天然氣是清潔的化石能源，天然氣發(fā)電具有發(fā)電效率高、環(huán)境污染小、調(diào)峰性能好、建設(shè)周期短等優(yōu)點。近年來，隨著我國能源需求的不斷增加和環(huán)境保護的日益加強，天然氣作為重要的清潔能源其消費量不斷攀升，天然氣發(fā)電的裝機容量也不斷增加，截至2013年底，全國天然氣發(fā)電裝機規(guī)模已達(dá)4309萬kW，占全國電力總裝機容量的3.5%，發(fā)電用氣量占天然氣消費總量的18%。但從世界范圍看，我國用于發(fā)電的天然氣比例仍相對較低，據(jù)國際能源署數(shù)據(jù)顯示，美國天然氣發(fā)電裝機占比40%，發(fā)電用氣占天然氣消費量比重的39%;英國天然氣發(fā)電裝機占比36%，發(fā)電用氣占比34%;日本天然氣發(fā)電裝機占比28%，發(fā)電用氣占比70%。

與此同時，我國天然氣發(fā)電卻面臨著氣源短缺、氣價較高、核心技術(shù)缺失、電價機制不明確等困擾，行業(yè)發(fā)展前景并不樂觀。浙江省是能源消耗大省，又是資源小省，天然氣電廠的發(fā)展在為浙江省提供電力供應(yīng)保障、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、促進節(jié)能減排方面均起到了重要作用。但是，隨著氣價的上漲及機組年利用小時的下降，浙江天然氣電廠的生存正面臨著嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

1 浙江天然氣消費結(jié)構(gòu)和電源結(jié)構(gòu)

1.1 天然氣消費結(jié)構(gòu)

浙江省天然氣利用從20世紀(jì)末起步，2004年西氣東輸進入浙江，經(jīng)過10年的發(fā)展，現(xiàn)已形成了較為完善的基礎(chǔ)設(shè)施網(wǎng)絡(luò)和廣闊的市場需求。目前，供應(yīng)浙江省的主要氣源有西氣東輸一線、二線、東海氣、川氣和進口LNG，現(xiàn)已形成多氣源供氣的格局。浙江省天然氣需求市場主要有城市用氣(包括居民、商業(yè)、工業(yè)和汽車用氣等)、電廠用氣以及部分代輸氣，2013年各類用氣消費量如表1所示。

隨著浙江省域管網(wǎng)覆蓋率的提高以及工業(yè)“煤改氣”的推進，城市用氣比率將逐步提高，而受政策以及能源價格等因素影響，未來天然氣電廠用氣尚存在較大的不確定性。

1.2 電源結(jié)構(gòu)

截至2013年，浙江省累計建成電力裝機6516萬kW，其中煤電裝機比例高達(dá)56.6%，而天然氣裝機比例僅占12.42%，未來節(jié)能減排壓力巨大。各類電源裝機比例如圖1所示。

2 浙江省天然氣發(fā)電現(xiàn)狀及存在的問題

2.1 燃機發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀

從20世紀(jì)90年代初燃機發(fā)電在我國開始應(yīng)用以來，其在浙江的發(fā)展主要經(jīng)歷了三個階段。第一階段是從90年代初到2003年，由于國內(nèi)經(jīng)濟的高速發(fā)展，浙江同部分沿海省份一樣出現(xiàn)了嚴(yán)重的電荒，在此背景下寧波鎮(zhèn)海300MW聯(lián)合循環(huán)燃機項目籌建，項目包括GE公司的兩臺MS9001型燃機(單機功率113 MW)，每臺燃機配一臺余熱鍋爐，后置100MW蒸汽輪機，1997年底投產(chǎn)。由于社會對電力的迫切需求，再加上燃機建設(shè)周期短，選址條件寬松，以及在當(dāng)時燃料價格及上網(wǎng)電價情況下投資回報率較好等因素共同作用下，浙江迎來了燃機項目建設(shè)的第一輪高潮，先后在鎮(zhèn)海、溫州、紹興、金華、余姚建成了5座燃機電廠，5個電廠均采用了GE公司的聯(lián)合循環(huán)燃機技術(shù)，都是以重油為燃料。第二階段是從2003年到2010年，為配合西氣東輸和東海氣開發(fā)項目，浙江配套建設(shè)了杭州半山、蕭山、余姚國華和鎮(zhèn)海電廠4個天然氣聯(lián)合循環(huán)項目，總裝機容量360萬kW。第三階段是從2010年至今，浙江經(jīng)濟持續(xù)高速發(fā)展，對于能源尤其是電力的需求不斷增加，2011年浙江再次出現(xiàn)嚴(yán)重缺電現(xiàn)象。由于之前大部分裝機來自燃煤火電，浙江面臨的環(huán)境壓力越來越大，繼續(xù)增加和擴建燃煤機組困難重重，在此背景下浙江省出臺了800萬kW的天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)搶建項目，希望通過最快的方式解決缺電問題。但隨著近年電力供需矛盾的緩減，天然氣電廠由于氣價高等原因正面臨著嚴(yán)峻的生存困境。

