燃气发电有望在新型电力系统中提升角色定位
燃气发电有望在新型电力系统中提升角色定位
随着我国风能和太阳能发电装机容量的快速增长，新型电力系统面临着前所未有的挑战。如何在保障电力供应的同时，有效消纳新能源发电，成为当前电力系统发展的重要课题。在此背景下，燃气发电凭借其灵活性和高效性，有望在新型电力系统中扮演更加重要的角色。
新型电力系统的灵活性需求
风光装机快速增长带来的挑战
近年来，我国风能和太阳能发电装机容量持续增长。截至2023年底，风光装机容量已突破10亿千瓦，约占全国电源总装机的36%。2024年上半年，风光发电累计装机更是达到11.8亿千瓦，超过煤电装机规模，迈入电力发展史的新阶段。
然而，风光新能源的快速发展也带来了新的挑战。随着装机容量的增加，弃风弃光现象再次显现。2023年，蒙西、青海等地风电利用率相对较低，西藏、青海等地光伏发电利用率也面临压力。同时，系统存量调节能力已接近极限，预计“十五五”期间新能源装机仍将大幅增长，消纳问题可能进一步加剧。
灵活性资源的重要性
新型电力系统需要具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大特征。其中，柔性灵活是重要支撑，主要体现在电力系统快速响应供需两侧功率波动的能力。根据国际能源署（IEA）的定义，电力系统灵活性是指在一定经济成本约束下，快速改变自身发用电特性以维持系统有功功率平衡的能力。
电力系统灵活性可分为短时间尺度、中时间尺度和长时间尺度三种类型。在高比例风光发电的影响下，电力系统短时功率波动更为复杂剧烈，需要灵活性资源来调整供需平衡，保证系统频率稳定。同时，风光发电的反调峰特性使得电量消纳难题突出，需要中时间尺度灵活性来提高发电经济性。而长时间尺度灵活性则主要解决跨月、跨季节乃至跨年的容量充裕性问题。
《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，我国灵活调节电源占比需达到24%左右，电力需求侧响应能力需达到最大用电负荷的3-5%。目前，我国灵活性调节电源比例明显低于世界平均水平（20%以上）。
燃气发电的价值凸显
技术特点与优势
燃气发电机组具有启停快速、运行灵活、调节能力强等特点。联合循环整体效率可达50%以上，最先进的H级联合循环发电效率甚至超过60%，热电联产综合能源效率可达75%。同时，燃气发电几乎不排放烟尘和二氧化硫，碳排放也明显较低。此外，气电项目建设工期明显短于常规煤电项目。
在极端天气情况下，燃气发电的作用尤为突出。以2021年美国德克萨斯州遭遇严寒为例，风光发电因冰冻故障出力不足，而天然气发电发挥了重要作用，维持了电网稳定。
价值评估与定位
中国电力可持续发展圆桌项目课题组通过电力系统运行模拟，对比了四种增加深度调节能力的方式：煤电灵活性改造、气电置换煤电、新建抽水蓄能以及新建电化学储能电站。研究发现，在风光电量低渗透率情景下，煤电灵活性改造年化投资成本最低，但对弃风弃光改善有限；燃气发电虽然年化投资成本最高，但能显著改善弃风弃光状况。在高渗透率情景下，气电对弃风弃光的改善最为有效，同时还能节约系统运行成本。从碳排放角度看，气电也具有显著优势。
氢燃机的未来方向
《中国氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出，氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。燃气轮机掺氢燃烧是氢能利用的重要领域，可解决氢运输成本高等问题。通过新能源发电+谷电制氢+燃机掺氢顶峰发电模式，既能减少新能源弃风弃光，又能降低燃机碳排放。世界主要燃气轮机生产商均计划在2030年前完成100%燃氢燃机的开发。
以广东某燃气电厂为例，掺氢燃烧可明显降低碳排放强度。虽然当前受制于氢气成本和燃机核心部件自主化程度，经济性尚不理想，但这一方向值得期待。
