【中國化工機械設(shè)備網(wǎng) 市場分析】加大天然氣對煤炭的替代,已經(jīng)成為世界能源升級和改善環(huán)境的關(guān)鍵一招。隨著天然氣占中國一次能源消費比重的不斷提高,天然氣發(fā)電清潔環(huán)保的優(yōu)勢也越來越得到市場的認可。天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)規(guī)模的快速擴張是實現(xiàn)天然氣消費比例提升規(guī)劃目標的有效途徑,而這需要解決一系列行業(yè)問題與現(xiàn)實障礙。
天然氣發(fā)電受追捧
中國*曾在2013年9月17日下發(fā)《京津冀及周邊地區(qū)落實大氣污染防治行動計劃實施細則》指出,到2017年,京津冀及周邊地區(qū)將全面淘汰燃煤小鍋爐,并實施清潔能源替代,其中,天然氣將作為主要的替代清潔能源之一。
2013年中國天然氣發(fā)電裝機繼續(xù)保持高速增長,中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示,截止到2013年年底,我國天然氣發(fā)電裝機已達4309萬千瓦,占全國總裝機容量的3.45%;發(fā)電量達1143億千瓦時,占總發(fā)電量的2.19%,已經(jīng)超越核電,成為*四大電源。
此外,中國能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃也明確提出,“十二五”期間新增(集中的)天然氣發(fā)電3000萬千瓦,到2015年,中國天然氣發(fā)電(集中式)裝機規(guī)模將達到5600萬千瓦。
根據(jù)近期中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的《“十三五”天然氣發(fā)電需求預(yù)測》報告指出,到2020年中國天然氣發(fā)電裝機規(guī)模將達1億千瓦左右,占總發(fā)電裝機的4.71%。
正如GE公司在“中國天然氣時代”白皮書中所指出的一樣,過去十年,中國能源戰(zhàn)略的主要側(cè)重點是煤炭和石油。事實上,過去是煤炭和石油支撐起了中國經(jīng)濟的發(fā)展奇跡。然而,空氣污染、能源效率等能源相關(guān)問題的日益突出,已推動中國尋求其他選擇。我們看到,天然氣正在成為新的焦點。
行業(yè)現(xiàn)實障礙多
?。ㄒ唬┨烊粴夤?yīng)不足
國內(nèi)現(xiàn)有燃氣電廠的天然氣供應(yīng)出現(xiàn)瓶頸現(xiàn)象,很多燃氣電廠因為供氣不足而經(jīng)常出現(xiàn)“一開一閉”的情況,即2臺機組只能投運一臺。天然氣供應(yīng)不足已經(jīng)成為制約燃機電廠發(fā)展的主要因素。
?。ǘ┨烊粴獍l(fā)電規(guī)模小,比重低
我國燃氣發(fā)電裝機容量只有總發(fā)電裝機容量的3.7%,發(fā)電量只占2.1%。2013年,天然氣發(fā)電量增長比裝機容量增長低11.2個百分點,這顯示出我國氣電設(shè)備利用率比較低。除了氣源緊張和調(diào)度因素,上網(wǎng)電價較低導(dǎo)致天然氣發(fā)電企業(yè)發(fā)電積極性不高,也是影響天然氣發(fā)電量的主要因素之一。
?。ㄈ?ldquo;競價上網(wǎng)”與“照付不議”
天然氣發(fā)電廠正面臨著履行購氣“照付不議”合同與參與電力市場競爭的雙重壓力。一方面,按照慣例,燃氣電廠須與天然氣供應(yīng)方簽訂*“照付不議”的購氣合同。另一方面,根據(jù)全國電力體制改革和區(qū)域電力市場建設(shè)的總體目標,需在電力市場中引入競爭機制,各種類型電廠均要競價上網(wǎng)。
