深圳市西二線天然氣發電電價改革初探

摘 要

1 前言 根據《深圳電網“十一五”發展規劃》和廣東省電力設計院的深圳市電力需求預測，預計深圳2015年最高電力負荷將達到1800萬kW～1840萬kW，比2008年的1112萬kW將
1 前言
    根據《深圳電網“十一五”發展規劃》和廣東省電力設計院的深圳市電力需求預測，預計深圳2015年最高電力負荷將達到1800萬kW～1840萬kW，比2008年的1112萬kW將提高688萬kW～728萬kW，新增電力需求空間在700萬kW左右。由于深圳區域調峰需求突出，天然氣發電可充分發揮其優勢，就地平衡高峰負荷需求。但由于天然氣價格隨油價波動，因此，如何理順天然氣價格與上網電價之間關系，成為發展天然氣發電重要瓶頸。
2 深圳地區天然氣發電現狀及必要性分析
    目前，深圳境內主要地方電源(220kV及以下)在西部的南山區，有媽灣、西部、南山、月亮灣等電廠，總裝機容量約3052MW，其次是龍崗區，有福華德、鈺湖等電廠，總裝機容量約941MW，寶安區560MW，福田區396MV，鹽田區54MW，境內220kV以下電源總裝機容量5003MV，上述電源中，媽灣和西部共1800MW裝機容量接入220kV電網。在未來較長時間內，接入深圳110kV電網的6家燃機電廠，將負責深圳本地區的電力平衡，在深圳電網中具有不可替代的重要作用。
2.1 深圳地區在用的天然氣燃氣機組
    目前，深圳地區在用的天然氣燃機機組主要是廣東LNG項目所帶的天然氣機組，即利用位于深圳東部秤頭角LNG接收站向位于廣東、香港的天然氣電廠供氣。一期合同中，分配給深圳市天然氣機組的天然氣總量約為120萬t/a左右(約15億m3/a)，其中給東部電廠供應量50.90萬t，給前灣電廠供應量50.90萬t，給南天(美視)電廠供應量17.90萬t。除一期合同量外，另有LNG現貨和其他合同供應，2009年全年深圳市天然氣電廠天然氣使用量約140萬t。除此之外，深圳地區仍有多臺9E機組尚未進行油改氣工作。
2.2 天然氣發電必要性分析
    (1) 深圳市負荷密集，調峰需求突出，燃機可充分發揮其優勢，就地平衡高峰負荷需求。
    深圳市用電負荷高度集中，現有主網輸送容量已趨于飽和，新建輸電線路受征地等問題的制約，不能滿足負荷中心電力快速增長的需求。現有的燃機電站，基本位于負荷中心，接入110kV的地區電網，可以減輕電網建設壓力。未來深圳市電力系統峰谷差將加大，調峰問題將更加突出。以日啟停方式運行的燃機電站，可以充分發揮出其它類型電源無法比擬的特點，對電網調峰起到重要作用。
    (2) 能源結構優化、能源供應安全和節能環保要求需要發展清潔、高效燃氣發電機組。
    廣東省電源結構仍顯單一，煤電依賴性大、發電效率低、調峰性能有限、環境污染嚴重。西電東送以水電為主，受來水量限制，季節性明顯。燃氣機組以其熱效率高、排污少、投資低、建設周期短、占地少等特點，可繼續為緩解廣東省峰谷差大、季節性供電缺口，改善廣東省電力供應結構，提高電網安全性和保護環境起到積極作用。
    (3) 備用電力緊缺，供電可靠性低，需要一定數量的備用裝機。
    由于廣東電力供需矛盾突出，目前電力系統備用嚴重不足。2005年運行方式分析中，負荷備用不足4%，系統的緊急事故備用僅為30萬kW抽水蓄能容量，遠達不到系統最大負荷10%的事故備用要求。燃機機組可以迅速啟停，在供電緊張得以緩解以后，可以轉為系統的負荷備用和事故備用電源，起到提高系統供電可靠性的作用。
    (4) 廣東依靠遠距離、大容量外部輸電，需要一部分分散的地區電源來應對大面積停電的威脅。
