浅谈国内外燃机电厂发展经验

蒲军军

上海市节能减排中心有限公司

关键字：天然气；燃机电厂；发展经验

0 前言

天然气是一种清洁能源，发展以天然气为燃料的燃机电厂对实现节能减排目标、构建低碳生态社会具有积极意义。“十二五”以来，国内天然气发电发展迅速，装机规模也快速提升。但是，由于国内天然气价格上涨加快、供气调峰手段欠缺、电价上涨空间有限以及运行维护成本偏高等因素，天然气发电机组高效、环保以及电网调峰性能好等优势并未得到充分发挥。然而国外及国内一些地区，由于体制机制的建立及技术水平的发展，促进当地的燃机电厂发展。

1 国外燃机电厂发展经验

1.1 国外燃机发展经验

1.1.1 美国燃机发展经验

20 世纪90 年代至今，天然气发电在美国得到迅速发展。1995年～2014年，美国天然气发电量的年均增速高达9.5%，在总发电量中的比例由14%增长至28%。2015年4月，美国天然气发电量首次超过燃煤发电量，达到总发电量的31%（燃煤发电量为30%）。

纵观美国燃机的发展历程，环境政策是推动美国天然气发电快速发展的关键。1955年，美国制定了第一部有关空气污染的联邦法规《空气污染控制法》，此后又出台多项法案和修正案。

其次美国气电综合发电成本低于煤电，促使天然气发电快速发展。发电成本通常由固定投资成本（即电厂建造成本）、运行维护成本和燃料成本三部分构成。在美国，由于政策支持和技术的进步，虽然燃料成本较高，美国亨利中心天然气平均价格为5.31 美元/百万英热单位，是同期美国电厂用煤平均价格的4 倍。但是，美国燃煤机组的单位产能隔夜成本（类似于“静态投资”概念）是燃气机组的3.2 倍，其中燃煤机组安装环保设施的平均单位隔夜成本约占固定投资成本的14%，而燃气-蒸汽联合循环机组的这一比例仅为8%。国内燃机电厂维修费是燃煤机组平均维修费的3.4 倍，而美国同等条件下的燃气机组维修费仅为燃煤机组的25%。由此可见，优势非常显著。

此外，电力市场化改革为天然气发电快速发展提供了动力。因电力市场改革而进入发电市场的独立发电公司纷纷把目光投向了综合成本低、建造用时短的燃气机组，成为了气电产能增长的主力军。在美国竞争性发电市场中，批发电价反映发电成本，美国的批发电价持续高于燃气机组的平均运行成本，从而使气电成本可通过电价疏导，天然气发电获得了有力支撑。

1.1.2 日本燃机发展经验

日本能源资源极为匮乏，能源供给的对外依存度依然长期高于90%。从发电燃料来看，石油发电占总发电量的比重由1980 年的46%下降至2013 年15%，而煤电的占比由1980 年的5%上升至2013 年的30%，天然气发电在火电中发展速度最快，其占总发电量的比重已从1980 年的15% 上升至2013 年的43%。受资源的限制，日本本土没有天然气，且无法修建跨境管道，完全依赖进口LNG。目前，是世界上最大的LNG 进口国。日本天然气发电快速发展主要有以下几方面原因。

1）在产业发展初期，日本政府采取优惠税收、政府直接或者间接融资等方式鼓励产业发展。同时，制定严格的环保法律法规，通过收取碳税等方式，让企业享受天然气发电的正外部性收益，促进产业快速发展。

2）制定完善的法律法规体系。从天然气进口、储备以及应用天然气的环保措施等，都具有明确的规定。日本政府根据国家经济发展阶段和产业环境变化，不断修改和完善相关法律政策，并采取严格执法，保障天然气发电在成本不占优势的情况下能快速发展。

3）积极参与天然气国际贸易。日本虽然没有天然气储备，但是凭借液化天然气最大进口国的优势，日本在国际天然气供给充足时期，不断争取定价的主导权。不仅如此，日本还积极发展天然气期货市场，对天然气进口价格进行套期保值。

