隨著世界經(jīng)濟(jì)的發(fā)展,化石能源消費(fèi)不斷增長(zhǎng),環(huán)境問題日益突出,國(guó)內(nèi)社會(huì)關(guān)注霧霾天氣問題。目前,由于技術(shù)和經(jīng)濟(jì)原因,可再生能源尚未達(dá)到大規(guī)模利用程度,常規(guī)化石能源仍擔(dān)負(fù)著供需主要份額,而在化石能源中,天然氣的利用不但利用率高,而且對(duì)環(huán)境的影響極小,因此需求迅速增加,這種趨勢(shì)預(yù)測(cè)將持續(xù)到2035年,甚至到2050年。作為相對(duì)清潔能源,天然氣的發(fā)展和消費(fèi),當(dāng)前受到了全球的青睞。而我國(guó)天然氣發(fā)電行業(yè)正處于起步發(fā)展階段,目前遇到諸多問題,已投運(yùn)燃?xì)怆娬纠麧?rùn)較差,2013年和2014年兩次天然氣價(jià)改后發(fā)電成本壓力進(jìn)一步加大,部分投資方持觀望態(tài)度或擬推遲項(xiàng)目投產(chǎn),因而影響天然氣發(fā)電行業(yè)及天然氣行業(yè)健康發(fā)展。本文對(duì)天然氣發(fā)電優(yōu)勢(shì),國(guó)內(nèi)發(fā)展近況、問題、前景進(jìn)行闡述并提出幾點(diǎn)建議供參考。
1、天然氣發(fā)電的優(yōu)勢(shì)
1.1 燃?xì)獍l(fā)電熱力學(xué)優(yōu)勢(shì)
燃?xì)獍l(fā)電常規(guī)都采用燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)方式,這是由于循環(huán)熱效率高,發(fā)電熱耗率(標(biāo)煤耗率)低的原因。聯(lián)合循環(huán)由布雷頓循環(huán)與朗肯循環(huán)組成,當(dāng)今燃?xì)廨啓C(jī)進(jìn)氣溫度可高達(dá)1300°C以上,排煙溫度500~600°C,簡(jiǎn)單循環(huán)熱效率高達(dá)45%~50%。余熱鍋爐為進(jìn)一步回收余熱,提高熱效率,一般為雙壓或三壓系統(tǒng)。
當(dāng)代大型9F級(jí)燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)發(fā)電熱效率高達(dá)58%~60%,遠(yuǎn)高于燃煤發(fā)電熱效率。燃煤發(fā)電機(jī)組熱效率即使超超臨界600MW級(jí)、1000MW級(jí)機(jī)組,一般為46%~48%,兩類機(jī)組發(fā)電熱效率相差10~20個(gè)百分點(diǎn)。折合成發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗:燃?xì)獍l(fā)電205~213g/(kW·h),燃煤發(fā)電260~280g/(kW·h),兩者相差55~60g/(kW·h),所以燃?xì)饴?lián)合循環(huán)是當(dāng)今火電發(fā)電標(biāo)煤耗較低的發(fā)電方式。
1.2 環(huán)境效益好
燃用清潔燃料天然氣幾乎無(wú)粉塵(PM2.5)排放,SO2排放極低,經(jīng)低氮燃燒器和煙氣脫硝裝置后NOx排放非常低,CO2等溫室氣體排放也是燃煤電廠的一半左右,環(huán)保優(yōu)勢(shì)十分突出。表1為500MW機(jī)組年運(yùn)行5500h,燃?xì)怆姀S與燃煤電廠污染物排放比較表。
1.3 節(jié)能減碳效益好
將燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)機(jī)組與燃煤汽輪機(jī)在發(fā)電節(jié)能(節(jié)省標(biāo)煤)和減碳(CO2)排放上作比較。1000MW級(jí)超臨界高效、超低排放機(jī)組是目前世界上*先進(jìn)的燃煤電廠,機(jī)組發(fā)電效率47.82%,發(fā)電標(biāo)煤耗256.8g/(kW·h),按每燃燒1t標(biāo)煤排放CO2約2.493t,單位電量的CO2的排放為640.2g/(kW·h),假設(shè)機(jī)組年運(yùn)行5500h,則每年耗標(biāo)煤141.3萬(wàn)t,每年CO2的排放量為352.1萬(wàn)t。