尊龙凯时

　　要推动气电生长，必需理清其制约因素
。

 

　　随着我国碳达峰、碳中和目的的推进以及新型能源系统建设的开展，近两年自然气发电引起了越来越多的关注，或将迎来其生长的要害时期
。相比之下，中国气电生长水平远低于全球平均水平
。自然气发电不但未能成为中国电力国界中的主体电源，并且市场空间一直被可再生能源发电和储能所挤压
。要推动气电生长，必需理清其制约因素
。

　　现状：未成为主体能源

　　自然气发电(以下称气电或燃气发电)具有清洁、可靠、无邪、清静、高效、占地面积小、建设周期短等优点，在减污降碳的同时可以有力提升电力系统的稳固供应、新能源消纳和能效水平
。自然气发电是全球仅次于煤电的第二大主体电源
。2023年，全球自然气发电量约占总发电量的22.5%
。

　　2023年，中国自然气表观消耗量为3945亿立方米，比上年增添7.6%，约占天下能源消耗总量的9%，其中发电用宇量约为710亿立方米，约占自然气总消耗量的17%，远低于都会燃气(占比约33%)和工业燃料(占比约42%)
。从增速看，2023年中国发电用气比上年增添7%，低于都会燃气增速(10%)和工业燃料增速(8%)
。

　　现在，中国自然气发电主要泛起以下三大特点
。

　　一是自然气发电装机容量和发电量坚持较高增速，但并未成为主体电源
。阻止2023年底，中国气电装机容量抵达1.22亿千瓦，约占总装机容量的4.4%，发电量凌驾3000亿千瓦时，占总发电量3.2%左右
。近10年，自然气发电装机容量年均增速约为8%，与天下电力总装机容量年均增速基内情当，在电力系统中的占比基本坚持稳固
。

　　二是地理漫衍集中度较高
。受资源条件、基础设施以及经济生长水平的限制，自然气发电主要集中在长三角、珠三角和京津等地区
。2022年，自然气发电装机容量最高的5个省市(广东、江苏、浙江、北京、上海)占天下气电总装机容量的比重凌驾70%
。这些地区往往有较强烈的环保低碳诉求，且有较高的气价遭受能力
。

　　三是机组启停次数多，使用小时数偏低
。在新能源渗透率快速提升、极端天气频发的配景下，调峰机组的作用愈发凸显
。自然气发电的调峰能力显著，启停无邪，复合调理速率高，成为电网稳固运行的主要支持
。然而，与其他自然气消耗场景相比，发电用宇量波动性较大
。遭受调峰压力的自然气发电机组频仍启停，使用小时数坚持低位，加上气价较高，经济性变差
。近年来，自然气发电机组的年使用小时数在2500小时左右，与煤电机组的约4500小时相比有较大差别
。

　　综合看，当下在中国泛起出了“体量有限、区域集中、使用偏低、潜力待发”的尴尬时势
。

　　政策因素：落实不到位

　　那么，制约气电生长的因素有哪些呢?

　　在现在国家能源政策系统中，自然气发电通常被定位为调峰电源，属于勉励因地制宜适度生长的类型，虽然部分政策提到要进一步完善对自然气调峰机组无邪性的赔偿机制，但一直没有获得很好地落实
。

　　2024年6月，国家生长和刷新委宣布了《自然气使用治理步伐》(新版《自然气使用政策》)，明确将“气源落实、具有经济可一连性的自然气调峰电站项目”“自然气热电联产项目”“带补燃的太阳能发电项目”“油气电氢综合能源供应项目、终端自然气掺氢树模项目等高精尖自然气清静高效使用新业态”等列为自然气优先使用领域，有望推动未来“十五五”时期(2026—2030年)气电工业以及掺氢使用提速生长
。

　　但总体而言，目今自然气发电相关政策仍保存三个方面的缺乏
。

　　一是自然气发电政策系统仍未建设，生长目的尚不清晰
。自然气发电常作为配角泛起于涉及自然气、电力、可再生能源的政策中，各领域政策并不完全协调统一，缺乏科学的统筹妄想和前瞻性
。国家暂未出台专门针对自然气发电的工业政策和妄想，没有基于资源情形、战略和市场需求等因素做出顶层设计，也缺乏国家层面的税收、投融资、财务津贴等实质性工业支持政策，自然发电的正外部性和战略意义没有获得充分熟悉
。

　　二是对自然气发电的定位过于局限，与自然气发电在新型电力系统中应施展的作用不相当
。在中国构建新型电力系统的配景下，不但电力系统对无邪性的需求一直提升，并且需要自然气发电在更多应用场景施展更着述用，有须要从“双碳”目的以及新型电力系统角度对自然气发电举行重新评估和再定位，而不但仅是将其认定为调峰电源
。

　　三是现行政策对自然气发电的环保、低碳排放、无邪性价值体现缺乏
。除中东部一些地方政府给予自然气发电价钱津贴或出台了“两部制”电价外，自然气发电在环保、低碳排放、无邪性方面的优势均没有获得充分体现
。