1.1.3 英国燃机发展经验

20 世纪70 年代，随着英国大陆架天然气产量迅猛增长，天然气消费量迅速提高，天然气一次能源消费占比由1970 年的5%升至1990 年的25%。90 年代，英国电力市场私有化改革，推动天然气快速发展，2000 年天然气的一次能源消费占比提升至41%；天然气发电份额也相应大幅上升，占比由1990 年的1.1%升至2000 年的29.4%。英国天然气发电起步于60 年代，当时装机容量比例不足0.2%；70 年代前半期天然气发电发展较快，1974年发电份额已接近8%，但因1973年第二次石油危机影响欧洲能源安全，1975年欧盟委员会发布指令限制天然气发电，造成80 年代该产业10 年停滞不前；90 年代，随着英国竞争性电力市场改革的开启和燃气—蒸汽联合循环发电技术的成熟，天然气发电迅速发展，2014 年天然气发电装机容量约为3 378.万kW，占全国总装机容量的39.75%。英国商业、能源和产业战略部2016年11月发布的《英国能源生产展望报告》显示，自2015年11月宣布逐步淘汰煤炭使用以来，英国今年二季度煤炭发电量已降至9%，2015年同期约占总电量的25%。变化最大的是天然气发电，二季度与2015 年同期相比上升了16.4%，已占总发电量的45%。其次是可再生能源占总发电量的25%，核电占总发电量的21%，与2015年同期相比有小幅上升。据《英国能源生产展望报告》显示，截至2030 年英国核电的需求将增至18 吉瓦，届时天然气发电的需求将达到15 吉瓦，而到2020 年海上风力发电将从现在的6 吉瓦达到10 吉瓦。英国天然气发电的快速发展主要有如下几方面因素：

一是英国充分运用市场化机制与手段，通过推进天然气和电力市场化改革，消除天然气发电投资壁垒、保障天然气迅速增长、平稳供给。英国天然气市场改革由英国政府主动引导，主动引入竞争，最终形成上游充分开放、中游高度监管、下游竞争有序的天然气市场。电力市场改革方面，英国已建立了竞争比较充分的电力市场。但碳排放目标的压力使英国能源部提出需要建立与低碳发展相适应的电力市场机制。2011 年7 月，英国能源部正式发布了《电力市场化改革白皮书（2011）》，开始酝酿以促进低碳电力发展为核心的新一轮电力市场化改革。英国新一轮电力改革将以保障供电安全、实现能源脱碳化以及电力用户负担成本最小为目标，改革主要内容包括针对低碳电源引入固定电价和差价合同相结合的机制、对新建机组建立碳排放性能标准、建立容量市场促进电源投资等。2013 年10 月10 日，英国能源气候变化部发布了《电力体制改革实施草案》，针对差价合同和容量市场两项政策提出实施草案，于2014 年正式实施。

二是加强天然气发电技术研发应用等举措，使天然气发电产业在电力市场具备竞争性优势。英国的高端制造业，特别是航空工业实力强大，燃气机组技术成熟，且产业链完整；英国气电综合发电成本低于煤电，据英国能源与气候变化部（Department of Energy and Climate Change，DECC）的报告数据显示，燃气发电的综合成本比燃煤发电低11%。

三是建立独特而高效的天然气与电力联合监管机制。英国天然气和电力市场办公室（Office of Gas and Electricity Markets，Ofgem）是一个负责调节英国电力和天然气市场的机构，由英国电力监管办公室和英国供气办公室合并而成。有效协调天然气市场与电力市场运行，是天然气发电大发展的重要保障。

1.2 国外燃机发展经验总结

由上述国外燃机发展的经验，可以看出，严格的环保政策和法案是推动天然气发电业务的先决因素。与传统火电相比，天然气发电并不具备价格和成本优势，其正外部性效应很难通过价格机制予以补偿。严格的环保法案明确了生态环境污染的成本，突显天然气发电的清洁化优势，为建立合理的能源比价关系提供法律依据。同时，也体现国家经济可持续发展的战略，将天然气发电政策与国家能源战略、经济发展战略紧密结合。

