隨著“雙碳”目標的提出，未來能源轉型將進入加速發展期。以可再生能源為主體的新型電力系統需要新的體制機制支撐，包括儲能、需求側響應都需要建立新的商業模式及完善的市場機制。能源市場化是支撐“雙碳”目標實現的重要條件，天然氣行業要想實現輝煌，需要技術創新和商業模式創新，包括改革和政策等方面做出更大的努力，才能使天然氣在能源轉型中發揮更好的作用，走綜合能源發展之路，才能支撐碳達峰碳中和目標的實現。
文 | 楊雷 北京大學能源研究院，石油商報
天然氣是重要的碳減排來源
天然氣減排的一個典型例子是美國。美國在2007年實現碳達峰后，現已進入二氧化碳的快速減排階段。這與同期美國頁巖氣革命的成功密不可分，美國的天然氣產業近年來獲得了長足的發展，資源得天獨厚，價錢便宜，氣電成本得以大幅下降。最近十幾年來，可再生能源得到快速發展，貢獻了30%的減碳量。而****的減碳來源仍然是天然氣，減排貢獻為40%。
天然氣替代煤炭發電，對于二氧化碳排放的快速下降發揮了重要的作用。天然氣在減少污染方面也發揮了重要作用。在碳減排的過程中，氣電的環境效應非常顯著，尤其是對于顆粒物和硫化物等的減排。據統計，燃氣電廠較燃煤電廠的氮氧化物排放量減少26%，二氧化硫減少95%，煙塵減少64.3%。在同等發電量的情況下，燃煤電廠的二氧化碳排放量是氣電的2倍，這也是美國氣電代替煤電后減排效果顯著的原因。隨著天然氣消費量的逐漸增長，包括對燃煤鍋爐的淘汰，天然氣將發揮重要作用。
天然氣是電力系統重要的靈活性來源
在碳中和愿景下，能源低碳轉型已經成為共識。中國的碳中和承諾，意味著到2045年左右，風電和光伏將成為最主要的一次能源；據有關機構預測，到2060 年，對煤炭的需求將下降80%以上，石油需求下降約60%，天然氣需求下降40%以上。截至2020年，中國能源結構中化石能源占比仍在85%左右，而以可再生能源為主的非化石能源占比不足16%。中國關于碳達峰碳中和的指導意見明確提出非化石能源占比要達到80%以上，今后的目標是可再生能源為主的非化石能源替代現在的化石能源成為主體。
在這個過程中，能源系統優化是邁不過去的坎。以可再生能源為主體的供電系統，其日波動、季節波動性非常顯著，與原來的、能夠很好調度的電力系統有很大的差別。風電、光伏變動性大的能源對電力系統提出了全新要求。這就需要構建一個新型的能源系統和電力系統。
根據IEA 等的研究，當變動性可再生能源發電量占比在5%以下時，通過電網調度基本可以解決，以前說風電光伏占比達5%即為上限，而德國通過技術的不斷突破，已經實現可再生能源占比達到80%。當可再生電力占比超過5%后，電力系統將進入一個新的階段，需要擁有更多的備用容量，如抽水蓄能、氣電、火電的靈活性改造，以支撐更多的變動性可再生能源，但隨之而來的系統成本也越來越大。
當可再生電力占比超過10%后，系統成本急劇升高，這就需要對電力系統進行整體優化，提高整個源、網、荷、儲在內的系統靈活性。中國已經進入這一階段，需要對電力系統進行整體升級優化，比如源網荷儲一體化、風光水火一體化等系統的重新構造，這是構建新型能源系統邁不過去的坎。系統安全穩定運行成為關鍵問題，需要采取先進靈活性技術加以保障。未來新型能源系統將以集中式為主逐步轉向分布式、集中式并重，最終發展成為以分布式能源廣泛應用的系統。
系統靈活性越來越重要。IEA2021年5月的一項研究表明，隨著可再生能源或者非化石能源比例的增加，全球能源系統要實現凈零排放，目前電力系統的靈活性需要提高4倍，才能支撐未來系統的穩定、可靠、靈活供應。天然氣是目前****的跨季節大規模儲能的方式，未來綠氫將是有力的挑戰者。
氣電是優質的調峰來源。隨著可再生電源的大量接入，中國電力系統調峰面臨更大壓力。天然氣發電運行靈活，啟停時間短，爬坡速率快，較煤電具有很強大的調峰能力和調峰速度。氣電特別大的優勢是跨季節調峰能力，當冬季光伏發電能力降低時，要實現規模化的季節調峰，目前還需依賴氣電。在德國的電力結構中，氣電占比達到了13%，由于利用小時數較低，其裝機容量很大，以支撐高比例的可再生能源發電系統。
