天然气与可再次生产的能源：互相成就的最佳搭档

  在全球气候平均状态随时间的变化加剧、能源转型提速的大背景下，天然气作为清洁、高效的化石能源，仍将在未来的能源体系中占了重要地位，天然气与可再次生产的能源融合发展是行业重要发展趋势之一。

  我国提出“双碳”目标以来，能源转型进程明显加快，以绿色零碳为主要特征的可再次生产的能源加快速度进行发展，慢慢的变成了我国新型能源体系的重要组成部分。国家能源局发布的多个方面数据显示，今年截至5月底，全国累计发电装机容量约30.4亿千瓦，同比增长14.1%。其中，太阳能发电装机容量约6.9亿千瓦，同比增长52.2%；风电装机容量约4.6亿千瓦，同比增长20.5%；水电装机容量约4.3亿千瓦，同比增长2.2%。

  电力作为一种特殊的商品，其最大特点在于难以低成本、大规模储存，其生产、输送和使用都要求实时平衡。可再次生产的能源存在着“看天吃饭”的特点，发电出力程度依赖于气候和气象条件变化，在年、月、日、时等时间尺度上都会大幅度波动。为了平衡电力生产和消费两侧的波动，就需要依靠其他发电方式来进行调峰。当可再次生产的能源发电出力增加时，其他发电方式需要降低负荷保障可再生电力输出；当可再次生产的能源发电出力受阻时，则需要其他电力及时顶峰应急运行以保障电力供应稳定可靠。更棘手的是，可再次生产的能源发电出力受阻与电力需求峰值往往重合，进一步放大了供需缺口。因此，可再次生产的能源的加快速度进行发展，必然要配套更多的电力灵活性调节手段。

  我国目前已经实现规模化商业应用的电力调节手段，最重要的包含电化学储能、抽水蓄能、煤电灵活性改造和天然气发电4种。综合对比技术经济性，天然气发电单位成本偏高，但其投资所需成本适中，在选址和安全方面没有特别的条件，是唯一可以秒级响应需求并长周期运行的调节手段，且碳排放较煤电机组低。灵活和相对清洁的双重优势，使天然气成为可再次生产的能源的最佳搭档，可以与各类可再次生产的能源组合，为我国新型能源体系建设持续“增绿降碳”。

  水电受降水的季节性波动影响，全年存在很明显的丰水期-枯水期周期性变化。例如，长江每年11月至次年4月为枯水期，其他时段为丰水期，枯水期往往持续数月，当干旱或寒潮到来用电激增时，天然气发电就成为有效的顶峰手段。2022~2023年，水电机组运行小时数同比变化呈现明显的季节性变化特征，而当水电出力下降时，天然气发电机组则适时顶上，表现出显著的互补性。如2022年上半年降水处于正常水平，电力供需宽松，天然气发电小时数同比下降40%；随着下半年我国降水持续偏少和夏季高温到来，水电运行小时数一路下降，天然气发电则持续攀升至同比增长10%~20%的高位；12月，水电出力稍有改善，天然气发电同比再次下降40%；进入2023年，持续干旱导致水电运行小时数再次下滑，而天然气发电则相应同步增长。

  除了通过整个电力系统互补调节，水电和天然气发电也可以在物理上实现耦合联动。川渝地区拥有丰富的天然气和水力资源，具备实现气水联动平稳供电的门槛；开采后的枯竭气田又可当作储气库，逐步提升气水耦合联动的保障能力。当丰水期水电出力增长时，可以用廉价、零碳的水电保障气田生产和储气库注气用电，并对外输出；进入枯水期，则同步启动天然气发电机组，利用气田产气保障项目整体平稳供暖；当出现枯水期叠加极寒/酷暑的极端情况时，则能够最终靠储气库逐步提升项目的调节能力。通过天然气发电与水电的结合，可以部分抵消水电的丰/枯水期波动，实现电力的低碳平稳外送。

