中國儲能網訊：天然氣是當前及中長期解決新能源調峰問題的重要途徑之一，然而受“貧油少氣”資源稟賦制約，氣電在我國發(fā)電版圖中始終是小眾角色。近兩年間天然氣市場形勢變化及新型電力系統(tǒng)建設推進，為氣電發(fā)展提供機遇，燃氣電廠作為靈活調峰電源，對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的作用將更加突出。
一、近兩年氣電取得較快發(fā)展
我國鼓勵因地制宜發(fā)展天然氣發(fā)電，近兩年，氣電及相關產業(yè)取得較快發(fā)展。一方面，天然氣發(fā)電在天然氣市場供需兩旺形勢下裝機保持較快增長。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2024年，我國氣電裝機新投產1899萬千瓦，同比多投產873萬千瓦，新投產裝機規(guī)模創(chuàng)歷年新高。截至2024年底，國內燃氣發(fā)電裝機達14367萬千瓦，在全國發(fā)電裝機結構中占比4.3%；年發(fā)電量約3171億千瓦時，約占全社會用電量的3.2%。
另一方面，天然氣發(fā)電與新能源、水電協(xié)同作用日益增強，調峰調節(jié)作用更為突出。2024年一季度，水電處于低發(fā)期，同比僅增長2%，同期氣電發(fā)電量同比增長16%，在補位西南及東部地區(qū)電力供應中發(fā)揮了關鍵作用；三季度，全國經歷近60年來最熱夏季，氣電發(fā)電量同比增長13%，有效助力迎峰度夏期間電力保供。
從裝機規(guī)劃看，“十四五”期間東部經濟發(fā)達地區(qū)與川渝等產氣省份氣電投資建設意愿較強。此前氣電裝機主要集中在長三角、珠三角及京津冀等負荷中心省市，截至2024年底氣電裝機規(guī)模超千萬千瓦的省市有廣東（5028萬千瓦）、江蘇（2150萬千瓦）、浙江（1357萬千瓦）和北京（1002萬千瓦）。未來，在新能源大基地配套項目、中東部和西南地區(qū)氣電規(guī)模均將快速增長，迎來投產高峰。中石油經研院預測，2025年發(fā)電用氣將引領我國天然氣消費增長，同比增長8.9%至720億立方米，2030年發(fā)電用氣量或將達1050億立方米。
二、目前看氣電發(fā)展具備提速條件
（一）天然氣市場形勢變化為氣電提供重要支撐
從國際看，俄烏沖突爆發(fā)至今，俄羅斯在歐洲市場的油氣份額明顯下降，其油氣出口份額加快向亞太地區(qū)轉移。今年5月，歐盟發(fā)布全面終結對俄羅斯能源依賴的路線圖，宣布2027年年底前全面終止進口俄羅斯天然氣。疊加全球LNG液化項目投產回暖，尤其是2026年年中以后，卡塔爾、墨西哥等地更多LNG出口終端產能釋放，國際現(xiàn)貨價格或迎來明顯回落。在此趨勢下，我國獲取氣源、氣價更具競爭力，全球天然氣供應形勢變化為我國天然氣發(fā)電提供戰(zhàn)略機遇。
從國內看，我國天然氣產量連續(xù)8年保持超百億立方米增產勢頭，隨著上游勘探開發(fā)力度持續(xù)加大，天然氣產量穩(wěn)定增長，預計2030年將達到3000億立方米?；A設施方面，全國天然氣長輸管網里程已達13萬公里，城鎮(zhèn)燃氣管網超百萬公里，跨區(qū)域輸配能力顯著增強；沿海33座LNG接收站的布局，進一步強化了進口氣源保障能力。“十五五”期間國內LNG接收站將密集投產，綜合已簽進口長協(xié)合同，預計2030年實際落實進口量或超過實際進口需求，供需相對寬松，對國內氣電行業(yè)，無疑是利好消息。
（二）新能源迅速發(fā)展凸顯氣電靈活調節(jié)價值
