天然气在新型电力系统中的重要作用与发展对策

唐红君 李 洋 李欣瑶 吴佳雯

（1.中国石油勘探开发研究院；2.国家油气战略研究中心）

2021 年3 月15 日，中央财经委员会第九次会议首次提出要构建以新能源为主体的新型电力系统，明确了新能源在未来电力系统中的主体地位。党的二十大报告强调加快规划建设新型能源体系，为新时代能源电力发展提供了根本遵循。新型电力系统以确保电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线，以源网荷储多方协同、灵活互动为支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障，是新型能源体系的重要组成部分和实现“双碳”目标的关键载体。新型电力系统具备四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建新型电力系统的“四位一体”框架体系[1]。本文研究分析了构建新型电力系统面临的挑战，客观评价天然气在新型电力系统中的作用，充分认识天然气发展存在的问题，提出未来天然气在新型电力系统中的发展对策建议。

1 构建以新能源为主体的新型电力系统面临挑战

2022 年中国继续保持世界第一大可再生能源消费国和生产国地位，可再生能源占一次能源消费的16%[2]。截至2022 年底，我国风能及太阳能累计发电装机规模为7.6×108kW，在全国发电装机结构中占比达到29.6%[3]。预计2035 年，风能及太阳能发电装机规模占比将进一步提升，累计发电装机容量达到20.7×108kW，在发电结构中占比将达到45%[4]。近年来，我国风电、光电消纳能力逐年提升，2022年风电、光伏利用率分别为96.8%、98.3%，但随着新能源装机持续大幅增长，局部地区新能源电源建设速度超出消纳能力，能源的规模化发展和高效消纳利用之间矛盾突出。例如，内蒙古东部2022 年风电利用率仅为90%，西藏2022 年光伏利用率仅为80%。2022 年，全国弃风和弃光电量分别达220×108kW·h 和40×108kW·h，比装机容量450×104kW 的煤电厂一年的发电量还多，对应约为50 亿元燃煤成本和600×104t 的CO2排放。

目前，在西班牙、德国、美国等可再生能源消费比例较高的国家（在一次能源消费中占比分别为21.0%、21.2%、11.3%），灵活调节电源比重相对较高，占总装机比例分别达到31%、19%、47%[5]。天然气发电是灵活调节电源的重要组成部分。我国各地区电力系统灵活性调节能力不同，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6%[6]，电力系统调节能力严重不足，难以满足可再生能源大规模高比例并网发电的需求，构建以新能源为主体的新型电力系统面临稳定性、灵活性和安全性挑战。

1.1 风光等新能源的间歇性和波动性导致电网不稳定

光伏和风电出力的不确定性与负荷波动叠加，使得电力系统安全运行风险增大。传统电力系统中，火电、核电、水电等常规电源基本是即发即用，波动因素主要来自负荷。据国网能源研究院有限公司（简称国网研究院）预测，2050 年全国最大负荷约为23.4×108kW，日负荷最大峰谷差约为6.0×108kW；而考虑风电、光伏等间歇性可再生能源的净负荷最大峰谷差约为8.0×108kW，占最大负荷的34.2%[7]，致使电网系统抗扰动能力下降，调节难度增大，带来潜在不安全因素，系统稳定性降低。

在可再生能源起步较早的部分欧美国家和地区，受极端天气影响或新能源发电波动扰动，高比例新能源渗透下的电网，大多发生过大规模脱网引发的停电事故，如2019 年8 月英国伦敦、2020 年8 月美国加利福尼亚州和2021 年2 月美国得克萨斯州等重大停电事故。

1.2 风光出力与用电“错峰”，电力系统对灵活性资源需求攀升

风电与光电出力不仅波动性强，还具有逆调峰的特性。光电表现为“昼出夜伏”，通常发电的最大值与负荷的早高峰时段相近，具有一定“正调峰”能力，但对晚高峰用电没有贡献。风电的“错峰”更加明显，深夜负荷最低时段往往是风电出力的高峰时刻。高比例新能源接入电网后将存在巨大的峰谷差，亟须配备灵活性基础电源以满足日常调峰需求。尤其是在极端情况下，新能源出力大幅波动，更需要配备灵活性基础储备电源“兜底”，以保障电网安全平稳供应。

