十三五_天然氣發(fā)電需求與政策研究

1、“十三五”天然氣發(fā)電需求與政策研究中國電力企業(yè)聯(lián)合會規(guī)劃與統(tǒng)計信息部編天然氣是清潔的化石能源。本文調(diào)研、梳理、總結(jié)了天然氣發(fā)電的現(xiàn)狀、政策及問題，定量分者，按析了天然氣發(fā)電競爭力，對 十三五”期間天然氣發(fā)電的規(guī)模、布局及對應煤電的補貼額度進行預測，研究提出了我國天然氣發(fā)電發(fā)展思路和政策建議。40I天然氣發(fā)電現(xiàn)狀2007年和2012年，國家發(fā)改委先后 兩次出臺 天然 氣利用政策規(guī)定。其中在最新修訂的天然氣利用政 策中，針對天然氣發(fā)電有兩點調(diào)整：一是重要負荷中心 地區(qū)的天然氣分布式發(fā)電系統(tǒng)已經(jīng)由允許類調(diào)整至優(yōu) 先類；二是明確用于集中供熱的 熱電聯(lián)產(chǎn)用戶也 屬于優(yōu) 先類。為解決國內(nèi)嚴重缺電難題，在上

2、世紀八九十年代，東南沿海地區(qū)建設(shè)了部分中小型燃油發(fā)電機組，同時主要在天然氣生產(chǎn)地建設(shè)了小規(guī)模的天然氣發(fā)電機組。上世紀90年代末，為支撐國內(nèi)管道天然氣、液化天然氣接收站（以下簡稱LNG接收站）發(fā)展，主要在東南沿海地區(qū)開始配套 規(guī)劃建設(shè)了一批天然氣發(fā)電機組。按照我國 國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十個五年計劃綱 要確定的加快天然氣勘探、開發(fā)和利用，統(tǒng)籌生產(chǎn)基地、 輸送管線和用氣工程建設(shè)，引進國外天然氣，提高天然氣消費比重”要求，國家發(fā)改委確定組織國內(nèi)市場資源，集中招標，引進技術(shù)，促進國內(nèi)燃氣輪機產(chǎn)業(yè)發(fā)展和制造水 平提高”，在 十五”期間分三次打捆招標，引進了美國 GE、日本三菱、德國西門子公司三種F級燃氣輪

3、機共 54套，總規(guī)模2000萬千瓦左右。我國三大動力制造廠即哈爾濱動 力設(shè)備股份有限公司、東方電氣集團公司、上海電氣集團有限公司，分別與美國通用電氣公司 GE）、日本三菱重工、德國西門子股份公司結(jié)成聯(lián)合體受讓。2002年7月進行了 10個電站23套機組的招標結(jié)果，落實了浙江半山、 上海漕涇、江蘇張家港、望亭、戚墅堰、北京京豐、廣東惠 州、深圳東部、深圳前灣等 9個電站21套機組共800萬千 瓦。十五”期間，結(jié)合技術(shù)改造和增加電力供給，適應調(diào)峰需要，共建設(shè)30多套9F、20多套9E機組，我國天然氣發(fā) 電初具規(guī)模。截至2013年底，我國天然氣發(fā)電裝機4309萬千瓦，占全國總裝機的3.45%，天然氣

4、發(fā)電量 1143億千瓦時，占全國總發(fā)電量的2.13%。我國天然氣發(fā)電主要分布在東南沿海、長三角、環(huán)渤海等東部一次能源匱乏、經(jīng)濟較發(fā)達、價格承受能力較強的地區(qū)，特別是廣東、浙江等六省市。天然氣發(fā)電利用小時。2009-2011年我國天然氣發(fā)電利用小時數(shù)分別為2353 2938和3210小時，比同期煤電利用小時分別低 2513、2093和2095小時。天然氣發(fā)電利 用小時低，一方面反映出天然氣發(fā)電價格高，主要承擔調(diào)峰任務(wù)，另一方面也反映了天然氣供給不足的影響。天然氣發(fā)電氣耗水平。天然氣發(fā)電的氣耗水平與燃機 類型、發(fā)電負荷及機組運行方式等有關(guān)。目前我國集中式天然氣發(fā)電主要有9F、9E兩種機型，其中相同