在風電、光伏裝機占比較高的情景下，天然氣發電裝機需求將持續增加，氣電在電力系統中更多充當尖峰電源，支撐可再生能源并網。如果能夠用更多的氣電來參與調峰，對未來這種新型能源系統的構建是非常的重要。尤其是到2030～2040年，氣電將發揮非常重要的作用，這也是能夠保證能源安全，支撐更多可再生能源并網的重要手段。
未來新型電力系統的構建離不開天然氣
現有電力系統靈活性面臨巨大挑戰。在“十三五”規劃目標中，煤電裝機為11億千瓦、靈活性電源（包括抽水蓄能、氣電和煤電靈活性改造）3.7億千瓦、變動性可再生電源（風電+光伏）3.2 億千瓦，到2020 年煤電達到10.8億千瓦，基本達到預期，有效控制了煤電的增長；靈活性電源為1.9億千瓦，僅為目標的一半，而變動性可再生電源裝機達到了5.3億千瓦，大大超出預期。這也對“十四五”期間靈活性電源的發展提出了更高的要求。
我國氣電的比例較低。2010～2020年，天然氣發電取得了較快增長，但由于發電小時數較低，氣電量占比不是很高，裝機占比超過4%，而發電量占比在電力供應結構中由1.8%小幅升至3.4%。全球典型國家的天然氣發電量，印度為4.6%，德國14.9%，美國氣電（40.9%）是主要的電力來源。我國氣電裝機不到1億千瓦，天然氣價格也比國際上的水平要高，氣電企業就很難盈利。此外，由于氣源得不到有效保障，影響了氣電發展的積極性。
我國氣電現階段調峰能力很弱。近幾年燃氣熱電聯產增長相對較快，約占總裝機比例60%。廣東、江蘇、浙江、上海是我國燃氣電廠最為密集的地區，裝機容量全國占比約60%。京津地區燃氣發電裝機呈快速上升勢頭，裝機容量全國占比17%。而熱電聯產的機型并不適合調峰。
我國氣電價格水平較高。我國各地發電氣價在2.2～2.7元/立方米，在此氣價水平下，我國典型地區燃氣電廠發電成本約為0.56～0.58 元/千瓦時，其中，燃料成本占比約70%～75%。氣電上網電價相對較高，近幾年氣電發電小時維持在約2600 小時以下的較低水平。
氣電發展需要政策支持。北京大學氣候變化和能源轉型項目組的研究表明，到2025 年，天然氣將呈快速增長態勢。在積極的能源轉型情景下，要盡早實現碳達峰，天然氣在發電領域將發揮更加重要的作用。一直到2040年前，天然氣的發展空間都非常廣闊。
明確天然氣發電產業政策將有助于天然氣發揮更好的作用。天然氣市場化改革與電力市場化改革的深化是發揮氣電作用的重要條件。天然氣市場化進入了深水區，如何能夠借鑒國際的成功經驗，少走彎路，能夠盡快地建立一個能夠優化資源配置的市場化價格體系，將是非常重要的。這樣才能夠使這個資源的調配符合實際的情況，也會能提高天然氣價格的國際話語權。
未來新型能源系統、電力系統的構建，需要天然氣這樣的靈活性資源，如何能夠使天然氣發電，在未來的這樣一個能源轉型中，有可預期的投資環境是非常重要的，要明確這樣的定位和相關的產業政策。
隨著備用容量市場規模的擴大，建立市場化機制也可以確保將來建設安全可持續的電力系統。電力現貨市場，包括較高的調峰電價，包括輔助服務市場體系的建設，對氣電發展非常重要，同時，也包括容量市場的構建，為備用容量付費，也是吸引氣電等靈活性資源投資的關鍵手段。
深化市場化改革是必由之路。全面推進電力市場化改革，加快培育發展配售電環節獨立市場主體，完善中長期市場、現貨市場和輔助服務市場銜接機制，擴大市場化交易規模是黨中央國務院的明確要求。應深入推進電網體制改革，明確以消納可再生能源為主的增量配電網、微電網和分布式電源的市場主體地位。加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的新增電力裝機發展機制。完善電力等能源品種價格市場化形成機制。從有利于節能的角度深化電價改革，理順輸配電價結構，全面放開競爭性環節電價。
推進煤炭、油氣等市場化改革，加快完善能源統一市場。應該說，完善的市場機制和價格信號是構建新型能源系統的基礎，也是實現碳中和愿景的重要保障。
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