2.2 存在問題分析

(1)國家對天然氣發(fā)電政策未明朗

目前，我國天然氣發(fā)電雖已有一定政策引導(dǎo)，但國家對于天然氣發(fā)電定位尚未有明確政策支撐。一方面，在《天然氣利用政策》中，國家發(fā)展和改革委員會將天然氣分布式能源項目、煤層氣發(fā)電及天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項目列為優(yōu)先類，煤炭基地外調(diào)峰電廠項目列為允許類，《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》也要求有序發(fā)展天然氣發(fā)電。另一方面，國家對于天然氣發(fā)電尚未出臺正式文件明確其定位，天然氣發(fā)電上網(wǎng)機制不夠明確?？傮w來看，雖然政策對于天然氣發(fā)電項目的投資環(huán)境較為寬松，但與可再生能源等相比對于天然氣發(fā)電的支持態(tài)度并不清晰。發(fā)展政策的不明晰使得地方各部門對于如何發(fā)展天然氣機組尚存分歧，這使得地方天然氣機組面臨的困境始終無法引起政府部門的足夠重視，天然氣電廠生存環(huán)境堪憂。

(2)天然氣發(fā)電經(jīng)濟性較差，與燃煤發(fā)電相比無競爭力

燃料成本在天然氣電廠運營成本中所占比重達(dá)70%～80%，天然氣價格是影響天然氣發(fā)電經(jīng)濟性的最重要因素之一。2015年4月我國實現(xiàn)存量氣與增量氣價格并軌后，浙江省向天然氣發(fā)電企業(yè)銷售天然氣門站價格從3.36元/m3調(diào)整為3.08元/m3(近年氣價變化趨勢見圖2)。按每立方米天然氣低位熱值35MJ計算，每7000kcal天然氣價格為2.58元，而7000kcal的燃煤價格為0.64元左右，同樣熱值的天然氣價格是煤價格的4倍。按0.2m3/kWh的發(fā)電氣耗水平計算，所需的天然氣成本是0.62元/kWh，而燃煤成本僅為0.19元/kWh，天然氣的度電成本是燃煤的3.2倍，而天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價僅為煤機上網(wǎng)電價的1倍。在這種能源價格情況和電網(wǎng)調(diào)度機制下，天然氣發(fā)電的劣勢明顯。

(3)機組發(fā)電利用小時數(shù)無法維持天然氣電廠正常運營

區(qū)域電網(wǎng)由于電價消納能力限制，分配給天然氣發(fā)電的年發(fā)電利用小時隨著投產(chǎn)裝機的增加以及外來電的增長不斷趨于減少，現(xiàn)有發(fā)電利用小時下多數(shù)天然氣電廠將處于虧損狀態(tài)。以一個典型的9F燃機聯(lián)合循環(huán)電廠為例，假設(shè)基本費用和效益如表2所示，如果要做到全年利潤持平，電廠需供電17.15億kWh，對應(yīng)年利用小時為2143h。目前浙江省年利用小時能保證3500h的天然氣發(fā)電機組只占燃機總裝機容量的17.5%，年利用小時2000h的占32%，其余新建和在建的項目只能保證1000h。雖然浙江目前采取的燃煤機組臨時電量替代方案暫時緩解了新建機組巨額虧損的情況，但該方案并不具有可持續(xù)性。原因在于，一方面承擔(dān)電量替代的燃煤電廠通過替代方案并未得到多大的實際利益，面是承擔(dān)了義務(wù)性的責(zé)任，對于實施該方案并無積極性。另一方面隨著天然氣發(fā)電新投產(chǎn)機組的增加，替代的年計劃電量會大量增加，這將進一步擠占燃煤機組的利益空間，在外來電不斷增加，以及電力供大于求的情況下，燃機利用小時數(shù)低的矛盾將會進一步突顯。隨著更多在建項目的陸續(xù)投產(chǎn)，電網(wǎng)公司承受電價收購壓力將逐漸加大并趨向極限，到時必將進一步控制天然氣機組運行時間，可以預(yù)見未來燃機機組的經(jīng)營困難將繼續(xù)加大。

(4)受發(fā)電調(diào)度和氣量配給“雙重調(diào)度”影響，電廠運行協(xié)調(diào)難度較大

天然氣電廠處于天然氣管網(wǎng)和電網(wǎng)兩者之間的中間環(huán)節(jié)，電廠的發(fā)電調(diào)度權(quán)在電網(wǎng)公司，而氣量的配給權(quán)在天然氣管網(wǎng)公司，在有限的發(fā)電計劃執(zhí)行過程中經(jīng)常出現(xiàn)“有電無氣”或是“有氣無電”的情況。隨著管網(wǎng)覆蓋率的提高，民用氣及工業(yè)用氣比例將逐年增加，氣電峰谷矛盾將進一步凸顯，而通過電廠自身進行電網(wǎng)和氣網(wǎng)兩者的跨行業(yè)協(xié)調(diào)，難度較大。此外，由于天然氣供應(yīng)和發(fā)電計劃不一致導(dǎo)致的天然氣機組啟停次數(shù)不斷增加，使得燃機連續(xù)運行時間減少，導(dǎo)致機組的運行狀況趨于惡化，檢修周期被迫縮短，維修費用大幅增加。由于現(xiàn)有機組主要來自進口，一直存在價格和服務(wù)成本“雙高”的問題，尤其在整機檢修方面，嚴(yán)重依賴原廠家。以某天然氣電廠為例，依托制造廠家服務(wù)協(xié)議模式管理機組設(shè)備，全廠兩臺GE公司生產(chǎn)的300MW天然氣發(fā)電機組，投運3年來僅檢修和維護就花費了3.8億元，費用超過總投資的13%。

