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在大气污染治理的需求下,天然气发电因环保优势成为政府追崇的对象。五大电力集团也在东部沿海地区布局多个天然气发电项目,向清洁能源发电倾斜。
相比燃煤发电,天然气发电环保价值大,具有调峰优势,可实现冷热电多联供,这是地方“煤电”改“气电”的重要驱动力。但在当前的资源条件、价格、技术等约束下,天然气发电面临气源不稳定、上网电价无竞争力、发电技术受制于人等问题。
2013年,中电联对国内天然气发电企业运营情况进行调研。调研报告认为,天然气发电应优先发展分布式能源系统,有序发展燃气调峰发电机组,因地制宜发展大型联合循环燃气热电机组。
上网电价无竞争力
2013年底,我国天然气发电装机4309万千瓦,占全国总装机的3.45%,主要分布在东南沿海、长三角、环渤海等东部一次能源匮乏、经济较发达、价格承受能力强的地区,特别是广东 、浙江 、江苏等六省市。
中电联调研发现,在现行天然气价格水平下,天然气发电相对集中的广东、浙江、江苏、上海 、北京等地区,不考虑环保价值的天然气发电上网电价是燃煤机组含税脱硫标杆电价的两倍左右。
即便计入环保价值后,天然气发电上网电价仍然比燃煤发电高出0.2~0.3元/千瓦时。同时,天然气发电上网电价不仅高于传统能源发电,甚至高于外送风电,与太阳能发电大致相当。
卓创资讯专家测算,当前广东省门站存量气价格为2.74元/立方米,增量气为3.32元/立方米,折合天然气发电成本分别在0.97元/千瓦时、1.17元/千瓦时。而煤炭发电的成本在0.3元/千瓦时,两者相差悬殊。
目前,国家对燃气发电的补贴机制尚未形成,仍处于地方政府自行制定实行阶段。如,广东通过对工业用户征燃气、燃油加工费的方式,补贴省内燃气发电机组。
因气价相对较高,一位北京热电厂人员称:“抛去补贴,燃气电厂发一度赔一度。”在2013年全国发展和改革会议上,广东省发改委主任李春洪建议,为天然气发电设立上网标杆电价,更有利于成本疏导,减少燃气发电企业的压力。
2013年10月,为适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾。发改委提高上海、江苏、浙江、广东、海南、河南 、湖北 、宁夏等省(区、市)天然气发电上网电价,用于解决因存量天然气价格调整而增加的发电成本。
除上网电价外,是否有稳定气源决定天然气发电利润。21世纪经济报道记者了解,一旦上游气源地设备故障,燃气电厂发电计划将受到直接影响。一些地区因供气得不到保障,发电机组甚至连正常保养用气也难满足。
调峰和多联供优势
燃气发电的优势在于启动迅速、调峰灵活,可实现冷热电多联供。
中电联在调研报告中认为,结合城乡天然气管道布局规划和建设,南方地区原则上采用分布式能源系统来解决供热和供冷需求,北方地区利用分布式能源系统解决小热冷用户需求,实现能源梯级利用。在风电等新能源大规模发展、系统调峰容量严重不足的地区,有序发展燃气调峰发电机组,承担调峰调频任务,减少弃风;结合西气东输管道和进口液化天然气,在受端地区因地制宜少量发展大型联合循环燃气热电机组替代燃煤热电联产机组,改善大气质量及生态环境。
根据未来电力需求和天然气发电功能地位预计,2015年燃气发电装机在5500万千瓦左右,其中分布式1000万千瓦左右;天然气发电用气需求将达到395亿立方米左右,占当前天然气消费的17%左右。
“十三五”期间,天然气发电应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。预计2020年天然气发电装机规模1亿千瓦左右,其中分布式4000万千瓦、集中式6000万千瓦;天然气发电用气680~800亿立方米,约占当前天然气消费量的20%~23%。
为促进气电产业发展,中电联建议理顺天然气与煤炭的比价关系,发挥价格的资源配置功能。建立规范的国家补贴辅助机制,考虑天然气发电对地方环境的积极贡献,发电规模与各省区财政补贴能力直接挂钩平衡,由省级政府落实资金来源和补贴政策。
深化天然气行业改革,赋予天然气发电企业采购自主权。建议引入市场机制,打破气源环节的垄断,在国家宏观调控下,鼓励多家办气源,鼓励电力企业向产业链上游延伸,直接参与天然气直购、进口及管网等基础设施建设。在输气管网有能力的条件下,向用户开放,赋予用户购气选择权。

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