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牛津能源研究所:碳中和承诺下中国天然气发电的挑战与趋势

编译者:guokm发布时间:May 22, 2021点击量:44 来源栏目:采集报告

2020年12月14日,牛津能源研究所发布观点文章《中国电力行业的天然气:挑战与前进道路》,分析了“十四五”规划和2060年碳中和目标背景下中国天然气发电现状、面临挑战和未来趋势。报告指出,昂贵的天然气进口成本和燃气轮机技术以及缺乏充分竞争的电力市场,是中国天然气发电面临的主要障碍。尽管如此,预计“十四五”期间天然气发电仍将加快增长,到2025年将新增40-50吉瓦发电机组,电力行业天然气消费量将翻一番达到750-800亿立方米。中国政府提出的2030年碳达峰及2060年碳中和承诺将限制煤炭消费,加上集成可再生能源对电力系统的灵活性要求,未来政策框架对天然气发电将更为支持,但碳中和目标将限制所有化石燃料(包括天然气)消费,天然气发电不可能在长期内显著发展。主要内容如下:

1、中国天然气发电发展缓慢

目前,天然气在中国电力行业中占比较小。尽管中国天然气发电装机容量从2010年的26吉瓦增至2019年的90吉瓦,但仍仅占发电机组总容量的4.5%,在火电机组中不到10%。在发电量方面,2019年中国天然气发电量为236太瓦时,仅占全国总发电量的3.2%,而燃煤发电占比则达到62%。从增长速度来看,风电和太阳能发电的增速快于天然气发电。此外,天然气发电的平均运行时间仍较低,2019年约为2500小时,煤电则达到了4000小时。

2、“十三五”期间天然气发电机组建设未达到规划目标

尽管政府已经认识到天然气作为“清洁能源”的优势,并实施政策促进其在电力及其他部门的发展,但截至2020年9月,中国天然气发电装机容量为97吉瓦,未达到“十三五”规划中设定的110吉瓦目标。虽然“十三五”规划制定了天然气发电目标,但缺乏具体的实施政策。另外,2017年冬季北方地区煤改气导致的严重天然气供应短缺使中国天然气政策发生重大转变,从推广天然气发电厂转变为有序发展天然气调峰电厂并限制新建热电联产电厂。政策变化加上天然气的高昂成本,使天然气在中国电力系统中的作用一直极为有限。

3、过高的天然气成本是中国天然气发电的主要障碍

燃料成本占天然气发电成本的七成以上,中国近一半的天然气需求通过进口LNG或管道天然气满足,其成本远大于国内资源丰富的煤炭,因此天然气发电难以与煤电竞争,收回投资成本极大依赖于补贴。即使2020年由于充足的供应和新冠疫情影响,全球天然气价格大幅下跌,中国天然气发电成本仍高于煤电成本。另外,中国缺乏完善的碳排放交易市场,试点市场的碳价也持续较低水平,因而难以体现天然气发电相对于燃煤发电的低排放优势。短期内,由于严格监管的电力市场结构及煤电的优势地位,天然气发电仍将面临较大挑战。

4、昂贵的燃气轮机技术是中国天然气发电的另一个障碍

昂贵的燃气轮机技术及对国外制造商的依赖是另一个发展障碍。当前中国燃气轮机技术落后于国际水平,目前约能实现70%的组件国产化,但核心组件制造、某些特定技术、定期检查和维护仍由外国厂家掌握,设备成本占前期投资成本的50%。中国大多数天然气发电厂都采用9E和9F级燃气轮机,但国际领先厂商如西门子和通用电气已经开发了更先进的9H级燃气轮机,在效率、启动时间、排放量和灵活性方面均有改善,其热效率可达64%,比超超临界燃煤电厂高近20%,但设备价格也比同级别燃煤电厂高出30%。而且,中国大多数天然气发电厂的维护都依赖与国外供应商的服务协议,中型电厂一个大型维护周期的成本可能高达6000万美元。尽管天然气发电在降低污染物排放方面有优势,但对燃煤电厂改造以实现超低排放的成本仍低于“煤改气”。中国正努力缩小与国外的技术差距,国家电力投资集团成立了中国联合重型燃气轮机技术公司,计划到2023年完成300兆瓦F级重型燃气轮机的设计和开发,到2030年完成400兆瓦G/H级燃气轮机的开发。哈尔滨电气集团和上海电气集团也通过组建合资公司实现一些零部件国产化以提供本地维护服务。因此,国内燃气轮机技术发展将有助于降低天然气电厂的成本。

