中國儲能網訊：氣電是能穩(wěn)定頂峰的支撐性電源之一，氣電運行啟停迅速，是最適合為風電、光伏調峰的熱發(fā)電技術。但氣電在我國的推廣，受限于天然氣氣源的低自給率和氣電的高電價。作為高價電，我國近六成的氣電，分布在經濟發(fā)達的江浙粵三省。筆者認為，隨著社會、經濟的不斷發(fā)展，更多區(qū)域對電價的敏感度將下降；而在風光發(fā)電占比日益提高的背景下，氣電的調峰能力將受到更大的重視；同時，隨著我國綜合國力的提升，對天然氣低自給率的耐受度將發(fā)生變化。
氣電的特性和分布情況
氣電適合為風電光伏調峰，但一次能源自給率低
電力難以大規(guī)模、長時間儲存，電力系統發(fā)、輸、配、用實時平衡，要保證8760小時不間斷的持續(xù)供應。煤電、氣電、核電等熱發(fā)電技術和帶庫容的水電，能長時間、穩(wěn)定地發(fā)電，是支撐性電源。其中核電受限于廠址資源和鈾資源，水電受限于廠址資源，發(fā)展空間受到制約。風電、光伏、徑流式水電是低碳電源，但因其出力波動的特性，無法成為支撐性電源。抽水蓄能和電化學儲能可提供日內調節(jié)能力，但不具備長周期調節(jié)能力和穩(wěn)定的獨立頂峰能力（見表1）。
2021年初的寒潮導致多地電力緊張，此后我國多地陸續(xù)發(fā)生多次有序用電；尤其是2022年8月，川渝遭遇罕見高溫和旱情，為了保障民生用電，當地工商業(yè)用電受到較大影響。之后我國越發(fā)重視建設支撐性電源。但從支撐性電源的前期工作耗時和建設周期來看，水電、核電的前期工作耗時4~5年，建設期約5年；煤電、氣電的前期工作耗時1年多，建設期1年半到2年。因此，當急需新增支撐性電源頂峰時，只能選擇能夠盡快建成投產的煤電、氣電。
我國富煤貧油少氣，煤炭的自給率一直超過90%，2018年以來，石油、天然氣的自給率分別低于30%、60%。（見圖1）
一次能源的自給率，不僅反映了我國與國際能源市場之間的融合度，更反映了我國對國外一次能源資源的依賴程度和安全供應的保障程度。為了保障能源安全，“能源的飯碗必須端在自己手里”，需要避免自給率過快下降。
氣電電價較高，主要分布于經濟發(fā)達地區(qū)
熱發(fā)電機組中，氣電價格高于煤電、核電。以廣東為例，氣電上網標桿電價為0.655元/千瓦時（長協和現貨價格略低于標桿電價），其中，燃料成本超過0.5元/千瓦時（氣價約2.9～3元/立方米，1立方米氣可發(fā)電5~6千瓦時）。廣東煤電長協價格約0.462元/千瓦時，核電電價為0.4056～0.435元/千瓦時。
氣電是“高價甜點”。2023年，我國氣電裝機12562萬千瓦，81.8%分布在沿海四省三市：其中，廣東3946萬千瓦、江蘇2066萬千瓦、浙江1345萬千瓦、北京1002萬千瓦、上海891萬千瓦、天津565萬千瓦、福建456萬千瓦。尤其是經濟最發(fā)達的江浙粵三省，氣電裝機合計7357萬千瓦，占全國氣電裝機的58.6%。
新型電力系統建設路徑下的氣電定位
為了實現“雙碳”目標，我國正加快建設以清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協調、靈活智能為主要特征的新型電力系統。
當前，全球正在同步研發(fā)多種電力系統轉型的技術路線：當某種技術路線或多種技術路線發(fā)生顛覆性突破，電力系統將能完成跨越式發(fā)展，實現零碳電力系統。
路線一：核聚變
核能是已知的能量密度最高的能源，可用于民用、軍事、太空探索等，是具備戰(zhàn)略價值的終極能源。1983年，我國確立核能“熱堆、快堆、聚變堆”三步走戰(zhàn)略。我國在運的商業(yè)反應堆均為熱中子堆（裂變能），快堆（裂變能）的實驗堆已投產，可控核聚變尚在研發(fā)之中。
路線二：“風光+長周期儲能技術”
狹義儲能技術主要包括抽水蓄能、電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、重力儲能、熔巖儲熱等；廣義儲能技術包括氫能、綠色燃料（氨、醇等）等。風光配套儲能技術是為了平抑風光發(fā)電的波動性、隨機性和間歇性，為電力系統提供穩(wěn)定、持久、可調節(jié)的電力。