   廣東省接受西電東送的容量很大，目前占全省用電負荷的近30%。且西電的直流輸電落點集中，部分直流落點處電網結構薄弱，對電網安全運行構成威脅。一旦出現輸電中斷，就會造成大面積停電。2008年初，我國遭遇雨雪冰凍災害，西電東送輸電幾乎全部中斷，嚴重影響了廣東的電力供應。分散在負荷中心地區的燃機電站，在外部輸電中斷或電網解裂的情況下，發揮了地區保安電源的作用，有效抵御了大規模停電的威脅。
    (5) 城市節能環保的需要
    天然氣在城市一次能源中所占的比重是衡量一個城市燃氣發展水平和現代化程度的重要標志。伴隨著深圳經濟高速發展，人民生活水平大幅提高，土地和環境容量限制趨緊，擴大優質清潔能源供應和推廣天然氣開發利用成為深圳必須選擇的能源發展之路。2007年，在深圳市一次能源結構中，石油、煤炭、天然氣、電力所占比重分別為55.13%、9.75%、7.68%、27.44%，進一步提高天然氣能源的比例已是大勢所趨。初步計算，西二線到來后，通過電廠、油改氣，每年可減少二氧化碳排量500萬t左右，減少硫化物排量0.7萬t～1.0萬t，減少氮氧化物排量1.57萬t～2.0萬t，減少總懸浮顆粒0.1萬t～0.15萬t，為城市節能減排做出巨大貢獻。
3 西氣東輸二線應發展天然氣發電
3.1 天然氣發電對西氣東輸二線項目有重要支撐作用
   西氣東輸二線工程是國家“十一五”規劃的重大能源基礎設施建設項目，也是我國第一條引進境外天然氣的大型管道工程。西氣東輸二線主供氣源來自土庫曼斯坦，根據有關協議，未來30年內，土庫曼斯坦將向我國出口300億m3/a～400億m3/a的天然氣。計劃2011年建成通氣，2015年達產。根據規劃，西二線天然氣發電用氣量將占整個西氣東輸二線供氣量的30%左右；天然氣發電是西二線的用氣大戶，對西二線氣量消納、落實西二線天然氣市場起到重要的支撐作用。
    由于我國天然氣市場尚未發育成熟，管網設施不完善，城市燃氣市場的擴展和置換相對緩慢，無法消納大型天然氣項目的規模氣量。發展一定規模的燃氣電站是保證大型管道項目、進口LNG項目成功的重要措施。燃氣電站用氣量穩定，是啟動和支撐天然氣市場，保證輸氣項目經濟性和可行性的重要用戶。
3.2 對調節天然氣用氣季節負荷，保障供氣穩定安全
有重要作用
    我國西氣東輸二線途徑14個省區，南于南北差異、氣候差異，使得用戶用氣方式冬夏季差異大。北方地區由于冬季需要采暖，冬季負荷高。南方地區由于夏季制冷，夏季負荷高。在南方地區利用天然氣發電可以對西氣東輸二線管道進行季節調峰，平衡季節用氣差異。
    我國尚不具備較為完善的天然氣管網，天然氣儲備設施更是缺乏。建設天然氣電廠作為西二線的大用戶，用氣量大，用氣方式比較固定，天然氣電廠可以擔任起調節氣峰的職能，減少儲氣設施的建設。西氣東輸一線運行經驗看，已建設的10來個電廠對西氣東輸供氣的安全性、穩定性，為天然氣供應的季節調峰、日調峰發揮了非常重要的作用。
    而且，大城市為了達到天然氣的安全和持續性供應，一般需要多氣源供氣，富裕氣量在正常情況下用于發電，在供氣緊張情況下，則用于城市燃氣。天然氣電廠可以作為燃氣公司的機動用戶，在用氣高峰或發生事故時，可提前通知燃氣電廠，切斷其氣源，保證其他用戶的用氣。燃氣發電也可以為城市燃氣的氣源調節起到一定的作用。
4 電廠可承受天然氣價格分析
    當燃料成本占上網電價75%時，燃氣電廠可以有正常的盈利；當燃料成本占上網電價達到80%時，電廠處于盈虧平衡狀態。根據當前深圳地區電廠最高上網電價0.78元/kWh推算，在天然氣熱值在35.5MJ/Nm3時，電廠可承受天然氣氣價約為2.59元/Nm3，在天然氣熱值在33.4MJ/Nm3時，電廠可承受天然氣氣價約為2.44元/Nm3，詳細結果見表1。