完善气电电价疏导机制是推动天然气发电的重要因素。美国气电成本能通过电力批发价格进行疏导，是其电力供应结构和市场化定价机制共同作用的结果。气电价格联动机制的进一步完善，并逐步实现由市场决定价格的机制。

产业发展初期政府的政策支持以及产业成熟期强调市场机制和企业的作用是推动天然气发电的关键因素。天然气发电产业发展初期都面临前期投入大、技术不成熟、投资回报率低等问题。为鼓励产业发展壮大，各国政府都积极出台政策予以支撑。产业发展到成熟阶段，政府通过引入竞争、完善市场制度建设，削弱市场垄断力量，建立有效的天然气及电力市场，从而提升天然气发电的综合竞争力。

2 国内省市燃机电厂发展经验

2.1 国内燃机发展经验

2.1.1 浙江省燃机发展经验

浙江省天然气利用从20 世纪末起步，2004 年西气东输进入浙江，经过10 年的发展，现已形成了较为完善的基础设施网络和广阔的市场需求。目前，供应浙江省的主要气源有西气东输一线和二线、东海气、川气和进口LNG。燃气电厂建设方面，浙江省经历了三个建设小高潮，截至2013年，浙江省累计建成电力装机约6 500 万kW，其中煤电装机比例高达约56%，而天然气装机比例约占13%。

浙江省目前已建和即将投产的燃机电厂装机容量约860万kW，已核准在建的机组约300万kW，主要分为三种类型。第一类是建造时间早，与上游天然气公司签订有照付不议合同保证供气量的电厂，省经信委核发3 500 年利用小时。第二类是西气东输项目配套工程但未与上游公司签订供气保证协议的电厂，省经信委核发3 000年利用小时，其中2 000利用小时为电厂自发，其余1 000 h由经信委牵头协调委托燃煤机组代发，从燃煤机组超计划发电电量的边际利润中两个公司进行分成。第三类是800 万kW 抢建项目机组，这些机组占总装机容量比例较大，省经信委核发3 000利用小时，其中只有1 000 h自发，其余2 000 h委托代发。由于天然气供应紧张、气价过高等原因，燃机发电机组的经营状况不理想。

为解决大部分新建项目刚投产就面临巨额亏损的问题，浙江省出台了一个临时救助政策，通过电量替代方式对利用小时不足的燃机电厂进行一定的补偿，此方案为：新建电厂的年利用小时核定为3 000 h，其中1 000 h 或2 000 h 由燃机机组自发，其余缺额的计划电量由省经信委牵头委托燃煤电厂在其计划利用小时外代发，产生的边际利润由两家协商分享。但是，该方案并不具有可持续性。原因为一方面承担电量替代的燃煤电厂通过替代方案并未得到期望的利益，而是承担了义务性的责任，因此对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。

2.1.2 广东省燃机发展经验

截至2016 年，广东省燃气机组装机容量约1 430 万kW，约占全省电力装机容量10 000 万kW的14.3%。

天然气供应方面，广东省内已基本形成沿海进口LNG、陆上长输管道天然气和海上天然气等多气源供气格局。其中以进口LNG 为主，占比65%以上。天然气消费方面，燃机电厂用气量约占广东天然气总供应量的65%。天然气价格方面，现阶段各厂所用的大部分天然气均为中海油从国际采购的长期合约气，即签订五年期照付不议供气合同。广东省电力需求季节性强，夏、秋季社会用电高峰期用气量大，冬季电力负荷较低用气量较少。天然气供气方式通常是按“照付不议”签订合同，燃气发电机组只能“以气定电”原则运行，限制了燃气机组的调峰能力。

广东省燃机电厂上网电价的制定分为三类:一是按成本加成法制定临时上网电价，主要指使用广东大鹏澳大利亚进口LNG 的9E 机组，执行统一上网电价为0.553 元/kWh。二是国家批复的临时上网电价0.72 元/kWh，执行这一定价的机组为国家核准的燃气机组。三是采用燃煤机组标杆电价加补贴方式确定。广东省目前一部分9E 机组没有正式的政府审批电价，仅有临时结算电价，电网公司按燃煤标杆电价0.5042 元/kWh 结算，政府对不足部分进行补贴，每年仅有4.8 亿千瓦时的发电指标。

