天然氣發電價格偏高 中電聯建議理順氣煤比價
北京新浪網
2014-03-21
王秀強
在大氣污染治理的需求下，天然氣發電因環保優勢成為政府追崇的對象。五大電力集團也在東部沿海地區佈局多個天然氣發電項目，向清潔能源發電傾斜。
相比燃煤發電，天然氣發電環保價值大，具有調峰優勢，可實現冷熱電多聯供，這是地方“煤電”改“氣電”的重要驅動力。但在當前的資源條件、價格、技術等約束下，天然氣發電面臨氣源不穩定、上網電價無競爭力、發電技術受制於人等問題。
2013年，中電聯對國內天然氣發電企業運營情況進行調研。調研報告認為，天然氣發電應優先發展分散式能源系統，有序發展燃氣調峰發電機組，因地制宜發展大型聯合迴圈燃氣熱電機組。
上網電價無競爭力
2013年底，我國天然氣發電裝機4309萬千瓦，占全國總裝機的3.45%，主要分佈在東南沿海、長三角、環渤海等東部一次能源匱乏、經濟較發達、價格承受能力強的地區，特別是廣東、浙江、江蘇等六省市。
中電聯調研發現，在現行天然氣價格水平下，天然氣發電相對集中的廣東、浙江、江蘇、上海、北京等地區，不考慮環保價值的天然氣發電上網電價是燃煤機組含稅脫硫標桿電價的兩倍左右。
即便計入環保價值後，天然氣發電上網電價仍然比燃煤發電高出0.2~0.3元/千瓦時。同時，天然氣發電上網電價不僅高於傳統能源發電，甚至高於外送風電，與太陽能發電大致相當。
卓創資訊專家測算，當前廣東省門站存量氣價格為2.74元/立方米，增量氣為3.32元/立方米，摺合天然氣發電成本分別在0.97元/千瓦時、1.17元/千瓦時。而煤炭發電的成本在0.3元/千瓦時，兩者相差懸殊。
目前，國家對燃氣發電的補貼機制尚未形成，仍處於地方政府自行制定執行階段。如，廣東通過對工業用戶徵燃氣、燃油加工費的方式，補貼省內燃氣發電機組。
因氣價相對較高，一位北京熱電廠人員稱：“拋去補貼，燃氣電廠發一度賠一度。”在2013年全國發展和改革會議上，廣東省發改委主任李春洪建議，為天然氣發電設立上網標桿電價，更有利於成本疏導，減少燃氣發電企業的壓力。
2013年10月，為適當疏導部分地區燃氣發電價格矛盾。發改委提高上海、江蘇、浙江、廣東、海南、河南、湖北、寧夏等省(區、市)天然氣發電上網電價，用於解決因存量天然氣價格調整而增加的發電成本。
除上網電價外，是否有穩定氣源決定天然氣發電利潤。21世紀經濟報導記者瞭解，一旦上游氣源地設備故障，燃氣電廠發電計劃將受到直接影響。一些地區因供氣得不到保障，發電機組甚至連正常保養用氣也難滿足。
調峰和多聯供優勢
燃氣發電的優勢在於啟動迅速、調峰靈活，可實現冷熱電多聯供。
中電聯在調研報告中認為，結合城鄉天然氣管道佈局規劃和建設，南方地區原則上採用分散式能源系統來解決供熱和供冷需求，北方地區利用分散式能源系統解決小熱冷用戶需求，實現能源梯級利用。在風電等新能源大規模發展、系統調峰容量嚴重不足的地區，有序發展燃氣調峰發電機組，承擔調峰調頻任務，減少棄風；結合西氣東輸管道和進口液化天然氣，在受端地區因地制宜少量發展大型聯合迴圈燃氣熱電機組替代燃煤熱電聯產機組，改善大氣質量及生態環境。
根據未來電力需求和天然氣發電功能地位預計，2015年燃氣發電裝機在5500萬千瓦左右，其中分散式1000萬千瓦左右；天然氣發電用氣需求將達到395億立方米左右，占當前天然氣消費的17%左右。
“十三五”期間，天然氣發電應逐步由大容量機組集中佈置為主過渡為分散式多聯供方式利用為主。預計2020年天然氣發電裝機規模1億千瓦左右，其中分散式4000萬千瓦、集中式6000萬千瓦；天然氣發電用氣680~800億立方米，約占當前天然氣消費量的20%~23%。
為促進氣電產業發展，中電聯建議理順天然氣與煤炭的比價關係，發揮價格的資源配置功能。建立規範的國家補貼輔助機制，考慮天然氣發電對地方環境的積極貢獻，發電規模與各省區財政補貼能力直接掛鉤平衡，由省級政府落實資金來源和補貼政策。
深化天然氣行業改革，賦予天然氣發電企業採購自主權。建議引入市場機制，打破氣源環節的壟斷，在國家宏觀調控下，鼓勵多家辦氣源，鼓勵電力企業向產業鏈上游延伸，直接參与天然氣直購、進口及管網等基礎設施建設。在輸氣管網有能力的條件下，向用戶開放，賦予用戶購氣選擇權。
北京新浪網
2014-03-21
