雷連白，殷華明

(1. 中海油氣電集團有限責任公司， 廣東 中山 528400；2. 國電中山燃氣發(fā)電有限公司，廣東 中山 528400)

近年來，在以火電(主要是煤電)為主的電力系統(tǒng)建設過程中，燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電由于其高效、低碳、啟停靈活等特性，在我國東部及南部等發(fā)達省份獲得了快速的發(fā)展。以廣東為例，“十三五”期間，廣東省燃氣機組裝機增加1 464萬kW，同比增幅達120%。由于燃氣機組上網電價相對較高，逐年增加得高價上網電費無法有效疏導，自2018年起各省紛紛開始下調燃氣機組的上網電價和發(fā)電利用時長(如廣東省分三次下調燃氣機組標桿上網電價，其中9F型燃氣機組由0.745元/(kW·h)下調至0.605元/(kW·h))，自此，燃氣發(fā)電企業(yè)的經營狀況逐漸轉為微利或虧損態(tài)勢，天然氣發(fā)電也進入了瓶頸期。

在傳統(tǒng)火電向新能源轉型的特殊時期，為適應新能源電力發(fā)展的需要，配套建設一批分布式燃氣電站綜合能源項目，將是天然氣發(fā)電獲得進一步發(fā)展的新出路。

1 能源轉型過程中分布式燃氣電站的應用

傳統(tǒng)電力系統(tǒng)采取的生產模式是“源隨荷動”，大量的火電廠可以根據(jù)用戶的實際用電負荷情況進行靈活調節(jié)。在以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，隨著風電、光伏大規(guī)模接入后，“天熱無風”“云來無光”，新能源的隨機性、波動性將導致發(fā)電出力無法按需控制，由此將給電網的運行帶來不可估量的安全風險。

在以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，普遍認為保障電網安全供電的靈活調節(jié)手段主要有以下三個方面。

一是儲能電站地大規(guī)模應用。儲能被認為是未來解決新能源發(fā)電不穩(wěn)定的最主要工具，其既可以實現(xiàn)削峰填谷，又可以為重要負荷提供緊急保安電源。目前，儲能電站主要有抽水蓄能電站和化學電池儲能電站兩種方式。抽水蓄能電站受地域和投資經濟性的限制；化學電池儲能電站由于儲能技術尚處于發(fā)展初期，儲能電池存在比功率小、壽命短、造價高等一系列問題[1]，因此從裝機規(guī)模、經濟性等多方面考慮，在儲能技術獲得重大突破前，化學儲能電站將無法大規(guī)模廣泛應用，因此也就無法徹底解決新能源電網系統(tǒng)的靈活調節(jié)問題。

二是能源數(shù)字化地應用。電網公司將未來新型電力系統(tǒng)定義為能源互聯(lián)網，通過利用數(shù)字化手段，打通源、網、荷、儲各個環(huán)節(jié)，從而把海量的分布式能源站通過數(shù)字化手段形成一個虛擬的大型能源調節(jié)中心，進而幫助可再生能源的高比例接入和使用。然而我們認為能源互聯(lián)網對系統(tǒng)的調節(jié)依然有限，由于電網通道地限制，通過跨區(qū)域輸送電力本身存在一定的局限性，加之分布式能源站大部分為屋面光伏，依然存在供電不穩(wěn)定的缺陷，因此能源數(shù)字化本身也無法從根本上解決新能源電網系統(tǒng)的靈活調節(jié)問題。

三是分布式燃氣電站綜合能源項目地接入和應用。能源低碳轉型是一個漸進的過程，如今小型、高效的燃氣輪機技術已在世界各國得到廣泛應用。其中冷、熱、電聯(lián)供的6F型燃氣聯(lián)合循環(huán)機組熱效率更是高達80%左右，而其碳排放強度則不到傳統(tǒng)燃煤機組的一半。在負荷中心側構建一批以小型分布式燃氣電站為主體，以風、光、儲能電站為輔的多能互補型綜合能源項目，由于分布式燃氣電站良好的啟停、調峰特性，以及光伏和儲能電站對燃氣電站調峰、調頻性能的輔助加成作用，項目不但能有效為新能源電網系統(tǒng)提供靈活的調節(jié)電源，確保大用戶的用電安全，通過為電網提供調峰、調頻及需求側響應服務，還能為項目投資商帶來良好的投資經濟回報。

2 分布式燃氣電站綜合能源項目應用場合及經濟性分析

2.1 分布式燃氣電站綜合能源項目應用場合分析

在以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，對電網構成的不穩(wěn)定因素主要是大型的集中式風、光電站基地以及遍及各地的分布式新能源項目。因此在電源側和負荷側建設燃氣電站項目，都是解決電網安全和靈活調節(jié)的有效途徑。

