關妙賢

（中國石油化工股份有限公司天然氣分公司）

近年來，燃氣發(fā)電成為廣東省天然氣消費增長的重要領域，天然氣發(fā)電裝機規(guī)模在廣東省占比越來越高，隨著“雙碳”政策的落實及西南外電輸入減少，氣電機組將成為廣東省“十四五”期間重要的增發(fā)主力。“十四五”期間廣東省有眾多的LNG接收站相繼投運，進口LNG資源保障能力大幅提升，作為進口LNG資源大省，廣東省內天然氣發(fā)電和進口LNG發(fā)展關系更加密切。本文通過分析廣東省天然氣發(fā)電和進口LNG現(xiàn)狀、廣東省天然氣發(fā)電優(yōu)劣勢，結合廣東省內氣電政策，提出廣東省天然氣發(fā)電和進口LNG在氣電管理、價格傳導機制、交易模式、多方協(xié)同保障等方面協(xié)調發(fā)展相關建議，為推動我國氣電高質量發(fā)展提供參考。

1 廣東省天然氣發(fā)電及進口LNG狀況

1.1 天然氣發(fā)電裝機情況

截至2022年底，廣東省氣電裝機容量約3423萬千瓦，同比增長12.1%（見圖1），占全省裝機容量20%，占全國氣電裝機的30%，位列全國氣電裝機第一。2022年全省氣電發(fā)電量約829億千瓦時，受天然氣價格大幅上漲影響，氣電發(fā)電量同比下降7%，占全省發(fā)受電量的10.9%（見圖2）；全省天然氣發(fā)電小時數(shù)約2400小時。

圖1 2017—2022年廣東氣電裝機規(guī)模

圖2 2022年廣東全省發(fā)受電占比

1.2 天然氣發(fā)電利用規(guī)模及分布

廣東作為全國天然氣消費第一大省，2022年天然氣消費量336億立方米，其中氣電消費占比約49%。氣電用氣是廣東省最大規(guī)模的天然氣消費類型，天然氣供應對氣電安全穩(wěn)定運行影響極大。

2006年深圳大鵬LNG接收站的投產，使得廣東省天然氣供應渠道拓寬，為省內天然氣發(fā)電提供氣源供應基礎，氣電用氣消費占比長期維持在49%～50%。珠三角地區(qū)的深圳、廣州、東莞、中山等地區(qū)的天然氣發(fā)電裝機增長迅速，在國家能源局南方監(jiān)管局公開的廣東省37家電廠中，上述地市天然氣電廠達到28家（見圖3）。目前廣東省內天然氣發(fā)電主體集中在廣東省能源集團有限公司、深圳能源集團股份有限公司、大唐集團、中海油氣電集團等企業(yè)。為了增加天然氣供應，天然氣發(fā)電企業(yè)開始布局上游氣源。

圖3 廣東省天然氣發(fā)電廠分布情況

1.3 進口LNG資源現(xiàn)狀及潛力

根據(jù)廣東省相關公開信息，截至2022年底，廣東省現(xiàn)有7座LNG接收站（包括應急調峰站），實際進口天然氣230億立方米，進口LNG占全省總供氣量的約65%。省內LNG接收站接卸量占LNG供應量的90%以上，LNG接收站負荷率約為68%，現(xiàn)階段省內LNG接收站基本處于較高負荷運轉。

目前廣東省投入運營的LNG接卸碼頭能力達到2260萬噸/年，配套建設的LNG儲罐19座，儲罐容積280萬立方米，儲氣能力為16.8億立方米/年；已核準和在建的LNG接卸碼頭（不含揭陽LNG接收站）能力達2630萬噸/年，將配套建設LNG儲罐19座，儲罐容積391萬立方米（見表1），儲氣能力為23.46億立方米/年。

廣東省LNG接卸碼頭以珠三角為核心，與天然氣發(fā)電布局相輔相成。未來珠三角LNG碼頭接卸能力將達到3210萬噸/年，占廣東省LNG接卸總能力比重為61.8%；粵東地區(qū)LNG碼頭接卸能力將達到1500萬噸/年，占廣東省比重為28.9%。預計未來廣東全省具備的LNG接卸能力將達5190萬噸/年，折合天然氣約720億立方米/年，LNG接收站儲罐一次儲備能力約40億立方米/年。