王秀強
在大氣污染治理的需求下，天然氣發電因環保優勢成為政府追崇的對象。五大電力集團也在東部沿海地區佈局多個天然氣發電項目，向清潔能源發電傾斜。
相比燃煤發電，天然氣發電環保價值大，具有調峰優勢，可實現冷熱電多聯供，這是地方“煤電”改“氣電”的重要驅動力。但在當前的資源條件、價格、技術等約束下，天然氣發電面臨氣源不穩定、上網電價無競爭力、發電技術受制於人等問題。
2013年，中電聯對國內天然氣發電企業運營情況進行調研。調研報告認為，天然氣發電應優先發展分散式能源系統，有序發展燃氣調峰發電機組，因地制宜發展大型聯合迴圈燃氣熱電機組。
上網電價無競爭力
2013年底，我國天然氣發電裝機4309萬千瓦，占全國總裝機的3.45%，主要分佈在東南沿海、長三角、環渤海等東部一次能源匱乏、經濟較發達、價格承受能力強的地區，特別是廣東、浙江、江蘇等六省市。
中電聯調研發現，在現行天然氣價格水平下，天然氣發電相對集中的廣東、浙江、江蘇、上海、北京等地區，不考慮環保價值的天然氣發電上網電價是燃煤機組含稅脫硫標桿電價的兩倍左右。
即便計入環保價值後，天然氣發電上網電價仍然比燃煤發電高出0.2~0.3元/千瓦時。同時，天然氣發電上網電價不僅高於傳統能源發電，甚至高於外送風電，與太陽能發電大致相當。
卓創資訊專家測算，當前廣東省門站存量氣價格為2.74元/立方米，增量氣為3.32元/立方米，摺合天然氣發電成本分別在0.97元/千瓦時、1.17元/千瓦時。而煤炭發電的成本在0.3元/千瓦時，兩者相差懸殊。
目前，國家對燃氣發電的補貼機制尚未形成，仍處於地方政府自行制定執行階段。如，廣東通過對工業用戶徵燃氣、燃油加工費的方式，補貼省內燃氣發電機組。
因氣價相對較高，一位北京熱電廠人員稱：“拋去補貼，燃氣電廠發一度賠一度。”在2013年全國發展和改革會議上，廣東省發改委主任李春洪建議，為天然氣發電設立上網標桿電價，更有利於成本疏導，減少燃氣發電企業的壓力。
2013年10月，為適當疏導部分地區燃氣發電價格矛盾。發改委提高上海、江蘇、浙江、廣東、海南、河南、湖北、寧夏等省(區、市)天然氣發電上網電價，用於解決因存量天然氣價格調整而增加的發電成本。
除上網電價外，是否有穩定氣源決定天然氣發電利潤。21世紀經濟報導記者瞭解，一旦上游氣源地設備故障，燃氣電廠發電計劃將受到直接影響。一些地區因供氣得不到保障，發電機組甚至連正常保養用氣也難滿足。
調峰和多聯供優勢
燃氣發電的優勢在於啟動迅速、調峰靈活，可實現冷熱電多聯供。
中電聯在調研報告中認為，結合城鄉天然氣管道佈局規劃和建設，南方地區原則上採用分散式能源系統來解決供熱和供冷需求，北方地區利用分散式能源系統解決小熱冷用戶需求，實現能源梯級利用。在風電等新能源大規模發展、系統調峰容量嚴重不足的地區，有序發展燃氣調峰發電機組，承擔調峰調頻任務，減少棄風；結合西氣東輸管道和進口液化天然氣，在受端地區因地制宜少量發展大型聯合迴圈燃氣熱電機組替代燃煤熱電聯產機組，改善大氣質量及生態環境。
根據未來電力需求和天然氣發電功能地位預計，2015年燃氣發電裝機在5500萬千瓦左右，其中分散式1000萬千瓦左右；天然氣發電用氣需求將達到395億立方米左右，占當前天然氣消費的17%左右。
“十三五”期間，天然氣發電應逐步由大容量機組集中佈置為主過渡為分散式多聯供方式利用為主。預計2020年天然氣發電裝機規模1億千瓦左右，其中分散式4000萬千瓦、集中式6000萬千瓦；天然氣發電用氣680~800億立方米，約占當前天然氣消費量的20%~23%。
為促進氣電產業發展，中電聯建議理順天然氣與煤炭的比價關係，發揮價格的資源配置功能。建立規範的國家補貼輔助機制，考慮天然氣發電對地方環境的積極貢獻，發電規模與各省區財政補貼能力直接掛鉤平衡，由省級政府落實資金來源和補貼政策。
深化天然氣行業改革，賦予天然氣發電企業採購自主權。建議引入市場機制，打破氣源環節的壟斷，在國家宏觀調控下，鼓勵多家辦氣源，鼓勵電力企業向產業鏈上游延伸，直接參与天然氣直購、進口及管網等基礎設施建設。在輸氣管網有能力的條件下，向用戶開放，賦予用戶購氣選擇權。
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