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費氏能源評說中國天然氣發(fā)電

時間：2015-09-15 13:58 作者：bspower 分享到：
    費氏全球能源（FGE）近日發(fā)布專題報告稱，2014年中國燃氣發(fā)電占全國總發(fā)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(chǎn)商供應。燃氣發(fā)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(qū)和華北的管道氣供應。2014年，中國燃氣發(fā)電占全國總發(fā)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(fā)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(yè)用氣和城市/商業(yè)用氣。根據(jù)費氏測算，2015～2020年，中國燃氣發(fā)電用氣年均增長9.4%，2020～2030年，此增長率為7%，2030年燃氣發(fā)電占總發(fā)電3.5%。燃氣發(fā)電的健康發(fā)展需要政府的強力支持。

    

    中國燃氣發(fā)電行業(yè)發(fā)展迅速

    【經(jīng)過20多年的發(fā)展，中國經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的燃氣發(fā)電能力，已占到全國60%?！?br />
    與燃煤發(fā)電相比，燃氣發(fā)電有若干優(yōu)點。

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

    其次，燃氣發(fā)電啟停靈活，尤其適于電網(wǎng)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(qū)。

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

    據(jù)費氏能源數(shù)據(jù)，2015年初，中國發(fā)電總裝機能力達1394吉瓦，燃煤發(fā)電占比60%；水電位居第二，占比22%；風電、核電，地熱、固態(tài)廢物、生物質(zhì)以及燃油發(fā)電，合計占比14%；其余為燃氣發(fā)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(fā)電能力年增長率（不到9%）。

    2014年，中國總發(fā)電量5.59萬億千瓦時，燃氣發(fā)電占比2.5%，而2010年為1.6%。雖然燃氣發(fā)電在中國電力生產(chǎn)的作用有限，發(fā)電用氣卻是中國天然氣消費主要部門之一，2014年燃氣發(fā)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(qū)開始建造燃氣電廠，主要用于削峰。經(jīng)過20多年的發(fā)展，中國經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的燃氣發(fā)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(qū)。

    由于大氣污染壓力上升，京津冀地區(qū)燃氣發(fā)電發(fā)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(wǎng)價格

    【生產(chǎn)的電力按照規(guī)定的上網(wǎng)電價出售給國家電網(wǎng)公司，價格由地方政府決定并經(jīng)國家發(fā)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(fā)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(yè)和公用燃氣發(fā)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(chǎn)的電力按照規(guī)定的上網(wǎng)電價出售給國家電網(wǎng)公司，價格由地方政府決定并經(jīng)國家發(fā)改委批準。由于燃氣電廠接近不同氣源，上網(wǎng)價格也因地而異。除了上海市、浙江、廣東，其他省市實行統(tǒng)一定價體系，如北京當前燃氣發(fā)電上網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)公司的成本；二是可變的電能價格，按照發(fā)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(wǎng)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(wǎng)電價聯(lián)動機制

    【政府已經(jīng)認識到氣價與上網(wǎng)電價存在的矛盾，不過前面的路還很長?！?br />
    燃煤上網(wǎng)電價每年調(diào)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(fā)電沒有氣價與上網(wǎng)電價的聯(lián)動機制，因此天然氣價格與上網(wǎng)電價是影響燃氣發(fā)電的兩個主要經(jīng)濟因素。

    在燃氣發(fā)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(fā)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(jīng)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(wǎng)電價幾乎不變。雖然有些省提高了上網(wǎng)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(shù)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(fā)改委發(fā)布文件稱，政府將建立氣價與上網(wǎng)電價聯(lián)動機制，當氣價大幅波動時要調(diào)整上網(wǎng)電價。但無論是相對燃煤電廠的地方基準上網(wǎng)電價，還是相對地方電網(wǎng)公司的平均采購電價，上網(wǎng)電價都不得超出0.06美元/千瓦時。如果電力生產(chǎn)企業(yè)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(jīng)認識到氣價與上網(wǎng)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(wǎng)電價調(diào)整，也不能解釋頻繁調(diào)價。

    2015年4月1日以來，中國國內(nèi)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(xù)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(fā)改委把燃煤電廠的基準上網(wǎng)電價平均降低0.03美元/千瓦時，調(diào)整后，燃煤電廠上網(wǎng)電價達到0.05～0.07美元/千瓦時?？偟膩碚f，降低燃煤電廠上網(wǎng)電價，對燃氣電廠產(chǎn)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(wǎng)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(jīng)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(jīng)濟效益欠佳，多數(shù)電廠靠地方政府補貼維持生計。據(jù)信今年晚些時候，中國還將進行一輪城市門站氣價下調(diào)，但調(diào)到什么程度還無定論，而且上網(wǎng)電價也要進行調(diào)整。

    

    費氏勾畫中國燃氣發(fā)電前景

    【中國燃氣發(fā)電的發(fā)展取決于經(jīng)濟和相關政策因素?！?br />
    費氏分析認為，中國燃氣發(fā)電的發(fā)展取決于經(jīng)濟和相關政策因素。按照當前燃氣電廠的經(jīng)營狀況，政策補貼只能維持行業(yè)低速發(fā)展。此外，需要氣價與上網(wǎng)電價聯(lián)動機制幫助電廠改善經(jīng)營，這可能是加快燃氣發(fā)電健康發(fā)展的唯一途徑。

    未來，電力生產(chǎn)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(guī)氣占中國一次能源消費5.7%，根據(jù)費氏的基本情景預計，到2020年天然氣發(fā)電消費占比將達9.0%，2030年可升至14.1%。2015～2020年，燃氣發(fā)電年增長率9.4%，2020～2030年年均增長率7.0%。要實現(xiàn)這一情景，要求燃氣發(fā)電業(yè)健康發(fā)展，政府的支持必不可少，政策可發(fā)揮以下作用。

    首先，考慮環(huán)境因素，促進燃氣發(fā)電。尤其是地方政府在環(huán)境挑戰(zhàn)嚴峻的地區(qū)，應限制燃煤發(fā)電，如經(jīng)濟快速發(fā)展的長三角、珠三角和京津冀地區(qū)。其次，建立氣價與上網(wǎng)電價聯(lián)動機制，保證上網(wǎng)燃氣電廠合理的經(jīng)濟效益。最后，從上網(wǎng)電價考慮，最終的目標是要放開電力生產(chǎn)行業(yè)，在更廣大區(qū)域限制燃煤發(fā)電。
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