中国海洋石油集团有限公司总经理助理孙大陆:“双碳”背景下中国天然气发电战略思考及海油实践!

发布时间:2024-04-01 21:19:17 |   作者: kok电竞平台下载app
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  原标题:中国海洋石油集团有限公司总经理助理孙大陆:“双碳”背景下中国天然气发电战略思考及中国海油实践!

  作者简介:孙大陆,男,高级经济师,1999年毕业于对外经济贸易大学工商管理专业,主要是做油气及新能源产业规划计划及投资管理研究。

  天然气发电具有灵活、高效、低碳等优势,其高水平发展不但能够有效支撑新型电力系统的构建,而且能为电力系统的安全稳定提供调峰支撑,推动能源低碳转型。通过对“双碳”目标下中国天然气发电产业现状的分析,认为目前中国天然气发电装机及发电量占比低于全球中等水准,未来中国天然气发电规模仍有较大增长空间; 认识到中国天然气发电可持续发展所面临4方面主体问题,即国家鼓励天然气发电的发展政策不清晰,天然气发电成本竞争力较弱及辅助服务价值未体现,而高价格进口燃气轮机也影响了天然气发电的经济效益。提出了国家、行业、企业层面的产业高质量发展建议:从国家层面加强顶层设计充分的发挥天然气发电多元化价值及优化能源企业碳排放强度考核指标,从行业层面完善天然气发电辅助服务调节电源的成本补偿机制,在企业层面因地制宜制定天然气发电规划部署并推动气、电、新能源产业链的协同融合发展,集各方力量协力加快国产化燃机市场化进程。深入阐述了中国海油在天然气发电实践中所积累的经验:中国海油在对天然气发电给予清晰、明确定位的基础上,发挥各区域优势持续扩大天然气发电业务规模,创新性地建立实施“气电联动”机制保障天然气发电的经营效益,并深入探索天然气发电与新能源融合发展的道路,热情参加全国电力市场及碳市场交易,实现了中国海油自有电力产供销体系、绿电和碳减排体系的良性循环。

  关键词:双碳;新型电力系统;天然气发电;低碳转型;中国海油;产业链;气电联动

  中国“双碳”目标及碳中和框架路线]的实现,对目前国内电力系统的发展提出了较高的要求。根据中国电力企业联合会相关研究,预计到2060年,“碳中和”目标实现时中国终端能源消费电气化率比重将不低于70%[2],因此建立结构符合常理、电源多元化的新型电力系统,有效实现碳排放总量下降,是中国电力领域未来发展的重要任务。在清洁低碳的基础上,通过柔性灵活的电网系统确保能源电力安全是新型电力系统建设的基本前提[3]。从发达国家发展经验来看,天然气发电具有灵活、高效、清洁、低碳等优势,是新型电力系统构建过程中的重要支撑电源,既可降低电力行业整体碳排放强度,也能为电力系统安全稳定提供调峰支撑[4-5]。

  本文在介绍中国天然气发电产业现状的基础上,分析中国当前天然气发电行业面临的主体问题,并结合中国海油在天然气发电板块发展过程中积累的实践经验,对中国天然气发电产业高质量发展策略提出相关建议。本文研究成果可为新型电力系统建设背景下天然气发电产业发展的策略提供一定思路。

  在全球范围内,天然气发电是仅次于燃煤发电的第二大电源,也是欧美发达国家节能减碳的重要手段,在当前全球能源转型中发挥关键作用[6]。中国天然气发电经过多年发展,已在发电行业中占有一席之地,2012—2022年,中国天然气发电装机容量由3767万kW增长到11565万kW,发电量由1103亿kW·h增长到2 905.8亿kW·h。但是,天然气发电在总发电量中所占比重仍较小[7],根据《世界能源统计年鉴》有关数据,截至2022年底,中国天然气发电占全部电力生产的比例仅为3.3%,远低于美国的40.0%、日本的30.9%和全球中等水准的22.7%[8](图1)。

  从终端消费结构来看,发电在天然气终端消费占比相比世界中等水准同样偏低。截至2022年,中国发电用气在天然气消费终端比例不到18%[9],美国能源信息署信息数据显示,2022年发电用气在美国天然气消费终端比例为38%[10],欧盟多个方面数据显示2020年发电用气在欧盟天然气消费终端比例为超过20%[11]。

