常被定義為清潔能源的燃氣發電，本質屬于高碳能源，在“雙碳”目標下定位尷尬。構建新型電力系統背景下，燃氣發電何去何從？

在“雙碳”目標及“構建以新能源為主體的新型電力系統”的大背景下，燃氣發電在電力行業如何重塑定位，“十四五”面臨哪些挑戰與機遇？如何優化運行、創新發展？有關政策如何調整完善？

一、“十四五”燃氣發電挑戰與機遇并存

2010年以來，我國氣電呈小幅增長，成為第五大電源。到2020年底，全國氣電裝機9802萬千瓦，占發電總裝機比重4.45%，占火電比重7.9%；發電量2485億千瓦時，占總發電量的3.26%，但沒有完成“十三五”1.1億千瓦的規劃目標任務，對標風光電的大幅反超，這從另一側面反映了氣電面臨的政策市場環境并不寬松，投資者并不踴躍，經營業績并不理想。

進入“十四五”，我國氣電挑戰與機遇并存。

1.“雙碳”目標硬約束下，氣電角色定位尷尬。氣電習慣上被稱作清潔能源，但常與煤電納入火電范疇，本質上屬于化石能源、高碳能源。根據IPCC發布的世界各種電源平均碳排放強度的報告，氣電與石油、煤電均列作高碳能源，碳排放強度分別達到469、840、1001克/千瓦時，與只有4-48克/千瓦時的水電、風電、光伏、光熱、核電、生物質、潮汐等低碳能源根本不同。在今年3月中央財經委員會第九次會上，習主席強調“雙碳”目標是黨中央經過深思熟慮作出的重大戰略決策，是一場“硬仗”“大考”，要求控制化石能源總量，實施可再生能源替代行動，構建以新能源為主體的新型電力系統，并對重點行業領域實施減污降碳行動。

顯然，煤電將首當其沖，“嚴控煤電項目”“嚴控煤炭消費增長”將成為“十四五”政策導向。氣電盡管好于煤電，近期估計影響不大，但中期將面臨“減污降碳”改造、遠期存在被“可再生能源替代”的風險。江蘇擬出臺天然氣發電大氣排放標準。近一個時期，國家能源政策與發展規劃對氣電提及不多。

2.全面競價時代下氣電電價高，市場競爭力不強。我國正深化電力體制改革，探索建設全國統一電力市場，加快構建以中長期交易為基礎、現貨交易為補充的交易機制，著力推進跨省跨區交易、輔助服務市場建設。“十四五”，“允許所有制造業企業參與電力市場化交易，繼續推動降低一般工商業電價”，電力市場化交易電量規模將進一步擴大，預計占社會用電量的比例將由2020年的42.2%提升至70-80%。風電、光伏分別經過16年、10年的快速發展，不僅成為電力新增裝機主體，全國第三、第四大電源，而且“十四五”將全面進入平價、競價時代。

但氣電一直以來由于我國“缺油少氣”，再加燃機設備及備件進口價格昂貴，導致成本高、經濟性差、成長性不強，依靠財政補貼、兩部制電價，或轉讓發電合約生存，無法與煤電、水電甚至風光電同臺競爭。目前，氣電的綜合單價0.62元/千瓦時，幾乎是平價風光電的2倍。“十三五”已在廣東開展部分電量的競價交易，交易單價只有0.47元/千瓦時。“十四五”預計將在浙江、江蘇等省擴大競價范圍，來自市場競爭的壓力將顯著增加。

3.天然氣對外依存度增高，“有氣用、用得起”的問題至今沒有根本解決。期望的我國頁巖氣革命遲遲沒有到來，個別專家推崇的“油氣時代”更是虛無縹緲。“十三五”由于工業、交通、商業、居民以及發電供熱用氣增加，特別是煤改氣，導致天然氣新增1300億立方米，年均增速11%，進口LNG貢獻了一半的增量。2020年天然氣供應3317億立方米，其中：國內供應1916億立方米，對外依存度超過42%；天然氣需求3231億立方米，其中：發電供熱643億立方米，占比20%。近年來氣價劇烈波動，到廠綜合氣價均在2.2元/m3左右，天然氣成本占氣電總成本高達80%，造成氣電企業度電邊際貢獻下降、經營形勢嚴峻。