而天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組中以6F.01為例,機(jī)組發(fā)電效率55.8%,發(fā)電煤耗率220.2g/(kW·h),單位電量的CO2排放量353.1g/(kW·h),年耗標(biāo)煤121.1萬(wàn)t,年CO2排放量194.5萬(wàn)t。100萬(wàn)機(jī)組兩者相比,年節(jié)省標(biāo)準(zhǔn)煤20.2萬(wàn)t,減碳(CO2)157.6萬(wàn)t。“十三五”規(guī)劃預(yù)計(jì)新增4400萬(wàn)kW燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組替換燃煤發(fā)電機(jī)組,則屆時(shí)將年節(jié)標(biāo)煤888.1萬(wàn)t和減碳(CO2)6934.4萬(wàn)t。
1.4 運(yùn)行靈活,啟停迅速
天然氣發(fā)電廠啟停靈活,在夏季用電高峰期適于調(diào)節(jié),調(diào)峰作用十分突出,調(diào)峰性能將進(jìn)一步得到發(fā)揮。近年來(lái),東部沿海地區(qū)正在進(jìn)行電力結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整,防止霧霾天氣,“控煤限煤”禁止新上或擴(kuò)建燃煤電廠,對(duì)現(xiàn)役燃煤電廠節(jié)能增效要求“升級(jí)改造”、污染排放要求“超低排放”,達(dá)到燃?xì)獍l(fā)電排放限值標(biāo)準(zhǔn)。然而,改造投入耗資巨大。因此電力結(jié)構(gòu)向清潔化、多元化優(yōu)化調(diào)整進(jìn)程中,發(fā)展天然氣發(fā)電、核電和可再生能源發(fā)電便成為必然選擇,但是核電選址難和建設(shè)周期較長(zhǎng);可再生能源有間斷性、不穩(wěn)定性和容量較小的特點(diǎn),適于分布式電源,且須儲(chǔ)能與調(diào)節(jié)電力裝置。
人們對(duì)大氣問題日益重視,我國(guó)大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)也日益提高,我國(guó)自2014年7月1日開始執(zhí)行新的GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》。2016年1月1日起又要實(shí)行新的GB3095—2012《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》,增加了PM2.5排放限值。
1.5 發(fā)電廠廠址可放置于電力(熱力)負(fù)荷中心
燃?xì)獍l(fā)電設(shè)備比燃煤發(fā)電設(shè)備緊湊,無(wú)占廠區(qū)巨大地面的燃煤系統(tǒng),代之以面積較小天然氣供應(yīng)系統(tǒng),耗用水資源也只占燃煤電廠三分之一左右。由于清潔環(huán)保,可放在城市經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)或熱力電力負(fù)荷中心,節(jié)省供熱管網(wǎng)和高壓輸電設(shè)備與線路走廊用地,降低了投資和運(yùn)營(yíng)成本,提高了經(jīng)濟(jì)效益。
2、我國(guó)天然氣消費(fèi)量與發(fā)展簡(jiǎn)況
受我國(guó)經(jīng)濟(jì)增速放緩,天然氣兩次價(jià)改提價(jià),大宗商品價(jià)格下降造成天然氣替代高碳能源的競(jìng)爭(zhēng)力下挫等不利因素影響,2014年我國(guó)天然氣消費(fèi)量1786億m3,同比僅增長(zhǎng)5.6%,結(jié)束了此前連續(xù)10年超過兩位數(shù)增幅的勢(shì)頭,比2013年下降了7.3個(gè)百分點(diǎn),遠(yuǎn)低于過去10年17.4%的平均增速。
2012年12月3日,國(guó)家能源局發(fā)布《天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃》明確了天然氣發(fā)展資產(chǎn)儲(chǔ)量、國(guó)內(nèi)產(chǎn)量、頁(yè)巖氣發(fā)展、進(jìn)口預(yù)期量、基礎(chǔ)設(shè)施能力和用氣普及率六大目標(biāo)。值得注意的是,2012年12月1日北京市發(fā)改委上調(diào)管道天然氣、居民用氣銷售價(jià)格,2011年12月26日兩廣進(jìn)行天然氣價(jià)格改革試點(diǎn),都在為我國(guó)的氣價(jià)改革作進(jìn)一步的鋪墊,2013年和2014年兩次天然氣的價(jià)格開始改革上調(diào),未來(lái)我國(guó)天然氣價(jià)格改革將進(jìn)一步深化,2015年存量氣與增量氣價(jià)格并軌,進(jìn)一步提高氣價(jià),天然氣價(jià)格逐步走向市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制。
