燃气发电引爆天然气行业 难题犹在
- 2014-12-17 09:46:241703
天然气发电受追捧
中国*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*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，按照惯例，燃气电厂须与天然气供应方签订*“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*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。