蒲軍軍

上海市節(jié)能減排中心有限公司

關鍵字：天然氣；燃機電廠；發(fā)展經驗

0 前言

天然氣是一種清潔能源，發(fā)展以天然氣為燃料的燃機電廠對實現(xiàn)節(jié)能減排目標、構建低碳生態(tài)社會具有積極意義?！笆濉币詠恚瑖鴥忍烊粴獍l(fā)電發(fā)展迅速，裝機規(guī)模也快速提升。但是，由于國內天然氣價格上漲加快、供氣調峰手段欠缺、電價上漲空間有限以及運行維護成本偏高等因素，天然氣發(fā)電機組高效、環(huán)保以及電網調峰性能好等優(yōu)勢并未得到充分發(fā)揮。然而國外及國內一些地區(qū)，由于體制機制的建立及技術水平的發(fā)展，促進當?shù)氐娜紮C電廠發(fā)展。

1 國外燃機電廠發(fā)展經驗

1.1 國外燃機發(fā)展經驗

1.1.1 美國燃機發(fā)展經驗

20 世紀90 年代至今，天然氣發(fā)電在美國得到迅速發(fā)展。1995年～2014年，美國天然氣發(fā)電量的年均增速高達9.5%，在總發(fā)電量中的比例由14%增長至28%。2015年4月，美國天然氣發(fā)電量首次超過燃煤發(fā)電量，達到總發(fā)電量的31%（燃煤發(fā)電量為30%）。

縱觀美國燃機的發(fā)展歷程，環(huán)境政策是推動美國天然氣發(fā)電快速發(fā)展的關鍵。1955年，美國制定了第一部有關空氣污染的聯(lián)邦法規(guī)《空氣污染控制法》，此后又出臺多項法案和修正案。

其次美國氣電綜合發(fā)電成本低于煤電，促使天然氣發(fā)電快速發(fā)展。發(fā)電成本通常由固定投資成本（即電廠建造成本）、運行維護成本和燃料成本三部分構成。在美國，由于政策支持和技術的進步，雖然燃料成本較高，美國亨利中心天然氣平均價格為5.31 美元/百萬英熱單位，是同期美國電廠用煤平均價格的4 倍。但是，美國燃煤機組的單位產能隔夜成本（類似于“靜態(tài)投資”概念）是燃氣機組的3.2 倍，其中燃煤機組安裝環(huán)保設施的平均單位隔夜成本約占固定投資成本的14%，而燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組的這一比例僅為8%。國內燃機電廠維修費是燃煤機組平均維修費的3.4 倍，而美國同等條件下的燃氣機組維修費僅為燃煤機組的25%。由此可見，優(yōu)勢非常顯著。

此外，電力市場化改革為天然氣發(fā)電快速發(fā)展提供了動力。因電力市場改革而進入發(fā)電市場的獨立發(fā)電公司紛紛把目光投向了綜合成本低、建造用時短的燃氣機組，成為了氣電產能增長的主力軍。在美國競爭性發(fā)電市場中，批發(fā)電價反映發(fā)電成本，美國的批發(fā)電價持續(xù)高于燃氣機組的平均運行成本，從而使氣電成本可通過電價疏導，天然氣發(fā)電獲得了有力支撐。

1.1.2 日本燃機發(fā)展經驗

日本能源資源極為匱乏，能源供給的對外依存度依然長期高于90%。從發(fā)電燃料來看，石油發(fā)電占總發(fā)電量的比重由1980 年的46%下降至2013 年15%，而煤電的占比由1980 年的5%上升至2013 年的30%，天然氣發(fā)電在火電中發(fā)展速度最快，其占總發(fā)電量的比重已從1980 年的15% 上升至2013 年的43%。受資源的限制，日本本土沒有天然氣，且無法修建跨境管道，完全依賴進口LNG。目前，是世界上最大的LNG 進口國。日本天然氣發(fā)電快速發(fā)展主要有以下幾方面原因。