《國(guó)家“十三五”規(guī)劃綱要》中建設(shè)現(xiàn)代能源體系,推動(dòng)能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級(jí)中指出:積極開發(fā)天然氣、煤層氣、頁(yè)巖油(氣),并列入能源發(fā)展重大工程,建設(shè)沁水盆地,鄂爾多斯盆地東緣和貴州畢水興等煤層氣產(chǎn)業(yè)化基地,加快四川長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn),重慶涪陵、云南昭通、陜西延安,貴州遵義—銅仁等頁(yè)巖氣勘查開發(fā),推動(dòng)致密油、油沙、深海石油勘探開發(fā)和油頁(yè)巖綜合開發(fā)利用,推動(dòng)天然氣水合物資源勘查與商業(yè)化試采。
3、我國(guó)天然氣發(fā)電概況
3.1 我國(guó)天然氣發(fā)電分布、容量與占比
進(jìn)入新世紀(jì)以來(lái),我國(guó)天然氣發(fā)電快速發(fā)展,截至2013年底,燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量4250萬(wàn)kW,占國(guó)內(nèi)發(fā)電裝機(jī)容量3.4%。煤電裝機(jī)78621萬(wàn)kW,占總裝機(jī)容量63%。
我國(guó)天然氣發(fā)電主要分布在長(zhǎng)三角、東南沿海等經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省市,京津地區(qū)及中南地區(qū)也有部分燃?xì)怆姀S,此外,西部地區(qū)的油氣田周圍有少量自備燃?xì)怆姀S。廣東、福建及海南三省燃?xì)怆姀S裝機(jī)容量達(dá)1750萬(wàn)kW,占國(guó)內(nèi)燃?xì)獍l(fā)電總裝機(jī)量的34%,江蘇、浙江和上海三省市燃?xì)怆姀S占比約32%,京津地區(qū)占比約23%。近年,隨著我國(guó)霧霾天氣環(huán)境壓力不斷加大,山西、寧夏、重慶等地區(qū)也陸續(xù)有燃?xì)怆姀S投產(chǎn),其分布將更加廣泛。
3.2 我國(guó)天然氣發(fā)電行業(yè)運(yùn)營(yíng)模式
目前我國(guó)天然氣發(fā)電運(yùn)營(yíng)主要分為三類:**類是國(guó)有大型發(fā)電央企:華電集團(tuán)、華能集團(tuán)、大唐集團(tuán)、中國(guó)電力投資集團(tuán)等。**類是地方政府出資控股地方電力投資集團(tuán)與能源集團(tuán):如申能集團(tuán)、浙能集團(tuán)、國(guó)信集團(tuán)和京能集團(tuán)等。第三類是石油、天然氣生產(chǎn)供應(yīng)公司:如中國(guó)石油化工集團(tuán)和中海石油氣集團(tuán)等。為便于借取各自優(yōu)勢(shì),實(shí)現(xiàn)優(yōu)勢(shì)互補(bǔ),燃?xì)怆姀S大多為合資建設(shè)。
我國(guó)天然氣發(fā)電行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈主要由三類主體構(gòu)成。上游為天然氣供應(yīng)商包括國(guó)內(nèi)石油公司及城市燃?xì)夤镜?,發(fā)電企業(yè)負(fù)責(zé)投資運(yùn)營(yíng)燃?xì)獍l(fā)電廠,向上游供氣商購(gòu)買天然氣轉(zhuǎn)換成電力。石油天然氣公司可經(jīng)LNG或管道直供電廠,亦可由城市燃?xì)夤竟?yīng)天然氣;電廠發(fā)出的電力按照上網(wǎng)電價(jià)供給下游電網(wǎng)公司。
3.3 我國(guó)幾個(gè)典型天然氣發(fā)電項(xiàng)目簡(jiǎn)況
我國(guó)幾個(gè)典型大型集中天然氣發(fā)電項(xiàng)目簡(jiǎn)況見表2.
