常被定義為清潔能源的燃氣發(fā)電，本質(zhì)屬于高碳能源，在“雙碳”目標下定位尷尬。構(gòu)建新型電力系統(tǒng)背景下，燃氣發(fā)電何去何從？

在“雙碳”目標及“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”的大背景下，燃氣發(fā)電在電力行業(yè)如何重塑定位，“十四五”面臨哪些挑戰(zhàn)與機遇？如何優(yōu)化運行、創(chuàng)新發(fā)展？有關(guān)政策如何調(diào)整完善？

一、“十四五”燃氣發(fā)電挑戰(zhàn)與機遇并存

2010年以來，我國氣電呈小幅增長，成為第五大電源。到2020年底，全國氣電裝機 9802萬千瓦，占發(fā)電總裝機比重4.45%，占火電比重7.9%；發(fā)電量2485億千瓦時，占總發(fā)電量的3.26%，但沒有完成“十三五”1.1億千瓦的規(guī)劃目標任務，對標風光電的大幅反超，這從另一側(cè)面反映了氣電面臨的政策市場環(huán)境并不寬松，投資者并不踴躍，經(jīng)營業(yè)績并不理想。

進入“十四五”，我國氣電挑戰(zhàn)與機遇并存。

1. “雙碳”目標硬約束下，氣電角色定位尷尬。氣電習慣上被稱作清潔能源，但常與煤電納入火電范疇，本質(zhì)上屬于化石能源、高碳能源。根據(jù)IPCC 發(fā)布的世界各種電源平均碳排放強度的報告，氣電與石油、煤電均列作高碳能源，碳排放強度分別達到469、840、1001克/千瓦時，與只有4-48克/千瓦時的水電、風電、光伏、光熱、核電、生物質(zhì)、潮汐等低碳能源根本不同。在今年3月中央財經(jīng)委員會第九次會上，習主席強調(diào)“雙碳”目標是黨中央經(jīng)過深思熟慮作出的重大戰(zhàn)略決策，是一場“硬仗”“大考”，要求控制化石能源總量，實施可再生能源替代行動，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，并對重點行業(yè)領域?qū)嵤p污降碳行動。

顯然，煤電將首當其沖，“嚴控煤電項目”“嚴控煤炭消費增長”將成為“十四五”政策導向。氣電盡管好于煤電，近期估計影響不大，但中期將面臨“減污降碳”改造、遠期存在被“可再生能源替代”的風險。江蘇擬出臺天然氣發(fā)電大氣排放標準。近一個時期，國家能源政策與發(fā)展規(guī)劃對氣電提及不多。

2. 全面競價時代下氣電電價高，市場競爭力不強。我國正深化電力體制改革，探索建設全國統(tǒng)一電力市場，加快構(gòu)建以中長期交易為基礎、現(xiàn)貨交易為補充的交易機制，著力推進跨省跨區(qū)交易、輔助服務市場建設。“十四五”，“允許所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易，繼續(xù)推動降低一般工商業(yè)電價”，電力市場化交易電量規(guī)模將進一步擴大，預計占社會用電量的比例將由2020年的42.2%提升至70-80%。風電、光伏分別經(jīng)過16年、10年的快速發(fā)展，不僅成為電力新增裝機主體，全國第三、第四大電源，而且“十四五”將全面進入平價、競價時代。

但氣電一直以來由于我國“缺油少氣”，再加燃機設備及備件進口價格昂貴，導致成本高、經(jīng)濟性差、成長性不強，依靠財政補貼、兩部制電價，或轉(zhuǎn)讓發(fā)電合約生存，無法與煤電、水電甚至風光電同臺競爭。目前，氣電的綜合單價0.62元/千瓦時，幾乎是平價風光電的2倍。“十三五”已在廣東開展部分電量的競價交易，交易單價只有0.47元/千瓦時。“十四五”預計將在浙江、江蘇等省擴大競價范圍，來自市場競爭的壓力將顯著增加。

