2016年浙江天然氣發電的發展現狀及前景分析

2016-03-31 13:18:34報告大廳(www.chinabgao.com) 字號：T| T

　　天然氣是清潔的化石能源，天然氣發電具有發電效率高、環境污染小、調峰性能好、建設周期短等優點。近年來，隨著我國能源需求的不斷增加和環境保護的日益加強，天然氣作為重要的清潔能源其消費量不斷攀升，天然氣發電的裝機容量也不斷增加，截至2013年底，全國天然氣發電裝機規模已達4309萬kW，占全國電力總裝機容量的3.5%，發電用氣量占天然氣消費總量的18%。但從世界範圍看，我國用於發電的天然氣比例仍相對較低，據國際能源署數據顯示，美國天然氣發電裝機占比40%，發電用氣占天然氣消費量比重的39%;英國天然氣發電裝機占比36%，發電用氣占比34%;日本天然氣發電裝機占比28%，發電用氣占比70%。

　　與此同時，我國天然氣發電卻面臨著氣源短缺、氣價較高、核心技術缺失、電價機制不明確等困擾，行業發展前景並不樂觀。浙江省是能源消耗大省，又是資源小省，天然氣電廠的發展在為浙江省提供電力供應保障、優化能源結構、促進節能減排方面均起到了重要作用。但是，隨著氣價的上漲及機組年利用小時的下降，浙江天然氣電廠的生存正面臨著嚴峻的挑戰。

　　一、浙江天然氣消費結構和電源結構

　　1、天然氣消費結構

　　浙江省天然氣利用從20世紀末起步，2004年西氣東輸進入浙江，經過10年的發展，現已形成了較為完善的基礎設施網絡和廣闊的市場需求。目前，供應浙江省的主要氣源有西氣東輸一線、二線、東海氣、川氣和進口LNG，現已形成多氣源供氣的格局。浙江省天然氣需求市場主要有城市用氣（包括居民、商業、工業和汽車用氣等）、電廠用氣以及部分代輸氣，2013年各類用氣消費量如表1所示。

　　隨著浙江省域管網覆蓋率的提高以及工業「煤改氣」的推進，城市用氣比率將逐步提高，而受政策以及能源價格等因素影響，未來天然氣電廠用氣尚存在較大的不確定性。

　　2、電源結構

　　截至2013年，浙江省累計建成電力裝機6516萬kW，其中煤電裝機比例高達56.6%，而天然氣裝機比例僅占12.42%，未來節能減排壓力巨大。各類電源裝機比例如圖1所示。

　　二、浙江省天然氣發電現狀及存在的問題

　　1、燃機發電發展現狀

　　從20世紀90年代初燃機發電在我國開始應用以來，其在浙江的發展主要經歷了三個階段。第一階段是從90年代初到2003年，由於國內經濟的高速發展，浙江同部分沿海省份一樣出現了嚴重的電荒，在此背景下寧波鎮海300MW聯合循環燃機項目籌建，項目包括GE公司的兩台MS9001型燃機（單機功率 113 MW），每台燃機配一台餘熱鍋爐，後置100MW蒸汽輪機，1997年底投產。由於社會對電力的迫切需求，再加上燃機建設周期短，選址條件寬鬆，以及在當時燃料價格及上網電價情況下投資回報率較好等因素共同作用下，浙江迎來了燃機項目建設的第一輪高潮，先後在鎮海、溫州、紹興、金華、餘姚建成了5座燃機電廠，5個電廠均採用了GE公司的聯合循環燃機技術，都是以重油為燃料。第二階段是從2003年到2010年，為配合西氣東輸和東海氣開發項目，浙江配套建設了杭州半山、蕭山、餘姚國華和鎮海電廠4個天然氣聯合循環項目，總裝機容量360萬kW。第三階段是從2010年至今，浙江經濟持續高速發展，對於能源尤其是電力的需求不斷增加，2011年浙江再次出現嚴重缺電現象。由於之前大部分裝機來自燃煤火電，浙江面臨的環境壓力越來越大，繼續增加和擴建燃煤機組困難重重，在此背景下浙江省出台了800萬kW的天然氣熱電聯產搶建項目，希望通過最快的方式解決缺電問題。但隨著近年電力供需矛盾的緩減，天然氣電廠由於氣價高等原因正面臨著嚴峻的生存困境。

