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朱兴珊:气电发展的决定性因素是国家环保政策

2020-07-28 12:00:22  来源:中国金融商报     编辑:翟晓燕

朱兴珊博士,现任中国石油天然气集团公司规划计划部副总经济师、教授级高级经济师,中国石油学会石油经济专业委员会秘书长,《国际石油经济》编委会副主任。曾任国家发展和改革委员会能源研究所能源经济与发展战略研究中心副主任、国家发展和改革委员会节能信息传播中心主任助理。先后从事地质研究、能源战略研究和油气战略规划工作。

前言

天然气具有丰富、经济、稳定、灵活、清洁、低碳特征,不仅自身提供可负担的清洁低碳能源,还可弥补可再生能源在稳定性方面的不足,支撑可再生能源发展。《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》设定了2030年天然气占比要达到15%的发展目标。《加快推进天然气利用的意见》提出逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一,明确了天然气的定位。

由于2017年发生气荒和天然气对外依存度不断增高,加上超低排放煤电的大力宣传和快速发展,公众和政府部门对发展气电还存在不同认识,气电发展困难重重,前景存在不确定性。朱兴珊认为,天然气发电前景取决于对气电环保、低碳、灵活性价值以及对我国天然气供应保障程度的认识以及政策的影响。国际天然气价格走低,将有利于气电发展,但不是决定因素,决定性的因素应该是国家的环保政策。

本演讲材料是以中国石油经济技术研究院天然气发电有关课题研究为基础总结的,在此向课题组(陈蕊、樊慧、段天宇、朱博骐等)表示感谢!

一、气电发展现状和面临的困境

(一)装机容量和发电量不断增加,但占比和发电小时较少

截至2019年底,我国气电装机容量为9022万千瓦,气电占全国电力总装机的比例为4.5%,远低于世界40%和发达国家30%的水平。发电小时数长期偏低,近几年基本在2700小时以下,而同期煤电利用小时保持在4000小时以上。

发电量由2010年的777亿千瓦时增至2019年的2380亿千瓦时,但占比仅由1.9%,小幅升至3.3%,远低于全球平均水平23%,显著低于美国、日本、韩国、德国等发达国家,甚至低于印度。

(二)主要集中在环渤海及东南沿海地区

气电分布与经济发展水平高度相关,目前主要集中在经济发达的长三角、珠三角和京津地区。广东、江苏、浙江、上海是我国燃气电厂最为密集的省份。气的成本相对较高,经济相对发达的省份会给予气电政策上的支持,上网电价比较高,气电主要依靠地方政府的政策支持得以发展。

(三)国家层面对气电缺乏明确的定位与政策指引

天然气发电涉及天然气、电力、环保等多个领域,各领域政策不协调统一,总基调是“有序发展、适度发展”。从政策方面看,天然气政策对气电发展较为积极,认为气电是扩大天然气利用的方向之一;电力政策是有序发展天然气发电;环保政策主要支持散煤替代,对气电发展没有明确的支持态度。政府和发电企业对供气安全的担心也动摇了对发展气电的信心。

(四)目前的政策下气电发电成本相对较高,竞争力较弱

当前,我国各地发电用气价格在2.2-2.7元/立方米。在此气价水平下,我国典型地区燃气电厂发电成本约为0.56-0.58元/kWh,其中,燃料成本占比约70%-75%。气电的成本介于光伏发电和生物质发电、海上风电之间。

(五)地方支持下降,执行不利的两部制电价地区增多

随着各地燃气发电装机增多及地方政府下调电价压力加大,多地已下调燃气发电上网电价。上海、浙江、江苏、河南先后开始实行两部制上网电价。两部制上网电价机制限制了气电装机利用率。部分省市已完全放开气电上网电价,鼓励燃气发电企业与电力用户和电网企业协商定价。

(六)气电逐步进入电力市场交易,竞争形势更加严峻

随着新一轮电力体制改革启动,发电计划将逐步放开,在电力供需整体宽松的形势下,上网电价下浮,气电盈利空间进一步被压缩。目前电价机制无法体现气电的调峰及环保价值,气电与煤电同场竞争,缺乏市场竞争力。

