北極星火力發電網訊:受我國大氣污染形勢依然嚴峻及碳排放總量的限制，燃煤電廠發展空間日益受限，清潔能源逐步成為未來能源發展新的增長點。作為清潔低碳化石能源，天然氣發電的環境效益及其在能源發展格局中的重要作用越來越受到關注。2015年電力體制改革和油氣市場逐步寬松以來，我國天然氣發電快速發展，在政策引導下，裝機容量從2014年的5697萬千瓦發展到2019年的9022萬千瓦，占全國發電裝機總量的4.49%，發電裝機年均增長31.67%。發電量為2362億千瓦時，占全國總發電量的3.22%，年均達到增長35.43%。天然氣發電裝機容量年均增速和電量增速，均遠高于全國發電裝機容量年均增速和電量增速（見圖1）。

（來源：微信公眾號“中國電力企業管理” ID：zgdlqygl 作者：趙巖）

我國天然氣發電現狀

目前，我國天然氣發電以大型集中式發電為主，主要分布在長三角、珠三角及京津、福建地區。按照不同建設時期，這些燃氣電廠主要可分為四種情況：一是為配合中澳廣東LNG項目一期工程而新建的；二是以“陜京線”天然氣為氣源的燃氣電廠；三是為福建LNG項目而建的燃氣電廠；四是為配合荔灣3-1氣田登陸和珠海LNG項目而建的燃氣電廠。我國大型集中式燃氣發電裝機容量占到全國燃氣裝機容量的90%以上，發電機組以9F和9E型機組為主。

我國分布式燃氣項目起步較晚，僅北京、上海、廣東、四川等地相對較快。近五年來，我國天然氣分布式能源項目快速發展，但能夠達到國家規定的冷熱電三聯供、綜合能源利用效率70%以上的項目較少，且效益普遍不佳。

運營成本

根據典型燃機數據分析，純凝發電成本約0.6元/千瓦時、熱電聯產發電成本約0.56元/千瓦時、分布式能源0.66元/千瓦時。燃機發電成本費用中燃料成本占比最高，約為67%，其余依次為折舊10%、其他費用8.5%、薪酬5.5%、財務費用5%、修理維護費用2%等。目前看，修理費用在每年燃機成本中占比較小，但在一個大修周期內，費用十分可觀。常規情況下，9F機組大修期48000～66000小時，修理費用約1.5億元/臺·大修期；9E機組大修期32000～66000小時，修理費用約1億元/臺·大修期；分布式能源大修期25000～50000小時，修理費用約0.7億元/臺·大修期。其中，分布式燃機造價普遍較高，區域式分布式能源造價在5000～8000元/千瓦，樓宇式分布式能源造價普遍在15000～20000元/千瓦，導致固定成本較高（見圖2）。

電價機制

從我國燃機不同電價機制看，浙江、江蘇、上海（重型燃機）、廣西、河北執行兩部制電價，北京、廣東、天津、湖北、上海（分布式）執行單一制電價。近年來，由于天然氣價格不斷走低和燃機規模快速增長，各地區紛紛下調燃機價格水平（見表）。

天然氣發電運營存在的問題和挑戰

燃機利潤呈現下降趨勢

雖然國內燃機發電整體盈利，但是利潤呈現連續下降趨勢，裝機規模逐年增加、利潤逐年降低。一是資產規模增長較快，資產質量和所在區域經濟發展、資源優勢等地理位置直接相關。重型燃機主要是與省區宏觀環境相關，分布式燃機與微觀環境聯系更密切。經濟環境、資源優勢的變化和降低社會用能成本的趨勢影響燃機效益逐年走低。二是對價格政策十分敏感。價格仍是燃機盈利的重要基礎，自2018年以來，湖北、廣東、北京等地區降低價格水平，2019年上海、天津也依次降低，2020年廣東、廣西下調燃機電價水平。在保持利用小時平穩情況下，價格水平的降低直接影響利潤水平的降低。三是燃氣成本管控存在較大困難。雖然受到國際油氣市場和國內供需疲軟影響，天然氣供需矛盾得到緩解，但我國天然氣消費呈季節性的特點導致天然氣價格難以大幅下降。特別是浙江、上海等地區天然氣價格由地方燃氣企業壟斷，氣源復雜、議價難度大，天然氣發電變動成本降低難度大。

燃機傳統運營模式尚待轉變

電力市場化改革以來，天然氣發電仍主要按照計劃體制進行生產經營，一是盈利模式有待進一步清晰。目前，無論重型燃機還是分布式燃機仍是參照計劃運營模式，或由電網調度調峰運行、或按照供熱量以熱定電運行，應對市場化改革的盈利模式不夠清晰，天然氣調峰機組對電網和氣網的調度指令難以統籌兼顧，氣網需要調峰的時候，電網未必需要，電網需要頂峰的時候，氣網未必能夠支撐，參與電力市場競爭的條件不足。二是輔助服務市場建設不完善。輔助服務市場尚未普遍運行，原有兩個細則考核僅在發電企業內部分攤，無法體現電力調峰調頻的真實價值，輔助服務在市場中的價格過低，無法彌補電力資源總成本。三是燃機在區域市場定位不清晰。煤炭作為主體能源決定了我國社會用能成本，同時我國又是水電大國，風光平價上網時間表已經確定，這決定了社會整體用能價格均以煤電價格為參照。高于煤電價格的燃機發電需要通過財政或社會補貼，地方財政實力和工商用戶承受能力將決定補貼強度，國家能源戰略對燃機持謹慎態度，雖然中東部環境容量低的省區還有部分天然氣發電空間，但補貼規模有限。