單就投資回報而言，在大型的集中式風、光電站基地建設燃氣電站顯然并不經濟。在大型的集中式風、光電站基地建設燃氣電站，燃氣電站只能作為風光電站的備用容量應用，其利用率極低。大型的集中式風、光電站基地大都分布在西北或各省偏遠地區(qū)，水資源匱乏，燃氣管網一般難以到達，同時由于很難配套供冷、供熱，燃氣電站的熱效率相對較低，投資成本高昂。

在負荷中心建設分布式燃氣電站綜合能源項目是兼顧電網系統(tǒng)靈活調節(jié)和項目經濟性的最佳選擇。以工業(yè)園區(qū)為例，保證安全可靠的電力、熱力、冷能等能源供應，是工業(yè)園區(qū)能源中心最基本的功能[2]。在工業(yè)園區(qū)配套建設以分布式燃氣電站為主體，風、光和儲能電站為輔的冷、熱、電聯(lián)供綜合能源項目，由于電力、熱力可以就地消納，因此項目的電價、發(fā)電利用時長、機組利用率和熱效率均有相應保障，加之項目還能提供調峰、調頻以及需求側響應服務，項目能最大化發(fā)揮整體加成效益。據(jù)初步統(tǒng)計，我國現(xiàn)有200余個國家級產業(yè)園區(qū)，1 300余個省級產業(yè)園區(qū)，上萬個縣級產業(yè)園區(qū)，通過實施分布式綜合能源項目將出現(xiàn)千億級的市場空間。

2.2 分布式燃氣電站綜合能源項目經濟性分析

通過對中國天然氣市場發(fā)展趨勢及全球LNG市場發(fā)展趨勢進行分析，未來五年全球及國內天然氣市場總體仍處于供不應求的態(tài)勢[3]，預測“十四五”期間國內天然氣平均市場價格將繼續(xù)維持在2.0元/m3左右。由于天然氣成本相對較高，因此單一的天然氣發(fā)電機組只有在政策地支持下獲得較好的上網電價(0.5元/(kW·h)以上)，才具有一定的經濟性。

對分布式光伏電站來說，隨著新能源的快速發(fā)展，光伏電站的建造成本將大幅降低，光伏組件壽命和發(fā)電效率也將大幅提升，在滿足自發(fā)自用的前提下，光伏電站將具有較好的經濟性。

對儲能電站來說，雖然單位造價較高且輸出的電力有限，但通過與燃氣電站結合后，既能通過峰谷電價差和參與需求側響應交易賺取收益，還能大幅提升燃氣機組的調頻性能，進而有效提升燃氣機組的調頻收入。因此，儲能電站總體對綜合能源項目的經濟性起到了正面加成作用。

今年以來，美國德州電網因冰凍發(fā)生的大面積停電事件，以及在我國湖南、江西、浙江等省份發(fā)生的電力緊張限電事件，給我國的用電安全敲響了警鐘。為了保障電網用電安全，在用戶端開展需求側響應交易被提上日程。根據(jù)廣東省2021年4月發(fā)布的《廣東省市場化需求響應實施方案(試行)》，廣東省擬從2021年5月起正式開展需求側響應交易，其中削峰需求響應的價格暫定為0～4 500元/(MW·h)，填谷需求響應的價格暫定為0～120元/(MW·h)。

綜合來看，在負荷中心建設小型、高效的分布式燃氣電、熱、冷聯(lián)供電站綜合能源項目，應能獲得較好的經濟效益。下面以廣東珠三角地區(qū)用電量20億kW·h的工業(yè)園區(qū)為例，建設兩座6F級(2×120 MW)燃氣熱、電聯(lián)供電站，同時在區(qū)域內配套60 MW的分布式屋面光伏電站以及20 MW的化學電池儲能電站，預計項目總投資約為11.26億元。該項目投資經濟性分析如下。

項目采用GE生產的6F.03型燃氣-蒸汽熱電聯(lián)產聯(lián)合循環(huán)機組，在標準工況下，燃氣輪機單循環(huán)出力79 MW,效率36.0%，壓氣機共分為18級，透平為3級，采用DLN2.6燃燒室，氮氧化物排放量為15 mg/L，排煙溫度為603 ℃，排氣流量為762 t/h，“1拖1”聯(lián)合循環(huán)出力為120 MW,聯(lián)合循環(huán)在純凝工況下效率>55%，供熱工況效率在80%左右。

項目的其他主要參數(shù)假設如下：6F燃氣電站平均上網電價為0.60元/(kW·h)(按6F型燃氣機組標桿上網電價優(yōu)惠后)，光伏電站平均上網電價為0.65元/(kW·h)(按用戶目錄電價優(yōu)惠后)，儲能電站平均上網電價為0.67元/(kW·h)(按峰谷價差折算并優(yōu)惠后)；每套6F.03聯(lián)合循環(huán)機組單位容量造價為3 400元/kW(按動力島投資占比50%測算)，光伏電站單位容量造價為4 000元/kW，儲能電站單位容量造價為2 500元/kW(選用磷酸鐵鋰蓄電池)；年發(fā)電利用時長為燃氣電站5 000 h，光伏電站1 200 h；儲能電站年充放電次數(shù)為300次(充放電深度50%)；調峰、調頻費用對應燃氣機組上網電量按0.01元/(kW·h)預估；參與需求側響應服務容量為50 MW，年總時長為200 h，平均單價為200元/(MW·h)；運行維護費用占投資比例為燃氣機組10%，光伏電站5%，儲能電站15%；設備運行年限為燃氣機組20 a，光伏電站25 a，儲能電站25 a。

