我国天然气发电的现状与挑战

我国天然气发电发展环境

 

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9.2亿千瓦，其中煤电7.5亿千瓦，气电0.37亿千瓦，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314小时，为4706小时，发电量首次出现负增长(发电量41731亿千瓦，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，为了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的地位难以改变。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。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、汛期变化影响较大，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，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。

 

2. 加快气电发展是推进绿色低碳发展的需要

 

2016年11月4日，全球气候协议《巴黎协定》正式生效，引领全球进入绿色低碳发展的新阶段，习近平总书记强调，我国将大力推进绿色低碳循环发展，采取有力行动应对气候变化。《大气污染防治行动计划》中提出，京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。并通过政策补偿和实施阶梯电价、调峰电价等措施，逐步推行以天然气或电替代煤炭。在近期发布的《电力发展"十三五"规划》中，继续强调低碳、绿色发展，电源结构清洁化，提高天然气利用比例，气电装机增加5000万千瓦，气电规模达到1.1亿千瓦，有序发展天然气发电，大力推进分布式能源项目。

 

天然气作为介于传统化石能源和可再生能源间的低碳清洁能源，碳排放量比煤炭等传统化石能源低，价格较核能和风能等可再生能源有一定竞争优势，积极发展气电在未来一个时期内将是降低碳排放的重要举措。

 

3. 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。2013年底，我国电力装机总容量达12.5亿千瓦，其中火电8.6亿千瓦，约占69%，燃气发电装机4250万千瓦，只占3.4%，发电量占2.5%，2013年全国耗用天然气1500亿立方米以上，发电用气占天然气总耗量17.2%，占比较小。

 

4. 天然气市场利好气电发展

 

从国际看，全球天然气储产量继续保持增长，国际资源供应较为丰富。天然气消费增速有所回升，2015年全球天然气消费量约为3.5万亿立方米，同比增长约3.2%。对于天然气价格而言，虽然在近期有小幅增长，但在供应增加、需求增速放缓、总体供大于求的背景下，预计仍将在低价位区间徘徊。

 

从国内看，天然气市场化改革逐步加速，天然气发电成本有望进一步下降。国家发改委相继印发了天然气管道运输价格管理办法和定价成本监审办法，为"管住中间、放开两头"、"第三方准入"的市场化改革奠定基础，目前各省(市、区)非居民用气门站价格处在近五年的低位。此外，"十三五"期间天然气供应总体上较为充足。国家能源局印发《页岩气发展规划(2016～2020年)》，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。随着国内天然气产量稳步增长，中俄、中亚、中缅液化天然气(LNG)等一系列天然气长期进口协议陆续签订，未来天然气供应能力预计将大幅提高。

 

5. 部分区域气电相关政策正在逐步完善

 

江苏、上海、浙江均已出台气电上网电价定价政策，其他省份也在逐步建立气电上网电价定价机制。在加速推进天然气价改所形成的成本调降压力下，广东、浙江等省份已相继发文，进一步降低省内管网管输费及城市燃气企业配气价格，福建省正在开展天然气门站价格市场化改革试点，其他省份也在研究完善省级天然气管输价格形成机制，降低城市燃气企业配气价格等。

 

6. 公司初步具备加快气电发展的基础条件

 

一是积极涉足气电上游产业，打通完善产业链。2012年以来，华电集团发电运营有限公司(简称公司)一直积极谋划、研究并涉足油气产业发展，明确了产业定位及方向。公司目前已初步在环渤海、华东、华南等区域完成LNG产业布局;通过加强与国内外大型油气公司的合作，多渠道、多方式，已经初步获取海外天然气上游资源，锁定相当规模的长协贸易气;页岩气中标区块前期工作也不断深入;天津、贵州天然气管线开发取得突破。二是公司与GE公司、苏尔寿公司合作，合资成立航改型燃气轮机设备制造公司和燃机检修服务公司，进一步拓展气电产业链。

 

气电发展面临的挑战

 

1、我国气电缺少统筹规划

 

部分地区燃机规模不断增加，天然气供应不足问题突出，天然气受季节性不平衡、供气方式不灵活等影响，造成了部分时段气电供需存在矛盾。

 

2、天然气发电上网电价政策尚不完善

 

