煤电过多！天然气发电需要“补课式”发展？-北极星火力发电网

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基于系统成本最小化目标，我国的电力系统无疑存在着煤电过多、天然气发电过少的问题，天然气发电的“补课式”发展需要成为“十三五”规划的目标，并且是置于整体的电力与能源目标之下的。同时，电力行业的体制改革，特别是体现时间价值的价格机制的建立是天然气“补课式”发展的必要前提。

即使以行政特权的方式获得装机份额，燃气发电生存状况也会堪忧。而这在长期，无疑意味着一个扭曲的电源结构，一个更大成本的电力系统，也会使得长期清洁低碳的转型愈加困难。

因为长期依赖煤炭发电的缘故，电力规划的方法基本是围绕煤炭展开的，其他的电源发展在多数规划中是外生给定的，不存在内生的选择。

2015年4月，美国月度发电量统计显示，燃气电厂发电量首次超过了燃煤。这是美国历史上的第一次，其出现的原因在于低廉的天然气价格(部分地区低过煤炭)与燃煤发电日益提高的成本。

在我国，天然气比煤贵，而且天然气发电成本至少是煤炭两倍的认知仍是主流。现实情况是：如果以等价热值算，天然气的确可能比煤炭贵几倍;但气电成本是火电的两倍则完全是误导性的。天然气发电度电成本比煤贵还是便宜，这完全取决于机组工作在何种位置，是峰荷、腰荷还是基荷，利用小时数有多少。基于基荷甚至不同发电小时数的比较缺乏任何含义。

过去，电力行业的规划模式、定价模式与调度模式共同导致了天然气电厂在我国生存艰难，而这往往意味着结构的扭曲与系统总成本的增加，以及长期的环境不可持续。燃气发电行业的停滞不前，使得上游燃机制造业也未实现完全突破，国产化仍旧是个目标。

基于一个最优系统的标准，天然气发电的份额是严重偏低的，即使不考虑它的环境特性，以及灵活爬坡性能等。

影响系统优化

一个电力系统的基本概念是电力需求随时波动的。峰谷差可能超过50%，而未来可能还要大。如果可再生能源占据系统显著份额，比如超过20%，由于可再生能源的波动性出力，可能系统就没有基荷了。这也就意味着，所有的机组的利用小时数都要打很大折扣。

典型的，最高峰的时刻(比如夏季中午傍晚空调用电高峰，冬季傍晚高峰)每年也就几百个小时，这部分需求电量极其有限，但是容量要求非常高。巨大的一次固定资产投资要在有限的时间内摊销，那么这部分投资显然要越小越好，而燃料消耗由于总量小而变得次要，甚至无关紧要。

气电的单位千瓦投资成本比煤电更低(大约20%-30%)。这种情况下，天然气机组，特别是单循环机组(能源效率变得无关紧要)，是相比煤电机组成本更低、经济效率更好的选择，尽管天然气的单位能量成本还是比煤高很多。

因为长期依赖煤炭发电的缘故，电力规划的方法基本是围绕煤炭展开的，其他的电源发展在多数规划中是外生给定的，不存在内生的选择。在相当部分规划中，最大负荷点的容量平衡(比如夏季典型日、冬季典型日)与全年的电量平衡是基本的规划套路。这种“点”时刻的分析中，往往有限的内生变量就是煤电的容量(满足剩余负荷)与利用小时数(满足剩余电量)，无法得到关于天然气发电的任何含义。相应的规划迫切需要方法论方面的讨论与改进。

这一问题突出地体现在非煤能源占据主导地位的地方，比如水电丰富的云南、四川，以及具有本地特点的辽宁、甘肃等地。西南地区的水电一旦建成，其运行成本很低，有足够的竞争力在能源与电力结构中占据主导的地位，这也是整个系统成本最小化的要求。这种情况下，其他电源形式，无疑将拥有有限的发电小时数，主要应用于枯水期以及备用。这种情况下，本地还存在超过千万的煤电机组，而天然气机组少到可以忽略的地步。这种结构是如何形成的，为什么要用煤电来满足腰荷甚至是峰荷，需要有个历史性的原因回顾。

基于目前全国各省区的负荷曲线形状，天然气机组的份额(主要是单循环机组)总体上要占到最大负荷的接近10%，整个系统才是成本最低的。再考虑相应的备用水平，天然气装机至少1.5亿才是目前负荷特性与发电技术经济特点下的最优水平。但是，实际有效的装机水平还远低于这一水平。

原标题：煤电过多！天然气发电需要“补课式”发展？

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