燃气发电有望在新型电力系统中提升角色定位

我国风能和太阳能发电装机规模快速提升，给电力系统带来间歇性和波动性压力。2024年H1风光占总发电量比重约20%，新能源高速发展加剧了消纳问题。新型电力系统中所要求的电力系统灵活性具备在高比例风光发电接入电网时，通过改变自身发用电特性以维持系统有功功率平衡的能力。抽水蓄能、可调水电、燃气发电、灵活性煤电以及新型储能电站是目前我国电源侧灵活性调节资源，然而灵活性电源资源比例低于世界平均水平。微电网未来也将成为提供电力系统灵活性的有效组织形式。 随着电力系统中风光发电渗透率不断提高，燃气发电的价值定位有望进一步提升。燃气发电的特点和优势包括运行灵活，调节能力强，碳排放较低，建设工期较短。风光电力高渗透率情境下，气电对弃风弃光的改善最为有效，在节约大量煤电机组低负荷运行成本的同时，最大程度降低了电力系统整体碳排放。从绿色低碳转型角度看，燃气轮机掺氢燃烧是长期能源战略趋势，国际头部厂商已有示范项目，不断推进掺氢燃机/纯氢燃机的产品开发。 我国燃气发电项目建设已提速，今明两年新增气电容量有望约2500万千瓦。 国家层面以及多个省市出台政策文件，将气电项目纳入能源发展规划，助推气电装机规模增长。气电发展应因地制宜，兼顾燃气资源保障、区域电网需求以及项目本身经济性。全球天然气市场供需基本面趋于宽松，亚洲为未来需求主要增长点。海外天然气输送能力叠加我国LNG接收能力的提升，将为我国气电发展提供保障；同时国际LNG供应增长将拉低我国进口燃气成本，进而促使气电发电成本维持地位，发电用气预计维持较高增速。 通过国际合作引进先进技术，我国逐步建立起重型燃气轮机产业体系。近年来，以东方电气为代表的国内主机厂陆续下线重型燃气轮机产品，并应用于“源网荷储”综合能源运用场景，实现国产燃机的自主突破，有望带动上下游全产业链共同发展。亚太地区气电装机容量将引领全球，预计我国“十四五”/“十五五”期间，气电新增装机分别有望达50/100GW，年均增长呈现加速趋势。国产燃气机产品相较国际一流产品仍有一定差距，提升国产化率和自主研发产品将为能源安全保障以及进军国际市场奠定基础。 风险提示：汇率波动风险，宏观经济环境及全球政治形势变化风险，重型燃气轮机技术研发不达预期风险，自主产品产业化推进不及预期风险，自主产业链建设不达预期风险等。 1柔性灵活是新型电力系统重要支撑 1.1风光装机快速增长给电力系统带来压力 近年来，我国风能和太阳能发电装机不断实现新突破；根据国家能源局数据，2023年底，我国风光装机容量突破10亿千瓦，约占我国电源总装机的36%，较“十三五”末提高了11.7pct，发电量合计1.47万亿千瓦时，占全国总发电量的15.8%，比“十三五”末提高6.3pct；青海、甘肃等多个省份的新能源装机规模已经达到总电力装机的一半以上； 2024年上半年，我国风电新增装机和太阳能发电新增装机分别为2584万千瓦和1.02亿千瓦，风光发电合计累计装机达11.8亿千瓦，超过煤电装机11.7亿千瓦，迈入我国电力发展史的新台阶；同时，风光发电量超9000亿千瓦时，同比增长23.5%，约占全部发电量的20%。 在我国风光新能源发展初期，随着快速规模化发展，弃风弃光开始出现并逐年加剧，根据国家能源局数据，2016年新能源平均利用率降至84%，达到历史最低水平。随后国家发改委和能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》，提出电源开发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导等具体措施，在各方共同努力下，2017年以来全国弃风弃光率逐步改善。随着近两年我国风光装机的持续高速增长，部分地区风光消纳压力再次有所显现：2023年，蒙西（93.2%）、青海（94.2%）风电利用率相对较低；西藏（78.0%）、青海（91.4%）光伏发电利用率相对较低。同时，当前系统存量调节能力已经基本挖潜，考虑到“十五五”期间，我国新能源装机总规模仍将大幅增长，新能源高速发展很可能将再次面临消纳问题。 