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我国天然气发电近况与前景


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。

2012年12月3日,国家能源局发布《天然气发展“十二五”规划》明确了天然气发展资产储量、国内产量、页岩气发展、进口预期量、基础设施能力和用气普及率六大目标。值得注意的是,2012年12月1日北京市发改委上调管道天然气、居民用气销售价格,2011年12月26日两广进行天然气价格改革试点,都在为我国的气价改革作进一步的铺垫,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。

《国家“十三五”规划纲要》中建设现代能源体系,推动能源结构优化升级中指出:积极开发天然气、煤层气、页岩油(气),并列入能源发展重大工程,建设沁水盆地,鄂尔多斯盆地东缘和贵州毕水兴等煤层气产业化基地,加快四川长宁—威远,重庆涪陵、云南昭通、陕西延安,贵州遵义—铜仁等页岩气勘查开发,推动致密油、油沙、深海石油勘探开发和油页岩综合开发利用,推动天然气水合物资源勘查与商业化试采。

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%。

我国天然气发电主要分布在长三角、东南沿海等经济发达省市,京津地区及中南地区也有部分燃气电厂,此外,西部地区的油气田周围有少量自备燃气电厂。广东、福建及海南三省燃气电厂装机容量达1750万kW,占全国燃气发电总装机量的34%,江苏、浙江和上海三省市燃气电厂占比约32%,京津地区占比约23%。近年,随着我国雾霾天气环境压力不断加大,山西、宁夏、重庆等地区也陆续有燃气电厂投产,其分布将更加广泛。

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。

我国天然气发电行业产业链主要由三类主体构成。上游为天然气供应商包括国内石油公司及城市燃气公司等,发电企业负责投资运营燃气发电厂,向上游供气商购买天然气转换成电力。石油天然气公司可经LNG或管道直供电厂,亦可由城市燃气公司供应天然气;电厂发出的电力按照上网电价供给下游电网公司。

我国天然气电厂上网电价“一厂一价”甚至“一机一价”,由各地价格管理部门确定,并报国家发改委审批。主要定价方式有两部制定价和单一定价。

两部制定价由电量电价和容量电价组成。上海市实行两部制电价,电量电价(上网电量)为0.504元/(kW·h),容量电价按全年利用2500h安排,电价补偿标准为0.22元/(kW·h),用以补偿燃气发电厂在电网调峰发电作用。对容量较小的9E机组系列,全年发电500h以内的上网电量电价为0.544元/(kW·h)。

除上海外其他地区燃气轮机电厂实行单一电价。气源相同,气价相近,上网电价也相近。如江苏省西气东输供气的调峰电厂上网电价统一为0.581元/(kW·h),河南省西气东输供气上网电价为0.553元/(kW·h),热电上网电价为0.605~0.656元/(kW·h)。气价改革后部分上网电价上调,如浙江半山电厂为0.606元/(kW·h)。

广东省燃机电厂较多,气源多样化,气价差别较大,实行“一厂一价”,甚至“一机一价”定价方式,最低0.553元/(kW·h),最高1.1元/(kW·h)。其上网电价制定大致分为三类:一是按成本加成法制定临时上网电价,主要指使用进口LNG的9E机组,执行统一上网电价为0.553元/(kW·h)。二是国家批复的临时上网电价0.72元/(kW·h),执行这一定价的主要是国家核准的燃气机组。三是采用燃煤机组标杆电价加补贴方式确定。广东省目前一部分9E机组没有正式的政府审批电价,仅有临时结算电价,电网公司按燃煤标杆电价0.5042元/(kW·h)结算,政府对不足部分进行补贴。

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