電力系統需要日調節(jié)、周調節(jié)、月調節(jié)、季調節(jié)、年調節(jié)等多個尺度的調節(jié)能力。目前的儲能技術，僅能提供日內調節(jié)能力。抽水蓄能是一項成熟的儲能技術，其持續(xù)發(fā)電時間取決于庫容，大約是6～11小時。大部分電化學儲能電池放電時長是2～4個小時，少數可達4~10小時。2024年5月，明陽智能的“木星一號”純氫燃氣輪機燃燒室連續(xù)燒氫10小時，是目前國內最長周期的純氫燃燒室測試。
在未來的零碳電力系統中，哪種儲能技術能提供更長周期的調節(jié)能力，哪種技術便有更大的發(fā)展空間。其中，壓縮空氣儲能、飛輪儲能、氫燃機、綠色燃料發(fā)電等技術，還可為電力系統提供轉動慣量。
路線三：“煤電/氣電+CCUS”
通過CCUS技術的大規(guī)模應用，保留煤電、氣電的支撐和調節(jié)能力，同時降低碳排放，亦是構建零碳電力系統的路徑之一。氣電的度電二氧化碳排放大約是煤電的40%，“氣電+CCUS”的配置對CCUS技術的壓力相對較小。《低碳轉型背景下我國氣電產業(yè)發(fā)展路徑》（劉志坦，《天然氣工業(yè)》，2021年6月刊）一文詳細對比了不同裝機規(guī)模的煤電和氣電機組在不同工況下的二氧化碳排放強度，氣電的二氧化碳排放在310~380克/千瓦時之間，煤電在840~940克/千瓦時之間。
在上述三條技術路線實現突破之前，只有煤電、氣電、核電、有調節(jié)能力的水電，能承擔支撐性電源的責任。核電和水電增量有限（見表2），氣電是“高價甜點”，煤電是量大管飽的“粗糧”，隨著經濟社會的發(fā)展，預計各區(qū)域對價格的敏感度將下降，進而有條件擴大氣電的應用區(qū)域和規(guī)模。2024年6月，國家發(fā)改委發(fā)布的《天然氣利用管理辦法》（發(fā)改委第21號令）指出，天然氣調峰電站、熱電聯產、天然氣分布式能源項目，被列為天然氣利用優(yōu)先類，是有利于保障國家能源安全和實現“雙碳”目標，有利于產業(yè)結構優(yōu)化升級，有利于保障民生、提升人民群眾生活水平，具有良好經濟性和社會效益的天然氣利用方向。2023年9月19日，國家能源局發(fā)布的《對十四屆全國人大一次會議第2675號建議答復的復文摘要》亦指出，天然氣是當前及中長期解決新能源調峰問題的重要途徑之一。
淺析氣電裝機增長空間
現有技術條件下，近期煤電、氣電的增量需求
2021年初，我國中東部大部分地區(qū)出現寒潮，全國用電負荷驟升，最高用電負荷達11.89億千瓦，接近當年的夏峰最高負荷11.92億千瓦。2023年夏，全國最高用電負荷13.39億千瓦。根據中電聯預計，2024年迎峰度夏期間，全國最高用電負荷將比2023年增加約1億千瓦，如果出現持續(xù)大范圍極端高溫天氣，最高用電負荷可能增加1.3億千瓦。也就是說，2024年我國的夏季峰值用電負荷將達14.39~14.69億千瓦，年均負荷增速超6.5%；2021~2024年，新增的夏季峰值負荷為2.47~2.77億千瓦；為了滿足負荷增長，備用率按13%估算，電力系統需新增2.79~3.13億千瓦支撐性電源，年均新增規(guī)模約9000萬千瓦~1億千瓦?？紤]到部分熱發(fā)電機組供熱導致的出力下降、水電夏峰出力系數約為0.9、區(qū)域不平衡性等因素，實際需要的新增支撐性電源量更大。
根據《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》，2025年，我國電力需求側響應能力將達到最大用電負荷的3%～5%，相當于能將負荷峰值延后半年到一年。
水電開發(fā)空間有賴于站址資源。目前，國內大部分區(qū)域的水電資源完成開發(fā)，只有四川、云南、青海、西藏等地還有一定的開發(fā)潛力；到2030年，四川、青海的水電資源開發(fā)基本結束，屆時水電開發(fā)的主戰(zhàn)場將集中在藏東南水電基地，即雅魯藏布江干流下游和“三江”（怒江、瀾滄江、金沙江）流域。近十年來，年均新增水電裝機僅1170萬千瓦。
核電發(fā)展的制約因素在于廠址資源和鈾資源。1994年2月，我國首臺核電機組投產，截至2023年底，我國核電裝機5691萬千瓦。2018年是核電投產大年，新增裝機884萬千瓦。
可以預見，水電和核電的增量有限，難以覆蓋支撐性電源的增量需求。為了保供，筆者預計近期每年需新增7000萬千瓦以上的煤電、氣電。
用電量達峰后，應審慎新建支撐性電源
在現有技術條件下，何時可以放緩或停止新增支撐性電源呢？