2 廣東省氣天然氣發(fā)電優(yōu)劣勢分析

2.1 廣東省天然氣發(fā)電的優(yōu)勢

2.1.1 氣電的調峰能力有助于廣東省電力供應的穩(wěn)定

2023年1—6月，廣東省全社會用電量為3027.5億千瓦時，同比增長3.31%，其中工業(yè)用電量1878億千瓦時，同比增長0.42%。2023年廣東省經濟穩(wěn)定增長，用電量預計保持穩(wěn)定高速增長，電力需求旺盛，電力供應壓力持續(xù)增大。2022年廣東省外受電力占比約23%，其中云南送往廣東省的電量為1221.2億千瓦時，占廣東省外受電量的68.92%，占廣東省發(fā)受電量總和的16.03%。2023年5月下旬以來，廣東省高溫天氣影響用電負荷快速增長，但云南水電出現(xiàn)連續(xù)3個月同比下降情況，導致外送廣東省電量也出現(xiàn)下降。6—9月進入迎峰度夏保供期，氣電調峰需求增加。云南省外送廣東省的電量極大影響了廣東省用電供需缺口及調峰。

廣東省能源高質量發(fā)展離不開清潔能源的支撐，而氣電是最為現(xiàn)實的電源結構。未來廣東省海上風電和光伏等可再生能源將開發(fā)建設，大量可再生能源接入對靈活電源的需求也將顯著增加。天然氣發(fā)電和可再生能源融合發(fā)展，可以彌補廣東省發(fā)展可再生能源在穩(wěn)定性和連續(xù)性方面的不足。

2.1.2 靈活的電力市場交易體系有助于提升發(fā)展氣電的積極性

目前廣東省已建立了“中長期＋現(xiàn)貨＋輔助服務”的電力市場體系，且已實現(xiàn)全年常態(tài)化開展中長期、現(xiàn)貨、綠電和需求響應等多層次市場交易，靈活的電力市場交易體系有助于氣電的發(fā)展。

根據(jù)《廣東電力市場2022年年度報告》，2022年廣東省電力市場累計交易電量5308.9億千瓦時（含市場直接交易2985.7億千瓦時、電網代購2323.2億千瓦時）。2022年中長期市場交易電量達到2968.9億千瓦時，現(xiàn)貨市場交易電量100.4億千瓦時。廣東省中長期直接交易電量規(guī)模大，電力市場交易較為活躍（見圖4）。2022年廣東省電力市場發(fā)電側中長期電量均價0.4994元/千瓦時，代購電量均價0.4714元/千瓦時，現(xiàn)貨偏差電量0.8977元/千瓦時。在政策方面，2023年9月國家發(fā)展改革委和國家能源局印發(fā)了《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》的通知，為規(guī)范電力現(xiàn)貨市場的運營和管理提供了指導，將能夠保障電力現(xiàn)貨加快發(fā)展。

圖4 2022年廣東省市場直接交易電量結構

2.1.3 廣東省政策支持天然氣發(fā)電的發(fā)展

《廣東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》提出，“十四五”期間廣東省將積極發(fā)展天然氣發(fā)電，在綜合考慮調峰需求和建設條件的前提下，在珠三角等負荷中心合理規(guī)劃調峰氣電布局建設；在省內工業(yè)園區(qū)、產業(yè)園區(qū)等有用熱需求的地區(qū)，按“以熱定電”原則布局天然氣熱電聯(lián)產及分布式能源站項目?！笆奈濉睍r期，廣東省將新增天然氣發(fā)電裝機容量約3600萬千瓦?！稄V東省推進能源高質量發(fā)展實施方案（2023—2025年）》提出，到2025年廣東省氣電規(guī)模將達到約5500萬千瓦，按2500小時測算，天然氣發(fā)電用氣量約275億立方米。

