燃机电厂的危机与出路

　　危机一：我国经济高速发展，电力缺口逐年加大，缺电对经济发展形成严重制约。 

　　危机二：广东省自定《规划》，珠江三角洲投资逾200亿元建设9E系列燃机电厂，应对缺电困境。该批电厂被国务院列为违规建设项目，面临停产和被处罚的危机。 

　　危机三：由于燃料成本激增等原因，电厂运营全面亏损，面临被市场淘汰的巨大压力。 

　　从国家政策到燃料成本，似乎都向此200亿元投资项目签发了死亡通知书。现实中巨大的电力市场缺口及燃料结构调整，又使其继续存在增加了几分合理因素和可能性。 

　　同时，由于绝大部分投资、贷款来自国有企业和国有商业银行，因此，该项目的成败存亡关系到政府、企业、百姓等方方面面。出路何在？ 

　　经济发展需要保证，政策权威需要维护，人民财产更需保障和珍惜。面临如此难题，怎样走出困境？政府产业政策执行过程中，如何减少经济和社会成本？中央政策如何在地方加以贯彻和落实？本文对此进行了有益探讨。 

　　广东省200亿元电力投资面临生死关 

　　“十五”以来，随着经济持续快速发展，广东省用电需求大幅增长，用电量年均增长14.9％。由于新投产电力装机容量少，电力供需矛盾日益加剧，最大用电缺口达到了全省用电最高负荷的10％左右。与此同时，国家为实施“西电东送”，实现送电广东1000万千瓦的目标，对广东省上马电源项目实行严格控制，新电厂很难获准建立。 

　　为解决电力紧张，广东省有关部门在2003年制定了《珠江三角洲地区近期小火电技术改造规划》（以下简称《规划》），提出在深圳、东莞、广州、佛山、珠海、惠州、中山等负荷中心建设若干个“建设周期短、效率高、调峰性能强”的燃气、蒸汽联合循环发电机组。 

　　《规划》选择了9E系列燃气轮机机型，确定了14个项目、25台机组，产能450万千瓦，实际建成11个项目、19台机组，产能342万千瓦。加上未纳入《规划》的项目，“十五”期间，全省共建设投产583万千瓦的燃气、蒸汽联合循环机组（参见表1），总投入超过200亿元。

　　
　　这批机组以9E系列燃机为主，单机容量18万千瓦，由一台12万千瓦燃机和一台6万千瓦蒸汽轮机组成联合循环，均采用双燃料系统，近期用重油，远期改燃天然气。 

　　2004～2005年，广东省缺电最为严重，这批机组在这一期间建成投产，对缓解全省电力供应紧张发挥了积极作用。 

　　燃机电厂目前处境艰难 

　　就在9E机组建设如火如荼时，2004年底，《国务院批转国家发展改革委关于坚决制止电站项目无序建设意见的紧急通知》（国发[2004]32号），将广东省纳入《规划》在建或拟建的这批9E燃机全部列为违规项目。 

　　这批9E机组可谓生不逢时，由于被定性为违规项目，不符合国家产业政策，国家不承认省一级政府部门审批的合法性。此时，恰逢国际油价持续飙升，这批燃油机组自投产之日起便陷入亏损，目前处境十分尴尬，主要面临两方面的困难：  
 
　　一、随时可能停止运转，并有被处罚的可能。由于广东省近两年处于缺电时期，电网公司需要这些机组发电，因此，国家暂时未对这批机组进行处罚，电网公司也允许其临时并网发电，但不排除“秋后算账”的可能。 

　　二、电价极低，亏损严重，处于破产边缘。由于是违规的“黑户”，国家不批准其正式的上网电价（10万千瓦以上电厂上网电价审批权在国家），因此，电网公司只对这些机组支付极低的临时上网电价（0.5元/千瓦时左右），这样的电价连买油都不够。按目前每桶70美元的国际油价，发电油耗每千瓦时200克计算，仅燃料费用就达0.8元/千瓦时，加上固定成本和运行费，每千瓦时需0.9元左右才不亏损。照此下去，很多燃机电厂维持不了多长时间就得破产。 

　　对这批9E机组所处的困境，广东省有关方面十分清楚，电厂、地方政府、省有关部门多次向广东省委、省政府和国家发改委反映情况。但是，国家对这些项目的认定至今没有改变。 

　　据了解，政府之所以“叫停”这些电站项目，主要考虑的是燃油问题。目前，我国年进口石油达1.2亿吨，超过总消耗量的40％，解决原油供应问题已成为国家战略的重中之重。在这种情况下，广东大规模建设燃机电厂的确加重了石油进口负担，这让国家有关部门十分不满。 

　　去年底，面对严重缺电和大批燃机电厂亏损停发双重压力，广东省决定采取“调峰电力定向认购”的办法来帮助燃机电厂渡过难关，由电厂所在城市组织用电大户认购调峰电力。这一应急措施在去年底和今年初的电力紧缺时确实发挥了作用，电厂虽不能扭亏，但可以减亏。 

　　但是，这种办法只有在严重缺电和油价不再继续攀高的情况下才可行，当电力供应充裕时，用户肯定不愿意购买高于电网电价的电力，电网公司也不愿意做这种赚钱少的买卖。而如果油价继续走高，认购电价不能维持电厂燃料支出，电厂也宁可停机减亏。 

　　9E系列燃气轮机前景分析 

　　燃机电厂能否继续生存下去，在一定程度上也取决于它们的市场竞争力。在目前的油价和气价下，9E燃机如果带基荷运行，与火电、水电、核电、西电相比不具竞争力。但如果作为调峰机组运行，年运行3000～3500小时，还是有生存空间的。 