市場和政策對燃機經營產生較大影響

一是電力市場改革和油氣市場改革對燃機經營產生雙重影響。一方面電力市場改革雖然加速推進，但針對天然氣發電的相關市場機制不夠完善，沒有足夠具有競爭力的時間價格信號和位置價格信號引導燃機投資；另一方面油氣改革涉及內容較多，雖然國家管網公司已經成立，但實現中央定價目錄的“管住中間、放開兩頭”還需要較長時間，近期政府定價仍是主流。二是價格補貼逐步縮水。在國家降低制造業用能成本的大背景下，用電增長趨緩，燃機價格補貼空間沒有增長，新投燃機擠占原有燃機價格空間，造成燃機價格下調。目前，僅有浙江、江蘇有明確的氣電聯動機制，能夠部分向下游疏導氣價波動，其他區域沒有靈活的價格機制傳導成本和供求變化。三是冷熱市場拓展不足是制約分布式燃機效益提升的關鍵問題。高效能源利用優勢體現不足，大部分分布式燃機綜合能源利用效率未超過70%。從熱電比看，達到國家要求的項目較少，造成能耗水平高于設計值，既無法充分實現能源梯級利用，又影響參與電力直接交易的成本過高、競爭優勢不足。

天然氣市場改革給燃機經營帶來的機遇和挑戰

一是天然氣消費增速放緩，但對外依存度仍然較高。2019年，我國天然氣消費量3060億立方米，增速10.3%，下降7個百分點，其中進口氣1358億立方米，對外依存度44.4%。二是天然氣供應能力增強，價格走低。2019年全球天然氣產量和LNG產量均創歷史新高，隨著中俄東線天然氣管道投產和國內2019年產量增速大幅增長，LNG進口增長放緩，海外資源回歸理性，天然氣現貨價格處于歷史低位。三是天然氣發電在能源消費中占比較低，作用減弱。2019年，我國天然氣發電用氣占比為17.9%，在天然氣消費結構中占比較低，同時國內已建成27座地下儲氣庫，儲氣庫實現近50%的增長，儲氣能力約190億立方米，占天然氣消費量的6%左右。四是天然氣購銷進一步市場化。國家管網公司成立將出現新的銷售體制，國家核定中間環節管輸費用可能較高，我國天然氣價格與國際市場現貨價格關聯度較弱，天然氣價格由購售雙方協商確定，對天然氣整體采購議價能力提出新的要求。

結論建議

明確定位，開展燃機市場化運營

隨著天然氣發電效益空間的逐步萎縮，必須轉變原有唯利用小時和發電量的思維觀念，更加注重效益的角度開展燃機項目的前期和運營工作。一是明確市場定位。燃機作為電力市場重要主體之一，必須要明確在電力、熱力和天然氣市場中的定位問題，通過承擔的相關功能體現機組的價值。二是突出聯合優化定位。重型燃機主要承擔了系統調峰功能和提供工業供熱需要，應在進一步研究國家大力消納新能源、降低“三棄”的情況下，參與新能源跨省區消納的調峰和無功等支撐作用。在區域內與煤機就發電時機和運行方式制定聯合優化策略，在既定利用小時下爭取最大效益空間。三是找準天然氣分布式項目定位。充分發揮分布式燃機規模小、布局靈活、運營高效的特點，實現區域集群式管理、集中式調度、集約化運營，最大限度降低管理成本，提升項目綜合效益貢獻度。四是研究天然氣市場改革。雖然天然氣發電用氣量在我國天然氣消費結構中占比較小，屬于彈性較大的消費量，但具有整體性和可調節性，屬于天然氣優質用戶。在國家開展油氣改革之際，積極參與到燃機大省的改革措施制定中去，增強用氣保障和議價能力。

夯實基礎，提升燃機效益保障能力

燃機核心技術國產化和安全穩定運行是燃機能夠在市場競爭中獲得穩定效益的基礎，為夯實效益基礎，一是加大科技投入力度，降低進口依賴度。目前，燃機的燃燒器、透平葉片等熱部件完全依靠進口，整機檢修維護依賴原廠商，維修周期和維修費不可控，造成燃機的運行維護成本偏高。建議利用燃機規模優勢，在檢修維護談判和相關技術轉讓方面加強開拓，進一步降低燃機大修周期內檢修費用，同時縮短燃機發生故障后的檢修時間。二是開展發電設備綜合治理，從完善技術標準、提升運維能力等入手，研討防治重點，采取有效措施，防范重大設備損壞事件發生。加強發電生產全過程管控和發電設備隱患排查治理，持續研究重大隱患的成因和應對措施，切實提高設備可靠性。三是提升氣源保障能力。天然氣發電企業應逐步實現雙氣源保障，與上游供氣企業股權合作，推進上游供氣企業參股燃機發電項目，在保障項目資本金收益水平的情況下分散市場風險。

轉型發展，推進天然氣分布式增效點

“天然氣分布式+儲能+智慧微網+增值服務”的綜合能源項目能夠為用戶提供熱、電、冷、氣、水、充電、儲能、燃氣等多種能源和服務。天然氣分布式項目為開展綜合能源服務業務提供了廣泛的基礎，應依托天然氣分布式項目，貼近用戶、貼近負荷，圍繞能源供給，創新微網模式降低用戶成本；圍繞能源存儲，實現用戶冷熱電能相互轉化補充；圍繞用戶消費，提供依托能源供應的多種節能、修造、智慧能源等服務。實現綜合能源服務業務在天然氣分布式能源項目上的實體轉化和價值創造，打造品牌效應，切實提升天然氣分布式能源項目的效益水平。