石油圈作者：洪涛(国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源研究室主任 ) 直接一句话：在中国用气电，太贵了! 目前天然气价格与电力体制之下，天然气在国内电力领域的发展已受到严重制约。高的物理效率不等于好的经济效率，贵的服务永远会率先被挤出市场。 行业内外对天然气发电有过一些乐观的看法，仔细推敲，就会发现这些美好的寄托并不现实。 想象的美好一：天然气是调峰电源的最佳选择 现实的残酷 调峰电源方面，更具经济性的选择较多。常规水电、抽水蓄能、灵活性改造的煤电都比气电更具经济性。 1、常规水电领域有正在弃水的700-1000亿度常规水电，以及正在建设的5000万千瓦优先发展(2000亿度)常规水电。他们的调节性能，成本都更低。只要电网建设欠账尽快完成，也可以新增大量的供应，以及调峰能力。 2、抽蓄和储能均可实现双向调节，灵活性不亚于气电，美国非水储能的单位装机造价已开始低于气电。中国抽水蓄能已被列为“十三五”时期重点发展的领域，抽蓄电站装机新增约1700万千瓦，而单循环调峰气电新增规模仅为500万千瓦。 3、“十三五”时期，常规煤电灵活性改造规模达到8600万千瓦左右，是单循环调峰气电新增规模的17倍。对纯凝煤电机组增加蓄热锅炉进行灵活性改造的成本不高，灵活性煤电将对天然气发电调峰构成威胁。与“过剩”中“血拼”着的煤电机组，天然气发电调峰缺乏经济性是不言而喻的。 想象的美好二：参与电力辅助服务，气电可消费更多气量。 现实的残酷 电力辅助服务无法为气电提供更多的消费气量。 在目前尚无电力现货市场实时交易的情形下，气电在电力辅助服务中也无法获得好的经济收益;在未来有实时交易的情形下，气电获得的订单“捡漏”电量也不高，可以获得较好的经济收益，但消费气量并不高。 电力辅助服务方面，气电的优越性在于应急，但其高成本决定，应急过后将回归于“准备应急”的状态，无论在目前主流的电网统调或是未来竞价选择辅助服务中，参与的电源品种发电小时数并不高。 电网统调下，价格机制难以调动气电的积极性;竞价选择模式下，可通过高价格确保包括气电在内的各类电源经济性，但对气电小时数和用气量难以有更大贡献。 想象的美好三：天然气将成为主体能源，有望角逐基荷电源 现实的残酷 基荷电源方面，气电严重缺乏价格竞争力。 同等热值的天然气与煤炭电厂价格比大致是4:1，即便气电效率高于煤电，无论如何也摊薄不了3倍的燃料价差。 目前，大部分地区气电的燃料气价格比其他电源的LCOE平准化上网电价都高，而超低排放燃煤机组与大装机气电的排放水平相当——大型常规煤电超低排放改造所增加的度电成本仅为0.8-1.2分左右。可以看到：在基荷电源上，煤电仍具较大成本优势。 配电网试点改革后，独立配网区内的煤电价格优势相对更为明显。2017年全国煤电标杆上网电价不作调整，短期内也强化了煤电的价格竞争力。 市场机制下，高价电量的“消纳”将会面临竞价交易的挑战，随着竞价交易电量规模和占比的增加，廉价电量将更受到市场青睐。 华北大型煤电与江苏大型燃气蒸汽联合的成本比较 1华北、江苏的大型煤电与气电成本比较 华北地区的百万千瓦煤电机组2015年和2016年平均发电小时数约4669小时和4580小时，LCOE电价0.28元，超低排放改造后按0.30元算。 华北地区(北京)的大型燃气蒸汽联合循环机组2015年和2016年平均发电小时数约4414小时和4346小时，燃料气按北京市非居民用气价2.51元左右(北京燃气集团供气)计算，纯发电的LCOE电价至少在0.76元左右。 江苏大型燃气蒸汽联合循环平均发电小时数约4500小时，燃料气按2.16元/方左右计算， LCOE电价0.58元(9E机组)。 2天然气降价后气电的LCOE电价依旧缺乏竞争力 考虑到北京江苏利用小时数接近，即便天然气降价，以两个价格节点可做比对： 一是假设天然气降价0.5元，江苏气电的LCOE电价仍比华北超低排放大机组煤电高0.18元以上,这是一个相当大的差距; 二假设江苏气电燃料气价格为目前的北京门站气价2.0元/方，江苏气电的LCOE电价仍比华北超低排放大机组煤电高0.15元以上。这是一个相当大的差距。 PS.美国气电的度电燃料成本仅为1美分左右，中国目前最便宜的也要0.30元左右(深圳大鹏LNG接收站的配套气电厂)。 假设发电小时数相同，天然气每降价0.5元完全传递可令LCOE电价降低0.1元，华北地区大型燃气蒸汽联合循环机组与超低排放百万千瓦煤电机组LCOE电价0.46元。 抛开天然气标杆电价，在竞价上网的情形下，天然气就算降价到底气电依然不便宜，单靠天然气降价也不能弥补气电的成本劣势。 