唐紅君 李 洋 李欣瑤 吳佳雯

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.國家油氣戰(zhàn)略研究中心）

2021 年3 月15 日，中央財經(jīng)委員會第九次會議首次提出要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，明確了新能源在未來電力系統(tǒng)中的主體地位。黨的二十大報告強調(diào)加快規(guī)劃建設(shè)新型能源體系，為新時代能源電力發(fā)展提供了根本遵循。新型電力系統(tǒng)以確保電力安全為基本前提，以滿足經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設(shè)為主線，以源網(wǎng)荷儲多方協(xié)同、靈活互動為支撐，以堅強、智能、柔性電網(wǎng)為樞紐平臺，以技術(shù)創(chuàng)新和體制機制創(chuàng)新為基礎(chǔ)保障，是新型能源體系的重要組成部分和實現(xiàn)“雙碳”目標的關(guān)鍵載體。新型電力系統(tǒng)具備四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎(chǔ)保障，共同構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的“四位一體”框架體系[1]。本文研究分析了構(gòu)建新型電力系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)，客觀評價天然氣在新型電力系統(tǒng)中的作用，充分認識天然氣發(fā)展存在的問題，提出未來天然氣在新型電力系統(tǒng)中的發(fā)展對策建議。

1 構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨挑戰(zhàn)

2022 年中國繼續(xù)保持世界第一大可再生能源消費國和生產(chǎn)國地位，可再生能源占一次能源消費的16%[2]。截至2022 年底，我國風(fēng)能及太陽能累計發(fā)電裝機規(guī)模為7.6×108kW，在全國發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)中占比達到29.6%[3]。預(yù)計2035 年，風(fēng)能及太陽能發(fā)電裝機規(guī)模占比將進一步提升，累計發(fā)電裝機容量達到20.7×108kW，在發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比將達到45%[4]。近年來，我國風(fēng)電、光電消納能力逐年提升，2022年風(fēng)電、光伏利用率分別為96.8%、98.3%，但隨著新能源裝機持續(xù)大幅增長，局部地區(qū)新能源電源建設(shè)速度超出消納能力，能源的規(guī)模化發(fā)展和高效消納利用之間矛盾突出。例如，內(nèi)蒙古東部2022 年風(fēng)電利用率僅為90%，西藏2022 年光伏利用率僅為80%。2022 年，全國棄風(fēng)和棄光電量分別達220×108kW·h 和40×108kW·h，比裝機容量450×104kW 的煤電廠一年的發(fā)電量還多，對應(yīng)約為50 億元燃煤成本和600×104t 的CO2排放。

目前，在西班牙、德國、美國等可再生能源消費比例較高的國家（在一次能源消費中占比分別為21.0%、21.2%、11.3%），靈活調(diào)節(jié)電源比重相對較高，占總裝機比例分別達到31%、19%、47%[5]。天然氣發(fā)電是靈活調(diào)節(jié)電源的重要組成部分。我國各地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力不同，抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源比重僅為6%[6]，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力嚴重不足，難以滿足可再生能源大規(guī)模高比例并網(wǎng)發(fā)電的需求，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨穩(wěn)定性、靈活性和安全性挑戰(zhàn)。

1.1 風(fēng)光等新能源的間歇性和波動性導(dǎo)致電網(wǎng)不穩(wěn)定

光伏和風(fēng)電出力的不確定性與負荷波動疊加，使得電力系統(tǒng)安全運行風(fēng)險增大。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，火電、核電、水電等常規(guī)電源基本是即發(fā)即用，波動因素主要來自負荷。據(jù)國網(wǎng)能源研究院有限公司（簡稱國網(wǎng)研究院）預(yù)測，2050 年全國最大負荷約為23.4×108kW，日負荷最大峰谷差約為6.0×108kW；而考慮風(fēng)電、光伏等間歇性可再生能源的凈負荷最大峰谷差約為8.0×108kW，占最大負荷的34.2%[7]，致使電網(wǎng)系統(tǒng)抗擾動能力下降，調(diào)節(jié)難度增大，帶來潛在不安全因素，系統(tǒng)穩(wěn)定性降低。

