在近日举办的第六届重庆油气论坛夏季峰会上，气电成为论坛讨论的焦点话题之一。

  “气电是可再次生产的能源的最佳伙伴，将成为新型能源体系的重要组成部分”，“与新能源融合是天然气未来发展的方向，核心抓手在气电”。在论坛上，来自“三桶油”、国家电网等多名行业专家纷纷发表如是观点。

  未来随着风电、光伏等新能源逐渐转为国内供电主体，新能源出力的不稳定性将对电力系统灵活调节能力提出更高要求，而同时，天然气发电在调峰运行、消纳新能源等方面的作用将日渐凸显。

  不过，由于气电发展受资源保障和经济性问题制约，其在电力结构中的占比一直较低。未来随着电力需求一直增长以及新能源加速发展，气电在我国新型能源体系中的定位将发生哪些变化，天然气发电能否迎来大规模增长？气电未来如何参与电力市场交易，长期困扰企业的经济性问题将如何得以解决？

  电力系统人士王立表示，新能源为主体是新型电力系统的本质特征。近年来，中国以光伏、风电为主的新能源装机容量大幅度增长。截至2023年底，国内新能源装机10.5亿千瓦，成为全国第二大电源，占比达36%，装机容量比欧洲、美国超出近1倍和2倍多。国网能源研究院近日发布的报告预计，今年国内风电、光伏发电新投产规模共将达3.3亿千瓦，累计装机占比将超四成；远期预计2030年全国新能源装机规模或将超过25亿干瓦，2060年超过50亿干瓦，装机占比逾六成，电量占比超过55%。

  多名行业人士指出，新能源出力“靠天吃饭”，间歇性、波动性特点明显，负荷高峰时段电力支撑能力不够，长时段电力平衡问题凸显。随着大规模风光新能源装机上马，中电联预测，到2025年和2030年，国内最大电力负荷将分别达到16.3亿千瓦和20.1亿千瓦。若遇连续多天无光无风，新能源长时间低出力将造成电力供应可靠性一下子就下降甚至会出现缺电现象。

  “电力系统的一大特点是供需实时平衡。”王立强调，随着风光等波动性新电源慢慢的变成为供电主体，电力系统要有足够的调节能力来应对风、光等新能源电源随机波动性给电网带来的冲击。

  多名行业人士在会上指出，天然气发电因具有启停灵活、爬坡速度快、调节范围广、碳排放水平低等特点，是电力系统调峰调频的优质电源。

  一名“三桶油”公司人士告诉第一财经记者，水电出力“靠天吃饭”、建设周期长约10年，此外还面临生态和环保等外部约束收紧的压力；核电亦受到主要内陆核电不开发带来的厂址资源约束，国内核电剩余开发潜力受限。

  相较于我国主要供电主体煤电，天然气发电具有建设周期短、常规使用的寿命长、响应速度快、碳排放低等更多优势。“传统煤机启停可能要四五个小时，我们燃机用不上一小时，很适合顶峰时段用电响应。”一名西南地区燃机企业业务负责人李方对第一财经记者表示，“在大家早晚上下班即将迎来用电高峰时段，让煤机马上启动供电，不太现实，所以这时候经常会调动我们燃机。”

  另外，上述“三桶油”公司人士和记者说，煤机依托锅炉发电，若未来要响应大规模调峰，或将面临安全问题增加、成本走高等难题。且在储能成本没有实质性降低前，依靠大电网消纳是风光发电的主要选择，综合看来，燃机更具优势。

  “气电在中国电力结构中的位置是有一些尴尬的。”东方证券在研报中对气电如此评价。据称，截至2022年，中国气电装机量已经增至120GW，明显高于日本，但发电量仅有290TWh，气电利用小时数约2500小时，低于日本4300小时之后的水平。另外，在天然气进口国中日韩三国之中，中国的气电比例在3%，而日韩则均约30%。

