【深度】浙江天然气发电的现状及前景-第2页-北极星火力发电网

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2.2 存在问题分析

(1)国家对天然气发电政策未明朗

目前，我国天然气发电虽已有一定政策引导，但国家对于天然气发电定位尚未有明确政策支撑。一方面，在《天然气利用政策》中，国家发展和改革委员会将天然气分布式能源项目、煤层气发电及天然气热电联产项目列为优先类，煤炭基地外调峰电厂项目列为允许类，《能源发展“十二五”规划》也要求有序发展天然气发电。另一方面，国家对于天然气发电尚未出台正式文件明确其定位，天然气发电上网机制不够明确。总体来看，虽然政策对于天然气发电项目的投资环境较为宽松，但与可再生能源等相比对于天然气发电的支持态度并不清晰。发展政策的不明晰使得地方各部门对于如何发展天然气机组尚存分歧，这使得地方天然气机组面临的困境始终无法引起政府部门的足够重视，天然气电厂生存环境堪忧。

(2)天然气发电经济性较差，与燃煤发电相比无竞争力

燃料成本在天然气电厂运营成本中所占比重达70%～80%，天然气价格是影响天然气发电经济性的最重要因素之一。2015年4月我国实现存量气与增量气价格并轨后，浙江省向天然气发电企业销售天然气门站价格从3.36元/m3调整为3.08元/m3(近年气价变化趋势见图2)。按每立方米天然气低位热值35MJ计算，每7000kcal天然气价格为2.58元，而7000kcal的燃煤价格为0.64元左右，同样热值的天然气价格是煤价格的4倍。按0.2m3/kWh的发电气耗水平计算，所需的天然气成本是0.62元/kWh，而燃煤成本仅为0.19元/kWh，天然气的度电成本是燃煤的3.2倍，而天然气发电上网电价仅为煤机上网电价的1倍。在这种能源价格情况和电网调度机制下，天然气发电的劣势明显。

(3)机组发电利用小时数无法维持天然气电厂正常运营

区域电网由于电价消纳能力限制，分配给天然气发电的年发电利用小时随着投产装机的增加以及外来电的增长不断趋于减少，现有发电利用小时下多数天然气电厂将处于亏损状态。以一个典型的9F燃机联合循环电厂为例，假设基本费用和效益如表2所示，如果要做到全年利润持平，电厂需供电17.15亿kWh，对应年利用小时为2143h。目前浙江省年利用小时能保证3500h的天然气发电机组只占燃机总装机容量的17.5%，年利用小时2000h的占32%，其余新建和在建的项目只能保证1000h。虽然浙江目前采取的燃煤机组临时电量替代方案暂时缓解了新建机组巨额亏损的情况，但该方案并不具有可持续性。原因在于，一方面承担电量替代的燃煤电厂通过替代方案并未得到多大的实际利益，面是承担了义务性的责任，对于实施该方案并无积极性。另一方面随着天然气发电新投产机组的增加，替代的年计划电量会大量增加，这将进一步挤占燃煤机组的利益空间，在外来电不断增加，以及电力供大于求的情况下，燃机利用小时数低的矛盾将会进一步突显。随着更多在建项目的陆续投产，电网公司承受电价收购压力将逐渐加大并趋向极限，到时必将进一步控制天然气机组运行时间，可以预见未来燃机机组的经营困难将继续加大。

(4)受发电调度和气量配给“双重调度”影响，电厂运行协调难度较大

天然气电厂处于天然气管网和电网两者之间的中间环节，电厂的发电调度权在电网公司，而气量的配给权在天然气管网公司，在有限的发电计划执行过程中经常出现“有电无气”或是“有气无电”的情况。随着管网覆盖率的提高，民用气及工业用气比例将逐年增加，气电峰谷矛盾将进一步凸显，而通过电厂自身进行电网和气网两者的跨行业协调，难度较大。此外，由于天然气供应和发电计划不一致导致的天然气机组启停次数不断增加，使得燃机连续运行时间减少，导致机组的运行状况趋于恶化，检修周期被迫缩短，维修费用大幅增加。由于现有机组主要来自进口，一直存在价格和服务成本“双高”的问题，尤其在整机检修方面，严重依赖原厂家。以某天然气电厂为例，依托制造厂家服务协议模式管理机组设备，全厂两台GE公司生产的300MW天然气发电机组，投运3年来仅检修和维护就花费了3.8亿元，费用超过总投资的13%。

原标题：浙江天然气发电的现状及前景

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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