在可再生能源起步較早的部分歐美國家和地區(qū)，受極端天氣影響或新能源發(fā)電波動擾動，高比例新能源滲透下的電網(wǎng)，大多發(fā)生過大規(guī)模脫網(wǎng)引發(fā)的停電事故，如2019 年8 月英國倫敦、2020 年8 月美國加利福尼亞州和2021 年2 月美國得克薩斯州等重大停電事故。

1.2 風(fēng)光出力與用電“錯峰”，電力系統(tǒng)對靈活性資源需求攀升

風(fēng)電與光電出力不僅波動性強，還具有逆調(diào)峰的特性。光電表現(xiàn)為“晝出夜伏”，通常發(fā)電的最大值與負荷的早高峰時段相近，具有一定“正調(diào)峰”能力，但對晚高峰用電沒有貢獻。風(fēng)電的“錯峰”更加明顯，深夜負荷最低時段往往是風(fēng)電出力的高峰時刻。高比例新能源接入電網(wǎng)后將存在巨大的峰谷差，亟須配備靈活性基礎(chǔ)電源以滿足日常調(diào)峰需求。尤其是在極端情況下，新能源出力大幅波動，更需要配備靈活性基礎(chǔ)儲備電源“兜底”，以保障電網(wǎng)安全平穩(wěn)供應(yīng)。

1.3 新能源發(fā)展對關(guān)鍵礦物需求猛增，成本上漲供應(yīng)安全風(fēng)險加大

在碳中和愿景下，全球主要國家大力發(fā)展清潔能源技術(shù)。未來，以清潔能源技術(shù)為主的能源系統(tǒng)對關(guān)鍵礦產(chǎn)的需求將遠超以化石燃料為主的能源系統(tǒng)，對鋰、鈷、鎳、銅、稀土等關(guān)鍵礦物需求量大幅增加。國際能源署（IEA）2021 年在《關(guān)鍵礦產(chǎn)在清潔能源轉(zhuǎn)型中的角色》報告中預(yù)測，到2040 年，能源行業(yè)對關(guān)鍵礦產(chǎn)的需求將比現(xiàn)在增加6 倍[8]。全球關(guān)鍵礦物分布極度不均衡，極個別國家控制了絕大部分產(chǎn)量。2020 年，全球67%的鈷產(chǎn)量來自剛果（金），70%的鋰產(chǎn)量來自澳大利亞和智利，68%的稀土產(chǎn)量來自中國和澳大利亞，43%的鎳產(chǎn)量來自印度尼西亞和菲律賓。

隨著全球近年光伏產(chǎn)能的快速擴張，光伏原材料多晶硅料價格大幅上漲。2021 年以來，銅、鋁、鋰等礦產(chǎn)資源價格出現(xiàn)非理性上漲，2021 年5 月，倫敦金融交易所（LME）銅、鋁期貨價格均觸及10 年以來高位。同時，美國關(guān)鍵礦物清單中的50 種礦物[9]，有19 種為中國供應(yīng)，美國視中國為關(guān)鍵礦物供應(yīng)安全的主要風(fēng)險，聯(lián)合盟國對中國海外關(guān)鍵礦物資產(chǎn)的打擊一觸即發(fā)，關(guān)鍵礦物海外進口的風(fēng)險增大。

2 天然氣在新型電力系統(tǒng)中的重要作用

“減碳不能減安全”。從國際經(jīng)驗看，為保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定，高比例可再生能源入網(wǎng)都配有一定比例的靈活性基礎(chǔ)電源。氣電以其低碳、高效、穩(wěn)定、啟停快、爬坡快、變負荷能力強等優(yōu)勢成為最佳靈活性電源。目前歐盟國家氣電已經(jīng)取代煤電，成為最大單一電源。

截至2022 年底，我國全口徑發(fā)電裝機容量為25.6×108kW，其中氣電為1.1×108kW，占比約4.5%。2022 年，我國天然氣表觀消費量為3663×108m3[10]，天然氣消費結(jié)構(gòu)中天然氣發(fā)電占比約18%。同期，美國、英國天然氣發(fā)電用氣量分別占天然氣消費總量的38%[11]、33%[12]，天然氣發(fā)電分別占各自總發(fā)電量的39.9%、38.4%[2]。

