气电：小惊喜后能否迎来大发展

“气电太贵了！”这句话道出当前气电发展的最大苦衷，也成为否定气电大发展的主要理由。

 

但当前气电装机容量和发电量等主要指标的快速增长，却让人眼前一亮；而接连出台的鼓励政策，也让人信心一振。

 

成绩可喜

 

记者注意到，天然气是最清洁的化石能源已成共识，将天然气培育成我国主体能源的发展定位也逐渐明晰。作为现行政策鼓励的天然气利用模式，气电比煤电运行灵活，是在技术层面受电网欢迎的电源类型。参考国际经验，气电在我国发展前景十分广阔。

 

据了解，尽管面对天然气价格与电力体制的双重制约，我国气电却“出人意料”地表现出了“总体稳定向好”的发展态势。

 

统计数据显示，截至2016年底，我国天然气发电装机达到7008万千瓦，占发电总装机4.26%，位列核电之前。发电量为1881亿千瓦时，占总发电量3.14%，也位列光伏之前。2009-2016年间，我国气电装机、发电量年均增长均超过两位数，分别为16.52%、18.73%。

 

尤其值得注意的是，在经济效益方面，近年来气电更是让人倍感“意外”和惊喜。

 

“从2005年到2016年，华电的气电业务只有在2008年是亏损的，其他年份全部盈利，期间实现利润年均增长26.81%。尤其在2011年煤电、水电均亏损的情况下，气电成为华电发电业务第一盈利大户。气电虽然盈利水平不高，但效益稳定性好过煤电，且贡献度不断提升。”华电集团企管法律部主任陈宗法向记者介绍，2016年，华电气电业务实现利润19.5亿元（单位千瓦创利163元），对该集团的利润贡献位居第三。

 

据记者了解，华电集团是目前国内最大的气电集团，截至2016年，其气电装机总量已达1197万千瓦，占其总装机的8.3%，占全国气电总装机的17%。

 

有望保持15%增长率

 

同时，在政策层面，无论是今年初发布的天然气发展“十三五”规划，还是近期13部委联合发布的《关于加快推进天然气利用的意见》，都对气电发展释放出积极信号。其中后者将“实施天然气发电工程”列为第二大重点任务，并明确指出，要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。

 

另外，由国家能源局、国务院发展研究中心、国土资源部在8月19日联合对外发布的《中国天然气发展报告2017》显示，截至2016年底，我国发电用气总量达到366亿立方米，在天然气消费结构中占比达到17.8%。根据“十三五”规划，2020年我国气电装机规模将达到1.1 亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。这意味着未来4年，我国天然气发电装机增量将达到约4000万千瓦，年均增量约为12%。届时仅天然气发电业务板块即可带动我国天然气消费逾200亿方的增量。

 

“以2009以来16.52%的年均装机增长率来看，实现这个目标显然可期。”国务院发展研究中心资源与环境市场研究所副所长郭焦锋表示，“在‘十三五’期间甚至之后，天然气发电装机容量在我国保持15%左右的增长率应该是有可能的。”

 

陈宗法认为，“十三五”期间，发电行业整体面临煤电严控、风光电受限、水电消纳困难的发展形势，电力市场普遍过剩，发售电侧竞争加剧，势必需要通过转型实现可持续发展。在此情况下，气电发展，包括调峰电站、热电联产、分布式能源都有机遇和空间，这也是现行政策鼓励的天然气利用方向。

 

“下一步，发电行业清洁发展将加快形成水电、核电、光伏、风电、气电并举的大格局。气电可实现能源清洁转型和电气网稳定运行，将扮演越来越重要的角色，可担当发电行业完成清洁转型、实现可持续发展的重任。”陈宗法说。

 

记者进一步了解到，华电、大唐、国电投等传统发电集团，以及一些大的城市燃气企业都已在积极布局天然气发电业务。以“三桶油”为例，中海油气电集团已成国内第二大气电集团，目前拥有发电总装机规模达708万千瓦，在建138万千瓦，共846万千瓦；中石油昆仑能源在去年刚完成重组就将天然气发电及分布式能源项目作为未来天然气快速增销上量的重要措施；中石化刚刚成立的长城燃气公司，也将管道直供气电项目定位为未来开拓终端市场的核心业务板块之一。

 

何以解忧愁？

 

去年以来，中央政府发布的相关政策文件对理顺天然气价格机制，促进供气成本下降的意愿强烈，极大地鼓舞了天然气行业的发展信心，今年上半年，我国再次迎来两位数以上的天然气消费增速。

 

但记者在采访中了解到，目前困扰气电发展的诸多因素并未从根本上消除，气电发展仍有多重困难需要克服。如“有气用、用得起”这个关键问题仍然突出，各方对气电发展前景依然争论不断。

 

“发展气电，理念是第一关键因素。” 中海油研究总院规划研究院综合规划资深工程师许江风对记者表示，目前我国一些大气污染治理形势紧迫的大城市，应大力发展气电。

 

许江风说，“中国推动气电发展应以市级政府为主，只要下定决心，省会城市、计划单列市以及GDP超过5000亿元等实力较强的城市，都可以启动气电替代煤电工作。”

 

在成本方面，许江风认为，要降低气价成本，开放管道、接收站、储气库等基础设施，管道互联互通，鼓励进口低价气源，天然气按热值计价等很重要。还应鼓励发展气电一体化。有专家甚至直言，我国若能组建气电一体化并大力发展可再生能源的国家绿色能源投资集团公司，其在治理雾霾过程中必将发挥更大作用。

 

许江风特别强调，储气库可实现为气网、热网、电网“三网”调峰的功能，应该得到大力发展。“管住中间，放开两头，接收站与储气库协同，中国就拥有低价采购LNG的战略主动权。”

 

降此之外，占固定成本30-40%的燃气轮机等设备制造与维修服务能否实现国产化也是气电成本控制的重要因素。对此，有燃气轮机专家建议设立发展基金，推动自主燃机技术不断改进。

 

国网能源研究院副院长蒋莉萍指出，“随着可再生能源发电规模增加，对电网而言，电源的灵活性越高越好。天然气发电这种灵活性电源需要有一个合理、系统、基于功能定位角度的定价。按照目前电改方向看，气电还是有机会的，但能否大发展还是要取决于国家压煤的决心和对天然气的定位等因素。”