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我国燃气发电经济性及规划定位研究 　　摘要：本文以市场化为导向，重新审视燃气发电现状，借鉴发达国家燃气发电发展经验，在符合国情、尊重市场规律的前提下，探讨了科学规划燃气发电、合理定位燃机功能的有关问题，得出相关结论和并提出了建议。 　　关键词：燃气发电；市场化；经济性 　　一、我国燃气发电发展现状及主要问题 　　“十一五”以来，我国电力工业发展迅速，全社会用电量和装机容量从2005年的2.48万亿kW·h和5.2亿kW分别增长到2012年的4.96万亿kW·h和11.4亿kW，清洁能源所占装机比例也呈逐年增长的趋势。2012年我国水电装机容量为2.49亿kW，风电装机容量为6300万kW，燃气轮机同样得到了快速发展。到2012年年底，装机容量已达3827万kW，占总装机容量的3.34%，燃气发电量为1194亿kW·h，占总发电量的2.40%，为我国经济建设和社会发展做出了一定贡献。 　　但是，目前我国燃气发电已呈现出一定的无序发展趋势。市场化程度相对较低的客观实际使得燃气发电缺少市场供需的有效调节和平衡，燃气发电的发展面临一些实际问题。 　　1.燃气供需及发电竞争力问题 　　在我国天然气供不应求的现状和优先满足城市用气及高附加值工业用气的天然气政策下，发电用天然气的供应受到了较大程度的限制，供需矛盾日益突出。另外，居高不下的天然气价格也严重削弱了燃气发电机组的市场竞争力，未来随着天然气价格上涨，燃气电站的保本上网电价必将进一步提高。 　　2.功能定位问题 　　部分燃气机组存在未按规定功能定位运行的现象，主要表现在两个方面：一是调峰机组按基荷机组运行，部分己投产F级燃机的年运行小时数高达5000小时以上，超出核定运行小时数近50%；二是部分按“以热定电”规定运行的热电联产机组热电比不达标，往往通过多发电追求自身利润，给电网运行和最终用户带来负担。 　　3.价格机制问题 　　由于我国电力与天然气市场化并未同步进行，天然气市场化先行，发电用气的价格随市场形势长期处于上升态势，而燃气发电的上网电价和下游的销售电价不能随之灵活调整，产业链上、下游产品间的定价存在脱节现象。在缺乏有效的价格疏导机制和措施的情况下，下游环节电价矛盾长期积累且日益突出。 　　4.气电协调问题 　　受供气方只能按合同供气无法按发电需求供气的制约，我国燃气发电机组的运行大多处于“以气定电”的状态。同时，全国用气、用热、用电高峰时段具有较强的重叠性，在电网高峰时段，居民、工商服务业、交通运输业用气也处于高峰，燃气电厂时常因顶峰供气不足而发电不足，无法发挥调峰作用，给下游电网的安全稳定运行带来压力。 　　二、国外燃气发电发展现状及启示 　　在选择完善电源结构、改善社会环境的政策策略时，各国均致力于大力发展清洁能源，同时兼顾经济效益和社会效益的双重原则。在保障社会、环境效益的情况下，发达国家燃气发电的功能定位及价格形成更多地遵循了市场规律，充分发挥市场推动资源配置的决定性作用。美国由于本国天然气资源丰富，气价较低，电力市场化程度较高，良好的市场机制和供求关系较好地支撑了燃气发电的发展；英、德、日等国天然气资源贫缺，但是由于整体能源紧缺、环保压力及本国国民对核电的不支持态度，在缺乏可替代能源及较高的电力市场化程度的保障下，燃气发电得到了较为迅速的发展；而在同样是天然气资源贫乏国家的法国，由于拥有发达且价廉的核能发电，在市场机制作用下，缺乏竞争力的燃气发电在该国仅占据较小的比例，功能定为调峰。 　　三、我国燃气发电的经济性分析 　　在我国推进电力市场改革、推动行业市场化发展的环境下，燃气发电的成本及其经济效益是决定燃气发电发展的关键因素。 　　以某省典型F级燃机为例，经测算，在不考虑环保成本的前提下，气价1.81元/m3时，即使全年满发，燃气发电的保本电价也难以低于该地区燃煤机组标杆电价。受气源影响，当前燃气机组普遍运行小时数为3000～3500h左右，只有当气价降至1.21元/m3时，燃气发电保本电价才可能低于燃煤机组标杆电价，但当前的气价远高于此。可见，燃气发电作为基荷机组缺乏经济性，与现有电价水平下的核电、水电等清洁优质能源发电相比，更不具经济竞争力。 　　延续上例测算，天然气联合循环电厂的环保优势高于燃煤电厂，但由于燃气发电和煤电的非环保成本之间存在较大的差距，考虑环保成本后，燃气发电在基荷状态下（气价为2.3元/m3）的成本仍难以与煤电竞争。仅在调峰状态下，燃气发电具有一定的竞争优势，但运行小时数受到了较大的限制，约为750h；当气价达到3元/m3时，其成本优势仅限于运行小时500h以内，燃气机组承担日负荷最尖峰具备经济性。与此同时，考虑环保成本后的核电和水电发电成本虽有所增加，但其发电成本的经济性优势仍明显高于燃气发