5、機組規(guī)模下9E級機組的發(fā)電氣耗比9F級機組高15%。燃機在正常工況下一般具有良好的發(fā)電效率，但燃機深度調(diào)峰時，運行效率將大大降低。目前我國現(xiàn)役天然氣發(fā)電機組的平 均氣耗約為 0.203立方米/千瓦時，廠用電率在 2%-2.8%。天然氣發(fā)電單位造價。從造價構(gòu)成上來看，天然氣發(fā)ts =7ii m41為了促進天然氣發(fā) 電可持續(xù)發(fā)展，在氣價 定價方式與煤炭掛鉤的 基礎(chǔ)上，建議建立規(guī)范 的國家補貼輔助機制。 考慮到天然氣發(fā)電對改 善地方環(huán)境的貢獻，天 然氣發(fā)電規(guī)模與各省市 區(qū)財政補貼能力直接掛 鉤平衡，由省級地方政 府具體落實資金來源和 補貼政策。電機組單位造價構(gòu)成比例與燃煤機 組有較大差別。天然氣發(fā)電

6、造價中設(shè) 備購置費比例高達66%以上，建筑安裝費用占比較低。天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價政策。為支持天然氣發(fā)電，各省市、自治區(qū)政府 出臺了電價補貼等政策措施。目前，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價包括熱價）采 用成本加成方式 ，由成本、利潤、稅金 構(gòu)成。但由于全國統(tǒng)一規(guī)范的天然氣 發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制尚未形成，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價采用的是個別成 本，主要由各地政府價格主管部門確 定，因此造成“一廠一價”或一機一 價”的狀態(tài)，且普遍高于煤電上網(wǎng)電 價。天然氣電廠上網(wǎng)電 價定價模式 可分為兩部制電價和單一電價兩種，前者如上海市。天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價 呈現(xiàn)多樣化和水平相差較大的狀況。我國天然氣發(fā)電企業(yè)的運營狀 況。近幾年我國天

7、然氣發(fā)電規(guī)模有了 較明顯的增長，各燃氣電廠的天然氣價格、上網(wǎng)電價以及熱價均采用 一 廠一價”甚至“一機一價”的形式確 定，且各地方政府對天然氣發(fā)電采取 的財政補貼、電價政策不盡相同，各地天然氣發(fā)電電廠的運營情況差異 較大。受天然氣供應壟斷與價格集中 制約的影響，天然氣發(fā)電企業(yè)靠政府 補貼勉強維持經(jīng)營。同時，天然氣發(fā) 電企業(yè)還受到 電力系統(tǒng)調(diào)峰和天 然 氣管網(wǎng)調(diào)峰協(xié)調(diào)難的影響，協(xié)調(diào)上下游企業(yè)供產(chǎn)銷的難度極大。天然氣管網(wǎng)要求燃氣機組作為可中斷用戶和 日常調(diào)峰，尤其是冬季期間天然氣嚴 重供應不足時更為明顯；電力系統(tǒng)同樣要求電廠機組作為電網(wǎng)的調(diào)峰 手 段，由于氣網(wǎng)、電網(wǎng)調(diào)峰不同步，造成電廠機組頻繁啟停

8、，設(shè)備事故多發(fā) ， 企業(yè)生產(chǎn)壓力大 。通過調(diào)研天然氣發(fā)電企業(yè)現(xiàn)狀 、 梳理各省市天然氣發(fā)電相關(guān)政策，天然氣發(fā)電主要面臨以下五個方面 的 問題：天然氣價格不斷攀升，氣電價格hl Lp:. LDki.nciW 1994-2015 China Acadcnoic Tijunpil ElpcLranic l*ubli41ing ILiustJ. All riglitx reserved.91.20DOODOD_oooD-9S7&4321圖1 部分園蓋夭然利消荔呈中用于嵐電的比例懿據(jù)來蹄：ElA （Electronic industries Alliance）27.8區(qū)2 天議氣在一吹能廊消賈結(jié)構(gòu)中的比