2.1.3 上海市燃机发展经验

随着东海平湖天然气、西气东输一线、进口LNG 及川气等三大气源的逐一落实，天然气发电在上海市发展迅速。至2010 年，上海市共投产燃机电厂258 万kW。自2010 年，上海市形成西气东输天然气、东海天然气、进口LNG、川气东送和西气东输二线天然气的“五大气源”供应体系。自2010年以来，上海市先后投运了临港燃机电厂、奉贤南桥燃机电厂以及华电闵行燃机电厂。天然气发电装机规模占比已由2005 年的约10%提高至2015年的约24%，装机容量从2005 年的约130 万kW提高至2015 年的约530 万kW。天然气供应已成为影响上海市燃机电厂发展的重要因素之一，随着天然气气源及供应量的增加，燃机电厂的装机容量也逐步增长。

截至2017 年底，上海市已建成投运的燃机电厂共9 座，总装机容量约为570 万kW，已核准在建或正在开展前期工作的燃机电厂4 座，总装机容量超过200 万kW，2016 年上海市天然气发电量约100亿kWh，约占发电总量的12%。

气价方面，上海市非居民用户天然气价格实行政府指导价，实际销售价格较政府制定的基准价格下调0.11 元/m3，天然气供应企业在政府制定的基准价基础浮动幅度的±5%内确定最终销售价，目前上海燃机电厂气价约2.45 元/ m3。电价方面，上海市燃机电厂目前执行两部制电价，通过给予容量电价保证电厂的成本，而电量电价保障微利，从而解决燃气电厂利用小时偏低、发电量不确定的经营困难问题。

此外，上海燃机电厂积极参与市场化交易。2016年，上海市燃机代发电量由上海电力交易中心采用市场化招标方式确定代发机组，参与本次交易的市场主体有7 家发电厂，其中包括市内部分公用燃煤发电企业和市外的皖电二期发电企业，总成交发电量约为46 亿千瓦时，平均成交电价为292.39元/兆瓦时。这是上海电网首次以市场化方式对燃机代发电量开展电能招标交易。

2.2 国内燃机发展经验总结

由上述国内部分省市燃机发展的经验可见，天然气发电机组具有发电效率高、环境效益好、系统流程简单、运行方式灵活以及建设周期较短等优点。但由于电力供需形势的总体宽松和气价上涨过快，天然气电厂平均发电利用小时数普遍较低，天然气发电距离能源及电源规划的目标值还存在一定的差距。

天然气作为清洁能源，充分发挥其发电能力，对实现节能减排目标、构建低碳生态社会具有积极意义。但目前天然气与电力都属于计划配置、政府定价范畴内的资源，其现有气、价格造成国内天然气发电能力尚未得到充分释放。

国内相关产业发展成熟度不高制约天然气发电的进一步发展，目前全球重型燃机市场几乎被欧美三大燃气轮机主机制造商（通用电气、西门子、三菱重工）垄断。2001年以来，中国通过“以市场换技术”的方式积极与国外燃机制造厂合作，把燃气轮机的国产化率提高到70%以上，但是核心技术尚未取得突破，关键零部件仍需进口且价格较高，导致燃机设备购置和养护成本较高，相比之下，中国燃气机组的造价比燃煤机组低约12%。

3 结语

为有效促进国内天然气发电的健康发展，建议采用“容量电价+电量电价+环保电价”相结合的电价疏导机制，以更好地体现电厂的固定成本、燃料成本和环保价值。适度超前规划建设能源基础设施，保留电源、电网、油气管网等规划选址，并充分利用国际、国内两个市场，拓展新的油气资源，提高天然气应急储备调峰能力。加快提升自主研发、设计、生产和维修保养能力，早日具备核心技术研发能力和关键部件生产能力，使设备购置和保养维修成本大幅下降，为燃气机组加快替代燃煤机组创造条件。