3. 天然氣對外依存度增高，“有氣用、用得起”的問題至今沒有根本解決。期望的我國頁巖氣革命遲遲沒有到來，個別專家推崇的“油氣時代”更是虛無縹緲。“十三五”由于工業(yè)、交通、商業(yè)、居民以及發(fā)電供熱用氣增加，特別是煤改氣，導致天然氣新增1300億立方米，年均增速11%，進口LNG貢獻了一半的增量。2020年天然氣供應3317億立方米，其中：國內(nèi)供應1916億立方米，對外依存度超過42%；天然氣需求3231億立方米，其中：發(fā)電供熱643億立方米，占比20%。近年來氣價劇烈波動，到廠綜合氣價均在2.2元/m3左右，天然氣成本占氣電總成本高達80%，造成氣電企業(yè)度電邊際貢獻下降、經(jīng)營形勢嚴峻。

而且，冬季經(jīng)常出現(xiàn)氣荒，電網(wǎng)和氣網(wǎng)又缺乏協(xié)調(diào)機制，經(jīng)常出現(xiàn)“有氣不能發(fā)，要發(fā)沒有氣”的窘境，致使氣電出力嚴重不足，機組利用小時下降。2020年入冬以來，國網(wǎng)區(qū)域氣電最大發(fā)電能力僅是裝機容量的40%，華東燃機缺氣停機比例超過70%，全國平均燃機利用小時2618小時，只是煤機利用小時的60%。根據(jù)思亞能源的預測，預計2025年天然氣需求將達到4370億立方米，年均增速6.2% ，對外依存度達到44%，用氣前景不容樂觀。

4. 以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)成了新的發(fā)展指引，主體能源前景渺茫。國家有關(guān)部門曾決定“將天然氣培育成我國現(xiàn)代清潔能源體系的主體能源之一”，燃氣發(fā)電與城鎮(zhèn)燃氣、工業(yè)燃料升級、交通燃料升級并列為“四大工程”。目前，我國著力加快電氣化進程，電能作為清潔高效的二次能源，處于未來能源轉(zhuǎn)型的核心位置，在居民取暖、工業(yè)制造、交通運輸、城市建筑等領域電能替代的技術(shù)與步伐不斷加快，呈現(xiàn)明顯的電氣化趨勢。

“十三五”全國電能替代規(guī)模超過8000億千瓦時，占新增用電規(guī)模的44%。預計“十四五”電能替代規(guī)模6000億千瓦時，占新增用電規(guī)模近30%。2020年電能占終端能源消費比重27%，2025年將超30%。在“雙碳”目標下，可以作出明確判斷，在未來的“新型電力系統(tǒng)”構(gòu)建中，已明確“以新能源為主體”，氣電成為主體能源已被排除在外。

氣電在面臨上述“四大挑戰(zhàn)”的同時，仍有“兩大機遇”。

一是高比例新能源的接入與電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力嚴重不足的矛盾日益突出，氣電作為靈活性電源將發(fā)揮重要作用。新能源具有隨機性、波動性、間歇性，大規(guī)模開發(fā)并網(wǎng)后，電力系統(tǒng)“雙高雙峰”特征日益凸顯，影響電力系統(tǒng)的平衡調(diào)節(jié)、電網(wǎng)的穩(wěn)定運行以及電力供應的安全保障。目前，我國電網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力嚴重不足，“十三五”煤電靈活性改造留下大量缺口，儲能正處于突破的邊界，新能源消納技術(shù)亟需提升。燃氣輪機具有啟停速度快、升降負荷能力強、建設周期短和選址靈活等特點，不僅可以對天然氣供應網(wǎng)進行季節(jié)性調(diào)峰，而且可以與儲能、抽水蓄能、靈活性改造后的煤電共同為電網(wǎng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務。