3 對策建議

天然氣發(fā)電由于高效環(huán)保的優(yōu)勢，對于浙江省清潔能源示范省創(chuàng)建及“兩美浙江”建設(shè)具有重要意義。如何維持天然氣發(fā)電行業(yè)的健康發(fā)展，須進一步出臺相關(guān)政策，明確天然氣發(fā)電的定位，建立合理的氣價和電價政策，在此基礎(chǔ)上加快天然氣發(fā)電設(shè)備的國產(chǎn)化進程，降低投資維護成本。

3.1 明確天然氣發(fā)電定位

當(dāng)前各部門對于發(fā)展天然氣發(fā)電尚存在較大分歧，天然氣機組在電力發(fā)展中沒有起到應(yīng)有的作用。一是對天然氣發(fā)電的特殊性，國家相關(guān)部門和電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)該聯(lián)合出臺相關(guān)政策，明確天然氣機組在能源供應(yīng)體系中的定位。二是電網(wǎng)調(diào)度中心除了按照經(jīng)濟調(diào)度原則確保電力電量平衡外，還可考慮按照節(jié)能、低碳發(fā)電調(diào)度原則進行電量調(diào)度，從而提高天然氣發(fā)電的優(yōu)先級。此外，隨著我國可再生能源的快速發(fā)展以及大量可再生能源裝機接入電網(wǎng)，電力系統(tǒng)峰谷差異將進一步增大，對于電網(wǎng)調(diào)峰的要求也越來越高，天然氣發(fā)電機組由于具有快速啟停特性，對于電網(wǎng)的穩(wěn)定運行將發(fā)揮不可或缺的重要調(diào)峰作用。

3.2 建立合理的氣價機制

從本質(zhì)上說，真正影響天然氣發(fā)電的不是氣價高低，而是天然氣與其他能源的比價關(guān)系是否合理。我國現(xiàn)行能源價格體制下，推動整體能源價格體系改革尚需較長一段時間。因此，在現(xiàn)階段，可首先考慮制定強制性環(huán)境政策，推行差別化氣價政策，充分體現(xiàn)天然氣發(fā)電的社會效益和節(jié)能減排效益，從而在一定程度上緩解天然氣電廠高氣價壓力，未來逐步理順與其他能源品種之間的價格關(guān)系。

3.3 建立合理的電價機制

電價是制約天然氣發(fā)電的重要因素之一，我國目前的競價上網(wǎng)機制中，尚未考慮調(diào)峰等輔助功能以及環(huán)保價值等因素，需建立能夠體現(xiàn)能效和社會效益的差別化電價政策。一方面可采用調(diào)峰電價或是兩部制電價機制，另一方面為體現(xiàn)天然氣發(fā)電的環(huán)保效益，可將環(huán)保成本貨幣化，計入天然氣發(fā)電的上網(wǎng)電價。同時建立天然氣價格和電價聯(lián)動機制，建立適時有效的成本傳導(dǎo)機制。此外，隨著電力市場化改革的推進，可通過建立電力交易平臺，允許天然氣電廠與電力用戶直接簽訂交易合同，自主協(xié)商確定電量和電價。

3.4 加快推進核心設(shè)備國產(chǎn)化

目前我國尚未完全掌握天然氣發(fā)電核心技術(shù)，國內(nèi)制造企業(yè)雖然能夠制造、組裝燃?xì)獍l(fā)電機組，但在整機設(shè)計、熱部件材料制造以及冷卻和隔熱涂層等關(guān)鍵技術(shù)方面還未實現(xiàn)實質(zhì)性突破，燃燒器、透平葉片等熱部件仍完全依靠進口。而在整機檢修方面，也嚴(yán)重依賴原廠家。以上因素直接影響投資和維護成本，并最終影響了燃機發(fā)電在電力市場中的競爭力。因此，需加大扶持力度，鼓勵天然氣發(fā)電核心技術(shù)的研發(fā)和國產(chǎn)化進程，降低燃機電廠的投資和運營費用。

天然氣發(fā)電具有清潔高效等優(yōu)點，隨著我國尤其是東部沿海地區(qū)對節(jié)能環(huán)保要求的日益提高，其發(fā)電前景被廣泛看好，但能否持續(xù)健康發(fā)展關(guān)鍵還在于電價是否具備市場競爭力。天然氣發(fā)電是一個系統(tǒng)工程，需要整體協(xié)調(diào)，各個環(huán)節(jié)相互配合，才能從根本上降低發(fā)電成本，促進行業(yè)健康發(fā)展。 來源：中國投資咨詢網(wǎng)