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    3. 天然氣發電這么貴,發電量占比仍很低,它的出路在哪里?

      成本高昂的天然氣發電是否還有未來?

      在8月30日舉行的第七屆亞洲天然氣論壇上,中海油氣電集團總工程師單彤文表示,中國應該鼓勵發展天然氣發電產業,對煤電形成一定程度的補充與替代。

      近年來,中國天然氣發電裝機和發電量實現較大增長,但發電量占比仍然很低,與國際市場差距較大。

      前瞻產業研究院的數據顯示,2012-2018年,中國發電裝機增加了8億千瓦,增幅為67.8%;天然氣發電裝機增加了0.38億千瓦,增幅100.13%。期間,全國發電量增加了2.12萬億千瓦時,增幅為43.38%,天然氣發電產業發電量增加了1103億千瓦時,增幅100.52%。

      但2018年中國天然氣發電量在總電量中的占比僅為3.14%,與世界23.2%的平均水平相差較遠,與天然氣發電占比最高的英國相差36個百分點。

      單彤文認為,阻礙天然氣發電產業發展的首要因素是發電燃料成本高,對主營業務收入影響較大。

      以典型9F燃氣機組為例,發電總成本為0.659元/千瓦時。與之對比的是,600MW燃煤機組發電的總成本為0.385元/千瓦時。

      其中,燃氣機組的燃料成本占總成本的81.79%;燃煤機組的燃料成本占總成本的63.64%。

      體現在電價上,天然氣發電也不具有優勢。天然氣發電的標桿電價為0.665元/千瓦時,燃煤標桿電價為0.453元/千瓦時。

      此外,目前天然氣發電的基數電量減少,利用小時數依靠市場競爭獲得,這進一步加劇了燃氣發電的困難。

      基數電量,指的是與國家價格主管部門批復價格相對應的上網發電量。

      以廣東為例,2015年,天然氣發電基數電量為3913億度,2018年減少到2420億噸,降幅接近四成。

      與此同時,市場競爭電量大幅增長,從2016年的420億度,增加到2018年的1600億度,增幅達2.8倍。預計2020年,廣東天然氣發電基數電量占比不到三分之一。

      天然氣發電本身具有的環境價值,也面臨燃煤機組超低排放的挑戰。

      2014年發布的《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》要求,通過多污染高效協同控制技術,大幅降低了燃煤機組的大氣主要污染物排放。

      單彤文提供的資料顯示,燃煤機組通過技術手段達到燃氣輪機的排放標準,成本僅增長了0.016元/千瓦時,在一定程度上削弱了燃氣機組在環保上的競爭優勢。

      雖然面臨重重困難,在單彤文看來,天然氣發電依然具有良好的發展空間和前景。

      首先,未來需要大量的燃氣機組提供調峰調頻服務。伴隨可再生能源裝機容量的大幅提升,電網負荷的峰谷差越來越大,需要有足夠的容量,且靈活啟停的電廠來調節電網負荷峰谷。

      電網頻率是反映電能質量的重要參數,用電側負荷的實時變化,會影響電網頻率的穩定。為了保證滿足系統功率和負荷平衡,需要足夠容量且負荷可靈活變化的燃氣電廠來對電網提供調頻服務。

      最關鍵的是,預計未來燃料成本將進入下降通道,天然氣發電項目經濟性將獲得根本改善。

      隨著國際天然氣價格趨于平穩,中國進口天然氣成本在未來將哋以下降。且得益于國家政策支持和規?;l展,國產氣開發成本也在下降。

      此外,隨著國家對低碳發展的重視,天然氣發電的環境價值將體現的更為明顯。

      無論燃煤發電如何進行改造,技術上難以真正達到燃氣發電的標準。因為燃氣電廠基本不排放煙塵及二氧化硫,NOx排放值也略低于超低排放燃煤電廠,而燃煤電廠排放還包含一定放射物以及重金屬,同時產生大量固體廢物。

      為促使天然氣發電產業進一步發展,單彤文建議,要制定政策徹底掃除分布式能源上網、并網的障礙,明確天然氣發電實行大客戶直供,不受地方燃氣特許專營區限制。

      單彤文稱,對于海氣電廠,應根據上游工藝開采要求保留最低發電小時數;進口LNG電廠上網電價應實行氣價聯動;天然氣電廠在電網調峰調頻上也應獲得專項政策扶植。

      清潔發電是未來趨勢。中國石油經濟技術研究院發布的《2050年世界與中國能源展望》預測,2050年非化石能源發電占比將達到58%左右。隨著可再生能源競爭力增強、天然氣發電技術提升以及核電安全更有保證,清潔發電將基本滿足2035年前發電增量需求。

      2035年后,隨著可在生能源技術經濟水平進一步以及穩定性大幅增強,清潔能源將替代部分存量煤電。


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