  中国天然气燃料成本相对偏高,如果国产气产量没有突破性增长,天然气发电难以作为国内电力生产的主要支撑。结合发达国家经验来看,天然气发电一种原因是天然气产业链上重要的消费终端,另一方面也是新型电力系统下的重要调峰电源,因此,以合理的规模高水平发展天然气发电,是顺利实现中国能源转型的必要措施。

  自2021年3月中央财经委员会第九次会议上首次提出“构建以新能源为主体的新型电力系统” 以来[12],风电、光伏等新能源规模化发展已成为全社会共识,但由于可再次生产的能源的波动性、间歇性及不可预测性,使得电力系统安全稳定运行面临新挑战,系统对灵活性电源和保障性电源的需求慢慢的升高。根据国际能源署2011年发布的《驾驭波动性可再次生产的能源》研究报告和华北电力大学相关研究成果,电源灵活性不止体现在负荷的上下调节能力,爬坡速率和启停时间也是反映调节能力的重要指标,电力系统对风、光等可再生电源的接纳能力即取决于所匹配的灵活性电源规模。单凭F常规机组灵活性改造难以支撑大规模新能源电源接入,额外配置灵活性电源对电力系统稳定运行很重要[13-14]。2021年,国家发改委和能源局则发文明确,鼓励发电企业按15%~20%比例自建调峰能力增加新能源并网规模[15],首次给出了电力市场调峰资源建设的定量指标。

  国家能源局2023年发布的《新型电力系统蓝皮书》显示,截至2022年底,包括天然气发电的中国调节性电源总装机约4.2亿kW,占全国各类电源总装机规模25.6亿kW的16.4%,电网调节能力相较美国(49%)、西班牙(34%)、德国(18%)等国家仍有差距[16],完成“十四五”现代能源体系规划提出的“灵活性电源占比达到24%左右”[17]的目标仍有不小压力。未来中国新能源装机规模将持续稳步提升,到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上[18],到2040年中国新能源装机占比将超过50%,到2060年前新能源发电量占比将超过50%[16],建设规模匹配、能快速调节的灵活性电源将是新型电力系统建设的关键任务。

  天然气发电、煤机灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能等是当前灵活性电源的主要选择,根据国家发改委价格成本调查中心关于新型电力系统的研究结论,将4种中国常见的灵活性电源相关特性作对比(表1)[19]:①煤电是电力系统的“压舱石”,但深度调峰会大幅度的降低运行安全性、环保性和经济性,灵活性改造还将放大其污染物排放和碳排放方面的先天不足; ②抽水蓄能的技术成熟,具有大规模开发条件,但受站址资源、建设周期等因素制约,中短期难以满足灵活性需求; ③电化学储能拥有非常良好的发展前途,但现阶段仍面临安全性、经济性等现实挑战,优势是为系统提供短时快速调节能力,但不足以满足长周期电力调节需求; ④天然气发电技术成熟、建设年限短,可同时满足长短时调峰需求,相比抽水蓄能不受区位限制,相比燃煤发电灵活性更好、低碳,是可再次生产的能源友好的“伙伴能源”,将是中国满足新型电力系统灵活性调节需求的重要选择。因此在中国逐步实现碳中和目标过程中,特别是在2040年前的控碳、减碳阶段,天然气发电将有可预期的发展空间。

  在能源转型大趋势下,经济发达且具有气源保障优势的省份,都已将发展天然气发电作为统筹低碳转型与能源安全的重要举措,对于其在新型电力系统中作为灵活性电源的调节性、补位性定位也越加清晰。根据主要省份“十四五”能源规划及相关文件,到2025年全国天然气发电装机规模将由2020年底的9800万kW增长至超过1.5亿kW[20],但各省份根据资源禀赋不同呈现较大差异,其中广东省规划新增装机规模达2 600万kW,江苏省和浙江省则分别提出了新增气电1000万、700万kW的规划目标,而河北、福建等省份则无新增装机规模规划目标。

  虽然在俄乌冲突导致发生能源危机后,各省对气电规划有所调整,但随着天然气供需形势的缓和和气价的回落,气电仍然会受到重视。在“十五五”期间,结合地区经济发展预期和“双碳”实现路径认为,东部沿海地区因环保的压力,原则上将不再新建以发电为目的煤电项目,可进一步为天然气发电创造一定发展空间,尤其是天然气热电联产与园区分布式项目具备发展的潜在能力; 西南、西北和东北地区拥有丰富的天然气和进口管道气资源,天然气发电将作为调峰电源配合当地水电、新能源大规模发展。中国电力企业联合会在《能源转型中的电力燃料供需格局研究》中[21],结合“十五五”国内能源供应形势及电力系统调峰需求分析认为,到2030年天然气发电规模有望达到2.35亿kW,天然气发电在中国气源丰富、经济发达地区仍有较大发展空间。