當前，我國的用電量和用電負荷均保持高速增長。未來我國用電量達峰后，用電結構可能繼續(xù)調整：二產用電下降，三產和生活用電提高；二產以機器用電為主、輔以少許工作人員用電，對溫度不敏感，相對穩(wěn)定，且易于進行需求側管理；三產和生活用電，主要是人的直接用電，對溫度敏感，波動性大，調節(jié)難度大。因此，用電負荷達峰將滯后于用電量達峰。全國用電量達峰后，區(qū)域用電結構會繼續(xù)變化，東南沿海作為人口流入區(qū)，用電量可能繼續(xù)增長一段時間。以日本為例，用電量2007年達峰，人口2008年達峰，其后東京都市圈因人口流入，用電量繼續(xù)增長了一段時間。
用電量達峰年，開工建設的支撐性電源，將在2~5年后投產，投產時間接近用電負荷達峰時間。用電量達峰后新開工的支撐性電源，主要是“以舊換新”，或服務于少數用電量持續(xù)增長的區(qū)域。
我國對高價電和天然氣低自給率的耐受度是可變的
影響氣電擴張的主要因素是氣電的高電價和天然氣的低自給率。但是，我國對高價電和天然氣低自給率的耐受性是相對的、可變的。
首先，隨著社會的發(fā)展和共同富裕的扎實推進，各地對價格的敏感度將下降。其次，氣電是啟停、升降功率最靈活的熱發(fā)電機組，最適合為風光調峰，隨著新能源占比的提升，電力系統將重新對比“風光+氣電”“風光+煤電”“風光+儲能”等技術路線的經濟性和可靠性，而不僅僅簡單對比氣電、煤電的電價。
除粵、江、浙、京、滬這些存量氣電大?。ㄊ校┲?，哪些地方最可能降低對氣電電價的敏感度？可通過觀察不同區(qū)域煤電機組的盈利面和盈利水平來判斷。電力作為公用事業(yè)，行業(yè)平均盈利能力取決于當地營商環(huán)境。煤電和氣電的功能有很多相似之處，吃煤電“粗糧”肯付出相應成本的地方，才會有誠意和能力為“高價甜點”氣電付費，從而推動氣電發(fā)展。
當前，世界面臨百年未有之大變局，隨著我國國力的提升，以及國內油氣企業(yè)正在努力開拓業(yè)務獲取更多的海外資源，我國對天然氣低自給率的耐受度將發(fā)生變化。
事實上，西方國家的能源自給率也并非一成不變。以歐洲為例，1981年，歐洲的煤炭、天然氣的自給率分別為90.5%、80.8%，此后一路下行，2013年之后，煤炭自給率低于60%，2022年為57.5%；2016年后，歐洲天然氣自給率低于50%，2022年為44.2%。歐洲的石油自給率一直在低位徘徊，2022年為22.3%。目前，歐洲煤炭、石油、天然氣自給率分別比我國低36.5%、6.5%、15.2%（見圖2）。
日本是世界第四大經濟體，2023年煤炭、石油、天然氣的自給率僅為0.4%、0.4%、2.1%。
世界發(fā)達經濟體中，除了美國能源獨立外，歐洲和日本的能源自給率都很低，日本尤甚。參考歐洲和日本的經驗，一次能源自給率低的同時，依然能夠保持經濟增長，在利用海外資源時，以資源互補、控股海外資產等方式，提高供給穩(wěn)定性。
減排壓力將提高氣電在增量支撐性電源中的占比
如果氣源充足，用電負荷持續(xù)增長期間，碳減排的壓力將提高氣電在增量支撐性電源中的占比?？紤]到火電更多地承擔調峰功能，氣電電量和耗氣量的增長速度將低于氣電裝機增速。用電負荷和支撐性電源裝機達峰后，減排壓力可能促使氣電替代部分存量煤電裝機。
江浙粵近期的氣電發(fā)展空間
江浙粵是我國經濟的火車頭，“十四五”前三年，用電量和用電負荷持續(xù)增長。一般來說，負荷增速應略高于用電量增速，但江浙粵近年來負荷增速低于用電量增速，加之火電利用小時高于電力平均水平的2020年，意味著三省支撐性電源增長落后于負荷增長，電力供需偏緊（見表3）。
廣東經濟體量巨大，且用電增長快，足以消納本省新增的約5000萬千瓦支撐性電源，如存量特高壓送電量維持不變，未來三年，廣東電力供需趨于平衡。廣東遠離晉蒙陜甘新等資源區(qū)，新建特高壓有難度，而存量特高壓的送電主力云南，其自身缺電將延續(xù)到“十五五”中。因此，廣東盡管用電體量略大于江蘇，但由于急于提高電力自給率，廣東新增電源遠多于江浙（見表4）。
當前，多數風光大基地都在爭取建設送往江蘇和浙江的特高壓通道，江浙新建本省支撐性電源的壓力小于廣東。甘肅-浙江特高壓直流于2024年7月核準，預計下半年開工，2026年下半年投產。按照上述新增電源預計，2026年江浙電力供需仍趨于緊平衡。
因此，廣東為了提高電力自給率，江浙為了平衡電力供需，均有新增支撐性電源的需求，只要能解決氣源問題，以上氣電存量大省就有進一步發(fā)展氣電的可能。
