国内天然气发电产业前景浅析

文/大唐重庆分公司 李奎刚

一、本文研究的背景

沿海多地LNG接收站、西气东输及中缅线等多条管输线的建设，使中国大举外购天然气成为可能；页岩气，一种足以引发能源革命的新兴能源，其大规模开采后必将如美国一样推动发电行业发生翻天覆地的变化；油气破垄断改革箭在弦上，量增势必促进价跌；中国大地，地不分东西、霾不分南北，已经到了一寸山河一寸霾的地步，公众对污染的痛恨导致对煤电的质疑达到前所未有的程度，换个角度，煤电之殇却成就气电之幸。另一方面，中国经济当前增长乏力，电力装机过剩严重，燃料成本和上网电价倒挂的气电产业路在何方？在当前优势与劣势同在、机遇与威胁并存的形势下，研究国内天然气发电产业发展前景，意义重大。

二、产业发展环境分析

国内天然气电厂分布于江苏、浙江、上海、北京、广东、重庆等15个区域。截止2017年末，在役装机7629万千瓦，占总装机的4.29%；发电量1962亿千瓦时，占全部发电量的3.06%；发电用气近470亿立方米，占总用气量的19.9%。

（一）产业竞争环境分析。1.产业优势。天然气发电相比传统燃煤发电，优势显著：最大的优势是清洁环保，固体废弃物零排放、烟尘零排放、SO2近乎零排放；NOx＜50mg/m3，不及煤电的20%；CO2只有煤电的60%；其次是节水、节地、节能，用水只有煤电的1/3、用地只有煤电的30%-40%，联合循环热效率高达64%，远高于煤电，厂用电率2.2-2.5%，远低于煤电的6-9%；其他还有启停迅速、调峰性能好，辅助系统简单、建造成本低、设备维护量少等诸多优点。2.产业困境。一是成本过高竞争力薄弱。高昂的成本却始终是制约气电行业发展最大的软肋，天然气发电的成本是煤炭发电成本的2-3倍，天然气电厂多靠补贴存活。如上海，2018年天然气发电厂气价2.47元/m3，单位燃气成本0.47元～0.5元/千瓦时，而燃煤电厂单位燃煤成本仅0.2204元/千瓦时（参照2018年大唐电力数据），成本悬殊较大，燃机电厂在电力市场竞争中明显处于弱势。二是电价过高补贴负担重。以国内气电装机规模第一的江苏省为例，2017年江苏各类型燃气发电的含税上网电价从0.575元/千瓦时到0.784元/千瓦时不等，煤电为0.391元/千瓦时，燃机电厂全年发电量约400亿千瓦时，政府补贴金额超过70亿元。不是每个地方政府都愿意掏钱补贴燃机电厂，特别是经济欠发达地区。三是气源保障与调峰问题。气源供应出现时段性紧张状况。每到冬春的采暖季节，国家和地方政府需首要保证居民生活用气，相应调减发电用气供应，机组运行模式基本“以气定电”，如没有签订“照付不议”，供气更难保证。且高峰期需要加大发电量时，往往得不到足够气量保证，而“两桶油”对气源和管网的垄断进一步加剧了这一矛盾。

