中國儲能網(wǎng)訊：近日，牛津能源研究所發(fā)布觀點文章《中國電力行業(yè)的天然氣：挑戰(zhàn)與前進道路》，分析了“十四五”規(guī)劃和2060年碳中和目標背景下中國天然氣發(fā)電現(xiàn)狀、面臨挑戰(zhàn)和未來趨勢。報告指出，昂貴的天然氣進口成本和燃氣輪機技術以及缺乏充分競爭的電力市場，是中國天然氣發(fā)電面臨的主要障礙。盡管如此，預計“十四五”期間天然氣發(fā)電仍將加快增長，到2025年將新增40-50吉瓦發(fā)電機組，電力行業(yè)天然氣消費量將翻一番達到750-800億立方米。中國政府提出的2030年碳達峰及2060年碳中和承諾將限制煤炭消費，加上集成可再生能源對電力系統(tǒng)的靈活性要求，未來政策框架對天然氣發(fā)電將更為支持，但碳中和目標將限制所有化石燃料（包括天然氣）消費，天然氣發(fā)電不可能在長期內顯著發(fā)展。主要內容如下：
1、中國天然氣發(fā)電發(fā)展緩慢
目前，天然氣在中國電力行業(yè)中占比較小。盡管中國天然氣發(fā)電裝機容量從2010年的26吉瓦增至2019年的90吉瓦，但仍僅占發(fā)電機組總容量的4.5%，在火電機組中不到10%。在發(fā)電量方面，2019年中國天然氣發(fā)電量為236太瓦時，僅占全國總發(fā)電量的3.2%，而燃煤發(fā)電占比則達到62%。從增長速度來看，風電和太陽能發(fā)電的增速快于天然氣發(fā)電。此外，天然氣發(fā)電的平均運行時間仍較低，2019年約為2500小時，煤電則達到了4000小時。
圖1 2010-2019年中國電力裝機容量（左圖，單位：吉瓦）和發(fā)電量（右圖，單位：太瓦時）
2、“十三五”期間天然氣發(fā)電機組建設未達到規(guī)劃目標
盡管政府已經(jīng)認識到天然氣作為“清潔能源”的優(yōu)勢，并實施政策促進其在電力及其他部門的發(fā)展，但截至2020年9月，中國天然氣發(fā)電裝機容量為97吉瓦，未達到“十三五”規(guī)劃中設定的110吉瓦目標。雖然“十三五”規(guī)劃制定了天然氣發(fā)電目標，但缺乏具體的實施政策。另外，2017年冬季北方地區(qū)煤改氣導致的嚴重天然氣供應短缺使中國天然氣政策發(fā)生重大轉變，從推廣天然氣發(fā)電廠轉變?yōu)橛行虬l(fā)展天然氣調峰電廠并限制新建熱電聯(lián)產(chǎn)電廠。政策變化加上天然氣的高昂成本，使天然氣在中國電力系統(tǒng)中的作用一直極為有限。
3、過高的天然氣成本是中國天然氣發(fā)電的主要障礙
燃料成本占天然氣發(fā)電成本的七成以上，中國近一半的天然氣需求通過進口LNG或管道天然氣滿足，其成本遠大于國內資源豐富的煤炭，因此天然氣發(fā)電難以與煤電競爭，收回投資成本極大依賴于補貼。即使2020年由于充足的供應和新冠疫情影響，全球天然氣價格大幅下跌，中國天然氣發(fā)電成本仍高于煤電成本。另外，中國缺乏完善的碳排放交易市場，試點市場的碳價也持續(xù)較低水平，因而難以體現(xiàn)天然氣發(fā)電相對于燃煤發(fā)電的低排放優(yōu)勢。短期內，由于嚴格監(jiān)管的電力市場結構及煤電的優(yōu)勢地位，天然氣發(fā)電仍將面臨較大挑戰(zhàn)。
4、昂貴的燃氣輪機技術是中國天然氣發(fā)電的另一個障礙
昂貴的燃氣輪機技術及對國外制造商的依賴是另一個發(fā)展障礙。當前中國燃氣輪機技術落后于國際水平，目前約能實現(xiàn)70%的組件國產(chǎn)化，但核心組件制造、某些特定技術、定期檢查和維護仍由外國廠家掌握，設備成本占前期投資成本的50%。中國大多數(shù)天然氣發(fā)電廠都采用9E和9F級燃氣輪機，但國際領先廠商如西門子和通用電氣已經(jīng)開發(fā)了更先進的9H級燃氣輪機，在效率、啟動時間、排放量和靈活性方面均有改善，其熱效率可達64%，比超超臨界燃煤電廠高近20%，但設備價格也比同級別燃煤電廠高出30%。而且，中國大多數(shù)天然氣發(fā)電廠的維護都依賴與國外供應商的服務協(xié)議，中型電廠一個大型維護周期的成本可能高達6000萬美元。盡管天然氣發(fā)電在降低污染物排放方面有優(yōu)勢，但對燃煤電廠改造以實現(xiàn)超低排放的成本仍低于“煤改氣”。中國正努力縮小與國外的技術差距，國家電力投資集團成立了中國聯(lián)合重型燃氣輪機技術公司，計劃到2023年完成300兆瓦F級重型燃氣輪機的設計和開發(fā)，到2030年完成400兆瓦G/H級燃氣輪機的開發(fā)。哈爾濱電氣集團和上海電氣集團也通過組建合資公司實現(xiàn)一些零部件國產(chǎn)化以提供本地維護服務。因此，國內燃氣輪機技術發(fā)展將有助于降低天然氣電廠的成本。
