我國燃氣發電經濟性及規劃定位研究

摘要：本文以市場化為導向，重新審視燃氣發電現狀，借鑒發達國家燃氣發電發展經驗，在符合國情、尊重市場規律的前提下，探討了科學規劃燃氣發電、合理定位燃機功能的有關問題，得出相關結論和并提出了建議。

關鍵詞：燃氣發電；市場化；經濟性

一、我國燃氣發電發展現狀及主要問題

“十一五”以來，我國電力工業發展迅速，全社會用電量和裝機容量從2005年的2.48萬億kW·h和5.2億kW分別增長到2012年的4.96萬億kW·h和11.4億kW，清潔能源所占裝機比例也呈逐年增長的趨勢。2012年我國水電裝機容量為2.49億kW，風電裝機容量為6300萬kW，燃氣輪機同樣得到了快速發展。到2012年年底，裝機容量已達3827萬kW，占總裝機容量的3.34%，燃氣發電量為1194億kW·h，占總發電量的2.40%，為我國經濟建設和社會發展做出了一定貢獻。

但是，目前我國燃氣發電已呈現出一定的無序發展趨勢。市場化程度相對較低的客觀實際使得燃氣發電缺少市場供需的有效調節和平衡，燃氣發電的發展面臨一些實際問題。

1.燃氣供需及發電競爭力問題

在我國天然氣供不應求的現狀和優先滿足城市用氣及高附加值工業用氣的天然氣政策下，發電用天然氣的供應受到了較大程度的限制，供需矛盾日益突出。另外，居高不下的天然氣價格也嚴重削弱了燃氣發電機組的市場競爭力，未來隨著天然氣價格上漲，燃氣電站的保本上網電價必將進一步提高。

2.功能定位問題

部分燃氣機組存在未按規定功能定位運行的現象，主要表現在兩個方面：一是調峰機組按基荷機組運行，部分己投產F級燃機的年運行小時數高達5000小時以上，超出核定運行小時數近50%；二是部分按“以熱定電”規定運行的熱電聯產機組熱電比不達標，往往通過多發電追求自身利潤，給電網運行和最終用戶帶來負擔。

3.價格機制問題

由于我國電力與天然氣市場化并未同步進行，天然氣市場化先行，發電用氣的價格隨市場形勢長期處于上升態勢，而燃氣發電的上網電價和下游的銷售電價不能隨之靈活調整，產業鏈上、下游產品間的定價存在脫節現象。在缺乏有效的價格疏導機制和措施的情況下，下游環節電價矛盾長期積累且日益突出。

4.氣電協調問題

受供氣方只能按合同供氣無法按發電需求供氣的制約，我國燃氣發電機組的運行大多處于“以氣定電”的狀態。同時，全國用氣、用熱、用電高峰時段具有較強的重疊性，在電網高峰時段，居民、工商服務業、交通運輸業用氣也處于高峰，燃氣電廠時常因頂峰供氣不足而發電不足，無法發揮調峰作用，給下游電網的安全穩定運行帶來壓力。

二、國外燃氣發電發展現狀及啟示

在選擇完善電源結構、改善社會環境的政策策略時，各國均致力于大力發展清潔能源，同時兼顧經濟效益和社會效益的雙重原則。在保障社會、環境效益的情況下，發達國家燃氣發電的功能定位及價格形成更多地遵循了市場規律，充分發揮市場推動資源配置的決定性作用。美國由于本國天然氣資源豐富，氣價較低，電力市場化程度較高，良好的市場機制和供求關系較好地支撐了燃氣發電的發展；英、德、日等國天然氣資源貧缺，但是由于整體能源緊缺、環保壓力及本國國民對核電的不支持態度，在缺乏可替代能源及較高的電力市場化程度的保障下，燃氣發電得到了較為迅速的發展；而在同樣是天然氣資源貧乏國家的法國，由于擁有發達且價廉的核能發電，在市場機制作用下，缺乏競爭力的燃氣發電在該國僅占據較小的比例，功能定為調峰。

三、我國燃氣發電的經濟性分析

在我國推進電力市場改革、推動行業市場化發展的環境下，燃氣發電的成本及其經濟效益是決定燃氣發電發展的關鍵因素。

以某省典型F級燃機為例，經測算，在不考慮環保成本的前提下，氣價1.81元/m3時，即使全年滿發，燃氣發電的保本電價也難以低于該地區燃煤機組標桿電價。受氣源影響，當前燃氣機組普遍運行小時數為3000～3500h左右，只有當氣價降至1.21元/m3時，燃氣發電保本電價才可能低于燃煤機組標桿電價，但當前的氣價遠高于此。可見，燃氣發電作為基荷機組缺乏經濟性，與現有電價水平下的核電、水電等清潔優質能源發電相比，更不具經濟競爭力。