天然氣的發(fā)展是我國能源結(jié)構(gòu)由高碳向低碳、零碳發(fā)展不可跨越的階段?！半p碳”目標下，天然氣的功能定位會進一步加強，其清潔低碳特性可替代高碳能源，靈活易儲特性可與新能源相融合[13]，天然氣在我國構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中的作用將更加凸顯。

2.1 氣代煤深度減排，是助推電力系統(tǒng)碳達峰的重要抓手

根據(jù)《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告2023》[14]，2022 年，全國電力行業(yè)CO2平均排放強度約為541 g/（W·h），而燃煤電廠碳排放強度為824g/（kW·h）。顯然，降低煤電碳排放水平是減少電力行業(yè)碳排放的重要手段，在由高碳能源向零碳能源轉(zhuǎn)變的較長時期內(nèi)，用氣電替代煤電是碳減排的有效手段。

2011 年以來，美國加速以氣電替代煤電，已有100 多座燃煤電廠被燃氣電廠替代，推動美國碳排放量下降5.3×108t，對碳減排貢獻率達65%，氣電占比達到40%。調(diào)研分析發(fā)現(xiàn)，目前全球50 多個已實現(xiàn)碳達峰的國家，電力行業(yè)大多選擇速降煤、穩(wěn)增氣、加快發(fā)展可再生能源的減碳路徑。從度電CO2排放水平看，燃氣電廠較燃煤電廠可減少碳排放量50%～60%，且無氮氧化物和重金屬污染物。因此，無論是富氣的北美還是貧氣的歐洲，天然氣都在電力系統(tǒng)能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化中擔當重任。

2.2 氣電是最佳靈活電源，是以可再生能源為主電網(wǎng)的穩(wěn)定器

天然氣發(fā)電可充分發(fā)揮調(diào)峰、調(diào)頻、兜底等重要保障作用[15]。根據(jù)國網(wǎng)研究院預(yù)測，2050 年，我國風(fēng)、光等可再生能源占比將達到58%～60%，高比例可再生能源導(dǎo)致電網(wǎng)負荷的峰谷差越來越大，對靈活性電源的需求不斷攀升。借鑒發(fā)達國家經(jīng)驗，為保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定，靈活調(diào)峰電源在電力系統(tǒng)中的裝機比例至少要達到總裝機的10%～15%[3]?，F(xiàn)階段我國靈活性電源占比僅為6%左右，亟須大幅提升靈活電源裝機，以保障新型電力系統(tǒng)的調(diào)峰需求。

目前，靈活性電源主要有燃煤發(fā)電、抽水蓄能、電池儲能和天然氣發(fā)電。燃煤發(fā)電和抽水蓄能受環(huán)境和站址約束，新增潛力有限；電池儲能成本高，較長一段時間內(nèi)無法承擔大規(guī)模儲能需求；天然氣發(fā)電建設(shè)周期短，是響應(yīng)特性、供電持續(xù)性綜合最優(yōu)的靈活調(diào)峰電源，是確保我國高比例新能源電網(wǎng)穩(wěn)定的最佳途徑。

3 我國加快氣電發(fā)展面臨多重挑戰(zhàn)

3.1 儲氣調(diào)峰能力不足，出現(xiàn)冬季供氣緊張

全國天然氣供應(yīng)總體平衡，但季節(jié)性消費不均衡，如環(huán)渤海地區(qū)消費量峰谷差達4 倍以上。冬季取暖期供應(yīng)偏緊，如遇極端天氣，調(diào)峰氣量需求劇增，因天然氣調(diào)峰能力不足，供氣緊張局面時有發(fā)生。據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2022 年,全國地下儲氣庫工作氣量約為190×108m3，LNG 接收站儲罐為82×108m3，兩者綜合儲氣調(diào)峰能力約占全國天然氣消費量7.4%，低于國際上12%～15%的平均水平。儲氣調(diào)峰能力與消費量嚴重不匹配，導(dǎo)致冬季民生用氣和發(fā)電用氣矛盾凸顯，制約氣電發(fā)展。

近年來，盡管國內(nèi)天然氣產(chǎn)量保持高速增長，增速仍低于天然氣消費量增速，進口天然氣比重不斷提升，我國天然氣對外依存度逐步加大，從2012年的21%快速上升到2020 年的43%，之后保持在40%左右。一些電力行業(yè)人士對天然氣供應(yīng)穩(wěn)定性和安全性存疑，影響氣電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