而且，冬季經常出現氣荒，電網和氣網又缺乏協調機制，經常出現“有氣不能發，要發沒有氣”的窘境，致使氣電出力嚴重不足，機組利用小時下降。2020年入冬以來，國網區域氣電最大發電能力僅是裝機容量的40%，華東燃機缺氣停機比例超過70%，全國平均燃機利用小時2618小時，只是煤機利用小時的60%。根據思亞能源的預測，預計2025年天然氣需求將達到4370億立方米，年均增速6.2%，對外依存度達到44%，用氣前景不容樂觀。

4.以新能源為主體的新型電力系統成了新的發展指引，主體能源前景渺茫。國家有關部門曾決定“將天然氣培育成我國現代清潔能源體系的主體能源之一”，燃氣發電與城鎮燃氣、工業燃料升級、交通燃料升級并列為“四大工程”。目前，我國著力加快電氣化進程，電能作為清潔高效的二次能源，處于未來能源轉型的核心位置，在居民取暖、工業制造、交通運輸、城市建筑等領域電能替代的技術與步伐不斷加快，呈現明顯的電氣化趨勢。

“十三五”全國電能替代規模超過8000億千瓦時，占新增用電規模的44%。預計“十四五”電能替代規模6000億千瓦時，占新增用電規模近30%。2020年電能占終端能源消費比重27%，2025年將超30%。在“雙碳”目標下，可以作出明確判斷，在未來的“新型電力系統”構建中，已明確“以新能源為主體”，氣電成為主體能源已被排除在外。

氣電在面臨上述“四大挑戰”的同時，仍有“兩大機遇”。

一是高比例新能源的接入與電網調節能力嚴重不足的矛盾日益突出，氣電作為靈活性電源將發揮重要作用。新能源具有隨機性、波動性、間歇性，大規模開發并網后，電力系統“雙高雙峰”特征日益凸顯，影響電力系統的平衡調節、電網的穩定運行以及電力供應的安全保障。目前，我國電網系統調節能力嚴重不足，“十三五”煤電靈活性改造留下大量缺口，儲能正處于突破的邊界，新能源消納技術亟需提升。燃氣輪機具有啟停速度快、升降負荷能力強、建設周期短和選址靈活等特點，不僅可以對天然氣供應網進行季節性調峰，而且可以與儲能、抽水蓄能、靈活性改造后的煤電共同為電網提供調峰、調頻、調相、系統備用和黑啟動等輔助服務。

二是“雙碳”目標倒逼我國構建清潔低碳、安全高效的能源體系，倡導綠色低碳生活，氣電作為清潔冷熱源將發揮替代作用。隨著我國霧霾天氣頻現，2007年以來，通過“上大壓小”，淘汰落后煤電、壓減煤電產能、停緩建煤電項目，共計2.94億千瓦，到2020年底，煤電裝機完成10.8億千瓦，“十三五”年均增速3.7%，低于7.6%的全部裝機增速，較好地實現了11億的控制目標。這為氣電的發展提供了空間，京津等北方供暖區域以及珠三角、長三角等東南沿海發達地區發展了一批熱電聯產或多能聯供的清潔氣電。今年全國能源工作會議要求“十四五”升級能源消費方式，堅持和完善能耗“雙控”制度，大力提高能源利用效率，扎實推進“冬季清潔取暖”。特別是電力行業將嚴控新的煤電項目；2025年實現碳達峰后，將有計劃、有步驟實施煤電退出計劃。因此，燃機作為清潔能源，仍是未來替代傳統煤電的重要選項。

二、找準定位，配套政策，優化運行，創新發展方式

“十四五”是嚴控煤電項目、深化電力體制改革、落實“雙碳”目標、構建以新能源為主體的新型電力系統的關鍵時期，國家一系列會議及國家發改委、國家能源局、生態環境部等部委發文進行了專門的部署。在上述背景下，電力行業低碳化提前提速、市場化擴大占比、電氣化不斷加快、智能化建設升級、一體化協同發展、國際化走深走實。因此，氣電要在精準把握電力行業新趨勢中認清形勢、找準定位，在積極應對挑戰中搶抓發展機遇、創新發展方式。

一是要調低期望、找準定位。

氣電能效高、污染小、靈活性強，作為清潔能源，優于傳統煤電，但它又屬于高碳化石能源，與綠色低碳的新能源不同，再加我國穩油增氣難度不小，油氣對外依存度居高不下，氣源保障難、經濟性差“兩大問題”突出，因此要成為我國清潔能源體系中的主體能源難度不小。相反，光伏被稱為“電力之王”，“一毛錢一度電”已不是空中樓閣；風電已規模化發展、基地化建設，陸上與海上并舉；水電是最低碳的可再生能源，其電價是氣電的40%；儲能被認為是能源革命的“剛需”；氫能被稱為“21世紀終極能源”，電力清潔替代勢不可擋。