　　2 、存在問題分析

　　（1）國家對天然氣發電政策未明朗

　　目前，我國天然氣發電雖已有一定政策引導，但國家對於天然氣發電定位尚未有明確政策支撐。一方面，在《天然氣利用政策》中，國家發展和改革委員會將天然氣分布式能源項目、煤層氣發電及天然氣熱電聯產項目列為優先類，煤炭基地外調峰電廠項目列為允許類，《能源發展「十二五」規劃》也要求有序發展天然氣發電。另一方面，國家對於天然氣發電尚未出台正式文件明確其定位，天然氣發電上網機制不夠明確。總體來看，雖然政策對於天然氣發電項目的投資環境較為寬鬆，但與可再生能源等相比對於天然氣發電的支持態度並不清晰。發展政策的不明晰使得地方各部門對於如何發展天然氣機組尚存分歧，這使得地方天然氣機組面臨的困境始終無法引起政府部門的足夠重視，天然氣電廠生存環境堪憂。

　　（2）天然氣發電經濟性較差，與燃煤發電相比無競爭力

　　燃料成本在天然氣電廠運營成本中所占比重達70%～80%，天然氣價格是影響天然氣發電經濟性的最重要因素之一。2015年4月我國實現存量氣與增量氣價格並軌後，浙江省向天然氣發電企業銷售天然氣門站價格從3.36元/m3調整為3.08元/m3（近年氣價變化趨勢見圖2）。按每立方米天然氣低位熱值 35MJ計算，每7000kcal天然氣價格為2.58元，而7000kcal的燃煤價格為0.64元左右，同樣熱值的天然氣價格是煤價格的4倍。按 0.2m3/kWh的發電氣耗水平計算，所需的天然氣成本是0.62元/kWh，而燃煤成本僅為0.19元/kWh，天然氣的度電成本是燃煤的3.2倍，而天然氣發電上網電價僅為煤機上網電價的1倍。在這種能源價格情況和電網調度機制下，天然氣發電的劣勢明顯。

　　（3）機組發電利用小時數無法維持天然氣電廠正常運營

　　區域電網由於電價消納能力限制，分配給天然氣發電的年發電利用小時隨著投產裝機的增加以及外來電的增長不斷趨於減少，現有發電利用小時下多數天然氣電廠將處於虧損狀態。以一個典型的9F燃機聯合循環電廠為例，假設基本費用和效益如表2所示，如果要做到全年利潤持平，電廠需供電17.15億kWh，對應年利用小時為2143h。目前浙江省年利用小時能保證3500h的天然氣發電機組只占燃機總裝機容量的17.5%，年利用小時2000h的占32%，其餘新建和在建的項目只能保證1000h。雖然浙江目前採取的燃煤機組臨時電量替代方案暫時緩解了新建機組巨額虧損的情況，但該方案並不具有可持續性。原因在於，一方面承擔電量替代的燃煤電廠通過替代方案並未得到多大的實際利益，面是承擔了義務性的責任，對於實施該方案並無積極性。另一方面隨著天然氣發電新投產機組的增加，替代的年計劃電量會大量增加，這將進一步擠占燃煤機組的利益空間，在外來電不斷增加，以及電力供大於求的情況下，燃機利用小時數低的矛盾將會進一步突顯。隨著更多在建項目的陸續投產，電網公司承受電價收購壓力將逐漸加大並趨向極限，到時必將進一步控制天然氣機組運行時間，可以預見未來燃機機組的經營困難將繼續加大。

