天然气发电的三重困境

王高峰

今年的3月下旬，美国通用电气公司（GE）副董事长庄睿思（John Rice）再一次来到中国内地，并密集拜会了多位客户，而他内地之行的最重要任务之一，是为GE哈尔滨创新中心剪彩。这是该公司继成都和西安之后，在国内设立的第三个创新中心。“GE之所以将这一中心设立在哈尔滨，是基于我们与哈尔滨电气多年的合作关系，双方合作的重型燃机在中国已经安装了超过50台。”庄睿思说。

毫无疑问，作为全球最重要的燃机生产商，GE看好中国天然气发电市场，尽管当前中国仅有不足5000万千瓦的天然气发电机组（占12亿总装机的4%左右），但随着环境压力的渐增，以及国家政策对清洁能源的倾斜，中国电力企业联合会预计，到2020年，中国的天然气发电装机规模将达到1亿千瓦。

很明显，天然气发电市场蛋糕巨大，对设备生产商的吸引力也可见一斑。但对发电运营者而言，前景并没那么好。华电集团一位负责人就抱怨说，华电当前拥有728万千瓦的天然气发电装机，但2013年仅有6亿元利润，比上一年的12亿整整下降了一半。而如果同样规模的燃煤机组，按照2013年的煤炭价格，它贡献的利润应该在35亿元左右。

问题主要出在气价上涨和发电小时数下降上，2013年7月，国家发改委上调了包括天然气发电在内的非民用天然气价格，每立方米平均上涨0.26元，这对于原本成本高昂的天然气发电而言，无疑是一巨大的冲击。而受整个经济形势影响，全社会用电量增幅趋缓，电力市场供大于求，华电集团的天然气发电小时数从2012年的3500小时，大幅下降至2013年的2700小时，严重影响了天然气发电板块的利润。

事实上，华电集团的状况只是中国天然气发电现状的缩影。包括五大发电、中海油和深能集团在内的国内主要天然气发电企业，去年该板块的利润均出现了大幅下滑。

制约天然气发电的因素是多重的，但气源、气价和发电设备三个因素，被认为是当前横亘在天然气发电面前的三道高墙。

气源是解决天然气发电的原料问题，没有足够的气源，天然气发电根本无从谈起。2013年，中国天然气表观消费量为1676亿立方米，同比增长了13.9%，其中进口530亿立方米，增长了25%。由于中国的资源禀赋，天然气储量相对较少，国内较快的天然气消费增长，很大程度上依赖于进口。

庄睿思认为，从全球范围来讲，气源是十分充足的，因为“过去十年的经验显示，现在世界上的天然气比我们想象的要多的多，但问题在于，如何能够把气运到人们所需要的地方去。”

的确，过去的几年中，美国由于页岩气被大量开采出来，从根本上改变了全球的天然气供需基本面。而原先出口到美国的中东地区天然气出现大量富余，致使国际天然气市场出现较为宽松的格局。但天然气要想运输到消费地，不仅要进行大量的基础设施投入，而且开发周期较长，无论是LNG还是管道天然气，都需要几年的时间。

而国内天然气分配和使用上也存在问题。国内气源供应基本采用“以气定电”原则，发电企业很多时候不能保证充足的天然气供应。以江苏为例，2012年8月-2013年8月，江苏省燃气发电机组总容量同比增加42%，但同期全省天然气供应总量却同比下降6.7%，发电用气供应严重不足。

由于气源上受到较大限制，对投资主体而言，就面临着较大的投资风险。华电上述人士表示，在其集团内部，对天然气发电投资存在很大的争议，一方面公司要响应国家政策，加快清洁能源在电源结构中的比例，另一方面，由于气源无法保证，天然气发电的建设积极性受到很大影响。

