煤电过多!天然气发电需要“补课式”发展?

能源杂志 2015-12-24

基于系统成本最小化目标,我国的电力系统无疑存在着煤电过多、天然气发电过少的问题,天然气发电的“补课式”发展需要成为“十三五”规划的目标,并且是置于整体的电力与能源目标之下的。同时,电力行业的体制改革,特别是体现时间价值的价格机制的建立是天然气“补课式”发展的必要前提。




即使以行政特权的方式获得装机份额,燃气发电生存状况也会堪忧。而这在长期,无疑意味着一个扭曲的电源结构,一个更大成本的电力系统,也会使得长期清洁低碳的转型愈加困难。


因为长期依赖煤炭发电的缘故,电力规划的方法基本是围绕煤炭展开的,其他的电源发展在多数规划中是外生给定的,不存在内生的选择。


2015年4月,美国月度发电量统计显示,燃气电厂发电量首次超过了燃煤。这是美国历史上的第一次,其出现的原因在于低廉的天然气价格(部分地区低过煤炭)与燃煤发电日益提高的成本。


在我国,天然气比煤贵,而且天然气发电成本至少是煤炭两倍的认知仍是主流。现实情况是:如果以等价热值算,天然气的确可能比煤炭贵几倍;但气电成本是火电的两倍则完全是误导性的。天然气发电度电成本比煤贵还是便宜,这完全取决于机组工作在何种位置,是峰荷、腰荷还是基荷,利用小时数有多少。基于基荷甚至不同发电小时数的比较缺乏任何含义。



过去,电力行业的规划模式、定价模式与调度模式共同导致了天然气电厂在我国生存艰难,而这往往意味着结构的扭曲与系统总成本的增加,以及长期的环境不可持续。燃气发电行业的停滞不前,使得上游燃机制造业也未实现完全突破,国产化仍旧是个目标。


基于一个最优系统的标准,天然气发电的份额是严重偏低的,即使不考虑它的环境特性,以及灵活爬坡性能等。


影响系统优化


一个电力系统的基本概念是电力需求随时波动的。峰谷差可能超过50%,而未来可能还要大。如果可再生能源占据系统显著份额,比如超过20%,由于可再生能源的波动性出力,可能系统就没有基荷了。这也就意味着,所有的机组的利用小时数都要打很大折扣。


典型的,最高峰的时刻(比如夏季中午傍晚空调用电高峰,冬季傍晚高峰)每年也就几百个小时,这部分需求电量极其有限,但是容量要求非常高。巨大的一次固定资产投资要在有限的时间内摊销,那么这部分投资显然要越小越好,而燃料消耗由于总量小而变得次要,甚至无关紧要。


气电的单位千瓦投资成本比煤电更低(大约20%-30%)。这种情况下,天然气机组,特别是单循环机组(能源效率变得无关紧要),是相比煤电机组成本更低、经济效率更好的选择,尽管天然气的单位能量成本还是比煤高很多。


因为长期依赖煤炭发电的缘故,电力规划的方法基本是围绕煤炭展开的,其他的电源发展在多数规划中是外生给定的,不存在内生的选择。在相当部分规划中,最大负荷点的容量平衡(比如夏季典型日、冬季典型日)与全年的电量平衡是基本的规划套路。这种“点”时刻的分析中,往往有限的内生变量就是煤电的容量(满足剩余负荷)与利用小时数(满足剩余电量),无法得到关于天然气发电的任何含义。相应的规划迫切需要方法论方面的讨论与改进。


这一问题突出地体现在非煤能源占据主导地位的地方,比如水电丰富的云南、四川,以及具有本地特点的辽宁、甘肃等地。西南地区的水电一旦建成,其运行成本很低,有足够的竞争力在能源与电力结构中占据主导的地位,这也是整个系统成本最小化的要求。这种情况下,其他电源形式,无疑将拥有有限的发电小时数,主要应用于枯水期以及备用。这种情况下,本地还存在超过千万的煤电机组,而天然气机组少到可以忽略的地步。这种结构是如何形成的,为什么要用煤电来满足腰荷甚至是峰荷,需要有个历史性的原因回顾。


基于目前全国各省区的负荷曲线形状,天然气机组的份额(主要是单循环机组)总体上要占到最大负荷的接近10%,整个系统才是成本最低的。再考虑相应的备用水平,天然气装机至少1.5亿才是目前负荷特性与发电技术经济特点下的最优水平。但是,实际有效的装机水平还远低于这一水平。