　　（4）受發電調度和氣量配給「雙重調度」影響，電廠運行協調難度較大

　　天然氣電廠處於天然氣管網和電網兩者之間的中間環節，電廠的發電調度權在電網公司，而氣量的配給權在天然氣管網公司，在有限的發電計劃執行過程中經常出現「有電無氣」或是「有氣無電」的情況。隨著管網覆蓋率的提高，民用氣及工業用氣比例將逐年增加，氣電峰谷矛盾將進一步凸顯，而通過電廠自身進行電網和氣網兩者的跨行業協調，難度較大。此外，由於天然氣供應和發電計劃不一致導致的天然氣機組啟停次數不斷增加，使得燃機連續運行時間減少，導致機組的運行狀況趨於惡化，檢修周期被迫縮短，維修費用大幅增加。由於現有機組主要來自進口，一直存在價格和服務成本「雙高」的問題，尤其在整機檢修方面，嚴重依賴原廠家。以某天然氣電廠為例，依託製造廠家服務協議模式管理機組設備，全廠兩台GE公司生產的300MW天然氣發電機組，投運3年來僅檢修和維護就花費了 3.8億元，費用超過總投資的13%。

　　三、對策建議

　　天然氣發電由於高效環保的優勢，對於浙江省清潔能源示範省創建及「兩美浙江」建設具有重要意義。如何維持天然氣發電行業的健康發展，須進一步出台相關政策，明確天然氣發電的定位，建立合理的氣價和電價政策，在此基礎上加快天然氣發電設備的國產化進程，降低投資維護成本。

　　1、明確天然氣發電定位

　　當前各部門對於發展天然氣發電尚存在較大分歧，天然氣機組在電力發展中沒有起到應有的作用。一是對天然氣發電的特殊性，國家相關部門和電網企業應該聯合出台相關政策，明確天然氣機組在能源供應體系中的定位。二是電網調度中心除了按照經濟調度原則確保電力電量平衡外，還可考慮按照節能、低碳發電調度原則進行電量調度，從而提高天然氣發電的優先級。此外，隨著我國可再生能源的快速發展以及大量可再生能源裝機接入電網，電力系統峰谷差異將進一步增大，對於電網調峰的要求也越來越高，天然氣發電機組由於具有快速啟停特性，對於電網的穩定運行將發揮不可或缺的重要調峰作用。

　　2、建立合理的氣價機制

　　從本質上說，真正影響天然氣發電的不是氣價高低，而是天然氣與其他能源的比價關係是否合理。我國現行能源價格體制下，推動整體能源價格體系改革尚需較長一段時間。因此，在現階段，可首先考慮制定強制性環境政策，推行差別化氣價政策，充分體現天然氣發電的社會效益和節能減排效益，從而在一定程度上緩解天然氣電廠高氣價壓力，未來逐步理順與其他能源品種之間的價格關係。

　　3、建立合理的電價機制

　　電價是制約天然氣發電的重要因素之一，我國目前的競價上網機制中，尚未考慮調峰等輔助功能以及環保價值等因素，需建立能夠體現能效和社會效益的差別化電價政策。一方面可採用調峰電價或是兩部制電價機制，另一方面為體現天然氣發電的環保效益，可將環保成本貨幣化，計入天然氣發電的上網電價。同時建立天然氣價格和電價聯動機制，建立適時有效的成本傳導機制。此外，隨著電力市場化改革的推進，可通過建立電力交易平台，允許天然氣電廠與電力用戶直接簽訂交易合同，自主協商確定電量和電價。

　　4、加快推進核心設備國產化

　　目前我國尚未完全掌握天然氣發電核心技術，國內製造企業雖然能夠製造、組裝燃氣發電機組，但在整機設計、熱部件材料製造以及冷卻和隔熱塗層等關鍵技術方面還未實現實質性突破，燃燒器、透平葉片等熱部件仍完全依靠進口。而在整機檢修方面，也嚴重依賴原廠家。以上因素直接影響投資和維護成本，並最終影響了燃機發電在電力市場中的競爭力。因此，需加大扶持力度，鼓勵天然氣發電核心技術的研發和國產化進程，降低燃機電廠的投資和運營費用。