  东方证券表示，气电利用小时数低最主要的原因是发电利润未能给到激励。一种原因是气价高昂，另一方面是电力市场的峰谷价差不够大，气电作为调峰用途的优势因此受到抑制。

  资源保障是限制气电大规模发展的最重要的因素。国内当前约四成天然气供应仍依赖进口，另外，冬季民生用气挤占发电用气量，影响燃气发电稳定性。上述“三桶油”公司的人说，受上游资源约束、中下游供气环节多等影响，国内天然气发电成本比较高，约0.55-0.65元/千瓦时，比煤电、水电、核电等电源高0.1-0.3元/千瓦时。另据国网能源研究院财审所主任尤培培介绍，由于我国天然气销售价格存在居民、非居民用气交叉补贴，以2021年数据看，国内工业用气和发电用气价格平均是居民用气价格的1.1-1.3倍。

  而地处资源地的气电企业也不好过。“我们背靠西南油气田自产地，肯定有资源优势。但问题是，现在天然气还是比较贵。”李方和记者说，考虑到自产资源有限，上游资源方更愿意把气卖给沿海地区的燃机公司，“它们的接受度更高，可能三四块钱都愿意买，我们的上网电价本来就低，很难跟它们竞争。”

  气电上网电价结构不合理，是造成上述困境的重要原因。据尤培培介绍，国内天然气发电上网电价制定权归属地方，各地价格管理制度不完全一样，除少数地区制定了天然气发电价格联动机制外，绝大多数省份仍缺少气价与电价间的必要衔接，导致气价变化无法通过上网电价反映与分摊。当气电厂用气成本提高后，天然气发电上网电价却维持不变，导致气电厂无力承担高昂的用气成本，只能靠政府补贴勉强维持经营。

  “如果没有补贴，主营调峰业务的气电企业很难在市场上生存。”李方告诉第一财经记者，当前电力市场交易的最大优势是让多方公平进入市场之间的竞争，但市场化交易就从另一方面代表着利益驱动，报价低者更有吸引力。“但这样讲的话，我们的燃料成本高，再加上人工、折旧、检修各项费用，放到现在的市场上很难拼得赢。”

  在与会人士看来，随着电力市场化改革持续推进、碳约束加强、国内石油天然气增储上产稳步推进，中国天然气发电或许将要进入一个全新的阶段。

  在资源保障方面，综合各家机构统计数据，全球液化天然气产能将在2027年进入集中投放的高峰期，与此同时，欧洲、日本等地持续减少对化石能源的消费。长久来看，天然气市场会进入供需相对宽松的阶段，气价将在较长时间处于低位。

  另据上述“三桶油”公司人士介绍，近年来，我国自非洲、美洲、大洋洲等地20多个国家进口天然气，且单一国家最大进口比例仅两成左右，天然气进口持续多元化，进口安全性不断提升。

  在成本上，尤培培曾提出建议，一方面，逐步缓解气价交叉补贴，合理调整居民与非居民气价比价关系，将发电用天然气价格稳定在合理区间；另一方面，鼓励天然气供需双方在交易中心进场交易，进而形成有代表性、影响力的天然气基准价格。

  在定价机制上，尤培培还表示，应加强完善燃气发电价格机制，建立气价、电价、热价联动机制。她建议，加强完善燃气发电上网电价机制，近期可采用两部制电价机制，待市场逐步成熟，将两部制电价逐步与现货市场、辅助服务市场以及容量市场融合。另外，逐步完善电力市场限价机制，利用市场峰谷电价信号，促进燃气电站经济效益提升。

  “制约气电发展的多个因素在朝着有利于气电发展的方向前进。”东方证券指出，发改委能源局在2022年初发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，其中指出，“推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价，更好拉大峰谷价差，引导用户削峰填谷。”该机构觉得，随着电力市场改革加速，气电作为调峰用途的优势也将更好展现出来。

  东方证券还认为，随着碳价上涨以及全国碳市场电力行业排放基准线收紧，气电更低的排放优势将逐步显现。

  “从电力供应看，气电始终是顶峰保供应的重要补充能源，电力平衡保障作用持续增强。”王立表示，考虑别的能源的发展状况，2030年气电在电力平衡中的贡献度预计达8%。

  从发展布局情况看，王立预计，新增气电仍将延续当前布局集中在长三角、珠三角、京津等地区。不过，考虑到严控煤电装机规模的大趋势以及新能源出力不稳定性因素，他建议中部适度布局气电，解决电力缺口和调节能力不够问题；此外，在西部和北部等气源丰富、新能源发电较多的地区适当布局调峰气电，以提升可再次生产的能源发电总出力水平、电网运行的可靠性以及电源外送能力。

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