石油圈作者：洪濤(國務院發展研究中心資源與環境政策研究所能源研究室主任 ) 直接一句話：在中國用氣電，太貴了! 目前天然氣價格與電力體制之下，天然氣在國內電力領域的發展已受到嚴重制約。高的物理效率不等于好的經濟效率，貴的服務永遠會率先被擠出市場。 行業內外對天然氣發電有過一些樂觀的看法，仔細推敲，就會發現這些美好的寄托并不現實。 想象的美好一：天然氣是調峰電源的最佳選擇 現實的殘酷 調峰電源方面，更具經濟性的選擇較多。常規水電、抽水蓄能、靈活性改造的煤電都比氣電更具經濟性。 1、常規水電領域有正在棄水的700-1000億度常規水電，以及正在建設的5000萬千瓦優先發展(2000億度)常規水電。他們的調節性能，成本都更低。只要電網建設欠賬盡快完成，也可以新增大量的供應，以及調峰能力。 2、抽蓄和儲能均可實現雙向調節，靈活性不亞于氣電，美國非水儲能的單位裝機造價已開始低于氣電。中國抽水蓄能已被列為“十三五”時期重點發展的領域，抽蓄電站裝機新增約1700萬千瓦，而單循環調峰氣電新增規模僅為500萬千瓦。 3、“十三五”時期，常規煤電靈活性改造規模達到8600萬千瓦左右，是單循環調峰氣電新增規模的17倍。對純凝煤電機組增加蓄熱鍋爐進行靈活性改造的成本不高，靈活性煤電將對天然氣發電調峰構成威脅。與“過?！敝小把础敝拿弘姍C組，天然氣發電調峰缺乏經濟性是不言而喻的。 想象的美好二：參與電力輔助服務，氣電可消費更多氣量。 現實的殘酷 電力輔助服務無法為氣電提供更多的消費氣量。 在目前尚無電力現貨市場實時交易的情形下，氣電在電力輔助服務中也無法獲得好的經濟收益;在未來有實時交易的情形下，氣電獲得的訂單“撿漏”電量也不高，可以獲得較好的經濟收益，但消費氣量并不高。 電力輔助服務方面，氣電的優越性在于應急，但其高成本決定，應急過后將回歸于“準備應急”的狀態，無論在目前主流的電網統調或是未來競價選擇輔助服務中，參與的電源品種發電小時數并不高。 電網統調下，價格機制難以調動氣電的積極性;競價選擇模式下，可通過高價格確保包括氣電在內的各類電源經濟性，但對氣電小時數和用氣量難以有更大貢獻。 想象的美好三：天然氣將成為主體能源，有望角逐基荷電源 現實的殘酷 基荷電源方面，氣電嚴重缺乏價格競爭力。 同等熱值的天然氣與煤炭電廠價格比大致是4:1，即便氣電效率高于煤電，無論如何也攤薄不了3倍的燃料價差。 目前，大部分地區氣電的燃料氣價格比其他電源的LCOE平準化上網電價都高，而超低排放燃煤機組與大裝機氣電的排放水平相當——大型常規煤電超低排放改造所增加的度電成本僅為0.8-1.2分左右?？梢钥吹剑涸诨呻娫瓷?，煤電仍具較大成本優勢。 配電網試點改革后，獨立配網區內的煤電價格優勢相對更為明顯。2017年全國煤電標桿上網電價不作調整，短期內也強化了煤電的價格競爭力。 市場機制下，高價電量的“消納”將會面臨競價交易的挑戰，隨著競價交易電量規模和占比的增加，廉價電量將更受到市場青睞。 華北大型煤電與江蘇大型燃氣蒸汽聯合的成本比較 1華北、江蘇的大型煤電與氣電成本比較 華北地區的百萬千瓦煤電機組2015年和2016年平均發電小時數約4669小時和4580小時，LCOE電價0.28元，超低排放改造后按0.30元算。 華北地區(北京)的大型燃氣蒸汽聯合循環機組2015年和2016年平均發電小時數約4414小時和4346小時，燃料氣按北京市非居民用氣價2.51元左右(北京燃氣集團供氣)計算，純發電的LCOE電價至少在0.76元左右。 江蘇大型燃氣蒸汽聯合循環平均發電小時數約4500小時，燃料氣按2.16元/方左右計算， LCOE電價0.58元(9E機組)。 2天然氣降價后氣電的LCOE電價依舊缺乏競爭力 考慮到北京江蘇利用小時數接近，即便天然氣降價，以兩個價格節點可做比對： 一是假設天然氣降價0.5元，江蘇氣電的LCOE電價仍比華北超低排放大機組煤電高0.18元以上,這是一個相當大的差距; 二假設江蘇氣電燃料氣價格為目前的北京門站氣價2.0元/方，江蘇氣電的LCOE電價仍比華北超低排放大機組煤電高0.15元以上。這是一個相當大的差距。 PS.美國氣電的度電燃料成本僅為1美分左右，中國目前最便宜的也要0.30元左右(深圳大鵬LNG接收站的配套氣電廠)。 假設發電小時數相同，天然氣每降價0.5元完全傳遞可令LCOE電價降低0.1元，華北地區大型燃氣蒸汽聯合循環機組與超低排放百萬千瓦煤電機組LCOE電價0.46元。 拋開天然氣標桿電價，在競價上網的情形下，天然氣就算降價到底氣電依然不便宜，單靠天然氣降價也不能彌補氣電的成本劣勢。 