北極星火力發(fā)電網(wǎng)訊:受我國大氣污染形勢依然嚴峻及碳排放總量的限制，燃煤電廠發(fā)展空間日益受限，清潔能源逐步成為未來能源發(fā)展新的增長點。作為清潔低碳化石能源，天然氣發(fā)電的環(huán)境效益及其在能源發(fā)展格局中的重要作用越來越受到關注。2015年電力體制改革和油氣市場逐步寬松以來，我國天然氣發(fā)電快速發(fā)展，在政策引導下，裝機容量從2014年的5697萬千瓦發(fā)展到2019年的9022萬千瓦，占全國發(fā)電裝機總量的4.49%，發(fā)電裝機年均增長31.67%。發(fā)電量為2362億千瓦時，占全國總發(fā)電量的3.22%，年均達到增長35.43%。天然氣發(fā)電裝機容量年均增速和電量增速，均遠高于全國發(fā)電裝機容量年均增速和電量增速（見圖1）。

（來源：微信公眾號“中國電力企業(yè)管理” ID：zgdlqygl 作者：趙巖）

我國天然氣發(fā)電現(xiàn)狀

目前，我國天然氣發(fā)電以大型集中式發(fā)電為主，主要分布在長三角、珠三角及京津、福建地區(qū)。按照不同建設時期，這些燃氣電廠主要可分為四種情況：一是為配合中澳廣東LNG項目一期工程而新建的；二是以“陜京線”天然氣為氣源的燃氣電廠；三是為福建LNG項目而建的燃氣電廠；四是為配合荔灣3-1氣田登陸和珠海LNG項目而建的燃氣電廠。我國大型集中式燃氣發(fā)電裝機容量占到全國燃氣裝機容量的90%以上，發(fā)電機組以9F和9E型機組為主。

我國分布式燃氣項目起步較晚，僅北京、上海、廣東、四川等地相對較快。近五年來，我國天然氣分布式能源項目快速發(fā)展，但能夠達到國家規(guī)定的冷熱電三聯(lián)供、綜合能源利用效率70%以上的項目較少，且效益普遍不佳。

運營成本

根據(jù)典型燃機數(shù)據(jù)分析，純凝發(fā)電成本約0.6元/千瓦時、熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電成本約0.56元/千瓦時、分布式能源0.66元/千瓦時。燃機發(fā)電成本費用中燃料成本占比最高，約為67%，其余依次為折舊10%、其他費用8.5%、薪酬5.5%、財務費用5%、修理維護費用2%等。目前看，修理費用在每年燃機成本中占比較小，但在一個大修周期內，費用十分可觀。常規(guī)情況下，9F機組大修期48000～66000小時，修理費用約1.5億元/臺·大修期；9E機組大修期32000～66000小時，修理費用約1億元/臺·大修期；分布式能源大修期25000～50000小時，修理費用約0.7億元/臺·大修期。其中，分布式燃機造價普遍較高，區(qū)域式分布式能源造價在5000～8000元/千瓦，樓宇式分布式能源造價普遍在15000～20000元/千瓦，導致固定成本較高（見圖2）。

電價機制

從我國燃機不同電價機制看，浙江、江蘇、上海（重型燃機）、廣西、河北執(zhí)行兩部制電價，北京、廣東、天津、湖北、上海（分布式）執(zhí)行單一制電價。近年來，由于天然氣價格不斷走低和燃機規(guī)?？焖僭鲩L，各地區(qū)紛紛下調燃機價格水平（見表）。

天然氣發(fā)電運營存在的問題和挑戰(zhàn)

燃機利潤呈現(xiàn)下降趨勢

雖然國內燃機發(fā)電整體盈利，但是利潤呈現(xiàn)連續(xù)下降趨勢，裝機規(guī)模逐年增加、利潤逐年降低。一是資產(chǎn)規(guī)模增長較快，資產(chǎn)質量和所在區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展、資源優(yōu)勢等地理位置直接相關。重型燃機主要是與省區(qū)宏觀環(huán)境相關，分布式燃機與微觀環(huán)境聯(lián)系更密切。經(jīng)濟環(huán)境、資源優(yōu)勢的變化和降低社會用能成本的趨勢影響燃機效益逐年走低。二是對價格政策十分敏感。價格仍是燃機盈利的重要基礎，自2018年以來，湖北、廣東、北京等地區(qū)降低價格水平，2019年上海、天津也依次降低，2020年廣東、廣西下調燃機電價水平。在保持利用小時平穩(wěn)情況下，價格水平的降低直接影響利潤水平的降低。三是燃氣成本管控存在較大困難。雖然受到國際油氣市場和國內供需疲軟影響，天然氣供需矛盾得到緩解，但我國天然氣消費呈季節(jié)性的特點導致天然氣價格難以大幅下降。特別是浙江、上海等地區(qū)天然氣價格由地方燃氣企業(yè)壟斷，氣源復雜、議價難度大，天然氣發(fā)電變動成本降低難度大。

