4新聞中心
您的位置:首頁  ->  新聞中心 -> 我國天然氣發電近況與前景

我國天然氣發電近況與前景


我國天然氣消費量與發展簡況

受我國經濟增速放緩,天然氣兩次價改提價,大宗商品價格下降造成天然氣替代高碳能源的競爭力下挫等不利因素影響,2014年我國天然氣消費量1786億m3,同比僅增長5.6%,結束了此前連續10年超過兩位數增幅的勢頭,比2013年下降了7.3個百分點,遠低于過去10年17.4%的平均增速。

2012年12月3日,國家能源局發布《天然氣發展“十二五”規劃》明確了天然氣發展資產儲量、國內產量、頁巖氣發展、進口預期量、基礎設施能力和用氣普及率六大目標。值得注意的是,2012年12月1日北京市發改委上調管道天然氣、居民用氣銷售價格,2011年12月26日兩廣進行天然氣價格改革試點,都在為我國的氣價改革作進一步的鋪墊,2013年和2014年兩次天然氣的價格開始改革上調,未來我國天然氣價格改革將進一步深化,2015年存量氣與增量氣價格并軌,進一步提高氣價,天然氣價格逐步走向市場定價機制。

《國家“十三五”規劃綱要》中建設現代能源體系,推動能源結構優化升級中指出:積極開發天然氣、煤層氣、頁巖油(氣),并列入能源發展重大工程,建設沁水盆地,鄂爾多斯盆地東緣和貴州畢水興等煤層氣產業化基地,加快四川長寧—威遠,重慶涪陵、云南昭通、陜西延安,貴州遵義—銅仁等頁巖氣勘查開發,推動致密油、油沙、深海石油勘探開發和油頁巖綜合開發利用,推動天然氣水合物資源勘查與商業化試采。

進入新世紀以來,我國天然氣發電快速發展,截至2013年底,燃氣發電裝機容量4250萬kW,占全國發電裝機容量3.4%。煤電裝機78621萬kW,占總裝機容量63%。

我國天然氣發電主要分布在長三角、東南沿海等經濟發達省市,京津地區及中南地區也有部分燃氣電廠,此外,西部地區的油氣田周圍有少量自備燃氣電廠。廣東、福建及海南三省燃氣電廠裝機容量達1750萬kW,占全國燃氣發電總裝機量的34%,江蘇、浙江和上海三省市燃氣電廠占比約32%,京津地區占比約23%。近年,隨著我國霧霾天氣環境壓力不斷加大,山西、寧夏、重慶等地區也陸續有燃氣電廠投產,其分布將更加廣泛。

我國天然氣發電行業運營模式

目前我國天然氣發電運營主要分為三類:第一類是國有大型發電央企:華電集團、華能集團、大唐集團、中國電力投資集團等。第二類是地方政府出資控股地方電力投資集團與能源集團:如申能集團、浙能集團、國信集團和京能集團等。第三類是石油、天然氣生產供應公司:如中國石油化工集團和中海石油氣集團等。為便于借取各自優勢,實現優勢互補,燃氣電廠大多為合資建設。

我國天然氣發電行業產業鏈主要由三類主體構成。上游為天然氣供應商包括國內石油公司及城市燃氣公司等,發電企業負責投資運營燃氣發電廠,向上游供氣商購買天然氣轉換成電力。石油天然氣公司可經LNG或管道直供電廠,亦可由城市燃氣公司供應天然氣;電廠發出的電力按照上網電價供給下游電網公司。

我國天然氣電廠上網電價“一廠一價”甚至“一機一價”,由各地價格管理部門確定,并報國家發改委審批。主要定價方式有兩部制定價和單一定價。

兩部制定價由電量電價和容量電價組成。上海市實行兩部制電價,電量電價(上網電量)為0.504元/(kW·h),容量電價按全年利用2500h安排,電價補償標準為0.22元/(kW·h),用以補償燃氣發電廠在電網調峰發電作用。對容量較小的9E機組系列,全年發電500h以內的上網電量電價為0.544元/(kW·h)。

除上海外其他地區燃氣輪機電廠實行單一電價。氣源相同,氣價相近,上網電價也相近。如江蘇省西氣東輸供氣的調峰電廠上網電價統一為0.581元/(kW·h),河南省西氣東輸供氣上網電價為0.553元/(kW·h),熱電上網電價為0.605~0.656元/(kW·h)。氣價改革后部分上網電價上調,如浙江半山電廠為0.606元/(kW·h)。

廣東省燃機電廠較多,氣源多樣化,氣價差別較大,實行“一廠一價”,甚至“一機一價”定價方式,最低0.553元/(kW·h),最高1.1元/(kW·h)。其上網電價制定大致分為三類:一是按成本加成法制定臨時上網電價,主要指使用進口LNG的9E機組,執行統一上網電價為0.553元/(kW·h)。二是國家批復的臨時上網電價0.72元/(kW·h),執行這一定價的主要是國家核準的燃氣機組。三是采用燃煤機組標桿電價加補貼方式確定。廣東省目前一部分9E機組沒有正式的政府審批電價,僅有臨時結算電價,電網公司按燃煤標桿電價0.5042元/(kW·h)結算,政府對不足部分進行補貼。

[返回]   
吉祥8走势图