想象的美好四：氣電攜手可再生，互相補充 現實的殘酷 天然氣攜手可再生不是最優經濟學選擇。目前價格成本下，“天然氣+可再生=貴的+貴的”，天然氣想嫁，可再生未必想娶。 盡管電力發展“十三五”規劃提出”推廣應用分布式氣電，重點發展熱電冷多聯供”，但多能互補中長期發展目標，“十三五”時期仍處于示范階段，無法進入大規模發展，因此，不可能帶動氣電發展。 在大多數負荷情景下，“天然氣+可再生”并不是一個經濟的組合。 大裝機情景下，集中式風光現階段可以選擇與水電打捆結對等更經濟的組合方式(需要輸電通道能力的支持)，未來可通過競價交易選擇相對經濟的電力輔助服務。 分布式情景下，盡管天然氣可協同本地可再生能源節省一定電力過網費，但問題在于：一方面，目前分布式能源的規模不大且條件要求比較苛刻，須電負荷與熱能等非電負荷的完美匹配，適用場景有局限;另一方面，本地可再生能源發電通常不能滿足本地需求的電負荷強度，一般微網的電力供需難以完全平衡，仍需網電支持。 分布式氣電的燃料氣通常比大裝機氣電更貴，電力市場化后能否保證分布式小微燃機的上網余電比網電更便宜?這是值得探討的問題。 綜上，中國天然氣終端價格還沒有低到可讓天然氣分布式能源敢于脫網的程度。 想象的美好五：熱電聯產機組前途一片光明 現實的殘酷 熱電聯產機組的未來取決于電力市場化的發展。 “十三五”時期的熱電聯產機組的規模將達到1.33億千瓦，大部分是現有煤電機組改造或等量替代，但熱電聯產機組參與電力輔助服務能力十分有限，且需優先考慮用戶非電負荷情況。 在發電上網與電力輔助服務都從計劃走向競價交易的市場化進程中，熱電聯產在用戶側被 “鎖定”的情況下，很難放開手腳參與電網側的競價交易。 在全電量競價上網落實前，探索“按電源品種劃分電量配額+同品種電源競價交易”機制或“熱電聯產電量全額保障性收購”等機制，或可有利于解決天然氣熱電聯供電量的上網和消納。雖然這有違市場化方向，但當控煤治霾成為公共品時，這種非完全市場化的機制或許值得嘗試。 想象的美好六：十三五，氣電機會多多 現實的殘酷 “十三五”時期，面對復雜形勢與激烈競爭，氣電機會不大。 無論在目前主流的電網統購統銷或是正在逐步擴大比例的競價交易中，高成本氣電都不是被優先選擇的品種。 成本速降的風光等可再生成為“十三五”時期電力裝機與電量增量的主力。而靈活性改造的煤電還要參與血拼。兩面夾擊和電力市場化都將抑制氣電快速增長。 盡管煤電仍存在偷排超排現象，但這不能抹殺煤電在技術經濟上可以做到超低排放的事實和煤電為節能減排做出的努力?？傮w上看，煤炭在發電領域的應用比其他領域更清潔高效。 “十三五”時期，國家已嚴控新增煤電，但讓已建成煤電曬太陽也不是理智的選擇，除了加強環境監管外，應充分利用已有的發電能力，通過超低排放改造、靈活性改造、等量替代等措施讓煤電更清潔，同時保持其經濟性。 人艱不拆，天然氣已如此艱難，為何要拆穿? 只要清醒地面對現實，才能使國內天然氣行業穩步發展，而不是一時沖動，也才能使決策層認識到天然氣發電的困境，從體制上進行改變，真正推動氣電發展。 有人就會說：這不對，美國的氣電就發展得很好，怎么能說國內氣電就是泡沫? 問題的根本在于：國外天然氣消費，尤其是氣電比例高，是特定條件下結果。以美國為例，人家的天然氣過剩又便宜。 講美國天然氣，就不得不說頁巖氣革命。美國頁巖革命具有縝密的邏輯關系，是在特定條件下才產生的。 天然氣所以便宜，是因為其路徑為：市場體制給力→技術進步創新→產業效率提升→“產能過?！笔聦崱鷥r格競爭力強→擠掉煤炭核電→促進能源獨立+低碳綠色紅利。 國外天然氣消費尤其是氣電比例高是天然氣綜合競爭力強的結果，突出表現為氣價便宜——氣電度電燃料氣成本僅1美分多。 開放的天然氣與電力市場化體制和有高效的經濟與環境監管提供保障，同時電氣化水平高也是一個基本背景。 高效的政府治理是市場體制發揮作用的必要條件，重點是對環境的監管(社會新監管)和對壟斷的監管(經濟性監管)。 美國天然氣便宜不是空穴來風，須在邏輯鏈條上前面各環節搭好梯子，天然氣才有足量廉價的強綜合競爭力。 環境監管對清潔能源上位至關重要。美國用煤成本高是因為要付出高昂的環境成本，相對提高了天然氣的綜合競爭力。中國尚不能完全做到有效監管，一些燃煤電廠的超標排放屢禁不止，燃煤鍋爐和散煤直燃的排放更是難于監管。 可以看到，天然氣想上位，監管是充分條件，價格是必要條件。 而在中國，監管還待加強，價格也需要繼續創造條件。氣電很美麗，現實很殘酷，但提高天然氣的綜合競爭能力，依然有重要的意義——除了發電，天然氣在非電領域也大有作為，而后者才是天然氣中長期的主戰場。
未經允許，不得轉載本站任何文章：
