費氏能源評說中國天然氣發電

時間：2015-09-15 13:58 作者：bspower 分享到：

  費氏全球能源（FGE）近日發布專題報告稱，2014年中國燃氣發電占全國總發電能力2.4%，2015年初占比升至4%。預計2020年占比將達9.0%，2030年可升至14.1%。

    費氏報告指出，當前在中國，天然氣主要由城市門站和上游天然氣生產商供應。燃氣發電在中國興起，得益于廣東、福建的廉價液化天然氣（LNG）進口，以及早期長江下游地區和華北的管道氣供應。2014年，中國燃氣發電占全國總發電能力2.4%；2015年初燃氣電廠裝機達56吉瓦，占比升至4%。

    未來燃氣發電仍是中國天然氣需求三大支柱之一，包括進口LNG和管道氣，其他兩個支柱是工業用氣和城市/商業用氣。根據費氏測算，2015～2020年，中國燃氣發電用氣年均增長9.4%，2020～2030年，此增長率為7%，2030年燃氣發電占總發電3.5%。燃氣發電的健康發展需要政府的強力支持。



    中國燃氣發電行業發展迅速

    【經過20多年的發展，中國經濟發達地區的燃氣發電能力，已占到全國60%?！?br />
    與燃煤發電相比，燃氣發電有若干優點。

    首先，燃氣發電溫室氣體排放少，同樣裝機容量條件下，燃氣發電碳排放比燃煤發電減少一半以上，幾乎無二氧化硫排放。

    其次，燃氣發電啟停靈活，尤其適于電網削峰。

    再次，燃氣電廠占地少，比燃煤電廠少占地45%，因此燃氣電廠可以坐落在城市主要消費區。

    由于上述優點，中國尤其在近年大力推動發展燃氣發電，不過與美國、英國、日本相比，中國燃氣發電仍處于起步階段。

    據費氏能源數據，2015年初，中國發電總裝機能力達1394吉瓦，燃煤發電占比60%；水電位居第二，占比22%；風電、核電，地熱、固態廢物、生物質以及燃油發電，合計占比14%；其余為燃氣發電，占比4%，雖然占比不大，但自2011年起，年增長率達16%，超過總發電能力年增長率（不到9%）。

    2014年，中國總發電量5.59萬億千瓦時，燃氣發電占比2.5%，而2010年為1.6%。雖然燃氣發電在中國電力生產的作用有限，發電用氣卻是中國天然氣消費主要部門之一，2014年燃氣發電用氣占比為22%。

    上世紀90年代，長三角城市和東南沿海地區開始建造燃氣電廠，主要用于削峰。經過20多年的發展，中國經濟發達地區的燃氣發電能力，已占到全國60%，還有一些燃氣電廠分布在京津冀和華中地區。

    由于大氣污染壓力上升，京津冀地區燃氣發電發展迅速，當前已占到全國25%。在關閉了最后一個燃煤電廠——華能熱電廠之后，北京未來電力供應完全依靠4座燃氣電廠。另外，中國西部的一些油氣田也有自己的燃氣電廠。



    燃氣電廠的氣源與上網價格

    【生產的電力按照規定的上網電價出售給國家電網公司，價格由地方政府決定并經國家發改委批準?！?br />
    中國燃氣電廠的天然氣采購來源有三個方面。

    一是城市燃氣供應商，賣給燃氣電廠的氣價主要為非居民用門站氣價加上管輸費。非居民用門站氣價由國家發改委管控，全國平均價格10.9美元/百萬英熱單位。

    此外，燃氣電廠還可以向上游天然氣供應商直接購氣。今年4月起，電廠可以與上游供應商談判銷售氣價，采購價格不受城市門站價格限制。

    最后是進口LNG，這是中國燃氣電廠的一個主要供應源。實際上，本世紀之初的廉價進口LNG是中國開始商業和公用燃氣發電的真正原因。10多年前建成的廣東大鵬LNG進口終端，催生了華南第一批燃氣電廠。同樣，與2005～2008年福建浦田LNG接收終端建成同步，3個燃氣電廠也建成了，從而保障了從印尼進口的LNG下游用戶需求。

    燃氣電廠生產的電力按照規定的上網電價出售給國家電網公司，價格由地方政府決定并經國家發改委批準。由于燃氣電廠接近不同氣源，上網價格也因地而異。除了上海市、浙江、廣東，其他省市實行統一定價體系，如北京當前燃氣發電上網價約為0.10美元/千瓦時、天津0.12美元/千瓦時、青海0.06美元/千瓦時。

    上海與浙江有單獨的定價體系。上網電價包括兩部分，一是固定的容量價格，即使沒有采購電力也要支付電網公司的成本；二是可變的電能價格，按照發電量計算。這種方法對燃氣電廠來說較為合理，因為電廠可用閑余期的固定收入彌補運營期的虧損。