3.4 我國(guó)燃機(jī)電廠上網(wǎng)電價(jià)
我國(guó)天然氣電廠上網(wǎng)電價(jià)“一廠一價(jià)”甚至“一機(jī)一價(jià)”,由各地價(jià)格管理部門確定,并報(bào)國(guó)家發(fā)改委審批。主要定價(jià)方式有兩部制定價(jià)和單一定價(jià)。
(1)兩部制定價(jià)由電量電價(jià)和容量電價(jià)組成。上海市實(shí)行兩部制電價(jià),電量電價(jià)(上網(wǎng)電量)為0.504元/(kW·h),容量電價(jià)按全年利用2500h安排,電價(jià)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.22元/(kW·h),用以補(bǔ)償燃?xì)獍l(fā)電廠在電網(wǎng)調(diào)峰發(fā)電作用。對(duì)容量較小的9E機(jī)組系列,全年發(fā)電500h以內(nèi)的上網(wǎng)電量電價(jià)為0.544元/(kW·h)。
(2)除上海外其他地區(qū)燃?xì)廨啓C(jī)電廠實(shí)行單一電價(jià)。氣源相同,氣價(jià)相近,上網(wǎng)電價(jià)也相近。如江蘇省西氣東輸供氣的調(diào)峰電廠上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一為0.581元/(kW·h),河南省西氣東輸供氣上網(wǎng)電價(jià)為0.553元/(kW·h),熱電上網(wǎng)電價(jià)為0.605~0.656元/(kW·h)。氣價(jià)改革后部分上網(wǎng)電價(jià)上調(diào),如浙江半山電廠為0.606元/(kW·h)。
(3)廣東省燃機(jī)電廠較多,氣源多樣化,氣價(jià)差別較大,實(shí)行“一廠一價(jià)”,甚至“一機(jī)一價(jià)”定價(jià)方式,*低0.553元/(kW·h),*高1.1元/(kW·h)。其上網(wǎng)電價(jià)制定大致分為三類:一是按成本加成法制定臨時(shí)上網(wǎng)電價(jià),主要指使用廣東大鵬澳大利亞進(jìn)口LNG的9E機(jī)組,執(zhí)行統(tǒng)一上網(wǎng)電價(jià)為0.553元/(kW·h)。二是國(guó)家批復(fù)的臨時(shí)上網(wǎng)電價(jià)0.72元/(kW·h),執(zhí)行這一定價(jià)的主要是國(guó)家核準(zhǔn)的燃?xì)鈾C(jī)組。三是采用燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價(jià)加補(bǔ)貼方式確定。廣東省目前一部分9E機(jī)組沒有正式的政府審批電價(jià),僅有臨時(shí)結(jié)算電價(jià),電網(wǎng)公司按燃煤標(biāo)桿電價(jià)0.5042元/(kW·h)結(jié)算,政府對(duì)不足部分進(jìn)行補(bǔ)貼。
4、加快發(fā)展天然氣發(fā)電
4.1 電力過剩是優(yōu)化電力能源結(jié)構(gòu)的契機(jī)
我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展進(jìn)入“新常態(tài)時(shí)期”,電力消費(fèi)增速放緩。2014年,國(guó)內(nèi)火電裝機(jī)容量9.2億kW,其中煤電7.5億kW,氣電0.37億kW,氣電占火電裝機(jī)容量4%。受電力消費(fèi)增速放緩和水電發(fā)電量快速增長(zhǎng)等因素影響,全年火電設(shè)備平均利用小時(shí)同比下降314h,為4706h,發(fā)電量**出現(xiàn)負(fù)增長(zhǎng)(發(fā)電量41731億kW,同比下降0.7%,占國(guó)內(nèi)發(fā)電量的75.2%)。
依據(jù)我國(guó)資源稟賦“多煤、缺油、少氣”,且資源產(chǎn)地與用戶錯(cuò)位,為經(jīng)濟(jì)社會(huì)的持續(xù)發(fā)展,我國(guó)電力能源30~50年內(nèi)仍以化石燃料為主地位難以改變。因此,必須走“潔凈煤”道路,發(fā)展煤化工、IGCC并開發(fā)利用非常規(guī)油(氣)資源、深海油(氣)等增加油(氣)產(chǎn)量,保障能源**。同時(shí),為應(yīng)對(duì)全球氣候變化和我國(guó)霧霾天氣,保障人們生活、生產(chǎn)清潔需求,調(diào)整優(yōu)化電力能源結(jié)構(gòu),減緩煤電發(fā)展,必須加快發(fā)展氣電替代部分煤電。
我國(guó)電源除煤電外,核電已近滿負(fù)荷運(yùn)行;水電受地域資源和季節(jié)枯、汛變化影響較大,發(fā)電不均衡;而風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電等可再生能源電力,具有隨機(jī)性、間歇性的不穩(wěn)定特性,占比很小,而且不宜承擔(dān)基荷發(fā)電;燃油發(fā)電的成本相對(duì)較高。因而在多種清潔發(fā)電方式比較下,燃?xì)獍l(fā)電就成為替代燃煤發(fā)電的主要方式。