图表1：近年我国风光电源装机渗透率、发电量和弃电率情况（亿千瓦时，%） 风光新能源装机容量的快速提升和发电量占比的持续提高，使其间歇性和波动性特征更加显著，弃电和缺电在不同时段可能交替出现，促消纳和保供应的需求相互交织。中电联预计2024年最高用电负荷增加1亿千瓦，预计迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，预计华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段可能需要实施需求侧响应等措施。 图表2：不同发电类型的平均可靠容量系数 参考德国案例，根据SIEMENS统计数据，2017年1月至2月发生了持续四周时间的剩余负荷缺口（residualloadgap）；模拟未来随着风光占比的进一步提升，在一定天气条件下，电力系统将表现为更加显著更加剧烈的负荷缺口季节性波动；考虑到未来极端天气有可能更加频繁和持久，建议电力系统必须考虑为期4至6周的剩余负荷缺口情形。 图表3：2017年1月至2月风光发电严重不足 图表4：模拟情况下未来可能负荷缺口波动剧烈 1.2灵活性资源支撑电力系统平衡有功功率 新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。国际能源署（IEA）认为电力系统灵活性是指在一定经济成本约束下电力系统快速响应供需两侧大幅度功率与电能波动的能力，即电力系统中的各类资源快速改变自身发用电特性以维持系统有功功率平衡的能力。 按照系统供需起始状态所跨的时间尺度和调节持续时间不同，可将灵活性需求划分为短时间尺度、中时间尺度和长时间尺度三种类型；系统灵活性在时间尺度上与电力系统安全性和容量充裕度存在耦合关系。 在高比例风光发电的随机波动性影响下，电力系统短时功率波动的频度和幅度都更为复杂剧烈，短时间尺度灵活性能够更好地调整供需功率波动，保证系统频率稳定，发挥功率价值。风光发电的反调峰特性使得风光发电电量消纳难题突出，中时间尺度灵活性主要解决小时级的有功功率平衡问题，提高电力系统发电经济性，发挥功率和能量双重价值。风光发电占比的提高主要是对传统稳定电源的电量替代，缺少容量替代效益，使得负荷高峰时段容量充裕性短缺问题凸显，而长时间尺度灵活性是经济地满足电力跨月、跨季节乃至跨年供应安全的有效手段，主要体现容量价值。 图表5：不同时间尺度灵活性特点 《“十四五”现代能源体系规划》要求我国电力协调运行能力不断加强，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3-5%。 目前，电源侧灵活性调节资源包括抽水蓄能和具有调节能力的水电、燃气发电、具有较好灵活调节能力的煤电，以及新型储能电站等。与世界其它国家相比，我国灵活性调节电源比例明显偏低，并明显低于世界平均水平（20%以上）。 图表6：我国与世界其它国家灵活调节电源比例对比（2022年） 需求侧微电网并网运行时，可以作为大小可变的智能负荷，能在数秒内做出响应以满足系统需要，为电力系统提供需求灵活性，甚至是短时间尺度灵活性，满足快速变化的频率调整需求。微电网被认为是未来大规模新能源接入的有效组织形式。国家发改委和能源局2022年2月发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，明确鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。 图表7：微电网综合能源系统 2新型电力系统中燃气发电价值凸显 2.1燃气发电技术特点与优势 燃气发电机组启停快速，运行灵活，调节能力强；联合循环整体效率可达50%以上，最先进的H级联合循环发电效率达60%以上，热电联产综合能源效率可达75%；燃气发电几乎不排放烟尘和二氧化硫，碳排放明显较低，同时气电项目建设工期明显短于常规煤电项目。 