广东省调峰电源需求及LNG发电的竞争力

王京立，陈茂濠

（中海油粤东液化天然气有限责任公司，揭阳 515200）

近年来，广东的电网负荷峰谷差巨大，已经严重地影响了当地在用电高峰季节生产和生活的正常的需要，必须建设一批运行灵活、调峰性能好的电站。燃气机组启动迅速、运行灵活、可用率高，建设燃气电厂是电网调峰的较好选择；以天然气为燃料的分布式能源，在负荷中心建设电厂，采用多联供的形式就近供电，同样是电网调峰的较好选择。燃气多联供的供热效率高、污染小，还可减轻电网输电和电网建设的压力，提高电网运行的稳定性，已经列入国家规划重点发展项目，同样也适合在广东推广。天然气是清洁的能源，为了得到同样的热能，天然气在燃烧过程中排放的CO2约为燃油的59%，煤炭的40%；产生的NOx是燃油的60%，燃煤的19.2%；由于天然气基本不含硫，因此不需要脱硫。但是与煤相比目前的天然气价格较高，与燃煤发电相比燃气发电项目缺乏竞争力，还必须依靠政府在经济上给予扶持，例如实行调峰计价、环保折价等。本文将分析广东省调峰电源现状和需求缺口，以及LNG电厂发电的经济性和环保效益，提出扶持措施建议。

1 广东调峰电源需求分析

广东的电力供应，主要靠燃煤电厂、燃油电厂、水电站和外来电，另外还有一些核电和风电等。其中核电只能作为基本负荷；送到广东的西电以送电量为主，但在丰水期只能以基荷方式运行。水电占全省装机容量约13%，但除新丰江水电站（30.25万kW）具有较好的调峰能力外，其余的大部分（约80%）是径流式小水电，基本不具备调峰能力。燃油电厂的调峰能力较好，广东的燃油电发电装机容量虽然占全省的19%，但大多是小机组，近年因油价的不断上涨，部分燃油电厂只能减产甚至停发。过去分布在全省各地的小火电虽然也有一定的调峰能力，但是能耗高污染大，随着上大压小规划的实施，小火电不断关停，对广东的电网调峰也产生了一定的影响。

按广东省电力需求预测和广东省电力规划的估计，预计到2020年，广东省的调峰电源缺口约为2 997万kW。夏季，广东目前可担当调峰的电源有西电东送、抽水蓄能、统调水电和部分调峰煤电，以及刚刚起步发展的气电。根据广东电网公司生产技术部《广东电力工业统计资料汇编》的资料，占全省装机容量48%的燃煤机组，受最小技术出力的制约绝大部分机组调峰能力有限。因此，按目前的电源结构，广东将无法应对调峰要求不断提高对电网的压力，必须发展以天然气为燃料的燃气电厂和分布式发电项目。

2 天然气发电经济性分析

发展天然气发电面临的主要问题之一，就是目前在经济上无法与燃煤发电竞争。燃气电站的燃料成本占发电成本的60%以上，大于燃煤电站40%的燃料成本，燃料天然气价格较高是燃气电站的发电成本较大的根本原因。我国目前燃气电站的单位静态投资平均3 300元／kW，燃煤电站的单位静态投资4 000元／kW；年发电利用小时数同样取3 500h，在保证资本金内部收益率为8%时，东部沿海发达地区的新建燃煤电站的上网标杆含税电价仅0.380～0.430元／kWh，如果燃气电站要竞争的话，含税上网电价必须在0.476元／kWh以上，根据这个电价要求天然气价格为1.3元／m3。

为了让燃气发电经济性与燃煤发电基本一致，就必须调整天然气的价格，但是要求天然气价格降到1.3元／m3这样的低价显然很不现实。按热量计价，当发电利用小时数为3 500h天然气与煤炭（标煤）价格的临界比约为2.40。增加机组的发电利用小时数有利于缩小比例，例如年发电利用小时数为5 000h时，临界比降低为2.0。当气价与煤价的比价高于临界比价，燃气电站与燃煤电站相比没有竞争力。根据《国家发展改革委关于提高电力价格有关问题的通知》精神，2008年广东适当提高了部分上网电价，表1是各主要电厂含税上网电价及其推算的天然气有竞争力门站价。虽然燃煤发电的上网电价为0.504元／kWh，只有当天然气门站价为1.320元／m3，燃气电厂才能与燃煤电厂竞争，但是目前燃油发电的上网电价为0.690～0.870元／kWh，天然气门站价只要达到2.20～3.00元／m3，燃气电厂就能与燃油电厂竞争。