4.2 我國(guó)天然氣發(fā)電裝機(jī)比重偏低
發(fā)達(dá)國(guó)家的天然氣發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)和發(fā)電量占比都具有相當(dāng)大的比重,起到舉足輕重的作用,而我國(guó)電力裝機(jī)容量和發(fā)電量都居世界首位,而燃?xì)獍l(fā)電的發(fā)展程度卻相差甚遠(yuǎn)。
我國(guó)于2013年底電力裝機(jī)總?cè)萘窟_(dá)12.5億kW,其中火電8.6億kW,約占69%,而燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)4250萬(wàn)kW,只占3.4%,發(fā)電量占2.5%,2013年國(guó)內(nèi)耗用天然氣1500億m3以上,發(fā)電用氣占天然氣總耗量17.20%,占比太小。
5、目前運(yùn)營(yíng)中的幾個(gè)問題與困境
(1)氣峰與電峰重合,燃?xì)怆姀S存在缺氣風(fēng)險(xiǎn)
當(dāng)前我國(guó)燃?xì)獍l(fā)電主要分為熱電廠與調(diào)峰電廠兩類。熱電廠以供熱為主,發(fā)電為輔,從熱負(fù)荷看,北方以冬季采暖熱負(fù)荷為主,南方以工業(yè)熱負(fù)荷為主;而調(diào)峰電廠一般運(yùn)行在峰荷及腰荷。由于氣峰與電峰在時(shí)間上重合,在冬季兩類燃?xì)鈾C(jī)組都難以獲取充足的氣源,無(wú)法滿足頂峰發(fā)電調(diào)峰作用,熱電廠也無(wú)法保證供熱質(zhì)量,同時(shí)也減少了供熱發(fā)電量,降低了節(jié)能與經(jīng)濟(jì)效益。
我國(guó)較早建設(shè)的燃?xì)獍l(fā)電廠,多數(shù)是天然氣管道及LNG接收站項(xiàng)目配套工程。如西氣東輸一線工程在江蘇、河南配套建設(shè)了多家燃?xì)怆姀S,中海油氣集團(tuán)為廣東大鵬及福建莆田L(fēng)NG接收站均建設(shè)了配套電站。這些燃?xì)怆姀S承擔(dān)了為天然氣管網(wǎng)調(diào)峰任務(wù),在氣量供應(yīng)緊張的時(shí)候,特別是冬季,供氣商會(huì)對(duì)他們減少氣量供應(yīng)甚至停氣供應(yīng),優(yōu)先保證居民生活和采暖等其他用戶用氣。從電力需求看,冬季和夏季都是一年用電高峰,由于燃?xì)怆姀S得不到充足的氣源,無(wú)法發(fā)揮調(diào)峰作用,而對(duì)熱電機(jī)組而言,采暖熱負(fù)荷與工業(yè)熱負(fù)荷無(wú)法中斷,氣源斷供帶來(lái)的負(fù)面影響更大。而且,斷供使熱電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)降低,發(fā)電供熱都受影響,熱電成本增高,電廠經(jīng)濟(jì)性降低,甚至虧損。所以,增加供氣量以解決熱、電用戶需求與調(diào)峰作用。
(2)燃?xì)獍l(fā)電經(jīng)濟(jì)效益不佳
燃?xì)鈨r(jià)改后,燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)偏低,燃?xì)獍l(fā)電運(yùn)營(yíng)成本中燃料費(fèi)占比70%~80%,天然氣價(jià)格是影響電廠企業(yè)經(jīng)濟(jì)性*重要的因素。(當(dāng)前,我國(guó)天然氣價(jià)格門站價(jià)由國(guó)家發(fā)改委制定,燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)由各地方發(fā)改委制定)。2013年天然氣價(jià)改前,國(guó)內(nèi)發(fā)電用氣價(jià)格在1.8~2.5元/m3,按照0.2m3/(kW·h)的發(fā)電氣耗測(cè)算,燃?xì)獍l(fā)電燃料成本為0.36~0.5元/(kW·h),已超過了現(xiàn)行燃機(jī)上網(wǎng)電價(jià),加上折舊維修和人工等費(fèi)用,部分企業(yè)盈利微薄甚至虧損。天然氣價(jià)改后,發(fā)電用氣價(jià)格進(jìn)一步上漲,如:北京市及浙江省累計(jì)上漲0.81元/m3,則燃料費(fèi)成本上漲幅度32.4%~45%,發(fā)電用氣成本進(jìn)一步提高。為應(yīng)付氣價(jià)上調(diào)帶來(lái)成本上漲壓力,僅有部分省市相應(yīng)上調(diào)上網(wǎng)電價(jià),如上海市上調(diào)上網(wǎng)電價(jià)0.05元/(kW·h),但幅度有限不足彌補(bǔ)氣價(jià)上調(diào)部分,浙江省上網(wǎng)電價(jià)上調(diào)0.16元/(kW·h),但限于發(fā)電時(shí)間在1000h內(nèi)的電量。