我国燃气发电的发展前景
装机容量加速增长
根据能源新媒数据，2020年底我国气电装机不足1亿千瓦，未能完成《能源发展“十三五”规划》中1.1亿千瓦的目标。但近年来，气电装机开始加速增长。2023年底，我国气电装机容量已达1.256亿千瓦，占全国发电总装机的4.3%。2023年新增装机约1000万千瓦，同比增长41%；2024年上半年新增装机超700万千瓦，同比增长60%以上。
《“十四五”石油天然气发展规划》提出，到2025年我国燃气发电装机容量将达到1.5亿千瓦，这意味着2024年和2025年新增燃气发电容量均有望超1000万千瓦。
政策支持与区域布局
国家发改委修订印发的《天然气利用管理办法》明确了天然气在新型能源体系建设中的重要作用。优先类项目包括天然气调峰电站、热电联产、分布式能源等。多个省份结合自身特点，将燃气发电纳入能源发展规划。例如，广东规划“十四五”期间新增气电装机3600万千瓦；四川则利用天然气资源优势，2022年以来在建和拟建天然气发电项目规模达1200万千瓦。
因地制宜的发展策略
新版《天然气利用管理办法》强调优化消费结构，提高利用效率。目前，气电装机规模排名前五的省市分别为广东、江苏、浙江、北京、上海，五省（市）气电装机合计占比约为74%。广东省通过LNG接收站进口国际天然气，并实施容量电价机制支持气电发展；四川省则利用天然气资源优势，增强电力顶峰能力。
未来燃气发电发展将遵循因地制宜的原则。长三角、珠三角和京津地区可通过进口LNG保障气源；中部地区适度布局气电以应对新能源占比提升带来的稳定性缺失；西部北部等天然气和风光资源富集区域，可布局燃气调峰电站以减少弃风弃光。
全球天然气市场展望
根据中国石油集团经济技术研究院数据，2023年全球天然气消费量为3.96万亿立方米，产量达4.28万亿立方米，供需基本面趋于宽松。预计2024年全球天然气需求达4.02万亿立方米，其中亚洲市场是主要增长点。全球天然气市场总体供需延续相对宽松，价格有望进一步走低。
我国LNG进口量持续增长，2023年达7132万吨，同比增长11.7%，超越日本成为全球最大的LNG进口国。现有LNG接收站29座，总接收能力约1.3亿吨/年。预计2025年将新增17座，总接收能力增长至2.2亿吨/年。
在全球天然气市场供需宽松的同时，我国LNG进口多元化持续推进，本土自产气也保持增产势头，保证了天然气对外依存度风险可控。
燃机自主化突破
我国重型燃气轮机产业建立于20世纪50年代，通过引进先进技术，初步建立了重型燃气轮机工业体系。2023年3月，东方电气研制的G50燃机完成72+24小时试运行，实现我国自主重型燃气轮机产品从“0”到“1”的突破。2024年7月，国内首台自主研制15兆瓦重型燃气轮机（G15）总装下线。
根据国家能源局，2023年10月，我国首台具有完全自主知识产权的海上平台燃气轮机“太行7”在海上油气平台正式投用。中船重工703所打造的CGT25系列燃气轮机也在多个能源领域实现工程应用。
根据伍德麦肯兹预测，到2050年全球气电装机容量将增长26%，达到2300GW，其中亚太地区气电装机容量将增长120%，装机容量由2023年的469GW增长到1000GW以上。
根据北大能源研究院对我国天然气发电的三阶段展望：
- 2030年前，是燃气发电快速发展阶段，2030年累计装机容量为2.5亿千瓦。
- 2030年-2045年，是燃气发电持续发展阶段，2045年累计装机容量达3.56亿千瓦。
- 2045年-2060年，是燃气发电规模趋于稳定阶段，装机规模约为3.8亿千瓦水平。
结语
燃气发电凭借其灵活性和高效性，有望在新型电力系统中扮演更加重要的角色。随着技术进步和政策支持，我国燃气发电将迎来加速发展窗口期。同时，国产燃机的自主突破不仅保障了能源安全，也为我国在国际市场上参与竞争奠定了基础。
本文原文来自新浪财经