1   國內燃氣發電面臨的機遇 上海劍墨歡迎咨詢北美及歐洲國家天然氣已成為發電的主要能源。據美國能源信息署EIA和歐洲能源轉型現

1 國內燃氣發電面臨的機遇 上海劍墨歡迎咨詢

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

一是上海電氣將逐步完成安薩爾多的股份收購，政府將加快燃氣輪機核心技術國產化進度。二是LNG現貨進口快速增長，同時國內儲氣設施迎來投資熱潮，將為燃氣發電產業增加供應保障。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月現貨預售交易，實現氣電市場供需匹配，落實氣電錯峰調控手段。四是發改委連續出臺天然氣價格改革系列政策，持續疏導氣電成本及售價矛盾。愈加嚴格的環保要求和相關政策將驅動天然氣在發電領域的快速發展，中國的燃氣發電正在迎來新的發展機遇。

2 燃氣電廠的工藝流程

2.1簡單循環

燃氣電廠的簡單循環是指天然氣的化學能依次通過壓縮、燃燒、膨脹過程組成的熱力循環。生產流程的主要設備有燃氣輪機、發電機、進排氣及輔助系統，借助以上設備實現天然氣化學能燃燒產生熱能，再通過軸帶動將熱能轉化為電能[。但是，由于燃燒后的熱能僅參與一次電能轉換，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。

2.2聯合循環

燃氣電廠聯合循環是指燃氣輪機循環與蒸汽或其他流體的朗肯循環相聯合的熱力循環。生產設備較簡單循環增加了余熱鍋爐、蒸汽輪機及冷凝裝置，借助以上設備實現天然氣燃燒余熱的回收再利用，從而實現天然氣一次燃燒參與兩次電力轉換，降低簡單循環煙氣能源損失，提升整體能源利用效率。目前，國際先進聯合循環機組可實現60%的發電效率，相較簡單循環可提升約20%利用效率。

3燃氣輪機的運行原理及分類

3.1運行原理

燃氣輪機由壓氣機、燃燒室、燃氣透平及輔助系統組成。燃氣輪機的主要工作過程是壓氣機（即壓縮機）連續地從大氣中吸入空氣并將其壓縮；壓縮后的空氣進入燃燒室，與噴入的燃料混合后燃燒，成為高溫燃氣；高溫燃氣隨即流入渦輪中膨脹做功，推動渦輪葉輪帶著壓氣機葉輪一起旋轉；燃氣渦輪在帶動壓氣機的同時，尚有余功作為機械功輸出，借由發電機轉軸將機械功轉換為電能，從而完成燃料化學能、熱能、機械能、電能的能源轉換流程。

3.2燃氣輪機的設備分類

在工業歷史上，由于大型燃氣輪機的演變途徑不同，截至目前燃氣輪機按照體量及功率大小可分為重型工業燃機和輕型航改燃機兩類不同流派。重型工業燃機的鼻祖源自工業蒸汽輪機，是通過壓氣機和燃燒室的綜合改造實現蒸汽系統的替換，從而集成簡化設備系統，創造出工業基礎的燃氣輪機。輕型航改燃機顧名思義源自航空發動機的演化，核心技術沿用航空發動機工藝，即燃料經高壓壓氣機、燃燒室、高壓渦輪，產生高溫高壓燃氣。重型工業燃氣輪機功率輸出高，一般出力范圍在30~500MW，但機型厚重、體積較大，常用于燃氣發電、氣體壓縮、機械驅動等工業環節；輕型航改燃氣輪機功率輸出較低，一般出力小于50MW，啟停迅速、體積小、安裝便捷，常用于調峰電站、天然氣分布式、交通動力環節。

4燃氣輪機的用氣量及發電成本測算

4.1用氣量測算原理

燃氣輪機是燃氣電廠的核心設備，而電力追根溯源起源自天然氣內存的化學能。要實現燃氣電廠設備系統的能源轉換及天然氣用量測算，核心在于熱力學第一定律——能量守恒定律。除熱力學定律外，實現計算還需掌握天然氣氣質參數、燃氣輪機機型參數（設備出力及能源轉換效率）等。

4.2發電成本結構

目前，燃氣電廠的發電成本主要由固定資產費用、運維費用、燃料費用三大款項構成。由于核心設備依靠國外進口、維修養護，因此，固定資產和運維費用較燃煤機組較高。據通用燃氣輪機產品說明資料可知，燃氣電廠的固定資產一般可視為總成本的20%，運維費用一般為5%（部分機組運行環境較差，維修頻率高，故實際費用可能更高），燃料費用占比約達75%。針對國內一批投產較早，運行較平穩的燃氣電廠，固定資產和運維費用占比降至20%，燃料費用占比可達80%。

4.3用氣量及發電成本測算及驗證

結合通用公司和西門子公司公布的燃氣輪機機型參數，對ISO條件下各種機型簡單循環及聯合循環模式的用氣量、發電成本等信息開展初步測算，各種機型運行結果各有不同，但存在基本發展趨勢。

1）“度電耗氣量”計算公式

度電耗氣量＝1/1m3NG發電量＝1/（熱值參數×聯合循環能源利用效率）

結合通用公司和西門子公司的燃氣輪機設備參數，對“度電耗氣量”進行了整體測算。經測算，“度電耗氣量”趨勢為0.17~0.34m3/kW·h。整體趨勢可理解為，設備型號越高，度電耗氣量越低；同種機型的“聯合循環”均比“簡單循環”耗氣量更低，兩種循環模式度電耗氣量相差約30%。