以广东省为例,已经建成较为完善的双边协议、集中竞价、挂牌交易和发电权转让等一、二级衔接、场内外互补的中长期交易品种。2019年广东省气电已全部进入电力交易市场,预计2020年市场电量将超过基数电量,燃气机组较燃煤机组可获得更多的辅助服务收益。

(七)投资方对气源稳定性的担忧成为重要制约因素

燃气电厂长期以来承担了冬季为气网调峰的责任,对气源供应稳定性始终存有顾虑。加之近两年中国天然气对外依存度快速升高,2017年“气荒”事件等进一步加重电力企业对天然气稳定供应风险的担忧。

(八)天然气发电受可再生能源发电和煤电双重挤压

政府对可再生能源发电支持力度较大,给予了较多的补贴政策。2019年风电、光伏装机增量约为气电的8倍。同时,国家有大力推进“超低排放”煤电,天然气发电受可再生能源发电和煤电双重挤压。

2019年气电发展明显放缓。与同期风电、光伏的快速增长相比,气电发展缓慢。新增装机增速从2018年10.6%下降至2019年7.7%。2019年清洁电源占比提高至41.5%,但气电近几年一直维持在3-4%。发电用气增长显著放缓,2019年增速降幅超一半。气电机组利用小时数2646小时,比2018年下降121小时。

(九)短期政策影响气电发展

2020年疫情后的重建工作中,为了维持企业稳定,降低企业生产经营成本,中央提出了“六稳”、“六保”政策。电价、气价全面下降,覆盖面由一般工商业用户扩大至除高耗能以外的大工业和一般工商业。气电价格疏导更加困难,对气电的发展更加不利。

再看今年出台的能源政策。一是《国家能源局 2020年能源工作指导意见(2020年6月5日)》,其政策取向是坚持以保障能源安全为首要任务,严格执行阶段性降电价、气价政策,降低社会用能成本。煤电提了统筹推进现役煤电机组超低排放和节能改造,继续淘汰关停不达标的落后煤电机组。从严控制、按需推动煤电项目建设。着力提高电煤消费比重。支持发展背压式热电联产供暖。气电只提了实施燃气轮机自主创新发展示范项目。在调峰方面,提出积极推进煤电灵活性改造,研究实施促进储能技术与产业发展的政策,没有提发展气电调峰。二是国家发展改革委、国家能源局《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》(以下简称《意见》)。《意见》第二条“持续构建多元化电力生产格局”。“稳妥推进煤电建设,发布实施煤电规划建设风险预警,严控煤电新增产能规模。”是对气电比较有利的。但《意见》明确了“开展煤电风光储一体化试点,在煤炭和新能源资源富集的西部地区,充分发挥煤电调峰能力”,却并没提“发挥气电调峰优势,促进气电与可再生能源融合发展”。《意见》第十条“提升电力系统调节能力”。开展现有火电机组调节性能改造,有序安排煤电应急调峰储备电源建设。进一步完善调峰补偿机制,加快推进电力调峰等辅助服务市场化,探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制,提高调峰积极性。推动储能技术应用,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用,鼓励多元化的社会资源投资储能建设。依然没有提到气电,但推进辅助服务市场化还是有利的。《意见》第十六条“建立健全能源市场体系”。加快放开发用电计划,进一步完善电力市场交易政策,拉大电力峰谷价差,逐步形成中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。这也是有利的。

(十)燃机不具核心技术,购置及维护费用较高

当前国内三大动力集团与国际燃机供应商组成联合体共同生产燃机,燃机生产的国产化率已经达到70%以上,但仍不具备关键部件、配件制造技术和检修、维护能力。国内燃机的调试、检修、维护等工作几乎全部由国外燃机制造企业完成,国内燃气电厂大部分依托制造厂家服务协议模式管理燃机设备,费用高昂。

二、超低排放煤电的环保效果真的达到气电水平了吗?

