近年來天然氣正在從一種區(qū)域性、小眾化的燃料轉(zhuǎn)變?yōu)槿蚰茉垂┬韪窬值慕裹c。天然氣不僅與煤炭展開競爭,并成功地替代石油的部分
市場份額。不僅如此,天然氣發(fā)電作為一種高效、清潔、靈活的能源利用方式,能顯著減少污染物排放,并率先實現(xiàn)能源低碳化、清潔化發(fā)展。過去13年間我國天然氣發(fā)電事業(yè)取得了較大的發(fā)展,但也受到天然氣價格與上網(wǎng)電價以及發(fā)電用天然氣供應(yīng)保障、燃氣輪機技術(shù)國產(chǎn)化等因素的制約,使得天然氣發(fā)電市場缺乏足夠的競爭力。
本文就國內(nèi)天然氣發(fā)電和燃氣輪機產(chǎn)業(yè)發(fā)展態(tài)勢作初步分析,并從發(fā)電成本、上網(wǎng)電價等方面為天然氣發(fā)電
政策的制定提出可供參考的建議。
天然氣發(fā)電現(xiàn)狀
1、天然氣資源分布及供給
近幾年我國地質(zhì)勘查投資保持較快增長,天然氣儲量正處于快速發(fā)展階段,年增探明儲量保持在6000~9000億m3的速度(見下表)。據(jù)2014年2月國土資源部公布的數(shù)據(jù)顯示,2013年天然氣勘察新增探明地質(zhì)儲量6164.33億m3,新增探明技術(shù)可采儲量3818.56億m3。
20世紀90年代以來,隨著我國國民經(jīng)濟快速發(fā)展,一批新氣田陸續(xù)投入開發(fā),天然氣產(chǎn)量進入快速增長階段。從2001年到2013年,全國天然氣產(chǎn)量由303億m3上升到1175億m3,平均每年增加天然氣產(chǎn)量72.6億m3,呈現(xiàn)了迅猛的發(fā)展勢頭(如下圖所示)。
目前,我國西北、西南天然氣陸路進口戰(zhàn)略通道建設(shè)取得重大進展,中亞天然氣管道A、B線已順利投產(chǎn)。川渝、華北及長三角地區(qū)已形成了比較完善的區(qū)域性管網(wǎng),基本形成了澀寧蘭系統(tǒng)、陜京線系統(tǒng)、西氣東輸系統(tǒng)、川氣東送管道等骨干輸氣管道主體框架,我國天然氣管網(wǎng)現(xiàn)狀如下圖所示。“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸”的供氣格局基本形成,最終目標是形成覆蓋全國主要市場區(qū)域的天然氣管網(wǎng),保障主要天然氣市場氣源穩(wěn)定供應(yīng)。
2、天然氣發(fā)電概況
2000年以來,我國天然氣發(fā)電事業(yè)取得了較大的發(fā)展。隨著國內(nèi)一批燃氣電廠的陸續(xù)竣工投產(chǎn),燃氣裝機容量顯著增加。雖然天然氣發(fā)電得到一定的發(fā)展,但是占比仍然比較低(見下表)。
2013年天然氣電源已投運4309萬kW,較上年增長15.9%,占全國總裝機的3.45%,天然氣發(fā)電量1143億kWh,較上年增長0.37%,占全國總發(fā)電量的4.7%。隨著我國環(huán)保標準日趨完善、嚴格,對二氧化硫、氮氧化物及粉塵等污染物排放要求已經(jīng)達到或超過發(fā)達國家的標準,天然氣作為一種清潔能源將會有較好的發(fā)展前景。
3、中國燃氣發(fā)電裝機分布
我國燃氣發(fā)電主要分布在東南沿海、長三角、環(huán)渤海等東部經(jīng)濟較發(fā)達、一次能源匱乏、經(jīng)濟承受能力較強的地區(qū)。截止2012年底,華東電網(wǎng)燃氣裝機1834萬kW,占區(qū)域電網(wǎng)總裝機的7.88%,是全國燃氣裝機比重最高的區(qū)域電網(wǎng);南方電網(wǎng)燃氣裝機1206萬kW,占區(qū)域電網(wǎng)總裝機的5.98%;其它區(qū)域電網(wǎng)燃氣裝機規(guī)模和比重較?。ㄒ娤卤恚?/div>
4、天然氣發(fā)電企業(yè)運營態(tài)勢
雖然近幾年我國天然氣發(fā)電規(guī)模有了較明顯的增長,但由于燃氣機組上網(wǎng)電價定價機制不明確,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)電電廠的運營情況存在較大差異,總體來看,天然氣發(fā)電運營環(huán)境并不是非常完善。
某燃機發(fā)電企業(yè)氣源來自“西氣東送”(氣價2.22元/m3)和“川氣”(氣價2.6元/m3),2013年其F級燃機“西氣”年用氣量為4.65億m3,E級燃機“川氣”年用氣量為3.86億m3。
據(jù)了解該公司自2005年投產(chǎn)運營以來,公司氣源經(jīng)常受到限制,不能滿足機組設(shè)計利用小時和電網(wǎng)的最大調(diào)峰需要,機組啟停頻繁,機組消耗指標也很高。不僅如此,受天然氣發(fā)電成本高昂影響,上網(wǎng)電價并不能匹配成本。該企業(yè)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價F級和E級分別為0.656和0.58元/kWh,經(jīng)營壓力巨大以致企業(yè)承受虧損風險。
同樣的困境也出現(xiàn)在沿海某燃機發(fā)電企業(yè),其氣源為澳方進口LNG。2002年與澳方達成25年購氣合同,每立方米氣價不足2元,價格較為便宜。但全球氣價自2012年開始上漲,LNG市場價格也遠遠超出當時合同價格,因此澳方以檢修、停電、停產(chǎn)等各種理由限制LNG供應(yīng)。結(jié)果2013年以來該公司只拿到合同1/2氣源,以致機組2013年上半年利用小時為計劃發(fā)電小時數(shù)一半。不僅如此,與
北京等地能獲取財政補貼的燃機企業(yè)不同,該公司除了進口天然氣退稅優(yōu)惠外,并無任何補貼。
燃機企業(yè)近幾年的運營情況充分說明:
1)燃機發(fā)電對天然氣供應(yīng)的敏感度極高,天然氣供應(yīng)現(xiàn)狀將會影響企業(yè)產(chǎn)能;2)氣價持續(xù)高漲導致發(fā)電成本居高不下,影響企業(yè)盈利能力;3)燃機企業(yè)處于天然氣產(chǎn)業(yè)鏈下游和發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈上游間的尷尬處境,致使企業(yè)可能面臨有氣時無電可發(fā)、發(fā)電時無氣可用的兩難境地,協(xié)調(diào)上下游企業(yè)供產(chǎn)銷的難度極大。