天然氣發(fā)電需要“補(bǔ)課式”發(fā)展

張樹偉　申紅帥

基于系統(tǒng)成本最小化目標(biāo)，我國的電力系統(tǒng)無疑存在著煤電過多、天然氣發(fā)電過少的問題，天然氣發(fā)電的“補(bǔ)課式”發(fā)展需要成為“十三五”規(guī)劃的目標(biāo)，并且是置于整體的電力與能源目標(biāo)之下的。同時(shí)，電力行業(yè)的體制改革，特別是體現(xiàn)時(shí)間價(jià)值的價(jià)格機(jī)制的建立是天然氣“補(bǔ)課式”發(fā)展的必要前提。

2015年4月，美國月度發(fā)電量統(tǒng)計(jì)顯示，燃?xì)怆姀S發(fā)電量首次超過了燃煤。這是美國歷史上的第一次，其出現(xiàn)的原因在于低廉的天然氣價(jià)格（部分地區(qū)低過煤炭）與燃煤發(fā)電日益提高的成本。

在我國，天然氣比煤貴，而且天然氣發(fā)電成本至少是煤炭兩倍的認(rèn)知仍是主流。現(xiàn)實(shí)情況是：如果以等價(jià)熱值算，天然氣的確可能比煤炭貴幾倍；但氣電成本是火電的兩倍則完全是誤導(dǎo)性的。天然氣發(fā)電度電成本比煤貴還是便宜，這完全取決于機(jī)組工作在何種位置，是峰荷、腰荷還是基荷，利用小時(shí)數(shù)有多少。基于基荷甚至不同發(fā)電小時(shí)數(shù)的比較缺乏任何含義。

過去，電力行業(yè)的規(guī)劃模式、定價(jià)模式與調(diào)度模式共同導(dǎo)致了天然氣電廠在我國生存艱難，而這往往意味著結(jié)構(gòu)的扭曲與系統(tǒng)總成本的增加，以及長期的環(huán)境不可持續(xù)。燃?xì)獍l(fā)電行業(yè)的停滯不前，使得上游燃機(jī)制造業(yè)也未實(shí)現(xiàn)完全突破，國產(chǎn)化仍舊是個(gè)目標(biāo)。

基于一個(gè)最優(yōu)系統(tǒng)的標(biāo)準(zhǔn)，天然氣發(fā)電的份額是嚴(yán)重偏低的，即使不考慮它的環(huán)境特性，以及靈活爬坡性能等。

影響系統(tǒng)優(yōu)化

一個(gè)電力系統(tǒng)的基本概念是電力需求隨時(shí)波動(dòng)的。峰谷差可能超過50%，而未來可能還要大。如果可再生能源占據(jù)系統(tǒng)顯著份額，比如超過20%，由于可再生能源的波動(dòng)性出力，可能系統(tǒng)就沒有基荷了。這也就意味著，所有的機(jī)組的利用小時(shí)數(shù)都要打很大折扣。

典型的，最高峰的時(shí)刻（比如夏季中午傍晚空調(diào)用電高峰，冬季傍晚高峰）每年也就幾百個(gè)小時(shí)，這部分需求電量極其有限，但是容量要求非常高。巨大的一次固定資產(chǎn)投資要在有限的時(shí)間內(nèi)攤銷，那么這部分投資顯然要越小越好，而燃料消耗由于總量小而變得次要，甚至無關(guān)緊要。

氣電的單位千瓦投資成本比煤電更低（大約20%-30%）。這種情況下，天然氣機(jī)組，特別是單循環(huán)機(jī)組（能源效率變得無關(guān)緊要），是相比煤電機(jī)組成本更低、經(jīng)濟(jì)效率更好的選擇，盡管天然氣的單位能量成本還是比煤高很多。

因?yàn)殚L期依賴煤炭發(fā)電的緣故，電力規(guī)劃的方法基本是圍繞煤炭展開的，其他的電源發(fā)展在多數(shù)規(guī)劃中是外生給定的，不存在內(nèi)生的選擇。在相當(dāng)部分規(guī)劃中，最大負(fù)荷點(diǎn)的容量平衡（比如夏季典型日、冬季典型日）與全年的電量平衡是基本的規(guī)劃套路。這種“點(diǎn)”時(shí)刻的分析中，往往有限的內(nèi)生變量就是煤電的容量（滿足剩余負(fù)荷）與利用小時(shí)數(shù)（滿足剩余電量），無法得到關(guān)于天然氣發(fā)電的任何含義。相應(yīng)的規(guī)劃迫切需要方法論方面的討論與改進(jìn)。