3.2 天然氣市場體制機制不完善，氣電經(jīng)濟性欠佳

首先，燃氣成本偏高，嚴重影響氣電市場競爭力。我國國產(chǎn)氣因資源品位低，開采成本較高；進口LNG 因“亞洲溢價”推高了天然氣進口成本；此外，我國在2008—2012 年高油價時期簽署了一批“照付不議”的LNG 長期購銷協(xié)議，LNG 合同離岸價超過15 美元/106Btu（約3.5 元/m3），導(dǎo)致我國天然氣供應(yīng)價格一直偏高，電價競爭力削弱。

其次，氣電在環(huán)保、調(diào)峰和調(diào)頻上的經(jīng)濟價值尚未體現(xiàn)，氣電調(diào)峰電廠發(fā)展緩慢。氣電和煤電相比，NOX、SO2、煙塵等常規(guī)污染物和CO2減排的環(huán)境價值未在經(jīng)濟上得到體現(xiàn)；氣電的市場化價格機制和電力輔助服務(wù)市場機制尚未建立，進口高價氣無法通過電價直接進行傳導(dǎo)，而日本和歐洲等進口依存度高的國家，則是通過價格機制設(shè)計保障氣電的發(fā)展和競爭力；我國尚未設(shè)置科學(xué)的調(diào)峰電價，電力調(diào)峰企業(yè)無法獲得氣電調(diào)峰的合理收益；重型燃氣輪機關(guān)鍵熱部件依賴進口，燃氣機組檢修維護費用居高不下，拉高了氣電生產(chǎn)成本。

3.3 國家對氣電發(fā)展的政策不明朗，氣電發(fā)展緩慢

天然氣發(fā)電所涉及的天然氣、電力、環(huán)保等部門政策不夠協(xié)調(diào)、統(tǒng)一，天然氣發(fā)電的總基調(diào)是“有序推進、適度發(fā)展”，目前尚未出臺針對天然氣發(fā)電的政策文件，發(fā)展方向定位不清，企業(yè)和地方政府支持力度逐漸減弱；由于天然氣成本較高，氣電項目盈利空間有限，部分電力公司即使制定了燃氣電廠規(guī)劃，仍處于觀望階段，一定程度上抑制了氣電發(fā)展；電網(wǎng)公司不斷下調(diào)氣電上網(wǎng)電價，壓縮計劃發(fā)電小時數(shù)，增加競價上網(wǎng)發(fā)電小時數(shù)，使得氣電發(fā)展難達預(yù)期。

4 天然氣在新型電力系統(tǒng)中的發(fā)展對策建議

4.1 明確氣電發(fā)展定位，提升電力系統(tǒng)安全性與靈活性

明確氣電在電網(wǎng)調(diào)峰的發(fā)展定位，發(fā)揮氣電的儲能功能，為電網(wǎng)提供應(yīng)急保障。根據(jù)未來電力結(jié)構(gòu)中各類能源占比，確定氣電在電力結(jié)構(gòu)中的配置比例，充分發(fā)揮氣電優(yōu)勢，配合新能源調(diào)峰，提升電力系統(tǒng)靈活性與穩(wěn)定性。與新能源融合，形成多能互補集成供能系統(tǒng)，通過天然氣熱電冷聯(lián)供、分布式和能源智能微網(wǎng)等方式，實現(xiàn)多能協(xié)同供應(yīng)和能源綜合梯級利用，提升可再生能源發(fā)電裝置的利用率，降低整個供能系統(tǒng)的成本?？山梃b歐美等發(fā)達國家在碳達峰過程中將天然氣發(fā)電作為主要能源的做法，提高氣電等靈活電源占比，增強新型電力系統(tǒng)的供應(yīng)保障與系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

4.2 統(tǒng)籌天然氣與新能源融合發(fā)展，打造“氣風(fēng)光水”一體化示范區(qū)