(一)常规污染物

1、污染物排放标准比较:超低排放燃煤发电排放限值标准以气电排放国家标准为标杆。近些年,部分地区出台了或拟出台较国家燃机污染物排放限值标准更高的燃机排放标准。

2、实际排放水平比较:燃机的烟尘、SO2实际排放水平优于实施超低排放燃煤机组的排放水平;经脱硝处理后,燃机NOx排放水平较超低排放煤电机组NOx平均排放水平减少了约50%,未来仍有进一步下降的空间,且技术上可行、可实施,经济上有优势。

(二)其他污染物

1、燃煤发电的SO3、重金属、废水废渣等污染物排放还未得到有效解决。

SO3 的毒性是SO2 的10倍左右,极易溶于水形成硫酸雾,对人的呼吸道容易产生严重的损害,同时还容易造成酸雨,也可能导致雾霾。目前对于SO3既无标准,也无监控,燃煤电厂现有环保设施对烟气中的SO3的脱除能力有限。

燃煤发电是全球最大的汞污染物来源之一,燃煤发电还会排放镉、铬等重金属。虽然脱硫和除尘装置可以吸附部分废气中的重金属,但产生的废渣通常被直接掩埋或露天堆放,通过烟气、灰渣等进入空气、土壤和水环境中造成二次污染,严重威胁人类健康。北京大学一研究表明,北京 PM2.5中砷的浓度过高,而燃煤排放是大气中砷的主要来源。另外,燃煤发电放射性污染严重。这些非常规污染物对人体的总危害甚至大于常规污染物。

2、有人认为目前燃煤电厂废水和固废得到有效的控制,这个说法不是完全实事求是的。

据了解,目前我国燃煤电厂中实施脱硫废水处理率不到20%;据《中国电力行业年度发展报告2019》统计,2018年全国燃煤电厂粉煤灰产量5.5亿吨,综合利用率71%,同比降低1%。脱硫石膏产生量8150万吨,综合利用率为74%,同比降低1%。此外全国燃煤电厂运行催化剂约100万方,每年约有1/3的废旧催化剂需要处理,燃煤电厂湿法脱硫每年也要消耗大量石灰石。在解决排放问题的同时又造成了新的生态环境问题。因此,燃煤电厂在常规污染物实施了超低排放改造之后,其水、固废等的处理仍然是任重道远。

(三)污染当量

基于实际运行数据,综合考虑常规污染物与非常规污染物,超低排放燃煤电厂单位发电量污染物排放当量(0.227×10-3),是E级燃气轮机(0.096×10-3)的2.4倍,是F级燃机(0.089×10-3)的2.5倍,燃机环保优势突出。

(四)碳排放比较

中国碳排放量全球占比超过1/4。电力部门碳排放量约占43%。从度电CO2排放水平看,燃气电厂较燃煤电厂减排约50%。最新型燃气轮机可以较燃煤电厂实现60%的减排效果。提升气电比例可有效降低火电碳排放水平。

三、谁来支撑可再生能源大规模发展?

(一)可再生能源发电规模发展需要调峰电源支撑

风电、太阳能发电具有间歇性、随机性、反调峰的特性,其大规模并网将给我国电网的安全稳定运行带来了巨大的挑战。提高电力系统中灵活性电源的比例,提升可再生能源电源快速调节负荷的能力,是有效承接未来高比例可再生能源的前提。当前,我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6%,电力系统调节能力严重不足。风电、光伏发电富集的“三北”地区电源调度灵活性更低,煤电装机比重超过70%,灵活调节电源占比不足4%。而国外主要可再生能源比例较高的国家灵活电源比重相对较高,西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机比例分别达到31%、19%、47%。

