费氏能源评说中国天然气发电

时间：2015-09-15 13:58 作者：bspower 分享到：
    费氏全球能源（FGE）近日发布专题报告称，2014年中国燃气发电占全国总发电能力2.4%，2015年初占比升至4%。预计2020年占比将达9.0%，2030年可升至14.1%。

    费氏报告指出，当前在中国，天然气主要由城市门站和上游天然气生产商供应。燃气发电在中国兴起，得益于广东、福建的廉价液化天然气（LNG）进口，以及早期长江下游地区和华北的管道气供应。2014年，中国燃气发电占全国总发电能力2.4%；2015年初燃气电厂装机达56吉瓦，占比升至4%。

    未来燃气发电仍是中国天然气需求三大支柱之一，包括进口LNG和管道气，其他两个支柱是工业用气和城市/商业用气。根据费氏测算，2015～2020年，中国燃气发电用气年均增长9.4%，2020～2030年，此增长率为7%，2030年燃气发电占总发电3.5%。燃气发电的健康发展需要政府的强力支持。

    

    中国燃气发电行业发展迅速

    【经过20多年的发展，中国经济发达地区的燃气发电能力，已占到全国60%。】

    与燃煤发电相比，燃气发电有若干优点。

    首先，燃气发电温室气体排放少，同样装机容量条件下，燃气发电碳排放比燃煤发电减少一半以上，几乎无二氧化硫排放。

    其次，燃气发电启停灵活，尤其适于电网削峰。

    再次，燃气电厂占地少，比燃煤电厂少占地45%，因此燃气电厂可以坐落在城市主要消费区。

    由于上述优点，中国尤其在近年大力推动发展燃气发电，不过与美国、英国、日本相比，中国燃气发电仍处于起步阶段。

    据费氏能源数据，2015年初，中国发电总装机能力达1394吉瓦，燃煤发电占比60%；水电位居第二，占比22%；风电、核电，地热、固态废物、生物质以及燃油发电，合计占比14%；其余为燃气发电，占比4%，虽然占比不大，但自2011年起，年增长率达16%，超过总发电能力年增长率（不到9%）。

    2014年，中国总发电量5.59万亿千瓦时，燃气发电占比2.5%，而2010年为1.6%。虽然燃气发电在中国电力生产的作用有限，发电用气却是中国天然气消费主要部门之一，2014年燃气发电用气占比为22%。

    上世纪90年代，长三角城市和东南沿海地区开始建造燃气电厂，主要用于削峰。经过20多年的发展，中国经济发达地区的燃气发电能力，已占到全国60%，还有一些燃气电厂分布在京津冀和华中地区。

    由于大气污染压力上升，京津冀地区燃气发电发展迅速，当前已占到全国25%。在关闭了最后一个燃煤电厂——华能热电厂之后，北京未来电力供应完全依靠4座燃气电厂。另外，中国西部的一些油气田也有自己的燃气电厂。

    

    燃气电厂的气源与上网价格

    【生产的电力按照规定的上网电价出售给国家电网公司，价格由地方政府决定并经国家发改委批准。】

    中国燃气电厂的天然气采购来源有三个方面。

    一是城市燃气供应商，卖给燃气电厂的气价主要为非居民用门站气价加上管输费。非居民用门站气价由国家发改委管控，全国平均价格10.9美元/百万英热单位。

    此外，燃气电厂还可以向上游天然气供应商直接购气。今年4月起，电厂可以与上游供应商谈判销售气价，采购价格不受城市门站价格限制。

    最后是进口LNG，这是中国燃气电厂的一个主要供应源。实际上，本世纪之初的廉价进口LNG是中国开始商业和公用燃气发电的真正原因。10多年前建成的广东大鹏LNG进口终端，催生了华南第一批燃气电厂。同样，与2005～2008年福建浦田LNG接收终端建成同步，3个燃气电厂也建成了，从而保障了从印尼进口的LNG下游用户需求。

    燃气电厂生产的电力按照规定的上网电价出售给国家电网公司，价格由地方政府决定并经国家发改委批准。由于燃气电厂接近不同气源，上网价格也因地而异。除了上海市、浙江、广东，其他省市实行统一定价体系，如北京当前燃气发电上网价约为0.10美元/千瓦时、天津0.12美元/千瓦时、青海0.06美元/千瓦时。

    上海与浙江有单独的定价体系。上网电价包括两部分，一是固定的容量价格，即使没有采购电力也要支付电网公司的成本；二是可变的电能价格，按照发电量计算。这种方法对燃气电厂来说较为合理，因为电厂可用闲余期的固定收入弥补运营期的亏损。