我國西北地區(qū)風(fēng)、光和天然氣資源豐富，西南地區(qū)水電和天然氣資源豐富，東部沿海地區(qū)有豐富風(fēng)力資源和LNG 接收站優(yōu)勢，應(yīng)因地制宜積極探索天然氣與可再生能源融合發(fā)展。統(tǒng)籌水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電和天然氣發(fā)電項目建設(shè)，推動設(shè)立“氣風(fēng)光水”合作示范區(qū)[13]，發(fā)揮油氣企業(yè)與發(fā)電企業(yè)各自的資源與技術(shù)優(yōu)勢，以股權(quán)融資、交叉持股或并購整合等合作方式成立控股公司。

建議將氣電與可再生電力“捆綁”就地消納或外送，實現(xiàn)天然氣與可再生資源相互配合，促進可再生能源高效利用。在中部大中城市，統(tǒng)籌電、氣、熱、冷一體化集成供應(yīng)，促進天然氣分布式能源發(fā)展。充分實現(xiàn)重點區(qū)域新能源發(fā)電高效消納，夏季平衡電網(wǎng)負荷、冬季為天然氣管網(wǎng)調(diào)峰，實現(xiàn)管網(wǎng)與電網(wǎng)雙向調(diào)峰，推動氣電與風(fēng)電、光伏發(fā)電、水電協(xié)調(diào)發(fā)展。

4.3 加快建設(shè)天然氣應(yīng)急保障體系，確保供應(yīng)安全

加快天然氣調(diào)峰與應(yīng)急儲備能力建設(shè)，完善儲氣調(diào)峰機制。可借鑒美國儲氣調(diào)峰市場化定價機制和法國采用法律法規(guī)規(guī)定調(diào)峰保供責(zé)任的經(jīng)驗，盡快通過立法明確政府、企業(yè)及相關(guān)各方的調(diào)峰保供責(zé)任，加強儲氣庫調(diào)峰和應(yīng)急儲備能力建設(shè),確保全國天然氣調(diào)峰氣量占消費量的10%以上。構(gòu)建國內(nèi)外天然氣市場聯(lián)動機制，加強全球天然氣市場跟蹤與供需形勢研判，提高資源保障及應(yīng)急抗風(fēng)險能力。

重點加快推進中亞D 線、中俄西線和俄遠東線合作進展，確保管道氣合同氣量按期按量供應(yīng)。積極拓展“一帶一路”沿線、南半球和赤道地區(qū)國家LNG 進口量，降低冬季大幅減供風(fēng)險。建立天然氣全球資源池，推動LNG 產(chǎn)品全球采購，力爭2030 年管道氣進口量達到（1200～1300）×108m3、LNG 進口量超過1500×108m3，提高我國進口資源保障能力。

夯實國內(nèi)資源壓艙石作用，突出陸上深層、海洋深水和非常規(guī)天然氣三大領(lǐng)域，加大國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)力度和重大理論與關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，降低開采成本，2030 年國內(nèi)天然氣供應(yīng)量有望超過2800×108m3，國內(nèi)外資源供應(yīng)能力達到5600×108m3以上，可保障全國天然氣市場用氣需求。

4.4 完善氣電與碳相關(guān)政策機制，大力促進氣電發(fā)展

一是完善氣、電調(diào)峰市場化價格機制。鼓勵更多企業(yè)參與儲氣庫和天然氣發(fā)電調(diào)峰項目，充分借鑒成功經(jīng)驗做法，由國家頂層設(shè)計制定具有操作性的儲氣調(diào)峰與氣電調(diào)峰定價辦法（發(fā)達國家高峰電價為低谷電價的3～4 倍，是均價的1.5～2 倍），落實天然氣調(diào)峰與氣電調(diào)峰價格，推動新能源消納。二是出臺相關(guān)配套政策。明確氣電與新能源捆綁享受補貼和優(yōu)惠政策，統(tǒng)一上網(wǎng)電價，推動氣電與新能源捆綁式銷售。三是制定反映氣電低碳環(huán)保價值的電價。通過電力市場和碳交易市場耦合作用，大力促進天然氣等靈活調(diào)峰電源建設(shè)。四是創(chuàng)新購銷方式，將發(fā)電大用戶作為直供用戶。明確大型燃氣電廠與上游供氣企業(yè)直接簽訂供氣協(xié)議的合法性，單獨修建天然氣管道或?qū)崿F(xiàn)點供，降低原料采購成本。鼓勵大型燃氣電廠與天然氣供應(yīng)商合資合作，捆綁利益、共享收益。