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构建新型电力系统,天然气是什么角色?

更新时间:2022/3/9 来源:中国天然气网  [收藏此信息]

随着“双碳”目标的提出,未来能源转型将进入加速发展期。以可再生能源为主体的新型电力系统需要新的体制机制支撑,包括储能、需求侧响应都需要建立新的商业模式及完善的市场机制。能源市场化是支撑“双碳”目标实现的重要条件,天然气行业要想实现辉煌,需要技术创新和商业模式创新,包括改革和政策等方面做出更大的努力,才能使天然气在能源转型中发挥更好的作用,走综合能源发展之路,才能支撑碳达峰碳中和目标的实现。

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文 | 杨雷 北京大学能源研究院,石油商报

天然气是重要的碳减排来源

天然气减排的一个典型例子是美国。美国在2007年实现碳达峰后,现已进入二氧化碳的快速减排阶段。这与同期美国页岩气革命的成功密不可分,美国的天然气产业近年来获得了长足的发展,资源得天独厚,价钱便宜,气电成本得以大幅下降。最近十几年来,可再生能源得到快速发展,贡献了30%的减碳量。而最大的减碳来源仍然是天然气,减排贡献为40%。

天然气替代煤炭发电,对于二氧化碳排放的快速下降发挥了重要的作用。天然气在减少污染方面也发挥了重要作用。在碳减排的过程中,气电的环境效应非常显著,尤其是对于颗粒物和硫化物等的减排。据统计,燃气电厂较燃煤电厂的氮氧化物排放量减少26%,二氧化硫减少95%,烟尘减少64.3%。在同等发电量的情况下,燃煤电厂的二氧化碳排放量是气电的2倍,这也是美国气电代替煤电后减排效果显著的原因。随着天然气消费量的逐渐增长,包括对燃煤锅炉的淘汰,天然气将发挥重要作用。

天然气是电力系统重要的灵活性来源

在碳中和愿景下,能源低碳转型已经成为共识。中国的碳中和承诺,意味着到2045年左右,风电和光伏将成为最主要的一次能源;据有关机构预测,到2060 年,对煤炭的需求将下降80%以上,石油需求下降约60%,天然气需求下降40%以上。截至2020年,中国能源结构中化石能源占比仍在85%左右,而以可再生能源为主的非化石能源占比不足16%。中国关于碳达峰碳中和的指导意见明确提出非化石能源占比要达到80%以上,今后的目标是可再生能源为主的非化石能源替代现在的化石能源成为主体。

在这个过程中,能源系统优化是迈不过去的坎。以可再生能源为主体的供电系统,其日波动、季节波动性非常显著,与原来的、能够很好调度的电力系统有很大的差别。风电、光伏变动性大的能源对电力系统提出了全新要求。这就需要构建一个新型的能源系统和电力系统。

根据IEA 等的研究,当变动性可再生能源发电量占比在5%以下时,通过电网调度基本可以解决,以前说风电光伏占比达5%即为上限,而德国通过技术的不断突破,已经实现可再生能源占比达到80%。当可再生电力占比超过5%后,电力系统将进入一个新的阶段,需要拥有更多的备用容量,如抽水蓄能、气电、火电的灵活性改造,以支撑更多的变动性可再生能源,但随之而来的系统成本也越来越大。

当可再生电力占比超过10%后,系统成本急剧升高,这就需要对电力系统进行整体优化,提高整个源、网、荷、储在内的系统灵活性。中国已经进入这一阶段,需要对电力系统进行整体升级优化,比如源网荷储一体化、风光水火一体化等系统的重新构造,这是构建新型能源系统迈不过去的坎。系统安全稳定运行成为关键问题,需要采取先进灵活性技术加以保障。未来新型能源系统将以集中式为主逐步转向分布式、集中式并重,最终发展成为以分布式能源广泛应用的系统。

系统灵活性越来越重要。IEA2021年5月的一项研究表明,随着可再生能源或者非化石能源比例的增加,全球能源系统要实现净零排放,目前电力系统的灵活性需要提高4倍,才能支撑未来系统的稳定、可靠、灵活供应。天然气是目前最佳的跨季节大规模储能的方式,未来绿氢将是有力的挑战者。

