我国天然气发电近况与前景

我国天然气发电近况与前景

何伟

（大唐苏州热电有限责任公司江苏省苏州市215214）

摘要：阐明天然气发电的优势和发展近况，并分析目前存在的一些问题与天然气发展的前景。天然气发电装机容量占比低，电力过剩是优化电力能源结构的契机，应大力发展天然气发电，提出了几条发展建议，如国家应进一步明确燃气发电定位，出台相关气电价格政策，加快走上市场定价机制等。

关键词：天然气发电；燃煤发电；优势；近况；前景；建议

引言

随着世界经济的发展，化石能源消费不断增长，环境问题日益突出，国内社会关注雾霾天气问题。目前，由于技术和经济原因，可再生能源尚未达到大规模利用程度，常规化石能源仍担负着供需主要份额，而在化石能源中，天然气的利用不但利用率高，而且对环境的影响极小，因此需求迅速增加，这种趋势预测将持续到2035年，甚至到2050年。作为相对清洁能源，天然气的发展和消费，当前受到了全球的青睐。而我国天然气发电行业正处于起步发展阶段，目前遇到诸多问题，已投运燃气电站利润较差，本文对天然气发电优势，国内发展近况、问题、前景进行阐述并提出几点建议供参考。

1天然气发电的优势

1.1燃气发电热力学优势

燃气发电常规都采用燃气-蒸汽联合循环方式，这是由于循环热效率高，发电热耗率(标煤耗率)低的原因。联合循环由布雷顿循环与朗肯循环组成，当今燃气轮机进气温度可高达1300℃以上，排烟温度500～600℃，简单循环热效率高达45%～50%。余热锅炉为进一步回收余热，提高热效率，一般为双压或三压系统。当代大型9F级燃气-蒸汽联合循环发电热效率高达58%～60%，远高于燃煤发电热效率。燃煤发电机组热效率即使超超临界600MW级、1000MW级机组，一般为46%～48%，两类机组发电热效率相差10～20个百分点。折合成发电标准煤耗:燃气发电205～213g/(kW•h)，燃煤发电260～280g/(kW•h)，两者相差55～60g/(kW•h)，所以燃气联合循环是当今火电发电标煤耗较低的发电方式。

1.2环境效益好

燃用清洁燃料天然气几乎无粉尘(PM2．5)排放，SO2排放极低，经低氮燃烧器和烟气脱硝装置后NOx排放非常低，CO2等温室气体排放也是燃煤电厂的一半左右，环保优势十分突出。表1为500MW机组年运行5500h，燃气电厂与燃煤电厂污染物排放比较表。

1.3运行灵活，启停迅速

天然气发电厂启停灵活，在夏季用电高峰期适于调节，调峰作用十分突出，调峰性能将进一步得到发挥。近年来，东部沿海地区正在进行电力结构优化调整，防止雾霾天气，“控煤限煤”禁止新上或扩建燃煤电厂，对现役燃煤电厂节能增效要求“升级改造”、污染排放要求“超低排放”，达到燃气发电排放限值标准。然而，改造投入耗资巨大。因此电力结构向清洁化、多元化优化调整进程中，发展天然气发电、核电和可再生能源发电便成为必然选择，但是核电选址难和建设周期较长;可再生能源有间断性、不稳定性和容量较小的特点，适于分布式电源，且须储能与调节电力装置。

2我国天然气消费量与发展简况

受我国经济增速放缓，天然气两次价改提价，大宗商品价格下降造成天然气替代高碳能源的竞争力下挫等不利因素影响，2014年我国天然气消费量1786亿m3，同比仅增长5．6%，结束了此前连续10年超过两位数增幅的势头，比2013年下降了7．3个百分点，远低于过去10年17．4%的平均增速。2013年和2014年两次天然气的价格开始改革上调，未来我国天然气价格改革将进一步深化，2015年存量气与增量气价格并轨，进一步提高气价，天然气价格逐步走向市场定价机制。

3我国天然气发电概况

3.1我国天然气发电分布、容量与占比

进入新世纪以来，我国天然气发电快速发展，截至2013年底，燃气发电装机容量4250万kW，占全国发电装机容量3．4%。煤电装机78621万kW，占总装机容量63%。

3.2我国天然气发电行业运营模式

目前我国天然气发电运营主要分为三类:第一类是国有大型发电央企:华电集团、华能集团、大唐集团、中国电力投资集团等。第二类是地方政府出资控股地方电力投资集团与能源集团:如申能集团、浙能集团、国信集团和京能集团等。第三类是石油、天然气生产供应公司:如中国石油化工集团和中海石油气集团等。为便于借取各自优势，实现优势互补，燃气电厂大多为合资建设。

4目前运营中的几个问题与困境

4.1气峰与电峰重合，燃气电厂存在缺气风险

当前我国燃气发电主要分为热电厂与调峰电厂两类。热电厂以供热为主，发电为辅，从热负荷看，北方以冬季采暖热负荷为主，南方以工业热负荷为主;而调峰电厂一般运行在峰荷及腰荷。由于气峰与电峰在时间上重合，在冬季两类燃气机组都难以获取充足的气源，无法满足顶峰发电调峰作用，热电厂也无法保证供热质量，同时也减少了供热发电量，降低了节能与经济效益。

4.2燃气发电经济效益不佳

燃气价改后，燃气发电上网电价偏低，燃气发电运营成本中燃料费占比70%～80%，天然气价格是影响电厂企业经济性最重要的因素。与燃气发电相比，燃煤发电成本优势突显。天然气热电厂，除了上网电亏损外，供热价格远远超过燃煤热电厂甚至超过供热锅炉房，造成缺乏供热市场竞争力，为了提高市场占有率，燃气热电厂必须大幅降低热价，与燃煤热电厂价格持平或略高，但又造成供热越多亏损越大的尴尬局面。

5几点建议

5.1国家应进一步明确燃气发电定位，因地制宜一区一策

政府应进一步明确燃气发电在电力系统中的定位，在电网运营中的定位以及发电用气在天然气利用中的定位，为企业投资燃气发电项目及其产业链上其他相关产业提供明确指引。

5.2出台相关气电价格政策，加快走上市场定价机制

如上网侧“峰谷分时”电价制度，峰谷电价建议设定为平均上网电价至少2倍，在电力供应充足且天然气供应较少(紧缺)地区实行两部制电价，实行“气电价格联动”。

5.3允许用气大户与上游天然气供应商直供

燃气电厂是天然气大用户，且供气较稳定，应允许与上游供气商直接交易支付合理输气过管费用，最大限度减少中间交易环节和交易费用，尽量降低燃气价格，降低发电成本。

6结束语

结合“十三五”新型城镇化建设和城乡天然气管道布局规划和建设，充分考虑天然气机组热、电、冷三联供的综合效益，应优先发展分布式能源系统，因地制宜地发展集中大型天然气发电(热电)站。南方地区原则上解决供热和供冷需求，北方地区解决中小热冷用户需求，通过冷热电多联供方式实现能源的梯级利用。在风电等新能源大规模发展，系统调峰容量严重不足地区，利用天然气发电机组承担调峰调频任务，提高系统运行灵活性、可靠性，减少弃风、弃水、弃光，宜适当发展大型联合循环发电(供热)系统。

参考文献

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