  2030年以后,根据天然气碳中和框架路线,中国将进入“减碳”阶段,直至2060年实现碳中和目标。国家发改委能源研究所、中国石油经济技术研究院、中国海油能源经济研究院等国内研究机构对2030年后天然气发电装机规模增长前景进行了预测[20,22-23]。综合认为,到2040年前后,随着煤电机组逐步退役,西北可再次生产的能源大基地的推进及分布式能源的发展,天然气发电装机规模将在新型电力系统建设中“稳中有升”。到2050年中国天然气发电的装机规模将达到3亿kW左右,占全国电力总装机的5.6%,在电力系统中发挥重要支撑作用。

  “十四五”以来,国家发布了一系列“双碳”和“1+N”能源政策体系文件,其中对天然气发电产业的表述并不多,战略定位和发展预期也“不温不火”,“因地制宜发展”是目前政策文件对天然气发电的主要导向。除广东、江苏、上海、浙江等沿海发达省市外,各地区对天然气发电在电价、市场化、补贴等方面的政策问题仍在研究阶段,天然气发电的调峰、环保和低碳属性尚未完全发挥。在此情形下,行业、企业、投资的人对天然气发电能否规模化发展都会存在担心和顾虑[24]。

  发电小时数和气价是影响天然气发电项目经济性的重要的因素。根据中国电力企业联合会有关数据对2021—2022年中国主要类别电源发电小时数做了相应统计(图2a)[7,25],受资源与环境等因素制约,中国天然气发电利用小时数约为2500~2 600 h,在非新能源电源中远低于水电的3200~3400 h及煤电的4500 h,其背后根本原因是较高的天然气价格使其发电成本居高不下。根据国网能源研究院采用电力系统成本量化测算模型的测算结果为[26](图2b),2020年中国天然气发电的平均度电成本达煤电的1.7倍,且高于其他全部电源类型。以广东省占据主流的9F级天然气电厂为例,根据广州电力交易中心和海关总署广东分署有关数据,2022年电厂发电上网电价为0.655~0.804元/(kW·h),但LNG到岸价约11~15美元/mmbtu,以9F机组平均发电效率测算,当LNG价格达到15美元/mmbtu时,电厂达到盈亏平衡点的上网电价为0.885元/(kW·h),高于省内最高上网电价,因此广东省内存在终端销售电价无法完全覆盖燃料成本的情况。此外,各地天然气发电价格补贴由地方政府自行统筹解决,各地政策不一,除少数地区制定了气电联动机制外,绝大多数省份仍缺少气价与电价间的必要衔接,导致气价变化无法通过上网电价正常疏导至用户。

  天然气发电具有启停快、高效、清洁、调峰调频特性好的特征,能提供较好的电力辅助服务。目前,这部分辅助服务的经济价值正逐步在广东等较为成熟的电力市场得到体现,但尚未在全国层面进行推广[26]。如海南某9F级天然气电厂,承担调峰时最多一年启停650台次,启停一次成本最少需要十余万元,而启停调峰一次的补偿仅为5.75万元,该补偿无法涵盖机组实际启停成本。

  目前,中国在运营电厂重型燃气轮机主要由西门子、GE、三菱等国际厂商供货,虽然国内有哈尔滨电气集团参与联合生产,但压气机、燃烧室、高温涡轮叶片等关键核心部件仍由外方把持,设备购置和后期维护的投入均较高,推高了燃气电厂建设和经营成本。尤其是在投产后的运维环节,根据公开信息数据显示[27]:上海漕泾天然气电厂与GE公司签订的检修服务条约每年需支出上亿元; 江苏华电戚墅堰发电有限公司与GE公司签订的长期备件和服务合约,小修一次约1 200万元、中修约5 600万元; 上海申能临港燃机发电有限公司与西门子签订的燃机长期维修协议,每年平均修理费为1.2亿元,检维修和备件的高投入显著抬高了国内燃气电厂的运行成本。