2024年，我國新能源發(fā)電裝機達到14.5億千瓦，首次超過火電裝機規(guī)模。目前，我國年均新增新能源裝機規(guī)模突破2億千瓦，預計“十五五”將延續(xù)快速增長態(tài)勢，為此必須增強電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力。在此背景下，燃氣輪機發(fā)電的快速啟停、靈活調峰及低排放特性凸顯重要性。盡管儲能技術、需求側響應等新興調節(jié)手段發(fā)展迅速，但燃氣輪機在提供確定性調節(jié)能力及電網轉動慣量支撐方面具有突出優(yōu)勢，是唯一可以秒級響應需求并長周期運行的調節(jié)手段，并且碳排放僅為煤電機組的一半。此外，氣電投資成本適中，在選址和安全方面沒有特殊要求。靈活和相對清潔的雙重優(yōu)勢，使得氣電可以與新能源電力組合，實現(xiàn)平穩(wěn)低碳輸出，“氣電+新能源”成為近中期加強電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力建設的重要技術選擇。
中石化經研院預測，當前至2045年，由于新能源電力快速增長，其他靈活性電源發(fā)展存在瓶頸制約，氣電將迎來發(fā)展窗口期，裝機快速增長，預計2045年裝機量將達到2.26億千瓦峰值，發(fā)電量達到5800億千瓦時。若煤電加速淘汰、抽水蓄能增長緩慢、儲能和氫能發(fā)展遠低于預期，氣電達峰時間還將后移。
（三）極端天氣頻發(fā)進一步催生氣電應急運行需求
近年來受極端天氣影響，“汛期反枯”“澇旱急轉”等情況頻繁發(fā)生，常規(guī)電源也呈現(xiàn)出不穩(wěn)定性。2022年夏季，極端高溫干旱天氣下，用電需求激增疊加水電發(fā)電能力大幅下降，四川省缺電問題顯露。借助四川、重慶地區(qū)頁巖氣資源的發(fā)展，目前西南地區(qū)四川、重慶的燃氣發(fā)電發(fā)展快速布局。如四川省提出，“十四五”期間不再新核準建設煤電項目，而是新增超600萬千瓦的天然氣發(fā)電裝機規(guī)模；重慶市提出，到2025年重慶規(guī)劃新增500萬千瓦、儲備600萬千瓦的氣電裝機。
2024年夏季全國平均氣溫達到1961年以來歷史同期最高，預計2025年迎峰度夏期間，華東、西南、華中、南方區(qū)域部分省級電網電力供需形勢緊平衡。極端高溫等天氣頻發(fā)，將進一步催生天然氣發(fā)電頂峰應急運行需求。
（四）核心技術研發(fā)儲備為氣電發(fā)展提供技術保障
燃氣輪機是氣電的核心設備。長期以來，全球重型燃氣輪機市場由少數(shù)西方企業(yè)壟斷。由于在技術層面缺少話語權，燃氣輪機整機檢修維護高度依賴原廠商，維修周期、時間及費用不可控，給燃氣電廠生產經營帶來很大挑戰(zhàn)。2023年，東方電氣自主研制的首臺全國產化F級50重型兆瓦燃氣輪機正式投入商業(yè)運行，填補了產品等級空白。2024年，我國自主研制的300兆瓦級F級重型燃氣輪機在上海臨港先后實現(xiàn)總裝下線、首次點火成功、簡單循環(huán)滿負荷試驗三大突破。300兆瓦級F級重型燃氣輪機是我國首次自主研制的最大功率、最高技術等級重型燃氣輪機，技術指標與國際主流F級重型燃氣輪機基本相當。經過多年發(fā)展，目前我國已實現(xiàn)大功率重型燃氣輪機自主設計制造，核心技術研發(fā)儲備的積極進展，為國內氣電發(fā)展提供技術保障。
三、氣電行業(yè)加快發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)
（一）氣源保障存在不確定性