5、缺乏竞争性的电力市场难以实现天然气发电盈利

在完全竞争性电力市场中,用电高峰期和非高峰期之间的价格差异可能会使灵活的天然气发电获利。尽管中国进行了新一轮电力市场改革,超过70%的发电仍低于基准价,辅助服务市场也处于起步阶段,天然气发电难以收回投资成本。监管机构对放开市场、提高电价持谨慎态度。尽管地方政府可在基准价格范围内调整天然气发电价格,但不足以支撑燃料和运营成本,仍需依靠政府支持。此外,发电厂的运行主要由安全调度而非经济调度决定。为保证电力供应,通常保持燃煤电厂50%-60%的负荷运行水平,以将储备电量维持在较高水平,多余电量也会被用于调峰,压缩了天然气发电厂的运行时间。目前中国正进行电力现货市场试点,但现货价格仍然偏低,其主要原因是超过90%的发电量受限于长期合同或基准价格,无法将天然气发电的灵活性充分变现。而且,疫情危机导致经济增长放缓,政府调低电价以降低企业成本,短期内基准电价不太可能上调,这使得天然气发电市场前景黯淡。

6、过高的天然气进口依存度将影响政策制定

2019年,中国天然气消费同比增长8.6%达到3064亿立方米,占一次能源消费的8.1%。天然气进口依存度达43%,略低于2018年(44%)。天然气进口依存度从2005年开始迅速增长,尽管受到疫情影响,预计2020年仍将达到42.6%。中国已成为仅次于日本的全球第二大LNG进口国。鉴于中国巨大的能源需求,专家估计,当中国天然气占能源消费15%时,天然气消费量将占全球天然气贸易量的50%。因此,天然气进口依赖可能威胁中国能源安全,进而影响未来的政策制定。

7、“十四五”期间中国新建天然气发电机组将达40-50吉瓦

尽管受到上述阻碍,但天然气发电的灵活性、低排放等优点仍有利于其发展。为实现碳中和目标,中国最迟要在2050年前淘汰燃煤发电并实现电力净零排放。这需要尽快集成间歇性可再生能源,提高电力系统灵活性成为优先事项之一。由于储能技术仍无法实现大规模商业部署,平衡电力系统要求部署包括天然气发电的灵活性技术。因此,预计“十四五”规划将实施更强有力的政策支持建设天然气发电机组。迄今为止,政策重点仍放在燃煤电厂技术升级,“十三五”规划提出到2020年完成220吉瓦燃煤电厂灵活性改造,但过高成本和缺乏激励措施,仅完成了计划的25%。预计到2025年,天然气发电装机容量将新增40-50吉瓦,达到140-150吉瓦,比当前水平增加50%;电力部门天然气消费量将增长40%-50%,达到750-800亿立方米。未来十年,中国天然气需求将翻一番达到5500-6000亿立方米。

8、2060年碳中和目标下,天然气发电不可能显著扩张

中国要实现到2060年净零排放目标,需要彻底改变能源结构,化石燃料在能源消费中占比需从当前的85%大幅减少。这将限制煤炭消费,为低碳能源增长提供了空间。然而,由于净零排放电力将主要依靠可再生能源,限制化石燃料消费也将影响天然气发电的部署。清华大学气候变化与可持续发展研究院(ICCSD)在2020年10月发布的“中国长期低碳发展战略与转型路径研究”项目成果指出,中国最早应在2025年之前限制煤炭消费,天然气在能源结构中占比预计从当前的8.5%升至2025年的11%,到2030年达到13%。根据ICCSD的1.5℃情景,到2050年中国天然气发电装机容量达到200吉瓦,天然气发电(配备碳捕集系统)仅占总发电量的3%。

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