燃機傳統(tǒng)運營模式尚待轉變

電力市場化改革以來，天然氣發(fā)電仍主要按照計劃體制進行生產(chǎn)經(jīng)營，一是盈利模式有待進一步清晰。目前，無論重型燃機還是分布式燃機仍是參照計劃運營模式，或由電網(wǎng)調度調峰運行、或按照供熱量以熱定電運行，應對市場化改革的盈利模式不夠清晰，天然氣調峰機組對電網(wǎng)和氣網(wǎng)的調度指令難以統(tǒng)籌兼顧，氣網(wǎng)需要調峰的時候，電網(wǎng)未必需要，電網(wǎng)需要頂峰的時候，氣網(wǎng)未必能夠支撐，參與電力市場競爭的條件不足。二是輔助服務市場建設不完善。輔助服務市場尚未普遍運行，原有兩個細則考核僅在發(fā)電企業(yè)內部分攤，無法體現(xiàn)電力調峰調頻的真實價值，輔助服務在市場中的價格過低，無法彌補電力資源總成本。三是燃機在區(qū)域市場定位不清晰。煤炭作為主體能源決定了我國社會用能成本，同時我國又是水電大國，風光平價上網(wǎng)時間表已經(jīng)確定，這決定了社會整體用能價格均以煤電價格為參照。高于煤電價格的燃機發(fā)電需要通過財政或社會補貼，地方財政實力和工商用戶承受能力將決定補貼強度，國家能源戰(zhàn)略對燃機持謹慎態(tài)度，雖然中東部環(huán)境容量低的省區(qū)還有部分天然氣發(fā)電空間，但補貼規(guī)模有限。

市場和政策對燃機經(jīng)營產(chǎn)生較大影響

一是電力市場改革和油氣市場改革對燃機經(jīng)營產(chǎn)生雙重影響。一方面電力市場改革雖然加速推進，但針對天然氣發(fā)電的相關市場機制不夠完善，沒有足夠具有競爭力的時間價格信號和位置價格信號引導燃機投資；另一方面油氣改革涉及內容較多，雖然國家管網(wǎng)公司已經(jīng)成立，但實現(xiàn)中央定價目錄的“管住中間、放開兩頭”還需要較長時間，近期政府定價仍是主流。二是價格補貼逐步縮水。在國家降低制造業(yè)用能成本的大背景下，用電增長趨緩，燃機價格補貼空間沒有增長，新投燃機擠占原有燃機價格空間，造成燃機價格下調。目前，僅有浙江、江蘇有明確的氣電聯(lián)動機制，能夠部分向下游疏導氣價波動，其他區(qū)域沒有靈活的價格機制傳導成本和供求變化。三是冷熱市場拓展不足是制約分布式燃機效益提升的關鍵問題。高效能源利用優(yōu)勢體現(xiàn)不足，大部分分布式燃機綜合能源利用效率未超過70%。從熱電比看，達到國家要求的項目較少，造成能耗水平高于設計值，既無法充分實現(xiàn)能源梯級利用，又影響參與電力直接交易的成本過高、競爭優(yōu)勢不足。

天然氣市場改革給燃機經(jīng)營帶來的機遇和挑戰(zhàn)

一是天然氣消費增速放緩，但對外依存度仍然較高。2019年，我國天然氣消費量3060億立方米，增速10.3%，下降7個百分點，其中進口氣1358億立方米，對外依存度44.4%。二是天然氣供應能力增強，價格走低。2019年全球天然氣產(chǎn)量和LNG產(chǎn)量均創(chuàng)歷史新高，隨著中俄東線天然氣管道投產(chǎn)和國內2019年產(chǎn)量增速大幅增長，LNG進口增長放緩，海外資源回歸理性，天然氣現(xiàn)貨價格處于歷史低位。三是天然氣發(fā)電在能源消費中占比較低，作用減弱。2019年，我國天然氣發(fā)電用氣占比為17.9%，在天然氣消費結構中占比較低，同時國內已建成27座地下儲氣庫，儲氣庫實現(xiàn)近50%的增長，儲氣能力約190億立方米，占天然氣消費量的6%左右。四是天然氣購銷進一步市場化。國家管網(wǎng)公司成立將出現(xiàn)新的銷售體制，國家核定中間環(huán)節(jié)管輸費用可能較高，我國天然氣價格與國際市場現(xiàn)貨價格關聯(lián)度較弱，天然氣價格由購售雙方協(xié)商確定，對天然氣整體采購議價能力提出新的要求。

