1   國內(nèi)燃?xì)獍l(fā)電面臨的機(jī)遇

北美及歐洲國家天然氣已成為發(fā)電的主要能源。據(jù)美國能源信息署EIA和歐洲能源轉(zhuǎn)型現(xiàn)狀報(bào)告顯示，自頁巖氣革命以來，美國天然氣發(fā)電量不斷上漲，2017年美國天然氣發(fā)電占比達(dá)31.7%，歐盟天然氣發(fā)電量占比達(dá)18.6%。與發(fā)達(dá)國家相比，我國天然氣發(fā)電占比極低，氣電裝機(jī)硬件占比僅為4.4%。隨著我國天然氣及電力市場(chǎng)的不斷完善，“十三五”期間天然氣發(fā)電將迎來諸多機(jī)遇。

一是上海電氣將逐步完成安薩爾多的股份收購，政府將加快燃?xì)廨啓C(jī)核心技術(shù)國產(chǎn)化進(jìn)度。二是LNG現(xiàn)貨進(jìn)口快速增長，同時(shí)國內(nèi)儲(chǔ)氣設(shè)施迎來投資熱潮，將為燃?xì)獍l(fā)電產(chǎn)業(yè)增加供應(yīng)保障。三是2018年4月18日上海石油天然氣交易中心成功開展7月及11月現(xiàn)貨預(yù)售交易，實(shí)現(xiàn)氣電市場(chǎng)供需匹配，落實(shí)氣電錯(cuò)峰調(diào)控手段。四是發(fā)改委連續(xù)出臺(tái)天然氣價(jià)格改革系列政策，持續(xù)疏導(dǎo)氣電成本及售價(jià)矛盾。愈加嚴(yán)格的環(huán)保要求和相關(guān)政策將驅(qū)動(dòng)天然氣在發(fā)電領(lǐng)域的快速發(fā)展，中國的燃?xì)獍l(fā)電正在迎來新的發(fā)展機(jī)遇。

2     燃?xì)怆姀S的工藝流程

2.1簡單循環(huán)

燃?xì)怆姀S的簡單循環(huán)是指天然氣的化學(xué)能依次通過壓縮、燃燒、膨脹過程組成的熱力循環(huán)。生產(chǎn)流程的主要設(shè)備有燃?xì)廨啓C(jī)、發(fā)電機(jī)、進(jìn)排氣及輔助系統(tǒng)，借助以上設(shè)備實(shí)現(xiàn)天然氣化學(xué)能燃燒產(chǎn)生熱能，再通過軸帶動(dòng)將熱能轉(zhuǎn)化為電能[。但是，由于燃燒后的熱能僅參與一次電能轉(zhuǎn)換，因此，能源利用率較低，僅為30%~40%，與一般燃煤電廠能源利用效率相當(dāng)。

2.2聯(lián)合循環(huán)

燃?xì)怆姀S聯(lián)合循環(huán)是指燃?xì)廨啓C(jī)循環(huán)與蒸汽或其他流體的朗肯循環(huán)相聯(lián)合的熱力循環(huán)。生產(chǎn)設(shè)備較簡單循環(huán)增加了余熱鍋爐、蒸汽輪機(jī)及冷凝裝置，借助以上設(shè)備實(shí)現(xiàn)天然氣燃燒余熱的回收再利用，從而實(shí)現(xiàn)天然氣一次燃燒參與兩次電力轉(zhuǎn)換，降低簡單循環(huán)煙氣能源損失，提升整體能源利用效率。目前，國際先進(jìn)聯(lián)合循環(huán)機(jī)組可實(shí)現(xiàn)60%的發(fā)電效率，相較簡單循環(huán)可提升約20%利用效率。

3燃?xì)廨啓C(jī)的運(yùn)行原理及分類

3.1運(yùn)行原理

燃?xì)廨啓C(jī)由壓氣機(jī)、燃燒室、燃?xì)馔钙郊拜o助系統(tǒng)組成。燃?xì)廨啓C(jī)的主要工作過程是壓氣機(jī)（即壓縮機(jī)）連續(xù)地從大氣中吸入空氣并將其壓縮；壓縮后的空氣進(jìn)入燃燒室，與噴入的燃料混合后燃燒，成為高溫燃?xì)?；高溫燃?xì)怆S即流入渦輪中膨脹做功，推動(dòng)渦輪葉輪帶著壓氣機(jī)葉輪一起旋轉(zhuǎn)；燃?xì)鉁u輪在帶動(dòng)壓氣機(jī)的同時(shí)，尚有余功作為機(jī)械功輸出，借由發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)軸將機(jī)械功轉(zhuǎn)換為電能，從而完成燃料化學(xué)能、熱能、機(jī)械能、電能的能源轉(zhuǎn)換流程。

