“双碳”目标下 “十四五”燃气发电何去何从？

常被定义为清洁能源的燃气发电，本质属于高碳能源，在“双碳”目标下定位尴尬。构建新型电力系统背景下，燃气发电何去何从？

在“双碳”目标及“构建以新能源为主体的新型电力系统”的大背景下，燃气发电在电力行业如何重塑定位，“十四五”面临哪些挑战与机遇？如何优化运行、创新发展？有关政策如何调整完善？

一、“十四五”燃气发电挑战与机遇并存

2010年以来，我国气电呈小幅增长，成为第五大电源。到2020年底，全国气电装机 9802万千瓦，占发电总装机比重4.45%，占火电比重7.9%；发电量2485亿千瓦时，占总发电量的3.26%，但没有完成“十三五”1.1亿千瓦的规划目标任务，对标风光电的大幅反超，这从另一侧面反映了气电面临的政策市场环境并不宽松，投资者并不踊跃，经营业绩并不理想。

进入“十四五”，我国气电挑战与机遇并存。

1. “双碳”目标硬约束下，气电角色定位尴尬。气电习惯上被称作清洁能源，但常与煤电纳入火电范畴，本质上属于化石能源、高碳能源。根据IPCC 发布的世界各种电源平均碳排放强度的报告，气电与石油、煤电均列作高碳能源，碳排放强度分别达到469、840、1001克/千瓦时，与只有4-48克/千瓦时的水电、风电、光伏、光热、核电、生物质、潮汐等低碳能源根本不同。在今年3月中央财经委员会第九次会上，习主席强调“双碳”目标是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，是一场“硬仗”“大考”，要求控制化石能源总量，实施可再生能源替代行动，构建以新能源为主体的新型电力系统，并对重点行业领域实施减污降碳行动。

显然，煤电将首当其冲，“严控煤电项目”“严控煤炭消费增长”将成为“十四五”政策导向。气电尽管好于煤电，近期估计影响不大，但中期将面临“减污降碳”改造、远期存在被“可再生能源替代”的风险。江苏拟出台天然气发电大气排放标准。近一个时期，国家能源政策与发展规划对气电提及不多。

2. 全面竞价时代下气电电价高，市场竞争力不强。我国正深化电力体制改革，探索建设全国统一电力市场，加快构建以中长期交易为基础、现货交易为补充的交易机制，着力推进跨省跨区交易、辅助服务市场建设。“十四五”，“允许所有制造业企业参与电力市场化交易，继续推动降低一般工商业电价”，电力市场化交易电量规模将进一步扩大，预计占社会用电量的比例将由2020年的42.2%提升至70-80%。风电、光伏分别经过16年、10年的快速发展，不仅成为电力新增装机主体，全国第三、第四大电源，而且“十四五”将全面进入平价、竞价时代。

但气电一直以来由于我国“缺油少气”，再加燃机设备及备件进口价格昂贵，导致成本高、经济性差、成长性不强，依靠财政补贴、两部制电价，或转让发电合约生存，无法与煤电、水电甚至风光电同台竞争。目前，气电的综合单价0.62元/千瓦时，几乎是平价风光电的2倍。“十三五”已在广东开展部分电量的竞价交易，交易单价只有0.47元/千瓦时。“十四五”预计将在浙江、江苏等省扩大竞价范围，来自市场竞争的压力将显著增加。

3. 天然气对外依存度增高，“有气用、用得起”的问题至今没有根本解决。期望的我国页岩气革命迟迟没有到来，个别专家推崇的“油气时代”更是虚无缥缈。“十三五”由于工业、交通、商业、居民以及发电供热用气增加，特别是煤改气，导致天然气新增1300亿立方米，年均增速11%，进口LNG贡献了一半的增量。2020年天然气供应3317亿立方米，其中：国内供应1916亿立方米，对外依存度超过42%；天然气需求3231亿立方米，其中：发电供热643亿立方米，占比20%。近年来气价剧烈波动，到厂综合气价均在2.2元/m3左右，天然气成本占气电总成本高达80%，造成气电企业度电边际贡献下降、经营形势严峻。