電廠運行方式及機組負荷調(diào)節(jié)完全由電網(wǎng)調(diào)度,電網(wǎng)調(diào)度也存在控制平均上網(wǎng)電價的壓力。由于燃氣電廠電價高,非調(diào)峰時段燃氣電廠電量又具有很大不確定性,時常發(fā)生“有氣不需電”和“需電但無氣”的問題。電廠與上游供氣方執(zhí)行“照付不議”合同,但由于實行“競價上網(wǎng)”,電廠不能與電網(wǎng)簽訂*購電合同,這也加大了燃氣電廠的風(fēng)險。
?。ㄋ模┤細怆姀S定位以調(diào)峰為主的思路欠妥,其清潔能源的理念未占主流,且年利用小時數(shù)偏低
由于燃氣電廠啟??斓奶攸c和較高的上網(wǎng)電價,電網(wǎng)對非供熱的燃氣電廠均定位為調(diào)峰電站,年利用小時數(shù)在3500~4000小時之間。與常規(guī)基荷電廠每年5000小時的發(fā)電時長相比,較低的年利用小時數(shù)也是導(dǎo)致燃氣電廠上網(wǎng)電價偏高的原因之一。
?。ㄎ澹┨烊粴獍l(fā)電價格缺乏競爭力,燃氣輪機運行維護費用較大
由于天然氣發(fā)電的建設(shè)和折舊成本低于燃煤電廠,造成天然氣發(fā)電成本中燃料成本的比重大,甚至可以達到70%以上,因此天然氣發(fā)電的成本更容易受天然氣價格波動的影響。以常規(guī)9F燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組為例,當(dāng)標準煤的價格為655元/噸時,燃煤電廠的單位燃料成本約0.2元/千瓦時;當(dāng)氣價取2元/立方米,氣耗取0.2立方米/千瓦時,所對應(yīng)的燃料成本為0.4元/千瓦時;因為未計算治理環(huán)境污染投入成本等減排費用,天然氣的發(fā)電成本遠高于煤電。由于市場規(guī)則又不完善,燃氣電廠對電網(wǎng)調(diào)峰、天然氣管網(wǎng)調(diào)節(jié)、節(jié)能降耗和環(huán)保以及城市、生態(tài)的貢獻并未體現(xiàn)在上網(wǎng)電價上,這在一定程度打擊了天然氣發(fā)電領(lǐng)域參與者和潛在投資人的積極性。
此外,燃氣輪機和備品備件尚未實現(xiàn)國產(chǎn)化,需要依靠進口,因此價格比較高,這也提高了燃氣電廠的成本。
天然氣發(fā)電受追捧
中國*曾在2013年9月17日下發(fā)《京津冀及周邊地區(qū)落實大氣污染防治行動計劃實施細則》指出,到2017年,京津冀及周邊地區(qū)將全面淘汰燃煤小鍋爐,并實施清潔能源替代,其中,天然氣將作為主要的替代清潔能源之一。
2013年中國天然氣發(fā)電裝機繼續(xù)保持高速增長,中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示,截止到2013年年底,我國天然氣發(fā)電裝機已達4309萬千瓦,占全國總裝機容量的3.45%;發(fā)電量達1143億千瓦時,占總發(fā)電量的2.19%,已經(jīng)超越核電,成為*四大電源。
此外,中國能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃也明確提出,“十二五”期間新增(集中的)天然氣發(fā)電3000萬千瓦,到2015年,中國天然氣發(fā)電(集中式)裝機規(guī)模將達到5600萬千瓦。
根據(jù)近期中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的《“十三五”天然氣發(fā)電需求預(yù)測》報告指出,到2020年中國天然氣發(fā)電裝機規(guī)模將達1億千瓦左右,占總發(fā)電裝機的4.71%。
正如GE公司在“中國天然氣時代”白皮書中所指出的一樣,過去十年,中國能源戰(zhàn)略的主要側(cè)重點是煤炭和石油。事實上,過去是煤炭和石油支撐起了中國經(jīng)濟的發(fā)展奇跡。然而,空氣污染、能源效率等能源相關(guān)問題的日益突出,已推動中國尋求其他選擇。我們看到,天然氣正在成為新的焦點。