與燃?xì)獍l(fā)電相比,燃煤發(fā)電成本優(yōu)勢(shì)突顯。以國(guó)內(nèi)超超臨界660MW燃煤機(jī)組為例,供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗280g/(kW·h),按煤價(jià)630元/t計(jì)算,則燃煤發(fā)電燃料成本為0.18元/(kW·h),按2013年氣價(jià)改前氣價(jià)計(jì)算,燃?xì)獍l(fā)電燃料成本比燃煤成本高出100%~178%,而隨著2012年以來(lái)煤價(jià)大幅走低,而燃?xì)鈨r(jià)格不斷上升,燃?xì)獍l(fā)電和運(yùn)營(yíng)經(jīng)濟(jì)性走勢(shì)更加突出。經(jīng)測(cè)算,2014年氣價(jià)改后,燃?xì)獍l(fā)電燃料成本是燃煤發(fā)電成本的2~3倍。氣價(jià)上漲給天然氣發(fā)電企業(yè)運(yùn)營(yíng)帶來(lái)了巨大困難,出現(xiàn)虧損,部分燃?xì)怆姀S甚至出現(xiàn)“氣改煤”逆替代,影響節(jié)能減碳目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。
天然氣熱電廠,除了上網(wǎng)電虧損外,供熱價(jià)格遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過燃煤熱電廠甚至超過供熱鍋爐房,造成缺乏供熱市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力,為了提高市場(chǎng)占有率,燃?xì)鉄犭姀S必須大幅降低熱價(jià),與燃煤熱電廠價(jià)格持平或略高,但又造成供熱越多虧損越大的尷尬局面。
客觀而言,目前天然氣發(fā)電企業(yè)存在虧損問題,有氣價(jià)貴的原因,也有國(guó)內(nèi)電力價(jià)格體制尚未市場(chǎng)化的原因。各種發(fā)電燃料并沒有體現(xiàn)出包括資源稀缺和環(huán)境因素等外部性成本在內(nèi)的真實(shí)成本,天然氣發(fā)電企業(yè)的環(huán)境效益和調(diào)峰效益的價(jià)值沒有得到充分而應(yīng)得的體現(xiàn)。
(3)燃機(jī)電價(jià)定價(jià)機(jī)制不夠完善,難以體現(xiàn)調(diào)峰與環(huán)保價(jià)值
我國(guó)多數(shù)省市缺乏燃?xì)廨啓C(jī)上網(wǎng)電價(jià)“氣電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制,天然氣價(jià)改后,發(fā)電的高額成本難以通過上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行分?jǐn)?,?jīng)濟(jì)性進(jìn)一步下降,也遏制了企業(yè)投資的積極性。而在2004年12月,我國(guó)出臺(tái)了燃煤電廠上網(wǎng)電價(jià)“煤電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制,新投產(chǎn)機(jī)組上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)隨煤價(jià)變動(dòng)而調(diào)整,而燃?xì)獍l(fā)電卻無(wú)相應(yīng)的電價(jià)調(diào)整機(jī)制。
目前燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電價(jià)大致在0.5~0.8元/(kW·h),按燃料成本70%估算,發(fā)電廠可承受氣價(jià)約為1.9~2.8元/m3。2013年天然氣價(jià)改前,北京、河南、上海、江蘇和浙江等地通過主干管網(wǎng)供氣的電廠氣價(jià)一般在1.8~2.8元/m3,與可承受氣價(jià)基本持平,甚至超過可承受氣價(jià),電廠經(jīng)濟(jì)效益較差。兩次價(jià)改后,北京市電廠氣價(jià)提高0.81元/m3,但上網(wǎng)電價(jià)維持不變。河南省上調(diào)存量氣價(jià)后,電價(jià)一直未調(diào),江蘇省電價(jià)疏導(dǎo)幅度僅能彌補(bǔ)部分氣價(jià)上調(diào)影響,部分省市電廠氣價(jià)來(lái)自沿海LNG接收站進(jìn)口天然氣合同,不是照付不議閉口合同,隨著長(zhǎng)期貿(mào)易合同價(jià)格上漲,氣價(jià)成本不斷提高,但上網(wǎng)電價(jià)仍維持原狀。雖然部分省市提高熱力價(jià)格或給予電廠財(cái)政補(bǔ)貼,但仍難以分?jǐn)傠姀S的高額成本。
從電網(wǎng)層面看,電力屬于無(wú)差異商品。燃?xì)馍暇W(wǎng)電價(jià)又高于燃煤上網(wǎng)電價(jià)約0.4元/(kW·h)。為追求經(jīng)濟(jì)效益電網(wǎng)更偏愛煤電等低成本電力,在部分省市,電網(wǎng)公司會(huì)制定一個(gè)發(fā)電額度,超過額度的發(fā)電量實(shí)行按燃煤上網(wǎng)電價(jià)計(jì)價(jià),進(jìn)一步壓低了燃?xì)怆姀S的實(shí)際上網(wǎng)電價(jià)。