這一問題突出地體現(xiàn)在非煤能源占據(jù)主導(dǎo)地位的地方，比如水電豐富的云南、四川，以及具有本地特點(diǎn)的遼寧、甘肅等地。西南地區(qū)的水電一旦建成，其運(yùn)行成本很低，有足夠的競爭力在能源與電力結(jié)構(gòu)中占據(jù)主導(dǎo)的地位，這也是整個(gè)系統(tǒng)成本最小化的要求。這種情況下，其他電源形式，無疑將擁有有限的發(fā)電小時(shí)數(shù)，主要應(yīng)用于枯水期以及備用。這種情況下，本地還存在超過千萬的煤電機(jī)組，而天然氣機(jī)組少到可以忽略的地步。這種結(jié)構(gòu)是如何形成的，為什么要用煤電來滿足腰荷甚至是峰荷，需要有個(gè)歷史性的原因回顧。

基于目前全國各省區(qū)的負(fù)荷曲線形狀，天然氣機(jī)組的份額（主要是單循環(huán)機(jī)組）總體上要占到最大負(fù)荷的接近10%，整個(gè)系統(tǒng)才是成本最低的。再考慮相應(yīng)的備用水平，天然氣裝機(jī)至少1.5億才是目前負(fù)荷特性與發(fā)電技術(shù)經(jīng)濟(jì)特點(diǎn)下的最優(yōu)水平。但是，實(shí)際有效的裝機(jī)水平還遠(yuǎn)低于這一水平。

天然氣發(fā)電價(jià)值的體現(xiàn)

政府公共政策的目的在于，如何通過設(shè)計(jì)機(jī)制或者政策建立市場激勵(lì)，引導(dǎo)投資，以實(shí)現(xiàn)上述電力系統(tǒng)成本最小化的目標(biāo)。

在一個(gè)起作用的電力市場中，這一點(diǎn)是基本得到保證的。對于新建設(shè)項(xiàng)目的決策，為了實(shí)現(xiàn)在負(fù)荷高峰階段獲得高電價(jià)的能力，建設(shè)靈活的天然氣機(jī)組是個(gè)選擇。同時(shí)，這種負(fù)荷高峰出現(xiàn)的機(jī)會(huì)并不多，因此此類機(jī)組需要在有限的時(shí)間內(nèi)回收固定成本，因此必須是輕資產(chǎn)的，天然氣電廠符合這一特點(diǎn)。

但是，目前我國還缺乏電力市場，特別是價(jià)格實(shí)時(shí)波動(dòng)的短期現(xiàn)貨市場。“定位式”的規(guī)劃模式，以及基于基荷思維的行政定價(jià)（原則上假定小時(shí)數(shù)，然后平攤固定成本倒推價(jià)格），使得這一系統(tǒng)成本最小化的理性選擇無法實(shí)現(xiàn)。

燃?xì)怆姀S對于系統(tǒng)價(jià)值的體現(xiàn)，在缺乏電力市場的基本條件下，定位為調(diào)峰的電站采用容量電價(jià)補(bǔ)償投資，用電量電價(jià)補(bǔ)償不多的開機(jī)機(jī)會(huì)是個(gè)有效的臨時(shí)性安排。這也在部分地區(qū)得到了檢驗(yàn)。但是，這些價(jià)格如何確定，如何隨著時(shí)間而變化，仍舊需要細(xì)致的政策設(shè)計(jì)。

盡管某些地區(qū)或者時(shí)刻稍有不同，但總體而言，我國電力機(jī)組調(diào)峰義務(wù)普遍很大（比如70%以上都是義務(wù)調(diào)峰），仍基本維持平均小時(shí)數(shù)調(diào)度的原則，并且存在大量煤電機(jī)組開工不足（利用率平均只有50%左右），這在一定程度上增加了調(diào)度的自由量裁權(quán)，與可以使用的調(diào)峰資源。

電力平衡的保證，在大部分地區(qū)與大部分情況下，不是通過一般意義上的“平衡市場（輔助服務(wù)市場）”，由專門機(jī)組（這些機(jī)組可能更適合，成本更低）去完成的，而是把這種義務(wù)分?jǐn)偟剿羞\(yùn)行機(jī)組（包括占2/3的60萬千瓦以上的大機(jī)組），讓其平均承擔(dān)。

這種系統(tǒng)平衡責(zé)任與成本的社會(huì)化方式，對于整體系統(tǒng)效率是一種浪費(fèi)（煤電固定資本大，調(diào)峰不夠靈活，損耗大、成本高）。但是如果沒有調(diào)度原則與市場份額確定模式的改變，調(diào)整的動(dòng)力也并不存在。