近年來，我國著力推進天然氣進口來源多元化，但進口依存度始終在40%以上，供應減少、價格飆升等國際風險容易傳導至國內。例如中亞管道氣約占管道氣總進口的六成，但2017、2018、2023等年份都發(fā)生了減供或臨時斷供事件；2022年國際天然氣供需緊張，天然氣現(xiàn)貨價格暴漲，我國天然氣進口量同比減少9.9%，其中LNG進口量同比減少19.5%，不少燃氣發(fā)電企業(yè)“買不到、用不起”天然氣。同時，我國天然氣消費峰谷差較大、季節(jié)性矛盾強，在極寒天氣等情況下，需優(yōu)先保障民生用氣和不可中斷工業(yè)用氣，進一步增加了氣電氣源保障不確定性。
（二）尚未完全實現(xiàn)價格疏導
2024年我國LNG平均價格為4535元/噸，是美國亨利樞紐天然氣現(xiàn)貨均價（按熱值等價于LNG約830元/噸）的5.5倍。我國發(fā)電用氣價格普遍在2.0～3.5元/立方米，變動成本約0.4～0.7元/千瓦時，高于煤、水、核、風、光等電源，導致氣電實際出力情況受到其他電源品種的嚴重擠壓，僅在枯水、夜間等電力供應緊張時段才能保持較長時間運行，影響了氣電的發(fā)電小時數(shù)。2024年，氣電設備利用小時2363小時，同比降低162小時。
而氣電作為調峰電源參與電力系統(tǒng)建設，受調峰時長所限，所發(fā)電量帶來的收益較為有限。當前的氣電上網電價無法體現(xiàn)其靈活、低碳的多元價值，難以保障其穩(wěn)定的收益預期。為鼓勵天然氣發(fā)電，各地政府采取兩部制電價、直接給予財政補貼等方式疏導氣電價格。但隨著氣電裝機容量不斷提升，價格疏導壓力越來越大，氣電價格若難以有效合理疏導，將影響氣電企業(yè)發(fā)電積極性。
（三）面臨其他技術路線競爭
抽水蓄能、電化學儲能、需求側響應、煤電+CCUS等快速發(fā)展，擠壓氣電調峰空間。從各類技術迭代情況和發(fā)展趨勢看，隨著電化學儲能、電動汽車車網互動（V2G）、氫能發(fā)電等調峰技術不斷進步，逐步實現(xiàn)商業(yè)化，會對氣電發(fā)展形成較大競爭。在建設新型電力系統(tǒng)背景下，面對各類調峰技術的快速發(fā)展，能否通過科技創(chuàng)新加快突破發(fā)電用重型燃氣輪機關鍵技術，提高能源利用效率和發(fā)電運營效率，降低檢修運維成本和風險，決定了氣電發(fā)展窗口期時長。
四、充分發(fā)揮氣電靈活調峰作用的舉措建議
第一，在具備條件的地區(qū)適度布局調峰氣電項目。充分發(fā)揮燃氣機組快速啟停優(yōu)勢，在氣源保障程度高、氣價承受能力強、政府補貼能力強的地區(qū)適時加快調峰氣電項目建設，提升電力系統(tǒng)短時頂峰和深度調節(jié)能力。
第二，持續(xù)加大氣電氣源保障力度。一方面，加大對頁巖氣、煤巖氣等非常規(guī)資源天然氣規(guī)模開發(fā)的政策支持力度，保障多元供氣。另一方面，科學預測國內儲氣和應急調節(jié)需求，系統(tǒng)梳理儲氣設施建設可能存在的外輸瓶頸點，加強燃氣管網建設，提高管道輸送和調節(jié)能力，提升發(fā)電燃氣供應的靈活性。
第三，持續(xù)深化氣電上網電價市場化改革。逐步提高氣電容量電價水平，合理回收氣電固定成本，進一步放寬電力現(xiàn)貨市場價格上下限，拉大峰谷價差，奠定氣電全面進入市場的基礎。持續(xù)優(yōu)化氣電價格聯(lián)動機制，完善價格聯(lián)動計算方法，推動原料成本有效向需求側疏導。
第四，深入推動“氣+新能源”協(xié)同發(fā)展模式。因地制宜推動氣電與新能源融合，建立協(xié)同配合的“氣風互補”“氣光互補”發(fā)電組合，以氣電保障新能源電力平穩(wěn)輸出，以新能源電力攤薄氣電成本，平衡天然氣發(fā)電布局，與新能源形成有效互補。