表1 電廠可承受天然氣價格
氣質熱值(MJ/Nm3)
上網電價
可承受燃料價格(元/Nm3)
(元/kWh)
正常盈利(燃料成本占75%)
盈虧平衡(燃料成本占80%)
35.5
0.571
1 90
2.02
0.745
2.48
2 64
0.78
2.59
2.76
33.4
0.571
1.79
1.91
0.745
2 33
2.48
0.78
244
2.60
    根據目前對西氣東輸二線氣價的預測，很可能超過2.59元/Nm3。因此，若不提高電廠的上網電價，燃氣電廠利用西氣東輸二線氣發電將會處于虧損狀態。因此，必須理順天然氣價格與上網電價的關系，才能解決天然氣發電所面臨的問題。
5 天然氣發電產業鏈存在的問題
    天然氣發電產業鏈上有上游供氣企業、城市燃氣供應企業、發電企業、電網公司四大行業板塊。“西二氣”產業鏈上游，天然氣供應商所簽訂的“照付不議”合同需要供氣企業和發電廠等大用戶的支撐，天然氣發電企業的單一產品生產方式和銷售現狀決定它既要面對上游的“照付不議”合同壓力，又缺少對自身燃氣發電戰略研究和商業模式運營、價格策略的設計能力，還不能通過電價將成本與風險向下游電網和用戶去傳導，因此，天然氣電廠市場競爭力相對較弱，亟待天然氣發電產業政策支持。
5.1 現行電價制度制約了天然氣發電的優勢發揮
    政府制定上網電價和銷售電價。目前，我國電價制度是全國一盤棋，由于上網電價和銷售電價由政府制定，電能終端目錄電價形式是固定的。然而，在產業鏈上發電燃料市場價格波動導致發電成本增加的矛盾很難平衡，發電企業沒有價格和成本的運營空間，氣價超過燃氣發電的成本底線，天然氣發電企業將面臨虧損，目前解決這些企業困境的辦法只能是找政府補貼，但這種方式難以為繼。
    另外，目前我國發電的外部環境成本還沒有進入電價，所以，天然氣發電高成本特點全部掩蓋了它優于燃煤發電的低排放、高效率、靈活性等優勢。
5.2 天然氣發電的市場競爭力較弱，定位不明確
    天然氣發電企業一般出現在我國改革開放的前沿城市、人均收入居前的最發達、具有高負荷的電力需求的地區，并且這些地區的一次能源資源十分缺乏，因此，煤、油和天然氣等燃料之間、地方電廠與中央電廠之間、電廠與電網之間、能源生產輸送和轉換等產業之間的利益協調一直無法解決。燃氣發電機組容量占深圳地區電力市場的份額雖高，但在電力市場中定位并不明確，因此，比較被動，競爭力不強。
5.3 電網調度環節和供氣的調峰價值均未體現
    長期以來“以煤電為主”的調度方式符合電網調度的慣例，受到普遍歡迎，氣電上網調峰的機會因此減少。依據現行電網節能調度原則，存在更加節能、環保的水電、風電可優先調度。由于天然氣發電既可以調節管輸天然氣用氣高峰，也可以調節電網高峰，但是卻沒有調峰價格機制，沒有考慮調峰機組的發電成本及其對輸氣管網和電網的貢獻。無配套的輔助服務電價。其次，我國電網包括抽水蓄能等備用機組為電網提供備用輔助服務但卻不計價。這就決定了天然氣電站若提供備用服務的話，其運行成本就沒有清晰的電價配套。
5.4 “照付不議”合同需要相應的配套產業政策
    上游供氣企業需要執行照付不議合同，但天然氣發電“照付不議”合同模式、發電廠供氣不足風險和上網價格無差別是這一產業鏈長期以來共同的難題，“西二氣”同樣不能回避。
6 深圳市天然氣發電電價改革探討
