中国天然气发电行业发展的措施建议及2016年发展前景分析

专业经济研究智库权威行业研究报告-1-一、中国天然气发电产业产能分布我国天然气发电厂主要分布于长三角、东南沿海等经济发达省市，京津地区及中南地区也有部分燃气电厂，此外，西部地区的油气田周边有少量自备燃气电厂。广东、福建及海南三省燃气电厂装机容量达1750万kW，占全国燃气装机总量比例的34%；苏浙沪三省市燃气电厂占比约32%；京津地区占比约23%。近两年，随着我国各地环保压力不断加大，山西、宁夏、重庆等地也陆续有燃气电厂投产，燃气电厂分布更加广泛。图表我国天然气发电装机容量分布状况数据来源：产研智库二、中国天然气发电行业面临的挑战（一）电价缺乏竞争力目前，我国尚无统一的天然气发电上网电价政策，规划建设的天然气电厂所面临的市场环境虽然各有差异，但关于其经济性分析的结论却是一致的，即天然气电厂的上网电价高于同地区的燃煤电厂上网电价。造成这一结果的主要原因是我国上网电价的定价机制缺乏包括环境保护等外部性成本在内的真实成本，缺乏辅助服务等价值的体现，所以，天然气电厂按现行电力市场的定价方式无法与燃煤发电竞争。（二）气源供应不稳定目前发电用气供应短缺，未来供应虽有保障但对外依存度高，且价格将不断上涨。近几年来，全国天然气供应紧张，气源短缺现象严重。在燃气紧张的情况下，有关部门会首先保证居民用气和化工等重点行业与重点企业的用气，供给电厂的天然气相对较少。专业经济研究智库权威行业研究报告-2-根据天然气生产、进口、消费等数量的分析比较，可以发现将来我国天然气供应还是有保障的。但是，从国外大量进口天然气，使得我国天然气对外依存度增加，不利于我国能源安全和长期稳定可靠供应。另外，国外天然气价格的不断上涨也使得我国天然气市场和经济发展受到一定制约。供气方式与电网调峰不相适应。燃气机组具有运行灵活、启停迅速的技术优势，对电网的调峰和安全稳定运行是十分有利的。但是，如果燃气电站按调峰方式运行，不仅要求气源可靠，供应稳定，而且要求供气要适应电站日发电调峰及季节性变化的需要，具备较大的供气灵活性。天然气电厂一般采用“照付不议”模式购买天然气，其核心是买方按照合同约定的质量、数量、提取方式等购买，无特殊情况不得变更，否则即使不提货也应按照约定提货量支付价款。合同双方一般约定将年合同气量按365天分配到每日，对超过日合同量的需求不作保证，从而使得电厂仅具备有限的日调峰能力。由于供气方只能按合同供气而无法按发电需求供气，致使天然气电厂处于有气时无电可发、发电时无气可用的两难境地。（三）分布式项目并网难分布式天然气发电适合接入配电网，但是，目前国家有关部门还没有针对分布式发电制定切实可行、具有实际可操作性的项目申报、审批、入网技术要求、验收规范、购售电等一系列的技术标准、规章制度和管理办法，在一定程度上影响了分布式天然气发电的并网。（四）关键设备技术瓶颈2013年，我国燃气—蒸汽联合循环机组计划停运次数为1.35次/台年，非计划停运次数为0.44次/台年。燃气轮机是导致非计划停运的首要设备原因，产品质量不良是导致非计划停运的首要责任原因。此外，设备老化、施工安装质量不良、规划设计不周造成的非计划停运在2013年有所上升。2013年，因燃气轮机故障导致的机组非计划停运次数为19次，累计停运小时为226.22小时，燃气轮机非计划停运时间占总非计划停运的60.92%，发生非计划停运的部件主要集中在燃气轮机的压气机、燃烧器及热通道部件、燃气系统等。此外，燃气轮机主要部件设计、制造、安装质量以及运行监视、燃烧控制水平也直接影响机组的运行寿命。燃气轮机关键技术壁垒较高，燃气轮机组设计、材料及核心部件缺乏严重影响着我国天然气发电产业的发展。由于历史原因，我国重型燃气轮机的基础技术研究和产品自主开发不延续，燃气轮机发展起起落落。2001年至2007年期间，虽然“打捆招标”为我国制造企业引进了国际先进、系列完整的燃气轮机制造技术，但截至目前，我国在整机设计、热部件材料制造及冷却和隔热涂层等关键技术方面仍主要依靠进口。发电企业不掌握燃气轮机组核心技术，导致设备维护、检修、异常诊断等工作高度依赖专业经济研究智库权威行业研究报告-3-设备厂家。检修维护及核心部件依赖指定厂家，造成设备维护升级、部件更换普遍存在轮候时间长、费用高等问题，影响安全稳定运行。此外，由于缺乏相关质量标准，业主无法对检修质量进行监督，严重影响质量验收工作。另外，燃机发电厂主、辅机的备品备件不足，原始设备的备品备件面临无处采购或价格昂贵等问题。这导致机组的长周期运行及安全系数大大降低，严重时，由于备件问题导致机组限负荷甚至故障停机，造成维修费用大且维修工期长。三、中国天然气发电行业发展的措施建议（一）加强科学统一规划国家应结合国民经济发展的需求，以及国内天然气生产情况、国外天然气引进情况、国内天然气消费情况和天然气管道建设现状，制定具有实际可操作性的细化到项目的天然气发电的近期、中期和远期整体规划。