发展困境并存 天然气发电行业期盼发展
天然气发电

发展困境并存 天然气发电行业期盼发展

随着世界经济的发展,化石能源消费不断增长,环境问题日益突出,国内社会关注雾霾天气问题。目前,由于技术和经济原因,可再生能源尚未达到大规模利用程度,常规化石能源仍担负着供需主要份额,而在化石能源中,天然气的利用不但利用率高,而且对环境的影响极小,因此需求迅速增加,这种趋势预测将持续到2035年,甚至到2050年。

1、天然气发电的优势

1.1 燃气发电热力学优势

燃气发电常规都采用燃气-蒸汽联合循环方式,这是由于循环热效率高,发电热耗率(标煤耗率)低的原因。联合循环由布雷顿循环与朗肯循环组成,当今燃气轮机进气温度可高达1300°C以上,排烟温度500~600°C,简单循环热效率高达45%~50%。余热锅炉为进一步回收余热,提高热效率,一般为双压或三压系统。

当代大型9F级燃气-蒸汽联合循环发电热效率高达58%~60%,远高于燃煤发电热效率。燃煤发电机组热效率即使超超临界600MW级、1000MW级机组,一般为46%~48%,两类机组发电热效率相差10~20个百分点。折合成发电标准煤耗:燃气发电205~213g/(kW·h),燃煤发电260~280g/(kW·h),两者相差55~60g/(kW·h),所以燃气联合循环是当今火电发电标煤耗较低的发电方式。

1.2 环境效益好

燃用清洁燃料天然气几乎无粉尘(PM2.5)排放,SO2排放极低,经低氮燃烧器和烟气脱硝装置后NOx排放非常低,CO2等温室气体排放也是燃煤电厂的一半左右,环保优势十分突出。表1为500MW机组年运行5500h,燃气电厂与燃煤电厂污染物排放比较表。

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1.3 节能减碳效益好

将燃气轮机联合循环机组与燃煤汽轮机在发电节能(节省标煤)和减碳(CO2)排放上作比较。1000MW级超临界高效、超低排放机组是目前世界上最先进的燃煤电厂,机组发电效率47.82%,发电标煤耗256.8g/(kW·h),按每燃烧1t标煤排放CO2约2.493t,单位电量的CO2的排放为640.2g/(kW·h),假设机组年运行5500h,则每年耗标煤141.3万t,每年CO2的排放量为352.1万t。而天然气联合循环发电机组中以6F.01为例,机组发电效率55.8%,发电煤耗率220.2g/(kW·h),单位电量的CO2排放量353.1g/(kW·h),年耗标煤121.1万t,年CO2排放量194.5万t。100万机组两者相比,年节省标准煤20.2万t,减碳(CO2)157.6万t。“十三五”规划预计新增4400万kW燃气发电机组替换燃煤发电机组,则届时将年节标煤888.1万t和减碳(CO2)6934.4万t。

1.4 运行灵活,启停迅速

天然气发电厂启停灵活,在夏季用电高峰期适于调节,调峰作用十分突出,调峰性能将进一步得到发挥。近年来,东部沿海地区正在进行电力结构优化调整,防止雾霾天气,“控煤限煤”禁止新上或扩建燃煤电厂,对现役燃煤电厂节能增效要求“升级改造”、污染排放要求“超低排放”,达到燃气发电排放限值标准。然而,改造投入耗资巨大。因此电力结构向清洁化、多元化优化调整进程中,发展天然气发电、核电和可再生能源发电便成为必然选择,但是核电选址难和建设周期较长;可再生能源有间断性、不稳定性和容量较小的特点,适于分布式电源,且须储能与调节电力装置。

人们对大气问题日益重视,我国大气污染排放标准也日益提高,我国自2014年7月1日开始执行新的GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》。2016年1月1日起又要实行新的GB3095—2012《环境空气质量标准》,增加了PM2.5排放限值。

1.5 发电厂厂址可放置于电力(热力)负荷中心

燃气发电设备比燃煤发电设备紧凑,无占厂区巨大地面的燃煤系统,代之以面积较小天然气供应系统,耗用水资源也只占燃煤电厂三分之一左右。由于清洁环保,可放在城市经济开发区或热力电力负荷中心,节省供热管网和高压输电设备与线路走廊用地,降低了投资和运营成本,提高了经济效益。

2、我国天然气消费量与发展简况

受我国经济增速放缓,天然气两次价改提价,大宗商品价格下降造成天然气替代高碳能源的竞争力下挫等不利因素影响,2014年我国天然气消费量1786亿m3,同比仅增长5.6%,结束了此前连续10年超过两位数增幅的势头,比2013年下降了7.3个百分点,远低于过去10年17.4%的平均增速。