9、車Cover plot |封面策劃無競爭力。天然氣發(fā)電的燃料成本占電價的75%以上，氣價的不斷攀升，致使氣電在經(jīng)濟性上毫無競爭力可言，給天燃氣發(fā)電上網(wǎng)消納帶來較大的障礙，甚至在機組運行過程中出現(xiàn)無法完成年度基礎(chǔ)電量等情況。科學的定價機制尚未建立。目前我國天然氣發(fā)電執(zhí)行的是臨時上網(wǎng)電價 ，沒有明確的定價方法和調(diào)整機制，也沒有明確熱電聯(lián)供形式下熱、電之間的分攤方法，天然氣發(fā)電發(fā)展規(guī)模完全取決于各地區(qū)財政補貼規(guī)模，缺乏高效發(fā)展的良性機制 。統(tǒng)籌規(guī)范的國家補貼機制尚未形成。目前部分地區(qū)的天然氣發(fā)電電價是在燃煤機組標桿電價的基礎(chǔ)上，增加疏導電價，再附加地方補貼。補貼機制尚處于地方政府自行 制定執(zhí)行的層面

10、。調(diào)研表明，部分地區(qū)沒有納入疏導電價 的項目存在電價補貼不到位的情況。天然氣供應得不到有效保障。部分區(qū)域存在天然氣供應緊張狀況。電廠用氣在天然氣分配次序相對偏后，天然氣供應無法得到有效保障。尤其是在冬季重點保民用氣為主時段，機組正常保養(yǎng)用氣甚至也很難得以保證。關(guān)鍵設(shè)備檢修費居高不下。發(fā)電裝備的設(shè)計 、生產(chǎn)、檢修等關(guān)鍵技術(shù)還掌握在少數(shù)國外制造企業(yè)手中，發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)成本難以有效降低。由于核心技術(shù)受制于人，導致檢修費居高不下，這是我國燃機電廠運行維護中的一個共性 問題。，不考慮環(huán)保價值的氣，計入環(huán)保價值后的20 0分/千瓦時。|天然氣資源情況世界三大油氣消費集中地區(qū)為美洲、歐洲和亞太。2012年全球

11、天然氣消費總量為3.31萬億立方米，其中美國消費占全球的 21.9% 7221億方），歐洲32.6%,亞太18.8% 2011 年部分國家天然氣消費量中用于發(fā)電的比例，見圖1）。根據(jù)油氣資源評價和全國油氣資源動態(tài)評價2010 年），我國常規(guī)天然氣地質(zhì)資源量為52萬億立方米，最終可采資源量約 32萬億立方米。累計探明儲量占全球探明 儲量 約187.3萬億立方米）的4.3%。煤層氣資源埋深2000米以淺煤層氣地質(zhì)資源量約 36.8萬億立方米，可采資源量約10.8萬億立方米。煤層氣探明地質(zhì)儲量 2734億立方米。頁巖氣資源可采資源量為 25萬億立方米，與常規(guī)天然氣資源相當。天然氣在一次能源消費結(jié)構(gòu)中

12、的比重從2000年的 2.4%增長 到2011年的5.0% 2011年中外天然氣發(fā)電在 一次能源消費中的比重，見圖2）。|天然氣發(fā)電競爭力分析天然氣發(fā)電的環(huán)境價值。計算污染物減排的環(huán)境價值 標準有治理成本法和污染損失法。中國電力企業(yè)聯(lián)合會在能源供應多元化下我國天然氣發(fā)電發(fā)展研究課題中，采用污染損失法，對溫室氣體和主要污染物減排的環(huán)境價值 進行分析。選取裝機600兆瓦年發(fā)電量 30億千瓦時同規(guī) 模兩類電廠的排放進行對比研究，得出天然氣電廠相對于燃煤電廠的環(huán)境經(jīng)濟價值，見表1。研究表明：在此環(huán)境價值標準下 ，600兆瓦的天然氣 電廠與同容量的燃煤電廠相比，其環(huán)境價值大致相當于17.04分/千瓦時。