(二)不同机组电网友好性比较

抽水蓄能运行灵活、反应快速,是最为优质的调峰电源,但受到站址资源的约束,发展潜力有限。电化学储能正处于从项目示范向商业化初期过渡的阶段,但成本仍很高,尚不能长时间调峰,发展前景不明朗。燃气轮机调峰能力强、调峰速度快、受限制条件少,是理想的灵活性电源。单循环燃气轮机机组调峰能力可以达到100%,联合循环机组调峰能力可以达到70-100%。此外,燃机是靠直接调节燃料来调节负荷,响应非常快,有快速的升降负荷能力。气电是调峰调频性能突出、可靠性高、可规模发展的调峰电源,是未来电力系统调峰的主要选择。煤电通过灵活性改造可以一定程度提升调节能力,但调峰能力、性能远不及燃机,而且深度调峰可能对机组运行安全性、环保性、经济性产生影响。如果用超低排放的煤电来深度调峰,超低排放的说法也就不存在了。调峰机组能源效率降低,排放增加,就达不到超低排放的标准。按发1度电的能耗计算,不能算是超低排放。个人认为通过以上比较可得出结论,用气电来配合可再生能源进行调峰是更好的选择,气电+可再生能源也是国家未来能源转型的最佳途径。

四、有没有足够的天然气支持气电发展?

2015年以来,在“煤改气”政策的推动下,我国天然气消费快速增长,而国内天然气产量增速相对较低,造成我国天然气对外依存度快速升高,尤其是2017年冬季发生 “气荒”,引发了各界对天然气供应安全的担忧,天然气利用政策也出现了摇摆,这在一定程度上妨碍了天然气发展目标的实现,也对构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系产生了不利影响。实际上,造成“气荒”的原因并非真正的资源短缺,而主要是由于“煤改气”推进过快、调峰能力不足和基础设施欠缺等。从全球来看,天然气资源充足,供需长期宽松,价格将长期保持低位。从国内来看,我国天然气处于勘探早期阶段,陆上常规资源仍有较大潜力,非常规和深海资源潜力巨大,通过深化改革和科技进步完全可以保障安全供应。

(一)2050年国内天然气产量可达3300-4100亿方

国产天然气可长期满足包括民生、公服及关键工业用气的“底线需求”。

(二)我国天然气对外依存度不会超过55%,峰值在2040年

根据中国石油经济技术研究院的研究,2040年前,我国天然气对外依存度逐年增加,2040年达到峰值,以后开始下降。如果煤炭地下气化、深海天然气和天然气水合物取得突破,我国天然气对外依存度还将大大降低。

(三)我国利用国际天然气资源条件有利。

全球天然气资源丰富,主要分布在“一带一路”沿线国家,供应长期宽松。天然气消费增量主要来自中国、印度等发展中国家,而印度天然气消费量和价格承受能力远低于我国。随着全球LNG贸易量迅速增长,进口天然气的风险大大降低。我国利用国际资源的形势极为有利,中长期供应安全风险整体可控。

(四)国际天然气价格下跌将使进口天然气成本大大降低

2019年,受国际天然气市场供需宽松、LNG项目产能集中投放、LNG资源过剩等因素影响,三大天然气市场价格均呈现不同幅度下跌。美国HH、欧洲TTF和亚洲LNG现货价格年均价分别为2.56美元/MMBtu、4.48美元/MMBtu、5.98美元/MMBtu,同比跌幅19%、43.3%和39.4%。

2020年以来,受新冠病毒疫情、国际油价暴跌和暖冬等因素影响,三大市场价格进一步下跌,均创历史新低。1-6月, HH、TTF、东北亚LNG现货均价分别为1.81美元/MMBtu、2.48美元/MMBtu和3.72美元/MMBtu,同比下跌33.7%、52.4%和46.4%。预计“十四五”LNG综合进口成本相比“十三五”大幅回落30%~50%。

五、有关建议

先看看天然气市场比较成熟国家天然气发电是靠什么推动的。

(一)美国:环保政策是推动天然气发电快速发展的主要因素

2000年之后,气电在美国新增发电装机中占据主导地位。在页岩气革命之前,主要得益于一系列环保政策驱动。中国多数研究认为,美国天然气发电快速增长的原因是天然气的价格优势,实际上在2006年以前美国是全球天然气价格最高地区之一,只是在页岩气革命取得成功后天然气价格才出现了大幅下降。从下面的两张图可以看出,美国气电装机增长最快的时期,也是美国天然气价格最高的时期,可见美国天然气发电不是靠低气价推动的。