（二）实行分类气价对不同类型用户、不同规模用户和不同时段（高峰、低谷）采取差别价格，建立有利于公平负担、体现用户和负荷特性的定价机制，引导天然气消费，优化用气结构。民用和商业用气峰谷差别大，对供气安全性要求高，应该承担较高的气价；工业用户，用气规模越大，承担气价应越低，用气越稳定均衡，气价也应越低，可中断用户气价应最低。（三）明确电价形成机制天然气电价由基本电价、环保电价、辅助服务电价构成。基本电价应实行“两部制”，即容量电价加电量电价，容量电价主要反映发电厂的固定成本，电量电价主要反映变动成本，这样可以很好地调动电厂提供备用和担任调峰的积极性。另外，电量电价应实行气电价格联动机制，若某一周期内平均气价较前一周期变化幅度达到或超过一定数值，应相应进行电价调整。为了体现天然气发电的清洁特性，应将减排的环保价值货币化计入。天然气电厂具有启停迅速、运行灵活、适合调峰的特点，电网公司应制定专门办法通过辅助服务电价对参与辅助服务的天然气电厂给予一定补偿。（四）提高电站供气灵活性近年来，国际天然气贸易合同的变化趋势是合同条款逐渐放宽，商务模式更为灵活，合同期限由20-25年缩短为8-10年，现货市场交易增加，照付不议量减少，不同时段的天然气提取量更为灵活。为了解决供气方式与燃气机组运行的矛盾，供气公司和电厂之间应相互专业经济研究智库权威行业研究报告-4-协调，使供气合同尽量适应电厂用气量的变化，以发挥燃气电站运行灵活的优势，满足电力系统调峰需要。（五）形成一体化经营模式鼓励石油天然气企业投资天然气电厂、发电企业投资天然气开采和管道项目，形成一体化经营模式。一体化经营模式，一是可以避免“供气”与“发电”之间存在的分割局面，使供气与调峰从机制上协调；二是可以有效降低其中的交易成本，提高天然气发电的竞争力；三是天然气开发侧和管道侧放开，引入竞争，有利于天然气价格的稳定和降低。建议国家有关部门制定分布式天然气发电并网管理办法，通过办法规范并网管理和简化并网程序，解决发电上网、下网、自用等难题。（六）突破关键设备核心技术燃气轮机技术水平的高低现已成为一个国家科技水平、综合国力的重要标志之一。在我国目前情况下，很难依靠某一个企业的力量或通过引进某一项技术建立和发展先进的燃气轮机工业，需要国家的统一规划和资金的投入，确立长期的国家目标，组织航空部门、机械制造部门、科学院和高等院校等通力协作，同时加强国际合作，有计划、分阶段地发展有自主知识产权的先进燃气轮机工业，以利于天然气发电规划的实施和发展。四、“十三五”中国天然气发电发展前景分析（一）“十三五”中国天然气发电发展思路天然气是绿色清洁的化石能源，从需求看，应当尽量提高天然气发电份额；但同时天然气发电成本远高于水电、核电和燃煤发电，而且又没有合理的电价机制，这制约了天然气发电的发展。未来天然气发电要坚持高效发展方针，主要发展思路是：一是统筹。统筹区域能源结构特点、环境承受能力、电力负荷、热冷负荷需求，结合我国页岩气开发进程及生产规模，结合我国燃气发电核心技术进步和国产化程度，制定燃气发电发展规划。二是优先发展天然气分布式能源系统。天然气分布式能源通过冷热电多联供方式实现能源的梯级利用，综合能源利用效率高达80%以上。随着天然气分布式发电和并网技术日益成熟，结合城乡天然气管道布局规划和建设，加快发展分布式冷热电多联供机组，提高能源利用效率。三是有序发展燃气调峰发电机组。在风电等新能源大规模发展、系统调峰容量严重不足地区，适度建设部分燃气轮机组，承担调峰调频任务，提高系统运行灵活性，减少弃风。专业经济研究智库权威行业研究报告-5-四是因地制宜发展大型联合循环燃气热电机组。结合西气东输管道和进口液化天然气，在受端地区根据供热需求规划建设少量大型联合循环热电机组，特别是替代燃煤热电联产机组，改善受端地区大气及生态环境。（二）“十三五”中国天然气发电发展规模结合“十三五”期间我国电力发展供需分析以及未来我国天然气发电在我国电力供应中的地位，预测我国天然气发电装机规模发展，如下图表所示。图表“十三五”我国天然气发电装机规模发展预测数据来源：产研智库“十三五”末，气电在我国发电装机中的比例增加到4.71%，考虑到需求，利用形式将逐步由大容量机组集中布置为主过渡为分布式多联供方式利用为主。（三）“十三五”中国天然气发电市场需求“十三五”期间，我国天然气发电的用气需求，取决于天然气发电的装机规模、平均利用时间和平均气耗水平，后两者主要受未来天然气发电机组在电网中的定位以及机组技术等因素决定。在天然气气源供应充分的前提下，预计到2020年，我国包括分布式在内的天然气发电的用气需求将达到680-800亿立方米，占当年天然气消费总量（4000亿立方米）的19%-23%。天燃气发电电价补贴预测。根据目前各省采取的补贴和电价疏导两种方式，对我国天然气发电装机较集中的华北电网、南方电网和华东电网三个区域电网，对天然气发电上网电价高出燃煤标杆电价部分采用政府补贴和上调电价全网平摊消化两种方案进行测算，结果见下图表。专业经济研究智库权威行业研究报告-6-图表天然气发电补贴及上调电价预测