1）在產業(yè)發(fā)展初期，日本政府采取優(yōu)惠稅收、政府直接或者間接融資等方式鼓勵產業(yè)發(fā)展。同時，制定嚴格的環(huán)保法律法規(guī)，通過收取碳稅等方式，讓企業(yè)享受天然氣發(fā)電的正外部性收益，促進產業(yè)快速發(fā)展。

2）制定完善的法律法規(guī)體系。從天然氣進口、儲備以及應用天然氣的環(huán)保措施等，都具有明確的規(guī)定。日本政府根據(jù)國家經濟發(fā)展階段和產業(yè)環(huán)境變化，不斷修改和完善相關法律政策，并采取嚴格執(zhí)法，保障天然氣發(fā)電在成本不占優(yōu)勢的情況下能快速發(fā)展。

3）積極參與天然氣國際貿易。日本雖然沒有天然氣儲備，但是憑借液化天然氣最大進口國的優(yōu)勢，日本在國際天然氣供給充足時期，不斷爭取定價的主導權。不僅如此，日本還積極發(fā)展天然氣期貨市場，對天然氣進口價格進行套期保值。

1.1.3 英國燃機發(fā)展經驗

20 世紀70 年代，隨著英國大陸架天然氣產量迅猛增長，天然氣消費量迅速提高，天然氣一次能源消費占比由1970 年的5%升至1990 年的25%。90 年代，英國電力市場私有化改革，推動天然氣快速發(fā)展，2000 年天然氣的一次能源消費占比提升至41%；天然氣發(fā)電份額也相應大幅上升，占比由1990 年的1.1%升至2000 年的29.4%。英國天然氣發(fā)電起步于60 年代，當時裝機容量比例不足0.2%；70 年代前半期天然氣發(fā)電發(fā)展較快，1974年發(fā)電份額已接近8%，但因1973年第二次石油危機影響歐洲能源安全，1975年歐盟委員會發(fā)布指令限制天然氣發(fā)電，造成80 年代該產業(yè)10 年停滯不前；90 年代，隨著英國競爭性電力市場改革的開啟和燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術的成熟，天然氣發(fā)電迅速發(fā)展，2014 年天然氣發(fā)電裝機容量約為3 378.萬kW，占全國總裝機容量的39.75%。英國商業(yè)、能源和產業(yè)戰(zhàn)略部2016年11月發(fā)布的《英國能源生產展望報告》顯示，自2015年11月宣布逐步淘汰煤炭使用以來，英國今年二季度煤炭發(fā)電量已降至9%，2015年同期約占總電量的25%。變化最大的是天然氣發(fā)電，二季度與2015 年同期相比上升了16.4%，已占總發(fā)電量的45%。其次是可再生能源占總發(fā)電量的25%，核電占總發(fā)電量的21%，與2015年同期相比有小幅上升。據(jù)《英國能源生產展望報告》顯示，截至2030 年英國核電的需求將增至18 吉瓦，屆時天然氣發(fā)電的需求將達到15 吉瓦，而到2020 年海上風力發(fā)電將從現(xiàn)在的6 吉瓦達到10 吉瓦。英國天然氣發(fā)電的快速發(fā)展主要有如下幾方面因素：

一是英國充分運用市場化機制與手段，通過推進天然氣和電力市場化改革，消除天然氣發(fā)電投資壁壘、保障天然氣迅速增長、平穩(wěn)供給。英國天然氣市場改革由英國政府主動引導，主動引入競爭，最終形成上游充分開放、中游高度監(jiān)管、下游競爭有序的天然氣市場。電力市場改革方面，英國已建立了競爭比較充分的電力市場。但碳排放目標的壓力使英國能源部提出需要建立與低碳發(fā)展相適應的電力市場機制。2011 年7 月，英國能源部正式發(fā)布了《電力市場化改革白皮書（2011）》，開始醞釀以促進低碳電力發(fā)展為核心的新一輪電力市場化改革。英國新一輪電力改革將以保障供電安全、實現(xiàn)能源脫碳化以及電力用戶負擔成本最小為目標，改革主要內容包括針對低碳電源引入固定電價和差價合同相結合的機制、對新建機組建立碳排放性能標準、建立容量市場促進電源投資等。2013 年10 月10 日，英國能源氣候變化部發(fā)布了《電力體制改革實施草案》，針對差價合同和容量市場兩項政策提出實施草案，于2014 年正式實施。