二是“雙碳”目標倒逼我國構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系，倡導綠色低碳生活，氣電作為清潔冷熱源將發(fā)揮替代作用。隨著我國霧霾天氣頻現(xiàn)，2007年以來，通過“上大壓小”，淘汰落后煤電、壓減煤電產(chǎn)能、停緩建煤電項目，共計2.94億千瓦，到2020年底，煤電裝機完成10.8億千瓦，“十三五”年均增速3.7%，低于7.6%的全部裝機增速，較好地實現(xiàn)了11億的控制目標。這為氣電的發(fā)展提供了空間，京津等北方供暖區(qū)域以及珠三角、長三角等東南沿海發(fā)達地區(qū)發(fā)展了一批熱電聯(lián)產(chǎn)或多能聯(lián)供的清潔氣電。今年全國能源工作會議要求“十四五”升級能源消費方式，堅持和完善能耗“雙控”制度，大力提高能源利用效率，扎實推進“冬季清潔取暖”。特別是電力行業(yè)將嚴控新的煤電項目；2025年實現(xiàn)碳達峰后，將有計劃、有步驟實施煤電退出計劃。因此，燃機作為清潔能源，仍是未來替代傳統(tǒng)煤電的重要選項。

二、找準定位，配套政策，優(yōu)化運行，創(chuàng)新發(fā)展方式

“十四五”是嚴控煤電項目、深化電力體制改革、落實“雙碳”目標、構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵時期，國家一系列會議及國家發(fā)改委、國家能源局、生態(tài)環(huán)境部等部委發(fā)文進行了專門的部署。在上述背景下，電力行業(yè)低碳化提前提速、市場化擴大占比、電氣化不斷加快、智能化建設升級、一體化協(xié)同發(fā)展、國際化走深走實。因此，氣電要在精準把握電力行業(yè)新趨勢中認清形勢、找準定位，在積極應對挑戰(zhàn)中搶抓發(fā)展機遇、創(chuàng)新發(fā)展方式。

一是要調(diào)低期望、找準定位。

氣電能效高、污染小、靈活性強，作為清潔能源，優(yōu)于傳統(tǒng)煤電，但它又屬于高碳化石能源，與綠色低碳的新能源不同，再加我國穩(wěn)油增氣難度不小，油氣對外依存度居高不下，氣源保障難、經(jīng)濟性差“兩大問題”突出，因此要成為我國清潔能源體系中的主體能源難度不小。相反，光伏被稱為“電力之王”，“一毛錢一度電”已不是空中樓閣；風電已規(guī)模化發(fā)展、基地化建設，陸上與海上并舉；水電是最低碳的可再生能源，其電價是氣電的40%；儲能被認為是能源革命的“剛需”；氫能被稱為“21世紀終極能源”，電力清潔替代勢不可擋。

前些年，我們對國內(nèi)天然氣的定位與發(fā)展期望過高，實際結(jié)果并不理想。個人認為，燃氣發(fā)電的未來很大程度上在于氣，氣電正確的定位應該是實現(xiàn)“雙碳”目標、構(gòu)建“以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”的過渡能源、調(diào)節(jié)電源，是高碳能源轉(zhuǎn)向低碳能源的中間地帶，今后重點在居民生活、工商業(yè)用氣、清潔冷熱源、靈活性電源等領域發(fā)揮作用。

二是優(yōu)化運行存量氣電，提高度電價值。

目前，我國氣電規(guī)模已突破1億千瓦，如何進一步提高綜合能效、開展輔助服務、增強市場競爭力，需要企業(yè)采取一系列措施。

首先，要未雨綢繆，根據(jù)國家“雙碳”目標的統(tǒng)一規(guī)劃、分步實施方案，依靠科技進步，適時加載CCUS技術(shù)，實施減污降碳改造，提高數(shù)字化、智能化、綠色化水平，并加強碳盤查，條件具備時參與碳資產(chǎn)交易，促進節(jié)能減排；

其次，要因地制宜，實施多能聯(lián)供的專項改造，由單一發(fā)電向冷熱電氣水綜合供應轉(zhuǎn)變，并實現(xiàn)熱力網(wǎng)源一體、源網(wǎng)荷儲聯(lián)動，減少設備閑置，提高綜合能效；

第三，充分發(fā)揮氣電啟�？�、運行靈活，能夠平抑新能源與負荷波動的優(yōu)勢，積極參與調(diào)峰，開展輔助服務，提升度電價值，以彌補機組利用小時不足；