为支持天然气发电，各省市、自治区政府出台了电价补贴等政策措施。目前，天然气发电上网电价(包括热价)采用成本加成方式，由成本、利润、税金构成。但由于全国统一规范的天然气发电上网电价形成机制尚未形成，天然气发电上网电价采用的是个别成本，主要由各地政府价格主管部门确定，因此造成"一厂一价"或"一机一价"的状态，且普遍高于煤电上网电价。天然气电厂上网电价定价模式可分为两部制电价和单一电价两种。同时，燃机热电、燃气分布式项目的冷、热产品价格在与煤电竞争时还不具备竞争力。

 

我国"十三五"天然气发电发展展望

 

1、天然气发电规模

 

结合"十三五"期间我国电力发展供需分析以及未来我国天然气发电在我国电力供应中的地位，预测我国天然气发电装机规模发展，如表1所示。

 

 

"十三五"末，气电在我国发电装机中的比例增加到4.71%，考虑到需求，利用形式将逐步由大容量机组集中布置为主过渡为分布式多联供方式利用为主。"十三五"期间，我国天然气发电的用气需求，取决于天然气发电的装机规模、平均利用时间和平均气耗水平，后两者主要受未来天然气发电机组在电网中的定位以及机组技术等因素决定。在天然气气源供应充分的前提下，预计到2015年，我国包括分布式在内的天然气发电的用气需求将达到395亿立方米，占当年天然气消费总量(2300亿立方米)的17.2%;到2020年，我国包括分布式在内的天然气发电的用气需求将达到680～800亿立方米，占当年天然气消费总量(4000亿立方米)的19%～23%。

 

2、天然气发电电价补贴预测

 

根据目前各省采取的补贴和电价疏导两种方式，对我国天然气发电装机较集中的华北电网、南方电网和华东电网三个区域电网，对天然气发电上网电价高出燃煤标杆电价部分采用政府补贴和上调电价全网平摊消化两种方案进行测算，结果见表2。

 

 

"十三五"加快发展天然气发电建议

 

天然气是绿色清洁的化石能源，从需求看，应当尽量提高天然气发电份额;但同时天然气发电成本远高于水电、核电和燃煤发电，而且又没有合理的电价机制，这制约了天然气发电的发展。未来天然气发电要坚持高效发展方针，主要发展思路是：认真贯彻落实国家能源转型发展要求和集团公司战略部署，坚持积极发展，坚持因地制宜发展，坚持电热冷综合发展，坚持智能发展。

 

1、做好统筹规划布局

 

一是优先发展天然气分布式能源系统。天然气分布式能源通过冷热电多联供方式实现能源的梯级利用,综合能源利用效率高达80%以上。随着天然气分布式发电和并网技术日益成熟，结合城乡天然气管道布局规划和建设，加快发展分布式冷热电多联供机组，提高能源利用效率。

 

二是有序发展燃气调峰发电机组。在风电等新能源大规模发展、系统调峰容量严重不足地区，适度建设部分燃气轮机组，承担调峰调频任务，提高系统运行灵活性，减少弃风。

 

三是因地制宜发展大型联合循环燃气热电机组。结合西气东输管道和进口液化天然气，在受端地区根据供热需求规划建设少量大型联合循环热电机组，特别是替代燃煤热电联产机组，改善受端地区大气及生态环境。

 

2、加强发展的开拓创新

 

一是要创新开发合作模式。一方面通过共同开发、股权合作，形成多元化的股权结构和利益共同体，进一步降低投资风险，寻求合作共赢。另一方面，积极与科研机构、燃机设备制造企业寻求技术交流与合作，不断提高天然气发电项目的开发和盈利能力、提高燃气机组的维护和管理能力，提升公司的技术装备水平。

 

二是要创新综合能源服务发展模式。应主动探索新机制下的商业模式创新，坚持热电冷综合发展，逐步从电力生产商向综合能源服务商转变，不断提升企业核心竞争力。

 

3、抓好项目前期管理工作

 

一是建设条件要抓实。客观落实电热冷市场，科学确定设计负荷，合理匹配燃机机型，优化项目前期设计方案，分布式能源要坚持"量体裁衣"、"私人订制"的设计理念。

 

二是投资管理要抓实。要认真贯彻落实投资管理办法，着力做好项目投资决策管理。严格履行决策程序，全过程控制投资风险。

 

三是政策优惠要抓实。抓好国家和地区有关节能环保政策、专项基金政策、供热替代政策和气价、冷热价、电价等气电方面支持政策的研究和分析，把握政策脉搏，积极争取，确保项目满足有关补贴政策要求，争取获得更大的政策优惠。

 

4、加强人才队伍建设，提升业务技术水平