    廣東是個例外。由于該省的燃氣電廠比全國其他省多，進口LNG是電廠主要氣源，廣東每個燃氣電廠的上網電價都不同，當前價格范圍在0.09～0.18美元/百萬英熱單位。



    建立氣價與上網電價聯動機制

    【政府已經認識到氣價與上網電價存在的矛盾，不過前面的路還很長。】

    燃煤上網電價每年調整一次，這取決于煤炭年平均價格同比增減幅度是否超過5%，燃氣發電沒有氣價與上網電價的聯動機制，因此天然氣價格與上網電價是影響燃氣發電的兩個主要經濟因素。

    在燃氣發電總成本中，燃料成本占55%～75%。在2013年城市門站氣價改革之前，發電用城市門站氣價低，為5～10美元/百萬英熱單位，燃氣電廠尚可保證微薄利潤。然而，經過2013、2014年兩輪城市門站氣提價，燃料成本增加了26%～44%，燃氣電廠面臨虧損，而上網電價幾乎不變。雖然有些省提高了上網電價，但遠不足以彌補增加的燃料成本。2014年，燃氣電廠的燃料成本為燃煤電廠的2～2.5倍，多數燃氣電廠需要地方政府給予補貼，以保證運營。

    2014年12月31日，國家發改委發布文件稱，政府將建立氣價與上網電價聯動機制，當氣價大幅波動時要調整上網電價。但無論是相對燃煤電廠的地方基準上網電價，還是相對地方電網公司的平均采購電價，上網電價都不得超出0.06美元/千瓦時。如果電力生產企業仍然虧損，地方政府應主動給予補貼，或給氣價打折扣。費氏全球能源認為，這個政策是一個積極信號，政府已經認識到氣價與上網電價存在的矛盾，不過前面的路還很長，因為這還不能解釋氣價的巨大變化如何導致上網電價調整，也不能解釋頻繁調價。

    2015年4月1日以來，中國國內門站氣價降到8～12美元/百萬英熱單位，為燃氣電廠緩解了一定成本壓力。在煤價持續低迷的情況下，燃氣電廠成本還是要比燃煤電廠貴很多。另外，4月20日國家發改委把燃煤電廠的基準上網電價平均降低0.03美元/千瓦時，調整后，燃煤電廠上網電價達到0.05～0.07美元/千瓦時。總的來說，降低燃煤電廠上網電價，對燃氣電廠產生負作用，因為其電價本來就高，這樣競爭力就更弱了。

    以北京為例，當前北京電廠氣價為14美元/百萬英熱單位，比城市門站價格高2美元，也就是說，燃氣電廠的燃料成本約為0.13美元/千瓦時。如果燃料成本占四分之三，那么總成本就是0.17美元/千瓦時，然而當前燃氣電廠上網電價只有0.10美元/千瓦時，依然還是虧損。其他省市也不同程度地存在同類問題。除了燃料成本，另一個影響燃氣電廠經濟效益的因素則是電廠裝置的高價采購與維護成本，因為這些幾乎均購自國外。

    總之，中國燃氣電廠的經濟效益欠佳，多數電廠靠地方政府補貼維持生計。據信今年晚些時候，中國還將進行一輪城市門站氣價下調，但調到什么程度還無定論，而且上網電價也要進行調整。



    費氏勾畫中國燃氣發電前景

    【中國燃氣發電的發展取決于經濟和相關政策因素。】

    費氏分析認為，中國燃氣發電的發展取決于經濟和相關政策因素。按照當前燃氣電廠的經營狀況，政策補貼只能維持行業低速發展。此外，需要氣價與上網電價聯動機制幫助電廠改善經營，這可能是加快燃氣發電健康發展的唯一途徑。

    未來，電力生產仍是中國天然氣需求包括管道氣和LNG進口的三大支柱之一，2014年，天然氣包括非常規氣占中國一次能源消費5.7%，根據費氏的基本情景預計，到2020年天然氣發電消費占比將達9.0%，2030年可升至14.1%。2015～2020年，燃氣發電年增長率9.4%，2020～2030年年均增長率7.0%。要實現這一情景，要求燃氣發電業健康發展，政府的支持必不可少，政策可發揮以下作用。

    首先，考慮環境因素，促進燃氣發電。尤其是地方政府在環境挑戰嚴峻的地區，應限制燃煤發電，如經濟快速發展的長三角、珠三角和京津冀地區。其次，建立氣價與上網電價聯動機制，保證上網燃氣電廠合理的經濟效益。最后，從上網電價考慮，最終的目標是要放開電力生產行業，在更廣大區域限制燃煤發電。