美国奥巴马政府时代颁布的《汞和空气污染物标准》要求所有的燃煤电厂必须于2015年4月前达到污染物排放标准。此后的一段时间,美国燃煤电厂装机容量显著减少,有8740万千瓦的燃煤装机安装了控制污染物排放设施,另有近2000万千瓦装机退役,560万千瓦装机转换为燃气发电。2015年,美国还推出了全国CO2限制体系,极大地限制了煤电的发展。

(二)英国:环保政策、低碳转型支撑天然气发电替代煤电

上世纪90年代英国气电快速发展,2008年气电发电量达到高点,占全国发电总量的45%。自2015年开始实施碳交易“地板价”,使得煤电长期以来的价格优势逐渐失去竞争性。2012-2017年,气电发电量占比由27%上升至45%。

(三)德国:电力市场运行机制使得燃气电厂灵活运行可以获取收益

德国电力交易所的短期电力交易价格,早晨和晚高峰时段价格较高。只要电价高于电厂的边际成本,燃气电厂运营商就可以在短期市场上获取收益,从而提升了对灵活性电源投资的动机。此外,燃气电厂还可以在电力备用市场获取收益。一些老旧小燃煤机组作为战略备用,维护费由政府买单。

(四)欧洲:积极的能源转型政策驱使煤电退出

欧洲国家陆续出台煤电退出时间表,煤电退出为气电提供更多的发展空间。2018年以来欧洲碳价显著回升,提升了气电相对经济性。碳价的提升拉动天然气替代煤炭的“气价区间” ,2018年欧洲发电用气量较2016年增加了3%。

(五)日本:气电成本可通过电价疏导

日本的终端电价与燃料价格联动,气电价格每月随LNG原料价格波动调整。日本经济产业省参照各自调价机制和计算公式等对电力公司调价申报实施审核。

(六)发达国家经验总结:气电发展依赖多维度的政策支持

气电在多数国家与煤电相比不具有成本优势,环保(含气候变化)政策支持是最关键的因素。持续的、愈加严格的环保政策是推动多数国家天然气发电大规模发展的关键因素。通过完善的政策或机制,改善气电的经济性。低气价地区(美国),气电相对煤电成本更低,但仍有环保政策支持。高气价地区(欧洲、日本等),通过“成本加成”方式疏导气价或通过适当的碳价格提高,提升气电相对煤电的经济性;电力市场运行机制也保障了气电的收益。

(七)我国发展气电首先要解决认识问题

1、天然气不是富贵气,国产气+多元化的进口是能够保障天然气供应安全的。

2、天然气发展具有双调峰作用,是更加有利于稳定天然气供应安全的。

3、气电排放永远比任何煤电的排放要少得多。建设美丽中国,满足人民对美好生活的向往,一定要用不导致雾霾和其他人体危害清洁能源。

4、我国要建设人类命运共同体,在应对气候变化方面要在全球起到引领作用,控制碳排放是势在必行的。

气电的发展是必须的,也是必然的。

建议一:进一步明确气电在电力系统中的定位和产业支持政策

天然气发电集成了清洁、低碳、灵活、高效等一系列综合优势,随着天然气市场化改革推进,天然气供应主体更加多元、基础设施更加完善,天然气供应稳定性将不构成制约,应从以下几个方面明确其“快速发展”基调:

1、从持续改善大气质量、促进清洁能源替代高污染燃料、积极履行碳减排承诺方面,明确积极发展气电。从提升电力系统调节能力、加快调峰电源建设以促进可再生能源方面,从实现国家天然气发展目标角度,必须积极发展气电。