    广东是个例外。由于该省的燃气电厂比全国其他省多，进口LNG是电厂主要气源，广东每个燃气电厂的上网电价都不同，当前价格范围在0.09～0.18美元/百万英热单位。

    

    建立气价与上网电价联动机制

    【政府已经认识到气价与上网电价存在的矛盾，不过前面的路还很长。】

    燃煤上网电价每年调整一次，这取决于煤炭年平均价格同比增减幅度是否超过5%，燃气发电没有气价与上网电价的联动机制，因此天然气价格与上网电价是影响燃气发电的两个主要经济因素。

    在燃气发电总成本中，燃料成本占55%～75%。在2013年城市门站气价改革之前，发电用城市门站气价低，为5～10美元/百万英热单位，燃气电厂尚可保证微薄利润。然而，经过2013、2014年两轮城市门站气提价，燃料成本增加了26%～44%，燃气电厂面临亏损，而上网电价几乎不变。虽然有些省提高了上网电价，但远不足以弥补增加的燃料成本。2014年，燃气电厂的燃料成本为燃煤电厂的2～2.5倍，多数燃气电厂需要地方政府给予补贴，以保证运营。

    2014年12月31日，国家发改委发布文件称，政府将建立气价与上网电价联动机制，当气价大幅波动时要调整上网电价。但无论是相对燃煤电厂的地方基准上网电价，还是相对地方电网公司的平均采购电价，上网电价都不得超出0.06美元/千瓦时。如果电力生产企业仍然亏损，地方政府应主动给予补贴，或给气价打折扣。费氏全球能源认为，这个政策是一个积极信号，政府已经认识到气价与上网电价存在的矛盾，不过前面的路还很长，因为这还不能解释气价的巨大变化如何导致上网电价调整，也不能解释频繁调价。

    2015年4月1日以来，中国国内门站气价降到8～12美元/百万英热单位，为燃气电厂缓解了一定成本压力。在煤价持续低迷的情况下，燃气电厂成本还是要比燃煤电厂贵很多。另外，4月20日国家发改委把燃煤电厂的基准上网电价平均降低0.03美元/千瓦时，调整后，燃煤电厂上网电价达到0.05～0.07美元/千瓦时。总的来说，降低燃煤电厂上网电价，对燃气电厂产生负作用，因为其电价本来就高，这样竞争力就更弱了。

    以北京为例，当前北京电厂气价为14美元/百万英热单位，比城市门站价格高2美元，也就是说，燃气电厂的燃料成本约为0.13美元/千瓦时。如果燃料成本占四分之三，那么总成本就是0.17美元/千瓦时，然而当前燃气电厂上网电价只有0.10美元/千瓦时，依然还是亏损。其他省市也不同程度地存在同类问题。除了燃料成本，另一个影响燃气电厂经济效益的因素则是电厂装置的高价采购与维护成本，因为这些几乎均购自国外。

    总之，中国燃气电厂的经济效益欠佳，多数电厂靠地方政府补贴维持生计。据信今年晚些时候，中国还将进行一轮城市门站气价下调，但调到什么程度还无定论，而且上网电价也要进行调整。

    

    费氏勾画中国燃气发电前景

    【中国燃气发电的发展取决于经济和相关政策因素。】

    费氏分析认为，中国燃气发电的发展取决于经济和相关政策因素。按照当前燃气电厂的经营状况，政策补贴只能维持行业低速发展。此外，需要气价与上网电价联动机制帮助电厂改善经营，这可能是加快燃气发电健康发展的唯一途径。

    未来，电力生产仍是中国天然气需求包括管道气和LNG进口的三大支柱之一，2014年，天然气包括非常规气占中国一次能源消费5.7%，根据费氏的基本情景预计，到2020年天然气发电消费占比将达9.0%，2030年可升至14.1%。2015～2020年，燃气发电年增长率9.4%，2020～2030年年均增长率7.0%。要实现这一情景，要求燃气发电业健康发展，政府的支持必不可少，政策可发挥以下作用。

    首先，考虑环境因素，促进燃气发电。尤其是地方政府在环境挑战严峻的地区，应限制燃煤发电，如经济快速发展的长三角、珠三角和京津冀地区。其次，建立气价与上网电价联动机制，保证上网燃气电厂合理的经济效益。最后，从上网电价考虑，最终的目标是要放开电力生产行业，在更广大区域限制燃煤发电。
版权所有：//www.matoply.com 转载请注明出处
Baidu
map