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纠结气电发展
天然气发电无疑是华电在整个产业链上最早进入的部分。到去年年末,华电的天然气发电装机达到752万千瓦,占五大发电集团总气电装机的40%,排名首位。而气电保供,降低成本,也是华电进入天然气上游的重要逻辑之一。
在大气治理、减少燃煤消耗的背景下,污染小、占地少、运行灵活的天然气发电愈发得到重视,在项目审批、核准方面也得到了较大支持。但华电集团内部对于如何发展天然气发电依然存在争议。
装机规模的增长并未带来利润的增长,2013年华电气电板块利润不足6亿元,较2012年减少了约50%。造成这一结果的原因,包括天然气价上涨和机组利用小时数下降等,归根结底,还是上游天然气价格和上网电价之间未能理顺。
燃料成本在气电成本中占比超过一半,对其变化的敏感程度也较火电更甚。去年7月,非居民用天然气价格开始上调,10月,国家发改委在《关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》文件中,要求将上海、江苏、浙江、广东等八个省区市的天然气发电上网电价上调。
但各地最终的执行结果幅度不一。浙江省将燃气电厂的上网电价从0.744元/千瓦时上调至0.904元/千瓦时(含税),基本转嫁了这部分成本压力。相比之下,江苏省的调价幅度较小。
“江苏的电价就没有完全顺出去,而我们的装机在江苏是最多的。”陈宗法称。
即便电价能够如发电企业期望般上调,在电网调度时,上网电价较高的气电也不是电网公司偏好的对象。在电力供应宽松,甚至供大于求的局面下,吃价差的电网企业会更偏向便宜的水电和火电。陈宗法介绍,天然气发电的年利用小时数在电价核准时一般以3500小时计算,但在去年,这一数字在江苏并未达到。燃机设备价格昂贵,维护费用高,为降低库存,减少资金占有,华电在江苏的数家燃气电厂还进行了备用备品的联储。
实际上,气电定价难并不只体现在覆盖天然气成本上。以德国为例,可再生能源装机比例大,天然气发电调峰作用显著,但总体利用小时数也可能下降,如何同时考量电量和调峰价值,是给气电定价的一个问题。
“如果你是第一个搞的,新兴事物,政策上会比较鼓励支持。要搞的少,建设周期短,造价成本尽可能控制住。”陈宗法这样介绍华电在气电开发上的思路。而在区域分布上,则主要侧重在长三角、珠三角、京津这样的沿海发达地区,“西部没有这样的电价承受能力”。
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