1.3 新能源发展对关键矿物需求猛增，成本上涨供应安全风险加大

在碳中和愿景下，全球主要国家大力发展清洁能源技术。未来，以清洁能源技术为主的能源系统对关键矿产的需求将远超以化石燃料为主的能源系统，对锂、钴、镍、铜、稀土等关键矿物需求量大幅增加。国际能源署（IEA）2021 年在《关键矿产在清洁能源转型中的角色》报告中预测，到2040 年，能源行业对关键矿产的需求将比现在增加6 倍[8]。全球关键矿物分布极度不均衡，极个别国家控制了绝大部分产量。2020 年，全球67%的钴产量来自刚果（金），70%的锂产量来自澳大利亚和智利，68%的稀土产量来自中国和澳大利亚，43%的镍产量来自印度尼西亚和菲律宾。

随着全球近年光伏产能的快速扩张，光伏原材料多晶硅料价格大幅上涨。2021 年以来，铜、铝、锂等矿产资源价格出现非理性上涨，2021 年5 月，伦敦金融交易所（LME）铜、铝期货价格均触及10 年以来高位。同时，美国关键矿物清单中的50 种矿物[9]，有19 种为中国供应，美国视中国为关键矿物供应安全的主要风险，联合盟国对中国海外关键矿物资产的打击一触即发，关键矿物海外进口的风险增大。

2 天然气在新型电力系统中的重要作用

“减碳不能减安全”。从国际经验看，为保持电力系统稳定，高比例可再生能源入网都配有一定比例的灵活性基础电源。气电以其低碳、高效、稳定、启停快、爬坡快、变负荷能力强等优势成为最佳灵活性电源。目前欧盟国家气电已经取代煤电，成为最大单一电源。

截至2022 年底，我国全口径发电装机容量为25.6×108kW，其中气电为1.1×108kW，占比约4.5%。2022 年，我国天然气表观消费量为3663×108m3[10]，天然气消费结构中天然气发电占比约18%。同期，美国、英国天然气发电用气量分别占天然气消费总量的38%[11]、33%[12]，天然气发电分别占各自总发电量的39.9%、38.4%[2]。

天然气的发展是我国能源结构由高碳向低碳、零碳发展不可跨越的阶段。“双碳”目标下，天然气的功能定位会进一步加强，其清洁低碳特性可替代高碳能源，灵活易储特性可与新能源相融合[13]，天然气在我国构建以新能源为主体的新型电力系统中的作用将更加凸显。

2.1 气代煤深度减排，是助推电力系统碳达峰的重要抓手

根据《中国电力行业年度发展报告2023》[14]，2022 年，全国电力行业CO2平均排放强度约为541 g/（W·h），而燃煤电厂碳排放强度为824g/（kW·h）。显然，降低煤电碳排放水平是减少电力行业碳排放的重要手段，在由高碳能源向零碳能源转变的较长时期内，用气电替代煤电是碳减排的有效手段。

2011 年以来，美国加速以气电替代煤电，已有100 多座燃煤电厂被燃气电厂替代，推动美国碳排放量下降5.3×108t，对碳减排贡献率达65%，气电占比达到40%。调研分析发现，目前全球50 多个已实现碳达峰的国家，电力行业大多选择速降煤、稳增气、加快发展可再生能源的减碳路径。从度电CO2排放水平看，燃气电厂较燃煤电厂可减少碳排放量50%～60%，且无氮氧化物和重金属污染物。因此，无论是富气的北美还是贫气的欧洲，天然气都在电力系统能源结构优化中担当重任。