二是加強天然氣發(fā)電技術研發(fā)應用等舉措，使天然氣發(fā)電產業(yè)在電力市場具備競爭性優(yōu)勢。英國的高端制造業(yè)，特別是航空工業(yè)實力強大，燃氣機組技術成熟，且產業(yè)鏈完整；英國氣電綜合發(fā)電成本低于煤電，據(jù)英國能源與氣候變化部（Department of Energy and Climate Change，DECC）的報告數(shù)據(jù)顯示，燃氣發(fā)電的綜合成本比燃煤發(fā)電低11%。

三是建立獨特而高效的天然氣與電力聯(lián)合監(jiān)管機制。英國天然氣和電力市場辦公室（Office of Gas and Electricity Markets，Ofgem）是一個負責調節(jié)英國電力和天然氣市場的機構，由英國電力監(jiān)管辦公室和英國供氣辦公室合并而成。有效協(xié)調天然氣市場與電力市場運行，是天然氣發(fā)電大發(fā)展的重要保障。

1.2 國外燃機發(fā)展經驗總結

由上述國外燃機發(fā)展的經驗，可以看出，嚴格的環(huán)保政策和法案是推動天然氣發(fā)電業(yè)務的先決因素。與傳統(tǒng)火電相比，天然氣發(fā)電并不具備價格和成本優(yōu)勢，其正外部性效應很難通過價格機制予以補償。嚴格的環(huán)保法案明確了生態(tài)環(huán)境污染的成本，突顯天然氣發(fā)電的清潔化優(yōu)勢，為建立合理的能源比價關系提供法律依據(jù)。同時，也體現(xiàn)國家經濟可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略，將天然氣發(fā)電政策與國家能源戰(zhàn)略、經濟發(fā)展戰(zhàn)略緊密結合。

完善氣電電價疏導機制是推動天然氣發(fā)電的重要因素。美國氣電成本能通過電力批發(fā)價格進行疏導，是其電力供應結構和市場化定價機制共同作用的結果。氣電價格聯(lián)動機制的進一步完善，并逐步實現(xiàn)由市場決定價格的機制。

產業(yè)發(fā)展初期政府的政策支持以及產業(yè)成熟期強調市場機制和企業(yè)的作用是推動天然氣發(fā)電的關鍵因素。天然氣發(fā)電產業(yè)發(fā)展初期都面臨前期投入大、技術不成熟、投資回報率低等問題。為鼓勵產業(yè)發(fā)展壯大，各國政府都積極出臺政策予以支撐。產業(yè)發(fā)展到成熟階段，政府通過引入競爭、完善市場制度建設，削弱市場壟斷力量，建立有效的天然氣及電力市場，從而提升天然氣發(fā)電的綜合競爭力。

2 國內省市燃機電廠發(fā)展經驗

2.1 國內燃機發(fā)展經驗

2.1.1 浙江省燃機發(fā)展經驗

浙江省天然氣利用從20 世紀末起步，2004 年西氣東輸進入浙江，經過10 年的發(fā)展，現(xiàn)已形成了較為完善的基礎設施網絡和廣闊的市場需求。目前，供應浙江省的主要氣源有西氣東輸一線和二線、東海氣、川氣和進口LNG。燃氣電廠建設方面，浙江省經歷了三個建設小高潮，截至2013年，浙江省累計建成電力裝機約6 500 萬kW，其中煤電裝機比例高達約56%，而天然氣裝機比例約占13%。