2012年12月3日,国家能源局发布《天然气发展“十二五”规划》明确了天然气发展资产储量、国内产量、页岩气发展、进口预期量、基础设施能力和用气普及率六大目标。值得注意的是,2012年12月1日北京市发改委上调管道天然气、居民用气销售价格,2011年12月26日两广进行天然气价格改革试点,都在为我国的气价改革作进一步的铺垫,2013年和2014年两次天然气的价格开始改革上调,未来我国天然气价格改革将进一步深化,2015年存量气与增量气价格并轨,进一步提高气价,天然气价格逐步走向市场定价机制。

《国家“十三五”规划纲要》中建设现代能源体系,推动能源结构优化升级中指出:积极开发天然气、煤层气、页岩油(气),并列入能源发展重大工程,建设沁水盆地,鄂尔多斯盆地东缘和贵州毕水兴等煤层气产业化基地,加快四川长宁—威远,重庆涪陵、云南昭通、陕西延安,贵州遵义—铜仁等页岩气勘查开发,推动致密油、油沙、深海石油勘探开发和油页岩综合开发利用,推动天然气水合物资源勘查与商业化试采。

3、我国天然气发电概况

3.1 我国天然气发电分布、容量与占比

进入新世纪以来,我国天然气发电快速发展,截至2013年底,燃气发电装机容量4250万kW,占全国发电装机容量3.4%。煤电装机78621万kW,占总装机容量63%。

我国天然气发电主要分布在长三角、东南沿海等经济发达省市,京津地区及中南地区也有部分燃气电厂,此外,西部地区的油气田周围有少量自备燃气电厂。广东、福建及海南三省燃气电厂装机容量达1750万kW,占全国燃气发电总装机量的34%,江苏、浙江和上海三省市燃气电厂占比约32%,京津地区占比约23%。近年,随着我国雾霾天气环境压力不断加大,山西、宁夏、重庆等地区也陆续有燃气电厂投产,其分布将更加广泛。

3.2 我国天然气发电行业运营模式

目前我国天然气发电运营主要分为三类:第一类是国有大型发电央企:华电集团、华能集团、大唐集团、中国电力投资集团等。第二类是地方政府出资控股地方电力投资集团与能源集团:如申能集团、浙能集团、国信集团和京能集团等。第三类是石油、天然气生产供应公司:如中国石油化工集团和中海石油气集团等。为便于借取各自优势,实现优势互补,燃气电厂大多为合资建设。

我国天然气发电行业产业链主要由三类主体构成。上游为天然气供应商包括国内石油公司及城市燃气公司等,发电企业负责投资运营燃气发电厂,向上游供气商购买天然气转换成电力。石油天然气公司可经LNG或管道直供电厂,亦可由城市燃气公司供应天然气;电厂发出的电力按照上网电价供给下游电网公司。

3.3 我国几个典型天然气发电项目简况

我国几个典型大型集中天然气发电项目简况见表2.

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3.4 我国燃机电厂上网电价

我国天然气电厂上网电价“一厂一价”甚至“一机一价”,由各地价格管理部门确定,并报国家发改委审批。主要定价方式有两部制定价和单一定价。

(1)两部制定价由电量电价和容量电价组成。上海市实行两部制电价,电量电价(上网电量)为0.504元/(kW·h),容量电价按全年利用2500h安排,电价补偿标准为0.22元/(kW·h),用以补偿燃气发电厂在电网调峰发电作用。对容量较小的9E机组系列,全年发电500h以内的上网电量电价为0.544元/(kW·h)。

(2)除上海外其他地区燃气轮机电厂实行单一电价。气源相同,气价相近,上网电价也相近。如江苏省西气东输供气的调峰电厂上网电价统一为0.581元/(kW·h),河南省西气东输供气上网电价为0.553元/(kW·h),热电上网电价为0.605~0.656元/(kW·h)。气价改革后部分上网电价上调,如浙江半山电厂为0.606元/(kW·h)。

(3)广东省燃机电厂较多,气源多样化,气价差别较大,实行“一厂一价”,甚至“一机一价”定价方式,最低0.553元/(kW·h),最高1.1元/(kW·h)。其上网电价制定大致分为三类:一是按成本加成法制定临时上网电价,主要指使用广东大鹏澳大利亚进口LNG的9E机组,执行统一上网电价为0.553元/(kW·h)。二是国家批复的临时上网电价0.72元/(kW·h),执行这一定价的主要是国家核准的燃气机组。三是采用燃煤机组标杆电价加补贴方式确定。广东省目前一部分9E机组没有正式的政府审批电价,仅有临时结算电价,电网公司按燃煤标杆电价0.5042元/(kW·h)结算,政府对不足部分进行补贴。