气电是优质的调峰来源。随着可再生电源的大量接入,中国电力系统调峰面临更大压力。天然气发电运行灵活,启停时间短,爬坡速率快,较煤电具有很强大的调峰能力和调峰速度。气电特别大的优势是跨季节调峰能力,当冬季光伏发电能力降低时,要实现规模化的季节调峰,目前还需依赖气电。在德国的电力结构中,气电占比达到了13%,由于利用小时数较低,其装机容量很大,以支撑高比例的可再生能源发电系统。

在风电、光伏装机占比较高的情景下,天然气发电装机需求将持续增加,气电在电力系统中更多充当尖峰电源,支撑可再生能源并网。如果能够用更多的气电来参与调峰,对未来这种新型能源系统的构建是非常的重要。尤其是到2030~2040年,气电将发挥非常重要的作用,这也是能够保证能源安全,支撑更多可再生能源并网的重要手段。

未来新型电力系统的构建离不开天然气

现有电力系统灵活性面临巨大挑战。在“十三五”规划目标中,煤电装机为11亿千瓦、灵活性电源(包括抽水蓄能、气电和煤电灵活性改造)3.7亿千瓦、变动性可再生电源(风电+光伏)3.2 亿千瓦,到2020 年煤电达到10.8亿千瓦,基本达到预期,有效控制了煤电的增长;灵活性电源为1.9亿千瓦,仅为目标的一半,而变动性可再生电源装机达到了5.3亿千瓦,大大超出预期。这也对“十四五”期间灵活性电源的发展提出了更高的要求。

我国气电的比例较低。2010~2020年,天然气发电取得了较快增长,但由于发电小时数较低,气电量占比不是很高,装机占比超过4%,而发电量占比在电力供应结构中由1.8%小幅升至3.4%。全球典型国家的天然气发电量,印度为4.6%,德国14.9%,美国气电(40.9%)是主要的电力来源。我国气电装机不到1亿千瓦,天然气价格也比国际上的水平要高,气电企业就很难盈利。此外,由于气源得不到有效保障,影响了气电发展的积极性。

我国气电现阶段调峰能力很弱。近几年燃气热电联产增长相对较快,约占总装机比例60%。广东、江苏、浙江、上海是我国燃气电厂最为密集的地区,装机容量全国占比约60%。京津地区燃气发电装机呈快速上升势头,装机容量全国占比17%。而热电联产的机型并不适合调峰。

我国气电价格水平较高。我国各地发电气价在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/千瓦时,其中,燃料成本占比约70%~75%。气电上网电价相对较高,近几年气电发电小时维持在约2600 小时以下的较低水平。

气电发展需要政策支持。北京大学气候变化和能源转型项目组的研究表明,到2025 年,天然气将呈快速增长态势。在积极的能源转型情景下,要尽早实现碳达峰,天然气在发电领域将发挥更加重要的作用。一直到2040年前,天然气的发展空间都非常广阔。

明确天然气发电产业政策将有助于天然气发挥更好的作用。天然气市场化改革与电力市场化改革的深化是发挥气电作用的重要条件。天然气市场化进入了深水区,如何能够借鉴国际的成功经验,少走弯路,能够尽快地建立一个能够优化资源配置的市场化价格体系,将是非常重要的。这样才能够使这个资源的调配符合实际的情况,也会能提高天然气价格的国际话语权。

未来新型能源系统、电力系统的构建,需要天然气这样的灵活性资源,如何能够使天然气发电,在未来的这样一个能源转型中,有可预期的投资环境是非常重要的,要明确这样的定位和相关的产业政策。

随着备用容量市场规模的扩大,建立市场化机制也可以确保将来建设安全可持续的电力系统。电力现货市场,包括较高的调峰电价,包括辅助服务市场体系的建设,对气电发展非常重要,同时,也包括容量市场的构建,为备用容量付费,也是吸引气电等灵活性资源投资的关键手段。

深化市场化改革是必由之路。全面推进电力市场化改革,加快培育发展配售电环节独立市场主体,完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制,扩大市场化交易规模是党中央国务院的明确要求。应深入推进电网体制改革,明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。完善电力等能源品种价格市场化形成机制。从有利于节能的角度深化电价改革,理顺输配电价结构,全面放开竞争性环节电价。

推进煤炭、油气等市场化改革,加快完善能源统一市场。应该说,完善的市场机制和价格信号是构建新型能源系统的基础,也是实现碳中和愿景的重要保障。

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