（二）产业外部环境分析。1.发展机会。一是环保压力下减煤增气带来气电发展机遇。在严峻的环保形势下，国务院出台了《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，各省市掀起了淘汰环保、能耗不达标的30万千瓦以下燃煤机组，以及关停35吨以下小锅炉的热潮。随着公众环保意识的提升，未来将会有越来越多煤电机组被关停，近的如北京已于2017年关停全部煤电机组，远的如法国、英国等计划2025年前关停全部煤电机组。经济要发展电力不可少，煤电之殇或将成为气电之幸。以美国为例，受环保法规限制，而自2010年以来，美国燃煤发电能力一直呈下降趋势。美国煤电装机从2011年的3.18亿千瓦降到2017年的2.77亿万千瓦，同期气电从4.17亿千瓦增至5.23亿千瓦。由于气电比重的增加，美国排放回到1995年状态。二是气电受国家政策鼓励发展前景看好。继《电力发展“十三五”规划》明确提出“要有序发展天然气发电，大力推进分布式气电建设”后，《加快推进天然气利用的意见》也明确提出“大力发展天然气分布式能源、鼓励发展天然气调峰电站、有序发展天然气热电联产”。“十三五”全国将新增投产气电5000万千瓦。天然气发电将在国家政策的鼓励下，逐步获得质的飞跃。三是发展燃机是顺应全球能源发展趋势。从消费结构看，全球范围内天然气多用来发电，发电用气量占整个天然气消费量比例居第一位，约40%（中国小于20%）；其次才是工业和制造业用气，占比约24%。从发电量看，2017年全球发电量25.55万亿千瓦时，其中天然气发电量5.9万亿千瓦时，占总电量的23.2%，仅次于火电；全球主要国家气电电量比重都远高于中国的3.02%，如美国31.97%、独联体44.95%、日本39.36%、英国39.68%、中东国家69.27%。巨大的差距意味着巨大的发展空间。四是用气条件改善将极大推动气电发展。一方面，油气行业破垄断改革将促进天然气大发展。天然气发电不能普及的最重要因素是气源不足且价格高，“量小价高”的根本原因是油气垄断体制下的饥饿营销。从各方面消息分析未来两三年内国家将深化油气体制改革，打破油气行业垄断，天然气将获得极大发展，天然气用来发电不再“奢侈”。这点可参见美国：美国天然气及页岩气可采储量与中国大致相当，年产量却是中国的4.92倍，行业垄断下僵化的价格管制模式跟不上生产力发展的需要是天然气产量不足的根本原因。另一个机会是页岩气、煤层气等新兴能源的崛起。《页岩气发展规划》提出，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。从美国情况看，2000-2017年美国页岩气产量从91亿立方米增至4620亿立方米（中国2017年91亿立方米），价格从2005年的每百万英热8.79美元一路降至2017年的2.96美元，约为中国2017年价格的四分之一。再其次是中国具备大规模进口天然气能力。目前，我国已形成“东西南北”四个方向天然气进口通道雏形。西北方向的中亚天然气管道A/B/C/D四线设计输送能力850亿方/年；西南方向的中缅线设计输送能力120亿方/年；东北方向的中俄天然气东、西两线设计输送能力680亿方/年；东部海上方向进口卡塔尔等国LNG，截至2017年末共计形成LNG进口接收能力5390万吨/年（折合约755亿立方米）。未来随着天然气大规模开发和大量进口，气电上网电价可能大幅下降并形成较强竞争力，从而给气电产业带来较大的发展机遇。同为电力装机大国，中国4.29%的占比与美国44.2%的占比悬殊较大，详见“图1”，巨大的差距预示巨大的潜力，未来气电产业或将迎来重大发展（数据来源：中电联《2017电力工业统计基本数据一览表》及美国能源信息局官网）。2.危机分析。首先是经济疲软的威胁。中美贸易战冲击、资产泡沫破灭危机、庞大的债务压力和人口红利渐失，都给中国未来经济发展蒙上一层阴影，中国经济筑底及转型成功将是一个漫长过程。在此形势下，全社会用电需求不旺，高成本的气电没有市场竞争力，首当其冲受影响。其次是电力装机过剩的影响。2017年末全国总装机17.77亿千瓦，总产能超过9万亿千瓦时，实际产能6.42万亿千瓦时。如火电，理论上可发6500小时，但实际仅4578小时；同时仅公开发布的弃风、弃光、弃水电量就达到1100亿千瓦时。中国以美国1.5倍的装机规模，却只完成美国63%的GDP，这也说明我国电力产能是过剩的。再其次是中短期内天然气量升价跌较难实现。一方面，由于我国页岩气赋存条件比美国差，技术要求更高，短期内全面深入掌握开采技术并促进产量突破并不现实；另一方面，油气行业破垄断有一个逐步推进的过程，不可能一蹴而就，只能逐步释放产能。

图1 中美电力装机结构比较

（三）发展环境小结。综上所述，中短期看，发展天然气发电产业困难重重，大规模开发的时机尚未成熟，产业条件和环境需进一步培育，在当前的条件下，各发电企业不宜盲目扩张天然气发电工程，宜逐步待时机成熟。中长期看，天然气属于优质、清洁和高效能源，未来天然气在一次能源消费中的比重将不断提高。随着油气行业改革的深入推进、天然气进口设施的不断完善、公众环保意识的不断提高以及中国经济的再次腾飞，天然气发电产业必将迎来一轮波澜壮阔的发展行情，详见“图2”。

图2 天然气发电产业SWOT简图

三、发展建议

（一）在发展态度上。既不能盲目突进也不宜拒之千里，应以战略的眼光，抢占资源高地，尽可能获取最大数量的厂址资源并签订框架协议。在气源、气价、热价、上网电价、发电小时等条件不成熟的时候，只做研究性和辅助性工作，加强与政府的联系，牢牢控制资源，待产业条件和产业环境培育成熟后，进入大规模开发建设阶段。科学布局、长远谋划、稳健推进。

（二）在发展策略上。一是要注意厂址布局的科学性和合理性，以资源丰富、电价承受水平高及污染重、减煤增气迫切的地区为主，具体讲就是气源主产区如川渝、干线管道路径区、京津翼经济区、长三角经济区、珠三角经济区等。二是注意控制燃料供应及成本风险，发电企业尽可能与天然气供应商合作，相互参股形成战略联盟，并首选经济性最好的F型机组，尽量选择热电联产方式。三是积极协调各级政府争取补贴或优惠政策，争取形成气价、电价联动机制。