4、加快发展天然气发电

4.1 电力过剩是优化电力能源结构的契机

我国经济发展进入“新常态时期”,电力消费增速放缓。2014年,全国火电装机容量9.2亿kW,其中煤电7.5亿kW,气电0.37亿kW,气电占火电装机容量4%。受电力消费增速放缓和水电发电量快速增长等因素影响,全年火电设备平均利用小时同比下降314h,为4706h,发电量首次出现负增长(发电量41731亿kW,同比下降0.7%,占全国发电量的75.2%)。

依据我国资源禀赋“多煤、缺油、少气”,且资源产地与用户错位,为经济社会的持续发展,我国电力能源30~50年内仍以化石燃料为主地位难以改变。因此,必须走“洁净煤”道路,发展煤化工、IGCC并开发利用非常规油(气)资源、深海油(气)等增加油(气)产量,保障能源安全。同时,为应对全球气候变化和我国雾霾天气,保障人们生活、生产清洁需求,调整优化电力能源结构,减缓煤电发展,必须加快发展气电替代部分煤电。

我国电源除煤电外,核电已近满负荷运行;水电受地域资源和季节枯、汛变化影响较大,发电不均衡;而风电、太阳能发电等可再生能源电力,具有随机性、间歇性的不稳定特性,占比很小,而且不宜承担基荷发电;燃油发电的成本相对较高。因而在多种清洁发电方式比较下,燃气发电就成为替代燃煤发电的主要方式。

4.2 我国天然气发电装机比重偏低

发达国家的天然气发电装机结构和发电量占比都具有相当大的比重,起到举足轻重的作用,而我国电力装机容量和发电量都居世界首位,而燃气发电的发展程度却相差甚远。

我国于2013年底电力装机总容量达12.5亿kW,其中火电8.6亿kW,约占69%,而燃气发电装机4250万kW,只占3.4%,发电量占2.5%,2013年全国耗用天然气1500亿m3以上,发电用气占天然气总耗量17.20%,占比太小。

5、目前运营中的几个问题与困境

(1)气峰与电峰重合,燃气电厂存在缺气风险

当前我国燃气发电主要分为热电厂与调峰电厂两类。热电厂以供热为主,发电为辅,从热负荷看,北方以冬季采暖热负荷为主,南方以工业热负荷为主;而调峰电厂一般运行在峰荷及腰荷。由于气峰与电峰在时间上重合,在冬季两类燃气机组都难以获取充足的气源,无法满足顶峰发电调峰作用,热电厂也无法保证供热质量,同时也减少了供热发电量,降低了节能与经济效益。

我国较早建设的燃气发电厂,多数是天然气管道及LNG接收站项目配套工程。如西气东输一线工程在江苏、河南配套建设了多家燃气电厂,中海油气集团为广东大鹏及福建莆田LNG接收站均建设了配套电站。这些燃气电厂承担了为天然气管网调峰任务,在气量供应紧张的时候,特别是冬季,供气商会对他们减少气量供应甚至停气供应,优先保证居民生活和采暖等其他用户用气。从电力需求看,冬季和夏季都是一年用电高峰,由于燃气电厂得不到充足的气源,无法发挥调峰作用,而对热电机组而言,采暖热负荷与工业热负荷无法中断,气源断供带来的负面影响更大。而且,断供使热电机组年利用小时数降低,发电供热都受影响,热电成本增高,电厂经济性降低,甚至亏损。所以,增加供气量以解决热、电用户需求与调峰作用。

(2)燃气发电经济效益不佳

燃气价改后,燃气发电上网电价偏低,燃气发电运营成本中燃料费占比70%~80%,天然气价格是影响电厂企业经济性最重要的因素。(当前,我国天然气价格门站价由国家发改委制定,燃气发电上网电价由各地方发改委制定)。2013年天然气价改前,国内发电用气价格在1.8~2.5元/m3,按照0.2m3/(kW·h)的发电气耗测算,燃气发电燃料成本为0.36~0.5元/(kW·h),已超过了现行燃机上网电价,加上折旧维修和人工等费用,部分企业盈利微薄甚至亏损。天然气价改后,发电用气价格进一步上涨,如:北京市及浙江省累计上涨0.81元/m3,则燃料费成本上涨幅度32.4%~45%,发电用气成本进一步提高。为应付气价上调带来成本上涨压力,仅有部分省市相应上调上网电价,如上海市上调上网电价0.05元/(kW·h),但幅度有限不足弥补气价上调部分,浙江省上网电价上调0.16元/(kW·h),但限于发电时间在1000h内的电量。

与燃气发电相比,燃煤发电成本优势突显。以国内超超临界660MW燃煤机组为例,供电标准煤耗280g/(kW·h),按煤价630元/t计算,则燃煤发电燃料成本为0.18元/(kW·h),按2013年气价改前气价计算,燃气发电燃料成本比燃煤成本高出100%~178%,而随着2012年以来煤价大幅走低,而燃气价格不断上升,燃气发电和运营经济性走势更加突出。经测算,2014年气价改后,燃气发电燃料成本是燃煤发电成本的2~3倍。气价上涨给天然气发电企业运营带来了巨大困难,出现亏损,部分燃气电厂甚至出现“气改煤”逆替代,影响节能减碳目标的实现。