天然气发电价值的体现


政府公共政策的目的在于,如何通过设计机制或者政策建立市场激励,引导投资,以实现上述电力系统成本最小化的目标。


在一个起作用的电力市场中,这一点是基本得到保证的。对于新建设项目的决策,为了实现在负荷高峰阶段获得高电价的能力,建设灵活的天然气机组是个选择。同时,这种负荷高峰出现的机会并不多,因此此类机组需要在有限的时间内回收固定成本,因此必须是轻资产的,天然气电厂符合这一特点。


但是,目前我国还缺乏电力市场,特别是价格实时波动的短期现货市场。“定位式”的规划模式,以及基于基荷思维的行政定价(原则上假定小时数,然后平摊固定成本倒推价格),使得这一系统成本最小化的理性选择无法实现。


燃气电厂对于系统价值的体现,在缺乏电力市场的基本条件下,定位为调峰的电站采用容量电价补偿投资,用电量电价补偿不多的开机机会是个有效的临时性安排。这也在部分地区得到了检验。但是,这些价格如何确定,如何随着时间而变化,仍旧需要细致的政策设计。



尽管某些地区或者时刻稍有不同,但总体而言,我国电力机组调峰义务普遍很大(比如70%以上都是义务调峰),仍基本维持平均小时数调度的原则,并且存在大量煤电机组开工不足(利用率平均只有50%左右),这在一定程度上增加了调度的自由量裁权,与可以使用的调峰资源。


电力平衡的保证,在大部分地区与大部分情况下,不是通过一般意义上的“平衡市场(辅助服务市场)”,由专门机组(这些机组可能更适合,成本更低)去完成的,而是把这种义务分摊到所有运行机组(包括占2/3的60万千瓦以上的大机组),让其平均承担。


这种系统平衡责任与成本的社会化方式,对于整体系统效率是一种浪费(煤电固定资本大,调峰不够灵活,损耗大、成本高)。但是如果没有调度原则与市场份额确定模式的改变,调整的动力也并不存在。


专门的调峰机组在目前的定价体系下,没有动力去建设专门的新的调峰机组,去实现系统成本最小化,以自身的有限小时数换取其他机组更大的收益。这种系统的收益是全部机组的(最终是消费者的),而成本却由天然气机组来承担。这方面存在着明显的激励不足,属于政策与机制缺失的问题。


当然,这一分析是建立在需求增长情况下的,新建调峰机组(所谓Green Field)应选择天然气,而不是煤电的问题。但是,我国目前存在巨大的历史负担问题,那就是业已形成的超过一个亿的燃煤发电冗余容量。这部分巨大的“沉没”资产是改变这一调峰范式的极大障碍。没有燃煤机组的“有效消化”与去产能(负荷进一步增长,或者提前关停),很难有可行的效率改进方案与新的调峰机组建设的空间。这需要结合电力体制改革与市场份额竞争机制的建设,进行顶层设计,打破这种“死锁”状态。


如何在财务上变得更加可行


作为电厂,从行业与企业的视角,必须把目前的政策与市场环境视为给定的。那么,目前的环境下,由于缺乏随时间波动的电力价值的体现,缺乏竞争性的市场份额内生机制,缺乏电力能量市场与辅助市场,天然气发电厂在财务上要可行就成为很困难的事情。争取优惠的电价水平,以及争取更多的发电小时数或者容量电价,是最后的办法。


此外,虽然宏观整体上气源的可得、稳定性与否不构成不发展天然气发电的理由(峰荷位置的天然气消耗很小,且天然气不足是个有必要性解决的问题,而不应该成为长期发展的障碍),但是对于具体电厂而言,却可能是个隐患。因为与电力市场类似,我国的天然气市场目前也是个管制的市场,特别是管道气。根据用气目的确定价格严重损害了统一市场的发展,可能在操作层面造成电厂的天然气保障出现问题,从而影响电厂的经济收益。这方面可参见作者之前文章的分析。


基于系统成本最小化的目标,我国的电力系统无疑存在着煤电过多,而天然气发电过少的问题。天然气的“补课式”发展——尽快实现超过1.5亿千瓦是应有之义。这需要成为“十三五”规划的目标,置于整体的电力与能源目标之下。


此外,动态平衡与竞争性原则应是“十三五”规划的要义,而“定位”与各种形式的“自由量裁”(定需求水平、定小时数、定补贴水平)与此格格不入。如果没有规划范式的改变,天然气的作用与意义将大打折扣,仍旧处于死锁状态。即使以行政特权的方式获得装机份额,燃气发电生存状况也会堪忧。而这在长期,无疑意味着一个扭曲的电源结构,一个更大成本的电力系统,也会使得长期清洁低碳的转型愈加困难。


电力行业的体制改革,特别是改革价格形成机制、改变调度与交易的关系、改变规划范式,仍旧是天然气“补课式”发展的必要前提。


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更新 12月25日 13:16