專門的調(diào)峰機(jī)組在目前的定價(jià)體系下，沒有動(dòng)力去建設(shè)專門的新的調(diào)峰機(jī)組，去實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)成本最小化，以自身的有限小時(shí)數(shù)換取其他機(jī)組更大的收益。這種系統(tǒng)的收益是全部機(jī)組的（最終是消費(fèi)者的），而成本卻由天然氣機(jī)組來承擔(dān)。這方面存在著明顯的激勵(lì)不足，屬于政策與機(jī)制缺失的問題。endprint

當(dāng)然，這一分析是建立在需求增長情況下的，新建調(diào)峰機(jī)組（所謂Green Field）應(yīng)選擇天然氣，而不是煤電的問題。但是，我國目前存在巨大的歷史負(fù)擔(dān)問題，那就是業(yè)已形成的超過一個(gè)億的燃煤發(fā)電冗余容量。這部分巨大的“沉沒”資產(chǎn)是改變這一調(diào)峰范式的極大障礙。沒有燃煤機(jī)組的“有效消化”與去產(chǎn)能（負(fù)荷進(jìn)一步增長，或者提前關(guān)停），很難有可行的效率改進(jìn)方案與新的調(diào)峰機(jī)組建設(shè)的空間。這需要結(jié)合電力體制改革與市場份額競爭機(jī)制的建設(shè)，進(jìn)行頂層設(shè)計(jì)，打破這種“死鎖”狀態(tài)。

如何在財(cái)務(wù)上變得更加可行

作為電廠 ，從行業(yè)與企業(yè)的視角，必須把目前的政策與市場環(huán)境視為給定的。那么，目前的環(huán)境下，由于缺乏隨時(shí)間波動(dòng)的電力價(jià)值的體現(xiàn)，缺乏競爭性的市場份額內(nèi)生機(jī)制，缺乏電力能量市場與輔助市場，天然氣發(fā)電廠在財(cái)務(wù)上要可行就成為很困難的事情。爭取優(yōu)惠的電價(jià)水平，以及爭取更多的發(fā)電小時(shí)數(shù)或者容量電價(jià)，是最后的辦法。

此外，雖然宏觀整體上氣源的可得、穩(wěn)定性與否不構(gòu)成不發(fā)展天然氣發(fā)電的理由（峰荷位置的天然氣消耗很小，且天然氣不足是個(gè)有必要性解決的問題，而不應(yīng)該成為長期發(fā)展的障礙），但是對于具體電廠而言，卻可能是個(gè)隱患。因?yàn)榕c電力市場類似，我國的天然氣市場目前也是個(gè)管制的市場，特別是管道氣。根據(jù)用氣目的確定價(jià)格嚴(yán)重?fù)p害了統(tǒng)一市場的發(fā)展，可能在操作層面造成電廠的天然氣保障出現(xiàn)問題，從而影響電廠的經(jīng)濟(jì)收益。這方面可參見作者之前文章的分析。

基于系統(tǒng)成本最小化的目標(biāo)，我國的電力系統(tǒng)無疑存在著煤電過多，而天然氣發(fā)電過少的問題。天然氣的“補(bǔ)課式”發(fā)展——盡快實(shí)現(xiàn)超過1.5億千瓦是應(yīng)有之義。這需要成為“十三五”規(guī)劃的目標(biāo)，置于整體的電力與能源目標(biāo)之下。

此外，動(dòng)態(tài)平衡與競爭性原則應(yīng)是“十三五”規(guī)劃的要義，而“定位”與各種形式的“自由量裁”（定需求水平、定小時(shí)數(shù)、定補(bǔ)貼水平）與此格格不入。如果沒有規(guī)劃范式的改變，天然氣的作用與意義將大打折扣，仍舊處于死鎖狀態(tài)。即使以行政特權(quán)的方式獲得裝機(jī)份額，燃?xì)獍l(fā)電生存狀況也會(huì)堪憂。而這在長期，無疑意味著一個(gè)扭曲的電源結(jié)構(gòu)，一個(gè)更大成本的電力系統(tǒng)，也會(huì)使得長期清潔低碳的轉(zhuǎn)型愈加困難。

電力行業(yè)的體制改革，特別是改革價(jià)格形成機(jī)制、改變調(diào)度與交易的關(guān)系、改變規(guī)劃范式，仍舊是天然氣“補(bǔ)課式”發(fā)展的必要前提。endprint