而且，冬季经常出现气荒，电网和气网又缺乏协调机制，经常出现“有气不能发，要发没有气”的窘境，致使气电出力严重不足，机组利用小时下降。2020年入冬以来，国网区域气电最大发电能力仅是装机容量的40%，华东燃机缺气停机比例超过70%，全国平均燃机利用小时2618小时，只是煤机利用小时的60%。根据思亚能源的预测，预计2025年天然气需求将达到4370亿立方米，年均增速6.2% ，对外依存度达到44%，用气前景不容乐观。

4. 以新能源为主体的新型电力系统成了新的发展指引，主体能源前景渺茫。国家有关部门曾决定“将天然气培育成我国现代清洁能源体系的主体能源之一”，燃气发电与城镇燃气、工业燃料升级、交通燃料升级并列为“四大工程”。目前，我国着力加快电气化进程，电能作为清洁高效的二次能源，处于未来能源转型的核心位置，在居民取暖、工业制造、交通运输、城市建筑等领域电能替代的技术与步伐不断加快，呈现明显的电气化趋势。

“十三五”全国电能替代规模超过8000亿千瓦时，占新增用电规模的44%。预计“十四五”电能替代规模6000亿千瓦时，占新增用电规模近30%。2020年电能占终端能源消费比重27%，2025年将超30%。在“双碳”目标下，可以作出明确判断，在未来的“新型电力系统”构建中，已明确“以新能源为主体”，气电成为主体能源已被排除在外。

气电在面临上述“四大挑战”的同时，仍有“两大机遇”。

一是高比例新能源的接入与电网调节能力严重不足的矛盾日益突出，气电作为灵活性电源将发挥重要作用。新能源具有随机性、波动性、间歇性，大规模开发并网后，电力系统“双高双峰”特征日益凸显，影响电力系统的平衡调节、电网的稳定运行以及电力供应的安全保障。目前，我国电网系统调节能力严重不足，“十三五”煤电灵活性改造留下大量缺口，储能正处于突破的边界，新能源消纳技术亟需提升。燃气轮机具有启停速度快、升降负荷能力强、建设周期短和选址灵活等特点，不仅可以对天然气供应网进行季节性调峰，而且可以与储能、抽水蓄能、灵活性改造后的煤电共同为电网提供调峰、调频、调相、系统备用和黑启动等辅助服务。

二是“双碳”目标倒逼我国构建清洁低碳、安全高效的能源体系，倡导绿色低碳生活，气电作为清洁冷热源将发挥替代作用。随着我国雾霾天气频现，2007年以来，通过“上大压小”，淘汰落后煤电、压减煤电产能、停缓建煤电项目，共计2.94亿千瓦，到2020年底，煤电装机完成10.8亿千瓦，“十三五”年均增速3.7%，低于7.6%的全部装机增速，较好地实现了11亿的控制目标。这为气电的发展提供了空间，京津等北方供暖区域以及珠三角、长三角等东南沿海发达地区发展了一批热电联产或多能联供的清洁气电。今年全国能源工作会议要求“十四五”升级能源消费方式，坚持和完善能耗“双控”制度，大力提高能源利用效率，扎实推进“冬季清洁取暖”。特别是电力行业将严控新的煤电项目；2025年实现碳达峰后，将有计划、有步骤实施煤电退出计划。因此，燃机作为清洁能源，仍是未来替代传统煤电的重要选项。

二、找准定位，配套政策，优化运行，创新发展方式

“十四五”是严控煤电项目、深化电力体制改革、落实“双碳”目标、构建以新能源为主体的新型电力系统的关键时期，国家一系列会议及国家发改委、国家能源局、生态环境部等部委发文进行了专门的部署。在上述背景下，电力行业低碳化提前提速、市场化扩大占比、电气化不断加快、智能化建设升级、一体化协同发展、国际化走深走实。因此，气电要在精准把握电力行业新趋势中认清形势、找准定位，在积极应对挑战中抢抓发展机遇、创新发展方式。

一是要调低期望、找准定位。

气电能效高、污染小、灵活性强，作为清洁能源，优于传统煤电，但它又属于高碳化石能源，与绿色低碳的新能源不同，再加我国稳油增气难度不小，油气对外依存度居高不下，气源保障难、经济性差“两大问题”突出，因此要成为我国清洁能源体系中的主体能源难度不小。相反，光伏被称为“电力之王”，“一毛钱一度电”已不是空中楼阁；风电已规模化发展、基地化建设，陆上与海上并举；水电是最低碳的可再生能源，其电价是气电的40%；储能被认为是能源革命的“刚需”；氢能被称为“21世纪终极能源”，电力清洁替代势不可挡。

