新时期我国天然气发电存在的问题及运营建议

  北极星火力发电网讯:受我国大气污染形势依然严峻及碳排放总量的限制，燃煤电厂发展空间日益受限，清洁能源逐步成为未来能源发展新的增长点。作为清洁低碳化石能源，天然气发电的环境效益及其在能源发展格局中的及其重要的作用慢慢的受到关注。2015年电力体制改革和油气市场逐步宽松以来，我国天然气发电加快速度进行发展，在政策引导下，装机容量从2014年的5697万千瓦发展到2019年的9022万千瓦，占全国发电装机总量的4.49%，发电装机年均增长31.67%。发电量为2362亿千瓦时，占全国总发电量的3.22%，年均达到增长35.43%。天然气发电装机容量年均增速和电量增速，均远高于全国发电装机容量年均增速和电量增速（见图1）。

  （来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID：zgdlqygl 作者：赵岩）

  目前，我国天然气发电以大型集中式发电为主，主要分布在长三角、珠三角及京津、福建地区。按照不同建设时期，这些燃气电厂主要可分为四种情况：一是为配合中澳广东LNG项目一期工程而新建的；二是以“陕京线”天然气为气源的燃气电厂；三是为福建LNG项目而建的燃气电厂；四是为配合荔湾3-1气田登陆和珠海LNG项目而建的燃气电厂。我国大型集中式燃气发电装机容量占到全国燃气装机容量的90%以上，发电机组以9F和9E型机组为主。

  我国分布式燃气项目起步较晚，仅北京、上海、广东、四川等地相对较快。近五年来，我国天然气分布式能源项目加快速度进行发展，但能达到国家规定的冷热电三联供、综合能源利用效率70%以上的项目较少，且效益普遍不佳。

  根据典型燃机数据分析，纯凝发电成本约0.6元/千瓦时、热电联产发电成本约0.56元/千瓦时、分布式能源0.66元/千瓦时。燃机发电成本费用中燃料成本占比最高，约为67%，其余依次为折旧10%、另外的费用8.5%、薪酬5.5%、财务费用5%、修理维护费用2%等。目前看，修理费用在每年燃机成本中占比较小，但在一个大修周期内，费用十分可观。常规情况下，9F机组大修期48000～66000小时，修理费用约1.5亿元/台大修期；9E机组大修期32000～66000小时，修理费用约1亿元/台大修期；分布式能源大修期25000～50000小时，修理费用约0.7亿元/台大修期。其中，分布式燃机造价普遍较高，区域式分布式能源造价在5000～8000元/千瓦，楼宇式分布式能源造价普遍在15000～20000元/千瓦，导致固定成本较高（见图2）。

  从我国燃机不同电价机制看，浙江、江苏、上海（重型燃机）、广西、河北执行两部制电价，北京、广东、天津、湖北、上海（分布式）执行单一制电价。近年来，由于天然气价格不断走低和燃机规模迅速增加，各地区纷纷下调燃机价格水平（见表）。

  虽然国内燃机发电整体盈利，但是利润呈现连续下降趋势，装机规模逐年增加、利润逐年降低。一是资产规模增长较快，资产质量和所在区域经济发展、资源优势等地理位置直接相关。重型燃机主要是与省区宏观环境相关，分布式燃机与微观环境联系更密切。经济环境、资源优势的变化和降低社会用能成本的趋势影响燃机效益逐年走低。二是对价格政策十分敏感。价格仍是燃机盈利的重要基础，自2018年以来，湖北、广东、北京等地区降低价格水平，2019年上海、天津也依次降低，2020年广东、广西下调燃机电价水平。在保持利用小时平稳情况下，价格水平的降低直接影响利润水准的降低。三是燃气成本管控存在比较大困难。虽然受到国际油气市场和国内供需疲软影响，天然气供需矛盾得到缓解，但我国天然气消费呈季节性的特点导致天然气价格难以一下子就下降。特别是浙江、上海等地区天然气价格由地方燃气企业垄断，气源复杂、议价难度大，天然气发电变动成本降低难度大。

  电力市场化改革以来，天然气发电仍主要按照计划体制进行生产经营，一是盈利模式有待进一步清晰。目前，无论重型燃机还是分布式燃机仍是参照计划运营模式，或由电网调度调峰运行、或按照供热量以热定电运行，应对市场化改革的盈利模式不够清晰，天然气调峰机组对电网和气网的调度指令难以统筹兼顾，气网需要调峰的时候，电网未必需要，电网需要顶峰的时候，气网未必能够支撑，参与电力市场之间的竞争的条件不足。二是辅助服务市场建设不完善。辅助服务市场尚未普遍运行，原有两个细则考核仅在发电企业内部分摊，无法体现电力调峰调频的真实价值，辅助服务在市场中的价格过低，没有办法弥补电力资源总成本。三是燃机在区域市场定位不清晰。煤炭作为主体能源决定了我们国家社会用能成本，同时我国又是水电大国，风光平价上网时间表已经确定，这决定了社会整体用能价格均以煤电价格为参照。高于煤电价格的燃机发电需要通过财政或社会补贴，地方财政实力和工商用户承受能力将决定补贴强度，国家能源战略对燃机持谨慎态度，虽然中东部环境容量低的省区还有部分天然气发电空间，但补贴规模有限。