燃?xì)怆姀S相對(duì)燃煤電廠的優(yōu)勢(shì)之一在于啟停靈活,適合作調(diào)峰運(yùn)行。全球發(fā)達(dá)國(guó)家均制定了峰谷電價(jià)制度,調(diào)峰電價(jià)一般是平均上網(wǎng)電價(jià)1.8~2倍,是*低谷電價(jià)3~5倍,但我國(guó)現(xiàn)行電價(jià)機(jī)制難以補(bǔ)償燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰發(fā)電價(jià)值。燃?xì)獍l(fā)電的突出優(yōu)勢(shì)是清潔環(huán)保,改善大氣質(zhì)量,但現(xiàn)有的上網(wǎng)電價(jià)并未把燃?xì)獍l(fā)電環(huán)保價(jià)值計(jì)算在內(nèi),不符合促進(jìn)加快“清潔、低碳”能源的利用的規(guī)劃。
(4)國(guó)家燃?xì)獍l(fā)電政策尚未明確,扶持與財(cái)政
等激勵(lì)政策不夠到位從近期出臺(tái)的能源規(guī)劃和環(huán)保政策,有關(guān)部門在提及天然氣發(fā)電時(shí)均采用“有序發(fā)展”,“適度發(fā)展”,說(shuō)明當(dāng)前國(guó)家對(duì)天然氣發(fā)電尚未給出明確的政策信息。
燃?xì)獍l(fā)電成本比燃煤發(fā)電成本高的情況將長(zhǎng)期存在。這是由于天然氣在相同的熱值下,價(jià)格比煤碳高得多,而燃?xì)怆姀S燃料費(fèi)占電價(jià)成本的70%~80%,天然氣價(jià)格未市場(chǎng)化,今后氣價(jià)改革將進(jìn)一步深化,自2015年存量氣與增量氣價(jià)并軌,使國(guó)內(nèi)燃?xì)怆姀S的生存環(huán)境更趨不利。2013年10月,國(guó)家發(fā)改委下發(fā)文件,決定在保持銷售電價(jià)水平不變的情況下適當(dāng)疏導(dǎo)部分地區(qū)燃?xì)獍l(fā)電價(jià)格矛盾,提高上海、江蘇、浙江、廣東等八省市的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià),用于解決因存量天然氣價(jià)格調(diào)整而增加的發(fā)電成本。浙江省已將燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電價(jià)上調(diào)約20%(上調(diào)0.16元/(kW·h)),實(shí)現(xiàn)了一定程度的
“氣電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制,上海市也將上網(wǎng)電價(jià)上調(diào)0.05元/(kW·h),江蘇省多個(gè)地區(qū)上調(diào)供熱蒸汽價(jià)格以改善天然氣熱電廠項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性,但其他地區(qū)有多大程度上支持燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目仍未可知。此外,地方政府對(duì)燃?xì)獍l(fā)電需求較為緊張時(shí),為鼓勵(lì)燃?xì)獍l(fā)電廠提高發(fā)電量,政府才有動(dòng)機(jī)給予財(cái)政補(bǔ)貼,當(dāng)?shù)胤诫娏┬栊蝿?shì)轉(zhuǎn)好時(shí),則缺乏動(dòng)機(jī)。因而,僅靠地方政府補(bǔ)貼燃?xì)怆姀S運(yùn)行也非長(zhǎng)久之計(jì)。
所以,在當(dāng)今燃?xì)鈨r(jià)改及上漲趨勢(shì)下,我國(guó)有眾多在建及規(guī)劃的天然氣發(fā)電項(xiàng)目處于觀望態(tài)勢(shì),要保證順利實(shí)施,仍需國(guó)家出臺(tái)相關(guān)政策,地方政府給予投資,財(cái)政給予補(bǔ)貼等多方支持才行。
6、幾點(diǎn)建議
為實(shí)現(xiàn)《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020)年》提出的綠色低碳戰(zhàn)略目標(biāo),保障2020年天然氣在一次能源消費(fèi)中的比例提高到10%以上,天然氣發(fā)電是拉動(dòng)我國(guó)天然氣消費(fèi)的重要推手,建議以下幾點(diǎn)以推動(dòng)天然氣發(fā)電行業(yè)健康發(fā)展。
(1) 國(guó)家應(yīng)進(jìn)一步明確燃?xì)獍l(fā)電定位,因地制宜一區(qū)一策