5、缺乏競爭性的電力市場難以實現(xiàn)天然氣發(fā)電盈利
在完全競爭性電力市場中，用電高峰期和非高峰期之間的價格差異可能會使靈活的天然氣發(fā)電獲利。盡管中國進行了新一輪電力市場改革，超過70%的發(fā)電仍低于基準價，輔助服務市場也處于起步階段，天然氣發(fā)電難以收回投資成本。監(jiān)管機構對放開市場、提高電價持謹慎態(tài)度。盡管地方政府可在基準價格范圍內調整天然氣發(fā)電價格，但不足以支撐燃料和運營成本，仍需依靠政府支持。此外，發(fā)電廠的運行主要由安全調度而非經(jīng)濟調度決定。為保證電力供應，通常保持燃煤電廠50%-60%的負荷運行水平，以將儲備電量維持在較高水平，多余電量也會被用于調峰，壓縮了天然氣發(fā)電廠的運行時間。目前中國正進行電力現(xiàn)貨市場試點，但現(xiàn)貨價格仍然偏低，其主要原因是超過90%的發(fā)電量受限于長期合同或基準價格，無法將天然氣發(fā)電的靈活性充分變現(xiàn)。而且，疫情危機導致經(jīng)濟增長放緩，政府調低電價以降低企業(yè)成本，短期內基準電價不太可能上調，這使得天然氣發(fā)電市場前景黯淡。
6、過高的天然氣進口依存度將影響政策制定
2019年，中國天然氣消費同比增長8.6%達到3064億立方米，占一次能源消費的8.1%。天然氣進口依存度達43%，略低于2018年（44%）。天然氣進口依存度從2005年開始迅速增長，盡管受到疫情影響，預計2020年仍將達到42.6%。中國已成為僅次于日本的全球第二大LNG進口國。鑒于中國巨大的能源需求，專家估計，當中國天然氣占能源消費15%時，天然氣消費量將占全球天然氣貿易量的50%。因此，天然氣進口依賴可能威脅中國能源安全，進而影響未來的政策制定。
7、“十四五”期間中國新建天然氣發(fā)電機組將達40-50吉瓦
盡管受到上述阻礙，但天然氣發(fā)電的靈活性、低排放等優(yōu)點仍有利于其發(fā)展。為實現(xiàn)碳中和目標，中國最遲要在2050年前淘汰燃煤發(fā)電并實現(xiàn)電力凈零排放。這需要盡快集成間歇性可再生能源，提高電力系統(tǒng)靈活性成為優(yōu)先事項之一。由于儲能技術仍無法實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)部署，平衡電力系統(tǒng)要求部署包括天然氣發(fā)電的靈活性技術。因此，預計“十四五”規(guī)劃將實施更強有力的政策支持建設天然氣發(fā)電機組。迄今為止，政策重點仍放在燃煤電廠技術升級，“十三五”規(guī)劃提出到2020年完成220吉瓦燃煤電廠靈活性改造，但過高成本和缺乏激勵措施，僅完成了計劃的25%。預計到2025年，天然氣發(fā)電裝機容量將新增40-50吉瓦，達到140-150吉瓦，比當前水平增加50%；電力部門天然氣消費量將增長40%-50%，達到750-800億立方米。未來十年，中國天然氣需求將翻一番達到5500-6000億立方米。
8、2060年碳中和目標下，天然氣發(fā)電不可能顯著擴張
中國要實現(xiàn)到2060年凈零排放目標，需要徹底改變能源結構，化石燃料在能源消費中占比需從當前的85%大幅減少。這將限制煤炭消費，為低碳能源增長提供了空間。然而，由于凈零排放電力將主要依靠可再生能源，限制化石燃料消費也將影響天然氣發(fā)電的部署。清華大學氣候變化與可持續(xù)發(fā)展研究院（ICCSD）在2020年10月發(fā)布的“中國長期低碳發(fā)展戰(zhàn)略與轉型路徑研究”項目成果指出，中國最早應在2025年之前限制煤炭消費，天然氣在能源結構中占比預計從當前的8.5%升至2025年的11%，到2030年達到13%。根據(jù)ICCSD的1.5℃情景，到2050年中國天然氣發(fā)電裝機容量達到200吉瓦，天然氣發(fā)電（配備碳捕集系統(tǒng)）僅占總發(fā)電量的3%。
