淺談國內(nèi)外燃機電廠發(fā)展經(jīng)驗

蒲軍軍

上海市節(jié)能減排中心有限公司

關(guān)鍵字：天然氣；燃機電廠；發(fā)展經(jīng)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(biāo)、構(gòu)建低碳生態(tài)社會具有積極意義。“十二五”以來，國內(nèi)天然氣發(fā)電發(fā)展迅速，裝機規(guī)模也快速提升。但是，由于國內(nèi)天然氣價格上漲加快、供氣調(diào)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(wǎng)調(diào)峰性能好等優(yōu)勢并未得到充分發(fā)揮。然而國外及國內(nèi)一些地區(qū)，由于體制機制的建立及技術(shù)水平的發(fā)展，促進當(dāng)?shù)氐娜紮C電廠發(fā)展。

1 國外燃機電廠發(fā)展經(jīng)驗

1.1 國外燃機發(fā)展經(jīng)驗

1.1.1 美國燃機發(fā)展經(jīng)驗

20 世紀(jì)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(guān)鍵。1955年，美國制定了第一部有關(guān)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(gòu)成。在美國，由于政策支持和技術(shù)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(chǎn)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(shè)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(nèi)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(chǎn)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(dǎo)，天然氣發(fā)電獲得了有力支撐。

1.1.2 日本燃機發(fā)展經(jīng)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(chǎn)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(chǎn)業(yè)發(fā)展。同時，制定嚴(yán)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(chǎn)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(yīng)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(jīng)濟發(fā)展階段和產(chǎn)業(yè)環(huán)境變化，不斷修改和完善相關(guān)法律政策，并采取嚴(yán)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(mào)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(dǎo)權(quán)。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(jīng)驗

20 世紀(jì)70 年代，隨著英國大陸架天然氣產(chǎn)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(yīng)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(dāng)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(chǎn)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(shù)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(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略部2016年11月發(fā)布的《英國能源生產(chǎn)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(chǎn)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(fēng)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(dǎo)，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(biāo)的壓力使英國能源部提出需要建立與低碳發(fā)展相適應(yīng)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(dān)成本最小為目標(biāo)，改革主要內(nèi)容包括針對低碳電源引入固定電價和差價合同相結(jié)合的機制、對新建機組建立碳排放性能標(biāo)準(zhǔn)、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(shù)研發(fā)應(yīng)用等舉措，使天然氣發(fā)電產(chǎn)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(shù)成熟，且產(chǎn)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(zé)調(diào)節(jié)英國電力和天然氣市場的機構(gòu)，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(diào)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(jīng)驗總結(jié)

由上述國外燃機發(fā)展的經(jīng)驗，可以看出，嚴(yán)格的環(huán)保政策和法案是推動天然氣發(fā)電業(yè)務(wù)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(yīng)很難通過價格機制予以補償。嚴(yán)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(guān)系提供法律依據(jù)。同時，也體現(xiàn)國家經(jīng)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(jīng)濟發(fā)展戰(zhàn)略緊密結(jié)合。

完善氣電電價疏導(dǎo)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(dǎo)，是其電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)和市場化定價機制共同作用的結(jié)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(chǎn)業(yè)發(fā)展初期政府的政策支持以及產(chǎn)業(yè)成熟期強調(diào)市場機制和企業(yè)的作用是推動天然氣發(fā)電的關(guān)鍵因素。天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期都面臨前期投入大、技術(shù)不成熟、投資回報率低等問題。為鼓勵產(chǎn)業(yè)發(fā)展壯大，各國政府都積極出臺政策予以支撐。產(chǎn)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(shè)，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(nèi)省市燃機電廠發(fā)展經(jīng)驗

2.1 國內(nèi)燃機發(fā)展經(jīng)驗

2.1.1 浙江省燃機發(fā)展經(jīng)驗

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和二線、東海氣、川氣和進口LNG。燃氣電廠建設(shè)方面，浙江省經(jīng)歷了三個建設(shè)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(chǎn)的燃機電廠裝機容量約860萬kW，已核準(zhǔn)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(jīng)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(jīng)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(jīng)信委牽頭協(xié)調(diào)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(jīng)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(yīng)緊張、氣價過高等原因，燃機發(fā)電機組的經(jīng)營狀況不理想。

為解決大部分新建項目剛投產(chǎn)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(jīng)信委牽頭委托燃煤電廠在其計劃利用小時外代發(fā)，產(chǎn)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(dān)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(dān)了義務(wù)性的責(zé)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(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。

2.1.2 廣東省燃機發(fā)展經(jīng)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(yīng)方面，廣東省內(nèi)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(yīng)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(diào)峰能力。

廣東省燃機電廠上網(wǎng)電價的制定分為三類:一是按成本加成法制定臨時上網(wǎng)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(wǎng)電價為0.553 元/kWh。二是國家批復(fù)的臨時上網(wǎng)電價0.72 元/kWh，執(zhí)行這一定價的機組為國家核準(zhǔn)的燃氣機組。三是采用燃煤機組標(biāo)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(jié)算電價，電網(wǎng)公司按燃煤標(biāo)桿電價0.5042 元/kWh 結(jié)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(biāo)。

2.1.3 上海市燃機發(fā)展經(jīng)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(chǎn)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(yīng)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(yīng)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(yīng)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(zhǔn)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(dǎo)價，實際銷售價格較政府制定的基準(zhǔn)價格下調(diào)0.11 元/m3，天然氣供應(yīng)企業(yè)在政府制定的基準(zhǔn)價基礎(chǔ)浮動幅度的±5%內(nèi)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(jīng)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(biāo)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(nèi)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(wǎng)首次以市場化方式對燃機代發(fā)電量開展電能招標(biāo)交易。

2.2 國內(nèi)燃機發(fā)展經(jīng)驗總結(jié)

由上述國內(nèi)部分省市燃機發(fā)展的經(jīng)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(shè)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(biāo)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(biāo)、構(gòu)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(nèi)的資源，其現(xiàn)有氣、價格造成國內(nèi)天然氣發(fā)電能力尚未得到充分釋放。

國內(nèi)相關(guān)產(chǎn)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(shù)”的方式積極與國外燃機制造廠合作，把燃氣輪機的國產(chǎn)化率提高到70%以上，但是核心技術(shù)尚未取得突破，關(guān)鍵零部件仍需進口且價格較高，導(dǎo)致燃機設(shè)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(jié)語

為有效促進國內(nèi)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(jié)合的電價疏導(dǎo)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(shè)能源基礎(chǔ)設(shè)施，保留電源、電網(wǎng)、油氣管網(wǎng)等規(guī)劃選址，并充分利用國際、國內(nèi)兩個市場，拓展新的油氣資源，提高天然氣應(yīng)急儲備調(diào)峰能力。加快提升自主研發(fā)、設(shè)計、生產(chǎn)和維修保養(yǎng)能力，早日具備核心技術(shù)研發(fā)能力和關(guān)鍵部件生產(chǎn)能力，使設(shè)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。