13、對天然氣發(fā)電較集中地區(qū)的氣電價格進行測算，與當?shù)厝济簷C組含稅脫硫標桿電價對比結(jié)果，見圖3圖示表明：在當前氣價水平下 電價格基本上是煤電價格的兩倍左右 天然氣發(fā)電價格仍然比燃煤發(fā)電高42垃Chirv2inicKlccininic PuhlisJiiiig IIou sifights resci溫室 氣體 和污 染物價值 標準600兆瓦燃煤電廠 排放環(huán)境成本600兆瓦天然氣電廠 排放環(huán)境成本環(huán)境價值元/噸104元/年10 2 元 / 千瓦時*104元/年10 2 元 /千瓦時104元/年10 2 元 /千瓦時CO297.5022639.507.5511758.503.9210881.003.63S

14、O231500.0025515.008.5121.740.0125493.278.50NOx31500.0024570.008.1911718.003.9112852.004.28煙塵14000.002100.000.70201.600.071898.400.63合計74824.5024.9423699.847.9051124.6717.04表1天然氣電廠相對于燃煤電廠的環(huán)境經(jīng)濟價值標血方來干瓦時圖4 9F機組氣耗特性曲線電論 I走僥瓦時*燃煤址組底珥皚苗|含.脫磋I U存吒悄下吒唱上網(wǎng)晅階u.增楓嗎下噸處上網(wǎng)電價圖3 含銳脫硫標桿電價對比結(jié)果與風電、太陽能發(fā)電相比，計入燃氣發(fā)電的環(huán)境價值-7

15、.9分/千瓦時后，以上各省的燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價相當于：廣東為1001.6元/兆瓦時，浙江為999元/兆瓦時，江蘇為 996.5元/兆瓦時，上海為1001.6元/兆瓦時，北京為956.1 元/兆瓦時。既遠高于傳統(tǒng)能源發(fā)電和外送電，甚至高于外送風電，與太陽能發(fā)電大致相當。隨技術(shù)進步，太陽能組件價格未來呈下降趨勢，而天燃氣價格可能只升不降。在經(jīng)濟調(diào)度原則下，天然氣發(fā)電比風電、太陽能發(fā)電或徑流式水電的可控性、可調(diào)峰性的優(yōu)勢難以體現(xiàn)。天然氣發(fā)電的調(diào)峰優(yōu)勢。燃氣機組啟動迅速，運行 靈活，既可帶基荷又可調(diào)峰，又大都位于負荷中心，在加 強電網(wǎng)調(diào)峰能力上有顯著優(yōu)勢。由于氣電遠高于煤電， 按經(jīng)濟調(diào)度原則，除以熱定電

16、的供熱機組外，大多承擔 調(diào)峰任務(wù)。盡管機組容量越大，機組效率越高，但當燃氣機組進 行深度調(diào)峰時，其效率將明顯降低，成本也將大幅提高9FS109FA）機組氣耗特性曲線，見圖4）。另外，燃機機組在啟停過程中需要額外的天然氣消 耗，啟停一次冷態(tài)），需多消耗約15 -20萬立方米氣量，按照氣價3.32元/立方米測算，增加額外成本49.8-66.4萬 丿元。天然氣發(fā)電多聯(lián)供優(yōu)勢。從供熱負荷看，目前我國天然氣發(fā)電的聯(lián)供方式可分為兩類，兩類機組的運行方式有所不同。一是以北方城市冬季采暖為主。在北方城市冬季采暖期實行以熱定電”運行方式，非采暖期參與經(jīng)濟 調(diào)度。北京、天津等大型城市的集中供熱多采用9F型機組，由