2）“達出力每小時耗氣量”計算公式

達出力每小時耗氣量＝出力MW/能源利用效率%/熱值參數/氣化率

隨著燃氣輪機的不斷發展，“出力MW”范圍越來越廣，目前已能實現10~560MW。同種機型的“聯合循環”均比“簡單循環”出力更高，基本實現1.5倍的增長趨勢。由于機型不同，出力的能力范圍差別很大，且簡單循環和聯合循環的用氣測算模式也有差別，因此，只能簡單總結為出力越高的機型每小時耗氣量更高，LNG耗氣量從1噸到93噸不等。

3）“度電成本”計算公式

度電成本＝度電耗氣量×氣價/燃料成本占比

按照天然氣低位熱值33.41MJ/m?、購氣價2.0元/m3測算，“聯合循環”的“度電成本”為0.48~0.60元/kW·h（含稅），“簡單循環”的“度電成本”為0.70~0.96元/kW·h（含稅）。在此需要指出，國內由于能源供應相對緊缺，且逐步加強能耗管理，目前國內燃氣電廠多采用“聯合循環”機組。

4）為驗證用氣量及成本測算的可信度，我們選用通用公司公布的《9HA電廠價格手冊》、華北電力設計院出版的《大型燃氣輪機電廠工程實踐》開展兩次驗證，詳細驗證結果見表1。

在驗證過程中，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%、購氣價格2.0元/m3作為測算參數，通過對四類機型（9HA.01、9F.05、9E.03、6B.03）實際生產數據進行比對，結果顯示“用氣量”測算偏差僅為0.5%、1.66%、1.98%、2.79%；“度電成本”測算偏差僅為1.91%、2.40%，結果顯示用氣量及成本測算模型可信度較高。

5廣東省氣電上網政策

5.1價格政策要求

2008年廣東對省內燃氣電廠執行0.745元/千瓦時的上網標桿電價。2011年大鵬LNG配套氣電項目上網電價調整為0.533元/千瓦時。根據《國家發改委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格[2014]3009號）要求“新投產天然氣調峰發電機組上網電價，在參考天然氣熱電聯產發電上網標桿電價基礎上，適當考慮兩者發電成本的合理差異確定”，2015年11月廣東省發改委公布了《關于完善我省部分9E燃氣蒸汽聯合循環發電機組核準手續辦法》，將全省18臺尚未完成核準手續的9E機組上網電價由不足0.6元/千瓦時轉為0.745元/千瓦時。

2017年10月，廣東省發改委公布了《關于降低我省天然氣發電上網電價的通知》，要求“廣東省售電價0.745元/千瓦及以上的氣電項目，上網電價在現有基礎上統一降低0.03元/千瓦時（含稅），調整為0.715元/千瓦時”，政策涉及的天然氣發電項目共計29個，包括燃氣電廠與分布式項目兩大類。

為落實政府工作報告中提出的“一般工商業電價降低10%”的目標（約下降8分錢）。2018年9月，廣東省發改委公布了《關于降低天然氣發電上網電價有關事項的通知》，要求“燃氣機組上網電價高于0.665元/千瓦時的將統一下調至0.665元/千瓦時。新投產燃氣機組上網電價統一調整為0.665元/千瓦時，調試運行期的上網電價為商業運行期上網電價的80%，即0.532元/千瓦時”，政策涉及的天然氣發電項目共計36個，包括燃氣電廠與分布式項目兩大類。

5.2價格傳導機制

廣東氣源復雜、成本差距大、機組類型多，因此氣電項目運營千差萬別。部分項目采購中海油海氣資源（如珠海洪灣電廠、中山嘉明電廠），部分項目從中國石油直接購氣（如佛山福能電廠），部分項目經城市燃氣采購資源（如深圳鈺湖電廠），甚至存在LNG大規模發電項目（協鑫永和電廠）。

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；經城市燃氣采購的成本環節多、發電成本高；以LNG作為主力氣源的項目氣價低谷時期，成本低至2800元/噸，但目前經營壓力快速上升。

為研究氣價和氣電價傳導機制，選用“度電耗氣量0.2立方米”作為設備參數，選用氣電成本占比80%，開展氣電上網電價承受范圍測算。以低成本海氣作為氣源模型，項目最低可承受上網電價0.45元/千瓦時；以高成本進口LNG（5000元/噸）作為氣源模型，項目最低可承受上網電價0.87元/千瓦時，因此，不同項目上網電價承受范圍差異較大（0.45~0.87元/千瓦時）。

隨著天然氣價格改革和電力市場改革的深入，氣價和電價的矛盾將逐步緩解。但短期內部分項目將面臨“氣價市場化改革帶來的成本上升”和“氣電上網價格下調壓減”的雙重壓力。為協調氣價電價改革，維護燃氣發電主體的積極性，建議政府和企業在產業改革過程中，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格，實現供氣企業和發電企業的成本管理；二是電力交易市場建成過程中，引入帶有外部效應評價的電價機制；三是加快國內已探明天然氣動用進程，加快頁巖氣應用技術革命；四是統籌社會環保綜合效益，合理分配工商業電價降價空間，讓經營壓力較小的電網企業和煤電企業承擔主要的電力降價責任；五是加大燃氣輪機、內燃機等核心技術的應用研究，降低氣電運維成本。

6結語

隨著我國環境保護政策的不斷推進，天然氣作為清潔化石能源，在一次能源消費中的占比將快速提升。結合我國燃氣輪機與頁巖氣開發的技術革命進程，預計“十三五”期間，燃氣發電產業的技術可行性與經濟效益性將大幅改善。