  《关于加快建设全国统一大市场的意见》[28]指出,统一的能源大市场将形成联结油、气、电力、煤炭、生态等领域的中枢,促进各领域资源要素的自由流通,根据不一样的地区需求差异实现资源高效公平分配、协同发展。天然气发电既是传统电源与新能源协同发展的纽带,也是天然气与电力资源要素相互连通的枢纽,在中国现代能源体系中的多元化价值将越发突显。天然气发电产业的发展离不开政策的鼓励与机制的支持,结合全国及各地统筹低碳转型和能源安全的现实需要:①国家层面在“有序发展、因地制宜、融合发展”的总体框架下,要进一步加强天然气发电建设规模、布局谋划和发展方向等顶层规划,为各地发展天然气发电提供进一步的指导和依据; ②地方层面建议在布局好新型电力系统建设的同时,结合区域能源资源禀赋、电力系统特点和环境保护等要求,统筹天然气发电建设,更好地发挥其支撑电源、配套电源、调节电源等作用。例如在广东、江苏等电力消费大省,发挥天然气发电的电量支撑作用; 在青海等西北清洁能源基地,配合大型风电光伏基地发展,建设一定规模的天然气发电,进一步提高跨省跨区输电通道利用率,促进新能源消纳; 在四川、广西等西南水电基地,发挥天然气发电调节、备用等功能,在水电枯水期、过渡期或者来水异常时段,满足用电需求,提升电力安全保障水平。

  能源央企肩负着推动中国能源事业高质量发展的时代使命,不同能源央企的发展主业不同,所承担的社会责任也有差异。①中国长江三峡集团、中国广核集团等能源企业水电、核电、风电、光伏等业务为主,其碳排放主要来自生产过程中外购电的间接排放,在碳减排过程中具有明显的先天优势; ②对于兼顾油气生产和天然气发电两项主业的能源企业而言,新增天然气发电的单位产值碳排放强度高于油气生产过程,发展天然气发电势必会增加整个公司碳排放总量、推升碳排放强度,带来较大的碳排放考核压力,但如果油气企业停止发展天然气发电业务,则将与新型电力系统持续增加的灵活性调节电源需求背道而驰。因此,在对能源企业碳排放指标考核时,应坚持区别对待、科学评估,争取对天然气发电项目进行单列,更加关注其在保障国家能源安全和产业链、供应链安全中的重要作用,关注其在产品/产值能效、碳排放等技术指标方面是否达到先进水平,是否推动不符合标准的产业产能加快优化升级,避免使部分能源企业因规避考核风险而失去保障性电源建设的积极性。

  天然气发电除能够实现电力调峰外,还兼具调频、调压、调相运行、系统备用、黑启动等多种功能[29]。因此中国电力市场需要进一步完善辅助服务收益机制以充分发挥天然气发电在电力系统中的重要价值。①一方面,对于确定为灵活性电源参与电力辅助服务的天然气发电,可通过进一步完善“电量电价+容量电价”的两部制管理机制,不断推动天然气发电上网电价机制与市场化有效衔接。其中电量电价由按燃料成本、发电气耗率、其他变动成本等核定逐步过渡到通过市场化方式形成; 容量电价由“固定成本+合理收益”的核定方式逐步过渡到通过竞争性配置方式确定。②另一方面,需要不断扩大电力现货市场交易范围,丰富辅助服务交易品种,完善调频、备用、快速爬坡等辅助服务市场机制,按照“谁受益、谁承担”的原则,推动辅助服务费用向用户侧疏导,充分体现天然气发电的灵活调节价值。

  由于气价较高、基础设施仍不完善等因素,国内天然气发电项目普遍收益率不高。在此情况下,一味降低企业项目经济评价标准难以引导产业实现可持续发展。因此,国内能源企业需要逐步加强产业布局研究分析,建立更加科学完善的项目评价体系,将外部电力系统、政策等环境因素与内部资源、产业链建设等优势充分结合,精准研判有发展机遇的优势区域,避免无序布局。

  有效发挥天然气发电在电力系统和天然气系统中的“双调峰”作用,是天然气发电在未来得以稳步发展的基础。在不断推进油气体制改革,理顺天然气产业链上中下游价格传导机制,提高天然气保障能力的同时,政府可进一步支持、引导发电企业与天然气上游企业合作,通过签订长期购销合同、互相参股等方式,既可以实现燃气直供、减少中间交易环节,又能获取稳定的天然气供应量和价格,进一步提升发电企业和油气供气企业的整体竞争力。与此同时,加快天然气发电与新能源的融合发展也是能源转型背景下产业发展的必然趋势,在企业内部探索研究电力产业的一体化发展模式,以及在企业间通过加强战略合作推动天然气掺氢发电、气电与新能源虚拟电源点建设等业务均是下步应重点关注的研究方向。