行業(yè)現(xiàn)實障礙多
?。ㄒ唬┨烊粴夤?yīng)不足
國內(nèi)現(xiàn)有燃氣電廠的天然氣供應(yīng)出現(xiàn)瓶頸現(xiàn)象,很多燃氣電廠因為供氣不足而經(jīng)常出現(xiàn)“一開一閉”的情況,即2臺機組只能投運一臺。天然氣供應(yīng)不足已經(jīng)成為制約燃機電廠發(fā)展的主要因素。
?。ǘ┨烊粴獍l(fā)電規(guī)模小,比重低
我國燃氣發(fā)電裝機容量只有總發(fā)電裝機容量的3.7%,發(fā)電量只占2.1%。2013年,天然氣發(fā)電量增長比裝機容量增長低11.2個百分點,這顯示出我國氣電設(shè)備利用率比較低。除了氣源緊張和調(diào)度因素,上網(wǎng)電價較低導(dǎo)致天然氣發(fā)電企業(yè)發(fā)電積極性不高,也是影響天然氣發(fā)電量的主要因素之一。
?。ㄈ?ldquo;競價上網(wǎng)”與“照付不議”
天然氣發(fā)電廠正面臨著履行購氣“照付不議”合同與參與電力市場競爭的雙重壓力。一方面,按照慣例,燃氣電廠須與天然氣供應(yīng)方簽訂*“照付不議”的購氣合同。另一方面,根據(jù)全國電力體制改革和區(qū)域電力市場建設(shè)的總體目標,需在電力市場中引入競爭機制,各種類型電廠均要競價上網(wǎng)。
電廠運行方式及機組負荷調(diào)節(jié)完全由電網(wǎng)調(diào)度,電網(wǎng)調(diào)度也存在控制平均上網(wǎng)電價的壓力。由于燃氣電廠電價高,非調(diào)峰時段燃氣電廠電量又具有很大不確定性,時常發(fā)生“有氣不需電”和“需電但無氣”的問題。電廠與上游供氣方執(zhí)行“照付不議”合同,但由于實行“競價上網(wǎng)”,電廠不能與電網(wǎng)簽訂*購電合同,這也加大了燃氣電廠的風(fēng)險。
?。ㄋ模┤細怆姀S定位以調(diào)峰為主的思路欠妥,其清潔能源的理念未占主流,且年利用小時數(shù)偏低
由于燃氣電廠啟??斓奶攸c和較高的上網(wǎng)電價,電網(wǎng)對非供熱的燃氣電廠均定位為調(diào)峰電站,年利用小時數(shù)在3500~4000小時之間。與常規(guī)基荷電廠每年5000小時的發(fā)電時長相比,較低的年利用小時數(shù)也是導(dǎo)致燃氣電廠上網(wǎng)電價偏高的原因之一。
?。ㄎ澹┨烊粴獍l(fā)電價格缺乏競爭力,燃氣輪機運行維護費用較大
由于天然氣發(fā)電的建設(shè)和折舊成本低于燃煤電廠,造成天然氣發(fā)電成本中燃料成本的比重大,甚至可以達到70%以上,因此天然氣發(fā)電的成本更容易受天然氣價格波動的影響。以常規(guī)9F燃氣—蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組為例,當(dāng)標準煤的價格為655元/噸時,燃煤電廠的單位燃料成本約0.2元/千瓦時;當(dāng)氣價取2元/立方米,氣耗取0.2立方米/千瓦時,所對應(yīng)的燃料成本為0.4元/千瓦時;因為未計算治理環(huán)境污染投入成本等減排費用,天然氣的發(fā)電成本遠高于煤電。由于市場規(guī)則又不完善,燃氣電廠對電網(wǎng)調(diào)峰、天然氣管網(wǎng)調(diào)節(jié)、節(jié)能降耗和環(huán)保以及城市、生態(tài)的貢獻并未體現(xiàn)在上網(wǎng)電價上,這在一定程度打擊了天然氣發(fā)電領(lǐng)域參與者和潛在投資人的積極性。
此外,燃氣輪機和備品備件尚未實現(xiàn)國產(chǎn)化,需要依靠進口,因此價格比較高,這也提高了燃氣電廠的成本。
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