  与水电的季节性变化不同，光伏发电受日照变化影响，在一日之内就会出现谷-峰-谷的波动起伏。以光伏发电为例，日出之后开始发电，随着光照变强，出力一直增长，午间达到全天最高峰，下午逐步下降，在日落后完全归零。同时，春夏秋冬的季节变化同样会带来光伏发电出力的波动。

  随着光伏发电装机规模的增长，电网净负荷（总用电负荷扣除新能源出力后的负荷）也会出现日内的波动变化。日出后随着光伏发电出力增长，净负荷下降；午间光伏发电出力达到最大值，净负荷降至最低点；傍晚光伏发电出力下降，净负荷迅速增加，并达到全天最高点；深夜用电需求下降，净负荷也随着下降。

  这种小时级、大负荷的调峰需求正是天然气发电机组的擅长领域，我国东部的江苏、浙江等光伏发电大省，都配备了大规模的天然气发电机组，山东青岛也建设了海上光伏发电+陆上9F重型燃气机组项目，平时光伏发电为主，顶峰时段和夜间则由天然气发电，以此来实现了太阳能资源的充分的利用、顺利消纳和电力的平稳供应。

  除了日夜变化带来的波动，天气以及各种突发因素也会影响光伏发电出力，需要天然气发电紧急调峰。今年4月美国日全食期间，得克萨斯州光伏发电在正午时分从峰值几乎清零，这一时段的电力缺口几乎全部由天然气发电填补，显示了天然气发电机组可靠的应急顶峰能力。

  为充分利用青藏高原丰富的日照资源，青海省海西地区建设了光伏发电-天然气发电-储能一体化项目。项目包括6000兆瓦光伏发电机组、2000兆瓦燃气发电机组、储能时长2小时的200兆瓦储能电池，通过不同机组的互补耦合，实现清洁电力的平稳外送。实际运行表明，白天光伏发电出力时段，天然气发电出力相应降低，储能电池进行储电；晚上光伏发电出力为零，天然气发电出力增加，储能电池进行放电以满足系统电力需求。光气储一体化项目综合对外出力曲线与光伏发电曲线大趋势相似，但是白天光伏发电、晚上天然气发电，可以全时段保证系统电力需求。

  风力是可再生电力的又一重要来源，风力可以在夜间继续发电，部分填补光伏发电缺口。但与光伏发电相对固定的昼夜峰谷周期相比，风力变化的随机性更大。在无风、微风时，风电机组难以出力，在风力过大时，也需要调整叶片角度或采取其他控制手段停止运转以保护设备，导致出力受阻。在实际运行中，时常出现电力调度根据气象预报要求火电机组提前降低负荷保障风电消纳，而实际风速一旦超过风力机组上限，又需要火电紧急爬坡顶峰运行。因此，风电与天然气发电之间具有更加好的互补性。

  由于风电出力受阻时间和维持的时间不固定，配套的天然气发电项目往往一定要通过储气库来保障气源的及时响应。2005年前后，美国电力供应商Xcel Energy在科罗拉多州开发了700兆瓦的风力发电项目，并配套建设了备用燃气发电机组；天然气供应商CIG则利用该州枯竭油气藏资源建设了工作气量为3亿立方米的Totem地下储气库，并将其全部租赁给Xcel Energy下属公司，租约长达32年。通过风电与天然气发电、电力企业与燃气企业联动，空中的风力资源和地下的储气库资源都得到了充分开发利用，电力公司能够保障电力的清洁可靠供应，燃气企业获得了新的客户，储气库运营商则得到了稳定可靠的设施经营收益。

  我国也建设了一批风力+天然气项目，并收到了较好的运行效果。“十三五”期间，新疆利用达坂城充沛的风力资源，建设了天然气发电联动供热项目，每天11~13时及19~21时电力需求高峰时段利用燃气锅炉供热，剩余的20小时则使用附近风电企业富余风电供热，通过这一种方式满足了达坂城镇40万平方米8000余人的采暖需求，每个供暖季可减少煤炭消费1.8万吨。