  中国一直高度重视并持续开展重型燃气轮机的自主化研究工作,其国产化是中国天然气发电产业未来可持续发展的关键。2001年,国家发展和改革委员会发布了《燃气轮机产业发展和技术引进工作实施意见》,决定引进、消化国外先进技术; “十五”时期,国家启动了国产R0110重型燃机重大专项,2013年完成带载试运行; 2022年10月,以R0110为基础的AGT-110在海油深圳电厂实验平成72 h满负荷试运行; 2023年1月,由中国东方电气集团有限公司研制的F级50 MW重型燃气轮机实现国产燃机首次商业运行。重型燃气轮机的后续发展,需要政府、企业和高校一同进一步提高相关投入,充分发挥“产学研一体化”模式的价值,积极搭建在运营电厂测试平台,为国内企业使用国产燃机提供更强力度的政策支持,在未来的5~10年,加快推动国产燃机市场化应用取得更大突破。

  中国海油自20世纪末开始将天然气发电厂作为稳定用户消纳海洋天然气。2001年起,在开发南海东方、惠州和番禺气田时,先后收购了中山嘉明电厂、海南洋浦电厂用于消纳海气; 在开发南海荔湾3-1深海气田过程中,先后投资建设了中海油珠海天然气热电联产项目和中海油中山嘉明三期等天然气发电项目; 在建设广东大鹏液化天然气(LNG)接收站和中国海油福建LNG接收站时,分别配套建设了天然气发电厂作为LNG接收站的基础用户。经过20年发展,中国海油在2022年底的运营控股天然气发电装机容量达682万kW,累计发电量超2600万kW·h,构建了天然气与电力相结合的产业链格局(图3),成为国内具有代表性的天然气发电企业,也是国内为数不多的“既有气源、也有发电”的综合型油气企业[30],在天然气发电业务领域积累了大量实践经验。

  在“双碳”目标及构建新型电力系统的大背景下,中国海油结合自身发展优势,对实现“双碳”目标过程中的天然气发电业务发展进行了清晰定位:①在中短期,天然气发电将作为产业链终端“调节器”继续为海气平稳生产提供保障支撑。海上气田开发需要稳定的下游基础用户来保障气田安全平稳生产,如在广东地区电厂用户占中国海油天然气销售份额的50%以上,其中自有电厂占海气总销量40%以上。中国海油以气源配套方式发展天然气发电项目,保障了天然气产业链的可持续发展; ②在中长期,天然气发电将作为中国海油能源产业链多元化协同发展的重要一极,助力中国海油在“双碳”时代建设中国特色世界一流能源公司。随着公司将以海上风电为主的新能源产业纳入主业范围,以天然气发电调峰优势与新能源零碳优势有机融合的大型基地式综合能源项目,将成为公司未来产业建设的重点方向,天然气发电产业将成为中国海油实现传统油气与新能源业务融合发展的重要纽带。

  中国海油依托与各地政府、大型能源企业的常态化沟通机制,以分布沿海主要省份和地区的区域公司为信息触角,对国内各区域天然气发电发展环境进行持续滚动更新和动态分析,并建立了包含政策、产业协同、上网电价、调峰需求、环保需求5个维度的发展机遇评价体系,为公司天然气发电产业布局提供科学支撑。参考各省和地区的“十四五”能源规划,根据中国海油以往项目建设经验,对包含政策、产业链协同、上网电价、调峰需求和环保需求的天然气发电5个主要指标赋予不同评价权重,开展天然气发电发展潜力分析。以中国南部沿海部分省份天然气发电发展潜力分析(表3)为例,可以看出:①广东省的5个指标评分均较高,具备支撑天然气发电项目的良好条件,具有最佳发展机遇; ②海南省整体电网装机容量较小,对调峰电源的需求有限,但该省较为支持气电发展,对新增项目有明确规划,发展机遇良好; ③福建、广西两省发展天然气发电的各项基础条件并不理想,综合评分较低。