第四，打破國外公司對國內(nèi)市場的壟斷，統(tǒng)一采購燃機設備，集中存儲、調(diào)配備品備件，消化吸收設備運維、檢修的核心技術(shù)，開展優(yōu)化運行、自主檢修，降低運行成本；

第五，適應電力市場化改革趨向，按照量為基礎，價為關(guān)鍵，量價統(tǒng)籌，開展市場營銷，科學制定交易策略，努力實現(xiàn)綜合效益最大化。

三是精準布局新項目、創(chuàng)新發(fā)展方式。

我國氣電發(fā)展一直以來局限明顯、挑戰(zhàn)不少，而且盈利不穩(wěn)定，已走過項目示范、探索發(fā)展期，呈現(xiàn)出“不溫不火”的發(fā)展特點。同樣，“十四五”，氣電總體上不可能出現(xiàn)井噴式增長，但仍有發(fā)展機遇與空間。預計到2025年將接近1.4億千瓦，約占發(fā)電總裝機容量的5%。由于氣電固有的制約因素以及面臨的新形勢，未來更需要投資者謹慎決策、精準布局、創(chuàng)新方式。

首先，要認真評估投融資環(huán)境，選擇環(huán)保壓力大、電價承受能力強、多氣源保障的區(qū)域精準布局。氣電項目一般宜在發(fā)達地區(qū)、沿海城市、冷熱電負荷中心、天然氣產(chǎn)地及管輸側(cè)、LNG接收站周邊布局，包括長三角、珠三角、大灣區(qū)與山東半島城市群、武漢城市群、長株潭城市群、成渝城市群、海峽西岸城市群以及北方推進清潔供暖的省會城市。目前，這些區(qū)域或城市已有在運項目，在新項目選址上更要科學論證，做好機組選型，落實氣源、氣價、用戶需求、電熱價格等邊界條件，減少投資風險。

其次，采用先進技術(shù)、創(chuàng)新體制機制、優(yōu)化整合資源，創(chuàng)新發(fā)展方式。在重視發(fā)展集中式重型燃機項目的同時，也要因地制宜發(fā)展分布式輕型燃機，做到輕重并舉、優(yōu)勢互補；在發(fā)展方向上，重點發(fā)展調(diào)峰調(diào)頻電站、多能聯(lián)供高效機組，以及“風光氣（儲）一體化”項目；積極探索建設使用混合氫和天然氣的大型燃氣輪機發(fā)電站；加強與油氣生產(chǎn)、設備制造企業(yè)合作，努力打造“油氣開發(fā)、設計咨詢、技術(shù)研發(fā)、裝備制造、工程總包、生產(chǎn)運營、維修服務”一體化燃機發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈、供應鏈，形成差異化競爭優(yōu)勢。

四是市場競爭與政策扶持相結(jié)合，保障投資者積極性。

隨著電力市場化改革的深化，氣電競價上網(wǎng)將是遲早的事。氣電企業(yè)要有清醒的認識，必須千方百計通過創(chuàng)新發(fā)展、管理提升、技術(shù)進步、市場營銷、資本運作改善技術(shù)經(jīng)濟指標，提高與其他電源同臺競爭的能力。但在目前的政策市場環(huán)境下，氣電企業(yè)面臨生存壓力，發(fā)展積極性并不高。以2020年每千瓦創(chuàng)利額為例，氣電不僅嚴重落后于歷史上較好年份的創(chuàng)利額，也遠遠落后于核電、風電、水電、光伏的創(chuàng)利額，僅僅比處于困境中的煤電好一點。

因此，在市場化改革過渡期、能源清潔轉(zhuǎn)型期、油氣對外依存期，仍要保持對氣電的政策支持力度，包括多氣源供應、氣電聯(lián)動、財政補貼、兩部制電價、輔助服務補償、發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓、提高機組利用小時等舉措，同時，對推動氣電競價上網(wǎng)既要積極，更要穩(wěn)妥。 

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