浙江省目前已建和即將投產的燃機電廠裝機容量約860萬kW，已核準在建的機組約300萬kW，主要分為三種類型。第一類是建造時間早，與上游天然氣公司簽訂有照付不議合同保證供氣量的電廠，省經信委核發(fā)3 500 年利用小時。第二類是西氣東輸項目配套工程但未與上游公司簽訂供氣保證協(xié)議的電廠，省經信委核發(fā)3 000年利用小時，其中2 000利用小時為電廠自發(fā)，其余1 000 h由經信委牽頭協(xié)調委托燃煤機組代發(fā)，從燃煤機組超計劃發(fā)電電量的邊際利潤中兩個公司進行分成。第三類是800 萬kW 搶建項目機組，這些機組占總裝機容量比例較大，省經信委核發(fā)3 000利用小時，其中只有1 000 h自發(fā)，其余2 000 h委托代發(fā)。由于天然氣供應緊張、氣價過高等原因，燃機發(fā)電機組的經營狀況不理想。

為解決大部分新建項目剛投產就面臨巨額虧損的問題，浙江省出臺了一個臨時救助政策，通過電量替代方式對利用小時不足的燃機電廠進行一定的補償，此方案為：新建電廠的年利用小時核定為3 000 h，其中1 000 h 或2 000 h 由燃機機組自發(fā)，其余缺額的計劃電量由省經信委牽頭委托燃煤電廠在其計劃利用小時外代發(fā)，產生的邊際利潤由兩家協(xié)商分享。但是，該方案并不具有可持續(xù)性。原因為一方面承擔電量替代的燃煤電廠通過替代方案并未得到期望的利益，而是承擔了義務性的責任，因此對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。

2.1.2 廣東省燃機發(fā)展經驗

截至2016 年，廣東省燃氣機組裝機容量約1 430 萬kW，約占全省電力裝機容量10 000 萬kW的14.3%。

天然氣供應方面，廣東省內已基本形成沿海進口LNG、陸上長輸管道天然氣和海上天然氣等多氣源供氣格局。其中以進口LNG 為主，占比65%以上。天然氣消費方面，燃機電廠用氣量約占廣東天然氣總供應量的65%。天然氣價格方面，現(xiàn)階段各廠所用的大部分天然氣均為中海油從國際采購的長期合約氣，即簽訂五年期照付不議供氣合同。廣東省電力需求季節(jié)性強，夏、秋季社會用電高峰期用氣量大，冬季電力負荷較低用氣量較少。天然氣供氣方式通常是按“照付不議”簽訂合同，燃氣發(fā)電機組只能“以氣定電”原則運行，限制了燃氣機組的調峰能力。

廣東省燃機電廠上網電價的制定分為三類:一是按成本加成法制定臨時上網電價，主要指使用廣東大鵬澳大利亞進口LNG 的9E 機組，執(zhí)行統(tǒng)一上網電價為0.553 元/kWh。二是國家批復的臨時上網電價0.72 元/kWh，執(zhí)行這一定價的機組為國家核準的燃氣機組。三是采用燃煤機組標桿電價加補貼方式確定。廣東省目前一部分9E 機組沒有正式的政府審批電價，僅有臨時結算電價，電網公司按燃煤標桿電價0.5042 元/kWh 結算，政府對不足部分進行補貼，每年僅有4.8 億千瓦時的發(fā)電指標。

2.1.3 上海市燃機發(fā)展經驗

隨著東海平湖天然氣、西氣東輸一線、進口LNG 及川氣等三大氣源的逐一落實，天然氣發(fā)電在上海市發(fā)展迅速。至2010 年，上海市共投產燃機電廠258 萬kW。自2010 年，上海市形成西氣東輸天然氣、東海天然氣、進口LNG、川氣東送和西氣東輸二線天然氣的“五大氣源”供應體系。自2010年以來，上海市先后投運了臨港燃機電廠、奉賢南橋燃機電廠以及華電閔行燃機電廠。天然氣發(fā)電裝機規(guī)模占比已由2005 年的約10%提高至2015年的約24%，裝機容量從2005 年的約130 萬kW提高至2015 年的約530 萬kW。天然氣供應已成為影響上海市燃機電廠發(fā)展的重要因素之一，隨著天然氣氣源及供應量的增加，燃機電廠的裝機容量也逐步增長。