3.2燃?xì)廨啓C(jī)的設(shè)備分類

在工業(yè)歷史上，由于大型燃?xì)廨啓C(jī)的演變途徑不同，截至目前燃?xì)廨啓C(jī)按照體量及功率大小可分為重型工業(yè)燃機(jī)和輕型航改燃機(jī)兩類不同流派。重型工業(yè)燃機(jī)的鼻祖源自工業(yè)蒸汽輪機(jī)，是通過壓氣機(jī)和燃燒室的綜合改造實(shí)現(xiàn)蒸汽系統(tǒng)的替換，從而集成簡化設(shè)備系統(tǒng)，創(chuàng)造出工業(yè)基礎(chǔ)的燃?xì)廨啓C(jī)。輕型航改燃機(jī)顧名思義源自航空發(fā)動(dòng)機(jī)的演化，核心技術(shù)沿用航空發(fā)動(dòng)機(jī)工藝，即燃料經(jīng)高壓壓氣機(jī)、燃燒室、高壓渦輪，產(chǎn)生高溫高壓燃?xì)狻Ｖ匦凸I(yè)燃?xì)廨啓C(jī)功率輸出高，一般出力范圍在30~500MW，但機(jī)型厚重、體積較大，常用于燃?xì)獍l(fā)電、氣體壓縮、機(jī)械驅(qū)動(dòng)等工業(yè)環(huán)節(jié)；輕型航改燃?xì)廨啓C(jī)功率輸出較低，一般出力小于50MW，啟停迅速、體積小、安裝便捷，常用于調(diào)峰電站、天然氣分布式、交通動(dòng)力環(huán)節(jié)。

4燃?xì)廨啓C(jī)的用氣量及發(fā)電成本測(cè)算

4.1用氣量測(cè)算原理

燃?xì)廨啓C(jī)是燃?xì)怆姀S的核心設(shè)備，而電力追根溯源起源自天然氣內(nèi)存的化學(xué)能。要實(shí)現(xiàn)燃?xì)怆姀S設(shè)備系統(tǒng)的能源轉(zhuǎn)換及天然氣用量測(cè)算，核心在于熱力學(xué)第一定律——能量守恒定律。除熱力學(xué)定律外，實(shí)現(xiàn)計(jì)算還需掌握天然氣氣質(zhì)參數(shù)、燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)型參數(shù)（設(shè)備出力及能源轉(zhuǎn)換效率）等。

4.2發(fā)電成本結(jié)構(gòu)

目前，燃?xì)怆姀S的發(fā)電成本主要由固定資產(chǎn)費(fèi)用、運(yùn)維費(fèi)用、燃料費(fèi)用三大款項(xiàng)構(gòu)成。由于核心設(shè)備依靠國外進(jìn)口、維修養(yǎng)護(hù)，因此，固定資產(chǎn)和運(yùn)維費(fèi)用較燃煤機(jī)組較高。據(jù)通用燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)品說明資料可知，燃?xì)怆姀S的固定資產(chǎn)一般可視為總成本的20%，運(yùn)維費(fèi)用一般為5%（部分機(jī)組運(yùn)行環(huán)境較差，維修頻率高，故實(shí)際費(fèi)用可能更高），燃料費(fèi)用占比約達(dá)75%。針對(duì)國內(nèi)一批投產(chǎn)較早，運(yùn)行較平穩(wěn)的燃?xì)怆姀S，固定資產(chǎn)和運(yùn)維費(fèi)用占比降至20%，燃料費(fèi)用占比可達(dá)80%。

4.3用氣量及發(fā)電成本測(cè)算及驗(yàn)證

結(jié)合通用公司和西門子公司公布的燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)型參數(shù)，對(duì)ISO條件下各種機(jī)型簡單循環(huán)及聯(lián)合循環(huán)模式的用氣量、發(fā)電成本等信息開展初步測(cè)算，各種機(jī)型運(yùn)行結(jié)果各有不同，但存在基本發(fā)展趨勢(shì)。

1）“度電耗氣量”計(jì)算公式

度電耗氣量＝1/1m3NG發(fā)電量＝1/（熱值參數(shù)×聯(lián)合循環(huán)能源利用效率）

結(jié)合通用公司和西門子公司的燃?xì)廨啓C(jī)設(shè)備參數(shù)，對(duì)“度電耗氣量”進(jìn)行了整體測(cè)算。經(jīng)測(cè)算，“度電耗氣量”趨勢(shì)為0.17~0.34m3/kW·h。整體趨勢(shì)可理解為，設(shè)備型號(hào)越高，度電耗氣量越低；同種機(jī)型的“聯(lián)合循環(huán)”均比“簡單循環(huán)”耗氣量更低，兩種循環(huán)模式度電耗氣量相差約30%。