　　运行在系统高峰和腰荷位置的燃机，其上网电价大致为系统平均上网电价的1.25～1.50倍。广东目前平均上网电价为0.439元/千瓦时，如果燃机上网电价在0.55～0.68元/千瓦时，那将是有竞争力的。目前抽水蓄能电站，按照租赁费450.9元/千瓦年，购进低谷电价为0.24元/千瓦时计算，其调峰电价即为0.68元/千瓦时。 

　　那么，这种情况在可预见的未来是否可能出现呢？ 

　　从电力供需来看，形势并不乐观。尽管今年全省用电仍然保持较快增长势头，但是，目前全省在建电源项目产能达2000万千瓦，今年将有约700万千瓦装机投产，明年还有500多万千瓦装机投产。另外，从今年6月份开始，西电将送达广东省，输电量将逐年增加。今年下半年广东省电力供需矛盾将逐步缓解，明年缺电问题将得到基本解决。因此，9E燃机赖以生存的市场空间将越来越小，前景不容乐观，“定向认购电力”办法最多只能维持到明年6月。 

　　从国际油价走势来看，成本问题短时间内难以得到解决。目前，国际油价处于1988年以来的最高位，短时间内油价走低的可能性不大，如果伊朗核危机升级，还有可能继续走高。因此，9E燃机的发电成本仍将保持较高水平。从中长期看，油价回落到35美元/桶左右的可能性还是比较大的，但至少还需要等待5年左右的时间。如果届时国际油价回落到合适价位，那么，9E机组燃用重油就具有一定竞争力了。 

　　从改烧天然气的可能性及经济性分析。9E燃机在设计上采用双燃料系统，可燃用重油和天然气。如要改烧天然气，能否获得天然气资源尤为关键。南海天然气上岸工程今年底可建成投产，供应时间为八年，每年可供应16亿立方米天然气，主要供应珠海、中山城市民用和横门70万千瓦天然气电厂，剩余部分可供9E机组。珠海洪湾、中山南朗、小榄5台机组近期可改烧南海天然气。 

　　另外，深圳LNG项目今年6月底已正式投产，其与澳大利亚签订了二十五年长期“照付不议”合同。这就是说，该项目不可能改变合同以供应9E机组。但深圳LNG项目一次性建成了可输送1000万吨LNG能力的主输气管网，目前，正在建设第3个LNG储罐，2007年建成后，可增加200万吨左右的外供气能力。至于能否向外供气，关键看能否从国际市场买到合适的LNG资源以及购买价格。近几年，随着国际油价暴涨，国际LNG价格大幅上涨，去年底达到6～8美元/百万BTU左右，处于历史高位，已转变为卖方市场。尽管全球天然气资源储量比石油丰富，可供人类使用六十八年，但由于LNG贸易的特殊性，使得广东省难以在2010年以前就获得LNG的长期合同。因此，深圳LNG项目扩大供气能力所需的200万吨LNG只能购买国际市场上的现货，价格相对高一些。如果能落实这200万吨资源，基本可以解决9E机组余下493万千瓦的用气需要。 

　　据测算，当天然气价格为1.54元/立方米时，燃机发电上网电价为0.5065元/千瓦时；当气价为2.47元/立方米时，上网电价为0.624元/千瓦时。也就是说，现在从国际现货市场购买LNG（液化天然气）供应9E机组发电，在调峰上网电价上，与燃油机组相比较具有较强的竞争力，与抽水蓄能电站相比略有竞争力。按照等价热值计算，每百万BTU的LNG价格为6美元时，相当于油价为34.8美元/桶。 

　　走出困境的建议 

　　广东省9E燃机是在特定历史条件下建设起来的，直接推动力量来自电力市场的巨大需求。这批机组的投入运转对缓解广东三年电力供应紧张起到了十分重要的作用。这批机组技术先进、燃料消耗低、调峰性能好，长远看来，完全可以在系统中发挥更大作用。如果改为燃用天然气，那么成本问题将得到解决，即便实行竞价上网，也是有竞争力的。 

　　但是，在国际上直接购买LNG是燃机电厂很难办到的事情，必须由政府出面才能解决。另外，我国电价和电网的管理权均在国家，也不是燃机电厂能够控制的。因此，靠电厂自谋生路很难。如果省政府及有关部门不提供有力支持，那些为广东发电事业作出过贡献的燃机电厂两年之内必定破产。到那时，损失最大的还是国家和政府，这些电厂绝大部分是国有控股企业，75％的建设资金是国有商业银行提供贷款的。因此，有关方面应该从大局出发，积极想办法和创造条件帮助这些燃机电厂走出困境。至于办法，可以考虑以下几条： 

　　一、建议广东省政府出面，请求对这些电厂免予经济处罚。在油价高企、电厂出现巨额亏损情况下，如果还要进行经济处罚，无疑是雪上加霜。而且在这个问题上，省政府有关部门也是负有一定行政责任的，因为这些企业的项目审批手续是完备的。 

　　二、建议省有关部门尽快组织相关机构从国际市场采购LNG现货，为燃机电厂提供生产能源，以解燃眉之急。从长远看，为降低LNG价格和提高燃机电厂竞争力，要争取签订长期购买LNG的合同。 

　　三、在未进行全面竞价上网改革之前，省有关部门应积极争取为燃机电厂确定一个合理的上网电价。 

　　四、燃机电厂也应积极开展一些自救行动，包括开展减亏措施和代油方案研究等。在减亏措施方面，可考虑是否能够改造成热电联供机组，向周围需要蒸汽的工厂供汽，分摊一部分成本。在代油方面，除应用LNG外，还可以研究采取煤制气、将企业改造成整体煤气化联合循环发电厂（IGCC）的可能。