图表8：燃气发电技术特点对比 参考美国德克萨斯州2021年2月15日-21日遭受严寒冲击，风光发电因冰冻故障而出力严重不足，同时用电需求却急剧上升，供电缺口导致大部分地区陷入黑暗和寒冷；在超预期突发极端天气的情况下，天然气发电发挥了重要作用以维持电网稳定，支撑电力恢复。 图表9：美国德州极端天气情况中的供电结构 2.2燃气发电价值评估与定位 中国电力可持续发展圆桌项目课题组，通过电力系统运行模拟，对比研究分析了通过四种方式增加某一区域电力系统10GW深度调节能力，从而增加风光电力消纳能力的优劣和经济性的差异。基准情景分为风光较低渗透率场景和较高渗透率场景，四种增加深度调节能力的方式分别为：煤电灵活性改造、气电置换煤电、新建抽水蓄能以及新建电化学储能电站。 图表10：不同风光渗透率下不同灵活性提升的成本和效益（左轴亿元，右轴pct（风光弃电改善）） 在风光电量低渗透率情景下，煤电灵活性改造年化投资成本最低，对系统运行成本造成的负担最小，但对弃风弃光改善较为有限；燃气发电年化投资成本最高，同时会显著增加系统运行成本，但可以较为显著改善弃风弃光；新建抽水蓄能和储能电站可以显著改善弃风弃光状况，同时对电力系统运行成本造成的压力较小，是适宜优先选择的灵活性资源。根据国家能源局数据，我国目前风光发电量占比约为20%，2024年上半年抽水蓄能投资增势加快，较去年同期增加30.4pct；同时全国已建成投运的新型储能项目累计装机4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。 在风光电量高渗透率情境下，煤电灵活性改造对弃风弃光的改善效益明显弱于其它途径； 气电对弃风弃光的改善最为有效，同时电源结构的调整避免了大量煤电机组的低负荷运行节约了系统运行成本，足以抵消气电投资和可变成本；新建抽水蓄能和储能电站，依然可以较好改善弃风弃光，同时对于系统运行来看，经济性优于气电，但以当下市场机制来看，其利用峰谷电价套利和辅助服务补偿获得收益的确定性有待提高，对于投资主体而言缺乏吸引力。另外，上述电力系统运行模拟中，对比各种灵活性提升途径对电力系统整体碳排放降低的贡献，气电具有显著优势。因此，随着电力系统中风光发电渗透率的进一步提高，短时间尺度和长时间尺度灵活性的重要性凸显，燃气发电的价值定位有望提升，在“十五五”期间获得优先发展。 图表11：不同灵活性提升途径减少的碳排放量（亿吨） 2.3氢燃机构建零碳电氢融合 《中国氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出“氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体”。燃气轮机掺氢燃烧是氢能利用的重要领域，将氢气混入天然气管道可解决氢运输成本高等问题，同时利用新能源发电+谷电制氢+燃机掺氢顶峰发电模式，可减少新能源弃风弃光问题并有效降低燃机碳排放。世界主要燃气轮机生产商均表示在2030年前完成100%燃氢燃机的开发；燃气发电已经在能源系统中发挥了关键的平衡作用，通过将燃气轮机的燃料能力扩展到氢气，它们的作用不仅在能源转型时期，而且在长期能源战略中也将占据重要地位——在实现能源行业深度脱碳的同时，整合更多波动的可再生能源资源。西门子、三菱日立和通用电气等厂商已建立了较多掺氢燃机示范项目，均还处试验阶段。 图表12：部分燃氢燃气发电示范项目 以广东某实际运营的燃气电厂为例，经测算掺氢燃烧可明显降低碳排放强度（掺氢15%，碳排放降低约5%；掺氢30%，碳排放降低约13%），但受制于当前较高的氢气成本以及燃机核心部件有待自主化成熟，目前项目的经济性尚不理想。 图表13：Powerto H2 toPower 3我国燃气发电将迎加速发展窗口期 3.1我国燃气发电装机已然加速 根据能源新媒数据，2020年底，我国气电装机不足1亿千瓦，未能完成《能源发展“十三五”规划》中气电装机规模达到1.1亿千瓦的目标，平均年度新增装机不足700万千瓦；气电装机占总发电装机的4.5%，在火电总装机中的比重为7.9%，在总体发电量中的占比为3.3%。 根据中国能源报，截止2023年底，我国气电装机容量增长到1.256亿千瓦，占全国发电总装机的比重为4.3