2.2 气电是最佳灵活电源，是以可再生能源为主电网的稳定器

天然气发电可充分发挥调峰、调频、兜底等重要保障作用[15]。根据国网研究院预测，2050 年，我国风、光等可再生能源占比将达到58%～60%，高比例可再生能源导致电网负荷的峰谷差越来越大，对灵活性电源的需求不断攀升。借鉴发达国家经验，为保持电力系统稳定，灵活调峰电源在电力系统中的装机比例至少要达到总装机的10%～15%[3]。现阶段我国灵活性电源占比仅为6%左右，亟须大幅提升灵活电源装机，以保障新型电力系统的调峰需求。

目前，灵活性电源主要有燃煤发电、抽水蓄能、电池储能和天然气发电。燃煤发电和抽水蓄能受环境和站址约束，新增潜力有限；电池储能成本高，较长一段时间内无法承担大规模储能需求；天然气发电建设周期短，是响应特性、供电持续性综合最优的灵活调峰电源，是确保我国高比例新能源电网稳定的最佳途径。

3 我国加快气电发展面临多重挑战

3.1 储气调峰能力不足，出现冬季供气紧张

全国天然气供应总体平衡，但季节性消费不均衡，如环渤海地区消费量峰谷差达4 倍以上。冬季取暖期供应偏紧，如遇极端天气，调峰气量需求剧增，因天然气调峰能力不足，供气紧张局面时有发生。据国家能源局统计数据，2022 年,全国地下储气库工作气量约为190×108m3，LNG 接收站储罐为82×108m3，两者综合储气调峰能力约占全国天然气消费量7.4%，低于国际上12%～15%的平均水平。储气调峰能力与消费量严重不匹配，导致冬季民生用气和发电用气矛盾凸显，制约气电发展。

近年来，尽管国内天然气产量保持高速增长，增速仍低于天然气消费量增速，进口天然气比重不断提升，我国天然气对外依存度逐步加大，从2012年的21%快速上升到2020 年的43%，之后保持在40%左右。一些电力行业人士对天然气供应稳定性和安全性存疑，影响气电产业发展。

3.2 天然气市场体制机制不完善，气电经济性欠佳

首先，燃气成本偏高，严重影响气电市场竞争力。我国国产气因资源品位低，开采成本较高；进口LNG 因“亚洲溢价”推高了天然气进口成本；此外，我国在2008—2012 年高油价时期签署了一批“照付不议”的LNG 长期购销协议，LNG 合同离岸价超过15 美元/106Btu（约3.5 元/m3），导致我国天然气供应价格一直偏高，电价竞争力削弱。

其次，气电在环保、调峰和调频上的经济价值尚未体现，气电调峰电厂发展缓慢。气电和煤电相比，NOX、SO2、烟尘等常规污染物和CO2减排的环境价值未在经济上得到体现；气电的市场化价格机制和电力辅助服务市场机制尚未建立，进口高价气无法通过电价直接进行传导，而日本和欧洲等进口依存度高的国家，则是通过价格机制设计保障气电的发展和竞争力；我国尚未设置科学的调峰电价，电力调峰企业无法获得气电调峰的合理收益；重型燃气轮机关键热部件依赖进口，燃气机组检修维护费用居高不下，拉高了气电生产成本。

3.3 国家对气电发展的政策不明朗，气电发展缓慢

天然气发电所涉及的天然气、电力、环保等部门政策不够协调、统一，天然气发电的总基调是“有序推进、适度发展”，目前尚未出台针对天然气发电的政策文件，发展方向定位不清，企业和地方政府支持力度逐渐减弱；由于天然气成本较高，气电项目盈利空间有限，部分电力公司即使制定了燃气电厂规划，仍处于观望阶段，一定程度上抑制了气电发展；电网公司不断下调气电上网电价，压缩计划发电小时数，增加竞价上网发电小时数，使得气电发展难达预期。

