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从图4可见,如果假定利用小时数为3500小时,根据不同省份的气价计算出的LCOE电价要比对应的实际上网电价高,只有湖北省的实际上网电价与LCOE结果相近,其他省份的电价差距都在0.1元/千瓦时左右。由于燃料成本所占份额较高,如果按照1立方米天然气发5度电的标准计算,要弥补0.1元/千瓦时的电价差就需要降低气价0.5元/立方米。目前,中国很多企业都需要依靠政府的补贴来弥补一部分成本,利润空间很小甚至很多项目亏损。2017年上海碳排放交易市场建立后,天然气发电站还会增加一定的碳排放费用,会进一步压缩其利润空间。
3.2敏感性分析
在影响集中式天然气发电项目的经济性因素中,气价的影响最大,然后是利用小时数、单位投资成本和装机容量。敏感性分析是在基准情景基础上,关注以上这些因素的变动对集中式气电项目经济性的影响程度。
3.2.1天然气价格敏感性分析
在其他条件不变时,利用小时数为3500小时的情况下,天然气价格变动对应的LCOE电价情况见图5。可以看出,气价对LCOE电价的影响呈线性关系,在年发电小时数3500小时的情况下,气价对LCOE电价的敏感系数为0.235,当气价从2元/立方米上涨到2.6元/立方米(上涨幅度为30%),LCOE电价同步上涨0.1413元/千瓦时,涨幅为21%。
如果以北京和上海为例,在保持现行气电上网电价标准不变的情况下,当气价降低为2元/立方米时,LOCE模型下的电价刚好与北京、上海现行的上网电价吻合。2015年12月,上海市采用两部制电价来规范天然气上网电价标准,其中容量电价为每月每千瓦45.83元,电度电价为0.4856元/千瓦时,折算后上网电价为0.64元/千瓦时,较之前的单一电价提高很多,一定程度上缓解了天然气发电企业的生存压力,但仍不能达到使集中式天然气发电项目盈利的地步。针对企业发电亏损的情况,国家和地方部门通常采取补贴和电价疏导两种方式来弥补这部分亏损。在中国天然气发电装机较集中的华北电网、南方电网和华东电网三个区域电网,对天然气发电上网电价高出燃煤标杆电价部分采用政府补贴和上调电价全网平摊消化两种方案。这两种方案同时使用时,对于高出煤电标杆上网电价(各省的煤电上网电价集中在0.3~0.4元/千瓦时)的部分进行补贴,按照平均值计算,国家财政补贴为0.377元/千瓦时(=625.41/1658,2015年补贴总额625.41亿元,2015年天然气发电量1658亿千瓦时),电网电价上调0.007~0.02元/千瓦时(见表3),两者之和基本与气电LCOE高出煤电标杆上网电价的部分一致。从表3可见,如果要实现气电装机目标,在现行上网电价标准下,财政补贴金额非常庞大;另一种方案就是提高气电上网电价,使得企业在市场交易中至少可以实现收支平衡。
3.2.2年运行小时数敏感性分析
利用小时数敏感性结果如图6所示,以一个10万千瓦机组为例,在气价为2.5元/立方米的前提下,对利用小时数在2500~4000小时的变化范围内LCOE电价进行回归分析。结果显示,发电利用小时数每增加100小时,LCOE电价相应下降约0.5分钱。说明利用小时数对LCOE电价的影响不如气价明显。
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