前些年，我們對國內天然氣的定位與發展期望過高，實際結果并不理想。個人認為，燃氣發電的未來很大程度上在于氣，氣電正確的定位應該是實現“雙碳”目標、構建“以新能源為主體的新型電力系統”的過渡能源、調節電源，是高碳能源轉向低碳能源的中間地帶，今后重點在居民生活、工商業用氣、清潔冷熱源、靈活性電源等領域發揮作用。

二是優化運行存量氣電，提高度電價值。

目前，我國氣電規模已突破1億千瓦，如何進一步提高綜合能效、開展輔助服務、增強市場競爭力，需要企業采取一系列措施。

首先，要未雨綢繆，根據國家“雙碳”目標的統一規劃、分步實施方案，依靠科技進步，適時加載CCUS技術，實施減污降碳改造，提高數字化、智能化、綠色化水平，并加強碳盤查，條件具備時參與碳資產交易，促進節能減排；

其次，要因地制宜，實施多能聯供的專項改造，由單一發電向冷熱電氣水綜合供應轉變，并實現熱力網源一體、源網荷儲聯動，減少設備閑置，提高綜合能效；

第三，充分發揮氣電啟停快、運行靈活，能夠平抑新能源與負荷波動的優勢，積極參與調峰，開展輔助服務，提升度電價值，以彌補機組利用小時不足；

第四，打破國外公司對國內市場的壟斷，統一采購燃機設備，集中存儲、調配備品備件，消化吸收設備運維、檢修的核心技術，開展優化運行、自主檢修，降低運行成本；

第五，適應電力市場化改革趨向，按照量為基礎，價為關鍵，量價統籌，開展市場營銷，科學制定交易策略，努力實現綜合效益最大化。

三是精準布局新項目、創新發展方式。

我國氣電發展一直以來局限明顯、挑戰不少，而且盈利不穩定，已走過項目示范、探索發展期，呈現出“不溫不火”的發展特點。同樣，“十四五”，氣電總體上不可能出現井噴式增長，但仍有發展機遇與空間。預計到2025年將接近1.4億千瓦，約占發電總裝機容量的5%。由于氣電固有的制約因素以及面臨的新形勢，未來更需要投資者謹慎決策、精準布局、創新方式。

首先，要認真評估投融資環境，選擇環保壓力大、電價承受能力強、多氣源保障的區域精準布局。氣電項目一般宜在發達地區、沿海城市、冷熱電負荷中心、天然氣產地及管輸側、LNG接收站周邊布局，包括長三角、珠三角、大灣區與山東半島城市群、武漢城市群、長株潭城市群、成渝城市群、海峽西岸城市群以及北方推進清潔供暖的省會城市。目前，這些區域或城市已有在運項目，在新項目選址上更要科學論證，做好機組選型，落實氣源、氣價、用戶需求、電熱價格等邊界條件，減少投資風險。

其次，采用先進技術、創新體制機制、優化整合資源，創新發展方式。在重視發展集中式重型燃機項目的同時，也要因地制宜發展分布式輕型燃機，做到輕重并舉、優勢互補；在發展方向上，重點發展調峰調頻電站、多能聯供高效機組，以及“風光氣（儲）一體化”項目；積極探索建設使用混合氫和天然氣的大型燃氣輪機發電站；加強與油氣生產、設備制造企業合作，努力打造“油氣開發、設計咨詢、技術研發、裝備制造、工程總包、生產運營、維修服務”一體化燃機發電產業鏈、供應鏈，形成差異化競爭優勢。

四是市場競爭與政策扶持相結合，保障投資者積極性。

隨著電力市場化改革的深化，氣電競價上網將是遲早的事。氣電企業要有清醒的認識，必須千方百計通過創新發展、管理提升、技術進步、市場營銷、資本運作改善技術經濟指標，提高與其他電源同臺競爭的能力。但在目前的政策市場環境下，氣電企業面臨生存壓力，發展積極性并不高。以2020年每千瓦創利額為例，氣電不僅嚴重落后于歷史上較好年份的創利額，也遠遠落后于核電、風電、水電、光伏的創利額，僅僅比處于困境中的煤電好一點。

因此，在市場化改革過渡期、能源清潔轉型期、油氣對外依存期，仍要保持對氣電的政策支持力度，包括多氣源供應、氣電聯動、財政補貼、兩部制電價、輔助服務補償、發電權轉讓、提高機組利用小時等舉措，同時，對推動氣電競價上網既要積極，更要穩妥。