延續上例測算，天然氣聯合循環電廠的環保優勢高于燃煤電廠，但由于燃氣發電和煤電的非環保成本之間存在較大的差距，考慮環保成本后，燃氣發電在基荷狀態下（氣價為2.3元/m3）的成本仍難以與煤電競爭。僅在調峰狀態下，燃氣發電具有一定的競爭優勢，但運行小時數受到了較大的限制，約為750h；當氣價達到3元/m3時，其成本優勢僅限于運行小時500h以內，燃氣機組承擔日負荷最尖峰具備經濟性。與此同時，考慮環保成本后的核電和水電發電成本雖有所增加，但其發電成本的經濟性優勢仍明顯高于燃氣發電。因此，盲目發展燃氣發電，反而會帶來社會效益的不經濟。

四、我國燃氣發電的發展規劃和在電網中的功能定位

我國燃氣發電的發展前景受天然氣資源儲量、開采前景、天然氣價格、環保壓力、電力需求等因素影響，存在一定的不確定性。在現有的市場條件下，燃氣發電應遵循“總體規劃、合理布局、加強引導、政策扶持”的原則，科學、適度發展。

1.加強對燃氣發電項目的統一規劃

國家應結合國民經濟發展的需求，以及國內天然氣條件、電網結構和用戶承受力情況，制訂具有實際可操作性、細化到項目的燃氣發電的近期、中期和遠期整體規劃，在實施過程中要及時根據市場發展需求動態進行調整。

2.嚴格審批管控燃氣發電項目

要根據國家規劃的天然氣電源發展目標，結合各省市發展的實際需求，合理分解確定各省市的裝機規模和建設時序，通過對超出規劃的項目謹慎審批、不安排并網等嚴格措施來保證燃氣發電項目的有序發展。

3.合理定位燃氣發電項目

大型天然氣電源建設以調峰電源為主，熱電聯產項目按“以熱定電”的方式運行并予適度發展，分布式天然氣電源以冷、熱、電三聯供方式為主。

4.完善燃氣發電定價和疏導機制

燃氣發電電價作為調節燃氣發電市場的經濟杠桿，是保障燃氣發電健康、有序、可持續發展的最有效的工具，應盡快完善燃氣發電電價定價和疏導機制，尊重市場規律，充分利用市場、價格機制科學引導燃氣發電上、下游各環節順暢運行。

五、結論和建議

1.結論

第一，我國能源結構的特點是“富煤、貧油、少氣”，煤炭作為主體能源的地位短期內難以改變。近些年來，隨著潔凈煤技術的快速發展，燃煤發電的環保水平得到了大幅提升，與燃氣發電的環保性能差距不斷縮小。同時，我國還擁有水電、核電、風電等既環保又成本低廉的發電形式可用于替代燃氣發電。在目前電力市場化程度較低的局面下，弱視市場規律、過度發展燃氣發電項目會對燃氣發電的發展產生嚴重的負面影響。

第二，天然氣價格較高，燃氣發電與常規發電形式（如煤電、水電、核電等）在基荷狀態下相比沒有任何經濟優勢，在調峰狀態下考慮環保懲罰成本后與煤電相比具有一定的經濟優勢。

第三，受限于我國的能源結構、天然氣市場和電力市場的現狀，以及燃氣發電與其他常規發電形式相比經濟競爭力低下的狀況，適度、有序發展燃氣發電并將其定位為調峰機組更有利于燃氣發電優勢的發揮。

2.建議

第一，燃氣發電市場的建立與發展應當堅持市場導向原則，尊重市場運行客觀規律，充分發揮市場在資源配置中的作用，完善價格、供給、需求之間的信號傳導機制，逐步實現各市場要素的內在平衡。

第二，燃氣發電需要科學規劃和管理。燃氣發電的規劃應統籌國家能源戰略和社會經濟發展實際需求，發電項目的審批應立足于燃氣供需和價格現狀，適度從緊，合理確定燃氣發電的功能定位。

第三，應當加強燃氣發電市場的政府監管。針對現有天然氣發電存在上游氣源供應不穩定、機組功能定位執行不到位、下游調度存在不確定性等現象和問題，制定配套考核管理辦法，統一市場規則，推動天然氣發電市場規范秩序的形成。

（作者單位：國網江蘇省電力公司財務部）