在中海油研究院陈卫东看来，气源问题从根本上讲不是资源问题，而是投资问题，他认为只要把基础设施建设好，又有足够的资金购买，就能够保证充足的气源供应。

然而，这又陷入了另一个僵局——气价。

当前中国的天然气价格是以区域价格为主，各地区价格不同。以北京为例，天然气发电用气价格为2.67元/立方米，按照这个价格计算，天然气发电的上网电价应不低于0.8元/千瓦时，发电企业才能够实现“保本微利”，相比于燃煤0.3-0.4元/千瓦时，风电0.5-0.6元/千瓦时的上网电价，天然气发电几乎不具备竞争力。

另据中电联规划统计与信息部的王玲测算，即使采用污染损失法，计入天然气的环保价值，天然气发电仍比燃煤发电高0.2-0.3元/千瓦时，依然没有竞争力。

更令运营企业担心的是，天然气价格还有很大的上涨空间。由于进口天然气越来越多，而国际气价高于国内，出现价格倒挂，在国内不出现天然气供应大幅增长的前提下，气价上涨只是时间问题。

由于气价未来的上涨空间巨大，华电对天然气发电新项目非常谨慎，华电上述人士表示，目前该公司只能选择在东部沿海地区建厂，因为这些地区对环保要求较高，电价的承受能力也相对较好。

当然，也有观点认为，国内天然气开发潜力巨大，可能会缓解气价上涨压力。近期中石油宣布，其公司在四川盆地发现单体规模最大的海相气田，建成后每年能够增加110亿立方米的产量，而几乎与此同时，中石化也宣布，其公司开采的涪陵页岩气田提前进入商业化开发阶段，2015年可以建成100亿方产能。如果页岩气在中国能够获得大规模开发，气源和气价问题可能会得到一揽子解决。

在气价不变的前提下，降低天然气发电成本还有一个路径，即提高燃气轮机的效率。就如GE副董事长庄睿思所言，“我们的目标是通过开发一些先进的燃气轮机，使整个效率得到提升，进而降低电价成本。”

事实上，目前燃气轮机等发电设备，也在很大程度上制约着天然气发电行业的发展。

国家能源局在2014年初发布的《燃气发电安全监管报告》显示，目前我国燃气发电核心技术未完全掌握，导致进口设备价格昂贵，整体上影响了发电价格。报告显示，国内制造企业虽然能够制造、组装燃气发电机组，但在整机设计、热部件材料制造以及冷却和隔热涂层等关键技术方面尚未实现实质性突破，燃机燃烧器、透平叶片等热部件仍完全依靠进口。

而在整机检修方面，也严重依赖原厂家。国内燃气电厂大部分依托制造厂家服务协议模式来管理燃机设备，检修维护费用居高不下。例如，国内F 级机组检修维护费用一般都超过3000 万元/台年，某6F 级燃气电厂机组设备生产厂商CSA（合约式服务协议）报价为2 台燃机3.2 亿元/大修周期。

由于我国燃气发电机组70%是用于调峰调频，机组多采用“日启夜停”的运行方式，设备容易受损。资料显示，2013 年1-8月，上海13 台燃气机组共启停684 次，浙江30 台燃气机组共启停2884 次，福建10 台燃气机组共启停1188 次。启停次数过多，严重损害设备寿命的同时，也大大增加了维修成本。

如何让发电设备更有效地运行，以实现经济和社会效益最大化，国内外的设备和解决方案提供商都在进行尝试，特别是在共建发展平台和本地化协同创新方面进行探索。GE表示，创立哈尔滨创新中心，其目的之一就是集合GE与哈电的技术优势，开发适应中国国情的联合循环发电技术，为中国燃气电厂提供最具竞争力的联合循环电厂系统解决方案。

尽管天然气清洁高效，发电前景看好，但天然气发电能否持续发展，关键还在于电价能否具备市场竞争力。气源、气价和设备三个因素，任何一个处理不好，都会影响到整个产业。天然气发电是一个系统工程，需要整体协调，各个环节相互配合，这样才能从根本上降低发电成本，促进行业健康发展。