　　资源因素：资源供应包管缺乏

　　现在，中国气电生长的最大制约因素是自然气资源供应包管不力
。若是气电用来为可再生能源电力调峰，对资源包管要求更高
。燃气发电机组需要在可再生电力缺乏时实时跟进，不然其无邪优势将无从谈起
。中国自然气入口依存度已凌驾40%，调峰储气能力仅占自然气消耗量的8.4%
。在推行“煤改气”工程后，天下曾多次泛起自然气供应欠缺征象
。其背后虽然有推进速度过快等多重缘故原由，但无形中给自然气打上了“供应主要”的标签，使得国家和地方政府部分以及电力部分在生长气电时存有记挂
。

　　从资源供应角度看，中国海内自然气勘探开发尚有较大的提升空间
。

　　一是海内自然气勘探开提倡步较晚，只管近年储产量坚持了较高增速，但产量与资源量严重不匹配，仍需一连推进增储上产
。现在，中国自然气勘探开发仍处于早、中期阶段，探明储量和产量有限，仍有提速生长潜力
。单看2023年中国非通例自然气，致密气一直夯实鄂尔多斯、四川两大资源阵地，整年产量凌驾600亿立方米;页岩气一直牢靠深层生产基地，新区新领域获主要发明，整年产量为250亿立方米;煤层气稳步推进中浅层转动勘探开发，深层煤层气取得重大突破，整年产量为117.7亿立方米
。只管近些年中国海内自然气产量增添较快，但与重大的资源量相比自然气储产量仍然偏低，急需加大增储上产力度
。

　　二是入口资源易受国际市场供需关系、地缘政治及种种突发事务影响，供应和价钱不确定性较大
。近年来，虽然中国已着力推进自然气入口泉源多元化，但来自土库曼斯坦、俄罗斯、澳大利亚、卡塔尔和马来西亚5国的入口量仍占总入口量的80%左右，入口集中度较高
。2023年，中国自然气入口总量为1656亿立方米，其中管道气入口量为671亿立方米，LNG入口量为984亿立方米，中国已成为天下第一大LNG入口国
。然而，种种入口资源易受国际市场和地缘政治等多方面的影响，保存较大的危害
。例如，管道气的履约量可能随着生产国的产量、天气、海内政局稳固情形等因素波动
。2022年冬季，中亚地区受寒潮影响，土库曼斯坦本土用宇量激增，对中国管道气供应量大幅下降
。2022年在全球重大地缘冲突爆发、气源主要时期，欧洲与亚洲LNG市场价钱波动曾创下历史纪录，对多国能源清静造成较大威胁
。即即是在价钱相对平稳的时期，国际自然气市场价钱也会受到许多重大市场事务的影响，不确定性危害恒久保存
。

　　三是自然气的供应调控能力有待改善，管网互联互通水平不敷，储气调峰能力缺乏
。2017—2018年，中国接连泛起的“气荒”征象与自然气供应调控能力缺乏高度相关
。自然气发电供气优先度不高，在气源主要时期民生用气可能挤占发电用气，燃气电厂最易成为短供甚至断供的工具，由此进一步恶化了自然气发电的燃料供应形势，影响其正常运营和市场投资的起劲性
。近些年，中国已加速推进“天下一张网”和天下储气能力建设事情
。2023年，天下长输自然气管道总里程抵达12.4万千米
。阻止2023年底，天下已投运LNG吸收站28座，总接卸能力达1.16亿吨/年，储罐罐容达1800万立方米，可贮存100亿立方米自然气
。现在，天下在建LNG吸收站凌驾30座，建成后吸收能力将凌驾2.1亿吨/年
。阻止2023年底，天下在役储气库(群)有29座，形成有用库容230亿立方米
。地下储气库加LNG储罐总有用库容达330亿立方米，占中国自然气消耗比重提升至8.4%左右，但距离蓬勃国家储气能力水平和新型能源系统建设要求仍有一定差别
。

　　综合看，已往中国自然气恒久处于供应偏紧的状态，加之自然气发电供气优先度不高，在本就主要的自然气资源供应名堂中更处于弱势，气源时有中止，给气电生长带来了倒运的影响
。

　　市场因素：夹缝中求生涯

　　运营和盈利能力，是工业康健生长的主要条件
。自然气发电与自然气和电力两个市场息息相关
。在自然气市场，自然气发电属于需求方，是下游用户;在电力市场中，自然气发电属于供应方
。自然气发电在两个市时势临着差别的市场系统、竞争情形和政策机制，多个因素对中国气电工业生长都有显著影响
。

　　一是中国自然气价钱偏高抬升了发电本钱，削弱了自然气发电的市场竞争力和可一连生长能力
。自然气发电牢靠本钱低，可酿本钱高
。在自然气发电的千瓦时电本钱中，燃料本钱占60%以上，极端情形可占80%
。因此，燃料本钱对自然气发电的市场竞争力至关主要
。受资源禀赋限制，中国自然气供应40%左右的量需要依赖入口，自然气价钱恒久偏高
。海内自然气产地与用气地区之间的距离较远，管输费高，加重了自然气发电的本钱肩负
。现在，燃气机组的发电本钱在0.5~0.7元/千瓦时，高于煤电等发电本钱，竞争力较弱
。由于中国自然气对外依存度高，燃气本钱易受国际自然气市场价钱波动的影响，2022年国际气价上涨，广东37家燃气电厂中仅有2家盈利
。