2.2 廣東省天然氣發(fā)電發(fā)展劣勢

2.2.1 進口LNG為主導的氣源價格制約了氣電發(fā)展

目前國內氣電大規(guī)模發(fā)展均面臨氣源和成本兩大制約。進口LNG作為廣東省天然氣供應主要渠道，由于國際油價上漲，同時受地緣政治、烏克蘭危機等因素影響，國際LNG價格維持高位運行。天然氣供應受上游資源成本、中下游供氣環(huán)節(jié)及層級等影響，終端使用天然氣價格較高。2022年廣東省天然氣終端價格整體上漲，電廠用氣價格上漲至3.5～4元/立方米。對于6F、9F機型的天然氣發(fā)電廠來說，燃料成本占電廠運行成本的約75%～80%。電廠燃料成本壓力加大，燃機電廠發(fā)電成本增加，下游發(fā)電企業(yè)積極性不高。2022年省內37家電廠僅有2家盈利。天然氣供應穩(wěn)定性與價格是目前影響電廠盈利運行的最大因素。

2.2.2 氣電價格缺乏競爭性

根據(jù)國家能源局南方監(jiān)管局數(shù)據(jù)，2022年廣東省氣電平均供電標準氣耗為0.1762立方米/千瓦時，同比下降0.0132立方米/千瓦時；煤電平均供電標準煤耗為308.04克/千瓦時，同比下降0.7克/千瓦時。目前國內氣電成本比煤電高0.2～0.3元/千瓦時，氣電成本是影響省內氣電運行的主要因素之一。2023年以來，長協(xié)煤價、現(xiàn)貨煤價、海外煤價均呈下降走勢，而且我國從2023年4月1日至2023年12月31日繼續(xù)對煤炭進口實施零稅率，煤炭供應更加穩(wěn)定且成本較低。煤價降低進一步加劇了對省內天然氣發(fā)電業(yè)務的擠壓。

2.2.3 天然氣發(fā)電調峰經濟價值未有效體現(xiàn)

目前廣東省氣電上網電價相對較高，廣東省電價結算主要分為長約計劃電價、市場現(xiàn)貨及競價交易電價和差量交易電價。其中，現(xiàn)貨交易電價基本在長約電價基礎上上下浮動。在電力現(xiàn)貨交易常態(tài)化情況下，成交電價跟隨燃料（煤、氣）價格波動、季節(jié)變化、電網調度、政策調整而頻繁變動，電價也將會更大程度地影響電廠的發(fā)電和用氣量，電價和氣價之間的相互影響作用也將放大。廣東省執(zhí)行的天然氣上網電價處于全國較高水平，氣電長約上網價格約為0.655元/立方米，但由于天然氣調峰電廠發(fā)電小時數(shù)偏低，參與調峰的作用和價值沒有得到充分補償，缺乏合理的投資收益模式，導致天然氣供應商和發(fā)電企業(yè)積極性減弱。

3 廣東省氣電與進口LNG協(xié)調發(fā)展建議

3.1 實施氣電儲備管理

3.1.1 增加LNG儲備，提升供應保障能力

未來廣東省LNG接收站儲備能力約40億立方米，按照2025年275億立方米天然氣發(fā)電用氣需求測算，預計廣東省天然氣發(fā)電“迎峰度夏”期間日最大需求約1.4億立方米，LNG接收站的儲備能力可較大提高省內供氣保障水平。為了在天然氣供應不足及價格暴漲時維持氣源供應穩(wěn)定的局面，建議天然氣發(fā)電企業(yè)應盡可能加強氣源儲備。一是向廣東省的LNG接收站或地方儲氣項目購買一定的儲備氣量；二是適當自建儲氣設施；三是提早落實天然氣電廠頂峰發(fā)電天然氣需求量，在年度合同外爭取靈活的短期協(xié)議保障；四是積極與氣源供應商探索建立燃氣發(fā)電氣源購銷的長協(xié)機制，同時推動LNG期貨交割庫建設，維持LNG價格穩(wěn)定和供應安全。

3.1.2 嘗試開展電量間接儲備

受電力系統(tǒng)發(fā)電、輸電、配電和用電的過程幾乎同時完成的技術限制，企業(yè)無法實現(xiàn)大規(guī)模及經濟性地儲存電能。但是，天然氣發(fā)電啟動靈活性高，既可以快速出力接入電網，還可以根據(jù)電網調度需求調整出力水平。建議通過發(fā)電用天然氣儲存和應急調度，間接調節(jié)電廠電量儲存，同時考慮將氣量的儲存與電力調峰經濟性進行掛鉤，在動用天然氣發(fā)電企業(yè)自有儲備氣量或應急氣量時，應給于適當?shù)膬r格補償。