想象的美好四：气电携手可再生，互相补充 现实的残酷 天然气携手可再生不是最优经济学选择。目前价格成本下，“天然气+可再生=贵的+贵的”，天然气想嫁，可再生未必想娶。 尽管电力发展“十三五”规划提出”推广应用分布式气电，重点发展热电冷多联供”，但多能互补中长期发展目标，“十三五”时期仍处于示范阶段，无法进入大规模发展，因此，不可能带动气电发展。 在大多数负荷情景下，“天然气+可再生”并不是一个经济的组合。 大装机情景下，集中式风光现阶段可以选择与水电打捆结对等更经济的组合方式(需要输电通道能力的支持)，未来可通过竞价交易选择相对经济的电力辅助服务。 分布式情景下，尽管天然气可协同本地可再生能源节省一定电力过网费，但问题在于：一方面，目前分布式能源的规模不大且条件要求比较苛刻，须电负荷与热能等非电负荷的完美匹配，适用场景有局限;另一方面，本地可再生能源发电通常不能满足本地需求的电负荷强度，一般微网的电力供需难以完全平衡，仍需网电支持。 分布式气电的燃料气通常比大装机气电更贵，电力市场化后能否保证分布式小微燃机的上网余电比网电更便宜?这是值得探讨的问题。 综上，中国天然气终端价格还没有低到可让天然气分布式能源敢于脱网的程度。 想象的美好五：热电联产机组前途一片光明 现实的残酷 热电联产机组的未来取决于电力市场化的发展。 “十三五”时期的热电联产机组的规模将达到1.33亿千瓦，大部分是现有煤电机组改造或等量替代，但热电联产机组参与电力辅助服务能力十分有限，且需优先考虑用户非电负荷情况。 在发电上网与电力辅助服务都从计划走向竞价交易的市场化进程中，热电联产在用户侧被 “锁定”的情况下，很难放开手脚参与电网侧的竞价交易。 在全电量竞价上网落实前，探索“按电源品种划分电量配额+同品种电源竞价交易”机制或“热电联产电量全额保障性收购”等机制，或可有利于解决天然气热电联供电量的上网和消纳。虽然这有违市场化方向，但当控煤治霾成为公共品时，这种非完全市场化的机制或许值得尝试。 想象的美好六：十三五，气电机会多多 现实的残酷 “十三五”时期，面对复杂形势与激烈竞争，气电机会不大。 无论在目前主流的电网统购统销或是正在逐步扩大比例的竞价交易中，高成本气电都不是被优先选择的品种。 成本速降的风光等可再生成为“十三五”时期电力装机与电量增量的主力。而灵活性改造的煤电还要参与血拼。两面夹击和电力市场化都将抑制气电快速增长。 尽管煤电仍存在偷排超排现象，但这不能抹杀煤电在技术经济上可以做到超低排放的事实和煤电为节能减排做出的努力。总体上看，煤炭在发电领域的应用比其他领域更清洁高效。 “十三五”时期，国家已严控新增煤电，但让已建成煤电晒太阳也不是理智的选择，除了加强环境监管外，应充分利用已有的发电能力，通过超低排放改造、灵活性改造、等量替代等措施让煤电更清洁，同时保持其经济性。 人艰不拆，天然气已如此艰难，为何要拆穿? 只要清醒地面对现实，才能使国内天然气行业稳步发展，而不是一时冲动，也才能使决策层认识到天然气发电的困境，从体制上进行改变，真正推动气电发展。 有人就会说：这不对，美国的气电就发展得很好，怎么能说国内气电就是泡沫? 问题的根本在于：国外天然气消费，尤其是气电比例高，是特定条件下结果。以美国为例，人家的天然气过剩又便宜。 讲美国天然气，就不得不说页岩气革命。美国页岩革命具有缜密的逻辑关系，是在特定条件下才产生的。 天然气所以便宜，是因为其路径为：市场体制给力→技术进步创新→产业效率提升→“产能过剩”事实→价格竞争力强→挤掉煤炭核电→促进能源独立+低碳绿色红利。 国外天然气消费尤其是气电比例高是天然气综合竞争力强的结果，突出表现为气价便宜——气电度电燃料气成本仅1美分多。 开放的天然气与电力市场化体制和有高效的经济与环境监管提供保障，同时电气化水平高也是一个基本背景。 高效的政府治理是市场体制发挥作用的必要条件，重点是对环境的监管(社会新监管)和对垄断的监管(经济性监管)。 美国天然气便宜不是空穴来风，须在逻辑链条上前面各环节搭好梯子，天然气才有足量廉价的强综合竞争力。 环境监管对清洁能源上位至关重要。美国用煤成本高是因为要付出高昂的环境成本，相对提高了天然气的综合竞争力。中国尚不能完全做到有效监管，一些燃煤电厂的超标排放屡禁不止，燃煤锅炉和散煤直燃的排放更是难于监管。 可以看到，天然气想上位，监管是充分条件，价格是必要条件。 而在中国，监管还待加强，价格也需要继续创造条件。气电很美丽，现实很残酷，但提高天然气的综合竞争能力，依然有重要的意义——除了发电，天然气在非电领域也大有作为，而后者才是天然气中长期的主战场。
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