天然气热电厂,除了上网电亏损外,供热价格远远超过燃煤热电厂甚至超过供热锅炉房,造成缺乏供热市场竞争力,为了提高市场占有率,燃气热电厂必须大幅降低热价,与燃煤热电厂价格持平或略高,但又造成供热越多亏损越大的尴尬局面。

客观而言,目前天然气发电企业存在亏损问题,有气价贵的原因,也有国内电力价格体制尚未市场化的原因。各种发电燃料并没有体现出包括资源稀缺和环境因素等外部性成本在内的真实成本,天然气发电企业的环境效益和调峰效益的价值没有得到充分而应得的体现。

(3)燃机电价定价机制不够完善,难以体现调峰与环保价值

我国多数省市缺乏燃气轮机上网电价“气电联动”机制,天然气价改后,发电的高额成本难以通过上网电价进行分摊,经济性进一步下降,也遏制了企业投资的积极性。而在2004年12月,我国出台了燃煤电厂上网电价“煤电联动”机制,新投产机组上网标杆电价随煤价变动而调整,而燃气发电却无相应的电价调整机制。

目前燃气电厂上网电价大致在0.5~0.8元/(kW·h),按燃料成本70%估算,发电厂可承受气价约为1.9~2.8元/m3。2013年天然气价改前,北京、河南、上海、江苏和浙江等地通过主干管网供气的电厂气价一般在1.8~2.8元/m3,与可承受气价基本持平,甚至超过可承受气价,电厂经济效益较差。两次价改后,北京市电厂气价提高0.81元/m3,但上网电价维持不变。河南省上调存量气价后,电价一直未调,江苏省电价疏导幅度仅能弥补部分气价上调影响,部分省市电厂气价来自沿海LNG接收站进口天然气合同,不是照付不议闭口合同,随着长期贸易合同价格上涨,气价成本不断提高,但上网电价仍维持原状。虽然部分省市提高热力价格或给予电厂财政补贴,但仍难以分摊电厂的高额成本。

从电网层面看,电力属于无差异商品。燃气上网电价又高于燃煤上网电价约0.4元/(kW·h)。为追求经济效益电网更偏爱煤电等低成本电力,在部分省市,电网公司会制定一个发电额度,超过额度的发电量实行按燃煤上网电价计价,进一步压低了燃气电厂的实际上网电价。

燃气电厂相对燃煤电厂的优势之一在于启停灵活,适合作调峰运行。全球发达国家均制定了峰谷电价制度,调峰电价一般是平均上网电价1.8~2倍,是最低谷电价3~5倍,但我国现行电价机制难以补偿燃气发电调峰发电价值。燃气发电的突出优势是清洁环保,改善大气质量,但现有的上网电价并未把燃气发电环保价值计算在内,不符合促进加快“清洁、低碳”能源的利用的规划。

(4)国家燃气发电政策尚未明确,扶持与财政

等激励政策不够到位从近期出台的能源规划和环保政策,有关部门在提及天然气发电时均采用“有序发展”,“适度发展”,说明当前国家对天然气发电尚未给出明确的政策信息。

燃气发电成本比燃煤发电成本高的情况将长期存在。这是由于天然气在相同的热值下,价格比煤碳高得多,而燃气电厂燃料费占电价成本的70%~80%,天然气价格未市场化,今后气价改革将进一步深化,自2015年存量气与增量气价并轨,使国内燃气电厂的生存环境更趋不利。2013年10月,国家发改委下发文件,决定在保持销售电价水平不变的情况下适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾,提高上海、江苏、浙江、广东等八省市的天然气发电上网电价,用于解决因存量天然气价格调整而增加的发电成本。浙江省已将燃气电厂上网电价上调约20%(上调0.16元/(kW·h)),实现了一定程度的

“气电联动”机制,上海市也将上网电价上调0.05元/(kW·h),江苏省多个地区上调供热蒸汽价格以改善天然气热电厂项目的经济性,但其他地区有多大程度上支持燃气发电项目仍未可知。此外,地方政府对燃气发电需求较为紧张时,为鼓励燃气发电厂提高发电量,政府才有动机给予财政补贴,当地方电力供需形势转好时,则缺乏动机。因而,仅靠地方政府补贴燃气电厂运行也非长久之计。

所以,在当今燃气价改及上涨趋势下,我国有众多在建及规划的天然气发电项目处于观望态势,要保证顺利实施,仍需国家出台相关政策,地方政府给予投资,财政给予补贴等多方支持才行。

(文章来源:中国投资咨询网)