年，新增裝機(jī)884萬千瓦。
可以預(yù)見，水電和核電的增量有限，難以覆蓋支撐性電源的增量需求。為了保供，筆者預(yù)計近期每年需新增7000萬千瓦以上的煤電、氣電。
用電量達(dá)峰后，應(yīng)審慎新建支撐性電源
在現(xiàn)有技術(shù)條件下，何時可以放緩或停止新增支撐性電源呢？
當(dāng)前，我國的用電量和用電負(fù)荷均保持高速增長。未來我國用電量達(dá)峰后，用電結(jié)構(gòu)可能繼續(xù)調(diào)整：二產(chǎn)用電下降，三產(chǎn)和生活用電提高；二產(chǎn)以機(jī)器用電為主、輔以少許工作人員用電，對溫度不敏感，相對穩(wěn)定，且易于進(jìn)行需求側(cè)管理；三產(chǎn)和生活用電，主要是人的直接用電，對溫度敏感，波動性大，調(diào)節(jié)難度大。因此，用電負(fù)荷達(dá)峰將滯后于用電量達(dá)峰。全國用電量達(dá)峰后，區(qū)域用電結(jié)構(gòu)會繼續(xù)變化，東南沿海作為人口流入?yún)^(qū)，用電量可能繼續(xù)增長一段時間。以日本為例，用電量2007年達(dá)峰，人口2008年達(dá)峰，其后東京都市圈因人口流入，用電量繼續(xù)增長了一段時間。
用電量達(dá)峰年，開工建設(shè)的支撐性電源，將在2~5年后投產(chǎn)，投產(chǎn)時間接近用電負(fù)荷達(dá)峰時間。用電量達(dá)峰后新開工的支撐性電源，主要是“以舊換新”，或服務(wù)于少數(shù)用電量持續(xù)增長的區(qū)域。
我國對高價電和天然氣低自給率的耐受度是可變的
影響氣電擴(kuò)張的主要因素是氣電的高電價和天然氣的低自給率。但是，我國對高價電和天然氣低自給率的耐受性是相對的、可變的。
首先，隨著社會的發(fā)展和共同富裕的扎實推進(jìn)，各地對價格的敏感度將下降。其次，氣電是啟停、升降功率最靈活的熱發(fā)電機(jī)組，最適合為風(fēng)光調(diào)峰，隨著新能源占比的提升，電力系統(tǒng)將重新對比“風(fēng)光+氣電”“風(fēng)光+煤電”“風(fēng)光+儲能”等技術(shù)路線的經(jīng)濟(jì)性和可靠性，而不僅僅簡單對比氣電、煤電的電價。
除粵、江、浙、京、滬這些存量氣電大?。ㄊ校┲?，哪些地方最可能降低對氣電電價的敏感度？可通過觀察不同區(qū)域煤電機(jī)組的盈利面和盈利水平來判斷。電力作為公用事業(yè)，行業(yè)平均盈利能力取決于當(dāng)?shù)貭I商環(huán)境。煤電和氣電的功能有很多相似之處，吃煤電“粗糧”肯付出相應(yīng)成本的地方，才會有誠意和能力為“高價甜點”氣電付費(fèi)，從而推動氣電發(fā)展。
當(dāng)前，世界面臨百年未有之大變局，隨著我國國力的提升，以及國內(nèi)油氣企業(yè)正在努力開拓業(yè)務(wù)獲取更多的海外資源，我國對天然氣低自給率的耐受度將發(fā)生變化。
事實上，西方國家的能源自給率也并非一成不變。以歐洲為例，1981年，歐洲的煤炭、天然氣的自給率分別為90.5%、80.8%，此后一路下行，2013年之后，煤炭自給率低于60%，2022年為57.5%；2016年后，歐洲天然氣自給率低于50%，2022年為44.2%。歐洲的石油自給率一直在低位徘徊，2022年為22.3%。目前，歐洲煤炭、石油、天然氣自給率分別比我國低36.5%、6.5%、15.2%（見圖2）。
日本是世界第四大經(jīng)濟(jì)體，2023年煤炭、石油、天然氣的自給率僅為0.4%、0.4%、2.1%。
世界發(fā)達(dá)經(jīng)濟(jì)體中，除了美國能源獨(dú)立外，歐洲和日本的能源自給率都很低，日本尤甚。參考?xì)W洲和日本的經(jīng)驗，一次能源自給率低的同時，依然能夠保持經(jīng)濟(jì)增長，在利用海外資源時，以資源互補(bǔ)、控股海外資產(chǎn)等方式，提高供給穩(wěn)定性。
減排壓力將提高氣電在增量支撐性電源中的占比
如果氣源充足，用電負(fù)荷持續(xù)增長期間，碳減排的壓力將提高氣電在增量支撐性電源中的占比?？紤]到火電更多地承擔(dān)調(diào)峰功能，氣電電量和耗氣量的增長速度將低于氣電裝機(jī)增速。用電負(fù)荷和支撐性電源裝機(jī)達(dá)峰后，減排壓力可能促使氣電替代部分存量煤電裝機(jī)。
江浙粵近期的氣電發(fā)展空間
江浙粵是我國經(jīng)濟(jì)的火車頭，“十四五”前三年，用電量和用電負(fù)荷持續(xù)增長。一般來說，負(fù)荷增速應(yīng)略高于用電量增速，但江浙粵近年來負(fù)荷增速低于用電量增速，加之火電利用小時高于電力平均水平的2020年，意味著三省支撐性電源增長落后于負(fù)荷增長，電力供需偏緊（見表3）。
廣東經(jīng)濟(jì)體量巨大，且用電增長快，足以消納本省新增的約5000萬千瓦支撐性電源，如存量特高壓送電量維持不變，未來三年，廣東電力供需趨于平衡。廣東遠(yuǎn)離晉蒙陜甘新等資源區(qū)，新建特高壓有難度，而存量特高壓的送電主力云南，其自身缺電將延續(xù)到“十五五”中。因此，廣東盡管用電體量略大于江蘇，但由于急于提高電力自給率，廣東新增電源遠(yuǎn)多于江浙（見表4）。
當(dāng)前，多數(shù)風(fēng)光大基地都在爭取建設(shè)送往江蘇和浙江的特高壓通道，江浙新建本省支撐性電源的壓力小于廣東。甘肅-浙江特高壓直流于2024年7月核準(zhǔn)，預(yù)計下半年開工，2026年下半年投產(chǎn)。按照上述新增電源預(yù)計，2026年江浙電力供需仍趨于緊平衡。
因此，廣東為了提高電力自給率，江浙為了平衡電力供需，均有新增支撐性電源的需求，只要能解決氣源問題，以上氣電存量大省就有進(jìn)一步發(fā)展氣電的可能。