2）“達(dá)出力每小時(shí)耗氣量”計(jì)算公式

達(dá)出力每小時(shí)耗氣量＝出力MW/能源利用效率%/熱值參數(shù)/氣化率

隨著燃?xì)廨啓C(jī)的不斷發(fā)展，“出力MW”范圍越來越廣，目前已能實(shí)現(xiàn)10~560MW。同種機(jī)型的“聯(lián)合循環(huán)”均比“簡單循環(huán)”出力更高，基本實(shí)現(xiàn)1.5倍的增長趨勢(shì)。由于機(jī)型不同，出力的能力范圍差別很大，且簡單循環(huán)和聯(lián)合循環(huán)的用氣測(cè)算模式也有差別，因此，只能簡單總結(jié)為出力越高的機(jī)型每小時(shí)耗氣量更高，LNG耗氣量從1噸到93噸不等。

3）“度電成本”計(jì)算公式

度電成本＝度電耗氣量×氣價(jià)/燃料成本占比

按照天然氣低位熱值33.41MJ/m·、購氣價(jià)2.0元/m3測(cè)算，“聯(lián)合循環(huán)”的“度電成本”為0.48~0.60元/kW·h（含稅），“簡單循環(huán)”的“度電成本”為0.70~0.96元/kW·h（含稅）。在此需要指出，國內(nèi)由于能源供應(yīng)相對(duì)緊缺，且逐步加強(qiáng)能耗管理，目前國內(nèi)燃?xì)怆姀S多采用“聯(lián)合循環(huán)”機(jī)組。

4）為驗(yàn)證用氣量及成本測(cè)算的可信度，我們選用通用公司公布的《9HA電廠價(jià)格手冊(cè)》、華北電力設(shè)計(jì)院出版的《大型燃?xì)廨啓C(jī)電廠工程實(shí)踐》開展兩次驗(yàn)證，詳細(xì)驗(yàn)證結(jié)果見表1。

在驗(yàn)證過程中，我們選用天然氣低位熱值33.41MJ/m3、氣化率1495m3/噸，并選取燃料成本占比72%、購氣價(jià)格2.0元/m3作為測(cè)算參數(shù)，通過對(duì)四類機(jī)型（9HA.01、9F.05、9E.03、6B.03）實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行比對(duì)，結(jié)果顯示“用氣量”測(cè)算偏差僅為0.5%、1.66%、1.98%、2.79%；“度電成本”測(cè)算偏差僅為1.91%、2.40%，結(jié)果顯示用氣量及成本測(cè)算模型可信度較高。

5廣東省氣電上網(wǎng)政策

5.1價(jià)格政策要求

2008年廣東對(duì)省內(nèi)燃?xì)怆姀S執(zhí)行0.745元/千瓦時(shí)的上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)。2011年大鵬LNG配套氣電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)調(diào)整為0.533元/千瓦時(shí)。根據(jù)《國家發(fā)改委關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價(jià)格[2014]3009號(hào)）要求“新投產(chǎn)天然氣調(diào)峰發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)，在參考天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)基礎(chǔ)上，適當(dāng)考慮兩者發(fā)電成本的合理差異確定”，2015年11月廣東省發(fā)改委公布了《關(guān)于完善我省部分9E燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組核準(zhǔn)手續(xù)辦法》，將全省18臺(tái)尚未完成核準(zhǔn)手續(xù)的9E機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)由不足0.6元/千瓦時(shí)轉(zhuǎn)為0.745元/千瓦時(shí)。

2017年10月，廣東省發(fā)改委公布了《關(guān)于降低我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的通知》，要求“廣東省售電價(jià)0.745元/千瓦及以上的氣電項(xiàng)目，上網(wǎng)電價(jià)在現(xiàn)有基礎(chǔ)上統(tǒng)一降低0.03元/千瓦時(shí)（含稅），調(diào)整為0.715元/千瓦時(shí)”，政策涉及的天然氣發(fā)電項(xiàng)目共計(jì)29個(gè)，包括燃?xì)怆姀S與分布式項(xiàng)目兩大類。