政府應(yīng)進(jìn)一步明確燃?xì)獍l(fā)電在電力系統(tǒng)中的定位,在電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)中的定位以及發(fā)電用氣在天然氣利用中的定位,為企業(yè)投資燃?xì)獍l(fā)電項(xiàng)目及其產(chǎn)業(yè)鏈上其他相關(guān)產(chǎn)業(yè)提供明確指引。建議在2020年天然氣在一次能源消費(fèi)中的占比10%以上,燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電占天然氣用量的40%左右,與發(fā)達(dá)國(guó)家相近。各地區(qū)應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)實(shí)力和電價(jià)承受能力制定相應(yīng)的天然氣發(fā)電配套政策,保障天然氣發(fā)電企業(yè)的正常生產(chǎn)和合理利潤(rùn)。
(2) 出臺(tái)相關(guān)氣電價(jià)格政策,加快走上市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制
如上網(wǎng)側(cè)“峰谷分時(shí)”電價(jià)制度,峰谷電價(jià)建議設(shè)定為平均上網(wǎng)電價(jià)至少2倍,在電力供應(yīng)充足且天然氣供應(yīng)較少(緊缺)地區(qū)實(shí)行兩部制電價(jià),實(shí)行“氣電價(jià)格聯(lián)動(dòng)”;參照可再生能源電價(jià)附加標(biāo)準(zhǔn)(脫SO2和NOx及除塵補(bǔ)貼0.01~0.02元/(kW·h)),實(shí)行環(huán)保上網(wǎng)電價(jià),在經(jīng)濟(jì)承受能力較強(qiáng)的地區(qū)由終端用戶承擔(dān)部分環(huán)保電價(jià)。經(jīng)過一般扶持政策,加快走上市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制,實(shí)行公平公正競(jìng)爭(zhēng)。
(3) 近期為防止“氣改煤”逆替代,應(yīng)加快氣電補(bǔ)貼或開征碳稅
氣價(jià)調(diào)高,煤價(jià)暴跌造成氣電成本走高出現(xiàn)虧損,部分化肥、電力行業(yè)出現(xiàn)“氣改煤”逆替代,影響節(jié)能減碳規(guī)劃目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。為了控制空氣污染和碳排放,應(yīng)充分發(fā)揮政策引導(dǎo)作用,加快能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整?,F(xiàn)階段可適當(dāng)補(bǔ)貼氣電,防止逆替代現(xiàn)象蔓延擴(kuò)大。同時(shí),適時(shí)開征碳稅完善資源稅,引導(dǎo)能源結(jié)構(gòu)清潔轉(zhuǎn)型。
(4) 允許用氣大戶與上游天然氣供應(yīng)商直供
燃?xì)怆姀S是天然氣大用戶,且供氣較穩(wěn)定,應(yīng)允許與上游供氣商直接交易支付合理輸氣過管費(fèi)用,*大限度減少中間交易環(huán)節(jié)和交易費(fèi)用,盡量降低燃?xì)鈨r(jià)格,降低發(fā)電成本。
(5) 成立政府專項(xiàng)調(diào)節(jié)基金
成立基金用于發(fā)電企業(yè)盈虧調(diào)節(jié),加強(qiáng)對(duì)其資金支持與補(bǔ)貼。
(6) 優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng),因地制宜發(fā)展集中大型天然氣發(fā)電(熱電)站
結(jié)合“十三五”新型城鎮(zhèn)化建設(shè)和城鄉(xiāng)天然氣管道布局規(guī)劃和建設(shè),充分考慮天然氣機(jī)組熱、電、冷三聯(lián)供的綜合效益,應(yīng)優(yōu)先發(fā)展分布式能源系統(tǒng),因地制宜地發(fā)展集中大型天然氣發(fā)電(熱電)站。南方地區(qū)原則上解決供熱和供冷需求,北方地區(qū)解決中小熱冷用戶需求,通過冷熱電多聯(lián)供方式實(shí)現(xiàn)能源的梯級(jí)利用。在風(fēng)電等新能源大規(guī)模發(fā)展,系統(tǒng)調(diào)峰容量嚴(yán)重不足地區(qū),利用天然氣發(fā)電機(jī)組承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻任務(wù),提高系統(tǒng)運(yùn)行靈活性、可靠性,減少棄風(fēng)、棄水、棄光。結(jié)合西氣東輸管道和外境管道的接入及液化天然氣的進(jìn)口,在受端地區(qū)和城市,根據(jù)供熱(供暖)和環(huán)保需求,因地制宜地改善霧霾天氣等需求,宜適當(dāng)發(fā)展大型聯(lián)合循環(huán)發(fā)電(供熱)系統(tǒng)。