  一是电力市场改革和油气市场改革对燃机经营产生双重影响。一方面电力市场改革虽然加速推进，但针对天然气发电的相关市场机制不够完善，只有少数具有竞争力的时间价格信号和位置价格信号引导燃机投资；另一方面油气改革涉及内容较多，虽然国家管网公司已经成立，但实现中央定价目录的“管住中间、放开两头”还要比较长时间，近期政府定价仍是主流。二是价格补贴逐步缩水。在国家降造业用能成本的大背景下，用电增长趋缓，燃机价格补贴空间没有增长，新投燃机挤占原有燃机价格空间，造成燃机价格下调。目前，仅有浙江、江苏有明确的气电联动机制，能够部分向下游疏导气价波动，其他区域没有灵活的价格机制传导成本和供求变化。三是冷热市场拓展不足是制约分布式燃机效益提升的核心问题。高效能源利用优势体现不足，大部分分布式燃机综合能源利用效率未超过70%。从热电比看，达到国家要求的项目较少，造成能耗水平高于设计值，既无法充分实现能源梯级利用，又影响参与电力直接交易的成本过高、竞争优势不足。

  一是天然气消费增速放缓，但对外依存度仍然较高。2019年，我国天然气消费量3060亿立方米，增速10.3%，下降7个百分点，其中进口气1358亿立方米，对外依存度44.4%。二是天然气供应能力增强，价格走低。2019年全球天然气产量和LNG产量均创历史上最新的记录，随着中俄东线年产量增速大幅度增长，LNG进口增长放缓，海外资源回归理性，天然气现货价格处于历史低位。三是天然气发电在能源消费中占比较低，作用减弱。2019年，我国天然气发电用气占比为17.9%，在天然气消费结构中占比较低，同时国内已建成27座地下储气库，储气库实现近50%的增长，储气能力约190亿立方米，占天然气消费量的6%左右。四是天然气购销进一步市场化。国家管网公司成立将出现新的销售体制，国家核定中间环节管输费用可能较高，我国天然气价格与国际市场现货价格关联度较弱，天然气价格由购售双方协商确定，对天然气整体采购议价能力提出新的要求。

  随着天然气发电效益空间的逐步萎缩，必须转变原有唯利用小时和发电量的思维观念，更看重效益的角度开展燃机项目的前期和运营工作。一是明确市场定位。燃机作为电力市场重要主体之一，必须要明确在电力、热力和天然气市场中的定位问题，通过承担的相关功能体现机组的价值。二是突出联合优化定位。重型燃机主要承担了系统调峰功能和提供工业供热需要，应在进一步研究国家大力消纳新能源、降低“三弃”的情况下，参与新能源跨省区消纳的调峰和无功等支撑作用。在区域内与煤机就发电时机和运行方式制定联合优化策略，在既定利用小时下争取最大效益空间。三是找准天然气分布式项目定位。充分的发挥分布式燃机规模小、布局灵活、运营高效的特点，实现区域集群式管理、集中式调度、集约化运营，最大限度降低管理成本，提升项目综合效益贡献度。四是研究天然气市场改革。虽然天然气发电用气量在我国天然气消费结构中占比较小，属于弹性较大的消费量，但具有整体性和可调节性，属于天然气优质用户。在国家开展油气改革之际，热情参加到燃机大省的改革措施制定中去，增强用气保障和议价能力。

  燃机核心技术国产化和安全稳定运行是燃机能够在市场之间的竞争中获得稳定效益的基础，为夯实效益基础，一是加大科技投入力度，降低进口依赖度。目前，燃机的燃烧器、透平叶片等热部件完全依靠进口，整机检修维护依赖原厂商，维修周期和维修费不可控，造成燃机的运行维护成本偏高。建议利用燃机规模优势，在检修维护谈判和有关技术转让方面加强开拓，逐步降低燃机大修周期内检修费用，同时缩短燃机出现故障后的检修时间。二是开展发电设备综合治理，从完善技术标准、提升运维能力等入手，研讨防治重点，采取比较有效措施，防范重大设备损坏事件发生。加强发电生产全过程管控和发电设备隐患排查治理，持续研究重大隐患的成因和应对措施，切实提高设备可靠性。三是提升气源保障能力。天然气发电企业应逐步实现双气源保障，与上游供气企业股权合作，推进上游供气企业参股燃机发电项目，在保障项目资本金收益水平的情况下分散市场风险。

  “天然气分布式+储能+智慧微网+增值服务”的综合能源项目能够为用户更好的提供热、电、冷、气、水、充电、储能、燃气等多种能源和服务。天然气分布式项目为开展综合能源服务业务提供了广泛的基础，应依托天然气分布式项目，贴近用户、贴近负荷，围绕能源供给，创新微网模式降低用户成本；围绕能源存储，实现用户冷热电能相互转化补充；围绕用户消费，提供依托能源供应的多种节能、修造、智慧能源等服务。实现综合能源服务业务在天然气分布式能源项目上的实体转化和价值创造，打造品牌效应，切实提升天然气分布式能源项目的效益水平。