燃气发电能否“借机上位”?
时间:2021-07-09 14:06

燃气发电运行灵活,机组启动快,像年轻人一样反应灵敏,既可基荷发电,也可调峰发电,便于接近负荷中心,提高供电可靠性,减少送变电工程量,具有极强的适应能力。


近日,生态环境部下发文件要求,重点区域建设项目原则上不得新建燃煤自备电厂,鼓励使用清洁燃料。


随着可再生能源的快速发展及减碳目标的确定,“十四五”将是我国能源向清洁化转型的关键期,燃气发电配合可再生能源的发展思路被认为是能源转型的有效路径。数据显示,2020年我国燃气发电仅占发电总量的3.2%,仍有巨大发展空间。


但同时,燃气发电还面临着环保要求偏高,调峰价值尚没有完全体现,维护成本过高等诸多问题。


未来,燃气发电该如何更好地释放经济性,并找准定位优化运行,让每度电更有价值?中国能源研究会理事陈宗法表示,在市场化改革过渡期、能源清洁转型期、油气对外依存期,相关部门应保持对气电的政策支持力度,更稳妥、积极地推动气电竞价上网。


成本偏高,经济性优势不足


陈宗法介绍, “十三五”末我国燃气发电装机规模比“十二五”末增长了75%,但总装机量仍未达到“十三五”规划中设定的1.1亿千瓦目标。截至 2020年底, 我国燃气发电装机容量为9802 万千瓦, 占全国发电装机总量的4.5%,仅为火电装机量的 7.9%;发电量为2485 亿千瓦时,占全国总发电量的3.26%,与欧美地区25%-35%的比例仍有一定差距。


“经济性优势不足制约其发展步伐,也导致其市场竞争力不足。用户能否用的上、是否用得起是燃气发电亟待解决的问题。”陈宗法说。


数据显示,2020年入冬以来,国网区域气电最大发电能力仅为装机容量的40%,华东燃机缺气停机比例超70%,全国平均燃机利用小时数为2618小时,仅是煤机利用小时数的60%。


以热值计算,每立方米天然气大概可以发电3.3度。燃煤电厂的发电成本约为0.2—0.3元/千瓦时,只有当天然气价格在一元左右时才能勉强与煤电相抗衡。目前, 燃气发电成本为 0.6元-0.7元/千瓦时,是平价风电光伏的两倍。 


“若利用小时数能达到4000小时,气电经济性才能得以释放。但以目前的利用小时数来看,气电平均每度要比煤电贵0.4元-0.5元,毫无经济优势可言。”某证券公司市场研究人士指出。


与此同时,我国天然气对外依存度较高,关键装备主要依赖进口,过高的价格限制了其增长。目前各地燃气发电的燃料气价格约为2.2元-2.7元/立方米,天然气成本占气电总成本的80%,对气电企业带来较大经营压力。


“在碳达峰、碳中和目标下,未来‘新型电力系统’的构建已明确以新能源为主体,燃气发电还将面临新能源发电平价上网的竞争。”陈宗法说。


灵活性更强,调峰替代优势明显


受访人士均表示,尽管燃气发电面临诸多挑战,但也存在巨大发展机遇。


陈宗法表示,一方面,燃气发电项目承担的经济风险高于燃煤发电厂,特别是LNG发电成本一般远高于燃煤电站。“但燃气发电厂运行灵活,机组启动快,像年轻人一样反应灵敏;煤电开关机则像老年人一样迟缓,因此燃气发电既可基荷发电,也可调峰发电,便于接近负荷中心,提高供电可靠性,减少送变电工程量,具有极强的适应能力。”陈宗法说,“我在广东省调研时发现,燃气发电对于现货市场有更强的适应性和灵活性。”


上述某证券公司市场研究人士指出,燃气发电是综合优势最强的调峰电源。“随着风电、光伏等可再生能源并网的比例和数量越来越高,其波动性和间歇性给电力系统提出大量调峰需求。燃气发电具有运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、调节性能出色等优势,相对于燃煤发电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源,是响应特性、发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源。”


另一方面,碳达峰、碳中和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,燃气发电作为清洁的冷热源将发挥替代作用,成为辅助新能源发电的重要调峰手段。


“未来,沿海地区煤电退出步伐将快于内陆。随着火电供电优先级排位退后,燃气发电量也自然会因此提升。当然,这将是一个循序渐进的过程。”上述证券人士说。


“预计2025年实现碳达峰后,我国将稳步实施煤电退出计划。因此,燃气发电作为清洁能源,仍是未来替代传统煤电的重要选项。”陈宗法说。


优化存量气电,提高度电价值


业内人士普遍认为,燃气发电适合在沿海地区,以及峰谷差较大的电网中发挥作用,以其效率高、排放小、灵活性强的电源角色,实现与风电、光伏等新能源的协同发展。


陈宗法表示,燃气发电未来的命运在很大程度上取决于天然气,正确定位燃气发电是实现碳达峰、碳中和目标,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,是高碳能源向低碳能源转型的中间地带。“应在沿海城市、冷热电负荷中心、天然气产地及管输侧、LNG接收站周边布局。新项目选址应进行科学论证,以降低投资风险。” 


“要优化运行存量气电,提高度电价值。目前,我国气电规模已突破1亿千瓦时 ,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。”陈宗法进一步指出。 


受访人士均表示,未来要重视燃气发电设备技术迭代,打造一体化燃机发电产业链、供应链,形成差异化竞争优势,并将提高国产设备市场竞争力与政策扶持相结合,保障投资者积极性。

来源:中国能源报



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