2、明确我国中长期电力结构中,天然气发电占比应较当前水平有显著提升。

3、“十四五”规划要加大减煤增气力度,不再新增煤电机组。

4、取消对发展气电的所有政策限制。

5、大力支持气电与可再生能源融合发展,捆绑享受有关补贴和优惠政策。

加大对重型燃机的支持力度,尽快突破发电用重型燃气轮机关键技术,形成完整的重型燃气轮机产业体系。

建议二:进一步加大环保政策约束力度

1、从欧美气电发展历程看,环保政策、限煤政策是推动天然气发电快速发展的重要推手。

2、制定更加严格的火电污染物排放国家标准。并将SO3、重金属、砷、放射性污染、固废、污水等纳入排放控制范围,提高排污费。

3、加快构建和完善全国碳市场,并设定“地板价”。

建议三:多途径降低用气价格

1、为利用低价进口LNG现货营造有利环境。一是解决历史高价长贸合同问题,并对产量进行弹性考核,让上游企业有运作现货的空间。二是加快LNG接收站建设,鼓励LNG接收站富余能力对第三方公平开放。

2、按照风险和收益关系理顺产业链各环节价格关系。建立体现高风险高回报的价格体系。天然气输配与电力输配同属于网络型自然垄断行业,具有类似的投资和经营风险,输配管网的准许收益率应参照电网标准确定。

3、设法降低供应链成本。一是从法规层面明确对大用户直供(含LNG点供)的合法性,减少中间环节。二是采取协调采购、价格复议等措施降低进口成本,尽快锁定一批低价长贸资源。价格公式挂靠国内煤价或电价。

建议四:制定反映气电环保价值、调峰价值的电、热价格机制

1、制定反映气电环保价值、低碳价值、调峰价值的上网电价及热价机制;

2、建立电力辅助服务市场机制,电价改革要充分体现燃气发电灵活性价值;

3、构建完善的电力市场体系及电力交易机制,形成科学的电价机制,逐步形成完善的电力现货交易方式。

建议五:建立产业上中下游合作机制

天然气发电产业涉及面广,产业链相关企业应站在长期合作的立场,建立良好的合作机制,共同促进产业可持续发展。

1、建立顺畅的上、下游气价联动机制,保障上、下游企业的基本利益。建立更为稳健、灵活的供气模式和商务模式。

2、支持油气企业自主或合作开展气电业务,支持油气企业与发电企业之间的重组、并购等,促进气电一体化发展。

3、国外设备供应商携手国内合作企业,加快燃机技术进步,探索最优的机组运行方案,改善燃气电厂的边际效益,并给予发电企业价格、合约等优惠。

总结

天然气发电未来的发展取决于多种因素。主要决定性因素在于政策。碳政策、环保政策、产业政策等,是否能体现出气电环保、低碳和灵活性价值,以及能否将不同能源的外部性内部化,对污染大的能源以足够的限制和惩罚。当然,如何降低供应成本,如何通过加大国内勘探开发力度、更加多元化的进口策略、天然气战略储备、天然气资源池等措施保障天然气的供应安全也非常重要。个人认为天然气供应保障的措施不应该着眼于降低对外依存度,也不应该限制天然气消费。而应该着眼于建设美丽中国,满足人民美好生活的向往需要,从容面对未来的天然气对外依存度,针对将要出现的对外依存度,通过多种措施保障天然气供应安全。目前世界上还没有哪个国家做到靠煤支撑现代化,过上美好生活,中国也不例外。

气电与煤电相比力量还太单薄,声音也太弱。建议各天然气企业应更加积极争取国家政策支持,加大舆论宣传,主动引领气电产业发展,积极主动寻求气电企业开展合作。本人借此机会也呼吁全体支持天然气发电的同仁,应在更多场合澄清公众对气电认识的误区,宣传天然气发电的好处,为天然气发电打气。气电的发展需要我们每一位天然气人继续努力,为气电的发展贡献一份力量。路漫漫其修远兮,气电发展任重而道远!

2020年7月3日,石油观察、石油观察智库与上海期货交易所和上海国际能源交易中心联合主办的在线直播节目“石油观察空中会” 第十三期《低气价与气电发展》获得圆满成功。第十三期“石油观察空中会”由中国石油学会石油经济专业委员会秘书长朱兴珊主讲。

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