实例分析：影响天然气发电经济性的因素及其政策预期

  目前我国天然气发电执行的是临时上网电价，各电厂的上网电价实行“一事一议’“一厂一价”的方式，没明确的定价方法和调整机制以及热电联供形式下热、电之间的分摊方法。天然气价格、上网电价较少考虑竞争因素和效用差异，没有体现资源稀缺、环境保护等外部成本，不能如实反映我国电力系统对天然气发电的线

  部分构成。天然气销售以油气田企业为主，直供用气大户；城市用气则实行城市门站交气，再由城市燃气公司分销的方式。但我国电力生产仍以煤为主要燃料，相对低廉的动力煤价对电力价格起主导作用。天然气发电的经济性特别大程度上受到煤与天然气比价的影响。与国际市场相比，我国煤和天然气的价格受资源丰度影响，气、煤差价较大，气价偏高，对发展天然气发电将产生负面影响。

  9F级联合循环燃气轮机机组，燃气轮机为美国GE公司制造的PG9351FA重型燃气轮机。上网电价测算参数见表1，当运行小时为4000h，燃气价格为2.4元/m3（名义工况，下同）时，机组发电成本为0.5887元／kWh）。其中燃料成本占80.19%，折旧成本占6.76%，维护成本占13.04%，比例最高的为燃料成本，因此发电成本中的燃料成本即天然气价格是制约上网电价的主要的因素，计算得到含税上网电价为0.7767元／kWh）。

  电站机组年利用小时数直接影响电站发电成本，频繁启、停机也会影响设备常规使用的寿命，增加计划检修和强迫停机次数，致使维修成本上升，机组运行效率降低，从而使电站经济性受一定的影响。在其他条件相同的情况下，按年利用小时为2000

  3000，4000和5000h计算发电上网电价含税）和燃料费用占总发电成本的比例维护成本不变的情况下），计算结果如图2所示。

  3 000h以下时，曲线斜率较大，上网电价增幅较大；3 000 -5 000 h时电价的增幅比较小。例如：天然气价格为2.4元/m3，利用小时从3 000h降到2000h时，上网电价增加0.0943元／kWh）；从4 000h降低到3 000 h时，上网电价增加0.0472元／kWh）；从5 000h降到4000 h时，上网电价增加0.0283元／kWh）。通过以上分析可知，上网电价随着年利用小时数的降低而逐渐增大。故而，保证燃气电站有一定的机组年利用小时数，是保障燃气电站经济性的重要方法之一。

  F级热电联产和E级热电联产3种典型燃气电站为例来做多元化的分析，测算结果见表2。

  Q×400 MW）现行燃气价格为2.920元/ljl3，当年利用小时为3 500 h时，测算燃料成本占82. 09%。按投资方内部收益率是10%计算，得到含税上网电价应为0.799元／kWh），而该省目前同类型机组实际执行电价为0.670元／kWh），电厂经营较为困难。某F

  2×400 MW)现行燃气价格为2.860元/m3，当年利用小时为3500h时，测算燃料成本占81.61%。按投资方内部收益率是10%计算，得到含税上网电价应为0.735元／kWh），而该厂目前执行电价为0.770元／畋W．h），电厂维持微利运营。某E

  150MW)，现行燃气价格为3. 220元/m3，当年利用小时为3500h时，测算燃料成本占81.16%。按投资方内部收益率是10%计算，得到含税上网电价应为0.971元／kWh），而该厂目前执行电价为0.770元／kWh），电厂经营困难。由上述分析结果能够准确的看出，机组循环热效率较高的F

  F级热电联联产燃气电站则经营困难。同时还能够准确的看出，天然气价格持续上涨后，3种典型燃气电站的燃料成本均已超过80%。由此可见，天然气价格是制约燃气发电经济性的重要的因素，机组平均热效率和产燃气电站还能保持微利，而机组循环热效率最低的E级热电年利用小时数也是重要影响因素。2.2燃气供热机组经济指标测算分析

  400 MW的F级燃气一蒸汽联合循环抽凝式供热机组为例进行经济性指标测算，单套机组纯凝工况下发电能力为423 MW，机组参数见表3。

  ，40%和50%，投资方内部收益率是10%测算供热机组上网电价，结果见表5。

  3所示的敏感性分析可知，天然气价格及售电量对上网电价的影响很大，在同一热电比下，增加上网电量相当于在供热量不变的情况下增加机组平均负荷率，提高了机组年利用小时数和机组平均效率。

  受天然气价格的制约，与常规燃煤机组相比，燃气机组的经济性缺乏竞争力。但如果最大限度地考虑天然气发电的环保价值和调峰分时电价等因素，则具有一定竞争能力。

  提供天然气发电的环保折价补偿考虑到天然气发电的环保优势，应计入减排的环保价值。燃煤电厂单位造价为4500

  /kW，平均效率为40%，按燃煤热值为23. 027 MJ/kg，原煤价格为540，620和750元／t进行测算。燃气一蒸汽联合循环电厂单位造价为3 090元/kW，平均效率为56%，燃气价格按照2.4，2.8和3.2元/ni3测算。假定运行维护成本占燃煤电厂发电成本的比例和燃气电厂一致，反算发电成本，其结果如图4、图5所示。

  kWh）左右。但是，在当前天然气价格不断攀升及煤炭价格不断下降的趋势下，燃气机组考虑环境成本后的发电成本仍然大于燃煤机组。建议给予燃气机组类似于燃煤机组的脱硫、脱硝环保折价，实施清洁能源发电配额制，确定排污指标交易制度，从而鼓励并扶持气电发展。3.2合理选择气电峰谷分时电价比

  在目前天然气价格不断攀升的形势下，制订燃气机组上网电价时选择合理的峰谷电价比，天然气发电能发挥较好的调峰性能，与燃煤机组相比具有一定的竞争力。尤其在高煤价情况下，使用更多的燃气发电将具有更大的成本效益。因此，建议制订天然气发电峰谷分时上网电价机制，计入峰谷分时电价补贴标准。

  0.43元／kWh）为基础进行测算，考虑了环保折价与峰谷分时电价后的发电成本测算结果如图6所示。

  6可以看出：同时考虑环保价值与调峰价值后，燃气机组的抗风险能力显著地增强，燃气调峰电厂在年运行小时小于3 500 h的情况下，通过峰谷电价的分时补贴后，与带脱硫、脱硝装置的燃煤机组相比，具有相当的竞争能力。在天然气价格持续上涨、燃煤价格持续下的形势下，应加大峰谷电价比国外调峰机组的峰谷电价比为5~10），充分肯定燃气发电的调峰地位，尤其在高煤价的情况下，天然气发电的优势越来越明显。因此，在目前天然气价格不断攀升的形势下，制订燃气机组上网电价时应选择合理的峰谷电价比，保证燃气机组发挥较好的调峰性能，使其具有一定的竞争力。在高煤价的情况下，使用更多的燃气发电将具有更大的成本效益。因此，实行环保折价补偿制度，制订计入峰谷分时电价的补贴标准，并实施清洁能源发电配额制，建立排污权交易制度，可以有效提升天然气发电的经济性和气价承受能力。

  平台声明：该文观点仅代表作者本人，搜狐号系信息发布平台，搜狐仅提供信息存储空间服务。