燃气发电引爆天然气行业难题犹在冷热缸

燃气发电引爆天然气行业 难题犹在

加大天然气对煤炭的替代，已经成为世界能源升级和改善环境的关键一招。随着天然气占中国一次能源消费比重的不断提高，天然气发电清洁环保的优势也越来越得到市场的认可。天然气发电产业规模的快速扩张是实现天然气消费比例提升规划目标的有效途径，而这需要解决一系列行业问题与现实障碍。

天然气发电受追捧

中国环境保护部曾在2013年9月17日下发《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》指出，到2017年，京津冀及周边地区将全面淘汰燃煤小锅炉，并实施清洁能源替代，其中，天然气将作为主要的替代清洁能源之一。

2013年中国天然气发电装机继续保持高速增长，中国电力企业联合会发布的数据显示，截止到2013年年底，我国天然气发电装机已达4309万千瓦，占全国总装机容量的3.45%；发电量达1143亿千瓦时，占总发电量的2.19%，已经超越核电，成为中国第四大电源。

此外，中国能源发展“十二五”规划也明确提出，“十二五”期间新增（集中的）天然气发电3000万千瓦，到2015年，中国天然气发电（集中式）装机规模将达到5600万千瓦。

根据近期中国电力企业联合会发布的《“十三五”天然气发电需求预测》报告指出，到2020年中国天然气发电装机规模将达1亿千瓦左右，占总发电装机的4.71%。

正如GE公司在“中国天然气时代”白皮书中所指出的一样，过去十年，中国能源战略的主要侧重点是煤炭和石油。事实上，过去是煤炭和石油支撑起了中国经济的发展奇迹。然而，空气污染、能源效率等能源相关问题的日益突出，已推动中国寻求其他选择。我们看到，天然气正在成为新的焦点。

行业现实障碍多

（一）天然气供应不足

国内现有燃气电厂的天然气供应出现瓶颈现象，很多燃气电厂因为供气不足而经常出现“一开一闭”的情况，即2台机组只能投运一台。天然气供应不足已经成为制约燃机电厂发展的主要因素。

（二）天然气发电规模小，比重低

我国燃气发电装机容量只有总发电装机容量的3.7%，发电量只占2.1%。2013年，天然气发电量增长比装机容量增长低11.2个百分点，这显示出我国气电设备利用率比较低。除了气源紧张和调度因素，上网电价较低导致天然气发电企业发电积极性不高，也是影响天然气发电量的主要因素之一。

（三）“竞价上网”与“照付不议”

天然气发电厂正面临着履行购气“照付不议”合同与参与电力市场竞争的双重压力。一方面，按照国际惯例，燃气电厂须与天然气供应方签订长期“照付不议”的购气合同。另一方面，根据全国电力体制改革和区域电力市场建设的总体目标，需在电力市场中引入竞争机制，各种类型电厂均要竞价上网。

电厂运行方式及机组负荷调节完全由电网调度，电网调度也存在控制平均上网电价的压力。由于燃气电厂电价高，非调峰时段燃气电厂电量又具有很大不确定性，时常发生“有气不需电”和“需电但无气”的问题。电厂与上游供气方执行“照付不议”合同，但由于实行“竞价上网”，电厂不能与电网签订长期购电合同，这也加大了燃气电厂的风险。

（四）燃气电厂定位以调峰为主的思路欠妥，其清洁能源的理念未占主流，且年利用小时数偏低

由于燃气电厂启停快的特点和较高的上网电价，电网对非供热的燃气电厂均定位为调峰电站，年利用小时数在3500~4000小时之间。与常规基荷电厂每年5000小时的发电时长相比，较低的年利用小时数也是导致燃气电厂上网电价偏高的原因之一。

（五）天然气发电价格缺乏竞争力，燃气轮机运行维护费用较大

由于天然气发电的建设和折旧成本低于燃煤电厂，造成天然气发电成本中燃料成本的比重大，甚至可以达到70%以上，因此天然气发电的成本更容易受天然气价格波动的影响。以常规9F燃气—蒸汽联合循环发电机组为例，当标准煤的价格为655元/吨时，燃煤电厂的单位燃料成本约0.2元/千瓦时；当气价取2元/立方米，气耗取0.2立方米/千瓦时，所对应的燃料成本为0.4元/千瓦时；因为未计算治理环境污染投入成本等减排费用，天然气的发电成本远高于煤电。由于市场规则又不完善，燃气电厂对电网调峰、天然气管网调节、节能降耗和环保以及城市、生态的贡献并未体现在上网电价上，这在一定程度打击了天然气发电领域参与者和潜在投资人的积极性。

此外，燃气轮机和备品备件尚未实现国产化，需要依靠进口，因此价格比较高，这也提高了燃气电厂的成本。

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