　　二是电力市场价钱机制有待完善，导致现在自然气发电本钱疏导难题，多重优势难以转化为经济价值
。与国际平均水平相比，中国电价偏低，本钱高昂的自然气发电盈利空间十分有限
。只管国家已着力举行电力市场刷新，但电价市场化水平较低，无邪调峰等正外部性难以通过电价机制获得赔偿
。首先，中国自然气发电上网电价定价权归属地方，但各地对自然气发电的支持力度纷歧，部分地区未制订气电价钱津贴和联念头制，导致自然气电厂无法通过电价将上游燃料本钱传导到下游
。其次，我国气电容量电价机制和辅助效劳市场建设仍处于起步阶段，保存容量赔偿缺乏、电力辅助效劳产品相对简单、市场主体准入要求、赔偿标准、用度分摊机制不对理等问题，无法完全体现自然气发电调峰调频的真实本钱和价值
。再次，目今中国电力现货市场暂处于试运行阶段，需要进一步合理扩大现货市场规模和限价区间，不然自然气发电将恒久缺乏有用的盈利途径
。在外洋完全竞争或近似完全竞争的电力市场中，用电岑岭期和非岑岭期的电价差别极大，为平时使用率不高但在岑岭负荷时期提供电力包管的机组提供了盈利渠道
。

　　现在，中国电力市场建设仍在举行中，只管准入门槛在一直降低，但市场主体加入水平尚有待提高，且生意品种和方法相对简单，中恒久生意占主流，短期和现货生意机制还不完善，结算电价的限价制度在一定水平上造成了市场价钱信号的失真
。因此，自然气发电企业暂无法通过大规模加入电力市场改善其经济性
。另外，中国电力供应属于公用民生事业，政府对铺开市场、提高电价持审慎态度，也在无形中增大了自然气发电的盈利难度
。

　　三是自然气市场与电力市场运行机制缺乏协调相助，增添了自然气发电的运营难度
。自然气市场的市场化水平有限，现货市场不蓬勃，关于中恒久供气协议，上游资源供应方往往要求下游用户用气妄想相对刚性地执行
。然而，燃气电厂的现适用宇量波动很是大
。作为调峰机组，其着力情形往往受电力市场供需的影响，并不可完全切合供气协议的刚性妄想要求
。“妄想气”与“市场电”的矛盾给燃气机组带来了很大的运营难度，反过来又限制了燃气机组的调峰能力
。若是管网企业再推出平衡效劳收费，就会导致雪上加霜
。燃气调峰机组同时受电网和气网的调理指令，往往难以兼顾
。在电网需要燃气机组巅峰着力提供电力包管时，气网纷歧定能够支持;而在气网需要燃气机组耗气调峰时，电网又未必有需求
。例如，2022年“迎峰度冬”时代，某燃气电厂与上游供气商告竣的用气指标在2024年11月电力调理妄想下并未使用，造成指标铺张，但12月发电用宇量又泛起较大缺口
。另外，自然气管网和储气站等基础设施的妄想和建设与燃气电厂的生长保存一定水平上的不匹配，且部分地区自然气供应方与燃气发电企业直接应急协调机制不健全，在灾难、故障等情形下应急预案缺少衔接，保存潜在的清静危害
。

　　手艺因素：未完全掌握焦点手艺

　　燃气轮机被誉为装备制造业“皇冠上的明珠”，是能源和国防建设领域的战略性装备，设计制造难度极大
。中国尚未能完全掌握燃气轮机焦点手艺，本土燃气轮机产量无法知足市场需求，轻型燃气轮机国产化水平较高，重型燃气轮机的相关研发相对落伍，许多要害焦点手艺尚有待突破，自主化水平较低，制造和运维均保存“卡脖子”危害
。重型燃气轮机的设计和制造终年被美国通用电气、德国西门子、日本三菱等巨头垄断，导致中国入口燃气轮机装备及其要害零部件价钱居高不下，装备后期磨练维护用度高昂，进一步加重了燃气电厂的本钱肩负，使本就盈利能力缺乏的自然气发电工业面临着更严肃的形势
。

　　2017年，国家生长和刷新委、国家能源局印发了《依托能源工程推进燃气轮机立异生长的若干意见》，通过组织燃气轮机树模项目和市场推广应用有力支持了中国燃气轮机手艺前进和工业生长
。近年来，中国已通过手艺引进、国际相助和自主研发等方法，在重型燃气轮机的国产化方面取得了一定效果
。2022年，东方电气集团首台自主研制的F级50兆瓦重型燃气轮机完工发运，实现了中国重型燃气轮机制造零的突破
。2024年2月，中国自主研制的300兆瓦级F级重型燃气轮机首台样机总装下线，标记着中国大功率重型燃气轮机首次走完基于正向设计的制造全历程，进入整机试验与验证的最终阶段
。要真正实现国产替换，中国尚有很长的一段路要走
。

　　责任编辑：周志霞