  依托天然气发电项目开发评价体系,中国海油制定了分级开发策略,有序完善天然气发电项目布局:①将综合评分为70分以上的广东、浙江、江苏、海南等地列为重点发展区域,详细摸排可开发电源点,优先以全资或控股方式加快既有项目扩建和新项目开发; ②将综合评分为40分以上的山东、广西、福建等地列为择优发展区域,通过与电力央企的紧密协作集中资源开发重点项目,建立项目储备库; ③将综合评分40分以下的其他地区列为择机发展区域,持续关注地方政策变化和项目开发机遇。在建设规模上,公司结合区域内天然气产业布局,对项目地理位置、可行性、气源调节能力及经济性等关键因素进行综合分析,在优先选择高效率9H机组前提下建设适当规模的天然气发电项目,保障地方电力供应。在工作机制上,中国海油经过多年的实践摸索,组建了专业的电力项目开发团队,并编制发布“燃气发电项目开发指导意见”和“项目全生命周期事项清单”,对天然气发电项目建设的工作内容、路径、职责进行清晰定义,有效提升工作质量与效率。

  经过多年探索实践,中国海油已建立与生产经营需求相匹配的“气电联动”机制,实现了上游天然气生产、销售与下游天然气与发电业务联动机制,可有效抵御国际LNG价格波动风险。2022年以来,国际LNG价格受俄乌冲突等多重因素影响屡创新高,中国海油在确保地方电力供应的基础上,充分发挥天然气发电厂在天然气购销链条上调节器和储气库的作用,针对各地市场特点,一省一策,精准实施“气电联动”机制。以广东省为例,中国海油以基础气量保证电厂基础电量,力争盈亏平衡,以天然气销售情况制定电厂额外市场电量的竞争策略,灵活调节发电用气,实现了资源的最大化利用。

  结合自身海上油气开发优势,中国海油提出了加快发展海上风电产业,择优发展陆上集中式光伏风电产业,因地制宜集约化发展分布式光伏,探索发展多能互补综合能源供应业务的顶层战略。一方面将围绕着公司海上油气勘探开发区块,积极推进环渤海湾、北部湾及广东、江苏等区域的海上风电项目建设,配套建设天然气发电项目,构建“油气开发+天然气发电+新能源”绿色产业链,助力国家能源转型; 另一方面将依托公司在沿海省份在运营及规划天然气发电项目,进一步争取天然气发电配套新能源资源的获取,探索发展“风光火储(氢)”绿色综合能源示范项目。例如,山东滨州规划了“风光火储氢” 综合能源示范项目,依托渤海气田气源,将建设包括海上风电、盐碱滩涂风光储项目、天然气热电联产工程、氢能、智慧调度中心的大型综合能源基地,总装机规模近2 000万kW,为海上油气生产平台和滨州市供应绿色电能; 广西北部湾的“风光火储(氢)”绿色综合能源示范项目,充分利用涠洲油田群伴生气和广西LNG资源,拟规划建设包括分散式风电、分布式光伏、储能电站、天然气掺氢发电的大型综合能源基地,向海上油田群、涠洲岛及北海市供应绿色电能。

  自《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来,中国电力市场改革持续推进,电力市场营销对发电企业的经营和发展日益重要。中国海油积极响应国家电力体制改革号召,主动适应电改带来的机遇与挑战,积极参与电力市场交易,通过成立海油专业化购售电公司,集中开展电力交易、碳交易、综合能源服务等相关业务,实现了自有电力产供销体系、绿电和碳减排体系的良性循环。目前中国海油以设立在广东的中国海油电力投资有限公司为业务中枢,正逐步建立覆盖全国11个省份、直辖市的电力交易运营机构,其中2022年完成电力交易规模52亿kW·h(含绿电3亿kW·h),实现了内部电厂电能量的高价值销售,进一步保障了中国海油天然气发电业务在新型电力系统中的高效运营。

  从高碳能源向低碳能源,再逐步进入完全可再生能源是世界能源转型的客观规律。中国在大力推进以新能源为主体的新型电力系统建设的同时,应遵循这一客观规律并尽可能压缩进程,但并不意味着要从高碳能源体系一步跨到零碳能源体系。天然气作为清洁高效的低碳化石能源,肩负着能源消费结构从高碳污染向低碳绿色过渡的“桥梁纽带”作用,虽然目前受资源禀赋、经济性等因素的影响,天然气发电在中国的发展较为缓慢,但在能源转型和电力系统重塑的大趋势下,天然气发电作为技术成熟、应用广泛、启停灵活的支撑电源,将是中国构建新型电力系统不可或缺的重要组成,也将是部分地区提升电力安全保障水平、提供电力电量支撑的现实选择。在新形势下,天然气发电产业的发展迫切需要国家、行业、企业层面达成共识,进一步认清天然气发电在新型电力系统建设中的重要作用,找准发展定位,协力推进产业高水平发展。


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