由此，項目前期設備投資及運營維護費用(按殘值率5%)如表1所示。

表1 分布式燃氣電站綜合能源項目投資及運營費用 單位：萬元

項目年總收入約為70 868萬元(以下均不含稅，電力稅率為13%)。其中2×120 MW 6F.03型燃氣電站電費收入63 717萬元，60 MW光伏電站電費收入4 142萬元，20 MW儲能電站電費收入178萬元；燃氣輪機+儲能電站調峰、調頻輔助服務收入預估為1 062萬元；光伏+儲能參與需求側響應服務收入預估為1 770萬元。

項目年總支出約為63 528萬元(以下均不含稅，天然氣稅率為9%)。其中燃氣電站按年平均氣耗率0.2 m3/(kW·h)、氣價2.0元/m3計算，年消耗天然氣量24 000萬m3，燃料費44 037萬元；燃氣輪機+光伏+儲能電站設備折舊費4 978萬元，運維費10 110萬元。

從上述分析可知，在不考慮供冷、供熱等其他能源情況下，企業(yè)按實際投資額進行出資，該項目的年利潤總額為11 743萬元，凈利潤為9 982萬元，年投資收益率為9.0 %。不考慮折舊費用，則項目約7.4 a可收回投資全部成本。在發(fā)電收入中，項目的調峰、調頻及需求側響應交易兩項合計為2 832萬元/a，貢獻了利潤總額的四分之一，對項目的經濟性發(fā)揮了重要作用。

3 大力發(fā)展分布式燃氣電站綜合能源項目相關政策建議

在能源轉型過程中建設分布式燃氣電站綜合能源項目不但符合國家低碳發(fā)展的宏觀政策，而且具有較好的經濟性。在目前階段，要大力發(fā)展分布式燃氣電站綜合能源項目，須要獲得國家在政策層面的大力支持。

(1) 在宏觀政策上進行引導和鼓勵發(fā)展

在國家及各省、地、市能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃及相關能源政策文件中，應大力鼓勵和引導發(fā)展分布式燃氣電站綜合能源項目，同時各地方政府和電網企業(yè)在項目引進、審批、并網等多方面，應給予大力支持并為分布式燃氣電站綜合能源項目提供一定的便利條件。

(2) 在電價、電力市場政策上給予支持

當前，由于天然氣成本仍然較高，因此須要各省、地方政府結合當?shù)氐膶嶋H情況，在電價、天然氣發(fā)電利用時長、電力市場政策等層面上給予相應支持。分布式發(fā)電的電力及能源供應雖然重在就地消納，特殊情況下，應參照當?shù)氐奶烊粴獍l(fā)電上網電價執(zhí)行強制消納和余電上網政策，切不可由于項目的接入系統(tǒng)電壓等級不同(分布式能源項目通常接入220 kV以下地方電網)等情況執(zhí)行差異化電價政策，尤其在電力市場改革中，應進一步完善電力市場需求側響應交易，調峰、調頻市場交易，按照誰貢獻誰受益的原則，從而有力保障輔助服務提供者的充分權益。

(3) 進一步完善碳排放、天然氣市場相關政策

在能源轉型過程中，天然氣發(fā)電的橋梁作用和在電力中的支撐作用將更加凸顯。然而現(xiàn)實情況天然氣發(fā)電的低碳優(yōu)勢并沒有獲得足夠體現(xiàn)，目前天然氣發(fā)電的碳配額政策與煤電的碳配額政策仍然執(zhí)行不同的基準，因此天然氣發(fā)電并不能通過低碳排放獲得一定的收益或降低成本。國內的天然氣市場改革還在摸索過程中，天然氣價格受外部市場的影響較大，國際上通過采取減排措施獲得綠色認證的天然氣在國內的碳排放市場暫時得不到認可。由此，天然氣發(fā)電作為清潔過渡能源，相關碳排放及市場政策理應得到加倍重視和進一步完善。

4 結語

構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，其根本目的是為了早日實現(xiàn)“碳達峰”和“碳中和”的目標。在能源轉型過程中，由于受投資經濟性、科技水平等多方面條件的限制，應該在保障電網安全、有序供電的前提下，依照循序漸進、科學的原則逐步由傳統(tǒng)火電過渡到新能源。在這個過程中，分布式燃氣電站綜合能源項目由于靈活的調峰、調頻性能和較好的經濟性，未來一段時期，將成為新能源發(fā)電的有益補充和不可或缺的獨特角色。