為落實(shí)政府工作報(bào)告中提出的“一般工商業(yè)電價(jià)降低10%”的目標(biāo)（約下降8分錢）。2018年9月，廣東省發(fā)改委公布了《關(guān)于降低天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》，要求“燃?xì)鈾C(jī)組上網(wǎng)電價(jià)高于0.665元/千瓦時(shí)的將統(tǒng)一下調(diào)至0.665元/千瓦時(shí)。新投產(chǎn)燃?xì)鈾C(jī)組上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一調(diào)整為0.665元/千瓦時(shí)，調(diào)試運(yùn)行期的上網(wǎng)電價(jià)為商業(yè)運(yùn)行期上網(wǎng)電價(jià)的80%，即0.532元/千瓦時(shí)”，政策涉及的天然氣發(fā)電項(xiàng)目共計(jì)36個(gè)，包括燃?xì)怆姀S與分布式項(xiàng)目兩大類。

5.2價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制

廣東氣源復(fù)雜、成本差距大、機(jī)組類型多，因此氣電項(xiàng)目運(yùn)營千差萬別。部分項(xiàng)目采購中海油海氣資源（如珠海洪灣電廠、中山嘉明電廠），部分項(xiàng)目從中國石油直接購氣（如佛山福能電廠），部分項(xiàng)目經(jīng)城市燃?xì)獠少徺Y源（如深圳鈺湖電廠），甚至存在LNG大規(guī)模發(fā)電項(xiàng)目（協(xié)鑫永和電廠）。

整體來說，直接采購中海油海氣資源（1.80元/立方米）和中國石油管道氣資源（2.06元/立方米）的氣電成本較低；經(jīng)城市燃?xì)獠少彽某杀经h(huán)節(jié)多、發(fā)電成本高；以LNG作為主力氣源的項(xiàng)目氣價(jià)低谷時(shí)期，成本低至2800元/噸，但目前經(jīng)營壓力快速上升。

為研究氣價(jià)和氣電價(jià)傳導(dǎo)機(jī)制，選用“度電耗氣量0.2立方米”作為設(shè)備參數(shù)，選用氣電成本占比80%，開展氣電上網(wǎng)電價(jià)承受范圍測(cè)算。以低成本海氣作為氣源模型，項(xiàng)目最低可承受上網(wǎng)電價(jià)0.45元/千瓦時(shí)；以高成本進(jìn)口LNG（5000元/噸）作為氣源模型，項(xiàng)目最低可承受上網(wǎng)電價(jià)0.87元/千瓦時(shí)，因此，不同項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)承受范圍差異較大（0.45~0.87元/千瓦時(shí)）。

隨著天然氣價(jià)格改革和電力市場(chǎng)改革的深入，氣價(jià)和電價(jià)的矛盾將逐步緩解。但短期內(nèi)部分項(xiàng)目將面臨“氣價(jià)市場(chǎng)化改革帶來的成本上升”和“氣電上網(wǎng)價(jià)格下調(diào)壓減”的雙重壓力。為協(xié)調(diào)氣價(jià)電價(jià)改革，維護(hù)燃?xì)獍l(fā)電主體的積極性，建議政府和企業(yè)在產(chǎn)業(yè)改革過程中，同步開展以下工作：一是完善天然氣購銷合同管理，提前鎖定購銷氣量價(jià)格，實(shí)現(xiàn)供氣企業(yè)和發(fā)電企業(yè)的成本管理；二是電力交易市場(chǎng)建成過程中，引入帶有外部效應(yīng)評(píng)價(jià)的電價(jià)機(jī)制；三是加快國內(nèi)已探明天然氣動(dòng)用進(jìn)程，加快頁巖氣應(yīng)用技術(shù)革命；四是統(tǒng)籌社會(huì)環(huán)保綜合效益，合理分配工商業(yè)電價(jià)降價(jià)空間，讓經(jīng)營壓力較小的電網(wǎng)企業(yè)和煤電企業(yè)承擔(dān)主要的電力降價(jià)責(zé)任；五是加大燃?xì)廨啓C(jī)、內(nèi)燃機(jī)等核心技術(shù)的應(yīng)用研究，降低氣電運(yùn)維成本。

6結(jié)語

隨著我國環(huán)境保護(hù)政策的不斷推進(jìn)，天然氣作為清潔化石能源，在一次能源消費(fèi)中的占比將快速提升。結(jié)合我國燃?xì)廨啓C(jī)與頁巖氣開發(fā)的技術(shù)革命進(jìn)程，預(yù)計(jì)“十三五”期間，燃?xì)獍l(fā)電產(chǎn)業(yè)的技術(shù)可行性與經(jīng)濟(jì)效益性將大幅改善。