結論建議

明確定位，開展燃機市場化運營

隨著天然氣發(fā)電效益空間的逐步萎縮，必須轉變原有唯利用小時和發(fā)電量的思維觀念，更加注重效益的角度開展燃機項目的前期和運營工作。一是明確市場定位。燃機作為電力市場重要主體之一，必須要明確在電力、熱力和天然氣市場中的定位問題，通過承擔的相關功能體現(xiàn)機組的價值。二是突出聯(lián)合優(yōu)化定位。重型燃機主要承擔了系統(tǒng)調峰功能和提供工業(yè)供熱需要，應在進一步研究國家大力消納新能源、降低“三棄”的情況下，參與新能源跨省區(qū)消納的調峰和無功等支撐作用。在區(qū)域內與煤機就發(fā)電時機和運行方式制定聯(lián)合優(yōu)化策略，在既定利用小時下爭取最大效益空間。三是找準天然氣分布式項目定位。充分發(fā)揮分布式燃機規(guī)模小、布局靈活、運營高效的特點，實現(xiàn)區(qū)域集群式管理、集中式調度、集約化運營，最大限度降低管理成本，提升項目綜合效益貢獻度。四是研究天然氣市場改革。雖然天然氣發(fā)電用氣量在我國天然氣消費結構中占比較小，屬于彈性較大的消費量，但具有整體性和可調節(jié)性，屬于天然氣優(yōu)質用戶。在國家開展油氣改革之際，積極參與到燃機大省的改革措施制定中去，增強用氣保障和議價能力。

夯實基礎，提升燃機效益保障能力

燃機核心技術國產(chǎn)化和安全穩(wěn)定運行是燃機能夠在市場競爭中獲得穩(wěn)定效益的基礎，為夯實效益基礎，一是加大科技投入力度，降低進口依賴度。目前，燃機的燃燒器、透平葉片等熱部件完全依靠進口，整機檢修維護依賴原廠商，維修周期和維修費不可控，造成燃機的運行維護成本偏高。建議利用燃機規(guī)模優(yōu)勢，在檢修維護談判和相關技術轉讓方面加強開拓，進一步降低燃機大修周期內檢修費用，同時縮短燃機發(fā)生故障后的檢修時間。二是開展發(fā)電設備綜合治理，從完善技術標準、提升運維能力等入手，研討防治重點，采取有效措施，防范重大設備損壞事件發(fā)生。加強發(fā)電生產(chǎn)全過程管控和發(fā)電設備隱患排查治理，持續(xù)研究重大隱患的成因和應對措施，切實提高設備可靠性。三是提升氣源保障能力。天然氣發(fā)電企業(yè)應逐步實現(xiàn)雙氣源保障，與上游供氣企業(yè)股權合作，推進上游供氣企業(yè)參股燃機發(fā)電項目，在保障項目資本金收益水平的情況下分散市場風險。

轉型發(fā)展，推進天然氣分布式增效點

“天然氣分布式+儲能+智慧微網(wǎng)+增值服務”的綜合能源項目能夠為用戶提供熱、電、冷、氣、水、充電、儲能、燃氣等多種能源和服務。天然氣分布式項目為開展綜合能源服務業(yè)務提供了廣泛的基礎，應依托天然氣分布式項目，貼近用戶、貼近負荷，圍繞能源供給，創(chuàng)新微網(wǎng)模式降低用戶成本；圍繞能源存儲，實現(xiàn)用戶冷熱電能相互轉化補充；圍繞用戶消費，提供依托能源供應的多種節(jié)能、修造、智慧能源等服務。實現(xiàn)綜合能源服務業(yè)務在天然氣分布式能源項目上的實體轉化和價值創(chuàng)造，打造品牌效應，切實提升天然氣分布式能源項目的效益水平。