北极星

搜索历史清空

  • 水处理
您的位置:电力火电煤气能源市场正文

【浅析】我国天然气发电发展现状与趋势

2015-04-22 15:15来源:国际燃气网关键词:天然气发电天然气行业天然气价格收藏点赞

投稿

我要投稿

中国天然气发电发展现状与趋势

3.3 气峰电峰重合,燃气电厂存在供气可靠性风险

当前我国天然气发电项目可以分为“调峰电厂”和“热电联产“两类,双方在电力运行中的市场定位不同。调峰电厂一般运行在电网的峰荷及腰荷。天然气“热电联产”项目集发电与供热于一体,从供热负荷看,北方以冬季采暖负荷为主,南方以工业热负荷为主。由于气峰与电峰在时间上重合,两类燃气发电项目在冬季都难以获取充足的气源,限制调峰电厂顶峰发电,无法发挥电力调峰作用.热电联产机组也难以保障发电量,发电经济性进一步下降。

我国较早的燃气发电厂大多是天然气管道及LNG接收终端项目启动的配套工程。如西气东输一线工程在河南及江苏配套建设了多家燃气电厂,中海油气电集团为广东大鹏及福建莆田LNG接收站均建设了配套电厂。

这些燃气电厂一定程度上承担了为天然气管网运行调峰的任务,在气量供应紧张的月份特别是每年的冬季,供气商会对其减少气量供应甚至停止供应,优先保证居民采暖等其他用户用气。从电力需求看,冬季和夏季也是一年的用电高峰(取暖制冷用电),由于燃气电厂得不到充足的气源,无法发挥电力调峰作用,电力供应与电网需求不匹配,使其电力调峰的定位较为尴尬。

对热电联产机组而言,其下游采暖热负荷和工业热负荷可中断性低,天然气断供带来的负面影响较大。此外,断供使得燃气机组的利用小时数得不到保障,发电量较低,使其每千瓦时电分摊的折旧费、维护费及财务成本等费用较高,进一步加大了单位电量的成本。

3.4 燃气上网电价定价机制有待完善,无法体现调峰及环保价值

我国多数省市缺乏上网电价与气价之间的联动调整机制,天然气价改后,电厂的高额成本难以通过上网电价进行分滩,经济性进一步下降,也遏制了企业投资积极性。

2004年12月,我国出台了衔接电煤成本与上网电价的“煤电价格联动”机制,新投产机组分省标杆电价随煤炭价格变化相应调整,而天然气发电却无相应的电价调整机制。目前全国范围内燃气发电上网电价大致在0.5~0.8元/kWh之间,按照燃料成本占总成本70%计算,电厂可承受气价约为1.9~2.8元/m3。

2013年天然气价改前,北京、河南、上海、江苏及浙江等地通过主干管网供气的电厂气价一般在1.8~2.6元/ni3,与其可承受气价基本持平甚至超过可承受气价,电厂经济效益较差。

两次价改后,北京市电厂用气价格提高0.81元/m3,但上网电价维持不变;河南省上调存量气价格后电价一直末调整;江苏省电价疏导幅度仅能弥补部分气价上调影响;部分省市电厂气源来自沿海LNG接收站进口天然气,随着长期贸易合同价格上涨,电厂成本不断提高,但上网电价仍维持现状。虽然部分省市提高热力价格或给予电厂财政补贴,但仍难以分摊电厂的高额成本。

原标题:我国天然气发电发展现状与趋势
投稿与新闻线索:陈女士 微信/手机:13693626116 邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#改成@)

特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。

凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。

天然气发电查看更多>天然气行业查看更多>天然气价格查看更多>