17、于采暖期為 4個月，梯級利用只占1/3。如何開發(fā)夏 季制冷負荷經(jīng)濟可行的聯(lián)供方式，是提高現(xiàn)有聯(lián)合循環(huán)燃氣機組熱效率的措施之一。二是南方工業(yè)熱負荷為主。相比北方采暖負荷，南方工業(yè)熱負荷及供冷負荷具有參 數(shù)種類多、晝夜變化大、需求時間分散等特點。對供熱機組而言，并非機組越大，聯(lián)合循環(huán)機組的熱效率越高。據(jù)了解，實際供熱負荷遠小于設(shè)計值的現(xiàn)象，在北方集中供熱城市和南方工業(yè)園區(qū)都有發(fā)生，致使熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行效率降低。偏離設(shè)計工況的運行還不同程度地加大了 污染物的排放。根據(jù)冷熱負荷特性，因地制宜的燃氣分布式能源站，采用電、熱、冷聯(lián)供方式，既減少了電網(wǎng)配套投資及升壓、降壓的損耗，也有效提高了燃氣機組的熱效率

18、，避免了大馬拉小車式的浪費。不但對南方地區(qū)的負荷特點有顯著 的能效優(yōu)勢，相對北方大型熱電聯(lián)產(chǎn)機組其夏季制冷更為方便靈活。因此，要探討未來大型燃氣機組建設(shè)方式，除供熱機組外，應適度控制聯(lián)合循環(huán)機組建設(shè)規(guī)模;還要研究供熱機組建設(shè)方式，對大型供熱機組和多聯(lián)供分布式機組統(tǒng)籌優(yōu)化，找到熱效率更高、價格承受能力更強的 解決方式。43All rights reservedAcademic Journal ElrtLninic Publishing ILmscCover plot |封面策劃44年份天然氣發(fā)電裝機萬千瓦）總規(guī)模其中：集中式分布式201555004500100020201000060004000

19、表2我國天然氣發(fā)電裝機規(guī)模發(fā)展預測|我國“十三五”天然氣發(fā)電發(fā)展展望天然氣發(fā)電發(fā)展思路。天然氣是綠色清潔的化石能源，從需求看，應當盡量提高天然氣發(fā)電份額；但同時天然氣發(fā)電成本遠高于水電、核電和燃煤發(fā)電，而且又沒有合理的電價機制，這制約了天然氣發(fā)電的發(fā)展。未來天然氣發(fā)電要堅持高效發(fā)展方針，主要發(fā)展思路是：一是統(tǒng)籌。統(tǒng)籌區(qū)域能源結(jié)構(gòu)特點、環(huán)境承受能力、電力負荷、熱冷負荷需求，結(jié)合我國頁巖氣開發(fā)進程及生產(chǎn) 規(guī)模，結(jié)合我國燃氣發(fā)電核心技術(shù)進步和國產(chǎn)化程度，制定燃氣發(fā)電發(fā)展規(guī)劃 。二是優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng)。天然氣分布式能源通過冷熱電多聯(lián)供方式實現(xiàn)能源的梯級利用，綜合能源利用效率高達 80%以上。

20、隨著天然氣分布式發(fā)電和并 網(wǎng)技術(shù)日益成熟，結(jié)合城鄉(xiāng)天然氣管道布局規(guī)劃和建設(shè)，加快發(fā)展分布式冷熱電多聯(lián)供機組，提高能源利用效率 。三是有序發(fā)展燃氣調(diào)峰發(fā)電機組。在風電等新能源大規(guī)模發(fā)展、系統(tǒng)調(diào)峰容量嚴重不足地區(qū)，適度建設(shè)部分燃氣輪機組，承擔調(diào)峰調(diào)頻任務(wù) ，提高系統(tǒng)運行靈活性，減少棄風。四是因地制宜發(fā)展大型聯(lián)合循環(huán)燃氣熱電機組。結(jié)合西氣東輸管道和進口液化天然氣，在受端地區(qū)根據(jù)供熱需求規(guī)劃建設(shè)少量大型聯(lián)合循環(huán)熱電機組，特別是替代燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組，改善受端地區(qū)大氣及生態(tài)環(huán)境。天然氣發(fā)電規(guī)模 。結(jié)合 十三五”期間我國電力發(fā)展供 需分析以及未來我國天然氣發(fā)電在我國電力供應中的地 位，預測我國天然氣發(fā)電裝機