以深圳大鹏LNG站线配套电厂为例，由于执行长期照付不议合同，广东大鹏LNG项目天然气供燃气电厂门站价约为1.61元／m3，记入燃料、运营和投资的发电成本约0.480～0.490元／kWh，含税上网电价0.571元／kWh。该项目虽然与核电、煤电和西电相比尚有0.070～0.170元／kWh的差距，但是作为替代燃油发电已经有很好的经济性，因此目前广东一些电厂正在进行“油改气”。这些项目中利用深圳大鹏LNG气源的有深圳美视电厂（2×12万kW）、东莞东兴电厂、东莞通明电厂和东莞樟洋电厂等，利用中海油近海天然气作为气源的有珠海洪湾燃气电厂、中山南朗电厂和中山嘉明电厂，除了深圳美视电厂的装机容量为2×12万kW，其余电厂的装机容量都为2×18万kW。

按目前有关部门核准的燃气电厂上网基准价为0.620元／kWh，加上广东省的0.250元／kWh财政补贴，燃气发电的上网电价为0.870元／kWh，按此初步推算燃气电厂可承受的天然气门站价应当为3.00元／m3。参照近期国内石油公司与国外签署的LNG购气合同价，天然气电厂门站成本气价为2.33～3.51元／m3（国外进口的LNG到岸价为6～10美元／mmBtu），由此推算的天然气电厂含税上网电价必须达到0.710～0.970元／kWh才能保本经营，特别是门站成本气价在2.92元／m3（LNG到岸价在8美元／mmBtu）以下时，油改气发电电就有经济性。当然燃气电厂按这个天然气价格经营，与煤电、核电、西部送电电价的差距将扩大到0.320～0.440元／kWh，竞争力大为削弱。

3 建议

广东省的电网调峰压力大，预计到2020年调峰缺口约3 000万kW。天然气电的调峰性能和环保效益较好，这为天然气电的发展提供了广阔的空间，广东LNG项目为燃气电厂的建设提供了气源保证。但在现行上网电价中，天然气电厂发电的竞争力不强，在目前价格和政策框架内难以解决，急待广东省与地方政府出台有关补贴政策。

1）合理调整电厂上网的基荷、腰荷、峰荷计价比例 按广东电网用电端峰谷计价的方法，基荷电价0.50元／kWh，建议把用户端峰荷电价提高到0.75元／kWh，这样如果在LNG到岸价不超过6美元／mmBtu，并由燃气电厂承担峰荷运行时，燃气电厂的经济性基本可以得到保证。

2）采取环保折价，提高天然气电厂的竞争力LNG是清洁环保的绿色能源，不排放SO2，CO2排放仅为燃煤、燃油电厂40%～60%。治理环境污染需要花费大量财力，但是燃气电厂的环境效益并没有从经济上体现出来。目前一些发达国家已经采用碳税的机制把碳排放量量化为经济指标进行交易，这种机制可以体现燃气发电的完整价值，建议政府有关部门加紧这工作的开展，在LNG电厂的上网电价中有所体现。

表1 广东省各类发电的上网电价及其可竞争的天然气的门站价1）

3）鼓励多渠道、多方位、多元化合作，努力提高燃机产品的国产化 广东目前燃机设备依赖于国外进口，产品价格较高，燃机产品的国产化是降低制造成本的根本出路，因而制定必要的政策和措施，支持燃机设备制造技术国产化，这也是广东省当前天然气发展必须坚持的重要原则。为了加速燃气产品制造业的发展，可以引进国外先进的产品和技术，但是引进工作应该有一个较高的起点。在消化吸收技术的基础上，必须有计划的开展新技术、新工艺、新材料的攻关，随着燃气产品国产化的进程，逐步形成技术创新和自主开发的能力。