4 天然气在新型电力系统中的发展对策建议

4.1 明确气电发展定位，提升电力系统安全性与灵活性

明确气电在电网调峰的发展定位，发挥气电的储能功能，为电网提供应急保障。根据未来电力结构中各类能源占比，确定气电在电力结构中的配置比例，充分发挥气电优势，配合新能源调峰，提升电力系统灵活性与稳定性。与新能源融合，形成多能互补集成供能系统，通过天然气热电冷联供、分布式和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用，提升可再生能源发电装置的利用率，降低整个供能系统的成本。可借鉴欧美等发达国家在碳达峰过程中将天然气发电作为主要能源的做法，提高气电等灵活电源占比，增强新型电力系统的供应保障与系统调节能力。

4.2 统筹天然气与新能源融合发展，打造“气风光水”一体化示范区

我国西北地区风、光和天然气资源丰富，西南地区水电和天然气资源丰富，东部沿海地区有丰富风力资源和LNG 接收站优势，应因地制宜积极探索天然气与可再生能源融合发展。统筹水电、风电、光伏发电和天然气发电项目建设，推动设立“气风光水”合作示范区[13]，发挥油气企业与发电企业各自的资源与技术优势，以股权融资、交叉持股或并购整合等合作方式成立控股公司。

建议将气电与可再生电力“捆绑”就地消纳或外送，实现天然气与可再生资源相互配合，促进可再生能源高效利用。在中部大中城市，统筹电、气、热、冷一体化集成供应，促进天然气分布式能源发展。充分实现重点区域新能源发电高效消纳，夏季平衡电网负荷、冬季为天然气管网调峰，实现管网与电网双向调峰，推动气电与风电、光伏发电、水电协调发展。

4.3 加快建设天然气应急保障体系，确保供应安全

加快天然气调峰与应急储备能力建设，完善储气调峰机制。可借鉴美国储气调峰市场化定价机制和法国采用法律法规规定调峰保供责任的经验，尽快通过立法明确政府、企业及相关各方的调峰保供责任，加强储气库调峰和应急储备能力建设,确保全国天然气调峰气量占消费量的10%以上。构建国内外天然气市场联动机制，加强全球天然气市场跟踪与供需形势研判，提高资源保障及应急抗风险能力。

重点加快推进中亚D 线、中俄西线和俄远东线合作进展，确保管道气合同气量按期按量供应。积极拓展“一带一路”沿线、南半球和赤道地区国家LNG 进口量，降低冬季大幅减供风险。建立天然气全球资源池，推动LNG 产品全球采购，力争2030 年管道气进口量达到（1200～1300）×108m3、LNG 进口量超过1500×108m3，提高我国进口资源保障能力。

夯实国内资源压舱石作用，突出陆上深层、海洋深水和非常规天然气三大领域，加大国内天然气勘探开发力度和重大理论与关键技术攻关，降低开采成本，2030 年国内天然气供应量有望超过2800×108m3，国内外资源供应能力达到5600×108m3以上，可保障全国天然气市场用气需求。

4.4 完善气电与碳相关政策机制，大力促进气电发展

一是完善气、电调峰市场化价格机制。鼓励更多企业参与储气库和天然气发电调峰项目，充分借鉴成功经验做法，由国家顶层设计制定具有操作性的储气调峰与气电调峰定价办法（发达国家高峰电价为低谷电价的3～4 倍，是均价的1.5～2 倍），落实天然气调峰与气电调峰价格，推动新能源消纳。二是出台相关配套政策。明确气电与新能源捆绑享受补贴和优惠政策，统一上网电价，推动气电与新能源捆绑式销售。三是制定反映气电低碳环保价值的电价。通过电力市场和碳交易市场耦合作用，大力促进天然气等灵活调峰电源建设。四是创新购销方式，将发电大用户作为直供用户。明确大型燃气电厂与上游供气企业直接签订供气协议的合法性，单独修建天然气管道或实现点供，降低原料采购成本。鼓励大型燃气电厂与天然气供应商合资合作，捆绑利益、共享收益。