21、規(guī)模發(fā)展，如表2所示。十三五”末，氣電在我國發(fā)電 裝機中的比例增加到 4.71%,考慮到需求，利用形式將逐步由大容量機組集中布 置為主過渡為分布式多聯(lián)供方式利用為主。十三五”期間，我國天然氣發(fā)電的用氣需求，取決于天然氣發(fā)電的裝機規(guī)模、平均利用時間和平均氣耗水平， 后兩者主要受未來天然氣發(fā)電機組在電網(wǎng)中的定位以及機組技術(shù)等因素決定 。在天然氣氣源供應充分的前提下，預計到2015年，我國包括分布式在內(nèi)的天然氣發(fā)電的用氣需求將達到395億立方米，占當年天 然氣消費總量 2300億立方米）的 17.2%；到2020年，我國包括分布式在內(nèi)的天然氣發(fā)電的 用氣需求將達到680-800億立方米，占當年天然氣

22、消費總量4000億立方米）的19%-23%。天燃氣發(fā)電 電價補貼預測。根據(jù)目前各省采取的補 貼和電價疏導兩種 方式，對我國天然氣發(fā)電裝機較集中 的華北電網(wǎng)、南方電網(wǎng)和華東電網(wǎng)三個區(qū)域電網(wǎng)，對天 然氣發(fā)電上網(wǎng)電價高出燃煤標桿電價部分采用政府補 貼和上調(diào)電價全網(wǎng)平攤消化兩種方案進行測算，結(jié)果見 表3。表3 天然氣發(fā)電補貼及上調(diào)電價預測補貼總額億元）區(qū)域網(wǎng)電價調(diào)增元/兆瓦時）2015 年2020 年2015 年2020 年華北電網(wǎng)103.2155.5-83.17.528.34-9.83南方電網(wǎng)216.6252.1-89.122.118.6-21.34華東電網(wǎng)305.7353.8-408.022.01

23、9.1-22.06小計625.41761.36-880.23|政策建議理順天然氣與煤炭的比價關(guān)系，發(fā)揮價格的資源配置功能。建議天然氣價格與煤炭價格掛鉤，統(tǒng)籌考慮天然氣發(fā)電的環(huán)保價值，進一步理順天然氣與煤炭的比價關(guān)系 發(fā)揮價格的資源配置功能 。建立規(guī)范的國家 補貼輔助 機制，發(fā)電規(guī)模與地方財 政補貼能力直接掛鉤平衡。為了促進天然氣發(fā)電可持續(xù)發(fā)展，在氣價定價方式與煤炭掛鉤的基礎(chǔ)上，建議建立規(guī)范的國家補貼輔助機制?？紤]到天然氣發(fā)電對改善地方環(huán)境的貢獻，天然氣發(fā)電規(guī)模與各省市區(qū)財政補貼能力直接掛鉤平衡，由省級地方政府具體落實資金來源和補 貼政策。深化天然氣行業(yè)改革，賦予天燃氣發(fā)電企業(yè)采購自主權(quán)。改革我國天然氣資源的配置機制，創(chuàng)新天然氣產(chǎn)-輸-銷鷲 1QQ4-20L5 China Academic Touimal Klcctronic iuhlidiing Iliiusu. All rights icscxvcd. hiLpJ.LiJ 1經(jīng)營體制和機制，實行天然氣生產(chǎn)、銷售與輸氣管網(wǎng)分開。引入市場競爭機制 ，打破氣源環(huán)節(jié)的壟斷，在國家宏觀調(diào)控下，鼓勵多家辦氣源，鼓勵電力企業(yè)向產(chǎn)業(yè)鏈上游延伸，直接參與天然氣直購 、進口及管網(wǎng)等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。在輸氣管網(wǎng)有能力的條件下，向用戶開放，賦予用戶購氣選擇權(quán) 。保障發(fā)電氣源安 全穩(wěn)定 供應。加強燃機上游產(chǎn)業(yè)的 發(fā)展，加大