截至2017 年底，上海市已建成投運的燃機電廠共9 座，總裝機容量約為570 萬kW，已核準在建或正在開展前期工作的燃機電廠4 座，總裝機容量超過200 萬kW，2016 年上海市天然氣發(fā)電量約100億kWh，約占發(fā)電總量的12%。

氣價方面，上海市非居民用戶天然氣價格實行政府指導價，實際銷售價格較政府制定的基準價格下調0.11 元/m3，天然氣供應企業(yè)在政府制定的基準價基礎浮動幅度的±5%內確定最終銷售價，目前上海燃機電廠氣價約2.45 元/ m3。電價方面，上海市燃機電廠目前執(zhí)行兩部制電價，通過給予容量電價保證電廠的成本，而電量電價保障微利，從而解決燃氣電廠利用小時偏低、發(fā)電量不確定的經營困難問題。

此外，上海燃機電廠積極參與市場化交易。2016年，上海市燃機代發(fā)電量由上海電力交易中心采用市場化招標方式確定代發(fā)機組，參與本次交易的市場主體有7 家發(fā)電廠，其中包括市內部分公用燃煤發(fā)電企業(yè)和市外的皖電二期發(fā)電企業(yè)，總成交發(fā)電量約為46 億千瓦時，平均成交電價為292.39元/兆瓦時。這是上海電網首次以市場化方式對燃機代發(fā)電量開展電能招標交易。

2.2 國內燃機發(fā)展經驗總結

由上述國內部分省市燃機發(fā)展的經驗可見，天然氣發(fā)電機組具有發(fā)電效率高、環(huán)境效益好、系統(tǒng)流程簡單、運行方式靈活以及建設周期較短等優(yōu)點。但由于電力供需形勢的總體寬松和氣價上漲過快，天然氣電廠平均發(fā)電利用小時數(shù)普遍較低，天然氣發(fā)電距離能源及電源規(guī)劃的目標值還存在一定的差距。

天然氣作為清潔能源，充分發(fā)揮其發(fā)電能力，對實現(xiàn)節(jié)能減排目標、構建低碳生態(tài)社會具有積極意義。但目前天然氣與電力都屬于計劃配置、政府定價范疇內的資源，其現(xiàn)有氣、價格造成國內天然氣發(fā)電能力尚未得到充分釋放。

國內相關產業(yè)發(fā)展成熟度不高制約天然氣發(fā)電的進一步發(fā)展，目前全球重型燃機市場幾乎被歐美三大燃氣輪機主機制造商（通用電氣、西門子、三菱重工）壟斷。2001年以來，中國通過“以市場換技術”的方式積極與國外燃機制造廠合作，把燃氣輪機的國產化率提高到70%以上，但是核心技術尚未取得突破，關鍵零部件仍需進口且價格較高，導致燃機設備購置和養(yǎng)護成本較高，相比之下，中國燃氣機組的造價比燃煤機組低約12%。

3 結語

為有效促進國內天然氣發(fā)電的健康發(fā)展，建議采用“容量電價+電量電價+環(huán)保電價”相結合的電價疏導機制，以更好地體現(xiàn)電廠的固定成本、燃料成本和環(huán)保價值。適度超前規(guī)劃建設能源基礎設施，保留電源、電網、油氣管網等規(guī)劃選址，并充分利用國際、國內兩個市場，拓展新的油氣資源，提高天然氣應急儲備調峰能力。加快提升自主研發(fā)、設計、生產和維修保養(yǎng)能力，早日具備核心技術研發(fā)能力和關鍵部件生產能力，使設備購置和保養(yǎng)維修成本大幅下降，為燃氣機組加快替代燃煤機組創(chuàng)造條件。