  我国东部沿海也拥有充沛的海上风力资源。特别是河北、山东、江苏、浙江、福建、广东和广西等省自治区，均布局了大量的近海和深远海风电项目。而这些省份也是我国天然气发电厂和LNG（液化天然气）接收站的密集分布区，拥有灵活的电力调峰能力和充沛的天然气供应/储备能力。这些设施尽管分属不同项目和业主，但在电网的统一调度下，形成了事实上的互调互济，并且借助电力现货市场和上海、重庆两个天然气交易中心，逐步探索利用市场化手段发现电、气需求，形成反映市场供需的电、气价格，实现电力上网价格和气源供应价格联动，并在未来最终解决天然气发电项目经营困难问题。以广东省为例，2024年3月1日电力现货市场分时成交价格在凌晨4时左右低于300元/兆瓦时，几乎只有水电、风电才有效益；随着上午用电高峰到来，电价上涨到500元/兆瓦时，超过广东燃煤标杆电价，煤电机组能轻松实现效益发电；在晚高峰时段，电价一度触及670元/兆瓦时峰值，考虑电厂另外的成本后，折合天然气价格约2.7元/立方米，部分拥有低价气源的天然气发电厂也能轻松实现效益发电。

  天然气发电的灵活调峰和相对清洁的属性可以有力支撑可再次生产的能源发展，也为天然气在碳达峰碳中和之后打开了新的应用前景。为了更好地发挥天然气优势，与可再次生产的能源实现深层次地融合，国内天然气发电与电力企业在以下方面还要进一步探索。

  第一，继续提升天然气顶峰应急运行能力。近年来，我国储气调峰能力快速提升，但多数设施仍按照“注气期平稳注入，采气期平稳采出”设计注采能力，最大日注采能力难以满足突发应急注采需求。我国储气库通常按100~120天采出设计采气能力，而前述美国用于风电调峰的Totem储气库配备了35天采出的采气能力，单位库容采气能力约为我国储气库的3~4倍。除储气库最大注采能力不够外，由于储气设施和外输管道由不同主体投资建设，也出现了管输瓶颈制约设施注采能力发挥现象。从近几年运作情况来看，极端天气频繁出现，而可再次生产的能源的加快速度进行发展又进一步催生了天然气发电顶峰应急运行需求。储气库、LNG接收站等储气设施能否在关键的几天或一两周时间连续高负荷运行，在很大程度上决定了全年保供任务能否圆满完成。因此，油气、管网、气象、电力等部门要加强合作，科学预测未来我国储气和应急调节需求，系统梳理储气设施建设潜力和有几率存在的外输瓶颈，从国家层面统筹规划，确保天然气“注得进，采得出”。

  第二，探索天然气发电+可再次生产的能源协同发展的商业模式。当前我国天然气发电受制于资源、气价、电价等多方面因素，其调峰、清洁属性尚未能完全体现，投资大、成本高、效益差成为天然气发电的独有标签，大部分项目都进入了天然气发电价格倒挂-运行小时数下降-项目经济性下降-进一步压缩运行小时数的恶性循环。在现有资源禀赋下，天然气成本大幅度地下跌的可能性较小，但通过探索建立气+可再生电力协同发展的商业模式，则有望解决这一问题。在天然气+可再次生产的能源外送项目中，天然气发电保障可再生电力平稳输出，减少弃风弃光；可再生电力摊薄天然气发电成本，使之能承受更大气价波动。在电力供需紧张、电力现货价格高企时段，天然气发电机组还能获取调峰收益。2023年底，国家发文要求进一步加快电力现货市场建设工作，这为业界提供了解决天然气发电发展和可再次生产的能源消纳问题的契机，天然气这个可再次生产的能源的最佳搭档，将有望拥有更大的发展空间。