前些年，我们对国内天然气的定位与发展期望过高，实际结果并不理想。个人认为，燃气发电的未来很大程度上在于气，气电正确的定位应该是实现“双碳”目标、构建“以新能源为主体的新型电力系统”的过渡能源、调节电源，是高碳能源转向低碳能源的中间地带，今后重点在居民生活、工商业用气、清洁冷热源、灵活性电源等领域发挥作用。

二是优化运行存量气电，提高度电价值。

目前，我国气电规模已突破1亿千瓦，如何进一步提高综合能效、开展辅助服务、增强市场竞争力，需要企业采取一系列措施。

首先，要未雨绸缪，根据国家“双碳”目标的统一规划、分步实施方案，依靠科技进步，适时加载CCUS技术，实施减污降碳改造，提高数字化、智能化、绿色化水平，并加强碳盘查，条件具备时参与碳资产交易，促进节能减排；

其次，要因地制宜，实施多能联供的专项改造，由单一发电向冷热电气水综合供应转变，并实现热力网源一体、源网荷储联动，减少设备闲置，提高综合能效；

第三，充分发挥气电启停快、运行灵活，能够平抑新能源与负荷波动的优势，积极参与调峰，开展辅助服务，提升度电价值，以弥补机组利用小时不足；

第四，打破国外公司对国内市场的垄断，统一采购燃机设备，集中存储、调配备品备件，消化吸收设备运维、检修的核心技术，开展优化运行、自主检修，降低运行成本；

第五，适应电力市场化改革趋向，按照量为基础，价为关键，量价统筹，开展市场营销，科学制定交易策略，努力实现综合效益最大化。

三是精准布局新项目、创新发展方式。

我国气电发展一直以来局限明显、挑战不少，而且盈利不稳定，已走过项目示范、探索发展期，呈现出“不温不火”的发展特点。同样，“十四五”，气电总体上不可能出现井喷式增长，但仍有发展机遇与空间。预计到2025年将接近1.4亿千瓦，约占发电总装机容量的5%。由于气电固有的制约因素以及面临的新形势，未来更需要投资者谨慎决策、精准布局、创新方式。

首先，要认真评估投融资环境，选择环保压力大、电价承受能力强、多气源保障的区域精准布局。气电项目一般宜在发达地区、沿海城市、冷热电负荷中心、天然气产地及管输侧、LNG接收站周边布局，包括长三角、珠三角、大湾区与山东半岛城市群、武汉城市群、长株潭城市群、成渝城市群、海峡西岸城市群以及北方推进清洁供暖的省会城市。目前，这些区域或城市已有在运项目，在新项目选址上更要科学论证，做好机组选型，落实气源、气价、用户需求、电热价格等边界条件，减少投资风险。

其次，采用先进技术、创新体制机制、优化整合资源，创新发展方式。在重视发展集中式重型燃机项目的同时，也要因地制宜发展分布式轻型燃机，做到轻重并举、优势互补；在发展方向上，重点发展调峰调频电站、多能联供高效机组，以及“风光气（储）一体化”项目；积极探索建设使用混合氢和天然气的大型燃气轮机发电站；加强与油气生产、设备制造企业合作，努力打造“油气开发、设计咨询、技术研发、装备制造、工程总包、生产运营、维修服务”一体化燃机发电产业链、供应链，形成差异化竞争优势。

四是市场竞争与政策扶持相结合，保障投资者积极性。

随着电力市场化改革的深化，气电竞价上网将是迟早的事。气电企业要有清醒的认识，必须千方百计通过创新发展、管理提升、技术进步、市场营销、资本运作改善技术经济指标，提高与其他电源同台竞争的能力。但在目前的政策市场环境下，气电企业面临生存压力，发展积极性并不高。以2020年每千瓦创利额为例，气电不仅严重落后于历史上较好年份的创利额，也远远落后于核电、风电、水电、光伏的创利额，仅仅比处于困境中的煤电好一点。

因此，在市场化改革过渡期、能源清洁转型期、油气对外依存期，仍要保持对气电的政策支持力度，包括多气源供应、气电联动、财政补贴、两部制电价、辅助服务补偿、发电权转让、提高机组利用小时等举措，同时，对推动气电竞价上网既要积极，更要稳妥。