3.2 完善價格傳導機制

3.2.1 電力調峰補償機制

廣東省電網峰谷差大，2023年夏季最高負荷超過1億千瓦，進入冬季或春季假期，統(tǒng)調最低負荷約3000萬千瓦，調峰壓力大。啟?？?、運行靈活的氣電正是滿足廣東省需要的優(yōu)良調峰電源，也是應對因臺風、暴雨頻發(fā)等極端天氣可能出現(xiàn)大面積停電事故的優(yōu)良的啟動電源。

如果保持廣東省現(xiàn)有天然氣發(fā)電價格水平不變，應認真研究廣東省天然氣發(fā)電的定位，若以調峰機組作為電力系統(tǒng)的保障，在依托進口LNG供應的前提下，建議政府相關部門對氣電廠的調峰供氣建立補償機制。一是電廠統(tǒng)計頂峰出力時的電量，以計算出該周期內電廠頂峰出力的氣量，針對該氣量精準提供調峰補償，這樣也有利于天然氣頂峰保供氣量的落實。二是對于氣電廠因調峰增加的LNG進口成本，可通過電力現(xiàn)貨市場交易順價機制疏導解決。按照“誰受益、誰承擔”的原則，充分發(fā)揮用戶參與調峰服務“分擔共享”機制的作用。

3.2.2 兩部制電價機制

燃氣電廠在大部分地區(qū)發(fā)揮“低谷壓得下、尖峰頂?shù)蒙稀钡淖饔?，作為備用負荷，燃氣電廠因調峰運行產生成本的負擔較大，且上網電價浮動，調峰時的電網價格雖然有較高的上浮，但調峰的電費收入不足以完全抵消運行成本，還需要政府向電廠提供適當補償。目前浙江、江蘇等地天然氣發(fā)電均施行兩部制電價，通過實行容量電價和電量電價，抵消電廠固定成本及保障發(fā)電收益，有利于緩解電廠虧損問題。為了推進氣電聯(lián)動發(fā)展，建議電量電價的計算覆蓋進口LNG燃料成本，電量電價可與氣價的變動聯(lián)動。

3.3 創(chuàng)新氣電交易模式

廣東省電力現(xiàn)貨交易較為活躍，為了提升天然氣發(fā)電電力穩(wěn)定性和聯(lián)動性，建議逐步推動天然氣交易系統(tǒng)與電力交易系統(tǒng)實現(xiàn)聯(lián)動，為電力現(xiàn)貨市場運行提供保障。燃氣電廠在電力交易中心成交了一筆電力現(xiàn)貨交易后，根據(jù)該筆交易的生產需求，有條件的發(fā)電企業(yè)應在天然氣交易平臺對應成交一筆天然氣現(xiàn)貨交易，這樣既保障了電力系統(tǒng)的負荷供應，也落實了天然氣系統(tǒng)的資源籌備和氣量調度。建議在珠三角天然氣發(fā)電較為成熟和LNG資源較為充足的地區(qū)，利用深圳、珠海等地完善的LNG儲備體系，建立進口LNG期貨市場，推進天然氣中長期購銷合同，氣電交易“期現(xiàn)聯(lián)動”，提升氣電發(fā)展積極性和經濟性。

3.4 提倡多方協(xié)同保障

目前發(fā)電系統(tǒng)的波動性、不可預測性在一定程度上傳導至上游供氣方，影響了天然氣銷售企業(yè)的計劃管理和管網日常穩(wěn)定運行。為實現(xiàn)廣東省氣、電產業(yè)相關各方和諧發(fā)展，需要政府部門、油氣企業(yè)、燃氣發(fā)電企業(yè)、LNG接收站運營企業(yè)、電網和管網企業(yè)等各方共同努力，積極進行溝通，建立協(xié)調供應機制。同時，建議調峰氣電廠選址結合廣東省內LNG接收站位置，合理布局就近建設，考慮“站（LNG接收站）+電（調峰發(fā)電）”協(xié)調運營模式，實現(xiàn)在供應端的氣電協(xié)調運行。