    天然氣是清潔能源，天然氣發電符合國家鼓勵清潔能源、加快優化能源結構的政策背景。隨著環保壓力加大和電煤價格上漲，天然氣發電的優勢日益突顯。但是由于天然氣發電缺乏競爭力，在沒有任何政策支持的情況下，在以煤電為競爭主體的發電市場上，天然氣電廠的上網電量和電價具有很大的不確定性。因此，發展天然氣發電必須要有相應的上網電價政策的支持。
6.1 天然氣電廠上網電價改革
    由于燃料成本較高，按現行電力市場的電價定價方式，將無法與燃煤機組競爭。天然氣發電單純依靠地方政府或者中央政府補貼，不是長久之計。此外，提高終端用戶電價的方法也很難解決根本問題。將深圳市的9E機組定位為調峰機組，并按照調峰電價進行結
算，既能夠避免讓政府和用戶承擔昂貴的電價，又能夠幫助天然氣電廠繼續生存下去。實行調峰電價機制是對機組調峰作用和對電力系統運行貢獻的價值體現，電網公司獲利，理應由電網公司承擔調峰電價高出部分。
    參照國際經驗，調峰電價一般為平均上網電價的1.8到2倍，是低谷電價的3N5倍，有的國家峰谷電價比更高(如，法國峰谷電價比為8.3倍～20.5倍)。按照廣東省燃煤機組的標桿電價0.5042元/kWh的1.8倍～2倍來計算，得到燃機的調峰電價為0.90752元/kwh到1.0084元/kWh之間的水平。根據計算，相應可使3 000h運行的燃氣調峰電站的可承受氣價水平提升到3元/m3和3.48元/m3(分別對應國際油價50美元和80美元，如按最新國際油價與到深圳的氣價關系，分別對應國際油價84美元和110美元)。
6.2 地方政府建立天然氣發電調節基金
    如果燃氣機組運行小時數下降或天然氣價格超過3元/m3，燃機上網電價高出調峰電價的部分，如果實行電價傳導機制難度較大，可以通過電力調節基金或地方政府補貼辦法解決。
如按照廣東省燃煤機組的標桿電價0.5042元/kWh的1.8倍核定天然氣發電調峰上網電價：0.91元/kWh，此時深圳燃氣電廠可承受氣價水平約為3元/m3。可將這一氣價與國際油價70美元進行掛鉤，作為基準氣價進行測算分析。當國際油價低于70美元/桶或運行小時數高于3000h，天然氣電廠將超額利潤上繳到調節基金；如國際油價高于70美元/桶或運行小時數低于3000h，由調節基金或政府補貼電廠。政府可對天然氣電廠上網電價高出燃機調峰電價的部分進行補貼(電網公司按照燃氣電廠核定的上網電價支付給電廠，而政府把上網電價超出的部分補貼給電網公司)。
6.3 電力用戶支付環保電價
    考慮二氧化碳的減排，天然氣發電能夠創造每度電1.6分錢的環保價值。我們認為，天然氣發電也應該享受與燃煤脫硫發電平等的待遇，給予環保加價，并反映到終端銷售電價里。廣大終端用戶是環境改善的受益者，應該支付一定額度的環保電價。深圳的人均收入居全國前列，深圳用戶對環境改善的支付意愿也比較高，對于天然氣發電項目，可以考慮由終端用戶承擔2分/kWh的環保電價。
7 結論
    發展天然氣發電對優化能源結構、保障能源供應安全、促進節能環保具有重要意義，并對西二線項目市場的落實起到重要的支撐作用，但需要配套政策和各方利益協調。建議將深圳作為天然氣發電改革試點城市，在發電小時、上網電價方面先行一步，科學發展天然氣發電，優先考慮現有電廠改燒天然氣，明確深圳天然氣發電調峰為主、冷熱電聯產為輔的定位。建議政府按照成本加成原則并考慮天然氣調峰、環保等價值，重新按照2倍以內燃煤標桿電價核定天然氣電廠的上網電價，并建立調節基金應對氣價的波動。通過電價為紐帶，使得天然氣發電“調峰、環保”的特性能得以體現，促進中國電力、天然氣產業價值鏈的優化。
 
(本文作者：蔡泳 深圳市燃氣集團有限公司 538040)